WPŁYW POLITYKI UNII EUROPEJSKIEJ NA POLSK POLITYK ...rynek-gazu.cire.pl/pliki/2/pracamgr2.pdf ·...

UNIWERSYTET WARSZAWSKI

MI�DZYWYDZIAŁOWE STUDIA OCHRONY �RODOWISKA

Katarzyna Pettka

Nr albumu: 218 409

WPŁYW POLITYKI UNII EUROPEJSKIEJ NA POLSK�

POLITYK� ENERGETYCZN�

W KONTEK�CIE OCHRONY �RODOWISKA

The influence of the European Union energy policy on the Polish energy policy with respect

to environmental protection

Praca magisterska na kierunku ochrona �rodowiska

Praca wykonana pod kierunkiem

dr Hanny Machi�skiej

Wydział Prawa i Administracji

Uniwersytetu Warszawskiego

Warszawa, grudzie� 2008

1

Oświadczenie kierującego pracą

Oświadczam, że niniejsza praca została przygotowana pod moim kierunkiem i stwierdzam, że

spełnia ona warunki do przedstawienia jej w postępowaniu o nadanie tytułu zawodowego.

Data: Podpis kierującego pracą:

………………….. …………………………….

Oświadczenie autora pracy

Świadom odpowiedzialności prawnej oświadczam, że niniejsza praca dyplomowa została

napisana przeze mnie samodzielnie i nie zawiera treści uzyskanych w sposób niezgodny z

obowiązującymi przepisami.

Oświadczam również, że przedstawiona praca nie była wcześniej przedmiotem procedur

związanych z uzyskaniem tytułu zawodowego w wyższej uczelni.

Oświadczam ponadto, że niniejsza wersja pracy jest identyczna z załączoną wersją

elektroniczną.

Data: Podpis autora pracy:

………………….. …………………………….

3

Streszczenie:

Praca magisterska pt. „Wpływ polityki Unii Europejskiej na polską politykę energetyczną w

kontekście ochrony środowiska” ma na celu pokazanie współzależności między sytuacją

energetyki na świecie, działaniami podejmowanymi na forum Unii Europejskiej, a polityką

energetyczną Polski. Stanowi ona również komentarz do toczącej się dyskusji o przyszłości

energetyki świata, Unii Europejskiej i Polski. Na wszystkich tych trzech poziomach można

zaobserwować podobne problemy, do których należą: rosnące koszty energii, malejące zasoby

surowców energetycznych, wzrastająca koncentracja gazów cieplarnianych w atmosferze.

Dodatkowo, paląca stała się konieczność znaczących inwestycji w energetyce.

Praca magisterska ma przede wszystkim wykazać, ze kontynuowanie wzrostu gospodarczego

według obecnego scenariusza nie jest możliwe: aby zapewnić odpowiednią podaż energii i

zapobiec katastrofalnym skutkom zmiany klimatu, sektor energetyczny musi ulec gruntownym

przemianom czy wręcz rewolucji technologicznej. Aby było to możliwe, potrzebna jest

długofalowa strategia dla energetyki, która zapewni stabilne ramy funkcjonowania tego sektora,

zarówno na szczeblu światowym, unijnym, jak i polskim.

Słowa kluczowe:

polityka energetyczna, pakiet energetyczno-klimatyczny, system handlu uprawnieniami do

emisji gazów cieplarnianych, odnawialne źródła energii, biopaliwa, kogeneracja, efektywność

energetyczna, wychwytywanie i składowanie dwutlenku węgla, kryzys energetyczny,

bezpieczeństwo energetyczne

Dziedzina pracy (kody wg programu Socrates-Erasmus)

07.2 Ochrona środowiska

4

WYKAZ NAJWA ŻNIEJSZYCH SKRÓTÓW:

b/d (ang. barells daily) – baryłek dziennie

CCS (ang. Carbon Capture & Storage) – wychwytywanie i magazynowanie dwutlenku węgla

CDM (ang. Clean Development Mechanism) – mechanizm czystego rozwoju

COP (ang. Conference of Parties) – konferencja stron (konwencji)

ETS (ang. Emission Trading Scheme) – system handlu uprawnieniami do emisji

GHGs (ang. greenhouse gases) – gazy cieplarniane

GW – gigawat

IPCC (ang. Intergovernmental Panel on Climate Change) – Międzyrządowy Zespół ds. Zmian Klimatu

JI (ang. Joint Implementation) – mechanizm wspólnych wdrożeń

KE – Komisja Europejska

kgoe (ang. kilogram of oil equivalent) – kilogram ekwiwalentu ropy naftowej

KPRU – Krajowy Plan Rozdziału Uprawnień do Emisji

KW – kilowat

kWh – kilowatogodzina

LCP (ang. large combustion plants) – duże obiekty energetycznego spalania

MAE – Międzynarodowa Agencja Energii

MG – Ministerstwo Gospodarki

MW – megawat

MWh – megawatogodzina

OSD – operator systemu dystrybucyjnego

OSP – operator systemu przesyłowego

OZE – odnawialne źródła energii

PC – państwo członkowskie

ppb (ang. parts per billion) – cząsteczek na miliard

ppm (ang. parts per million) – cząsteczek na milion

R/P – wskaźnik rezerwy/produkcja

toe (ang. ton of oil equivalent) – tona ekwiwalentu ropy naftowej

TPA (ang. Third Pary Access) – dostęp strony trzeciej

TWE – Traktat ustanawiający Wspólnotę Europejską

UE – Unia Europejska

URE – Urząd Regulacji Energetyki

5

SPIS TREŚCI:

WSTĘP…………………………………………………………………………………………...7

ROZDZIAŁ I:

SYTUACJA PALIWOWO – ENERGETYCZNA ŚWIATA .............................................12

2. Kryzys energetyczny 14

3. Rezerwy surowców, produkcja i zużycie energii na świecie 193.1. Zużycie energii na świecie .............................................................................................................................. 193.2. Surowce energetyczne: zasoby, produkcja, zużycie........................................................................................ 213.3. Energetyka jądrowa......................................................................................................................................... 273.4. Hydroenergetyka ............................................................................................................................................. 283.5. Inne źródła energii odnawialnej ...................................................................................................................... 28

4. Globalny problem emisji gazów cieplarnianych i gospodarcze konsekwencje zmian klimatu 344.1. Światowa emisja dwutlenku węgla z energetyki ............................................................................................. 344.2. Zmiany klimatu: przyczyny i symptomy......................................................................................................... 354.3. Prawo międzynarodowe w zakresie ochrony klimatu ..................................................................................... 384.4. Gospodarcze konsekwencje zmian klimatu..................................................................................................... 40

5. Efektywność energetyczna 445.1. Energochłonność gospodarki: definicja i warunkujące ją czynniki................................................................. 445.2. Energochłonność i efektywność energetyczna na świecie .............................................................................. 45

6. Scenariusze energetyczne przyszłości 48

ROZDZIAŁ II:

POLITYKA ENERGETYCZNA UNII EUROPEJSKIEJ W KONTEK ŚCIE OCHRONY ŚRODOWISKA .............................................................................................................51

1. Wprowadzenie 511.1. Podstawy prawne polityki energetycznej Unii Europejskiej ........................................................................... 511.2. Polityka energetyczna Unii Europejskiej a Strategia Lizbońska ..................................................................... 541.3. Polityka energetyczna Unii Europejskiej a VI Program Działania na lata 2002-2012.................................... 54

2. Instrumenty prawne realizacji celów polityki energetycznej w kontekście ochrony środowiska 552.1. Promowanie odnawialnych źródeł energii ...................................................................................................... 552.2. Promowanie użycia biopaliw .......................................................................................................................... 582.3. Działania w zakresie ochrony klimatu............................................................................................................. 592.4. Promowanie kogeneracji ................................................................................................................................. 632.5. Promowanie oszczędności energii i efektywności energetycznej ................................................................... 642.6. Liberalizacja rynku energii elektrycznej ......................................................................................................... 67

3. Wybrane wskaźniki dotyczące energii w Unii Europejskiej 703.1. Uzależnienie Unii Europejskiej od importu nośników energii ........................................................................ 703.2. Zużycie energii pierwotnej, finalnej i energochłonność gospodarki Unii Europejskiej .................................. 713.3. Produkcja energii odnawialnej i jej udział w całkowitym zużyciu energii w Unii Europejskiej..................... 713.4. Udział biopaliw w całkowitym zużyciu paliw transportowych....................................................................... 723.5. Produkcja energii elektrycznej w kogeneracji................................................................................................. 723.6. Emisja dwutlenku węgla i realizacja zobowiązań Protokołu z Kioto.............................................................. 723.7. Scenariusz odniesienia rozwoju unijnej energetyki do roku 2030................................................................... 73

6

4. Zintegrowane działania Unii Europejskiej w obszarze energii i klimatu 754.1. Europejska Strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii................................... 754.2. Polityka Energetyczna dla Europy.................................................................................................................. 784.3. Pakiet energetyczno-klimatyczny ze stycznia 2008 r...................................................................................... 834.4. Ocena pakietu energetyczno-klimatycznego................................................................................................... 92

ROZDZIAŁ III:

POLITYKA ENERGETYCZNA POLSKI..................................................................... 101

1. Sytuacja paliwowo-energetyczna Polski 1011.1. Zasoby paliw kopalnych ............................................................................................................................... 1011.2. Energia odnawialna....................................................................................................................................... 1021.3. Struktura wytwarzania energii elektrycznej .................................................................................................. 1031.4. Wybrane wskaźniki dotyczące Polski na tle Unii Europejskiej .................................................................... 1031.5. Najważniejsze problemy polskiego sektora energetycznego ........................................................................ 1051.6. Propozycje działań dla zapewnienia niezbędnej gospodarce ilości energii elektrycznej .............................. 111

2. Pakiet energetyczno-klimatyczny z polskiej perspektywy 1132.1. Ocena skutków wdrożenia pakietu energetyczno-klimatycznego w Polsce.................................................. 1142.2. Działania polskiego rządu podejmowane w sprawie zmiany niektórych zapisów pakietu energetyczno-klimatycznego...................................................................................................................................................... 1212.3. Stanowisko organizacji ekologicznych w sprawie pakietu energetyczno-klimatycznego ............................ 123

3. Polityka energetyczna Polski do 2030 r. 1242.1. Polityka energetyczna w Prawie energetycznym .......................................................................................... 1242.2. Projekt „Polityki energetycznej Polski do 2030 r.”....................................................................................... 126

ZAKOŃCZENIE.......................................................................................................... 134

BIBLIOGRAFIA.......................................................................................................... 137

7

WSTĘP

Energia stała się podstawowym czynnikiem wzrostu gospodarczego, a wielkość jej zużycia jest

jednym z mierników rozwoju cywilizacyjnego i gospodarczego państw. Świat stanął jednak u

progu kryzysu energetycznego: koszty energii rosną, maleją zasoby surowców energetycznych, a

rosnąca koncentracja gazów cieplarnianych w atmosferze powoduje nasilenie się efektu

cieplarnianego i grozi poważnymi zmianami klimatycznymi. Dodatkowo, paląca stała się

konieczność znaczących inwestycji w energetyce.

Należy sobie uświadomić, że w tej sytuacji kontynuowanie wzrostu gospodarczego według

obecnego scenariusza jest niemożliwe: aby wzrost gospodarczy był możliwy w przyszłości,

sektor energetyczny musi ulec gruntownym przemianom.

Jest to zadanie niezwykle trudne, bowiem trzeba pogodzić ogień z wodą: utrzymać

konkurencyjny rynek energii, zapewnić bezpieczeństwo energetyczne, a jednocześnie

zredukować emisje gazów cieplarnianych. Te trzy elementy pozostają ze sobą w konflikcie.

Bezpieczeństwo energetyczne niejednokrotnie oznacza korzystanie z węgla i innych paliw

kopalnych, co stoi w sprzeczności z ochroną klimatu. Redukcja emisji gazów cieplarnianych

pociąga za sobą zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii, których rozwój jest możliwy

głównie dzięki pozarynkowym mechanizmom wsparcia. Emisje można praktycznie

wyeliminować poprzez stosowanie w elektrowniach instalacji wychwytu i magazynowania

dwutlenku węgla, które jednak powodują znaczny wzrost zużycia energii. Alternatywą może być

energetyka jądrowa, która jednak nie jest obojętna dla środowiska: problem składowania

wypalonego paliwa i konfliktów społecznych na tle lokalizacji elektrowni atomowych nadal jest

nierozwiązany. Z kolei wyzwaniu niedoinwestowania energetyki trudno będzie sprostać, bowiem

na przeszkodzie stoi rosnąca polityczna i regulacyjna niepewność.

Jedno jest pewne: należy zacząć efektywniej korzystać z energii i ograniczyć emisje gazów

cieplarnianych. Pozostaje jednak pytanie, jak zrobić to w najbardziej ekonomicznie opłacalny

sposób? Problemem jest też określenie metody, według której należałoby sprawiedliwie rozłożyć

wkład poszczególnych państw w dokonanie redukcji emisji gazów cieplarnianych przy

uwzględnieniu ich historycznych emisji, PKB i bilansu energetycznego.

Te pytania i dylematy legły u podstaw pracy magisterskiej pt. „Wpływ polityki Unii

Europejskiej na polską politykę energetyczną w kontekście ochrony środowiska”, której celem

było pokazanie współzależności między sytuacją na świecie, działaniami podejmowanymi na

forum Unii Europejskiej, a polityką energetyczną Polski. Na wszystkich tych trzech poziomach

można zaobserwować podobne problemy i próby ich rozwiązania. Z tego też powodu praca

8

została podzielona na trzy rozdziały: sytuacja paliwowo-energetyczna świata; polityka

energetyczna Unii Europejskiej w kontekście ochrony środowiska; polityka energetyczna Polski.

W pierwszym rozdziale zostało omówione fundamentalne znaczenie energii dla rozwoju

gospodarczego świata, a nastepnie zagrożenia dla jego kontynuowania wynikające z coraz

liczniej obserwowanych symptomów kryzysu energetycznego. Przedstawiony został opis

tegorocznego kryzysu naftowego i jego konsekwencje, a także definicja kryzysu energetycznego,

jego przyczyny, następstwa i symptomy. Podkreślone zostało także, że kryzys może być

bodźcem prowadzącym do pozytywnych zmian w sektorze energetycznym.

W kolejnej części tego rozdziału omówione zostały rezerwy surowców oraz produkcja i zużycie

energii na świecie. Szczególnie istotne było określenie wskaźnika rezerwy/produkcja,

pokazującego, na ile lat wystarczy danego nośnika energii przy aktualnie rozpoznanych

zasobach i produkcji na obecnym poziomie. Tak szczegółowe statystyki miały przede wszystkim

pokazać, w jak niekorzystnej sytuacji na tle innych państw znajduje się Unia Europejska, która

nie posiada znaczących zasobów surowców energetycznych, a jest jednym z największych

światowych konsumentów energii. Ważnym elementem było także przedstawienie rozwoju

odnawialnych źródeł energii, który jest najbardziej dynamiczny w Unii Europejskiej. Mimo to,

OZE nadal mają marginalny udział w światowej produkcji energii. W tej części pierwszego

rozdziału zwrócono także uwagę na niektóre problemy spowodowane dynamicznym rozwojem

biopaliw.

W czwartej części rozdziału przedstawione zostały statystyki dot. emisji gazów cieplarnianych z

poszczególnych regionów świata i zmiany klimatu wywołane rosnącą koncentracją gazów

cieplarnianych w atmosferze. Omówione zostały także podstawowe akty prawa

międzynarodowego regulujące kwestie ochrony klimatu oraz gospodarcze konsekwencje zmian

klimatu. Szczególnie podkreślona została konieczność podjęcia natychmiastowych działań na

rzecz redukcji emisji gazów cieplarnianych w celu uniknięcia będących następstwem globalnego

ocieplenia zakłóceń ekonomicznych i społecznych na wielką skalę

W kolejnej części przedstawiona została tematyka dotycząca efektywności energetycznej. Dzięki

efektywnemu gospodarowaniu energią można zarówno oszczędzać surowce energetyczne, jak

również redukować emisje gazów cieplarnianych. W tej części zaprezentowana została definicja

energochłonności gospodarki oraz podejmowane na świecie działania na rzecz efektywności

energetycznej i ich efekty.

Ostatnia już część pierwszego rozdziału jest jego syntezą: ukazuje, jakie technologie w obliczu

problemów energetycznych będą miały zastosowanie w przyszłości i jakie ta rewolucja

technologiczna poniesie za sobą koszty.

9

Drugi rozdział prezentuje politykę energetyczną Unii Europejskiej w kontekście ochrony

środowiska. Rozpoczyna się on od zaprezentowania podstaw prawnych tej polityki, a następnie

związku polityki energetycznej ze Strategią Lizbońską oraz VI Programem Działania na lata

2002-2012. Następnie omówione zostały instrumenty prawne realizacji celów polityki

energetycznej w kontekście ochrony środowiska takie jak: promowanie odnawialnych źródeł

energii, biopaliw, kogeneracji oraz oszczędności energii i efektywności energetycznej; działania

w zakresie ochrony klimatu, liberalizacja rynku energii elektrycznej.

W kolejnej części pokazano statystyki, które unaoczniają, jak daleko jeszcze do zrealizowania

zakładanych przez Unię Europejską celów, np. dla udziału energii odnawialnej w bilansie

energetycznym czy redukcji emisji gazów cieplarnianych. W szczególności scenariusz

odniesienia rozwoju unijnej energetyki do roku 2030 pokazuje, że Unia Europejska musi

przedsięwziąć zdecydowane działania w celu odwrócenia tych negatywnych trendów.

Z tych powodów Unia Europejska zaczęła podejmować zintegrowane działania w obszarze

energii i zmian klimatu. Pierwszym krokiem była Zielona Księga „Europejska Strategia na rzecz

zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii” z marca 2006 r. Po niecałym roku

konsultacji propozycji zawartych w Zielonej Księdze, 10 stycznia 2007 r., Komisja Europejska

przyjęła komunikat: „Polityka Energetyczna dla Europy” wraz z pakietem komunikatów

odnoszących się do energii i zmian klimatu. W Konkluzjach Prezydencji ze szczytu Rady

Europejskiej w Brukseli w dniach 8-9 marca 2007 r. Rada zatwierdziła proponowany przez

Komisję cel zmniejszenia przez kraje Unii Europejskiej emisji gazów cieplarnianych o 20% do

2020 r. w stosunku do poziomu emisji z 1990 r., zatwierdziła również dwa wiążące cele w

odniesieniu do energii odnawialnej: osiągnięcie 20% udziału energii ze źródeł odnawialnych w

całkowitym zużyciu energii oraz minimum 10% udziału biopaliw w ogólnym zużyciu benzyny i

oleju napędowego w transporcie w Unii Europejskiej do 2020 r. Z kolei w kwestii efektywności

energetycznej Rada wyznaczyła niewiążący cel zmniejszenia zużycia energii w UE o 20% w

porównaniu z prognozami na 2020 r. Sposoby osiągnięcia tych celów zostały skonkretyzowane

w propozycjach legislacyjnych z 23 stycznia 2008 r., zwanych w skrócie pakietem energetyczno-

klimatycznym. Obejmują one m.in. propozycję dyrektywy zmieniającej Dyrektywę 2003/87/WE

w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji

gazów cieplarnianych; propozycję dyrektywy w sprawie geologicznego składowania dwutlenku

węgla; propozycję dyrektywy w sprawie promocji i użycia energii ze źródeł odnawialnych.

Drugi rozdział został zakończony oceną pakietu energetyczno-klimatycznego z punktu widzenia:

sensowności i realności osiągnięcia przez Unię Europejską zakładanych celów, a także

skuteczności poszczególnych mechanizmów mających doprowadzić do ich zrealizowania;

10

bilansu kosztów realizacji pakietu i korzyści wynikających z osiągnięcia zakładanych celów oraz

sprawiedliwości podziału wkładów poszczególnych państw członkowskich w realizację

ogólnounijnych celów.

Trzeci rozdział stanowi prezentację polskiej polityki energetycznej i wpływu na jej kształt oraz

na polską energetykę propozycji Komisji zawartych w pakiecie energetyczno-klimatycznym. W

pierwszej części pokazano sytuację paliwowo-energetyczną Polski, a w szczególności zasoby

paliw kopalnych, udział energii ze źródeł odnawialnych w produkcji energii pierwotnej, wybrane

wskaźniki dotyczące polskiej energetyki na tle energetyki unijnej. Ważną częścią tego rozdziału

było omówienie najważniejszych problemów polskiego sektora energetycznego, do których

należą: starzejące się urządzenia wytwórcze w energetyce i ryzyko deficytu energii elektrycznej;

problemy z utrzymaniem niezawodności systemu elektroenergetycznego w Polsce; monokultura

paliwowa w sektorze wytwarzania, malejące udostępnione do eksploatacji zasoby węgla i

rosnące ceny tego surowca; brak jasno wytyczonej strategii rozwoju sektora; konieczność

ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. Następnie zaprezentowane zostały propozycje działań

dla zapewnienia gospodarce niezbędnej ilości energii elektrycznej.

W kolejnej części omówione zostały główne elementy pakietu energetyczno-klimatycznego,

które mają znaczenie dla Polski oraz skutki ich wdrożenia: dla elektroenergetyki krajowej, dla

polskiej gospodarki, dla gospodarstw domowych. Przedstawiona została także ocena jakościowa

skutków wdrożenia pakietu w Polsce oraz działania podejmowane przez polski rząd na rzecz

zmiany niekorzystnych dla Polski zapisów pakietu.

W ostatniej już części trzeciego rozdziału przedstawiona została polityka energetyczna Polski. W

pierwszym rzędzie omówione zostały zapisy Prawa energetycznego regulujące kwestie dot.

polityki energetycznej, a następnie został zaprezentowany projekt „Polityki energetycznej do

2030 r.” Przedstawiona została także jego ocena oraz efekty szczytu Rady Europejskiej z grudnia

2008 r., na którym udało się uzyskać korzystniejsze dla Polski zapisy w pakiecie energetyczno-

klimatycznym.

Problemy energetyczno-klimatyczne były w ostatnim roku w centrum uwagi polityków,

naukowców, mediów czy organizacji pozarządowych. Świadczy o tym chociażby duża ilość

konferencji poświęconych tej tematyce, które były cennym źródłem wiedzy podczas pisania tej

pracy magisterskiej. Większość propozycji legislacyjnych, raportów, ocen, komentarzy

dotyczących problematyki energetyczno-klimatycznej było na bieżąco publikowane w

Internecie, który także stanowił nieocenione źródło informacji. Wiedzę dot. energetyki i polityki

energetycznej pozwoliła także uporządkować praktyka w Departamencie Energetyki

11

Ministerstwa Gospodarki odbyta na przełomie maja i czerwca 2008 r. Pozycje książkowe z kolei

uzupełniły pracę magisterską o niezbędne podstawy prawne polityki unijnej i polskiej oraz

fundamentalne zagadnienia i pojęcia z zakresu energetyki.

Największą trudność podczas pisania tej pracy magisterskiej stanowił fakt, że prace nad wieloma

omawianymi w niej dokumentami były w toku i można było jedynie opierać się na projektach

tych dokumentów. Niektóre wydarzenia opisywane były zaś niemalże „na gorąco”. Szczególnie

dotyczy to propozycji legislacyjnych zawartych w pakiecie energetyczno-klimatycznym, do

których zgłaszano wiele poprawek, zastrzeżeń i wokół których toczona była dyskusja na forum

zarówno Unii Europejskiej jak i Polski. Podobna sytuacja miała miejsce w przypadku polskiej

„Polityki energetycznej do 2030 r.”, której publikacja została opóźniona w stosunku do planów i

która nadal jest w formie projektu.

Problem stanowił też niejednokrotnie dobór odpowiednich i najbardziej wiarygodnych statystyk

Przez ich agregację wg różnych regionów, zmianę jednostek lub podawanie wielkości emisji

gazów cieplarnianych wg różnych źródeł emisji i gazów (czasami dot. one samego dwutlenku

węgla, innym razem także włączano pozostałe gazy cieplarniane), można było manipulować

danymi, a możliwość porównania wyliczeń dokonanych przez różne instytucje była przez to

niejednokrotnie utrudniona.

12

ROZDZIAŁ I:

SYTUACJA PALIWOWO – ENERGETYCZNA ŚWIATA

1. Energia a rozwój gospodarczy świata

Energia, a w szczególności sposób jej przetwarzania i kontrolowania, ma fundamentalne

znaczenie dla rozwoju gospodarczego świata. Od tysiącleci człowiek uczył się sterować coraz

większymi jej strumieniami, co w dużym stopniu przyczyniło do rozkwitu cywilizacyjnego

świata: począwszy od wykorzystania siły własnych mięśni i siły udomowionych zwierząt,

ujarzmienia ognia, wykorzystania energii wiatru do żeglowania1 i budowy wiatraków2 czy

wykorzystania energii wodnej do napędu systemów irygacyjnych i młynów wodnych3, poprzez

wynalezienie maszyny parowej napędzanej węglem, co szczególnie w XIX w. (zwanym

„wiekiem węgla”) doprowadziło do gwałtownego rozwoju przemysłu, wykorzystania ropy

naftowej4, a później gazu ziemnego, aż do zastosowania na ogromną skalę obecnie najbardziej

uniwersalnej postaci energii o wszechstronnym zastosowaniu – elektryczności5, do wytwarzania

której wykorzystano również energię jądrową6 i energię ze źródeł odnawialnych.

Energia elektryczna jest obecnie najcenniejszą postacią energii finalnej7 – ma tylko jedną

podstawową wadę, mianowicie niemożność magazynowania na dużą skalę i wiele zalet – nie

tylko może być przesyłana na spore odległości, ale także sprawność jej przemian w różne postaci

energii użytecznej8 jest duża (sięga nawet 100 % dla grzejników elektrycznych i 90% dla

silników elektrycznych o dużej mocy).

Współcześnie energia stała się podstawowym czynnikiem wzrostu gospodarczego – warunkiem

rozwoju przemysłu, rolnictwa, transportu, handlu i usług, a wielkość jej zużycia (zwłaszcza

energii elektrycznej) jest jednym z mierników rozwoju cywilizacyjnego i gospodarczego państw.

Dzięki taniej i łatwo dostępnej energii, która umożliwia zwiększenie mechanizacji procesów

wytwarzania, dystrybucji i konsumpcji, nadwyżka potencjału rozwojowego społeczeństwa może

1 Pierwszy żaglowiec, a więc jednostka pływająca wyposażona w maszt i żagiel, pojawił się około 6 tys. lat temu. J. Paska „Wytwarzanie energii elektrycznej”, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2005, s. 132 Wiatraki były budowane już w Egipcie ok. 5000 lat temu i prawdopodobnie ok. 4,5 tys. lat temu w Mezopotamii (Sumer, Babilonia, Asyria). Ibidem, s. 13 3 Koło wodne wykorzystujące energię ruchu mas wody do napędu kół młyńskich powstało w czasach rzymskich około 2 tys. lattemu prawdopodobnie na terenach Azji Mniejszej. Ibidem, s. 14 4 W 1856 roku trysnęła ropa z pierwszego szybu w Titusville w Pensylwanii. A. Hrynkiewicz, „Energia. Wyzwanie XXI wieku.”,Wydawnictwo Uniwersytetu Jagiellońskiego, Kraków 2002, s. 65 5 W 1882 r. Thomas Edison uruchomił w Nowym Jorku pierwszy zakład generujący energię elektryczną. Ibidem, s. 65 6 W grudniu 1942 r. pierwszy reaktor jądrowy, zbudowany przez Enrico Fermiego, osiągnął stan krytyczny, a w 1954 r. uruchomiono w Obnińsku pierwszą elektrownię jądrową. Ibidem s. 65 7 Energia finalna (zwana też bezpośrednią) to energia pierwotna (nieprzetworzona, np. węgiel kamienny, gaz ziemny, ropa naftowa) lub wtórna (przetworzona, np. energia cieplna zawarta w parze wodnej lub gorącej wodzie, energia elektryczna, energia chemiczna paliw wtórnych, m.in. benzyny, koksu, oleju napędowego) dostarczana do odbiorcy w takiej postaci, do jakiej sądostosowane jego odbiorniki. „Wytwarzanie …”, s. 8 8 Energia użyteczna jest uzyskiwana w odbiornikach po przetworzeniu energii finalnej. Jest to np. energia świetlna uzyskiwana w lampach, mechaniczna uzyskiwana w różnego rodzaju silnikach czy ciepło uzyskiwane w grzejnikach.

13

być wykorzystana do zwiększenia udziału pracy umysłowej, co w konsekwencji powoduje

dalszy wzrost gospodarczy i rozwój technologiczny. To z kolei prowadzi do spadku cen energii i

jej większej dostępności – mamy tu więc do czynienia z dodatnim sprzężeniem zwrotnym.

W miarę wzrostu PKB per capita następuje przejście od użytkowania paliw tzw. tradycyjnych

(np. biomasy)9 do paliw nowoczesnych, o większej kaloryczności10, czego konsekwencją jest

zwiększone zapotrzebowanie na energię. Całkowite zaniechanie użytkowania tradycyjnych

źródeł energii następuje dopiero w sytuacji, gdy przeciętny mieszkaniec uzyskuje dochód na

poziomie 1-2 tys. USD. Taki proces rozpoczyna się wtedy, gdy średni dochód narodowy wynosi

kilkaset USD na mieszkańca.11

Dążenie do dobrobytu i poprawy jakości życia to cele polityczne, społeczne i ekonomiczne

większości gospodarek narodowych współczesnego świata, a forsowany przez nie wzrost PKB

oznacza proporcjonalnie większe zapotrzebowanie na energię.12 Wzrost popytu na energię

związany jest również z ciągle zwiększającą się liczbą ludności na świecie. Ceną płaconą za

rozwój demograficzny, wzrost gospodarczy i coraz wyższy standard życia jest niejednokrotnie

obniżenie poziomu bezpieczeństwa energetycznego13 państw i regionów, co spowodowane jest

m.in. zmniejszaniem się zasobów nośników energii, wzrostem ich cen i degradacją środowiska

naturalnego.

Raport BP Statictical Review of World Energy z czerwca 2008 r. wskazuje, że przy obecnie

rozpoznanych rezerwach i utrzymującej się na stałym poziomie produkcji (a ta z roku na rok jest

większa), światowe zasoby ropy naftowej wystarczą średnio na ok. 42 lata, gazu ziemnego na 60

lat, zaś węgla na 133 lata, przy czym różnice dla poszczególnych państw i regionów są

znaczące.14 Kolejny olbrzymi problem gospodarki światowej to wzrastające koszty energii, a

szczególnie rosnące w zastraszającym tempie ceny ropy naftowej, które osiągnęły rekordową

cenę ponad 140 USD15 za baryłkę16.

Rosnący popyt na energię powoduje wzrost jej kosztów, jednakże każda kolejna jednostka

nakładów daje mniejszy uzysk energii. Co prawda, dzięki postępowi technicznemu (a

szczególnie podejmowaniu działań zwiększających efektywność pozyskania, konwersji,

9 Tzw. energia niekomercyjna 10 Tzw. energia komercyjna, będąca przedmiotem obrotu towarowego. 11 J. Pyka, „Koncepcje i modele konsolidacji przedsiębiorstw w sektorze paliwowo – energetycznym”, Wydawnictwo Akademii Ekonomicznej im. Karola Adamieckiego w Katowicach, Katowice 2004, s. 24 12 Ale w przypadku krajów rozwiniętych od pewnego poziomu dobrobytu wzrostowi PKB nie towarzyszy proporcjonalny wzrost zużycia energii, bowiem mają one wystarczające środki na prooszczędnościowe inwestycje, dzięki którym stosunek konsumpcji energii do PKB znacznie spada. 13 Bezpieczeństwo energetyczne ma wiele definicji. Najczęściej mianem bezpieczeństwa energetycznego określa sięzabezpieczenie dostaw energii w ilości odpowiadającej zgłaszanemu zapotrzebowaniu po uzasadnionych cenach przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska. 14 Będzie o tym mowa w trzeciej części tego rozdziału. 15 Dokładnie 144 USD (stan na 4.07.2008 r.) za ropę Brent – najważniejszy gatunek ropy na rynku europejskim. Handel ropąnaftową Brent odbywa się na giełdzie Intercontinental Exchange ICE w Londynie. www.gpw.pl16 1 baryłka ropy naftowej (1 bbl) = 42 galony amerykańskie = 158,987 l (~159 l)

14

dystrybucji oraz użytkowania energii oraz poszukiwaniu jej nowych źródeł) jednostkowe koszty

energii maleją, ale przy dużym wzroście popytu postęp techniczny nie równoważy już wzrostu

kapitałochłonności wytwarzania energii. Warto również podkreślić, że paradoksalnie trzeba

najpierw zwiększyć zużycie energii, aby osiągnąć poziom dobrobytu umożliwiający

wygospodarowanie środków na zwiększenie racjonalności użytkowania energii i działalność

proekologiczną. Na cenę energii mają również wpływ m.in. działania spekulantów na rynkach

światowych, spadający kurs dolara, czy wreszcie niejednokrotnie niestabilna sytuacja polityczna

krajów, w których zlokalizowane są zasoby surowców energetycznych, bądź też ich celowe

działania. Trzecim – obok ubożejących rezerw paliw pierwotnych i rosnących kosztów energii –

wyzwaniem światowym jest degradacja środowiska. O ile w większości udaje się uporać z

problemami regionalnymi, takimi jak szkody górnicze, emisja tlenków azotu, dwutlenku siarki

czy pyłów, o tyle nadal nierozwiązany pozostaje problem towarzyszącej spalaniu paliw

kopalnych emisji dwutlenku węgla i innych gazów cieplarnianych oraz gospodarczych

konsekwencji globalnego ocieplenia klimatu.17

Te wszystkie przesłanki skłaniają do postawienia następujących pytań: do jakiego momentu

można forsować wzrost gospodarczy i czy wystarczy energii, by go zrealizować; jakie będą tego

konsekwencje dla środowiska naturalnego; czy kraje kontrolujące największe zasoby energii

podzielą się nimi i za jaką cenę; wreszcie – czy światu grozi kryzys energetyczny, a może już

można mówić o stanie kryzysowym?

2. Kryzys energetyczny

„To trzeci kryzys naftowy w ostatnich trzech dekadach, ale ten jest najdotkliwszy z powodu

srogości wzrostu cen oraz dużej niepewności i zmienności na rynkach”.18 Te słowa brytyjskiego

premiera Gordona Browna wypowiedziane 22 czerwca 2008 r. podczas konferencji producentów

i konsumentów ropy naftowej w Arabii Saudyjskiej19, na której dyskutowano o przyczynach

drastycznego wzrostu ceny ropy i możliwościach jego zahamowania, obrazują trudną sytuację na

światowych rynkach ropy naftowej. Cena tego najważniejszego surowca energetycznego (w

2007 r. ropa pokryła ok. 36% światowego zapotrzebowania na energię20) rośnie nieprzerwanie

od ponad sześciu lat – to najdłuższy okres wzrostu od 1861 r.21 Pod koniec 2007 r. cena baryłki

ropy Brent wynosiła ok. 72 USD, podczas gdy zaledwie pół roku później – dwa razy tyle.

17 Ocieplenie klimatu jest kwestionowane przez niektórych naukowców, którzy twierdzą, że zmiany klimatu są cykliczne i naturalne oraz że wielokrotnie miały miejsce w minionych epokach. 18 P. Wintour, „Demand, not speculation, at heart of oil shock, says Brown.”, 23.06.2008, www.guardian.co.uk19 W spotkaniu w Dżuddzie uczestniczyło na zaproszenie Saudyjszyków 36 krajów – producentów i konsumentów ropy, przedstawiciele 22 towarzystw naftowych i siedmiu organizacji międzynarodowych. 20 BP Statictical World Review, June 2008 r., s. 41 21 Ibidem, s. 1

15

Konsekwencje wzrostu cen ropy odczuwalne są na całym świecie – rosną ceny paliw, żywności,

rachunki za gaz i prąd.

Zdaniem brytyjskiego premiera (z czym zgodziły się Stany Zjednoczone) przyczyną wzrostu cen

jest zbyt mała podaż ropy i rosnący popyt, szczególnie ze strony krajów rozwijających się takich

jak Indie i Chiny. Z tą opinią nie zgodził się prezes OPEC Chakib Khelil, który stwierdził, że

rynek jest w równowadze, a w ciągu roku popyt na ropę nie zwiększył się na tyle, by

wytłumaczyć dwukrotny wzrost jej ceny. Z kolei saudyjski król Abdullah o wzrost ceny ropy

oskarżył spekulantów i niski kurs dolara. Podczas spotkania Gordon Brown zaapelował do

państw OPEC o zwiększenie wydobycia ropy naftowej, a jako długoterminowe wyjście z

kryzysu zaproponował, aby część z 3 bilionów USD zarobionych na sprzedaży ropy naftowej, jej

producenci zainwestowali w projekty odnawialnych źródeł na świecie. „Do 2050 r. świat będzie

potrzebował tysiąc nowych elektrowni jądrowych, siedemset tys. turbin wiatrowych i sześćset

proc. wzrost zużycia energii słonecznej, wodnej i biomasy” – powiedział.22 Spotkanie

zakończyło się wydaniem wspólnego oświadczenia Królestwa Arabii Saudyjskiej, sekretariatów

Międzynarodowej Agencji Energii, Międzynarodowego Forum Energetycznego i OPEC23, w

którym stwierdzono, że zarówno producenci jak i konsumenci ropy muszą podjąć wysiłki, aby

ustabilizować rynek. M.in. należy zainwestować większe środki w nowe technologie, by

zapewnić odpowiedni poziom podaży ropy; zwiększyć transparentność rynku poprzez m.in.

lepszą wymianę informacji; wspomóc finansowo najmniej rozwinięte państwa, by

zminimalizować odczuwane przez nie skutki wysokich cen ropy oraz promować efektywność

energetyczną we wszystkich sektorach przez przekazywanie cenowych sygnałów rynkowych,

transfer technologii oraz rozpowszechnianie najlepszych praktyk produkcji i zużycia energii.

Arabia Saudyjska zadeklarowała również zwiększenie produkcji ropy naftowej o ok. 200 tys.

b/d24 do poziomu ok. 9,7 mln b/d25. Postępy w realizacji tych zamierzeń mają zostać ocenione

podczas spotkania w Londynie pod koniec 2008 r.

Żaden z surowców energetycznych nie wykazuje takich wahań cen jak ropa naftowa – każde

napięcie, szczególnie w rejonie bliskowschodnim (rys.1), wpływa na ich poziom, a że jest ona

surowcem strategicznym, bez którego trudno wyobrazić sobie rozwój motoryzacji, główni jej

importerzy narażeni są na groźbę inflacji i kryzysy gospodarcze wywołane zmianami jej ceny.

Tegoroczny szok cenowy to już trzeci kryzys naftowy w ostatnich trzech dekadach, który

22 N.Watt, “PM tries to persuade OPEC to invest ‘oil shock’ trillions in west’s green energy revolution”, 21.06.2008, www.guardian.co.uk; S. Coates „Gordon Brown visits Saudi Arabia to plead for ‘win-win’ deal on oil”, 23.06.2008, www.timesonline.co.uk23 Joint Statement by the Kingdom of Saudi Arabia and the Secretariats of the International Energy Agency, the International Energy Forum and the Organization of Petroleum Exporting Countries, Jeddah Energy Meeting, 22 June 2008, www.opec.org24To ok. 0,2 % światowego zużycia ropy naftowej. 25 barrels a day - baryłek dziennie

16

unaocznia, jak ważna dla gospodarki światowej jest energia. Pierwszy kryzys naftowy26 miał

miejsce na przełomie 1973 r. i 1974 r. Cena ropy wzrosła wtedy z 2,8 do 10,4 USD za baryłkę.

Drugi kryzys naftowy27 na przełomie 1979 i 1980 r. spowodował wzrost ceny ropy z 13 w 1978

r. do blisko 36 USD28 za baryłkę w 1980 r. W wyniku kryzysów naftowych (zwanych także

energetycznymi) nastąpił gwałtowny wzrost inflacji, bezrobocia, ograniczenie produkcji

przemysłowej i ogólny regres gospodarki światowej. Była to też doskonała lekcja – świat uznał,

że efektywne gospodarowanie paliwami jest konieczne: ropę naftową zaczęto zastępować

gazem, węglem i energią jądrową, wprowadzono programy racjonalizacji energii, w wyniku

realizacji których w krajach uprzemysłowionych zużycie ropy naftowej w 1982 r. spadło o ok.

20% w stosunku do poziomu z roku 197029.

Czy i tegoroczny kryzys skłoni świat do zmniejszenia zużycia energii, przerzucenia się na inne

nośniki, czy spowoduje wzrost udziału odnawialnych źródeł energii?

Rys. 1. Ceny ropy naftowej w latach 1861 – 2007 (w USD za baryłkę) na tle wydarzeń światowych

Opr. na podstawie:BP Statistical Review of World Energy, June 2008, s. 16

26 Kryzys był spowodowany gwałtownym podniesieniem cen ropy i embargiem państw zrzeszonych w OPEC, które zastosowały wobec państw popierających Izrael w wojnie Jom Kippur, która rozpoczęła się w październiku 1973 r. atakiem Egiptu i Syrii na Izrael. 27 Był on skutkiem rewolucji irańskiej. 28 BP Statictical World Review, June 2008 r., s. 16 29 J. Soliński, „Energetyka świata i Polski – ewolucja, stan obecny, perspektywy do 2030 r.”, Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej, Warszawa, maj 2007

17

Istota kryzysu energetycznego: definicja, przyczyny, następstwa

„Niedobór energii jest postrzegany jako kryzys energii, gdy ze względu na niemożność

zaspokojenia popytu na energię zgłaszanego przez gospodarkę oraz społeczeństwo, jej

niewystarczająca ilość i/lub jakość zaczyna się przeradzać w barierę wzrostu gospodarczego”30.

Jest wiele przyczyn kryzysu energetycznego. Do najważniejszych z nich należą:

� niedostateczna ilość dostępnych nośników energii pierwotnej;

� brak środków technicznych i ekonomicznych pozwalających na dokonywanie konwersji

energii pierwotnej w energię wtórną;

� brak stosownych urządzeń przesyłowych lub ich niewłaściwy stan techniczny;

� brak lub niewłaściwy stan techniczny urządzeń, za pomocą których użytkownicy końcowi

mogliby wykorzystać energię;

� bariera polityczna lub administracyjna – instytucjonalne i organizacyjne manipulowanie

warunkami przebiegu procesu pozyskiwania, przetwarzania, dystrybucji i użytkowania energii;

� zbyt wysokie ceny energii.

Równowagę na rynku zakłóca przede wszystkim wzrost popytu na energię związany w

szczególności z forsowaniem wzrostu gospodarczego, dynamicznym rozwojem transportu (gł.

lotniczego i motoryzacji indywidualnej) i rolnictwa (wzrost intensywności, chemizacja,

mechanizacja, biotechnologia) oraz dążeniem do zwiększenia wydajności pracy i zmniejszenia

wysiłku fizycznego pracujących, a także ogólnej poprawy jakości życia. Tymczasem podaż

energii jest ograniczona, zasoby nieodnawialnych źródeł energii wyczerpują się, rosną koszty ich

pozyskania, a więc i ceny samych surowców, pojawiają się ekologiczne bariery wydobycia,

przetwarzania i transportu nośników energii. Są to na razie symptomy globalnego kryzysu

energetycznego, ale nie należy ich lekceważyć, bowiem skutki ewentualnego globalnego

kryzysu energetycznego mogą być opłakane.

Najpoważniejsze przejawy kryzysu energetycznego to:

� o charakterze pierwotnym: niedobór energii, niezaspokojony popyt, niewłaściwa

jakość energii, nieciągłość jej dostaw i rosnący koszt energii;

� o charakterze wtórnym: degradacja środowiska naturalnego, wzrost cen dóbr i

usług, wzrost kosztów produkcji i utrzymania, wreszcie – zahamowanie wzrostu

gospodarczego;

� o charakterze ciągnionym: zmiany w sposobach prowadzenia działalności

gospodarczej i organizacji życia społecznego.

Walka z kryzysem i działania podejmowane w odpowiedzi na niedobór energii pociągają za sobą

również szereg następstw, zarówno po stronie podaży jak i popytu.

30 K. Kuciński, ”Energia w czasach kryzysu”, Centrum Doradztwa i Informacji Difin sp. z o.o., Warszawa 2006, s. 25

18

Rosnące ceny surowców energetycznych powodują zmiany na rynku energii: następuje

obniżenie progu opłacalności wydobycia do tej pory nieopłacalnych źródeł energii, opłacalne

stają się także inwestycje w alternatywne źródła energii31.

Po stronie podaży dochodzi do zmian o charakterze organizacyjnym (gł. działania prowadzące

do zmniejszenie zapotrzebowania na energię, doskonalenie jej dystrybucji i użytkowania,

prywatyzacja przedsiębiorstw zajmujących się konwersją i dystrybucją energii, odpowiednia

polityka akcyzowa, limity użytkowania energii i różnicowanie jej cen, wspieranie OZE) i

technicznym (usprawnienie pozyskiwania surowców energetycznych, większa sprawność

przetwarzania energii pierwotnej we wtórną, zmniejszanie strat w przesyle i magazynowaniu,

oszczędność energii przez jej użytkowników32, energooszczędne technologie i produkty).

Realność kryzysu energetycznego powoduje także wytworzenie społecznego klimatu

przyzwolenia na wszelkie działania prowadzące do bardziej racjonalnego użytkowania energii.

Na podkreślenie zasługuje fakt, że nowe źródła energii, podobnie jak inne dobra, mają

specyficzny cykl paliwowy, który trwa około pół wieku33.W pierwszej fazie – substytucji –

rozwijana jest nowa technologia. Jeśli podaż nowego źródła energii będzie wystarczająca i zyska

on akceptację użytkowników, wówczas pojawia się faza dominacji, w której nowy nośnik staje

się popularny wśród odbiorców i zaspokaja podstawową część popytu. Gdy zasoby nowego

nośnika zaczynają się wyczerpywać lub jego stosowanie przestaje być opłacalne, następuje faza

jego eliminacji – zastępowany jest nowym paliwem, tańszym, łatwiej dostępnym.

Taka sytuacja miała miejsce w minionych wiekach, kiedy to drewno zostało zastąpione węglem,

potem nastąpił boom naftowy, upowszechnił się gaz ziemny, popularność zyskała energia

jądrowa, a teraz coraz większego znaczenie nabierają odnawialne źródła energii.

Obecnie – nie tylko ze względu na rosnące ceny, ale także z powodu wyczerpywania się

zasobów – należy już teraz zacząć inwestować w substytuty ropy naftowej, na co zwrócił uwagę

główny ekonomista Międzynarodowej Agencji Energii Dr Fatih Birol34, który uważa, że świat

stoi u progu nowego porządku energetycznego. „Nawet jeśli ropy jeszcze na jakiś czas

wystarczy, to potem może już nie starczyć czasu” – podkreślił.

A o tym, ile jeszcze mamy czasu, zanim wyczerpią się zasoby surowców kopalnych i jak

rozwijają się inwestycje w odnawialne źródła energii – w kolejnym punkcie tego rozdziału.

31Najlepsze perspektywy zastąpienia ropy naftowej w motoryzacji mają ogniwa paliwowe i biopaliwa drugiej generacji. Por. K. Grad, „Ropę można zastąpić, ale jest to bardzo kosztowne”, 09.06.2008, www.gazetaprawna.pl32 Już pojawiają się pewne symptomy konieczności oszczędzania paliwa przez kierowców. Por. K. Grad, „Drogie paliwo zmusi do oszczędzania”, 17.06.2008, www.gazetaprawna.plPonadto Komisja Europejska wraz z Europejskim Stowarzyszeniem Przemysłu Naftowego EUROPIA w maju 2008 r. rozpoczęła kampanię "Oszczędzaj nie tylko paliwo”. Szczegóły na www.savemorethanfuel.eu33 Por. ”Energia w czasach kryzysu”, s. 35 34 F. Birol, „Outside View: we can’t cling to crude: we should leave oil before it leaves us”, 02.03.2008, www.independent.co.uk

19

3. Rezerwy surowców, produkcja i zużycie energii na świecie

3.1. Zużycie energii na świecie35

W 2007 r. światowe zużycie energii pierwotnej36(rys.2) wzrosło o 2,4% (256 mln toe37) w

porównaniu z rokiem poprzednim i osiągnęło ok. 11,1 mld toe, ale wzrost ten był mniejszy o

0,3% niż w roku 2006.

Rys. 2. Światowe zużycie energii pierwotnej do 2007 r. (w toe)

Źródło:BP Statistical Review of World Energy, June 2008, s. 42

Najwięksi światowi konsumenci energii pierwotnej to: Stany Zjednoczone (21,3% światowego

zużycia energii – ok. 2,36 mld toe rocznie), Chiny (16,8%, ok.1,86 mld toe), Rosja (6,2%,

ok.692 mln toe), Japonia (4,7%, ok. 518 mln toe) i Indie (3,6%, ok. 404 mln toe). Udział krajów

Unii Europejskiej w światowym zużyciu energii pierwotnej to 15,7% (1,75 mld toe), Afryki –

3,1%, Ameryki Środkowej i Południowej – 5%, zaś Bliskiego Wschodu – 5,2%.

Za 2/3 światowego wzrostu konsumpcji energii pierwotnej w 2007 r. odpowiedzialne są kraje

regionu Azji i Pacyfiku, w których w ciągu minionego roku wzrosła ona o 5%, choć warto

zauważyć, że zużycie energii spadło w Japonii o 0,9%, podczas gdy w Chinach, które są

odpowiedzialne za połowę wzrostu zużycia energii na świecie (133,6 mln toe), wzrosło ono o

7,7% (ale to najmniejszy wzrost zużycia w tym kraju od 2002 r.). Duży wzrost zużycia energii

nastąpił także w Indiach – o 6,8%. Zużycie energii w krajach Unii Europejskiej w 2007 r. spadło

o 2,2%. Największy spadek – o 5,6% – odnotowano dla Niemiec. Zużycie energii w Stanach

35 BP Statistical Review of World Energy, June 2008, s. 2, 40-43 36 Dane dot. energii pierwotnej obejmują tylko energię komercyjną. Nie obejmują paliw takich jak drewno, odchody zwierząt, torf, które są ważne dla wielu krajów świata, ale brakuje wiarygodnych statystyk ich zużycia. Przytoczone dane nie obejmujątakże energii wiatrowej, słonecznej oraz geotermalnej. 37 toe (ton of oil equivalent) – ekwiwalent ropy naftowej o wartości opałowej ok. 10 000 kcal/kg stosowany jako umowne paliwo wzorcowe. 1 toe w przybliżeniu jest równoważne 1,8 t węgla kamiennego; 4,7 t węgla brunatnego; 1200 m³ gazu ziemnego w warunkach normalnych.

20

Zjednoczonych wzrosło o 1,6%. Najwięcej energii pierwotnej zużywa przeciętny mieszkaniec

(rys.3) Stanów Zjednoczonych, Kanady, Bliskiego Wschodu i Norwegii (> 6 mln toe per capita),

najmniej – Afryki, Azji Pd-Wsch, Ameryki Środkowej i Południowej (< 1,5 mln toe).

Wśród paliw dominującą pozycję zajmuje ropa naftowa z blisko 36% udziałem w światowym

zużyciu energii pierwotnej, za nią plasuje się węgiel – ok. 29% udział i gaz ziemny – ok. 24%.

Energia jądrowa zaspokaja ok. 5,6% potrzeb energetycznych świata, a hydroenergetyka – ok.

6,4%.

Rys. 3. Zużycie energii pierwotnej na osobę w 2007 r. (w toe)


Najbardziej od ropy naftowej i gazu ziemnego (tab.1) uzależnione są kraje Bliskiego Wschodu

(te surowce pokrywają prawie 100% ich zapotrzebowania na energię), najmniej – kraje Regionu

Azji i Pacyfiku, w których dominuje węgiel (49,9%). Spośród wszystkich regionów

hydroenergetyka ma największy udział w pokryciu popytu na energię pierwotną w Ameryce

Środkowej i Południowej (27,7%), zaś energetyka jądrowa – w Unii Europejskiej (12,1%).

Tab. 1 Regionalna struktura zużycia energii pierwotnej w 2007 r.

Opracowanie własne na podst.BP Statistical Review of World Energy, June 2008, s. 41

38 Europa i kraje byłego ZSSR 39 Kraje Półwyspu Arabskiego, Iran, Irak, Izrael, Jordania, Liban, Syria 40 Kraje azjatyckie bez Rosji i Bliskiego Wschodu plus Australia, Nowa Zelandia, Papua Nowa Gwinea, Oceania

Region Ropa

naftowa Gaz ziemny Węgiel Energia

nuklearna Hydroenergetyka Mln toe Ameryka Północna 40,0% 25,7% 21,6% 7,6% 5,2% 2838,6 Ameryka Środk. i Pd. 45,6% 21,9% 4,1% 0,8% 27,7% 552,9 Europa i Eurazja38 31,8% 34,8% 17,9% 9,2% 6,3% 2987,5 Bliski Wschód39 51,1% 46,9% 1,1% - 0,9% 574,1 Afryka 40,1% 21,8% 30,7% 0,9% 6,4% 344,4 Region Azji i Pacyfiku40 31,2% 10,6% 49,9% 3,2% 5,1% 3801,8 Unia Europejska 40,3% 24,9% 18,2% 12,1% 4,4% 1744,5

21

3.2. Surowce energetyczne: zasoby, produkcja, zużycie

a. Ropa naftowa41

Aż 61 % szacowanych w sumie na 1238 mld baryłek (168,6 mld t) światowych udowodnionych

rezerw42 ropy naftowej (rys. 4) zlokalizowanych jest na Bliskim Wschodzie, przy czym pozycję

lidera zajmuje Arabia Saudyjska (21% światowych rezerw). Mniejsze zasoby znajdują się w

Iranie (11,2%), Iraku (9,3%), Kuwejcie (8,2%), Zjednoczonych Emiratach Arabskich (7,9%),

Katarze (2,2%). Zasobne w ropę naftową są również Wenezuela (7%), Rosja (6,4%), Libia

(3,3%), Kazachstan (3,2%), Nigeria (2,9%), Stany Zjednoczone (2,4%), Kanada (2,2%), Chiny

(1,3%), Meksyk, Brazylia, Algieria (po 1%) oraz Norwegia i Angola (po 0,7%).

Rys. 4. Udowodnione rezerwy ropy naftowej pod koniec 2007 r. (w mld baryłek)

Źródło:BP Statistical Review of World Energ,y, June 2008, s. 7

Warto przy tym zauważyć, że w ciągu minionych dwudziestu lat, dzięki nowym odkryciom,

rezerwy ropy naftowej zwiększyły się z 910 mld t baryłek w 1987 r. do obecnych 1238 mld t.

W 2007 r. światowa produkcja ropy naftowej (rys. 5) po raz pierwszy od 2002 r. spadła o 0,2%

(130 tys. b/d)43 i wynosiła średnio 81,5 mln b/d. Czołowymi producentami tego surowca są:

Arabia Saudyjska i Rosja (po 12,6% światowej produkcji) oraz Stany Zjednoczone (8%). Nieco

mniej ropy wydobywają Iran (5,4%), Chiny (4,8%), Meksyk (4,4%), Kanada (4,1%),

Zjednoczone Emiraty Arabskie (3,5%),Wenezuela (3,4%), Kuwejt (3,3%), Norwegia (3%),

Nigeria (2,9%), Irak (2,7%), Brazylia (2,3%), Algieria, Angola i Libia (po 2,2 %), Wielka

Brytania (2%).

41 BP Statistical Review of World Energy, June 2008, s. 3, 6-12 42 Udowodnione rezerwy - te zasoby ropy naftowej ze znanych rezerwuarów, co do których badania geologiczne i inżynierskie wykazały, że ich eksploatacja w przyszłości będzie ekonomicznie opłacalna i technicznie możliwa. 43 Było to głównie spowodowane cięciami produkcji przez kraje OPEC.

22

Należy zwrócić uwagę, że mimo dużych zasobów kraje Bliskiego Wschodu, eksploatują tylko

ich nieznaczną część, dzięki czemu wskaźnik R/P44 (rys. 6) jest u nich bardzo wysoki: średnio

ok. 82 lata, przy czym dla Iraku i Kuwejtu – aż ponad 100 lat. W podobnie korzystnej sytuacji

znajduje się Wenezuela (91 lat). Z kolei w złym położeniu są Stany Zjednoczone (ropy starczy

tam na ok.12 lat), Chiny (11 lat), Meksyk (ok. 10 lat) i Norwegia (9 lat). Średnia dla Unii

Europejskiej to ok. 8 lat.

Rys. 5. Produkcja ropy naftowej wg regionów w 2007 r. Rys. 6. Wskaźnik rezerwy-do- produkcji (R/P) w 2007 r. (mln

b/d) (w latach)

Źródło:BP Statistical Review of World Energy, June 2008, s. 10 Źródło:BP Statistical Review of World Energy, June 2008, s. 10

Zużycie ropy naftowej na świecie w 2007 r. wyniosło średnio 85,2 mln b/d45 i wzrosło o 1,1% w

porównaniu z 2006 r., czyli o ok. 1 mln b/d, z czego 2/3 wzrostu przypadło na jej eksporterów:

kraje Bliskiego Wschodu, Amerykę Środkową i Południową oraz Afrykę. Z kolei zużycie ropy w

Unii Europejskiej spadło o 2,6%.

Aż 2% udział w światowej konsumpcji ropy mają Stany Zjednoczone. Sporą ilość tego surowca,

ale zdecydowanie mniej niż USA, zużywają także: Chiny (9,3%), Japonia (5,8%), Indie (3,3%) i

Rosja (3,2%). Kraje Unii Europejskiej zużywają razem blisko 18% ropy naftowej, a Bliskiego

Wschodu – 7,4%.Najwięcej ropy zużywa przeciętny mieszkaniec (rys. 7) Ameryki Północnej i

Bliskiego Wschodu (>3 t), najmniej – Ameryki Południowej, Afryki i Azji Pd. – Wsch. (<0,75

t).

44 Wskaźnik R/P to iloraz rezerwy/produkcja z danego roku służący do oszacowania, na ile lat wystarczą surowce przy założeniu, że ich rezerwy się nie zmienią, a wielkość ich wydobycia pozostanie na stałym poziomie 45 Różnica między światową produkcją a zużyciem ropy jest wynikiem m.in. zmian w zapasach ropy, dodawania produktów nie ropopochodnych do paliw, a także niemożliwych do uniknięcia różnic w definicji, pomiarze i konwersji danych dot. podaży i popytu ropy.

23

Rys. 7. Zużycie ropy naftowej na osobę w 2007 r. (w tonach)


b. Gaz ziemny46

Światowe udowodnione rezerwy gazu ziemnego (rys. 8) oceniane są na ok.177,4 bilionów m³, z

czego ¼ zlokalizowana jest w Rosji. Zasobne w gaz są także kraje Bliskiego Wschodu: Iran

(15,7%), Katar (14,4%), Arabia Saudyjska (4%), Zjednoczone Emiraty Arabskie (3,4%), Irak

(1,8%) oraz Stany Zjednoczone (3,4%), Nigeria (3%), Wenezuela (2,9%), Algieria (2,5%),

Indonezja, Norwegia (po 1,7 %), Turkmenistan (1,5%), Malezja, Australia (po 1,4%), Egipt

(1,2%) a także Kazachstan, Chiny (po 1,1%) i Kanada (0,9%).

Należy przy tym zwrócić uwagę, że dzięki odkryciu nowych złóż gazu ziemnego w minionych

dwóch dekadach, jego rezerwy zwiększyły się z ok. 107 bilionów m³ w 1987 r. do obecnych 177

bilionów m³.

Rys. 8. Udowodnione rezerwy gazu ziemnego pod koniec 2007 r. (w bilionach m³)


W 2007 r. wyprodukowano 2940 bilionów m³ gazu ziemnego (rys. 9) – o 2,4% więcej niż w

poprzednim roku, głównie za sprawą Stanów Zjednoczonych, które zwiększyły wydobycie o

46 BP Statistical Review of World Energy, June 2008, s. 4, 22-29

24

4,3% (22,9 bln m³) w stosunku do 2006 r.47 Liderami w wydobyciu gazu ziemnego są: Rosja

(20,6% światowej produkcji) i Stany Zjednoczone (18,8%). Mniej tego surowca wydobywają:

Kanada (6,2%), Iran (3,8%), Norwegia (3%), Algieria (2,8%), Arabia Saudyjska (2,6%), Wielka

Brytania (2,5%), Chiny (2,4%), Indonezja, Turkmenistan (po 2,3%), Holandia (2,2%), Malezja

(2,1%), Katar i Uzbekistan (po 2%), Zjednoczone Emiraty Arabskie (1,7%), Egipt i Meksyk (po

1,6%), Argentyna (1,5%), Australia (1,4%), Trynidad i Tobago (1,3%), Nigeria (1,2%).

Podobnie jak w przypadku ropy naftowej, najwyższy wskaźnik R/P dla gazu ziemnego, bo aż

ponad 200 lat, jest dla krajów Bliskiego Wschodu (rys. 10). W najmniej korzystnej sytuacji

spośród czołowych producentów są Stany Zjednoczone i Kanada – gazu wystarczy im na ok. 11

lat i 9 lat, podczas gdy Rosji – aż na 73,5 lat. Średnio w Unii Europejskiej zasoby tego surowca

skończą się za ok. 15 lat.

Światowe zużycie gazu ziemnego w 2007 r. wzrosło o 3,1% (ok. 80 mln toe) i wyniosło ok. 2,64

mld toe. Za połowę tego wzrostu odpowiadają Stany Zjednoczone, co jest wynikiem srogiej

zimy i dużego popytu ze strony elektrowni. Zużycie gazu w Chinach wzrosło aż o 19,9% (10,1

mln toe) w stosunku do 2006 r. W Unii Europejskiej konsumpcja tego surowca spadła o 1,6%,

głównie za sprawą ciepłej zimy.

Rys. 9. Produkcja gazu ziemnego wg regionów w 2007 r. (mld m³) Rys. 10. Wskaźnik rezerwy-do-produkcji (R/P) w 2007 r. (w latach)

Źródło:BP Statistical Review of World Energy, June. 2008, s 26 Źródło:BP Statistical Review of World Energy, June 2008, s. 26

Najwięksi konsumenci gazu ziemnego to: Stany Zjednoczone (22,6% światowego zużycia) i

Rosja (15%). Zdecydowanie mniej zużywają go inne kraje, spośród których największy udział w

światowej konsumpcji mają: Iran (3,8%), Kanada (3,2%), Japonia, Wielka Brytania (po 3,1%),

Niemcy (2,8%), Włochy (2,7%), Arabia Saudyjska (2,6%), Chiny (2,3%), Ukraina (2,2%).

Udział Unii Europejskiej w światowym zużyciu gazu ziemnego w 2007 r. wyniósł 16,4%.

47 To największy wzrost produkcji dokonany przez USA od 1984 r.

25

Najwięcej gazu zużywa przeciętny mieszkaniec (rys. 11) USA, Rosji i krajów Bliskiego

Wschodu (> 2 toe), a najmniej – analogicznie jak w przypadku ropy naftowej – mieszkaniec

Ameryki Południowej, Afryki i Azji Pd. – Wsch. (<0,5 toe).

Rys. 11. Zużycie gazu ziemnego na osobę w 2007 r. (w toe)


c. Węgiel

Światowe udowodnione rezerwy węgla (rys. 12) szacowane są na ok. 847,5 mld t. Największymi

rezerwami dysponują: Stany Zjednoczone (28,6% światowych rezerw), Rosja (18,5%), Chiny

(13,5%), Australia (9%), Indie (6,7%), Republika Południowej Afryki (5,7%), Ukraina (4%),

Kazachstan (3,7%), Polska (0,9%), Niemcy, Kanada, Brazylia, Kolumbia (po 0,8%), Indonezja i

Czechy (po 0,5%).

Rys. 12. Udowodnione rezerwy węgla pod koniec 2007 r. (w mld t) W nawiasach podano dane dla antracytu48 i węgla bitumicznego49.


48 Odmiana węgla kamiennego o największej zawartości węgla. 49 Odmiana węgla brunatnego.

26

W produkcji (rys. 13) tego surowca, która w 2007 r. osiągnęła poziom ok. 3,14 mld toe,

przodują: Chiny (ok. 41% światowej produkcji) i Stany Zjednoczone (18,7%). Zdecydowanie

mniej węgla wydobywają: Australia (6,9%), Indie (5,8%), RPA (4,8%), Rosja (4,7%), Indonezja

(3,4%), Polska (2%) i Niemcy (1,6%) i Kolumbia (1,5%).

Należy wyraźnie podkreślić, że węgiel to surowiec, którego światowe rezerwy wystarczą na

najdłuższy okres czasu spośród wszystkich kopalnych źródeł energii: np. w Rosji na 500 lat, na

Ukrainie na 444 lata, w Stanach Zjednoczonych na 234 lata. Gorzej sytuacja wygląda w

Chinach, w których przy aktualnej produkcji i niezmienionych udokumentowanych rezerwach

węgiel wyczerpie się za 45 lat oraz w Polsce, w której węgla zabraknie prawdopodobnie za 51

lat. Dla Unii Europejskiej wskaźnik R/P wynosi 50 lat.

Piąty rok z rzędu zużycie węgla rosło na świecie szybciej niż ropy i gazu. W 2007 r. jego

konsumpcja osiągnęła poziom ok. 3,2 mld toe i wzrosła w porównaniu z 2006 r. o 4,5% (136

mln toe). Za 2/3 tego wzrostu odpowiedzialne są Chiny, które są też jego największym

konsumentem (41,3% światowego zużycia). Do czołowych konsumentów węgla należą także:

Stany Zjednoczone (18,1%), Indie (6,5%), Japonia (3,9%), RPA (3,1%), Rosja (3%), Niemcy

(2,7%), Polska (1,8%). Kraje Unii Europejskiej mają razem 10% udział w światowym zużyciu

tego nośnika energii.

Rys. 13. Produkcja i zużycie węgla w 2007 r. (w mln toe)


d. Uran50

Światowe rezerwy uranu pod koniec 2007 r. oceniane są na ok. 5,5 mln t51 (o 0,8 mln więcej niż

w 2005 r.), a badania geologiczne wykazały, że kolejne 10,5 mln t uranu będzie możliwe do

50 Uranium 2007: Resources, Production and Demand ("Red Book"), OECD Nuclear Energy Agency & International Atomic Energy Agency, June 2008: http://www.nea.fr/html/general/press/2008/2008-02.html; http://www.iaea.org/NewsCenter/News/2008/uraniumreport.html; http://world-nuclear.org/;

27

eksploatacji w przyszłości. Największe złoża rud uranu znajdują się w: Australii (23%

światowych rezerw), Kazachstanie (15%), Rosji (10%), RPA (8%), Kanadzie (8%), Stanach

Zjednoczonych (6%), Brazylii, Namibii, Nigrze (po 5%), a także na Ukrainie (4%).

Ponad połowa wydobywanego na świecie uranu pochodzi z kopalń trzech krajów: Kanady

(23%), Australii (21%) i Kazachstanu (13%).

Pod koniec 2006 r. globalna produkcja uranu (39,6 tys. t) zaspokoiła ok. 60 % zapotrzebowania

435 czynnych komercyjnych reaktorów jądrowych na świecie (które wynosi 66,5 tys. t52).

Agencja Energii Nuklearnej OECD i Międzynarodowa Agencja Energii Atomowej oceniają, że

światowe zasoby uranu wystarczą przynajmniej na 100 najbliższych lat przy obecnym poziomie

konsumpcji, jednak w związku z prognozowanym przez nie wzrostem mocy elektrowni

jądrowych z 372 GW w 2007 r. do między 509 (+38%) a 663 GW (+80%) w 2030 r., światowa

produkcja uranu osiągnie poziom od 94 tys. do 122 tys. t rocznie, dlatego o ile nie zostaną

odkryte nowe złoża rud uranu, należy sądzić, że wskaźnik R/P może być mniejszy.

3.3. Energetyka jądrowa53

W 2007 r. zużycie energii jądrowej spadło o 2%54 (12,9 mln toe) w stosunku do poprzedniego

roku, a to głównie za sprawą Niemiec i Japonii55 (te kraje są odpowiedzialne za 90% tego

spadku), i osiągnęło poziom 622 mln toe.

Najwięksi światowi producenci energii z elektrowni jądrowych to: Stany Zjednoczone (30,9%

udział), Francja (16%), Japonia (10,1%), Rosja (5,8%), Korea Południowa (5,2%) i Niemcy

(5,1%). Kraje Unii Europejskiej mają 34% udział w światowym wytwarzaniu energii jądrowej.

Rys. 15. Wykorzystanie energii jądrowej wg regionów w 2007 r. (w mln toe)


51Uwzględniono te zasoby, które mogą być wydobyte po cenie mniejszej niż 130 USD /kg. 26 maja 2008 r. średnia cena 1 kg uranu wynosiła 156 USD. 52 Różnica między produkcją a zapotrzebowaniem jest zaspokajana z wtórnych źródeł uranu, m.in. ponownego wzbogacania odpadów uranowych oraz demontażu 12 tys. głowic nuklearnych. 53 BP Statistical Review of World Energy, June 2008, s. 5, 36-37 54 Największy odnotowany dotąd przez BP spadek produkcji energii jądrowej. 55 W Japonii z powodu trzęsienia ziemi została zamknięta największa elektrownia jądrowa na świecie.

28

3.4. Hydroenergetyka56

Ilość energii produkowanej przez elektrownie wodne w 2007 r. wzrosła o 1,7% w stosunku do

poprzedniego roku, trochę poniżej średniej z ostatnich 10 lat i osiągnęła poziom 709,2 mln toe.

Wzrost produkcji z hydroelektrowni w Chinach, Brazylii i Kanadzie został zrównoważony

spowodowanym suszą spadkiem produkcji w USA i południowej Europie.

Najwięksi światowi producenci energii z elektrowni wodnych to: Chiny (15,4%), Brazylia

(11,9%), Kanada (11,7%), Stany Zjednoczone (8%), Norwegia (4,3%), Indie (3,9%), Szwecja

(2,1%), Francja (2%). Kraje Unii Europejskiej mają łącznie 34% udział w światowej konsumpcji

energii z hydroenergetyki.

Rys. 16. Wykorzystanie energii z hydroenergetyki wg regionów w 2007 r. (w mln toe)


3.5. Inne źródła energii odnawialnej57

Pomimo szybkiego rozwoju, energia produkowana ze źródeł geotermalnych, wiatrowych i

słonecznych58 stanowi jedynie ok. 1,5 % wytwarzanej na świecie energii elektrycznej, z czego

ok. ¾ wytwarzane jest w elektrowniach wiatrowych.

Światowymi liderami energetyki odnawialnej są Japonia oraz Europa, w których OZE zyskują

coraz większe znaczenie, przyczyniając się do wzrostu PKB i zatrudnienia.

Globalny przemysł związany z energią odnawialną rozrastał się w szybkim tempie w 2007 r.

Światowe inwestycje w energetykę odnawialną osiągnęły poziom 71 mld USD (Niemcy – 14

mld USD; Chiny – 12,9 mld USD; USA – 10 mld USD), z czego 47% przypadło na budowę

nowych elektrowni wiatrowych, a 30% – paneli słonecznych.

56 BP Statistical Review of World Energy, June 2008, s. 5, 38-39 57 http://www.bp.com/sectiongenericarticle.do?categoryId=9023767&contentId=704419658 Raport BP nie uwzględnia biomasy (poza produkcją etanolu), ponieważ brak jest wiarygodnych i dokładnych statystyk dotyczących tego źródła energii.

29

a. Energia geotermalna59

Moc generowana przez elektrownie geotermalne w 2007 r. wzrosła o 1,5 % w stosunku do 2006

r. (był to najmniejszy wzrost spośród wszystkich OZE) i osiągnęła 9,7 GW, głównie dzięki

nowym inwestycjom w Stanach Zjednoczonych (+106 MW) i na Islandii (+34 MW).

Światowymi liderami energetyki geotermalnej są Stany Zjednoczone z 30% udziałem w

globalnej zainstalowanej mocy w źródłach geotermalnych i Filipiny z 20% udziałem. Energia ze

źródeł geotermalnych zaspokajają 5% popytu na energię elektryczną w Kalifornii, z kolei w

Salwadorze aż 25% energii elektrycznej wytwarzane jest przez elektrownie geotermalne, na

Filipinach, Islandii i w Kenii – po 20%, a w Nowej Zelandii – 7%.

b. Energia słoneczna60

Moc elektrowni słonecznych na świecie średnio podwajała się co 2 lata od 1996 r. (rys.17). W

2006 r. wzrosła ona o 36% w stosunku do roku poprzedniego i osiągnęła poziom ok. 5,7 GW. Do

tego wzrostu przyczyniły się głównie Niemcy (wzrost o 50% do poziomu ok. 2,9 GW), Japonia

(wzrost o 20% do poziomu 1,7 GW) oraz Stany Zjednoczone (wzrost o 30% do poziomu 0,6

GW). Moc elektrowni w Europie wzrosła o 48%, osiągając 3,2 GW pod koniec 2006 r.

Warto zaznaczyć, że Japonia, Niemcy oraz Stany Zjednoczone to także kraje z największymi

programami wsparcia dla przemysłu fotowoltaicznego, a zarazem najwięksi producenci paneli

słonecznych.

Rys. 17. Moc systemów fotowoltaicznych członków IEA Photovoltaic Power System Programme61 (w MW)

59 http://www.bp.com/sectiongenericarticle.do?categoryId=9023788&contentId=704418460Dane pochodzą z http://www.bp.com/sectiongenericarticle.do?categoryId=9023789&contentId=7044135, opr. na podst. Raportu IEA Photovoltaic Power System Programme Trends in PV Applications. 61 Program Fotowoltaicznych Systemów Energetycznych Międzynarodowej Agencji Energii (IEA PVPS – International Energy Agency Photovoltaic Power System Programme) to jedno z porozumień R&D (research&development) w ramach IEA. Od 1993 członkowie PVPS zrealizowali szereg wspólnych przedsięwzięć z zakresu zastosowania fotowoltaicznej konwersji energii słonecznej w elektryczną. Obecnie PVPS liczy 21 członków, którymi są: Australia, Austria, Dania, Europejskie Stowarzyszenie Przemysłu Fotowoltaicznego, Francja, Hiszpania, Holandia, Izrael, Japonia, Kanada, Korea Południowa, Meksyk, Niemcy, Norwegia, Portugalia, Stany Zjednoczone, Szwajcaria, Szwecja, Unia Europejska, Wielka Brytania, Włochy. http://www.iea-pvps.org/ar/ar07/07ar_PV__Systems_Programme.pdf

30

c. Energia wiatru62

Pod koniec 2007 r. moc elektrowni wiatrowych na świecie osiągnęła 94 GW (rys. 18) – o 26,5%

więcej niż w 2006 r. Obecnie, wytwarzane jest w nich ok. 194 TWh energii elektrycznej. W

2007 największy wzrost mocy w elektrowniach wiatrowych odnotowano dla Stanów

Zjednoczonych (wzrost o 45%, czyli 5,2 GW), Chin (wzrost o 127%, czyli 3,3 GW) i Hiszpanii

(wzrost o 26,7%, czyli 3,1 GW), przy czym trzeba podkreślić, że rynek energetyki wiatrowej w

Chinach rozrasta się najszybciej. Wzrost mocy wytwarzanej w elektrowniach wiatrowych w

Niemczech w 2007 r. był niższy niż w 2006 r. (wtedy zainstalowano dodatkowe 2,2 GW mocy)

i osiągnął 1,7. GW (+7,9%). Mimo to, z 22,3 GW mocy zainstalowanej w elektrowniach

wiatrowych (24% mocy elektrowni wiatrowych na świecie), Niemcy pozostają światowym

liderem energetyki wiatrowej. Za nimi są: Stany Zjednoczone (16,9 GW), Hiszpania (14,7 GW),

Indie (7,8 GW), Chiny (5,9 GW), Dania (3 GW), Włochy (2,7 GW), Francja (2,5 GW), Wielka

Brytania (2,4 GW) i Portugalia (2,1 GW).

Europa Zachodnia to największy rynek dla energetyki wiatrowej, zarówno pod względem

wzrostu mocy elektrowni (7,8 GW, czyli 39% światowego wzrostu w 2007 r.), jak i całkowitej

zainstalowanej mocy (54,6 GW, czyli 58% światowej mocy). Jednakże udział Chin i Indii

szybko rośnie: wg szacunków udział mocy chińskich elektrowni w światowej mocy energetyki

wiatrowej wzrośnie ponad dwukrotnie z 6,3% w 2007 r. do 14,7% w 2012 r.

Energia wiatru w coraz większym stopniu zaspokaja popyt na energię elektryczną w Europie: w

Hiszpanii energia elektryczna z elektrowni wiatrowych stanowi 10% całkowitej wytwarzanej

energii elektrycznej, w Niemczech – 7,6%, w Danii – ok. 20%, a w Portugalii –12%.

Szybki rozwój energetyki wiatrowej jest możliwy głównie dzięki dotacjom rządowym. Przyszły

wzrost jest także uzależniony od dalszych postępów technologicznych. Należy zaznaczyć

również, że wzrastający udział energetyki wiatrowej w produkcji elektryczności to spore

wyzwanie dla operatorów sieci elektroenergetycznej, ponieważ z powodu zmienności wiatrów,

musi wzrosnąć moc innych elektrowni, które w przypadku spadku mocy z elektrowni

wiatrowych, zapewniłyby odpowiednią podaż energii elektrycznej.

62 http://www.bp.com/sectiongenericarticle.do?categoryId=9023790&contentId=7044134

31

Rys. 18. Zainstalowana moc turbin wiatrowych na świecie

d. Etanol63

Światowa produkcja etanolu (rys. 19) w 2007 r. wzrosła o 27,8% i osiągnęła poziom 26 mln toe

(równoważność 920 tys. b/d). Podaż trzeci rok z rzędu zwiększyła się głównie dzięki wzrostowi

produkcji w Stanach Zjednoczonych (wzrost o 33% do poziomu 12 mln toe) i Brazylii (27%;

11,3 mln toe). Produkcja w Europie wzrosła o 7,5% i wyniosła ok. 0,9 mln toe.

W miarę wzrostu cen ropy naftowej, etanol który jest substytutem benzyny, będzie zyskiwał na

znaczeniu. Już teraz w Brazylii, gdzie etanol produkowany jest z trzciny cukrowej, 45%

samochodów jeździ tylko na tym biopaliwie64, gdyż jest ono o ok. 30% tańsze od benzyny.

Brazylijski etanol jest także tańszy od etanolu amerykańskiego, który powstaje na bazie zboża.

W 2007 r. Brazylia wyeksportowała jedynie 15% (2,4 mld l) etanolu, ale ze względu na rosnącą

liczbę plantacji, sprzedaż za granicę także rośnie. Według szacunków Instytutu Gospodarki

Rolnej z Săo Paulo, w 2015 roku Brazylia będzie dostarczać na światowy rynek aż ok. 66,7 %

etanolu (8 mld l).

63 http://www.bp.com/sectiongenericarticle.do?categoryId=9023791&contentId=704419464 L. Perez, “Cukier na wagę złota”, La Vanguardia, 7.07.2008, http://wiadomosci.onet.pl/1496731,2678,1,1,cukier_na_wage_zlota,kioskart.html

32

Rys. 19. Światowa produkcja etanolu (mln toe)

Źródło: www.bp.com

e. Biodiesel65

Światowa produkcja drugiego wytwarzanego z biomasy substytutu kopalnych paliw

transportowych – biodiesla – jest znacznie niższa niż etanolu i w 2007 r. wyniosła 7,56 mln toe,

aczkolwiek dynamika jego wzrostu jest większa niż w przypadku etanolu, bowiem w 2007 r.

wyprodukowano go aż o 43% więcej niż w roku poprzednim. Największym producentem tego

biopaliwa jest Unia Europejska (tab. 2) wytwarzająca blisko 60% światowego biodiesla, gł. z

oleju rzepakowego (liderami są Niemcy i Francja). Zdecydowanie mniej biodiesla wytwarzają

Stany Zjednoczone (gł. z oleju sojowego), Indonezja, Malezja (gł. olej palmowy) czy Brazylia

(olej sojowy).

Tab. 2. Produkcja biodiesla na świecie

Kraj/region Mtoe Unia Europejska 4,52 USA 1,25 Indonezja 0,30 Malezja 0,24 Brazylia 0,17 Świat 7,56

Opr. własne na podst. F.O. Licht (2007), Economic Assessment of biofuel support policies, OECD 2008, str. 13

***

Mówiąc o biopaliwach, nie można zapominać o wielu negatywnych konsekwencjach ich

rosnącej produkcji, takich jak chociażby karczowanie lasów deszczowych Amazonii i Azji pd.-

wsch. pod uprawy surowców do produkcji biopaliw66 czy też rosnące ceny żywności, które w

pierwszej połowie 2008 r. doprowadziły do światowego kryzysu żywnościowego, zamieszek w

65 Dane pochodzą z Economic Assessment of biofuel support policies, OECD 2008 66FACTBOX: N. Hunt, “World biofuel production and its impact” , 3.06.2008, www.reuters.com

33

wielu krajach (m.in. w Kamerunie, Bangladeszu, Egipcie, na Haiti), wzrostu biedy67 i większej

umieralności z powodu głodu, za co wg Jeana Zieglera68 – specjalnego sprawozdawcy ONZ ds.

prawa do żywności w latach 2000-2008 – w głównej mierze odpowiedzialna jest polityka

paliwowa Stanów Zjednoczonych i Unii Europejskiej69.

Tajny raport najlepszych ekonomistów Banku Światowego pod redakcją Dona Mitchella,

zdobyty przez dziennikarzy „The Guardian”70 wskazuje, że produkcja biopaliw ma aż 75%

udział we wzroście cen żywności na świecie, które od 2002 r. do lutego 2008 r. zwiększyły się o

140%. Należy przy tym podkreślić, iż raport zaznacza, że tak znaczącego wpływu na ceny

żywności nie miała brazylijska produkcja etanolu z trzciny cukrowej. Zdaniem autorów raportu,

są trzy drogi zakłócania rynku żywności poprzez produkcję biopaliw: po pierwsze część plonów

zamiast na żywność idzie do produkcji biopaliw; po drugie rolnicy są zachęcani, aby coraz

większą część pól uprawnych przeznaczać na surowce do produkcji biopaliw; po trzecie – do

wzrostu cen przyczynia się spekulacja zbożem na rynkach światowych.

Kwestia światowego bezpieczeństwa żywnościowego była także tematem szczytu G871, na

którym przyjęto oświadczenie72, w którym liderzy najbardziej uprzemysłowionych państw

świata, Rosji i Unii Europejskiej stwierdzili m.in.,że zapewnią zgodność polityki

zrównoważonej produkcji i użycia biopaliw z bezpieczeństwem żywnościowym oraz przyspieszą

rozwój i komercjalizację biopaliw drugiej generacji73.

67 Wg szacunków Banku Światowego tegoroczny kryzys żywnościowy doprowadził do tego, że dodatkowe 100 mln ludzi na świecie żyje poniżej granicy ubóstwa. 68 “Biofuel production is a criminal path leading to global food crisis” , 28.04.2008, www.un.org/news/69 W 2007 r. aż 1/3 plonów zbóż w USA została przeznaczona na produkcję biopaliw, a w UE – blisko połowa olejów. Ponadto UE planuje osiągnąć 10% udział biopaliw w zużyciu wszystkich paliw transportowych w 2020 r. Zarówno w USA jak i UE biopaliwa mają być remedium na rosnącą emisję dwutlenku węgla z transportu oraz uzależnienie od importu ropy naftowej. 70 A. Chakrabortty, “Secret report: biofuel caused food crisis”, 04.07.2008, www.guardian.co.uk71 W szczycie G8, który miał miejsce na japońskiej wyspie Hokkaido w dniach 7-9 lipca 2008 r. poza przywódcami państw G8 (Japonii, Kanady, Stanów Zjednoczonych, Francji, Niemiec, Włoch, Wielkiej Brytanii, Rosji) wziął udział przewodniczący Komisji Europejskiej J.M. Barroso. www.g8summit.go.jp72 G8 Leaders Statement on Global Food Security73 Biopaliwa drugiej generacji są produkowane m.in. z resztek drewnianych, siana czy celulozy (bioetanol) czy w procesie upłynniania biomasy (tzw. BtL – biomass to liquid). Obecnie istnieją dwie bariery dla opanowania produkcji biopaliw następnej generacji na skalę przemysłową: technologia i koszty wytwarzania.

34

4. Globalny problem emisji gazów cieplarnianych i gospodarcze konsekwencje

zmian klimatu

4.1. Światowa emisja dwutlenku węgla z energetyki74

Dwutlenek węgla jest nieuniknionym produktem ubocznym spalania surowców energetycznych.

W ciągu ponad 30 lat światowa emisja CO2 ze spalania paliw kopalnych niemal się podwoiła i w

roku 2005 osiągnęła ok. 27 Mt (rys. 20), przy czym największy wzrost odnotowano dla węgla (o

ok. 4 800 Mt), którego spalanie generowało 40,5% CO2 emitowanego do atmosfery podczas

wytwarzania energii w 2005 r.75

Rys. 20. Emisja CO2 w 1973 i 2005 r. wg spalanego paliwa

Źródło: Key World Energy Statistics 2007, International Energy Agency, s. 44

Najwięksi światowi emitenci tego gazu cieplarnianego w 2005 r. to kraje OECD zamieszkane

przez ok. 20% ludności świata i wytwarzające ponad połowę światowego PKB (według parytetu

siły nabywczej), które są odpowiedzialne za blisko 50% (rys. 21) światowej emisji dwutlenku

węgla z energetyki, przy czym niemal połowę z tego emitują Stany Zjednoczone (5 817 Mt –

21,4% udział w globalnej emisji CO2 z energetyki). Znacznie mniejsi emitenci wśród państw

OECD to: Japonia (1 214 Mt), Niemcy (813 Mt), Kanada (549 Mt), Wielka Brytania (530 Mt),

Włochy (454 Mt), Korea (449 Mt), Meksyk (390 Mt), Francja (388 Mt), Australia (377 Mt) i

Hiszpania (342 Mt).

Duży udział w światowej emisji CO2 z energetyki mają Chiny (5 060 Mt – 18,8% w 2005 r.), dla

których odnotowano największy wzrost uwalniania CO2 – niemal sześciokrotny w ciągu ponad

30 lat. Inni czołowi emitenci CO2 z energetyki na świecie to Rosja (1 544 Mt) i Indie (1 147 Mt).

74 Dane pochodzą z Key World Energy Statistics 2007, International Energy Agency 75 Należy przy tym zauważyć, że spalaniu węgla towarzyszy największa jednostkowa emisja CO2. Mniejsze emisje generująpaliwa, które w swoim składzie oprócz węgla zawierają także wodór. Dla porównania: emisja CO2, której wartość dla węgla kamiennego (średnio 0,35 kg CO2/kWh) umownie przyjmiemy za 1 wynosi: 1,07 dla węgla brunatnego; 0,82 dla oleju opałowego; 0,78 dla oleju napędowego i ropy naftowej; 0,70 dla benzyny i 0,59 dla gazu ziemnego. A. Hrynkiewicz, „Energia. Wyzwanie XXI wieku.”, Wydawnictwo Uniwersytetu Jagiellońskiego, Kraków 2002, s. 102

35

Za nimi znajdują się znacznie mnie emitujące kraje: Iran (407 Mt), Indonezja (341 Mt), Brazylia

(330 Mt), Arabia Saudyjska (320 Mt).

Rys. 21. Emisja CO2 w 1973 i 2005 r. wg regionów

Źródło: Key World Energy Statistics 2007, International Energy Agency, s. 45

4.2. Zmiany klimatu: przyczyny i symptomy

Według opinii IPCC76 wyrażonej w IV Raporcie Oceniającym77, z ponad 90%

prawdopodobieństwem można uznać, że główną przyczyną obserwowanego już teraz globalnego

ocieplenia jest wzrost koncentracji gazów cieplarnianych (GHGs – ang. greenhouse gases) w

atmosferze spowodowany emisjami pochodzenia antropogenicznego. Globalne emisje GHGs78

będące efektem działalności człowieka wzrosły o 70% w latach 1970-2004. Największy ich

wzrost zaobserwowano dla wytwarzania energii, transportu i przemysłu, w wolniejszym tempie

rosły emisje z budownictwa, leśnictwa (z uwzględnieniem wylesiania) i rolnictwa. Największym

źródłem emisji GHGs jest CO2, którego emisje w omawianym okresie wzrosły o 80%: z 21 do

38 Gt rocznie i stanowiły 77% globalnej antropogenicznej emisji GHGs79 w 2004 r. Uwalniany

76 Międzyrządowy Zespół ds. Zmian Klimatu (ang. Intergovernmental Panel on Climate Change - IPCC) to ciało naukowe założone w 1988 r. przez dwie organizacje Narodów Zjednoczonych - Światową Organizację Meteorologiczną (WMO) oraz Program Środowiskowy Narodów Zjednoczonych (UNEP). IPCC nie prowadzi badań naukowych ani monitoringu zmian klimatu, lecz dokonuje oceny i syntezy najnowszego światowego piśmiennictwa naukowego, technicznego i socjoekonomicznego w celu zrozumienia wywołanych działalnością człowieka zmian klimatu, ich wpływu na planetę oraz sposobów adaptacji do tych zmian i ich minimalizowania. www.ipcc.ch/about/index.htm12 października 2007 IPCC oraz Al Gore zostali uhonorowani pokojową Nagrodą Nobla. 77 Na podst. Climate Change 2007 - Synthesis Report (SYR) przyjętego w Walencji, Hiszpania 17 listopada 2007 r. będącego czwartą częścią Czwartego Raportu Oceniającego IPCC (The Fourth Assessment Report, w skrócie AR4) – podsumowaniem prac trzech grup roboczych IPCC (a jednocześnie streszczeniem ich raportów): ds. badania fizycznego podłoża zmian klimatu; ds. wpływu zmian klimatu na planetę i adaptacji do nich oraz ds. łagodzenia zmian klimatu przez ograniczenie lub zapobieganie antropogenicznym emisjom gazów cieplarnianych. AR4 został napisany przez ponad 600 autorów z 40 krajów i był recenzowany przez 620 ekspertów i przedstawicieli rządów. Streszczenie raportu zostało ocenione przez przedstawicieli 113 krajów. Poprzednie raporty IPCC były publikowane w 1990, 1995 i 2001 r. http://www.ipcc.ch/pdf/assessment-report/ar4/syr/ar4_syr_frontmatter.pdf78 Omawiana statystyka obejmuje następujące gazy cieplarniane: dwutlenek węgla, metan (CH4), podtlenek azotu (N2O), flurowęglowodory (HFCs), perfluorowęglowodory (PFCs), sześciofluorek siarki (SF6). 79Udział poszczególnych gazów w globalnych emisjach GHGs podawany jest w przeliczeniu na równoważniki emisji CO2. CO2e jest wielkością używaną do porównania ilości różnych gazów cieplarnianych z ilością dwutlenku węgla niezbędnego do wytworzenia takiego samego efektu. CO2e otrzymuje się przez przemnożenie emisji danego GHG przez jego potencjał tworzenia

36

w wyniku spalania paliw kopalnych CO2 miał największy, bo aż 56,6 % udział w emisji

wszystkich GHGs na świecie w 2004 r. 17,3 % emitowanych GHGs stanowi CO2 uwalniany w

wyniku wylesiania czy rozkładu biomasy; 2,8% to CO2 z pozostałej ludzkiej aktywności; za 14,3

% emisji GHGs odpowiedzialny jest metan, którego głównym źródłem jest rolnictwo i

energetyka; 7,9% udział przypada na podtlenek azotu (gł. z rolnictwa), a 1,1% na HFCs, PFCs,

SF6 łącznie.

W wyniku działalności człowieka koncentracja GHGs w atmosferze wzrosła w porównaniu z

okresem przedindustrialnym: z 280 do 379 ppm80 w 2005 r. dla CO2, z 715 do 1732 ppb81 dla

CH4 i z 270 do 319 ppb dla N2O. Koncentracja dwutlenku węgla i metanu w 2005 r. znacznie

przewyższała ich naturalny zakres koncentracji w ciągu ostatnich 650 tys. lat.

I to właśnie tak znaczny wzrost koncentracji gazów cieplarnianych w atmosferze jest zdaniem

wielu naukowców przyczyną podwyższenia się temperatury powierzchni Ziemi – w latach 1906-

2005 wzrosła ona o 0,74°C. Ponadto o globalnym ociepleniu ma świadczyć fakt, iż 11 lat z

okresu 1995-2006 zalicza się do dwunastki najcieplejszych lat od roku 1850. Najszybciej rośnie

temperatura terenów arktycznych. Dane satelitarne wskazują, że od 1978 r. zasięg arktycznego

lodu morskiego zmniejszał się średnio o 2,7% na dekadę. Ponadto na obu półkulach kurczyły się

lodowce górskie, zmniejszała się pokrywa śnieżna, a od 1900 r. na półkuli północnej obszar

zmarzliny zmalał o ok. 7%. Z powodu termicznej ekspansji oceanu, a w mniejszym stopniu

topnienia lodowców i czap lodowych oraz polarnych pokryw lodowych, wzrasta poziom morza –

w latach 1961-2003 w tempie średnio 1,8 mm rocznie, a w dekadzie 1993-2003 już o 3,1 mm

rocznie. Inna zaobserwowana zmiana klimatu to znaczny wzrost parowania we wschodniej

części Ameryki Północnej i Południowej, północnej części Europy oraz północnej i centralnej

Azji, podczas gdy parowanie zmniejszyło się na terenie Sahelu, obszaru śródziemnomorskiego,

w południowej Afryce i Azji. Są także dowody potwierdzające wzrost aktywności tropikalnych

cyklonów na północnym Atlantyku od 1970 r.

Należy podkreślić, iż klimat Ziemi od zawsze ulegał zmianom, które są zjawiskiem jak

najbardziej naturalnym82. Natomiast obecnie niepokojąca jest alarmująca szybkość, z jaką te

efektu cieplarnianego, czyli efektywność zatrzymywania ciepła w atmosferze (Global Warming Potential – GWP), który, odniesiony został do dwutlenku węgla (GWP=1) w przyjętym horyzoncie czasowym (zazwyczaj 100 lat). GWP100 dla CH4=25, dla N2O=298, dla SF6=3200, a dla HFCs i PFCs niezwykle zróżnicowane: od kilkuset do kilkudziesięciu tysięcy. Wielkości na podst. AR4, WGI 2.10, s. 212 http://ipcc-wg1.ucar.edu/wg1/Report/AR4WG1_Print_Ch02.pdf80ppm (ang.parts per million) – to przyjęty na świecie sposób wyrażania stężenia bardzo rozcieńczonych roztworów związków chemicznych. Stężenie to jest pochodną ułamka molowego i określa ile cząsteczek związku chemicznego przypada na 1 milion cząsteczek roztworu. http://pl.wikipedia.org/wiki/Ppm81 ppb (ang. parts per billion) – to przyjęty na świecie sposób wyrażania stężenia skrajnie rozcieńczonych roztworów związków chemicznych. Stężenie to jest pochodną ułamka molowego i określa ile cząsteczek związku chemicznego przypada na 1 miliard (ang. billion – 109) cząsteczek rozpuszczalnika. http://pl.wikipedia.org/wiki/Ppb82 Więcej na ten temat na: http://www.imgw.pl/wl/internet/zz/klimat/index.html

37

zmiany następują, co stwarza realne zagrożenie, iż człowiek i otaczające go środowisko nie będą

w stanie się do nich przystosować.

Do obserwowanych już teraz efektów zmian klimatu należy m.in. powiększanie się powierzchni

i wzrost liczby jezior glacjalnych, zwiększona niestabilność podłoża na obszarach zmarzliny,

lawiny skalne w regionach górskich, zmiany w ekosystemach Arktyki i Antarktyki prowadzące

do zakłóceń łańcucha pokarmowego i grożące wyginięciem licznych gatunków roślin i zwierząt,

zmiany w ekosystemach lądowych (szybsze rozwijanie się liści, wcześniejsze migracje ptaków i

składanie przez nie jaj; zmiany zasięgu występowania niektórych gatunków roślin i zwierząt),

obumieranie raf koralowych, zwiększona zasobność oceanów w glony i zooplankton w wysokich

szerokościach geograficznych, wcześniejsze migracje ryb w rzekach, wcześniejsza pora sadzenia

upraw na półkuli północnej, zwiększona śmiertelność spowodowana falami gorąca w Europie,

częstsze pożary, rozprzestrzenianie się nowych szkodników upraw rolnych i leśnych w

umiarkowanych szerokościach geograficznych, rosnący zasięg chorób zakaźnych przenoszonych

przez owady .

Wg szacunków IPCC, w XXI w. w zależności od szybkości wzrostu koncentracji GHGs w

atmosferze, temperatura powierzchni Ziemi może wzrosnąć o 1,8-4°C, a z

prawdopodobieństwem >66% nawet o 6,4°C, podczas gdy poziom morza podniesie się w

granicach od 18 do 59 cm.

Na koniec należy zaznaczyć, że w środowisku naukowym nie ma powszechnego konsensusu

odnośnie przyczyn obecnych zmian klimatu czy też samego kierunku tych zmian. Pojawiają się

na przykład opinie, że z powodu cyklicznych zmian aktywności słońca klimat będzie się

ochładzał i ludzkość czeka wkrótce mała epoka lodowa83.

Dla porządku warto również wspomnieć, iż najnowszy raport IPCC krytykowany jest m.in. przez

NIPCC84, który w odpowiedzi na niego na Międzynarodowej Konferencji w Sprawie Zmian

Klimatu85 ogłosił raport86 w którym stwierdzono, iż jest o wiele większe prawdopodobieństwo,

że obecne zmiany klimatu wywołane są czynnikami naturalnymi niż działalnością człowieka.

Pod adresem AR4 wystosowano m.in. następujące zarzuty: prognozy oparte na modelach

83Z. Jaworowski, „Idzie zimno” – poszerzona wersja raportu opublikowanego w „Polityce” nr 15, 08.04.2008, http://www.polityka.pl/idzie-zimno/Text01,936,251186,18/Niemniej jednak przytoczona opinia oparta jest o obserwacje klimatu w dość krótkim okresie (po 2002 r., a głównie w latach 2007-2008), dlatego trudno na tej podstawie wnioskować, aby był to trend długotrwały, rzeczywiście świadczący o oziębieniu klimatu. Poza tym artykuł poddawany był wielokrotnie krytyce. Profesorowi (który notabene jest radiologiem, a nie klimatologiem) zarzucano m.in. manipulowanie faktami. Mimo wszystko z powodu szerokiego oddźwięku i publikacji w jednym z najpoczytniejszych polskich tygodników warto o nim wspomnieć. Polemika z artykułem: M. Popkiewicz, „Czy naprawdę będzie zimniej?”http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?id=209&lng=pl84 Pozarządowy Międzynarodowy Zespół ds. Zmiany Klimatu (ang. Nongovernmental International Panel on Climate Change – NIPCC) – organizacja naukowców sceptycznych wobec hipotezy wpływu człowieka na globalne ocieplenie założona w 2007 r. 85 Konferencja odbyła się w marcu 2008 na Manhattanie. Jej gł. sponsorem był Heartland Institute dotowany m.in. przez Exxon Mobil. 86 S. Fred Singer, ed., Nature, Not Human Activity, Rules the Climate: Summary for Policymakers of theReport of the Nongovernmental International Panel on Climate Change, Chicago, IL: The Heartland Institute, 2008. Jednym z autorów podsumowania (jest ich w sumie 23) jest Zbigniew Jaworowski.

38

komputerowych nie pozwalają rzetelnie przewidywać przyszłości klimatu; wpływ gazów

cieplarnianych na wzrost poziomu morza jest w dużej mierze nieokreślony; podwyższona

zawartość CO2 w atmosferze jest korzystniejsza dla roślin, zwierząt i ludzi niż zawartość niska.

4.3. Prawo międzynarodowe w zakresie ochrony klimatu

Zmiany klimatu to główna przyczyna najbardziej restrykcyjnych gospodarczo aktów prawa

międzynarodowego, które są oparte na dążeniu do przetrwania cywilizacji ludzkiej. Podjęcie

kroków zmierzających do ograniczenia emisji GHGs można uznać za wdrożenie zasady

zanieczyszczający płaci w wymiarze międzygatunkowym, przy czym największe korzyści może

odnieść sam zanieczyszczający, czyli człowiek.87

Należy jednak zaznaczyć, iż negocjacje traktatów poświęconych zmianom klimatu budzą wiele

emocji, a okres od wynegocjowania umowy (która, aby być szeroko akceptowana i ratyfikowana

przez jak największą liczbę państw, co jest niezbędne w celu rzeczywistego zahamowania zmian

klimatu, musi godzić sprzeczne interesy wielu stron) do jej podpisu i wejścia w życie trwa kilka

lat. Jest to przede wszystkim powiązane z faktem, iż zobowiązania redukcyjne w głównej mierze

dotykają energetykę, która jest kluczowa dla rozwoju gospodarki każdego kraju. Ponadto brakuje

powszechnego konsensusu w świecie nauki odnośnie wpływu antropogenicznych emisji GHGs

na wzrost temperatury na Ziemi. Innym problemem jest kwestia rozłożenia odpowiedzialności, a

tym samym kosztów niezbędnych na walkę ze zmianami klimatu, pomiędzy kraje rozwinięte, w

głównej mierze odpowiedzialne za wzrost koncentracji GHGs w atmosferze, a kraje rozwijające

się, które co prawda w zdecydowanie mniejszym stopniu przyczyniły się do ocieplenia klimatu,

ale prognozuje się, iż ich udział w globalnych emisjach GHGs w przyszłości będzie znacząco

rósł. Do tej pory w myśl zasady ”wspólnej, lecz zróżnicowanej odpowiedzialności”88 na kraje

rozwijające się nie zostały nałożone żadne zobowiązania redukcyjne.

System prawa ochrony klimatu tworzą Ramowa Konwencja Narodów Zjednoczonych w sprawie

Zmian Klimatu z 1992 r.89 oraz Protokół z Kioto z 1997 r.90

Duży wpływ na prace nad konwencją miał pierwszy raport IPCC z 1990 r. – informacje w nim

zawarte stały się fundamentem, na którym zbudowano postanowienia tej umowy

międzynarodowej. Głównym celem konwencji jest doprowadzenie do ustabilizowania 87 L. Karski, „Przyczyny powstania Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie Zmian Klimatu” , „Prawo i Środowisko”, 1/2007 88 Jest to zasada 7 wyrażona w Deklaracji z Rio de Janeiro w sprawie środowiska i rozwoju przyjętej podczas Konferencji Środowisko i Rozwój w Rio de Janeiro w czerwcu 1992 r.89 ang.United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC). Tekst konwencji wyłożono do podpisu w czerwcu 1992 r. na Konferencji Środowisko i Rozwój w Rio de Janeiro. Podpisały ją wtedy 154 państwa oraz Wspólnota Europejska. Konwencja weszła w życie 21 marca 1994 r. W sumie ratyfikowały ją 192 kraje. 90 Protokół, który przyjęto 11 grudnia 1997 r., wszedł w życie po ratyfikowaniu go przez Rosję 16 lutego 2005 r., kiedy to spełniona została zawarta w umowie zasada „2 razy 55” – minimum 55 ratyfikujących krajów, wytwarzających minimum 55% światowej emisji GHGs. W sumie protokół ratyfikowały 182 strony UNFCCC.

39

koncentracji gazów cieplarnianych na poziomie zapobiegającym niebezpiecznej ingerencji

człowieka w system klimatyczny, który to poziom powinien być osiągnięty w okresie

wystarczającym do naturalnej adaptacji ekosystemów do zmian klimatu. Konwencja nakłada na

sygnatariuszy m.in. obowiązek ustanowienia, okresowego aktualizowania i publikowania

raportów krajowych o antropogenicznych emisjach wszystkich GHGs nie objętych Protokołem

Montrealskim91, a kraje rozwijające się oraz państwa w okresie transformacji do gospodarki

rynkowej (wymienione w załączniku I) zobowiązuje m.in. do opracowania i realizacji krajowego

programu mającego na celu łagodzenie zmian klimatu poprzez ograniczenie antropogenicznej

emisji GHGs92 oraz sprowadzenie emisji GHGs do poziomu z 1990 r. Konwencja nie precyzuje

jednak, kiedy miałoby to nastąpić93 i za pomocą jakich środków miałoby być osiągnięte.

Ilościowe cele redukcji emisji GHGs94 określa dopiero Protokół z Kioto, który obliguje państwa

z załącznika B (kraje rozwinięte i kraje w okresie transformacji do gospodarki rynkowej) do

obniżenia emisji GHGs średnio o 5 % w stosunku do roku 1990 w latach 2008-2012.

Zobowiązania redukcyjne dla UE-1595 wynoszą 8%, a dla Polski 6% w stosunku do roku 198896.

Niektóre państwa wynegocjowały możliwość stabilizacji emisji (Rosja, Ukraina) lub jej

niewielkiego wzrostu (np. Islandia, Australia).

Dążąc do zmniejszenia kosztów realizacji celów redukcyjnych Protokołu z Kioto, wprowadzono

trzy mechanizmy rynkowe zwane mechanizmami elastycznymi:

� mechanizm wspólnych wdrożeń97 (ang. Joint Implementation – JI);

� mechanizm czystego rozwoju98 (ang. Clean Development Mechanism – CDM);

� handel emisjami99 (ang. Emissions Trading).

W 2006 r. światowy rynek CO2 osiągnął wartość ok. 30 mld $ (23 mld ) i był zdominowany

transakcjami kupna i sprzedaży Europejskich Uprawnień do Emisji (ang. European Union

Allowances – EUAs) w ramach unijnego Systemu Handlu Emisjami (ang. European Union

91 Art. 4, ust. 1 (a) 92 Art. 4, ust. 2 (a) 93 Co prawda w art. 4 ust. 2 (a) stwierdzono, że wskazane jest, aby nastąpiło to przed końcem dekady lat 90., ale stwierdzenie to ma raczej deklaratywny, a nie prawnie wiążący charakter. Por. A.Gubrynowicz, „Ochrona powietrza w świetle prawa międzynarodowego”, Liber, Warszawa 2005, s. 53 94 Obejmuje on następujące GHGs wymienione w załączniku A: dwutlenek węgla, metan, podtlenek azotu, flurowęglowodory, perfluorowęglowodory, sześciofluorek siarki. 95 Na marginesie należy zaznaczyć, że Unia Europejska do 2020 r. planuje ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o 20% w stosunku do roku 1990, o czym szerzej w kolejnym rozdziale. 96 Polska podobnie jak inne kraje w procesie transformacji mogła wybrać inny niż 1990 rok bazowy. 97 Zgodnie z art. 6 protokołu JI polega na wypełnianiu zobowiązań redukcyjnych przez państwa wymienione w Załączniku I do Konwencji Klimatycznej poprzez stworzenie możliwości zaliczenia redukcji uzyskanej w wyniku inwestycji w innym kraju wymienionym w Załączniku I do Konwencji Klimatycznej. 98 Zgodnie z art. 12 protokołu jest to działanie inwestycyjne realizowane przez państwo wymienione w Załączniku I do Konwencji Klimatycznej na terytorium innego państwa niewymienionego w tym załączniku, które ma na celu redukcję, uniknięcie lub pochłanianie gazów cieplarnianych. 99 Zgodnie a art. 17 protokołu handel może być prowadzony między państwami wymienionymi w Załączniku I do Konwencji Klimatycznej. Mechanizm ten umożliwia kupowanie i sprzedawanie jednostek uprawnień do emisji GHGs, tak aby ich ogólna przyznana ilość nie zmieniła się.

40

Emissions Trading Scheme – EU ETS)100 do kwoty ok. 24 mld $ (19 mld ). Natomiast wartość

działań podejmowanych w ramach CDM i JI osiągnęła ok. 5 mld $ (3,8 mld )101.

Skuteczność Protokołu z Kioto w redukcji globalnych emisji gazów cieplarnianych jest jednak

ograniczona, m.in. dlatego, że nie został on ratyfikowany przez ich największego światowego

emitenta – Stany Zjednoczone, które sprzeciwiły się wyłączeniu Chin (drugiego światowego

emitenta GHGs) z obowiązku redukcji emisji102, co w obliczu gwałtownego boomu

gospodarczego w ChRL i rosnących emisji GHGs może zniweczyć wysiłki podejmowane na

rzecz ochrony klimatu przez kraje Zachodu.

Obecnie trwają prace nad nowym globalnym porozumieniem w sprawie zmian klimatu, które

zastąpi Protokół z Kioto po 2012 r. Podczas konferencji ONZ na Bali103 przyjęto tzw. Mapę

Drogową z Bali określającą plan działania104 w kwestii przyjęcia nowych zobowiązań

redukcyjnych. Większość uczestników COP105 na Bali proponowała wprowadzenie

postanowienia o konieczności ograniczenia emisji w krajach rozwiniętych o 25 do 40% do 2020

r. w stosunku do 1990 r., ale ostatecznie te zapisy na skutek protestów USA nie znalazły się w

dokumencie. Stwierdzono jedynie m.in., że wszystkie państwa rozwinięte powinny dokonać

ograniczenia emisji GHGs, a państwa rozwijające się powinny podjąć działania na rzecz

łagodzenia zmian klimatu przy pomocy państw rozwiniętych (m.in. dzięki transferowi czystych

technologii) oraz ograniczyć emisję GHGs z wylesiania i degradacji lasów. Warto podkreślić, że

mimo początkowych sprzeciwów Mapa Drogowa zyskała ostatecznie akceptację Stanów

Zjednoczonych.

Negocjacje w sprawie nowego traktatu klimatycznego rozpoczęte w 2008 r. będą kontynuowane

m.in. na konferencji klimatycznej w Poznaniu w grudniu 2008 r., a ich zakończenie ma nastąpić

przed upływem 2009 r. podczas konferencji w Kopenhadze.

4.4. Gospodarcze konsekwencje zmian klimatu

Zmiany klimatu zagrażają podstawom egzystencji człowieka. Jego ocieplanie się może

spowodować zmniejszenie się światowych zasobów wodnych; zwiększenie ilości burz, powodzi,

susz, pożarów lasów, fal upału; zatopienie wielu terenów (m.in. Karaibów i małych wysp

Pacyfiku, a także największych miast świata, np. Nowego Jorku); spadek plonów i nasilenie się

100 EU ETS ustanawiają dyrektywy unijne: 2003/87/WE oraz zmieniająca ją dyrektywa 2004/101/WE, która określa szczegółowe zasady dotyczące powiązania mechanizmów JI i CDM ze wspólnotowym systemem handlu. 101 State and Trends of the Carbon Market 2007, Washington, May 2007, The World Bank, s. 3 102 Inne argumenty wysuwane przez USA to obawy o ograniczenie możliwości rozwoju amerykańskiej gospodarki i brak pewności co do wpływu człowieka na zmiany klimatu. 103 Spotkanie będące 13. sesją Konferencji Stron UNFCCC i 3. sesją Konferencji Stron Protokołu z Kioto miało miejsce w dniach 3-14 grudnia 2007 r. Wzięli w nim udział przedstawiciele blisko 190 państw. 104 Decision 1/CP13, Bali Action Plan, http://unfccc.int/resource/docs/2007/cop13/eng/06a01.pdf#page=3105 COP (ang. Conference of Parties )- konferencja stron

41

głodu na świecie; zniszczenia ekosystemów (w tym wymarcie wielu gatunków roślin i zwierząt i

zniszczenie części puszczy amazońskiej – szczegóły przedstawia rys. 22.).

Z tego też powodu walka z globalnym ociepleniem wymaga podjęcia zdecydowanych działań

już teraz, bowiem wg Raportu Sterna106 ich zaniechanie pociągnie za sobą ogólne koszty i

ryzyko zmian klimatycznych odpowiadające stracie co najmniej 5% globalnego PKB rocznie, a

po uwzględnieniu szerszego zakresu czynników107– nawet 20% PKB108. Z kolei koszty redukcji

emisji GHGs pozwalające uniknąć najgorszych, w większości nieodwracalnych konsekwencji

zmian klimatu (takich jak poważne zakłócenia ekonomiczne i społeczne, na skalę podobną do

skutków wojen światowych i wielkiego kryzysu z pierwszej połowy XX wieku) mogą być

ograniczone do średnio 1% PKB rocznie109. Tyle szacunkowo pochłonie stabilizacja koncentracji

GHGs w atmosferze na poziomie 500-550 ppm (który z jednej strony pozwala zminimalizować

ryzyko wystąpienia najgorszych konsekwencji zmian klimatu, a z drugiej jest uzasadniony

ekonomicznie), co oznacza konieczność redukcji rocznych emisji GHGs do roku 2050 o 25% w

stosunku do obecnego poziomu (podczas gdy światowa gospodarka prawdopodobnie będzie

wówczas 3-4 razy większa niż obecnie), a ostatecznie aż o 80%110.

W tym celu sektor wytwarzania energii powinien do 2050 r. być „odwęglony” w 60%111. Duże

cięcia emisyjne będę potrzebne także w transporcie. Aby osiągnąć te cele należy na tyle wycenić

emisję GHGs, aby opłaty (bezpośrednie: podatki od emisji lub zakup uprawnień do emisji, bądź

pośrednie w formie regulacji) pokrywały całkowity społeczny koszt ich emisji, co zminimalizuje

popyt na dobra i usługi generujące duże emisje oraz dotować innowacyjne technologie

niskowęglowe i usuwać bariery dla efektywności energetycznej (która może stać się

największym źródłem zapobiegania emisjom w sektorze energetycznym). Należy jednak mieć na

uwadze, że opłaty nałożone na emisje GHGs muszą być utrzymane w przyszłości, bowiem

inwestycje w nowe technologie niskowęglowe są ryzykowne, a np. elektrownie pracują przez

kilkadziesiąt lat, dlatego inwestorzy muszą być zapewnieni o tym, że polityka promująca

technologie niskowęglowe będzie utrzymana w przyszłości i że będzie rynek na ich produkty.

Istotne jest także przeciwdziałanie wylesianiu, bowiem ocenia się, że straty lasów będących

pochłaniaczem dwutlenku węgla, w większym stopniu przyczyniają się do jego rocznych emisji

niż sektor transportowy. 106STERN REVIEW: The Economics of Climate Change. Executive summary – raportu dla rządu Zjednoczonego Królestwa opublikowanego 30 października 2006 r. przez ekonomistę Sir Nicholasa Sterna. http://www.hm-treasury.gov.uk./media/4/3/Executive_Summary.pdf107 Np. tzw. nierynkowych wpływów zmian klimatu, które ze względów etycznych i analitycznych trudno dokładnie skalkulować. Mowa tu m.in. o stratach w środowisku naturalnym i zwiększonej liczbie chorób wśród ludzi. Pod uwagę w tej kalkulacji wzięto także możliwość większej wrażliwości klimatu na wzrost GHGs m.in. z powodu osłabienia zbiorników CO2. 108 Ibidem, s. x 109 Ibidem, s. xii 110 Ibidem, s. xi 111 Ibidem, s. xiii

42

Nie jest jednak możliwe zahamowanie wszystkich zmian klimatu, dlatego niezbędne jest

rozpoczęcie już teraz działań adaptacyjnych (zwłaszcza w najbiedniejszych krajach) takich jak:

zapewnienie lepszej informacji o możliwych negatywnych skutkach zmian klimatu (w tym

skuteczniejsze przewidywanie huraganów i deszczy); badania nad bardziej odpornymi na susze i

powodzie uprawami; uwzględnienie przy planowaniu przestrzennym i konstrukcji budynków

ryzyka związanego z wystąpieniem katastrof naturalnych; opracowywanie przez rządy

długofalowych polityk uwzględniających m.in. ochronę zasobów naturalnych i wybrzeży oraz

mających na celu jak najszybsze reagowanie w sytuacjach kryzysowych; zapewnienie środków

finansowych na wypadek wystąpienia katastrof naturalnych, w tym ubezpieczeń.

43

Rys. 22. Poziomy stabilizacji GHGs i prawdopodobne zakresy zmian temperatury na Ziemi oraz możliwe konsekwencje zmian klimatu.

Rysunek poniżej ilustruje możliwe konsekwencje, które będą odczuwane, gdy atmosfera przejdzie w stan równowagi z większą ilością GHGs. Górny panel pokazuje zakres wzrostu temperatury przewidywany dla poziomów stabilizacji pomiędzy 400 a 750 ppm CO2e w równowadze. Pogrubione linie poziome wskazują zakres 5-95% oparty na szacunkach wrażliwości klimatu wg IPCC112 i badań zespołu Hadley Centre for Climate Change113. Krótkie linie pionowe wskazują środek 50. punktu procentowego. Linie przerywane pokazują zakres 5-95% oparty na 11 innych badaniach114.Dolny panel ilustruje oparty na aktualnej literaturze naukowej zakres potencjalnych konsekwencji zmian klimatu spodziewanych na różnych poziomach globalnego ocieplenia.

Źródło: STERN REVIEW: The Economics of Climate Change. Executive summary, s. v

112 T..M.L. Wigley i S.C.B. Raper (2001): “Interpretation of high projections for global-mean warming”, “Science” 293: str. 451-454 oparte na “Climate change 2001: the scientific basis. Contribution of Working Group I to the Third Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change” [Houghton JT, Ding Y, Griggs DJ, et al. (eds.)], Cambridge: Cambridge University Press. 113 J..M. Murphy, D..M.H. Sexton D.N. Barnett et al. (2004): “Quantification of modelling uncertainties in a large ensemble of climate chaggnge simulations”, Nature 430: str. 768 - 772 114 M. Meinshausen (2006): “What does a 2°C target mean for greenhouse gas concentrations? A brief analysis based on multi-gas emission pathways and several climate sensitivity uncertainty estimates”, Avoiding dangerous climate change, in H.J. Schellnhuber et al. (eds.), Cambridge: Cambridge University Press, str.265 - 280.

44

5. Efektywność energetyczna

5.1. Energochłonność gospodarki: definicja i warunkuj ące ją czynniki

Wobec kurczących się zasobów surowców kopalnych i rosnących emisji CO2, coraz większego

znaczenia nabiera bardziej racjonalne gospodarowanie energią. Wskaźnikim pozwalającym na

ocenę efektywności wykorzystania energii jest energochłonność gospodarki definiowana jako

krajowe zużycie w ciągu roku energii pierwotnej, tj. wszystkich surowców energetycznych,

przypadające na jednostkę wytwarzanego produktu krajowego brutto115.

Energochłonność gospodarki uzależniona jest od:

� poziomu rozwoju społeczno – gospodarczego kraju. Małą energochłonnością

charakteryzują się państwa o bardzo niskim poziomie rozwoju (ze względu na dominację

rolnictwa, mały udział przemysłu w wytwarzaniu PKB, niskie PKB i niewielką ilość

zużywanych surowców), jak również kraje wysoko rozwinięte (pomimo dużego zużycia

energii per capita, ze względu na dominację usług, mały udział przemysłu w

wytwarzaniu PKB, które jest wysokie i efektywność korzystania z surowców, stosunek

zużycia energii do PKB jest mały). Z kolei kraje rozwijające się, we wczesnej fazie

uprzemysłowienia, charakteryzują się wysoką energochłonnością.

� struktury przemysłu kraju (przemysł przetwórczy jest bardziej energochłonny od

przemysłu wysokich technologii);

� nowoczesności stosowanych technologii (niska jakość infrastruktury energetycznej

powoduje np. straty surowców podczas transportu);

� istnienia własnej bazy surowcowej (zazwyczaj państwa dysponujące dużymi zasobami

nośników energii pierwotnej gospodarują nimi w mniej racjonalny sposób);

� cen energii (niskie ceny, nie odzwierciedlające wartości energii, sprzyjają małej

efektywności jej wykorzystania);

� struktury produkcji i konsumpcji pierwotnych źródeł energii (przetwórstwu ropy

naftowej i gazu ziemnego towarzyszą z reguły mniejsze straty energetyczne niż

przetwórstwu węgla; wzrost udziału energii nuklearnej i odnawialnej także przyczynia

się do spadku energochłonności gospodarki);

� polityki energetycznej państwa (której elementem mającym w szczególności wpływ na

obniżenie energochłonności gospodarki jest promowanie efektywności energetycznej).

115 K. Kuciński, ”Energia w czasach kryzysu”, Centrum Doradztwa i Informacji Difin sp. z o.o., Warszawa 2006, op. cit. s. 113

45

5.2. Energochłonność i efektywność energetyczna na świecie116

Spośród wszystkich regionów świata najniższą energochłonnością charakteryzuje się gospodarka

europejska (rys. 21) – jest ona o 30% mniej energochłonna niż gospodarka Ameryki Północnej.

Energochłonność Chin jest większa od energochłonności Europy o 40%, podczas gdy kraje

Bliskiego Wschodu na jednostkę PKB potrzebują 2,5 razy więcej energii niż w Europie, a kraje

byłego ZSSR (bez krajów bałtyckich) – trzy razy więcej. Ta wysoka energochłonność krajów

Bliskiego Wschodu i byłego ZSSR jest w głównej mierze wynikiem mniejszej efektywności

energetycznej, dominującej roli energochłonnego przemysłu oraz niskich cen energii.

Od 1990 do 2006 r. ilość energii zużywanej na jednostkę PKB malała na świecie średnio o 1,6%

rocznie (rys. 22). W tym czasie 2/3 państw117 obniżyło w sumie energochłonność krajowej

gospodarki o 40%. Bliski Wschód to jedyny region, gdzie zużycie energii pierwotnej rosło

szybciej niż PKB. W Chinach średni roczny spadek energochłonności między 1990 a 2000 r.

wynosił 7,5 %, co było rezultatem wielu czynników, m.in. bardziej efektywnego korzystania z

węgla, częściowej substytucji węgla ropą naftową, restrukturyzacji przemysłu oraz wyższych

cen energii. Po 2000 r. poprawa efektywności w Chinach znacznie osłabła: do ok. 1% rocznie. W

tym czasie spadła ona także w Europie, podczas gdy w pozostałej części krajów efektywność

rosła, głównie z powodu rosnących cen ropy naftowej, wdrażania polityki oszczędności energii

oraz działań ukierunkowanych na obniżenie emisji CO2. W sumie działania proefektywnościowe

doprowadziły do oszczędności ok. 4,4 Gtoe energii118 i zmniejszenia emisji CO2 o 10 Gt.

Rys. 23. Energochłonność gospodarki wg regionów wg kursu walut119 i ppp120

CIS

Blis

ki W

schó

d

Chi

ny

Am

eryk

a P

ółno

cna

Indi

e

Eur

opa

Poz

osta

ła c

zęśc

i Azj

i

OE

CD

Azj

a

Am

eryk

a Ła

ciń

ska

Afr

yka

Św

iat

Źródło:Energy Efficiency Policies around the World: Review and Evaluation, World Energy Council 2008, s. 15

116 Na podstawie Energy Efficiency Policies around the World: Review and Evaluation, World Energy Council 2008 – raportu prezentującego wyniki 3-letniego badania efektywności energetycznej w ponad 70 krajach świata, przeprowadzonego przez Francuską Agencję Zarządzania Energią i Środowiskiem ADEME we współpracy z niezależną energetyczną firmąkonsultingową ENERDATA i członkami Światowej Rady Energetycznej (ang. World Energy Council – WEC). 117 Mowa o ponad 70 krajach – członkach WEC, których dotyczy prezentowany raport. 118 Na podst. danych dot. zużycia surowców z p. 3 tego rozdziału, wiadomo, że ich konsumpcja rośnie. Jednakże PKB większości krajów też rośnie. Dzięki zmniejszaniu energochłonności gospodarki, maleje ilość energii potrzebna na wytworzenie jednostki PKB. Zatem zaoszczędzona energia, o której mowa to ilość energii, która zostałaby zużyta, gdyby technologie i struktura gospodarki krajów opisywanych w raporcie pozostały na poziomie z 1990 r. 119Średni kurs USD z 1995 r. wg Banku Światowego. 120 ppp (purchasing power parity – parytet siły nabywczej) – jego stosowanie zamiast kursu walut zwiększa wartość PKB w regionach o niskich kosztach życia, zmniejszając tym samym ich energochłonność. Zastosowanie ppp zamiast kursu walut jest bardziej odpowiednie, ponieważ odnosi zużycie energii do prawdziwego poziomu aktywności ekonomicznej. Poziom ppp – wg cen z 1995 r.

46

Rys. 24. Zmiany energochłonności gospodarki wg regionów121 (%/rok)

Chi

ny

Am

eryk

a P

ółno

cna

Ind

ie

Eu

rop

a

CIS

Poz

ost

ała

częś

ci A

zji

OE

CD

Azj

a

Am

ery

ka Ł

aciń

ska

Afr

yka

Blis

ki W

schó

d

Św

iat

Źródło:Energy Efficiency Policies around the World: Review and Evaluation, World Energy Council 2008, s. 17

Istotnymi działaniami przyczyniającymi się do spadku zużycia energii są także działania

proefektywnościowe podejmowane na poziomie odbiorców końcowych energii finalnej. Prawie

wszystkie kraje promują efektywność energetyczną. W większości z nich utworzono specjalne

instytucje, które się tym zajmują; około połowa badanych krajów wdrożyła akty prawne

wspierające działania proefektywnościowe lub narodowe programy z ilościowymi celami

redukcji zużycia energii, których realizacja jest corocznie monitorowana. Regulacje prawne są

głównym elementem promowania efektywności energetycznej na poziomie gospodarstw

domowych. Określane są standardy zużycia energii dla nowych budynków (pojawiają się także

propozycje, by standaryzować istniejące budynki) oraz sprzętu RTV i AGD. O energochłonności

budynków i sprzętu informują specjalne etykiety energetyczne.

Popularne są również bezpośrednie dotacje dla inwestycji proefektywnościowych, ale z reguły są

one postrzegane jako tymczasowe rozwiązanie, które ma przygotować konsumentów do bardziej

restrykcyjnego prawa lub też jako instrument poszerzania rynku dla energooszczędnych

rozwiązań.

Tańszym rozwiązaniem promującym efektywność energetyczną są środki fiskalne, takie jak np.

obniżka podatku na sprzęt energooszczędny i inwestycje proefektywnościowe, którą

wprowadzono w ok. 30% państw.

Nie można także zapominać o przekazywaniu społeczeństwu sygnałów cenowych, poprzez np.

stopniowe podwyższanie cen energii, co w dłuższej perspektywie czasowej może zaowocować

szybszym postępem technologicznym.

Przy wszystkich podejmowanych przez państwa inicjatywach, należy mieć przede wszystkim na

uwadze szerokie informowanie społeczeństwa o możliwościach obniżenia zużycia energii.

121Chiny; Ameryka Północna (nie obejmuje Meksyku), Indie; Europa (Unia Europejska, Albania, Bośnia, Chorwacja, Islandia, Macedonia, Norwegia, Serbia, Szwajcaria, Turcja); CIS (Commonwealth of Independent States) – kraje byłego ZSSR z wyłączeniem Litwy, Łotwy i Estonii; pozostała część Azji obejmuje m.in. ASEAN (Association of South East Asian Nations - Stowarzyszenie Narodów Azji Południowo-Wschodniej); OECD Azja obejmuje Japonię, Koreę oraz region Pacyfiku: Australię i Nową Zelandię; Ameryka Łacińska; Afryka; Bliski Wschód; Świat.

47

Tymczasem, autorzy raportu podkreślają, że podstawową barierą we wdrażaniu efektywności

energetycznej jest właśnie niedoinformowanie konsumentów. Metodami, które mogą to zmienić

są m.in. kampanie informacyjne, bardziej powszechne etykietowanie oraz audyty energetyczne.

W wielu krajach wprowadzono obowiązek audytowania nowopowstałych budynków

mieszkalnych. Znacznie rzadsze jest obligatoryjne sprawdzanie poziomu zużycia energii w

przemyśle i transporcie. Podatki nakładane na paliwo odgrywają kluczową rolę w promowaniu

bardziej ekonomicznych samochodów oraz racjonalnych zachowań kierujących. Praktyczną

metodą informowania konsumenta o ekonomice samochodu jest m.in. etykieta z danymi

podającymi emisję CO2, ale to narzędzie jest jak na razie mało skuteczne w promowaniu bardziej

przyjaznych środowisku środków transportu, ponieważ kupujący przy wyborze bardziej kierują

się mocą silnika, bezpieczeństwem jazdy, marką samochodu czy wreszcie jego ceną.

W konkluzjach autorzy raportu stwierdzają, że instytucje państwowe powinny świecić

przykładem dla społeczeństwa, szczególnie w kwestii zamówień publicznych, które powinny

promować efektywne energetycznie rozwiązania. Ponadto, stabilne ramy prawne i

instytucjonalne są konieczne dla zapewnienia większej skuteczności w zwiększaniu

racjonalności korzystania z energii. Powinny one być jednak uzupełnione o instrumenty

finansowe zachęcające do podejmowania działań prooszczędnościowych oraz kampanie

informacyjne społeczeństwa. Przed wdrożeniem nowego prawa należy zarówno

przedsiębiorców, jak konsumentów zawiadomić o planowanych zmianach, aby umożliwi ć im

przystosowanie się zawczasu do nowego porządku prawnego, w szczególności do nowych

obowiązkowych standardów efektywności energetycznej. Te z kolei, już po wprowadzeniu

powinny być uaktualniane i podwyższane, aby promować postęp technologiczny. Politykę

państwa powinno także uzupełniać partnerstwo publiczno – prywatne.

Elementy polityki proefektywnościowej należy integrować z innymi politykami: środowiskową,

transportową i budowlaną oraz planowaniem przestrzennym.

Wdrażane programy promocji efektywności energetycznej powinny koncentrować się na

wszystkich sferach, które mają duży potencjał oszczędności energii, a szczególnie na transporcie

i gospodarstwach domowych. Do środków pozwalających na większą efektywność energetyczną

w tych obszarach należą m.in. ograniczenia prędkości pojazdów, czujniki światła, automatyczne

wyłączniki światła w pustych pokojach, termostaty pozwalające na regulację temperatury w

pomieszczeniach.

Aby upowszechnić standardy efektywności energetycznej i sygnały cenowe, należy wzmocnić

międzynarodową współpracę w dziedzinie efektywności energetycznej, w czym przoduje Unia

Europejska.

48

6. Scenariusze energetyczne przyszłości

Świat musi stawić czoło trzem zasadniczym energetycznych wyzwaniom:

� jak zapewnić wystarczającą podaż energii, by zaspokoić potrzeby konsumentów i

rosnących gospodarek w obliczu malejących zasobów surowców kopalnych i

zwiększających się potrzeb inwestycyjnych sektora energetycznego;

� jak w najbardziej efektywny sposób znacząco zredukować emisje CO2;

� jak poradzić sobie z rosnącymi w szybkim tempie cenami energii?

Odpowiedź na te pytania nie jest i nie może być jednoznaczna.

Wg ocen Międzynarodowej Agencji Energii122, jeśli dalej będzie forsowany wzrost gospodarczy

na aktualnym poziomie, zapotrzebowanie na energię pierwotną na świecie wzrośnie do roku

2030 o 55%. Za 74% prognozowanego wzrostu będą odpowiedzialne kraje rozwijające się, w

tym w największym stopniu Chiny i Indie (45% udział we wzroście zapotrzebowania na energię

pierwotną na świecie). Najszybciej będzie rosło zużycie węgla (o 73% między 2005 a 2030 r.),

którego jednymi z czołowych producentów a zarazem konsumentów są właśnie Chiny i Indie.

Barierą dla wzrostu gospodarczego będą jednak kurczące się złoża surowców energetycznych.

W pierwszej kolejności wyczerpie się ropa naftowa i gaz ziemny, dlatego nie da się uciec od

węgla powodującego największe emisje CO2 i niejednokrotnie kontrowersyjnej energetyki

nuklearnej, dla której paliwem jest uran, bowiem oba surowce wystarczą średnio na ok. 100 lat

lub więcej.

Z drugiej strony ograniczeniem w zaspokojeniu popytu na energię może stać się

niedoinwestowanie energetyki. Wg szacunków MAE do 2050 r. na nowe rafinerie, elektrownie,

ropociągi i gazociągi, sieci przesyłowe, farmy wiatrowe itp. trzeba będzie wydać co najmniej 45

bilionów dolarów123. Problem polega jednak na tym, że na razie trudno będzie temu wyzwaniu

sprostać, bowiem na przeszkodzie stoi rosnąca polityczna i regulacyjna niepewność. Przykładem

jest choćby wytwarzanie energii i dylemat: czy zdecydować się na elektrownię węglową czy

nuklearną, z których każda będzie pracowała przez kolejnych kilkadziesiąt lat, skoro nie

wiadomo, jaki reżim redukcji CO2 będzie obowiązywał po wygaśnięciu Protokołu z Kioto w

2012 r.?

Kolejne globalne wyzwanie to postulowana w Raporcie Sterna konieczność znaczącej –

sięgającej nawet 60% – redukcji emisji GHGs z sektora wytwarzania energii do roku 2050

(podczas gdy światowa gospodarka będzie wówczas prawdopodobnie 3-4 razy większa niż

obecnie, a węgiel dalej będzie powszechnie stosowanym paliwem), co jest konieczne w celu

122 World Energy Outlook 2007. Executive summary. China and India Insights., International Energy Agency, s. 3-4 123 Energy Technology Perspectives 2008: fact sheet – the blue scenario. A sustainable energy future is possible – How can we achieve it?, International Energy Agency 2008 http://www.iea.org/Textbase/techno/etp/fact_sheet_ETP2008.pdf

49

uniknięcia będących konsekwencją globalnego ocieplenia zakłóceń ekonomicznych i

społecznych na wielką skalę. Duże cięcia emisyjne będę potrzebne także w transporcie.

Ostatni już problem to wzrost cen energii. Zarówno nowe inwestycje niezbędne w celu

zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii, jak i ograniczenie emisji GHGs będą wymagały

dużych nakładów finansowych. Nie można także zapominać o rosnących cenach ropy naftowej,

a być może w przyszłości także i innych surowców, bowiem popyt na nie może wkrótce

przekroczyć światowe zdolności produkcyjne.

„Globalna technologiczna rewolucja w energetyce jest zarówno potrzebna jak i osiągalna, ale

jest to spore wyzwanie” – stwierdził Nobuo Tanaka, dyrektor wykonawczy MAE podczas

prezentacji124 „Energetycznych Perspektyw Technologicznych 2008” (EPT) – publikacji

omawiającej trzy możliwe drogi technologicznego rozwoju sektora energetycznego na

świecie125.

Najbardziej zrównoważony scenariusz omówiony w EPT – niebieski126 – zakłada 50% redukcję

emisji GHGs do 2050 r. w porównaniu z ich dzisiejszym poziomem. Szacuje się, że aby

zrealizować ten ambitny cel między 2010 a 2050 trzeba co roku oddać do użytku 32 nowe

elektrownie jądrowe, wyposażyć 55 elektrowni w instalacje wychwytu i składowania CO2 (CCS

– ang. Carbon Capture and Storage lub Sequestration), zbudować 17,5 tys. nowych turbin

wiatrowych i 215mln m² paneli słonecznych. Z kolei remedium na rosnące ceny ropy naftowej i

emisję CO2 z transportu mają być biopaliwa, samochody z napędem elektrycznym lub na wodór.

I najważniejsze – trzeba postawić na efektywność energetyczną, bowiem zużywając mniej

energii, zwiększamy bezpieczeństwo energetyczne, minimalizujemy emisje CO2 i oszczędzamy

pieniądze, a więc rozwiązujemy trzy główne problemy energetyki.

Należy jednak pamiętać, że osiągnięcie sukcesu w odniesieniu do efektywności energetycznej

może zostać dopiero zapewnione dzięki realizacji szeregu drobnych działań, takich jak

przedsięwzięcia proefektywnościowe i zmiana zachowań konsumentów, na co potrzeba czasu.

Upowszechnienie energii nuklearnej wymaga akceptacji społecznej, a aby to osiągnąć należy

bezwzględnie zapewnić bezpieczeństwo funkcjonowania siłowni jądrowych i rozwiązać problem

odpadów radioaktywnych. Z kolei w celu zwiększenia udziału energii odnawialnej i szerokiego

zastosowania instalacji CCS, trzeba przedsięwziąć wysiłki na rzecz doprowadzenia do sporej

redukcji kosztów tych technologii oraz – w przypadku CCS – znaleźć odpowiednie formacje

geologiczne do magazynowania wychwyconego gazu. Trzeba też mieć na uwadze, że

wytwarzanie biopaliw nie może zagrażać światowej produkcji żywności, dlatego dopóki 124 Prezentacja miała miejsce 6 czerwca 2008 r. w Tokio. http://www.iea.org/Textbase/press/pressdetail.asp?PRESS_REL_ID=263125 Energy Technology Perspectives 2008. Scenarios and strategies to 2050., International Energy Agency 2008 126 Energy Technology Perspectives 2008: fact sheet – the blue scenario. A sustainable energy future is possible – How can we achieve it?, International Energy Agency 2008

50

biopaliwa drugiej generacji nie będą szeroko dostępne, najlepszą alternatywą wydaje się być

etanol z trzciny cukrowej.

Tab. 3. Wybrane kluczowe technologie przyszłości wg MAE

Po stronie podaży Po stronie popytu � Instalacje CCS w elektrowniach na paliwa

kopalne � Elektrownie jądrowe � Morskie i lądowe elektrownie wiatrowe � Technologia Zintegrowanego Zgazowania

Paliwa (w skrócie IGCC od ang. Integrated Gasification Combined Cycle) dla biomasy i współspalanie

� Systemy fotowoltaiczne (w skrócie PV od ang. Photovoltaics)

� Koncentracja energii słonecznej (w skrócie CSP od ang. Concentrating Solar Power)

� Węgiel: IGCC � Węgiel: bloki na parametry ultra-nadkrytyczne � Biopaliwa drugiej generacji

� Efektywność energetyczna budynków i sprzętu � Pompy ciepła � Ogrzewanie wody i powietrza ciepłem

słonecznym � Efektywność energetyczna w transporcie � Samochody z napędem elektrycznym � Samochody z ogniwami wodorowymi

Opr na podst:Energy Technology Perspectives 2008: fact sheet – the blue scenario. A sustainable energy future is possible – How can we achieve it?, International Energy Agency 2008

***

Jak sprostać globalnym wyzwaniom na poziomie regionalnym i budować zrównoważoną,

bezpieczną i konkurencyjną energetyczną przyszłość? Czy da się pogodzić ogień z wodą:

drastyczne ograniczenie emisji GHGs i ochronę klimatu z zachowaniem bezpieczeństwa

energetycznego i utrzymaniem konkurencyjnej gospodarki?

O tym w kolejnym rozdziale prezentującym politykę energetyczną Unii Europejskiej: jej rozwój,

najważniejsze akty prawne i główne cele.

51

ROZDZIAŁ II: POLITYKA ENERGETYCZNA UNII EUROPEJSKIEJ W KONTEK ŚCIE OCHRONY ŚRODOWISKA

1. Wprowadzenie

„Energia jest niezbędna do funkcjonowania Europy. Ale dni taniej energii dla Europy wydają się

być policzone. Wyzwania związane ze zmianami klimatu, rosnącą zależnością od importu i

wyższymi cenami energii stoją przed wszystkimi członkami Unii Europejskiej. Ponadto

współzależność krajów członkowskich UE w obszarze energii, tak jak w wielu innych

obszarach, wzrasta – znaczący problem w jednym państwie ma natychmiastowe skutki w

innych” – te słowa, od których rozpoczyna się „Polityka Energetyczna dla Europy”127 dobitnie

podkreślają, że Unia Europejska – jak reszta świata – musi zmierzyć się z bodajże największą

barierą dla rozwoju gospodarczego: coraz mniejszą dostępnością energii spowodowaną

ograniczonymi zasobami surowców energetycznych, rosnącymi cenami i koniecznością redukcji

emisji gazów cieplarnianych. Odpowiedzią państw członkowskich na te zagrożenia dla

bezpieczeństwa energetycznego Unii Europejskiej są działania podejmowane na rzecz

zbudowania europejskiej polityki energetycznej.

1.1. Podstawy prawne polityki energetycznej Unii Europejskiej

Jak dotąd państwa członkowskie Unii Europejskiej nie wypracowały Wspólnej Polityki

Energetycznej na wzór polityki rolnej, handlowej czy transportowej. Chociaż od wielu lat

przyjmowane są akty prawne w odniesieniu do sektora energetycznego, trudno jest mówić o

Wspólnej Polityce Energetycznej. Działania te – jak proponuje Nele Dhondt128 – należy raczej

określić mianem Polityki Energetycznej Unii Europejskiej.

Po II wojnie światowej do odbudowy ze zniszczeń i do rozwoju przemysłu, Europie potrzebna

była energia, dlatego już w 1952 r. powstała Europejska Wspólnota Węgla i Stali129. Pięć lat

później została utworzona Europejska Wspólnota Energii Atomowej (Euratom).130 Traktat

127 „Communication from the Commission to the European Council and the European Parliament: AN ENERGY POLICY FOR EUROPE”, Brussels, 10.01.2007, COM (2007) 1 final, op.cit. str. 3 128 N. Dhondt, „The EC Energy Policy and the Environment”, w “Integration of Environmental Protection into other EC Policies. Legal Theory and Practise”, Europa Law Publishing, Groningen 2003, str. 381 129 Traktat o Europejskiej Wspólnocie Węgla i Stali został podpisany 18 kwietnia 1951, a wszedł w życie 23 lipca 1952. Wygasł 23 lipca 2002. Głównymi zadaniami EWWiS było tworzenie i regulowanie wspólnego rynku węgla, stali i żelaza. 130 Traktat ustanawiający Europejską Wspólnotę Energii Atomowej (Traktat Euratom) został podpisany 25 marca 1957 r. jako jeden z dwóch „Traktatów Rzymskich”. Jego celem było ustanowienie wspólnego rynku dla rozwoju pokojowych zastosowańenergii atomowej, a w szczególności dla swobodnego przepływu kapitału, wykwalifikowanego personelu, urządzeń i materiałów. Więcej: J. Kaniowski, „50 lat Euratomu. Cele i okoliczności jego powstania.” w: „Problemy Techniki Jądrowej” 2(50)/2007

52

ustanawiający Wspólnotę Europejską (TWE)131 nie stworzył żadnych zrębów dla Wspólnej

Polityki Energetycznej, co można tłumaczyć faktem, że powyższe traktaty regulowały kwestie

związane z dwoma najważniejszymi źródłami energii, uważanymi za paliwa przyszłości i reżim

prawny przez nie ustanowiony wydawał się wystarczający. Jednakże, jak miało się później

okazać, węgiel utracił swoją pozycję, a energetyka nuklearna nie odniosła takiego sukcesu jak

oczekiwano, dlatego w kwestii regulacji dotyczących energetyki coraz większego znaczenia

nabierał TWE.132

Należy jednak podkreślić, że w TWE brak jest odrębnego tytułu poświęconego energetyce.

Energetyka przez długi czas nie była nawet w TWE wymieniona. Dopiero w Traktacie z

Maastricht do zakresu działań Wspólnoty włączono ”środki w dziedzinach energetyki, ochrony

ludności i turystyki” (art. 3 ust. 1 lit. u TWE) oraz dodano nowy tytuł „Sieci transeuropejskie”

(art. 154-156 TWE). W art. 154 ust. 1 zapisano m.in., że „Wspólnota przyczynia się do

ustanowienia i rozwoju sieci transeuropejskich w infrastrukturach transportu, telekomunikacji i

energetyki.” W kolejnych traktatach: Amsterdamskim i Nicejskim w dalszym ciągu nie pojawił

się tytuł poświęcony energetyce. Można to wytłumaczyć brakiem konsensusu między państwami

członkowskimi, które uznają energetykę za strategiczny dział gospodarki, który powinien być

przede wszystkim regulowany prawem krajowym.133

Sytuacja ta może jednak ulec zmianie, jeśli w życie wejdzie Traktat z Lizbony134, który

wprowadza tytuł XXI „Energetyka”.135 W art. 194 ust. 1 zapisano, iż: „W ramach ustanawiania

lub funkcjonowania rynku wewnętrznego oraz z uwzględnieniem potrzeby zachowania i

poprawy środowiska naturalnego, polityka Unii w dziedzinie energetyki ma na celu, w duchu

solidarności136 między Państwami Członkowskimi:

a) zapewnienie funkcjonowania rynku energii;

b) zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii w Unii;

c) wspieranie efektywności energetycznej i oszczędności energii, jak również rozwoju

nowych i odnawialnych form energii; oraz

d) wspieranie wzajemnych połączeń między sieciami energii.”

Niemniej jednak na razie, z braku wyraźnych podstaw prawnych w TWE, sektor energetyki jak

reszta gospodarki europejskiej (z wyłączeniem rolnictwa i transportu), podlega regułom tzw.

131 Drugi z „Traktatów Rzymskich”, podpisany również 25 marca 1957 r. 132 N. Dhondt, „The EC Energy Policy ...”, str. 386 133 Ibidem, str. 387 134 Traktat z Lizbony zmieniający Traktat o Unii Europejskiej i Traktat Ustanawiający Wspólnotę Europejską został podpisany 13 grudnia 2007 r. Jeśli zostanie ratyfikowany przez wszystkie 27 państw członkowskich, wejdzie w życie 1 stycznia 2009 r., tak aby jego przepisy obowiązywały przed wyborami do Parlamentu Europejskiego w czerwcu 2009 r. http://europa.eu/lisbon_treaty/faq/index_pl.htm135 Dz. Urz. UE C 115/134-135 136 Klauzula o solidarności między Państwami Członkowskimi w kwestiach energetycznych nie jest prawnie wiążąca, ale ma duże znaczenie symboliczne i powinna zobowiązywać PC do jej respektowania ze względów moralnych. Więcej: M. Trzpil „Traktat Reformujący Unię Europejską” w: „Bezpieczeństwo Narodowe” I-II 2008/7-8, str. 224

53

integracji negatywnej (rynkowej, w odróżnieniu od politycznej – pozytywnej), a więc regułom

wolnego handlu i wolnej konkurencji (wyrażonym w art. 4 TWE), a fundamentalnym celem

wspólnotowego prawa energetycznego jest budowa energetycznego rynku wspólnego.137

Podstawę do tworzenia wspólnego (wewnętrznego138) rynku, także energetycznego, dał przede

wszystkim Jednolity Akt Europejski z 1987 r., w którym WE zapowiedziała ustanowienie rynku

wewnętrznego do 31 grudnia 1992 r. (obecnie art. 14 ust. 1 TWE). W art. 13 JEA (obecnie art.

14 ust. 2 TWE, poprzednio 8a ust. 2) wprowadzono także legalną definicję rynku wewnętrznego,

który „obejmuje obszar bez granic wewnętrznych, w którym jest zapewniony swobodny

przepływ towarów, osób, usług i kapitału”. Budowa wewnętrznego rynku energetycznego opiera

się na harmonizacji prawa państw członkowskich (na podst. art. 94 i 95 TWE) oraz liberalizacji

krajowych rynków: elektroenergetycznego i gazowego. Termin ich całkowitego otwarcia

wyznaczono na 31 lipca 2007 r.

Polityka energetyczna UE w coraz większym stopniu podejmuje również kwestie

pozaintegracyjne, takie jak zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii czy ochrona środowiska,

co jest ściśle związane z budową energetycznego rynku wewnętrznego.139 Działania służące

ochronie środowiska (w głównej mierze skoncentrowane na obniżeniu emisji gazów

cieplarnianych do atmosfery), takie jak promowanie odnawialnych źródeł energii (w tym

biopaliw), kogeneracji140, efektywności energetycznej mają na celu także poprawę

bezpieczeństwa energetycznego UE.

Prawo wtórne dotyczące sektora energetycznego jest oparte na wielu różnych podstawach

traktatowych, w tym art. 308, kombinacji artykułów 47, 2, 55 i 95 oraz art. 99 TWE.141 Dla

celów realizacji polityki energetycznej UE wykorzystuje również podstawy polityki ochrony

środowiska (głównie art. 175 w związku z art. 174 TWE)142. Należy jednak podkreślić, że w

drodze wyjątku od normalnie stosowanej procedury decyzyjnej „środki wpływające znacząco na

wybór Państwa Członkowskiego między różnymi źródłami energii i ogólną strukturę jego

zaopatrzenia w energię” są uchwalane przez Radę jednomyślnie (art. 175 ust. 2 lit. c), co

podkreśla niechęć państw członkowskich do delegowania Unii Europejskiej władzy w kwestii

regulacji tak wrażliwego sektora jak energetyka.

137 T. Skoczny, „Energetyka” w “Prawo Unii Europejskiej. Prawo materialne i polityki.” pod red. J. Barcza, Wyd. Prawo i Praktyka Gospodarcza, Warszawa 2005, str. 711-712 138 Rozgraniczenie między rynkiem wewnętrznym a wspólnym jest sporne, ale można przyjąć, że te pojęcia można używaćzamiennie. Por. A. Wróbel „Pojęcie wspólnego rynku i rynku wewnętrznego a swobody wspólnotowe” w “Prawo Unii Europejskiej. Prawo materialne i polityki.” pod red. J. Barcza, Wyd. Prawo i Praktyka Gospodarcza, Warszawa 2005, str. 8 139 T. Skoczny, „Energetyka”, str. 712 140 Kogeneracja (ang. co-generation), czyli skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej (w skrócie CHP od ang. combined heat and power) charakteryzuje się znacznie wyższą sprawnością całkowitą i co za tym idzie oszczędnością energii chemicznej paliwa w porównaniu z procesami wytwarzania energii elektrycznej i ciepła realizowanymi oddzielnie. Wynika to z faktu, że zawsze podczas wytwarzania energii elektrycznej powstaje ciepło odpadowe. W kogeneracji to ciepło zostaje wykorzystane do ogrzewania. 141 N. Dhondt, „The EC Energy Policy...”, str. 387 142 T. Skoczny, „Energetyka …”, str. 712

54

1.2. Polityka energetyczna Unii Europejskiej a Strategia Lizbońska

Duże znaczenie dla realizacji celów polityki energetycznej Unii Europejskiej ma odnowiona

Strategia Lizbońska na rzecz wzrostu gospodarczego i zatrudnienia.143 Postuluje ona m.in.

doprowadzenie do rzeczywistego otwarcia krajowych rynków energii (w niektórych państwach

członkowskich są one otwarte tylko na papierze) i zniesienia barier dla konkurencji w sektorze

energetycznym oraz promowanie innowacyjnych rozwiązań technologicznych w dziedzinie

zmian klimatu i efektywnego wykorzystania energii, co ma przyczynić się do tego, aby wzrost

gospodarczy był coraz bardziej przyjazny dla środowiska.

Jednym z dziesięciu kluczowych działań (określonych we Wspólnotowym Programie

Lizbońskim na lata 2008-2010144), które ma podjąć Unia Europejska w celu realizacji Strategii

Lizbońskiej w najbliższych latach, jest dalsze tworzenie wspólnego rynku energii w celu

poprawy bezpieczeństwa energetycznego oraz przyjęcie pakietu środków dotyczących zmian

klimatu (przede wszystkim stworzenie szerokiego systemu handlu uprawnieniami do emisji) i

energii odnawialnej, mających doprowadzić do redukcji emisji gazów cieplarnianych o 20% w

stosunku do 1990 r. i zwiększenia udziału OZE w unijnym bilansie energetycznym do 20% do

2020 r.

Konieczność realizacji dziesięciu kluczowych celów na lata 2008-2010 została potwierdzona w

Konkluzjach Prezydencji z posiedzenia Rady Europejskiej w marcu 2008 r.

1.3. Polityka energetyczna Unii Europejskiej a VI Program Działania na lata 2002-2012

Kwestie zmian klimatu to także jeden z czterech priorytetów realizowanego w obszarze ochrony

środowiska VI Programu Działania na lata 2002-2012145. Zapisano w nim konieczność podjęcia

działań zapobiegających wzrostowi temperatury powierzchni Ziemi o więcej niż 2°C w

porównaniu z okresem przedindustrialnym. W tym celu koncentracja GHGs w atmosferze

powinna być ustabilizowana na poziomie 550 ppm, co w dłuższej perspektywie oznacza

potrzebę zredukowania emisji GHGs o 70% w stosunku do roku 1990 (art. 2 ust. 2 decyzji).

W pierwszym rzędzie należy jednak zrealizować wymagania Protokołu z Kioto, czyli obniżyć

emisję GHGs o 8% w porównaniu z 1990 r. (art. 5 ust. 1). Dlatego też trzeba wprowadzić

efektywny system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych na terenie Unii.

143 „Working together for growth and jobs. A new start for the Lisbon Strategy” , Brussels, 02.02.2005, COM (2005) 24 final Strategia Lizbońska została przyjęta przez Radę Europejską podczas szczytu w Lizbonie w marcu 2000 r. Celem planu, przyjętego na okres 10 lat, było uczynienie Europy najbardziej dynamicznym i konkurencyjnym regionem gospodarczym na świecie, rozwijającym się szybciej niż Stany Zjednoczone. Z racji nikłych początkowych rezultatów strategia została odnowiona, a jej realizację w nowym kształcie rozpoczęto od 2005 r. Odnowiona Strategia Lizbońska ma dwa podstawowe cele: zainwestować 3% unijnego PKB w badania i rozwój oraz osiągnąć 70% wskaźnik zatrudnienia w Unii Europejskiej do 2010 r http://ec.europa.eu/growthandjobs/faqs/background/index_en.htm144„ Proposal for a Community Lisbon Programme 2008-2010”, Brussels, 11.12.2007, COM 2007 (804) final 145 Decyzja 1600/2002/WE przyjęta 22 lipca 2002 r., Dz. Urz. WE 2002, L 242

55

Ponadto w sektorze energetycznym powinno się promować niskowęglowe paliwa, odnawialne

źródła energii (w roku 2010 już 12% energii UE ma pochodzić z OZE), efektywność

energetyczną i kogenerację (energia elektryczna produkowana w kogeneracji powinna docelowo

stanowić 18% całkowitej energii elektrycznej wytwarzanej w UE). Z kolei w sektorze

transportowym należy m.in. dążyć do obniżenia emisji GHGs z lotnictwa i statków morskich,

zachęcać do przejścia na bardziej efektywne i czyste środki transportu, promować rozwój i

stosowanie alternatywnych paliw oraz bardziej energooszczędnych samochodów.

W kwietniu 2007 r. Komisja przyjęła raport oceniający realizację programu w pierwszej połowie

okresu jego obowiązywania.146 W raporcie podkreślono przede wszystkim potrzebę wywiązania

się państw członkowskich ze zobowiązań Protokołu z Kioto („po pierwsze musimy zrobić

porządek we własnym domu”). Zaznaczono, że System Handlu Emisjami w UE został

zapoczątkowany z sukcesem i może on zostać rozwinięty w globalny system, który pozwoli

zredukować emisje na świecie. W UE planowane jest rozszerzenie ETS m.in. o lotnictwo, a

także zwiększenie ilości gazów objętych systemem oraz szersze użycie systemu aukcyjnego w

procesie nabywania uprawnień do emisji. W raporcie wskazano również na potrzebę rozwoju

nowych technologii, takich jak CCS, biopaliwa drugiej generacji i zastosowanie wodoru jako

paliwa transportowego.

Drugim wyzwaniem stojącym przed UE będzie swego rodzaju „klimatyczna dyplomacja”, czyli

współpraca z innymi państwami (m.in. ze Stanami Zjednoczonymi) w celu zbudowania poparcia

dla globalnej umowy zastępującej Protokół z Kioto po 2012 r. Działania podejmowane przez

UE, która emituje jedynie 14 % GHGs na świecie, nie wystarczą dla zatrzymania zmian klimatu,

dlatego należy znaleźć drogę, która pozwoli państwom rozwijającym się nadal kontynuować

wzrost gospodarczy przy jednoczesnym zmniejszaniu ilości emitowanych przez nie GHGs.

Trzeci problem, z którym Unia musi się zmierzyć, to adaptacja do zmian klimatu. W raporcie

została podkreślona potrzeba wbudowania działań adaptacyjnych do wszystkich odnośnych

polityk, zarówno unijnych jak i krajowych.

2. Instrumenty prawne realizacji celów polityki energetycznej w kontekście

ochrony środowiska

2.1. Promowanie odnawialnych źródeł energii

Pierwszymi dokumentami promującymi wykorzystanie odnawialnych źródeł energii w produkcji

energii elektrycznej były zalecenia Rady 88/349/EWG i 88/611/EWG. Natomiast pierwsze

146 „Mid-term review of the Sixth Community Environment Action Programme”, COM (2007) 225 final, Brussels, 30.04.2007

56

służące temu instrumenty prawne wprowadziła dopiero dyrektywa elektroenergetyczna

96/92/WE, w której zapisano, iż państwa członkowskie może zobowiązać operatorów systemów,

aby dysponując instalacjami wytwarzającymi energię elektryczną, przyznali pierwszeństwo tym,

które wykorzystują OZE lub odpady, bądź produkują energię elektryczną w kogeneracji.147 W

latach 90-tych rozwój OZE był także wspomagany przez wiele unijnych programów takich jak:

JOULE, THERMIE, JOULE-THERMIE, ENERGIE, ALTENER.148

Pierwszym krokiem w kierunku strategii promowania OZE w Unii była Zielona Księga (ang.

Green Paper) „Energia dla przyszłości: odnawialne źródła energii” z 1996 r.149 Rok później

zostały przedstawione już konkretne plany w odniesieniu do promocji OZE w Białej Księdze

(ang. White Paper) „Energia dla przyszłości: odnawialne źródła energii”.150 Zaznaczono w niej

m.in., że rozwój OZE wzmocni bezpieczeństwo energetyczne Unii, a także przyczyni się do

obniżenia emisji GHGs. Wskazano, że główną barierą dla rozwoju OZE są początkowo duże

nakłady inwestycyjne. Wyznaczono także ambitny cel osiągnięcia 12% udziału energii z OZE w

całkowitym bilansie energetycznym UE do 2010 r.

27 września 2001 r. w nawiązaniu do Białej Księgi przyjęto dyrektywę 2001/77/WE151 mającą

na celu wspieranie wzrostu udziału OZE w produkcji energii elektrycznej na wewnętrznym

rynku energii oraz stworzenie ram dla przyszłego wspólnotowego systemu wspierania OZE (art.

1). Do odnawialnych źródeł energii w myśl definicji z art. 2 zaliczono: energię wiatru,

słoneczną, geotermalną, pływów i fal morskich, hydroenergię, biomasę, gaz z odpadów, gaz z

zakładów oczyszczania ścieków i biogazy. Z kolei energia elektryczna produkowana z OZE

oznacza energię produkowaną przez elektrownie wykorzystujące tylko OZE, jak również tę

część energii wytwarzanej w elektrowniach mieszanych (wykorzystujących także paliwa

kopalne), która pochodzi z OZE oraz odnawialną energię elektryczną wykorzystywaną do

pompowania w elektrowniach szczytowo-pompowych, z wyłączeniem energii powstałej w

wyniku magazynowania pompowanej wody. Zgodnie z art. 3 ust. 4 do 2010 r. udział „zielonej

energii” w zużyciu energii brutto w Unii Europejskiej powinien osiągnąć 12%, a w konsumpcji

energii elektrycznej – już 22,1%. Jednak, aby osiągnąć te cele wspólnotowe, niezbędne jest

osiągnięcie celów krajowych, dlatego od 27 października 2002 r. państwa członkowskie mają

obowiązek co 5 lat publikować raporty, w których określą cele indykatywne w postaci udziału

OZE w zużyciu energii elektrycznej w okresie kolejnych 10 lat oraz działania podjęte lub

planowane w celu realizacji tych zamierzeń. Aby określić krajowe cele, państwa członkowskie

muszą uwzględnić wartości referencyjne określone w załączniku do dyrektywy oraz wziąć pod

147 T. Skoczny, „Energetyka…”, str. 736 148 N. Dhondt, „The EC Energy Policy...”, str. 417 149 COM (96) 576 150 COM (1997) 599 final 151 Dz. Urz. UE 2001 L 283/33

57

uwagę swoje zobowiązania wynikające z Protokołu z Kioto (art. 3 ust. 2). Ponadto, co 2 lata

państwa członkowskie powinny publikować raporty oceniające realizację krajowych celów (art.

3 ust. 3). Na podstawie wyżej omówionych pięcioletnich i dwuletnich raportów, Komisja dokona

oceny, w jakim stopniu działania państw członkowskich przyczyniły się do osiągnięcia zarówno

celów wspólnotowych, jak i krajowych, a wnioski z tej oceny będzie publikować co dwa lata

począwszy od 27 października 2004 r. (art. 3 ust. 4).

Dyrektywa nie dokonuje harmonizacji krajowych systemów wsparcia dla energetyki

odnawialnej, do których zgodnie z p. 14 preambuły mogą należeć: zielone certyfikaty, pomoc

inwestycyjna, zwolnienia podatkowe, obniżenie podatku, zwrot podatku czy bezpośrednie

systemy wsparcia cen. Ważne jest natomiast, aby te systemy wsparcia funkcjonowały

prawidłowo, tak by do momentu ustanowienia ogólnowspólnotowego systemu wsparcia

utrzymać zaufanie inwestorów. Zastosowane w państwach członkowskich systemy

bezpośredniego lub pośredniego wsparcia dla producentów energii odnawialnej podlegają ocenie

Komisji (art. 4 ust. 1). Z doświadczeń zebranych w trakcie stosowania różnorodnych systemów

w państwach członkowskich Komisja co dwa lata od 27 października 2005 r. przedstawia

sprawozdanie, w którym dokonuje m.in. oceny skuteczności systemów wsparcia i ich

efektywności pod względem kosztów. Sprawozdaniu Komisji może towarzyszyć propozycja

ogólnowspólnotowych ram systemu promocji OZE, które m.in. powinny przyczyniać się do

osiągnięcia przez państwa członkowskie ich krajowych celów indykatywnych, być zgodne z

zasadami wewnętrznego rynku energii oraz być możliwie proste, a także jak najbardziej

efektywne pod względem kosztów (art. 4 ust. 2). Po odpowiednim okresie przejściowym, mogą

zostać wprowadzone ogólnowspólnotowe mechanizmy wsparcia, co zaznaczono w p. 16

preambuły. Kolejnym istotnym zobowiązaniem państw członkowskich wynikającym z zapisów

dyrektywy jest stworzenie systemu gwarancji pochodzenia energii elektrycznej ze źródeł

odnawialnych, zgodnego z kryteriami obiektywności, przejrzystości i zasadą niedyskryminacji

(art. 5 ust. 1). Taki system jest konieczny m.in. w celu umożliwienia odbiorcom końcowym

wyboru między energią konwencjonalną a „zieloną”. Ponadto, gwarancje (świadectwa,

certyfikaty) pozwalają zapobiec sprzedawaniu kilkakrotnie tej samej energii odnawialnej, a także

pozwalają zidentyfikować producentów energii z OZE przez importerów. Świadectwo

pochodzenia powinno zawierać informacje o źródle, z którego wytworzona została energia

elektryczna oraz czasie i miejscu jej wytworzenia, a także o mocy źródła w przypadku

hydroelektrowni (art. 5 ust. 3). Dyrektywa nie wprowadza jednolitego systemu gwarancji w całej

UE. Świadectwa pochodzenia powinny być wzajemnie uznawane przez państwa członkowskie

jedynie jako potwierdzenie źródła energii, miejsca i czasu jej wytworzenia oraz mocy w

przypadku hydroelektrowni (art. 5 ust. 4). Natomiast, co zaznacza p. 10 preambuły, dyrektywa

58

nie wymaga, aby państwa członkowskie uznawały zakup gwarancji pochodzenia lub energii

elektrycznej z OZE od innego państwa członkowskiego jako wkład w realizację własnego celu

indykatywnego.

Ponadto należy zaznaczyć różnicę między gwarancją pochodzenia a zbywalnymi zielonymi

certyfikatami, o czym wspomina p. 11 preambuły: te pierwsze są jedynie potwierdzeniem

wytworzenia energii elektrycznej z OZE, natomiast zbywalne certyfikaty mają wymiar handlowy

i podlegają obrotowi niezależnie od fizycznego obrotu energią.

Warto jeszcze dodać, że na mocy art. 7 ust. 1 państwa członkowskie powinny zapewnić, że

operatorzy sieci przesyłowej i dystrybucyjnej będą przesyłać i dystrybuować energię pochodzącą

z OZE, a ponadto mogą zagwarantować dla niej pierwszeństwo w dostępie do sieci.

2.2. Promowanie użycia biopaliw

29 listopada 2000 r. opublikowana została Zielona Księga: „W kierunku europejskiej strategii

dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii”152, w której zapisano m.in., że w celu

zmniejszenia ryzyka związanego z rosnącym uzależnieniem od importu energii spoza UE oraz

walki z globalnym ociepleniem, należałoby m.in. zwiększyć udział biopaliw i innych paliw

alternatywnych (np. wodoru) w całkowitej konsumpcji paliw transportowych do 20 % w roku

2020. Zielona Księga dała impuls do ustanowienia dyrektywy 2003/30/WE153, która ma na celu

promowanie użycia biopaliw lub innych paliw odnawialnych jako substytuty kopalnych paliw

transportowych: oleju napędowego i benzyny (art. 1). W myśl art. 2 omawianej dyrektywy

biopaliwo oznacza płynne lub gazowe paliwo dla transportu, produkowane z biomasy, którą z

kolei zdefiniowano jako ulegającą biodegradacji część produktów, odpadów lub pozostałości z

rolnictwa, leśnictwa i związanych działów przemysłu, a także ulegającą biodegradacji część

odpadów przemysłowych i miejskich. Do biopaliw zaliczane są ”przynajmniej” następujące

produkty: bioetanol, biodiesel, biogaz, biometanol, biodimetyloeter, bio-ETBE (eter etylowo-t-

butylowy), bio-MTBE (eter metylowo-t-butylowy), biopaliwa syntetyczne, biowodór, czysty olej

roślinny. Z kolei do „innych paliw odnawialnych” należą pochodzące z odnawialnych źródeł

energii w rozumieniu dyrektywy 2001/77/WE paliwa używane do celów transportowych inne niż

biopaliwa.

Najważniejszym zobowiązaniem nałożonym przez dyrektywę na państwa członkowskie jest

zapewnienie, aby na rynku znalazła się minimalna proporcja biopaliw i innych paliw

odnawialnych. W tym celu państwa członkowskie powinny ustanowić krajowe cele

wskaźnikowe, przy uwzględnieniu, że wartością odniesienia jest 2% udział biopaliw i innych 152 COM (2000) 769 final 153 Dz. Urz. UE 2003 L 123/42

59

paliw odnawialnych w rynku oleju napędowego i benzyny do końca 2005 r., a już 5,75 % przed

upływem roku 2010 (art. 3 ust. 1). Niemniej jednak, cele odniesienia nie są wiążące dla państw

członkowskich, bowiem jak zaznaczono w art. 4 ust. 1 krajowe cele mogą od nich odbiegać, co

może być umotywowane m.in. ograniczonym potencjałem narodowym do produkcji biopaliw z

biomasy czy też wysokością środków przeznaczanych na produkcję biomasy do zastosowań

energetycznych innych niż transport.

Państwa członkowskie są zobowiązane do składania Komisji corocznych raportów dotyczących

m.in. kroków podjętych na rzecz promowania biopaliw, a w pierwszym raporcie dodatkowo

powinien zostać określony poziom krajowych celów wskaźnikowych dla pierwszej fazy

realizacji dyrektywy.

Komisja w publikowanych co 2 lata raportach oceni postęp w użyciu biopaliw (art. 4 ust. 2),

m.in. efektywność kosztową podjętych środków i wpływ na środowisko dalszego zwiększania

udziału biopaliw i innych paliw odnawialnych. Jeżeli raport wykaże, że cele indykatywne nie

zostaną osiągnięte ze względu na to, że są nieuzasadnione lub nie odnoszą się do nowych

dowodów naukowych, wówczas Komisja może podjąć działania mające na celu nałożenie celów

obligatoryjnych.

2.3. Działania w zakresie ochrony klimatu

Problem ochrony klimatu pierwszy raz został poruszony przez Unię Europejską w czwartym

programie działania w zakresie ochrony środowiska (1987-1992)154. Mocniej tę tematykę

zaakcentowały kolejne programy, a szczególnie szósty program na lata 2002-2012.

Ważnym dokumentem był też „Europejski program w sprawie zmian klimatu”155 z marca 2000

r., który określał dwie ścieżki osiągnięcia celu Protokołu z Kioto: energooszczędność i

energoefektywność oraz wprowadzenie systemu handlu emisjami w Unii Europejskiej.

Sam Protokół z Kioto został zatwierdzony przez Unię Europejską decyzją Rady 2002/358/WE z

dnia 25 kwietnia 2002 r.156, natomiast jego ustalenia zostały wdrożone poprzez Dyrektywę

Parlamentu Europejskiego i Rady 2003/87/WE157 z 13 października 2003 r. Niniejsza dyrektywa

ustanowiła system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej w

celu wspierania skutecznego i efektywnego kosztowo sposobu zmniejszania tych emisji (art. 1).

Dyrektywa odnosi się do działań powodujących emisję dwutlenku węgla, które wyszczególniono

w załączniku I, m.in.:

154 Z. Bukowski, „Prawo ochrony środowiska Unii Europejskiej”, Wydawnictwo CH Beck, Warszawa 2007, str. 160 155 COM (2000) 88 final 156 Dz. Urz. UE 2002 L 130/1 157 Dz. Urz. UE 2003 L 275/32

60

� działań dot. energii (np. instalacje energetycznego spalania o nominalnej mocy cieplnej

przekraczającej 20 MW z wyjątkiem instalacji spalania odpadów niebezpiecznych lub

komunalnych);

� produkcji oraz obróbki metali żelaznych;

� przemysłu mineralnego (np. instalacje do produkcji cementu klinkierowego w piecach

obrotowych o zdolności produkcyjnej przekraczającej 500 ton dziennie lub wapna w piecach

obrotowych o zdolności produkcyjnej przekraczającej 50 ton dziennie, lub w innych piecach o

zdolności produkcyjnej przekraczającej 50 ton dziennie).

Państwa członkowskie powinny zapewnić, aby instalacje te (z wyjątkiem tymczasowo

wyłączonych z systemu) od dnia 1 stycznia 2005 r. nie podejmowały wymienionych działań bez

pozwolenia na emisję wydanego przez właściwy organ (art. 4), przy czym należy podkreślić, że

priorytetową wagę ma tu określenie rodzaju prowadzonej instalacji a nie sektor przemysłowy. W

pierwszej fazie obowiązywania dyrektywy, czyli do końca 2007 r., państwa członkowskie za

zgodą Komisji mogły tymczasowo zmniejszyć listę instalacji objętych dyrektywą (art. 27), o ile

spełnionych zostało kilka warunków (m.in. warunek ograniczania emisji zgodnie z polityką

krajową i podlegania równoważnym do zapisanych w dyrektywie wymogom monitorowania,

sprawozdawczości, kontroli emisji oraz karom w przypadku nie wypełnienia wymogów

krajowych). Państwa członkowskie mają także możliwość rozszerzenia ustanowionego w

dyrektywie systemu, pod warunkiem uzyskania zgody Komisji (art. 24), która podejmując

decyzję oceni m.in. jej wpływ na rynek wewnętrzny, konkurencję czy integralność ekologiczną

systemu. Od 2005 r. taka opcja jest możliwa dla instalacji z załącznika I, ale o niższych

wydajnościach, a od 2008 r. już dla wszystkich instalacji, działań i gazów.

Pozwolenie na emisję jest wydawane, jeśli operator instalacji jest zdolny do monitorowania i

raportowania emisji. Może ono obejmować jedną lub więcej instalacji położonych w tym samym

miejscu, którymi kieruje ten sam operator i powinna zawierać m.in. następujące elementy:

nazwisko (nazwę) operatora, opis działań oraz emisji z instalacji, wymogi monitorowania

(częstotliwość, metodologia), wymogi sprawozdawczości (art. 6). W przypadku planowanych

zmian w charakterze lub działaniu instalacji lub rozszerzenia działalności instalacji, co może

wymagać uaktualnienia pozwolenia, operator powinien poinformować właściwy organ, który w

razie konieczności dokona zmian w pozwoleniu (art. 7).

Poza pozwoleniem na emisję operatorzy instalacji z załącznika I powinni posiadać uprawnienia

do emisji określonej ilości gazów cieplarnianych, przy czym zgodnie z definicją z art. 3 jedno

uprawnienie odpowiada 1 tonie wyemitowanego równoważnika dwutlenku węgla. Dyrektywa

zobowiązuje państwa członkowskie do przygotowania krajowego planu rozdziału uprawnień do

61

emisji, w którym należy określić ilość uprawnień do emisji oraz sposób ich alokacji w danym

okresie rozliczeniowym. Państwa powinny przy tym kierować się obiektywnymi kryteriami, w

tym kryteriami wymienionymi w załączniku III i uwzględniać opinie społeczeństwa (art. 9 ust.

1). Plan powinien zostać przedstawiony Komisji, która w przeciągu trzech miesięcy może go

odrzucić w całości lub części z powodu niezgodności z kryteriami z załącznika III lub

wymogami dotyczącymi odpłatności za przydziały (art. 9 ust. 3). Wymogi te (ustalone w art. 10)

określają, że co najmniej 95% uprawnień w latach 2005-2007 i 90% w kolejnym okresie

obowiązywania dyrektywy powinno być wolnych od opłat.

Wśród kryteriów z załącznika III szczególnie należy podkreślić pojęcie tzw. „wczesnego

działania”, które odnosi się do zrealizowanych w przeszłości inwestycji zmniejszających emisję

gazów cieplarnianych. Państwa członkowskie mogą w planie rozdziału uprawnień wziąć pod

uwagę fakt, że operatorzy przed wejściem w życie omawianej dyrektywy poczynili już kroki w

celu zredukowania emisji, bowiem w przeciwnym razie operatorzy takich instalacji mogliby nie

odnieść żadnych korzyści z tytułu inwestycji w prośrodowiskowe technologie.

Pierwszy plan rozdziału na lata 2005-2007 miał zostać opracowany na trzy miesiące przed

rozpoczęciem tego okresu rozliczeniowego, a kolejne plany już na okresy pięcioletnie z 12-

miesięcznym wyprzedzeniem (art. 11). Pilotażowa faza funkcjonowania dyrektywy, w której nie

obowiązywały jeszcze obostrzenia emisji wynikające z Protokołu z Kioto, była czasem

przygotowań do kolejnego okresu (lata 2008-2012), w którym państwa są już ograniczone

zobowiązaniami wynikającymi z tej umowy.

Na mocy dyrektywy uprawnienia do emisji wydawane są przez właściwy organ do dnia 28

lutego danego roku, a ich ważność trwa przez cały okres, na jaki są wydane, natomiast

anulowanie uprawnień następuje po 4 miesiącach od rozpoczęcia nowego okresu. Ponadto

uprawnienia niewykorzystane w pierwszym okresie mogą być zastąpione nowymi do

wykorzystania w kolejnym okresie, a w odniesieniu do tych niewykorzystanych w okresach

pięcioletnich, państwa członkowskie mają już obowiązek takiej wymiany (art. 13), co jest

fundamentalnym elementem systemu Cap and trade158, na którym opiera się dyrektywa. Państwa

członkowskie powinny zapewnić, aby do 30 kwietnia każdego roku operatorzy instalacji

wykazali się posiadaniem ilości uprawnień równoważnej emisjom za poprzedni rok.

Wykorzystane uprawnienia są następnie anulowane (art. 12 ust. 3), a w razie gdy ich ilość nie

wystarcza do pokrycia emisji za poprzedni rok, operator musi zapłacić karę w wysokości 100

za tonę wyemitowanego dwutlenku węgla, która jednakże w pierwszym okresie funkcjonowania

dyrektywy obniżona została do 40 . Poza tym, uiszczenie kary nie zwalnia operatora z

158 System cap and trade polega na tym, że ustalany jest całkowity limit emisji (tzw. czapka, z ang. cap), a następnie uprawnienia do emisji odpowiadające całkowitemu limitowi rozdzielane są pomiędzy emitentów zanieczyszczeń, którzy mogą wykorzystaćuprawnienia do wypełnienia swych celów redukcyjnych, sprzedać je lub zachować na przyszłe okresy rozliczeniowe.

62

obowiązku przekazania w następnym roku uprawnień w ilości odpowiadającej nadmiarowi

emisji w danym roku (art. 16 ust. 3).

Jeden z najbardziej istotnych zapisów dyrektywy umożliwia przekazywanie uprawnień między

osobami fizycznymi i prawnymi w Unii Europejskiej, dzięki czemu będzie możliwe ich

nabywanie na rynku (art. 12 ust. 1). To ma m.in. doprowadzić do zmniejszenia kosztów

wypełnienia zobowiązań Protokołu z Kioto, bowiem inwestycje mające na celu obniżenie emisji

będą realizowane w tych instalacjach, w których będzie to najtańsze, a instalacje dla których

modernizacja jest nieopłacalna, będą nabywać brakujące uprawnienia na rynku. Dyrektywa daje

także możliwość połączenia unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów

cieplarnianych z systemami innych państw. Porozumienia takie, których celem jest wzajemne

uznawanie uprawnień między systemem unijnym a innymi systemami handlu uprawnień do

emisji, mogą być jednak zawierane wyłącznie z państwami z załącznika B do Protokołu z Kioto,

które ratyfikowały tę umowę (art. 25). Ponadto dyrektywa umożliwia państwom unieważnienie

uprawnień w każdym momencie na żądanie posiadającej je osoby, dzięki czemu np. organizacje

ekologiczne mogą nabyć uprawnienia w celu zmniejszenia ich puli dostępnej na rynku, a tym

samym przyczynić się do obniżenia emisji gazów cieplarnianych (art. 12 ust. 4).

Jednym z istotniejszych zobowiązań nałożonych na państwa członkowskie jest stworzenie i

prowadzenie publicznie dostępnego rejestru uprawnień, który będzie zawierał informacje o ilości

wydanych i posiadanych uprawnień, a także o ich transferach i unieważnieniu (art. 19).

Dyrektywa 2003/87/WE została znowelizowana Dyrektywą 2004/101/WE159 Parlamentu

Europejskiego i Rady z dnia 27 października 2004 r. ustanawiającą system handlu

uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych wewnątrz Wspólnoty, z uwzględnieniem

mechanizmów projektowych Protokołu z Kioto. Podstawowe rozwiązania prawne

zaprezentowane w dyrektywie zmieniającej są związane z wprowadzeniem w życie zapisanego

w Protokole z Kioto mechanizmu czystego rozwoju (ang. Clean Development Mechanism –

CDM) oraz mechanizmu wspólnych wdrożeń (ang. Joint Implementation – JI) oraz ich

powiązania ze wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji. Dyrektywa

adresowana jest przede wszystkim do przedsiębiorców, którzy mieliby się zaangażować w

stosowanie ww. mechanizmów. Kredyty emisyjne uzyskane w ramach realizacji tych

projektów160 mają być ekwiwalentem w stosunku do unijnych uprawnień do emisji161, dzięki

czemu koszty redukcji emisji gazów cieplarnianych w Unii mają ulec dalszemu obniżeniu.

159 Dz. Urz. UE 2004 L 338/18 160 Kredyty pochodzące z JI zwane są w skrócie ERU (od ang. Emission Reduction Unit – jednostka redukcji emisji), a z CDM – CER (od ang. Certified Emission Reduction – poświadczona redukcja emisji). 161 EUA (od ang. European Union Allowance)

63

Jednakże, zgodnie z zasadą suplementarności wyrażoną w Porozumieniach z Marakeszu162

działania te mogą mieć jedynie charakter uzupełniający w stosunku do realizacji zobowiązań

krajowych tak, aby zapobiec sytuacji, w której obowiązki nałożone na Unię Europejską byłyby

wypełniane jedynie poza jej granicami, co nie przyniosłoby spodziewanego zahamowania

koncentracji gazów cieplarnianych w atmosferze. Dyrektywa pozostawia jednak państwom

członkowskim dowolność w określeniu limitu stosowania CER i ERU, przy uwzględnieniu

oczywiście wyżej opisanej zasady.

2.4. Promowanie kogeneracji

W Zielonej Księdze: „W kierunku europejskiej strategii dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw

energii”163 zaznaczono, że do 2010 r. realne jest podwojenie udziału energii elektrycznej

wytwarzanej w skojarzeniu z ciepłem w całkowitej ilości energii elektrycznej wytwarzanej w

Unii Europejskiej. Udział ten wyniósłby wówczas 18%, co pozwoliłoby średnio uniknąć emisji

65 Mt CO2/rok164, jak również dzięki oszczędności paliwa przyczyniłoby się do zwiększenia

bezpieczeństwa energetycznego UE. W dokumencie podkreślono, że potencjał dla rozwoju

kogeneracji jest duży i że dzięki odpowiedniemu wsparciu, udział produkowanej w ten sposób

energii elektrycznej mógłby zostać do 2010 r. nawet potrojony.

W nawiązaniu do Zielonej Księgi 11 lutego 2004 r. została przyjęta dyrektywa 2004/8/WE165,

która ma na celu zwiększenie efektywności energetycznej i poprawę bezpieczeństwa dostaw

poprzez stworzenie ram dla wspierania i rozwoju produkcji energii elektrycznej i ciepła w

układzie kogeneracji o wysokiej wydajności opartej na zapotrzebowaniu na ciepło użytkowe (art.

1). Kogenerację w art. 3 dyrektywy zdefiniowano jako równoczesne wytwarzanie energii

cieplnej i elektrycznej i/lub mechanicznej w trakcie tego samego procesu, z kolei ciepło

użytkowe oznacza ciepło wytwarzane w procesie kogeneracji w celu zaspokojenia ekonomicznie

uzasadnionego popytu na ciepło lub chłodzenie. Kogeneracja zakwalifikowana jest jako

wysokosprawna (a tę właśnie promuje omawiana dyrektywa), gdy oszczędności energii

pierwotnej przekraczają 10% w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła

oddzielnie (dokładna metodologia określania wydajności procesu kogeneracji przedstawiona jest

w załączniku III). Technologie kogeneracyjne objęte omawianą dyrektywą zostały wymienione

w załączniku I (są to m.in. silniki spalinowe, mikroturbiny, ogniwa paliwowe, turbiny parowe

przeciwprężne), z kolei w załączniku II przedstawione są metody obliczania ilości energii

162 Porozumienia z Marakeszu to zestaw porozumień przyjętych podczas COP 7 w Marakeszu w 2001 r., które dotyczą zasad wypełnienia zobowiązań Protokołu z Kioto. Treść porozumień: http://unfccc.int/cop7/documents/accords_draft.pdf163 COM (2000) 769 final 164 Ibidem, str. 57 165 Dz. Urz. UE 2004 L 52/50

64

elektrycznej wytworzonej w kogeneracji. W celu zwiększenia przejrzystości przy dokonywaniu

przez odbiorców wyboru między energią wytwarzaną w kogeneracji a energią elektryczną

wytwarzaną w oparciu o inne technologie, państwa członkowskie powinny stworzyć system

gwarancji pochodzenia dla całej energii wytworzonej w kogeneracji o wysokiej wydajności w

oparciu o obiektywne, przejrzyste i niedyskryminujące kryteria (art. 5 ust. 1). Podobnie jak w

przypadku OZE, gwarancje pochodzenia nie są jednak synonimem zbywalnych świadectw, o

czym przypomina p. 22 preambuły. Gwarancje pochodzenia powinny określać: wartość

kaloryczną źródła paliwa, z którego wyprodukowano energię elektryczną; wykorzystanie ciepła

wytworzonego razem z energią elektryczną; datę i miejsce produkcji; ilość energii elektrycznej z

wysokosprawnej kogeneracji; oszczędności energii pierwotnej. Należy zaznaczyć, że udział w

systemie gwarancji nie uprawnia automatycznie do korzystania z systemu wsparcia (art. 5 ust.

4). Państwa członkowskie mogą stosować różne mechanizmy wsparcia wysokosprawnej

kogeneracji, w tym pomoc inwestycyjną, zwolnienia z podatku, obniżenie podatku, certyfikaty

lub systemy bezpośrednich dopłat do cen (p. 26 preambuły). Ponadto, dyrektywa zobowiązuje

państwa członkowskie do zapewnienia sprawnego przesyłania i dystrybucji energii wytwarzanej

w kogeneracji. Państwa członkowskie mogą zapewnić jej także priorytetowy dostęp do systemu

sieciowego. W tej kwestii dyrektywa odsyła do uregulowań dyrektywy 2001/77/WE.

2.5. Promowanie oszczędności energii i efektywności energetycznej

Na wstępie należy rozróżnić dwa pojęcia, mianowicie oszczędność energii i efektywność

energetyczną. Efektywność energetyczna oznacza wydajne gospodarowanie energią, a więc

wysoką sprawność: wytwarzania energii ze źródeł pierwotnych, jej transformacji i dostarczania

do odbiorców końcowych, natomiast termin oszczędność energii zazwyczaj zarezerwowany jest

do określania jej racjonalnego zużycia po stronie popytu.166

Pierwsze wspólnotowe przepisy prawa energetycznego mające na celu racjonalizację zużycia

energii pojawiły się po kryzysach naftowych lat siedemdziesiątych i nakładały na państwa

członkowskie m.in. obowiązek podwyższenia efektywności zaopatrywania w ciepło oraz

spełnienia przez urządzenia energetyczne i budownictwo minimalnych wymogów odnośnie ich

wydajności energetycznej.167 W latach 90-tych wydano liczne dyrektywy168, które ustanawiały

obowiązek umieszczania na działających na prąd artykułach gospodarstwa domowego etykiet

informujących o ich efektywności energetycznej.

166 N. Dhondt, „The EC Energy Policy...”, str. 385 167 T. Skoczny, „Energetyka…”, str. 734 168 Dyrektywy dot. m.in. efektywności energetycznej: lokówek, zamrażarek, pralek, telewizorów, lamp, zmywarek, suszarek, pieców elektrycznych i bojlerów, urządzeń klimatyzacyjnych.

65

W bezpośrednim nawiązaniu do Zielonej Księgi: „W kierunku europejskiej strategii

bezpieczeństwa dostaw energii”169 wydana została Dyrektywa 2002/91/WE Parlamentu

Europejskiego i Rady w sprawie wydajności energetycznej budynków.170 Szacunki wskazują, że

w UE w budownictwie zużywa się średnio 40% energii pierwotnej, a według licznych analiz co

najmniej 27% tej energii może być zaoszczędzone. W skali całej Unii Europejskiej oznaczałoby

to zmniejszenie zużycia energii aż o 10%.171 Stąd też dyrektywa ta ma duże znaczenie zarówno

w odniesieniu do realizacji unijnej polityki klimatycznej oraz dla zapewnienia bezpieczeństwa

energetycznego UE. Dotyczy ona m.in.: opracowania i wdrożenia ogólnych zasad obliczania

zintegrowanego parametru określającego energochłonność budynków; opracowania i

wprowadzenia do porządku prawnego państw członkowskich minimalnych wymagań w zakresie

energochłonności przy projektowaniu nowych budynków oraz w przypadku budynków

poddawanych gruntownym remontom i modernizacjom; opracowania i wprowadzenia zasad

certyfikacji energetycznej budynków; przeprowadzenia regularnej inspekcji kotłów, systemów

klimatyzacyjnych oraz instalacji grzewczych.

W 2005 r. Komisja Europejska opublikowała Zieloną Księgę poświęconą efektywności

energetycznej: „Osiągnąć więcej, robiąc mniej”172, w której wskazała szereg działań, dzięki

którym do 2020 r. miałoby być zaoszczędzone 20% energii w Unii Europejskiej w najbardziej

efektywny kosztowo sposób, przy czym, jak podkreślono, połowa tych oszczędności możliwa

byłaby do osiągnięcia dzięki pełnej implementacji do tej pory funkcjonującego prawa unijnego

w kwestii efektywności budynków, sprzętu AGD i usług energetycznych. Opcje redukcji zużycia

energii przedstawione w Zielonej Księdze obejmują wszystkie sektory, a więc zarówno

produkcję energii jak i jej zużycie przez odbiorców końcowych; przemysł i usługi; gospodarstwa

domowe; budynki; transport oraz działania na arenie międzynarodowej. Wśród proponowanych

sposobów realizacji ambitnego celu oszczędności 20% energii znajdują się m.in. zachęty

finansowe, regulacje prawne, kampanie informacyjne i szkolenia.

Duże znaczenie dla realizacji unijnej polityki promującej efektywność energetyczną ma

Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie

efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych.173 Dyrektywa ta ma na

celu poprawę efektywności końcowego wykorzystania energii w państwach członkowskich

poprzez m.in. określenie orientacyjnych celów oraz stworzenie mechanizmów, zachęt a także

ram instytucjonalnych, finansowych i prawnych usuwających bariery i niedoskonałości rynkowe,

169 COM (2000) 769 final 170 Dz. Urz. UE 2003 L 1/65, dyrektywa zwana jest w skrócie EFBD (od ang. Energy Performance of Buildings Directive). 171 K. Pettka, „Nowe obowiązki po nowelizacji prawa budowlanego” wywiad z mgr. inż. Dariuszem Kocem, „Ekopartner” 10 (192)/2007 172 COM (2005) 265 final 173 Dz. Urz. UE 2006 L 114/65

66

które utrudniają efektywne końcowe wykorzystanie energii (art. 1). Ma ona zastosowanie m.in.

do podmiotów, które dostarczają środki poprawy efektywności energetycznej, dystrybutorów

energii, operatorów systemu dystrybucyjnego, przedsiębiorstw prowadzących detaliczną

sprzedaż energii oraz odbiorców końcowych (art. 2). Dwie kluczowe definicje określone w art. 3

dyrektywy to efektywność energetyczna, która oznacza stosunek uzyskanych wyników, usług,

towarów lub energii do wkładu energii oraz poprawa efektywności energetycznej, którym to

terminem określa się zwiększenie efektywności końcowego wykorzystania energii dzięki

zmianom technologicznym, gospodarczym lub zmianom zachowań. W dyrektywie wyznaczono

państwom członkowskim indykatywny cel oszczędności 9% energii w dziewiątym roku

stosowania niniejszej dyrektywy, obliczany zgodnie z metodologią określoną w załączniku I (art.

4). W celu umożliwienia porównania oszczędności osiągniętych przez poszczególne kraje

członkowskie, stosowane mają być współczynniki z załącznika II. Z kolei w załączniku III

wskazano środki poprawy efektywności energetycznej, a w załączniku IV – ogólne zasady

pomiarów i weryfikacji oszczędności energii.

Wzorcową rolę z zapewnianiu efektywności końcowego wykorzystania energii ma odegrać

sektor publiczny, o którego działaniach proefektywnościowych mają być informowani

obywatele i przedsiębiorstwa (art. 5). Ponadto, sektor publiczny powinien stosować co najmniej

dwa środki efektywności energetycznej w ramach zamówień publicznych spośród

wymienionych w załączniku VI.

Na mocy dyrektywy państwa członkowskie powinny zagwarantować, aby dystrybutorzy energii,

operatorzy systemu dystrybucyjnego lub przedsiębiorstwa, które prowadzą detaliczną sprzedaż

energii, przedstawiały wyznaczonym organom na ich żądanie, ale nie częściej niż raz do roku,

dane statystyczne dotyczące ich odbiorców końcowych, jak również aby nie podejmowały

działań mogących stworzyć bariery dla świadczenia usług energetycznych i innych środków

poprawy efektywności energetycznej bądź utrudniających rozwój ich rynku. Ponadto, państwa

członkowskie powinny zapewnić istnienie lub ustanowienie dobrowolnych umów lub innych

rynkowych instrumentów jak na przykład białe certyfikaty174, dzięki którym osiągnięty zostanie

cel niniejszej dyrektywy (art. 6). Dobrowolne umowy, które dotyczyłyby usług energetycznych,

programów poprawy efektywności energetycznej oraz innych środków służących poprawie

efektywności energetycznej, zgodnie z p. 27 preambuły mogłyby być zawierane pomiędzy

jednostkami administracji publicznej a zainteresowanymi podmiotami.

174 System białych certyfikatów to mechanizm pozyskiwania, umarzania i obrotu świadectwami potwierdzającymi przeprowadzenie działań skutkujących oszczędnością energii, który ma na celu stymulowanie i wymuszanie zachowańprooszczędnościowych.

67

Kolejnym obowiązkiem nałożonym na dystrybutorów energii oraz przedsiębiorstwa zajmujące

się jej detaliczną sprzedażą jest konieczność redagowania rachunków za energię w sposób jasny,

zrozumiały i opierający się na jej prawdziwym zużyciu. Rachunki powinny zawierać także

informacje dodatkowe, m.in. porównanie obecnego zużycia energii ze zużyciem za ten sam

okres w roku poprzednim (art. 13).

Dyrektywa zobowiązuje państwa członkowskie do przedkładania Komisji planów działań dot.

efektywności energetycznej175, które powinny zawierać opis planowanych środków jej poprawy.

Pierwszy z planów miał być opublikowany do 30 czerwca 2007 r. Kolejne, w których ma być

m.in. dokonana ocena pierwszego planu, powinny być przekazane KE do 30 czerwca 2011 i

2014 r. Komisja na podstawie przedłożonych planów oceni postępy państw członkowskich w

osiąganiu ich krajowych celów indykatywnych i opublikuje sprawozdania z konkluzjami

wyciągniętymi na podstawie analizy tych planów (art. 14).

2.6. Liberalizacja rynku energii elektrycznej

Liberalizacja rynku energii elektrycznej ma na celu przede wszystkim zapewnienie równych

warunków dla wszystkich podmiotów działających w sektorze elektroenergetycznym, a przez to

zwiększenie konkurencji między nimi, co ma doprowadzić do wzrostu ich efektywności

ekonomicznej (również dzięki bardziej racjonalnemu gospodarowaniu energią), a w

konsekwencji obniżenia cen energii.

Przełomem we włączaniu elektroenergetyki w proces ustanawiania jednolitego rynku

europejskiego było opublikowanie w roku 1988 „Dokumentu roboczego na temat wewnętrznego

rynku energetycznego”, w którym m.in. podkreślono, że w procesie tym większą rolę powinna

odgrywać konkurencja.176 W lutym 1992 r. Komisja zaprezentowała już propozycje konkretnych

dyrektyw, czemu towarzyszyło „Ogólne memorandum wyjaśniające”177 przedstawiające kolejne

etapy liberalizacji elektroenergetyki, m.in. umożliwienie wolności wejścia na dany rynek;

administracyjne oddzielenie produkcji, przesyłu, dystrybucji i dostaw energii (tzw. unbundling),

obowiązek umożliwienia stronie trzeciej dostępu do sieci przesyłowych i dystrybucyjnych za

rozsądnym wynagrodzeniem (tzw. zasada TPA – Third Party Access)178. W 1995 r. Komisja

opublikowała pierwszą Biała Księgę w dziedzinie energetyki: „Polityka energetyczna dla Unii

175 W skrócie EEAP od ang. Energy Efficiency Action Plan. 176 P. Jasiński „Polityka energetyczna Wspólnot Europejskich – tło historyczne” w: „Studia nad integracją europejską”, tom I, „Elektroenergetyka”, pod red. P. Jasińskiego, T. Skocznego i G. K. Yarrowa, Centrum Europejskie Uniwersytetu Warszawskiego, Regulatory Policy Research Centre, University of Oxford, Warszawa 1996, str. 189, 191 177 COM (91) 548 final, 21 lutego 1992 r. 178P. Jasiński „Polityka …”, str.193-194

68

Europejskiej”179, w której za najważniejsze cele polityki energetycznej WE uznała

konkurencyjność, bezpieczeństwo energetyczne i ochronę środowiska naturalnego180.

Pierwszy etap liberalizacji wspólnotowej elektroenergetyki zapoczątkowała dyrektywa

96/92/WE181 z 19 grudnia 1996 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii

elektrycznej. Jej implementacja przyczyniła się do znacznego otwarcia rynków

elektroenergetycznych w państwach członkowskich. Z kolei uchylająca ją dyrektywa

2003/54/WE182 z 26 czerwca 2003 r. ustaliła ostateczny termin pełnej liberalizacji rynku

elektroenergetycznego, mianowicie 1 lipca 2007 r. W dyrektywie tej ustanowiono wspólne

reguły odnośnie wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i dostaw energii elektrycznej, w tym m.in.

zasady dostępu do rynku (art. 1). Zobowiązuje ona państwa członkowskie m.in. do oddzielenia

operatorów systemu przesyłowego – OSP (art. 10) i dystrybucyjnego – OSD (art. 15) w

przedsiębiorstwie zintegrowanym pionowo od innych działań niezwiązanych z przesyłem lub

dystrybucją oraz do obiektywnego stosowania wspomnianej wyżej zasady TPA w oparciu o

opublikowane taryfy, bez dyskryminacji w odniesieniu do użytkowników systemu (art. 20).183

Dlaczego ta dyrektywa jest ważna z punktu widzenia ochrony środowiska?

Zgodnie z art. 3 ust.1 państwa członkowskie powinny zapewnić, aby przedsiębiorstwa

energetyczne działały w celu osiągnięcia m.in. „trwałego z punktu widzenia ochrony środowiska

rynku energii elektrycznej”. W ogólnym interesie gospodarczym państwa członkowskie mogą

nałożyć na przedsiębiorstwa m.in. obciążenia publiczne, które mogą odnosić się do ochrony

środowiska, w tym wydajności energetycznej i ochrony klimatu (art. 3 ust. 2). Należy przy tym

zaznaczyć, że w dyrektywie wydajność energetyczna powiązana została z zarządzaniem

popytem – w art. 2 ust. 29 pojęcia te łącznie zdefiniowano jako „globalne lub zintegrowane

podejście zmierzające do oddziaływania na ilość lub harmonogram zużycia energii elektrycznej

w celu zmniejszenia zużycia energii pierwotnej i obciążeń szczytowych”. Może to się odbywać

poprzez udzielanie pierwszeństwa inwestycjom poprawiającym efektywność energetyczną lub

zawieranie stabilnych umów na dostawy przed realizacją inwestycji zwiększających zdolność

wytwórczą. W działaniach poprawiających efektywność powinno się uwzględniać m.in. ich

wpływ na bezpieczeństwo dostaw i środowisko.

Na mocy art. 3 ust. 6, państwa członkowskie powinny zapewnić, aby dostawcy energii

elektrycznej udostępnili odbiorcom końcowym na rachunkach lub wraz z rachunkiem, a także w

materiałach promocyjnych informację o udziale każdego źródła energii w ogólnej strukturze

paliw danego dostawcy w poprzednim roku oraz „co najmniej odniesienie” do dostępnych

179 COM (95) 682, grudzień 1995 180 P. Jasiński „Polityka …”, str. 193-194, 199-201 181 Dz. Urz. UE 1997 L 27/20 182 Dz. Urz. UE 2003 L 176/37 183 T. Skoczny, „Energetyka…”, str. 725-728

69

publicznie źródeł informacji m.in. o emisjach CO2 powstałych przy produkcji energii

elektrycznej przez danego dostawcę w poprzednim roku. To oznacza, że dzięki wprowadzeniu

zasady TPA i całkowitemu otwarciu rynku – również dla gospodarstw domowych – odbiorcy

końcowi będą mogli wybrać dowolnego sprzedawcę energii elektrycznej i – jeśli ważna jest dla

nich ochrona środowiska – mogą zdecydować się np. na tego, który oferuje większy udział OZE

w „energy mix” lub emituje mniej CO2 na 1 kWh wyprodukowanej energii elektrycznej.

Ponadto, państwa członkowskie powinny wprowadzić procedurę udzielania zezwoleń na budowę

nowych mocy wytwórczych wg obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminacyjnych kryteriów

(art. 6 ust. 1), do których mogą być zaliczone m.in. ochrona środowiska, wydajność

energetyczna czy charakter źródeł energii pierwotnej (art. 6 ust. 2). Ponadto w celu ochrony

środowiska i promowania nowopowstałych technologii państwa członkowskie w oparciu o

opublikowane kryteria mogą wprowadzić procedury przetargowe na budowę nowych mocy lub

w odniesieniu do przedsięwzięć mających na celu zwiększenie wydajności energetycznej bądź

zarządzanie popytem. Jednakże procedury te mogą zostać uruchomione jedynie w sytuacji, gdy

procedury udzielenia zezwoleń nie są wystarczające dla osiągnięcia powyższych celów (art. 7

ust. 2).

Co więcej, państwo członkowskie może zobowiązać operatora systemu przesyłowego (art. 11

ust. 3) i dystrybucyjnego (art. 14. ust. 4), aby dysponując instalacjami wytwarzającymi energię

elektryczną, przyznał pierwszeństwo tym, które wykorzystują OZE lub odpady, bądź produkują

energię elektryczną w kogeneracji.

Podsumowując, należy zaznaczyć, iż dyrektywa 2003/54/WE jest kolejnym unijnym aktem

prawnym wspierającym efektywność energetyczną, kogenerację oraz odnawialne źródła energii.

***

Czy te działania są skuteczne i rzeczywiście przynoszą spodziewane efekty, czy też potrzebne

jest wprowadzenie zmian? Czy Unia jest bezpieczna energetycznie? O tym w dalszej części

rozdziału, który przedstawia wybrane wskaźniki dotyczące energii w UE.

70

3. Wybrane wskaźniki dotyczące energii w Unii Europejskiej

3.1. Uzależnienie Unii Europejskiej od importu nośników energii184

Zależność Unii Europejskiej od importu energii w ciągu dekady 1995-2005 zwiększyła się o 9%

– w 2005 r. już ponad 50 % energii zużywanej w Unii Europejskiej pochodziło z importu. W tym

okresie najbardziej wzrosło uzależnienie od importu węgla i jego pochodnych: w 2005 r. 53 %

tego surowca pochodziło spoza UE, podczas gdy dekadę wcześniej – tylko 28%

(tab.1.).Większość państw Unii uzależniona jest w ok. 90% od importu węgla, choć dzięki jego

dużym zasobom w Polsce i Czechach, nadal pozostaje on nośnikiem energii, od którego importu

Unia jako całość zależna jest w najmniejszym stopniu. Węgiel importowany spoza UE pochodzi

głównie z czterech krajów: RPA, Rosji, Australii i Kolumbii.

Tab. 1. Zależność Unii Europejskiej od importu w ęgla i jego pochodnych (w %)

Źródło:Energy, transport and environment indicators, EUROSTAT Pocketbooks, 2007 edition, str. 23

Unijna 27-ka w największym stopniu jest zależna od sprowadzanej ropy. Aż 82,2% (tab. 2.) tego

surowca w 2005 r. pochodziło z importu spoza UE, przede wszystkim z Rosji, Norwegii, Arabii

Saudyjskiej, Libii i Iranu. Spośród członków Unii jedynie Dania i Wielka Brytania są

eksporterami ropy netto, podczas gdy zależność większości pozostałych państw od importu tego

surowca przekracza 90%.

Tab. 2. Zależność Unii Europejskiej od importu ropy naftowej (w %)


Dla gazu sytuacja przedstawia się nieco lepiej. Gaz zużywany w UE w roku 2005 w 57,7% (tab.

3) pochodził z państw nienależących do Unii, głównie z Rosji, Norwegii, Algierii, Nigerii i Libii.

Tylko dwa unijne państwa są eksporterami netto gazu: Holandia i Dania, podczas gdy zależność

większości członków UE od importu jest wyższa niż 80%.

184 Na podst. Energy, transport and environment indicators, EUROSTAT Pocketbooks, Office for Official Publications of the European Communities, Luxembourg 2007, str. 20-27, 35 http://epp.eurostat.ec.europa.eu/cache/ITY_OFFPUB/KS-DK-07-001/EN/KS-DK-07-001-EN.PDF

71

Tab. 3. Zależność Unii Europejskiej od importu gazu (w %)


Należy podkreślić, że rosnąca zależność Unii od importu energii może nieść w przyszłości duże

ryzyko polityczne i ekonomiczne dla całej Unii Europejskiej.

3.2. Zużycie energii pierwotnej, finalnej i energochłonność gospodarki Unii Europejskiej185

Zużycie energii pierwotnej przez państwa UE w ciągu dekady 1995-2005 zwiększyło się o 9,8%

z 1652 do 1811 Mtoe, a finalnej o 9,7 %: z 1065 do 1168 Mtoe. W tym czasie energochłonność

Unii Europejskiej (rys. 1.) spadła o 12%: z 236 do 208 kgoe/1000 .

Rys. 1. Energochłonność gospodarki Unii Europejskiej (kgoe/1000)


3.3. Produkcja energii odnawialnej i jej udział w całkowitym zużyciu energii w Unii

Europejskiej186

W ciągu dekady 1995-2005 produkcja energii ze źródeł odnawialnych (rys. 2.) zwiększyła się w

Unii Europejskiej o 43%: z 84 do 121 Mtoe, podczas gdy udział energii z OZE w całkowitej

produkcji energii wzrósł z 5,1 do 6,7%. Dominującym źródłem energii odnawialnej jest biomasa,

dla której odnotowano w omawianym okresie największy wzrost produkcji: z 52 do 82 Mtoe.

185 Ibidem, str. 29, 33, 43 186 Ibidem, str. 59

72

Rys. 2. Produkcja energii ze źródeł odnawialnych (w Mtoe, po lewej stronie) i udział energii odnawialnej w całkowitym

zużyciu energii w Unii Europejskiej (w %, po prawej stronie)


3.4. Udział biopaliw w całkowitym zużyciu paliw transportowych

Udział biopaliw w całkowitym zużyciu paliw transportowych w UE-25 w 2005 r. był dwa razy

wyższy niż w roku 2003 i wynosił ok. 1% (udział biodiesla w rynku oleju napędowego wynosił

1,6%, a etanolu w rynku benzyny – 0,4%). 187

3.5. Produkcja energii elektrycznej w kogeneracji

W 2006 r. całkowita moc elektrowni wytwarzających energię elektryczną w kogeneracji w

państwach UE-27 wynosiła 134,2 GW. Elektrownie te wytworzyły 366,3 TWh energii

elektrycznej. Udział energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z ciepłem w całkowitej

wytworzonej w 2006 r. energii elektrycznej wyniósł 10,9%.188

3.6. Emisja dwutlenku węgla i realizacja zobowiązań Protokołu z Kioto189

80% emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej w 2005 r. pochodziło z energetyki, w tym

19% z transportu, a 43,8% z przemysłu (łącznie z przemysłem energetycznym). W ciągu dekady

1995-2005 emisja GHGs w całej Unii nieznacznie spadła: z 5249 do 5177 mln CO2e.

187 “Biofuels progress report”, COM 2006 (845) final, str. 6 188 P. Loesoenen, „Combined Heat and Power (CHP) in the EU, Turkey, Norway and Iceland” – 2006 data”, Eurostat data in focus: environment and energy, 22/2008 189 Energy, transport and environment indicators..., str. 141

73

Podczas gdy państwa, które wstąpiły do Unii Europejskiej w 2004 r. i później (za wyjątkiem

Słowenii), już wypełniły zobowiązania Protokołu z Kioto, unijnej 15-stce daleko jeszcze do

osiągnięcia celów redukcyjnych (rys. 3.) – do 2005 r. łączne emisje z tych państw spadły o

zaledwie 2%. Od 1990 r. do 2005 r. dwaj najwięksi emitenci: Niemcy i Wielka Brytania

odpowiedzialni za ok. 40% emisji EU-15, znacznie zmniejszyli ilość emitowanych GHGs

(kolejno o 18,7% i 15,7%). Z kolei we Włoszech (trzeci emitent) emisje wzrosły o 12,1%, a we

Francji (czwarty emitent) spadły o 1,9%. Emisje Cypru, Malty, Hiszpanii, Portugalii, Grecji i

Irlandii wzrosły w omawianym okresie o ponad 20%. Tylko 5 państw z UE-15 zrealizowało

zobowiązania redukcyjne190: Irlandia, Wielka Brytania, Francja, Finlandia i Szwecja.

Rys. 3. Indeks emisji gazów cieplarnianych i cel redukcyjny Protokołu z Kioto na lata 2008-2012

Źródło:Energy, transport and environment indicators, EUROSTAT Pocketbooks, 2007 edition, str.141

3.7. Scenariusz odniesienia rozwoju unijnej energetyki do roku 2030

W listopadzie 2007 r. konsorcjum pod przewodnictwem Narodowego Uniwersytetu

Technicznego Aten zakończyło opracowywanie scenariusza rozwoju energetyki unijnej do 2030

190 Unijna piętnastka jako całość zobowiązała się do redukcji emisji o 8% w stosunku do roku bazowego 1990. Indywidualne redukcje emisji dla poszczególnych państw zostały uzgodnione w decyzji Rady z dnia 25 kwietnia 2002 r. dotyczącej zatwierdzenia przez Wspólnotę Europejską Protokołu z Kioto do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie Zmian Klimatu i wspólnej realizacji wynikających z niego zobowiązań (2002/358/WE), tzw. burden sharing agreement.Dla kilku państw zatwierdzono możliwość wzrostu emisji w odniesieniu do roku bazowego, mianowicie dla: Grecji (o 25%), Irlandii (o 13%), Hiszpanii (o 15%), Portugalii (o 27%) i Szwecji (o 4%).

74

r.191 przygotowywanego na zlecenie Dyrekcji Generalnej Energia i Transport (w skrócie DG

TREN) Komisji Europejskiej. Ma on być punktem odniesienia dla konstruowania przyszłej

polityki energetycznej Unii Europejskiej. W tym celu wykorzystano model PRIMES, który

symuluje, jaka będzie przyszłość, jeśli bieżące trendy obserwowane w państwach członkowskich

oraz polityki i dyrektywy192 tak jak zostały one wdrożone do końca 2006 r., zostaną utrzymane

do roku 2030. Nie zakłada on jednakże, że cele zapisane w dyrektywach czy też w Protokole z

Kioto zostaną osiągnięte, tylko obrazuje rzeczywiste tendencje. Ponadto w modelu przyjęto, że

PKB będzie średnio rósł o 2,2%, a liczebność unijnej populacji nieznacznie zwiększy się do

2020 r. i już potem nie będzie rosła. Jakie są wyniki modelowania?

Otóż wg scenariusza odniesienia zależność Unii od importu energii ma wzrosnąć do 67% w

2030 r. Szacowane jest, że wówczas już 95% ropy, 84% gazu ziemnego i 63% węgla będzie

sprowadzane spoza UE.

Do 2030 r. zużycie energii pierwotnej będzie wyższe o 11% (200 Mtoe) niż w 2005 r., a energii

finalnej o 20,5%, co oznacza, że efektywność transformacji energii pierwotnej znacznie się

poprawi (z tej samej ilości paliwa wytworzona będzie większa ilość energii finalnej).

Energochłonność gospodarki unijnej będzie się obniżać o średnio 1,7% rocznie, co będzie

efektem zmiany strukturalnej w kierunku usług i lżejszego przemysłu oraz poprawy

efektywności energetycznej we wszystkich sektorach.

Produkcja energii odnawialnej do 2030 r. w porównaniu z rokiem 2005 zwiększy się o ponad

90% (115 Mtoe), zaspokajając tym samym niemal 60% całkowitego wzrostu popytu na energię

(reszta wzrostu popytu zostanie głównie zaspokojona dzięki wykorzystaniu gazu ziemnego,

które do 2030 r. ma zwiększyć się o 71 Mtoe). W 2030 r. już 12% energii będzie wytwarzane w

źródłach odnawialnych. Z kolei paliwa kopalne zapewnią ok. 78% energii (w tym ropa naftowa

35,3%; gaz ziemny 25,7%; węgiel 16,7%), a energetyka jądrowa – 10,3% (o 4% mniej niż w

2005 r. ze względu na zamykanie elektrowni w niektórych państwach UE). Zatem źródła wolne

od emisji CO2 będą miały 22% udział w całkowitym zużyciu energii w 2030 r.

Udział biopaliw w paliwach transportowych będzie rósł, by w 2010 r. osiągnąć 4%, a dwie

dekady później – 9,5%.

Do 2010 r. emisje CO2 będą tylko o 1,2% niższe niż w 1990 r. i cały czas będą rosły,

przekraczając poziom roku 1990 o 5,1% w 2020 r. i o 5,4% dekadę później. Zdecydowanie

191 European Energy and Transport – trends to 2030: update 2007, European Commission, Directorate-General for Energy and Transport, 2008 192 Scenariusz odniesienia zakłada m.in. utworzenie wewnętrznego rynku energii do 2010 r.; wdrożenie dyrektyw dot. energii odnawialnej, kogeneracji, efektywności energetycznej; promowanie czystych i efektywnych technologii, w tym CCS; kontynuowanie Systemu Handlu Emisjami wg dotychczasowych reguł bez włączania nowych sektorów; wycofywanie się z energetyki nuklearnej w niektórych państwach (np. Niemczech) i zamykanie przestarzałych elektrowni jądrowych z powodu niebezpieczeństwa, jakie stwarzają (np. na Litwie).

75

bardziej alarmujące są symulacje dla państw UE-15, dla których jeśli utrzymają się bieżące

trendy, emisje w 2010 r. przekroczą poziom 1990 r. o 5,6%, a w 2030 r. już o 11%.

***

Te symulacje odmalowują zdecydowanie pesymistyczny obraz przyszłości unijnej energetyki i

pokazują ogrom wyzwań, jakie stoją przed zjednoczoną Europą, jeśli chce odwrócić te

negatywne trendy. Wyniki modelowania unaoczniają także, że już teraz muszą zostać podjęte

zdecydowane działania, aby rzeczywiście doprowadzić do znacznych redukcji emisji GHGs,

większej efektywności wykorzystania energii i wzrostu udziału energii odnawialnej w bilansie

energetycznym Unii Europejskiej, co miałoby zaowocować zwiększeniem bezpieczeństwa

energetycznego i konkurencyjności UE oraz zahamowaniem zmian klimatu spowodowanych

antropogenicznymi emisjami gazów cieplarnianych. Tym wyzwaniom ma sprostać Polityka

Energetyczna dla Europy.

4. Zintegrowane działania Unii Europejskiej w obszarze energii i klimatu

4.1. Europejska Strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii

Pierwszym krokiem w kierunku urzeczywistnienia idei wspólnej polityki energetycznej Unii

Europejskiej było opublikowanie w dniu 8 marca 2006 r. Zielonej Księgi: „Europejska Strategia

na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii”193. Określono w niej główne

wyzwania stojące przed Unią Europejską. Należą do nich: konieczność zainwestowania ok. 1

biliona w energetykę w najbliższych 20 latach, co pozwoli zaspokoić rosnący popyt i zastąpić

starzejącą się infrastrukturę; rosnące ceny ropy i gazu; duże uzależnienie od importu nośników

energii spoza UE; rosnący popyt na energię; ocieplanie się klimatu; nie w pełni konkurencyjny

wewnętrzny rynek energii. Te wyzwania potrzebują wspólnej odpowiedzi Europy – zaznaczono

w Zielonej Księdze. W związku z tym ustalono sześć głównych priorytetów polityki

energetycznej Unii Europejskiej.

a. Dokończenie budowy europejskich rynków: energii elektrycznej i gazu.

Tylko otwarte, konkurencyjne rynki energii, oparte na współzawodnictwie między dużymi

graczami o zasięgu europejskim, a nie dominującymi przedsiębiorstwami narodowymi zapewnią

zrównoważoną, konkurencyjną i bezpieczną energię. Prawdziwie konkurencyjny jednolity rynek

energii pozwoli obniżyć ceny, poprawi bezpieczeństwo energetyczne, jak również przyczyni się

193 COM (2006) 105 final

76

do ochrony środowiska, bowiem konkurencja wyeliminuje nieefektywne energetycznie

elektrownie. Działania na rzecz dokończenia budowy europejskiego rynku energii powinny

objąć: stworzenie europejskiej sieci przesyłowej (m.in. wspólne reguły dostępu do sieci i handlu

transgranicznego); opracowanie planu priorytetowych połączeń wzajemnych, dzięki którym

zwiększy się solidarność między PC i zmniejszą się koszty energii; inwestycje w nowe moce

wytwórcze; skuteczne rozdzielenie przesyłu i dystrybucji (unbundling) i zapewnienie

jednakowych warunków dla wszystkich przedsiębiorstw energetycznych; pobudzanie

konkurencyjności europejskiego przemysłu.

b. Solidarność między Państwami Członkowskimi.

Unia powinna zapewnić, żeby jej wewnętrzny rynek energii gwarantował bezpieczeństwo

dostaw i solidarność między Państwami Członkowskimi. Konkretne działania powinny

obejmować: przegląd istniejącego unijnego prawodawstwa dotyczącego zapasów ropy i gazu;

utworzenie Europejskiego Obserwatorium Dostaw Energii; poprawę bezpieczeństwa sieci

poprzez zwiększenie współpracy i wymiany informacji między operatorami sieci oraz być może

stworzenie bardziej formalnego zgrupowania europejskich operatorów (Europejskie Centrum

Sieci Energetycznych); zwiększenie fizycznego bezpieczeństwa infrastruktury,

najprawdopodobniej poprzez ustanowienie jednakowych standardów i zapewnienie

natychmiastowego wsparcia dla kraju borykającego się z trudnościami spowodowanymi

zniszczeniem istotnej infrastruktury energetycznej; zwiększenie transparentności zapasów

energii na poziomie europejskim.

c. Działania w kierunku bardziej zrównoważonej, efektywnej i zróżnicowanej energii.

Unia Europejska potrzebuje prawdziwej debaty (Strategicznego Przeglądu Energetyki UE) dot.

różnych źródeł energii, w tym ich kosztów i wpływu na zmiany klimatu, co pozwoliłoby na

wypracowanie zgody odnośnie jednego wspólnego priorytetu (którym mógłby być np.

minimalny poziom energii, która powinna pochodzić z bezpiecznych, niskowęglowych źródeł

energii), pozwalającego zbalansować trzy cele unijnej polityki: zrównoważoną energię,

konkurencyjność i bezpieczeństwo dostaw.

d. Zintegrowane podejście do walki ze zmianami klimatu.

Priorytetem unijnym w tym zakresie jest efektywność energetyczna. Unia do 2020 r. powinna

zaoszczędzić 20% energii, którą wg prognoz zużywałaby w tamtym roku. Można to osiągnąć

dzięki: kampaniom na rzecz efektywności energetycznej, również w budynkach (przede

wszystkim w sektorze publicznym); poprawie efektywności energetycznej w transporcie;

77

wykorzystaniu instrumentów i mechanizmów finansowych w celu wspierania inwestycji;

ogólnoeuropejskiemu systemowi handlu „białymi certyfikatami”; lepszemu dostępowi do

informacji na temat zużycia energii przez niektóre pojazdy, urządzenia, sprzęt przemysłowy i

być może ustalenie norm minimalnego zużycia.

Unia powinna także przyjąć długoterminową mapę drogową dla odnawialnych źródeł energii.

Powinna ona obejmować: wznowienie wysiłków, aby zrealizować obecne cele odnośnie energii

odnawialnej (22,1% produkcji energii elektrycznej z OZE i 5,75% udział biopaliw w rynku

paliw transportowych do 2010 r.); ustalenie celów na okres po 2010 r.; przyjęcie nowej

dyrektywy dotyczącej ogrzewania i chłodzenia; szczegółowy plan stabilizacji i stopniowego

zmniejszania zależności Unii od importowanej ropy; inicjatywy mające na celu przyspieszenie

wchodzenia na rynek źródeł czystej i odnawialnej energii.

Trzecią opcją zmniejszenia emisji GHGs w UE jest sekwestracja i podziemne magazynowanie

dwutlenku węgla. W celu redukcji kosztu instalacji CCS i ich promocji potrzebne są jednak

badania naukowe i rozwój (R&D, ang. Research and Development) oraz instalacje

demonstracyjne na wielką skalę.

e. Promowanie innowacji technologicznych.

UE potrzebuje strategicznego planu w dziedzinie technologii energetycznych, który powinien

mieć na celu przyspieszenie rozwoju obiecujących technologii (zwłaszcza niskoemisyjnych i

zwiększających efektywność energetyczną) oraz zapewnienie warunków do ich szybkiego i

skutecznego wprowadzenie na rynek. Plan ten powinien wzmocnić europejskie prace badawcze i

zapobiec nakładaniu się krajowych programów z zakresu technologii i badań oraz położyć

nacisk na uzgodnione cele unijne.

f. Wspólna zewnętrzna polityka energetyczna.

W celu sprostania globalnym wyzwaniom, Unia Europejska musi wypracować jasno określoną

zewnętrzną politykę energetyczną. W kwestiach energetycznych Unia musi mówić jednym

głosem, dlatego Komisja proponuje: określenie europejskich priorytetów w kwestii budowy

nowej infrastruktury niezbędnej dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw w UE; stworzenie

paneuropejskiego Traktatu Wspólnoty Energetycznej; nowe partnerstwo energetyczne z Rosją;

nowy wspólnotowy mechanizm, który pozwoli szybko i w skoordynowany sposób reagować na

mające wpływ na zaopatrzenie UE kryzysy związane z zewnętrznymi dostawami energii;

pogłębienie stosunków energetycznych z głównymi producentami i konsumentami;

międzynarodowe porozumienie w sprawie efektywności energetycznej.

78

4.2. Polityka Energetyczna dla Europy

10 stycznia 2007 r., po niecałym roku konsultacji propozycji zawartych w Zielonej Księdze,

Komisja Europejska przyjęła komunikat: „Polityka Energetyczna dla Europy”.194 W świetle

licznych odpowiedzi otrzymanych w ramach konsultacji w sprawie Zielonej Księgi Komisja

zaproponowała, aby u podstaw unijnej polityki energetycznej leżał cel uzyskania w

międzynarodowych negocjacjach zgody państw rozwiniętych na przyjęcie zobowiązania do

redukcji emisji gazów cieplarnianych o 30% do 2020 roku w stosunku do roku 1990. Z kolei do

2050 r. globalne emisje GHGs muszą być zmniejszone o 50%, co oznacza redukcję emisji w

państwach uprzemysłowionych o 60-80%. Niezależnie od rezultatu negocjacji, Unia zobowiąże

się jednostronnie do redukcji emisji o 20% do 2020 r.

Komisja podaje trzy powody, dla których centralnym elementem europejskiej polityki

energetycznej ma być obniżenie emisji gazów cieplarnianych, a mianowicie: z racji tego, że 80%

emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej pochodzi z energetyki, konieczność redukcji

ich emisji spowoduje zmniejszenie zużycia energii i wzrost zużycia energii czystszej,

produkowanej lokalnie; niższe zapotrzebowanie na paliwa kopalne zmniejsza narażenie UE na

wahania i wzrost cen ropy oraz gazu, a tym samym wzmacnia bezpieczeństwo energetyczne UE;

ponadto konieczność ograniczenia emisji CO2 przyczyni się do stworzenia bardziej

konkurencyjnego unijnego rynku energii, który będzie stymulował powstawanie innowacyjnych

technologii i nowych miejsc pracy. Osiągnięcie przedstawionego wyżej strategicznego celu UE

będzie wymagało przekształcenia europejskiej gospodarki w wysoce efektywną i niskowęglową,

co – zdaniem Komisji – da początek nowej rewolucji przemysłowej.

10 stycznia 2007 r. wraz z komunikatem „Polityka Energetyczna dla Europy” Komisja

przedstawiła pakiet komunikatów odnoszących się do energii i zmian klimatu:

� „Ograniczenie globalnego ocieplenia do 2°C w perspektywie roku 2020 i dalszej”195;

� „Perspektywy rynku wewnętrznego energii elektrycznej i gazu”196;

� „Zrównoważone wytwarzanie energii z paliw kopalnych: cel – niemal zerowa emisja ze

spalania węgla po 2020 r.”197;

� „Ramowy program energetyki jądrowej”198;

� „Sprawozdanie z postępu w zakresie wykorzystania biopaliw”199;

� „Plan priorytetowych połączeń międzysieciowych”200;

194 COM (2007) 1 final 195 COM (2007) 02 final 196 COM (2006) 841 final 197 COM (2006) 843 final 198 COM (2006) 844 final 199 COM (2006) 845 final

79

� „Działania na rzecz Europejskiego Strategicznego Planu w dziedzinie Technologii

Energetycznych”201;

� „Energie odnawialne w XXI wieku: budowa bardziej zrównoważonej przyszłości”202;

� „Sprawozdanie z postępów w dziedzinie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych”203.

W Konkluzjach Prezydencji204 ze szczytu Rady Europejskiej w Brukseli w dniach 8-9 marca

2007 r. Rada podkreśliła, że będzie dążyła do realizacji trzech celów unijnej polityki

energetycznej: zwiększenia bezpieczeństwa dostaw; zapewnienia konkurencyjności gospodarki

europejskiej i dostępności energii po przystępnych cenach; promowania równowagi ekologicznej

i przeciwdziałania zmianom klimatu. Rada zatwierdziła proponowany przez Komisję cel

zmniejszenia przez kraje Unii Europejskiej emisji gazów cieplarnianych o 30% do 2020 r. w

stosunku do poziomu emisji z 1990 r., pod warunkiem, że inne kraje rozwinięte zobowiążą się

do obniżenia emisji w porównywalnym stopniu. W przeciwnym razie UE jednostronnie dokona

redukcji emisji o 20%. Rada zastrzegła, iż potrzebne jest sprawiedliwe, przejrzyste i

zróżnicowane podejście przy określaniu wkładów poszczególnych Państw Członkowskich w

osiągnięcie tego celu – należy wziąć pod uwagę okoliczności krajowe oraz lata bazowe

pierwszego okresu zobowiązań Protokołu z Kioto. Rada zatwierdziła również dwa wiążące cele

w odniesieniu do energii odnawialnej: osiągnięcie 20% udziału energii ze źródeł odnawialnych

w całkowitym zużyciu energii oraz minimum 10% udziału biopaliw w ogólnym zużyciu

benzyny i oleju napędowego w transporcie w Unii Europejskiej do 2020 r. Z kolei w kwestii

efektywności energetycznej Rada wyznaczyła cel zmniejszenia zużycia energii w UE o 20% w

porównaniu z prognozami na 2020 r. (ale już nie zostało podkreślone – tak jak w przypadku

OZE – że jest to cel wiążący).

Podczas szczytu Rada Europejska przyjęła szeroko zakrojony plan działań na lata 2007-2009

oparty na komunikacie Komisji „Polityka Energetyczna dla Europy”, w którym określiła pięć

kluczowych obszarów działań w odniesieniu do zintegrowanej polityki energetyczno-

klimatycznej Unii Europejskiej.

a. Wewnętrzny rynek gazu i energii elektrycznej

W celu zwiększenia konkurencji, zapewnienia skuteczności prawa i przyciągnięcia inwestycji

dla dobra konsumentów, Rada Europejska potwierdziła ponownie, że pierwszy krok, do którego

podjęcia jest zobowiązana, to zapewnienie pełnego i terminowego wprowadzenia w życie ducha

200 COM (2006) 846 final 201 COM (2006) 847 final 202 COM (2006) 848 final 203 COM (2006) 849 final 204 7224/07

80

i litery obecnego prawodawstwa dotyczącego wewnętrznego rynku w odniesieniu do otwarcia

rynków gazu i energii elektrycznej. Ponadto, Rada wyraziła zdanie, że przyszłe środki

oddziałujące na rynek wewnętrzny powinny być tak projektowane i wdrażane, aby zapewniały

pozytywne ramy regulacyjne dla inwestycji, które są bardzo potrzebne. Rada zgodziła się, że

konieczne jest efektywne rozdzielenie dostaw i wytwarzania energii od eksploatacji sieci, w

oparciu o niezależnie prowadzone i odpowiednio regulowane systemy eksploatacji sieci, które

zagwarantują równy i otwarty dostęp do infrastruktury transportowej oraz niezależność w

podejmowaniu decyzji odnośnie inwestycji w infrastrukturę. Należy także wzmocnić

niezależność krajowych regulatorów energetyki i ustanowić niezależny mechanizm

umożliwiający krajowym regulatorom współpracę oraz podejmowanie decyzji w istotnych

kwestiach transgranicznych. Ponadto, Rada stanęła na stanowisku, że system transgranicznego

handlu energią elektryczną i transgranicznej eksploatacji sieci musi być bardziej zintegrowany i

sprawny oraz, że należałoby wypracować odnośne standardy techniczne. Potrzebne jest także

zwiększenie bezpieczeństwa dostaw i konkurencyjności poprzez ułatwienie we wszystkich

państwach członkowskich włączania nowych elektrowni do sieci energetycznej, przede

wszystkim poprzez tworzenie zachęt dla nowych uczestników rynku. Działanie rynków energii

powinno być także bardziej przejrzyste.

Rada ponownie potwierdziła, że potrzebne jest przyspieszenie rozwoju współpracy między

państwami członkowskimi w energetyce. Rada m.in. prosi państwa członkowskie o osiągnięcie

minimum 10% zdolności przesyłowej wzajemnych połączeń sieci elektrycznych i gazowych

przed 2010 r.

b. Bezpieczeństwo dostaw

Do wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego Unii Europejskiej jako całości, jak również

poszczególnych państw członkowskich, w duchu solidarności, mają zdaniem Rady przyczynić

się m.in. takie działania jak:

� efektywna dywersyfikacja źródeł i kierunków dostaw energii, co doprowadzi także do

zwiększenia konkurencyjności wewnętrznego rynku energii;

� opracowanie bardziej skutecznych mechanizmów reagowania w sytuacjach

kryzysowych;

� poprawa przejrzystości danych dotyczących ropy i przegląd unijnej infrastruktury

naftowej, a także mechanizmów tworzenia rezerw ropy, szczególnie w odniesieniu do jej

dostępności w sytuacjach kryzysowych;

� dogłębna analiza dostępności i kosztów obiektów przeznaczonych do magazynowania

gazu ziemnego w UE;

81

� ocena wpływu bieżącego i możliwego importu energii oraz stanu sieci przesyłowych na

bezpieczeństwo dostaw każdego państwa członkowskiego;

� utworzenie Obserwatorium Energii w ramach Komisji.

c. Międzynarodowa polityka energetyczna

Rada podkreśliła, że wypracowanie wspólnego unijnego podejścia do zewnętrznej polityki

energetycznej musi zostać przyspieszone. W tym celu należy podjąć m.in. następujące kroki:

� wynegocjować i sfinalizować nowe porozumienie o partnerstwie i współpracy z Rosją,

które w głównej mierze odnosić się będzie do energii;

� zacieśnić partnerstwo z państwami Centralnej Azji oraz regionu Morza Kaspijskiego i

Czarnego w celu dalszej dywersyfikacji źródeł i kierunków dostaw;

� wzmocnić partnerstwo i współpracę ze Stanami Zjednoczonymi, Chinami, Indiami i

Brazylią oraz innymi wschodzącymi gospodarkami, koncentrując się na redukcji emisji

gazów cieplarnianych, efektywności energetycznej, odnawialnych źródłach energii i

niskoemisyjnych technologiach, w szczególności CCS;

� wprowadzić w życie Traktat o Wspólnocie Energetycznej.

d. Racjonalne wykorzystanie energii i energia ze źródeł odnawialnych

Rada Europejska wyraziła przeświadczenie, że znaczący rozwój efektywności energetycznej

oraz energii odnawialnych wzmocni bezpieczeństwo energetyczne UE, ograniczy prognozowany

wzrost cen energii i spowoduje zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej

zgodnie z ambicjami na lata po 2012 r.

Ponadto Rada wezwała m.in. do dokładnego i szybkiego wdrożenia pięciu ambitnych

priorytetów wyrażonych w Konkluzjach Rady205 w sprawie zaprezentowanego przez Komisję

planu działania na rzecz racjonalizacji zużycia energii, a mianowicie: zwiększenia efektywności

energetycznej transportu; wprowadzenia minimalnych wymagań eksploatacyjnych dla urządzeń

zużywających energię; promowania wśród użytkowników większej oszczędności energii i

bardziej racjonalnego korzystania z niej; rozwoju technologii energetycznych i innowacji;

oszczędności energii w budynkach.

W odniesieniu do energii odnawialnej, dla poszczególnych państw członkowskich powinny

zostać wyznaczone zróżnicowane cele wg sprawiedliwego i właściwego podziału zobowiązań,

przy uwzględnieniu różnych punktów startowych i potencjału poszczególnych państw. Ponadto

państwa członkowskie miałyby mieć możliwość dowolnego określania krajowych celów dla

każdego sektora energii odnawialnej (energia elektryczna, ogrzewanie, chłodzenie, biopaliwa),

205 Posiedzenie Rady ds. Transportu, Telekomunikacji i Energii w dn. 23 listopada 2006 r., 15210/06, str. 8

82

pod warunkiem osiągnięcia minimalnego docelowego poziomu dla biopaliw. W celu realizacji

tych planów, Rada zaapelowała o opracowanie nowej dyrektywy dot. odnawialnych źródeł

energii. Propozycja nowych ram wspierania energii odnawialnej mogłaby zdaniem Rady

zawierać przepisy dotyczące: ogólnych celów krajowych dla poszczególnych państw

członkowskich; krajowych planów działań określających cele sektorowe i środki ich realizacji;

kryteriów zapewniających zrównoważoną produkcję i użycie bioenergii oraz pozwalających na

uniknięcie konfliktów między różnymi sposobami wykorzystania biomasy. Ponadto, Rada

nawoływała do tego, aby szybko wprowadzić środki mające na celu wspieranie projektów

pokazowych dla biopaliw drugiej generacji, na co położono nacisk w konkluzjach Rady206

odnośnie przygotowanego przez Komisję planu działania w sprawie biomasy.

Rada podkreśliła, że centralną rolę w ograniczaniu emisji gazów cieplarnianych będzie odgrywał

handel emisjami, dlatego też zaznaczyła wagę dokonywanego przez Komisję przeglądu EU ETS

w celu poprawy jego funkcjonowania tak, aby nowy system handlu zapewniał rynkowe,

efektywne kosztowo środki pozwalające zredukować emisje gazów cieplarnianych przy

minimalnym koszcie.

e. Technologie energetyczne

Rada Europejska uznając potrzebę wzmocnienia badań na rzecz przyspieszenia wzrostu

konkurencyjności odnawialnych źródeł energii, technologii niskowęglowych oraz technologii

zwiększających efektywność energetyczną, z zadowoleniem przyjęła zasygnalizowany przez

Komisję zamiar sporządzenia Europejskiego Strategicznego Planu w dziedzinie Technologii

Energetycznych. Wezwała Państwa Członkowskie i Komisję do wzmocnienia R&D oraz

przygotowania niezbędnych technicznych, gospodarczych i regulacyjnych ram, aby – jeśli to

możliwe – jeszcze przed 2020 r. wprowadzić w nowych elektrowniach na paliwa kopalne

bezpieczne z punktu widzenia środowiska naturalnego wychwytywanie i sekwestrację dwutlenku

węgla. Ponadto Rada poparła zamiar Komisji odnośnie stworzenia mechanizmu stymulującego

budowę i eksploatację nawet 12 pokazowych elektrowni wykorzystujących CCS w komercyjnej

produkcji energii przed 2015 r.

Rada odnotowała przygotowaną przez Komisję ocenę dotyczącą roli energetyki jądrowej w

łagodzeniu zmian klimatu i wzmacnianiu bezpieczeństwa energetycznego. Potwierdziła wolność

wyboru każdego państwa członkowskiego odnośnie wykorzystania energii jądrowej. Zaznaczyła

jednak, że w dalszym ciągu musi być poprawiane bezpieczeństwo jądrowe i sposób zarządzania

odpadami radioaktywnymi. Ponadto zaproponowała podjęcie przez wszystkie zainteresowane

strony dyskusji na temat szans i zagrożeń związanych z energią jądrową.

206 Posiedzenie Rady Unii Europejskiej w dn. 30 maja 2006 r., 9669/06, str. 3

83

4.3. Pakiet energetyczno-klimatyczny ze stycznia 2008 r.

W odpowiedzi na przyjęty przez Radę Europejską plan działań na lata 2007-2009 Komisja

Europejska zaprezentowała 23 stycznia 2008 r. zintegrowany pakiet wniosków w obszarze

energii i zmian klimatu:

� „Wspieranie wczesnych projektów demonstracyjnych zrównoważonego wytwarzania

energii z paliw kopalnych”;207

� „Propozycja Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniająca Dyrektywę

2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu

uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych”;208

� „Propozycja Decyzji Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie starań podejmowanych

przez państwa członkowskie zmierzających do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych

w celu realizacji do 2020 r. zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów

cieplarnianych”;209

� „Propozycja Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie geologicznego

składowania dwutlenku węgla”;210

� „Propozycja Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie promocji i użycia

energii ze źródeł odnawialnych”.211

Propozycje te przedstawiają już konkretne środki, dzięki którym do 2020 r. zrealizowany ma

zostać ambitny plan Unii Europejskiej, określany w skrócie mianem „2 razy 20” 212, czyli

20% redukcji emisji gazów cieplarnianych w stosunku do 1990 r. i 20% udziału energii ze

źródeł odnawialnych w bilansie energetycznym Unii Europejskiej. Propozycje Komisji

oparte są na pięciu przesłankach: cele przyjęte na marcowym szczycie Rady Europejskiej

muszą zostać osiągnięte, żeby przekonać Europejczyków o realności zmiany, zachęcić

inwestorów do inwestowania i pokazać partnerom na całym świecie determinację Unii

Europejskiej; wkłady poszczególnych państw członkowskich muszą być sprawiedliwie

wyznaczone: powinny uwzględniać różne punkty startowe i uwarunkowania poszczególnych

państw członkowskich; koszty realizacji celów powinny być zminimalizowane tak, aby nie

ucierpiały na tym: konkurencyjność Unii na rynkach światowych, poziom zatrudnienia i

spójność społeczna; Unia Europejska musi już teraz stymulować rozwój nowych technologii,

dzięki którym będzie możliwe osiągnięcie redukcji światowych emisji gazów cieplarnianych

207 COM (2008) 13 final 208 COM (2008) 16 final 209 COM (2008) 17 final 210 COM (2008) 18 final 211 COM (2008) 19 final 212 Czasem także ten plan określany jest mianem „3 razy 20”, jeśli uwzględnia się niewiążący cel 20% zmniejszenia zużycia energii do 2020 r. w porównaniu z prognozami na ten rok.

84

o połowę w 2050 r.; Unia musi podjąć wszelkie możliwe działania na rzecz szerokiego

międzynarodowego porozumienia dotyczącego redukcji emisji gazów cieplarnianych.

Poniżej zostały przedstawione najważniejsze założenie pakietu energetyczno-klimatycznego.

a. Usprawnienie i rozszerzenie unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów

cieplarnianych

Przegląd unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji wykazał, że z powodu

nadmiernej liczby uprawnień do emisji CO2 przydzielonych w pierwszym okresie jego

funkcjonowania (lata 2005-2007), skuteczność systemu handlu w zmniejszaniu emisji gazów

cieplarnianych została ograniczona. Ponadto, Komisja podkreśliła, że system obejmuje

niewystarczającą ilość sektorów gospodarki i gazów, co także obniża jego efektywność, a

oparcie systemu na krajowych planach rozdziału uprawnień do emisji, które faworyzują

rodzimy przemysł, może zakłócać konkurencję i funkcjonowanie rynku wewnętrznego.

Z tych powodów Komisja zaproponowała w projekcie dyrektywy wprowadzenie

następujących zmian w funkcjonowaniu unijnego systemu handlu emisjami:

� Do ETS poza dwutlenkiem węgla miałyby zostać włączone perfluorowęglowodory z

sektora produkcji aluminium oraz podtlenek azotu z sektora produkcji kwasów:

azotowego, adypinowego i glioksylowego. Nowością byłoby także włączenie emisji CO2

z przemysłu petrochemicznego, produkcji aluminium i amoniaku.213

� Wychwycony i bezpiecznie zmagazynowany dwutlenek węgla byłby uznany za

niewyemitowany i nie byłby objęty ETS.

� W celu zmniejszenia obciążenia administracyjnego, zakłady przemysłowe emitujące

mniej niż 10 tys. t dwutlenku węgla na rok mogłyby być wyłączone z systemu214, pod

warunkiem wdrożenia odpowiednich środków (takich jak np. opodatkowanie)

zapewniających właściwy wkład tych zakładów w obniżenie emisji gazów

cieplarnianych.

� Określony miałby zostać jeden unijny limit liczby uprawnień do emisji zamiast 27

krajowych limitów.

� System handlu emisjami miałby zostać zharmonizowany tak, aby zapewniał jednakowe

warunki dla wszystkich jego uczestników w całej Unii Europejskiej, a dzięki temu był

bardziej dostosowany do rynku wewnętrznego. W tym celu krajowe plany miałyby być

zastąpione aukcjami lub wolnym przydziałem uprawnień według jednolitych zasad dla

213 Dzięki rozszerzeniu ETS objąłby on o 100 Mt więcej emitowanych gazów cieplarnianych. Komisja zaznacza, że ETS mógł zostać rozszerzony tylko o te sektory, których emisje mogą by monitorowane, raportowane i weryfikowane z taką samądokładnością jak sektory do tej pory objęte dyrektywą o systemie handlu emisjami. COM (2008) 16 final, str. 4 214 Ta propozycja wynika z faktu, że 7% największych instalacji emituje aż 60% dwutlenku węgla objętego ETS, a 14% najmniejszych instalacji emituje tylko 0,14% gazów. Ibidem, str. 5

85

wszystkich państw Unii. Ilość dostępnych na rynku uprawnień miałaby co roku być

zmniejszania (szczegóły w tab. 4) tak, aby emisje gazów cieplarnianych objętych ETS do

2020 r. zmniejszyły się o 21%215 w stosunku do 2005 r.

� Mimo określania przydziałów do emisji dla każdego kolejnego roku, nadal miałaby

zostać zachowana elastyczność systemu. Operatorzy otrzymywaliby uprawnienia do

emisji na dany rok, zanim musieliby rozliczyć się z uprawnień służących do pokrycia ich

emisji za rok poprzedni. Uprawnienia pozostałyby ważne przez cały okres 2013-2020 i

wszelkie nadwyżki uprawnień mogłyby być „zaoszczędzane” w celu wykorzystania w

kolejnych latach.

� Sektor wytwarzania energii miałby od 2013 r. w całości nabywać wszystkie uprawnienia

do emisji na aukcjach. Z kolei inne sektory, także lotnictwo, stopniowo przechodziłyby

na system aukcyjny (w 2013 r. 20% uprawnień byłoby dystrybuowane w ten sposób) tak,

by do 2020 r. już wszystkie uprawnienia były nabywane na aukcjach.

� W 2013 r. w sumie ok. 60% wszystkich uprawnień miałoby być nabywanych na

aukcjach.

� Aukcje miałyby być prowadzone przez państwa członkowskie, a dochody z aukcji

miałyby zasilić budżety państwowe. Jednakże, aukcje miałyby być otwarte i każdy unijny

operator mógłby nabyć uprawnienia w dowolnym państwie członkowskim. Ponadto,

przynajmniej 20% przychodów z aukcji państwa członkowskie miałyby przeznaczyć

m.in. na inwestycje w technologie niskoemisyjne, odnawialne źródła energii czy

wychwytywanie i sekwestrację dwutlenku węgla, a także na minimalizowanie

społecznych skutków możliwego wzrostu cen energii i pomoc krajom rozwijającym się.

� Darmowe uprawnienia miałyby być przyznawane tym sektorom, które są szczególnie

narażone na ryzyko zjawiska tzw. „wycieku dwutlenku węgla” (ang. carbon leakage),

tzn. przenoszenia produkcji poza Unię Europejską do krajów, w których nie ma

ograniczeń emisyjnych, co doprowadziłoby do zwiększenia globalnych emisji gazów

cieplarnianych i zmniejszyło skuteczność podejmowanych przez Unię wysiłków na rzecz

ich redukcji. Do 2011 r. Komisja określi, którym sektorom miałyby być przyznawane

darmowe uprawnienia (nawet do 100%), przy uwzględnieniu stopnia, w jakim dany

sektor może wliczyć koszt uprawnień do emisji w cenę produktu bez znacznej utraty

udziału w rynku na rzecz mniej efektywnych pod względem emisji instalacji spoza UE.

215 Od 2013 r. całkowita ilość dostępnych uprawnień powinna corocznie zmniejszać się liniowo. Punktem wyjścia ma być średnia ilość uprawnień przyznanych w drugim etapie funkcjonowania ETS (2008-2012) skorygowana tak, by uwzględnić rozszerzenie systemu o nowe gazy i sektory od 2013 r. Aby osiągnąć redukcję emisji gazów cieplarnianych o 20% do 2020 r. w stosunku do 1990 r. (co jest równoznaczne z obniżeniem emisji o 14% w porównaniu z 2005 r.), ilość uprawnień powinna być zmniejszana o 1,74% rocznie. Jednakże, obniżanie emisji gazów cieplarnianych w sektorach objętych systemem handlu uprawnieniami do emisji jest tańsze, dlatego w tych sektorach redukcje powinny być większe. Zatem ostatecznie zdecydowano, że sektory objęte ETS powinny zmniejszyć emisje o 21% w porównaniu z 2005 r., a pozostałe – o 10%.

86

Decyzja o przyznawaniu darmowych uprawnień będzie też w dużej mierze uzależniona

od wyników negocjacji nowej umowy post-Kioto.

� 90% uprawnień przeznaczonych na aukcje byłoby rozdystrybuowanych pomiędzy

poszczególne państwa członkowskie proporcjonalnie do udziału ich emisji w systemie

handlu w 2005 r. W duchu solidarności i sprawiedliwości 10% uprawnień

przeznaczonych na aukcje miałaby zostać redystrybuowana z państw bogatszych (o PKB

per capita o ponad 20% wyższym od średniej unijnej) do biedniejszych ze względu na

wyższe prognozy wzrostu gospodarczego tych drugich, a więc i wzrostu emisji, a także

by wzmocnić ich zdolność do finansowania technologii przyjaznych klimatowi

(szczegóły tab. 4.).

Polska dzięki temu mechanizmowi miałaby o 39% uprawnień więcej niż wynika to z

historycznych emisji.

Tab. 4. Procentowy wzrost uprawnień przeznaczonych na aukcje

Be

lgia

Buł

garia

Cze

chy

Est

onia

Gre

cja

His

zpan

ia

Wło

chy

Cyp

r

Ło

twa

Litw

a

Luxe

mb

urg

Węg

ry

Mal

ta

Po

lska

Po

rtu

galia

Ru

mun

ia

Sło

wen

ia

Sło

wac

ja

Szw

ecj

a

10% 53% 31% 42% 17% 13% 2% 20% 56% 46% 10% 28% 23% 39% 16% 53% 20% 41% 10%

Źródło: Załącznik II a do propozycji Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniającej Dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, COM (2008) 16 final, str. 37

Komisja zakłada, że ceny uprawnień do emisji w trzecim okresie funkcjonowania ETS będą

na tyle wysokie, że przedsiębiorstwa będą miały istotny interes ekonomiczny w tym, aby

uniknąć kosztów nabycia uprawnień. Dzięki aukcjom będą promowane najbardziej wydajne

instalacje i ci operatorzy, którzy najwcześniej poczynili odpowiednie przygotowania do

zmniejszenia emisji. Będzie to współgrało z zasadą „zanieczyszczający płaci” i zwiększy

skuteczność systemu handlu. Ponadto, wydłużenie trwania trzeciego okresu ETS do 8 lat i

określenie z góry limitów emisji na każdy rok gwarantuje większą przewidywalność

systemu, która jest niezbędna dla długofalowych inwestycji w efektywne zmniejszanie

emisji.

Tab. 5. Proponowana ilość uprawnień do emisji dwutlenku węgla w trzecim okresie ETS (2013-2020)

Rok Mln t CO2

2013 1,974

2014 1,937

2015 1,901

2016 1,865

2017 1,829

2018 1,792

87

2019 1,756

2020 1,720

Źródło:http://europa.eu/rapid/pressReleasesAction.do?reference=MEMO/08/35&format=HTML&aged=0&language=EN&guiLanguage=en

b. Redukcja emisji gazów cieplarnianych poza systemem handlu uprawnieniami

Z racji faktu, że unijny system handlu obejmie tylko ok. 40% wszystkich emisji gazów

cieplarnianych w UE, potrzebne są ramy określające krajowe zobowiązania odnośnie redukcji

emisji z sektorów nie uwzględnionych w ETS takich jak budownictwo (gł. ogrzewanie),

transport, rolnictwo, sektor odpadów i zakłady przemysłowe o emisji mniejszej niż próg przyjęty

w ETS. Emisja gazów cieplarnianych z tych sektorów miałaby być zmniejszona w całej Unii o

10% w porównaniu z 2005 r., przy czym cele dla poszczególnych państw członkowskich

miałyby być zróżnicowane.216

Polska do 2020 r. mogłaby zwiększyć emisje z sektorów nie objętych ETS o 14% w

porównaniu z 2005 r.

Część redukcji miałaby być osiągnięta dzięki ogólnounijnym środkom, takim jak surowsze

normy emisji dwutlenku węgla z samochodów i paliw czy obowiązek promowania efektywności

energetycznej. Co do innych środków mających zmniejszyć emisje gazów cieplarnianych,

państwa członkowskie mogłyby dowolnie określać strategię zapewnienia wymaganych redukcji

w zależności od istniejących uwarunkowań (np. zarządzanie ruchem, promowanie transportu

publicznego, podnoszenie norm dla przemysłu budowlanego, promowanie odpowiedniej izolacji,

bardziej wydajne systemy ogrzewania oraz wykorzystanie do ogrzewania energii ze źródeł

odnawialnych, środki na rzecz zmniejszenia strumieni odpadów i poddawania ich recyklingowi).

Tab. 6. Proponowane zmiany limitów emisji gazów cieplarnianych nie objętych ETS w % w stosunku do 2005 r. do

osiągnięcia do 2020 r.

Belgia -15%

Bułgaria 20%

Czechy 9%

Dania -20%

Niemcy -14%

Estonia 11%

Irlandia -20%

Grecja -4%

Hiszpania -10%

Francja -14%

216 Cele dla poszczególnych państw członkowskich zostały przedstawione w załączniku do propozycji Decyzji Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie starań podejmowanych przez państwa członkowskie zmierzających do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do 2020 r. zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych. Generalne założenie było takie, że państwa o niższym PKB per capita, a więc te dla których oczekuje się wysokiego wzrostu PKB per capita w przyszłości, mogą zwiększyć emisje gazów cieplarnianych w porównaniu z 2005 r., a te o PKB per capita powyżej średniej unijnej powinny emisje zmniejszyć w stosunku do 2005 r. Założono także, że dozwolony wzrost emisji dla żadnego państwa nie może być wyższy niż 20%. Podobnie jest z obniżaniem emisji: żadne państwo członkowskie nie może byćzobowiązane do redukcji emisji o więcej niż 20%.

88

Włochy -13%

Cypr -5%

Łotwa 17%

Litwa 15%

Luxemburg -20%

Węgry 10%

Malta 5%

Holandia -16%

Austria -16%

Polska 14%

Źródło: Załącznik do propozycji Decyzji Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie starań podejmowanych przez państwa członkowskie zmierzających do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do 2020 r. zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych, COM (2008) 17 final, str. 15

c. Wychwytywanie i składowanie dwutlenku węgla (CCS)

Komisja zaznaczyła, że w kolejnych dziesięcioleciach nie będzie możliwa rezygnacja z paliw

kopalnych, dlatego jeśli ma powieść się plan redukcji światowych emisji gazów cieplarnianych o

połowę do 2050 r., należy już teraz zacząć wspierać powstawanie pilotażowych217 instalacji

wychwytu i składowania dwutlenku węgla. Komisja przewiduje, że zastosowanie na dużą skalę

technologii CCS w elektrowniach będzie komercyjnie opłacalne za 10-15 lat.

Dzięki instalacjom CCS prawdopodobnie uda się zmniejszyć emisje dwutlenku węgla z sektora

wytwarzania energii w Unii Europejskiej nawet o 161 Mt w 2030 r. i 800-850 Mt 20 lat

później.218 Ponadto w rozwoju technologii CCS w Unii Europejskiej i osiągnięciu pozycji

światowego lidera w tym zakresie, Komisja widzi szansę na uzyskanie komercyjnych korzyści

dzięki eksportowi CCS do Chin czy Indii w przyszłości.

Proponowana dyrektywa ma stworzyć ramy prawne, które zapewnią bezpieczeństwo

funkcjonowania instalacji CCS (m.in. określa procedury wydawania pozwoleń na składowanie

wychwyconego gazu, kryteria wyboru miejsc składowania, wymagania odnośnie monitoringu

miejsc składowania, środki podejmowane na wypadek wycieku dwutlenku węgla) oraz usunąć

bariery prawne dla rozwoju tej technologii. Komisja nie wyznacza terminu, od kiedy CCS

miałby być obowiązkowo stosowany – podjęcie decyzji w tym zakresie pozostawia operatorom

elektrowni. Jednakże, w propozycji dyrektywy dopisano nowy artykuł do Dyrektywy w sprawie

ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych obiektów energetycznego

spalania 2001/80/WE219 (zwanej też LCP220), zgodnie z którym państwa członkowskie miałyby

zapewnić, że instalacje paleniskowe o mocy powyżej 300 MW powstające po wejściu w życie 217 Na razie w Unii Europejskiej powstaje jeden blok pilotażowy i demonstracyjny dla elektrowni pracujących w technologii sekwestracji dwutlenku węgla. Jest on realizowany w niemieckiej elektrowni w miejscowości Schwarze Pumpe w Niemczech przez Vattenfall i ma zacząć działać jeszcze w 2008 r. Poza tym z udziałem europejskich firm realizowane są dwa projekty oczyszczania gazu z CO2: Sleipner na Morzu Północnym przez Statoil oraz In Salach w Algierii przez Statoil, BP i Sonatrach. 218 COM (2008) 13 final, str. 5 219 Dz. Urz. UE 2001 L 309/1 220 Skrót pochodzi od ang. słów large combustion plants.

89

dyrektywy dot. składowania dwutlenku węgla posiadają odpowiednie miejsce do zainstalowania

wyposażenia niezbędnego do wychwytywania i kompresji CO2, a także że ocenione zostały:

dostęp do odpowiedniego miejsca składowania i techniczne możliwości dołączenia instalacji

CCS.

W komunikacie dot. wspierania wczesnych projektów demonstracyjnych zrównoważonego

wytwarzania energii z paliw kopalnych Komisja zaznaczyła, że w ramach Strategicznego

Europejskiego Planu w dziedzinie Technologii Energetycznych (SET-PLAN)221 utworzona

zostanie Europejska Inicjatywa Przemysłowa dla CCS, która pozwoli koordynować projekty

pilotażowe instalacji CCS w Unii Europejskiej i będzie platformą wymiany informacji i

doświadczeń w tym zakresie. Komisja rozwiewa jednak nadzieje na dodatkowe

dofinansowanie222 projektów CCS z unijnego budżetu. Wskazuje, że zainteresowane firmy i

placówki naukowe mogą korzystać z unijnych funduszy badawczych, takich jak Siódmy

program ramowy w zakresie badań i rozwoju technologicznego.223 Poza tym, inwestowanie w

demonstracyjne projekty CCS powinno być domeną sektora energetycznego, bowiem to w jego

interesie leży uniknięcie kosztów zakupu uprawnień do emisji dzięki CCS. Komisja zaznacza, że

środki na tę technologię mogłyby pochodzić od spółek publiczno-prywatnych. Dla budżetów

krajowych źródłem dochodów na ten cel miałaby być sprzedaż uprawnień do emisji na aukcjach

od 2013 r. Poza tym, państwa członkowskie mogłyby przygotować własne ramy wspierania

demonstracyjnych projektów CCS. Komisja jest gotowa przychylnie odnieść się do zastosowania

pomocy państwa jako sposobu na pokrycie dodatkowych kosztów związanych z demonstracją

CCS w projektach związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej.224

d. Wsparcie energii odnawialnej

W propozycji dyrektywy dot. wsparcia odnawialnych źródeł energii Komisja zaproponowała

metodologię podziału wkładów poszczególnych państw w osiągnięcie wiążącego celu 20%

udziału energii ze źródeł odnawialnych w bilansie energetycznym Unii Europejskiej w 2020 r.,

zgodnie z którą połowa wymaganego wzrostu produkcji energii ze źródeł odnawialnych została

221 „A European Strategic Energy Technology Plan: Towards a low Carbon future”, COM (2007) 723 final 222 Koszty inwestycji w elektrownię z instalacją CCS są o 30-70 % (tj. kilkaset milionów na elektrownię) wyższe niż w przypadku elektrowni standardowych, natomiast koszty eksploatacyjne są wyższe o 25-75% niż w przypadku elektrowni węglowych bez CCS, co wynika z ich zmniejszonej efektywności i kosztów wychwytywania i transportu CO2. Prawdopodobnie z czasem, w miarę upowszechniania się tej technologii, koszty te znacznie się obniżą: wg ocen Europejskiej Platformy Technologicznej na rzecz Zeroemisyjnych Elektrowni na Paliwa Kopalne (ang. European Technology Platform for Zero Emission Fossil Fuel Power Plant, w skrócie ETP-ZEP) spadną one nawet o 50% do 2020 r. Instalacje będę opłacalne wówczas, gdy cena sekwestracji tony CO2, którego emisji udało się uniknąć dzięki CCS, będzie niższa niż cena uprawnienia do jego wyemitowania. COM (2008) 13 final, str. 4 223 Program obejmuje lata 2007-2013. Budżet programu wynosi ponad 50 mld . Większa część funduszy przeznaczona jest na granty badawcze w celu współfinansowania projektów ponadnarodowych konsorcjów przemysłowych i środowisk akademickich w zakresie badań, rozwoju technologicznego i demonstracji w dziesięciu obszarach tematycznych, m.in. energia i środowisko. 224 Stanowisko takie zostało wyrażone w zmienionych wytycznych dotyczących pomocy państwa na rzecz ochrony środowiska naturalnego, przyjętych wraz z pakietem energetyczno-klimatycznym. „Community guidelines on state aid for environmental protection” Dz. Urz. UE 2008 C 82/1

90

podzielona równo pomiędzy państwa członkowskie, a druga połowa została rozdzielona w

zależności od ich PKB per capita i zmodyfikowana dodatkowo tak, by uwzględnić nakłady

poniesione już przez państwa członkowskie na zwiększenie udziału produkcji energii ze źródeł

odnawialnych w ostatnich latach. W Polsce w 2020 r. 15% energii finalnej powinno

pochodzić ze źródeł odnawialnych.

Państwa członkowskie miałyby podjąć właściwe środki, by do 2012 r. osiągnąć minimum 25%

różnicy między zużyciem energii odnawialnej w 2005 r. i celem na rok 2020; 35% do 2014; 45%

do 2016 i 65% do 2018 r. Wydaje się, że ustanowienie celów cząstkowych ma na celu przede

wszystkim zapewnienie, że państwa członkowskie rozpoczną dostatecznie wcześnie wspieranie

OZE i rzeczywiście osiągną wymagane cele.

Tab. 7. Krajowe cele udziału energii odnawialnej w zużyciu energii finalnej w 2020 r.

Państwo

Udział energii z

OZE w zużyciu

energii finalnej w

2005 r. Cel na 2020 r.

Belgia 2,2% 13%

Bułgaria 9,4% 16%

Czechy 6,1% 13%

Dania 17,0% 30%

Niemcy 5,8% 18%

Estonia 18,0% 25%

Irlandia 3,1% 16%

Grecja 6,9% 18%

Hiszpania 8,7% 20%

Francja 10,3% 23%

Włochy 5,2% 17%

Cypr 2,9% 13%

Łotwa 34,9% 42%

Litwa 15,0% 23%

Luxemburg 0,9% 11%

Węgry 4,3% 13%

Malta 0,0% 10%

Holandia 2,4% 14%

Austria 23,3% 34%

Polska 7,2% 15%

Portugalia 20,5% 31%

Rumania 17,8% 24%

Słowenia 16,0% 25%

Słowacja 6,7% 14%

Finlandia 28,5% 38%

Szwecja 39,8% 49%

Wielka Brytania 1,3% 15%

Źródło: Załącznik I do propozycji Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie promocji i użycia energii ze źródeł odnawialnych, COM (2008) 19 final, str. 41

91

Państwa członkowskie mogłyby same zadecydować o stopniu, w jakim każdy z trzech sektorów

(energia elektryczna, ogrzewanie i chłodzenie oraz transport) przyczyni się do osiągnięcia celów

krajowych, dokonując wyboru środków najlepiej dostosowanych do ich warunków lokalnych,

pod warunkiem uzyskania minimalnego 10% udziału energii ze źródeł odnawialnych w rynku

paliw transportowych. W krajowych planach działania, które powinny być notyfikowane

Komisji do 31 marca 2010 r., powinny zostać zapisane cele dla poszczególnych sektorów i

właściwe środki, mające doprowadzić do ich realizacji.

W propozycji dyrektywy zapisano możliwość osiągnięcia celów krajowych poprzez wsparcie

rozwoju energii odnawialnej w innych państwach. Byłoby to korzystne z punktu widzenia całej

Unii Europejskiej, ponieważ dzięki temu inwestycje byłyby skierowane tam, gdzie energia ze

źródeł odnawialnych może być wyprodukowana najmniejszym kosztem. Dzięki temu

mechanizmowi można by według szacunków Komisji obniżyć koszty produkcji OZE w Unii

nawet o 2-8 miliardów . Ponadto, taka inwestycja niekoniecznie musiałaby oznaczać fizyczny

transfer zasobów: mogłaby się odbyć poprzez nabycie gwarancji pochodzenia energii z

odnawialnych źródeł z innego państwa (także spoza Unii Europejskiej). Z tego powodu w

propozycji dyrektywy zapisano minimalne wymagania odnośnie harmonizacji systemów

świadectw pochodzenia w państwach członkowskich (m.in. konieczność wystawiania świadectw

na wniosek producenta energii dla elektrowni o mocy co najmniej 5 MW, ustalenie standardowej

wartości 1 świadectwa na 1 MWh, określenie wymogów odnośnie rejestrów świadectw i ich

umarzania). Z kolei w odniesieniu do państw spoza Unii, państwa członkowskie powinny

podpisać z nimi odpowiednie porozumienia regulujące handel energią elektryczną z OZE i

wydawanie świadectw pochodzenia. Należy jednak zaznaczyć, że gwarancje pochodzenia

mogłyby być przekazywane między państwami tylko dla instalacji, które zostały oddane do

eksploatacji bądź zwiększono ich moc po wejściu w życie proponowanej dyrektywy.

W odniesieniu do biopaliw, o czym była mowa już wyżej, każde państwo członkowskie byłoby

do 2020 r. zobowiązane do osiągnięcia wiążącego celu 10% udziału paliw odnawialnych w

rynku benzyny i oleju napędowego. Takie wzmocnienie wymagań odnośnie biopaliw Komisja

tłumaczy trzema względami: transport to sektor z najszybciej rosnącymi emisjami gazów

cieplarnianych; zastosowanie biopaliw zmniejszy uzależnienie Unii od importu ropy naftowej;

biopaliwa są obecnie droższe niż inne formy odnawialnych źródeł energii, dlatego potrzebują

szczególnego wsparcia. Z kolei fakt wyznaczenia jednakowych celów dla wszystkich państw

członkowskich jest podyktowany koniecznością zapewnienia zgodności specyfikacji paliw

transportowych oraz ich jednakowej dostępności we wszystkich państwach członkowskich. Poza

tym, państwa członkowskie nie mające wystarczającego potencjału do produkcji biopaliw z

łatwością mogą kupić je od innych państw.

92

W propozycji dyrektywy zapisano, że biopaliwa powinny być produkowane w zrównoważony

sposób. Biopaliwa wspierane przez państwa członkowskie i wliczane do osiągnięcia celu 10%

udziału w rynku paliw transportowych musiałyby o minimum 35% ograniczać emisję gazów

cieplarnianych w porównaniu z paliwami kopalnymi i nie mogłyby być produkowane z biomasy

pochodzącej z obszarów o wysokiej bioróżnorodności (np. łąk, lasów „nietkniętych znaczącą

działalnością człowieka”) lub z terenów „o wysokim zapasie węgla” (np. mokradeł, lasów), aby

zapobiec sytuacji, w której w wyniku przekształceniu danego terenu ilość wyemitowanych

gazów cieplarnianych byłaby większa niż redukcja emisji gazów dzięki użyciu biopaliw

wyprodukowanych z biomasy tego obszaru.

Pakiet energetyczno-klimatyczny jest dyskutowany w Radzie i w Parlamencie Europejskim.

Miałby zostać przyjęty jeszcze przed końcem obecnej kadencji Parlamentu: wybory odbędą się

w czerwcu 2009 r. Przedstawiciele urzędującej prezydencji francuskiej mają jednak nadzieję na

porozumienie w pierwszym czytaniu jeszcze przed końcem półrocznego przewodnictwa Francji

w Radzie, czyli do końca 2008 roku.225

4.4. Ocena pakietu energetyczno-klimatycznego

Pakiet energetyczno-klimatyczny należy oceniać na trzech płaszczyznach:

� sensowności i realności osiągnięcia przez Unię Europejską zakładanych celów, a także

skuteczności poszczególnych mechanizmów mających doprowadzić do ich

zrealizowania;

� bilansu kosztów jego realizacji i korzyści wynikających z osiągnięcia zakładanych celów;

� sprawiedliwości podziału wkładów poszczególnych państw członkowskich w realizację

ogólnounijnych celów.

Dla niektórych globalne ocieplenie jest bardziej „przedmiotem wiary a nie poznania”, ale nawet

mimo braku konsensusu naukowców odnośnie wpływu antropogenicznych emisji gazów

cieplarnianych na zmianę klimatu, należy ograniczać wzrost ich koncentracji w atmosferze,

bowiem lepiej jest przeciwdziałać zagrożeniu, nawet jeśli jego wystąpienie nie jest w 100%

pewne, niż ryzykować wystąpienie katastrofalnych skutków zaniechania. Nie można przy tym

kierować się krótkowzrocznym interesem gospodarczym: jeśli zabraknie surowców

energetycznych, a globalne ocieplenie rzeczywiście spowoduje nieodwracalne zmiany na

225 „Pakiet klimatyczny wchodzi w decydującą fazę”, 27.08.2008r.,http://www.europarl.europa.eu///news/public/focus_page/064-35431-245-09-36-911-20080825FCS35404-01-09-2008-2008/default_pl.htm

93

świecie, rozwój gospodarczy w ogóle nie będzie możliwy. Dlatego należy ograniczać emisje

gazów cieplarnianych, promować odnawialne źródła energii i efektywność energetyczną.

Unia Europejska jest odpowiedzialna jedynie za 15% emisji gazów cieplarnianych ze spalania

paliw kopalnych na świecie. Redukcja ich emisji o 20, czy nawet 30% będzie miała znikome

znaczenie globalne. Z tego też powodu jednostronnie podejmowane przez Unię działania nie

będą wystarczające, aby rzeczywiście znacząco ograniczyć wzrost koncentracji gazów

cieplarnianych w atmosferze, co jest głównym celem pakietu energetyczno-klimatycznego.

Obecnie największym światowym emitentem gazów cieplarnianych226 są Chiny, które w 2007 r.

wyprzedziły Stany Zjednoczone, emitując 6 200 mln t CO2 (USA wyemitowały 5 800 mln t),

choć emisja per capita jest relatywnie niska: ok. ¼ emisji USA.227 Poza tym, emisje w Chinach

rosną w bardzo szybkim tempie i prawdopodobnie ich wzrost zniweczy redukcje dokonane w

ramach realizacji zobowiązań wynikających z Protokołu z Kioto.228 Badania przeprowadzone

przez Maximiliana Auffhammera i Richarda T. Carsona z Uniwersytetu Kalifornijskiego

wskazują, że do 2010 r. emisje CO2 w Chinach będą rosły o przynajmniej 11% rocznie. Ponadto,

ocenia się, że średnio w Chinach budowane są dwie elektrownie węglowe na tydzień229, w

dodatku o małej efektywności energetycznej, a przecież będą pracować i emitować dwutlenek

węgla przez kolejnych kilkadziesiąt lat. Co prawda w czerwcu 2007 r. Chiny po dwóch latach

przygotowań ogłosiły swój pierwszy plan działania mający na celu ograniczenie emisji gazów

cieplarnianych, ale zamiast wyznaczyć konkretne cele redukcyjne władze ChRL chcą postawić

na zmniejszenie energochłonności PKB o 20% do 2010 r. i wzrost udziału energii odnawialnej w

zużyciu energii pierwotnej z 7 do 10% oraz zwiększenie zalesionej powierzchni kraju z 18 do

20%, tłumacząc, że zobowiązanie się do ilościowych ograniczeń emisyjnych nie byłoby

sprawiedliwe dla rozwijającego się kraju.230 Chiny podkreślają, że zmiana technologii i związane

z tym koszty są głównymi barierami na drodze do większej efektywności energetycznej i

redukcji emisji, a trudno uniezależnić się od węgla w najbliższej przyszłości, dlatego potrzebują

międzynarodowej pomocy w celu przejścia na niskowęglową gospodarkę.

Na szczycie G8 w lipcu 2008 r., podczas którego liderzy najbogatszych państw świata i Rosji

spotkali się z przedstawicielami krajów rozwijających się, zarówno Chiny jak i Indie odmówiły

226 Omawiane emisje obejmują spalanie paliw kopalnych i produkcję cementu. Nie obejmują innych źródeł emisji GHGs takich jak metan z rolnictwa, podtlenek azotu z procesów przemysłowych, dwutlenek węgla z lotnictwa, statków czy wylesiania. Dr Jos Oliver z Holenderskiej Agencji Oceny Środowiska (Netherlands Environmental Assessment Agency), która opublikowała te dane, tłumaczy to faktem niedostępności wiarygodnych i aktualnych danych dotyczących tych emisji w krajach rozwijających się. Niemniej jednak podkreśla, że nawet uwzględnienie tych emisji nie zmieniłoby niechlubnej pierwszej pozycji Chin. 227 J. Vidal, D. Adam „ China overtakes US as world’s biggest CO2 emitter”, 19.06.2007 http://www.guardian.co.uk/environment/2007/jun/19/china.usnews228 M. Auffhammer i Richard T. Carson, "Forecasting the Path of China's CO2 Emissions Using Province Level Information" w “Journal of Environmental Economics and Management”, maj 2008, 55(3): 229-47 229 M. Inman, „China CO2 emissions growing faster than anticipated”, 18.03.2008, http://news.nationalgeographic.com/news/2008/03/080318-china-warming.html230 Więcej informacji: Wu Chong „Action plan aims to cut gas emissions”, 05.06.2007, http://www.chinadaily.com.cn/bizchina/2007-06/05/content_887382.htm

94

zobowiązania się do dokonania liczbowo określonych redukcji emisji gazów cieplarnianych.

Indyjski premier stwierdził, że w tej kwestii przywództwo powinny objąć państwa rozwinięte,

które powinny dokonać „naprawdę znaczących” redukcji emisji. Z kolei Japonia, Kanada i Stany

Zjednoczone stwierdziły, że skoro Chiny i Indie nie zgadzają się na przyjęcie żadnych celów

redukcyjnych, to i one nie zobowiążą się do dokonania obniżenia emisji.231 Taka deklaracja nie

napawa optymizmem w okresie, kiedy trwają pracę nad międzynarodową umową zastępującą

Protokół z Kioto.

Nie da się ukryć, że za obecny podwyższony poziom koncentracji gazów cieplarnianych w

atmosferze odpowiedzialne są głównie kraje Ameryki Północnej i Europy Zachodniej:

kumulatywne emisje CO2 ze spalania paliw kopalnych w Chinach w latach 1950-2002 stanowią

jedynie 9,3 % emisji światowych wg danych World Resource Institute.232 W dodatku należy

zapytać, kto tak naprawdę jest odpowiedzialny za ostatnio rejestrowany znaczny wzrost emisji w

Chinach? Nie można nie dostrzegać faktu, że Chiny są światowym liderem eksportu, a

najbardziej zanieczyszczające sektory przemysłu z Europy i Ameryki przeniosły się właśnie do

ChRL, aby teraz Zachód mógł stamtąd importować różnorodne produkty.

Z tego też powodu to właśnie państwa Zachodu jako pierwsze powinny zmniejszyć emisję

gazów cieplarnianych, co byłoby wyrazem ich odpowiedzialności za historyczny udział w

spowodowaniu zmiany klimatu. W szczególności dotyczy to Stanów Zjednoczonych, które do

2007 r. były głównym światowym emitentem CO2, a które konsekwentnie sprzeciwiają się

przyłączeniu do Protokołu z Kioto. Szansę na zmianę dotychczasowej polityki energetycznej i

klimatycznej stanowią tegoroczne wybory prezydenckie: zarówno Barack Obama jak i John

McCain deklarują chęć dokonania znaczących redukcji emisji gazów cieplarnianych w USA:

pierwszy z kandydatów o 80% do 2050 r. w porównaniu z 1990 r., drugi – o 65%. Z kolei

przyłączeniu się Stanów Zjednoczonych do międzynarodowego porozumienia w sprawie klimatu

bardziej przychylny jest kandydat Demokratów niż Republikanów: McCain uzależnia to od

uczestnictwa Chin i Indii.233

W odniesieniu do realizacji celów redukcyjnych i negocjacji porozumienia post-Kioto, a także

rosnących emisji z krajów rozwijających się, należy również zastanowić się, czy nie tańsze i

bardziej skuteczne niż dokonywanie redukcji emisji w krajach Zachodu byłoby ich większe

zaangażowanie w transfer technologii do Chin czy Indii, gdzie potencjał redukcyjny jest

większy? Przecież redukowanie emisji dwutlenku węgla na przykład w Szwecji jest coraz

231 R. L. Parry, P. Webster „G8: India and China tell rich nations to lead greenhouse gas curbs”, 10.07.2008 http://www.timesonline.co.uk/tol/news/environment/article4305290.ece232 Wu Chong „ Action plan aims to cut gas emissions” 233 A. Barbarzak, Notatka informacyjna nt. założeń polityki klimatycznej USA w programach przedwyborczych kandydatów na prezydenta USA, Ambasada RP w Waszyngtonie, Waszyngton, 11 kwietnia 2008 r.

95

bardziej nieefektywne i drogie. To zagadnienie należy szczególnie uwzględnić podczas prac nad

nową umową międzynarodową dot. zmiany klimatu.

W kontekście powyższych rozważań, realizacja polityki energetyczno-klimatycznej Unii, nawet

jeśli nie spowoduje znacznego obniżenia światowych emisji, stanowić będzie przekaz dla państw

rozwijających się, że kraje Zachodu rzeczywiście podejmują działania na rzecz klimatu. Poza

tym, Europa dałaby tym samym przykład innym państwom rozwiniętym przed ostatecznymi

negocjacjami porozumienia post-Kioto w Kopenhadze, a podczas samego szczytu w stolicy

Danii miałaby mocniejszą pozycję negocjacyjną. Jeśli Unii udałoby się połączyć redukcję emisji

gazów cieplarnianych z rozwojem gospodarczym, jeśli przejście na niskowęglową, efektywną

gospodarkę by się powiodło, wówczas inne kraje zachęcone tym przykładem, mogłyby pójść w

ślad za Unią. Jednakże porażka Unii w tej kwestii byłaby bolesna, dlatego tym bardziej

dokładnie należy przyjrzeć się wyznaczonym przez Komisję celom i proponowanym środkom

ich osiągnięcia i przeanalizować, czy będą na pewno skuteczne i efektywne ekonomicznie.

Pod adresem samych celów: 20% redukcji emisji gazów cieplarnianych i wzrostu udziału energii

ze źródeł odnawialnych do 20% do 2020 r. wysuwane są zarzuty, że cele te są swoistą

numerologią Unii Europejskiej i zwykłą retoryką polityczną: ładnie wyglądają, ale w

rzeczywistości nie są dostatecznie uzasadnione. Wśród samych posłów Parlamentu

Europejskiego pojawiają się na przykład opinie, że cel redukcji emisji jest za mało ambitny.

„Propozycje Komisji są dalekie od tego, co jest potrzebne, aby utrzymać globalne ocieplenie

poniżej granicy 2°C” – uważa posłanka Parlamentu Europejskiego Satu Hassi z Finlandii (Grupa

Zielonych/Wolne Przymierze Europejskie), sprawozdawczyni Komisji Ochrony Środowiska na

temat decyzji w sprawie wspólnych wysiłków w celu ograniczenia emisji gazów cieplarnianych

(decyzja obejmuje sektory non-ETS). Jej zdaniem emisje do 2020 r. należy ograniczyć o 30%

(Komisja proponuje 30% redukcję tylko jako część umowy międzynarodowej), a do roku 2050 –

o 80%. Hassi chciałaby także, aby emisje zostały zmniejszone we wszystkich sektorach

nieobjętych systemem handlu uprawnieniami do emisji, w tym w sektorze międzynarodowego

transportu morskiego.

Sprawozdawczyni Parlamentu Avril Doyle z Irlandii (Grupa Europejskiej Partii Ludowej i

Europejskich Demokratów) uważa propozycję dyrektywy usprawniającej ETS za „wyważoną” i

stwierdza, że „znacznie ulepsza i rozszerza” system handlu emisjami. Jednakże w projekcie

sprawozdania dla Komisji Ochrony Środowiska proponuje, aby w dyrektywie zapisać, by co

najmniej 50% dochodów ze sprzedaży uprawnień na aukcjach (a nie 20% przewidziane przez

Komisję) było przeznaczane na ochronę środowiska i klimatu. Doyle chciałaby także, aby

Komisja do końca 2010 r. określiła liczbę uprawnień sprzedawanych na aukcjach w okresie

2013-2020, co miałoby zapewnić większą przewidywalność systemu handlu dla przemysłu.

96

Sprawozdawczyni jest przeciwna wyszczególnianiu w dyrektywie sektorów narażonych na

„wyciek dwutlenku węgla”, ponieważ „zaszkodziłoby to możliwości zawarcia porozumienia w

sprawie klimatu w wyniku międzynarodowych negocjacji.”

Chris Davies z Wielkiej Brytanii (Grupa Porozumienia Liberałów i Demokratów na rzecz

Europy) chce, by do 2015 roku nowe elektrownie spalające węgiel składowały 90% emisji CO2,

a już do 2025 roku wszystkie elektrownie miałyby uruchomić instalacje przechwytywania i

składowania dwutlenku węgla. Poseł w sprawozdaniu dla Komisji Ochrony Środowiska

podkreśla, że z zastosowaniem instalacji CCS wiążą się znaczne dodatkowe koszty, a proces

technologiczny pochłania od 10 do 40% energii więcej niż w tradycyjnej elektrowni, dlatego

proponuje, aby przedsiębiorstwa składujące emitowany przez siebie dwutlenek węgla nie tylko

były zwolnione z obowiązku kupowania uprawnień do emisji, ale także dostawały dodatkowe

uprawnienia, które mogłyby sprzedawać, co pozwoliłoby im na zrekompensowanie poniesionych

nakładów.

W odniesieniu do nowej dyrektywy dot. OZE, sprawozdawca Komisji Przemysłu, Badań

Naukowych i Energii odpowiedzialnej za kwestie związane z tą propozycją – Claude Turmes z

Luksemburga (Grupa Zielonych/Wolne Przymierze Europejskie) – uważa, że „są duże szanse

osiągnięcia, co najmniej 20% wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych do 2020

roku”. Twierdzi także, że system gwarancji pochodzenia energii ze źródeł odnawialnych jest

oparty na słabych podstawach prawnych i obawia się, że „europejski system zagrozi istniejącym

systemom narodowego wsparcia dla wykorzystania energii odnawialnej.” Jest także sceptyczny

w stosunku do biopaliw: przytacza dowody naukowe, które wskazują, że „uprawy buraka

cukrowego i pszenicy mają bardzo zły bilans CO2.”

A jak propozycje unijne oceniają naukowcy? Ekonomista Dieter Helm, profesor Uniwersytetu

Oxfordzkiego, który specjalizuje się w tematyce polityki energetycznej, uważa, że pakiet

energetyczno-klimatyczny jest jedną z najbardziej radykalnych propozycji Brukseli. Jego

zdaniem cele wyznaczone przez Komisję są ambitne i wymagające, a okres niecałych 12 lat na

transformację systemu energetycznego państw członkowskich stosunkowo krótki.234 Profesor

uważa, że redukcji emisji powinno się dokonywać w stosunku do emisji związanych z

konsumpcją, a nie produkcją dóbr w danym kraju, z uwagi na fakt dużego importu produktów z

krajów rozwijających się jak np. Chiny. Przytacza on dane, które wskazują, że w samej tylko

Wielkiej Brytanii emisje od 1990 r. teoretycznie zmalały o 15%, a faktycznie – po

uwzględnieniu przenoszenia się przemysłu poza granice kraju – wytworzenie dóbr

skonsumowanych w tym czasie w Wielkiej Brytanii spowodowało wzrost emisji gazów

234 D. Helm, “The EU Climate Change Package: even more radical than it looks”, 28.01.2008, http://www.dieterhelm.co.uk/details_comm.php?commid=264&hdr=comm&main=comm

97

cieplarnianych o 19%.235 Ponadto, Dieter Helm uważa, że Bruksela robi błąd wyznaczając

ilościowy cel udziału OZE, a tym samym wybierając odnawialne źródła energii jako wiodącą

technologię redukcji emisji, zamiast pozwolić rynkowi, aby to on określił najbardziej efektywną

metodę ich obniżania. Poza tym, arbitralne określenie docelowego roku realizacji celów unijnych

na 2020 spowoduje zdaniem profesora zakłócenia przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnych:

w celu zapewnienia obowiązkowego udziału OZE na boczny tor będą odstawione inwestycje w

technologie wymagające dłuższych okresów inwestycyjnych jak CCS i elektrownie jądrowe, a

tak naprawdę wydłużenie okresu realizowania pakietu na przykład do 2025 roku nie miałoby aż

tak znacznego wpływu na koncentrację gazów cieplarnianych w atmosferze, natomiast

pozwoliłoby rozwinąć wyżej wspomniane technologie.236

Najmniej z pakietu zadowolone są same państwa członkowskie i przemysł, szczególnie zaś

energetyka. Spośród proponowanych przez Komisję zmian najwięcej kontrowersji wzbudza

konieczność kupowania dla sektora wytwarzania energii 100% uprawnień na aukcjach od 2013

r., w dodatku aukcjach otwartych dla wszystkich operatorów z całej Unii. To zdecydowanie

dyskryminuje państwa, których bilans energetyczny w większości oparty jest na węglu, bowiem

one tych uprawnień będą potrzebowały najwięcej. W dodatku państwa te mają niejednokrotnie

bardziej energochłonną gospodarkę niż unijna piętnastka, co także oznacza większe emisje na 1

kWh wytworzonej energii. Ponadto, krajowi operatorzy z mniej zamożnych państw mają

mniejsze szanse na nabycie uprawnień w momencie, gdy przyjdzie im zmierzyć się z

konkurentami z bogatszych państw Unii w walce o uprawnienia na tej samej aukcji. Rezultatem

wprowadzenia aukcji będzie zatem albo wzrost cen energii elektrycznej, albo konieczność

ograniczenia jej wytwarzania. Jedno i drugie zahamuje wzrost gospodarczy mniej zamożnych

państw i stoi w sprzeczności z deklarowanymi przez Komisję założeniami, zgodnie z którymi

przy opracowaniu pakietu energetyczno-klimatycznego miała ona uwzględniać różne

uwarunkowania państw członkowskich. Komisja wzięła jednak pod uwagę tylko wysokość PKB,

a nie ich bilans paliwowo-energetyczny.

Nowe państwa członkowskie za nieuczciwe uważają także uznanie roku 2005 za rok wyjściowy

do obliczania redukcji emisji. Twierdzą, że rozwiązanie to jest „uszyte na miarę” unijnej

piętnastki i nie odzwierciedla cięć emisji dokonanych przez nowych członków Unii od 1990

roku w ramach restrukturyzacji ich postkomunistycznego przemysłu. Między 1990 i 2005

całkowita emisja GHGs wyłączając użytkowanie terenu i zmiany w użytkowaniu terenu, a także

leśnictwo (w skrócie LULUCF od ang. land-use, land use change and forestry) spadła o 1,5%

235 D. Helm, „Sins of Emission”, The Wall Street Journal Europe, 13.03.2008, http://online.wsj.com/public/article/SB120536091596931637.html236 D. Helm, „Renewables – time for a rethink?”, 16.06.2008, http://www.dieterhelm.co.uk/details_comm.php?commid=266&hdr=comm&main=comm

98

(65 Mt CO2-eq.) w UE-15 i aż o 27,8 % (379 Mt CO2-eq.) w nowych państwach

członkowskich.237 Komisja z kolei określenie roku 2005 jako bazowego do obliczania redukcji

emisji argumentuje tym, że dane pochodzące z tego roku są bardziej wiarygodne, łatwiej

dostępne i obejmują zweryfikowane emisje na poziomie instalacji w ramach EU ETS, a także

całkowite emisje gazów cieplarnianych w państwach członkowskich, oficjalnie zgłoszone w

ramach Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu.

Obawy może wzbudzać kwestia wykorzystania przez rządy pieniędzy z aukcji na cele związane

z ochroną klimatu. Konkurencja rynkowa zamieni się bowiem w konkurencję rządów i tak

naprawdę o konsekwencjach wdrożenia pakietu dla poszczególnych krajów i samej energetyki, a

w szczególności o stopniu niwelowania wzrostu cen energii, zadecyduje skuteczność rozwiązań

systemowych oraz innowacyjność mechanizmów alokacji środków pozyskanych przez państwo

na aukcjach. Należy przyznać, że zwłaszcza dla nowych państw członkowskich, z mniej

sprawnym i efektywnym aparatem państwowym, sporym wyzwanie będzie jak najbardziej

wydajne rozdysponowanie dochodów z aukcji.

Jednak nie tylko nowi członkowie Unii widzą wady propozycji nowej dyrektyw usprawniającej

ETS. Niemcy na przykład sprzeciwiają się aukcjom uprawnień do emisji od 2013 r. w obawie

przed obniżeniem konkurencyjności niemieckiego przemysłu. Kanclerz Angela Merkel

stwierdziła, że chociaż uznaje konieczność przeciwdziałania zmianom klimatu, to nie może

poprzeć niszczenia niemieckich miejsc pracy poprzez błędną politykę klimatyczną. Niemiecki

rząd chce, by energochłonne gałęzie przemysłu jak sektor produkcji aluminium czy przemysł

stalowy stosujący najlepsze dostępne technologie kontroli emisji miały darmowe uprawnienia do

emisji, reszta sektorów miałaby kupować jedynie 20% uprawnień.238 Również Wielka Brytania

chce osłabić niektóre zapisy pakietu. Mianowicie dąży ona do szerszego zastosowania inwestycji

w krajach rozwijających jako narzędzia pozwalającego na zmniejszanie emisji: nawet do 50%

redukcji miałoby być możliwe dzięki CDM.239

W odniesieniu do CCS kontrowersje budzi kwestia nowelizacji dyrektywy LCP, czyli

wprowadzenie wymogu posiadania przez elektrownie odpowiedniego miejsca do zainstalowania

wyposażenia niezbędnego do wychwytywania i kompresji CO2, a także oceny dostępu do

odpowiedniego miejsca składowania gazu i technicznych możliwości dołączenia instalacji CCS,

czym Komisja wyraźnie zostawia sobie furtkę do ewentualnego przyszłego wprowadzenia

obligatoryjności instalacji CCS dla nowych elektrowni. To budzi obawy energetyków, bowiem

237 „Greenhouse gas emission trends”, 02.2008, http://themes.eea.europa.eu/IMS/IMS/ISpecs/ISpecification20040909113419/IAssessment1195226181050/view_content238C. Bryant, F. Harvey,T. Barber, “Climate change fears after German opt-out”, 22.09.2008, Financial Times, http://www.ft.com/cms/s/0/4e47f656-88ba-11dd-a179-0000779fd18c.html239 D. Adam, „Leaked papers show Britain trying to weaken plan for EU carbon cuts”, 18.09.2008, http://www.guardian.co.uk/environment/2008/sep/18/carbonemissions.climatechange

99

jeśli tak by się stało, mogłyby pojawić się problemy ze znalezieniem dogodnej lokalizacji dla

nowych elektrowni, dlatego że uzależnione by to było od istnienia odpowiednich formacji

geologicznych do składowania wychwyconego gazu w rozsądnej odległości od elektrowni. Jeśli

takich formacji nie byłoby w pobliżu elektrowni, musiałaby ona ponosić znaczne koszty

dalekiego transportu gazu, a wyraźnie widać, że Komisja nie chce dofinansowywać ani w żaden

inny sposób dodatkowo wspierać technologii CCS (poza stworzeniem sieci wymiany

doświadczeń i podstawy prawnej dla budowania oraz funkcjonowania instalacji i składowisk),

uważając, że jej stosowanie leży w interesie samych elektrowni, a także z obawy, że nadmierne

wsparcie CCS osłabiłoby inne cele pakietu (efektywność, OZE). Problem polega jednak na tym,

ze instalacje CCS są na razie na tyle drogie, że inwestycja w niedojrzałą technologię może się w

ogóle nie zwrócić, dlatego dodatkowe wsparcie jest potrzebne. Będzie ono zależało od dobrej

woli rządów, które będą dysponowały środkami pochodzącymi z aukcji uprawnień do emisji.

Należy jednak przyznać, że CCS nie jest idealnym panaceum na problemy energetyczno-

klimatyczne: po pierwsze elektrownie z instalacją CCS zużywają więcej paliwa, które przecież

powinno ze względu na ubożejące zasoby surowców i bezpieczeństwo energetyczne być

oszczędzane, a przez większe zużycie paliwa generują więcej gazów cieplarnianych, które co

prawda będą wychwycone, ale istnieje ryzyko, że część składowanego gazu może uwalniać się

do atmosfery, jeśli miejsce składowania będzie niewłaściwie wybrane lub składowisko

nieprawidłowo zarządzane.

Zmiana dyrektywy dot. OZE idzie w dobrym kierunku, bowiem dzięki możliwości realizowania

własnych celów udziału energii z OZE w bilansie energetycznym w innych krajach

członkowskich, obniżą się koszty osiągnięcia zakładanego celu 20% udziału energii z OZE.

Problemy mogłyby natomiast pojawić się w momencie, gdyby świadectwa pochodzenia energii z

OZE wytworzonej na terytorium danego kraju były w znacznym stopniu eksportowane za

granicę (zwłaszcza z państw mniej zamożnych, w których produkcja energii z OZE jest tańsza, a

więc cena gwarancji niższa) i nie przyczyniałyby się do wypełnienia celów krajowych, nawet w

przypadku bardzo dużego rozwoju wykorzystania OZE na obszarze danego państwa. Stąd też

lepiej by było, gdyby wewnątrzwspólnotowy handel świadectwami z OZE był możliwy tylko w

przypadku osiągnięcia przez dany kraj nadwyżki produkcji energii z OZE w stosunku do celu na

2020 r.

W odniesieniu do biopaliw w dyrektywie brakuje jakichkolwiek zabezpieczeń, które

zapobiegłyby konkurencji między produkcją biopaliw i żywności, co miałoby nie dopuścić do

powtórki z tegorocznego kryzysu żywnościowego. Z pewnością zwiększone użycie biopaliw

spowoduje wzrost bezpieczeństwa energetycznego Unii, ale cały czas wątpliwe jest, czy

stosowanie biopaliw ma rzeczywiście aż tak zbawienny wpływ na niwelowanie emisji dwutlenku

100

węgla. Przecież dla produkcji surowców do wytwarzania biopaliw w Indonezji karczuje się lasy

deszczowe, co powoduje zwiększenie koncentracji CO2 w atmosferze, a Komisja nie wyklucza

importu biopaliw spoza UE.

***

W odniesieniu do realizacji celów pakietu energetyczno-klimatycznego w szczególnej sytuacji

znajduje się Polska, bowiem aż ponad 90% energii elektrycznej wytwarzanej w Polsce pochodzi

z węgla, stąd też według prognoz realizacja pakietu spowoduje drastyczny wzrost cen energii

elektrycznej.

O sytuacji polskiej energetyki, prognozowanych konsekwencjach realizacji celów unijnej

polityki energetyczno-klimatycznej i polskiej odpowiedzi na pakiet energetyczno-klimatyczny w

postaci „Polityki energetycznej do 2030 r.” – w kolejnym rozdziale.

101

ROZDZIAŁ III: POLITYKA ENERGETYCZNA POLSKI

1. Sytuacja paliwowo-energetyczna Polski

1.1. Zasoby paliw kopalnych

Polska posiada stosunkowo duże zasoby paliw stałych (węgiel kamienny, brunatny), niewielkie

zasoby gazu ziemnego oraz znikome zasoby ropy naftowej. Nie posiada rud uranu.

a. Węgiel kamienny

Według ocen Państwowego Instytutu Geologicznego (PIG)1 zasoby bilansowe2 węgla

kamiennego w Polsce na koniec 2007 r. wynosiły 43 082 mln t3, z czego 4 209 mln t to zasoby

przemysłowe4. Z kolei wydobycie tego surowca wyniosło 82,78 mln t. Import węgla kamiennego

był niewielki i osiągnął 5,9 mln t, natomiast na eksport w 2007 r. przeznaczono około 14 %

wydobytego węgla, to jest 11,9 mln t.

Rys. 1 Zasoby i wydobycie węgla kamiennego w Polsce w latach 1989-2007

Źródło: http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/wegiel_kam.htm

b. Węgiel brunatny

PIG szacuje5, że zasoby bilansowe węgla brunatnego w Polsce na koniec 2007 r. wynosiły

13 629 mln t6, z czego 1 414,4 mln t stanowiły zasoby przemysłowe. Z kolei wydobycie tego

1 http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/wegiel_kam.htm2 Zasoby bilansowe - zasoby złoża lub jego części, którego cechy naturalne określone przez kryteria bilansowości oraz warunki występowania umożliwiają podejmowanie jego eksploatacji. http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/definicje.htm3 Głównym zagłębiem węgla kamiennego Polski jest Górnośląskie Zagłębie Węglowe, w którym zlokalizowane są obecnie wszystkie czynne kopalnie z wyjątkiem Bogdanki znajdującej się na obszarze Lubelskiego Zagłębia Węglowego. 4 Zasoby przemysłowe - część zasobów bilansowych, która może być przedmiotem ekonomicznie uzasadnionej eksploatacji w warunkach określonych przez projekt zagospodarowania złoża, optymalny z punktu widzenia technicznego i ekonomicznego przy spełnieniu wymagań ochrony środowiska. http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/definicje.htm5 http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/weg_brunatny.htm

102

surowca osiągnęło 57,7mln t. W 2007 r. nie było eksportu węgla brunatnego, natomiast ok. 11,4

tys. t wyniósł import tego surowca.

Rys. 2 Zasoby i wydobycie węgla brunatnego Polsce w latach 1989-2007

Źródło: http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/weg_brunatny.htm

c. Ropa naftowa

W 2007 roku stan bilansowych zasobów wydobywalnych7 ropy naftowej wyniósł 23,1 mln t, z

czego 14,5 mln t stanowiły zasoby przemysłowe. W 2007 r. ze złóż na lądowym obszarze kraju

oraz z polskiej strefy ekonomicznej Bałtyku wydobyto 700,5 tys. t ropy naftowej. To tylko w

nikłym stopniu zaspokoiło potrzeby kraju. W 2007 r. Polska importowała 20,7 mln t ropy

naftowej i 7,8 mln t produktów naftowych8.

d. Gaz ziemny

W 2007 r. stan wydobywalnych zasobów gazu ziemnego wyniósł 138 822 mln m3, z czego

73 578,8 mln m3 stanowiły zasoby przemysłowe. W 2007 r. wydobyto w Polsce 5 183,5 mln m3

gazu ziemnego. W 2007 r. krajowa produkcja gazu pokryła około 40%9 krajowego

zapotrzebowania. Niedobór został uzupełniony importem.

1.2. Energia odnawialna

W 2006 r. w Polsce 6,5% ogólnej ilości energii pierwotnej pozyskano ze źródeł odnawialnych.

Największą pozycję bilansu energii odnawialnej stanowiła energia biomasy stałej, której udział

6 Największe i najważniejsze złoże węgla brunatnego, z którego pochodzi ok. 54 % krajowego wydobycia, występuje w Bełchatowie. Pozostałą część krajowego zapotrzebowania na węgiel pokrywa wydobycie ze złoża Turów i złóż rejonu konińskiego: Pątnów i Adamów. 7 Zasoby wydobywalne - część geologicznych zasobów bilansowych dla ropy naftowej i gazu ziemnego, przewidywanych do ewentualnego wydobycia przy zastosowaniu aktualnej techniki wydobywczej. http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/definicje.htm8 http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/ropa.htm9 http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/gaz_ziemny.htm

103

w pozyskaniu wszystkich nośników energii odnawialnej wyniósł 91,3%. Kolejnymi pod

względem udziału w produkcji energii pierwotnej z OZE pozycjami były: energia wody (3,5%),

biopaliwa ciekłe (3,3%), biogaz (1,2%), wiatr (0,4%) i energia geotermalna (0,3%).10

Z kolei udział biopaliw w rynku paliw transportowych wyniósł w 2006 r. 0,92%.11 Z szacunków

Urzędu Regulacji Energetyki (URE) wynika jednak, że już w pierwszym półroczu 2008 r.

wykorzystanie biopaliw w transporcie wzrosło do ponad 3%.12

1.3. Struktura wytwarzania energii elektrycznej

Dominującym paliwem, z którego wytwarzana jest energia elektryczna w Polsce, jest węgiel: aż

ok. 92% energii elektrycznej pochodzi ze spalania tego surowca. Z kolei energia elektryczna

wytworzona w 2006 r. z odnawialnych nośników energii stanowiła 3,2% krajowego zużycia

energii elektrycznej. Aż 47,4% energii elektrycznej wytworzonej z OZE pochodziło z elektrowni

wodnych, a 43% z biomasy, z czego 90,3% pochodziło ze współspalania z innymi paliwami.

5,9% energii elektrycznej z OZE pochodziło z elektrowni z wiatrowych a 3,7% z biogazu.13

1.4. Wybrane wskaźniki dotyczące Polski na tle Unii Europejskiej

a. Uzależnienie od importu nośników energii

Dzięki bogatym zasobom węgla, Polska była po Danii i Wielkiej Brytanii najmniej

uzależnionym od importu nośników energii członkiem Unii Europejskiej w 2005 r.: sprowadzała

wtedy z zagranicy jedynie 18% surowców, podczas gdy unijna średnia wynosi 52,3 %14.

b. Struktura produkcji energii pierwotnej

W 2005 r. 78% energii pierwotnej w Polsce pochodziło z węgla kamiennego i brunatnego

(odpowiednio 72% i 16%), 6% ze źródeł odnawialnych, 5% z gazu i 1% z ropy naftowej.15

Średnia dla Unii Europejskiej wynosiła: 29% energii pierwotnej z elektrowni jądrowych, 22% z

węgla, 21% z gazu, 15% z ropy naftowej, 13% z OZE.

10 “Energia ze źródeł odnawialnych w 2006 r.”, Główny Urząd Statystyczny, Warszawa 2007, str. 22 11 A. Kupczyk, „Stan aktualny i perspektywy wykorzystania biopaliw transportowych w Polsce na tle UE. Cz. IV Aktualne uwarunkowania i wykorzystanie biopaliw transportowych w Polsce. Biopaliwa II generacji.”, w „Energetyka”, luty 2008, str. 151 12 K. Polak, „Sprzedaż biodiesla w górę”, „Gazeta Prawna”, 27.10.2008, http://biznes.gazetaprawna.pl/artykuly/92102,sprzedaz_biodiesla_w_gore.html13 “Energia ze źródeł odnawialnych w 2006 r.”, Główny Urząd Statystyczny, Warszawa 2007, str. 35 14 Energy, transport and environment indicators, EUROSTAT Pocketbooks, 2007 edition, str. 20 15 Ibidem, str. 30

104

c. Struktura wytwarzania energii elektrycznej

W Polsce ponad 90% energii elektrycznej wytwarzane jest z węgla kamiennego i brunatnego.

Podobną strukturą wytwarzania elektryczności charakteryzuje się jedynie Estonia. W innych

państwach, w których dominuje wytwarzanie energii elektrycznej z węgla, udział tego surowca

jest już zdecydowanie niższy, a średnia dla unijnej dwudziestki siódemki wynosi 30%.

Rys. 3. Nawęglenie energetyk europejskich

Źródło: K. Żmijewski, „Jaki model konkurencji w sektorze elektroenergetycznym?”, prezentacja z IV Międzynarodowej Konferencji NEUF „Nowa Energia – User Friendly”, 6.06.2008, Warszawa

d. Energochłonność polskiej gospodarki

W 2005 r. Polska była na ósmym miejscu od końca16 pod względem energochłonności

gospodarki w Unii Europejskiej. Energochłonność Polski kształtowała się wówczas na poziomie

58517 kgoe/1000 , podczas gdy średnia dla unijnej 27-ki wynosiła 208 kgoe/1000.

e. Emisja dwutlenku węgla

W 2005 r. Polska była szóstym największym emitentem gazów cieplarnianych w Unii

Europejskiej po Niemcach, Wielkiej Brytanii, Włochach, Francji oraz Hiszpanii18 i wyemitowała

399 mln t CO2 eq. Z kolei w odniesieniu do emisji na osobę Polska zajmuje czternaste miejsce:

średnio per capita w 2005 r. przypadało na polskiego obywatela 10,5 t wyemitowanych gazów

cieplarnianych, co jest równe średniej dla UE-27.

16 Większą energochłonność wykazują gospodarki: Rumunii, Bułgarii, Estonii, Litwy, Słowacji, Czech i Łotwy. 17 Energy, transport and environment indicators, EUROSTAT Pocketbooks, 2007 edition, str. 28 18 Ibidem, str. 138-143

105

1.5. Najważniejsze problemy polskiego sektora energetycznego

W lutym 2008 r. dyrektorzy i prezesi największych przedsiębiorstw sektora energetycznego w

Polsce19 opublikowali opracowanie pt. „Najważniejsze zagadnienia funkcjonowania sektora

elektroenergetycznego w Polsce”, w którym dokonali diagnozy stanu polskiej elektroenergetyki i

wskazali najważniejsze działania naprawcze. Według ich oceny w polskiej elektroenergetyce od

kilku lat występują zagrożenia świadczące o narastającym kryzysie. Należą do nich: okresowy

spadek operacyjnych rezerw mocy poniżej dopuszczalnych poziomów; problemy z utrzymaniem

płynności finansowej wielu firm spowodowane różnicą między przychodami limitowanymi

taryfami regulowanymi przez Urząd Regulacji Energetyki a wydatkami na zakup energii

elektrycznej i usług po cenach rynkowych. Zagrożenia te zwiększa radykalne zmniejszenie przez

Komisję Europejską limitu uprawnień do emisji CO2 dla Polski.20 Z drugiej jednak strony,

akcesja Polski do Unii Europejskiej umożliwiła przyspieszenie rozwoju gospodarczego, co

pociąga za sobą wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną. Niestety, te zagrożenie nie są

odzwierciedlone w postaci pozytywnych sygnałów ekonomicznych inicjujących konieczne

inwestycje, bowiem energetyka podlega w Polsce nadmiernej regulacji.

Podstawowe problemy funkcjonowania energetyki w Polsce zostaną omówione poniżej.

a. Starzejące się urządzenia wytwórcze w energetyce, ryzyko deficytu energii elektrycznej

Łączna moc zainstalowana elektrowni i elektrociepłowni w Polsce przekracza 35 tys. MWe,

jednak znaczna część mocy w systemie jest już mocno wyeksploatowana: większość pracujących

obecnie urządzeń pochodzi z dwudziestolecia 1966-1985, a od początku lat 90-tych oddano do

użytkowania jedynie 7 tys. MW nowych mocy. Wejście w życie pakietu energetyczno-

klimatycznego oznaczałoby wycofanie z eksploatacji ok. 70% bloków pracujących obecnie w

Polsce. Wiele z nich w ostatnich latach zostało zmodernizowane głównie dzięki Kontraktom

Długoterminowym21, a w przypadku konieczności ich odstawienia z powodu ograniczeń

emisyjnych, zainwestowane środki byłyby częściowo zmarnowane.

19 Opracowanie przygotowali: Stefania Kasprzyk (Prezes Zarządu PSE-Operator S.A.), Katarzyna Muszkat (Prezes ZE PAK S.A.), Henryk Majchrzak (Prezes Zarządu BOT Opole S.A.), Kazimierz Szynol (Dyrektor PKE S.A. Elektrowni Łaziska), Jacek Kaczorowski (Prezes Zarządu KWB Bełchatów S.A.), Stanisław Poręba (Dyrektor Departamentu Polityki Energetycznej i Zarządzania Majątkiem BOT GiE S.A.), Hanna Trojanowska (Dyrektor Departamentu Spraw Międzynarodowych i Nowych Technologii PGE S.A.) 20 26 marca 2007 r. Komisja Europejska notyfikowała Polsce decyzję dotyczącą Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji gazów cieplarnianych na lata 2008-2012 (w skrócie KPRU 2) zgłoszonego przez Polskę zgodnie z dyrektywą2003/87/WE. W decyzji KE stwierdziła niezgodność niektórych aspektów KPRU 2 z dyrektywą. Zmniejszyła także limit uprawnień do emisji dla Polski: z 284,6 mln t na 208,5 mln t. 21 Kontrakty Długoterminowe (KDT) zawierane były przez elektrownie z PSE S.A. w latach 1994-1998. Niektóre wygasły już w końcu 2005 r., a najdłuższy wygaśnie dopiero w 2027 r. Celem KDT było sfinansowanie inwestycji w elektrowniach, których niewielkie zyski nie zapewniały zdolności kredytowej. W KDT określono wielkość sprzedaży energii przez elektrownię, wysokość ceny i okres odbioru energii przez PSE. Dzięki tym kontraktom elektrownie zaciągnęły ponad 20 mld zł kredytów. Kontrakty te zostały uznane za niedozwoloną pomoc publiczną sprzeczną z Traktatem Europejskim, stąd 26 lipca 2007 r. została podpisana ustawa rozwiązująca KDT, zgodnie z którą na podstawie dobrowolnych „umów rozwiązujących” do 31 marca 2008 r. KDT mają być zlikwidowane.

106

W ostatnich latach rozpoczęto budowę jedynie 3 dużych bloków o łącznej mocy ok. 1800 MW.22

Przyczyną regresu w energetyce jest brak możliwości inwestycyjnych, który jest wynikiem

głównie niskiej rentowności sektora spowodowanej utrzymywaniem w obrocie regulowanych,

zbyt niskich dla zapewnienia zwrotu z inwestycji, cen energii elektrycznej. Dodatkowym

utrudnieniem są rosnące ceny materiałów i urządzeń wytwórczych oraz usług montażowych i

projektowych, które są wywołane wzrostem zapotrzebowania wynikającym z szybkiego rozwoju

gospodarczego Chin i realizacją programu odbudowy mocy wytwórczych w Europie Zachodniej.

Zgodnie z Programem dla Elektroenergetyki23 co roku powinno powstawać ok. 800 - 1 tys. MW

nowych zdolności wytwórczych tylko w celu odbudowy kończących pracę instalacji. Z ankiety

przeprowadzonej przez Urząd Regulacji Energetyki wynika, że do 2030 r. firmy energetyczne

planują oddanie do eksploatacji prawie 22 tys. MW nowych mocy brutto. Na ich budowę chcą

przeznaczyć 105 mld zł, a na infrastrukturę 30 mld zł. Zapowiadają, że prawie dwie trzecie tych

środków zainwestują do 2015 r.24 Jednak w tym samym czasie wycofane zostanie ponad 15 tys.

MW wyeksploatowanych już bloków. Jak ocenia prezes URE, Mariusz Swora, w latach 2008-

2014 z powodu braku mocy wytwórczych deficyt mocy w Polsce może osiągnąć 6% w stosunku

do zapotrzebowania.25 W tym okresie Polska będzie musiała liczyć na import energii z Ukrainy i

Białorusi, a także z państw Unii Europejskiej.

b. Problemy z utrzymaniem niezawodności systemu elektroenergetycznego w Polsce

8 kwietnia 2008 r. obfite opady śniegu i deszczu spowodowały wyłączenie się czterech linii

najwyższych i wysokich napięć (tzw. blackout), zasilających lewobrzeżną część Szczecina i

kilkunastu linii zlokalizowanych w jego najbliższym rejonie. Prawie całe miasto i okolice (ok.

200 miejscowości) zostały pozbawione energii na wiele godzin: brak prądu dotknął 630 tys.

mieszkańców województwa zachodniopomorskiego. W związku z tym Biuro Bezpieczeństwa

Narodowego przygotowało opracowanie dotyczące bezpieczeństwa energetycznego kraju.26 Z

raportu wynika, że infrastruktura Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) jest

przestarzała i niedoinwestowania: 99% linii 220 kV i 79% linii 400kV ma ponad 20 lat.

Inwestycje w sieci przesyłowe są konieczne. Jednakże zagrożeniem dla ich realizacji są bariery

prawne: obowiązujące procedury administracyjne27 wydłużają perspektywę realizacji inwestycji

22 Blok 460 MW w Elektrowni Łagisza w Będzinie (inwestycja zostanie oddana do użytku pod koniec I kwartału 2009 r.); blok 833 MW w Elektrowni Bełchatów (planowany rok oddania do użytku to 2010), blok 464 MW w Elektrowni Pątnów (uruchomiony w lutym 2008 r.). 23 Program dla Elektroenergetyki, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa, 26 marca 2006 r. 24 Inwestycje planują m.in. Energa (1 tys. MW), Vattenfall (480 MW), Electrabel (1,26 tys.), RWE (800 MW), Edf (900-1 tys. MW), Enea (800 MW), PGE i Tauron Polska Energia (2-2,5 tys. MW). 25 B. Werpechowska, „Mamy 6 procent energii za mało”, „Puls Biznesu”, 16.09.2008, www.pb.pl26 „Raport dotyczący bezpieczeństwa sieci przesyłowych energii elektrycznej w Polsce”, Biuro Bezpieczeństwa Narodowego, Warszawa, 9 maja 2008 r. 27 Szczególnie mowa tu o regulacjach zawartych w ustawie o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym, prawie budowlanym, prawie ochrony środowiska, które uniemożliwiają skuteczną realizację inwestycji liniowych o znaczeniu

107

liniowej do kilkunastu lat. Poza tym, problemem jest fakt kolizji wielu inwestycji

infrastrukturalnych z obszarami specjalnej ochrony ptaków i specjalnymi obszarami ochrony

siedlisk chronionymi w ramach sieci Natura 2000: aby zrealizować przedsięwzięcie mogące

znacząco oddziaływać na środowisko na tych obszarach lub w ich bezpośrednim sąsiedztwie, a

takim przedsięwzięciem jest m.in. budowa napowietrznej linii wysokiego napięcia, należy

wykazać, że nie pogorszy ono w istotny sposób stanu siedlisk i nie wpłynie negatywnie na

gatunki, dla których obszar ochrony został wyznaczony. Dodatkowo, kwestią sporną jest

nierozstrzygnięty problem tzw. Shadow List, tj. listy obszarów, które powinny być włączone do

sieci Natura 2000 zdaniem organizacji ekologicznych28, czego domaga się od Polski Komisja

Europejska. Ta niepewność odnośnie statusu obszarów z Shadow List może powodować

blokowanie niektórych inwestycji liniowych.

c. Monokultura paliwowa w sektorze wytwarzania, malejące zasoby udostępnione do

eksploatacji i rosnące ceny węgla

Węgiel jest polskim bogactwem narodowym, ale ze względu na konieczność podjęcia działań na

rzecz redukcji emisji gazów cieplarnianych, a także z powodu niedoborów węgla w Polsce,

korzystanie z tego surowca będzie coraz trudniejsze i droższe. Niedobory węgla spowodowane

są głównie niedostateczną ilością udostępnionych do eksploatacji krajowych zasobów tego

surowca, na których uruchomienie potrzebne są duże nakłady finansowe. Jeśli w Polsce nie

zostaną udostępnione nowe złoża węgla brunatnego, to za 15 lat zacznie spadać jego wydobycie,

co będzie oznaczać spadek produkcji energii elektrycznej (z węgla brunatnego produkowane jest

ok. 35% energii elektrycznej w Polsce). Obecne złoża węgla brunatnego powoli się wyczerpują

(w kopalni Adamów wyczerpią się do 2023 r., w kopalni Konin do 2040 r., w kopalni Bełchatów

do 2038 r., w kopalni Turów do 2048 r.). Najlepiej nadającymi się do górniczego

zagospodarowania na dużą skalę są uznawane za jedne z największych na świecie złoża węgla

brunatnego w rejonie Legnicy o zasobach około 15 mld t (ok. 8% światowych zasobów węgla

brunatnego) oraz Gubina o zasobach około 4,5 mld t. Są one kilkukrotnie większe niż łączne

dotychczasowe wydobycie w czynnych kopalniach węgla brunatnego w Polsce, w dodatku

ponadlokalnym. Dla uzyskania prawa do dysponowania terenem konieczne jest uzyskanie zgodny ze strony setek, a częściej tysięcy właścicieli działek: żądania właścicieli nieruchomości odnośnie wysokości odszkodowań za służebność gruntowądochodzą do milionów złotych (ok. 25-50% kosztów budowy linii przesyłowej), a negocjacje trwają po kilka lat. Dodatkowo konieczne jest uzyskanie pozytywnych decyzji administracyjnych ze strony wójtów, burmistrzów, starostów i wojewodów. Należy także uzyskać pozytywne decyzje administracyjne ze strony Ministerstwa Rolnictwa i Rozwoju Wsi oraz Ministerstwa Środowiska na przekwalifikowanie gruntów rolnych i leśnych. Dodatkowo należy przeprowadzić uzgodnienia z właścicielami obiektów zbliżonych i skrzyżowanych, m.in. Generalną Dyrekcją Dróg Krajowych i Autostrad, Zarządami Dróg Wojewódzkich i Powiatowych, Polskimi Liniami Kolejowymi S.A., Zarządami Gospodarki Wodnej, Regionalnymi Dyrekcjami Lasów Państwowych, Dyrekcjami Parków Narodowych. 28 M.in. WWF, Salamandra, Klub Przyrodników.

108

wartość opałowa tego węgla jest o 20% wyższa niż węgla z Bełchatowa.29,30 Problem jednak

polega na tym, że w ostatnich latach znacznie rozrosły się tam wsie i być może nawet kilka

tysięcy osób musiałoby zostać przesiedlone. Poza tym, kilkanaście hektarów tego obszaru

zostało objęte programem Natura 2000. Jakby tego było mało, przez środek złóż wytyczono

drogę krajową S3 Lubawka – Szczecin, która zablokuje do nich dostęp: odcinek jest w fazie

końcowego projektowania.31

Innym zapalnym miejscem są Tomisławice: Kopalnia Węgla Brunatnego "Konin" planuje

uruchomienie tam nowej odkrywki, która niestety będzie położona niedaleko jeziora Gopło, tuż

przy granicy nadgoplańskiego parku należącego do sieci Natura 2000, co zdaniem niektórych

naukowców może spowodować katastrofę ekologiczną o rozmiarach o wiele większych niż

zagrożenie doliny Rospudy. Już teraz projekt budowy nowej odkrywki wywołuje protesty

społeczne.32,33

Jak ocenił wicepremier i minister gospodarki Waldemar Pawlak, w Polsce doszło do

„paranoicznej sytuacji braku węgla”: Polska zaciągała kredyty na zmniejszenie produkcji węgla,

a teraz z powodu zamknięcia wielu kopalń nie ma możliwości wytworzenia wystarczającej ilości

surowców energetycznych. Tę sytuację należy szybko zmienić. Jednakże, poza możliwymi

konfliktami społecznymi związanym z udostępnianiem nowych złóż węgla, problemem będzie

brak funduszy na inwestycje w górnictwie: we wrześniu 2008 r. Ministerstwo Finansów

odmówiło budżetowego wsparcia inwestycji początkowych w górnictwie. Unia Europejska

dopuszcza taką pomoc publiczną w przypadku inwestycji umożliwiających eksploatację nowych

złóż, pod warunkiem przedstawienia planów operacyjnych i finansowych. Kopalnie jednak

takich planów nie zaprezentowały Ministerstwu Finansów.34,35

Problemem jest także rosnący udział kosztów transportu w cenie węgla dla odbiorców

położonych z dala od kopalń: sięga on nawet 30%. Ponadto, istnieje ryzyko wystąpienia

zakłóceń w dostawach węgla ze względu na brak dostatecznej ilości taboru kolejowego: w

okresie jesienno-zimowym popyt na usługi przewozowe zazwyczaj przewyższa możliwości

przewoźników, co powoduje załamanie harmonogramów realizacji przewozów.

Zagrożeniem dla elektroenergetyki są również wysokie wzrosty cen węgla spowodowane m.in.

rosnącymi kosztami wydobycie tego surowca, koniecznością poniesienia kosztów na utrzymanie

29 K. Baca, „Brunatna nadzieja polskiej energetyki”, „Rzeczpospolita”, 21.01.2008, http://www.rp.pl/artykul/85630.html30 ika, „Polska potrzebuje nowych kopalni węgla brunatnego”, „Rzeczpospolita”, 14.01.2008, http://www.rp.pl/artykul/83662.html31 M. Nowaczyk, R. Zasuń, „Spór o węgiel brunatny pod Legnicą”, „Gazeta Wyborcza”, 20.08.2008 http://miasta.gazeta.pl/wroclaw/1,36743,5610992,Spor_o_wegiel_brunatny_pod_Legnica.html32 M. Kaźmierska, „Gopłu grozi zagłada”, 3.10.2008, „Gazeta Wyborcza”, http://wyborcza.pl/1,76842,5005454.html33 M. Kaźmierska, J. Łuczak, „5 tysięcy ludzi broni Gopła”, 22.04.1008, „Gazeta Wyborcza”, http://wyborcza.pl/1,76842,5142315.html34 „Pawlak: MF odmówiło pieniędzy na inwestycje początkowe w górnictwie”, 9.09.2008, www.cire.pl35 „MF: w budżecie 2009 r. nie będzie pieniędzy na inwestycje początkowe w górnictwie”, 9.09.2008, www.cire.pl

109

zdolności wydobywczych czy gwałtowne wzrosty cen węgla na rynkach światowych, co

powoduje, że eksport staje się bardziej opłacalny niż sprzedaż w kraju. W związku z

nieoczekiwanymi wzrostami cen węgla, energetycy postulują zagwarantowanie długofalowych

dostaw paliwa po przewidywalnej cenie na podstawie umów długoterminowych, aby uniknąć

corocznego negocjowania warunków cenowych surowca, w sytuacji, gdy elektrownie mają

niskie zapasy węgla i faktycznie są zmuszone zaakceptować warunki zaproponowane im przez

kopalnie.

d. Brak jasno wytyczonej strategii rozwoju sektora

Zdaniem energetyków cyklicznie opracowywana przez Ministerstwo Gospodarki polityka

energetyczna jest dokumentem o zbyt dużym stopniu ogólności, a polityka państwa w tym

zakresie jest zbyt często zmieniana i niespójna. Poza tym, każda aktualizacja części

prognostycznej polityki, w tym programu działań wykonawczych na okres 4 lat, przekazuje

odmienne sygnały dla sektora energetycznego i konsumentów energii, co świadczy o braku

stałego, zorganizowanego udziału zaplecza naukowo-badawczego przy opracowywaniu tego

dokumentu. Eksperci zarzucają także rządowi, że opracowywane przez niego prognozy są

niespójne i nierzetelne. Ich zdaniem brak wiarygodnych prognoz był jedną z przyczyn bardzo

niskiego przydziału uprawnień do emisji dwutlenku węgla na lata 2008-2012.

Cykl inwestycyjny w energetyce trwa ponad 10 lat: inwestycję należy zaplanować z

odpowiednim wyprzedzeniem, należy zagwarantować jej realizację i poprawną eksploatację tak,

by było możliwe zaciągnięcie i spłacenie kredytów. Niemożliwe jest wybudowanie nowych

mocy w trakcie jednej czy dwóch kadencji parlamentu, a w Polsce nie tylko od kadencji do

kadencji zmienia się polityka energetyczna, ale także wiceministrowie odpowiedzialni za

energetykę i dyrektorzy departamentów związanych z tym sektorem.36

Niektórzy energetycy uważają także, że zbyt duży wpływ na sektor energetyczny ma

Ministerstwo Skarbu, które niejednokrotnie ma więcej do powiedzenia w tej kwestii niż

Ministerstwo Gospodarki: przyczyną tego stanu rzeczy jest fakt, że to resort skarbu decyduje o

składach rad nadzorczych i zarządów przedsiębiorstw energetycznych.37

Problemem są także niestabilne ramy prawne funkcjonowania sektora: ustawa Prawo

Energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r.38, był nowelizowana blisko 40 razy.39

36 Na podst. P. Czechowski, „Polska polityka energetyczna zmienia się od kadencji do kadencji. To doprowadziło do obecnego zagrożenia.” – rozmowy z Jerzym Łaskawcem, członkiem Komitetu Problemów Energetyki przy Prezydium Polskiej Akademii Nauk, prezesem Zarządu Południowo-Zachodniej Grupy Energetycznej Sp. z o.o., „Konkrety..Pl”, 18/2008, 30 kwietnia 2008 37 W. Szwargun, „Energetyka – tykająca bomba. Zawiniło niewielu, zapłacą wszyscy.” – rozmowa z Klemensem Ścierskim, politykiem, inżynierem, byłym ministrem przemysłu i handlu, wynalazcą, autorem ponad 50 patentów technologicznych. 38 Dz. U. 2006 nr 89 poz. 625 ze zm. 39 Akty zmieniające: http://isip.sejm.gov.pl/servlet/Search?todo=related&id=WDU19970540348&type=12

110

e. Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych

W decyzji z 26 marca 2007 r.40 Komisja Europejska stwierdziła niezgodność niektórych

aspektów przedłożonego jej przez Polskę Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji na

lata 2008-2012 (KPRU 2)41 z kryteriami 1, 2, 3, 5, 6, 10 i 12 załącznika nr III do dyrektywy

2003/87/WE i zmniejszyła Polsce limit uprawnień do emisji z 284,6 mln t do 208,5 mln t. W

celu ustalenia całkowitej ilości uprawnień Komisja pomnożyła pochodzące z 2005 r dane dot.

emisji z instalacji objętych systemem wspólnotowym przez dwa współczynniki: prognozowany

wzrost PKB oraz stopień obniżenia emisyjności dwutlenku węgla między 2005 a 2010 r.

Dokonując tych obliczeń, Komisja oparła się na przesłanych przez Polskę w dokumencie z 29

grudnia 2006 r. danych, które wskazywały, że w 2005 r. rzeczywiste emisje gazów

cieplarnianych wyniosły w Polsce 203,06 mln t. Komisja nie uwzględniła natomiast danych z lat

wcześniejszych w celu obliczenia średniej emisji kilkuletniej, czego domagała się Polska,

ponieważ uznała je za niezweryfikowane, niespójne i nie wykluczyła możliwości, że zawyżają

rzeczywiste emisje. Ponadto KE wyraziła w decyzji stanowisko, zgodnie z którym przeniesienie

niewykorzystanych przez przedsiębiorstwa uprawnień z okresu 2005-2007 na lata 2008-2012

byłoby możliwe jedynie pod warunkiem odjęcia ich równoważnej ilości od całkowitej ilości

uprawnień przyznanej w drugim okresie.

Niedobór uprawnień do emisji w latach 2008-2012 spowoduje w Polsce wzrost kosztów

wytwarzana energii elektrycznej, dalsze ograniczenia możliwości finansowania inwestycji, nie

można także niestety wykluczyć konieczności redukcji ilości wytwarzanej energii.

W związku z tym, strona polska zdecydowała się wnieść do Sądu Pierwszej Instancji Wspólnot

Europejskich skargę na podst. art. 230 TWE o stwierdzenie nieważności w całości lub części

decyzji KE. W uzasadnieniu złożenia przez Polskę skargi, Ministerstwo Środowiska szacuje, że

na brakujące uprawnienia wszyscy uczestnicy systemu handlu uprawnieniami do emisji w Polsce

musieliby wydać ok. 1,5 mld , przy założeniu ceny uprawnienia na poziomie 20, co jest

najniższą z prognozowanych cen rynkowych w okresie 2008-2012.

Niektóre z zarzutów stawianych decyzji KE przez Rząd RP są następujące:

� zarzut naruszenia przez Komisję art. 9 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE poprzez podjęcie

przez Komisję decyzji po upływie trzymiesięcznego terminu na odrzucenie KPRU 2 w

całości lub jakiegokolwiek jego aspektu;

40 K (2007) 1295 wersja ostateczna 41 Polska zgłosiła KPRU pismem z dn. 30 czerwca 2006 r. zarejestrowanym przez Komisję 6 lipca 2006 r. W odpowiedzi na pytania Komisji, w celu uzupełnienia zgłoszonego planu, Polska przedłożyła dodatkowe informacje w piśmie z dn. 29 grudnia 2006 r. zarejestrowanym 8 stycznia 2007 r. oraz piśmie z 9 stycznia 2007 r. zarejestrowanym 23 stycznia 2007 r.

111

� zarzut naruszenia art. 9 ust. 1 ww. dyrektywy poprzez niedokonanie przez Komisję

oceny, bez stosownego uzasadnienia, danych przedłożonych przez Polskę i zastąpienia

analizy tych danych analizą własnych danych;

� zarzut naruszenia przez Komisję kryterium 1 Załącznika III do ww. dyrektywy

polegającego na nieuwzględnieniu m.in. faktu, że Polska osiąga swój cel redukcyjny

wynikający z Protokołu z Kioto, a KE nie może żądać zwiększenia zobowiązań

podjętych przez Polskę w ramach tej umowy międzynarodowej;

� zarzut naruszenia przez Komisję kryterium 2 Załącznika III do ww. dyrektywy,

polegającego na nieuwzględnieniu m.in. faktu, że Polska nie jest częścią umowy o

działaniach wspólnych na mocy decyzji 2002/358/WE oraz art. 4 Protokołu z Kioto;

� zarzut naruszenia przez KE kryterium 3 Załącznika III do ww. dyrektywy polegającego

na analizie danych zgromadzonych w modelu ekonomicznym PRIMES zamiast danych z

polskiego KPRU 2, przy m.in. błędnym założeniu w postaci nieaktualnych prognoz

wzrostu PKB.

1.6. Propozycje działań dla zapewnienia niezbędnej gospodarce ilości energii elektrycznej

Autorzy opracowania „Najważniejsze zagadnienia funkcjonowania sektora

elektroenergetycznego w Polsce” postulują w nim szereg działań, które maja przyczynić się do

zapewnienia niezbędnej dla gospodarki ilości energii elektrycznej.

a. Stworzenie elektrowniom warunków dla odbudowy wyeksploatowanych mocy

wytwórczych

Zdaniem energetyków Rada Ministrów powinna w trybie pilnym przygotować odpowiednie

regulacje, które umożliwi ą ogłoszenie przetargów na nowe moce i uzgodnić z Komisją

Europejską warunki wsparcia inwestorów z wykorzystaniem pomocy publicznej. Ponadto,

postulują oni poluzowanie gorsetu regulacyjnego rynku energii elektrycznej: ich zdaniem

zweryfikowana powinna być polityka URE w zakresie taryfowania cen energii elektrycznej i

ciepła tak, aby ceny pokrywały wszystkie uzasadnione koszty i zapewniały zwrot z inwestycji.

Poza tym, powinny zostać wprowadzone ułatwienia proceduralno-prawne dla budowy linii

wysokich napięć, a elektrownie należałoby ustawowo zakwalifikować do grupy obiektów

użyteczności publicznej, co zwiększyłoby możliwość pozyskania gruntów pod budowę nowych

obiektów. Potrzebne jest także skuteczniejsze negocjowanie prawa w ramach Unii Europejskiej,

tak, aby przyjęte rozwiązania prawne godziły potrzebę ochrony środowiska z rachunkiem

ekonomicznym, a w razie fiaska negocjacji należy występować o derogacje, które umożliwi ą

112

wyeksploatowanie urządzeń wytwórczych, dla których już nie jest opłacalne budowanie nowych

instalacji.

b. Stworzenie stabilnych ram prawnych funkcjonowania energetyki i systemowego

podejścia do opracowywania polityki energetycznej państwa

W związku z tym, że prawo energetyczne po wielu nowelizacjach jest niespójne, eksperci

proponują opracowanie nowego prawa energetycznego, bądź nawet bardziej szczegółowej

ustawy: prawa elektroenergetycznego. Ponadto, z racji rosnących wymogów ekologicznych w

stosunku do elektroenergetyki, należy ich zdaniem ściślej powiązać ustawy energetyczne i

środowiskowe oraz uporządkować akty wykonawcze do nich.

Konieczne jest także systemowe podejście do polityki energetycznej i ciągłe aktualizowanie baz

danych oraz opracowywanie scenariuszy i analiz rozwoju branży energetycznej na potrzeby

zespołów negocjujących z Komisją Europejską nowe rozwiązania prawne oraz w celu rzetelnego

planowania rozwoju energetyki w Polsce.

c. Podjęcie działań na rzecz budowy energetyki jądrowej

Autorzy raportu stwierdzają, że należy podjąć kroki w celu zbudowania elektrowni atomowej w

Polsce. Aby zrealizowanie tak kontrowersyjnej, czasochłonnej i trudnej inwestycji było możliwe,

proponują oni podjęcie następujących działań:

� wypracowanie prawnych i organizacyjnych warunków rozwoju energetyki atomowej, w

tym powołanie pełnomocnika ds. budowy elektrowni atomowej, umocowanego możliwie

najwyżej w strukturze administracji państwowej; stworzenie jednoznacznego, spójnego i

kompletnego systemu przepisów umożliwiających budowę elektrowni atomowej42 oraz

niezwłoczne uruchomienie kampanii informacyjnej, edukacji społecznej oraz dialogu ze

społeczeństwem.

� prace przedinwestycyjne po podjęciu decyzji o budowie w Polsce pierwszej elektrowni

atomowej powinny obejmować weryfikację i dostosowanie instytucji państwowych pracujących

na rzecz przygotowania i budowy elektrowni atomowej, a w dalszej perspektywie także jej

eksploatacji i likwidacji; wykształcenie kadr dla energetyki atomowej; wybór i uzgodnienie

lokalizacji, co będzie bardzo czasochłonnym procesem; przygotowanie rzetelnej oceny

oddziaływania elektrowni na środowisko;

� rozwój krajowej infrastruktury technicznej pracującej na rzecz energetyki atomowej

(przemysłu, sieci przesyłowych, systemu gospodarowania wypalonym paliwem);

42 Konieczna byłaby nowelizacja m.in. prawa budowlanego, atomowego, środowiska, energetycznego, zamówień publicznych, postępowania administracyjnego, planowania i zagospodarowania przestrzennego.

113

� budowę i uruchomienie elektrowni.

d. Działania na rzecz rozwoju energetyki odnawialnej

W celu przyspieszenia rozwoju energetyki odnawialnej, należy zapewnić stabilne i długofalowe

rozwiązania prawne, regulacyjne i fiskalne, które miałyby doprowadzić do zwiększenia

atrakcyjności i pewności inwestowania w rozwój OZE. Ponadto, cel 15% udziału OZE w

końcowym zużyciu energii powinien zostać po przeprowadzeniu odpowiedniej analizy

przełożony na poszczególne sektory: elektroenergetykę, ciepłownictwo i transport.

e. Promocja wysokosprawnych, czystych technologii wytwarzana energii z węgla

W związku z istnieniem monokultury węglowej w sektorze wytwarzania energii i zaostrzającymi

się wymogami odnośnie emisji gazów cieplarnianych, autorzy raportu proponują rozwiązanie

tego problemu poprzez m.in.:

� szersze wykorzystanie kogeneracji do produkcji ciepła;

� budowę bloków węglowych wykorzystujących instalacje CCS. W tym celu należy m.in.

przeprowadzić i wesprzeć finansowo badania geologiczne dla oszacowania realnego

potencjału podziemnych magazynów dwutlenku węgla w Polsce. Konieczna będzie także

nowelizacja m.in. prawa geologicznego i górniczego oraz prawa ochrony środowiska.

� Zmniejszenie jednostkowej energo- i elektrochłonności gospodarki. W tym celu powinno

się realizować programy wspomagające użytkowników i producentów, którzy wdrażają

energooszczędne rozwiązania; wprowadzić system białych certyfikatów oraz przenieść

na odbiorców końcowych wszystkie składniki kosztów energii elektrycznej (w tym

koszty uprawnień do emisji), co miałoby zmotywować obywateli do oszczędzania

energii.

2. Pakiet energetyczno-klimatyczny z polskiej perspektywy

Najważniejsze dla Polski elementy pakietu energetyczno-klimatycznego z 23 stycznia 2008 r. to:

� zmiana dyrektywy 2003/87/WE ustanawiającej system handlu uprawnieniami do emisji,

w tym ustanowienie jednego unijnego limitu emisji gazów cieplarnianych zamiast 27

krajowych planów rozdziału uprawnień do emisji oraz wprowadzenie od 2013 r.

obowiązku zakupu przez elektrownie zawodowe 100 % uprawnień do emisji na aukcjach

otwartych dla wszystkich państw członkowskich, z których dochody zasilą budżety

krajowe;

� wprowadzenie limitu emisji gazów cieplarnianych poza systemem handlu uprawnieniami

do emisji na poziomie 114% emisji gazów cieplarnianych z 2005 r.;

114

� obowiązek uzyskania przez Polskę do 2020 r. produkcji energii ze źródeł odnawialnych

na poziomie 15% finalnego zużycia energii, przy założeniu, że udział biopaliw w rynku

paliw transportowych będzie wynosił 10%;

� wprowadzenie do dyrektywy 2001/80/WE w sprawie ograniczenia emisji niektórych

zanieczyszczeń do powietrza z dużych obiektów energetycznego spalania za

pośrednictwem dyrektywy w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla

nowych zapisów nakładających obowiązek dostosowania zakładów spalania o mocy

powyżej 300 MW do stosowania instalacji CCS (tzw. CCS ready).

2.1. Ocena skutków wdrożenia pakietu energetyczno-klimatycznego w Polsce

Na wstępie należy zaznaczyć, że debata publiczna w Polsce poświęcona tej tematyce

prowadzona jest na dość słabym poziomie. Skutki wdrożenia pakietu w Polsce nie zostały

społeczeństwu wyjaśnione, a informacje publikowane w mediach są najczęściej spłycone i

wybiórcze: koncentrują się głównie na przedstawianiu skutku wdrożenia pakietu w postaci

wzrostu cen energii elektrycznej w Polsce (przy czym zakres tego wzrostu zależny jest od grupy

interesu, która te informacje podaje). Ponadto kontrowersje budzi też kwestia ewentualnej

odpowiedzialności władz państwa za obecny kształt pakietu i akceptację poszczególnych etapów

jego przygotowania, czyli przyjęcie konkluzji podczas szczytów Rady Europejskiej w 2007 i

2008 r. Nie da się ukryć faktu, że pakiet wykorzystywany jest w grze politycznej, a

merytoryczna dyskusja jest ograniczona.

Najbardziej kompleksowe opracowanie dot. skutków wdrożenia pakietu energetyczno-

klimatycznego w perspektywie 2030 r. w Polsce przygotowała na zlecenie Polskiego Komitetu

Energii Elektrycznej firma Badania Systemowe „EnergSys” Sp. z o.o., która we wrześniu 2008

r.43 opublikowała raport pod nazwą „Raport 2030. Wpływ proponowanych regulacji unijnych w

zakresie wprowadzenia europejskiej strategii rozwoju energetyki wolnej od emisji CO2 na

bezpieczeństwo energetyczne Polski, a w szczególności możliwości odbudowy mocy

wytwórczych wykorzystujących paliwa kopalne oraz poziom cen energii elektrycznej”.

Raport główny44 obejmujący ok. 300 str. został podzielony na dwie części: „Uwarunkowania

rozwoju energetyki krajowej, scenariusze makroekonomiczne i prognozy popytu na energię do

roku 2030” oraz „Ocena skutków wdrożenia pakietu energetyczno-klimatycznego dla Polski w

okresie do roku 2030”.

43 W czerwcu 2008 r. ukazała się synteza tego raportu. 44 Do raportu głównego dołączono sześć załączników. Dodatkowo zostały opracowane raporty cząstkowe: „Analiza perspektyw rozwoju węglowych technologii zeroemisyjnych”, „Analiza możliwości transportu i magazynowania CO2 w Polsce”, „Potencjał i warunki dostaw gazu do Polski do roku 2030”, „Analiza możliwości rozwoju OZE”, „Efekty zewnętrzne powodowane zmianami klimatu”. Wszystkie raporty są dostępne na: http://www.pkee.pl/Wazne_wydarzenia

115

Autorzy45 w drugiej części raportu zbadali warianty polityki energetyczno-klimatycznej Unii

Europejskiej. W każdym z nich wprowadzali kolejny element wymagany przez Komisję

Europejską, dzięki czemu możliwa była ocena skutków osobno dla każdej z propozycji zawartej

w pakiecie energetyczno-klimatycznym. Badane warianty obliczeniowe to:

� EU_CO2 – założono, że cena uprawnień do emisji będzie się kształtowała zgodnie z

analizami Komisji Europejskiej na poziomie 39 /t; dochody z aukcji zasilą budżet

krajowy, a po 2013 r. przydział uprawnień będzie w 100% odpłatny dla elektroenergetyki,

natomiast dla producentów ciepła będzie w zakresie od 20% w 2013 r. do 100 % w 2020 r.

Z kolei w odniesieniu do OZE założono brak ilościowych wymagań dla ich udziału w

zużyciu energii finalnej: miałyby się one rozwijać do poziomu uzasadnionego wymaganą

redukcją emisji;

� EU_MIX – przyjęto założenia takie jak w poprzednim wariancie plus konieczność

uzyskania 15% udziału produkcji energii finalnej z OZE i 10% udziału biopaliw w zużyciu

paliw transportowych.

Ponadto, dla każdego z wyżej wymienionych wariantów określono dwa warianty kształtowania

się popytu na energię, dzięki czemu możliwe było oszacowanie, czy wdrożenie

proefektywnościowej polityki zaowocuje znacznym zniwelowaniem kosztów realizacji

propozycji Komisji Europejskiej. Te warianty to:

� podstawowy, który zakłada, że nie będą podejmowane szczególne działania na rzecz

poprawy efektywności energetycznej;

� efektywny (E), zakładający, że zostanie wdrożona polityka efektywności energetycznej w

celu uzyskania redukcji zużycia energii w 2020 r. na poziomie 20%.

Ponadto, powyższe scenariusze realizacji unijnej polityki energetyczno-klimatycznej zostały

porównane z dwoma innymi wariantami:

� kontynuacji (BAU – od ang. business as usual – w dosł. tłum. biznes jak zwykle), w

którym założono, że warunki funkcjonowania energetyki będę takie jak pod koniec 2007

r., a uprawnienia do emisji CO2 będę bezpłatne. Ten wariant służył do oceny całości

skutków polityki energetyczno-klimatycznej UE;

� odniesienia (ODN), który zakłada utrzymanie do 2030 r. dotychczasowej polityki Unii

Europejskiej, w tym niezmienionego systemu ETS z ceną uprawnień na poziomie 20/t.

Ten wariant służył do porównania skutków wprowadzenia nowych elementów polityki

energetyczno-klimatycznej UE w stosunku do wcześniejszych wymagań.

45 Zespół autorski tworzą: kierownik zespołu, Bolesław Jankowski, Zygmunt Parczewski, Marek Niemyski, Adam Umer, Sławomir Senczek i Igor Tatarewicz z EnergSys.

116

Na podstawie analiz obliczeniowych dla wyżej opisanych scenariuszy, określone zostały

ilościowe skutki wdrożenia w Polsce pakietu energetyczno-klimatycznego w trzech obszarach:

� dla elektroenergetyki krajowej;

� dla polskiej gospodarki;

� dla gospodarstw domowych.

Autorzy raportu dokonali również jakościowej oceny skutków wdrożenia w Polsce pakietu

energetyczno-klimatycznego. Ocena skutków zostanie przedstawiona poniżej.

a. Skutki dla elektroenergetyki krajowej46

W tym obszarze autorzy raportu zbadali wpływ wdrożenia pakietu m.in. na emisję dwutlenku

węgla i koszty jej redukcji, zużycie energii pierwotnej, strukturę mocy, technologie wytwarzania

energii elektrycznej i nakłady inwestycyjne.

Wg obliczeń w scenariuszu BAU emisje dwutlenku węgla z energetyki wzrosłyby z ok. 309 mln

t w 2005 r. do 424 mln t w 2030 r. Wdrożenie wszystkich propozycji pakietu spowodowałoby

zahamowanie wzrostu emisji: osiągnęłyby one poziom 330 mln t w 2015 r. i 15 mln t mniej w

2025 i 2030 r. Z kolei podjęcie działań na rzecz efektywności energetycznej spowodowałoby

spadek emisji do 200-260 mln t w dekadzie 2020-2030. Z analiz wynika, że najbardziej do

redukcji emisji przyczyniłoby się wypełnienie obowiązkowego udziału dla OZE.

Należy także zaznaczyć, że redukcje emisji porównywalne do tych osiągniętych dzięki

nowelizacji dyrektywy ustanawiającej handel emisjami ( scenariusz EU_CO2) można by uzyskać

przez realizowanie aktywnej polityki efektywności energetycznej w celu osiągnięcia 20%

zmniejszenia zużycia energii w scenariuszu kontynuacji (BAU_E): dla obu wariantów emisje po

2020 r. osiągnęłyby poziom 350 mln t rocznie.

Zmniejszenie emisji CO2 wymaga poniesienia kosztów na wprowadzenie technologii o

obniżonych emisjach jednostkowych lub zastosowania droższych paliw o niższych wskaźnikach

emisji. Analizy wskazują, że wdrażanie kolejnych elementów unijnego pakietu spowodowałoby

wzrost jednostkowego kosztu działań podejmowanych na rzecz redukcji emisji. Koszty te

wyniosłyby średnio 48 zł/t w całym okresie do 2030 r. dla obecnego systemu handlu emisjami

(ODN); 135 zł/t, gdy cena uprawnień do emisji osiągnęłaby poziom 39; natomiast koszt

jednostkowy redukcji emisji związany z realizacją celów dla OZE równałby się ok. 263 zł. Dla

całego pakietu energetycznego średnie koszty jednostkowe osiągnęłyby poziom 220 zł/t, a

prowadzenie aktywnej polityki efektywności energetycznej spowodowałoby ich obniżenie o ok.

10%.

46RAPORT 2030, cz. II, „Ocena skutków wdrożenia pakietu energetyczno-klimatycznego dla Polski w okresie do 2030 r.”, wersja z 30.09.2008, Warszawa, str. 16-51

117

Z kolei łączne bezpośrednie koszty wdrożenia pakietu energetyczno-klimatycznego w Polsce

związane ze wzrostem ceny uprawnień do poziomu 39 i rozwojem OZE (mowa tu o kosztach

redukcji emisji, bez uwzględniania ceny zakupu uprawnień do emisji) wyniosłyby 2 mld zł

rocznie w 2015 r. i wzrosłyby do 8-12 mld zł rocznie od roku 2020 (różnica kosztów pomiędzy

scenariuszem EU_MIX a scenariuszem ODN).

W stosunku do zużycia energii pierwotnej, analizy wskazują, że po wdrożeniu wszystkich

elementów pakietu (EU_MIX) znacznie zmieniłaby się jego struktura: zmalałby udział węgla (w

scenariuszu efektywnym spadek ten byłby większy niż w podstawowym), wzrosłaby produkcja

energii z OZE pod warunkiem silnego stymulowania ich rozwoju, rozwinęłaby się energetyka

gazowa, a w scenariuszu EU_MIX znaczący udział od 2030 r. miałaby energetyka jądrowa.

W każdym z analizowanych scenariuszy wyznaczono bilanse mocy na lata 2020-2030. W

scenariuszach bez polityki poprawy efektywności energetycznej poziom mocy elektrycznych w

Polsce rósłby w tej dekadzie od 48 do 59 GW w przypadku braku konieczności uzyskania 15%

udziału energii z OZE w zużyciu energii finalnej, podczas gdy przy realizacji tego obowiązku

moce elektryczne rosłyby w zakresie 53-66 GW. Ten wzrost wynika z dominującego w

produkcji energii elektrycznej z OZE udziału elektrowni wiatrowych, które pracują z niskim

wskaźnikiem wykorzystania mocy: ok. 0,16-0,2. Z kolei w odniesieniu do scenariuszy z polityką

efektywności energetycznej, poziom mocy byłby mniejszy, odpowiednio: 43-50 GW i 48-57

GW.

Analizy najbardziej efektywnych technologii zoptymalizowanych dla poszczególnych

scenariuszy wykazały, że we wszystkich wariantach elektrownie jądrowe byłyby opłacalne już

od ceny uprawnień za emisję na poziomie co najmniej 20/t. Przy podobnych założeniach

efektywne ekonomicznie byłyby także elektrownie gazowe, z zastrzeżeniem jednak, że w

dłuższej perspektywie czasowej z powodu rosnących cen gazu i uprawnień do emisji, bardziej

konkurencyjne stałyby się elektrownie jądrowe. Z kolei elektrownie wykorzystujące energię

odnawialną byłyby zdominowane przez elektrownie wiatrowe z powodu ich największego

potencjału rozwoju po wykorzystaniu dostępnego w Polsce potencjału produkcji w

elektrociepłowniach wykorzystujących biogaz lub biomasę stałą.

Analizy dotyczące wysokości nakładów inwestycyjnych na nowe elektrownie wykazały, że

wdrożenie pakietu energetyczno-klimatycznego spowodowałoby wzrost nakładów

inwestycyjnych o ok. 60 mld zł w porównaniu ze scenariuszem odniesienia (odpowiednio 294

mld zł, w tym 112 mld zł na elektrownie OZE w EU_MIX oraz 236 mld zł, w tym 49,4 mld zł na

elektrownie OZE w ODN). Natomiast realizacja pakietu wraz z prowadzeniem polityki

efektywności energetycznej spowodowałaby spadek nakładów inwestycyjnych do 248 mld zł.

118

b. Skutki dla polskiej gospodarki47

Wyniki przeprowadzonej analizy modelowej wskazują, że pełna realizacja pakietu energetyczno-

klimatycznego Unii Europejskiej spowodowałoby średnioroczną utratę PKB w Polsce w

wysokości 0,6% stopy wzrostu rocznie. Jedną z przyczyn tego stanu rzeczy będzie znaczące

obniżenie produkcji z energochłonnych działów przemysłowych, szczególnie tych z których

znaczna część produkcji jest eksportowana. Największy jej spadek odnotowano dla przemysłu

metalurgicznego i chemicznego: pod koniec 2030 r. dla scenariusza EU_CO2 byłaby ona o 20%

niższa niż dla scenariusza BAU, co jednak nie oznacza bezwzględnego obniżenia produkcji w

stosunku do lat wcześniejszych. Z kolei przemysł energetyczny utraciłby w 2015 r. blisko 12%

swojej dynamiki, a po 2025 r. utrzymałby ten poziom straty wobec scenariusza BAU.

Wdrożenie pakietu spowodowałoby także wzrost cen energii i tym samym wzrost inflacji. W

porównaniu ze scenariuszem BAU byłaby ona większa w latach 2011-2020 o 0,2%; w latach

2021-2025 o 0,4%; a w latach 2026-2030 o 0,5%. Nowe regulacje unijne odbiłyby się także

negatywnie na saldzie w obrotach handlowych z zagranicą: o ile w wariancie BAU Polska

uzyska saldo dodatnie, o tyle w wariancie EU_MIX – ujemne. Dodatkowo, wzrost inflacji

spowodowałby wzrost importu i zmniejszenie eksportu. Zmniejszyłby się także popyt finalny na

energię elektryczną i ciepło: od 2015 r. byłby on odpowiednio niższy o 8-10 i 7-13%.

c. Skutki dla gospodarstw domowych48

Analizy wykazały, że z powodu konieczności poniesienia nakładów inwestycyjnych na

dostosowanie elektroenergetyki do rosnącego popytu, potrzeby odbudowy mocy wytwórczych

oraz spełnienia aktualnych wymogów środowiskowych, już w wariancie BAU wzrosłyby

wydatki gospodarstw domowych na energię elektryczną: ze średnio 25,6 zł na osobę na miesiąc

w 2005 r. do 90,4 zł w 2030 r. Mimo wzrostu dochodów ludności o ok. 140%, udział wydatków

na energię elektryczną w budżetach domowych Polaków także się by zwiększył: z 3,7% w 2005

r. do 5,6% w 2030 r., głównie ze względu na wzrost zużycia energii i jej ceny. Cena energii

elektrycznej w tym scenariuszu wzrosłaby z 391 zł/MWh w 2005 r. do 702 zł/MWh w 2030 r., a

jej zużycie z 0,66 MWh/os. do 1,29 MWh/os.

Z kolei realizacja scenariusza EU_MIX spowodowałaby jeszcze większy niż w BAU wzrost

wydatków gospodarstw domowych na energię elektryczną: do 102,6 zł w 2030 r., a ich udział w

budżecie domowym zwiększyłby się do 7,1% (przy czym dla emerytów, rencistów osiągnąłby

7,9%; dla robotników 7,6%; dla gospodarstw domowych pracujących na własny rachunek 6,8%,

47 Ibidem, str. 52-60 48 Ibidem, str. 61-75

119

a dla pozostałych grup: 5,5%). Cena energii w tym scenariuszu wzrosłaby do 872 zł/MWh, a jej

roczne zużycie do 1,18 MWh/os, czyli byłoby mniejsze niż w BAU.

Znaczne zwiększenie udziału podstawowych składników stałych kosztów utrzymania

spowoduje, że pogorszy się sytuacja materialna grup odbiorców wrażliwych społecznie,

szczególnie emerytów, rencistów i robotników. Tę sytuację można by zmienić poprzez: pomoc

społeczną; celowe ulgi podatkowe; zmniejszenie podstawowej stawki podatku dochodowego lub

podniesienie kwoty wolnej od podatku; obniżenie stawki akcyzy na energię elektryczną lub

obniżenie stawki VAT na energię elektryczną i energię cieplną z sieci. Wg obliczeń EnergSys,

przekazanie nawet 50% dochodów z aukcji uprawnień do emisji na złagodzenie skutków

wzrostu cen energii elektrycznej i cieplnej nie zmniejszyłoby znacznie spodziewanego wzrostu

udziału opłat za energię elektryczną w budżecie gospodarstw domowych: zostałby on obniżony

o zaledwie o 0,9 % i osiągnąłby w 2030 r. 6,2%.

d. Ocena jakościowa skutków wdrożenia w Polsce pakietu energetyczno-klimatycznego49

Pakiet energetyczno-klimatyczny wymusi zmiany struktur technologicznych i paliwowych: ta

transformacja będzie dużym wyzwaniem dla krajowej elektroenergetyki. Powodzenie

koniecznych zmian, a więc zwiększenia wykorzystania gazu, budowy elektrowni jądrowych,

wiatrowych, elektrociepłowni na biomasę, a także elektrowni węglowych z instalacjami CCS

będzie uzależnione m.in. od prowadzenia przez polski rząd konkretnej, a przede wszystkim

skutecznej polityki energetycznej. Szczególnie rozwój energetyki jądrowej wymagać będzie

podjęcia natychmiastowych działań ze strony rządu. Z kolei dynamiczny rozkwit energetyki

wiatrowej pociągnie za sobą konieczność wzmocnienia systemu przesyłowego oraz

dostosowania go do współpracy z elektrowniami wiatrowymi, a w szczególności zapewnienia

wysokiego poziomu rezerw mocy, które w razie gwałtownego spadku generacji z elektrowni

wiatrowych mogłyby zostać szybko uruchomione. Wdrożenie pakietu spowoduje także wzrost

ryzyka działalności operacyjnej i inwestycyjnej, które będzie wynikiem niepewności odnośnie

determinacji Unii Europejskiej i poszczególnych rządów krajowych do utrzymania

długookresowej, aktywnej polityki ochrony klimatu i rozwoju odnawialnych źródeł energii.

Rosnące ryzyko będzie także związane ze stosowaniem zeroemisyjnych technologii węglowych

(zwłaszcza instalacji CCS), które są jeszcze w fazie pilotażowej; z niepewnością odnośnie ceny

uprawnień do emisji na aukcjach; brakiem decyzji Komisji Europejskiej odnośnie sektorów, dla

których przydział uprawnień do emisji miałby być darmowy oraz coraz większymi problemami

lokalizacyjnymi nowych obiektów energetycznych (farmy wiatrowe, elektrownie jądrowe,

instalacje CCS, sieci przesyłu skroplonego dwutlenku węgla) wynikającymi m.in. z konfliktów

49 Ibidem, str. 89-93

120

społecznych na tle ich usytuowania. Zagrożeniem będzie także wzrost wytwarzania energii z

biomasy, a szczególnie produkcji biopaliw, co może powodować zakłócenia rynku

żywnościowego i wzrost cen żywności.

Niepodważalnym plusem realizacji pakietu będzie obniżenie emisji dwutlenku węgla. Jednakże,

poza pozytywnymi efektami w postaci zahamowania zmian klimatu, może zwiększyć się presja

na środowisko w innych obszarach: produkcja biomasy może spowodować szersze zastosowanie

sztucznego nawożenia, zmniejszenie udziału gruntów odłogowanych, występowanie

monokultury uprawnej w skali lokalnej; zastosowanie instalacji CCS będzie wiązało się z

koniecznością składowania CO2 w podziemnych zbiornikach wodnych lub transportem

skroplonego gazu rurociągami do Morza Północnego.

W związku z powyższym, niezbędne będzie przygotowanie skutecznych regulacji działalności

energetyki w Polsce, a zwłaszcza mechanizmów zapewniających bezpieczeństwo energetyczne

w przypadku kumulowania się różnego rodzaju ryzyk. Konieczne stanie się także wypracowanie

efektywnych mechanizmów wsparcia dla gospodarstw domowych w sytuacji skokowego

wzrostu cen energii elektrycznej w celu zapobieżenia rozrostowi zjawiska ubóstwa

energetycznego.

Jeśli polityka energetyczna nie sprosta tym wyzwaniom, a firmy z różnych branż energetycznych

nie będą ze sobą współpracować, wówczas może dojść do kumulacji różnych zagrożeń, w tym

wzrostu cen energii, pogorszenia jakości usług oraz bezpieczeństwa dostaw, co może ostatecznie

spowodować, iż rozwój gospodarczy Polski będzie spowolniony, a jej konkurencyjność

obniżona. Te czynniki mogą także negatywnie wpłynąć na opłacalność produkcji w wielu

sektorach w Polsce. Z kolei duże inwestycje w elektrownie wiatrowe spowodują wzrost

zamówień na import urządzeń, zwiększając tym samym ujemne saldo wymiany zagranicznej

Polski.

***

Dla porządku należy zaznaczyć, że wyniki analiz przedstawionych w „Raporcie 2030” są

kwestionowane m.in. przez Instytut Badań nad Gospodarką Rynkową50 i Fundację na Rzecz

Efektywnego Wykorzystania Energii51. Podmioty te jednakże nie przedstawiły własnych,

50 „Ewaluacja Raportu 2030”, Instytut Badań nad Gospodarką Rynkową, Warszawa, listopad 2008 Instytut m.in. uważa, że przedstawione w raporcie skutki wdrożenia pakietu w Polsce są wycinkowe, bowiem nie obejmują m.in. konieczności realizacji celu 10% udziału biopaliw w rynku paliw transportowych i 10% redukcji emisji gazów cieplarnianych w sektorach nie objętych systemem handlu uprawnieniami do emisji. IBnGR uważa też, że popełniono błąd merytoryczny, ponieważ a priori założono wielkość poprawy efektywności energetycznej bez oceny, czy jest to technicznie możliwe i opłacalne ekonomicznie, a cel 15% udziału OZE odniesiono jedynie do elektroenergetyki. Autorzy „Ewaluacji …” stwierdzają także, że w Raporcie 2030 nie zauważono szansy celowego wykorzystania środków z aukcji na stymulowanie dodatkowego wzrostu PKB. 51 S. Pasierb, „Komentarz do Raportu 2030”, Fundacja na Rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii, Konferencja Pakiet Klimatyczny UE: szansa dla innowacji czy zagrożenie dla gospodarki?, Warszawa, 25 września 2008 r. Autor głównie neguje założenia przyjęte w modelu przez EnergSys np. zbyt wysokie zapotrzebowanie na energię czy wzrost produkcji produktów energochłonnych.

121

alternatywnych obliczeń przedstawiających w tak kompleksowy sposób skutki wdrożenia

pakietu w Polsce.

2.2. Działania polskiego rządu podejmowane w sprawie zmiany niektórych zapisów pakietu

energetyczno-klimatycznego

Dyrektywa w sprawie handlu emisjami 2003/87/WE miała pierwotnie na celu przede wszystkim

ułatwić państwom członkowskim wypełnienie ich zobowiązań wynikających z Protokołu z Kioto

w najbardziej efektywny ekonomicznie sposób. Z czasem jednak system ETS stał się

autonomicznym instrumentem unijnej polityki klimatycznej.

Przed wdrożeniem Systemu Handlu Emisjami w Unii Europejskiej, Polska miała znaczącą

nadwyżkę redukcji emisji dwutlenku węgla w stosunku do wymagań Protokołu z Kioto, a

polskie firmy nie musiały być poddawane restrykcyjnej polityce klimatycznej: znajdowały się w

korzystniejszej sytuacji niż firmy z państw unijnej piętnastki. To jednak uległo radykalnej

zmianie: nie można oprzeć się wrażeniu, że UE-15 dąży do przerzucenia części swoich

zobowiązań na nowe państwa członkowskie poprzez podjęcie decyzji o obniżeniu Polsce limitu

emisji w KPRU II. Dodatkowo, wprowadzenie od 2013 r. 100% obowiązku nabywania

uprawnień do emisji dla elektroenergetyki na aukcjach, wyraźnie nie uwzględnia – wbrew temu

co deklarowała Komisja Europejska – różnych punktów startowych i uwarunkowań

poszczególnych państw członkowskich i powoduje, że Polska znajdzie się w niekorzystnej

sytuacji z powodu ponad 90% uzależnienia elektroenergetyki od węgla.

Jednakże, nie można nie dostrzegać faktu, że polska administracja też ponosi część winy za taki

obrót rzeczy. Unijne instytucje sprawnie zarządzają procesem legislacyjnym: od zgłoszenia

inicjatywy nowego prawa, poprzez przeprowadzanie analiz technicznych, formułowanie

alternatyw, ocenę skutków nowej legislacji, konsultacje w gremiach eksperckich z różnych

krajów, konsultacje społeczne na skalę UE, decyzje podejmowane na szczytach Rady

Europejskiej po procedowanie w Parlamencie Europejskim i poszczególnych komisjach

parlamentarnych.

Polski głos w sprawie pakietu, nad którym pracowano już od 2006 r., był przez długi czas

niesłyszalny. Teraz trudno będzie nadrobić utracony czas, bowiem działania polskiej

administracji przypadają na ostatnią fazę, gdzie już niewiele można zmienić. Jest to m.in.

wynikiem tego, że polskiemu rządowi brakowało wizji rozwoju polskiego sektora

energetycznego, brakowało też alternatywnej do proponowanej przez Komisję Europejską wizji

unijnej polityki energetycznej. Ponadto, w Polsce nie są prowadzone systematyczne analizy i

prace o charakterze systemowym poświęcone energetyce, brakuje również całościowego

122

podejścia do projektowania i wdrażania strategii energetyczno-ekologicznej kraju: politykę

energetyczną, klimatyczną i ekologiczną opracowuje się osobno. Z kolei na potrzeby negocjacji

wykonuje się ad hoc pojedyncze analizy cząstkowe, które są mało przydatne w procesie

decyzyjnym i nie zastąpią stałego fachowego wsparcia.

Niemniej jednak, polski rząd podjął na forum unijnym ofensywę w celu przeforsowania

rozwiązania alternatywnego do proponowanego przez Komisję Europejską wprowadzenia

pełnego systemu aukcyjnego w sektorze energetycznym od 2013 r. Początkowo Polska

odpowiadała się za stopniowym wprowadzaniem systemu aukcyjnego, tzn. począwszy od 2013

r. ilość uprawnień dystrybuowanych w ten sposób miałaby rosnąć od 20% do 100% w 2020 r. W

ostatnim okresie Ministerstwo Gospodarki przedstawiło zmodyfikowaną propozycję, mianowicie

połączenie metody benchmarkingowej i częściowego aukcjoningu (metoda wskaźnikowo-

aukcyjna). Rozwiązanie to wypracowało Europejskie Stowarzyszenie Przemysłowych

Odbiorców Energii (ang. International Federation of Industrial Energy Consumers, w skrócie

IFIEC). Zakłada ono, że darmowe uprawnienia do emisji będą przyznawane wytwórcy energii

elektrycznej z węgla kamiennego w ilości równoważnej wskaźnikowi dla elektrowni węglowej o

najniższej emisyjności istniejącej w Unii Europejskiej w 2005 r., obniżanej w każdym kolejnym

roku o 1%. Darmowe uprawniania byłyby przyznawane dopiero po wytworzeniu energii.

Pozostała część uprawnień miałaby być nabywana w drodze aukcji. Te same zasady dotyczyłyby

wytwórców energii elektrycznej z węgla brunatnego, gazu i oleju.

Dzięki zastosowaniu tej metody wytwórcy energii elektrycznej byliby silnie zmotywowani do

podjęcia działań na rzecz redukcji emisji dwutlenku węgla, a zakładany cel ich ograniczenia

dzięki promocji najnowocześniejszych, niskoemisyjnych rozwiązań zostałby również osiągnięty,

nie powodując tak drastycznego wzrostu cen energii elektrycznej: wynikałby on w tym

przypadku jedynie z nakładów inwestycyjnych poniesionych na nowe technologie. Zmniejszona

byłaby także skala zjawiska tzw. carbon leakage dzięki obniżeniu wzrostu cen energii dla

sektorów przemysłowych.

Polska dąży także do tego, aby w swojej propozycji Komisja Europejska określiła tzw. korytarz

cenowy, czyli maksymalne i minimalne ceny za uprawnienie do emisji tony dwutlenku węgla, co

miałoby zapobiec ryzyku spekulacji i sytuacji, gdy np. jakiś podmiot wykupi połowę uprawnień

w całej Unii Europejskiej. Ponadto zapobiegłoby to także znacznemu wzrostowi ceny

uprawnień, który mógłby zagrozić konkurencyjności unijnej gospodarki.

W październiku 2008 r. podczas szczytu europejskiego szefowie państw i rządów zgodzili się, że

porozumienie w sprawie pakietu energetyczno-klimatycznego zapadnie na grudniowym szczycie

Rady Europejskiej. Dzięki temu, jeśli nie zostaną uwzględnione polskie postulaty w sprawie

123

pakietu energetyczno-klimatycznego, Polska będzie mogła do wniosków końcowych ze szczytu

zgłosić weto, bowiem decyzje na szczycie podejmowane są jednomyślnie.

2.3. Stanowisko organizacji ekologicznych w sprawie pakietu energetyczno-klimatycznego

Działające w Polsce ekologiczne organizacje pozarządowe utworzyły Koalicję Klimatyczną52,

która zrzesza m.in.: Greenpeace, Instytut na rzecz Ekorozwoju, Ligę Ochrony Przyrody, Polski

Klub Ekologiczny, WWF, Zielone Mazowsze.

Koalicja Klimatyczna w całości popiera pakiet energetyczno-klimatyczny i domaga się

opracowania kompleksowej koncepcji wdrażania rozwiązań zawartych w pakiecie;

przygotowania programu wykorzystania przez Polskę środków z aukcji uprawnień do emisji;

wdrożenia programu oszczędności energii i krajowego programu szerokiego wsparcia

wytwórców urządzeń i producentów energii odnawialnej.53 Zdaniem Koalicji pakiet to szansa na

modernizację i innowacyjność w gospodarce, w instytucjach publicznych oraz gospodarstwach

domowych. Koalicja uważa także, że rozwój energetyki jądrowej w Polsce jest ekonomicznie i

ekologicznie, a także z punktu widzenia bezpieczeństwa nie do przyjęcia.

***

Przedstawiona powyżej sytuacja energetyczna Polski oraz skutki wdrożenia pakietu

energetyczno-klimatycznego pokazują ogrom wyzwań, z jakimi musi się zmierzyć polska

energetyka. Kluczem do powodzenia, co przebija z wyżej opisanych uwarunkowań, będzie

prowadzenie przez polski rząd aktywnej i skutecznej polityki energetycznej w najbliższych

dziesięcioleciach.

W tej sytuacji pojawia się pytanie: czy opracowany przez Ministerstwo Gospodarki dokument

„Polityka energetyczna Polski do 2030 r.”, na razie jeszcze w formie projektu, będzie

efektywnym narzędziem koordynacji procesów w polskiej energetyce w celu utrzymania

bezpieczeństwa energetycznego i rozwoju społeczno-gospodarczego Polski w przyszłości?

52 Koalicja Klimatyczna jest porozumieniem organizacji pozarządowych zainteresowanych działaniami na rzecz ochrony globalnego klimatu. Została utworzona 22 czerwca 2002 roku, podczas konferencji „Zatrzymać globalne ocieplenie” w Kazimierzu Dolnym. www.koalicjaklimatyczna.org53 Stanowisko Koalicji Klimatycznej w sprawie przygotowań do COP 14 w Poznaniu i negocjacji Pakietu energetyczno-klimatycznego UE, lipiec 2008 http://www.koalicjaklimatyczna.org/index.php?id=publikacje

124

3. Polityka energetyczna Polski do 2030 r.

Polityka energetyczna może być zaliczona do polityki administracyjnej, które to pojęcie oznacza

umiejętność ulepszania administracji oraz wiedzę na ten temat. Realizują ją określone podmioty

administracji publicznej, przy wykorzystaniu zastrzeżonych przez obowiązujący system prawa

specyficznych metod i form.54

Polityka administracyjna zajmuje się m.in. badaniem celów i programów administracji, ich

oceną i weryfikacją dla poszczególnych działów administracji oraz wskazywaniem rozwiązań w

odniesieniu do metod i instrumentów niezbędnych do zrealizowania wyznaczonych celów.

W ramach ogólnej polityki administracyjnej można wyróżnić jej poszczególne działy, które

odnoszą się do sfer działania administracji publicznej, a wśród nich wyodrębnić stanowiące

instrumenty ich realizacji polityki szczegółowe i sektorowe.

Taką polityką ogólną jest na przykład polityka gospodarcza państwa, która jest realizowana m.in.

poprzez politykę energetyczną. Zasady kształtowania polityki energetycznej Polski określa

rozdział III ustawy Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r.55

2.1. Polityka energetyczna w Prawie energetycznym

Zgodnie z art. 12 ustawy Prawo energetyczne naczelnym organem administracji rządowej

właściwym do spraw polityki energetycznej jest Minister Gospodarki. Jego zadania w zakresie

polityki energetycznej obejmują m.in. przygotowanie projektu polityki energetycznej państwa i

koordynowanie jej realizacji; określanie szczegółowych warunków planowania i funkcjonowania

systemów zaopatrzenia w paliwa i energię, w trybie i zakresie ustalonych w ustawie; nadzór nad

bezpieczeństwem zaopatrzenia w paliwa gazowe i energię elektryczną oraz nadzór nad

funkcjonowaniem krajowych systemów energetycznych w zakresie określonym ustawą.

Należy podkreślić za Anną Walaszek-Pyzioł, że „zadania ministra” dotyczą jedynie polityki

energetycznej, a nie wszystkich spraw dotyczących energetyki.56

W tym momencie warto wyjaśnić użyte w art. 12 pojęcia dotyczące stosunków wewnątrz aparatu

administracyjnego, a także między tym aparatem a innymi podmiotami, mianowicie koordynacja

i nadzór.

Termin koordynacja bywa używany do określenia uprawnień wykonywanych przez organ w

stosunku do organów czy instytucji, które nie są mu bezpośrednio organizacyjnie i służbowo

podporządkowane.57

54 M. A. Waligórski, „Polityka energetyczna państwa jako sektorowa polityka administracyjna”, „Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki”, nr 4/2008, http://www.ure.gov.pl/portal/pl/393/2721/Polityka energetyczna panstwa jako sektorowa polityka administracyjna.html55 Dz. U. 2006, nr 89, poz. 625 56 A. Walaszek-Pyzioł, „Energia i prawo”, wyd. I, Wydawnictwo Prawnicze LexisNexis, Warszawa 2002, s. 1957 M. Wierzbowski, „Prawo administracyjne”, Wydawnictwo Prawnicze Lexis Nexis, Warszawa 2006, op. cit. s. 94

125

Z kolei termin nadzór jest używany najczęściej do określenia sytuacji, w której organ

nadzorujący jest wyposażony w środki oddziaływania na postępowanie organów czy jednostek

nadzorowanych, nie może jednak wyręczać tych organów w ich działalności.58

W odniesieniu do koordynowania realizacji tej polityki, należy zaznaczyć, że może być ono

utrudnione z uwagi na dwa aspekty.

Zgodnie z art. 15 a ustawy politykę energetyczna państwa na wniosek ministra właściwego ds.

gospodarki przyjmuje Rada Ministrów. Powoduje to, iż jej moc wiążąca jest poddawana w

wątpliwość, ponieważ zgodnie z art.93 ust. 1 Konstytucji „Uchwały Rady Ministrów oraz

zarządzenia Prezesa Rady Ministrów i ministrów mają charakter wewnętrzny i obowiązują tylko

jednostki organizacyjnie podległe organowi wydającemu te akty.” Z kolei Prawo energetyczne

nakłada na liczne organy obowiązek działania zgodnego z zasadami polityki energetycznej. Jak

zaznaczają Marzena Czarnecka i Tomasz Ogłódek, należy wobec tego przyjąć, iż „polityka

energetyczna jest instrumentem służącym spójnej realizacji celów ustawy Prawo

energetyczne”.59

Drugim utrudnieniem w skutecznym koordynowaniu polityki energetycznej przez Ministra

Gospodarki jest brak instrumentów władczych zarówno wobec odbiorców jak i przedsiębiorstw

energetycznych60. Zdaniem Anny Walaszek-Pyzioł należy przyjąć, że koordynowanie polityki

energetycznej może być realizowane za pomocą form niewładczych i przybierać formę różnego

rodzaju niewiążących opinii, zaleceń, mediacji itp. mających na celu harmonizację działań

innych podmiotów zaangażowanych w politykę energetyczną.61 Koordynowanie może odbywać

się również poprzez wydawanie rozporządzeń.

Wydawanie decyzji administracyjnych należy do kompetencji powoływanego przez Prezesa

Rady Ministrów, Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE), który realizuje zadania z zakresu

regulacji gospodarki paliwami i energią oraz promowania konkurencji (art. 21 ustawy Prawo

energetyczne).

Ponadto, ograniczone są też możliwe do zastosowania przez Ministra Gospodarki instrumenty

prawne prowadzenia nadzoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w paliwa gazowe i energię, a

nadzór nad funkcjonowaniem krajowych systemów energetycznych sprawuje faktycznie

Minister Skarbu Państwa. Działa on poprzez instrumenty prawne kodeksu spółek handlowych

wobec tych podmiotów, w których Skarb Państwa posiada akcje lub udziały.

58 Ibidem, op. cit. s. 93 59 M. Czarnecka, T. Ogłódek, „Prawo energetyczne. Komentarz.”, Oficyna Wydawnicza Branta, Bydgoszcz-Katowice 2007, s. 334 60 Art. 3 p. 13 u-Pe: odbiorca – każdy, kto pobiera paliwa lub energię na podstawie umowy z przedsiębiorstwem energetycznym; art. 3 p. 12: przedsiębiorstwo energetyczne – podmiot prowadzący działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania, dystrybucji paliw albo energii lub obrotu nimi. 61 A. Walaszek-Pyzioł, „Prawo energetyczne. Komentarz.”, Wydawnictwo Prawnicze, Warszawa 1999, s. 56

126

W myśl art. 13 polityka energetyczna państwa ma na celu zapewnienie bezpieczeństwa

energetycznego kraju, wzrost konkurencyjności gospodarki i jej efektywności energetycznej, a

także ochronę środowiska.

Art. 14 Prawa energetycznego przedstawia zagadnienia stanowiące podstawowy zakres polityki

energetycznej: jest to pewnego rodzaju „konspekt” dla Ministra Gospodarki sporządzającego

projekt polityki energetycznej. W artykule tym zapisano, że polityka energetyczna państwa

określa w szczególności:

� bilans paliwowo-energetyczny kraju;

� zdolności wytwórcze krajowych źródeł paliw i energii;

� zdolności przesyłowe, w tym połączenia transgraniczne;

� efektywność energetyczną gospodarki;

� działania w zakresie ochrony środowiska;

� rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii;

� wielkości i rodzaje zapasów paliw;

� kierunki restrukturyzacji i przekształceń własnościowych sektora paliwowo-

energetycznego;

� kierunki prac naukowo-badawczych;

� współpracę międzynarodową.

Ponadto, w art. 15 zaznaczono, że polityka energetyczna państwa jest opracowywana zgodnie z

zasadą zrównoważonego rozwoju i powinna zawierać następujące elementy:

� ocenę realizacji polityki energetycznej państwa za poprzedni okres;

� część prognostyczną obejmującą okres co najmniej 20 lat;

� program działań wykonawczych na okres 4 lat zawierający instrumenty jego realizacji.

Polityka energetyczna państwa powinna być opracowywana co 4 lata.

2.2. Projekt „Polityki energetycznej Polski do 2030 r.”

W sierpniu 2008 r. Ministerstwo Gospodarki opublikowało projekt z 31 lipca 2008 r. dokumentu

”Polityka energetyczna Polski – Strategia do 2030 r.” (Załącznik I) wraz z „Tezami do dyskusji

nad Polityką energetyczną Polski do 2030 r.” (Załącznik II), które posłużyły za punkt wyjścia do

debaty nad założeniami i kierunkami strategii energetycznej państwa.

We wprowadzeniu do „Tez …” zaznaczono, że Polska jako członek Unii Europejskiej „prowadzi

politykę energetyczną spójną z polityką Unii Europejskiej, dokonując implementacji głównych

celów energetycznej polityki Unii w specyficznych krajowych warunkach”. Dokument ten

podzielono na trzy części, zgodnie z priorytetami unijnej polityki energetycznej, mianowicie:

127

bezpieczeństwo energetyczne, konkurencyjny rynek energii i paliw, ograniczenie wpływu

energetyki na środowisko, przy czym dla ostatniego punktu główne kierunki polskiej polityki

energetycznej mają być odzwierciedleniem celów zapisanych w pakiecie energetyczno-

klimatycznym. Te cele to: wzrost produkcji energii ze źródeł odnawialnych, poprawa

efektywności energetycznej i ograniczenie emisji dwutlenku węgla.

W odniesieniu do energii odnawialnej za niezbędne uznano m.in. określenie udziału

poszczególnych technologii OZE dla osiągnięcia udziału energii odnawialnej na poziomie 15%

finalnego zużycia energii, a także określenie możliwości ich wdrożenia w polskich warunkach i

sposobów ich wspierania. Należy zaznaczyć, że nie poruszono w ogóle kwestii przełożenia 15%

celu na poszczególne sektory: transport, elektroenergetykę i ciepłownictwo oraz pominięto cel

10% udziału biopaliw w rynku paliw transportowych.

Dla efektywności energetycznej zapisano, że cel 20% oszczędności energii do 2020 r. „wydaje

się możliwy do realizacji, ponieważ modernizacja gospodarki, jak również poprawa ocieplenia

budynków mieszkalnych prowadzi do zmniejszenia zapotrzebowania na energię na jednostkę

produktu czy powierzchni”. Jest oczywiście prawdą, że działania te zmniejszają zużycie energii,

ale trudno na tej podstawie wnioskować, że w warunkach polskich jest możliwe obniżenie jej

zużycia aż o 20%. W punkcie dot. efektywności energetycznej wymienione zostały także inne

sposoby, które miałyby doprowadzić do realizacji tego celu, jak m.in. systemy oznaczania

energochłonności urządzeń, wprowadzanie coraz bardziej oszczędnych urządzeń, wdrożenie

systemu białych certyfikatów, wzrost cen energii elektrycznej, promowanie zarządzania popytem

energii (ang. Demand Side Management).

W przypadku ograniczenia emisji dwutlenku węgla o 20% do 2020 r. zaznaczono, że jest to

jeden z najtrudniejszych celów do zrealizowania i że z powodu dużej zależności

elektroenergetyki od węgla, wzrastającego zapotrzebowania na energię i konieczności likwidacji

przestarzałego majątku produkcyjnego wydaje się to w przypadku Polski „nierealne

technicznie”. Zapisano także, że „nie ma obecnie technologii zdolnych do ograniczania tego typu

emisji”, co niestety trzeba zaznaczyć jest niezgodne z prawdą, bowiem są rozwijane technologie,

dzięki którym można zmniejszyć emisje dwutlenku węgla. Z drugiej jednak strony w „Tezach

…” zaznaczono, że w Polsce powinna powstać przynajmniej jedna instalacja wychwytywania i

składowania dwutlenku węgla (CCS) i że „wskazanym jest przeanalizowanie możliwości

budowy w Polsce elektrowni atomowych oraz wpływu budowy tych elektrowni na bilans

energetyczny oraz ograniczenie emisji”.

Reasumując, należy powiedzieć, że „Tezy …” są dokumentem o charakterze ogólnikowym, w

którym brakuje konkretów, raczej zbiorem niespójnych pytań niż twierdzeń, nad którymi

należałoby dyskutować. Brakuje też materiału analitycznego, który mógłby stanowić podstawę

128

do jakiejkolwiek dyskusji. Dokument zdominowany jest przez określenia typu: „wskazane jest”,

„pożądanym wydaje się”, „koniecznym wydaje się”, „warte rozważenia jest”, „dyskusji

wymaga”, „być może rozwiązaniem byłby”, „pytaniem jest czy”, co świadczy o tym, że

Ministerstwo Gospodarki nie ma jasnej wizji przyszłości sektora, a ciężar sformułowania celów

polityki energetycznej chce przerzucić na strony, które będą się wypowiadały w konsultacjach

społecznych.

Podobne wrażenie można odnieść po przeczytaniu pierwszej wersji „Polityki …”, która w

dodatku nie spełnia wymogów określonych w ustawie Prawo energetyczne, a w szczególności w

art. 14 i 15. W projekcie nie sformułowano sposobów realizacji zamierzeń, ani środków

niezbędnych na ten cel, brakuje też określenia źródeł finansowania., nie wyznaczono także dat

ani harmonogramów przedsięwzięć, nie przypisano odpowiedzialności za ich realizację.

Bardzo dosadnie, aczkolwiek należy przyznać, że trafnie podsumowali ten dokument eksperci

ds. energetycznych Instytutu Sobieskiego, Tomasz Chmal i dr Robert Zajdler, którzy w

komentarzu do „Polityki …” napisali: „Projekt w sposób zdawkowy odnosi się do wielu

problemów energetyki i nie pozwala na jasne sformułowanie priorytetów Polski. (…) istnieje

wątpliwość, czy uczestnicy rynku energetycznego uzyskają jasną wizję Państwa w stosunku do

tego obszaru gospodarki. Zważywszy na konieczność wieloletniego planowania w energetyce,

projekt w obecnym kształcie należy uznać za bezużyteczny.”62

Zarówno „Tezy …” jak i pierwsza wersja „Polityki …” zostały przesłane do konsultacji

przedstawicielom sektora energetycznego. Na podstawie uwag i opinii partnerów społecznych

przygotowany został projekt dokumentu „ Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”

(Załącznik III), który został opublikowany we wrześniu 2008 r. Określono w nim pięć

podstawowych kierunków polskiej polityki energetycznej:

� poprawa efektywności energetycznej;

� wzrost bezpieczeństwa energetycznego;

� rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw;

� rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii;

� ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.

Dokument ten ma już trochę bardziej konkretny charakter w porównaniu z wersją pierwotną,

aczkolwiek brakuje kluczowego elementu projektu, a mianowicie następujących załączników:

� prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię;

� oceny realizacji polityki energetycznej za lata 2005-2007;

� programu działań wykonawczych na lata 2009-2012;

62T. Chmal, R. Zajdler, „Komentarz Instytutu Sobieskiego: Uwagi do Polityki energetycznej Polski – Strategia do 2030 r. – projekt Ministerstwa Gospodarki z dnia 31 lipca 2008 r.”, Instytut Sobieskiego, Warszawa, 31 sierpnia 2008 r., s. 2

129

� prognozy oddziaływania polityki energetycznej na środowisko.

W projekcie nie zawarto także niektórych elementów wymienionych w art. 14 Prawa

energetycznego: bilansu paliwowo-energetycznego kraju; określenia zdolności wytwórczych

krajowych źródeł paliw i energii oraz zdolności przesyłowych, w tym połączeń

transgranicznych; określenia efektywności energetycznej gospodarki (są jedynie przedstawione

działania na rzecz jej poprawy); wielkości i rodzajów zapasów paliw; kierunków restrukturyzacji

i przekształceń własnościowych sektora paliwowo-energetycznego; kierunków prac naukowo-

badawczych i współpracy międzynarodowej.

Poniżej zostaną omówione wybrane elementy czterech spośród pięciu kierunków polskiej

polityki energetycznej (bez rozwoju konkurencyjnych rynków paliw i energii).

a. Poprawa efektywności energetycznej

W projekcie zapisano, że efektywność energetyczna jest priorytetem polskiej polityki

energetycznej, „a postęp w tej dziedzinie będzie kluczowy dla realizacji wszystkich celów

dokumentu”, co wobec ogromu problemów polskiej energetyki i stojących przed nią wyzwań

przedstawionych w poprzednich dwóch punktach tego rozdziału wydaje się stwierdzeniem

zaskakującym. Ponadto, cel 20% oszczędności energii jest akurat celem niewiążącym pakietu

energetyczno-klimatycznego, dlatego niezrozumiałe jest uznanie jego realizacji za kwestię

kluczową.

Należy także podkreślić, że poprawa efektywności dokonywana tak przez odbiorcę jak i

wytwórcę energii czy też przez jej dystrybutora powinna przede wszystkim wynikać z wdrożenia

mechanizmów rynkowych w sektorze energetycznym. Jeśli na przykład koszt poprawy

sprawności wytwarzania energii przez elektrownię nie zwróci się w cenie dodatkowo

wytworzonej energii, to taka nieopłacalna inwestycja nie zostanie podjęta.

W obszarze efektywności energetycznej zapisano dwa cele. Pierwszy z nich to dążenie do

zeroeneregtycznego wzrostu gospodarczego Polski. Nie określono jednakże roku bazowego, od

którego zapotrzebowanie na energię pierwotną nie miałoby rosnąć. Drugim celem ma być

obniżenie do 2030 r. energochłonności gospodarki w Polsce do poziomu UE-15 z 2005 r. Nie

podano jednakże wartości liczbowej tego poziomu.

By zrealizować te zamierzenia, w dokumencie wskazano szereg działań na rzecz poprawy

efektywności energetycznej, który wydaje się być raczej zbiorem życzeń, ponieważ nie

określono kosztów tych działań, podmiotów odpowiedzialnych za ich urzeczywistnienie ani

nawet konkretnych mechanizmów ich realizacji.

I tak na przykład zaznaczono, że stymulowany będzie rozwój kogeneracji „w szczególności

poprzez zastępowanie rozdzielonego wytwarzania ciepła produkcją energii w skojarzeniu”, przy

130

czym cytowany fragment stanowi tak naprawdę definicję kogeneracji. Zapisano także, że będzie

to realizowane poprzez „zmodyfikowany system wsparcia w postaci certyfikatów”. W Polsce

taki system wsparcia kogeneracji w postaci czerwonych i żółtych certyfikatów już istnieje: jest

on regulowany przepisami ustawy Prawo energetyczne, wprowadzonymi nowelizacją z 12

stycznia 2007 r. implementującą do polskiego porządku prawnego dyrektywę unijną 2004/8/WE

w sprawie wspierania kogeneracji. Na czym miałaby polegać ewentualna modyfikacja tego

systemu? W „Polityce ...” tego nie określono.

W dokumencie postuluje się także wspieranie działań związanych z poprawą efektywności

energetycznej, np. poprzez system białych certyfikatów. Obowiązek taki tak naprawdę wynika z

konieczności wdrożenia dyrektywy 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego

wykorzystania energii i usług energetycznych. Termin jej ostatecznej implementacji minął 17

maja 2008 r., a polskiej Ustawy o efektywności energetycznej nadal nie ma: przygotowano na

razie projekt, a sama ustawa ma wejść w życie w 2010 r.

Jednym z działań proefektywnościowych ma być także „stosowanie obowiązkowych świadectw

charakterystyki energetycznej dla budynków oraz mieszkań przy wprowadzaniu ich do obrotu

oraz wynajmu”, co tak naprawdę jest jednym z głównych elementów dyrektywy 2002/91/WE w

sprawie wydajności energetycznej budynków.

W odniesieniu do innych działań takich jak np. budowa jednostek wytwórczych „o sprawności

porównywalnej z osiąganą w najlepszych elektrowniach krajów Unii Europejskiej” czy

„zmniejszanie strat sieciowych w przesyle i dystrybucji poprzez modernizację obecnych i

budowę nowych sieci”, brakuje określenia jakichkolwiek sposobów ich realizowania. Nie ma ani

słowa chociażby o tym, jak zlikwidować opisywane w pierwszej części tego rozdziału bariery

administracyjne dla budowy nowych sieci, czy też jak stymulować modernizację bloków

energetycznych w momencie, gdy taryfowanie cen energii elektrycznej i ciepła przez URE

powoduje, że koszty inwestycji nie są pokryte.

Bardziej konkretne zapisy dotyczą wsparcia inwestycji prooszczędnościowych przy

zastosowaniu kredytów preferencyjnych oraz dotacji krajowych i europejskich. Środki na ten cel

miałyby pochodzić m.in. z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko, regionalnych

programów operacyjnych, Narodowego Funduszu OchronyŚrodowiska i Gospodarki Wodnej.

W dokumencie postuluje się także realizację Krajowego Planu Działań dotyczącego

efektywności energetycznej z 2007 r.

b. Wzrost bezpieczeństwa energetycznego

W odniesieniu do tego celu polityki energetycznej, w dokumencie pojawia się niebywałe

stwierdzenie, mianowicie „wykorzystywane będą wszystkie dostępne technologie wytwarzania

131

energii z węgla przy założeniu, że będą prowadziły do redukcji zanieczyszczeń (w tym również

do znacznego ograniczenia emisji CO2)”. Brakuje określenia, jakie to będą to technologie i jak

będzie wspierane ich wdrażanie.

Zaznaczono także, że „zostanie rozważona opcja wprowadzenie energetyki jądrowej w Polsce”,

co tak naprawdę stanowi krok w tył w porównaniu z projektem „Polityki energetycznej Polski do

2030 roku” z września 2007 r., w którym przedstawiono już konkretne działania w celu rozwoju

energetyki jądrowej takie jak: przygotowanie ram prawno-organizacyjnych, przeprowadzenie

kampanii informacyjnej, badania lokalizacyjne i wystąpienie o wyprzedzające zezwolenie na

lokalizację elektrowni jądrowej; badania lokalizacyjne i prace projektowe oraz wystąpienie o

zezwolenie na lokalizację składowiska odpadów nisko- i średnioaktywnych. W projekcie z 2007

r. wskazano też konkretne narzędzia realizacji tych działań i organy odpowiedzialne za ich

wdrożenie.

W celu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego projekcie polityki z 2008 r. wskazano także

działania z zakresu pozyskiwania paliw oraz produkcji i przesyłu energii elektrycznej oraz

ciepła.

c. Rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw

Główne cele w tym obszarze to: wzrost wykorzystania odnawialnych źródeł energii w bilansie

energii finalnej do 15% w roku 2020 i do 20% dekadę później; osiągnięcie w 2020 roku 10%

udziału biopaliw w rynku paliw transportowych oraz utrzymanie tego poziomu w latach

następnych; ochrona lasów przed nadmiernym eksploatowaniem w celu pozyskiwania biomasy

oraz zrównoważone wykorzystanie obszarów rolniczych na cele OZE, w tym biopaliw.

W „Polityce …” nadal nie określono, jaki miałby być udział poszczególnych sektorów ani

technologii w realizacji 15% celu udziału OZE. Zapisano jedynie, że zostanie opracowana

ścieżka dochodzenie do osiągnięcia 15% udziału. Rozwój OZE miałby być promowany poprzez

utrzymanie obecnego systemu zielonych certyfikatów, utrzymanie zwolnienia z akcyzy energii

pochodzącej ze źródeł odnawianych oraz „wprowadzenie dodatkowych instrumentów wsparcia o

charakterze podatkowym (…) ze szczególnym uwzględnieniem wykorzystania zasobów

geotermalnych oraz energii słonecznej”. Jakie konkretnie będą to instrumenty? Nie wiadomo.

Dla biopaliw przewidziano „utrzymanie obowiązku stopniowego zwiększania udziału

biokomponentów w paliwach transportowych, tak aby osiągnąć zamierzone cele” oraz realizację

„Wieloletniego programu promocji biopaliw i innych paliw odnawialnych w transporcie na lata

2008-2014”.

Najdziwniejszy charakter mają dwa stwierdzenia, a mianowicie, że do 2020 r. ma powstać co

najmniej jedna biogazownia w każdej gminie (W jaki sposób ma to być osiągnięte? Z jakich

132

środków sfinansowane?) i że będą realizowane inwestycje w hydroenergetyce (Ale gdzie i jakie

inwestycje? – tego już nie sprecyzowano).

Wszystkie te postulaty wydają się mieć charakter życzeniowy: tak jak w przypadku

efektywności energetycznej brakuje oceny kosztów tych działań, podmiotów odpowiedzialnych

za ich realizację, konkretnych mechanizmów ich wdrażania, a przede wszystkim analizy, czy

osiągnięcie celu dla OZE i biopaliw jest w ogóle w warunkach polskich realne.

Dla porównania: w projekcie polityki z września 2007 r. zapisano konkretną kwotę (665 mln

euro) na wsparcie inwestycji w odnawialne źródła energii, jak również organ odpowiedzialny za

to wsparcie, którym miał być Minister właściwy ds. rozwoju regionalnego oraz fundusze, z

których miały być finansowane inwestycje w OZE. Zapisano także konieczność nowelizacji u-

Pe, która miała mieć na celu rozwiązanie problemów związanych z wydawaniem warunków

przyłączenia dla nowych jednostek wytwarzających energię elektryczną w źródłach

odnawialnych. Wskazano także na potrzebę przygotowania analizy dot. perspektyw

wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych. Na ten cel miało być wydane 600 tys. zł, a

organem odpowiedzialnym miał być Minister właściwy ds. gospodarki.

d. Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko

W tym obszarze najważniejsze wydaje się stwierdzenie, że celem polityki energetycznej będzie

„ograniczenie emisji CO2 w wielkości możliwej technicznie do osiągnięcia bez naruszania

bezpieczeństwa energetycznego, a w szczególności zrównoważenia zapotrzebowania na energię

z podażą, jednak bez konieczności takiej zmiany technologii produkcji, która powodowałaby

zmniejszenie bezpieczeństwa poprzez zbytnie uzależnienie się od importu paliw i energii”.

Zdanie to ma charakter wybitnie życzeniowy: osiągnięcie tego celu byłoby stanem idealnym, ale

raczej niemożliwym do spełnienia. Brakuje natomiast realnego podejścia do problemu i

wiarygodnej analizy, jaka wielkość redukcji emisji jest osiągalna technicznie, a jednocześnie

opłacalna ekonomicznie w polskich warunkach.

Inne działania na rzecz ograniczenia oddziaływania energetyki na środowiska mają objąć m.in.:

„preferowanie skojarzonego wytwarzania energii jako technologii zalecanej przy budowie

nowych mocy wytwórczych”; „wprowadzenie standardów budowy nowych elektrowni w

systemie przygotowania do wychwytywania CO2”; określenie krajowych możliwości

magazynowania dwutlenku węgla. Ważne jest także stwierdzenie, iż „przewiduje się, że co

najmniej dwie instalacje CCS zostaną zlokalizowane w Polsce”.

133

***

Oceniając projekt „Polityki energetycznej do 2030 r.” należy zaznaczyć, że jest to zbiór

postulatów, życzeń, nie popartych rzetelnymi ocenami możliwości ich zrealizowania. Po

przeczytaniu tego dokumentu należy stwierdzić, że rząd nie ma jasnej wizji rozwoju polskiego

sektora energetycznego. Wiele problemów pominięto lub potraktowano zdawkowo.

Można mieć jedynie nadzieję, że załączniki wypełnią tę lukę, zwłaszcza zaś program działań

wykonawczych na lata 2009-2012 i prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię.

Warto również podkreślić, że w chwili opracowywania polityki nie było jeszcze decyzji

odnośnie przyszłości pakietu energetyczno-klimatycznego: trwały jeszcze prace nad projektami

unijnych dyrektyw, które będą miały kluczowe znaczenie dla przyszłości polskiej energetyki.

Ponadto do zakończenia negocjacji nad nowym porozumieniem post-Kioto pozostawał ponad

rok.

Przyjęcie pakietu, a później nowego porozumienia międzynarodowego w sprawie zmian klimatu,

z pewnością wymusi daleko idące zmiany w polityce energetycznej państwa.

134

ZAKO ŃCZENIE

Podczas szczytu Rady Europejskiej w dniach 11-12 grudnia 2008 r. Polska delegacja

wynegocjowała bardziej korzystne dla polskiej elektroenergetyki zapisy w pakiecie

energetyczno-klimatycznym. Ten sukces był możliwy m.in. dzięki budowanej od kilku miesięcy

koalicji dziewięciu państw, którą poza Polską stworzyły: Czechy, Słowacja, Węgry, Rumunia,

Bułgaria, Litwa, Łotwa i Estonia.

W przyjętych na szczycie Konkluzjach Prezydencji63 zapisano, że Rada Europejska osiągnęła

porozumienie odnośnie pakietu energetyczno-klimatycznego. Szczegóły kompromisu zawarto w

dokumencie “Energy and climate change – Elements of the final compomise.”64 Do

najważniejszych zaakceptowanych przez Radę zmian w pakiecie należą:

� możliwość stopniowego wprowadzania aukcjoningu uprawnień do emisji dla

elektroenergetyki przez państwa spełniające kryteria65 wymienione w załączniku IV

kompromisu w celu dokonania przez nie modernizacji sektora wytwarzania energii

elektrycznej. Od 2013 r. przynajmniej 30% uprawnień ma być nabywanych na aukcjach,

pozostała cześć będzie darmowa. Całkowity aukcjoningu będzie obowiązywać dla tych

państw dopiero od 2020 r.

� 88% (a nie 90% jak zapisano w pierwotnej wersji pakietu) uprawnień do emisji

sprzedawanych w drodze aukcji będzie rozdysponowane między wszystkie państwa

członkowskie proporcjonalnie do ich udziału w emisjach gazów cieplarnianych w Unii

Europejskiej w 2005 r. 10% trafi w imię solidarności i w interesie wzrostu

gospodarczego Unii Europejskiej do wybranych państw zgodnie z zapisami w pierwotnej

wersji pakietu.66 Z kolei pozostałe 2% uprawnień zostanie podzielone między te państwa

członkowskie, które w 2005 r. uzyskały redukcję emisji gazów cieplarnianych o

przynajmniej 20% w stosunku do roku bazowego z Protokołu z Kioto. Polska uzyska

27% uprawnień z tej dodatkowej puli. Wg wyliczeń rządowych ekspertów od 2013 r.

polski budżet z ich sprzedaży polskim i zagranicznym firmom może przez 7 lat zyskać 60

mld , przy założeniu, że cena uprawnienia do emisji 1 t gazu wyniesie 39, a kurs euro

do złotówki utrzyma się na poziomie bliskim 4 zł.

Należy zaznaczyć, że osiągnięte na szczycie porozumienie daje wielką szansę na modernizację

polskiej elektroenergetyki. Dzięki derogacji dla wprowadzenia pełnego aukcjoningu i

63 Konkluzje Prezydencji ze szczytu Rady Europejskiej w Brukseli w dniach 11-12 grudnia 2008 r. (17271/08)64 (17215/08) 65 Wśród kryteriów wymieniono m.in.: wytwarzanie ponad 30% energii elektrycznej z jednego rodzaju paliwa kopalnego w 2006 r. i PKB per capita nie wyższe niż 50% średniego PKB per capita w UE również w 2006 r. 66 Szczegóły przedstawia tab. 4 na str. 85.

135

dodatkowym uprawnieniom, Polska uzyskała więcej czasu na przejście na niskowęglową

energetykę i rozwiązanie najważniejszych problemów sektora wytwarzana energii elektrycznej.

Środki uzyskane dzięki sprzedaży dodatkowych uprawnień powinny zostać mądrze

rozdysponowane. Warto w tym miejscu zacytować unijną komisarz ds. polityki regionalnej

Danutę Huebner, która uważa, że około 2020 r. o konkurencyjności na rynku będzie decydowała

energochłonność. "Ci, którzy nie przejdą przez tę rewolucję, nie wykorzystają tych siedmiu lat,

które sobie przedwczoraj podarowaliśmy, po prostu przegrają" – skomentowała Danuta

Huebner.67

„Polityka energetyczna Polski do 2030 r.” powinna zatem ulec znacznej przebudowie i dać

przede wszystkim jasną odpowiedź, jak dodatkowe zyski ze sprzedaży uprawnień mają być

zainwestowane i jak ma wyglądać polska energetyka w 2020 r. i później. W szczególności

określony powinien zostać pożądany bilans paliwowo-energetyczny Polski w przyszłości i

podjęta powinna być decyzja, czy wybudować w Polsce elektrownię jądrową.

Należy podkreślić, że szczyt Rady Europejskiej był nie tylko sukcesem Polski, ale całej Unii

Europejskiej. Pokazał, że dzięki solidarności, współpracy, budowaniu koalicji i determinacji

możliwe jest osiągnięcie porozumienia. Że w Unii Europejskiej liczy się siła argumentów, a

pragmatyczny dialog pozwala zrozumieć i pogodzić racje różnych stron. Przyjęcie pakietu

energetyczno-klimatycznego przez Radę Europejską jest sukcesem zjednoczonej Europy i

umacnia pozycję negocjacyjną Unii Europejskiej podczas COP 15 w Kopenhadze, na którym ma

być wynegocjowana umowa międzynarodowa zastępująca Protokół z Kioto.

Sukcesem zakończyła się również dwunastodniowa Konferencja Narodów Zjednoczonych w

sprawie Zmian Klimatu COP 14 w Poznaniu. Przedstawicielom krajów z całego świata udało się

osiągnąć założony cel: znaczne zbliżenie stanowisk krajów odnośnie nowego porozumienia w

sprawie zmian klimatu. Dokonano przeglądu wdrażania Protokołu z Kioto i przyjęto program

działań na rok 2009 w celu podpisania porozumienia w Kopenhadze. Uzgodniono także

konkretne zasady funkcjonowania Funduszu Adaptacyjnego, dzięki któremu już w przyszłym

roku państwa najbardziej zagrożone dramatycznymi skutkami zmian klimatu zaczną realizować

pierwsze projekty adaptacyjne. Podczas COP 14 przyjęto również Poznańską Strategię Transferu

Technologii. Ponadto Mechanizm Czystego Rozwoju CDM został rozszerzony o CCS. Warto

również wspomnieć o deklaracji senatora Johna Kerry’ego złożonej w imieniu Prezydenta Elekta

67 „Huebner: Na szczycie UE pragmatycy nadali ton dyskusji”, 14.12.2008, http://www.cire.pl/item,36938,1,huebner_na_szczycie_ue_pragmatycy_nadali_ton_dyskusji.html

136

USA, Baracka Obamy, który ogłosił, że Stany Zjednoczone zamierzają ograniczyć emisję CO2 o

80% do 2050.

Oba szczyty pokazały, że świat się jednoczy w słusznej sprawie, a problemy zmian klimatu i

wyczerpywania się surowców energetycznych są w centrum uwagi polityków, mediów i

społeczeństwa.

Praca magisterska miała być komentarzem do toczącej się dyskusji o przyszłości energetyki

świata, Unii Europejskiej i Polski. Miała pokazać, że te same dylematy i problemy obecne są na

wszystkich tych trzech szczeblach. Że z powodu nierównomiernego rozmieszczenia surowców

energetycznych na świecie, ich wyczerpywania się i faktu, że emisje gazów cieplarnianych nie

znają granic, a konsekwencje globalnego ocieplenia dotkną wszystkich, a w szczególności kraje

najuboższe, świat musi się zjednoczyć. Tylko solidarność poszczególnych państw i determinacja

w przeprowadzaniu rewolucji technologicznej w energetyce pozwolą na uniknięcie

katastrofalnych skutków globalnego ocieplenia i niedoboru energii w przyszłości.

Trzeba jednak z całą mocą podkreślić, że aby było to możliwe, potrzebna jest konkretna,

długofalowa strategia dla energetyki, która zapewni stabilne ramy funkcjonowania tego sektora.

Pierwszym krokiem było przyjęcie pakietu energetyczno-klimatycznego, który wytycza drogę

Unii Europejskiej. Jednak to zdecydowanie za mało: na dokonanie porównywalnych do unijnych

redukcji emisji gazów cieplarnianych muszą zgodzić się podczas COP 15 w Kopenhadze także

inne państwa, których udział w światowych emisjach jest znaczący.

Mądrej i stabilnej polityki energetycznej potrzebuje także Polska.

137

BIBLIOGRAFIA

1. Wydawnictwa zwarte:

Z. Bukowski, „Prawo ochrony środowiska Unii Europejskiej”, Wydawnictwo CH Beck, Warszawa 2007

M. Czarnecka, T. Ogłódek, „Prawo energetyczne. Komentarz.”, Oficyna Wydawnicza Branta, Bydgoszcz-Katowice 2007

N. Dhondt, „The EC Energy Policy and the Environment”, w “Integration of Environmental Protection into other EC Policies. Legal Theory and Practise”, Europa Law Publishing, Groningen 2003

A.Gubrynowicz, „Ochrona powietrza w świetle prawa międzynarodowego”, Liber, Warszawa 2005

A. Hrynkiewicz, „Energia. Wyzwanie XXI wieku.”, Wydawnictwo Uniwersytetu Jagiellońskiego, Kraków 2002

P. Jasiński „Polityka energetyczna Wspólnot Europejskich – tło historyczne” w: „Studia nad integracją europejską”, tom I, „Elektroenergetyka”, pod red. P. Jasińskiego, T. Skocznego i G. K. Yarrowa, Centrum Europejskie Uniwersytetu Warszawskiego, Regulatory Policy Research Centre, University of Oxford, Warszawa 1996

K. Kuciński, ”Energia w czasach kryzysu”, Centrum Doradztwa i Informacji Difin sp. z o.o., Warszawa 2006

J. Paska „Wytwarzanie energii elektrycznej”, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2005

J. Pyka, „Koncepcje i modele konsolidacji przedsiębiorstw w sektorze paliwowo – energetycznym”, Wydawnictwo Akademii Ekonomicznej im. Karola Adamieckiego w Katowicach, Katowice 2004

J. Soliński, „Energetyka świata i Polski – ewolucja, stan obecny, perspektywy do 2030 r.”, Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej, Warszawa 2007

A. Walaszek-Pyzioł, „Energia i prawo”, wyd. I, Wydawnictwo Prawnicze LexisNexis, Warszawa 2002

A. Walaszek-Pyzioł, „Prawo energetyczne. Komentarz.”, Wydawnictwo Prawnicze, Warszawa 1999

M. Wierzbowski, Z. Cieślak, J. Jagielski, J. Lang, M. Szubiakowski, A. Wiktorowska, „Prawo administracyjne”, Wydawnictwo Prawnicze Lexis Nexis, Warszawa 2006

138

2. Wydawnictwa ciągłe:

D. Adam, „Leaked papers show Britain trying to weaken plan for EU carbon cuts”, 18.09.2008, www.guardian.co.uk

M. Auffhammer, R.T. Carson, „Forecasting the Path of China's CO2 Emissions Using Province Level Information” w „Journal of Environmental Economics and Management”, maj 2008,55(3): 229-47

K. Baca, „Brunatna nadzieja polskiej energetyki”, 21.01.2008, www.rp.pl

„Biofuel production is a criminal path leading to global food crisis” , 28.04.2008, www.un.org/news

F. Birol, „Outside View: we can’t cling to crude: we should leave oil before it leaves us”, 02.03.2008, www.independent.co.uk

C. Bryant, F. Harvey, T. Barber, „Climate change fears after German opt-out”, 22.09.2008, Financial Times, www.ft.com

A. Chakrabortty, „Secret report: biofuel caused food crisis”, 04.07.2008, www.guardian.co.uk

S. Coates „Gordon Brown visits Saudi Arabia to plead for ‘win-win’ deal on oil”, 23.06.2008, www.timesonline.co.uk

P. Czechowski, „Polska polityka energetyczna zmienia się od kadencji do kadencji. To doprowadziło do obecnego zagrożenia.”, „Konkrety.Pl”, 18/2008, 30 kwietnia 2008

K. Grad, „Ropę można zastąpić, ale jest to bardzo kosztowne”, 09.06.2008, www.gazetaprawna.pl

K. Grad, „Drogie paliwo zmusi do oszczędzania”, 17.06.2008, www.gazetaprawna.pl

N. Hunt, „World biofuel production and its impact” , 3.06.2008, www.reuters.com

D. Helm, „The EU Climate Change Package: even more radical than it looks”, 28.01.2008, www.dieterhelm.co.uk

D. Helm, „Sins of Emission”, 13.03.2008, http://online.wsj.com/

D. Helm, „Renewables – time for a rethink?”, 16.06.2008, www.dieterhelm.co.uk

ika, „Polska potrzebuje nowych kopalni węgla brunatnego”, 14.01.2008, www.rp.pl

M. Inman, „China CO2 emissions growing faster than anticipated”, 18.03.2008, http://news.nationalgeographic.com

Z. Jaworowski, „Idzie zimno” – poszerzona wersja raportu opublikowanego w „Polityce” nr 15, 08.04.2008, http://www.polityka.pl/idzie-zimno/Text01,936,251186,18/

J. Kaniowski, „50 lat Euratomu. Cele i okoliczności jego powstania.”, „Problemy Techniki Jądrowej” 2(50)/2007

139

L. Karski, „Przyczyny powstania Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie Zmian Klimatu”, „Prawo i Środowisko”, 1/2007

M. Kaźmierska, „Gopłu grozi zagłada”, 3.10.2008, http://wyborcza.pl

M. Kaźmierska, J. Łuczak, „5 tysięcy ludzi broni Gopła”, 22.04.2008, http://wyborcza.pl/

A. Kupczyk, „Stan aktualny i perspektywy wykorzystania biopaliw transportowych w Polsce na tle UE. Cz. IV Aktualne uwarunkowania i wykorzystanie biopaliw transportowych w Polsce. Biopaliwa II generacji.”, w „Energetyka”, luty 2008

„MF: w budżecie 2009 r. nie będzie pieniędzy na inwestycje początkowe w górnictwie”, 9.09.2008, www.cire.pl

M. Nowaczyk, R. Zasuń, „Spór o węgiel brunatny pod Legnicą”, 20.08.2008, www.gazeta.pl

R. L. Parry, P. Webster „G8: India and China tell rich nations to lead greenhouse gas curbs”, 10.07.2008, www.timesonline.co.uk

„Pakiet klimatyczny wchodzi w decydującą fazę”, 27.08.2008, http://www.europarl.europa.eu///news/public/focus_page/064-35431-245-09-36-911-20080825FCS35404-01-09-2008-2008/default_pl.htm

„Pawlak: MF odmówiło pieniędzy na inwestycje początkowe w górnictwie”, 9.09.2008, www.cire.pl

L. Perez, “Cukier na wagę złota”, „La Vanguardia”, 7.07.2008, www.wiadomosci.onet.pl

K. Pettka, „Nowe obowiązki po nowelizacji prawa budowlanego”, „Ekopartner” 10 (192)/2007

K. Polak, „Sprzedaż biodiesla w górę”, 27.10.2008, www.gazetaprawna.pl

T. Skoczny, „Energetyka” w “Prawo Unii Europejskiej. Prawo materialne i polityki.” pod red. J. Barcza, Wyd. Prawo i Praktyka Gospodarcza, Warszawa 2005

W. Szwargun, „Energetyka – tykająca bomba. Zawiniło niewielu, zapłacą wszyscy.”, 16.04.1008, www.cire.pl

M. Trzpil „Traktat Reformujący Unię Europejską” w: „Bezpieczeństwo Narodowe” I-II 2008/7-8

J. Vidal, D. Adam „ China overtakes US as world’s biggest CO2 emitter”, 19.06.2007 www.guardian.co.uk

M. A. Waligórski, „Polityka energetyczna państwa jako sektorowa polityka administracyjna”, „Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki”, nr 4/2008

N.Watt, “PM tries to persuade OPEC to invest ‘oil shock’ trillions in west’s green energy revolution”, 21.06.2008, www.guardian.co.uk

B. Werpechowska, „Mamy 6 procent energii za mało”, 16.09.2008, www.pb.pl

140

P. Wintour, „Demand, not speculation, at heart of oil shock, says Brown.”, 23.06.2008, www.guardian.co.uk

A. Wróbel „Pojęcie wspólnego rynku i rynku wewnętrznego a swobody wspólnotowe” w “Prawo Unii Europejskiej. Prawo materialne i polityki.” pod red. J. Barcza, Wyd. Prawo i Praktyka Gospodarcza, Warszawa 2005

Wu Chong „ Action plan aims to cut gas emissions”, 05.06.2007, www.chinadaily.com

3. Dokumenty i akty prawne:

A. Unii Europejskiej:

� Traktat z Lizbony zmieniający Traktat o Unii Europejskiej i Traktat ustanawiający Wspólnotę Europejską podpisany w Lizbonie dnia 13 grudnia 2007 r. (Dz. Urz. UE C 115/134-135)

� Dyrektywy:

Dyrektywa 96/92/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 19 grudnia 1996 r. w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej (Dz. Urz. UE 1997 L 27/20)

Dyrektywa 2001/77/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 27 września 2001 r. w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych (Dz. Urz. UE 2001 L 283/33)

Dyrektywa 2001/80/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 października 2001 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych obiektów energetycznego spalania (Dz. Urz. UE 2001 L 309/1)

Dyrektywa 2002/91/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 16 grudnia 2002 r. w sprawie charakterystyki energetycznej budynków (Dz. Urz. UE 2003 L 1/65)

Dyrektywa 2003/30/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 8 maja 2003 r. w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych (Dz. Urz. UE 2003 L 123/42)

Dyrektywa 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 96/92/WE (Dz. Urz. UE 2003 L 176/37)

Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2003/87/WE z dnia 13 października 2003 r. ustanawiająca system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie oraz zmieniająca dyrektywę Rady 96/91/WE (Dz. Urz. UE 2003 L 275/32)

Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii oraz zmieniająca dyrektywę 92/42/EWG (Dz. Urz. UE 2004 L 52/50)

Dyrektywa 2004/101/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 27 października 2004 r. zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE ustanawiającą system handlu uprawnieniami do emisji

141

gazów cieplarnianych we Wspólnocie, z uwzględnieniem mechanizmów projektowych Protokołu z Kioto (Dz. Urz. UE 2004 L 338/18)

Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych oraz uchylająca dyrektywę Rady 93/76/EWG (Dz. Urz. UE 2006 L 114/65)

� Decyzje:

Decyzja 2002/358/WE Rady z dnia 25 kwietnia 2002 r. dotycząca zatwierdzenia przez Wspólnotę Europejską Protokołu z Kioto do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie Zmian Klimatu i wspólnej realizacji wynikających z niego zobowiązań (Dz. Urz. UE 2002 L 130/1)

Decyzja 1600/2002/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 22 lipca 2002 r. ustanawiająca szósty wspólnotowy program działań w zakresie środowiska naturalnego (Dz. Urz. WE 2002, L 242)

Decyzja K (2007) 1295 Komisji z dnia 26 marca 2007 r. dotycząca krajowego planu rozdziału uprawnień do emisji gazów cieplarnianych zgłoszonego przez Polskę zgodnie z dyrektywą2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady

� Inne:

Biała Księga: „Polityka energetyczna dla Unii Europejskiej” COM (95) 682 wersja ostateczna

Zielona Księga „Energia dla przyszłości: odnawialne źródła energii”, COM (96) 576

Biała Księga „Energia dla przyszłości: odnawialne źródła energii”, COM (1997) 599 wersja ostateczna

„Europejski program w sprawie zmian klimatu”, COM (2000) 88 wersja ostateczna

Zielona Księga: „W kierunku europejskiej strategii dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii”, COM (2000) 769 final

„Working together for growth and jobs. A new start for the Lisbon Strategy”, COM (2005) 24 final

Zielona Księga: „Osiągnąć więcej, robiąc mniej”, COM (2005) 265 wersja ostateczna

Zielona Księga: „Europejska Strategia na rzecz zrównoważonej, konkurencyjnej i bezpiecznej energii”, COM (2006) 105 wersja ostateczna

„Perspektywy rynku wewnętrznego energii elektrycznej i gazu” COM (2006) 841 wersja ostateczna

„Zrównoważone wytwarzanie energii z paliw kopalnych: cel – niemal zerowa emisja ze spalania węgla po 2020 r.”, COM (2006) 843 wersja ostateczna

„Ramowy program energetyki jądrowej” COM (2006) 844 wersja ostateczna

142

„Sprawozdanie z postępu w zakresie wykorzystania biopaliw” COM (2006) 845 wersja ostateczna

„Plan priorytetowych połączeń międzysieciowych” COM (2006) 846 final

„Działania na rzecz Europejskiego Strategicznego Planu w dziedzinie Technologii Energetycznych” COM (2006) 847 wersja ostateczna

„Energie odnawialne w XXI wieku: budowa bardziej zrównoważonej przyszłości” COM (2006) 848 wersja ostateczna

„Sprawozdanie z postępów w dziedzinie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych”. COM (2006) 849 wersja ostateczna

„Polityka Energetyczna dla Europy”, COM (2007) 1 wersja ostateczna

„Ograniczenie globalnego ocieplenia do 2°C w perspektywie roku 2020 i dalszej”, COM (2007) 02 wersja ostateczna

„Mid-term review of the Sixth Community Environment Action Programme”, COM (2007) 225 final

„A European Strategic Energy Technology Plan: Towards a low Carbon future”, COM (2007) 723 final

“Proposal for a Community Lisbon Programme 2008-2010”, COM 2007 (804) final

„Wspieranie wczesnych projektów demonstracyjnych zrównoważonego wytwarzania energii z paliw kopalnych”; COM (2008) 13 wersja ostateczna

„Propozycja Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniająca Dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych”; COM (2008) 16 wersja ostateczna

„Propozycja Decyzji Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie starań podejmowanych przez państwa członkowskie zmierzających do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do 2020 r. zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych”; COM (2008) 17 wersja ostateczna

„Propozycja Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla”; COM (2008) 18 wersja ostateczna final

„Propozycja Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie promocji i użycia energii ze źródeł odnawialnych”. COM (2008) 19 wersja ostateczna

„Community guidelines on state aid for environmental protection” (Dz. Urz. UE 2008 C 82/1)

Konkluzje Prezydencji ze szczytu Rady Europejskiej w Brukseli w dniach 8-9 marca 2007 r. (7224/07)

143

Konkluzje Prezydencji ze szczytu Rady Europejskiej w Brukseli w dniach 11-12 grudnia 2008 r. (17271/08)

Energy and climate change – Elements of the final compomise, Brussels, 12 December 2008 (17215/08)

B. Polskie:

Ustawa Prawo energetyczne (Dz. U. 2006, nr 89, poz. 625)

„Polityka energetyczna Polski do 2030 r. Projekt.”, Ministerstwo Gospodarki, wrzesień 2007

„Polityka energetyczna Polski – Strategia do 2030 r. Wersja 1”, Ministerstwo Gospodarki, lipiec 2008

„Tezy do dyskusji nad Polityką energetyczną Polski do 2030 r.”, Ministerstwo Gospodarki, sierpień 2008

„Polityka energetyczna Polski. Wersja 2”, Ministerstwo Gospodarki, wrzesień 2008

A. Barbarzak, Notatka informacyjna nt. założeń polityki klimatycznej USA w programach przedwyborczych kandydatów na prezydenta USA, Ambasada RP w Waszyngtonie, Waszyngton, 11 kwietnia 2008 r.

T. Chmal, R. Zajdler, „Komentarz Instytutu Sobieskiego: Uwagi do Polityki energetycznej Polski – Strategia do 2030 r. – projekt Ministerstwa Gospodarki z dnia 31 lipca 2008 r.”, Instytut Sobieskiego, Warszawa, 31 sierpnia 2008 r.

Stanowisko Koalicji Klimatycznej w sprawie przygotowań do COP 14 w Poznaniu i negocjacji Pakietu energetyczno-klimatycznego UE, lipiec 2008

C. Pozostałe:

Deklaracja z Rio de Janeiro w sprawie środowiska i rozwoju, Rio de Janeiro, czerwiec 1992

Decision 1/CP.13, Bali Action Plan w „Report of the Conference of the Parties on its thirteenth session, held in Bali from 3 to 15 December 2007”, United Nations, March 2008

G8 Leaders Statement on Global Food Security, G8 Summit, Hokkaido, Japan, July 2008 Joint Statement by the Kingdom of Saudi Arabia and the Secretariats of the International Energy Agency, the International Energy Forum and the Organization of Petroleum Exporting Countries, Jeddah Energy Meeting, 22 June 2008

Protokół z Kioto z 1997 r. do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie Zmian Klimatu

Ramowa Konwencja Narodów Zjednoczonych w sprawie Zmian Klimatu z 1992 r.

144

4. Raporty:

BP Statictical Review of World Energy, June 2008 r.

„Climate Change 2007 - Synthesis Report (SYR)”, Intergovernmental Panel on Climate Change

P. Loesoenen, „Combined Heat and Power (CHP) in the EU, Turkey, Norway and Iceland – 2006 data”, Eurostat data in focus: environment and energy, 22/2008

„Energia ze źródeł odnawialnych w 2006 r.”, Główny Urząd Statystyczny, Warszawa 2007

„Energy Efficiency Policies around the World: Review and Evaluation”, World Energy Council 2008

„Energy Technology Perspectives 2008: fact sheet – the blue scenario. A sustainable energy future is possible – How can we achieve it?”, International Energy Agency 2008

„Energy Technology Perspectives 2008. Scenarios and strategies to 2050”, International Energy Agency 2008

„Energy, transport and environment indicators”, EUROSTAT Pocketbooks, Office for Official Publications of the European Communities, Luxembourg 2007

„European Energy and Transport – trends to 2030: update 2007”, European Commission, Directorate-General for Energy and Transport, 2008

„Ewaluacja Raportu 2030”, Instytut Badań nad Gospodarką Rynkową, Warszawa, listopad 2008

F.O. Licht (2007), „Economic Assessment of biofuel support policies”, OECD 2008

J. Kaczorowski, S. Kasprzyk, H. Majchrzak, K. Muszkat, S. Poręba, K. Szynol, H. Trojanowska, „Najważniejsze zagadnienia funkcjonowania sektora elektroenergetycznego w Polsce”

Key World Energy Statistics 2007, International Energy Agency

„Raport 2030. Wpływ proponowanych regulacji unijnych w zakresie wprowadzenia europejskiej strategii rozwoju energetyki wolnej od emisji CO2 na bezpieczeństwo energetyczne Polski, a w szczególności możliwości odbudowy mocy wytwórczych wykorzystujących paliwa kopalne oraz poziom cen energii elektrycznej”, wrzesień 2008

„Raport dotyczący bezpieczeństwa sieci przesyłowych energii elektrycznej w Polsce”, Biuro Bezpieczeństwa Narodowego, Warszawa, maj 2008

S. F. Singer, ed., “Nature, Not Human Activity, Rules the Climate: Summary for Policymakers of theReport of the Nongovernmental International Panel on Climate Change”, Chicago, IL: The Heartland Institute, 2008

State and Trends of the Carbon Market 2007, The World Bank, Washington, May 2007

STERN REVIEW: The Economics of Climate Change. Executive summary

145

World Energy Outlook 2007. Executive summary. China and India Insights, International Energy Agency

5. Strony internetowe:

� www.bp.com� www.chinadaily.com� www.cire.pl� www.dieterhelm.co.uk� http://ec.europa.eu/energy� http://ec.europa.eu/environment � http://eur-lex.europa.eu� http://europa.eu/european-council� www.ft.com� www.g8summit.go.jp� www.gazeta.pl� www.gazetaprawna.pl� www.gpw.pl� www.guardian.co.uk � www.hm-treasury.gov.uk� www.iea.com� www.iea-pvps.org� www.imgw.pl� www.independent.co.uk� www.ipcc.ch� http://isip.sejm.gov.pl� www.koalicjaklimatyczna.org� www.mg.gov.pl� www.nationalgeographic.com� www.onet.pl� http://online.wsj.com/� www.opec.org� www.pb.pl� www.pgi.gog.pl� www.pkee.pl� www.polityka.pl� www.reuters.com� www.rp.pl� www.savemorethanfuel.eu� www.timesonline.co.uk� www.un.org� http://unfccc.int� www.ure.gov.pl� www.worldbank.com� www.worldenergy.org� www.worldenergyoutlook.com� http://world-nuclear.org� http://wyborcza.pl

WPŁYW POLITYKI UNII EUROPEJSKIEJ NA POLSK POLITYK ...rynek-gazu.cire.pl/pliki/2/pracamgr2.pdf ·...

Documents

Transcript of WPŁYW POLITYKI UNII EUROPEJSKIEJ NA POLSK POLITYK ...rynek-gazu.cire.pl/pliki/2/pracamgr2.pdf ·...