Polityka Energetyczna - Energy Policy Journal

W artykule przedstawiono zarys funkcjonowania oraz ewolucję unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (EU ETS – European Union Emissions Trading System). Od 2005 r. jest on podstawowym instrumentem polityki energetyczno-klimatycznej Unii Europejskiej. Zaprezentowano wniosek ustawodawczy Komisji Europejskiej z 15 lipca 2015 r. w sprawie zmiany dyrektywy o systemie handlu uprawnieniami do emisji oraz proces jego legislacji. Zgodnie z wnioskiem wytyczne Rady Europejskiej co do roli EU ETS w osiąganiu założeń dotyczących ograniczania emisji gazów cieplarnianych do 2030 r. miałyby stać się wiążące. Proponowane zmiany miałyby także sprzyjać innowacjom i wykorzystaniu technologii niskoemisyjnych, dzięki czemu powstałyby nowe możliwości w zakresie zatrudnienia i wzrostu gospodarczego. Jednocześnie utrzymane miałyby zostać niezbędne środki chroniące konkurencyjność przemysłu w Europie. Omówiono istotne poprawki wprowadzone do wniosku przez komisje Parlamentu Europejskiego: Komisję Przemysłu, Badań Naukowych i Energii (ITRE – Committee on Industry, Research and Energy) oraz Komisję Ochrony Środowiska Naturalnego, Zdrowia Publicznego i Bezpieczeństwa Żywności (ENVI – Committee on the Environment, Public Health and Food Safety) oraz polskie priorytety negocjacyjne. Polska stoi na stanowisku, że należy powrócić do ustaleń podjętych przez Radę Europejską 23 i 24 października 2014 r. Zapisy konkluzji dają wyraźne pole do działania państwom – beneficjentom i to bezwzględnie musi zostać zachowane. Nie można w jakikolwiek sposób podważać ich kompetencji w zakresie wyboru wykorzystywanej struktury paliwowej, stawiając niektóre technologie w gorszej pozycji poprzez manipulacje kryteriami wyboru. Poddano analizie potencjalny wpływ zmian w dyrektywie o EU ETS na sytuację gospodarczą i społeczną Polski po 2020 roku. Sytuację państwa polskiego ukazano na tle całej Wspólnoty. Podkreślono, że coraz częściej polityka klimatyczno-energetyczna Unii Europejskiej postrzegana jest w kategoriach szans, a nie zagrożeń.

Celem każdego rządu jest stworzenie dobrych warunków dla zrównoważonego rozwoju sektora energetycznego, co wiąże się z kolei z rozwojem gospodarki danego kraju. W poszczególnych państwach przyjmuje się indywidualne modele zarządzania sektorem energetycznym. W Polsce coraz częściej podejmowane są próby określenia nowego modelu strategii energetycznej, spełniającego oczekiwania odbiorców, przy jednoczesnym wypełnieniu wymogów stawianych przez Unię Europejską. W niniejszym artykule przeanalizowano klastry funkcjonujące na krajowym rynku. Wskazano ich wspólne i odmienne cechy, a także podkreślono ich rolę w zrównoważonym rozwoju gospodarki.

W artykule podjęto próbę opracowania prognozy dotyczącej wydobycia, konsumpcji i salda wymiany z zagranicą surowców energetycznych będących źródłem energii pierwotnej w Polsce. Ze względu na brak nowej polityki energetycznej Polski, autorzy oparli się na dostępnych dokumentach zarówno krajowych, jak i zagranicznych, z których najważniejsze to nadal obowiązująca Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, przyjęta w 2009 r. oraz Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2050 roku opracowana przez Krajową Agencję Poszanowania Energii S.A. Uwzględniono również Projekt Polityki energetycznej Polski do 2050 roku wraz z najważniejszymi analizami prognostycznymi wykorzystywanymi podczas jego przygotowywania. W artykule odniesiono się do prognozy Krajowej Agencji Poszanowania Energii wykazując jej liczne błędy, jak na przykład nieuwzględnianie: spadków cen nośników energii na światowych rynkach, możliwych wzrostów cen uprawnień do emisji CO2 w Unii Europejskiej, czy też zakładanie zbyt niskich celów wykorzystywania OZE w polskiej gospodarce. Autorzy artykułu wyrazili pogląd co do możliwości uruchomienia pierwszej w Polsce elektrowni jądrowej w połowie trzeciej dekady obecnego stulecia. W dalszej części artykułu przedstawiono prognozy dotyczące wydobycia, zużycia i salda wymiany węgla kamiennego i brunatnego, ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce w perspektywie do 2040 roku. Zwrócono uwagę na prognozowany spadek poziomu wydobycia węgla w Polsce, zwłaszcza węgla kamiennego, co zwiększy import tego surowca do Polski. W przypadku gazu ziemnego planowany jest wzrost wydobycia do poziomu 8,5 mld m3 w 2040 roku, ale w najbliższych latach nadal głównym dostawcą gazu ziemnego do Polski będzie rosyjski Gazprom, a zapotrzebowanie będzie uzupełniane przez terminal LNG w Świnoujściu. Jeszcze poważniejsza, z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego, jest sytuacja związana z dostawami ropy naftowej do Polski. Jeszcze w 2015 r. aż 88% krajowego zapotrzebowania na ropę naftową było pokrywane dostawami z Rosji (ropa REBCO) (POPiHN 2017). W 2016 r. udział ten znacząco się obniżył do 81%, mimo obowiązujących kontraktów z firmami rosyjskimi i już 1/4 surowca, który trafia do Grupy LOTOS pochodzi z krajów Zatoki Perskiej, a w przypadku PKN ORLEN udział dostawców alternatywnych wobec dostaw z kierunku wschodniego wynosi 12% (POPiHN 2017).

Recently there has been a significant debate about the possible implementation of a centralized capacity mechanism in Poland. Despite the fact that capacity adequacy is currently being discussed at the national level as a long-term issue, the lack of sufficient capacity and insufficient demand flexibility has already been observed on a number of occasions. In July 2016, the Polish Ministry of Energy expressed its support for the implementation of a market-wide capacity mechanisms. In view of these recent events, the aim of this paper is to shed some light on the possible implementation of a capacity market in Poland. The paper presents a brief overview of the key problems that the Polish power sector faces and provides a comparative analysis between some of the main elements of the Polish capacity market proposal and the GB capacity market.

The aim of the paper is to identify which factors influence the production of crude oil in Africa and what it means for the investments in oil production on this continent in the future. In order to identify these factors it is necessary to create a function of production. A number of variables have been chosen, which are likely to have an influence on the level of exploitation, such as the price of oil, oil consumption in Africa, oil import by the US, etc. The estimation of the function was based on the statistical analysis of empirical data. For the years 1980–2015 the linear regression model was estimated using the method of ordinary least squares (OLS) and econometric software – GRETL. In order to find the best model the academic research on the global oil market has been taken into account and a variety of statistical and econometric tests have been made. According to the literature on the subject, the production of crude oil in Africa is mostly affected by two players – Europe and the US. The first includes the member states of the OPEC. There are also countries of West Africa which in the past exported most of their production to the US. The model shows that the situation has changed after the “shale revolution”, which reduced the level of imported oil and consequently the level of African production. Moreover, an interesting trend has been noticed, namely that when oil prices go up, the oil production in Africa decreases. The reason for this phenomenon is that high oil prices make American shale plays more profitable than West African petroleum basins. The model aggregating macroeconomic indicators and statistics is a very useful management tool and it reveals the problems of the efficiency of investments in oil production in Africa.

Energia elektryczna jest produktem przeznaczonym na sprzedaż. Ma jednak specyficzne znaczenie, które skutkuje nadaniem jej przymiotu dobra publicznego. Przyczyną takiego stanu jest konieczność zagwarantowania ciągłości jej dostaw. Niezbędna jest nie tylko dla prawidłowego funkcjonowania gospodarstw domowych, lecz w szczególności konieczna dla zapewnienia bezpieczeństwa kraju. W obowiązującym systemie gospodarczym, posługując się terminem konstytucyjnym: społeczną gospodarką rynkową, to konkurencja, uważana jest za najlepszą metodę kształtowania rynku i występujących w jego ramach stosunków. Niewątpliwie nie we wszystkich podsektorach energetyki niewidzialna ręka rynku pozwala na realizację swoich celów i funkcji w sposób wystarczający. Zatem niezbędne staje się wprowadzenie odpowiednich, aktywnych mechanizmów regulacji stanowiących skuteczny substytut dla konkurencji. Regulatorowi – czyli prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki przypisano szereg zadań i kompetencji. Ma on obowiązek dbania o interes państwa w zakresie rozwoju przedsiębiorstw energetycznych. Równocześnie wykonuje on zadanie ochrony odbiorcy końcowego przed nakładaniem nieuzasadnionych opłat za dostarczaną energię. Jednakże regulator nie może być rzecznikiem wyselekcjonowanej grupy uczestników rynku. Jego funkcją jest zastępowanie mechanizmów konkurencji rynkowej przy wykorzystaniu dostępnych narzędzi prawnych i ekonomicznych. Rolę regulatora należy określić, jako zamiennika rynku konkurencyjnego. Połączenie wskazanych powyżej zadań jest trudne, ale możliwe, przy zachowaniu niezależności regulatora oraz nadaniu i zagwarantowaniu mu uprawnień umożliwiających, m.in. kontrolę nad gospodarką finansową spółek jednoosobowych Skarbu Państwa lub podmiotów państwowych działających w branży dystrybucji energetycznej. Niniejszy tekst ma na celu przedstawienie zależności między rozmaitymi formami aktywności organów regulacyjnych a podmiotami uczestniczącymi w rynku energii, w szczególności spółek zajmujących się dystrybucją energii elektrycznej. Autorzy wskazują, czym jest sama regulacja oraz kto wprowadza normy wiążące strony. Ponadto podejmują staranie przedstawienia czytelnikowi w przystępny sposób zagadnienia przychodu regulowanego oraz uwypuklenia w nim roli regulacji jakościowej. Istotą artykułu jest wykazanie formy i stopnia oddziaływania Regulatora na wyniki finansowe OSD.

Artykuł przedstawia zmiany w polskim prawie dotyczącym odnawialnych źródeł energii w 2016 roku w stosunku do dużych instalacji komercyjnych oraz wpływ tych zmian na opłacalność inwestowania w technologie energetyki odnawialnej ze szczególnym uwzględnieniem energii słonecznej. Porównano dwa systemy wsparcia: oparty na zielonych certyfikatach oraz system aukcyjny. Omówiono w szczególności mechanizm ustalania ceny w systemie aukcyjnym i jego wpływ na opłacalność inwestowania w technologie fotowoltaiczne. Zaprezentowano dyskusję wyników w świetle rozwiązań praktykowanych w innych państwach. Wnioski dotyczą wpływu planowanych zmian na rozwój sektora odnawialnej energii w Polsce.

Popularyzacja i rozwój odnawialnych źródła energii są głównymi celami realizowanej obecnie europejskiej oraz polskiej polityki energetycznej. Wzrost liczby niskoemisyjnych instalacji, korzystających z alternatywnych nośników energii ma nie tylko zagwarantować zwiększenie poziomu dywersyfikacji źródeł energii, lecz również zapewnić wysoki poziom bezpieczeństwa energetycznego. Dzięki temu możliwe będzie również zwiększenie konkurencyjności na rynku energii oraz efektywności energetycznej, a dodatkowo – ograniczenie szkodliwego oddziaływania sektora energetyki na stan środowiska przyrodniczego. Coraz większy popyt na energię elektryczną, jak i wzrastająca świadomość ekologiczna społeczeństwa przyczyniają się do rozwoju instalacji wykorzystujących odnawialne źródła energii (OZE), w tym systemów fotowoltaicznych i siłowni wiatrowych. Jednakże przyłączanie alternatywnych jednostek wytwórczych do krajowego systemu elektroenergetycznego jest często procesem skomplikowanym, długotrwałym, narażonym na wiele utrudnień. Jedną z najczęściej spotykanych barier są niejasne zapisy prawne i administracyjne, które, także ze względu na swoją niestabilność, stawiają inwestorów z branży OZE w niepewnym położeniu. Brak odpowiednich instrumentów finansowych powoduje, że właściciele, zwłaszcza tych większych instalacji, muszą realizować swoje projekty wykorzystując własne nakłady pieniężne, co jest często czynnikiem zniechęcającym do inwestowania w tego rodzaju instalacje. Ponadto nienajlepszy stan techniczny majątku sieciowego oraz bariery urbanistyczne uniemożliwiają zapewnienie bezpieczeństwa przesyłu energii elektrycznej zwłaszcza na duże odległości od Głównego Punktu Zasilającego (GPZ). W niniejszym artykule przybliżono problemy, z jakimi zmagają się polscy inwestorzy, chcący przyłączyć instalację OZE do systemu elektroenergetycznego. Analizę przeprowadzono na podstawie przyłączeń instalacji fotowoltaicznych oraz elektrowni wiatrowych do sieci energetycznej.

Z dniem 1 października 2016 roku zaczęły obowiązywać w Polsce przepisy ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej, która określa m.in. zasady przeprowadzania audytu energetycznego przedsiębiorstwa – stanowiącego narzędzie ukierunkowane na poprawę efektywności energetycznej. Wprowadzenie przez krajowego ustawodawcę obowiązku przeprowadzenia audytu energetycznego przedsiębiorstwa jest odpowiedzią na wymagania sformułowane w tym zakresie w postanowieniach Dyrektywy 2012/27/UE, ustanawiającej wspólną strukturę ramową dla środków służących wspieraniu efektywności energetycznej w Unii Europejskiej. Ponieważ obowiązek poddania się audytom energetycznym przedsiębiorstwa został wprowadzony do prawa krajowego stosunkowo niedawno – konieczności takiej nie przewidywały bowiem obowiązujące do dnia 30 września 2016 roku przepisy ustawy dnia 15 kwietnia 2011 r. o efektywności energetycznej – w artykule dokonano wszechstronnej weryfikacji aktualnie obowiązujących przepisów regulujących to zagadnienie. W szczególności poddano analizie wymagania sformułowane w rozdziale 5 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej, wskazując zarówno podmiotowy, jak i przedmiotowy zakres obowiązku przeprowadzenia audytu energetycznego przedsiębiorstwa, a także akcentując elementy zbieżne i podkreślając różnice względem rozwiązań określonych w tym obszarze przez prawodawcę unijnego. Eksponując sankcje za niedopełnienie wymagań określonych w ustawie z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej, wskazano również na wprowadzone przez legislatora odstępstwa i rozwiązania stanowiące alternatywę dla obowiązku przeprowadzenia audytu energetycznego przedsiębiorstwa.Analizując aspekty prawne, w artykule zawarto spostrzeżenia, które stanowią komentarz do wybranych przepisów ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej, a jednocześnie dają odpowiedź na szereg pytań formułowanych w praktyce, przez przedsiębiorców.

Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 16 lipca 2015 roku w sprawie dopuszczania odpadów do składowania na składowiskach (Dz.U. z 2015 r., poz. 1277) frakcje odpadów komunalnych o cieple spalania wyższym niż 6 MJ/kg nie mogą być składowane na składowiskach odpadów innych niż niebezpieczne i obojętne. Istnieje zatem konieczność wydzielenia tych frakcji i skierowanie ich do przetwarzania innymi metodami. W pracy podjęto działania w celu oszacowania wskaźników liczbowych, które pozwoliłyby na obliczanie i prognozowanie masy odpadów komunalnych wytwarzanych przez mieszkańców a mogących stanowić paliwo alternatywne, jednocześnie zmniejszając masę odpadów kierowanych do składowania. Analizie poddano liczne dane literaturowe, które dotyczą wartości opałowych oraz ciepła spalania poszczególnych frakcji morfologicznych. Wielkość wytwarzania odpadów komunalnych przez mieszkańców oraz skład morfologiczny odpadów są zróżnicowane dla różnych obszarów. Przeanalizowano strumień odpadów komunalnych wytwarzanych i zbieranych w sposób selektywny, jak też w sposób zmieszany w podziale na duże miasto (powyżej 50 000 mieszkańców), małe miasto (poniżej 50 000 mieszkańców) oraz obszary wiejskie. Ze względu na zakaz składowania odpadów dla których ciepło spalania jest wyższe niż 6 MJ/kg, założono, że frakcje takie można uznać za energetyczne, chociaż literatura podaje, że odpady stosowane jako paliwa powinny wykazywać wartość opałową na minimalnym dwukrotnie wyższym poziomie. Obowiązujący Krajowy plan gospodarki odpadami 2022 (M.P. z 2016 r., poz. 784) pozwala na zrównanie wskaźnika wytwarzania odpadów komunalnych na obszarach o różnym charakterze zabudowy na prognozowanym w 2025 roku poziomie 302–313 kg/mieszkańca/rok (kg/M/rok), jednak udziały poszczególnych frakcji morfologicznych są odmienne. Na podstawie przeprowadzonej szerokiej analizy danych literaturowych można stwierdzić, że poszczególne frakcje morfologiczne odpadów komunalnych charakteryzują się zdecydowaną zmiennością wartości opałowej. Najwyższą wartością opałową na poziomie 22–46 MJ/kg charakteryzują się tworzywa sztuczne. Wartość opałowa odpadów z tworzyw sztucznych jest wysoka, porównywalna do paliw kopalnych. Kolejne frakcje morfologiczne charakteryzują się wartością opałową, na niższym, ale również wysokim poziomie: papier i tektura 11–26 MJ/kg, tekstylia 15–16 MJ/kg, drewno 11–20 MJ/kg oraz odpady wielomateriałowe 16 MJ/kg. Wartość opałowa wymienionych powyżej odpadów generalnie przekracza 12 MJ/kg i spełnia minimalne wymagania stawiane odpadom, które mogą być stosowane jako paliwa. Pozostałe analizowane frakcje odpadowe charakteryzują się wartością opałową poniżej 6 MJ/kg. W strumieniu wytwarzanych odpadów komunalnych na poszczególnych obszarach frakcje energetyczne zajmują znaczący udział. Przy zrównanym wskaźniku wytwarzania największy udział frakcji energetycznych (powyżej 6 MJ/kg, a nawet 12 MJ/kg) obserwowany jest w odpadach generowanych przez mieszkańców dużego miasta i wynosi 39%, nieco niższy w odpadach generowanych przez mieszkańców małego miasta na poziomie 29%, a najniższy w odpadach generowanych przez mieszkańców obszarów wiejskich na poziomie 22%. Oszacowany wskaźnik wytwarzania frakcji energetycznych w strumieniu odpadów komunalnych zmienia się od 122 kg/M/rok dla obszaru dużego miasta do 67 kg/M/rok dla obszaru wiejskiego.