BEZPIECZEŃSTWO WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Głównym celem polityki energetycznej w tym obszarze jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw przy jednoczesnym zachowaniu konkurencyjności oraz zrównoważonego rozwoju.

Jednym z celów polityki energetycznej państwa jest bezpieczeństwo energetyczne, które warunkuje rozwój gospodarczy kraju i dobrobyt społeczeństwa. Dlatego kontrolowanie i monitorowanie stanu bezpieczeństwa energie-tycznego powinno być prowadzone w oparciu o obiektywne kryteria.

Szczegółowymi celami w tym obszarze są:

a) Budowa nowych mocy wytwórczych w celu zrównoważenia krajowego popytu i utrzymania niezbędnych rezerw mocy na poziomie minimum 15% maksymalnego zapotrzebowania na energię elektryczną,

b) Rozważenie opcji wprowadzenia energetyki jądrowej w Polsce oraz podjęcie ostatecznej decyzji w tym zakresie,

c) Budowa szczytowych źródeł wytwarzania energii elektrycznej,

d) Rozwój systemu przesyłowego, a w szczególności zamknięcie pierścienia 400 kV oraz pierścieni wokół głównych miast Polski,

e) Rozwój połączeń transgranicznych, skoordynowany z rozbudową krajowego systemu przesyłowego, pozwalający na wymianę co najmniej 15% energii elektrycznej zużywanej w kraju do roku 2015, 20% do roku 2020 oraz 25% do roku 2030,

f) Rozbudowa sieci dystrybucyjnej pozwalającej na rozwój energetyki rozproszonej, wykorzystującej lokalne źródła energii,

g) Modernizacja sieci przesyłowych i sieci rozdzielczych, pozwalająca obniżyć poziom awaryjności o 50%,

h) Rozwój lokalnej mini- i mikro- kogeneracji, pozwalający na dostarczenie do roku 2020 z tych źródeł co najmniej 10% energii elektrycznej zużywanej w kraju.

Dla realizacji powyższych celów zostaną podjęte działania obejmujące:

1) Nałożenie na operatorów sieciowych obowiązku opracowania planów rozwoju sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, ze szczególnym wskazaniem preferowanych lokalizacji nowych mocy wytwórczych oraz kosztów ich przyłączenia. Plany rozwoju sieci i lokalizacji mocy wytwórczych będą publikowane i uaktualniane nie rzadziej niż raz na rok,

2) Wprowadzenie systemu wydawania warunków przyłączenia na okres nie dłuższy niż dwa lata, z koniecznością uiszczenia kaucji w wysokości nie mniejszej od 10% kosztów przyłączenia i rozbudowy sieci niezbędnej do przyłączenia nowej mocy,

3 Wprowadzenie przez operatora sieci przesyłowej wieloletnich kontraktów na regulacyjne usługi systemowe, obejmujące utrzymywanie rezerw uruchamianych na polecenie operatora,

4) Ogłoszenie przetargów na moce szczytowe przez Prezesa URE w porozumieniu z operatorem systemu przesyłowego,

5) Ustalenie wysokości zwrotu z zainwestowanego kapitału, jako elementu kosztu uzasadnionego w taryfach przesyłowych dla inwestycji w infrastrukturę sieciową,

6) Wsparcie inwestycji infrastrukturalnych z wykorzystaniem funduszy europejskich,

7) Nałożenie na operatorów sieciowych obowiązku ogłaszania przetargów na finansowanie inwestycji sieciowych powyżej wartości 5 milionów złotych, w celu finansowania części ich z funduszy komercyjnych,

8) Przeniesienie do kompetencji Ministra Gospodarki nadzoru właścicielskiego nad operatorem systemu przesyło-wego energii elektrycznej (PSE-Operator SA),

9) Wprowadzenie systemu wspomagania dla energetyki rozproszonej, poniżej 1MW, w formie specjalnych świadectw pochodzenia dla produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem, przy przyjęciu elastycznego systemu ustalania wielkości opłat zastępczych,

10) Wprowadzenie elementu jakościowego do taryf przesyłowych, przysługującego operatorom sieciowym za obniżenie wskaźników awaryjności i utrzymywanie ich na poziomach określonych przez Prezesa URE dla danego typu sieci,

11) Wprowadzenie zmian do prawa energetycznego w zakresie zdefiniowania odpowiedzialności organów samorządowych za przygotowanie lokalnych planów pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną i cieplną,

12) Działania legislacyjne, mające na celu likwidację barier inwestycyjnych, w szczególności w zakresie inwestycji liniowych,

13) Prace przygotowawcze nad utworzeniem organu podległego Ministrowi Gospodarki, odpowiedzialnego za przygo-towanie i promocję programu energetyki jądrowej,

14) Analizy lokalizacyjne dla elektrowni jądrowych oraz składowisk odpadów promieniotwórczych.

ZAPASY PALIW

Jednym z czynników warunkujących bezpieczeństwo energetyczne jest pozyskiwanie i tworzenie rezerw paliw energetycznych. Zgodnie z postanowieniami art. 10 ust. 1 ustawy ”PE” przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub ciepła jest obowiązane utrzymywać zapasy paliw w ilości zapewniającej utrzymanie ciągłości dostaw energii elektrycznej lub ciepła do odbiorców. Zasady utrzymywania zapasów paliw i uzupełniania zapasów paliw, regulują przepisy (art. 10 ust. 1-5 ustawy ”PE”).

Obowiązkiem producentów energii jest:

 utrzymywanie zapasów paliw na poziomie gwarantującym ciągłość dostaw energii elektrycznej i ciepła dla odbiorców,

 zapewnienie w umowach ciągłości dostaw paliw o odpowiednich parametrach jakościowych oraz klauzul zawierających zapisy chroniące interesy zamawiającego,

 składowanie zapasów paliw na placach składowych z zachowaniem warunków bezpieczeństwa przeciw-pożarowego i ochrony środowiska,

 wzrostowa tendencja wykorzystywania biomasy, jako paliwa alternatywnego dla wytwarzania energii elektrycznej i ciepła.

Sektor energetyczny w Polsce zdominowany jest przez bloki węglowe. Obecnie w Polsce blisko 95% wytwarzanej energii elektrycznej, a także cieplnej, oparte jest o węgiel kamienny (60%) i brunatny (35%). Oba te surowce to największe zasoby surowcowe Polski. Aktualnie w Polsce funkcjonuje 112 koncesjonowach podmiotów, które wytwa-rzają energię elektryczną i cieplną, oraz 456 wytwarzających ciepło na bazie paliw kopalnych, o których mowa w „Rozporządzeniu w sprawie zapasów paliw”. Spośród ww. elektrowni i elektrociepłowni 32 przedsiębiorstwa zaliczane są do jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD), wchodzących do Krajowego Systemu Energe-tycznego (KSE). W założeniach do Narodowego Planu Rozwoju na lata 2007-2013 wystarczalność zasobów węgla kamiennego w Polsce oszacowana została na 28 lat według zasobów udostępnionych w kopalniach czynnych, i na 38 lat w oparciu o zasoby udostępnione i możliwe do udostępnienia w kopalniach. Wg ekspertów budowa nowych kopalń wydłużyłaby okres wydobycia do co najmniej 100 lat. Na strukturę popytu na te surowce będą jednak miały wpływ wymogi w zakresie ochrony środowiska, w tym konieczność ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. Zgodnie z unijnymi uzgodnieniami, polskie przedsiębiorstwa energetyczne zobowiązane zostały od 2013 r. do zakupu 30% uprawnień na emisję ww. gazów na aukcjach. Udział ten będzie się systematycznie zwiększał do 100% w 2020 r. Przywilej darmowych certyfikatów będzie dostępny jedynie dla istniejących bloków lub których budowa rozpoczęła się przed upływem 2008 r. Oznacza to, że pozostali przedsiębiorcy będą zmuszeni do zakupu 100% uprawnień na rynku, co przy prognozie wzrostu cen certyfikatów na CO2 (w związku z narastającym popytem), może stanowić podstawę do kwestionowania opłacalności budowy nowych bloków węglowych. Planowane w Polsce inwestycje w nowe bloki energetyczne oparte na węglu kamiennym zakładają w najbliższej dekadzie wybudowanie 17 nowych bloków, dla których zapotrzebowanie na węgiel wynieść ma ok. 33,4 mln ton. „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku” zakłada, że w Polsce w perspektywie najbliższych lat nie będzie znaczących zmian rodzajów ani proporcji wykorzy-stania surowców do produkcji energii elektrycznej. Bezpieczeństwo energetyczne Polski oparte będzie o własne zaso-by, w szczególności węgla kamiennego i brunatnego. Zapewnić to ma uniezależnienie produkcji energii elektrycznej i w znacznym stopniu ciepła od surowców z importu.

Mimo znacznego udziału paliw stałych w bilansie energetycznym kraju, w dokumentach rządowych, dotyczących polityki energetycznej, pominięto problemy zagrożeń bezpieczeństwa energetycznego kraju ze strony sektora węglowego. Związane one są przede wszystkim z koniecznością przeprowadzenia ostatniej fazy restrukturyzacji tego sektora, tj. prywatyzacji kopalń. Na klimat wokół tej prywatyzacji mają wpływ takie czynniki jak:

 potrzeba pozyskania kapitału na inwestycje,

 brak zdecydowanych działań wobec prywatyzacji tego sektora,

 opór ze strony pracowników kopalń i nieprzychylna postawa związków zawodowych.

Zagrożeniem dla ciągłości produkcji energii elektrycznej i cieplnej są także strajki w kopalniach powodujące zakłócenia w dostawach węgla. Obserwowany w ostatnich latach spadek wydobycia węgla kamiennego, spowodowany działaniami restrukturyzacyjnymi ukierunkowanymi na zmniejszenie zdolności produkcyjnych i zatrudnienia oraz nakładające się akcje strajkowe spowodowały, że kopalnie nie były w stanie wywiązywać się w cało-ści z zakontraktowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne dostaw, głównie węgla kamiennego. Największe problemy z zaopatrzeniem wystąpiły w połowie 2008 r. zmuszając część elektrowni do zakupów z importu, w tym także do zakontraktowania takich dostaw na rok 2009. Z końcem 2008 r. kłopoty finansowe banków na rynku między-narodowym, prowadzące do ogólnoświatowego kryzysu gospodarczego, spowodowały, że zapotrzebowanie na energię elektryczną także w Polsce uległo zmniejszeniu.

Do głównych celów polityki energetycznej Polski do 2030 r., uwzględniającej zobowiązania wynikające z umów międzynarodowych oraz uzasadnione technicznie i ekonomicznie możliwości wykorzystania krajowego potencjału odnawialnych źródeł energii (oze), należy zaliczyć m.in.:

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

 osiągniecie w 2020 r. 10% udziału biomasy w rynku paliw transportowych oraz zwiększenie wykorzystania biopaliw II generacji,

 ochronę lasów przed nadmiernym eksploatowaniem, w celu pozyskiwania biomasy oraz zrównoważone wykorzystanie obszarów rolniczych na cele oze, w tym biopaliw, tak, aby nie doprowadzić do konkurencji pomiędzy energetyką odnawialną i rolnictwem oraz zachować różnorodność biologiczną.

Największy, bo ponad 90% udział w produkcji energii ze źródeł odnawialnych mają biopaliwa (biopaliwa to wszystkie paliwa otrzymywane z biomasy: szczątków organicznych lub produktów przemiany materii roślin lub zwierząt). Głównymi dostarczycielami surowców do produkcji biopaliw są sektory leśny i rolnictwo. Zwiększenie udziału biomasy w strukturze wykorzystania paliw w produkcji energii elektrycznej i ciepła związane jest ze zmianą potencjału wytwórczego przedsiębiorstw energetycznych. Wiąże się to przede wszystkim z bardzo kosztownymi inwestycjami polegającymi na budowie nowych urządzeń wytwórczych do spalania biopaliw. Nie bez znaczenia jest również dostępność rynku biomasy, w tym koszt pozyskania, pewność dostaw, a także trudności związane ze składowaniem biopaliw szczególnie w okresie zimowym. Najnowszy raport Instytutu ds. Europejskiej Polityki Ochrony Środowiska wskazuje, że udział biomasy w strukturze zużycia poszczególnych rodzajów paliw do wytworzenia energii elektrycznej i ciepła na przykładzie 15 przedsiębiorstw energetycznych wahał się średnio od 9,85% w 2009 do 18,82% w 2010 r. (3 kwartały).

Ponieważ polityka Unii Europejskiej kładzie duży nacisk na zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych (CO2), powstających głównie w procesie spalania węgla, wdrożenie biopaliw do powszechnego użytku ma zdaniem części środowisk ekologicznych wiele zalet, w tym przede wszystkim dla ochrony środowiska (opinia ta nie jest jednakowa wśród osób i instytucji zajmujących się tym zagadnieniem. W wyniku produkcji biopaliw sama UE może wyemitować nawet dwa razy więcej gazów cieplarnianych, niż gdybyśmy używali wyłącznie paliw tradycyjnych. Negatywne skutki wytwarzania biopaliw potwierdzają także badania brytyjskie Królewskiego Towarzystwa Naukowego, publikowane w piśmie naukowym „Science”. Produkcja biopaliw ma także negatywne skutki we wzroście cen żywności, a także w degradacji środowiska poprzez wycinanie lasów i intensywną eksploatację terenów rolnych).

Handel emisjami (ang.: emissions trading) jest jednym z instrumentów polityki ekologicznej państwa, który najczęściej służy do ograniczania emisji zanieczyszczeń. Uważany jest powszechnie za jeden z najbardziej rynkowo zorientowanych instrumentów i polega na zdefiniowaniu zbiorczego limitu emisji dla dużej grupy źródeł emitujących dane zanieczyszczenie. Następnie, zgodnie z określonym algorytmem, pulę dopuszczalnych emisji rozdziela się na wszystkie źródła objęte systemem poprzez wydanie im odpowiedniej liczby uprawnień do emisji. Uprawnienia te mogą być zbywalne pomiędzy uczestnikami systemu. Istotne jest by na koniec okresu rozliczeniowego, każde źródło posiadało taką liczbę uprawnień, która będzie nie mniejsza od ilości wyemitowanych przez to źródło zanieczyszczeń. Każda tona emisji ponad liczbę posiadanych uprawnień powoduje konieczność zapłacenia wysokiej kary. Ten mechanizm zapewnia, że łączna emisja zanieczyszczeń z grupy źródeł objętych systemem nie przekroczy ustalonych zbiorczych limitów. Jest to szczególnie istotne w przypadku źródeł objętych dyrektywą LCP 2001/80/EC (on the limitation of emissions of certain pollutants). W Traktacie Akcesyjnym, Polska zobowiązała się do dotrzymania globalnej emisji z tych źródeł na dość niskim poziomie, kontrolowanym w 2008, 2010 i 2012 roku. W kolejnych latach liczba przydzielanych uprawnień zmniejsza się zgodnie z wcześniej określoną ścieżką, co wymaga redukcji emisji w źródłach. Jest ona dokonywana najpierw w tych źródłach, gdzie jest to najtańsze. Źródła o wyższych kosztach redukcji będą od nich kupowały uprawnienia do emisji, unikając w ten sposób realizacji kosztownych przedsięwzięć. System handlu emisjami zachęca do poszukiwania i realizacji przedsięwzięć o niskich kosztach redukcji emisji oraz stymuluje dokonywanie działań tam, gdzie jest to najtańsze. Te cechy sprawiają, że uzyskanie tych samych redukcji emisji przy zastosowaniu handlu emisjami jest ok. 30-60% tańsze niż w podejściu nakazowo-kontrolnym. Jednocześnie nie są zakłócane warunki uczciwej konkurencji na rynku energii, konkurowanie energii "czystej" z "brudną" jest wspomagane przez handel emisjami, co w efekcie zapewnia wyrównywanie szans rynkowych. Umożliwia to dopuszczenie do bezpośredniej rywalizacji rynkowej praktycznie wszystkich źródeł energii elektrycznej, a im więcej podmiotów na rynku, tym lepiej dla odbiorców końcowych. www.emisje-co2.pl

Emisyjność polskiej energetyki w porównaniu z zachodnią

Kraj	Emisja łączna [mln ton CO2]	Emisja energetyki [mln ton CO2]	Emisyjność [gram CO2/kWh]^2 głównie
Niemcy	804	337	441 węgiel
Wielka Brytania	511	195	487 węgiel
Włochy	430	147	398 węgiel i hydroenergia
Francja	368	51	83 energia jądrowa
Hiszpania	318	101	326 węgiel i hydroenergia
Polska	299	158	653 węgiel
Czechy	117	64	544 węgiel
Grecja	93	46	731 węgiel
Szwecja	46	8	40 hydroenergia
Irlandia	44	14	486 węgiel
Szwajcaria	44	2	27 hydroenergia
Norwegia	38	1	5 hydro- i geotermalna en.
Islandia	2	0	1 hydro- i geotermalna en.

Wielkość i sposób ustalania zapasów wg rodzajów paliw

W przypadku węgla kamiennego (§ 2 ust. 1 pkt 1 rozporządzenia w sprawie zapasów paliw) zapasy powinny być utrzymywane w ilości odpowiadającej co najmniej:

 trzydobowemu zużyciu, jeżeli:

- węgiel kamienny jest dostarczany do miejsca składowania sąsiadującego z miejscem wytwarzania energii przy użyciu taśmociągów bezpośrednio z wydobywającej go kopalni oraz dostawca zobowiąże się w umowie sprzedaży zawartej z przedsiębiorstwem energetycznym na okres nie krótszy niż rok do gromadzenia i utrzymywania zapasów na składowisku dostępnym w każdym czasie na potrzeby tego przedsiębiorstwa, w ilości co najmniej czter-nastodobowego zużycia;

 dwudziestodobowemu zużyciu, jeżeli:

- węgiel kamienny jest dostarczany do miejsca składowania sąsiadującego z miejscem wytwarzania energii transportem kolejowym lub samochodowym oraz przy użyciu taśmociągów oraz odległość składowiska zapasów węgla kamiennego od wydobywających go kopalń, które dostarczają łącznie 70% przewidywanego zużycia węgla kamiennego, jest nie większa niż 50 km;

 trzydziestodobowemu zużyciu, jeżeli:

- zapasy węgla kamiennego znajdują się w miejscu składowania sąsiadującym z miejscem wytwarzania energii oraz ich dostarczanie nie spełnia warunków określonych powyżej.

W przypadku węgla brunatnego (§ 2 ust. 1 pkt 2 „Rozporządzenia w sprawie zapasów paliw”)

zapasy powinny być utrzymywane w ilości odpowiadającej co najmniej:

 dwudziestodobowemu zużyciu,

- przy czym jeżeli węgiel brunatny jest dostarczany z wydobywającej go kopalni przy użyciu taśmociągów do miejsca składowania sąsiadującego z miejscem wytwarzania energii, a dostawa następuje na podstawie umowy sprzedaży zawartej z przedsiębiorstwem energetycznym na okres nie krótszy niż rok. Uwzględnia się węgiel gromadzony i utrzymywany na ten cel przez dostawcę jako zapas węgla brunatnego.

- Zmiana rozporządzenia w sprawie zapasów paliw z dnia 19 maja 2010 r.59 (zmieniony § 2 ust. 1 pkt 2 i dodany ust. 1a) zamiast taśmociągu jako wymaganego środka transportu wprowadza wymóg, by użyty środek transportu był przeznaczony i wykorzystywany wyłącznie dla zapewnienia ciągłości dostaw paliwa dla przedsiębiorstwa energetycznego. (Rozporządzenie w sprawie zapasów paliw) i wskazuje ponadto, iż za zapas węgla brunatnego gromadzony i utrzymywany przez dostawcę może być uznany także węgiel brunatny w złożu odkrywkowej kopalni węgla brunatnego, przygotowany do wydobycia i dostarczenia do miejsca składowania sąsiadującego z miejscem wytwarzania energii.

W przypadku olejów opałowych (§ 2 ust. 1 pkt 3 rozporządzenia w sprawie zapasów paliw) zapasy powinny być utrzymywane w ilości odpowiadającej co najmniej:

 dwudziestodobowemu zużyciu, jeżeli olej opałowy jest dostarczany transportem kolejowym lub samochodowym do miejsca składowania sąsiadującego z miejscem wytwarzania energii.

Zasady zużycia dobowego paliw: węgla kamiennego, węgla brunatnego oraz oleju opałowego (§ 3 rozporządzenia w sprawie zapasów paliw), w poszczególnych miesiącach są następujące:

 od dnia 1 listopada do dnia 31 marca - mnożąc wartość średniego dobowego zużycia w tym okresie w trzech ostatnich latach przez współczynnik wynoszący w poszczególnych miesiącach:

- 1,1 - w listopadzie,

- 1,2 - w grudniu,

- 1,3 - w styczniu,

- 1,0 - w lutym,

- 0,8 - w marcu;

 od dnia 1 kwietnia do dnia 31 października - jako iloczyn średniego dobowego zużycia w tym okresie w trzech ostatnich latach i współczynnika wynoszącego w poszczególnych miesiącach:

- 0,8 - w okresie od dnia 1 kwietnia do dnia 30 września,

- 1,0 - w październiku.

Istotne jest przy tym, że w sytuacji gdy przedsiębiorstwo energetyczne rozpoczyna działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej lub ciepła, bądź wykonuje tę działalność w okresie krótszym niż trzy lata, bądź występuje zmiana wielkości zużycia paliw w przedsiębiorstwie energetycznym w wyniku uruchomienia nowych lub zmodernizowanych urządzeń lub zmiany rodzaju i jakości zużywanych paliw - średnie dobowe zużycie paliw w okresach wskazanych powyżej ustala się jako wielkości planowane średniego dobowego ich zużycia w tych okresach.

---