Przegląd prasy w obszarze energii i zasobów (12-13.12. 2016 r.)

Spis treści:

1. Działania resortu środowiska na rzecz ochrony powietrza …………….. 4

2. 750 mln na Region. NFOŚiGW uruchamia nowy program priorytetowy............6

3. Kasa na deszczówkę. Rusza nabór projektów na systemy gospodarowania wodami opadowymi...........................................................................................7

4. Nowa forma wsparcia dla sektora energetycznego...........................................9

5. Minister Szyszko o bezpieczeństwie przeciwpowodziowym............................10

6. NFOŚiGW przeznaczy 300 mln zł na systemy gospodarowania wodami opadowymi.......................................................................................................12

7. Polska powinna wesprzeć rozwój gospodarki niskoemisyjnej (Redaktor Agata Rzędowska)...........................................................................14

8. Ponad 5 mln dla radomskiego Uniwersytetu....................................................17

9. Region w miejsce programów Kawka, Ryś, Prosument. Rusza nowy program NFOŚiGW........................................................................................................18

10. Ministerstwo Energii chce zabić smog prądem (Redaktor Magdalena Wierzchowska)..............................................................19

11. Dotacje unijne dla miast na kanalizację deszczową i burzową (Redaktor Michał Kołtuniak)..............................................................................22

12. Kolejne cztery umowy na termomodernizację budynków użyteczności publicznej w ramach POIiŚ..............................................................................23

13. Nową forma wsparcia dla sektora energetycznego.........................................25

14. Ogólnopolski Szczyt Gospodarczy OSG 2016 na temat filarów polskiej gospodarki.......................................................................................................26

15. Ścieki w gminie Włoszczowa zdrożeją, woda nie. Dlaczego?..........................31

16. Pomoc zwrotna dla przedsiębiorców................................................................33

17. Fundusze na toruńską zieleń...........................................................................35

18. GPN będzie realizował projekt o wartości ponad 3 mln zł................................36

19. FreeVolt: Moc zainstalowana w fotowoltanice w Polsce to 153 MW na koniec 2016 r...............................................................................................................38

20. Ostrołęka: Multimedialne Centrum Natura rozpoczyna działalność.................40

21. Rok 2016 w wielickiej kopalni...........................................................................41

22. XII Międzynarodowa Konferencja Power Ring.................................................44

1

23. Ciepło z sieci nie dla wszystkich. Z dotacji nie skorzystał nikt (Redaktor Krzysztof Łakwa).............................................................................46

24. Rozpoczęto wypłaty dotacji z programu Kawka...............................................48

25. KAWKA daje już czystsze powietrze. 132 tony pyłu mniej (Redaktor Marcin Sasin)..................................................................................49

26. Informacja z realizacji Programu „KAWKA”.....................................................50

27. Polska wyemitowała "zielone" obligacje...........................................................52

28. List intencyjny ws. klastra energii dla Żywiecczyzny........................................53

29. Włochy. Ograniczenia ruchu samochodów z powodu smogu..........................55

30. Kanada przyjęła plan działań ograniczających emisję gazów cieplarnianych..56

31. PKN Orlen, oprócz paliw, dostarcza też gips...................................................58

32. Notowania węgla i paliw...................................................................................60

33. Producenci ropy nienależący do OPEC potwierdzili redukcję wydobycia........61

34. Ceny ropy w dół, ale niewiele: uwaga inwestorów przenosi się z OPEC na zapasy........................................................................................................63

35. Rynek uprawnień do emisji CO2 12.12.2016 r..........................................6536. Analiza tygodniowa rynku CO2 (Tomasz Bujacz, Bartosz Wilamowski - trading@vertis.com )........................................................................................66

37. Zapowiedzi cięcia produkcji ropy naftowej przez kraje spoza OPEC, cena ropy mocno w górę (Dorota Sierakowska, analityk surowcowy, Dom Maklerski Banku Ochrony Środowiska).................................................72

38. Prognozy wzrostu produkcji ropy naftowej z łupków w USA (Dorota Sierakowska, analityk surowcowy, Dom Maklerski Banku Ochrony Środowiska) .........................................................................................................................74

39. MAE prognozuje mały wzrost popytu na węgiel do 2021 r...............................76

40. URE podał wskaźniki do ustalania taryf firm ciepłowniczych w 2017 roku.......77

41. Miliarderzy stworzyli fundusz który ma wspierać walkę z globalnym ociepleniem......................................................................................................78

42. Stanowisko organizacji sektora elektroenergetycznego z pięciu krajów dot. planowanej reformy systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2.........79

43. ME: do 2020 r. 400 szybkich punktów ładowania............................................80

44. Ministerstwa zapraszają samorządy do współpracy w ramach programu elektromobilności.............................................................................................81

45. Gazyfikacja węgla ogromną szansą dla polskiego górnictwa..........................82

46. Pakiet zimowy i bezradność elektroenergetyki................................................84

47. Polska może jeszcze obronić się przed złymi zapisami pakietu zimowego (Redaktor Teresa Wójcik rozmawia z Januszem Steinhoffem,

2

b. wicepremierem, b. ministrem gospodarki, przewodniczącym Rady Krajowej Izby Gospodarczej)..........................................................................................86

48. Polska nie ma już czasu na dyskusję o energetyce (Redaktor Piotr Stępiński rozmawia z Beatą Stelmach, prezesem GE Polska) 89

50. Czy Orlen podbije Chorwację? (Redaktor Teresa Wójcik).............................109

51. Dlaczego Bruksela chce ograniczyć dystrybutorów energii (Redaktorzy Rafał Zasuń i Bartłomiej Derski).................................................112

52. Przyrost OZE poniżej oczekiwań rządu (Redaktor Bartłomiej Derski)...........117

53. Czego Fitch oczekuje w energetyce w 2017 roku? (Redaktor Justyna Piszczatowska)................................................................122

54. Szeroka krytyka definicji „drewna energetycznego” (Redaktor Wojciech Krzyczkowski).................................................................125

55. Egoizmy narodowe wypełniają lukę po KE w obszarze bezpieczeństwa energetycznego (Redaktor Jakub Kajmowicz)...............................................128

56. Litewskie problemy Orlenu – potężny szef kolei partnerem Rosjan (Redaktor Piotr Maciążek)..............................................................................130

57. Porozumienie OPEC: Rosja i Iran głównymi beneficjentami (Redaktor Maciej Sankowski)........................................................................133

58. W III kwartale Energa przyłączyła ponad 500 mikroinstalacji.........................135

59. Selfa buduje farmę fotowoltaiczną o mocy 1 MW..........................................136

60. Fortum buduje innowacyjną sieć ładowania elektryków.................................137

61. Rząd szuka gmin chętnych do udziału w programie elektromobilności.........138

62. Biogaz z odpadów z okolic Lublina................................................................139

63. Opolskie: dotacje na efektywność energetyczną...........................................140

64. Znowu niższe ceny w kolejnej aukcji dla PV w Niemczech............................141

65. Organizacje branżowe apelują do Ministerstwa Rozwoju ws. współspalania 143

66. Miejsce biogazowni w nowych realiach rynku OZE (Rozmowa z Danielem Raczkiewiczem z firmy IEN Energy)........................145

67. Przedłużają się prace nad WPGO. Jakie będą konsekwencje braku ich aktualizacji?..............................................................................................150

68. Fundusze ochrony środowiska już nie będą samorządowe. Rząd chce je przejąć i zdyscyplinować..........................................................154

69. Prawo wodne odroczone (Redaktor Urszula Mirowska – Łoskot)..................156

70. Miliarderzy walczą z globalnym ociepleniem (Redaktor Tadeusz Stasiuk)....157

1. MŚ: działania resortu środowiska na rzecz poprawy jakości powietrza

3

(serwis Polskiej Agencji Prasowej)

- MŚ informuje: Za złą jakość powietrza w Polsce odpowiada przede wszystkim zjawisko niskiej emisji, czyli spalanie słabej jakości paliw oraz śmieci w domowych piecach. Ponieważ zanieczyszczenia te są szkodliwe dla zdrowia człowieka, Minister Środowiska inicjuje – w ramach posiadanych kompetencji – liczne działania legislacyjne, techniczne i finansowe mające na celu poprawę jakości powietrza w Polsce.

Krajowy Program Ochrony Powietrza

W celu wsparcia już podejmowanych na poziomie wojewódzkim i lokalnym działań w Ministerstwie Środowiska przygotowany został Krajowy Program Ochrony Powietrza (KPOP). Zakłada on m.in. wprowadzenie: we współpracy z Ministrem Energii – standardów dla paliw stosowanych w domowych piecach, a we współpracy z Ministrem Rozwoju - standardów emisyjnych dla pieców, w szczególności tych stosowanych w sektorze bytowo-komunalnym. Przedmiotowe prace toczą się we wspomnianych ministerstwach na wniosek Ministra Środowiska, w ramach Komitetu Sterującego do spraw Krajowego Programu Ochrony Powietrza.

Ponadto, warto podkreślić, że w ramach znowelizowanej ustawy – Prawo ochrony środowiska (tzw. ustawa antysmogowa) władze samorządu województwa mogą już teraz określać m.in. rodzaj lub jakość paliw dopuszczonych do stosowania na danym terenie. Na podstawie ww. ustawy 15 stycznia 2016 r. przyjęta została np. przez Sejmik Województwa Małopolskiego uchwała „antysmogowa” dla miasta Kraków.

Program REGION

Oczywiście przy wprowadzeniu przedmiotowych zmian niezbędne jest odpowiednie wsparcie finansowe dla mieszkańców, którzy będą wymieniali stare kotły wysokoemisyjne na kotły nowej generacji. Obecnie w Narodowym Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej rusza program REGION, z którego można będzie m.in. prowadzić takie działania, jak wcześniej z programu KAWKA (np. wymiana domowych pieców).

Aplikacja mobilna „Jakość powietrza w Polsce”

Aktualne dane o stanie powietrza w Polsce można znaleźć w bezpłatnej aplikacji mobilnej „Jakość powietrza w Polsce”, która przedstawia rzetelne informacje na temat jakości powietrza. W aplikacji tej dostępne są bieżące dane z automatycznych stacji pomiarowych Państwowego Monitoringu Środowiska rozmieszczonych na terenie całej Polski. Dzięki temu każdy użytkownik może uzyskać aktualną informację na temat zanieczyszczenia powietrza w swojej okolicy. Aplikacja sama wybierze stację, która znajduje się najbliżej użytkownika, ale w każdej chwili będzie też można sprawdzić dane z pozostałych punktów pomiarowych. To wygodne i nowoczesne rozwiązanie zostało przygotowane z myślą o osobach, które chcą uzyskać aktualną informację na temat zanieczyszczenia powietrza w swojej okolicy.

4

Wyniki pomiarów są podawane w sześciostopniowej skali (od „bardzo dobrego” do „bardzo złego”), odnoszącej się do potencjalnego wpływu zanieczyszczeń na zdrowie. Przykładowo ocena „dostateczna” oznacza, że długie przebywanie na otwartym powietrzu połączone z wysiłkiem fizycznym może mieć niekorzystne skutki zdrowotne, dlatego w legendzie znajduje się też zalecenie, aby rozważyć ograniczenie (skrócenie lub rozłożenie w czasie) aktywności na wolnym powietrzu, szczególnie jeśli ta aktywność wymaga długotrwałego lub wzmożonego wysiłku fizycznego.

Informacje o jakości powietrza są prezentowane zbiorczo, za pomocą tzw. indeksu ogólnego, który uwzględnia stężenia siedmiu zanieczyszczeń monitorowanych automatycznie, oraz oddzielnie dla poszczególnych substancji – pyłów zawieszonych: PM10 i PM2,5, dwutlenku siarki, dwutlenku azotu, tlenku węgla, benzenu i ozonu. Aplikację można bezpłatnie pobrać dla systemu Android (przez Google Play) oraz dla systemu iOS (przez Apple Store).

Aktualne dane o jakości powietrza w Polsce można również sprawdzać na stronach internetowych wojewódzkich inspektoratów ochrony środowiska.

UWAGA: komunikaty publikowane są w serwisie PAP bez wprowadzania przez PAP SA jakichkolwiek zmian w ich treści, w formie dostarczonej przez nadawcę. Nadawca komunikatu ponosi odpowiedzialność za jego treść – z zastrzeżeniem postanowień art. 42 ust. 2 ustawy prawo prasowe.(PAP)

5

2. 750 mln na Region. NFOŚiGW uruchamia nowy program priorytetowy(serwis Polskiej Agencji Prasowej)

NFOŚiGW zamierza przeznaczyć 750 mln zł na ekologiczne projekty w ramach nowego programu priorytetowego Region.

Resort środowiska poinformował, że ze środków nowego programu7 priorytetowego Region będzie można m.in. realizować inwestycje finansowane dotychczas w ramach programów Kawka, Ryś i Prosument.

Dofinansowywanie będzie udzielane wojewódzkim funduszom ochrony środowiska i gospodarki wodnej (wfośigw) na wszystkie typy przedsięwzięć ujętych w planach ich działalności. Środki będą mogły być również przeznaczone na projekty o charakterze lokalnym, które nie są finansowane w ramach aktualnych programów NFOŚiGW. Dotyczy to w szczególności przedsięwzięć realizowanych dotychczas w ramach programów: Kawka, Ryś i Prosument.Środki trafią do wfośigw, które przekażą je do beneficjentów końcowych. Dofinansowanie będzie miało formę pożyczki.  Program przewiduje uprzywilejowane oprocentowanie pożyczki na realizację przedsięwzięć z zakresu efektywności energetycznej i OZE (m.in. Kawka, Ryś i Prosument) w stosunku do finansowania projektów środowiskowych w pozostałych dziedzinach ochrony środowiska.

Budżet całego programu to 750 mln zł, w tym na rok 2017 - 40 mln zł. Nabór pierwszych wniosków ma ruszyć jeszcze w tym roku. 

6

3. Kasa na deszczówkę. Rusza nabór projektów na systemy gospodarowania wodami opadowymi(serwis Polskiej Agencji Prasowej)

Na dofinansowanie projektów systemu gospodarowania wodami opadowymi na terenach miejskich zarezerwowano 300 mln zł w ramach konkursu. Drugi nabór dla poddziałania 2.1.5 Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko (POIiŚ 2014-2020) odbędzie się w okresie od 9 stycznia do 15 marca 2017 r.

Uprawnionymi do składania wniosków w ramach konkursu są: jednostki samorządu terytorialnego (JST) i ich związki, działające w ich imieniu jednostki organizacyjne; podmioty świadczące usługi publiczne w ramach realizacji obowiązków własnych jednostek samorządu terytorialnego.  

Przedmiotem konkursu jest dofinansowanie przedsięwzięć dotyczących systemów gospodarowania wodami opadowymi na terenach miejskich. Wspierane będą projekty z zakresu: budowy, rozbudowy lub remontu sieci kanalizacji deszczowej, zbiorników wód opadowych wraz z infrastrukturą towarzyszącą oraz likwidacji zasklepienia lub uszczelnienia gruntu (szczegóły znajdują się w pkt. 15 regulaminu, dostępnego na stronie internetowej konkursu).  

Dla miast nieujętych w projekcie pozakonkursowym realizowanym w ramach typu projektu 2.1.1b, które wpisują się w zakres interwencji POIiŚ, możliwe jest również ujęcie w projekcie zadań związanych z przygotowaniem lub aktualizacją planów adaptacji do zmian klimatu. 

Co do zasady wsparcie będzie kierowane do obszarów miast ujętych w projekcie 2.1.1b polegającym na opracowaniu lub aktualizacji planów adaptacji do zmian klimatu w miastach powyżej 100 tys. mieszkańców.   Ponadto, możliwa będzie również realizacja projektów na obszarach miast, których gęstość zaludnienia jest wyższa niż 1200 mieszkańców/km2, oraz na obszarach gmin miejskich ujętych w kontrakcie terytorialnym dla danego województwa wg stanu na dzień 31 października 2016.  

7

Warunkiem dopuszczenia możliwości współfinansowania ze środków POIiŚ dla miast nieujętych w projekcie 2.1.1b jest potwierdzenie posiadania planu adaptacji do zmian klimatu zgodnie z przygotowanym przez Ministerstwo Środowiska „Podręcznikiem adaptacji dla miast - wytycznymi do przygotowania Miejskiego Planu Adaptacji do zmian klimatu" lub przynajmniej potwierdzenie przystąpienia do przygotowania planu adaptacji poprzez dysponowanie odpowiednią uchwałą rady gminy.  

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej jest Instytucją Wdrażającą Osi priorytetowej II Ochrona środowiska, w tym adaptacja do zmian klimatu, współfinansowanej ze środków Funduszu Spójności w ramach POIiŚ 2014-2020. Konkurs projektów - w ramach działania 2.1 Adaptacja do zmian klimatu wraz z zabezpieczeniem i zwiększeniem odporności na klęski żywiołowe, w szczególności katastrofy naturalne oraz monitoring środowiska, typ projektu 2.1.5 Systemy gospodarowania wodami opadowymi na terenach miejskich - ogłoszono na podstawie Porozumienia z Ministrem Środowiska.

8

4. Nowa forma wsparcia dla sektora energetycznego (portal mos.gov.pl)

Pomoc zwrotna będąca formą wsparcia inwestycji finansowanych w ramach funduszy europejskich to nowe rozwiązanie zastosowane po raz pierwszy w Polsce przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej wspólnie z Ministerstwem Energii. Skorzystają z niego przedsiębiorcy oraz inne podmioty realizujące inwestycje z obszaru poprawy efektywności energetycznej.

6 grudnia 2016 r. został zatwierdzony wzór umowy o dofinansowanie projektów w formie pomocy zwrotnej w ramach osi POIiŚ 2014-2020. Dzięki temu możliwe jest stosowanie nowego sposobu wspierania unijnych inwestycji dla obszaru efektywności energetycznej oraz elementów odnawialnych źródeł energii.

Pomoc zwrotna

Pojęcie „pomoc zwrotna” to połączenie elementów wsparcia podlegającego zwrotowi (o charakterze instrumentów finansowych) oraz wsparcia bezzwrotnego. Zaletą pomocy zwrotnej jest jej znacznie większa elastyczność w porównaniu z instrumentami finansowymi lub dotacjami. W przypadku pomocy zwrotnej można stosować mechanizmy motywacyjne, zachęcające beneficjentów do realizacji bardziej ambitnych projektów (generujących większe efekty ekologiczne, np. większą oszczędność energii).

Dofinansowanie

Dofinansowanie w formie pomocy zwrotnej jest obecnie przekazywane beneficjentom w następujących działaniach/poddziałaniach:

działanie 1.2 Promowanie efektywności energetycznej i wykorzystania OZE przez przedsiębiorstwa wsparcie w ramach pomocy zwrotnej ok. 618 mln zł;

poddziałanie 1.3.2 Wspieranie efektywności energetycznej w sektorze mieszkaniowym wsparcie w ramach pomocy zwrotnej ok. 930 mln zł.

Planowane jest również wykorzystanie przedmiotowego mechanizmu do wspierania projektów w ramach poddziałania 1.1.1 Wspieranie inwestycji dotyczących wytwarzania energii z odnawialnych źródeł wraz z podłączeniem tych źródeł do sieci dystrybucyjnej/przesyłowej. Uruchomienie konkursów z alokacją planowaną na poziomie ok. 433 mln zł przewiduje się na II kwartał 2017 r.

9

5. Minister Szyszko o bezpieczeństwie przeciwpowodziowym (portal mos.gov.pl)

„Remont zbiornika w Nysie to jedna z najbardziej istotnych inwestycji przeciwpowodziowych na Opolszczyźnie” – powiedział minister środowiska Jan Szyszko podczas uroczystego przekazania projektu pn. „Modernizacja zbiornika wodnego Nysa w zakresie bezpieczeństwa przeciwpowodziowego – etap I”. W wydarzeniu, które odbyło się 9 grudnia 2016 r., uczestniczył również wiceminister środowiska Mariusz Gajda.

Minister Szyszko zwrócił uwagę, że katastrofalne powodzie jakie wystąpiły w ostatnich latach, zwłaszcza powódź z 1997 r., ujawniły, do jakich tragicznych skutków mogą doprowadzić poważne zaniedbania w dziedzinie gospodarki wodnej.

„Ten obiekt to dwa tysiące hektarów powierzchni i ponad 120 milionów metrów sześciennych pojemności. Ma on znaczenie ponadregionalne i zasadniczy wpływ na zapewnienie bezpieczeństwa przeciwpowodziowego mieszkańców” – powiedział.

„Inwestycja w Nysie to dowód na to, że polska myśl w zakresie gospodarki wodnej jest przewodnia na świecie" – dodał.

Dzięki projektowi wzmocni się ochrona przeciwpowodziowa Nysy, Lewina Brzeskiego, Brzegu, Oławy oraz Wrocławia, a także okolicznych gmin.

Celami Projektu są również:

eliminacja zagrożenia wystąpienia awarii zbiornika Nysa;

wspomaganie ochrony przeciwpowodziowej doliny Odry;

optymalizacja gospodarowania wodą w obrębie zespołu zbiorników kaskady Nysy Kłodzkiej z uwzględnieniem przebudowy budowli zrzutowej zapory czołowej zbiornika Nysa;

umożliwienie spływu wielkich wód poniżej zbiornika wodnego Nysa poprzez udrożnienie koryta rzeki Nysy Kłodzkiej;

usprawnienie zarządzania obiektami zbiornika i w korycie poniżej zapory Nysa poprzez automatyzację systemu sterowania pozwalającą na zdalne monitorowanie i sterowanie pracą obiektów;

udostępnienie sieci komunikacyjnej mieszkańcom Nysy i okolic. Wokół zbiornika i wzdłuż rzeki poniżej zbiornika wykonanych jest 43 km dróg technologicznych i ścieżek pieszo-rowerowych.

Całkowita wartość inwestycji wyniosła blisko 445 mln zł.

10

Projekt „Modernizacja zbiornika wodnego Nysa w zakresie bezpieczeństwa przeciwpowodziowego – etap I” współfinansowany był ze środków UE w ramach działania 3.1 – Retencjonowanie wody i zapewnienie bezpieczeństwa przeciwpowodziowego Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2007-2013. Wysokość dofinansowania w projekcie to ponad 314 mln zł.

11

6. NFOŚiGW przeznaczy 300 mln zł na systemy gospodarowania wodami opadowymi (portal wp.pl)

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej przeznaczy 300 mln zł dofinansowania w ramach drugiego naboru na systemy gospodarowania wodami opadowymi na terenach miejskich - poinformowano w piątek w komunikacie prasowym NFOŚiGW.

Chodzi o dofinansowanie z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko.

Zgodnie z przedstawioną w piątek informacją Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej drugi nabór w ramach konkursu obędzie się w okresie od 9 stycznia do 15 marca 2017 r.

Wnioski w konkursie mogą składać jednostki samorządu terytorialnego (JST) i ich związki, działające w ich imieniu jednostki organizacyjne, oraz podmioty świadczące usługi publiczne w ramach realizacji obowiązków własnych jednostek samorządu terytorialnego.

Jak wskazuje fundusz, wspierane będą projekty z zakresu budowy, rozbudowy lub remontu sieci kanalizacji deszczowej, zbiorników wód opadowych wraz z infrastrukturą towarzyszącą oraz likwidacji zasklepienia lub uszczelnienia gruntu.

Dla miast nieujętych w projekcie, które wpisują się w zakres interwencji POIiŚ, możliwe jest również ujęcie w projekcie zadań związanych z przygotowaniem lub aktualizacją planów adaptacji do zmian klimatu. NFOŚiGW poinformował, że co do zasady wsparcie w ramach takich działań będzie kierowane do miast powyżej 100 tys. mieszkańców.

Ponadto, możliwa będzie realizacja projektów w miastach, których gęstość zaludnienia jest wyższa niż 1200 mieszkańców/km kw., oraz na obszarach gmin miejskich ujętych w kontrakcie terytorialnym dla danego województwa wg stanu na dzień 31 października 2016.

W informacji prasowej podkreślono, że warunkiem dopuszczenia możliwości współfinansowania ze środków POIiŚ dla miast nieujętych w projekcie jest potwierdzenie posiadania planu adaptacji do zmian klimatu zgodnie z przygotowanym przez Ministerstwo Środowiska "Podręcznikiem adaptacji dla miast - wytycznymi do przygotowania Miejskiego Planu Adaptacji do zmian klimatu" lub przynajmniej potwierdzenie przystąpienia do przygotowania planu adaptacji poprzez dysponowanie odpowiednią uchwałą rady gminy.

12

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej jest Instytucją Wdrażającą Osi priorytetowej II Ochrona środowiska, w tym adaptacja do zmian klimatu, współfinansowanej ze środków Funduszu Spójności w ramach POIiŚ 2014-2020.

Konkurs ogłoszono na podstawie porozumienia z ministrem środowiska.

13

7. Polska powinna wesprzeć rozwój gospodarki niskoemisyjnej(Redaktor Agata Rzędowska)(portal biznesalert.pl)

7 grudnia w Warszawie odbyła się prezentacja publikacji po zakończonym projekcie polsko-niemieckim: „Budowa gospodarki niskoemisyjnej. Praktyka na poziomie lokalnym w Polsce i Niemczech”. Redaktorem merytorycznym wydawnictwa był dr hab. Zbigniew Karaczun z SGGW a w projekt ze strony polskiej zaangażowane były m.in. Justyna Szczepanik i Urszula Stefanowicz z Polskiego Klubu Ekologicznego Okręgu Mazowieckiego oraz Adriana Skajewska ze Stowarzyszenia Lokalna Grupa Działania „Zielone Sąsiedztwo”.

Projekt Polskiego Klubu Ekologicznego i niemieckiej organizacji EcoLogic miał na celu promowanie rozwoju niskoemisyjności na poziomie lokalnym. Rozwój ten jest potrzebny w związku z przyjęciem przez Polskę celów polityki klimatycznej. Realizacja celów zakłada, że do 2020 roku o 20% zmniejszymy emisję gazów cieplarnianych (w porównaniu do roku 2005), 15% energii będziemy pozyskiwać ze źródeł odnawialnych, 10% udział biopaliw. Kolejne wyznaczone cele mamy zrealizować do 2030 roku i do tego czasu powinniśmy mieć 0 40% niższą emisję niż w roku 1990, źródła odnawialne powinny nam dawać 27% pobieranej energii, powinniśmy także zmniejszyć zapotrzebowanie na energię o 27%.

Podobne problemy

Partner projektu EcoLogic z Berlina, zajmuje się problematyką ekologii i zmian klimatycznych od 1995. Koncentruje się na interdyscyplinarnym ujęciu problemów. Jest częścią międzynarodowej sieci organizacji Ecornet.

Organizacje w publikacji podsumowującej projekt pokazują dobre praktyki w 10 miastach (5 Niemieckich i 5 Polskich).

Sformułowane w publikacji rekomendacje odnoszą się do następujących obszarów: wymiany doświadczeń, wykorzystywania zastosowanych rozwiązań, edukacji, wsparcia dla gmin ze strony władz centralnych, planowanie wdrożeń na poziomie lokalnym, prace legislacyjne na poziomie centralnym.

Z polskiej strony w projekt włączone były następujące miasta: Gdańsk, Gliwice, Poznań, Siedlce i Wrocław, z niemieckiej: Brema, Bottrop, Rostock, Schwabmunchen, Wiesbaden. Taki dobór miast pozwalał pokazać różnorodne problemy i ich skalę. Okazało się, że problemy nie zależą wcale od zasobności gminy. Z podobnymi wyzwaniami muszą się mierzyć zarówno polskie jak i niemieckie gminy.

Różne było rozwiązywanie problemów w samorządach. Można powiedzieć, że niemieckie samorządy podchodzą do rozwiązywania problemów bardziej kompleksowo, natomiast polskie samorządy zajmują się jednym aspektem problemu, np. zanieczyszczeniem powietrza przez kotły domowe i edukują społeczeństwo lokalne. Po obu stronach Odry problemem jest niewystarczająca (jak wskazują badane samorządy) współpraca z władzami centralnymi.

14

Gospodarka niskoemisyjna a niska emisja

Gospodarka niskoemisyjna, jak opisują autorzy, to sposób osiągania celów gospodarczych, który w najmniejszym stopniu negatywnie wpływa na procesy naturalne zachodzące na ziemi. Postępująca degradacja środowiska naturalnego przyczynia się do powstania problemu, którego częścią jest niska emisja. Rozwiązaniem problemu jest gospodarka niskoemisyjna. Rozwój gospodarki niskoemisyjnej pozwoli nam uniknąć w przyszłości problemu m.in. z brakiem dostępnych paliw kopalnych, pogłębiających się zmian klimatu, degradacji gleb, utraty bioróżnorodności, zachorowań na choroby cywilizacyjne i spowodowane degradacją środowiska.

Porozumienie Paryskie napędza zmiany

Dla władz lokalnych bodźcem do podejmowania działań na rzecz transformacji niskoemisyjnej jest przyjęta polityka klimatyczna. Unia Europejska realizując założenia Porozumienia Paryskiego postawiła samorządy w obliczu nowych wyzwań. Przygotowane przez UE instrumenty pozwalają samorządom korzystać z finansowego wsparcia na zakup niskoemisyjnych środków transportu publicznego, instalacje pozwalające na ograniczenie produkcji gazów cieplarnianych mają realizacje celów ułatwić.

Wymiana doświadczeń

Twórcy raportu dużo miejsca poświęcają na potrzebę wymiany doświadczeń. O ile polskie samorządy mają już nawyk dzielenia się swoim know-how o tyle wymiana doświadczeń międzynarodowych nie jest już taka częsta. Zaangażowanie samorządów w inicjatywy zarówno europejskie jak i międzynarodowe jest niewystarczającej. Dopiero szerokie zaangażowanie także w projekty międzynarodowe, według twórców raportu, pozwala na zmniejszanie ryzyka błędnych działań. Samorządy mają także większe szanse na uniknięcie powielenia cudzych błędów. Polski Klub Ekologiczny Okręgu Mazowieckiego podjął decyzję o udziale w projekcie „Niemiecko-polska współpraca dotycząca transpozycji europejskiej polityki klimatycznej oraz budowy gospodarki niskoemisyjnej” ponieważ dostrzegał on potrzebę wymiany doświadczeń międzynarodowych. Widział także dobre praktyki, które mogły stać się podstawą wprowadzania zmian nie tylko w Polsce.

Adaptacje do zmian klimatu

Promowanie rozwoju niskoemisyjnego w Polsce odbywało się w ramach tego projektu zarówno poprzez debaty jak i poprzez wypracowanie konkretnych rekomendacji dla miast. Zdefiniowanymi dwiema podstawowymi przyczynami podjęcia działań na rzecz transformacji niskoemisyjnej są: konieczność obniżenia emisji gazów cieplarnianych; potrzeba poprawy jakości powietrza (w Polsce jakość powietrza jest niemal najgorsza w Europie). Stopniowe podejmowanie działań adaptacyjnych ma pomóc dostosowywać się społeczeństwu w sposób najmniej inwazyjny. Jednak, jak możemy przeczytać w opracowaniu, może się okazać, że zmiany klimatu zaczną postępować na tyle szybko, że ludzie będą musieli zintensyfikować działania. Ponieważ duża część emisji w Polsce generowana jest przez transport, w tym obszarze powinny zostać dokonane największe zmiany.

15

Autorzy publikacji wskazują jakie są powody takiego stanu rzeczy. Jako pierwszy pojawia się słaba konkurencyjność kolei w stosunku do samochodów. Cytowany w publikacji raport WHO z 24.11.2016 roku wskazuje, że na 13 najbardziej zanieczyszczonych miast w UE 9 znajduje się w Polsce, raport dotyczy pyłu zawieszonego PM2.5 i PM10 (dwa pierwsze miejsca w tabeli zajmują Żywiec i Pszczyna).

Korzyści z transformacji niskoemisyjnej

40 000 przedwczesnych zgonów rocznie, tyle w Polsce umiera osób w związku z zanieczyszczeniem powietrza. Najbardziej narażone na negatywne działanie zanieczyszczonego powietrza są dzieci, kobiety w ciąży i osoby starsze. Jeśli uda nam się zredukować emisję nie będzie trzeba ponosić tak wysokich kosztów społecznych i leczenia. Pośrednimi korzyściami będą m.in. poprawa jakości usług energetycznych, uniezależnienie się od dostaw ropy, rozwój rodzimej branży energetycznej, poprawa wizerunku Polski na arenie międzynarodowej, poprawa jakości transportu publicznego. Autorzy wskazują, że z perspektywy gmin, największe korzyści osiągną one podejmując następujące działania:

poprawiając efektywność energetyczną budynków komunalnych i elementów infrastruktury miejskiej (oświetlenie uliczne, modernizacja systemów ciepłowniczych);

obniżając energochłonność transportu (zakup nowoczesnych taborów, zróżnicowanie dostępnych środków transportu, w tym niskoemisyjnych takich jak rowery);

inwestując w odnawialne źródła energii i budowanie lokalnych sieci energetycznych;

efektywnie gospodarować odpadami i ściekami.

15 kluczowych rekomendacji

Ostatnia część publikacji poświęcona została rekomendacjom. W 15 punktach autorzy wskazują podjęcie jakich działań przybliży nas do realnej zmiany. Dużo miejsca zajmują rekomendacje związane z pracą nad rozwiązaniami prawnymi w tym nad Narodowym Programem Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej. Wskazują istotną rolę Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej i potrzebę rozbudowania prowadzonych przez ten fundusz programów. Wśród rekomendacji znajdziemy także te dotyczące budowania platform dialogu, włączania lokalnej społeczności w prace nad poprawą jakości powietrza, promocję lokalnych rozwiązań i przedsiębiorstw, lepsze planowanie przestrzenne.

16

8. Ponad 5 mln dla radomskiego Uniwersytetu(portal radom24.pl)

Uniwersytet Technologiczno-Humanistyczny im. Kazimierza Pułaskiego w Radomiu otrzyma dokładnie 5 149 191, 61 zł na "modernizację energetyczną w budynkach UTH Radom".

Dofinansowanie pochodzi z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Radomski wniosek zdobył 27 punktów.

Wsparcie w ramach konkursu Osi Priorytetowej I Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko otrzymało 21 podmiotów, głównie uczelni wyższych.

17

9. Region w miejsce programów Kawka, Ryś, Prosument. Rusza nowy program NFOŚiGW(portal portalsamorzadowy.pl)

• 750 mln zł przeznaczy Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) na ekologiczne projekty w ramach nowego programu priorytetowego Region.

• Ze środków tych będzie można m.in. realizować inwestycje finansowane dotychczas w ramach programów Kawka, Ryś i Prosument)

Dofinansowywanie będzie udzielane wojewódzkim funduszom ochrony środowiska i gospodarki wodnej na wszystkie typy przedsięwzięć ujętych w planach ich działalności.

Środki będą mogły być również przeznaczone na projekty o charakterze lokalnym, które nie są finansowane w ramach aktualnych programów NFOŚiGW. Dotyczy to w szczególności przedsięwzięć realizowanych dotychczas w ramach programów: Kawka, Ryś i Prosument.

Środki trafią do WFOŚiGW, które przekażą je do beneficjentów końcowych. Dofinansowanie będzie miało formę pożyczki.

Program przewiduje uprzywilejowane oprocentowanie pożyczki na realizację przedsięwzięć z zakresu efektywności energetycznej i OZE (m.in. Kawka, Ryś i Prosument) w stosunku do finansowania projektów środowiskowych w pozostałych dziedzinach ochrony środowiska.

Budżet całego programu to 750 mln zł, w tym na rok 2017 – 40 mln zł. Nabór pierwszych wniosków ma ruszyć jeszcze w tym roku.

Kazimierz Kujda, szef NFOŚiGW, niedawno tłumaczył, że dotychczasowe programy pokrywały się obszarami wsparcia, ich obsługa była pracochłonna, a jednocześnie brakowało im dostosowania do realnych potrzeb i uwarunkowań regionów.

18

10. Ministerstwo Energii chce zabić smog prądem(Redaktor Magdalena Wierzchowska)(portal pb.pl)

Tania taryfa grzewcza i dotacje do pieców — tak resort zamierza zachęcić Polaków do elektryfikacji ogrzewania

Rozkręca się sezon grzewczy, a wraz z nim rośnie poziom smogu. Istotna część duszącego problemu to efekt spalania śmieci w domowych piecach. Rząd uruchomił kampanię edukującą Polaków, że wrzucanie opony do kominka to mała oszczędność, a duży uszczerbek dla zdrowia. Edukacja jednak nie wystarczy. Ministerstwo Energii (ME) zamierza kompleksowo rozwiązać sprawę indywidualnego ogrzewania.

— Chcemy zachęcić Polaków do ogrzewania domów jednorodzinnych piecami zasilanymi energią elektryczną z rozbudowaną akumulacją ciepła — mówi Andrzej Piotrowski, wiceminister energii.

Tania taryfa

Resort policzył, że przy produkcji 1 kWh w elektrowni (nawet węglowej) powstaje 10-krotnie mniej pyłów niż w domowym piecu węglowym, nawet najbardziej nowoczesnym. Węglem i śmieciami domy ogrzewa około 3 mln gospodarstw domowych. To do nich ministerstwo kieruje ofertę. Zamierza stworzyć rozwiązania na tyle atrakcyjne cenowo, by nawet niezamożne osoby mogły sobie na nie pozwolić. Myśli o nowej, nocnej taryfie energetycznej, przeznaczonej tylko dla celów grzewczych — dla wszystkich gospodarstw domowych ogrzewających się prądem.

— Cena będzie dużo niższa niż w innych taryfach, chcemy wyeliminować wszystkienarzuty i opłaty nakładane na energię elektryczną. Liczymy też, że minister finansów zrezygnuje z pobierania od tej usługi akcyzy, bo przy domowym spalaniu śmieci i tak jej nie otrzymuje — mówi Andrzej Piotrowski. Parapodatki (zielone, żółte, czerwone, fioletowe i białe certyfikaty) wraz z akcyzą to narzuty rzędu 60 zł/MWh. Jeśli rząd przyjmie takie rozwiązanie, trzeba będzie wprowadzić wiele zmian ustawowych. Może też być potrzebna notyfikacja unijna.

— Nie spodziewam się problemów z akceptacją Komisji Europejskiej, ponieważ specjalna taryfa ma dotyczyć tylko szczególnej części rynku, będzie służyła celom grzewczym, eliminacji bardzo szkodliwych zanieczyszczeń, a także redukcji emisji CO 2 — mówi Andrzej Piotrowski. Resort szacuje, że na ciepło gospodarstwa domowe zużywają nawet 10-krotnie więcej energii niż do pozostałych celów, więc cena energii przeznaczonej do grzania może być istotną zachęta lub barierą.

— Polska, Włochy i Niemcy to najwięksi emitenci pyłu w Europie. Redukcja emisji zanieczyszczeń znacząco poprawi stan zdrowiasporej rzeszy Polaków — deklaruje Andrzej Piotrowski.

45 mld zł na stół

19

Pomysł resortu energii wymaga dużych nakładów. Najwięcej może kosztować wymiana pieców grzewczych — jedno urządzenie to koszty rzędu 10-15 tys. zł. Ich instalacja dla 3 mln gospodarstw domowych to gigantyczny wydatek ok. 45 mld zł. Dlatego sposób udostępnienia pieców mieszkańcom i ewentualny system dotacji może być czynnikiem, który zdecyduje o powodzeniu pomysłu.

— Zapytam prowokująco — ile corocznie wydajemy na OZE? Czy warto w takim razie inwestować w OZE, czy w technologie, które mają bezpośredni wpływ na życie i zdrowie ludzi? Dotrzymamy zobowiązania 15 proc. udziału OZE w energii na 2020 r. Natomiast wprowadzenie proponowanego przez nas rozwiązania może spowodować bardzo znaczący spadek emisji szkodliwych gazów i pyłów do atmosfery — mówi Andrzej Piotrowski.

ME chce wykorzystać na dotacje do pieców część funduszy z programów ochrony środowiska z nowej perspektywy unijnej, np. w ramach realizowanych już w gminach programów likwidacji niskiej emisji. — Chcemy przynajmniej ruszyć z miejsca — mówi Andrzej Piotrowski.

Inteligentny projekt

Budowa systemu ogrzewania bazującego na prądzie będzie wymagała modernizacji niektórych linii energetycznych w sieci dystrybucyjnej. Resort nie podaje jeszcze szacunkowych nakładów.

— Sieć musi być niezawodna, by nie okazało się, że w środku zimy ktoś zostaje bez ogrzewania — mówi Andrzej Piotrowski. Wdrożenie rozwiązania uda się, jeśli powstanie zabezpieczony przed nadużyciami system wbudowanych w instalację grzewczą inteligentnych liczników. Każdy piec ma mieć zainstalowany przy grzałce elektrycznej chip, który będzie przesyłał zaszyfrowane informacje o zużyciu energii do utworzonego przez państwo operatora informacji pomiarowej.

— Zaczynamy prace nad ustawą określającą nowy sposób rozliczeń i dopuszczającą liczniki w urządzeniach gospodarstw domowych, a nawet elektrycznych samochodach — deklaruje Andrzej Piotrowski.

Pozytywnym efektem proponowanego rozwiązania będzie lepsze wykorzystanie nadwyżek OZE i zasobów konwencjonalnych elektrowni, które po północy ograniczają wytwarzanie do minimum. Ten czynnik może zachęcić je do udziału w projekcie po atrakcyjnej dla odbiorców cenie. Brak ekonomicznej zachęty był powodem fiaska dotychczas prób wdrożenia inteligentnych sieci. © Ⓟ

OKIEM EKSPERTA

Kluczowa jest opłacalność

JACEK SZYMCZAK

prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie

Zakładamy, że propozycje ministerstwa będą komplementarne dla ciepłownictwa systemowego. Zaopatrujemy w ciepło ok. 42 proc. gospodarstw domowych w Polsce, w miastach — ok. 60 proc., wszędzie tam, gdzie jest to ekonomicznie uzasadnione. Dla pozostałych obszarów, głównie wiejskich, byłoby celowe

20

wprowadzenie innych form zaopatrywania w ciepło. Barierą może być opłacalność. Obecnie ogrzewanie energią elektryczną należy do najdroższych, podczas gdy średni koszt ogrzewania mieszkania ciepłem systemowym wynosi ok. 2,5 zł/ mkw. Walka z niską emisją wymaga kompleksowych rozwiązań, m.in. skutecznej kontroli i egzekucji prawa oraz zapewnienia akceptowalnego społecznie poziomu kosztów nowych rozwiązań.

OKIEM EKSPERTA

Branża czeka w blokach

STEFAN KAMIŃSKI

prezes Krajowej Izby Gospodarczej Elektroniki i Telekomunikacji

Polski przemysł jest przygotowany, by rozpocząć dostawy sprzętu i oprogramowania do budowy inteligentnych sieci, ale nasz kraj nie realizuje działań niezbędnych do uruchomienia usług. Rosnące opóźnienie obniża konkurencyjność polskiego przemysłu, ma negatywny wpływ na innowacyjność i tempo rozwoju usług z obszaru internetu rzeczy. Nie ma warunków do wdrażania konkurencyjnych modeli biznesowych, co skłoniłoby wytwórców i dystrybutorów energii elektrycznej do innowacji. Brak możliwości wdrażania inteligentnego opomiarowania to również sygnał, że zablokowany jest rozwój OZE, magazynowania energii i elektromobilności. Pozbawiamy gospodarkę możliwości obniżania energochłonności, importu paliw i poziomu szkodliwych emisji.

Poważny problem i grube pieniądze

Stan powietrza w Polsce poniżej standardów. Sławomir Kmiecik, rzecznik Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, twierdzi, że wyeliminowanie niskiej emisji — poprzez likwidację lokalnych palenisk i rozszerzanie sieci ciepłowniczych, wykorzystanie energii geotermalnej, rozwój kogeneracji, wprowadzanie paliw niskoemisyjnych, rozwój elektrycznego ogrzewania i transportu napędzanego prądem, gazem lub hybrydowo — potrwa co najmniej kilkanaście lat. Na poprawę jakości powietrza ma być przeznaczone 1,3 mld EUR z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko na lata 2014-20, a dodatkowo 2,3 mld EUR na rozwój publicznego transportu zbiorowego w miastach.

85 proc. Za taką część niskiej emisji odpowiada nieefektywne spalanie paliw stałych w celu ogrzewania domów w sezonie jesienno-zimowym.

21

11. Dotacje unijne dla miast na kanalizację deszczową i burzową (Redaktor Michał Kołtuniak)(portal rp.pl)

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej przyzna miastom dofinansowanie na przeprowadzenie inwestycji, przyczyniających się do lepszego wykorzystania wody deszczowej i radzenia sobie z jej nadmiarem w trakcie gwałtownych opadów.

Trzysta mln zł, jakie przeznaczono na dofinansowanie najlepszych inwestycji, pochodzi z działania 2.1 „Adaptacja do zmian klimatu wraz z zabezpieczeniem i zwiększeniem odporności na klęski żywiołowe, w szczególności katastrofy naturalne oraz monitoring środowiska" programu „Infrastruktura i środowisko". Konkurs jest skierowany do jednostek samorządu terytorialnego, ich związków, jednostek organizacyjnych, a także podmiotów świadczących usługi publiczne w ramach realizacji obowiązków własnych jednostek samorządu terytorialnego. Przedmiotem konkursu jest dofinansowanie projektów dotyczących systemów gospodarowania wodami opadowymi na terenach miejskich (poddziałanie 2.1.5 „Systemy gospodarowania wodami opadowymi na terenach miejskich").

W praktyce oznacza to, że na wsparcie mogą liczyć projekty, które dotyczyć będą m.in.:

- budowy, rozbudowy lub remontu sieci kanalizacji deszczowej oraz infrastruktury towarzyszącej, która przyczynia się do odprowadzania, zatrzymania, retencjonowania, wykorzystania wód opadowych i/lub ich oczyszczania (w razie potrzeby), przy czym dla tej infrastruktury preferowane będzie użycie metod naturalnych lub bazujących na naturalnych. Metody naturalne lub bazujące na naturalnych to działania, wykorzystujące naturalną zdolność retencji, zagospodarowania, samooczyszczania oraz odprowadzania wód opadowych z danego terenu np. rowy odwadniające, muldy, zbiorniki odparowujące, obsadzone roślinnością stawy sedymentacyjne, obiekty hydrofitowe oczyszczania wód opadowych,

- budowy, rozbudowy lub remontu zbiorników wód opadowych wraz z infrastrukturą towarzyszącą (w tym m.in. urządzenia podczyszczające i instalacje rozprowadzania zebranej wody),

- likwidacji zasklepienia lub uszczelnienia gruntu poprzez stosowanie wzmocnień przepuszczalnych dla wody np.: ażurowych lub żwirowych.

Samorządy mogą oczekiwać dofinansowania na poziomie 85 proc. kosztów kwalifikowanych projektu.

Wnioski o dofinansowanie będą przyjmowane w okresie od 9 stycznia 2017r. do 15 marca 2017r. Później nastąpi ich weryfikacja oraz ocena, a wyniki konkursu mają zostać ogłoszone w lipcu przyszłego roku. Szczegółowe informacje, w tym regulamin konkursu, wytyczne, wzory dokumentów oraz kryteria formalne i merytoryczne można znaleźć na stronie www.poiis.nfosigw.gov.pl.

22

12. Kolejne cztery umowy na termomodernizację budynków użyteczności publicznej w ramach POIiŚ (portal cire.pl)

W ubiegłym tygodniu Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej podpisał cztery umowy na termomodernizację budynków użyteczności publicznej w ramach poddziałania 1.3.1 oś priorytetowa I Zmniejszenie emisyjności gospodarki Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020.

W ubiegłym tygodniu NFOŚIGW podpisał umowy na termomodernizację budynków użyteczności publicznej z: Instytutem Włókien Naturalnych i Roślin Zielarskich i Izbą Administracji Skarbowej w Poznaniu, Technikum Leśnym w Białowieży oraz Izbą Administracji Skarbowej we Wrocławiu

Pierwszą z umów, z Instytutem Włókien Naturalnych i Roślin Zielarskich w Poznaniu, podpisano w poniedziałek 5.12 2016 r. W jej ramach przeprowadzona zostanie termomodernizacja siedmiu budynków położonych w Poznaniu oraz miejscowościach Pętkowo i Plewiska. Umowa przewiduje m.in. ocieplenie powierzchni zewnętrznych, dachów i stropodachów, wymianę okien, modernizację instalacji c.o., montaż wentylacji, wymianę oświetlenia na energooszczędne. Koszty całkowite zadania to 5 119 583 zł, w tym udział dofinansowania POIiŚ to kwota 3 537 923,43 zł. Zakończenie realizacji projektu przewiduje się do 31 grudnia 2018 r.

We wtorek 6 grudnia NFOŚiGW podpisał dwie umowy - z Izbą Administracji Skarbowej we Wrocławiu oraz z Izbą Administracji Skarbowej w Poznaniu. Pierwsza z umów przewiduje termomodernizację sześciu budynków urzędów skarbowych w: Lwówku Śląskim, Głogowie, Świdnicy, Oławie, Miliczu i Nowej Rudzie. Koszty całkowite zadania to 5 967 006,81 zł w tym udział dofinansowania POIiŚ - 5 071 955,79 zł. Natomiast druga umowa dotyczy termomodernizacji budynku biurowego w Pleszewie, w tym ocieplenie powierzchni zewnętrznych, wymiana oświetlenia na energooszczędne oraz montaż paneli fotowoltaicznych. Koszty całkowite zadania to 501 381,85 zł w tym udział dofinansowania POIiŚ - 426 174,57 zł. Zakończenie realizacji przewidziane jest do 30.09.2018 r. . Umowa z Izbą Administracji Skarbowej w Poznaniu jest to pierwsza z siedmiu umów, które będą podpisane z tym wnioskodawcą.

W czwartek 8.12.2016 r NFOŚiGW zawarł natomiast umowę z Technikum Leśne w Białowieży. W ramach termomodernizacji trzech budynków: szkoły, internatu i kotłowni, przewiduje m.in. ocieplenie powierzchni zewnętrznych, docieplenie

23

stropodachów, wymianę stolarki okiennej i drzwiowej, modernizację instalacji c.o. i c.w.u. oraz wymianę oświetlenia na energooszczędne. Koszty całkowite zadania to 7 617 405,66 zł, w tym udział dofinansowania POIiŚ to kwota 6 474 794,81 zł. Zakończenie realizacji projektu przewiduje się do 30 listopada 2019 r.

Budżet I konkursu poddziałania 1.3.1, do którego nabór ogłoszono 21 grudnia 2015 r., wynosi 200 mln zł. Przyjmowanie wniosków o dofinansowanie zakończyło się 31 maja 2016 r. 180 beneficjentów złożyło w sumie 204 wnioski, których koszty całkowite przekraczają 1 mld zł, w tym koszty kwalifikowane to ponad 963 mln zł, wydatki kwalifikowane wynoszą ponad 840 mln zł, a wnioskowane dofinansowanie opiewa na blisko 715 mln zł.

24

13. Nową forma wsparcia dla sektora energetycznego (portal cire.pl)

Ministerstwo Rozwoju 6 grudnia 2016 r. zatwierdziło wzór umowy o dofinansowanie projektów w formie pomocy zwrotnej w ramach osi POIiŚ 2014-2020, zezwalając tym samym na stosowanie nowego sposobu wspierania unijnych inwestycji dla obszaru efektywności energetycznej oraz elementów odnawialnych źródeł energii - poinformował Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej

Jak podkreśla NFOŚiGW pomoc zwrotna będąca formą wsparcia inwestycji finansowanych w ramach funduszy europejskich. Skorzystają z niego przedsiębiorcy oraz inne podmioty realizujące inwestycje z obszaru poprawy efektywności energetycznej.Fundusz wyjaśnia, że pojęcie "pomoc zwrotna" oznacza jedną z form wsparcia, która została dopuszczona przez Komisję Europejską w perspektywie finansowej ma lata 2014-2020. Jest to połączenie elementów wsparcia podlegającego zwrotowi (o charakterze instrumentów finansowych) oraz wsparcia bezzwrotnego. Zasada "zwrotności" środków finansowych umożliwia ich ponowne wykorzystanie na poziomie krajowym, a tym samym pozwala na wsparcie kolejnych projektów w dłuższym horyzoncie czasowym.Jak podkreśla NFOŚiGW wielką zaletą pomocy zwrotnej jest jej znacznie większa elastyczność w porównaniu z instrumentami finansowymi lub dotacjami. Proporcje pomiędzy komponentami pomocy zwrotnej (częścią zwrotną a bezzwrotną) mogą być kształtowane w zależności od potrzeb danej inwestycji.

Jednocześnie Fundusz zaznacza, że w przypadku pomocy zwrotnej można stosować mechanizmy motywacyjne, zachęcające beneficjentów do realizacji bardziej ambitnych projektów (generujących większe efekty ekologiczne np. większą oszczędność energii).

Dofinansowanie w formie pomocy zwrotnej jest obecnie przekazywane beneficjentom w ramach działanie 1.2 - Promowanie efektywności energetycznej i wykorzystania OZE przez przedsiębiorstwa wsparcie w ramach pomocy zwrotnej około 618 mln zł oraz poddziałania 1.3.2 - Wspieranie efektywności energetycznej w sektorze mieszkaniowym wsparcie w ramach pomocy zwrotnej około 930 mln zł;

Planowane jest również wykorzystanie tego mechanizmu do wspierania projektów w ramach poddziałania 1.1.1 - Wspieranie inwestycji dotyczących wytwarzania energii z odnawialnych źródeł wraz z podłączeniem tych źródeł do sieci dystrybucyjnej

25

/przesyłowej. Uruchomienie konkursów z alokacją planowaną na poziomie ok. 433 mln zł planowane jest na II kwartał 2017 r.

14. Ogólnopolski Szczyt Gospodarczy OSG 2016 na temat filarów polskiej gospodarki(portal chemiaibiznes.pl)

5 grudnia 2016 r. w Warszawie w Hotelu Marriott odbyła się II edycja Ogólnopolskiego Szczytu Gospodarczego OSG 2016, poświęcona filarom polskiej gospodarki przyszłości, którego głównym organizatorem jest Europejskie Centrum Biznesu.

Szczyt został podzielony na cztery części: Sesję Plenarną, otwierającą obrady, zatytułowaną „Konkurencyjna gospodarka – bezpieczne państwo”; oraz trzy, trwające równolegle sesje: „Sesja I: Infrastruktura i przemysł. Inteligentne Miasta”; „Sesja II: Innowacyjne firmy i Rozwiązania”; „Sesja III: Bezpieczeństwo narodowe i gospodarcze”. Na zakończenie OSG 2016 odbyła się uroczysta gala wręczenia wyróżnień „Bursztyn Polskiej Gospodarki”.

Zaproszeni goście rozpoczęli dyskusję od istotnej kwestii odbudowy narodowego potencjału gospodarczego jako gwarancji suwerenności i podniesienia pozycji Polski na arenie międzynarodowej. W tym kontekście kluczowe było pytanie o to, ile powinno być Państwa w gospodarce, zwłaszcza w kontekście realizacji celów społecznych i celów gospodarczych. Było to o tyle istotne, gdyż goście debaty starali się wskazać, jak powinna wyglądać strategia bezpieczeństwa Państwa z perspektywy najważniejszych sektorów gospodarki i czy tzw. „lokomotywami polskiej gospodarki” powinny być spółki z sektora państwowego, czy prywatnego. Z drugiej strony nie można było pominąć wątku europejskiego, jeżeli chodzi o kształtowanie bezpieczeństwa Polski. Zastanawiano się więc nad implikacjami dla kraju po Szczycie NATO w Warszawie, jak i również konsekwencjami dla gospodarki narodowej w świetle nowej perspektywy budżetowej Unii Europejskiej. Podczas debaty podjęto także temat „Konstytucji Biznesu”, jako odpowiedzi na niespójne i niestabilne otoczenie prawno-regulacyjne. Moderatorzy zapytali też o potencjalne impulsy dla rozwoju polskiej gospodarki i jakie duże projekty infrastrukturalne mogą taki impuls stanowić.

Po sesji otwierającej odbyły się pozostałe sesje tematyczne. Podczas Sesji Infrastruktura i Przemysł. Inteligentne Miasta zorganizowano trzy panele dyskusyjne: „Infrastruktura krytyczna”, „Infrastruktura & transport – kolej, drogi, porty, infrastruktura miejska” oraz „Innowacyjność – inspiracja dla inteligentnych miast”.

Panel Infrastruktura krytyczna poprowadzony został przez dr Pawła Grzejszczaka – Partnera, Radcę Prawnego w Kancelarii Domański Zakrzewski Palinka zaś w dyskusji wzięli udział: Maciej Bando – Prezes, Urząd Regulacji Energetyki; Adam Gawęda – Senator RP; Wojciech Hann – Członek Zarządu, Bank Gospodarstwa Krajowego; Paweł Jakubowski – Dyrektor Pionu Rozwoju, GAZ-SYSTEM S.A.; Bolesław Jankowski – Wiceprezes Zarządu ds. Handlu, PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.; Andrzej Kurpiewski – Prezes Zarządu, LitPol Link; dr Krzysztof Malesa – Zastępca Dyrektora, Rządowe Centrum Bezpieczeństwa; Rafał Miland –

26

Wiceprezes Zarządu PERN S.A.; dr Andrzej Sikora – Prezes, Instytut Studiów Energetycznych. Dyskusja rozpoczęła się od pytania o najważniejsze inwestycje infrastrukturalne do 2020 roku, wzmacniające bezpieczeństwo Polski. Pozwoliło to na skonfrontowanie panelistów z pomysłem gospodarki o obiegu zamkniętym. W dalszej części zastanawiano się nad możliwościami skutecznej ochrony infrastruktury krytycznej – zarówno jeżeli chodzi o miejsce instytucji Państwowych w systemie, takich jak Rządowe Centrum Bezpieczeństwa, jak i realizacji strategii w kluczowych spółkach będących elementem integracji infrastruktury krytycznej. Kolejna część debaty skoncentrowana była wokół przyszłości polskiego sektora energetycznego – zarówno jeżeli chodzi o sposoby zarządzania ryzykiem przy projektach energetycznych, sposobach i źródłach finansowania inwestycji energetycznych, planach budowania nowych mocy wytwórczych oraz sieci przesyłowych, jak i kształt bezpieczeństwa surowcowego Państwa. Zastanawiano się także nad sposobami ochrony łączności i sieci telekomunikacyjnych, które w dzisiejszych czasach stanowią jedne z najbardziej zaawansowanych technologicznie elementów infrastruktury krytycznej. Na koniec zaproszeni goście wspólnie zastanowili się w jaki sposób można zminimalizować ryzyko przy dużych projektach inwestycyjnych i jakie w związku z tym należy przyjąć modele finansowania inwestycji.

Panel Infrastruktura & transport – kolej, drogi, porty, infrastruktura miejska moderowany był przez mec. Marcina Krakowiaka – Partnera w Kancelarii Domański Zakrzewski Palinka. W roli uczestników debaty wystąpili: Maciej Brzozowski – Dyrektor Przedstawicielstwa w Polsce, Hafen Hamburg Marketing e.V.; Adrian Furgalski – Wiceprezes Zarządu, Zespół Doradców Gospodarczych TOR; Arkadiusz Ignasiak – Członek Rady Nadzorczej, STK S.A.;  Paweł Smoleń – Członek Zarządu, ERBUD S.A.; Kazimierz Smoliński – Sekretarz Stanu, Ministerstwo Infrastruktury i Budownictwa; Bartosz Soroczyński – Członek Zarządu, Stowarzyszenie „Inicjatywa dla Infrastruktury”; dr inż. Andrzej Żurkowski – Dyrektor Instytutu Kolejnictwa. Dyskusja na początku panelu została zdominowana przez kwestię możliwych scenariuszy rozbudowy infrastruktury, szczególnie pod kątem zaangażowania inwestorów prywatnych. Pytanie stanowiło część szerszego zagadnienia, jakim jest konieczność rozbudowywania perspektywicznych, aczkolwiek kosztownych szlaków transportowych (północ-południe, Europa-Chiny), przy jednoczesnym efektywnym i odpowiednim finansowaniu inwestycji infrastrukturalnych. Wnioski pozwoliły zastanowić się prelegentom nad możliwymi scenariuszami rozwoju przewozu towarowego – zarówno jeżeli chodzi o przyszłość transportu kolejowego, jak i dzisiejsze zapotrzebowanie klientów na korzyści, jakie oferuje transport intermodalny, huby, centra logistyczne, czy stale rosnąca liczba prywatnych przewoźników cargo. W dalszej części dyskusji skoncentrowano się na sposobach przekonania ludzi do odważniejszego korzystania z transportu publicznego. Chodzi tu z jednej strony o możliwości rozwoju takiego transportu w ramach samorządów (kolej metropolitalna) z drugiej o korzyści wizerunkowe dla miast, wynikające z rozbudowy nowoczesnej infrastruktury transportowej.

Panel Innowacyjność – inspiracja dla inteligentnych miast, zamykający Sesję I Szczytu został poprowadzony przez Jacka Błażejewskiego – Partnera Zarządzającego w Dorfin Grant Thornton Frąckowiak sp. z o.o. sp.k. W roli prelegentów wystąpili: Krzysztof Banasiak – Dyrektor Działu R&D, Fibar Group

27

S.A.; Marek Duda – Prezes Zarządu, CEZ ESCO Polska; Piotr Grzymowicz – Prezydent Miasta Olsztyn; Sebastian Kawałko – Doradca Prezydenta Miasta Lublin Krzysztofa Żuka; Tomasz Korczyński – Counsel, DENTONS; Marek Łasiński – Dyrektor Rozwoju Biznesu, Philips Lighting Poland S.A.; Stanisław Sieńko – Wiceprezydent Miasta Rzeszowa; Paweł Sokołowski – Dyrektor Departamentu Cyfrowej Infrastruktury Miejskiej, Asseco Data Systems S.A.; Grzegorz Walczukiewicz – Dyrektor Biura, Związek Miast i Gmin Morskich; Marcin Witko – Prezydent Miasta Tomaszowa Mazowieckiego. Podczas dyskusji zastanawiano się, jaka jest współcześnie rola samorządów we wspieraniu przedsiębiorczości, zwłaszcza innowacyjnego biznesu. Następnie, prelegenci opowiadali o ich doświadczeniach w obszarze innowacyjnych rozwiązań dla miast, takich jak: inteligentne systemy zarządzania ruchem, inteligentne domy, inteligentna instalacja świetlna, punkty ładowania samochodów hybrydowych. Poruszono także bardzo ciekawy temat wzmocnienia komunikacji mieszkańcy-samorząd. Chodzi tu zarówno o wprowadzenie cyfrowej komunikacji z urzędami, płatności on-line, czy platform ICT, ale przede wszystkim zaangażowanie mieszkańców w proces rozwoju i zwiększania „interaktywności” miasta wraz z jego przestrzenią. Zastanawiano się także, przed jakimi wyzwaniami stoją obecnie władze samorządowe w obszarze bezpieczeństwa i polityki prywatności przy projektach smart-city, czy budowy kapitału miasta i regionu poprzez odpowiednie strategie promocyjne B2B i B2C. Na koniec panelu dyskusja dotyczyła wyzwań przed jakimi staną samorządy podczas realizacji programu Mieszkanie Plus, a także kwestii sprawniejszego realizowania inwestycji na poziomie samorządów np. poprzez umowy ESCO.

Sesja II: Innowacyjne firmy i rozwiązania składała się z dwóch paneli dyskusyjnych pt. „Najlepsze praktyki – Liderzy zmian” oraz „Prezentacje innowacyjnych technologii i rozwiązań w przemyśle – case studies”

Panel Najlepsze praktyki – liderzy zmian został poprowadzony przez mec. Agnieszkę Wiercińską-Krużewską – Adwokata i Starszego Partnera w Kancelarii WKB Wierciński, Kwieciński, Baehr Sp. k. zaś do debaty zasiedli: dr Alicja Adamczak – Prezes, Urząd Patentowy RP; Andrzej Dopierała – Prezes Zarządu, Asseco Data Systems S.A.; Stanisław Dyrda – Ekspert, Narodowe Centrum Badań i Rozwoju;  Tomasz Gondek – Business Development Director, Saule Sp. z o.o.; Roman Masek – Dyrektor Techniczny, BELSE Sp. z o.o.; Joanna Ossowska-Rodzewicz – Wiceprezes Zarządu, Fibar Group S.A.; Monika Piątkowska – Prezes, Związek Pracodawców Krajowa Organizacja Innowatorów Przemysłu; Grzegorz Wolszczak – Bank Światowy w Polsce; dr inż. Tomasz Zieliński – Prezes, Polska Izba Przemysłu Chemicznego. Początek dyskusji zdominowało pytanie: czy zmiany w gospodarce powinny zachodzić w sposób ewolucyjny, czy rewolucyjny? Czy kreowanie się nowych liderów to efekt długoletniej pracy firmy, doskonalenia swoich procesów i produktów, czy raczej jest to szybki akt powstania pomysłu, który idealnie wpisuje się w preferencje i potrzeby klienta, a który niemal momentalnie stawia przedsiębiorstwo w pozycji lidera na rynku. Jak wskazywali prelegenci, od odpowiedzi na to pytanie zależy wiele – począwszy od ustalenia kapitału na badania i rozwój produktu, poprzez budowanie marki w świadomości klientów, a skończywszy na strategii pozyskiwania nowych rynków, szczególnie w dobie Internetu. W dalszej części dyskutowano nad współczesnym profilem klienta – z jednej strony

28

nowoczesne technologie otwierają nowe możliwości, jeżeli chodzi o dotarcie do odbiorcy ze swoją ofertą, z drugiej klient staje się coraz bardziej świadomy swoich potrzeb względem produktu, oczekując od niego dawnej jakości i prostoty działania. W ramach dyskusji starano się więc nakreślić, jak powinien wyglądać współczesny produkt - atrakcyjny dla klienta i opłacalny dla producenta.

Panel Prezentacje innowacyjnych technologii i rozwiązań w przemyśle – case studies był panelem w ramach którego zaproszeni goście zapoznali uczestników z innowacyjnymi projektami, jakie ich firmy lub instytucje przygotowują i oferują.

Sesja III: Bezpieczeństwo narodowe i gospodarcze złożona była z trzech paneli dyskusyjnych pt. „AGROSEC: Bezpieczeństwo sektora rolno-spożywczego”, „ECONSEC – Bezpieczeństwo narodowe” oraz „Bezpieczeństwo środowiskowe i ekologiczne”

Panel AGROSEC: Bezpieczeństwo sektora rolno-spożywczego moderowany był przez Beatę Drewnowską, Redaktor Dziennika „Rzeczpospolita”, zaś do dyskusji zasiedli: Edward Bajko – Prezes, Spółdzielcza Mleczarnia Spomlek; Zenon Daniłowski – Prezes Zarządu, Makarony Polskie S.A.; Andrzej Gantner – Dyrektor Generalny, Polska Federacja Producentów Żywności Związek Pracodawców; Artur Habza – Dyrektor Departamentu Gospodarki i Współpracy Zagranicznej, Urząd Marszałkowski Województwa Lubelskiego; prof. Andrzej Kowalski – Dyrektor, Instytut Ekonomiki Rolnictwa i Gospodarki Żywnościowej; Marek Moczulski – Prezes Zarządu, Bakalland; Robert Niczyporuk – Partner, Corporate and M&A Practice, Kancelaria Domański Zakrzewski Palinka; Paweł Pacek – Wicedyrektor Biura Rozwoju i Innowacji, Agencja Rozwoju Przemysłu S.A.; Julian Pawlak – Prezes Zarządu, Krajowa Unia Producentów Soków; Jarosław Sierszchulski – Zastępca Prezesa, Agencja Restrukturyzacji i Modernizacji Rolnictwa; Paweł Stamburski – Dyrektor Departamentu Agrobiznesu, Bank Zachodni WBK; Leszek Wiwała – Prezes Zarządu, Związek Pracodawców Polski Przemysł Spirytusowy. W pierwszej kolejności prelegenci zastanawiali się nad wpływem członkowstwa Polski w Unii Europejskiej na kondycję branży rolno-spożywczej, zwłaszcza w kontekście uzależnienia od rynku unijnego. Starano się też nakreślić wnioski, jakie powinna wyciągnąć branża oraz władze państwowe po nałożeniu embarga  rosyjskiego, a także jakie skutki będzie miało wyjście Wielkiej Brytanii z Unii Europejskiej. Paneliści zastanawiali się również nad konsekwencjami wprowadzenia umów CETA i TTiP. W dalszej części panelu dyskutowano nad sytuacją handlu towarami rolnymi w Polsce i za granicą –zwracano bowiem uwagę, że zawirowania na rynku surowców dosyć silnie wpływają na handel krajowy, co z kolei utrudnia producentom budowanie silnej pozycji rynkowej w Europie i na świecie. Na koniec panelu dyskutowano nad kwestią centralizacji nadzoru nad bezpieczeństwem żywności.

Moderatorem panelu ECONSEC – Bezpieczeństwo narodowe był dr Krzysztof Wąsowski – Partner, Adwokat, Doktor Nauk Prawnych w Kancelarii Elżanowski Cherka & Wąsowski. W debacie zaś wzięli udział: dr Krzysztof Liedel – Dyrektor Centrum Badań nad Terroryzmem Collegium Civitas; dr Krzysztof Malesa – Zastępca Dyrektora, Rządowe Centrum Bezpieczeństwa; Paweł Nazarewski – Stowarzyszenie ObronaNarodowa.pl; Paweł Poncyliusz – b. Wiceminister Gospodarki; Mariusz Schmidt – Prezes, Polskie Towarzystwo Certyfikacji Energii;

29

dr Przemysław Zaleski – Politechnika Wrocławska. Podczas dyskusji starano się wskazać, jakie czynniki wpływają na kształtowanie się polityki bezpieczeństwa państwa w aktualnej sytuacji międzynarodowej. Pozwoliło to odnieść się do polityki bezpieczeństwa Polski i tym samym zastanowić się, czy Polska dziś jest krajem bezpiecznym. W szczególności zastanawiano się nad w/w kwestią w kontekście członkowstwa Polski w Unii Europejskiej i NATO. Koniec debaty poświęcony został kwestii efektywności energetycznej, jako jednemu ze sposobów budowania bezpieczeństwa kraju.

Panel Bezpieczeństwo środowiskowe i ekologiczne, zamykający trzecią sesję OSG 2016 moderowany był przez Katarzynę Kuźmę – Radcę Prawnego, i Partnera w Kancelarii Domański Zakrzewski Palinka, natomiast w debacie udział wzięli: Dariusz Jasak – Prezes Zarządu, Veolia Water Technologies; Klaudia Kleps – Koordynator Komisji ds. Innowacji, Polska Izba Przemysłu Chemicznego; Jacek Spyrka – Zastępca Prezesa Zarządu NFOŚiGW; Tomasz Styś – Ekspert w dziedzinie gospodarki odpadami komunalnymi, Instytut Sobieskiego; dr inż. Krystian Szczepański – Dyrektor, Instytut Ochrony Środowiska – Państwowy Instytut Badawczy. Zaproszeni prelegenci na początku dyskusji, próbowali zdefiniować pojęcie współczesnego ekoterroryzmu (w odróżnieniu od terroryzmu), co pozwoliło odnieść problematykę bezpieczeństwa ekologicznego do bezpieczeństwa kraju w ogóle. Pozwoliło to nie tylko wskazać bardziej precyzyjniej podstawowe wyzwania i zagrożenia we współczesnym świecie, ale przede wszystkim spojrzeć na bezpieczeństwo ekologiczne w kategoriach doktryny. W tym kontekście szczegółowo przeanalizowano „Strategiczny Plan Adaptacji dla sektorów i obszarów wrażliwych na zmiany klimatu do roku 2020 z perspektywą do roku 2030”. Koniec panelu poświęcony został zagadnieniom gospodarki odpadami, a także gospodarowaniem wodą, określaną dzisiaj jako najcenniejszy surowiec świata.

30

15. Ścieki w gminie Włoszczowa zdrożeją, woda nie. Dlaczego?(portal echodnia.eu)

Za odprowadzenie 1 metra sześciennego ścieków mieszkańcy gospodarstw domowych w gminie Włoszczowa zapłacą w przyszłym roku o 61 groszy więcej. Cena wody się nie zmieni.

Nowe taryfy za zbiorowe zaopatrzenie w wodę mieszkańców i zbiorowe odprowadzenie ścieków Rada Miejska we Włoszczowie uchwaliła na sesji 30 listopada. Za podwyżką było 16 radnych, 3 się sprzeciwiło (Marian Hebdowski, Jarosław Szafrański i Piotr Bulski). Za 1 metr sześcienny dostarczonej wody mieszkańcy gminy Włoszczowa zapłacą w przyszłym roku tyle samo, co w bieżącym – 3,7 złotych netto (4 złote brutto), natomiast za metr sześcienny ścieków – 5,7 złotych netto (6,16 złotych brutto) – to o 61 groszy więcej, niż jest obecnie.

Tańsze ścieki niż w Końskich i Jędrzejowie

Poszkodowani będą w dalszym ciągu mieszkańcy wsi, w których nie ma kanalizacji sanitarnej, bowiem za metr sześcienny zabranych przez beczkowóz ścieków z przydomowych szamb zapłacą około 11-12 złotych, czyli dwukrotnie więcej od mieszkańców przyłączonych do sieci.

Tam, gdzie kanalizacja już jest, gmina będzie przypominać mieszkańcom o obowiązku podłączania się i wręcz ich zmuszać do tego, bo to się opłaca. Sprawa jest prosta. – Za beczkowóz, który zabiera 10 metrów sześciennych ścieków trzeba zapłacić 110-120 złotych. Wpuszczenie tej samej ilości ścieków do kanalizacji kosztuje 60 złotych plus VAT – tłumaczył na sesji prezes Włoszczowskiego Zakładu Wodociągów i Kanalizacji Ryszard Maciejczyk.

Podwyżka cen za ścieki, jak tłumaczył prezes Maciejczyk, spowodowana jest powstaniem nowych inwestycji i co za tym idzie wzrostem podatku od wartości majątku spółki (o 44 tysiące złotych) oraz amortyzacji (o 16 tysięcy).

Maciejczyk twierdził, że zakład nie może przynosić strat, a podwyżka ceny za ścieki spowoduje, że Włoszczowski Zakład Wodociągów i Kanalizacji nie będzie musiał dopłacać w przyszłym roku przeszło 300 tysięcy złotych do tej działalności (w tym roku wydatki na ścieki pochłonęły 2,8 miliona, a dochody z tej działalności – 2,45 miliona). Po przyjętej podwyżce dochody spółki mają się zbilansować z wydatkami.

Warto podkreślić, że nowe taryfy przyjęte we Włoszczowie są dużo niższe, niż w sąsiednim Jędrzejowie czy Końskich, gdzie średnia cena za 1 metr sześcienny odebranych ścieków wynosi odpowiednio od ponad 8 do przeszło 10 złotych netto

31

(do tego trzeba doliczyć 8 procent VAT).

Woda ta sama, ale ze stratami na przesyle

Cena wody pozostaje natomiast na niezmienionym poziomie, mimo że ponieśliśmy też nakłady na sieć wodociągową – mówił Maciejczyk. Problemem są w dalszym ciągu straty na przesyle wody, które – jak twierdzi Ryszard Maciejczyk – są trudne do oszacowania. O kwotę tych strat dopytywał na ostatniej sesji Jarosław Czechowski, zarządca nieruchomości w mieście.

- Za te straty płacą odbiorcy wody. Trzeba uszczelnić rury – apelował wiceprzewodniczący rady Marian Hebdowski. – Straty na wodzie pośrednio wpływają też na wysokość taryf za ciepło, które płacą odbiorcy – wyjaśniał Stanisław Arkit, prezes Spółdzielni Mieszkaniowej Lokator.

- Faktycznie jest różnica w wydobyciu wody i jej sprzedaży – potwierdził Ryszard Maciejczyk. – Staramy się eliminować nieszczelności rur. Dlatego złożyliśmy wniosek do Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska o dofinansowanie na zakup urządzenia do wykrywania wycieku wody z rurociągów. To urządzenie powinniśmy otrzymać w przyszłym roku – poinformował radnych prezes Maciejczyk.

32

16. Pomoc zwrotna dla przedsiębiorców(portal petrolnet.pl)

ektor energetyczny (w tym paliwowy) może już otrzymać pomoc zwrotną. To nowa forma wsparcia inwestycji finansowanych w ramach funduszy europejskich.                       

Ministerstwo Energii wspólnie z NFOŚiGW, jako pierwsze instytucje w Polsce podjęły decyzję o zastosowaniu pomocy zwrotnej jako formy wsparcia inwestycji finansowanych w ramach funduszy europejskich.

Pomoc zwrotna to jedna z form wsparcia, która została dopuszczona  przez Komisję Europejską w perspektywie finansowej 2014-2020. Łączy elementy instrumentu finansowego (wsparcia podlegającego zwrotowi) oraz dotacji (wsparcia bezzwrotnego). „Zwrotność” środków umożliwia ich ponowne wykorzystanie na poziomie krajowym, a tym samym wsparcie kolejnych projektów w dłuższym horyzoncie czasowym.

Czym się charakteryzuje się pomoc zwrotna?

-  znacznie większą elastycznością niż ma to miejsce w przypadku instrumentów finansowych lub dotacji;

- proporcje pomiędzy komponentami pomocy zwrotnej (częścią zwrotną a bezzwrotną) mogą być kształtowane w zależności od potrzeb danej inwestycji;

-  w przypadku pomocy zwrotnej można stosować mechanizmy motywacyjne, zachęcające beneficjentów do osiągnięcia lepszych efektów, w wyniku realizacji dofinansowanego projektu.

Od kiedy będzie możliwe korzystanie z tej kwoty wsparcia?

Ministerstwo Rozwoju 6 grudnia zatwierdziło wzór umowy o dofinansowanie projektów w formie pomocy zwrotnej w ramach sektora energetyka, dopuszczając tym samym nowy sposób wspierania unijnych inwestycji dla obszaru odnawialnych źródeł energii i efektywności energetycznej.

Obecnie dofinansowanie w formie pomocy zwrotnej jest przekazywane beneficjentom w następujących działaniach/poddziałaniach:

33

    Poddziałanie 1.1.1 Wspieranie  inwestycji  dotyczących  wytwarzania  energii z odnawialnych źródeł wraz z podłączeniem tych źródeł do sieci dystrybucyjnej /przesyłowej alokacja na wsparcie w ramach pomocy zwrotnej około 433 mln zł;

    Działanie 1.2 Promowanie efektywności energetycznej i wykorzystania OZE przez przedsiębiorstwa wsparcie w ramach pomocy zwrotnej około 618 mln zł;

    Poddziałanie 1.3.2 Wspieranie  efektywności  energetycznej w sektorze mieszkaniowym wsparcie w ramach pomocy zwrotnej około 930 mln zł;

    Poddziałanie 1.7.1 Wspieranie efektywności energetycznej w budynkach mieszkalnych w konurbacji śląsko-dąbrowskiej wsparcie w ramach pomocy zwrotnej około 125 mln zł.

34

17. Fundusze na toruńską zieleń(portal torun.pl)

Miasto chce złożyć wnioski o dofinansowanie zagospodarowania terenów zieleni na osiedlu Jar, Bulwarze Filadelfijskim i tzw. Rudelce w ramach konkursu Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko.

– Zamierzamy złożyć wnioski w konkursach, które będą prowadzone w Programie Operacyjnym Infrastruktura i Środowisko, na dofinansowanie zadań, które mają upiększyć i poprawić toruńską zieleń – mówił prezydent Torunia Michał Zaleski. – Miejsca, które wytypowaliśmy w trzech projektach to pierwsze działania zorganizowanej zieleni na terenie JAR-u, teren tzw. Rudelki oraz zagospodarowanie Bulwaru Filadelfijskiego.

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej ogłosił nabór w konkursie w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020 (Fundusz Spójności). Jest to trzeci nabór w ramach działania 2.5 Poprawa jakości środowiska miejskiego. W ramach naboru Toruń zamierza aplikować o pozyskanie środków na realizację projektu „Zagospodarowanie turystyczno–rekreacyjne lasów miejskich”, gdzie całkowita wartość projektu wynosi 1 200 tys. zł (możliwe dofinansowanie do 85 % kosztów kwalifikowanych), „Zagospodarowanie turystyczno–rekreacyjne terenów na osiedlu JAR” (możliwe dofinansowanie do 85 % kosztów kwalifikowanych czyli ok. 5 525 tys. zł) oraz „Zagospodarowanie Bulwaru Filadelfijskiego w Toruniu-zagospodarowanie terenów zieleni”, gdzie szacunkowa całkowita wartość projektu wynosi 5 500 tys. zł, natomiast możliwe dofinansowanie do 85% kosztów kwalifikowanych, to ok. 4 675 tys. zł.

Jednym z załączników wymaganych do wniosku aplikacyjnego jest uchwała Rady Miasta upoważniająca do złożenia wniosku o dofinansowanie. Jej projekt zostanie rozpatrzony podczas najbliższej sesji, 15 grudnia 2016 r.

35

18. GPN będzie realizował projekt o wartości ponad 3 mln zł(portal limanowa.pl)

Poręba Wielka. Gorczański Park Narodowy uzyskał wysokie dofinansowanie na realizację projektu o wartości ponad 3 mln zł. Za te pieniądze powstanie Ośrodek Edukacyjny, który poszerzy ofertę parku, zagospodarowany zostanie również park podworski w Porębie Wielkiej.

W połowie listopada w siedzibie Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Warszawie miało miejsce podpisanie umowy o dofinansowanie projektu pod nazwą „Adaptacja zabytkowego obiektu architektonicznego na Ośrodek Edukacyjny Gorczańskiego Parku Narodowego wraz z zagospodarowaniem edukacyjnym parku dworskiego w Porębie Wielkiej”, który ma być realizowany w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko na lata 2014-2020. 

 

Umowę podpisali Roman Wójcik - zastępca prezesa zarządu NFOŚiGW i Janusz Tomasiewicz - dyrektor Gorczańskiego Parku Narodowego. W spotkaniu uczestniczyły także Katarzyna Siwkowska, zastępca dyrektora Departamentu Ochrony Przyrody i Edukacji Ekologicznej, Dorota Starczewska - starszy inspektor w tymże departamencie i koordynator projektu oraz pracownicy NFOŚiGW, prowadzący projekty w kilku parkach narodowych. W tym dniu umowy podpisali także dyrektorzy Biebrzańskiego PN, Pienińskiego PN, PN Gór Stołowych, Drawieńskiego PN, Słowińskiego PN.

 

Projekt w Gorczańskim Parku Narodowym realizowany będzie w latach 2016 – 2019. Ogólna jego wartość wynosi przeszło 3 mln zł, z czego dofinansowanie ze środków Unii Europejskiej to prawie 2 mln zł, zaś pozostała kwota pochodzić będzie ze środków krajowych. 

 

Umowa zawarta pomiędzy NFOŚiGW a GPN obejmuje w swym zakresie m.in. adaptację budynku dawnej oficyny dworskiej na Ośrodek Edukacyjny GPN. Do celów edukacyjnych przystosowany zostanie parter oficyny o powierzchni użytkowej ok. 200 m², z salami: konferencyjną (dla 50 osób) oraz warsztatową (dla 20 osób), wyposażonymi w nowoczesny sprzęt multimedialny, bibliotekę z czytelnią, pracowniami edukacyjnymi oraz punktem informacji turystycznej. Ta część budynku udostępniona będzie uczestnikom stacjonarnych zajęć edukacyjnych, warsztatów, konferencji, wykładów, itd., a także korzystającym z księgozbioru GPN, w tym osobom niepełnosprawnym.

 

36

W zabytkowych piwnicach zorganizowana zostanie wystawa przyrodnicza, dostępna także dla osób poruszających się na wózkach inwalidzkich. Prezentowana tu będzie przyroda Gorców oraz działania Parku w zakresie jej poznania i ochrony. Ekspozycja ukaże wyjątkowość przyrodniczą tej części Karpat, w tym zachowane fragmenty puszczy karpackiej, będącej miejscem życia dużych drapieżników, takich jak wilk i ryś, a także rzadkich gatunków ptaków, np. głuszca i orła przedniego.

 

Na poziomie -1 zaplanowano także salę aktywnych zajęć, w której znajdować się będą stanowiska do różnorodnych, samodzielnie wykonywanych aktywności, pozwalających na utrwalenie zdobytej wiedzy, tj. gry planszowe, układanki, zgadywanki tematyczne, zabawy manualne, itp. Zlokalizowano tu także kącik zabaw dla najmłodszych dzieci. Odwiedzający będą tu mogli obejrzeć filmy edukacyjne, poszerzające tematykę prezentowaną na wystawie.

 

Projekt zakłada również zagospodarowanie edukacyjne parku dworskiego w Porębie Wielkiej, otaczającego przyszły Ośrodek Edukacyjny GPN. Powstaną nowe elementy infrastruktury edukacyjnej: bindaż, platforma widokowa, system ścieżek spacerowych.

 

- Kompleksowe zagospodarowania terenu wraz z wymienioną infrastrukturą pozwoli nie tylko na poszerzenie oferty edukacyjnej GPN, ale także stworzenie odwiedzającym i mieszkańcom atrakcyjnych miejsc wypoczynku i rekreacji wraz z możliwością poznawania przyrody i kultury Gorców - informuje Ewa Strauchmann, kierownik Zespołu ds. Edukacji i Udostępniania Parku.

37

19. FreeVolt: Moc zainstalowana w fotowoltanice w Polsce to 153 MW na koniec 2016 r. (portal wp.pl)

Moc zainstalowana w fotowoltaice w Polsce sięgnęła 153 MW na koniec 2016 r. wobec 95 MW rok wcześniej, poinformował Łukasz Nowiński z firmy FreeVolt.

"Na koniec bieżącego roku mamy już w kraju 153 MW łącznej mocy zainstalowanej w fotowoltaice. Domowych systemów jest ponad 11,2 tysięcy na łączną moc ponad 62 MW. W samym pierwszym kwartale 2016 roku operatorzy przyłączyli mikroinstalacje PV w ilości ponad 5,7 tysięcy, czyli więcej niż zamontowano w Polsce przez ostatnie 5 lat" - powiedział Nowiński, cytowany w komunikacie.

Jak podano, w roku 2015, według danych Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej - Polska PV, wartość tego rynku przekroczyła 300 mln zł, wzrastając o 240% r/r , a na przestrzeni lat 2014-2015 - aż o 373%. Dla porównania, globalne tempo wzrostu wyniosło w zeszłym roku 34%. Na koniec 2015 roku skumulowana moc zainstalowana w elektrowniach fotowoltaicznych w kraju nieznacznie przekroczyła 95 MWp. Udział mikroinstalacji w tej wartości wyniósł aż 28%, gdzie rok wcześniej oscylował w granicach zaledwie 13%, wskazano w komunikacie.

"W kolejnych latach spodziewany jest dalszy, dynamiczny wzrost tego rynku. Jego wartość w latach 2016-2018 wyniesie ok. 5,6 mld zł netto" - zaznaczono w informacji.

Optymistyczne prognozy dotyczą też segmentu mikroinstalacji PV, co jest uwarunkowane kilkoma czynnikami. Coraz więcej ogniw wykonywanych jest w innowacyjnej technologii PERC (Passivated Emitter Rear Contact) i HJT (Heterojunction Si), które znacząco podnoszą ich wydajność. W zeszłym roku jedna z firm ogłosiła, że wydajność wyprodukowanych w ten sposób modułów wzrosła aż do 24%, stwierdza informacja. 

"Inne czynniki ułatwiające rozwój tego segmentu to wzrost świadomości ekologicznej, ustabilizowanie regulacji prawnych czy wreszcie korzystne z punktu widzenia ekonomicznego rozliczenia dla instalacji do 40kWp. Przypomnijmy, że zgodnie z nowym ustawodawstwem, energia, która nie zostanie zużyta w czasie rzeczywistym, zostanie oddana do 'sieci', a po okresie rozliczeniowym (1 rok), 70% tej energii - dla instalacji od 10 do 40 kWp, wraca do właściciela PV bez żadnych dodatkowych kosztów" - czytamy dalej. 

"Rynek może liczyć na dalsze dynamiczne wzrosty. Do 2020 roku chcielibyśmy mieć w kraju ok. 1000 MW mocy zainstalowanej w fotowoltaice, choć prognozy Polskich Sieci Energetycznych mówią o nawet dwukrotnie wyższej wartości, czyli ponad 2000

38

MW. Dla porównania, jeszcze cztery lata temu łącznie w fotowoltaice w Polsce zainstalowane było tylko 2,2MWp" - dodaje przedstawiciel FreeVolt.

Samych mikroinstalacji PV powinno przybywać w tempie 50-100 tys. rocznie. Duża w tym zasługa programów unijnych. Gminy coraz chętniej sięgają po środki z UE, dużym zainteresowaniem cieszą się programy NFOŚiGW oraz WFOŚiGW. Kluczowe znaczenie w rozwoju mikroinstalacji PV będzie też miała realizacja samorządowych projektów realizowanych w ramach RPO (Regionalnego Programu Operacyjnego), podano w komunikacie. 

39

20. Ostrołęka: Multimedialne Centrum Natura rozpoczyna działalność(portal rdc.pl)

W Ostrołęce rozpoczyna działalność Multimedialne Centrum Natura prowadzące warsztaty i szkolenia z ekologii, głównie dla dzieci i młodzieży. Placówka posiada m.in. kino z unikatowym w skali Europy ekranem 360 stopni, gdzie prezentowane będą filmy edukacyjne.

W poniedziałek odbyła się oficjalna inauguracja działalności Multimedialnego Centrum Natura, które jest wspólną inicjatywą warszawskiej Fundacji Drabina Rozwoju oraz samorządu Ostrołęki – regularne zajęcia odbywać się tam będą od stycznia 2017 r.

Budowa placówki, która rozpoczęła się w listopadzie 2014 r., kosztowała 4,5 mln zł. Środki na inwestycję realizowaną przy wsparciu m.in. Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej pochodziły głównie z Mechanizmów Finansowego Europejskiego Obszaru Gospodarczego 2009-2014.

Multimedialne Centrum Natura zajmuje ok. 500 metrów kw. Oprócz kina z cylindrycznym ekranem 360 stopni, przeznaczonego do wyświetlania filmów 3D, posiada także salę doświadczeń, służącą jako laboratorium prezentacji zjawisk przyrodniczych, a także ogród, zajmujący dach budynku, który wykorzystywany będzie, zwłaszcza w okresie od wiosny do jesieni, do prowadzenia różnego rodzaju zajęć, w tym gier i zabaw edukacyjnych.

Podczas inauguracji Multimedialnego Centrum Natura odbyła się projekcja wyprodukowanego specjalnie przez tę placówkę filmu edukacyjnego 3D „W królestwie wielkiego suma”, prezentującego faunę i florę rzeki Narwi, która wraz z pasem łąk i terenów podmokłych stanowi międzynarodowy korytarz ekologiczny wskazany w Sieci Ekologicznej ECONET.

40

21. Rok 2016 w wielickiej kopalni(portal krakow.pl)

Wieliccy górnicy rok podsumowują wcześniej niż inni – przy okazji górniczego święta. Mijający 2016 był czasem intensywnej pracy nie tylko pod względem turystycznym i uzdrowiskowym, ale także górniczym. Bez nieustannego trudu, kilkuset górników pracujących nad zabezpieczaniem i ochroną podziemnego zabytku, bezpieczne i szerokie udostępnianie atrakcji nie byłoby możliwe.

Turystycznie i z pielgrzymką

O fenomenie popularności podziemnego zabytku świadczy jego unikatowość na światową skalę, ale też fakt, iż goście czują się w nim komfortowo i bezpiecznie, chcą tu powracać, polecają innym. – Z początkiem grudnia liczba zwiedzających trasy kopalni przekroczyła 1,5 mln – to ponad 170 tysięcy zwiedzających więcej niż w analogicznym okresie roku ubiegłego (o 13% więcej). Obok Polaków (52% turystów) kopalnię najchętniej odwiedzali Brytyjczycy, Włosi, Niemcy, Francuzi, Hiszpanie. Pierwszą dziesiątkę zamykają: Amerykanie, Norwegowie, Koreańczycy, Węgrzy i Szwedzi – mówi Damian Konieczny, Prezes Zarządu Kopalni Soli „Wieliczka” Trasa Turystyczna. Największą popularnością cieszyły się: Trasa Turystyczna, Trasa Górnicza, Szlak Pielgrzymkowy i Solilandia (dla dzieci).

Do sukcesu zapewne przyczyniły się m.in. Światowe Dni Młodzieży – w ciągu kilkunastu dni odwiedziło podziemia 78 tysięcy pielgrzymów z całego świata. – Od kwietnia 100 m pod ziemią turystów i pielgrzymów (na tafli solankowego jeziora) witało logo ŚDM, a od grudnia w nadszybiu szybu Regis zobaczyć można drewniany krucyfiks, autorstwa górników-rzeźbiarzy, poświęcony przez papieża Franciszka podczas lipcowego spotkania młodych w Brzegach k. Wieliczki – dodaje Prezes Konieczny.

Pod ziemię i do tężni po zdrowie

Do Wieliczki chętnie zaglądają nie tylko turyści i pielgrzymi, ale też kuracjusze. Dzięki leczniczym właściwościom podziemnego mikroklimatu działalność rozwija Uzdrowisko kopalni. Dużą popularnością w tym roku cieszyły się w nim nie tylko kilkunastodniowe pobyty rehabilitacyjno-lecznicze (z NFZ lub odpłatne), ale także kilkugodzinne (Zdrowa Sobota) lub nocne (Zdrowy Sen), na które można wybrać się bez skierowania – rodzinnie czy w gronie znajomych. Wspomniana Zdrowa Sobota to tegoroczna nowość: program łączący wypoczynek, rekreację oraz profilaktykę. Nowością jest też Program Rehabilitacji Głosu dla nauczycieli, mówców, wykładowców. Dużą popularnością cieszyła usytuowana w Parku św. Kingi tężnia solankowa. Z leczniczych inhalacji skorzystało o 6 % więcej osób niż w roku ubiegłym (o 160 tysięcy osób więcej).

41

Na ciekawe wydarzenie

Kopalnia tętniła życiem także dzięki wydarzeniom i imprezom – w mijającym roku odbyło się ich w kopalni ponad 300. Były cykliczne koncerty, prestiżowe konferencje, bankiety, bale, sportowe gale, a nawet podziemny turniej gier  komputerowych. Nie zabrakło wydarzeń o charakterze społecznym, jak rodzinny Dzień Dziecka w Parku św. Kingi, bicie rekordu Guinnessa pod ziemią czy odblaskowy piknik przy tężni z udziałem uczniów ze Szkoły nr 2 w Wieliczce.

W trosce o bezpieczeństwo

– Udostępnianie zabytku tak licznej rzeszy osób nie byłoby możliwe bez ciągłej pracy górników. Są oni stale pod ziemią obecni mimo zakończenia, przed wielu laty, wydobycia soli. Turystom, gościom, kuracjuszom udostępnionych jest 4% wyrobisk o charakterze zabytkowym, a górnicy pod stałą kontrolą mają też pozostałe 96% wyrobisk (komór i chodników), zarówno tych najcenniejszych, jak i podlegających likwidacji – wyjaśnia Tomasz Broniowski, Dyrektor Biura Spółki Kopalnia Soli „Wieliczka” SA. Górnicy ograniczają zagrożenia naturalne (wynikające z ciągłej „pracy” górotworu), a także usuwają skutki wielowiekowej eksploatacji soli – poprzez renowację wyrobisk zabytkowych (obudowy drewniane, kotwienie, przebudowy) oraz likwidację niezabytkowych pustek (wypełnianie piaskiem lub mieszaninami iniekcyjnymi). W ten sposób zapewniają coraz wyższy poziom bezpieczeństwa podziemiom i miastu, gościom oraz mieszkańcom.

Prowadzone w 2016 roku działania zabezpieczające (renowacyjne) to kilkanaście dużych projektów, część z nich to działania wieloletnie. Zabezpieczano zabytkowe wyrobiska m.in. zespoły komór Margielnik, Geramb, Żralski, komory Hunka, Gaisrück, Saurau, Wessel, Dworzec Gołuchowskiego, chodnik Świętosławskie, poprzecznię Powroźnik, podłużnię Król Saski. W ramach likwidacji niezabytkowych pustek poeksploatacyjnych kontynuowano zasypywanie piaskiem (metodą podsadzania z powierzchni) niezabytkowej wschodniej części kopalni, a także prowadzono działania zmierzające do wodoszczelnej likwidacji rejonu Kloski-Colloredo oraz poziomu IX (najgłębszego w kopalni). Prowadzono także działania modernizacyjne infrastruktury podziemnej, szybowej i naziemnej.

– Zakres działań uzależniony jest od dotacji państwowej i z innych źródeł, ale także wypracowanych środków własnych. Te ostatnie pochodzą nie tylko ze sprzedaży soli (w 2016 roku: 10 tys. ton powstałych w efekcie utylizacji wód zasolonych), ale również działalności turystycznej. Można powiedzieć, że każdy turysta ma swój wkład w zachowanie bezcennego dziedzictwa – dodaje Dyrektor Broniowski

Plany na najbliższe lata

42

Strategiczne podejście do bezpieczeństwa, ochrony podziemi i środowiska nadaje priorytet działaniom w rejonie szybu Daniłowicza, głównego wejścia do kopalni. Jednym z realizowanych projektów jest odtworzenie, znajdującego się w sąsiedztwie szybu Daniłowicza, szybu Paderewski, który uruchomiony zostanie w 2018 roku. Szyb ten powstał w 1812 roku. Sięga I poziomu kopalni (ok. 64 metry). Zabezpieczany i przebudowywany jest z uwagi na pogarszający się stan techniczny, a prace prowadzone są  ze środków własnych i Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska. Powstanie w nim także przedział schodowy, co pozwoli na jego wykorzystanie jako alternatywnego połączenia powierzchni z wyrobiskami Trasy Turystycznej, dzięki czemu zwiększy się bezpieczeństwo osób przebywających w jej wyrobiskach.

W tym roku powstała także koncepcja Centrum Obsługi Turystów, którego budowa ruszy najwcześniej w 2018 roku. Będzie on trzykondygnacyjnym obiektem, wkomponowanym w naturalną skarpę na skraju Parku św. Kingi i pokrytym tzw. zielonym dachem. Planowane w nim funkcjonalne rozwiązania poprawią logistykę obsługi i prowadzenia ruchu ludzi, a przede wszystkim pozwolą na bezpieczny rozwój obiektu.

43

22. XII Międzynarodowa Konferencja Power Ring(portal teraz-srodowisko.pl)

Polska gospodarka jest w trakcie przemian, wiadomo to nie od dziś. Inwestując w rozwój, Polska uczestniczy w światowym trendzie dążenia do gospodarki niskoemisyjnej w sposób maksymalnie rozsądny i zrównoważony, a istotnym jego elementem jest zlikwidowanie pozostałych barier rozwojowych pomiędzy Polską, a bogatszymi krajami Unii przy jednoczesnym podnoszeniu stopy życiowej obywateli. Dlatego w publicznej dyskusji nad możliwymi rozwiązaniami należy wziąć pod uwagę aspekty zarówno ekologiczne, ekonomiczne, jak i społeczne.

Ministerstwo Rozwoju pod przewodnictwem Premiera Mateusza Morawieckiego opracowało projekt strategicznego dokumentu pt.: „Strategia na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju”, który wyraźnie sygnalizuje potrzebę podjęcia natychmiastowych działań na wielu płaszczyznach polskiej gospodarki. Wedle tego dokumentu najważniejsze dla Polski wyzwania w sektorze energetycznym to: zapewnienie stabilnych dostaw jak najtańszej energii, energooszczędność, dostosowanie do unijnych wymogów przeciwdziałania zmianom klimatycznym oraz przechodzenie na gospodarkę niskoemisyjną. W wizji nowego modelu rozwoju pojawia się m.in. modernizacja i rozbudowa sieci przesyłowych oraz magazynów gazu, inwestycje w konwencjonalną energetykę, szersze wykorzystanie stabilnych źródeł energii odnawialnej, wdrożenie energetyki jądrowej oraz wsparcie dla rozwoju niskoemisyjnego transportu zbiorowego.

W tej ważnej dyskusji nie można pominąć jednego z bardzo dynamicznie rozwijających się ostatnio trendów, jakim jest gospodarka o obiegu zamkniętym, z jej podstawowym przesłaniem, że odpad nie jest już problemem a staje się bardzo cennym surowcem.

Wstępem i niejako określeniem obszarów pogłębionej dyskusji będą rekomendacje z dwóch przeprowadzonych w październiku i listopadzie konferencji w tym zakresie, a także spojrzenie na te zagadnienia młodego pokolenia zaprezentowane podczas wcześniejszego spotkania – konferencji ze studentami.

Do zrealizowania wszystkich tych celów, a także celów polityki klimatycznej, potrzebne są pomysły oraz środki. Dlatego podczas tegorocznej konferencji Power Ring będzie mowa o potrzebnych inwestycjach, efektywności ich realizacji oraz technologiach wspomagających rozwój i innowacyjność sektora energetycznego i nie

44

tylko, z uwzględnieniem możliwych źródeł finansowania oraz szans na skuteczną realizację takich projektów. Dyskusja będzie się toczyć w obrębie następujących zagadnień:

1. Rola i miejsce energii w zrównoważonym rozwoju

2. Zintegrowane plany dot. energii i klimatu dla Polski w perspektywie 2030 i 2050 roku

3. Gospodarka o obiegu zamkniętym – rozwiązanie co do zasady pozbawione wad, ale trudne do pełnego wdrożenia

Swój udział potwierdzili m.in. Krzysztof Tchórzewski, Minister Energii, który dokona uroczystego otwarcia konferencji, Paweł Sałek, Sekretarz Stanu, Pełnomocnik Rządu ds. Polityki Klimatycznej, Ministerstwo Środowiska, Kamel Ben Naceur, Dyrektor, Directorate of Sustainability, Technology and Outlooks, Międzynarodowa Agencja Energetyczna, Samuele Furfari, Policy Coordinator for Director General, DG Energy, Komisja Europejska, Ireneusz Zyska, Poseł na Sejm, Przewodniczący Parlamentarnego Zespołu ds. Górnictwa i Energii, Artur Michalski, Wiceprezes Zarządu NFOŚiGW, Eryk Kłossowski, Prezes Zarządu PSE SA, Bolesław Jankowski, Wiceprezes Zarządu PGE SA, Robert Stelmaszczyk, Prezes Zarządu, innogy Stoen Operator Sp. z o.o., Prezes PTPiREE, Gerard Bourland, Dyrektor Generalny Grupy Veolia w Polsce, Jacek Janas, Prezes TAURON Wytwarzanie SA, Jacek Boroń, Prezes Zarządu, Węglokoks Energia SA, Maciej Bukowski, Prezes, WiseEuropa, Roman Szwed, Prezes ATENDE SA.

Wydarzenie to jest czwartą, zamykającą częścią „Zintegrowanego bloku konferencji dotyczących niskoemisyjnej transformacji polskiej gospodarki jako klucza do określenia energy-mix”.

45

23. Ciepło z sieci nie dla wszystkich. Z dotacji nie skorzystał nikt(Redaktor Krzysztof Łakwa)(portal wyborcza.pl)

Problem z podłączaniem nowych użytkowników do miejskiej sieci ciepłowniczej w Kielcach. W dwóch ostatnich latach z dopłat na takie inwestycje nie skorzystał nikt. - W wielu przypadkach nie ma możliwości podłączenia lub jest to nieopłacalne - tłumaczy rzeczniczka MPEC.

O pieniądze na likwidację pieca węglowego i podłączenie do miejskiej sieci ciepłowniczej można było się starać w ramach Programu Ograniczenia Niskiej Emisji w Kielcach.

Po raz pierwszy uruchomiono go w 2014 roku. Wówczas maksymalna kwota dotacji wynosiła 4 tys. zł. W ubiegłym roku dofinansowanie było uzależnione od mocy urządzenia, na jakie wymieniano piec węglowy, a w tym program nie został uruchomiony. Kielce zbyt późno otrzymały bowiem informację z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej o przyznaniu środków z programu Kawka.

- Dzięki programowi udało się o około dziesięć ton zredukować szkodliwe pyły PM10 w powietrzu - informuje Grzegorz Wnuk, dyrektor wydziału zarządzania energią w kieleckim ratuszu.

W 2014 roku miasto przyznało w sumie 155 dotacji, rok później 121, jednak ich kwoty były wyższe. - W większości pieniądze były przeznaczone zastąpienie ogrzewania węglowego gazowym, montaż kolektorów słonecznych i pomp ciepła - wymienia Wnuk.

Z danych urzędu miasta wynika jednak, że nie przyznano żadnej dotacji na podłączenie do miejskiej sieci ciepłowniczej. - W niektórych miastach przedsiębiorstwa ciepłownicze mają obowiązek przyłączać nowych użytkowników - słyszymy w ratuszu.

46

Dlaczego tak się dzieje? - Tam, gdzie mamy sieci ciepłownicze, jest pełne obłożenie i wszyscy są do niej podpięci. Jest jednak kilka dzielnic, gdzie jest niska emisja, ale nie ma dostępu do sieci - odpowiada Anna Niedzielska, rzeczniczka prasowa Miejskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej w Kielcach.

Tak jest na przykład w śródmieściu. - Docieramy z siecią do Kieleckiego Centrum Kultury i urzędu miasta, a także do części kamienic na ulicy Sienkiewicza. Z drugiej strony sieć sięga do Best Western Grand Hotelu. Jeśli osoba mieszkająca po środku ulicy Sienkiewicza się zgłosiła, może nie być możliwości technicznej podłączenia - wyjaśnia Niedzielska.

Dodaje, że zgodnie z prawem energetycznym MPEC ma obowiązek podłączać do sieci nowych użytkowników. - Muszą być jednak spełnione warunki techniczne, czyli możliwość poprowadzenia przyłącza. Często zdarza się, że na przeszkodzie stoją prywatne grunty. Do tego dochodzą kwestie ekonomiczne. Inwestycja musi się zwrócić w określonej perspektywie czasowej - zaznacza rzeczniczka.

Przyznaje, że w ostatnich latach były osoby, które chciały skorzystać z dotacji w ramach PONE na podłączenie do miejskiej sieci ciepłowniczej. - Tak było w przypadku Domu Księży Emerytów. W ubiegłym roku sprawdzaliśmy, czy jest możliwość podłączenia. Ciepłociąg dochodzi do Galerii Korona. Rura do Domu Księży Emerytów musiałaby jednak przechodzić przez działkę Galerii. Okazało się to niemożliwe do zrealizowania - opowiada Anna Niedzielska.

Zaznacza również, że takie inwestycje są kosztowne. - Dlatego na podłączenie do sieci decydują się głównie deweloperzy przy budowie budynków wielorodzinnych - podkreśla.

47

24. Rozpoczęto wypłaty dotacji z programu Kawka(portal glos24.pl)

W Urzędzie Gminy i Miasta w Miechowie dokonywane są wypłaty dotacji celowych w ramach środków pozyskanych z Narodowego i Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska na realizację programu pilotażowego KAWKA projekt pn. "Likwidacja niskiej emisji w Mieście Miechów etap 2’’.

Dotacje wypłacone zostały na podstawie umów zawieranych pomiędzy Gminą, a mieszkańcami Miechowa, którzy wyrazili chęć przystąpienia do programu składając w UGiM stosowny wniosek. Były to osoby, które przeprowadziły inwestycję polegającą na likwidacji starych pieców, kotłów węglowych oraz trwałym ich zastąpieniu przez nowe źródło ciepła w postaci: ogrzewania gazowego, elektrycznego, olejowego, podłącz do miejskiej sieci ciepłowniczej oraz pompy ciepła.

W ramach powyższego projektu w bieżącym roku 58 osób fizycznych wymieniło stare źródło ciepła na nowe -ekologiczne, w tym 57 to ogrzewanie gazowe i 1 pompa ciepła.

Przy obliczaniu wartości dotacji uwzględnione były koszty kwalifikowane poniesione przez Wnioskodawcę określone na podstawie przedłożonych faktur VAT bądź rachunków (nie wynosiła ona więcej niż 500,00 zł za każdy kW nowo powstałego źródła ciepła i nie więcej niż: 10 000,00 zł).

Dotację celową w kwocie 87 580,20zł przekazano również dla dwóch wspólnot mieszkaniowych z osiedla XXX lecia (blok 8 i 9), które zastąpiły węglowe paleniska w poszczególnych mieszkaniach, wspólnymi kotłowniami gazowymi.

Łączna kwota dotacji wynosi 656 580,20 zł; w tym środki pozyskane z Wojewódzkiego i Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska w ramach programu Kawka - 583 039,00 zł.

W pierwszym kwartale 2017 roku Gmina Miechów planuje ogłosić kolejny nabór wniosków o udzielenie dotacji celowej w ramach projektu KAWKA. Zasady otrzymania środków określone zostaną w Regulaminie naboru.

48

25. KAWKA daje już czystsze powietrze. 132 tony pyłu mniej(Redaktor Marcin Sasin) (portal zachod.pl)

Aż 132 tony pyłu nie dostaną się do atmosfery w gorzowskim Śródmieściu. Wszystko dzięki realizacji programu KAWKA, a dokładniej usuwaniu pieców węglowych i zastępowaniu ich centralnym ogrzewaniem.

Przez dwa lata usunięto bowiem około 2200 pieców. Takie dane przedstawił w Radiu Gorzów dyrektor Zakładu Gospodarki Mieszkaniowej. Paweł Jakubowski podkreśla, że program jest potrzebny, bo mieszkańcy często oprócz węgla, palili w piecach czym popadnie. To sprawiało, że w centrum wdychaliśmy mocno zanieczyszczone powietrze. Odkąd w realizacji jest KAWKA można mówić o poprawie:

Pytanie, czy i Zawarcie doczeka się „KAWKI bis”? Szanse są, ale czas pokaże, czy będą też pieniądze:

W ramach programu KAWKA w Śródmieściu do sieci ciepłowniczej zostało przyłączonych już 171 budynków. W przyszłym roku ZGM planuje podłączyć jeszcze 69 budynków.

Koszt całego przedsięwzięcia wynosi około 71 mln zł, w tym 65 mln zł stanowią koszty kwalifikowane, z których 45 proc. jest finansowane z dotacji Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska, a 44,8 proc. pokryje pożyczka z WFOŚiGW. Reszta to wkład własny PGE GiEK S.A.

49

26. Informacja z realizacji Programu „KAWKA”(portal gniezno.eu)

27 kwietnia 2015 roku została podpisana umowa dotacji pomiędzy Miastem Gniezno a Wojewódzkim Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Poznaniu na dofinansowanie realizacji przedsięwzięcia pn.: „Likwidacja źródeł niskiej emisji na terenie miasta Gniezna” w ramach Programu Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej - ”Poprawa jakości powietrza część 2) KAWKA” do realizacji w latach 2014 – 2018. Dofinansowanie na zadanie inwestycyjne wynosi 2 230 700 zł a na pokrycie kosztów bieżących    6 000 zł przy całkowitej planowanej wartości projektu 5 442 547,15 zł. W ramach przedsięwzięcia planuje się likwidacje 552 sztuk lokalnych źródeł ciepła na paliwo stałe i zastąpienie ich ogrzewaniem gazowym lub podłączenie do miejskiej sieci cieplnej (m.s.c.).

W ramach przedsięwzięcia Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Gnieźnie podłączyło w 2014 r. do m.s.c. Przychodnie „Medipom” i Przedszkole przy ul. Rybnej z dofinansowaniem 55 700 zł.

W 2015 r. dofinansowano 30 wniosków osób prywatnych na kwotę 127 390,45 zł. Zlikwidowano 55 pieców na paliwo stałe w wyniku czego uległo zmniejszeniu spalanie węgla o ok. 111 Mg i drewna o ok. 25,48 m3.

W 2016 r. przyjęto do realizacji 79 wniosków osób prywatnych z planowanym dofinansowaniem 481 386,17 zł. Zlikwidowano bądź trwale odłączono 220 pieców w 131 lokalach z czego 21 lokali zostało podłączonych do m.s.c.. Dofinansowanie w kwocie 473 366,15 zł. Planuje się zmniejszenie ilości spalanego węgla o ok. 350 Mg i drewna o prawie 120 m3.

W zasobie miejskim w 2016 r. do m.s.c. podłączono budynki przy ul. Sienkiewicza 11 i ul. Św. Wawrzyńca 34 i zlikwidowano 30 pieców na paliwo stałe. W latach 2017 – 2018 do m.s.c. planuje się podłączyć budynki przy ul. Chrobrego 8, ul. Czystej 2 i 2B , ul. Dąbrówki 9, ul. Rzeźnickiej 7, Sienkiewicza 23 i ul. Św. Wawrzyńca 11. Zmiana ogrzewania z paliwa stałego na gazowe będzie realizowana w budynkach przy ul. Gajowej 27 i ul. Małej 1. W budynkach tych łącznie zostanie zlikwidowanych 110 indywidualnych źródeł ciepła na paliwo stałe. Zmniejszy to ilość spalanego węgla o ok. 121 Mg i drewna o ok. 91 m3.

Ponadto PEC Gniezno wykona sieć ciepłowniczą i przyłącza oraz węzły cieplne w budynkach ogrzewanych ciepłem systemowym.

Zgodnie z podpisaną umową w wyniku realizacji powyższych zadań ulegnie zmniejszeniu emisja zanieczyszczeń do powietrza w tym pyłu zawieszonego PM10 o 13,28 Mg oraz dwutlenku węgla o 1 322,7 Mg.

50

Ponadto podjęto działania edukacyjne informujące mieszkańców Miasta Gniezna o wpływie na zdrowie niskiej emisji w tym poprzez spalanie śmieci. Do mieszkańców trafi 10 000 ulotek, zostaną rozmieszczone plakaty a także będą emitowane spoty w Radiu Gniezno.

Przedsięwzięcie dofinansowane jest ze środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej oraz Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Poznaniu.

51

27. Polska wyemitowała "zielone" obligacje (serwis Polskiej Agencji Prasowej)

Polska jako pierwszy w świecie emitent rządowy wyemitowała tzw. zielone obligacje (Green Bonds) na kwotę 750 mln euro - poinformował w poniedziałek resort finansów. Uzyskana rentowność obligacji wyniosła 0,634 proc. - podało MF w komunikacie.

Środki pozyskane z emisji - według resortu - mają być przeznaczone na inwestycje prośrodowiskowe.

"Zainteresowanie naszą emisją było bardzo duże, co przełożyło się na zgłoszony przez inwestorów popyt podczas dzisiejszej emisji. Pozwoliło nam to na podniesienie kwoty wyemitowanych obligacji do 750 mln EUR, z wcześniej zakładanego poziomu 500 mln EUR, a także zawężenie marży ponad stopę swapową ze wstępnie ogłoszonego poziomu ok. 60pb do ostatecznie 48pb" - cytuje komunikat MF wiceministra Piotra Nowaka.

"Uzyskana rentowność obligacji jest analogiczna jaką uzyskalibyśmy w przypadku standardowej emisji publicznej na rynku euro o tym samym 5-letnim terminie zapadalności i wyniosła 0,634 proc." - dodaje cytowany wiceminister.

Głównym celem emisji jest finansowanie projektów korzystnie wpływających na środowisko - zaznacza MF w komunikacie. "Obejmują one finansowanie i refinansowanie projektów zgodnych z wymogami określonymi w Green Bond Framework, który został opracowany przez Ministerstwo Finansów na podstawie międzynarodowych standardów ICMA Green Bond Principles. W szczególności pozyskane środki posłużyć mogą do finansowania wydatków budżetowych w 2017 r. odpowiadających w/w kryteriom lub na refinansowanie analogicznych wydatków poniesionych w latach 2014-2016" - wskazuje resort.

52

28. List intencyjny ws. klastra energii dla Żywiecczyzny (serwis Polskiej Agencji Prasowej)

List intencyjny ws. utworzenia Żywieckiego Klastra Energii "Żywiecka Energia Przyszłości" podpisało w poniedziałek w Żywcu ok. 30 podmiotów, m.in. przedstawiciele samorządów tamtejszego powiatu, a także firm z branż energetyki czy związanych z nimi technologii.

Klaster ma zajmować się m.in. upowszechnianiem na Żywiecczyźnie gospodarki niskoemisyjnej i zrównoważonej energii. Żywiec znajduje się na pierwszym miejscu listy najbardziej zanieczyszczonych miast Unii Europejskiej przygotowanej przez Światową Organizację Zdrowia.

Aby przeciwdziałać problemowi, w lutym ub. roku starosta, burmistrz oraz wójtowie powiatu żywieckiego podpisali list intencyjny ws. współpracy w zakresie ochrony powietrza i energetyki. Wskazano wówczas, że instytucją, która zajmie się realizacją takich przedsięwzięć w imieniu gmin, będzie Związek Międzygminny ds. Ekologii (powstał on w 2000 r. z przekształcenia wcześniejszego Związku Komunalnego ds. Gazyfikacji w Żywcu; dotąd zajmował się m.in. realizacją unijnych projektów dotyczących np. kanalizacji).

W czerwcu br. lokalni samorządowcy uzyskali zapewnienie współpracy władz regionalnych przy działaniach na rzecz ochrony powietrza i prosumenckiej energetyki. Porozumienie w formie kolejnego listu intencyjnego podpisali wówczas m.in. marszałek woj. śląskiego i wiceszef Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Katowicach.

Na podstawie tych dokumentów Związek opracował już masterplan ograniczenia niskiej emisji i zarządzania zrównoważoną energią. Z kolei na terenie gmin Żywiecczyzny dobiegają końca prace związane z przygotowaniem planów gospodarki niskoemisyjnej. Dokumenty te, m.in. inwentaryzujące dane z wszystkich gmin powiatu, będą podstawą do starań o środki na inwestycje.

Efektami mają być m.in.: wspólne projekty i zadania pozainwestycyjne (najważniejszy to Ponadgminny Program Ograniczenia Niskiej Emisji koordynowany przez Związek) oraz indywidualne inwestycje gmin. Planowane są tzw. lokalne spółdzielnie energetyczne czy współpraca z największymi firmami na Żywiecczyźnie na rzecz zmiany wizerunku tego obszaru w kierunku przyjazności ekologii.

Na gruncie Ustawy o odnawialnych źródłach energii powstać ma również klaster energii obejmujący obszar całego powiatu (Związek będzie się starał, aby przedsięwzięcie zyskało status pilotażu wspieranego przez Ministerstwo Energii). Dotąd Związek m.in. podpisał list intencyjny ze spółką Tauron Dystrybucja w zakresie współdziałania w procesie tworzenia takiego klastra; wystosował też szereg ofert przystąpienia do klastra kierowanych do firm i instytucji.

53

Efektem tych działań było podpisanie w poniedziałek w Żywcu listu intencyjnego dotyczącego utworzenia klastra. To pierwszy krok formalny; następnym będzie już podpisanie umowy cywilno-prawnej tworzącej klaster, planowane obecnie na drugą połowę stycznia 2017 r.

Sygnatariuszami poniedziałkowego listu było - obok Związku Międzygminnego ds. Ekologii i ośmiu gmin powiatu - ponad 20 podmiotów z branż IT i energetycznej (np. spółki i-Energia, Elmontaż, Beskid Żywiec, Ekoterm, a także np. Katowicka Specjalna Strefa Ekonomiczna czy Centrala Zaopatrzenia Hutnictwa oraz Klaster 3x20 zajmujący się polityką energetyczną UE).

Z informacji Związku Międzygminnego ds. Ekologii wynika, że docelową rolą klastra ma być wdrożenie modelu rynku opartego na funkcjonowaniu tzw. mikrosieci - na obszarze zarządzanym przez operatora sieci dytrybucyjnej. W takiej lokalnej wspólnocie energetycznej działają m.in. różni wytwórcy energii elektrycznej. Źródła wytwórcze o różnej charakterystyce mogą przy tym i powinny uzupełniać się, wykorzystując zasoby lokalne i odnawialne (biogazownie, instalacje fotowoltaiczne, wiatrowe czy produkujące energię w skojarzeniu).

Rolą klastra powinno być lokalne, systemowe wspieranie procesów zarządzania popytem odbiorców oraz wielkością wytwarzania energii z lokalnych, rozproszonych źródeł tak, aby równoważyć popyt i produkcję energii elektrycznej. Jednocześnie dzięki przyłączeniu do "nadrzędnej" sieci dystrybucji, nadwyżki lub niedobory energii w mikrosieci mogą być bilansowane z operatorem systemu dystrybucyjnego.

Efektem - jak akcentuje Związek - powinna być niezależność energetyczna Żywiecczyzny, ograniczająca niską emisję do poziomu bezpiecznego dla zdrowia.

Służyć temu ma współpraca w dziedzinach: planowania wytwarzania oraz dystrybucji energii elektrycznej oraz równoważenia zapotrzebowania na energię w ramach sieci dystrybucyjnej (zgodnie z prawem sieć ta musi mieć napięcie niższe niż 110 kV), podobnych działań dotyczących ciepła, a także wykorzystywania OZE, kreowania i wdrażania przedsięwzięć z zakresu elektromobilności oraz poprawy efektywności energetycznej.

Według informacji WHO z maja br. średni roczny poziom zanieczyszczenia tzw. pyłem zawieszonym PM2,5, który jest jednym ze składników zanieczyszczeń z niskiej emisji, przekracza w Żywcu 40 mikrogramów na metr sześcienny. W trójce europejskich miast, gdzie także przekroczona jest ta wartość, znajdują się jeszcze Pszczyna i bułgarski Dimitrowgrad. Kolejne, zbliżające się do tej wartości miasta, to Rybnik i Wodzisław Śląski.

54

29. Włochy. Ograniczenia ruchu samochodów z powodu smogu (serwis Polskiej Agencji Prasowej)

Zakaz ruchu samochodów osobowych przez prawie całą niedzielę obowiązuje w Rzymie. To rezultat coraz większego smogu. Ograniczenia w ruchu wprowadzono też w Mediolanie, Neapolu, Bergamo i innych miastach.

W ramach "ekologicznej niedzieli" w Wiecznym Mieście, ogłoszonej przez władze na Kapitolu, zakaz ruchu wszystkich samochodów obowiązuje od rana do południa oraz między 16.30 a 20.30.

Rzymskie media podały, że w ciągu kilku pierwszych godzin obowiązywania zakazu ruchu policja wymierzyła ponad 160 mandatów za jego złamanie. Stołeczne władze zapewniły, że kursuje więcej autobusów i pociągów metra.

W Mediolanie, gdzie notuje się w tych dniach bardzo wysokie zanieczyszczenie powietrza, wprowadzono ograniczenie w ruchu dla najbardziej trujących środowisko samochodów.

Zgodnie z uprawnieniami przyznanymi lokalnym władzom po zeszłorocznym kryzysie smogowym we Włoszech, nakazano też obniżenie do 19 stopni Celsjusza ogrzewania w budynkach mieszkalnych i placówkach handlowych. W głównym mieście Lombardii nie wolno też używać domowych pieców na biomasę drewnianą o niższych standardach. Zabroniono poza tym wszelkiego spalania pod gołym niebem.

Ruch samochodów ograniczono również w Neapolu.

W pogrążonym w smogu Turynie zakazy takie zaczną obowiązywać od środy.

55

30. Kanada przyjęła plan działań ograniczających emisję gazów cieplarnianych (serwis Polskiej Agencji Prasowej)

Premier Kanady Justin Trudeau ogłosił w piątek krajowy plan działań na rzecz przeciwdziałania zmianom klimatu. Ma on umożliwić osiągnięcie celów stawianych w porozumieniu paryskim z grudnia ub.r.

Dzięki porozumieniu rządu federalnego, prowincji i terytoriów po rozmowach w Ottawie, Kanada ma do 2030 r. zrealizować zobowiązanie ograniczenia emisji gazów cieplarnianych o 30 proc. w stosunku do poziomu emisji z 2005 r.

Porozumienie całkowicie odrzuciła jedna z 10 prowincji, Saskatchewan, której premier Brad Wall chce walczyć z rządem federalnym w sądzie. Inna prowincja, Manitoba, uzależnia swoje działania od zwiększenia finansowania służby zdrowia - poinformował portal internetowy dziennika "The Globe and Mail". W ostatniej chwili na poparcie zdecydowała się Kolumbia Brytyjska, której premier Christy Clark otrzymała gwarancje, że jej prowincja nie zostanie finansowo poszkodowana.

Wśród najważniejszych postanowień porozumienia jest zgoda co do stosowania różnych form opłat za emisję dwutlenku węgla. Ponadto porozumienie przewiduje unowocześnianie sieci przesyłowych, rozbudowę sektora zielonych energii, budowę stacji ładowania samochodów elektrycznych oraz zmian w przepisach budowlanych wymuszających racjonalizację zużycia energii.

Opłaty za emisję są już stosowane w Kolumbii Brytyjskiej i Quebecu, a prowincje Ontario i Alberta mają wprowadzić je w styczniu. Na początku października br. Trudeau poinformował, że rząd chce wprowadzić obowiązek stosowania opłat i podatków emisyjnych na terenie całej Kanady po to, by kraj wypełnił zobowiązania porozumienia paryskiego. Opłaty musiałyby być wprowadzone przez prowincje do 2018 r. i miałyby wynieść 10 dolarów kanadyjskich za tonę CO2.

Problem opłat (tzw. carbon pricing) stał się problemem przedłużającym piątkowe rozmowy premierów. Najpierw podawano, że premierzy prowincji chcą rozmawiać z rządem federalnym nie o zmianach klimatu, lecz o finansowaniu służby zdrowia. Wczesnym popołudniem premier Trudeau wygłosił nieplanowane wcześniej wystąpienie, w którym odnosił się do sprzeciwu premiera prowincji Saskatchewan. "Gdyby wszyscy podzielali tę opinię, nikt nic by nie robił i nawet nie chcę sobie wyobrażać jak nasza planeta wyglądałaby za sto lat" - mówił Trudeau. Wreszcie porozumienie wstrzymywały różnice w opłatach emisyjnych między prowincjami.

Te kanadyjskie prowincje, które stosują już opłaty za emisję CO2, używają bowiem dwóch różnych metod: cap-and-trade (jak Quebec i wkrótce Ontario) oraz carbon tax (jak w Kolumbii Brytyjskiej od 2008 r.). Cap-and-trade pozwala na handel niewykorzystanymi uprawnieniami do emisji. Carbon tax jest obowiązkową opłatą za emisję.

56

W Kolumbii Brytyjskiej obecny poziom opłat wynosi 30 dolarów kanadyjskich za tonę CO2. Alberta w listopadzie br. ogłosiła, mimo wielu protestów mieszkańców tej naftowej prowincji, wprowadzenie carbon tax od przyszłego roku na poziomie 20 dol. kanadyjskich za tonę i wzrost do 30 dol. w 2018 r. Tymczasem ekonomiści z EcoFiscal Commission, specjalizujący się w opłatach emisyjnych, obliczyli, że metoda cap-and-trade, którą zacznie wkrótce stosować Ontario, oznaczałaby opłaty w wysokości 19,40 dol. za tonę CO2 do 2020 r.

Ostatecznie częścią porozumienia jest niezależny audyt. Portal dziennika "The National Post" precyzował, że wzrost poziomu obowiązkowych opłat w Kolumbii Brytyjskiej zostanie zatrzymany do 2020 r. i wówczas eksperci porównają poziomy obciążeń w prowincjach.

Kanada w ciągu ostatnich miesięcy zdecydowała już m.in. o zamknięciu istniejących jeszcze kopalni węgla i wygaszeniu energetyki węglowej do 2030 r.

Kanadyjskie media od wyborów w USA zwracają uwagę na możliwość osamotnienia Kanady w wysiłkach na rzecz walki z globalnym ociepleniem ponieważ amerykański prezydent elekt Donald Trump nie docenia problemu zmian klimatu. Toteż z uwagą przyglądano się piątkowej wizycie wiceprezydenta USA Joe Bidena. Mówił on premierowi Trudeau, że zmiany w administracji amerykańskiej nie oznaczają, iż USA rezygnują z działań na rzecz walki ze zmianami klimatu. Wskazywał, że wiele zmian wymusza rynek i podkreślał, że nawet Chiny od przyszłego roku wprowadzają podatek od emisji dwutlenku węgla.

57

31. PKN Orlen, oprócz paliw, dostarcza też gips (serwis Polskiej Agencji Prasowej)

PKN Orlen, największy krajowy producent paliw, dzięki instalacji oczyszczania spalin (IOS), działającej od końca 2015 r. na terenie zakładowej elektrociepłowni w Płocku (Mazowieckie), wytwarza także gips. Do tej pory spółka sprzedała ok. 13 tys. ton tego produktu.

IOS oczyszcza spaliny powstające przy spalaniu w elektrociepłowni płockiego koncernu gazu oraz gudronu, czyli pozostałości z przerobu ropy naftowej. W trakcie procesu oczyszczania redukowane są związki siarki, azotu oraz pyły. Pełnowartościowy gips, spełniający normy europejskie, powstaje tam jako produkt uboczny podczas odsiarczania spalin.

Przedstawiając dziennikarzom szczegóły funkcjonowania IOS, dyrektor biura ochrony środowiska w PKN Orlen Arkadiusz Kamiński podkreślił, iż oprócz redukcji SO2, stosowana jest tam również innowacyjna na świecie metoda redukcji SO3.

"W instalacji odsiarczania spalin wykorzystujemy metodę mokrą wapienną z użyciem zawiesiny z mączki kamienia wapiennego, przy czym nasza mączka musi mieć czystość od 98 do 99 proc., by jakość procesu była prawidłowa" - zaznaczył Kamiński. Wyjaśnił, że w wyniku zraszania spalin zawiesiną mączki kamienia wapiennego wychwytywane są cząsteczki dwutlenku siarki i powstają kryształki gipsu.

"Dodatkowo w naszej elektrociepłowni zastosowana jest innowacyjna na tę chwilę na świecie metoda redukcji trójtlenków siarki za pomocą sorbentu, czyli wodorotlenku wapnia. Redukcja tych związków w spalinach wynosi praktycznie do 90 proc." - podkreślił dyrektor biura ochrony środowiska w PKN Orlen.

Dodał, iż uzyskiwana w trakcie odsiarczania spalin zawiesina gipsowa poddawana jest odwadnianiu, a produktem powstającym w tym procesie jest wysokiej jakości gips.

"Odwodniony gips spełnia wszystkie parametry, według europejskiej normy Eurogypsum. Jest produktem handlowym, sprzedawanym odpowiednim odbiorcom w celu na przykład produkcji płyt kartonowo-gipsowych. Do tej pory sprzedaliśmy już ponad 13 tys. ton pełnowartościowego gipsu" - powiedział Kamiński.

Działająca w PKN Orlen IOS została wybudowana w ramach Programu Inwestycji Ekologiczno-Energetycznych spółki, którego łączna wartość w latach 2010-17 ma wynieść 1,4 mld zł. Jak zapewnia płocki koncern, dzięki IOS uzyskiwana jest tam prawie całkowita redukcja tlenków siarki, a także redukcja tlenków azotu w 80 proc. oraz pyłów w 84 proc.

58

Zakładowa elektrociepłownia na terenie kompleksu rafineryjno-petrochemicznego PKN Orlen w Płocku, pracująca w systemie olejowo-gazowym, to największy tego typu obiekt przemysłowy w Polsce i jednocześnie jedna z największych w Europie. Jej łączna moc elektryczna wynosi 345 MWe, a łączna moc cieplna to 2149 MWt. Oprócz zasilania instalacji zakładu głównego płockiego koncernu, dostarcza ona także ciepło na potrzeby miasta.

59

32. Notowania węgla i paliw (serwis Polskiej Agencji Prasowej)

Kurs australijskiego węgla koksującego podawany przez The Steel Index Ltd oraz obliczane przez agencję Bloomberg ceny węgla energetycznego ARA na przyszły rok i ceny paliw.

Surowiec Jedn. Data CenaZmiana ceny

1D 1M YTD 1Y

WĘGIEL

Australijskiwęgiel koksujacy USD/t2016-12-12274,40-3,2%-11,1%250,9

% 255,4%

Węgielenergetyczny ARA 1Y USD/t2016-12-1265,00 3,4% -12,2%46,7% 46,4%

PALIWA

Benzynabezołowiowa 98 USD/t2016-12-12597,002,4% 14,3% 24,1% 18,0%

Benzynabezołowiowa 95 USD/t2016-12-12551,002,6% 15,7% 67,0% 55,2%

Paliwo lotnicze USD/t2016-12-12518,752,8% 20,6% 49,9% 45,6%

Olej napędowy 0,1 proc.USD/t2016-12-12482,502,9% 21,7% 54,9% 52,6%

Olej reduk. 1 proc. USD/t2016-12-12304,253,2% 29,7% 135,9% 116,6%

Olej reduk. 3,5 proc. USD/t2016-12-12296,503,3% 28,2% 136,3% 116,8%

60

33. Producenci ropy nienależący do OPEC potwierdzili redukcję wydobycia (serwis Polskiej Agencji Prasowej)

Producenci ropy nienależący do Organizacji Państw Eksportujących Ropę (OPEC) potwierdzili decyzję o redukcji wydobycia tego surowca od 1 stycznia o blisko 560 tys. baryłek dziennie - powiedział minister Kataru ds. energetyki i przemysłu Muhammad ibn Salih as-Sada.

Plan redukcji wydobycia to wynik porozumienia z OPEC, które ma doprowadzić do podbicia cen surowca. W sumie produkcja krajów niezrzeszonych zostanie ograniczona o 558 tys. baryłek dziennie - nieco mniej niż 600 tys., o które zabiegał kartel.

Przedstawiciele OPEC i pozostali producenci, którzy już od blisko roku prowadzili negocjacje, porozumieli się bardzo szybko podczas sobotniego spotkania w Wiedniu. To pierwsze takie uzgodnienia producentów niezrzeszonych w kartelu od 2001 roku. Nastąpiło po dwóch latach strat finansowych, jakie ponosili oni na skutek uporczywie niskich cen ropy, za które odpowiadał kryzys nadpodaży surowca.

W spotkaniu wzięło udział 25 krajów, których zsumowana produkcja do 60 proc. światowego wydobycia ropy - podaje EFE.

Rosyjski minister energetyki Aleksandr Nowak powiedział, że Rosja ograniczy wydobycie surowca o 300 tys. baryłek. Dodał, że porozumienia o redukcji wydobycia jest otwarte i mogą do niego przystąpić kolejne kraje produkujące ropę.

Wyjaśnił też, że umowę o ograniczeniu produkcji podpisało jedenaście spośród 12 krajów nienależących do OPEC i biorących udział w spotkaniu w Wiedniu. Podkreślił, że to pierwsze tak szerokie porozumienie niezrzeszonych producentów.

Minister energetyki Arabii Saudyjskiej Chalid ibn Abd al-Aziz al-Falih wyjaśnił, że negocjacjom krajów niezrzeszonych z kartelem przewodziła Moskwa. Wyraził też nadzieję, że sobotnie porozumienie doprowadzi do zrównoważenia rynków naftowych oraz jest początkiem długofalowej współpracy producentów ropy.

Minister Iraku ds. ropy naftowej Dżabar al-Luaibi oznajmił, że do komitetu, którego zadaniem będzie kontrola skali wydobycia ropy, wejdą Rosja i Oman. Dodał, że Bagdad już przygotowuje się do poinformowania swych klientów o ograniczeniu produkcji.

Meksyk zmniejszy na sześć miesięcy wydobycie o 100 tys. baryłek dziennie - powiedział meksykański minister energetyki Pedro Joaquin Coldwell.

Jego odpowiednik z Kazachstanu Kanat Bozumbajew zadeklarował ograniczenie produkcji o 20 tys. baryłek dziennie.

61

Uzgodniono, że dwa kraje - Libia i Nigeria - nie ograniczą wydobycia ropy, ze względu na niestabilną sytuację wewnętrzną, która i tak już wpływa na zmniejszenie produkcji.

Kraje OPEC potwierdziły też w sobotę, że podtrzymują deklarację ogłoszoną 30 listopada, również na szczycie w Wiedniu, zgodnie z którą kartel zredukuje wydobycie ropy - od stycznia zmniejszy się ono o około 1,2 mln baryłek ropy dziennie, czyli o ponad 3 proc., do 32,5 mln baryłek dziennie. To pierwsze takie zmniejszenie pułapu produkcji od 2008 roku.

Ograniczenie wydobycia ropy ma w założeniu zahamować spadkowy trend cenowy. I rzeczywiście jej notowania podniosły się znacząco po listopadowej decyzji kartelu; nie jest jednak pewne - jak twierdzą analitycy - że ten skokowy wzrost cen okaże się trwały.

62

34. Ceny ropy w dół, ale niewiele: uwaga inwestorów przenosi się z OPEC na zapasy (serwis Polskiej Agencji Prasowej)

Ceny ropy naftowej na giełdzie paliw w Nowym Jorku lekko spadają, ale i tak są blisko najwyższego poziomu od lipca 2015 roku. Uwaga inwestorów przenosi się z OPEC na dane o zapasach ropy w USA - podają maklerzy.

Baryłka ropy West Texas Intermediate w dostawach na styczeń na giełdzie paliw NYMEX w Nowym Jorku jest wyceniana po 52,72 USD, po zniżce o 11 centów, czyli o 0,2 proc.

Brent w dostawach na luty na giełdzie paliw ICE Futures Europe w Londynie tanieje o 3 centy do 55,66 USD za baryłkę.

Teraz dla inwestorów najważniejsze będą dane o amerykańskich zapasach ropy i jej produktów w ub. tygodniu.

We wtorek po 16.30. wyliczenia na ten temat poda niezależny Amerykański Instytut Paliw (API), a w środę oficjalnie zrobi to Departament Energii USA (DoE).

Analitycy oceniają, że w minionym tygodniu zapasy ropy spadły w USA o 1,5 mln baryłek.

Obecnie zapasy surowca wynoszą 485,8 mln baryłek i są na najwyższym poziomie, od kiedy DoE rozpoczął publikowanie danym na ten temat - w 1982 r.

W ciągu poprzednich dni gracze rynkowi interesowali się działaniami podejmowanymi przez OPEC, aby mocniej zmniejszyć dostawy ropy na globalne rynki paliw.

30 listopada państwa zrzeszone w OPEC porozumiały się w sprawie ograniczenia wydobycia surowca przez kraje kartelu do 32,5 mln baryłek dziennie. Umowa ma zacząć obowiązywać od początku 2017 r.

W sobotę producenci ropy nienależący do Organizacji Państw Eksportujących Ropę (OPEC) potwierdzili decyzję o redukcji wydobycia tego surowca od 1 stycznia - o blisko 560 tys. baryłek dziennie.

W sumie produkcja krajów niezrzeszonych zostanie ograniczona o 558 tys. baryłek dziennie. Z cięciami OPEC daje to razem ok. 1,8 mln baryłek ropy dziennie mniej.

"Podtrzymanie rajdu cen ropy będzie trudne do osiągnięcia ze względu na ryzyko powrotu +obciętej+ produkcji surowca i kwestii dochowania przyjętych postanowień przez OPEC i innych dostawców ropy" - mówi David Lennox, analityk rynku surowców w Fat Prophets w Sydney.

63

"Możemy mieć powrót ropy na rynki, gdy cena surowca będzie w granicach 55-60 dolarów za baryłkę i to jest jeden z powodów, dlaczego nie widzieliśmy mocniejszego wystrzału cen" - ocenia.

Podczas poprzedniej sesji ropa na NYMEX w Nowym Jorku zdrożała o 2,6 proc., ale w trakcie poniedziałkowego handlu zwyżki notowań ropy w USA zbliżały się do 6 proc.

64

35. Rynek uprawnień do emisji CO2 12.12.2016 r.(portal cire.pl)

Primary Market Auction (EEX) 4,65 €/t

EUA Secondary Market 2013-2020 (EEX) 4,87 €/t

EUA Phase 3 Daily Futures (ICE) 4,87 €/t

ECX CER Futures (Daily) (ICE) 0,30 €/t

65

36. Analiza tygodniowa rynku CO2 (Tomasz Bujacz, Bartosz Wilamowski - trading@vertis.com )(portal cire.pl)

Spekulacje związane z przesunięciem głosowanie ENVI z 8 grudnia na 15 grudnia i ewentualne, bardziej ambitne reformy po 2020 roku wpłynęły na wyższe ceny kontraktu terminowego EUA Dec16 o 3.7 %.

POPRZEDNI TYDZIEŃ:

Spekulacje związane z przesunięciem głosowanie ENVI z 8 grudnia na 15 grudnia i ewentualne, bardziej ambitne reformy po 2020 roku wpłynęły na wyższe ceny kontraktu terminowego EUA Dec16 o 3.7 %.

EPP największa grupa polityczna w Parlamencie Europejskim opowiedziała się za bardziej ambitnymi i jednocześnie rygorystycznymi regulacjami Rezerwy Stabilizacji Rynku (MSR). Z kolei partia polityczna S&D opowiedziała się za wyższym współczynnikiem liniowym redukcji. Wielka Brytania rzekomo woli pozostać w systemie EU ETS po Brexit.

BIEŻĄCY TYDZIEŃ:

Najważniejszym wydarzeniem nadchodzącego tygodnia będzie głosowanie Komisji Środowiska Parlamentu Europejskiego, które odbędzie się w czwartkowy poranek.

W drodze pięciu aukcji oferowanych będzie w sumie prawie 18 mln uprawnień do emisji EUA. Jest to ostatni tydzień roku kiedy za pośrednictwem giełdy EEX uczestnicy rynku będą mogli nabywać uprawnienia.

Analitycy oczekują, że amerykańska Rezerwa Federalna podniesie stopy procentowej po prawie rocznej przerwie.

Prezes Europejskiego Banku Centralnego Mario Draghi powiedział na konferencji prasowej, że globalna gospodarka wykazuje oznaki siły, które mogą mieć pozytywny wpływ na strefę euro.

66

Rynek CO2: Głosowanie ENVI odwołane

Polityka

Ian Duncan, sprawozdawca ds. reform po 2020, poprosił o przesunięcie głosowania w komisji ds. środowiska na 15 grudnia. Na Twitterze podkreślił, że stanowiska poszczególnych grup politycznych są coraz bliżej kompromisu. To zwiększa nadzieje na osiągnięcie ambitniejszych celów, takich jak zwiększenie współczynnika liniowego oraz zaostrzenia w sprawie MSR.

EPP, największa grupa polityczna w Parlamencie Europejskim popiera zaostrzenie MSR jako część pakietu reform ETS.

Wielka Brytania chciałaby pozostać w systemie ETS po tym jak opuści Unię Europejką powiedział Bloomberg anonimowo jeden z urzędników państwowych. Z drugiej strony UK planuje zmniejszenie liczby pracowników Ministerstwa Spraw Zagranicznych pracujących nad zmianami klimatycznymi, pomimo niezadowolenia ministrów, którzy argumentują, że to powinien być priorytet polityki zagranicznej.

Holenderski rząd oznajmił w środę, że Holandia będzie stopniowo wycofywać się z dotacji dla odnawialnych źródeł energii i przenosić je do takich obszarów jak działania nad oszczędnością energii, wychwytywaniem dwutlenku węgla.

Sektory zagrożone ucieczką emisji

Tylko niewielka część niemieckich przedsiębiorstw wielonarodowych z grupy sektorów narażonych na ucieczkę z systemu ETS została przeniesiona poza granice UE, nie były też to firmy wysoko emitujące według naukowców z niemieckiego

67

Mercator Research Institute oraz Uniwersytetu w Hamburgu, który potwierdził z kolei , że potencjalny wyciek takich przedsiębiorstw może być uznany jak rozsądnie ograniczony.

Makro: ECB rozszerzyła program zakupów aktywów.

Europa:

W ubiegłą niedzielę Premier Włoch Matteo Renzi ogłosił swoją rezygnację w wyniku druzgocącej klęski jakie poniosło jego referendum konstytucyjne, wywołując tym samym turbulencje finansowe dla całej Europy. Reakcja rynku na włoskiej referendum była jednak spokojniejsza niż oczekiwano. Euro odzyskało pomimo początkowego spadku na giełdach i pięło się wyżej. Prezydent Włoch Sergio Mattarella nie przyjął dymisji premiera Renzi, wyrazi na nią zgodę dopiero po przyjęciu budżetu na 2017 r.

Europejski Bank Centralny ogłosił w czwartek, że obniży poziom zakupów aktywów od kwietnia przyszłego roku, zastrzegł sobie jednak prawo do ponownego zwiększenia zakupów, jeśli strefa euro pozbiera się z załamania. EBC poinformował, że planuje cięcia miesięcznych zakupów do 60 mld euro, z obecnych 80 mld euro, ale planuje rozszerzyć ich zakup przed końcem 2017 roku. Rynek oczekiwał pozostania na poziomie 80 mld euro, ale tylko przez 6 miesięcy. Euro początkowo podskoczyło do najwyższego poziomu od trzech tygodni, ale po ogłoszeniu tej informacji, szybko zatrzymało swój wzrost.

Produkcja przemysłowa w Wielkiej Brytanii spadła w październiku o 1,3% pomimo oczekiwanego + 0,2%. Jest to najgorszy miesięczny wynik w ciągu ostatnich czterech lat.

Sprzedaż detaliczna w strefie euro wzrosła w październiku o 1,1% vs oczekiwane 0,8%.

W październiku niemieckie zamówienia w przemyśle wzrosły do zaskakujących 4,9% w porównaniu do oczekiwań rynku na poziomie 0,6%. Wrześniowe dane zostały również skorygowane w górę. Niemiecka produkcja przemysłowa wzrosła jedynie o 0,3% wobec 0,9% oczekiwanego.

USA:

Masayoshi Son, miliarder i potentant biznesu powiedział we wtorek, zainwestuje 50 mld USD w Stanach Zjednoczonych i stworzy 50.000 nowych miejsc pracy, to posunięcie jak twierdzi prezydent-elekt Donald Trump było wynikiem jego wygranej w wyborach prezydenckich. W październiku zamówienia w przemyśle wzrosły o 2,7%.

Nadchodzący tydzień:

68

Rynek CO2: W czwartek odbędzie się głosowanie ENVI w sprawie reform po 2020 roku.

Najważniejszym wydarzeniem tego tygodnia będzie głosowanie komisji ds. środowiska parlamentu europejskiego w sprawie reform po 2020 roku. Głosowanie odbędzie się w czwartek rano. W poniedziałek i we wtorek członkowie parlamentu będą prowadzić na ten temat dyskusje.

W tym tygodniu odbędzie się 5 aukcji, na których wystawionych zostanie 18 milionów uprawnień EUA. Będzie to ostatni tydzień aukcji przed końcem roku, aukcje zostaną wznowione 9 stycznia 2017.

Poniedziałek 12 grudnia jest ostatnim dniem, kiedy można handlować na kontrakcie Dec16. Płynność kontraktu Dec 17 znacząco wzrosła w zeszłym tygodniu.

MIX ENERGETYCZNY:

69

Kalendarium:

70

71

37. Zapowiedzi cięcia produkcji ropy naftowej przez kraje spoza OPEC, cena ropy mocno w górę (Dorota Sierakowska, analityk surowcowy, Dom Maklerski Banku Ochrony Środowiska)(portal cire.pl)

Początek bieżącego tygodnia na rynku ropy naftowej jest mocno wzrostowy. Cena amerykańskiego surowca typu WTI rozpoczęła poniedziałkową sesję luką wzrostową, przeskakując z piątkowego zamknięcia w okolicach 51,50 USD za baryłkę do okolic 53 USD za baryłkę. Później notowania ropy WTI przekroczyły nawet poziom 54 USD za baryłkę.

Silna zwyżka notowań ropy naftowej jest rezultatem sobotniego spotkania krajów OPEC i państw spoza kartelu, które miało na celu omówienie możliwości dołączenia się krajów nienależących do OPEC do wspólnego cięcia produkcji. Kluczowe było to, że faktycznie doszło do porozumienia - kraje spoza kartelu zobowiązały się do zmniejszenia produkcji ropy naftowej łącznie o 558 tys. baryłek dziennie, czyli tylko nieznacznie poniżej oczekiwań OPEC (600 tys. baryłek dziennie). Największy udział w tym cięciu ma Rosja, której produkcja ma spaść o 300 tys. baryłek dziennie. Oprócz niej, zmniejszyć produkcję mają Oman i Kazachstan, a w Meksyku i Azerbejdżanie produkcja i tak ma spaść, nawet bez celowych cięć.

W sobotnim spotkaniu uczestniczyło także kilka innych krajów, jednak nieobecne były państwa Ameryki Północnej, których produkcja jest zagrożeniem dla skuteczności porozumienia w gronie OPEC i non-OPEC. Obecnie solidarne cięcie produkcji ma wynieść około 2 proc. globalnego wydobycia - to sporo, aczkolwiek kolejnym problemem może okazać się sama egzekucja tych zobowiązań. Wcześniej zarówno kraje OPEC, jak i Rosja, często nie wywiązywały się z obietnic cięcia produkcji ropy naftowej.

72

Notowania ropy naftowej WTI - dane dzienne

73

38. Prognozy wzrostu produkcji ropy naftowej z łupków w USA (Dorota Sierakowska, analityk surowcowy, Dom Maklerski Banku Ochrony Środowiska)(portal cire.pl)

Po wczorajszym silnym rozpoczęciu tygodnia, notowania tego surowca do końca sesji oddały sporą część wcześniejszych zwyżek. Nie zmienia to faktu, że cena ropy naftowej WTI nie domknęła luki wzrostowej i wciąż porusza się wyraźnie powyżej poziomu 52 USD za baryłkę.

Perspektywa cięcia produkcji ropy naftowej nie tylko przez kraje OPEC, ale także niektóre państwa spoza kartelu, wpływa obecnie w największym stopniu na utrzymywanie się relatywnie wysokich cen ropy naftowej. Jednak notowania tego surowca mają problem z dalszym pięciem się w górę za sprawą wątpliwości, czy niedawne porozumienie istotnie przełoży się na zniwelowanie nadwyżki na globalnym rynku ropy naftowej. Zwłaszcza, że lukę w dostawach ropy chcą zapełnić Amerykanie.

Departament Energii USA w poniedziałek podał, że oczekuje wzrostu produkcji ropy naftowej ze skał łupkowych w tym kraju w styczniu - wzrost ma wynieść 1,4 tys. baryłek dziennie w ujęciu m/m i doprowadzić wielkość produkcji ropy z łupków do poziomu 4,542 mln baryłek dziennie. Jeśli te oczekiwania zostałyby zrealizowane, to byłaby to pierwsza zwyżka produkcji ropy z łupków w ujęciu m/m po pięciu kolejnych miesiącach spadkowych. Styczniowy wzrost produkcji ropy łupkowej w USA zbiegłby się w czasie z cięciem produkcji ropy naftowej w OPEC i kilku krajach spoza OPEC. Na razie planowana zwyżka amerykańskiej produkcji ropy jest niewielka, jednak nie jest wykluczone, że ewentualny wzrost cen ropy po cięciu produkcji przez niektóre kraje zachęci więcej firm w USA do wzmożonego wydobycia, tym samym hamując możliwość dynamicznych zwyżek cen ropy w średnio- i długoterminowej perspektywie.

74

Notowania ropy naftowej WTI - dane dzienne

75

39. MAE prognozuje mały wzrost popytu na węgiel do 2021 r. (portal cire.pl)))

Jak czytamy w serwisie pb.pl, według Międzynarodowej Agencji Energii globalny popyt na węgiel zbliża się do historycznego szczytu.

MAE oczekuje, że między 2015 a 2021 rokiem globalne zapotrzebowanie na węgiel będzie rosło średnio o 0,6 proc. rocznie, a podaż powinna być na poziomie średnio 0,4 proc. rocznie - napisał pb.pl.

- Popyt na węgiel przenosi się do Azji, gdzie gospodarki wschodzące z rosnącymi populacjami szukają dostępnego i bezpiecznego źródła energii - powiedział cytowany przez serwis Keisuke Sadamori z działu energii i bezpieczeństwa MAE.

Zdaniem MAE zużycie węgla lub jego ekwiwalentu w 2021 roku sięgnie 5,63 mld ton - poinformował pb.pl.

76

40. URE podał wskaźniki do ustalania taryf firm ciepłowniczych w 2017 roku (portal cire.pl)

Urząd regulacji energetyki opublikował w poniedziałkowym komunikacie zasady i sposób ustalania oraz uwzględniania zwrotu z kapitału w taryfach dla ciepła zatwierdzanych w 2017 roku.

Z informacji URE wynika, że kalkulacji średnioważonego kosztu kapitału (WACC) dla taryf zatwierdzanych w 2017 r. należy uwzględnić stopę wolną od ryzyka na poziomie 2,454 proc. W efekcie wskaźnik kosztu kapitału obcego spada z poziomu 3,948 proc. (dla taryf zatwierdzanych w tym roku) do poziomu 3,714 proc. dla taryf, które będą zatwierdzane w 2017 r., a koszt kapitału własnego z 5,946 proc. do 5,712 proc.

Po uwzględnieniu maksymalnej dodatkowej premii za reinwestowanie Pre-tax WACC dla zwrotu z kapitału uwzględnianego w taryfach dla ciepła zatwierdzanych w 2017 r. wyniesie: w zakresie przesyłania i dystrybucji ciepła - 6,724 proc.,a w zakresie wytwarzania ciepła - 6,277 proc.

Po uwzględnieniu opodatkowania Post tax WACC odpowiednio: 5,446 proc. i 5,084 proc.

77

41. Miliarderzy stworzyli fundusz który ma wspierać walkę z globalnym ociepleniem (portal cire.pl)

Jak czytamy w serwisie pb.pl, fundusz nazwany Breakthrough Energy Ventures ma przeznaczać środki na ryzykowne, długoterminowe technologie energetyczne, które mogą w istotny sposób ograniczyć emisję gazów cieplarnianych.

Wśród założycieli funduszu znaleźli się: Bill Gates, Jeff Bezos, Richard Branson, Jack Ma, John Arnold oraz książę Alwaleed Bin Talal - wylicza serwis.

Fundusz ma działać przez kolejnych 20 lat. Jego inwestycje mogą wchodzić w obszary takie jak wytwarzanie energii elektrycznej i jej magazynowanie, rolnictwo i transport. Ma na te cele przynajmniej 1 mld dolarów - czytamy w pb.pl.

78

42. Stanowisko organizacji sektora elektroenergetycznego z pięciu krajów dot. planowanej reformy systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2 (portal cire.pl)

Wspólne stanowisko organizacji sektora elektroenergetycznego z pięciu krajów UE (PKEE, HELAS - Hellenic Electricity Association - Grecja, ETL - Estonian Electricity Industries - Estonia, IRE Rumunia i Hrvatska Elektroprivreda -Chorwacja) na temat planowanej reformy systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2 - EU ETS.(portal cire.pl)

(treść stanowiska w załączeniu)

79

43. ME: do 2020 r. 400 szybkich punktów ładowania (portal cire.pl)

Do 2020 r. powstanie 400 szybkich punktów ładowania samochodów elektrycznych i 6000 publicznie dostępnych punktów o normalnej mocy - planuje Ministerstwo Energii.

W celu ułatwienia kierowcom poruszania się po Polsce samochodami elektrycznymi resort energii wyodrębnił 32 aglomeracje, w których jego zdaniem w pierwszej kolejności powinna być lokalizowana infrastruktura zapewniająca możliwość naładowania użytkownikom ich samochodów elektrycznych.

Ministerstwo Energii planuje, że do 2020 r. powstanie 400 szybkich punktów ładowania samochodów elektrycznych i 6000 publicznie dostępnych punktów o normalnej mocy.

ME zastrzega jednocześnie, że decyzje wyborze konkretnych lokalizacji będą jednak zależały od decyzji biznesowych podejmowanych przez podmioty prywatne. To w opinii resortu gwarantuje, że infrastruktura będzie powstawać w miejscach najwygodniejszych dla kierowców.

80

44. Ministerstwa zapraszają samorządy do współpracy w ramach programu elektromobilności (portal cire.pl)

Ministerstwo Rozwoju oraz Ministerstwo Energii wraz Polskim Funduszem Rozwoju zaprosiły władze polskich miast i gmin do współpracy na rzecz tworzenia w Polsce warunków do rozwoju branży elektromobilności.

Ministerstwa zaprosiły Prezydentów i Burmistrzów Miast oraz Wójtów Gmin, którzy deklarują chęć zaangażowania się oraz wprowadzenia pojazdów elektrycznych do komunikacji miejskiej do podpisania listu intencyjnego.

Jak podkreślono w komunikacie elektromobilność jest jednym z kluczowych obszarów określonych w Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju. Program, ma na celu stworzenie dogodnych warunków dla upowszechniania korzystania z pojazdów elektrycznych, w tym głównie zbiorowego transportu miejskiego, opartego zarówno o autobusy elektryczne, jak i pozostałe środki transportu wykorzystujące napęd elektryczny wraz z infrastrukturą ładowania.

Jednocześnie resorty zwracają uwagę, że efektem wdrażania programu elektromobilności z perspektywy miast będzie poprawa jakości życia mieszkańców poprzez m.in. ograniczenie zanieczyszczeń powietrza, obniżenie hałasu oraz poprawę dostępności i komfortu komunikacji miejskiej.

Zainteresowanych rządową inicjatywą samorządy mają czas na nadsyłanie zgłoszeń wyrażających wolę podpisania listu intencyjnego do 11 stycznia 2017 r.

Resorty zastrzegają sobie prawo do podpisania listu intencyjnego z nie więcej niż dziesięcioma miastami lub gminami. Pod uwagę brane będą uwarunkowania związane z zanieczyszczeniem powietrza oraz plany samorządowców w zakresie elektromobilności, w tym planowany procent udziału autobusów elektrycznych we flocie, dotychczas dokonane zakupy pojazdów elektrycznych i plany w zakresie carsharingu.

Uroczyste podpisanie listów intencyjnych ma nastąpić podczas konferencji planowanej na styczeń 2017 r.

81

45. Gazyfikacja węgla ogromną szansą dla polskiego górnictwa (portal cire.pl)

Obchodzona niedawno przy udziale najwyższych władz państwowych barbórka, skłania do głębszej refleksji na temat polskiego sektora węglowego. Jak wiadomo sytuacja w tej branży nie polepsza się już od paru lat, a krajowe kopalnie walczą z nadpodażą węgla i niskimi cenami tego surowca.

Lekarstwem na kłopoty finansowe i drogie społeczne reformy miała być konsolidacja branży wydobywczej z branżą energetyczną. Jest no na pewno jedno z najbardziej naturalnych rozwiązań, zważywszy, że wciąż polska energetyka oparta jest w przeważającym stopniu na węglu. Pytania jest tylko takie, czy energetyka wyciągnie polskie górnictwo z kryzysu, czy odwrotnie, nierentowne kopalnie staną się dla krajowych producentów energii kosztownym balastem. Perspektywy nie wyglądają optymistycznie. Odpowiedzią rządu była zapowiedź reform i powołanie do życia Spółki Restrukturyzacji Kopalń. Premier Beata Szydło podczas uroczystości barbórkowych w Brzeszczach stwierdziła jednoznacznie, że nie będzie silnej polskiej gospodarki bez silnego polskiego górnictwa. W podobnym tonie wypowiadał się w Bełchatowie Prezydent Andrzej Duda, który zapewnił, że polska energetyka musi być oparta na węglu, który jest naszym narodowym dobrem.

Faktycznie biorąc pod uwagę dane Eurostatu Polska zajmuje czołowe miejsce w Europie pod względem dostępnych na kontynencie zasobów węgla. Energia produkowana z węgla stanowi ponad 80 proc. naszego miksu energetycznego i chociaż jej udział będzie spadał, to wciąż węgiel stanowił będzie główne źródło energii pierwotnej zapewniającej nam strategiczne bezpieczeństwo. Dlatego warto zastanowić się nad alternatywnym wykorzystaniem węgla, korzystając z innowacyjnych rozwiązań i możliwości technicznych, które oferuje nam nowoczesna gospodarka. Jednym z atrakcyjnych wariantów, dla poprawy rentowności polskich kopalń i lepszego wykorzystania polskich zasobów jest technologia gazyfikacji węgla. Nie jest to oczywiście nowe rozwiązanie, ponieważ pierwszy gazogenerator tzw. gazogenerator Lurgiego opatentowano już w 1887 roku. Proces konwersji był wykorzystywany wówczas komercyjnie w celu produkcji gazu palnego dla zastosowań komunalnych i przemysłowych, szczególnie intensywnie w pierwszych dekadach XX wieku. Później zaczęto odchodzić od tej technologii na rzecz tańszego gazu ziemnego. Na przestrzeni ostatnich lat technologia gazyfikacji węgla przeszła ogromną rewolucję. Ulepszono sposób przepływu surowca wewnątrz reaktora. Pierwsze z nich o złożu fluidalnym zostały zastąpione z czasem przez bardziej wydajnie reaktory o przepływie strumieniowym. W ostatnich latach tę technologię szczególnie intensywnie rozwijały państwa azjatyckie. Prym wśród nich wiodły Chiny, w których dominowały inwestycje państwowego potentata energetycznego - firmy Sinopec. W roku 2015 na świecie działało ponad 260 układów gazyfikacji węgla.

Nie dziwi więc fakt, że już parę lat temu czołowe polskie przedsiębiorstwa chemiczne

82

zaczęły realnie uwzględniać powrót do sprawdzonej i posiadającej w Polsce wielkie tradycje karbochemii. Takie analizy wydawały się szczególnie racjonalne w przypadku producentów nawozów azotowych, które były zainteresowane szukaniem nowej bazy surowcowej dla syngazu, używanego do ich podstawowych procesów produkcyjnych. Oprócz tego można było wykorzystać konwersję na potrzeby chemii. Tę drogę obrały zakłady w Puławach w 2008 roku. W kędzierzyńskich Azotach rozważano poligeneracje wraz z produkcją metanolu. Oba projekty po paru latach porzucono z uwagi na duże koszty inwestycji oraz na nadzieje, jakie wiązano z gazem łupkowym. Po konsolidacji polskiej branży nawozowej w 2013 roku i utworzeniu Grupy Azoty szanse na powrót do gazyfikacji wyraźnie wzrosły. Obecnie jest w przygotowaniu studium wykonalności, które ma odpowiedzieć na pytanie dotyczące opłacalności tego projektu. Analizowane są różne dostępne technologie w celu wyboru optymalnego rozwiązania. Podczas konferencji OXO Grupy Azoty Zakładów Azowych Kędzierzyn w listopadzie br. we Wrocławiu Prezes Zarządu ZAK Kędzieżyn Mateusz Gramza deklarował, że władze spółki są otwarte na tę inwestycję i że z entuzjazmem przyjęłyby jej lokalizacjęwłaśnie Kędzierzynie. Za tym nadodrzańskim miastem przemawia wiele argumentów takich jak dobra infrastruktura kolejowa, port rzeczny połączony z Kanałem Gliwickim oraz bliskość Górnośląskiego Zagłębia Węglowego. Podczas dotychczasowych projektów zawiązano współpracę z liczącymi się placówkami naukowymi w kraju na czele z Instytutem Chemicznej Przeróbki Węgla (IChPW), Akademią Górniczo-Hutniczą (AGH) i Głównym Instytutem Górnictwa (GIG).

Jakiekolwiek decyzje zostaną podjęte wewnątrz samej Grupy Azoty w obecnej sytuacji krajowego górnictwa warto pochylić się nad możliwościowi gazyfikacji polskiego węgla. Inwestycja taka na pewno pochłonęłaby znaczące środki finansowe i wobec obecnej sytuacji na rynku nawozów mogłaby być nie do udźwignięcia przez samą branżę. Według różnych szacunków wymieniane są koszty rzędu od 2 do 3 miliarda złotych. We współpracy z innymi podmiotami i przy wsparciu rządowym nie jest to jednak projekt nierealny. Tym bardziej, że mamy dzisiaj wiele działających technologii zarówno w Europie, jak i na świecie, z którymi można się zapoznać i wybrać te rozwiązania, które zapewniają najlepsze parametry rentowności. Korzyści jest wiele. Produktem końcowym konwersji jest energia (zarówno elektryczna, jak i cieplna) oraz produkty chemiczne (paliwo płynne, gaz syntezowy, amoniak, metanol lub wodór). Oprócz tego są to instalacje w pełni sprawdzone pod względem technicznym, niskoemisyjne a przez to czyste i nieuciążliwe dla środowiska naturalnego. Największą jednak korzyścią płynącą z tego projektu, to stworzenie pilotażowej technologii, która mogłaby się stać punktem referencyjnym dla rozbudowy tego sektora w Polsce. Zapewniłby on naszej gospodarce większą niezależność energetyczną. Być może koszt takiej inwestycji w wymiarze jednostkowym nie sprostałby rachunkowi ekonomicznemu wynikającemu z prostej kalkulacji dzisiejszych światowych cen gazu ziemnego. Trzeba jednak odpowiedzieć sobie na fundamentalne pytanie czy bezpieczeństwo gospodarcze i suwerenność energetyczną można sprowadzać jedynie do tabel i liczb. Poza tym ceny surowców bywają zmienne i co dzisiaj jest tanie, może w każdej chwili podrożeć, czego doskonałym przykładem są kryzysy naftowe lat 70. Dlatego też gazyfikacja węgla jest olbrzymią szansą i być może dzięki niej następne polskie barbórki nie będą odbywać się już w cieniu węglowej recesji.

83

46. Pakiet zimowy i bezradność elektroenergetyki (portal biznesalert.pl)

Po opublikowaniu przez Komisję Europejską propozycji zmian w regulacjach obejmujących energetykę, pod nazwą Pakiet Zimowy, w Polsce rozległ się głośny lament. Oburzony i zdziwiony był w swoim oświadczeniu Polski Komitet Energii Elektrycznej. Zaskoczenia nie ukrywał prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Te lamenty świadczą jak bardzo bezradna jest polska elektroenergetyka wobec coraz szybciej nadchodzących zmian. A jak to pisał poeta "Lamenty nie pomogą...", przynajmniej wiele nie pomogą.

To w jakim kierunku będą szły nowe regulacje Unii Europejskiej było wiadomo od dawna, a magiczna liczba 550 coraz częściej pojawiała się w dyskusjach. Można zadać pytanie. Czy Pakiet Zimowy jest zły dla polskiej elektroenergetyki i dla gospodarki? Niekoniecznie, a w wielu kwestiach wręcz pozytywny, a przynajmniej dający szansę na wykorzystanie regulacji unijnych na naszą korzyść. Jednak polska elektroenergetyka próbując działać na skróty jest niezadowolona.

Grzechem polskiej elektroenergetyki były i nadal są Kontrakty Długoterminowe (KDT), które wiele lat temu Polskie Sieci Elektroenergetyczne (w zupełnie innej niż obecnie strukturze) zawierały z elektrowniami i elektrociepłowniami. Te "załatwiane" kontrakty, bo chyba to słowo najlepiej oddaje sposób ich zawierania, poczyniły olbrzymie szkody: technicznie, ekonomicznie i w warstwie świadomości. Zamiast budować nowe elektrownie zdecydowaliśmy się odbudowywać stare bloki, które nawet odbudowane dalej są stare i stają się coraz bardziej starsze. Koszty poniesione w ramach KDT były znacznie wyższe niż konieczne, a zostały kolejno zwiększone na skutek ich rozwiązania i wprowadzenia systemu opłat kompensacyjnych.

Największe jednak spustoszenie KDT dokonały w warstwie psychologicznej, ponieważ całe pokolenia managerów przekonały się, że najlepsze efekty można osiągnąć kiedy coś się "załatwi". I obecnie również podejmowane są próby "załatwienia" rynku mocy, w kształcie, w którym nie ma wielkich szans na wprowadzenia, a próby jego wprowadzenia byłyby podobnie szkodliwe jak KDT.

Pakiet zimowy pokazuje to, o czym od dawna było wiadomo. Nie będzie centralnego unijnego wsparcia dla elektrowni węglowych. To i lepiej. Zmusza nas to tego, abyśmy wprowadzili nowy system finansowania, z czym nie będzie kłopotu, a który pozwoli nam na znacznie większą niezależność. Bo tylko węgiel taką niezależność nam gwarantuje. Managerowie energetyki zamiast biegać na Plac Trzech Krzyży powinni ruszyć głową i zastanowić się, jak uzyskać finansowanie dla budowy nowych elektrowni węglowych, a pieniędzy na świecie jest dużo i z finansowaniem nie będzie większych kłopotów.

84

Podobną szansą jest dla nas bilansowania regionalne, szczególnie w obszarze odnawialnych źródeł energii. Nie musimy wydawać po 300-400zł/MWh na energię z OZE w kraju, kiedy sąsiedzi są gotowi nawet dopłacić do odbioru energii z OZE w niektórych okresach. Wszystko zależy od tego, jak system rozliczeń regionalnych OZE zostanie skonstruowany. Jest to dla Polski szansa na obniżenie kosztów OZE. Zamiast lamentować trzeba skupić się na opracowaniu systemu rozliczeń regionalnych i jego promocji w Unii Europejskiej. Podobną szansą jest ograniczenie wliczania spalania biomasy jako energii odnawialnej. Spalanie biomasy, czy to rodzimej czy importowanej, to w dłuższym horyzoncie droga donikąd.

Trzeba się uczyć, choćby od samego diabła. Nasi sąsiedzi mają energetykę opartą na węglu brunatnym, emitują 3x tyle CO2 co my, ale również mają jedne z najniższych cen hurtowych w Europie i chętnie podzielą się z innymi swoją tanią energią. I nawet rynku mocy nie potrzebują! A może skorzystać z ich doświadczeń?

85

47. Polska może jeszcze obronić się przed złymi zapisami pakietu zimowego (Redaktor Teresa Wójcik rozmawia z Januszem Steinhoffem, b. wicepremierem, b. ministrem gospodarki, przewodniczącym Rady Krajowej Izby Gospodarczej)(portal biznesalert.pl)

Mam nadzieje, że niekorzystne zapisy dla Polsk w tzw. Pakiecie Zimowym będzie można skorygować w efekcie dyskusji w Parlamencie Europejskim oraz przez koalicję części krajów UE. Ostatecznością jest Trybunał w Strasburgu - mówi w rozmowie z portalem BiznesAlert.pl dr. inż Janusz Steinhoff, b. wicepremier, b. minister gospodarki, przewodniczący Rady Krajowej Izby Gospodarczej.

BiznesAlert.pl: Komisja Europejska ogłosiła tzw. Pakiet Zimowy ( Winter Package ) czyli pięciu dokumentów odnoszących się do najważniejszych wyzwań energetycznych stojących przed Europą. W jednym z dokumentów jest niekorzystny dla Polski zapis, wg. którego nasza energetyka nie będzie mogła korzystać z mechanizmu rynku mocy. Jakie są konkrety tego niekorzystnego zapisu?

Dr. inż Janusz Steinhoff : KE zaproponowała 30 listopada w ramach "Pakietu na rzecz czystej energii dla wszystkich Europejczyków" (Clean Energy for All Europeans legislative proposals - dawniejsza nazwa Winter Package) wprowadzenie wygórowanego limitu emisji CO2 dla wspieranych z publicznych pieniędzy dla uczestniczących w tzw. rynku mocy wytwórców energii elektrycznej. Szczególnie dotyczy to wytwórców produkujących prąd z paliw kopalnych. Rynek mocy został uznany za określoną formę pomocy publicznej. Praktycznie znaczy to, że w ten sposób KE chce zapobiegać stosowaniu jakichkolwiek narzędzi wsparcia elektrowni węglowych. Konkretnie Bruksela chce, by wszelkie nowe elektrownie na paliwa kopalne, które miałyby korzystać z rynku mocy, spełniały bardzo wyśrubowane normy środowiskowe. Proponowany w dokumencie limit emisji CO2 na jedną megawatogodzinę (MWh) wynosi 550 kg. Co na obecnym poziomie rozwoju techniki praktycznie wyklucza elektrownie węglowe.

Także tak wysoko sprawne bloki węglowe, jakie buduje się i zamierza się budować w Polsce?

Tak, nawet te bloki nie będą w stanie sprostać temu limitowi. Przecież wiadomo, iż wyższa emisja jest przewidziana nawet dla budowanych obecnie nowoczesnych bloków elektrowni Opole, Kozienice, czy Jaworzna. Dlatego trzeba mieć

86

świadomość, iż wprowadzenie limitu emisji dla producentów korzystających z rynku mocy na poziomie 550 kg/MWh eliminuje możliwość uczestnictwa w krajowym rynku mocy konwencjonalnych jednostek węglowych. Ponieważ mogą one osiągnąć minimalną emisję na poziomie 750 kg/MWh. Nasza elektroenergetyka jest obecnie i dość długo będzie jeszcze oparta na paliwach stałych. Więc jeśli wspomniany limit zostanie wprowadzony jako obowiązujący - to znacząco zwiększy koszty wytwarzania energii elektrycznej w Polsce. Z oczywistą konsekwencją dla konkurencyjności naszej gospodarki i poziomu życia odbiorców komunalnych. Pięcioletni okres przejściowy, w którym wskazany limit obowiązywałby jedynie nowe jednostki wytwórcze nie rozwiązuje tego problemu. Nie bylibyśmy w stanie zapewnić odpowiedniej mocy elektrycznej, produkowanej przez bloki, które przy wprowadzeniu tego wymogu musiałyby zostać wykluczone z rynku mocy.

Więc Polska musiałaby zrezygnować z energetyki opartej na węglu. Bez pomocy publicznej chyba nie zbudujemy, niezbędnie potrzebnych, nowych elektrowni?

Jeśli chodzi o energetykę konwencjonalną to zapewne przyjęcie proponowanego progu emisji, oznaczałoby możliwość utworzenia rynku mocy tylko dla elektrowni gazowych. To jednak miałoby swoje skutki ekonomiczne i zwiększyłoby zależność energetyczną nie tylko Polski, ale też całej Unii Europejskiej. Przede wszystkim od Rosji. Należy wspomnieć, iż z drugiej strony podjęto nieracjonalną decyzję o udostępnieniu 80 proc. przepustowości gazociągu OPAL wyłącznie Gazpromowi... Suma tych obu decyzji stoi w całkowitej sprzeczności z deklarowaną polityką UE, której podstawowymi zasadami dotychczas były: bezpieczeństwo, niezależność energetyczna i konsekwentna budowa wspólnego, konkurencyjnego rynku energii elektrycznej i gazu. Tymczasem okazuje się, że UE rezygnuje z tych zasad na rzecz zaostrzenia polityki ochrony klimatu znacząco wyprzedzając zobowiązania przyjęte przez naszych pozaeuropejskich partnerów na szczycie klimatycznym w Paryżu.

Na którą nas w Polsce nie stać?

Niemcy w 2015 r. subsydiowali swoją energetykę odnawialną kwotą 25 mld euro. A i tak większe od Polski ilości energii produkowali z paliw stałych. Polskę na szybki (powyżej 15 proc. do roku 2020) wzrost udziału OZE w miksie energetycznym po prostu nie stać. Pamiętać należy, iż ponad 40 lat tkwiliśmy w skrajnie nieracjonalnym, niewydolnym systemie gospodarczym. Po 1989 r., gdy zaczęliśmy wychodzić z tego systemu, zrobiliśmy duży postęp także w ochronie środowiska, realizując konsekwentnie zobowiązania z Kioto. W naszym kraju, w perspektywie kilkunastu, czy tez raczej kilkudziesięciu lat niemożliwa jest całkowita substytucja paliw stałych innymi nośnikami energii. Oczywiście będziemy wprowadzać coraz bardziej przyjazne środowisku naturalnemu technologie.

Czy jednak możemy wpłynąć na zmianę tego wyśrubowanego limitu KE, żeby korzystać z rynku mocy?

Mam nadzieję, że ostateczny kształt tych regulacji zostanie skorygowany w efekcie dyskusji w Parlamencie Europejskim oraz przez koalicję części krajów UE.

87

Ostatecznością jest Trybunał w Strasburgu.

Co mogło wpłynąć na KE, aby zaproponowała tak wyśrubowany limit emisji CO2 warunkujący dopuszczalność rynku mocy? Czy był tu jakiś lobbing?

Nie mam przesłanek, aby konkretnie mówić o lobby, legalny lobbing jest przecież dopuszczalny. Tu są zapewne różne interesy - lobby energetyki jądrowej, lobby OZE. To wymaga kompromisowych rozwiązań. Być może, KE chce zmienić rynek energetyczny w UE tak, by dopasować go do potencjału dojrzałego już - zwłaszcza w Niemczech - sektora odnawialnej energii. Z jednej strony chodzi o wykluczenie elementów rządowego finansowego wsparcia dla OZE, z drugiej strony rynek ma się tak zmienić, by było im łatwiej.

88

48. Polska nie ma już czasu na dyskusję o energetyce (Redaktor Piotr Stępiński rozmawia z Beatą Stelmach, prezesem GE Polska)(portal biznesalert.pl)

– Nie mamy już czasu, aby odkładać decyzje o nowych inwestycjach. Blok gazowy powstaje w 3 lata, podczas gdy budowa bloku węglowego trwa dwukrotnie dłużej – mówi w rozmowie z BiznesAlert.pl Beata Stelmach, prezes GE Polska. – Zdecydowanie popieramy politykę miksu energetycznego, ponieważ z wielu względów najlepiej jest mieć w swoim koszyku zdywersyfikowane źródła energii – deklaruje.

BiznesAlert.pl: Jak Pani zdaniem będzie wyglądała przyszłość polskiej energetyki?

Beata Stelmach: W dalszym ciągu nie zakończyliśmy procesu transformacji polskiej energetyki. O ile udało się to w innych dziedzinach i możemy powiedzieć, że polska gospodarka jest nowoczesna i bardzo dobrze sobie radzi na globalnym rynku, o tyle sama energetyka nie przeszła nadal koniecznej, głębokiej modernizacji. W wielu obszarach posiadamy przestarzałą infrastrukturę. Część bloków nadaje się do modernizacji, ale jednocześnie wiele bloków zostanie wyłączonych i w ich miejsce muszą powstawać całkowicie nowe.

W ostatnim czasie w publicznej europejskiej dyskusji przewija się krytyka rozwiązań opartych na węglu. My z kolei uważamy, że nowoczesne technologie skutecznie odpowiadają na wyzwania w obszarze ochrony klimatu, zaś sam świat rozwiązań węglowych wygląda dziś zupełnie inaczej niż 30 lat temu. Aktualnie na świecie 2 mld ludzi ma ograniczony dostęp do energii, a 1 mld w ogóle go nie posiada. Globalnie ok. 40 procent elektryczności pochodzi cały czas z węgla. Zatem mówiąc o dekarbonizacji, to nawet jeśli w perspektywie kilkudziesięciu lat nastąpi zmniejszenie wykorzystywania węgla, to i tak poziom energii dostarczanej z tego surowca nie spadnie poniżej 30 procent. Co oznacza, że przy światowych pokładach węgla, szacowanych na ok. 900 mld ton, ten surowiec nadal będzie wykorzystywany. Producenci i dostarczyciele technologii stają zatem przed wyzwaniem jak sprostać wymogom środowiskowym i zobowiązaniom podjętym w trosce o ochronę środowiska. To wyzwanie dotyczy bezpośrednio dostawców technologii energetycznych. Producenci jednak nie czekają biernie na to, co się wydarzy i sami prowadzą badania. GE wydaje na badania i rozwój 5,5 mld dolarów rocznie. To doskonale pokazuje, że nie szczędzimy środków na szukanie najlepszych, innowacyjnych rozwiązań.

Elektrownia w Opolu jest przykładem rozwiązania, które odpowiada na wyzwania środowiskowe. Sprawność netto siłowni opolskiej elektrowni węglowej wynosi ponad 44 procent, podczas gdy średnia sprawność wszystkich bloków w Polsce wynosi ok.

89

30-33 procent (średnia na świecie kilka punktów więcej). Nowe bloki, nowe rozwiązania technologiczne dostarczane przez GE osiągają nawet 49 procent, co przekłada się na niebagatelne efekty. Dokonaliśmy pewnych wyliczeń, z których wynika jak poprawa efektywności bloku o 1 procent przekłada się na oszczędności. A głównie z tym właśnie wyzwaniem, jak usprawnić pracę bloków, zmagają się dzisiaj dostarczyciele rozwiązań technologicznych. Z badań wynika, że poprawa efektywności pracy bloku węglowego chociażby o 1% procent przekłada się na obniżenie emisji CO2 o 2 procent. Jeżeli zestawimy więc wspomniane 33 procent wobec 44 procent to widzimy różnicę, która w znaczący sposób wpływa na redukcję emisji spalin.

Wspomniała Pani o zobowiązaniach międzynarodowych. W tym kontekście należy przywołać porozumienie klimatyczne, które wzywa do redukcji emisji i stawiania na zieloną energetykę. Czy stwarza ono szansę dla rozwoju innowacyjnych metod produkcji energii?

Zdecydowanie popieramy politykę miksu energetycznego, ponieważ z wielu względów najlepiej jest mieć w swoim koszyku zdywersyfikowane źródła energii. Na tym polega piękno i swoboda w Unii Europejskiej, że każde państwo może budować swój miks energetyczny w zależności od tego do jakich surowców, bądź do jakich rozwiązań technologicznych ma najłatwiejszy dostęp. Francja postawiła na energetykę nuklearną, podczas gdy Niemcy się z niej wycofują. Zarówno jeden, jak i drugi kraj ma prawo decydować o własnym miksie.

W Polsce dominuje węgiel kamienny i brunatny, a kilkanaście procent wytwarzanej w naszym kraju energii pochodzi z odnawialnych źródeł. Polska, moim zdaniem, ma dziś dodatkowy przywilej, z którego powinna skorzystać. Jako że jesteśmy trochę spóźnieni z modernizacją niektórych sektorów, w tym energetyki, to mamy szansę sięgać po najnowocześniejsze rozwiązania. Nadrabiając zaległości nie powinniśmy zatem podążać utartymi ścieżkami inwestując w przestarzałe już rozwiązania, ale powinniśmy dokonać technologicznego skoku sięgając po rozwiązania najlepsze, najnowocześniejsze.

Elektrownia Opole jest najlepszym przykładem takiego właśnie podejścia. Mówimy tutaj o węglu, ale przecież przygotowywane są również bloki gazowe. Mam nadzieję, że wkrótce dojdzie do finalnych rozstrzygnięć i realizacji projektów opartych także o gaz np. w Elektrociepłowni Żerań i Elektrowni Puławy. W obu tych zaawansowanych już przetargach oferowane są projekty kogeneracyjne. Jest szansa, że nowoczesne technologie zostaną wybrane i liczę na to, że to nasza oferta zostanie wybrana.

Warto zauważyć, że w przypadku elektrowni gazowych sprawność netto przy zastosowaniu naszych technologii może przekraczać 62 procent, podczas gdy wspomniane wcześniej bloki węglowe osiągają wartość poniżej 50 procent. Ponadto gaz jest jednym z najbardziej czystych i najmniej emisyjnych surowców. W związku z tym problem zanieczyszczania środowiska jest jeszcze mniejszy. Zatem mówiąc o dzisiejszych wyzwaniach dla polskiej energetyki to zdecydowanie najważniejszym jest brak opóźnień i niewstrzymywanie tych projektów. Nie mamy już czasu, aby odkładać decyzje o nowych inwestycjach. Blok gazowy powstaje w 3 lata, podczas gdy budowa bloku węglowego trwa dwukrotnie dłużej. Mając w perspektywie

90

konieczność dokonywania wyłączeń nie stać nas na zakup droższej energii z zagranicy. W związku z tym nie możemy sobie pozwolić na odkładanie decyzji.

Czy rynek mocy pozwoli na realizację wspomnianych przez Panią projektów?

Rynek mocy ma wyłącznie sens tylko wtedy, gdy mówimy o nowych inwestycjach. Nie mówmy o rynku mocy przez pryzmat zagospodarowania przestarzałych bloków. Bardzo liczymy na to, że rząd i minister energii równie szybko jak ogłosił założenia projektu, przystąpi do ich realizacji, przy założeniu oczywiście, że będzie to dotyczyło nowych instalacji. Obecnie możemy sobie wyobrazić różne modele funkcjonowania rynku, w ramach którego można zaprojektować cały wachlarz efektywnych rozwiązań. To mogą być duże bloki, energetyka rozproszona, czy rozwiązania hybrydowe, gdzie OZE stanowi uzupełnienie do energetyki konwencjonalnej, np. mały blok gazowy o mocy 1-10 MW obok elektrowni wiatrowej.

Dzisiejsze rozwiązania technologiczne dają Polsce szanse, żeby powalczyć o konkurencyjność naszej energetyki. Jeżeli będziemy sięgali po najnowocześniejsze rozwiązania to będziemy mieli przewagę. Nawet przy zastosowaniu węgla dostępne rozwiązania, w tym także cyfryzacja, pomagają nie tylko zwiększać efektywność, ale również zmniejszać poziom emisji.

Czy innowacje w postaci chociażby elektromobilności mogłyby zmienić polską energetykę?

Innowacje to bardzo ogólne pojęcie dotyczące wszystkiego tego, co usprawnia i ulepsza. Dzisiaj innowacyjność to tak naprawdę cyfryzacja, co widoczne jest na każdym kroku. Mówimy, że żyjemy w świecie cyfrowym. W ciągu ostatnich 16 lat blisko połowa z uwzględnionych w liście 500 największych spółek zniknęła. Pokonał je brak umiejętności dostosowania się do zmieniającego się świata i wyzwań cyfrowych. W sposób naturalny przechodzimy do świata cyfrowego. To samo dotyczy energetyki.

Obecnie cały obszar internetu przemysłowego, czyli wyposażenie maszyn w oprogramowanie powoduje, że stają się one coraz bardziej doskonałe. Oczywiście trzeba znać technologię, mieć doświadczenie zebrane na bazie wcześniejszej pracy urządzeń, żeby wiedzieć jakie dane gromadzić, jak je analizować i do czego mają służyć. GE działa w bardzo wielu sektorach, począwszy od silników lotniczych, przez wysoko zaawansowany medyczny sprzęt diagnostyczny, aż po energetykę. Nasze bogate doświadczenia, innowacyjne rozwiązania pozwalają na instalowanie np. nowoczesnych czujników i sensorów umożliwiających gromadzenie danych, a ich umiejętna analiza przekłada się na poprawę efektywności.

Natomiast poprawa efektywności to z jednej strony wyprzedzanie awarii, a z drugiej antycypowanie pewnych zdarzeń. Dla zobrazowanie procesu, na świecie funkcjonuje wiele tysięcy turbin, które są wyposażone w takie czujniki. Mamy zatem do czynienia z efektem skali, czyli obserwacją zachowań danej turbiny. Jeżeli któraś z nich zaczyna generować dane, które pokazują anomalia, to nie sprowadza się to tylko i wyłącznie do jednostkowego działania, rozmontowania takiej turbiny i sprawdzenia uszkodzeń. Zgromadzone dane pozwalają na odniesienie do całej floty, która jest

91

zainstalowana na całym świecie. Zamontowane czujniki pozwalają z dużym wyprzedzeniem wychwytywać takie anomalia, co oznacza obniżenie częstotliwości nieplanowanych wyłączeń bloku, wyprzedzanie awarii, a na koniec obniżenie zużycia paliwa.

Co GE ma do zaproponowania w kwestii technologii?

Zebraliśmy szereg danych i dokonaliśmy obliczeń, które pokazują siłę tzw. jednego procenta, czyli jakie przełożenie ma poprawa efektywności danej elektrowni właśnie o 1 procent. Przekładając to na konkretny przykład załóżmy, że mamy elektrownię o mocy 1000 MW. Wzrost efektywności o 1 procent oznacza wzrost produkcji energii o 22 MW przy jednoczesnym spadku zużycia węgla o 67 tys. ton i spadku emisji CO2 o 120 tys. ton rocznie. Te liczby przemawiają do wyobraźni.

Warto również wspomnieć o cyfrowej elektrowni węglowej. W takiej elektrowni może być zainstalowanych ok. 10 tys. czujników, które cały czas zbierają dane. I to właśnie jest optymalizacja technologii, przejawiająca się w m.in. analizie jakości węgla. Poprawa efektywności oznacza spadek zużycia węgla. Zmniejszenie o 1 procent zużycia węgla skutkuje, przy utrzymaniu tego samego poziomu produkcji energii, mniejszym zużyciem węgla o 4,5 tys. ton. Wszystkie te ważne wnioski i obserwacje są możliwe właśnie dzięki analizie cyfrowej. Mówiąc o rynku mocy, pamiętajmy, że nie dotyczy to elektrowni w ciągłym trybie pracy. Ogromnie istotna więc będzie liczba włączeń i wyłączeń, ze względu na ilość energii zużywanej do tych procesów. Kluczowe zatem są dzisiaj wszelkie rozwiązania, które dawałyby większą elastyczność pracy elektrowni.

Uważam, że elektrociepłownia Opole jest dobrym przykładem tego, co GE może zaproponować na rynku polskim. Dostarczamy nowoczesną technologię, która co bardzo ważne powstaje w Polsce. Generatory pochodzą z naszej fabryki we Wrocławiu, a turbiny z naszej fabryki w Elblągu, za to rozdzielnice mocy z Bielska Białej. Dodatkowo, w przypadku tej największej obecnie budowanej elektrowni, prawie 80 procent wszystkich wydatków ponoszonych na ten projekt pozostaje w Polsce. Beneficjentami są m.in. pracownicy, biura projektowe. Stając w szranki z konkurencją pokazujemy zatem, że jesteśmy światowej klasy producentem, który dzięki prowadzonym badaniom dostarcza technologie i sprzęt najwyższej klasy, którego produkcja częściowo odbywa się w Polsce. Do sukcesu wszystkich tych projektów przykładają się polscy pracownicy i inżynierowie, co warto wyraźnie podkreślać. W GE zatrudniamy kilka tysięcy ludzi, którzy pracują przy liniach produkcyjnych, a wytwarzane przez nich produkty, jak wspomniane turbiny, rozdzielnice czy generatory, powstają na potrzeby własnego rynku.

Obecnie musimy budować nowe moce wytwórcze, gdyż powstaje luka generacyjna, którą trzeba będzie zapełnić. Czy wobec tego będziemy się kierować w stronę bardziej efektywnych energetycznie technologii czy może rozważyć zastosowanie energetyki jądrowej?

Budowa elektrowni jądrowej trwa bardzo długo, więc trudno mówić o tym, że atom zapełni tę lukę. Jak powiedziałam wcześniej, elektrownia węglowa powstaje w 6 lat, gazowa w 3 lata. Są takie rynki, jak niemiecki, gdzie obowiązuje przede wszystkim energetyka wiatrowa. GE działa na 175 rynkach na świecie. Jesteśmy

92

dostarczycielami technologii, odpowiadamy na wyzwania i zapotrzebowania, które są kreowane na danym rynku po stronie klientów i decydentów. Oczywiście zawsze najlepsza jest dywersyfikacja, ale nic nie może odbywać się za wszelką cenę. Przez 130 lat nauczyliśmy się, że nie należy ani krytykować ani narzucać.

Jesteśmy zawsze gotowi do dzielenia się swoim doświadczeniem, aby nasi partnerzy w obliczu dzisiejszych wyzwań nie tracili ani czasu, ani pieniędzy.

Bardzo szanuję i cenię dialog, który prowadzimy również z polskim rządem. Doskonale rozumiemy, że strategie buduje się w oparciu o bezpieczeństwo energetyczne, które jest zawsze punktem wyjścia wszelkich rozmów, niezależnie od państwa, w którym działamy. Mają na to wpływ uwarunkowania geopolityczne, jak i geograficzne. Mając pełen obraz sytuacji możemy projektować najlepsze rozwiązania i jeżeli stawiamy np. na inwestycje w węgiel i elektrownie węglowe, to niech to będzie powiązane z wykorzystaniem najlepszych technologii. Naszym zadaniem jest doradzić w jakie rozwiązania lepiej się sprawdzą i jakie działania podjąć, aby osiągnąć największą efektywność, najlepsze efekty.

Może jednak spróbować przełamać dominację węgla?

Pytanie czy stać nas dzisiaj na to, żeby szukać innych rozwiązań. Wspomnieliśmy o energetyce jądrowej i uważam, że w perspektywie długookresowej jest to dobry kierunek. GE również dostarcza tego typu technologie. Na świecie jest zainstalowanych wiele naszych bloków. Dzisiaj wyzwania dla energetyki nuklearnej dotyczą nie tylko samej technologii, ale również bezpieczeństwa, zwłaszcza po katastrofie w elektrowni w Fukushima. Nie była to awaria, lecz katastrofa budowlana. Wszystkie normy bezpieczeństwa, które zostały wprowadzone przez japoński rząd, sprowadziły się głównie do wzmocnienia zabezpieczeń – postawienia dużo wyższych zabezpieczeń na wodzie, czy zabezpieczeń zewnętrznych. Ich ilość po katastrofie w Fukushimie bardzo mocno wzrosła. To pokazuje, że obecnie nie tylko technologia jest wyzwaniem, ale również strategiczne decyzje poszczególnych rządów.

Jeżeli zostałaby podjęta decyzja o tworzeniu bloków jądrowych w Polsce, to GE jest w stanie odpowiedzieć na to wyzwanie. Pytań nie należy jednak kierować do nas, gdyż to nie my kształtujemy politykę energetyczną państwa. Aktualnie też nie ma klimatu sprzyjającego budowie elektrowni wiatrowych. Polska ma jedne z najlepszych warunków wiatrowych dla tego typu rozwiązań, więc gdyby temat jednak wrócił, to jesteśmy gotowi odpowiedzieć i na to wyzwanie. Obok tych wspomnianych rozwiązań są także inne, jak choćby małe bloki gazowe, które mają znacznie krótszy cykl inwestycyjny. To również jest dobry pomysł.

Zarządzanie energetyką nie jest łatwym zadaniem. Pokazuje to chociażby przypadek elektrowni Hinkley Point i Wielkiej Brytanii. Tamtejszy rynek jest bardziej dojrzały, nie ma aż tak przestarzałych rozwiązań jak w Polsce, a nawet tam nie są to proste decyzje. Tworzenie miksu energetycznego to nie jest zwykłe przygotowanie biznesplanu i wejście z nowym produktem na rynek. Potrzebne są dogłębne badania i nie można odwlekać podejmowania strategicznych decyzji, nie można pozwolić na stratę czasu.

93

Nawiązując do inwestycji chciałbym spytać o przetarg na budowę bloku gazowo-parowego w elektrowni w Puławach. Kiedy spodziewacie się państwo ogłoszenia wyników? I jakie znaczenie ma ten projekt?

Chcielibyśmy, aby przetarg postępował sprawnie, a projekt został jak najszybciej zrealizowany. Widzimy jak bardzo ta elektrociepłownia jest potrzebna Puławom. Produkowana tam energia ma bowiem z jednej strony zasilać miasto, a z drugiej ciepło jest potrzebne zakładom azotowym. Ponadto Grupa Azoty jest jednym z głównych konsumentów gazu, więc to jest tylko i wyłącznie synergiczne rozwiązanie. Docelowo ma to być blok 450 MW. Niewątpliwie jesteśmy w stanie dostarczyć najlepsze rozwiązanie, ponieważ obecna sprawność netto bloków, które dostarcza GE wynosi ponad 62 procent. Przy kogeneracji można też regulować czy w danym momencie bardziej potrzebne jest ciepło czy energia.

Czy wobec tego GE zamierza włączyć się w kolejne inwestycje w polską energetykę?

Z naszą technologią, doświadczeniem i przywiązaniem do polskiego rynku jesteśmy gotowi stawić czoła konkurencji.

Czyli?

Elektrociepłownia Żerań jest projektem, który się aktualnie toczy. Przedstawiliśmy bardzo dobrze przygotowaną ofertę z dużą częścią technologii wyprodukowanej w polskich fabrykach; czekamy na jak najszybsze rozstrzygnięcie przetargu.

Chciałbym również zapytać o przejęcie przez GE potentata na rynku usług dla branży naftowo-gazowej, firmę Baker Hughes. Co to przejęcie może dla Państwa oznaczać?

Dopóki proces przejęcia się nie zakończy, rozmowy na ten temat należy odłożyć. GE cały czas się rozwija, a sektor oil & gas jest dla nas bardzo ważnym obszarem. Naszymi klientami w Polsce są m.in. Grupa LOTOS czy PKN Orlen. Cały czas poszukujemy coraz to nowszych rozwiązań, a prawie 140 letnia historia GE pokazuje, że rozwinęliśmy się zarówno organicznie, jak i poprzez przejęcia. Niedawno połączyliśmy się z firmą Alstom, co nas wzmocniło. Liczymy, że kolejne tego typu transakcje przyniosą nam nową dodatkową wartość.

94

49. Połączenia z sąsiadami powinny wesprzeć rynek mocy(Przemysław Zaleski z Fundacji im. Kazimierza Pułaskiego)(portal biznesalert.pl)

Komisja Europejska zaakceptowała przygotowany przez rząd francuski pakiet mechanizmów wsparcia zdolności wytwórczych – zwanych rynkiem mocy oraz, co istotne, uznała, że jest on są zgodny z zasadami pomocy publicznej Unii Europejskiej. Francja jednak opiera swoje bezpieczeństwo energetyczne o elektrownie jądrowe i wodne, czyli tzw. technologie czyste. Stanowisko Komisji Europejskiej (z dnia 30 listopada 2016 r.) dotyczące całkowitego ograniczenia limitów uprawnień do emisji CO2 dla jednostek wytwórczych, które miałyby działać w ramach wsparcia z mechanizmu rynku mocy jest całkowicie na przekór polskim planom. Polski rząd, który przygotował mechanizm wsparcia dla sektora wytwórczego takiej decyzji nie przewidywał. Należy więc przybliżyć tematykę rynku mocy oraz przyjrzeć się doświadczeniom innych krajów, które pozwoliły zakończyć ten proces sukcesem.

Wdrożenie tego rodzaju rozwiązania jest dla Polski o tyle istotne, że w zeszłym roku 10 sierpnia br. Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) wprowadziły dwudziesty – najwyższy stopień zasilania czyli ograniczenia w dostawach energii, czego w Polsce nie było od dawna. Oznacza to, że wysoko oceniono ryzyko awarii całego systemu i możliwość pojawienia się tzw. blackoutu czyli utrat napięcia w sieci elektroenergetycznej na znacznym obszarze. Według danych publikowanych na GPI (elektrownie mają obowiązek informowania o awariach i przestojach poprzez Giełdową Platformę Informacyjną prowadzoną przez TGE), w systemie zabrakło ponad 2 GW, ponieważ ze względu na remonty, różne awarie, a także pogodę (mniej dostępnej wody potrzebnej do otwartych systemów chłodzenia) z systemu wypadły bloki w kilku dużych elektrowniach systemowych m.in. w Turowie, Bełchatowie, Opolu, Rybniku i Kozienicach.

95

Rys. 1 Prognozy energii brutto dla Polski do roku 2040 r.

Źródło: Tomasz Popławski, Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną i moc szczytową dla polski do 2040 roku, „Rynek Energii” – luty 2014

Nie pomogły odnawialne źródła energii ani import energii z innych krajów, co pokazuje, że problem staje się groźny przede wszystkim dla gospodarki, a zwłaszcza przedsiębiorstw przemysłowych bo to na nie PSE może nakładać obowiązek ograniczenia poboru i dostaw energii pod groźbą kar finansowych. Stare bloki energetyczne mogą być włączone do systemu poprzez tzw. wymuszenie, ale ponieważ są to jednostki w dużym stopniu wyeksploatowane, o niskiej sprawności, nie spełniające nowych norm środowiskowych i dużej awaryjności to koszt ich pracy jest wysoki. Dodatkowym problemem są obecne ceny energii na rynku hurtowym, które nie stymulują do budowy nowych mocy wytwórczych, dlatego też pojawiają się rozwiązania alternatywne dla tzw. rynku jednotowarowego. Ponieważ sytuacja niskich cen na rynku hurtowym trwa dłuższy czas to coraz więcej ekspertów wskazywało, że potrzebne są zmiany w modelu obecnego rynku energetycznego, takie jak: zmiany wycen usług za regulacyjne usługi systemowe, interwencyjne rezerwy mocy oraz oferty przyrostowe i redukcyjne na rynku bilansującym, w co wpisują się także mechanizmy mocowe wprowadzające rynek dwutowarowy. Należy pamiętać, że biorąc pod uwagę realizację Dyrektywy IED oraz konkluzji BAT dotyczącej redukcji emisji przemysłowych (szczególnie restrykcyjną dla technologii

96

węglowych) to z naszego systemu elektroenergetycznego musi zostać wyłączone do 2023 r. prawie 5 GW.

Rynek mocy jako rozwiązanie prawne ma więc pomóc przede wszystkim w dwóch kwestiach – po pierwsze: ma złagodzić skutki ekonomiczne dla grup energetycznych, które są dysponentami nierentownych jednostek wytwórczych aby mogły być gotowe do pracy w sytuacjach awaryjnych tj. momentu odbudowy wystarczającej ilości mocy. Po drugie poprzez stworzenie obok tradycyjnego rynku jednotowarowego wdrożyć drugi , w którym będzie się płacić za moc, co ma wzmocnić impuls inwestycyjny dla budowy nowych jednostek wytwórczych. Według Raportu przygotowanego przez Ministerstwo Energii pod nazwą „Rozwiązania funkcjonalne rynku mocy” z dnia 30 września 2016 r. wynika, że poziom mocy osiągalnej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym przekroczył poziom 40 GW, ale przyrost w znaczącym stopniu dotyczy jednostek chimerycznych czyli niesterowalnych w momencie szczytowego zapotrzebowania lub w momencie zagrożenia dostaw energii dla odbiorców końcowych. Mechanizm w postaci rynku mocy ma więc wynagradzać jednostki wytwórcze za dyspozycyjność mocy w konkretnych sytuacjach i okresach niedoboru w systemie. Wynagrodzenie będzie określone za prace w tych godzinach, gdzie PSE musi zaplanować i skoordynować dobowe ilość rezerwy mocy dostępnej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym w momencie ich braku w stosunku do zapotrzebowania. Z prognoz publikowanych przez PSE wynika, że operator musi zabezpieczyć w szczególności moc szczytową.

Rys. 2. Klasyfikacja mechanizmów mocowych

Źródło: Raport Ministerstwa Energetyki

Jak wynika z danych PSE, podstawową przesłanką dla szybkiego przyjęcia w Polsce mechanizmów wsparcia w postaci rynku mocy jest zagwarantowanie odpowiedniej mocy w perspektywie średnioterminowej. Zwłaszcza, że jednostki wytwórcze których nie da się dostosować do IED w ramach derogacji naturalnej otrzymały zgodę aby od

97

wejścia Dyrektywy IED czyli od 1 stycznia 2016 r. do 31 grudnia 2023 r. pracować na poziomie 17 500 godzin, czyli mniej więcej po 6 godzin dziennie. Aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej polski system wymaga budowy dużych ilości nowych zdolności wytwórczych. Obliczone zapotrzebowanie na nowe zdolności wytwórcze w perspektywie do 2035 roku jest w przedziale od 23 do 30 GW – przy założeniu wypełniania różnych scenariuszów konkluzji BAT (Best Available Technology). Czasu jest niewiele bo bez budowy nowych mocy wytwórczych niedobór rezerw mocy dostępnych w jednostkach na terenie RP zacznie się już w 2022 r.. Oczywiście w prognozie założono, że budowane obecnie w Polsce nowe JWCD (jednostka wytwórcza centralnie dysponowana) zostaną oddane do realizacji zgodnie z planowanym harmonogramem, a to wydaje się przy tak skomplikowanych projektach jak budowa elektrowni systemowej trudne do realizacji.

Rys. 3 Prognoza bilansu mocy

Źródło: PSE SA

Bez zmiany tej sytuacji Polska jako kraj naraża się na brak odpowiednich narzędzi zarządzania bilansem mocy oraz doprowadza do uzależniania się w sytuacjach awaryjnych od importu energii elektrycznej z zagranicy. Nie jest korzystna sytuacja gdy państwo opiera swoje bezpieczeństwo systemu energetycznego na mocach generowanych przez kraje ościenne, nawet przy najlepszych relacjach sąsiedzkich. Realnym jest, że może dojść do sytuacji gdy nawet przy codziennej dobrej współpracy i stałych przepływach energii na już istniejących połączeniach transgranicznych z innymi krajami, w przypadku zmian pogodowych na większym obszarze Europy brak będzie gwarancji dostępu do mocy dla polskiego operatora systemu przesyłowego. Pewne jest, że każde państwo w takiej sytuacji będzie

98

chciało w pierwszej kolejności zaspokoić krajowe potrzeby (co wykazała praktyka w przypadku niedoboru dostaw gazu).

Rys. 4 Prognoza bilansu mocy w Polsce

Źródło: PSE SA

99

Rys. 5 Plany inwestycyjne

Źródło: Strategia „Informacja na temat planów inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze w latach 2014 − 2028”. Biuletyn URE, Warszawa, 26 listopada 2014 r. (prezentacja Marka Kuleszy TOE, o rynku mocy, REE, Kazimierz Dolny 2015)

Pakiet Bezpieczeństwa Energetycznego opublikowany przez Komisję Europejską wskazuje, że docelowym scenariuszem dla bezpieczeństwa energetycznego Europy ma być pełna integracja systemów energetycznych. Kraje członkowskie UE mają być zobowiązane do budowy odpowiedniej ilości połączeń transgranicznych, a krajowi operatorzy (w przypadku Polski PSE) będą wręcz zobowiązani do uzgadniania swoich planów inwestycyjnych. Oznaczać to może, że w przypadku braku odpowiedniej mocy w Polsce, do łagodzenia szczytów mogą zostać użyte farmy wiatrowe i ogniwa fotowoltaiczne w Niemczech (zbudowane w ramach projektu Energiewende i przy olbrzymich systemach wsparcia). Ponieważ energia jest towarem, brak mechanizmów wsparcia prowadzi do wyższej oceny ryzyka inwestycyjnego w naszym kraju w jednostkach wytwórczych i obok potencjalnego blackoutu naraża Polskę także na utratę przychodów i wspieranie energetyki w krajach sąsiednich, co oznaczać będzie, że polski obywatel będzie przyczyniał się de facto do spłaty systemów wsparcia przedsiębiorstw zagranicznych. Oczywiście wzajemna pomoc i współpraca energetyczna jest jak najbardziej wskazana, ale nie powinno się doprowadzić do sytuacji gdy nie jest to ostateczna alternatywa, ale wymóg dla normalnego i bezpiecznego działania polskiego systemu elektroenergetycznego.

100

Rys.6  Status projektów dot. rynków mocy w poszczególnych krajach UE

Źródło: Capacity remuneration mechanisms and the internal market for electricity. Raport on 30 July 2013, ACER.(prezentacja Marka Kulesy TOE, o rynku mocy, REE, Kazimierz Dolny 2015).

Według wyliczeń Ministerstwa Energii, do 2021 r. powinno powstać ok. 10 GW nowych i zmodernizowanych jednostek wytwórczych, włącznie z blokami energetycznymi będącymi obecnie w budowie. Koszt wprowadzenia mechanizmu rynku mocy wstępnie szacowany jest na ok. 2-3 mld zł rocznie. Proponowane mechanizmy wsparcia mają tworzyć dodatkowe (w stosunku do rynku energii elektrycznej) źródło wsparcia ekonomicznego i pokrycia kosztów w horyzoncie długoterminowym, które zabezpieczą niezbędny poziom mocy do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Rynek mocy, zgodnie z koncepcją Ministerstwa Energetyki, będzie rynkiem terminowym, z fizyczną dostawą mocy po realizacji handlowej w formie aukcji. W Polsce mamy jednego Operatora Systemu Przesyłowego w postaci PSE i on będzie jedynym kupującym. Polska propozycja zakłada, że w ramach pierwotnego rynku mocy odbywać się będą aukcje typu holenderskiego, czyli po poprawkach wynikających z konsultacji społecznych, dokument z dnia 30 września 2016 r. Dla aukcji głównej odbywającej się w roku n-5 Obowiązki Mocowe mogą dotyczyć Roku Dostaw n lub do 15 kolejnych lat dostaw począwszy od Roku Dostaw n., a aukcja dodatkowa przeprowadzana będzie na rok

101

przed dostawą. Rozwiązanie przewiduje także obrót zobowiązaniami mocowymi na rynku wtórnym (łącznie z tzw. realokacją wolumenów). Po wygranej aukcji firmy będą zawierać umowę mocową z PSE, która będzie określać warunki gotowości dla dostaw mocy w okresie zagrożenia ogłoszonym przez OSP. Kontrakty będą rozgraniczane na roczne dla istniejących bloków energetycznych i pięcioletnie – dla bloków modernizowanych oraz na 15 lat – dla nowych bloków energetycznych. Prognozowany koszt wdrożenia rynku mocy Ministerstwo Energetyki wyceniło na od 2 do 3 mld zł rocznie, a zostanie pokryty przez odbiorców końcowych, w specjalnej opłacie mocowej, która zostanie wliczona w opłatę dystrybucyjną. W przypadku gospodarstw domowych, stawka będzie ryczałtowa, płatna za punkt pomiarowy, ale różna w zależności od mocy umownej. W przypadku grup taryfowych stawka będzie naliczana indywidualnie, proporcjonalnie do zużycia energii elektrycznej w określonych godzinach lub okresach. Ponadto dodano opcje wprowadzania w poszczególnych aukcjach głównych koszyków dla CJRM Nowych lub Modernizowanych. W ramach tego rozwiązania zdefiniowane będą wolumeny mocy, które powinny być zakupione podczas aukcji. Zakup dokonywany będzie podczas jednej aukcji głównej, nie będą prowadzone oddzielne aukcje dla poszczególnych koszyków. Zasady prowadzenia aukcji i algorytmy wyznaczania cen będą uwzględniały możliwość stosowania koszyków. W efekcie aukcja może zakończyć się odrębnym cenami w poszczególnych koszykach. Uwzględniono także sugestię aby było możliwe uczestniczenie w mechanizmie dla CJRM współspalających, produkujących energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji lub wykorzystujących układy hybrydowe (w rozumieniu ustawy o odnawialnych źródłach energii), korzystania z operacyjnych systemów wsparcia OZE i wysokosprawnej kogeneracji. Aby nie dopuścić do kumulacji przychodów z operacyjnych systemów wsparcia oraz rynku mocy, wprowadzony zostanie mechanizm wyznaczania wolumenu mocy ex post, który nie będzie uprawiony do uzyskiwania wynagrodzenia na rynku mocy.

102

Rys.7  Schemat poprzedniego przyjętego modelu aukcji (obecnie aukcja główna 5 lat przed dostawą)

Źródło: Raport Ministerstwa Energii

W przedstawionym przez Ministerstwo Energetyki rozwiązaniu popyt obliczany będzie poprzez krzywą zapotrzebowania na moc, czyli krzywą przedstawiającą zależność ceny mocy od wolumenu nabywanej mocy. Podstawowymi parametrami zapotrzebowania będą: wolumen mocy wymaganej do pozyskania na rynku mocy, który zostanie wyznaczony na podstawie prognozowanego szczytowego powiększonego o wymagane rezerwy oraz cena wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej o najniższych kosztach stałych operacyjnych i kapitałowych. Kryteria parametrów krzywej zapotrzebowania na moc określi OSP, ale będą one wymagać opiniowania przez Prezesa URE, a następnie zatwierdzenia przez Ministra Energii, który ma prawo dodatkowo je zmodyfikować.

W ramach konsultacji społecznych zgłoszono do projektu uwagi, które m.in. dotyczyły rynku wtórnego i wpływu na działalność spółek obrotu funkcjonujących w Polsce. Poprzez Towarzystwo Obrotu Energią skupiające główne spółki zwrócono uwagę, aby zmienić zapisy, tak aby Przedsiębiorstwa Obrotu (PO) mogły być stronami umów mocowych pomimo braku „aktywów fizycznych” świadczących usługę dostarczania mocy do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, zwłaszcza że odgrywają one szczególną rolę w budowaniu transparentności rynkowej, standaryzacji kontraktów, płynności rynku, czy obowiązków informacyjnych związanych z wejściem dyrektywy REMIT. Sugerowano także aby rynek wtórny nie był ograniczany tylko otwarty od razu po aukcji głównej, co będzie miało pozytywny wpływ na płynność rynku. Duża szansa jest także w roli DSR, która wzorem rozwiązań brytyjskich mogłaby szerzej stosowana poprzez programy przejściowe.

103

Rys. 8 Schemat aukcji podstawowej

Przewidywane rozwiązanie ma stworzyć warunki dla rozwoju w Polsce systemów zarządzania stroną popytową poprzez Demand Side Response (DSR), które jako wirtualne elektrownie służą ograniczaniu zużycia energii w czasie, gdy obciążenie energii jest największe i korzystaniu z energii w czasie, gdy tej jest pod dostatkiem. Ograniczenie jest dobrowolne i zakupione przez PSE za gotowość i rzeczywiste ograniczenia poboru na żądanie. Oferta jest skierowana do odbiorców przemysłowych w celu obniżenia ich szczytowego zapotrzebowania na moc, a tym samym obniżenie ponoszonych kosztów funkcjonowania rynku mocy. Istotną cechą jest konstrukcja mechanizmów wsparcia aby były neutralnie technologicznie, czyli stwarzały takie same warunki dla różnych technologii produkcji energii elektrycznej, jednocześnie przy uwzględnieniu stopnia w jakim poszczególne technologie przyczyniają się do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw i spełnienia wymagań określonych w warunkach kontraktu. Polskie rozwiązanie premiuje takie Jednostki Rynku Mocy (JRM), które dostarczą moc w tzw. „Okresach Zagrożenia”, czyli wtedy, kiedy PSE określi poziom i czas ryzyka utraty ciągłości dostaw w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Oczywiście przyjęte rozwiązania nie mogą zaburzać rynku energii elektrycznej, a zwłaszcza nie wprowadzać takich rozwiązań, które mogą wpływać na kształtowanie się cen. Ma to być rozwiązanie równoległe ale i niezależne.

Rynek mocy jest mechanizmem szeroko stosowanym w Europie, ale każdorazowo wymaga notyfikacji zgodnie z wytycznymi Komisji Europejskiej z 9 kwietnia 2014 r. w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014-2020. Niemniej doświadczenia innych krajów pokazują, że mimo czasem uciążliwego procesu uzgodnień, czasem prowadzonego poprzez szczegółowe dochodzenie, skuteczność jego funkcjonowania jest oceniana wysoko.

104

Rys. 9 Zakładany harmonogram wdrożenia rynku mocy w Polsce

Źródło: Raport Ministerstwa Energii

 

Rekomendacje

1. Ze względu na stanowisko Komisji Europejskiej z dnia 30 listopada br. należy przygotowanie merytoryczne uzasadnienia dla przyjęcia polskiego modelu mechanizmów uwzględniających wysokosprawne jednostki wytwórcze.

2. Wskazanie podczas procesu notyfikacji uwzględnienia uwag zgłoszonych podczas procesu konsultacji społecznych projektów, wychodzących na wprost oczekiwaniom rynku i poprawiającym jego liberalizację oraz transparentność.

3. Przedstawienie podobieństw wynikających z problemów francuskiego i brytyjskiego rynku energii, zwłaszcza w zakresie niedoborów mocy szczytowych.

4. Wdrożenie mechanizmów rynku mocy, powinno iść w parze z rozwojem połączeń transgranicznych i rozwijaniem handlowej współpracy bilateralnej w zakresie dostaw energii.

5. Należałoby także uelastyczniać zapisy formalne w mechanizmach mocowych, aby mogły uczestniczyć jak najszerzej rozwiązania DSR – zarządzające stroną popytową i będące alternatywą dla jednostek wytwórczych czyli strony podażowej.

105

Parlament Europejski przeciwko wsparciu węgla przez rynek mocy(portal biznesalert.pl)

Zdecydowana większość europosłów pozytywnie oceniła we wtorek propozycje KE w sprawie zmiany zasad funkcjonowania rynku energetycznego w UE, widząc w nich szansę na odejście od „brudnej” energii . Polacy protestowali przeciwko wykluczaniu węgla z rynku mocy.

Propozycje przedstawione przez Komisję Europejską 30 listopada w pakiecie „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków” mają wprowadzić zmiany w rynku energetycznym w UE, by dopasować go do rosnącego udziału źródeł odnawialnych; Parlament Europejski dopiero rozpocznie prace nad tym pakietem. Z jednej strony KE wyklucza elementy wsparcia i blokuje możliwość subsydiowania elektrowni węglowych, z drugiej strony stawia na uelastycznienie rynku, by generował sygnały wspierające inwestycje w „zielone” źródła energii elektrycznej.

„Ten pakiet to świetna podstawa do dalszych dyskusji, ale chcielibyśmy jednak zawiesić poprzeczkę trochę wyżej” – powiedziała w czasie debaty belgijska europosłanka z grupy socjalistów Kathleen Van Brempt.

Jej zdaniem KE mogła np. zaproponować cel efektywności energetycznej na poziomie 40 proc. do 2030 roku; propozycja KE mówi o 30 proc. Dodała, że w każdym kraju można by wyznaczyć wyższe niż obecne cele, jeśli chodzi o udział energii odnawialnej w całkowitym zużyciu. Sprzeciwiła się natomiast inwestycjom opartym na źródłach kopalnych, takich jak węgiel.

Wypowiadający się w imieniu Europejskiej Partii Ludowej Kriszjanis Karinsz z Łotwy wskazywał, że dzięki inicjatywie KE rynek energetyczny będzie bardziej konkurencyjny, a odnawialne źródła będą mogły się rozwijać nie dzięki dopłatom, a przez odpowiednią konkurencję. „Wiemy, że subsydia były potrzebne, ale spoglądając w przyszłość, rynek powinien przejąć to, co zapoczątkowały subsydia” – podkreślił.

Jego koleżanka z grupy, Francuzka Francoise Grossetete przekonywała, że w konwencjonalnej energetyce, która ma być wsparciem dla odnawialnych źródeł energii, trzeba będzie zastępować węgiel gazem i stopniowo przechodzić do „czystej energii”.

„Mamy świetną możliwość przestawienia Europy z energii ,,czarnej” na ,,zieloną”. Możemy stworzyć wiele miejsc pracy i dużo zainwestować w badania i rozwój” – wtórował jej duński liberał Morten Helveg Petersen.

Także reprezentant eurosceptycznej grupy Europa Wolności i Demokracji Bezpośredniej Dario Tamburrano podkreślał, że energia z paliw kopalnianych jest brudna, a jej subsydiowanie jest niemoralne i anachroniczne. „To jest po prostu samobójstwo” – przekonywał.

Inaczej akcenty kładli polscy europosłowie, którzy niezależnie od przynależności partyjnej starali się bronić węgla. Jerzy Buzek (PO) argumentował, że ustalenie limitu emisji CO2 dla wytwórców energii elektrycznej, którzy mieliby działać w ramach rynku mocy, to zaprzeczenie gwarantowanej traktatami wolności wyboru miksu energetycznego przez państwa członkowskie.

106

Rynek mocy ma zapewnić ciągłość dostaw energii elektrycznej, m.in. dzięki dopłatom czy gwarancjom ze strony państwa. KE chce, by wszelkie nowe elektrownie, które miałyby korzystać ze wsparcia, spełniały wyśrubowane normy środowiskowe. Proponowany limit emisji CO2 na jedną kilowatogodzinę wynosi 550 g, co na obecnym poziomie rozwoju techniki wyklucza elektrownie węglowe.

„W praktyce limit ten oznacza dopuszczenie jednostek gazowych do tworzenia rynków mocy. Podobnie wykluczenie biomasy jako źródła OZE jest w sprzeczności z gwarantowaną do tej pory neutralnością technologiczną” – mówił Zdzisław Krasnodębski (PiS). Zwrócił również uwagę, że wątpliwości może wywoływać propozycja ustanowienia prawnie wiążącego celu dotyczącego efektywności energetycznej. KE ustaliła go na poziomie 30 proc. na 2030 rok, tymczasem przywódcy państw unijnych zgodzili się na szczycie klimatycznym w 2014 roku na 27 proc.

„Dekarbonizacja nie może być osiągana metodą sztucznych ograniczeń administracyjnych i narzucanych, nierealnych limitów” – przekonywał Adam Gierek z SLD.

Unijny komisarz ds. działań klimatycznych i energii Miguel Canete przekonywał, że limit emisji 550 g/kWh dla nowych instalacji w ramach rynku mocy został ustalony, by „tylnymi drzwiami” nie wprowadzano subsydiów.

Wiceszef KE ds. unii energetycznej Marosz Szefczovicz podkreślał, że przedstawione propozycje są w pełni zgodne z ustaleniami światowego porozumienia klimatycznego zawartego w 2015 roku w Paryżu. Wyraził nadzieję, że prace nad pakietem zostaną zakończone w 2019 roku.

107

Połączenie KHW i PGG nastąpi w pierwszym kwartale 2017 roku(Wiceminister Energii, Grzegorz Tobiszowski)(portal biznesalert.pl)

Do połączenia kopalń KHW i PGG dojdzie w pierwszym kwartale 2017 roku, może około lutego – powiedział we wtorek dziennikarzom Grzegorz Tobiszowski, wiceminister energii. Jak dodał, do PGG trafić miałyby wszystkie kopalnie.

„Zakładamy, że do połączenia kopalń KHW i PGG dojdzie w pierwszym kwartale przyszłego roku, może około lutego” – powiedział Tobiszowski. Wyjaśnił, że do PGG trafić miałyby wszystkie kopalnie.Pytany o termin dokapitalizowania przez Eneę, TF Silesia i Węglokoks podtrzymał, że miałoby do tego dojść po połączeniu KHW z PGG.

108

50. Czy Orlen podbije Chorwację?(Redaktor Teresa Wójcik)(portal biznesalert.pl)

Niektórzy chorwaccy eksperci uważają, że najlepszym wyjściem byłoby polubowne rozstanie z MOL-em i renacjonalizacja spółki INA. Ale nie wiadomo, czy politycy w Zagrzebiu dostrzegają taką możliwość. Dotychczasowa koncepcja rozwoju MOL miała na celu opanowanie dużej części naftowego rynku w regionie. Obecnie w wywiadzie dla Handelsblatt szef MOL zapowiada zasadniczą przebudowę węgierskiej firmy, pojawienie się „nowego MOL”. W tym „nowym MOL” INA będzie mieć role spółki zależnej. W najlepszym razie.

W połowie lat 90. INA była regionalnym potentatem naftowym. Dwie rafinerie korzystały z ropy krajowej i z importu. Rząd chorwacki miał wówczas koncepcję, aby w ramach transformacji gospodarczej chorwacka flagowa firma naftowa przejęła…MOL. Deutsche Bank wyceniał wtedy chorwacką spółkę na 2,5 mld. marek. MOL był szacowany na 1 mld marek. Co się więc zmieniło tak bardzo, że w 2002 r. to MOL nabył 49 proc. udziałów w INA? Zanim to się stało – były inne szanse. Jedna z nich – jak informują dziś chorwackie media – szczególnie interesująca. W drugiej połowie lat 90. rozważana była koncepcja, aby Chorwacja, Polska i Słowacja utworzyły jedną wielką spółkę naftową, dominującą na obszarze od Adriatyku do Bałtyku. Był także pomysł fuzji INA i austriackiego OMV.

W Chorwacji ani eksperci, ani media nie mają złudzeń – INA obecnie nie jest już firmą strategiczną. O strategicznym sukcesie może mówić firma Podravka sprzedająca swoje towary spożywcze w 500 tys. placówek handlowych na całym świecie, w tym w USA i w Chinach. INA ma zaledwie 50 placówek handlowych kraju i w regionie. Całą kiedyś potężną sieć stacji paliwowych w Bośni, Albanii, Serbii, Słowenii przejął MOL. Z takim słabnącym potencjałem nie ma też wielkiego znaczenia dla energetycznej suwerenności Chorwacji, uzależnionej od większościowego udziałowca spółki INA, tj. od MOL.

Pod koniec 2014 r. zainteresowany nabyciem udziałów koncernu INA był PKN Orlen. Chodziło o nabycie pakietu od MOL. Chorwackie media wracają dziś do tych możliwości – Orlen jawi się jako bardzo pożądany partner. Przedstawiciele polskiego koncernu kilkakrotnie wówczas rozmawiali w Budapeszcie ale do transakcji nie doszło. Węgrzy – w ocenie polskiej strony – żądali zbyt wydokiej ceny. Miała ona wynosić ok. 3 mld. euro za pakiet 49 proc. udziałów w INA. Orlen godził się na 1,5 mld euro. Chorwackie media mocno akcentują, że Orlen to jeden z potentatów w regionie Europy Środkowej, mający rafinerie poza Polską także w Czechach i na Litwie. A także rozbudowaną siec stacji paliwowych. Dwa lata temu w Zagrzebiu Orlen był pożądanym rozwiązaniem z jeszcze jednego powodu. Węgrzy w 2014 r. rozmawiali o zbyciu swoich udziałów w chorwackiej spółce także z Moskwą. Chorwaci obawiali się wejścia kapitału rosyjskiego. Bardzo przeciwny był także amerykański Departament Stanu. Ostatecznie Rosjanie wycofali się z negocjacji, podobno Budapeszt także im stawiał zbyt wysokie wymagania co do ceny.

Sprzedaż 49 proc. udziałów węgierskiemu MOL ostatecznie doszła do skutku wskutek presji Komisji Europejskiej żądającej prywatyzacji jednej z największych firm

109

w Chorwacji. Właściwie – nie była to żadna prywatyzacja, 49 proc. nabyła spółka państwowa MOL, nieco ponad 44 proc. udziałów ma rząd chorwacki, reszta należy do drobnych właścicieli. To bardzo niekorzystna struktura właścicielska – uważają dziś w Zagrzebiu.

Niezadowolony jest też Budapeszt. W październiku br. szef MOL, Zoltan Hernadi udzielił wspomnianego już wywiadu niemieckiemu Handelsblatt, w którym stwierdza, że bardzo pozytywnie ocenia chorwacki zarząd w INA oraz pracę załogi. „Problemy sprawia drugi udziałowiec, czyli rząd w Zagrzebiu. I są to problemy polityczne”. – podkreśla Węgier. Trzeba pamiętać, że rząd chorwacki dziś „prywatyzację” swojej naftowej spółki ocenia jako przestępczą, obciążoną m.in. poważną aferą korupcyjną. Sąd chorwacki skazał polityków, którzy zrealizowali deal z Węgrami na kary kilku lat więzienia, skazał również na pozbawienie wolności szefa MOL. I Hernadi i władze w Budapeszcie wyroku nie uznały. Zagrzeb jednak zdołał przekonać o winie szefa MOL Brukselę i Europol rozpisał za Węgrem międzynarodowy list gończy. Anulowany jesienią br. Dla Handelsblatt Hernadi powiedział, że w pierwszych latach współpraca z chorwackim rządem układała się całkiem dobrze, „ale od sześciu lat trwają nieporozumienia, a choć jako największy udziałowiec odpowiadamy za firmę, to nasz wpływ jest zdecydowanie słaby. Z dużą szkodą dla firmy”.

Zdaniem szefa MOL „problem jest w polityce Zagrzebia”, jednak Węgrzy jeszcze liczą, że uda się osiągnąć ostateczne porozumienie z rządem chorwackim i „INA stanie się częścią nowego MOL”. Czyli stanie się to, czego najbardziej obawiają się w Zagrzebiu: INA stanie się własnością Węgier. A to jest najgorszy scenariusz. Po stronie węgierskiej to Hernadi był pomysłodawcą i realizatorem przejęcia udziałów w chorwackiej firmie. Dziś stwierdza, że ostatecznie jednak, „z INĄ, czy bez, strategia MOL przyjęta do 2030 r. zostanie zrealizowana”. A jeśli nie dojdzie do porozumienia z władzami Chorwacji, jeśli „MOL nie jest dobrze widziany w Chorwacji” – to sprzedam udziały w INA”. I tu zaczęto w mediach chorwackich bardzo ostrożnie przypominać sobie o Orlenie.

Tymczasem chorwacka opinia zgodnie alarmuje – za parę lat INA zniknie z rynku. Nowy rząd premiera Plenkovicia ma poważny problem, wyniki finansowe spółki w Zagrzebiu ocenia się jako bardzo złe, a jej sytuacja ekonomiczna na rynku bardzo niekorzystna. Niedawno sprawa spółki trafiła na posiedzenie Saboru (chorwacki parlament), ale debata została przerwana i ma być „kontynuowana za jakiś czas”.

Na razie za kolejny skandal uznano najnowszą decyzję MOL, odnośnie do wywiezienia z należącej do INA chorwackiej rafinerii w mieście Sisak 600 ton ropy pochodzącej z krajowych odwiertów. Ta ropa ma być przerabiana w drugiej rafinerii w Chorwacji, w Rijece. Obie rafinerie należą do INA, obie są poważnie niedoinwestowane, ale sytuacja rafinerii w Sisak jest znacznie gorsza.

Ten obiekt został zrealizowany, aby przerabiać ropę chorwacką ze złóż w pobliżu miasta Sisak. Odwierty wydobywcze są już mocno wyeksploatowane i rafinerii grozi brak surowca. Jednak MOL nie zdecydował się na inwestowanie w nowe odwierty, a obecnie odebrał z upadającej rafinerii wspomniane 600 ton ropy co wstrzymało w zasadzie produkcję. Budapeszt wyjaśnia, że operacja była konieczna dla przetestowania możliwości transportowych, przeładunkowych i magazynowych rafinerii Rijek, co „w przyszłości zapewni elastyczność przerobu krajowej chorwackiej

110

ropy”. Wyjaśnienie eksperci chorwaccy uznali za bezsensowne, rafineria Sisak jest wyspecjalizowana w przerobie ropy krajowej, Rijeka – w ropie z importu. Media chorwackie uznały, że MOL rzucił rękawicę nowemu rządowi w Zagrzebiu i że pozbawienie surowca rafinerię Sisak to nie tylko krok w kierunku likwidacji tej rafinerii, to prowokacja wobec nowego rządu. Opinia publiczna w Chorwacji uważa, że teraz gabinet Plenkovicia-Petrova musi zrobić ruch. Ale jaki?

111

51. Dlaczego Bruksela chce ograniczyć dystrybutorów energii(Redaktorzy Rafał Zasuń i Bartłomiej Derski)(portal wysokienapiecie.pl)

Najważniejszym  promotorem technologii magazynowania energii oraz elektromotoryzacji mają być w Polsce operatorzy systemów dystrybucji. Tymczasem Komisja Europejska chce aby OSD w ogóle się tym nie zajmowały. Czy takie podejście ma sens?

 

Pomysł ściślejszego unbundlingu (czyli oddzielenia sprzedaży energii od jej dystrybucji) pada w projektach regulacji, wchodzących w skład tzw. pakietu zimowego, który Komisja przedstawiła z początkiem grudnia. W najdalej idącej wersji OSD musiałyby pozbyć się takich biznesów jak magazynowanie energii czy instalowanie stacji ładowania aut elektrycznych.

Powód? W nowym kształcie  rynku energii, który rysuje w projektach Komisja, wykroczenie OSD poza wyznaczone pola działalności może prowadzić do zdobycia

112

uprzywilejowanej pozycji, dyskryminowania uczestników rynku czy też zaburzenia jego działania. A to wolny rynek z jak najpełniejszym udziałem każdego, pojedynczego konsumenta stanowi cel.

 

OSD w osiągnięciu tego celu to bardzo ważne ogniwo. Chociażby dlatego, że OZE, będące jednocześnie i celem, i środkiem do osiągania celów UE, w większości są podłączone do sieci dystrybucyjnych. Zatem w krajach, które już mają dużo źródeł odnawialnych, trzeba nimi skutecznie zarządzać. A w krajach, które OZE mają mniej – i będą ich proporcjonalnie więcej przyłączać w przyszłości – stworzyć warunki do efektywnej integracji tych źródeł z systemem.

 Unbundling ma sprowadzić rolę OSD do zarządcy sieci dystrybucyjnej, który maksymalnie i w neutralny sposób sięga do jej rozproszonych zasobów różnego rodzaju, by obsłużyć klientów. Większość uczestników konsultacji, prowadzonych przez Komisję wskazała, że operatorzy ci powinni się zajmować aktywnym zarządzaniem swoją siecią, bilansowaniem jej z uwzględnieniem OZE i DSR oraz stać się hubami zarządzania danymi ze smart meteringu.

 W wizji KE systemy energetyczne przyszłości są mocno zdigitalizowane, produkcji, magazynowaniu i konsumpcji energii towarzyszą duże ilości danych i informacji, które siłą rzeczy przechodzą przez ręce OSD. Przytaczane badania wskazują, że największą barierą dla potencjalnych uczestników rynku detalicznego jest ich dyskryminacja w dostępie do informacji. W sytuacji gdy większość OSD jest jednocześnie w grupie kapitałowej ze sprzedawcą energii, niezbędny jest regulacyjny bezpiecznik, uniemożliwiający im uzyskanie przewagi w działaniach w charakterze dostawcy poprzez uprzywilejowany dostęp do informacji ze smart meteringu.

 Polska jest właśnie przykładem kraju, w którym gros energii jest dostarczane przez dystrybutorów pięciu firm energetycznych (czterech państwowych i prywatny, niemiecki Innogy). Każda z tych firm ma też wydzieloną spółkę zajmującą się sprzedażą prądu.  Wprawdzie teoretycznie miedzy sprzedawcami a dystrybutorami w jednej grupie powinien istnieć „chiński mur”, ale niezależni dostawcy energii niespecjalnie w niego wierzą. Te obawy dotarły też do Komisji.

 „Pozwolenie OSD na bardziej lokalne zarządzanie zadaniami związanymi z niestabilnym wytwarzaniem ( np. wykorzystywanie lokalnej elastyczności) może znacząco zredukować koszty sieciowe. Jednakże z uwagi na fakt, że wiele OSD jest częścią pionowo zintegrowanych grup, które są aktywne także na rynku sprzedaży, niezbędne są zabezpieczenia regulacyjne aby zagwarantować neutralność OSD w ich nowych zadaniach, np. zarządzaniem danych oraz elastycznością w rozwiązaniu problemów sieciowych” – czytamy w uzasadnieniu do projektu rozporządzenia.

Przykład – jeśli OSD w ramach nowych kompetencji nakaże wyłączyć jakieś źródło energii aby uniknąć problemów z siecią (dziś takie polecenie wydaje operator sieci przesyłowej), to istnieją obawy, że przede wszystkim zażąda wyłączenia elektrowni nienależącej do swojej grupy. To samo dotyczy wykorzystania magazynu energii.

 

113

 Stąd postulat, żeby OSD odsunąć od takiej działalności, w której mógłby zyskać przewagę konkurencyjną, korzystając z pełnego dostępu informacji. Jednocześnie duży nacisk kładzie się ma takie skonstruowanie nowych regulacji, w których nikt nie może być dyskryminowany przy dostępie do tych danych i w czasie, w jakim ten dostęp uzyskuje. Bo – jak dowodzi Komisja – dotychczasowe doświadczenia ze smart meteringiem wskazują, że uczestnicy rynku mają rozbieżne interesy i bez odpowiedniej interwencji regulacyjnej nie sposób będzie zapobiec nadużywaniu pozycji przez niektóre firmy. 

 W efekcie, w najdalej idącej propozycji zmian, unbundling miałby objąć także magazyny energii oraz systemy ładowania samochodów elektrycznych. Przy czym dopuszcza się czasowe odstępstwo w przypadku, gdy są to usługi nowe. OSD mógłby je mieć na własność do momentu ich rozpowszechnienia i pojawienia się realnej konkurencji.

 Według Komisji, argumentem za ostrzejszym unbundlingiem jest to, że powinien on zwiększyć konkurencyjność w systemach dystrybucyjnych. "Pod pewnymi warunkami mogą być dobrym sposobem na zminimalizowanie konfliktu interesów przy zakładanych szerokich zmianach systemu i przy trudnościach z przewidzeniem, jakie zniekształcenia rynku przyniosą ze sobą te projektowane zmiany" – czytamy w ocenie skutków.

114

Ale jest tam też argument przeciwko – wywodzący się z bardzo dużej różnorodności OSD w przekroju całej Unii. Jednolite zasady unbundlingu w całej UE będą miały nieproporcjonalny wpływ na małych operatorów, na ich stosunki własnościowe, finansowanie i efektywność. Jednolity zbiór zadań OSD nie pomieści różnych lokalnych zjawisk w całej UE i nie uwzględni różnych struktur dystrybucyjnych.

 Na tą różnorodność dystrybutorów zwraca uwagę w opinii do projektów Polski Komitet Energii Elektrycznej. "Ogromne zróżnicowanie wymaga wprowadzenia odpowiednich gwarancji w zakresie poszanowania występujących różnić i wypracowania rozwiązań niedyskryminacyjnych m.in. na poziomie europejskich kodeksów sieci OSD i wytycznych, które określą metodologię dla taryf dystrybucyjnych" – czytamy w stanowisku PKEE.

 Komitet uważa też, że posiadanie przez OSD sieci ładowania samochodów powinno zostać uregulowane na poziomie krajowym, a nie europejskim. Natomiast dla  zakazu posiadania magazynów trudno znaleźć „racjonalne podstawy”. OSD powinien mieć możliwość wykorzystywania magazynów energii jako elementów sieci dla optymalizacji zarówno technicznej jak i kosztowej realizacji swoich obowiązków – wskazuje PKEE.

115

Jeśli w Polsce OSD nie mogłyby zajmować się magazynowaniem energii, a zwłaszcza elektromotoryzacją, to rząd miałby spory kłopot. To właśnie na barki dystrybutorów Ministerstwo Energii chciałoby głównie złożyć ciężar rozwoju tych projektów, zwłaszcza stacji ładowania aut elektrycznych. Nie widać nikogo innego, kto miałby się tym zająć. Alternatywą byłoby powoływanie nowych spółek, co w naszych warunkach oznaczałoby potężne skomplikowanie i tak najeżonego trudnościami projektu.

 Czeka nas teraz paroletnie „ucieranie” nowych regulacji przez państwa UE, Komisję oraz Parlament Europejski. I jak to zwykle bywa, zmiany będą, ale pewnie nie te najdalej idące. Za to postęp technologiczny ostatnio nabiera tempa i raczej nie będzie czekał, aż zostanie ujęty w nowe ramy regulacyjne. Pytanie, czy to co powstanie za parę lat w świecie ustawodawców będzie w ogóle przystawać do sytuacji stworzonej w świecie inżynierów?

 

116

52. Przyrost OZE poniżej oczekiwań rządu(Redaktor Bartłomiej Derski)(portal wysokienapiecie.pl)

Dane GUS rozwiewają nadzieje rządu na bezproblemową realizację krajowego celu OZE na 2020 rok. Produkcja „zielonej” energii jeszcze rośnie, ale wyhamowała na tyle, że w 2015 roku jej udział w zużyciu był mniejszy, niż zakładał rząd. WysokieNapiecie.pl oszacowało ile dzisiaj kosztowałoby Polskę załatanie tej luki transferem statystycznym z innego kraju.

Z opublikowanych właśnie danych Głównego Urzędu Statystycznego wynika, że udział energii ze źródeł odnawialnych (OZE) w końcowym zużyciu w 2015 roku wyniósł w Polsce 11,77%, wobec planowanych przez rząd 11,90%. GUS zweryfikował także dane z poprzednich lat, nieznacznie je podnosząc.

Opublikowane kilka dni wcześniej dane GUS o pozyskanej energii z OZE dawały Ministerstwu Energii więcej nadziei. Jej ubiegłoroczny udział w całkowitej produkcji energii w Polsce wyniósł bowiem 12,61%, w stosunku do 11,86% rok wcześniej, co według szacunków portalu WysokieNapiecie.pl mogło pozwolić na utrzymanie się powyżej rządowej ścieżki rozwoju „zielonej” energetyki.

Najnowsze dane GUS o udziale OZE w zużyciu energii (a nie produkcji) rozwiewają jednak nadzieje rządu na bezproblemowe dojście do celu wyznaczonego na 2020 rok. Zgodnie z nim Polska powinna osiągnąć 15% udział OZE w końcowym zużyciu energii, w stosunku do którego rząd zaplanował jeszcze pół procenta zapasu.

117

Na realizacji polskich zobowiązań ciąży niewielki udział biopaliw i biokomponentów w sektorze transportowym. I to pomimo odwrócenia ─ trwającego od kilku lat ─ spadku ich zużycia. Jak pisaliśmy w maju, za słabymi wynikami w tym sektorze stoją przede wszystkim niewdrożone regulacje w zakresie biopaliw II generacji. Zbyt mały udział OZE w transporcie to z resztą obecnie domena większości państw UE.

Na niekorzyść Polski działają także wynegocjowane okresy przejściowe. Zgodnie z nim do 2020 roku sprzedaż benzyn z dodatkiem do 10% etanolu wymaga udostępniania klientom jednocześnie paliwa z dodatkiem do 5%. Tymczasem stacje paliw i hurtownie nie mają osobnych zbiorników na kolejny rodzaj paliwa. Ponadto logistyka dostaw kolejnego rodzaju benzyn jest zbyt kosztowna, by opłacała się producentom. W efekcie właściwie wszyscy sprzedawcy w kraju oferują klientom jedynie benzynę z dodatkiem do 5% etanolu, chociaż jak pokazują doświadczenia, nawet 10% i większy udział nie ma wpływu na pracę silników.

W dodatku w kolejnych latach spodziewany jest istotny spadek produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Zmiana systemu wsparcia OZE sprawiła, że od lipca panuje niemal zupełny zastój inwestycyjny, który potrwa do 2018 roku, bowiem pierwsza duża aukcja dla nowych inwestycji zostanie rozstrzygnięta dopiero w drugiej połowie przyszłego roku. Do tego czasu spadające ceny zielonych certyfikatów niemal całkowicie wyeliminują współspalanie biomasy w elektrowniach i większości elektrociepłowni (według danych Agencji Rynku Energii od stycznia do października współspalanie spadło o połowę ─ do 2 TWh, z 3,8 TWh w analogicznym okresie 2015 roku), a całkowity wzrost produkcji „zielonego” prądu wyniósł w ciągu pierwszych 10 miesięcy zaledwie 1,8%, podczas gdy rok wcześniej przyrost przekraczał 12%, a dwa lata temu niemal 16%.

118

W przypadku nie wypełnienia unijnych zobowiązań na 2020 rok Polska będzie musiała dokonać transferu statystycznego z państw, które przekroczyły swój cel. Jego koszty trudno dzisiaj oszacować, jednak w 2014 roku już dziewięć krajów przekroczyło swoje zobowiązania, co teoretycznie mogłoby oznaczać dużą podaż „zielonej” energii i niskie ceny przyszłych transferów statystycznych. Problem w tym, że w grupie krajów będących w sytuacji Polski lub gorszej (którym do osiągnięcia celu brakowało ponad 20%) znalazła się większość dużych krajów ─ Wielka Brytania, Francja, Belgia, Holandia i Niemcy, a to może wywindować koszty transferów.

119

Do tej pory umowę w sprawie transferu zawarły Litwa (sprzedająca nadwyżki) z Luksemburgiem, który chce dokonać transferu statystycznego od 100 do 2500 GWh energii. Cena transferu nie została ujawniona, jednak była szacowana przez firmę doradczą Ecofys na zlecenie Komisji Europejskiej na ok. 6 ct/kWh, co oznacza 250 zł/MWh. Nie jest też jasne, czy transfer ma sfinansować dodatkową produkcję „zielonej” energii na Litwie przez rok, czy przez cały wymagany okres spłaty inwestycji (np. 15 lat).  

Przy założeniu, że transfer statystyczny miałby być jednorazowym wydatkiem, koszt czysto księgowego pozyskania energii brakującej Polsce do zrealizowania rządowych planów na 2015 rok wyniósłby niespełna 250 mln zł. Niewiele w stosunku do wsparcia budowy nowych OZE w Polsce. Koszt równoważyłby się dopiero przy założeniu, że transfer nie byłby jednorazowym wydatkiem. Rząd będzie musiał też wziąć pod uwagę, że transfery statystyczne będą oznaczać bezpowrotny wypływ

120

gotówki bezpośrednio z budżetu państwa, a w przypadku wsparcia OZE, pieniądze z kieszeni odbiorców energii są wielokrotnie obracane w gospodarce narodowej, zwiększając PKB kraju.

121

53. Czego Fitch oczekuje w energetyce w 2017 roku?(Redaktor Justyna Piszczatowska)(portal wysokienapiecie.pl)

Ostatnie 5 lat było dla branży okresem poważnych zawirowań. Na przyszły rok agencja ratingowa Fitch przewiduje stabilizację. Skąd ten pozytywny sygnał ?

Zdążyliśmy się już przyzwyczaić, że w energetyce stałe pozostaje tylko to, że sytuacja cały czas dynamicznie się zmienia. Jednak agencja ratingowa Fitch, która ocenia zdolność firm do obsługi ich zadłużenia, oczekuje, że 2017 rok będzie

122

czasem na zaczerpnięcie oddechu i stabilizację zarówno w europejskiej, jak i polskiej energetyce. Wszystkie wyzwania, o których słyszymy w ostatnich latach, pozostaną aktualne: presja na spadek hurtowych cen prądu, silne zmiany cen węgla i gazu, ciągły wzrost udziału odnawialnych źródeł, zmienne regulacje, nowe technologie – to już stałe elementy krajobrazu. Jednak, jak podsumowują przedstawiciele Fitch - energetyka nadal ma wiele problemów, ale w 2017 roku po prostu nie będzie gorzej.

W związku z tym agencja zmieniła perspektywę sektora z negatywnej na stabilną dla Francji, Niemiec, Skandynawii, Europy Środkowej i Rosji. Utrzymała perspektywę stabilną w przypadku spółek sieciowych we Włoszech, Hiszpanii, Portugalii i Wielkiej Brytanii.

Transformacja już nie tak uciążliwa

- Sytuacja w europejskim segmencie wytwarzania stabilizuje się. Efekty transformacji energetycznej, czyli wzrost udziału OZE, mają mniejszy wpływ na pogorszenie wyników finansowych elektrowni węglowych, gazowych i atomowych, niż we wcześniejszych pięciu latach, kiedy perspektywy dla zintegrowanych firm energetycznych w sporej części Europy były negatywne – wyjaśnia Josef Pospisil, dyrektor zarządzający, szef zespołu energetyki i transportu na region EMEA, Fitch Ratings.

Transformacja oczywiście nie zakończyła się, OZE nadal będzie przybywać, ale w wolniejszym tempie między innymi z uwagi na wprowadzenie systemów aukcyjnych w wielu krajach. Stabilizujące się perspektywy ratingów to również efekt działań restrukturyzacyjnych w firmach oraz krystalizujące się plany wprowadzania mechanizmów mocowych.

 - Nasze perspektywy dla sektora aktualizujemy co roku i uważamy, że 2017 r. nie będzie gorszy od tego, który właśnie dobiega końca. Druga strona medalu jest taka, że popyt zaczyna się stopniowo odbudowywać w niektórych częściach Europy. Ryzyko po stronie regulacyjnej pozostaje wysokie, ale uważamy, że niekoniecznie musi się nasilać – wyjaśnia Pospisil.

Polskie firmy energetyczne dość mocno różnią się od koncernów zachodniej Europy. Z finansowego punktu widzenia ma to i plusy, i minusy.

- Istotną część EBITDA (zysk operacyjny netto plus amortyzacja – red.) grup energetycznych w Polsce stanowi regulowana działalność dystrybucyjna, co jest ich atutem pod kątem przewidywalności wyników finansowych na tle porównywalnych średniej wielkości zintegrowanych spółek energetycznych z zachodniej Europy. Dotyczy to szczególnie Energi i Taurona, a także w dużym stopniu Enei. Z drugiej strony przewidywalność regulacji dla tego segmentu w Polsce jest niższa niż w innych krajach, np. Wlk. Brytanii, czy Włoszech - ocenia Arkadiusz Wicik, dyrektor w zespole energetyki i transportu na region EMEA, Fitch Ratings.

Bazowanie tylko na węglu to ryzyko

Ale poważnym minusem biznesu energetycznego w Polsce jest bazowanie na jednym paliwie. Brak dywersyfikacji oznacza dużą ekspozycję na ryzyko, jakim jest wzrost cen uprawnień do emisji CO2, czy inne niekorzystne dla węgla regulacje UE. Widzimy to na przykładzie rynku mocy, który jest projektowany od dłuższego czasu,

123

a już na etapie gotowego projektu przepisów okazuje się, że Komisja Europejska chce powiązać wsparcie za pomocą rynku mocy z poziomem emisji CO2 poniżej 550 g na kWh wyprodukowanej energii, co dla elektrowni węglowych jest poziomem nieosiągalnym.

Bez rynku mocy bloki węglowe nieopłacalne

 – Jeśli buduje się elektrownię węglową zaplanowaną na 40 lat lub więcej, to w tak długim okresie trzeba liczyć się zarówno z ryzykiem wzrostu cen CO2, jak i surowców, a to oznacza poważne ryzyko, że nowe moce wytwórcze oparte na węglu nie będą odpowiednio zyskowne bez systemu wsparcia. I to prawdopodobnie największa słabość polskich firm w porównaniu z zachodnią energetyką, która w większym stopniu stawia na inwestycje w OZE. To również sprawia, że bez mechanizmu jakim jest rynek mocy, trudno uzasadnić budowę nowych mocy opartych na węglu – dodaje Wicik.

Dlatego z punktu widzenia agencji ratingowej Fitch Ratings, polskie firmy mają mniejsze możliwości finansowania się długiem niż zachodnie koncerny przy tym samym poziomie ratingu. Przykładowo PGE może sobie pozwolić na dźwignię finansową netto opartą na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO na poziomie 3, a np. zdecydowanie bardziej zdywersyfikowany zarówno pod względem źródeł energii, jak i terytorialnie Enel – 4,5.

W ostatnich tygodniach potwierdziła długoterminowe ratingi zadłużenia Enei i Energii na poziomie BBB z perspektywą stabilną. W przypadku Taurona nie tylko utrzymała rating na tym samym poziomie, ale również zrewidowała perspektywę z negatywnej na stabilną. W ten sposób doceniono zmiany w strategii grupy, które ustabilizowały płynność finansową grupy i zmniejszyły ryzyko naruszenia kowenantów kredytowych.

A co będzie kluczowym czynnikiem kształtującym wizerunek spółek energetycznych w oczach firmy ratingowej takiej jak Fitch w 2017 r.?

- Zdecydowanie rozwój wydarzeń wokół rynku mocy. W horyzoncie do 2020 r. nie uwzględniamy żadnego wpływu tych rozwiązań. Bardzo istotne będzie również ryzyko podatkowe związane z rozważanym przez rząd podwyższeniem wartości nominalnej akcji i wydarzenia w obszarze fuzji i przejęć. Rok temu poważnym czynnikiem ryzyka według nas była sytuacja w górnictwie i niepewność co do wielkości wsparcia górnictwa przez spółki energetyczne i ewentualnej szerszej konsolidacji energetyki z górnictwem. Naszym zdaniem wsparcie udzielone PGG przez firmy energetyczne w 2016 roku jest neutralne dla ich ratingów – podsumowuje.

Jako czynnik wspierający zdolność spółek do obsługi zadłużenia wskazywany jest za to mniejszy apetyt rządu na wypłatę wysokich dywidend.

124

54. Szeroka krytyka definicji „drewna energetycznego”(Redaktor Wojciech Krzyczkowski)(portal wysokienapiecie.pl)

Niezgodność z innymi aktami prawnymi, w tym z ustawą o OZE, oraz z prawem europejskim, wyjątkowo szkodliwe efekty dla środowiska i gospodarki, przyznanie Lasom Państwowym monopolu na sprzedaż drewna energetyce – to zarzuty pod adresem projektu rozporządzenia ws. definicji drewna energetycznego, które przedstawiło ministerstwo środowiska. Zdecydowany sprzeciw wobec propozycji zapisów wyrazili niemal wszyscy, którzy zdążyli wziąć udział w konsultacjach, od energetyki, przez przemysł drzewny po organizacje ekologiczne.

Przedstawiciele energetyki oraz przemysłu drzewnego, którzy zdążyli nadesłać swoje stanowiska w czasie 3 dni, jakie ministerstwo środowiska wyznaczyło na konsultacje, zgodnie stwierdzili, że wbrew temu co twierdzi uzasadnienie projektu, rozporządzenie w proponowanej formie nie poszerzy, ale ograniczy dostępność biomasy.

Przede wszystkim dlatego, że projekt nie obejmuje definicją drewna energetycznego odpadów i pozostałości z tartaków i zakładów przerobu drewna. Oznacza to wycofanie ich z wytwarzania energii w instalacjach OZE – zauważyła Enea Trading. Według Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych może to wykluczyć 50 - 70 proc. biomasy z bazy surowców wykorzystywanych obecnie w zakładach energetycznych. Zdaniem Polskiej Izby Gospodarczej Przemysłu Drzewnego, w efekcie przedsiębiorstwa drzewne utracą jeden z najważniejszych rynków zbytu na te pozostałości.

Równocześnie Izba ocenia, że Lasy Państwowe zajmą kolejną monopolistyczną pozycję jako praktycznie jedyny dostawca dla energetyki biomasy drzewnej. To scenariusz kompletnie nieracjonalny z gospodarczego punktu widzenia – podkreśliła Izba. Podobne zdanie - że projektowane przepisy zapewniają LP monopol na sprzedaż drewna dla energetyki – wyraził również Ogólnopolski Związek Pracodawców Przemysłu Drzewnego.

Szereg sprzeciwów przemysłu wzbudziło też zakwalifikowanie do drewna energetycznego drewna „zdeprecjonowanego”, które z powodu długotrwałego przechowywania lub z powodu klęsk żywiołowych ma się nie nadawać do dalszego wykorzystania przemysłowego. Przemysł drzewny jest innego zdania. Ogólnopolski Związek Pracodawców Przemysłu Drzewnego uważa, że takie zapisy zwalniają LP z odpowiedzialności za dopuszczenie do deprecjacji drewna z powodu np. nieprawidłowego i długotrwałego magazynowania po wyrębie, z powodu braku nabywców lub wstrzymania sprzedaży. Umożliwiają też LP przeznaczanie do sprzedaży jako drewna energetycznego, obok pozostałości po wycince, również drewna gorszej jakości, które przemysł drzewny mógłby jeszcze przetworzyć.

125

Według OZPPD za drewno energetyczne należy uznać drewno, którego stopień deprecjacji czyni go nieprzydatnym do jakiejkolwiek przeróbki przemysłowej.

Podobnego zdania jest Stowarzyszenie Producentów Płyt Drewnopochodnych w Polsce. Według niego, zapisy prowadzą sankcjonowania niegospodarności w LP lub celowego gromadzenia i doprowadzania do deprecjacji drewna. A efektem będzie ograniczenie bazy surowcowej dla producentów płyt wiórowych, którzy w ostatnich latach zainwestowali poważne środki w innowacyjne instalacje do oczyszczania drewna poużytkowego.

O sankcjonowaniu „kolosalnego marnotrawstwa” LP i „zaprzepaszczeniu dorobku dwóch pokoleń leśników” pisze także Polska Izba Gospodarcza Przemysłu Drzewnego. Izba ocenia, że wspomniane w projekcie pojawienie się w wyniku np. klęski żywiołowej nadmiaru drewna, którego przemysł nie będzie w stanie przetworzyć to kompletna fikcja. Bo już dziś zdolności przerobowe zakładów przekraczają podroczną podaż o ok. 20 mln m sześc. Poza tym drewno da się przechowywać bez utraty wartości – podkreśla Izba.

Kolejne zarzuty wobec projektu rozporządzenia dotyczą jego niezgodności z obowiązującym prawem polskim i europejskim. Uczestnicy konsultacji wskazali, że Rozporządzenie Ministra Środowiska w sprawie standardów emisyjnych z instalacji z 2011 r. nie uznaje za biomasę odpadów drewna, zanieczyszczonych chemicznie, które „mogą zawierać związki fluorowcoorganiczne lub metale ciężkie, jako wynik obróbki środkami do konserwacji drewna lub powlekania, w skład których wchodzą w szczególności odpady drewna pochodzące z budownictwa i odpady z rozbiórki". Tymczasem projekt kwalifikuje jako drewno energetyczne właśnie materiał z rozbiórek, stare meble, elementy wyposażenia wnętrz itp., również poddanych wcześniej „obróbce chemicznej”, które uległy m.in. „zużyciu moralnemu”. Tu Stowarzyszenia Inżynierów i Techników Leśnictwa i Drzewnictwa zauważyło, że zwrot ten był powszechnie stosowany w latach 60. i 70., a potem został zastąpiony terminem „zużycie ekonomiczne”.

Według Instytutu Nafty i Gazu drewno porozbiórkowe itp. jak najbardziej może zawierać wymienione w rozporządzeniu substancje zatem ich spalanie może doprowadzić do emisji substancji szkodliwych. A przedstawiciele energetyki przypomnieli, że wytwórca energii elektrycznej z OZE składa pod rygorem odpowiedzialności karnej oświadczenie, że spalana biomasa nie jest zanieczyszczona. W dodatku spalanie odpadów wymaga uzyskania odpowiednich zezwoleń administracyjnych. Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie zauważyło też, że np. poprzez występujące słowo „głównie” zapisy są tak niejasne, iż do drewna energetycznego zostanie zaliczony materiał składający się w 49 proc. z materiału niespełniającego definicji biomasy.

Generalnie pomysł palenia drewnem porozbiórkowym itp. uczestnicy konsultacji uznali nie tylko za sprzeczny z przepisami obowiązującego rozporządzenia o standardach emisyjnych, ale też z ustawą o OZE, a także z Dyrektywą OZE i odpowiednim Rozporządzeniem KE.

Kontrowersje wzbudziły też kwestie kwalifikacji drewna z sadów. Wskazano także, że rozporządzenie zalicza do drewna energetycznego tylko to, pochodzące z plantacji

126

energetycznych na terenach leśnych, natomiast nie obejmuje biomasy pochodzącej z upraw energetycznych na terenach rolnych. W rezultacie popyt na nią praktycznie zniknie, bo znikną powody do palenia nią w instalacjach OZE.

Ostry sprzeciw wobec całego projektu zgłosiły organizacje ekologiczne, które swoje stanowisko już wcześniej nagłośniły. Prof. Tomasz Wesołowski z Pracowni Biologii Lasu Uniwersytetu Wrocławskiego ocenił, że proponowane zapisy będą miały negatywny wpływ na stan lasów i na ich rolę w magazynowaniu węgla. W jego opinii, przepisy zachęcają do tworzenia nowych zapasów

drewna podlegającego „długotrwałemu składowaniu”, co oznacza, że ścięte lub powalone drzewa będą z lasów usuwane. Tymczasem w świetle obecnego stanu wiedzy to właśnie powstrzymanie się od interwencji i naturalna regeneracja skutkują zwiększeniem się bioróżnorodności i poprawą stanu lasu. Prof. Wesołowski wskazuje też na fundamentalną wewnętrzną sprzeczność projektu, który w jednym miejscu wskazuje, że celem jest przechowywanie w drewnie węgla organicznego, aby nie przedostał się do atmosfery jako CO2, ale generalnie traktuje o paleniu drewna, czyli uwalnianiu tegoż CO2.

127

55. Egoizmy narodowe wypełniają lukę po KE w obszarze bezpieczeństwa energetycznego(Redaktor Jakub Kajmowicz)(portal defence24.pl)

Komisja Europejska stopniowo wycofuje się z aktywnego kreowania architektury bezpieczeństwa energetycznego w Europie Środkowo-Wschodniej. Powstałą lukę wypełniają egoizmy narodowe.

9 grudnia w Brukseli odbyło się trójstronne spotkanie, w którym wzięli udział przedstawiciele Komisji Europejskiej, Ukrainy oraz Rosji. Dotyczyło kwestii zakupu przez Kijów dodatkowych wolumenów rosyjskiego gazu, stanowiącego gwarancję w okresie zimowym, że tranzyt w kierunku UE będzie odbywał się bez zakłóceń. Niestety stronom nie udało się osiągnąć porozumienia i coraz mniej prawdopodobnym jest, że dojdzie do tego przed końcem bieżącego roku. To zła informacja nie tylko dla Ukrainy, ale również dla wszystkich krajów naszego regionu, ponieważ w połączeniu z innymi wydarzeniami, pozwala wysnuć tezę, że KE stopniowo wycofuje się z aktywnego kreowania architektury bezpieczeństwa energetycznego w Europie Środkowo-Wschodniej.

W świetle oficjalnych komunikatów, wydanych po brukselskim spotkaniu, wszystko wydaje się być na najlepszej drodze do szczęśliwego zakończenia - strony zapowiadają kontynuację rozmów i podkreślają, że pomimo istniejących różnic zdań będą dążyć do wypracowania konsensusu. Wiele wskazuje jednak na to, że będzie to porozumienie osiągnięte w czasie i na warunkach podyktowanych przez rosyjskiego monopolistę.

Podczas rozmów Ukraina potwierdziła chęć zakupu 1,5 - 4 mld m3 gazu, natomiast Rosja wyraziła gotowość, aby być jego dostawcą. I prawdę powiedziawszy, to jedyne konkrety, które udało się ustalić. Znacznie dłuższa jest lista zgłoszonych rozbieżności. Rosja proponuje, żeby cena za 1000 m3 wynosiła ok 180 $, natomiast zamówienie było realizowane na podstawie aktualnej umowy. Kijów domaga się natomiast podpisania odrębnego kontraktu, obniżenia ceny o ok. 20-30 $ (i rezygnacji z klauzuli take-or-pay) oraz przesyłania surowca z ominięciem zbuntowanych republik na południowym wschodzie kraju. Choć obydwu stronom zależy na dobiciu targu - Kijów potrzebuje gazu (w PMG znajduje się obecnie ok. 3 mld m3 mniej surowca, niż rok temu) natomiast Moskwa pieniędzy (przychody Gazpromu z tytułu eksportu gazu w okresie styczeń - wrzesień 2016 spadły o 31% w stosunku do ubiegłego roku) - to droga do jego osiągnięcia wydaje się obecnie nader wyboista.

Rosjanie obawiają się, że ewentualna nowa umowa i zmiana warunków zostanie wykorzystana przeciwko nim podczas trwającego postępowania arbitrażowego w Sztokholmie. W związku z coraz poważniejszymi trudnościami finansowymi są także gotowi zaryzykować bezpieczeństwo tranzytu, opóźniając osiągnięcie konsensusu. Celem jest tutaj rzecz jasna zdyskontowanie porozumienia dotyczącego ograniczenia

128

produkcji ropy naftowej przez kraje OPEC. Po jego ogłoszeniu ceny “czarnego złota” (do których indeksowane są ceny gazu) znacząco wzrosły, zaś analitycy spodziewają się, że kiedy uzgodnienia wejdą w życie (styczeń 2017), to ich oddziaływanie na światowe rynki doprowadzi do kolejnych podwyżek. Ponadto, gdyby przed podpisaniem porozumienia doszło do jakiejś awaryjnej sytuacji, związanej np. z ograniczeniem dostaw, to Rosjanie zyskaliby kolejny argument za intensyfikacją prac zmierzających do wykluczenia Ukrainy z systemu tranzytowego.

Czas gra na korzyść Rosjan także z innego powodu - od pewnego czasu, zarówno z wewnątrz wspólnoty europejskiej, jak i innych części świata, napływają informacje, które znacząco wzmacniają pozycję negocjacyjną Gazpromu. Dość wspomnieć w tym miejscu decyzję KE o udrożnieniu rurociągu OPAL, brak transparentności niemieckiego regulatora (Bundesnetzagentur) w tej sprawie, przeciąganie rozstrzygnięcia postępowania antymonopolowego, złagodzenie stanowiska KE ws. tranzytu gazu przez Ukrainę, czy wreszcie podpisanie porozumień dotyczących budowy gazociągu Turkish Stream.

Problematyczność powyższych zagadnień oraz stopień zapełnienia ukraińskich magazynów gazu, to informacje powszechnie znane od dłuższego czasu. W tym kontekście zastanawiające wydaje się, na co zwraca uwagę także prezes Piotr Woźniak, że dyskusje dotyczące dostaw rozpoczęły się tak późno (dopiero po spotkaniu Władimira Putina z Angelą Merkel w połowie listopada) - w terminie nie rokującym raczej nadziei na osiągnięcie porozumienia przed końcem 2016 roku. Zdaniem dyrektora handlowego Naftogazu, Jurija Witrenko, na początku 2017 roku cena za 1000 m3 gazu wzrośnie do ok 200-210 $, więc szanse na podpisanie przez Kijów korzystnego kontraktu spadają z dnia na dzień. Bardziej niebezpieczne wydają się jednak skutki długofalowe, które mogą wskazywać, że UE spisała w pewnym sensie na straty bezpieczeństwo energetyczno-finansowe Ukrainy, a pośrednio całego regionu.

Ograniczenie tranzytu (Maroš Šefčovič stwierdził w październiku, że UE jest za zachowaniem status quo, ale ,,nie przekreśla to ostatecznie innych możliwości”) oraz sprzedaż surowca na zimę po wyższej cenie, pogłębią strukturalne problemy ukraińskiego sektora gazowego. Różne szacunki mówią, że modernizacja tamtejszej infrastruktury wymaga inwestycji na poziomie 6-9 mld $, których nie jest w stanie udźwignąć państwowy Naftogaz (jego zysk w pierwszej połowie 2016 r. wyniósł 880 mln $). Koniecznym w tej sytuacji staje się pozyskiwanie inwestorów zewnętrznych, którzy muszą mieć jednak przynajmniej cień gwarancji na zwrot poniesionych nakładów. Atmosfera niepewności wywoływana przez Rosjan i potęgowana działaniami Komisji Europejskiej, znacząco utrudnia ten proces (w ubiegłym tygodniu poinformowano o rezygnacji z modernizacji połączeń obsługujących kierunek turecki) i w perspektywie kilku najbliższych lat może doprowadzić do katastrofalnej w skutkach dezintegracji ukraińskiego systemu przesyłowego.

129

56. Litewskie problemy Orlenu – potężny szef kolei partnerem Rosjan(Redaktor Piotr Maciążek)(portal defence24.pl)

Należące do PKN Orlen Możejki od dłuższego czasu przeżywają spore kłopoty logistyczne, co ma ogromny wpływ na kondycję finansową firmy. Są one obecnie częściowo łagodzone wysokimi marżami rafineryjnymi, co w dłuższej perspektywie nie rozwiązuje jednak zasadniczego problemu. Strona litewska rozebrała w 2008 r. tory prowadzące z zakładu do łotewskiego miasta Renge co pozwoliło zmonopolizować przewóz produktów z rafinerii Litewskim Kolejom Państwowym (Lietuvos Geležinkeliai). Tymczasem afera związana z przewoźnikiem, która właśnie wybuchła na Litwie pokazuje, że konflikt dotyczący wspomnianej rafinerii może wynikać z synergii interesów litewsko-rosyjskich na styku wielkiego biznesu, polityki oraz grup przestępczych. 

Konflikt pomiędzy Litewskimi Kolejami Państwowymi a PKN Orlen

Konflikt pomiędzy Litewskimi Kolejami Państwowymi a PKN Orlen dotyczy kwestii logistycznych związanych z Możejkami. Państwowy przewoźnik dokonując rozbiórki 20 kilometrowego odcinka torów pomiędzy zakładem i łotewskim miastem Renge znacząco zmniejszył rentowność rafinerii. Chodzi m.in. o wyrugowanie łotewskiej konkurencji z obsługi linii kolejowej, dzięki czemu strona litewska uzyskała monopol na przewozy do Możejek. W konsekwencji narzucono Orlenowi dłuższą trasę dostaw (przez terytorium litewskie, a nie łotewskie) oraz znacznie wyższe stawki przewozowe (niż np. dla firm z Białorusi). Jak należy rozumieć motywacje Litwinów biorąc pod uwagę fakt, że rafineria kontrolowana przez polski kapitał to największy pracodawca na Litwie, a rozebranie torów do Renge było mocnym ciosem w firmę ?

Litewskie Koleje Państwowe – finansowy rezerwuar klasy politycznej ?

Okazuje się, że litewskie koleje wykonały genialny w swej prostocie manewr, postanawiając poprawić własną rentowność kosztem Możejek, co najmniej przy aprobacie części klasy politycznej, mocno związanej z przewoźnikiem.

Bliskie relacje niektórych polityków (badane obecnie przez litewskich dziennikarzy  śledczych) z państwową spółką doprowadziły do ponadstandardowego wzmocnienia pozycji prezesa Lietuvos Geležinkeliai. Część komentatorów sugeruje nawet, że to on zarządzał konfliktem o linię kolejową i osobiście decydował o wysokości stawek przewozowych dla Orlenu, narzucając swoją wolę także premierowi. Afera, którą nagłaśniają obecnie tamtejsze media, może tłumaczyć dodatkowe –także pozafinansowe - motywacje przewoźnika.

Skonfliktowane z Orlenem koleje prowadzą kontrowersyjne interesy z teoretycznie wrogim mu kapitałem rosyjskim. 

Według portalu 15.min Litewskie Koleje Państwowe działając przez swoją spółkę zależną VLRD, umożliwiły przepływ milionów euro do struktur rosyjskiego

130

Transmashholdingu. Fakt ten starano się ukryć w dokumentacji finansowej ponieważ cały proceder odbywał się z pominięciem obowiązującego prawa przetargowego.

Transmashholding to największy producent lokomotyw w Rosji. Jej właściciele, Iskander Machmudow i Andrej Bokarew, są zaliczani do grona najbogatszych ludzi na świecie. Firma nawiązała stosunki z Lietuvos Geležinkeliai przez działające na Litwie przedstawicielstwo- spółkę TMHB (według 15.min główny udziałowiec TMHB, Express Logistics Ltd, zarejestrowana jest na uchodzącej za raj podatkowy wyspie Nevis na Morzu Karaibskim. Pomimo tego, powiązania z Transmashholdingiem są w jej przypadku możliwe do wykazania).

Tyle piszą o sprawie litewskie media. Jeśli przyjrzeć się jej dokładniej to może ona tłumaczyć dlaczego Lietuvos Geležinkeliai nie było zainteresowane kompromisem z PKN Orlen (działająca na Litwie spółka Orlen Lietuva jest jednym z największych pracodawców i płatników podatków w kraju), z którym Rosjanie stoczyli w 2006 r. swoistego rodzaju bitwę o Możejki, stosując przy tym  najróżniejsze sposoby, w tym odcięcie doprowadzającego do nich ropę rurociągu (koncerny rosyjskie przegrały rywalizację z Orlen i to właśnie płocki koncern przejął ostatecznie rafinerię). Teraz okazuje się bowiem, że kooperacja litewsko-rosyjska na przestrzeni ostatnich lat była dużo szersza aniżeli wydaje się na pierwszy rzut oka i nie dotyczy jedynie Litewskich Kolei Państwowych i Transmashholdingu.

Litewsko-rosyjska sieć powiązań uderzyła w Orlen?

45% udziałów spółki TMHB, przedstawicielstwa Transmashholdingu, które umożliwiło Lietuvos Geležinkeliai prowadzenie nielegalnego procederu z pominięciem przetargów, należy do spółki Strefa. 70% udziałów Strefy posiada z kolei Boris Babicius, który jest dyrektorem generalnym Ekobany. To olbrzymia firma litewska, która zawiera kontrakty m.in. z armią Litwy i państwowymi spółkami energetycznymi (np. Litgrid), a także – co ciekawe- Orlen Lietuva.

Przykład ten pokazuje, że w nielegalny proceder były zaangażowane nie tylko Litewskie Koleje Państwowe, ale także pośrednio kluczowy menadżer litewskiej firmy działającej w obszarze bezpieczeństwa. Czy takich podmiotów –korzystających z kooperacji z Rosjanami- było więcej? Nasze źródło na Litwie twierdzi, że tak: „spółek kooperujących z TMHB i zarabiających na tym było sporo” – informuje nas tamtejszy dziennikarz śledczy. Wydaje się zatem, że trudności należących do Orlenu Możejek były w dużym stopniu pochodną układu, który objął swoimi mackami litewski biznes i Transmashholding. Rosjanie uwikłali dużą część firm z Litwy w nielegalne transakcje i dziś mogą za pomocą wiedzy o ich charakterze wpływać na działania tych podmiotów.

Pikanterii sprawie dodaje fakt, że Transmashholding kooperuje aktywnie z Rosnieftem (największą firmą paliwową w Rosji co w kontekście Orlenu nabiera dodatkowego znaczenia) np. przy okazji projektu stoczni Gwiazda. Natomiast właściciele Transmashholdingu - Andrej Bokarew i Iskander Machmudow są blisko związani z rosyjskimi strukturami mafijnymi i państwowymi. Pierwszy z nich posiada większościowe udziały koncernu Kałasznikow, który objęto zachodnimi sankcjami, wygrał przetarg na budowę składów dla rosyjskiej armii, obaj byli posądzani o pranie brudnych pieniędzy izmałowskiej grupy przestępczej – jednej z

131

najniebezpieczniejszych w Rosji. Co ciekawe Bokarew i Machmudow prowadzą swoje interesy także w Czechach, na Węgrzech i innych krajach Europy Środkowej. To pokazuje, że podobny jak na Litwie mechanizm wywierania wpływu na lokalne spółki może funkcjonować w sporej części Europy.

Szef litewskich kolei odszedł ze stanowiska w cieniu skandalu. Przed kiloma tygodniami na Litwie odbyły się wybory parlamentarne. Zmienia się władza, na czele potężnych kolei litewskich pojawi się nowy człowiek. Czy te zmiany pomogą Orlenowi w uzyskaniu satysfakcjonującego porozumienia? Czas pokaże.

132

57. Porozumienie OPEC: Rosja i Iran głównymi beneficjentami(Redaktor Maciej Sankowski)(portal defence24.pl)

Porozumienie OPEC i pozostałych producentów ropy dotyczące ograniczenia produkcji to duży sukces Rosji i Iranu, co może mieć spore implikacje polityczne w nadchodzącym czasie – pisze w swojej analizie dla Energetyka24.com Maciej Sankowski.

Po krajach OPEC (to kartel zrzeszający największych eksporterów ropy) także pozostali producenci porozumieli się co do cięcia wydobycia surowca. Przypomnijmy – OPEC ograniczy wydobycie o 1,2 mln baryłek dziennie, a kraje spoza kartelu dorzucą kolejne 0,56 mln baryłek dziennie. W konsekwencji tych decyzji cena ropy wyraźnie wzrosła i obecnie wynosi około 54 $. Co dalej?

Goldman Sachs przewiduje, że średnia cena w przyszłym roku oscylować będzie wokół poziomu 57 $ za baryłkę. Znacznie bardziej konserwatywne podejście prezentuje rosyjskie ministerstwo finansów, które w budżecie państwa na 2017 rok określiło średnią cenę na poziomie zaledwie 40 $. Warto jednak dodać, że projekt budżetu powstawał na długo zanim udało się zawrzeć porozumienie w sprawie ograniczenia produkcji.

Swoją drogą w kuluarach negocjacji kluczową rolę odegrała właśnie dyplomacja rosyjska. Udało się jej pogodzić interes dwóch odwiecznych rywali: Arabii Saudyjskiej (zmniejszy wydobycie) oraz Iranu (jako jedyny sygnatariusz porozumienia dostał zgodę na zwiększenie wydobycia o 90 tys. baryłek dziennie). Dodatkowo przedstawiciele Iranu – bardzo zadowoleni z uzgodnionych warunków - mieli się zobowiązać do niemanifestowania tryumfalizmu, szczególnie w odniesieniu do Arabii Saudyjskiej. To pierwsze tego typu porozumienie od 8 lat, co świadczy o jego doniosłości, ale i powadze sytuacji na rynku, szczególnie z perspektywy borykającej się z finansowymi problemami Rosji. Tamtejszy sektor naftowy – spodziewając się, że wysiłki władz przyniosą oczekiwany rezultat, w listopadzie zmaksymalizował wydobycie surowca (podobne wartości otrzymamy zapewne za grudzień) do poziomu 11,2 mln baryłek dziennie. To rekordowe poziomy po rozpadzie ZSRR.

Moskwa może zatem mówić o kolejnym, sporym sukcesie na arenie międzynarodowej. Z jednej strony obecność militarna w Syrii, zbliżenie z Turcją, a z drugiej rola rozgrywającego w negocjacjach dotyczących produkcji ropy umocniła pozycję tego kraju na Bliskim Wschodzie, osłabiając przy tym wyraźnie Amerykanów. 

Nie sposób także nie uwypuklić kwestii Iranu. Dzięki osobistemu zaangażowaniu prezydenta Putina dostał on dokładnie to co chciał. Nie tylko nie ograniczył produkcji, ale otrzymał zgodę na jej zwiększenie. To o tyle ważny element, że Teheran – oprócz wymiaru czysto ekonomicznego- chciał pokazać jak bardzo zmieniła się jego pozycja w regionie. Tego typu sytuacja zbliży

133

zapewne jeszcze bardziej Teheran do Moskwy. Irańczycy nie mają bowiem pewności co do tego jak kształt nowej administracji prezydenta Trumpa wpłynie na ich sytuację – także w kontekście sankcji. Zapewne dlatego podjęli decyzję o zakupie 80 samolotów pasażerskich od Boeing za 16,6 mld $ chcąc pokazać, że na powrocie Iranu na rynek ropy zyskają wszyscy jego uczestnicy, w tym amerykańskie korporacje. 

Porozumienie o cięciu wydobycia ropy wkroczy teraz w fazę praktyczną. Saudyjska państwowa korporacja wydobywcza Saudi Aramco poinformowała już klientów z rejonu Azji i Pacyfiku, że ogranicza możliwość dodatkowych zakupów po cenie bieżącej. Klienci, którzy mają podpisane długoterminowe kontrakty mogą teoretycznie dostosować zamawiane ilości o +/-10%. Teraz Arabia Saudyjska zastrzega sobie prawo do takiego manipulowania ową pulą +/-10% aby móc w ten sposób przestrzegać ustalonej kwoty produkcyjnej.

Z porozumienia wyłączone zostały natomiast Libia i Nigeria ponieważ niestabilna sytuacja wewnętrzna i tak zmusiła obydwa kraje do wcześniejszego ograniczenia produkcji.

Co ciekawe, porozumienie dotyczące wydobycia ropy ma także bardzo istotne znaczenie dla powodzenia rozmów Rosja–Ukraina w sprawie dostaw gazu ziemnego. Otóż cena błękitnego paliwa sprzedawanego przez Rosję powiązana jest bezpośrednio z cenami ropy. Rosjanom zależy więc na przedłużaniu negocjacji w taki sposób, aby zawrzeć porozumienie już w nowym roku, kiedy ograniczenie podaży na rynku ropy stanie się faktem. Moskwa liczy, że po okresie bessy przyjdzie czas na stabilizację cen ropy na wyższych niż obserwowane w ostatnim roku poziomach.  

134

58. W III kwartale Energa przyłączyła ponad 500 mikroinstalacji (portal gramwzielone.pl)

W ubiegłym kwartale Energa Operator przyłączyła do swoich sieci dystrybucyjnych odnawialne źródła energii o łącznej mocy niemal 10 MW. Za 1/3 tego potencjału odpowiadają nowo przyłączone źródła prosumenckie.

Energa Operator w III kwartale br. przyłączyła do sieci 559 instalacji OZE o łącznej mocy 9,97 MW. W tym przyłączono 552 mikroinstalacje o łącznej mocy 3,318 MW.

W II kwartale br. Energa Operator przyłączyła do sieci na niskim napięciu 396 mikroinstalacji o łącznej mocy 2,819 MW. W sumie w miesiącach kwiecień, maj i czerwiec 2016 r. do sieci tego operatora przyłączono odnawialne źródła energii o łącznej mocy 35,75 MW, na co złożyło się 415 instalacji.

Natomiast łączna moc mikroinstalacji podłączonych do sieci Energa Operator w I kwartale br. wyniosła 3,29 MW, na co złożyło się 613 instalacji. W tej liczbie były tylko cztery instalacje nie będące mikroinstalacjami fotowoltaicznymi. 

Energa Operator podaje, że na koniec III kwartału br. do jej sieci były przyłączone 2723 mikroinstalacje, a ich łączna moc wyniosła 17,44 MW.

Największy udział w potencjale przyłączonych mikroinstalacji miały źródła fotowoltaiczne. Na koniec września br. było ich 2688 o łącznej mocy 17,151 MW, z czego 10 mikroinstalacji PV o łącznej mocy 231 kW przyłączono do sieci średniego napięcia.

W sieci Energi Operator na koniec III kwartału działało także 18 mikroelektrowni wiatrowych o łącznej mocy 40 kW, 10 mikroelektrowni wodnych o mocy 148 kW, a także trzy mikroelektrownie biogazowe o łącznej mocy 61 kW.

Do tego dochodzą cztery instalacje hybrydowe, złożone z  fotowoltaiki i turbiny wiatrowej, których łączna moc wyniosła 41 kW. 

135

59. Selfa buduje farmę fotowoltaiczną o mocy 1 MW (portal gramwzielone.pl)

Polski producent modułów fotowoltaicznych Selfa GE S.A. rozpoczął budowę farmy fotowoltaicznej o mocy niemal 1 MW, która powstanie przy jej zakładzie produkcyjnym w podszczecińskim Starym Czarnowie.

Farma fotowoltaiczna będzie się składać z 3,6 tys. modułów fotowoltaicznych Selfy o łącznej mocy 0,95 MW, które zostaną rozmieszczone na terenie 1,4 ha.

– To dla nas bardzo ważna inwestycja. Do tej pory dostarczaliśmy nasze moduły do wielu podobnych projektów zarówno w kraju jak i za granicą. Chcąc postawić na zieloną energię i promując ekologiczne rozwiązania dla przemysłu, postanowiliśmy wybudować własną farmę – komentuje Mirosław Poręba, dyrektor techniczno-handlowy Selfa GE S.A.

Selfa podaje, że w inwestycji wykorzystane zostaną wyprodukowane przez nią moduły fotowoltaiczne o mocy nominalnej 260 W, charakteryzujące się wysoką wytrzymałością mechaniczną rzędu 8000 Pa oraz posiadające 15-letnią gwarancję producenta.

W instalacji zostaną wykorzystane inwertery niemieckiego producenta Kaco serii Blueplanet. – Falowniki z serii Blueplanet idealnie nadają się na duże farmy projektowane w systemie rozproszonym. Są one zoptymalizowane pod względem ekonomicznym jednocześnie zapewniając najlepsze parametry użytkowe – mówi Krzysztof Zamożny, Sales Manager Eastern Europe KACO new energy GmbH.

Moduły zostaną posadowione na konstrukcjach wsporczych serii Corab WS-007 polskiego producenta Corab. – Zastosowana przy jego produkcji specjalna stal konstrukcyjna posiada aż 25-letnią gwarancję na powłokę antykorozyjną – komentuje Henryk Biały, prezes Corab. – To nowość i doskonała alternatywa dla ocynkowanych konstrukcji dostępnych na naszym rynku.

Budowa ma się zakończyć do marca 2017 r., a całość energii będzie sprzedawana do sieci po cenie uzyskanej na rynku.

Całkowity koszt projekt oszacowano na 4,89 mln zł. Inwestycja jest współfinansowana z Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego w ramach Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Zachodniopomorskiego na lata 2014 – 2020.

Wcześniej Selfa zbudowała instalację fotowoltaiczną o mocy 40 kW, która zasila w energię jej zakład produkcyjny w Starym Czarnowie.

136

60. Fortum buduje innowacyjną sieć ładowania elektryków (portal gramwzielone.pl)

Fortum buduje innowacyjną instalację ładowania pojazdów elektrycznych na parkingu wielopoziomowym w centrum Oslo. Ma tam powstać system baterii, który pozwoli na uniknięcie przeciążeń sieci energetycznej w momentach największego zapotrzebowania na ładowanie pojazdów. Do dyspozycji klientów udostępnione zostanie ponad 100 stacji ładowania. 

Fortum zapewnia, że wdrażane w Oslo rozwiązanie pozwoli na instalację kompleksowych stacji ładowania pojazdów elektrycznych na parkingach, bez konieczności drogiej i czasochłonnej przebudowy lokalnej sieci energetycznej. Ma to umożliwić wykorzystanie magazynów energii, które ograniczą konieczność korzystania z dodatkowej energii z sieci w okresach zwiększonego zapotrzebowania.

– Baterie w naszej instalacji będą przez cały czas powoli magazynowały energię, a w momentach największego zapotrzebowania posłużą do ładowania samochodów elektrycznych. Jesteśmy przekonani, że to jeden z najbardziej innowacyjnych systemów ładowania na całym świecie – komentuje Jan Haugen Ihle, Country Manager of Fortum Charge & Drive Norway.

Nowy system ładowania Fortum w Oslo powstaje w kooperacji z właścicielem lokalnego parkingu wielopoziomowego. System ładowania zostanie otwarty jeszcze w tym miesiącu i będzie nadal rozwijany na początku 2017 r.

Stolica Norwegii realizuje strategię mającą na celu między innymi ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o 50 proc. do roku 2020 i o 95 proc. do roku 2030, w stosunku do poziomów z 1990 roku.

Kilka tygodni temu Fortum informował o planach budowy „pierwszej globalnej” sieci ładowania samochodów elektrycznych. Do końca tego roku koncern z Finlandii ma zainstalować pierwsze 1000 punktów ładowania samochodów elektrycznych, z czego połowę będą stanowić stacje szybkiego ładowania.

Strategia Fortum jest dwutorowa. Z jednej strony wywodzący się z Finlandii koncern chce budować własne punkty ładowania, a z drugiej strony chce realizować takie przedsięwzięcia we współpracy z innymi firmami – wstępne porozumienia w tym zakresie Fortum zawarło już z 13 koncernami energetycznymi m.in. z Norwegii, Szwecji, Finlandii, Islandii, Wielkiej Brytanii i chce zwiększyć tą liczbę do 20 do końca roku.

W celu rozwijania rozwiązań dla elektrycznej motoryzacji, a także np. dla systemów zarządzania produkcją i poborem energii, Fortum przejął szwedzką firmę Info24 AB, która działa w obszarze tzw. Internet of Things.

Fortum utrzymuje, że jego celem jest przejście na produkcję energii wyłącznie ze źródeł odnawialnych, a obecnie wytwarza z OZE już 65 proc. energii. Koncern energetyczny informował kilka miesięcy temu, że zgromadził w tym celu fundusze

137

warte 9 mld dolarów, a 1 mld dolarów chce wydać na inwestycje w elektrownie fotowoltaiczne i wiatrowe.

61. Rząd szuka gmin chętnych do udziału w programie elektromobilności (portal gramwzielone.pl)

Ministerstwo Rozwoju, Ministerstwo Energii oraz Polski Fundusz Rozwoju, pod auspicjami Związku Miast Polskich, zachęcają władze polskich miast i gmin do współpracy na rzecz tworzenia w Polsce warunków do rozwoju branży elektromobilności.

Rząd chce wkrótce podpisać listy intencyjne o współpracy z samorządowcami, którzy zadeklarują chęć rozwoju elektrycznej motoryzacji na swoim terenie.

Ministerstwo Rozwoju zamieściło w tym celu na swoich stronach formularz zgłoszeniowy dla samorządowców. Można go wysyłać na adres Polskiego Funduszu Rozwojowego do 11 stycznia 2017 r.

W formularzu zgłoszeniowym samorządowcy mają zadeklarować chęć podpisania listu intencyjnego, ale także zakupu autobusów elektrycznych wraz z określeniem, ile autobusów elektrycznych i innych pojazdów elektrycznych chcą kupić do roku 2020.

Podpisanie listów intencyjnych ma nastąpić podczas konferencji planowanej na styczeń 2017 r.

Ministerstwo Rozwoju zastrzega sobie prawo do podpisania listu intencyjnego z nie więcej niż 10 miastami lub gminami – „biorąc pod uwagę uwarunkowania związane z zanieczyszczeniem powietrza oraz ich plany w zakresie elektromobilności, w tym planowany procent udziału autobusów elektrycznych we flocie, dotychczas dokonane zakupy pojazdów elektrycznych i plany w zakresie carsharingu”.

138

62. Biogaz z odpadów z okolic Lublina (portal gramwzielone.pl)

W Wólce Rokickiej koło Lublina powstał zakład zagospodarowania odpadów, z których część zostanie przerobiona na biogaz.

Zakład Zagospodarowania Odpadów w Wólce Rokickiej k. Lublina został wyposażony w instalację do produkcji biogazu i generator o mocy 400 kW.

Zakład będzie w stanie przetworzyć 37 tys. ton odpadów komunalnych rocznie, a ponadto 5 ty. ton odpadów stanowiących tzw. frakcję suchą. Połowa z zebranych odpadów ma podlegać procesowi fermentacji, dzięki czemu będzie powstawać biogaz wykorzystywany do zasilania generatora.

Koszt budowy obiektu wyniósł 48,8 mln zł, z czego około 70 proc. pozyskano z Szwajcarsko-Polskiego Programu Współpracy, a pozostała część pochodziła ze środków okolicznych samorządów wchodzących w skład Związku Komunalnego Gmin Ziemi Lubartowskiej.

Na najbliższy czwartek (15 grudnia) w Zakładzie Zagospodarowania Odpadów w Wólce Rokickiej zaplanowano dni otwarte, dzięki czemu będzie można zwiedzić jego infrastrukturę.

139

63. Opolskie: dotacje na efektywność energetyczną (portal gramwzielone.pl)

Dzisiaj w woj. opolskim ruszają nabory wniosków w dwóch konkursach na unijne dotacje, które będzie można przeznaczyć na poprawę efektywności energetycznej w budynkach, w tym poprzez wykorzystanie odnawialnych źródeł energii.

Dzisiaj w ramach Regionalnego Programu Operacyjnego dla woj. opolskiego rozpoczyna się nabór wniosków w ramach działania 3.2 Efektywność energetyczna, poddziałanie 3.2.1 Efektywność energetyczna w budynkach publicznych dla dla subregionów: kędzierzyńsko-kozielskiego, brzeskiego oraz południowego.

Drugi z uruchamianych dzisiaj naborów dotyczy poddziałania 3.2.2 Efektywność energetyczna w budynkach publicznych na terenie Aglomeracji Opolskiej.

O unijne dotacje mogą ubiegać się jednostki sektora publicznego, samorządy, jednostki naukowe, przedsiębiorcy, kościoły i związki wyznaniowe, a także m.in. organizacje pozarządowe.

Dofinansowanie można przeznaczyć na wykonanie audytu energetycznego i głęboką modernizację energetyczną budynków użyteczności publicznej wraz z wymianą wyposażenia tych obiektów na energooszczędne w tym m.in. poprzez ocieplenie obiektów, wymianę okien, drzwi czy oświetlenia, przebudowę systemów grzewczych, a także wykorzystanie instalacji odnawialnych źródeł energii.

Maksymalne dofinansowanie może wynieść 85 proc. w przypadku projektów nieobjętych pomocą publiczną, a w przypadku projektów państwowych jednostek budżetowych dofinansowanie może wynieść nawet 100 proc. kosztów kwalifikowanych.

Kwota dofinansowania przewidziana w ramach poddziałania 3.2.1. wynosi 20,99 mln zł, a w działaniu 3.2.2. to 18,8 mln zł.

W obu przypadkach nabór wniosków będzie prowadzony do 19 stycznia, a rozstrzygnięcie konkursu zaplanowano na czerwiec 2017 r. 

140

64. Znowu niższe ceny w kolejnej aukcji dla PV w Niemczech (portal gramwzielone.pl)

Już w szóstej z kolei aukcji dla PV w Niemczech osiągnięto ponownie niższą, średnią cenę za energię, którą oferowali inwestorzy – nie licząc ostatniej transgranicznej aukcji zorganizowanej przez Niemców razem z Duńczykami. Tym razem wejście do niemieckiego systemu wsparcia umożliwiono 27 projektom farm fotowoltaicznych o łącznej mocy 162,5 MW.

W ostatniej aukcji o wsparcie rywalizowali inwestorzy, którzy zgłosili w sumie 76 projektów o łącznej mocy 423 MW, a wstępnie zdyskwalifikowano – ze względu na uchybienia formalne – mniej niż 10 proc. projektów, co jest najlepszym wynikiem w dotychczasowych aukcjach dla PV, które są prowadzone w Niemczech od kwietnia 2015 r.

Najniższa oferta wyniosła 62,6 EUR/MWh, najwyższa z nagrodzonych wsparciem sięgnęła 71,7 EUR/MWh, natomiast przeciętna cena ukształtowała się na poziomie 69 EUR/MWh, podczas gdy w poprzedniej, piątej aukcji średnia wyniosła 72,5 EUR/MWh.

Co ciekawe, aż 16 z 27 nagrodzonych projektów ma zostać zrealizowanych wzdłuż autostrad i torów kolejowych, a większość powstanie w północno-wschodniej części Niemiec.

Najwięcej nagrodzonych projektów (6) powstanie na terenie landu Brandenburgia. W landzie Meklemburgia-Pomorze Przednie mają powstać 4 farmy fotowoltaiczne, a 3 w landzie Szlezwik-Holsztyn.

Najwięcej nagrodzonych projektów osiągnie moc w przedziale 5-10 MW, a najmniejsza elektrownia PV będzie mieć zaledwie 560 kW.

Kolejne aukcje w Niemczech będą realizowane już w warunkach znowelizowanej w tym roku ustawy EEG, która wejdzie w życie z początkiem 2017 r.

Zgodnie z przyjętą w tym roku reformą niemieckiego systemu wsparcia dla OZE, wsparcie w systemie aukcyjnym będzie przyznawane corocznie dla projektów fotowoltaicznych o łącznej mocy 600 MW.

Z systemu aukcyjnego będą wyłączone instalacje fotowoltaiczne o mocy poniżej 750 kW. Ten segment fotowoltaiki Berlin chce nadal wspierać taryfami gwarantowanymi, o które inwestorzy nie będą musieli konkurować jak w przypadku systemu aukcyjnego.

Ostatnio Niemcy przeprowadzili też pierwszą transgraniczną aukcję, na podstawie której przyznane wsparcie obejmie projekty fotowoltaiczne znajdujące się w sąsiednim kraju – w tym wypadku w Danii.

Do podziału było 50 MW, a wsparcie trafi do 5 projektów, z których wszystkie zostaną zrealizowane po duńskiej stronie. Uwagę zwraca relatywnie niska cena za energię,

141

którą zaoferowano w przypadku zwycięskich projektów i która wyniosła zaledwie 53,8 EUR/MWh. W tegorocznych aukcjach dla PV w Niemczech przyjęto model wynagrodzenia tzw. pay-as-bid, zgodnie z którym zwycięzcy aukcji zagwarantują sobie sprzedaż energii po cenie, którą zaoferowali w aukcji.

Natomiast w aukcji niemiecko-duńskiej zastosowano alternatywny model tzw. uniform pricing, w którym zwycięskie projekty otrzymują jednakową cenę za energię, która odpowiada cenie najdroższej, zakwalifikowanej do realizacji oferty.

142

65. Organizacje branżowe apelują do Ministerstwa Rozwoju ws. współspalania (portal gramwzielone.pl)

W liście skierowanym do Ministerstwa Rozwoju organizacje reprezentujące nie tylko sektor OZE, ale także inne sektory polskiej gospodarki, wezwały m.in. do wycofania się z promocji produkcji energii w technologii współspalania biomasy z węglem. Jak zwracały wcześniej uwagę m.in. PIGEOR i IEO, zasady nowego systemu wsparcia dla OZE mogą promować tą kontrowersyjną formę produkcji „zielonej” energii.

W liście, pod którym podpisały się m.in. Europejski Instytut Miedzi, Instytut Energetyki Odnawialnej, Polska Izba Gospodarcza Energii Odnawialnej i Rozproszonej, Polska Izba Gospodarcza Przemysłu Drzewnego, Polskie Lobby Przemysłowe imienia Eugeniusza Kwiatkowskiego, podkreśla się promowany przez ostatnio znowelizowaną ustawę o OZE powrót do promocji współspalania biomasy z węglem w systemowych elektrowniach węglowych, co – jak piszą autorzy listu – jest groźne dla dalszego rozwoju odnawialnych źródeł energii, konkurencyjności krajowej energetyki, stanu technicznego i dyspozycyjności bloków węglowych, kondycji przemysłu drzewnego, stanu środowiska – poprzez zwiększone emisje zanieczyszczeń, w tym dioksyn – oraz kosztów po stronie indywidualnych i przemysłowych konsumentów energii.

– Wobec braku zatwierdzonej polityki energetycznej oraz niejasności i niskiej jakości w pośpiechu tworzonych regulacji, sygnatariusze listu proponują,  aby w sprawie OZE i ich relacji z tradycyjną energetyką zorganizować  merytoryczną konferencję ekspercką na odpowiednio wysokim szczeblu (…) Należy postawić wniosek o szczegółowy przegląd ostatnich regulacji dot. OZE i ich rzeczywistych skutków dla gospodarki i dla wdrażania unijnej polityki energetycznej i polityki  spójności (przy słabości lub braku dotychczasowych OSR). Zasadne byłoby powołanie grupy eksperckiej o wyważonym składzie z zadaniem przygotowania stosownego dokumentu analitycznego – do publikacji i wykorzystania przez organy odpowiedzialne za legislację tego obszaru – piszą autorzy listu.

(Tekst listu w załączeniu)

143

Najtańsza opcja dla Ameryki Południowej to 100 proc. OZE (portal gramwzielone.pl)

Do takiego wniosku doszli naukowcy z Finlandii, zapewniając, że całkowite przejście na energię ze źródeł odnawialnych jest możliwe w krajach Ameryki Południowej już do roku 2030.

W ramach badania przeprowadzonego przez naukowców z uniwersytetu Lappeenranta University of Technology (LUT) oraz VTT Technical Research Centre of Finland Ltd., które sfinansował fiński rząd, oszacowano potencjał wykorzystania OZE w różnych regionach świata. Wynika z niego, że najlepsze warunki do budowy systemu opartego na OZE ma Ameryka Płd.

– Ameryka Południowa ma unikalne zasoby źródeł odnawialnych, jedne z najlepszych warunków wiatrowych występują w Patagonii, najlepsze miejsca dla energetyki solarnej są na pustyni Atacama, energetyka wodna jest już teraz wykorzystywana w dużych ilościach, a potencjał biomasy jest ogromny. Z tych powodów Ameryka Południowa jest jednym z najlepszych regionów do przejścia na system oparty w 100-procentach na źródłach odnawialnych – komentuje profesor Christian Breyer z LUT.

Finowie policzyli, że przeciętny koszt energii ze źródeł odnawialnych w Ameryce Płd. w systemie opartym w 100-proc. na OZE wyniósłby od 47 do 62 EUR/MWh, natomiast w opcji wykorzystania nowych elektrowni jądrowych i technologii CCS koszt energii byłby o 75-100 proc. wyższy – w porównaniu do opcji 100 proc. OZE.

Naukowcy z Finlandii wyliczają, że w systemie elektroenergetycznym bazującym w całości na wytwarzaniu z OZE w Ameryce Płd. potrzebne byłyby elektrownie fotowoltaiczne o łącznej mocy 415 GW, elektrownie wodne o mocy 184 GW, farmy wiatrowe o potencjale 69 GW, biogazownie o mocy 17 GW oraz elektrownie biomasowe o mocy 4 GW.

Zapewniają przy tym, że dostępny potencjał energetyki wodnej sprawia, że budowa systemu energetycznego bazującego w całości na OZE nie wymagałaby wielkich inwestycji w nowe systemy magazynowania energii. W tym celu można bowiem wykorzystać dostępne zasoby wodne, podczas gdy budowa podobnego systemu w innych regionach świata wymagałaby ich zdaniem np. powszechnego zastosowania technologii power-to-gas, aby wprowadzić zabezpieczenie dla zmiennej generacji z fotowoltaiki czy wiatru.

(Symulacje naukowców z Finlandii pod adresem: http://neocarbonenergy.fi/internetofenergy/ )

144

66. Miejsce biogazowni w nowych realiach rynku OZE (Rozmowa z Danielem Raczkiewiczem z firmy IEN Energy)(portal gramwzielone.pl)

Niezbędne są gruntowne zmiany na bazie ustawy Prawo energetyczne. Zmiany w zakresie umożliwiającym dystrybucję energii przy pomocy linii bezpośrednich lub mikro sieci, bez konieczności uzyskania skomplikowanych i kosztownych koncesji, taryf, opracowywania instrukcji itp. Oszczędności z tytułu dystrybucji energii z biogazowni do odbiorcy w sąsiedztwie powinny być dodatkowym przychodem dla biogazowni i kosztem unikniętym dla odbiorcy, natomiast cena energii mogłaby się kształtować na warunkach konkurencyjnych, co w znaczący sposób może poprawić rentowność biogazowni – mówi w wywiadzie na temat kierunków rozwoju rynku biogazowni rolniczych Daniel Raczkiewicz z firmy IEN Energy.

Paweł Kosiński, Bio Alians: – W ustawie o odnawialnych źródłach energii pojawiły się pojęcia spółdzielni i klastra energetycznego. Co one oznaczają? Jaki był cel ich wprowadzenia?

Daniel Raczkiewicz, IEN Energy: – Pojęcie klastra i spółdzielni energetycznej to rzeczywiście nowość w polskim systemie prawnym, jak również rynku energetycznym. Należy podkreślić, iż to bardzo dobrze, że się tam znalazły. Geneza jest długa i skomplikowana, ale spróbuję ją określić w kilku prostych zdaniach. Klaster i spółdzielnia to raczej pojęcie dotyczące formuły formalno-prawnej współpracy, natomiast chodzi generalnie o wdrożenie modelu rynku opartego na funkcjonowaniu tzw. mikrosieci.

Wyobraźmy sobie mikrosieć, w której jest kilku wytwórców energii elektrycznej oraz kilku jej odbiorców. Podstawowym źródłem wytwórczym jest biogazownia rolnicza, która jest sterowalna i może pełnić funkcje regulacyjne w mikrosieci. Uzupełnieniem energii szczytowej może być jedna lub kilka instalacji PV. Taka mikrosieć jest wyodrębniona funkcjonalnie i terytorialnie. Chodzi o obszar w obrębie gminy lub powiatu oraz fizyczne przyłączenie do sieci lokalnego operatora sieci dystrybucji.

Mikrosieć posiada inteligentny system wspierający procesy zarządzania popytem odbiorców oraz wielkością wytwarzania. Przypomnijmy, że podstawą jest sterowalne źródło, jakim jest biogazownia, tak aby równoważyć popyt i produkcję energii elektrycznej. Jednocześnie poprzez fakt przyłączenia do „nadrzędnej” sieci dystrybucji nadwyżki lub niedobory energii w mikrosieci są bilansowane z operatorem systemu dystrybucyjnego.

To tyle w teorii, natomiast dziś mamy już w Polsce kilka przykładów takich mikrosieci, które nie są sterowane inteligentnie, tylko ręcznie oraz nie za bardzo wiadomo jak je klasyfikować w systemie prawnym i elektroenergetycznym. Generalnie postęp cywilizacyjny, rozwój technologii oraz coraz tańszy do nich dostęp sprawiły, że od takiego modelu rynku (klaster, spółdzielnia, mikrosieć) nie mamy już jako

145

społeczeństwo odwrotu. Świadomość odbiorców, dostęp do rozproszonych źródeł produkcji energii elektrycznej rozwijał się znacznie szybciej niż zmiany formalno-prawne.

Odnosząc się do definicji klastra i spółdzielni, mamy na myśli lokalną wspólnotę energetyczną lub mikrosieć, czyli wytwórców energii oraz jej odbiorców w ramach jednej sieci, z dynamiczną taryfą, samobilansującą się (oczywiście nie w 100 proc.), objętą systemem wspierającym zarządzanie popytem i wytwarzaniem. Inaczej można to nazwać takim smart gridem w ramach powiatu, najlepiej na obszarach wiejskich, skupiającym odbiorców i wytwórców energii elektrycznej i cieplnej.

W moim przekonaniu jest to pierwsza próba dostosowania prawa do otaczającej nas rzeczywistości i głębokich zmian, jakim podlega rynek energii nie tylko w Polsce ale i na świecie. Dobrym przykładem może być np. rynek niemiecki, gdzie źródła wytwórcze zasilają całe gminy.

Co powinno się zmienić, aby takie podmioty mogły zafunkcjonować na rynku?

– Pojęcie klastra i spółdzielni jest bardzo wąskie, poza definicją w zasadzie nic nie wnosi. W moim przekonaniu jest to dopiero początek gruntownych zmian w Prawie energetycznym i ustawie o odnawialnych źródłach energii. Przepisy należy dostosować do otaczającej nas rzeczywistości, tak aby ułatwić funkcjonowanie klastrów i spółdzielni oraz pobudzić inwestycje w rozproszoną energetykę prosumencką na zasadach rynkowych. Aby to było możliwe, należy wprowadzić szereg zmian do Ustawy prawo energetyczne oraz ustawy OZE.

W zasadzie to sprawa jest prosta, wystarczy zweryfikować ponownie (po kilku latach i zmianach rynku) implementację dyrektywy UE/2009/72 szczególnie w zakresie artykułu 28 i 34. Taki też wniosek formalny złożyłem w ramach konsultacji społecznych do Parlamentarnego Zespołu Górnictwa i Energetyki pod przewodnictwem pana posła Ireneusza Zyski.

Należy również wspomnieć, że obecnie te pojęcia pojawiły się w polskim ustawodawstwie. W praktyce jednak konieczne będzie ich dookreślenie, stworzenie przepisów wykonawczych i weryfikacja stopnia oddziaływania w zakresie innych ustaw/rozporządzeń.

Czy udział w klastrze lub spółdzielni może być atrakcyjny dla biogazowni rolniczej?

– Funkcjonowanie biogazowni rolniczej w klastrze ma wiele wymiarów, obok poprawy lokalnego bezpieczeństwa energetycznego, biogazownia jest także stabilnym i sterowalnym źródłem energii, mogącym pełnić w klastrze funkcje regulacyjne. Najważniejszy jest jednak wymiar ekonomiczny. Biogazownia działając w klastrze, będzie mogła bezpośrednio sprzedawać energię do odbiorców końcowych, co w znaczący sposób może podnieść jej rentowność.

Biogazownia rolnicza otrzyma wsparcie w systemie aukcyjnym, natomiast energię elektryczną będzie musiała sprzedawać we własnym zakresie. Korzystniej jest sprzedać energię do odbiorców końcowych w klastrze niż na rynku hurtowym. Proszę

146

pamiętać, że biogazownia to także energia cieplna, która z definicji może być dystrybuowana na ograniczonym terytorialnie obszarze.

Praca źródła wytwórczego to także poprawa stabilności systemu elektroenergetycznego i lokalne ograniczanie strat przesyłowych energii. Struktura sieci przesyłowych i dystrybucyjnych w Polsce stale się zmienia, jednak tempo tych procesów wciąż jest za małe.

Na czym polega usługa bilansowania handlowego energii?

– Usługa bilansowania handlowego polega na rozliczeniu odchylenia w ilości energii elektrycznej zakontraktowanej w grafiku dobowo-godzinowym, a ilości fizycznie wytworzonej energii elektrycznej w danej godzinie doby handlowej. W praktyce oznacza to, że biogazownia kontraktuje ze sprzedawcą zobowiązanym lub innym kontrahentem grafiki produkcji energii elektrycznej. Następnie grafiki te porównywane są z ilościami rzeczywiste wytworzonej energii elektrycznej, a różnice są rozliczane w cenach rynku bilansującego.

Aktualnie modele bilansowania handlowego biogazowni są elastyczne, oznacza to że podmioty świadczące tego typu usługi oferują różnego rodzaju dodatkowe usługi powiązane, tj. doradztwo w zakresie kierunków sprzedaży energii, lub wprost kupują energię z wkalkulowaną usługą bilansowania handlowego niezależną od cen na rynku bilansującym.

Ponadto obserwujemy, że wiele spółek obrotu sprzedających energię do odbiorców końcowych próbuje zrobić z biogazowni bufor finansowy w celu poprawy tzw. cash flow, oferując miesięczny okres rozliczeniowy i 30-dniowy termin płatności. Na rynku bilansującym obowiązuje dekadowy okres rozliczeniowy z 25-dniowym terminem płatności.

Co się zmieni w sprzedaży energii z odnawialnego źródła powyżej 0,5 MW po wprowadzeniu systemu aukcyjnego?

– Zgodnie z nowelizacją ustawy o OZE od 1 stycznia 2018 roku dla instalacji o mocy pow. 500 kW przestaje funkcjonować instytucja sprzedawcy zobowiązanego. Oznacza to, że wytwórcy będą musieli samodzielnie znaleźć kierunki sprzedaży energii elektrycznej. Do tej pory funkcjonował model obowiązku odkupienia energii wytworzonej przez sprzedawcę zobowiązanego działającego na terenie, na którym powstało źródło wytwórcze.

W praktyce będzie to duże utrudnienie dla niektórych wytwórców, szczególnie tych, którzy do tej pory korzystali z instytucji sprzedawcy zobowiązanego. Będą zmuszeni do sprzedaży energii na przykład na Towarowej Giełdzie Energii lub poszukiwać innych kierunków sprzedaży. Paradoksalnie może się to przyczynić do wzrostu rentowności biogazowni, ponieważ sprzedając energię świadomie na zasadach rynkowych np. w klastrze do odbiorców końcowych, biogazownie mogą osiągnąć wyższe przychody ze sprzedaży energii lub świadczenia dodatkowych usług regulacyjnych.

Czy warto sprzedawać energię na rynku bilansującym? Biogazownia ma możliwość krótkoterminowego magazynowania biogazu, teoretycznie mogłaby

147

produkować więcej w okresie wysokich cen na rynku bilansującym. Czy mogłoby to być opłacalne?

– Rynek bilansujący jest tzw. rynkiem technicznym charakteryzującym się dużą zmiennością i nieprzewidywalnością cen energii elektrycznej. Generalnie powinno się sprzedawać energię w kontraktach z usługą bilansowania. Średnie ceny energii na rynku bilansującym są wysokie w godzinach szczytowych podobnie jak na rynku dnia następnego towarowej giełdy energii. Biogazownia, która dysponuje magazynem gazu oraz możliwością zwiększenia produkcji w godzinach szczytowych, może zwiększyć rentowność, sprzedając energię lub dodatkowe ilości energii w profilu szczytowym.

Należy również pamiętać, że rynek energii jest w fazie głębokich zmian. Dotyczy to również rynku bilansującego, gdzie obserwuje się dni, kiedy ceny energii w szczycie są niższe niż w godzinach nocnych. W dużej mierze powyższe fluktuacje spowodowane są rosnącą nieprzewidywalną generacją wiatrową.

Jakie zmiany prawne są potrzebne, aby możliwa i opłacalna stała się produkcja energii z biogazu i bezpośrednia sprzedaż do odbiorcy końcowego „za płotem”?

– Tak jak wcześniej wspominałem, niezbędne są gruntowne zmiany na bazie ustawy Prawo energetyczne. Zmiany w zakresie umożliwiającym dystrybucję energii przy pomocy linii bezpośrednich lub mikrosieci, bez konieczności uzyskania skomplikowanych i kosztownych koncesji, taryf, opracowywania instrukcji itp. Oszczędności z tytułu dystrybucji energii z biogazowni do odbiorcy w sąsiedztwie powinny być dodatkowym przychodem dla biogazowni i kosztem unikniętym dla odbiorcy, natomiast cena energii mogłaby się kształtować na warunkach konkurencyjnych, co w znaczący sposób może poprawić rentowność biogazowni.

Świadczą państwo doradztwo w zakresie optymalizacji zużycia energii. Jakie błędy, skutkujące wysokimi kosztami energii, najczęściej popełniają odbiorcy?

– Wszystko zależy od specyfiki odbiorcy. Podzieliłbym ich na dwie grupy. Jedni są bardziej świadomi i prowadzą racjonalna gospodarkę energetyczna, inni w ogóle nie mają świadomości, że coś takiego istnieje. W dalszym ciągu panuje przekonanie, że jedynym słusznym dostawcą energii jest zakład energetyczny i tak musi być.

Pierwsza grupa prowadzi aktywne działania w zakresie optymalizacji kosztów poprzez poprawę efektywności energetycznej procesów oraz wytwarzania energii na własne potrzeby.

Druga grupa pozostaje całkowicie bierna, do tego stopnia, że nie korzysta nawet z podstawowych działań edukacyjnych na rzecz poszanowania energii. Nie korzysta z usług firm doradczych, co jest błędem. W dalszym ciągu odbiorcy ponoszą wysokie koszty zakupu energii czynnej, nieuzasadnione koszty dystrybucji wynikające z niedostosowania taryf i mocy umownych oraz nieuzasadnionych kosztów energii biernej.

Z drugiej strony nie należy się dziwić, ponieważ na rynku funkcjonuje wiele podmiotów doradczych nie koniecznie na wysokim poziomie. Spotykamy się z przykładami, gdy klient za namową doradcy wdraża jakieś rozwiązanie, jednak nie

148

jest ono dostosowane do jego specyfiki. Na rynku funkcjonują podmioty, które nie są doradcami tylko „ukrytymi” sprzedawcami spółek obrotu, firm dostarczających technologię czy konkretne produkty.

Często, szczególnie przy różnego rodzaju dokumentach takich jak studium wykonalności, doradcy nie analizują specyfiki i pełnego spektrum, w otoczeniu którego działa klient, tylko wprost lansują rozwiązanie. W doradztwie energetycznym istotna jest także kompleksowość. Optymalizacja jest działaniem ciągłym – to że wykonaliśmy pewne wdrożenie nie oznacza, że wszystko już zostało zrobione. Sztuka polega na wdrożeniu, obserwacji, analizie i dalszej optymalizacji.

Ile biogazowni przystąpi do aukcji?

– Określenie ilości biogazowni, które przystąpią do aukcji jest bardzo trudne. Wszystko zależy od indywidualnej sytuacji biogazowni, wielkości uzyskanej pomocy publicznej i oceny ryzyka wynikającego z niepewności przepisów w zakresie praw majątkowych oraz ich cen. Moim zdaniem będzie ich zaledwie kilka, ok. 15. Należy również zauważyć, że to jest także kwestia pewnej strategii. Dziś spotykamy się z sytuacją, gdy niektórzy czekają na wyniki pierwszej aukcji i od nich uzależniają swoją decyzję. Inni z kolei chcą uczestniczyć w pierwszej aukcji. Dzisiejszy system już funkcjonuje, a nowość w postaci aukcji jest niewiadomą.

Ile będzie biogazowni rolniczych w Polsce w 2020 r.?

– Moim zdaniem do 2020 roku powstanie od 50 do 100 MW nowych biogazowni. Ważnym aspektem jest to, gdzie powstaje instalacja, jaki jest jej model biznesowy i czy logistyka paliwowa oparta jest na rzetelnym planie funkcjonowania źródła wytwórczego. Miejmy nadzieję, że wprowadzenie pojęć klastra i spółdzielni oraz związane z nimi zmiany przyczynią się do wzrostu ilości biogazowi – szczególnie na terenach rolniczych.

W którym roku możliwe jest zrealizowanie 2000 biogazowni w kraju?

– Obawiam się, że 2000 biogazowni w Polsce nigdy nie powstanie. Pamiętam, jak mówiło się o takiej ilości tego typu jednostek w latach 2007 – 2010. Było to wynikiem ambicji politycznych, jednak rynek w tamtym okresie nie był na to gotowy. Akcje medialne i gotowość zakupu projektów biogazowych przez duże spółki energetyczne nie były zbieżne z ideą źródeł rozproszonych, tylko miały na celu uzyskanie odpowiedniego poziomu tzw. energii z OZE.

67. Przedłużają się prace nad WPGO. Jakie będą konsekwencje braku ich aktualizacji?(portal portalkomunalny.pl)

149

Przedłużające się prace nad aktualizacją wojewódzkich planów gospodarki odpadami w poszczególnych województwach skłaniają do coraz częstszego zadawania pytania o konsekwencje takiej sytuacji dla systemu gospodarowania odpadami komunalnymi – pisze Maciej Kiełbus z kancelariiDr Krystian Ziemski & Partners.

Przyczyny aktualizacji WPGO

Ustawą z dnia 15  stycznia 2015 r. o zmianie ustawy o odpadach oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2015r., poz. 122) wprowadzono szereg zmian związanych m.in. z wojewódzkimi planami gospodarki odpadami. Wśród przyczyn uchwalenia przedmiotowej nowelizacji wskazywano „przewymiarowanie planowanych mocy przerobowych instalacji do przetwarzania zmieszanych odpadów komunalnych”. Podnoszono również „brak uwzględniania w przedmiotowych planach hierarchii postępowania z odpadami, w tym zaplanowania odpowiednich instalacji do przetwarzania odpadów”.

Nowelizacja ta – oprócz szeregu zmian związanych bezpośrednio z WPGO (np. doprecyzowanie przepisów o regionalizacji, zmiana definicji RIPOK, zmiana podejścia do instalacji zastępczych, wprowadzenie możliwości przyznawania statusu instalacji ponadregionalnej) – wprowadziła także obowiązek uchwalenia załącznika do planu wojewódzkiego w postaci planu inwestycyjnego. W zamyśle projektodawców „plany te powinny być uszczegółowieniem i uzupełnieniem wojewódzkich planów gospodarki odpadami poprzez wskazanie instalacji do przetwarzania odpadów komunalnych, które powinny zostać wybudowane w województwie”.

Wskazywano równocześnie, iż „celem planów inwestycyjnych ma być wskazanie infrastruktury niezbędnej do osiągnięcia zgodności z unijnymi dyrektywami w zakresie gospodarki odpadami komunalnymi, w tym wdrożenia hierarchii sposobów postępowania z odpadami, osiągnięcia wymaganych poziomów przygotowania do ponownego użycia i recyklingu oraz ograniczenia składowania odpadów komunalnych ulegających biodegradacji. Szczególnym wyzwaniem jest osiągnięcie celów w zakresie przygotowania do ponownego użycia i recyklingu”.

Ustawa nowelizująca, które w zasadniczej części weszła w życie z dniem 6 lutego 2015 roku, przewidywała, iż sejmiki województw zaktualizują i uchwalą wojewódzkie plany gospodarki odpadami z uwzględnieniem zmian wynikających z przedmiotowej ustawy w terminie do dnia 30 czerwca 2016 r. W tym samym terminie sejmiki województw zobowiązane były dostosować i podjąć uchwały w sprawie wykonania wojewódzkich planów gospodarki odpadami.

Ustawodawca nie przewidział jednocześnie w przedmiotowym zakresie jakichkolwiek sankcji dla organów samorządowych, które nie wywiążą się z przedmiotowego obowiązku. W szczególności w ustawie brak jest przepisów przewidujących jakiekolwiek kary administracyjne z tym związane czy też stanowiących podstawę do wydania przez organy administracji rządowej zarządzenia zastępczego pozwalającego na wydanie WPGO przez jakikolwiek inny organ.

Stan prac nad WPGO

150

Większość organów województw, mając świadomość prowadzonych prac nad nowym Krajowym Planem Gospodarki Odpadami, który bezpośrednio przełoży się na plany wojewódzkie (zgodnie z ustawą o odpadach wojewódzki plan gospodarki odpadami powinien być zgodny z krajowym planem gospodarki odpadami i służyć realizacji zawartych w nim celów), wstrzymywały się ze sfinalizowaniem działań związanych z aktualizacją WPGO. Alternatywą było bowiem zaktualizowanie planów wojewódzkich przed planem krajowym w terminie wynikającym z ustawy, a następnie ponowienie całej procedury aktualizacyjnej już po przyjęciu KPGO przez Radę Ministrów. KPGO został ostatecznie przyjęty 1 lipca 2016 roku i opublikowany w Monitorze Polskim w dniu 11 sierpnia 2016 roku. W sposób istotny wpłynęło to na przyspieszenie prac nad planami wojewódzkimi.

Zgodnie z informacjami opublikowanymi pod koniec listopada przez Ministerstwo Środowiska „Tylko 3 województwa (świętokrzyskie, pomorskie, mazowieckie) przekazały projekty WPGO w pierwszej połowie roku, dwa kolejne wpłynęły w lipcu i wrześniu. Zdecydowaną większość – aż 10 projektów – marszałkowie skierowali do Ministerstwa Środowiska dopiero w październiku i listopadzie, mimo wcześniejszych, wielokrotnych wezwań ministerstwa o przyspieszenie prac i niezwłoczne przekazywanie projektów do opiniowania. Do dziś nie wpłynął WPGO z województwa śląskiego. W tej chwili uzgodniony z ministerstwem został WPGO dla woj. świętokrzyskiego, mazowieckiego i lubelskiego. Projekty pozostałych planów są w trakcie opiniowania”. Rodzi to ryzyko, iż części planów nie uda się uchwalić do końca 2016 roku.

Powyższa sytuacja skłania do coraz częstszego zadawania pytania o jej konsekwencje dla systemu gospodarowania odpadami komunalnymi.

Skutki ogólnopolskie

Skutki opóźnień związanych z aktualizacją WPGO należy odrębnie analizować w skali ogólnopolskiej i regionalnej. W przypadku konsekwencji ogólnopolskich wskazać przede wszystkim należy na zapowiadane przez przedstawicieli strony rządowej ryzyko utraty środków UE przeznaczonych na gospodarkę odpadami. Wskazują oni bowiem, iż wśród warunków ex ante warunkujących możliwość wykorzystania przyznanych Polsce środków znajduje się obowiązek aktualizacji do końca 2016 roku KPGO i wszystkich WPGO. W konsekwencji opóźnienie związane nawet z jednym WPGO może przynieść daleko idące konsekwencje w tym zakresie.

Konsekwencje te będą odczuwalne przede wszystkim dla podmiotów zainteresowanych skorzystaniem z przedmiotowych środków finansowych. Dla pozostałych podmiotów skutki te mogą okazać się mniej dotkliwe. Opóźnienia w przedmiotowym zakresie mogą także wpłynąć na osiągnięcie przez Polskę celów w zakresie gospodarki odpadami komunalnymi wynikających z prawodawstwa unijnego.

Skutki regionalne

Nie mniej istotne dla poszczególnych uczestników systemu gospodarki odpadami mogą okazać się konsekwencje związane z brakiem uchwalenia konkretnego WPGO w regionie, w którym prowadzą lub zamierzają prowadzić swoją działalność.

151

W tym zakresie wskazać przede wszystkim należy na art. 38a ustawy o odpadach zgodnie z którym jeżeli instalacja przeznaczona do przetwarzania zmieszanych odpadów komunalnych, odpadów zielonych oraz przeznaczonych do składowania pozostałości z sortowania odpadów komunalnych i pozostałości z procesu mechaniczno-biologicznego przetwarzania zmieszanych odpadów komunalnych, nie została ujęta w wojewódzkim planie gospodarki odpadami, odmawia się wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, pozwolenia na budowę, pozwolenia zintegrowanego lub zezwolenia na przetwarzanie odpadów w tej instalacji. Tym samym instalacje, które nie były uwzględnione w obecnych planach, nie mogą uzyskać decyzji niezbędnych dla przeprowadzenia procesu inwestycyjnego. Podmioty, które podjęły decyzje o uwzględnienie w aktualizowanych WPGO oczekują zatem na ostateczną decyzję sejmiku województwa umożliwiającą im uzyskanie określonych decyzji.

Równie istotny może okazać się art. 35 ust. 9 ustawy o odpadach stanowiący, iż warunkiem dopuszczalności finansowania inwestycji dotyczących odpadów komunalnych, w tym odpadów budowlanych i rozbiórkowych, w zakresie zapobiegania powstawaniu tych odpadów oraz w zakresie gospodarowania tymi odpadami, ze środków Unii Europejskiej lub funduszy ochrony środowiska i gospodarki wodnej jest ujęcie ich w planie inwestycyjnym. Brak planów inwestycyjnych – które nie były uchwale wraz z obecnie funkcjonującymi WPGO – wstrzymuje możliwość wsparcia finansowego nie tylko ze środków UE (o czym była mowa powyżej).

Brak aktualizacji WPGO wpływa także na kwestie związane z dostępnością strumieniem odpadów dla poszczególnych instalacji. Wynika to zarówno z zapowiadanych zmian w podziale na regiony gospodarki odpadami (zwłaszcza w tych województwach gdzie zdecydowano się na zmniejszenie liczby regionów, a przez to na powiększenie wielkości regionów nowo powstałych), jak i przewidywanych mocy przerobowych dla poszczególnych instalacji.

Rozstrzygnięcia w powyższym zakresie mogą wpływać także na sytuację poszczególnych gmin, poprzez wpływ na koszty funkcjonujących w nich systemów gospodarki odpadami komunalnymi. Rozstrzygnięcia sejmiku województwa determinują bowiem miejsce zagospodarowywania określonych frakcji odpadów komunalnych, a przez to na konkurencję lub jej brak w tym zakresie oraz odległości do określonych instalacji.

Należy również wskazać na specyficzną sytuację podmiotów, których wnioski związane z WPGO (np. w zakresie utrzymania lub przyznania statusu RIPOK) były konsekwentnie odrzucane przez zarząd województwa. Ostateczne podjęcie uchwał w sprawie WPGO otwiera tym podmiotom możliwość przeniesienia sporu z organami województwa na inny poziom. Z jednej strony podmioty te będą mogły występować o podjęcie działań nadzorczych przez wojewodę, z drugiej zaś samodzielnie rozpocząć procedurę sądowoadministracyjnej kontroli podjętych uchwał poprzez wystosowanie wezwania do usunięcia naruszenia prawa, które obligatoryjnie musi poprzedzać wniesienie skargo do wojewódzkiego sądu administracyjnego.

Podsumowanie

152

Przedłużająca się procedura aktualizacji WPGO negatywnie oddziałuje na cały system gospodarki odpadami komunalnymi, potęgując stan niepewności prawnej utrudniający podejmowanie racjonalnych decyzji, zwłaszcza tych o charakterze długoterminowym.

W obecnej sytuacji bezcelowym jest poszukiwanie winnych obecnego stanu rzeczy. Ministerstwo Środowiska przy partnerskiej współpracy z organami województwa powinno podejmować wszelkie możliwe działania celem zakończenia aktualizacji wszystkich WPGO do końca 2016 roku – zadanie to jest jeszcze wykonalne.

Jednocześnie w Ministerstwie Środowiska powinny rozpocząć się prace analityczne dotyczące konsekwencji ewentualnego zakwestionowania WPGO w poszczególnych regionach na skutek działań organów nadzoru lub postępowań sądowo-administracyjnych. W szczególności rodzi się pytanie jak w takim przypadku traktować wypełnienie warunków ex ante oraz jak wpłynie to na inne toczące się postępowania.

Ilość pytań pojawiających się w przedmiotowym zakresie coraz częściej skłania do formułowania pytań o charakterze systemowym czy obecny system związany z WPGO i elementami z nich wynikających jest optymalny i w pełni zgodny z postanowieniami Konstytucji RP.

68. Fundusze ochrony środowiska już nie będą samorządowe. Rząd chce je przejąć i zdyscyplinować(portal wyborcza.pl)

PiS bez konsultacji wprowadza zmiany w wojewódzkich funduszach ochrony środowiska. Chce odebrać je samorządom i podporządkować wojewodom i Ministerstwu Środowiska. Gra toczy się o dziesiątki miliardów złotych.

153

– Chodzi o przejęcie kolejnych instytucji wraz z ich budżetami i etatami. Nikt tego nie konsultował z sejmikami wojewódzkimi i marszałkami, nie mówiąc o samych funduszach – mówi prawnik związany z jednym z funduszy.

Propozycja zmian w ustawie Prawo ochrony środowiska trafiła do Sejmu 7 grudnia jako projekt grupy posłów PiS. Taki tryb pozwala na pominięcie konsultacji.

W liczącej aż 442 artykuły ustawie z 2001 r. projekt wprowadza zmiany tylko w jednym – dotyczącym trybu wyboru władz wojewódzkich funduszy ochrony środowiska i gospodarki wodnej oraz ich składu.

Zmiana demoluje obowiązujący od lat model, w którym fundusze są niezależne od rządu.

Uproszczenie i zdyscyplinowanie

Dzisiaj o składzie władz funduszy decydują sejmiki wojewódzkie. Wybierają siedmioosobowe rady nadzorcze, a te powołują zarządy. W radach większość mają przedstawiciele samorządów i organizacji pozarządowych, co jest logiczne – WFOŚiGW są „samorządowymi osobami prawnymi”.

Po zmianach rada nadzorcza to pięć osób wyznaczanych przez wojewodę. Samorząd nie będzie miał nic do powiedzenia. Zgodnie z nowymi przepisami jego jedynym przedstawicielem w radzie będzie wiceprzewodniczący, którego wyznaczy sejmik. Nominaci rządu będą mieli większość. To oni wybiorą zarząd funduszu, który z trzech osób ma być zredukowany do dwóch.

Chociaż w projekcie o wyborze władz funduszu decyduje głównie wojewoda (czyli lokalny przedstawiciel rządu), to dodatkowo i tak nad wszystkim kontrolę ma Ministerstwo Środowiska. Zmiany dają mu prawo powoływania do rad i zarządów swoich przedstawicieli, gdyby wojewoda napotkał opór.

Ministerstwo chce wprowadzić zmiany jak najszybciej. Stąd brak konsultacji oraz zapis, że z chwilą uchwalenia ustawy przez Sejm wygasają kadencje obecnych władz funduszy. W normalnym trybie nastąpiłoby to w 2018 r. wraz z wyborami samorządowymi. Tyle że poprzednie wybory PiS przegrał, dlatego próbuje przejąć fundusze już teraz.

W uzasadnieniu projektu czytamy, że jego celem są „oszczędności", „uproszczenie procedur” i „usprawnienie pracy".

Cel główny: „przyznanie ministrowi właściwemu do spraw środowiska” możliwości „zdyscyplinowania podmiotów, o których mowa". Czyli funduszy.

Będą realizować politykę rządu

WFOŚiGW działają w każdym województwie. Dysponują pieniędzmi z budżetu i z programów Unii Europejskiej. Finansują inwestycje wzmacniające ochronę środowiska (oczyszczalnie ścieków, kanalizację, ogrzewanie itp.) oraz edukację ekologiczną. Udzielają pożyczek i dotacji. Przez fundusze przechodzą dziesiątki miliardów złotych. Kontrola nad nimi daje gwarancję, że będą realizować politykę

154

rządu, a nie lokalnych społeczności. Fundusze są też łakomym kąskiem ze względu na etaty dla urzędników – jest ich co najmniej 1 tys. Kto ma władzę, może nimi dowolnie dysponować.

Próba przejęcia kontroli nad funduszami to kolejna zmiana zaprojektowana przez Jana Szyszkę, szefa resortu środowiska. W sobotniej „Wyborczej” ujawniliśmy zabójczy dla przyrody pakiet nowelizacji kluczowych ustaw o ochronie środowiska. Zakładają one m.in. likwidację Generalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska i tych regionalnych oraz znaczne ograniczenie udziału społeczeństwa w postępowaniach dotyczących ochrony środowiska. Najbardziej uderzyłoby to w małe lokalne organizacje, protestujące np. przeciwko budowom chlewni w swojej okolicy. Działaczom protestującym przeciwko inwestycjom groźnym dla środowiska groziłyby trzy lata więzienia.

Ekolodzy zaniepokojeni

Organizacje ekologiczne, które są beneficjentem funduszy ochrony środowiska, z niepokojem przyglądają się zamachowi na wojewódzkie fundusze. Te, które jednak z nich korzystają, boją się wypowiadać na ten temat. Po przejęciu przez ekipę związaną z PiS Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska z dnia na dzień odmówiono wielu zajmujących się ochroną przyrody organizacjom współfinansowania projektów, na które już były zapewnione unijne fundusze. Np. program ochrony bociana białego prowadzony przez Polskie Towarzystwo Ochrony Ptaków udało się uratować tylko dzięki pomocy zagranicznych organizacji przyrodniczych. Wówczas dano niedwuznacznie do zrozumienia przyrodnikom, że to za ich postawę w sprawie Puszczy Białowieskiej. Wygląda na to, że rząd chce poprawki służące przejęciu funduszy przepchnąć jak najszybciej.

69. Prawo wodne odroczone(Redaktor Urszula Mirowska – Łoskot)(portal interia.pl)

Ministerstwo Środowiska przyznaje, że ustawa - Prawo wodne nie wejdzie w życie tak jak planowało 1 stycznia 2017 r. Parlament przyjmie ją najwcześniej w I kw. 2017 r.

W projekcie będą wprowadzane zmiany, ale dopiero na etapie prac sejmowych. - Projekt prawa wodnego 18 października br. został przyjęty przez Radę Ministrów. Zatem teraz już resort nie ma możliwości wprowadzania zmian. Trzeba poczekać aż

155

ustawą zajmie się parlament. Do reprezentowania rządu w pracach nad tym aktem wyznaczony został minister środowiska - powiedział Mateusz Balcerowicz, dyrektor departamentu zasobów wodnych w MŚ na wczorajszej konferencji zorganizowanej przez Izbę Gospodarczą Wodociągi Polskie.

Do projektu wprowadzane są poprawki, które uzgodniła Rada Ministrów. Dotyczą np. utrzymania stawek opłat za wodę na poziomie tegorocznym. - Nie oznacza to, że ceny dla odbiorców nie wzrosną. Stawka za pobór wody to jedna kwestia, a cena dla odbiorcy to druga - podkreśla Dorota Jakuta, prezes IGWP. To firmy wodociągowe ustalają wysokość cen dla odbiorców. Stawka opłat za pobór wody to tylko jeden z elementów, który wpływa na koszt usługi.

Przedstawiciel resortu stwierdził, że przepisy, które wejdą w życie w przyszłym roku, głównie implementują unijne dyrektywy. Na ich wprowadzenie Polska ma czas do 31 grudnia 2016 r. Aby nie narazić się Komisji Europejskiej, opóźnienie we wdrożeniu pełnej ramowej dyrektywy wodnej powinno być jak najmniejsze. Umożliwi to uruchomienie środków z perspektywy finansowej 2014-2020 na programy środowiskowe. Przedstawiciel resortu wskazał, że problem z implementowaniem przepisów UE mają także Węgry i Czechy.

W trakcie konferencji został poruszony również problem dyrektywy ściekowej. Na wykonanie jej zaleceń, czyli osiągnięcie wymaganych poziomów oczyszczania ścieków, Polska miała czas do końca 2015 r. Tymczasem do dziś wiele gmin ma problem ze zrealizowaniem unijnych wymogów. Za niedopełnienie ich grożą nam unijne kary. Ale na wywiązanie się z zaleceń UE potrzebne są jeszcze miliardy złotych.

- W przypadku niektórych państw Komisja Europejska zapytała je o wykonanie dyrektywy ściekowej dopiero po siedmiu latach. Mamy nadzieję, że w naszym przypadku również nie będzie się spieszyć z oceną rezultatów - dodał Mateusz Balcerowicz.

70. Miliarderzy walczą z globalnym ociepleniem(Redaktor Tadeusz Stasiuk)(portal pb.pl)

Bill Gates i ponad 12 najbogatszych osób na świecie stworzyło fundusz dla wspierania rozwiązań umożliwiających znaczący postęp w produkcji czystej energii. Breakthrough Energy Ventures ma działać przez 20 lat. Jego celem są inwestycje w ryzykowne, długoterminowe technologie energetyczne, które mogą istotnie ograniczyć emisję gazów cieplarnianych. Dotyczy to takich obszarów, jak wytwarzanie energii elektrycznej i jej magazynowanie, rolnictwo i transport. Na te

156

cele fundusz ma przynajmniej 1 mld USD. Fundusz wspierany jest przez swoistą mieszankę luminarzy technologicznych i gigantów z branży energetycznej. Oprócz Billa Gatesa, założyciela Microsoftu, wśród najważniejszych aktywnych donatorów funduszu są m.in.: Jeff Bezos, założyciel i dyrektor generalny Amazona, Richard Branson, założyciel Virgin Group, Jack Ma, dyrektor wykonawczy Alibaba Group Holding, John Arnold, miliarder z branży producentów gazu ziemnego, oraz książę Alwaleed Bin Talal, założyciel Kingdom Holding. Od ponad roku Bill Gates mocno angażuje się w prace nad postępem w produkcji energii. Twierdzi, że instalacje solarne, energetyka jądrowa i samochody elektryczne tylko w niewielkim stopniu przyczynią się do rozwiązania problemu globalnego ocieplenia. Najbogatszy człowiek na świecie uważa, że jedynym sposobem jest znalezienie źródła energii, które nie wytwarza gazów cieplarnianych.

157