1

POLSKA

PRZYSZŁOŚĆ

PAKIET ZIMOWY

kilka ważnych pytań o zmiany w polskiej

energetyce

2

Wstęp

Publikacja ta stworzona została z myślą o odbiorcach, którzy chcą rzetelnie pisać

w mediach o energetyce w Polsce oraz wpływie regulacji unijnych na cały sektor.

W najbliższych latach największy wpływ na branżę, a zatem również na rachunek

każdego odbiorcy prądu, będą miały dokumenty, które powstają w Brukseli.

W tej chwili najważniejszy dyskutowany pakiet to zbiór dokumentów „Czysta energia

dla wszystkich Europejczyków”. Jego celem jest określenie na nowo polityki

energetycznej i klimatycznej w Unii Europejskiej. To co znajdzie się w tym pakiecie

będzie miało realny wpływ również na przyszłość Polski i Polaków. To szczególnie

istotne, bo najważniejszym podmiotem nowych regulacji ma być konsument i jego

potrzeby.

Komisja Europejska (KE) zaprezentowała ten zbiór 30 listopada 2016 roku i nazywany

jest on skrótowo Pakietem Zimowym (od okresu prezentacji dokumentu). Składa się

z 4 rozporządzeń oraz 4 dyrektyw. Jest to zestaw rekomendacji KE w sprawie zmian

w prawie dotyczących polityki energetycznej i klimatycznej UE na lata 2020-2030.

W poniższym raporcie omawiamy najistotniejsze propozycje Pakietu Zimowego. Jest to

też wstęp do dyskusji o klimacie, rynku i bezpieczeństwie. W każdym z tych

przypadków pytamy o interes Polski oraz mądry kompromis.

3

Spis treści:

Rozdział I - Siedem rzeczy, które musisz wiedzieć o Pakiecie Zimowym

Rozdział II - Jak zmienia się energetyka w Europie?

Rozdział III - Pięć ważnych pytań o rynek mocy

Rozdział IV - Minisłownik

4

Rozdział I –Siedem rzeczy, które musisz wiedzieć o Pakiecie Zimowym

Pakiet Zimowy zakłada stworzenie europejskiego rynku energii, gdzie energia

elektryczna będzie mogła swobodnie przepływać między krajami w zależności od

zapotrzebowania. Jednocześnie w centrum zainteresowania stawia konsumenta, czyli

końcowego odbiorcę prądu.

Celem utworzenia unijnego rynku wewnętrznego w sektorze energii, jest usunięcie

przeszkód i barier w handlu, zbliżenie polityki podatkowej i cenowej oraz środków

w odniesieniu do norm i standardów. Docelowe rozwiązania mają zmierzać w stronę

powstania sprawnego rynku, charakteryzującego się sprawiedliwym dostępem,

wysokim poziomem ochrony konsumentów, a także odpowiednim zakresem połączeń

międzysystemowych i zdolności wytwórczych.

5

Oto fundamenty Pakietu Zimowego:

1. Konsument jako najwyższa wartość. Pakiet Zimowy proponuje wprowadzenie

nowych mechanizmów kontroli rynku, tj. klientów końcowych. Poprzez pakiet,

konsument dostanie do ręki możliwość pozyskania dodatkowych informacji na

temat zużywanej energii oraz jej kosztów. Proponowane jest wprowadzenie dla

konsumentów prawa do korzystania z inteligentnych liczników, otrzymywania

zrozumiałych, prostych rachunków i łatwiejszych warunków zmiany operatora.

2. Ubóstwo energetyczne to wyzwanie dla całej Unii Europejskiej. Źródłem

ubóstwa są niskie dochody i nieefektywne energetycznie budynki mieszkalne.

Pakiet Zimowy przedstawia nowe podejście w ochronie wrażliwych

konsumentów. Propozycje Komisji Europejskiej dotyczące efektywności

energetycznej wymagają od państw członkowskich zniwelowania ubóstwa

energetycznego poprzez zmniejszenie kosztów energii dla konsumentów,

inwestowanie w efektywność energetyczną oraz w długofalowe strategie

renowacji budynków. W ramach tego procesu państwa członkowskie będą

musiały monitorować i zgłaszać problem ubóstwa energetycznego, a Komisja

będzie ułatwiać wymianę najlepszych praktyk i koordynować działania

monitorujące na poziomie UE za pośrednictwem tzw. obserwatorium ds.

ubóstwa energetycznego.

3. Odnawialne Źródła Energii jako główne źródło energii. W połowie czerwca

bieżącego roku przedstawiciele Komisji Europejskiej, Parlamentu Europejskiego

i Rady Unii Europejskiej podczas trilogu uzgodnili nowy cel udziału

odnawialnych źródeł energii w końcowym zużyciu dla całej UE na poziomie

32% w 2030 r. z możliwością podniesienia go najpóźniej w 2023 roku.

Wcześniej proponowany próg wynosił 27%. Do 2020 roku unijny poziom

udziału OZE w zużyciu energii finalnej ma wynieść 20%. Jednak każdy

z krajów ma własny poziom, Polska zobowiązała się do krajowego poziomu na

pułapie 15% w 2020 roku.

4. Dekarbonizacja Europy to jeden z głównych celów Pakietu Zimowego. Proces

ten ma polegać na stopniowym odejściu od paliw kopalnych - szczególnie od

węgla - przy generacji energii elektrycznej i ciepła. Pakiet zakłada

wprowadzenie limitu emisyjności bloków energetycznych, które mogą

skorzystać z pomocy publicznej pod warunkiem emisji CO2 na poziomie 550g

na jedną KWh wytworzonej energii.

5. Innowacyjność to kolejne wyzwanie związane z Pakietem Zimowym. Unia

Europejska powinna być liderem w rozwoju technologii inteligentnych sieci

energetycznych i inteligentnych domów, ale też w transporcie ekologicznym,

w czystych paliwach kopalnych oraz w najbezpieczniejszej na świecie

energetyce jądrowej. Unijne przedsiębiorstwa powinny być liderami w obszarze

6

zero i nisko emisyjnych inwestycji. W tej dziedzinie wiele zależy od zdolności

unijnych przedsiębiorstw do innowacji. Przeznaczając 27 mld EUR rocznie na

publiczne i prywatne badania, rozwój i innowacje w dziedzinach związanych

z Unią Energetyczną, UE chciałaby przekuć możliwości przejścia na czystą

energię w konkretną szansę dla przemysłu i gospodarki.

6. Efektywność energetyczna. Komisja Europejska podkreśla, że najtańsza

i najczystsza energia to ta, która nie wymaga wytworzenia lub zużycia. Budynki

odpowiadają za 40 % całkowitego zużycia energii, a ok. 75% ogółu budynków

jest nieefektywna energetycznie. Komisja chce zwiększyć efektywność

energetyczną do poziomu 30% do 2030 roku.

7. Regionalne Centra Operacyjne (z ang. ROC) to propozycja KE dotycząca

powołania ponadregionalnych i ponadnarodowych centrów zarządzania

energetyką w wyznaczonych strefach regionalnych UE. Regionalne centra

operacyjne mają przejąć część obowiązków spoczywających na operatorach

przesyłowych w krajach członkowskich. Zakres kompetencji Centrów budzi

kontrowersje ponieważ de facto odbierają część uprawień krajowym operatom

na korzyść ponadregionalnego podmiotu, który będzie miał za zadanie

racjonalizować potrzeby, z punktu widzenia dobra całego regionu, a nie

poszczególnego kraju.

7

Rozdział II – Jak zmienia się energetyka w Europie?

Struktura generacji energii elektrycznej w Państwach Unii Europejskiej jest

zróżnicowana i wynika z odmiennych warunków geograficznych oraz z dostępu do złóż

czy technologii.

Udział węgla kamiennego i brunatnego w polskim miksie wynosił w 1989 roku blisko

100%. W ciągu około 25 lat Polska zmniejszyła udział węgla o ponad 15%, zachowując

jednocześnie wzrost PKB oraz rozwijając gospodarkę. Transformacja energetyczna

przyspiesza i zgodnie z założeniami miksu energetycznego do 2030 roku udział węgla

kamiennego oraz brunatnego spadnie do poziomu około 60%.

Będzie to znaczący wysiłek, ponieważ w ciągu 10 lat Polska ma zredukować udział

węgla o około 20%. Polska jest jedynym krajem w UE o tak dużym „węglowym

bagażu”,jednak nie jedynym, gdzie węgiel stabilizuje energetykę. Tak się dzieje m.in.

w Niemczech, gdzie w zeszłym roku węgiel stanowił podstawę miksu energetycznego,

który jest jednak nieco bardziej zdywersyfikowany aniżeli w Polsce. Pytanie o miejsce

węgla w bilansie energetycznym Niemiec wciąż pozostaje otwarte, ponieważ Berlin

podjął decyzję o zamykaniu elektrowni atomowych. Lukę będą wypełniały

prawdopodobnie OZE, ale i węgiel. Niemcy nie wycofają się prawdopodobnie z węgla,

głównie brunatnego - bardziej emisyjnego niż węgiel kamienny. Wysoki udział węgla

występuje także w Czechach czy Grecji. Jednak w regionie Europy Środkowo-

Wschodniej, węgiel wypierany jest przez atom, którym dysponują Czesi, Słowacy oraz

Węgrzy.

Największym emitentem CO2 w Europie są Niemcy. Zgodnie z danymi Eurostatu za

2017 rok odpowiadają oni za 23% emisji CO2. Kolejne kraje na tej liście to Francja

i Włochy. Polska znajduje się – wbrew powszechnej opinii – poza tym niechlubnym

podium. Udział emisji więc zależy nie tylko od udział węgla w produkcji energii, ale

przede wszystkim od wielkości gospodarki, sektora przemysłu i transportu.

Polska zmniejszyła udział węgla w bilansie energetycznym o ponad 15%, jednak pod

względem emisji wysiłek Polski jest znaczący. Ilustrują to dane. Zawarty w 1997 roku

Protokół z Kioto zobowiązał sygnatariuszy, w tym także Polskę, do redukcji emisji

gazów cieplarnianych w latach 2008-2012 o co najmniej 5% w porównaniu

z poziomami z roku 1990. Polska w ramach tego protokołu zredukowała emisję CO2

o ponad 30%, kilkukrotnie przewyższając poziom ustalony 20 lat temu. Redukcja

emisji jest więc nieuchronna. W marcu tego roku Prezydent Andrzej Duda podpisał

ustawę, która pozwoliła ratyfikować tzw. poprawkę dauhańską ws. emisji dwutlenku

węgla. Tym samym Polska potwierdzi na arenie międzynarodowej, że do 2020 r.

zredukuje emisję CO2 o 20%.

8

Grafika poniżej pokazuje wybrane kraje Unii Europejskiej i ich strukturę generacji

energii elektrycznej. Z przedstawionych danych wynika, że znaczący udział OZE

w poszczególnych państwach jest wspierany przez inne stabilne źródło energii, jak

paliwa kopalne czy atom. Polska zaś będzie musiała zdecydować jakie, inne niż węgiel,

paliwo będzie stabilizować energetykę za 15-20 lat.

9

10

Polityka energetyczna Polski na 2050 rok nie jest jeszcze znana. Znane są jednak

założenia do strategii. Zgodnie z deklaracjami miks energetyczny ma opierać się w 60%

na węglu kamiennym oraz brunatnym. Nie sprecyzowano jednak jaki będzie dokładnie

udział danego gatunku tego surowca.

W 2016 roku polska energetyka w 79,5%1 opierała się na węglu kamiennym oraz

brunatnym Zależność od tego surowca zmniejszyła się o niecałe 15% w ciągu ostatnich

25 lat, a więc od początku transformacji ustrojowej i gospodarczej. Patrząc na dane

w ujęciu procentowym, w ciągu 13 lat zależność polskiej energetyki od węgla zgodnie

z założeniami ma spaść o blisko 25%. Wytwarzanie energii elektrycznej z węgla

w ujęciu procentowym ma utrzymać się w ciągu najbliższych lat na podobnym

poziomie co obecnie. Brany jest pod uwagę znaczący wzrost zapotrzebowania na

energię elektryczną w polskiej gospodarce. Wzrost ten ma być także pokrywany przez

gaz, źródła odnawialne i elektrownię jądrową. Warto także pamiętać, że w przeciągu

najbliższych 10 lat odstawiane będą stare bloki węglowe lub będą one wyłączane na

czas remontów czy wymiany źródeł ciepła. Należy pamiętać, że spółki energetyczne

podejmują lub rozważają podjęcie decyzji dotyczące wymiany kotłów węglowych na

turbiny gazowe. Grupa Tauron realizuje projekt elektrociepłowni gazowo-parowej

w Stalowej Woli, gdzie poziom emisji będzie spełniał zapis 550 g/KWh, zgodnie

z wytycznymi dotyczącymi poziomu emisji CO2 dla inwestycji, które mogą ubiegać się

o pomoc publiczną w formie rynku mocy. Polska Grupa Energetyczna podjęła taką

decyzję dotyczącą modernizacji Elektrowni Dolna Odra. Podobne kroki podjął Zespół

Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin. Zamierza on zrealizować inwestycję w elektrowni

Adamów, polegającą na dostosowaniu wyłączonych obecnie z eksploatacji bloków

węglowych do produkcji energii elektrycznej z wykorzystaniem paliwa gazowego. To

jednak nie koniec.

Najwięcej inwestycji w bloki gazowe zaplanowano po 2022 roku. Wówczas, kiedy

będzie gotowa już infrastruktura przesyłowa, a więc gazociąg Baltic Pipe (o mocy 10

mld m sześc.) oraz terminal LNG (rozbudowa do 7,5 mld m sześc.). Łącznie pozwoli to

na przyjęcie 17,5 mld m sześc. tego surowca - to tyle, ile w 2017 roku wynosiło zużycie

gazu w Polsce. Gaz z Norwegii importowany za pośrednictwem BalticPipe i LNG ma

zastąpić po 2022 roku gaz importowany z kierunku wschodniego, co ma zwiększyć

pewność dostaw gazu i dać gwarancję stabilnej ceny. W Polsce wydobywane jest około

4 mld m sześc. gazu rocznie.

Przez wiele lat gwarancję bezpieczeństwa energetycznego będzie dawał Polsce węgiel.

Największa spółka węglowa w kraju - Polska Grupa Górnicza - ma wydobywać

w kolejnych latach ponad 30 mln ton węgla. Polskie koncerny mają świadomość, że

nadszedł czas zmian. Planowane są inwestycje w gaz oraz w OZE, w tym także

1 PSE, ZESTAWIENIE DANYCH ILOŚCIOWYCH DOTYCZĄCYCH FUNKCJONOWANIA KSE

W 2017 ROKU, Rys. 6.2 Procentowy udział w krajowej produkcji energii elektrycznej poszczególnych

grup elektrowni według rodzajów paliw w 2017 roku. (https://www.pse.pl/dane-

systemowe/funkcjonowanie-rb/raporty-roczne-z-funkcjonowania-kse-za-rok/raporty-za-rok-2017#r6_2)

11

w morskie farmy wiatrowe. Niestabilne OZE również nie gwarantują bezpieczeństwa

zasilania, jeśli nie zostanie opanowana technologia magazynowania energii elektrycznej

w ilościach mających wpływ na rynek hurtowy. Grupa Tauron dostrzega zmiany

w globalnych trendach w sektorze elektroenergetycznym i zamierza w tę stronę

podążać. Spółka w ok. 88% opiera swoje potrzeby surowcowe na węglu, a w 10% na

OZE, eksploatuje 34 elektrownie wodne, w których pracuje 85 turbozespołów i cztery

farmy wiatrowe, gdzie energię elektryczną wytwarza 100 turbin wiatrowych.

Elektrownie te położone są w województwach: dolnośląskim, opolskim, małopolskim,

pomorskim i zachodniopomorskim. Tauron podpisał w marcu umowę w sprawie

współpracy w zakresie innowacji z amerykańskim Electric Power Research Institute

(EPRI). Zakres pierwszych wspólnych programów badawczych to magazynowanie

energii i identyfikacja potrzeb odbiorców energii elektrycznej. To potencjalne obszary,

w które Tauron może inwestować w ramach funduszy europejskich, które wspierają

zielone inwestycje. Zgodnie z prognozami miksu energetycznego z 2015 roku w 2030

roku już 11% energii miało pochodzić z polskiej elektrowni jądrowej. Brakuje jednak

zaktualizowanego harmonogramu prac, a ostatnia podawana do publicznej wiadomości

data uruchomienia elektrowni jądrowej to rok 2029. Pojawia się także data po 2030

roku.

Innowacje w energetyce

Spółki energetyczne dostrzegają potrzebę zmian i podążają ku zielonemu celowi

dwutorowo. Nie można bowiem odejść od węgla z dnia na dzień, ponieważ groziłoby to

zachwianiem stabilności dostaw. Spółki inwestują w nowoczesne bloki węglowe

o niższym poziomie emisji, a jednocześnie rozwijają technologie gazowe i OZE, a także

magazynowanie energii. W tym zakresie Tauron rozpoczął współpracę z amerykańskim

Electric Power Research Institute w zakresie magazynowania energii. Innym

przykładem jest startup InWill. Może on rozwijać magazyn energii dla fotowoltaiki

w oparciu o ogniwa chemiczne. Nowe zastosowanie dla baterii ma pomóc

w zarządzaniu przydomowymi magazynami energii pochodzącymi z paneli

fotowoltaicznych. Innym ciekawym rozwiązaniem jest eWIND,system informatyczny,

opracowany jako zintegrowane narzędzie usprawniające zarządzanie pojedynczymi

układami energii odnawialnej, jak i całymi zespołami. Usprawnienie procesu

podejmowania decyzji ma podnieść sprawność wytwarzania i wydajniejsze

wykorzystanie zespołu turbin wiatrowych i całej farmy wiatrowej.

Pozostałe spółki energetyczne, takie jak Polska Grupa Energetyczna, Enea i Energa

mają własne projekty zmierzające w stronę transformacji. PGE rozważa podjęcie

decyzji inwestycji w morskie farmy wiatrowe. Enea zaś bada możliwość zgazowania

węgla pochodzącego z lubelskiej kopalni Bogdanka. Energa zaś we współpracy

z japońskimi koncernem Hitachi i Polskie Sieci Elektroenergetyczne zbuduje

największy w Polsce hybrydowy, bateryjny magazyn energii elektrycznej o mocy ok. 6

12

MW i pojemności ok. 27 MWh. Będzie on elementem prototypowego systemu

poprawiającego bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznych.

Rozdział III – Pięć ważnych pytań o rynek mocy

Dwutorowa polityka w energetyce ma opierać się jednocześnie na wytwarzaniu

w oparciu o węgiel, co jest wciąż najbezpieczniejsze (daje pewność dostaw energii przy

jak najmniejszym ograniczeniu emisji, dzięki takimi instrumentom jak Rynek Mocy).

Z drugiej strony dzięki wsparciu m.in. Europejskiego Banku Inwestycyjnego, Funduszu

Modernizacyjnego czy innych narzędzi, pieniądze będą inwestowane w nowoczesne

zielone technologie.

Rynek Mocy daje gwarancję produkcji energii elektrycznej z węgla, przy zachowaniu

rentowności, przez okres około 15 lat.

1. Co to jest? Rynek mocy to system wsparcia dla utrzymania właściwego

poziomu mocy w systemie. Inwestycje w nowe, konwencjonalne jednostki

wytwórcze generują potężne koszty. Wraz z zamykaniem najstarszych źródeł

pojawia się groźba, że w ich miejsce nie powstaną nowe. Celem rynku mocy ma

być zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców

końcowych w horyzoncie średnio i długoterminowym. Ma to stymulować

modernizację istniejących elektrowni oraz stwarzać warunki do podejmowania

inwestycji w nowe jednostki wytwórcze, dopasowane do potrzeb Krajowego

Systemu Energetycznego. Drugi element to forma zachęty do niewycofywania

istniejącego majątku, który z punktu widzenia technicznego zdolny jest do

dalszej pracy na rzecz systemu. Ponadto jest to motor do stwarzania warunków

rozwoju usług redukcji zapotrzebowania (DSR) oraz rozwoju niesterowalnych

OZE zabezpieczonych poprzez moce sterowalne.

2. Jak będzie działać? Rynek mocy wprowadza wsparcie w postaci dodatkowego

źródła przychodów, tzw. płatności mocowych skierowanych dla źródeł

wytwórczych. W zamian, w określonym w kontrakcie czasie, jednostki

wytwórcze (i DSR), w chwili niedoboru energii, będą dysponować odpowiednią

mocą do pokrycia zapotrzebowania. Oferty będą wyłanianie poprzez specjalne

aukcje, które zaczną się w grudniu 2018 roku. Odbędą się wówczas trzy aukcje

na moc w latach 2021, 2022, 2023. Od 2019 roku będzie odbywać się jedna

aukcja rocznie na rezerwację mocy na pięć kolejnych lat. Aukcje na rynku będą

organizowane przez 10 lat. Operator Systemu Przesyłowego będzie zakupywać

potrzebną moc w oparciu o przepisy rozporządzeń i regulamin do ustawy

o rynku mocy. Na podobnych zasadach będą rozpatrywane oferty krajowych

koncernów oraz zagranicznych źródeł, a także usługi DSR, a więc ograniczanie

zużycia energii i pobieranej mocy na żądanie.

3. Jaki model w Polsce? Ministerstwo Energii, które przygotowało przyjętą przez

Sejm pod koniec 2017 roku ustawę o rynku mocy, badało kilka wariantów,

a szczególnie uwzględniono dwa. Pierwszy wariant to rynek jednotowarowy,

13

czyli rynek bez ograniczeń, a więc także rożnych pułapów cenowych. Wariant

drugi to rynek dwutowarowy w postaci płatności dla wytwórców za wytworzoną

energię i za moc dyspozycyjną. Taki model obowiązuje we Francji i w Wielkiej

Brytanii. Po przeprowadzeniu analizy kosztów i korzyści z punktu widzenia

odbiorców energii oraz wytwórców, w horyzoncie średnio i długoterminowym

drugi wariant w postaci rynku dwutowarowego jest zdaniem resortu

korzystniejszy oraz tańszy z punktu widzenia odbiorcy niż rynek

jednotowarowy. Łączne korzyści do 2035 roku zostały oszacowane na kwotę

ponad 50 mld zł.

4. Kto za to zapłaci? Na opłatę mocową złożą się wszyscy odbiorcy, choć

odbiorcy przemysłowi starają się o wyłączenie przemysłu energochłonnego.

Będzie to kolejna pozycja w rachunku za energię. Konsumenci odczują te

płatności od 2021 roku. Według pierwszych szacunków rynek mocy miałby

kosztować ok. 4 mld zł rocznie. Koszty rynku mocy mają być dzielone na

gospodarstwa domowe oraz na pozostałych odbiorców na podstawie zużycia

energii w poszczególnych grupach. Koszty rynku mocy będą pokrywane przez

odbiorców, którzy będą płacić stawki opłaty mocowej, a będą one stanowiły

część taryfy za dostarczanie, przesyłanie energii elektrycznej. Gospodarstwa

domowe będą wnosić opłatę stałą, która będzie zależała od zużycia, a stawka

będzie określona dla poszczególnych przedziałów zużycia. Przeciętne

gospodarstwo domowe zapłaci poniżej 10 zł miesięcznie w zamian za gwarancję

nieprzerwanych dostaw energii.

5. Kto może uczestniczyć w rynku mocy? Dostawcami na rynku mocy mogą

zostać elektrownie konwencjonalne, elektrociepłownie, DSR, magazyny energii

oraz OZE, pod warunkiem jednak, że nie korzystają z innego systemu wsparcia.

Na rynku mocy dostawcy będą mogli uzyskać umowy o różnej długości,

w zależności od rodzaju zgłaszanego źródła generacji energii elektrycznej.

14

Rozdział IV –minisłownik

1) OZE2 - odnawialna energia jest tą ilością energii, jaką pozyskuje się

w naturalnych procesach przyrodniczych stale odnawialnych. Występując

w różnej postaci, jest generowana bezpośrednio lub pośrednio przez energię

słoneczną lub z ciepła pochodzącego z jądra Ziemi. Zakres tej definicji obejmuje

energię generowaną przez promieniowanie słoneczne, wiatr, z biomasy,

geotermalną cieków wodnych i zasobów oceanicznych oraz biopaliwo i wodór

pozyskany z wykorzystaniem wspomnianych odnawialnych źródeł energii.

2) Biomasa3 - ulegająca biodegradacji część produktów, odpadów lub pozostałości

pochodzenia biologicznego z rolnictwa (łącznie z substancjami roślinnymi

i zwierzęcymi), leśnictwa i związanych działów przemysłu, w tym rybołówstwa

i akwakultury, a także ulegającą biodegradacji część odpadów przemysłowych

i miejskich.

3) Biogaz4 - gaz powstający z przetworzenia organicznych związków zawartych

w biomasie. Jest źródłem wtórnym powstającym z przetworzenia biomasy przy

wykorzystaniu różnych procesów. Najbardziej rozpowszechnioną techniką

wytwarzania biogazu jest fermentacja metanowa, gdzie w warunkach

beztlenowych fizyko-chemiczne procesy wspierane bakteriami metanowymi,

rozkładają masę organiczną do postaci gazowej.

4) Biopłyny5 - ciekłe paliwa dla celów energetycznych, innych niż w transporcie,

w tym do wytwarzania energii elektrycznej oraz energii ciepła i chłodu,

produkowane z biomasy.

5) Cele OZE6 - na mocy dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE

z dnia 23 kwietnia 2009 roku w sprawie promowania stosowania energii ze

źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy

2001/77/WE oraz 2003/30/WE („Dyrektywa”) określone zostały wspólne ramy

dla promowania energii ze źródeł odnawialnych. Ustalone zostały ogólne

krajowe cele w zakresie udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym

zużyciu energii brutto w 2020 roku dla każdego z państw członkowskich.

Obowiązkowe krajowe cele ogólne składają się na założony

dwudziestoprocentowy udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym

zużyciu energii brutto we Wspólnocie. Dla Polski cel ten został ustalony na

2 Jan Norwisz, Tomasz Musielak, Bożena Boryczko, ODNAWIALNE ZRODŁA ENERGII - POLSKIE

DEFINICJE I STANDARDY (dostęp: https://www.cire.pl/pliki/2/oze_def_stand.pdf ) 3 Polska Izba Gospodarcza Energetyki Odnawialnej i rozproszonej (dostęp:

http://www.pigeor.pl/biomasa) 4 Polska Izba Gospodarcza Energetyki Odnawialnej i rozproszonej (dostęp: http://www.pigeor.pl/biogaz) 5 Polska Izba Gospodarcza Energetyki Odnawialnej i rozproszonej (dostęp:

http://www.pigeor.pl/biomasa) 6 Christian Schnell, Wykonanie Celu OZE 2020, (dostęp: http://www.econet-

poland.pl/fileadmin/ahk_polen_econet/Publikationen/SOLIVAN_WP_IJ_Wykonanie_Celu_OZE_2020_

dla_Polski_16_05_17.pdf)

15

poziomie 15% w końcowym zużyciu energii brutto. Jest to cel minimalny, który

Polska jest zobowiązana osiągnąć do 2020 roku.

6) Dekarbonizacja- kierunek w polityce energetycznej zakładający stopniowe

odejście od paliw kopalnych, w pierwszej kolejności od surowców najbardziej

emisyjnych. W miejsce tych paliw mają pojawić się Odnawialne Źródła Energii.

7) Efektywność energetyczna7 - jest to obniżenie zużycia energii pierwotnej,

mające miejsce na etapie wytwarzania, zmiany napięć, przesyłu, dystrybucji lub

zużycia końcowego energii, spowodowane zmianami technologicznymi,

zmianami zachowań i/lub zmianami ekonomicznymi, zapewniające taki sam lub

wyższy poziom komfortu lub usług. Rozwiązania zwiększające efektywność

końcowego zużycia energii powodują obniżenie zużycia zarówno energii

pobieranej przez użytkowników końcowych, jak i energii pierwotnej.

8) Ubóstwo Energetyczne8 -gospodarstwo domowe jest ubogie energetycznie,

jeżeli ma trudności w zaspokojeniu swoich potrzeb energetycznych (ogrzewania,

ciepłej wody, elektryczności) z powodu niskiego dochodu lub charakterystyk

mieszkania. Trzy główne czynniki wpływające na ubóstwo energetyczne to:

- niskie dochody gospodarstw domowych,

- niska efektywność energetyczna zamieszkiwanych budynków

i posiadanych urządzeń,

- nieefektywne korzystanie z energii i urządzeń przez gospodarstwa

domowe.

9) Kogeneracja9- definiuje się jako proces jednoczesnego wytwarzania ciepła

i energii elektrycznej i/lub mechanicznej. W Polsce stosowano raczej pojęcie

skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej ciepła. Moda na termin

„kogeneracja” pojawiła się wraz z procesem integracji z UE i wstąpieniem do

niej.

10) Rynek Mocy- rodzaj pomocy publicznej w ramach tzw. mechanizmów

mocowych, który ma dać impuls rozwojowy dla energetyki w krajach UE, gdzie

dotychczasowe ceny energii nie pozwalały na rozwój floty wytwórczej.

W Polsce oznacza to wsparcie dla energetyki opartej na węglu.

11) Mechanizm rezerwy stabilizacyjnej10 (MSR – market stability reserve) -

pomysł opiera się na wycofywaniu określonej liczby uprawnień i przenoszeniu

7 Definicja została zaczerpnięta z wykładu Prof. Tadeusza Skoczkowskiego (Prezesa Krajowej Agencji

Poszanowania Energii) na krajowym szkoleniu kadr izbowych w KIG (dostęp:

http://www.change.kig.pl/przewodnik_po_efektywnosci.php#txt) 8 Jan Rutkowski, Katarzyna Sałach, Aleksander Szpor, Konstancja Ziółkowska (Instytut Badań

Strukturalnych), JAK OGRANICZYĆ SKALĘ UBÓSTWA ENERGETYCZNEGO W POLSCE? 9 Jerzy Buriak, MECHANIZMY WSPARCIA ROZWOJU WYSOKOSPRAWNEJ KOGENERACJI

I OZE ORAZ WYKORZYSTANIA ENERGII ODPADOWEJ W POLSCE I UE, Zeszyty Naukowe

Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej Nr 27 (dostęp:

http://www.pg.gda.pl/audyt_energetyczny/publ/JBuriak_GDE_11.pdf) 10 Kamil Szydłowski, Uprawnienia do emisji za wszelką cenę (dostęp: https://www.teraz-

srodowisko.pl/aktualnosci/Uprawnienia-do-emisji-za-wszelka-cene-837.html)

16

do specjalnej rezerwy w sytuacji, gdy ich liczba na rynku przekroczy 833 mln.

Gdyby nieoczekiwanie pojawił się niedobór, uwalniane z rezerwy wolumeny

byłyby każdorazowo wprowadzane na rynek w ilości 100 mln uprawnień. Celem

MSR jest zatem doprowadzenie do równowagi pomiędzy popytem i podażą na

rynku, poprzez możliwość szybkiego reagowania na bieżącą sytuację.

12) Mechanizm back-loading’u - czasowe wycofanie z 900 mln uprawnień, które

miały powrócić na rynek w latach 2019-2020.

13) Merit Order11- Merit Order12 - ranking cenowy elektrowni w kierunku

tańszych źródeł energii. Efekt merit order oznacza, że wraz z wchodzeniem na

rynek instalacji o tańszych kosztach, zmiennych kosztach samej produkcji - w

Polsce to głównie zakup węgla- energia na rynku tanieje. Dzieje się tak dlatego,

że cenę wyznacza koszt produkcji w tzw. elektrowni zamykającej bilans, czyli

najdroższej z działających w danym momencie. Zatem im więcej dostępnych

jest elektrowni z tanią produkcją, tym rzadziej wykorzystywane są elektrowni

drogie, a co za tym idzie, tym częściej cena zatrzymuje się na poziomie kosztów

działania tańszych instalacji.

14) ROC- Regionalne centra operacyjne (ang. region al operations centers-ROCs).

Mają być one tworzone przez operatorów systemów przesyłowych i obejmować

regiony wyznaczone przez ENTSO-E przy akceptacji Agencji ds. Współpracy

Organów Regulacji Energetyki (ACER). Mają być to spółki kapitałowe

o szerokim zakresie zadań, a także w określonych przypadkach uprawnione do

wydawania wiążących decyzji skierowanych do poszczególnych operatorów

systemów przesyłowych. Do ich zadań ma należeć m.in.:

- skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych;

- skoordynowana analiza bezpieczeństwa; określanie wielkości rezerwy

mocy na poziomie regionalnym

- ;wyliczanie maksymalnych wejściowych zdolności wytwórczych

dostępnych na potrzeby udziału zagranicznych;

- zdolności wytwórczych w mechanizmach zdolności wytwórczych.

11 BartłomiejDerski, Energiewende - the turnaround in Energy is possible in Poland. (dostęp:

https://pl.boell.org/sites/default/files/downloads/Energia_bedzie_taniec_Derski.pdf) 12 BartłomiejDerski, Energiewende - the turnaround in Energy is possible in Poland. (dostęp:

https://pl.boell.org/sites/default/files/downloads/Energia_bedzie_taniec_Derski.pdf)

17

Najważniejsze zadania, jakie mają zlecać Regionalne Centra Operacyjne

operatorom systemów przesyłowych:

- tworzenie wspólnych modeli systemu;

- ocena spójności planów obrony przed zagrożeniami oraz planów odbudowy

systemu;

- koordynacja i optymalizacja procesu odbudowy systemu na poziomie

regionalnym;

- prognozy wystarczalności systemu na poziomie regionalnym;

- koordynacja planowania przerw w dostawie energii;

- optymalizacja mechanizmów rozliczeń międzyoperatorskich;

- szkolenia i certyfikacja; ustalanie regionalnych scenariuszy kryzysowych.

18