Skarb Państwa, PGE, Tauron, Enea i Energa podpisały umowę ws. współpracy przy wydzieleniu aktywów węglowych do NABE

PGE, Enea, Tauron, Energa i Skarb Państwa zawarły porozumienie dotyczące współpracy w zakresie wydzielenia aktywów węglowych i ich integracji w ramach Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE) - podały spółki w komunikatach.

Jak poinformowało w MAP w komunikacie, celem porozumienia jest określenie współpracy w procesie wydzielenia aktywów energetyki węglowej i ich integracji w Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE), a także wsparcie procesu kształtowania optymalnego modelu działalności NABE.

"Podjęliśmy się niezwykle skomplikowanego zadania polegającego na kompleksowej transformacji branży elektroenergetycznej w Polsce. Spełnienie tego zadania wymaga ścisłej współpracy Skarbu Państwa z podmiotami zaangażowanymi w jego realizację" - oświadczył, cytowany, wicepremier, minister aktywów państwowych Jacek Sasin.

Jak dodał, porozumienie to wstęp do dalszych wspólnych prac, które pozwolą szczegółowo określić kształt proponowanych przez resort aktywów rozwiązań.

Według MAP porozumienie umożliwi przygotowanie spółek do wydzielenia aktywów w jednorodny dla wszystkich podmiotów sposób, pozwoli na wybór jednego profesjonalnego doradcy dla wszystkich podmiotów, a także ograniczy koszty procesu. Porozumienie będzie też stanowić podstawę do wypracowania docelowej organizacji NABE, z uwzględnieniem ostatecznej treści dokumentu przyjętego przez Radę Ministrów oraz uzgodnień w ramach umowy społecznej dla energetyki i węgla brunatnego - zaznaczyło ministerstwo.

Jak podały z kolei spółki, w ramach porozumienia jego strony deklarują wzajemną wymianę niezbędnych informacji, w tym dotyczących struktur organizacyjnych, realizowanych procesów i założeń dla kierunku transformacji, których przekazanie nie narusza prawa.

Strony dostrzegają potrzebę koordynacji współpracy w procesie wydzielenia aktywów węglowych i ich integracji w NABE - zaznaczono.
MAP i spółki przypomniały, że w opublikowanym w maju dokumencie "Transformacja sektora elektroenergetycznego w Polsce. Wydzielenie aktywów węglowych ze spółek z udziałem Skarbu Państwa" MAP zawarło koncepcję wydzielenia z grup kapitałowych aktywów związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej w konwencjonalnych jednostkach węglowych.

Integracja wydzielonych aktywów ma nastąpić wokół dzisiejszej spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, która docelowo będzie działać pod nazwą Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego.

Według prezesa PGE Wojciecha Dąbrowskiego porozumienie to "kamień milowy" w procesie wydzielenia aktywów węglowych z polskich spółek energetycznych i utworzenia NABE.

"Od skuteczności, ale też tempa zakończenia prac nad tym przedsięwzięciem, zależy przyszłość polskiej energetyki, potencjał rozwoju polskich spółek energetycznych i ich dalsze inwestycje w odnawialne źródła energii" - powiedział Dąbrowski.

Jak przypomniał, PGE prowadzi plan transformacji w kierunku źródeł nisko i zeroemisyjnych, którego realizacja byłaby niemożliwa bez wydzielenia aktywów węglowych. Dąbrowski zaznaczył, że PGE jest gotowa do sprawnego wydzielenia aktywów.
Rekrutacja - Agencja Rynku Energii Spółka Akcyjna

Agencja Rynku Energii poszukuje kandydatów na stanowiska: Specjalista ds. badań statystycznych oraz Specjalista ds. prognozowania rozwoju sektora energii.

Agencja Rynku Energii Spółka Akcyjna (ARE S.A.), to firma z 24 letnim doświadczeniem, zajmująca się w głównej mierze badaniami statystycznymi i analizami systemowymi (prognozami), dotyczącymi rynku energetycznego w Polsce, a także usługami doradczymi, skierowanymi do przedsiębiorstw 
z branży energetycznej. Jednocześnie spółka ARE S.A. jest właścicielem portalu informacyjnego CIRE.pl. Za jego pośrednictwem, na bieżąco dostarczane są informacje o wydarzeniach, m.in. 
w dziedzinie elektroenergetyki, gazownictwa, ciepłownictwa i górnictwa.

Aktualnie poszukujemy do Departamentu Statystyki i Prognoz: Specjalisty ds. prognozowania rozwoju sektora energii oraz Specjalisty ds. badań statystycznych.

Wymagania dla kandydatów na stanowisko Specjalisty ds. prognozowania rozwoju sektora energii

- dobra znajomość prawa polskiego i międzynarodowego, w szczególności Unii Europejskiej określającego warunki działania sektora energii,
- wiedza na temat funkcjonowania sektora energii (w tym rynki: energii elektrycznej, gazu, paliw ciekłych) w kraju i za granicą,
- wiedza w zakresie konstruowania modeli ekonometrycznych i prognostycznych
- wiedza w zakresie modelowania sektora energii
- bardzo dobra znajomość języka angielskiego
- udokumentowany staż pracy w instytucjach związanych z sektorem energii
- doświadczenie w przygotowywaniu analiz w obszarze rynku energii
- wykształcenie wyższe techniczne lub ekonomiczne

Dodatkowe atuty:
- wiedza techniczna z zakresu wytwarzania i przesyłania energii elektrycznej i ciepła, działania sieci gazowych
- wiedza na temat wpływu energetyki na środowisko naturalne i sposobów ograniczania tego wpływu


Wymagania dla kandydatów na stanowisko Specjalista ds. badań statystycznych
Wymagania:
- podstawowa znajomość uregulowań prawnych określających warunki działania sektora energii,
- wiedza na temat funkcjonowania sektora energii (w tym rynki: energii elektrycznej, gazu, paliw ciekłych) w kraju i za granicą,
- wiedza w zakresie konstruowania modeli ekonometrycznych,
- bardzo dobra znajomość języka angielskiego,
- wykształcenie wyższe techniczne lub ekonomiczne.

Dodatkowe atuty:
- udokumentowany staż pracy w instytucjach związanych z sektorem energii,
- doświadczenie w przygotowywaniu analiz w obszarze rynku energii.

Na obu stanowiskach ARE S.A. oferuje

- ciekawą pracę i stabilność zatrudnienia
- szansę na rozwój zawodowy w firmie z wieloletnim doświadczeniem w obszarze modelowania sektora energii
- możliwość wdrażania swoich pomysłów
- wynagrodzenie stałe i system premiowy
- pakiet medyczny
-możliwość korzystania z funduszu socjalnego



Zainteresowane osoby prosimy o przesłanie aplikacji (list motywacyjny i CV) na adres emailowy: Ten adres pocztowy jest chroniony przed spamowaniem. Aby go zobaczyć, konieczne jest włączenie w przeglądarce obsługi JavaScript. w terminie do 30 sierpnia 2021 r.

Prosimy o dołączenie podpisanego oświadczenia lub zawarcie w dokumentach aplikacyjnych klauzuli: "Wyrażam zgodę na przetwarzanie moich danych osobowych przez Agencję Rynku Energii S.A. z siedzibą w Warszawie ul. Bobrowiecka 3 dla potrzeb niezbędnych do realizacji procesu rekrutacyjnego, zgodnie z przepisami ustawy z dnia 29.08.1997 o ochronie danych osobowych (Dz. U. z 2002 r. Nr 101, poz. 926 z poź. zm.). Przyjmuję do wiadomości, że przysługuje mi prawo wglądu do treści moich danych oraz ich poprawiania."
Produkcja energii OZE - spadek udziału OZE w całej UE spowodowany bezwietrznym i pochmurnym czerwcem

Dane ENTSO-E dotyczące produkcji energii za czerwiec 2021 obrazują duży miesięczny spadek udziałów energii z OZE zarówno w Polsce, w Niemczech jak i w UE. Statystyki udziałów OZE miesiąc do miesiąca, "piszą" zmiany klimatu i aktualna aura, a nie oczekiwane skutki nowych inwestycji, które miały być odpowiedzią na zmiany klimatu.

Spóźnione inwestycje w OZE, lub brak nowych projektów na rzecz transformacji energetycznej (np. w Polsce w przypadku lądowych elektrowni wiatrowych), stracona dekada dla rozwoju wodoru oraz rosnące ceny gazu powodują, że węgiel jest i pozostanie przez kolejne lata głównym beneficjentem okresu rosnącego zapotrzebowania na energię i jej wysokich cen. Nie zmienią tego przyrosty mocy PV, które w Polsce wyhamowują. Taki obraz rysuje się nie tylko w Polsce, ale w większości krajów UE.

W czerwcu w Polsce fotowoltaika wyprodukowała niemal identyczną ilość energii co miesiąc wcześniej i o 177 proc. więcej niż w analogicznym miesiącu roku poprzedniego, natomiast praktycznie bezwietrzny czerwiec w całej UE spowodował spadek produkcji energii z elektrowni wiatrowych w Polsce o prawie 54 proc. w porównaniu z miesiącem ubiegłym (m/m) - rysunek. Jest to również o blisko 10 proc. mniej niż rok wcześniej (r/r).

(900x457)


W czerwcu udział energii elektrycznej wyprodukowanej przez zeroemisyjne źródła PV i elektrownie wiatrowe spadł z 14 proc. do 8 proc. (dla porównania w Niemczech ten udział m/m spadł z 41 proc. do 30 proc.). Spadek produkcji energii w czerwcu miały elektrownie wodne i szczytowo-pompowe, który wynosił ok. 50 proc. mniej niż miesiąc wcześniej (m/m). Całkowity udział energii wyprodukowanej z OZE w czerwcu w stosunku do maja spadł z 17,1 proc. do 11,1 proc.

Czas pandemii, opóźnienia we wdrażaniu "Pakietu zimowego", "Zielonego ładu" służą opóźnieniu transformacji energetycznej i przedłużanie subsydiów antyekologicznych, i prowadzą do rozchodzenia się planów UE w zakresie ochrony klimatu i bieżącej sytuacji na rynku. Słabnącemu boomowi fotowoltaicznemu, który miał przyspieszyć polską transformację w dobie "Zielonego ładu" i przyśpieszania planów UE dochodzenia do neutralności klimatycznej, towarzyszy wzrost wartości firm węglowych na GPW (WIG-Energia). W okresie ostatniego półrocza indeks krajowej koniunktury fotowoltaicznej IEO_PV zrównał po się z indeksem globalnym MAC - rysunek.

(900x530)

Silniejsze wsparcie dostaje sektor węglowy poprzez rynek mocy niż fotowoltaika w systemie aukcyjnym. W całym pierwszym półrocze 2020 udział węgla nie różni się od pierwszego półrocza 2021, a niewielki wzrost udziału OZE w czasie pandemii dokonał się w Polsce głównie dzięki inwestycjom PV (które słabną) i kosztem ... gazu ziemnego (poz. "inne" na wykresie poniżej, razem z gazem kopalnianym i oleju opałowego).

(900x456)

Problemy z rozpoczęciem realnej transformacji energetycznej ma cała UE, a Polska tylko pogłębia ogólny dryf. Warto popatrzeć na całość produkcji energii z OZE (i stan mocy wytwórczych) w szerszym kontekście międzynarodowym. W Niemczech w czerwcu również nastąpił duży spadek w produkcji energii elektrycznej z elektrowni wiatrowych o ponad 61 proc. w porównaniu z majem (m/m) i o 31 proc. (r/r). W UE nie było inaczej, bezwietrzny czerwiec objawił się na całym starym kontynencie i również spadek energii z elektrowni wiatrowych wyniósł ponad 52 proc. (m/m). Ale fotowoltaika w odróżnieni od Polski odnotowała wzrost w Niemczach i całej UE (odpowiednio o 20 proc. i 16 proc.) w porównaniu do miesiąca ubiegłego.

Spadek produkcji energii z wiatru musiał być skompensowany przez elektrownie zużywające paliwa kopalne. W Niemczech średnio wzrosło wykorzystanie węgla o 40 proc. (m/m), natomiast w UE mniej bo o 22 proc. Duże wykorzystanie w czerwcu odnotowały również elektrownie gazowe o ponad 54 proc. w Niemczech i 30 proc. w UE.

Miarodajnym wskaźnikiem do analizy krajowych rynków energii, w tym w szczególności energii z OZE są porównania w obrębie całej UE. Zmiany m/m i r/r w produkcji energii elektrycznej w maju 2021 r. w Polsce w Niemczech na tle UE zestawiono w tabeli poniżej.

(950x454)

W takim tempie transformacji energetycznej jak dotychczas UE nie osiągnie nowych celów OZE w 2030 r. (40 proc. zamiast 32 proc.) ani nowych celów klimatycznych (55 proc. redukcja emisji CO2 do 2030 w stosunku do 1990 r.). Ostatnie 30 lat w Polsce utrzymały węglowe status quo i w umiłowanie życia z renty zacofania zakładamy, że tak będzie przez kolejne 30 lat.

Źródłem obecnych problemów dla całej EU jest dopuszczenie przez Komisje Europejską do niezrealizowania przez szereg krajów, w tym Polskę, celów OZE na 2020 r. oraz przyzwolenie przedłużanie wsparcia dla paliw kopalnych, które teraz uwidacznia się w statystykach i przenosi swoje skutki na przyszłość. Teraz, z free riders na pokładzie, trudno stawiać wymagania i ambitne cele. Rosnący udział węgla jest jednak też źródłem problemów, w szczególności dla Polski (też dla takich krajów jak Niemcy, które zatrzymały się w Energiewende, ale to bogaty kraj). W sposób oczywisty w Polsce prowadzić będzie konsekwentnie do niszczenia energetyki (spadające marże i utrata konkurencyjności) i całej gospodarki, a w szczególności polskiego przemysłu i eksportu (proste usługi sobie poradzą z wysokimi cenami energii i wysokim śladem węglowym).

Bez masowych inwestycji w OZE, we wszystkich segmentach, nie będzie realnego i trwałego wzrostu udziałów OZE, a bez tego ceny energii dla odbiorców będą rosły w takim samym tempie jak rosną ceny energii z węgla.
30 lat obecności Polski w CERN

1 lipca 1991 r. Polska dołączyła do państw członkowskich Europejskiej Organizacji Badań Jądrowych CERN, stając się współwłaścicielem największego na świecie laboratorium fizyki cząstek. Z CERN związanych jest obecnie ok. 550 Polaków, część z nich uczestniczy w najważniejszych badaniach tej instytucji.



Zlokalizowany pod Genewą CERN zajmuje się badaniami podstawowymi w dziedzinie fizyki, a pracujący tam naukowcy próbują zrozumieć z czego zbudowany jest świat i jakie prawa nim rządzą. Początki CERN sięgają późnych lat 40. XX w., kiedy to niewielka grupa uczonych i polityków po obu stronach Atlantyku dostrzegła w naukach podstawowych szansę na pokojową odbudowę Europy po pożodze II Wojny Światowej. Założony w 1954 roku, CERN jest czołowym przykładem współpracy międzynarodowej łączącej naukowców nieomal 100 narodowości.

Organizacja CERN kojarzona jest głównie z Wielkim Zderzaczem Hadronów (LHC) i badaniami nad materią. Dokonane w roku 2012 dzięki LHC odkrycie bozonu Higgsa uważane jest za jedno z najbardziej doniosłych osiągnięć w historii nauki, które nagrodzono Noblem z fizyki w 2013 roku. Jednak w 2019 r. CERN ogłosił już plany budowy Future Circular Collider (FCC), akceleratora cztery razy większego i wielokrotnie potężniejszego od Wielkiego Zderzacza Hadronów. Nowy zderzacz ma powstać najwcześniej w latach 50. XXI w. i umożliwić odkrycie nieznanych jeszcze rodzajów cząstek elementarnych. Jego koszt szacowany jest na 9-21 miliardów euro (zależnie od konfiguracji). Być może dane z FCC pozwolą stworzyć "teorię wszystkiego", obejmującą wszystkie siły natury, ogólną teorię względności oraz mechanikę kwantową.

Już w latach 60. XX w. polskie zespoły pracowały przy opracowywaniu danych z CERN, a teoretycy wspierali prace koncepcyjne. W tamtym czasie Polacy budowali dużą część kalorymetru dla eksperymentu DELPHI. Wypracowanie dobrych, międzynarodowych relacji naukowych w latach 60. Polska zawdzięcza profesorom Marianowi Danyszowi i Jerzemu Pniewskiemu z Warszawy oraz prof. Marianowi Mięsowiczowi z Krakowa. To między innymi dzięki ich wysiłkom w 1963 nasz kraj uzyskał status "obserwatora".

Pełne członkostwo w CERN Polska uzyskała 1 lipca 1991 r. Była to pierwsza zachodnia organizacja międzynarodowa, która po zmianach politycznych w Europie przyjęła Polskę do grona swych członków.

"Przed 1991 rokiem polskie grupy uczestniczyły w niektórych projektach, ale Polska nie uczestniczyła w decydowaniu o przyszłości laboratorium, Polacy nie mogli być zatrudnieni w CERN, ani tym bardziej piastować żadnych eksponowanych stanowisk. Polskie firmy nie mogły starać się o kontrakty w CERN. Od lipca 1991 Polska stała się współwłaścicielem największego na świecie laboratorium fizyki cząstek" - powiedział PAP dr Paweł Bruckman de Renstrom z Instytutu Fizyki Jądrowej PAN.

Szacuje się, że wszystkich pracowników CERN jest około 2500. Wśród nich jest 550 Polaków w tym ok. 80 osób zatrudnionych w CERN na etatach; 170 osób to różnego typu stypendyści i studenci z Polski, a pozostałych około 300 osób stanowią polscy użytkownicy CERN zatrudnieni w krajowych instytucjach. Zatrudnieni w Europejskiej Organizacji Badań Jądrowych Polacy to nie tylko naukowcy. Sebastian Łobieński jest zastępcą kierownika ds. bezpieczeństwa komputerów w CERN.

"Badania prowadzone w CERN przynoszą około 10 doktoratów rocznie, a na przestrzeni 30 lat naszej obecności w CERN około 100 polskich studentów skorzystało z trwających 2-3 miesięcy staży naukowych w ramach programu +CERN Summer Studies+. Podobnie w latach 2007-2014 około 550 polskich nauczycieli fizyki uczestniczyło w organizowanych w CERN tygodniowych kursach doszkalających +Techer Programme+" - wylicza dr Paweł Bruckman de Renstrom.

"Kiedy byłam polskim delegatem do Rady CERN, byłam pod wrażeniem skuteczności wystąpień młodych Polaków o studenckie i doktorskie staże techniczne. To były aplikacje rozpatrywane w systemach konkursowych, bez wyraźnie narzuconej normalizacji do wielkości składki i któregoś roku byliśmy na trzecim miejscu pod względem liczny tych staży" - powiedziała PAP prof. Agnieszka Zalewska, która w latach 2013-2015 była szefową Rady CERN.

Od momentu przystąpienia do CERN, polskie grupy eksperymentalne weszły w skład wszystkich pięciu wielkich eksperymentów na Wielkim Zderzaczu Hadronów:

- ALICE - do badania zderzeń jąder ciężkich atomów (np. ołowiu), badania własności plazmy kwarkowo-gluonowej, nieznanego wcześniej stanu skupienia materii, jaki panował na bardzo wczesnych etapie istnienia wszechświata;

- LHCb - pomiary prowadzone w tym spektrometrze pozwalają na weryfikację przewidywań Modelu Standardowego oraz poszukiwanie odstępstw od tych przewidywań - czyli poszukiwanie "nowej fizyki";

- ATLAS i CMS - do precyzyjnych pomiarów parametrów Modelu Standardowego (SM), w tym bozonu Higgsa, poszukiwania zjawisk tzw. "nowej fizyki" czyli wykraczających poza SM oraz badania zderzeń ciężkich jąder atomowych;

- TOTEM - eksperyment obecnie już prawie całkiem zintegrowany z eksperymentem CMS. Polacy odegrali w nim ważną rolę - w szczególności dr Hubert Niewiadomski - współkoordynator analizy fizycznej.

Pytani o przyszłość badań w CERN, prof. Zalewska i dr Bruckman de Renstrom mówią o kontynuacji programu LHC. "Dokładniej zbadamy własności odkrytego w 2012 roku bozonu Higgsa i będziemy dalej szukać śladów fizyki spoza Modelu Standardowego - tak bezpośrednio poszukując nowych cząstek jak i pośrednio szukając znaczących odstępstw od przewidywań Modelu" - przyznają zgodnie. Przyjęta w 2020 roku przez Radę CERN aktualizacja Europejskiej Strategii Fizyki Cząstek przewiduje badania rozwojowe oraz studia wykonalności dla FCC (Future Circular Collider).

Polscy naukowcy od lat uczestniczą też w eksperymentach spoza LHC. Są to miedzy innymi:

- NA61/SHINE - badanie własności przejścia fazowego pomiędzy materią hadronów a plazmą kwarkowo-gluonową. Badanie efektów elektromagnetycznych przy zderzeniach ultraszybkich jąder. Koordynatorem eksperymentu jest prof. Marek Gaździcki z Uniwersytetu Jana Kochanowskiego w Kielcach i Uniwersytetu Goethego we Frankfurcie;

- COMPASS - jedyny eksperyment w Europie przeznaczony do badania trójwymiarowej i spinowej struktury nukleonu;

- ISOLDE - badania przyniosły bardzo ciekawe wyniki na temat różnych kształtów jakie mogą przyjmować jądra izotopów radonu, radu i rtęci.

W niedługiej przyszłości planowane są też inne badania przy znacznym udziale polskich naukowców. To między innymi eksperyment PUMA, czyli próba wytworzenia sztucznych atomów, składających z niestabilnych jąder atomowych oraz z antyprotonu zastępującego elektron zlokalizowany wokół jądra, co pozwoli badaczom m.in. lepiej zrozumieć własności tajemniczych gwiazd neutronowych. To też eksperyment FASER, czyli nowy kierunek badawczy w LHC związany z badaniami lekkich cząstek produkowanych wzdłuż osi wiązki zderzających się protonów. Badania te mogą też stanowić okno na zrozumienie natury ciemnej materii wypełniającej Wszechświat. Wśród nowych projektów znajdzie się też Fabryka Promieni Gamma (Gamma Factory), czyli nowatorski pomysł zakładający wykorzystanie silnie zjonizowanych (tj. pozbawionych wielu elektronów) atomów wytwarzanych w kompleksie akceleratora w CERN do wytworzenia bardzo skupionych wiązek wysokoenergetycznych fotonów. Narzędzie badawcze wytworzone przy użyciu tych fotonów mogłoby posłużyć w szerokim programie eksperymentalnym rozciągającym się od fizyki cząstek po fizykę atomową, jak również m.in. w badaniach dot. fizyki medycznej.

Obecnie na CERN składają się 23 kraje członkowskie. Roczny budżet wynosi 1 168 000 CHF. Polski wkład finansowy do budżetu CERN (wyliczany w proporcji do PKB) to 2,8 proc., co równa się ok. 135 mln zł.

Z okazji okrągłej rocznicy obecności Polski w CERN prof. Agnieszka Zalewska przypomina komu zawdzięczamy dostęp do internetu.

"Chyba nie dość jest przypominania, że protokół WWW do obsługi internetu powstał w CERN-ie i został za darmo udostępniony do powszechnego użytku. Szacuje się, że WWW generuje ok. 3 proc. globalnego dochodu ludzkości i pewnie można założyć, że jest to też ok. 3 proc. polskiego dochodu narodowego. W dodatku np. za oprogramowanie Windows czy pakiet Office płacimy duże pieniądze amerykańskiemu koncernowi Microsoft. Gdyby protokół WWW nie powstał w CERNie, a stworzyłby go Microsoft, dodatkowe duże kwoty wypływałyby z Polski. No i jeszcze jeden aspekt tej sprawy - darmowe WWW to inteligentna forma pomocy ubogim krajom. Warto więc inwestować w pierwszorzędną naukę, bo od czasu do czasu poza dostarczaniem czysto naukowych odkryć dostarcza takich produktów ubocznych jak WWW" - puentuje Zalewska.
Przewodnicząca Komisji Europejskiej: "Gospodarka oparta na paliwach kopalnych osiągnęła swoje granice"

Następnym pokoleniom chcemy zostawić zdrową planetę, a także zapewnić dobre miejsca pracy i wzrost gospodarczy, który nie szkodzi przyrodzie. Europejski Zielony Ład to nasza strategia wzrostu, która zmierza ku gospodarce bezemisyjnej - mówi Ursula von der Leyen. Komisja Europejska przyjęła pakiet wniosków, aby dostosować politykę UE w dziedzinie klimatu, energii, użytkowania gruntów, transportu i opodatkowania w taki sposób, aby obniżyć emisje gazów cieplarnianych netto o co najmniej 55 proc. do 2030 r. - w porównaniu z poziomami z 1990 r.

Takie obniżenie poziomu emisji w najbliższej dekadzie to zasadniczy warunek, który może sprawić, by Europa stała się pierwszym na świecie kontynentem neutralnym dla klimatu do 2050 r. i wprowadziła w życie Europejski Zielony Ład otwiera się w nowej karcie. Przedstawione wnioski Komisji stanowią narzędzia prawodawcze, które służą realizacji celów zawartych w Europejskim prawie o klimacie oraz gruntownej transformacji naszej gospodarki i społeczeństwa zmierzającej do sprawiedliwej, ekologicznej i dostatniej przyszłości.

Kompleksowy i wzajemnie powiązany zbiór wniosków

Przedstawione wnioski umożliwią niezbędne przyspieszenie redukcji emisji gazów cieplarnianych w najbliższym dziesięcioleciu. Łączą one: stosowanie systemu handlu uprawnieniami do emisji w nowych sektorach oraz zaostrzenie zasad obecnego unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji; większe wykorzystanie energii ze źródeł odnawialnych; wyższą efektywność energetyczną; szybsze wprowadzanie niskoemisyjnych rodzajów transportu oraz infrastruktury i paliw, które je wspierają; dostosowanie polityki podatkowej do celów Europejskiego Zielonego Ładu; działania zapobiegające ucieczce emisji gazów cieplarnianych; oraz narzędzia służące ochronie i rozwojowi naturalnych pochłaniaczy dwutlenku węgla.

Unijny system handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS) decyduje o cenie emisji dwutlenku węgla i co roku obniża pułap emisji pochodzących z określonych sektorów gospodarki. W ciągu ostatnich 16 lat udało się obniżyć emisje pochodzące z produkcji energii elektrycznej i energochłonnych gałęzi przemysłu o 42,6 proc. Komisja proponuje jeszcze większe obniżenie ogólnego pułapu emisji i zwiększenie rocznego tempa ich redukcji. Komisja proponuje również stopniowe wycofywanie bezpłatnych uprawnień do emisji dla lotnictwa oraz dostosowanie do światowego mechanizmu kompensacji i redukcji dwutlenku węgla dla lotnictwa międzynarodowego (CORSIA) oraz włączenie emisji z żeglugi po raz pierwszy do EU ETS. Aby rozwiązać problem braku redukcji emisji w transporcie drogowym i w budynkach, ustanowiono odrębny nowy system handlu uprawnieniami do emisji w odniesieniu do dystrybucji paliwa dla transportu drogowego i budynków. Komisja proponuje również zwiększenie funduszu innowacyjnego i funduszu modernizacyjnego.

Aby uzupełnić znaczne wydatki na klimat w budżecie UE, państwa członkowskie powinny przeznaczać całość swoich dochodów z handlu uprawnieniami do emisji na projekty związane z klimatem i energią . Specjalna część dochodów z nowego systemu dotyczącego transportu drogowego i budynków powinna łagodzić ewentualne skutki społeczne dla gospodarstw domowych, mikroprzedsiębiorstw i użytkowników transportu znajdujących się w trudnej sytuacji.

W rozporządzeniu w sprawie wspólnego wysiłku redukcyjnego dla każdego państwa członkowskiemu określono zaostrzone wartości docelowe w zakresie redukcji emisji w przypadku budynków, transportu drogowego i krajowego transportu morskiego, rolnictwa, odpadów i małych sektorów przemysłu. Biorąc pod uwagę różne sytuacje wyjściowe i możliwości poszczególnych państw członkowskich, wartości te opierają się na ich PKB na mieszkańca i są dostosowane w celu uwzględnienia efektywności kosztowej.

Państwa członkowskie również ponoszą odpowiedzialność za usuwanie dwutlenku węgla z atmosfery , tak więc w rozporządzeniu w sprawie użytkowania gruntów, leśnictwa i rolnictwa ustanowiono ogólny cel UE dotyczący usuwania dwutlenku węgla przez naturalne pochłaniacze, odpowiadający 310 mln ton emisji CO2 do 2030 r. Docelowe poziomy krajowe będą wymagały od państw członkowskich dbania o naturalne pochłaniacze dwutlenku węgla i rozszerzania ich, aby osiągnąć powyższy cel. Do 2035 r. UE powinna dążyć do osiągnięcia neutralności klimatycznej w sektorach użytkowania gruntów, leśnictwa i rolnictwa, co dotyczy również emisji rolniczych innych niż CO2, takich jak emisje pochodzące ze stosowania nawozów i od zwierząt gospodarskich. Strategia leśna UE ma na celu poprawę jakości, ilości i odporności lasów w Europie. Wspiera ona leśników i biogospodarkę leśną, a zarazem zapewnia zrównoważone pozyskiwanie i wykorzystywanie biomasy, chroni różnorodność biologiczną oraz zawiera plan zasadzenia trzech miliardów drzew w całej Europie do 2030 r.

Produkcja i zużycie energii odpowiadają za 75 proc. emisji w UE, dlatego też przyspieszenie przejścia na bardziej ekologiczny system energetyczny ma zasadnicze znaczenie. W dyrektywie w sprawie odnawialnych źródeł energii zostanie ustalony zwiększony poziom docelowy, zgodnie z którym do 2030 r. 40 proc. energii należy produkować ze źródeł odnawialnych. Wszystkie państwa członkowskie przyczynią się do realizacji tego celu, a konkretne wartości docelowe zostaną zaproponowane w odniesieniu do wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych w transporcie, ogrzewaniu i chłodzeniu, budynkach i przemyśle. Aby osiągnąć cele w zakresie klimatu i środowiska, zaostrzono kryteria zrównoważoności w zakresie wykorzystania bioenergii, a wszelkie programy wsparcia dla bioenergii w państwach członkowskich należy opracowywać w sposób zgodny z zasadą wykorzystania kaskadowego biomasy drzewnej.

Żeby ograniczyć ogólne zużycie energii, ograniczyć emisje gazów cieplarnianych i rozwiązać problem ubóstwa energetycznego, dyrektywa w sprawie efektywności energetycznej określi bardziej ambitny wiążący roczny cel dotyczący ograniczenia zużycia energii na szczeblu UE. Ten cel wpłynie na sposób ustalania wkładów krajowych i prawie dwukrotnie zwiększy roczne zobowiązanie państw członkowskich w zakresie oszczędności energii. Sektor publiczny będzie zobowiązany do corocznej renowacji 3 proc. swoich budynków, aby stymulować tzw. falę renowacji, tworzyć miejsca pracy oraz zmniejszać zużycie energii i koszty ponoszone przez podatników.

Uzupełnienie handlu uprawnieniami do emisji wymaga połączenia działań na rzecz rozwiązania problemu rosnących poziomów emisji w transporcie drogowym. Bardziej rygorystyczne normy emisji CO2 dla samochodów osobowych i dostawczych przyspieszą przejście na mobilność bezemisyjną dzięki wymogowi zmniejszenia średnich emisji z nowych samochodów o 55 proc. od 2030 r. i o 100 proc. od 2035 r. w porównaniu z poziomami z 2021 r. W rezultacie wszystkie nowe samochody rejestrowane od 2035 r. będą bezemisyjne. Aby zagwarantować kierowcom możliwość ładowania pojazdów lub zakupu paliwa w niezawodnej sieci w całej Europie, zmienione rozporządzenie w sprawie infrastruktury paliw alternatywnych nałoży na państwa członkowskie wymóg zwiększenia zdolności ładowania proporcjonalnie do sprzedaży samochodów bezemisyjnych oraz wymóg instalacji punktów ładowania i tankowania na głównych autostradach w regularnych odstępach: co 60 km w przypadku ładowania energią elektryczną i co 150 km w przypadku tankowania wodoru.

Paliwa lotnicze i morskie powodują znaczne zanieczyszczenia, a także wymagają specjalnych działań w celu uzupełnienia handlu uprawnieniami do emisji. Rozporządzenie w sprawie infrastruktury paliw alternatywnych nakłada wymóg, aby statki powietrzne i statki miały dostęp do czystej energii elektrycznej w głównych portach i na lotniskach. Inicjatywa ReFuelEU Aviation zobowiąże dostawców paliw do włączania coraz większych ilości zrównoważonych paliw lotniczych do paliw do silników odrzutowych uzupełnianych w portach lotniczych UE, w tym niskoemisyjnych paliwach syntetycznych (tzw. e-paliwach). Podobnie inicjatywa FuelEU Maritime będzie sprzyjać wprowadzaniu zrównoważonych paliw okrętowych i technologii bezemisyjnych dzięki ustanowieniu maksymalnego limitu emisji gazów cieplarnianych przez statki zawijające do portów europejskich.

System podatkowy dotyczący produktów energetycznych musi chronić i usprawniać jednolity rynek oraz wspierać zieloną transformację za pomocą odpowiednich zachęt. W ramach przeglądu dyrektywy w sprawie opodatkowania energii proponuje się dostosowanie opodatkowania produktów energetycznych do polityki UE w zakresie energii i klimatu, wspieranie czystych technologii oraz zniesienie przestarzałych zwolnień i stawek obniżonych, które obecnie zachęcają do stosowania paliw kopalnych. Nowe przepisy mają na celu ograniczenie szkodliwych skutków konkurencji podatkowej w dziedzinie energii, co przyczyni się do zabezpieczenia dochodów państw członkowskich z podatków ekologicznych, które są mniej szkodliwe dla wzrostu gospodarczego niż opodatkowanie pracy.
Ponadto nowy mechanizm dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 wprowadzi cenę za emisje dwutlenku węgla w przypadku importu określonych produktów, aby zagwarantować, że ambitne działania w dziedzinie klimatu w Europie nie doprowadzą do ucieczki emisji gazów cieplarnianych. Dzięki temu obniżanie emisji w UE przyczyni się do globalnego spadku emisji, a nie do przenoszenia wysokoemisyjnej produkcji poza Europę. Celem tego mechanizmu jest również zachęcenie przemysłu spoza UE i naszych partnerów międzynarodowych do podejmowania podobnych działań.

Wszystkie te wnioski ustawodawcze są ze sobą powiązane i wzajemnie się uzupełniają. Ten wyważony pakiet i związane z nim dochody są potrzebne, aby zapewnić transformację, która sprawi, że Europa stanie się sprawiedliwa, ekologiczna i konkurencyjna, a ponadto przyniesie równomierny podział odpowiedzialności między różnymi sektorami i państwami członkowskimi, a w stosownych przypadkach zapewni dodatkowe wsparcie.

Społecznie sprawiedliwa transformacja

Chociaż w perspektywie średnio- i długofalowej korzyści wynikające z unijnej polityki klimatycznej wyraźnie przewyższają koszty tej transformacji, ta polityka może w ujęciu krótkoterminowym wywrzeć dodatkową presję na gospodarstwa domowe, mikroprzedsiębiorstwa i użytkowników transportu w trudnej sytuacji. W związku z tym rozwiązania proponowane w pakiecie pozwolą równomiernie rozłożyć koszty przeciwdziałania zmianie klimatu i przystosowania się do niej.

Ponadto instrumenty ustalania opłat za emisję gazów cieplarnianych przynoszą dochody, które można ponownie zainwestować, aby pobudzić innowacje, wzrost gospodarczy i inwestycje w czyste technologie. Nowy Fundusz Społeczny na rzecz Działań w dziedzinie Klimatu ma zapewnić państwom członkowskim specjalne środki finansowe, aby pomóc obywatelom w finansowaniu inwestycji w efektywność energetyczną, nowe systemy ogrzewania i chłodzenia oraz czystszą mobilność . Fundusz Społeczny na rzecz Działań w dziedzinie Klimatu byłby finansowany z budżetu UE w kwocie równej 25 proc. spodziewanych dochodów z handlu uprawnieniami do emisji w odniesieniu do paliw stosowanych w budynkach i transporcie drogowym. Zapewni on państwom członkowskim finansowanie w wysokości 72,2 mld euro na lata 2025-2032 w oparciu o ukierunkowaną zmianę wieloletnich ram finansowych. Dzięki propozycji wykorzystania równoważnego finansowania ze strony państw członkowskich fundusz uruchomiłby 144,4 mld euro na społecznie sprawiedliwą transformację.

Korzyści wynikające z podjęcia natychmiastowych działań na rzecz ochrony ludzi i planety są oczywiste: czystsze powietrze, chłodniejsze i bardziej ekologiczne miasta, zdrowsze społeczeństwo, niższe zużycie energii i niższe rachunki, nowe miejsca pracy w Europie, technologie i możliwości przemysłowe, więcej przestrzeni dla przyrody oraz zdrowsza planeta dla przyszłych pokoleń. Głównym wyzwaniem w związku z transformacją ekologiczną w Europie jest to, by jak najszybciej i jak najsprawiedliwiej zapewnić wszystkim korzyści i możliwości, które z niej wynikają. Wykorzystując różne narzędzia polityczne dostępne na szczeblu UE, możemy zadbać o to, by tempo zmian było wystarczające, ale nie powodowało nadmiernych zakłóceń.

Długoterminowy budżet UE na najbliższe siedem lat zapewni wsparcie dla zielonej transformacji. Wspierania działań w dziedzinie klimatu dotyczy 30 proc. programów objętych wieloletnimi ramami finansowymi o wartości 2 bln euro na lata 2021-2027 i instrumentem NextGenerationEU, ponadto na działania w dziedzinie klimatu przeznaczono 37 proc. z 723,8 mld euro (w cenach bieżących) Instrumentu na rzecz Odbudowy i Zwiększania Odpornościo, z którego finansowane będą krajowe programy naprawcze państw członkowskich w ramach NextGenerationEU.
Czy na rynku sprzedaży ciepła systemowego działa zasada TPA?

Założeniem ustawodawcy w zakresie regulowań prawnych dotyczących szeroko rozumianej energetyki było oparcie tych regulacji na zasadzie jednorodności różnych sektorów energii i paliw. Założenie to zostało zrealizowane w ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne uchwalonej ćwierć wieku temu. W obecnym czasie istnieje wiele obszarów wyłączonych z tej ustawy takich jak: energetyka odnawialna, rynek mocy, promowanie kogeneracji, efektywność energetyczna, inwestycje wiatrowe oraz produkcja energii z off-shore, oraz energia atomowa.

Jednorodność prawa energetycznego a różnorodność rynków energii i paliw

Założeniem ustawodawcy w zakresie regulowań prawnych dotyczących szeroko rozumianej energetyki było oparcie tych regulacji na zasadzie jednorodności różnych sektorów energii i paliw. Założenie to zostało zrealizowane w ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne uchwalonej ćwierć wieku temu. W obecnym czasie istnieje wiele obszarów wyłączonych z tej ustawy takich jak: energetyka odnawialna, rynek mocy, promowanie kogeneracji, efektywność energetyczna, inwestycje wiatrowe oraz produkcja energii z off-shore, oraz energia atomowa.

Mimo przyjęcia przez ustawodawcę zasady jednorodności prawa energetycznego, z zastrzeżeniem wyjątków, twórcy ustawy Prawo energetyczne mieli świadomość jej ograniczeń w praktyce stosowania prawa wynikających z różnorodności i specyfiki poszczególnych rynków objętych jej działaniem. Specyfika ta sprawia, że stosowanie norm wynikających z ustawy Prawo energetyczne lub szerzej z prawa energetycznego wymaga ich odpowiedniego zastosowania w odniesieniu do poszczególnych rynków. Tym samym zasada jednorodności prawa energetycznego nie oznacza pominięcia różnorodności i specyfiki poszczególnych rynków objętych regulacją ustawy Prawo energetyczne. Przeciwnie, zasady jednorodności oraz zasady różnorodności (specyfiki) danego rynku regulowanego należy traktować, jako komplementarne. W praktyce oznacza to konieczność uwzględniania w procesie stosowania danej normy prawa energetycznego specyfiki danego rynku. Nie jest zatem tak, że sam fakt objęcia daną normą prawa energetycznego wszystkich rynków energii i paliw oznacza automatycznie, że ta sama norma znajdzie takie samo zastosowanie na wszystkich rynkach. Wręcz przeciwnie, w każdym przypadku zastosowanie danej normy wymaga uwzględnienia specyfiki danego rynku.

Geneza zasady TPA

Konstrukcja prawna zasady TPA (Third Party Access) została wypracowana w Stanach Zjednoczonych Ameryki na początku XX w. i opiera się na koncepcji urządzeń i instalacji kluczowych (essential facilities). Są to urządzenia infrastrukturalne, których nie można w sposób dowolny zduplikować, a tym samym zastąpić innymi urządzeniami, co wynika z ograniczeń fizycznych, prawnych lub ekonomicznych. Urządzenia te i instalacje są niezbędne do prowadzenia działalności gospodarczej na danym rynku lub rynkach powiązanych, a także dla konkurowania z podmiotem zarządzającym tymi elementami infrastruktury. Do pojęcia urządzeń i instalacji kluczowych odwołuje się amerykańska doktryna essential facilities a także europejska koncepcja nadzwyczajnych okoliczności.

Doktryna essential facilities określa, kiedy zarządzający infrastrukturą kluczową dopuszcza się naruszenia prawa odmawiając dostępu do tej infrastruktury. Zgodnie z tą doktryną dokonanie takiej oceny wymaga kumulatywnego spełnienia trzech przesłanek tj.: infrastruktura ma charakter urządzeń i instalacji kluczowych, zarządzający taką infrastrukturą ma pozycję dominującą lub monopolistyczną na danym rynku właściwym, odmowa dostępu do tej infrastruktury nie znajduje uzasadnienia w kwestiach technicznych lub ekonomicznych.

Koncepcja nadzwyczajnych okoliczności, wyrażona najpełniej w orzeczeniu TSUE z dnia 6 kwietnia 1995 r. w połączonych sprawach C-241/91 P i 242/91 P Radio Telefis Eireann (RTE) i Independent Television Publications Ltd (ITP) Komisja Wspólnot Europejskich , wskazuje, że wykonywanie prawa własności przez podmiot zarządzający infrastrukturą kluczową o statusie podmiotu dominującego na danym rynku właściwym może w wyjątkowych lub nadzwyczajnych okolicznościach stanowić przejaw zachowania sprzecznego z zakazem ograniczania produkcji, rynków lub rozwoju technicznego ze szkodą dla konsumentów. Dotyczy to w szczególności przypadku nieuzasadnionego nieudostępnienia tej infrastruktury osobie trzeciej, przy jednoczesnym braku dla tej infrastruktury jakiejkolwiek alternatywy (substytutu) tzn. jeżeli jej zduplikowanie jest niemożliwe lub wyjątkowo trudne ze względu na istniejące przeszkody fizyczne, geograficzne, prawne, lub gdy duplikacja jest wysoce niepożądana z uwagi na interes publiczny. W związku z tym, że rozstrzygnięcie sporu miedzy osobą trzecią aplikującą o dostęp do infrastruktury kluczowej a zarządzającym taką infrastrukturą wymaga specjalistycznej wiedzy, spory takie powinny być rozstrzygane na gruncie regulacji dla danego sektora.

Zasada TPA w ustawie Prawo energetyczne

Stosownie do brzmienia art. 4 ust. 2 ustawy Prawo energetyczne energetyczne "Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii jest obowiązane zapewnić wszystkim odbiorcom oraz przedsiębiorstwom zajmującym się sprzedażą paliw gazowych lub energii, na zasadzie równoprawnego traktowania, świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, na zasadach i w zakresie określonym w ustawie; świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji tych paliw lub energii odbywa się na podstawie umowy o świadczenie tych usług." Brzmienie tego przepisu, wprowadzającego do ustawy Prawo energetyczne zasadę TPA, wskazuje, iż w myśl zasady jednorodności prawa energetycznego dotyczy ona wszystkich przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii. Zasada ta w zamyśle jej twórców, w parze z tzw. unbundlingiem tj. zasadą rozdzielności działalności przedsiębiorstw energetycznych (zasada ta nie została wprowadzona na rynku ciepła systemowego), ma stanowić szczególny instrument regulacyjny służący do realizacji jednego z celów prawa energetycznego jakim jest pro-konkurencyjność tj. stworzenie na rynkach energetycznych efektu, jaki zapewnia mechanizm konkurencji na rynkach nieregulowanych (modelowa sytuacja dla funkcjonowania mechanizmu konkurencji). Pro-konkurencyjność, podobnie jak zasada TPA, nie została ograniczona do jednego lub jedynie niektórych rynków energii i paliw. Nie oznacza to jednak, że w odniesieniu do każdego rynku efekt powiązany z pro-konkurencyjnością będzie realizowany w ten sam sposób, za pomocą tych samych instrumentów. W przypadku rynków energii i paliw z potencjałem konkurencji do jego osiągnięcia będzie to przede wszystkim para: zasada TPA plus unbundling, a w przypadku rynków, na których takiego potencjału nie ma - ścisła regulacja realizowana poprzez proces taryfowy. Takim rynkiem bez potencjału rozwoju konkurencji w znaczeniu zarówno podmiotowym jak i przedmiotowym jest rynek ciepła systemowego. Jak słusznie wskazuje się w literaturze: "(...) w relacji przedsiębiorstwo ciepłownicze (przedsiębiorstwo sieciowe) - odbiorca ciepła, nie ma możliwości zmiany w krótkim horyzoncie czasowym ani popytu, ani podaży. Te dwie wielkości są ograniczone mocą zainstalowaną źródła, możliwościami sieci przesyłowej z jednej strony, a potrzebami odbiorców z drugiej strony (potrzeby te kształtowane są przede wszystkim przez warunki pogodowe).Odbiorca nie ma możliwości dowolnego wyboru i zmiany swojego dostawcy ciepła. Zwykle ma jednego dostawcę - właściciela sieci ciepłowniczej, do której odbiorca jest przyłączony (...) Różnorodność działalności podejmowanej przez przedsiębiorstwa z zakresu ciepłownictwa (obrót, przesyłanie, dystrybucja) ze względu na wspomniane cechy tekst pogrubionynie pozwala zasadniczo na kwalifikację jakiegokolwiek z segmentów tego rynku jako konkurencyjnego w świetle przepisów pr. en., dlatego też przedsiębiorstwa ciepłownicze są określane jako monopol naturalny i poddane są ścisłej taryfikacji".

Do zasady TPA odwołują się również przepis art. 4j ustawy Prawo energetyczne wskazujący na uprawnienie odbiorców energii do jej zakupu od wybranego przedsiębiorstwa energetycznego oraz art. 7 nakładający na przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją obowiązek zawarcia z podmiotem zainteresowanym przyłączeniem do sieci umowy o przyłączenie.

Zakres stosowania TPA w prawie energetycznym

Przepis art. 4 ust. 2 ustawy Prawo energetyczne w jego obecnym brzmieniu został wprowadzony do polskiego systemu prawnego w wyniku nowelizacji tej ustawy z dnia 8 stycznia 2010 r., związanej z implementacją dwóch dyrektyw unijnych tj. Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/ WE z dnia 13 lipca 2009 r. oraz Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73/ WE, również z dnia 13 lipca 2009 r. Pierwsza ze wskazanych dyrektyw dotyczy wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Dyrektywa ta uchyliła poprzednią Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2003/54/ WE z dnia 26 czerwca 2003 r. również dotyczącą rynku energii elektrycznej. Ta zaś dyrektywa uchyliła Dyrektywę 6/92/WE z dnia 19 grudnia 1996 r. odnoszącą się także do rynku energii elektrycznej. Odnośnie drugiej dyrektywy z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczy ona wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego. Dyrektywa ta uchyliła poprzednią dyrektywę gazową tj. Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2003/55/WE z dnia 26 czerwca 2003 r., która z kolei uchyliła dyrektywę gazową z 22 czerwca 1998 r. tj. Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 98/30/WE.

Wskazane powyżej fakty dowodzą zatem, iż prawodawca unijny promując normatywne uregulowanie zasady TPA w przepisach krajowych prawa energetycznego, dostrzegł taką potrzebę w zakresie dwóch rynków energetycznych tj. rynku energii elektrycznej oraz rynku gazu ziemnego Polski ustawodawca implementował wskazane powyżej dyrektywy w części odnoszącej się do zasady TPA w szerszym zakresie tj. obejmując wszystkie przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii tj. bez ograniczenia do gazu ziemnego i energii elektrycznej (podmioty obowiązany) oraz obok odbiorców wszystkie przedsiębiorstwa zajmujące się sprzedażą paliw gazowych lub energii tj. bez ograniczenia do sprzedaży gazu ziemnego oraz energii elektrycznej (podmioty uprawnione). Ponadto implementacja, o której mowa, objęła dodatkowo nie tylko dostęp usługidystrybucyjnej , ale również w zakresie gazu ziemnego do usługi magazynowania (art. 4c ustawy Prawo energetyczne) oraz do usługi skraplania i regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego LNG (art. 4e ustawy Prawo energetyczne).

Fakt przyjęcia przez polskiego ustawodawcę szerszej implementacji powołanych powyżej dyrektyw nie wynikał z analiz czy doświadczeń dotyczących potrzeb polskich rynków energetycznych innych niż rynek energii elektrycznej oraz rynek gazu ziemnego. Polskie potrzeby w tym zakresie nie są inne niż potrzeby rynków innych państw członkowskich Unii Europejskiej, a inspiracją w zakresie potrzeby normatywnego uregulowania zasady TPA w prawie energetycznym państw członkowskich była wspólnotowa koncepcja nadzwyczajnych okoliczności. TSUE wprost wskazał, że zapewnienie realizacji zasady TPA w odniesieniu do dystrybucyjnego jest jednym z podstawowych instrumentów, które państwa członkowskie są zobowiązane wprowadzić do prawa krajowego w celu stworzenia wewnętrznego rynku energii elektrycznej i gazu. W polskim prawie energetycznym jest to konsekwencja przyjętej przy redagowaniu przepisów ustawy Prawo energetyczne zasady jednorodności, która jednak w odniesieniu do każdej normy prawnej prawa energetycznego w procesie jej stosowania wymaga uwzględnienia szczególnych cech poszczególnych rynków paliw i energii. Implementując powołane powyżej dyrektywy wprost tj. w zakresie rynku energii elektrycznej oraz rynku gazu ziemnego, czyli rynków z potencjałem rozwoju konkurencji, taki zabieg interpretacyjny nie byłby konieczny.

Warto w tym miejscu wskazać, że przepis art. 4 ust. 2 ustawy Prawo energetyczne ewoluował na przestrzeni lat tj. od momentu uchwalenia ustawy Prawo energetyczne w dniu 10 kwietnia 1997 r. Pierwotnie nieograniczony krąg podmiotów obowiązanych do zapewnienia świadczenia usług przesyłowych oraz podmiotów uprawnionych do uzyskania dostępu do takich usług obejmował wszystkie rynki paliw i energii. W wyniku nowelizacji z dnia 24 lipca 2002 r. krąg podmiotów obowiązanych został ograniczony do przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła. Kolejna zmiana z dnia 4 marca 2005 r. zdefiniowała obowiązanych jako przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych lub energii. W obecnym zaś brzmieniu zmianie uległa definicja podmiotów uprawnionych tj. wszyscy odbiorcy oraz przedsiębiorstwa zajmujące się sprzedażą paliw gazowych lub energii.

Specyfika rynku ciepła systemowego

Warto zaznaczyć, że rynek ciepła systemowego jest rynkiem specyficznym, co zasadniczo odróżnia go od innych rynków energii i paliw. Po pierwsze jest to rynek lokalny, ograniczony zasięgiem sieci do miast, co oznacza ograniczoną takim zasięgiem liczbę odbiorców. Po drugie jest to rynek, który wymaga dostosowania możliwości pracy sieci ciepłowniczej do parametrów określonego czynnika ciepła. Oznacza to, że sieć ciepłownicza jest dostosowana do pracy z określonymi źródłami ciepła. Po trzecie na rynku tym występuje ścisła regulacja cenowa realizowana poprzez proces taryfowy. Ceny za ciepło systemowe wynikają z taryf określonych w decyzji Prezesa URE i mają charakter cen sztywnych. Odbiorcy końcowi nie mają wpływu na ich poziom czyli nie mogą ich negocjować. Ceny wynikające z taryf wytwórców czy dystrybutorów ciepła są przenoszone bez dodatkowej marży na sprzedawców ciepła systemowego. Po czwarte na rynku ciepła systemowego obowiązuje zasada jednolitej ceny tzn. sprzedaż ciepła systemowego do odbiorców końcowych odbywa się po takich samych cenach. Po piąte sprzedaż ciepła systemowego odbywa się na podstawie umów kompleksowych zawsze po cenach wynikających z taryf wytwórców czy dystrybutorów ciepła, niezależnie od tego, że teoretycznie odbiorca może zawrzeć odrębną umowę sprzedaży ciepła z wytwórcą i odrębną przesyłu z dystrybutorem. Po szóste na rynku ciepła systemowego obowiązuje zakaz zróżnicowania sytuacji jednych odbiorców kosztem innych. W konsekwencji wybór danego sprzedawcy nie może spowodować wzrostu cen dla pozostałych odbiorców.

Zastosowanie zasady TPA na rynku ciepła systemowego

Jak wskazano powyżej, do kręgu uprawnionych do korzystania z zasady TPA zgodnie z brzmieniem art. 4 ust. 2 ustawy Prawo energetyczne w jej obecnym kształcie należą odbiorcy oraz przedsiębiorstwa zajmujące się sprzedażą ciepła systemowego. Odnośnie odbiorców, należy wskazać, że są to w zasadzie jedynie odbiorcy końcowi, a zatem korzystający z ciepła systemowego dla swoich własnych potrzeb w sposób niekomercyjny. Dokonując oceny potencjalnych korzyści, jakie z zasady TPA może odnieść odbiorca końcowy należy w pierwszej kolejności wskazać na charakter umowy zawieranej między odbiorcą końcowym a sprzedawcą ciepła. Jest to co do zasady tzw. umowa kompleksowa, której przedmiot obejmuje sprzedaż ciepła oraz jego dostarczenie do odbiorcy końcowego. Dzięki umowie kompleksowej odbiorca końcowy nie musi zawierać dwóch odrębnych umów tj. jednej z wytwórcą ciepła systemowego na zakup ciepła, a drugiej z jego dystrybutorem na jego dostarczenie. Naturalnym podmiotem, który jest strona umów kompleksowych jest dystrybutor ciepła systemowego, co wynika zresztą z art. 5 ust. 3a ustawy Prawo energetyczne. Zasada TPA w relacji odbiorca końcowy sprzedawca pojawia się praktycznie jedynie wówczas, gdy sprzedawcą ciepła systemowego jest wytwórca ciepła będący stroną umowy kompleksowej. Wtedy to wytwórca ciepła, który nie dysponuje siecią przesyłową musi zagwarantować odbiorcy końcowemu świadczenie usługi przesyłowej. Należy jednak podkreślić, że z punktu widzenia odbiorcy końcowego niezależnie kto będzie stroną umowy kompleksowej występującym w roli sprzedawcy ciepła systemowego tj. dystrybutor czy wytwórca ciepła systemowego odbiorca końcowy otrzyma ten sam produkt po tej samej cenie. W jedynym i drugim przypadku nie będzie miał również możliwości wyboru źródła ciepła, z którego chciałby zakupione ciepło otrzymywać. W konsekwencji dla odbiorcy końcowego bilans korzyści z zawartej w art. 4 ust. 2 ustawy Prawo energetyczne zasady TPA wynosi zero.

Przechodząc do oceny potencjalnych korzyści z wykorzystania przez przedsiębiorstwa zajmujące się sprzedażą ciepła systemowego zasady TPA, należy w pierwszej kolejności zauważyć, że krąg tych przedsiębiorców jest bardzo ograniczony w porównaniu z takimi rynkami jak rynek energii elektrycznej czy rynek gazu ziemnego. O ile bowiem na rynku energii elektrycznej oraz rynku gazu ziemnego sprzedażą energii elektrycznej czy gazu ziemnego zajmują się wyspecjalizowane podmioty zajmujące się wyłącznie tym rodzajem działalności tj. obrotem, o tyle na rynku ciepła systemowego takich podmiotów co do zasady brak. Stan taki jest wynikiem wskazanych powyżej uwarunkowań zarówno ekonomicznych jak i prawnych skutkujących tym, że na rynku ciepła systemowego nie została implementowana zasada unbundlingu. Między innymi z tej przyczyny zasada TPA na rynku ciepła systemowego nie może działać. Na rynku ciepła systemowego, nie ma również pary, którą TPA tworzy wraz zasadą unbundlingu. Sprzedaż ciepła systemowego prowadzi więc co do zasady przedsiębiorstwo przesyłowe zarządzające infrastrukturą kluczową. Jest to sprzedawca naturalny ze względu na posiadaną infrastrukturę (to dystrybutor, nie zaś wytwórca, przyłącza odbiorców końcowych do sieci przesyłowej) i kompetencję w zakresie obsługi klienta, zarówno sprzedażowej jak i technicznej. Stąd ustawodawca wprowadzając do ustawy Prawo energetyczne art. 5a ust. 3, obowiązkiem zawarcia z odbiorcą końcowym umowy kompleksowej obciążył jedynie przedsiębiorstwo zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją. W konsekwencji sprzedaż ciepła systemowego na rynku ciepła systemowego prowadzi przede wszystkim jego dystrybutor, nie zaś wytwórca, którego udział w tej sprzedaży ma charakter śladowy.

Taki charakter sprzedaży prowadzonej przez wytwórcę, podobnie jak brak na rynku ciepła systemowego podmiotów wyspecjalizowanych zajmujących się wyłącznie tego rodzaju działalnością (spółki obrotu), wynika z uwarunkowań ekonomicznych związanych z prowadzeniem sprzedaży ciepła systemowego. Jeżeli bowiem na sprzedaży ciepła nie można osiągnąć marży czyli zysku z tej działalności, to sprzedaż ciepła traci jakikolwiek biznesowy sens. Cena na rynku ciepła systemowego to cena ustalona w procesie tworzenia taryf dla wytwórców i dystrybutorów ciepła systemowego. Dlatego też wytwórcom ciepła systemowego nie opłaca się ponosić kosztów tworzenia infrastruktury sprzedażowej i obsługi klienta oraz ponosić kosztów marketingu. Należy pokreślić, że cel biznesowy rozumiany jako szansa na dodatkowy zysk w ramach prowadzonej działalności pozostaje w ścisłym związku z istnieniem na danym rynku właściwym konkurencji lub warunków dla jej rozwoju, zarówno w kontekście podmiotowym i przedmiotowym (tu: rynku sprzedaży). Jeżeli takich warunków brak, to cel biznesowy związany z rozwojem sprzedaży danego produktu nie może zostać osiągnięty. Jeżeli więc na jakimś rynku ciepła systemowego wystąpiła sprzedaż prowadzona przez przedsiębiorstwo niezajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją ciepła systemowego, choćby śladowa, to z pewnością nie wynikała ona z chęci osiągnięcia zysku na sprzedaży ciepła systemowego, lecz z innych przyczyn i powinno być traktowane jak zdarzenie nadzwyczajne lub incydent sprzedażowy.

Podsumowując, na rynku sprzedaży ciepła systemowego zastosowanie zasady TPA nie daje żadnych korzyści ani odbiorcy końcowemu ani potencjalnemu nowemu sprzedawcy. To zaś, że zasada ta nie działa wynika z faktu, iż na rynku ciepła systemowego w każdym jego segmencie, w tym w segmencie sprzedaży, nie występują warunki do rozwoju konkurencji. Stan ten wynika ze specyfiki tego rynku. W konsekwencji prowadzenie sprzedaży ciepła systemowego przez podmioty inne niż przedsiębiorstwa zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją nie służy rynkowi ciepła systemowego, a od strony odbiorcy końcowego może spowodować efekt niepożądany w postaci wzrostu ceny ciepła systemowego, wynikający m.in. z konieczności poniesienia dodatkowych kosztów związanych ze zduplikowaniem przez taki podmiot struktur sprzedażowych, a które to koszty podlegały będą rozliczeniu w cenie ciepła płaconej przez odbiorcę końcowego.



Autorzy:
dr hab. Marzena Czarnecka, Profesor Uniwersytetu Ekonomicznego w Katowicach, Radca Prawny, Kancelaria Radców Prawnych T. Ogłódek, M. Czarnecka
Maciej Bando, Ekspert w zakresie energetyki, były prezes Urzędu Regulacji Energetyki




Przypisy:
P. Bogusławski, Taryfowanie ciepła - wymóg urzędniczy czy ekonomiczna konieczność, Biuletyn URE 2008, nr 6, s. 45
Mój Prąd 3.0 - o czym warto pamiętać

Ruszający od początku lipca długo wyczekiwany nabór wniosków o dofinansowanie z programu "Mój Prąd" 3.0 wzbudza zrozumiałe emocje. Choć obniżeniu uległa kwota dofinansowania - z 5000 PLN do 3000 PLN - opłacalność inwestycji w fotowoltaikę zmniejszy się w sposób dla inwestora niemal niezauważalny, a okres zwrotu wydłuży się zaledwie o kilka miesięcy. Biorąc też pod uwagę tegoroczne i kolejne podwyżki cen prądu oraz ekologiczne zalety pozyskiwania energii elektrycznej z energii promieniowania słonecznego, należy uznać, że inwestowanie w fotowoltaikę pozostaje jednym z ciekawych sposobów na uzyskanie niezależności energetycznej.

Mój Prąd 2021 - zasady

Wnioski (wyłącznie w formie elektronicznej) dofinansowanie z programu "Mój Prąd" 3.0 należy składać od 01.07.2021 r. do 22.12.2021 r. lub do wyczerpania środków. Budżet programu wynosi w tej edycji 534 mln PLN, przy czym należy zaznaczyć, że cała kwota zostanie przeznaczona na bezzwrotne formy dofinansowania dla inwestorów, których instalacja fotowoltaiczna spełnia poniższe warunki:
• ma moc od 2 do 10 kWp i jest przeznaczona na cele mieszkaniowe, przy czym nie ma znaczenia, gdzie jest zamontowana (budynek mieszkalny, gospodarczy, na gruncie itd.)
• jest już całkowicie zbudowana (projekt został zakończony przed dniem złożenia wniosku) i podłączona do sieci elektroenergetycznej (inwestor ma zawartą umowę kompleksową czyli umowę z Operatorem Sieci Dystrybucyjnej i posiada licznik dwukierunkowy)
• wydatki na instalację zostały poniesione od 1 lutego 2020 r. i instalacja paneli fotowoltaicznych nie została zakończona przed tą datą
• inwestycja nie stanowi rozbudowy już istniejącej instalacji fotowoltaicznej

Program "Mój Prąd" 3.0 skierowany jest wyłącznie do osób fizycznych wytwarzających energię elektryczną na własne potrzeby, mających zawartą umowę kompleksową czyli umowę z Operatorem Sieci Dystrybucyjnej (OSD, zakład energetyczny), która reguluje kwestie związane z wprowadzeniem do sieci energii elektrycznej wytworzonej w mikroinstalacji.

Mój Prąd 3.0, a inne formy finansowania fotowoltaiki

Co ważne, dotacje udzielone w ramach programu "Mój Prąd" korzystają ze zwolnienia z podatku dochodowego. Oznacza to, że otrzymanych środków podatnik nie jest obowiązany wykazać w zeznaniu rocznym PIT. Należy także pamiętać, że w przypadku finansowania instalacji fotowoltaicznej (lub jej części) z innych środków publicznych (w tym programu "Czyste powietrze") nie ma możliwości ubiegania się o dotację w ramach programu "Mój Prąd". Wnioskodawca musi zdecydować, z której formy dofinansowania chce skorzystać. Dotację z programu "Mój Prąd" można jednak połączyć z ulgą termomodernizacyjną w ramach PIT. Kwota przedstawiona do odliczenia od podatku powinna być pomniejszona o kwotę otrzymanego dofinansowania.

Instalacja PV i pompa ciepła - jak pozyskać środki na obie inwestycje

Wbrew zapowiedziom Ministerstwa Klimatu i Środowiska, "Mój Prąd" 3.0 nie gwarantuje dopłat do jakichkolwiek innych elementów domowej infrastruktury energetycznej poza instalacjami fotowoltaicznymi. Pamiętajmy jednak, że prąd pozyskany z instalacji fotowoltaicznej może zostać przekierowany do pompy ciepła, dzięki czemu darmowa energia ze słońca zostanie wykorzystana do ogrzewania wody i domu. Na zakup i montaż pompy ciepła typu powietrze-woda albo gruntowej pompy ciepła do celów ogrzewania lub ogrzewania i cwu środki finansowe można pozyskać np. z programu "Czyste powietrze".

Inwestując w fotowoltaikę, która będzie współpracowała z pompą ciepła zyskujemy więc nie tylko możliwość dofinansowania na samą instalację PV ( "Mój Prąd" 3.0 - zwrot do 50% kosztów inwestycji, maksymalnie 3000 PLN na instalację) i/lub dofinansowanie na zakup i montaż pompy ciepła ("Czyste Powietrze") ale przede wszystkim możliwość takiego skonfigurowania instalacji fotowoltaicznej oraz pompy ciepła, żeby nasz dom nabrał cech tzw. inteligentnego budynku bazującego wyłącznie na ekologicznych rozwiązaniach energetycznych.

Podsumowanie

Wdrożenie programu "Mój Prąd" 3.0 na pewno będzie silnym impulsem dla dalszego rozwoju energetyki odnawialnej i znacząco przyczyni się do spełnienia międzynarodowych zobowiązań Polski w zakresie jej rozwoju. Przypomnijmy, że każdy beneficjent programu "Mój Prąd" 3.0 zobowiązany jest do eksploatacji instalacji (we wskazanej we wniosku lokalizacji) przez co najmniej 5 lat od dnia wypłaty dofinansowania.
Magazyny energii podstawą transformacji energetycznej

Magazyny energii są przyszłością energetyki zeroemisyjnej i podstawą zielonej transformacji, przed którą stoi polska energetyka. Ich priorytetowym zadaniem będzie bilansowanie systemu elektroenergetycznego w warunkach zmienności wytwarzania.

Wynika to z rosnącego udziału źródeł odnawialnych w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Dzięki magazynom energii oraz elektrowniom szczytowo-pompowym, które również są magazynami energii elektrycznej, będzie możliwe bilansowanie zapotrzebowania na energię elektryczną z energią produkowaną z farm wiatrowych i fotowoltaicznych, których produkcja jest zależna od warunków pogodowych. Jest to rozwiązanie, którym Grupa PGE planuje zapewnić bezpieczeństwo energetyczne swoich odbiorców w warunkach przyszłego, zeroemisyjnego sektora energetyki.

PGE i magazyn energii elektrycznej

PGE Polska Grupa Energetyczna uruchomiła w grudniu 2020 r. w Rzepedzi na Podkarpaciu pierwszy w Polsce magazyn energii elektrycznej z wykorzystaniem modułów Powerpack Tesla.

Inwestycja ta dała początek realizacji długofalowego programu magazynowania energii Grupy PGE, zapowiedzianego w strategii Grupy PGE z października 2020 r. Dokument ten zakłada, że do 2030 roku Grupa PGE wybuduje co najmniej 800 MW nowych magazynów energii, zwiększając możliwości przyłączania odnawialnych źródeł energii i poprawiając niezawodność zasilania. W ten sposób inwestycje za zakresu magazynowania energii przyczynią się do osiągnięcia celu transformacji energetycznej. Inwestycja w Rzepedzi była pierwszym krokiem w tym kierunku.
Projekty tego typu mogą również stanowić tańszą i szybszą w realizacji alternatywę dla rozbudowy sieci, a co za tym idzie przynosić wymierne oszczędności dla segmentu dystrybucji PGE. Dlatego też była to doskonała okazja do sprawdzenia praktycznych aspektów pracy bateryjnego magazynu energii w rzeczywistych warunkach eksploatacji sieci elektroenergetycznej.

Magazyn energii w Rzepedzi w liczbach

Zastosowany magazyn energii w Rzepedzi pozwala zapewnić w razie awarii, zasilanie odbiorców ze stacji 110/SN Rzepedź przez ok. 2 godziny, co pozwala służbom eksploatacyjnym PGE Dystrybucja Oddział Rzeszów na zmianę układu pracy sieci i przywrócenie zasilania. Dzięki temu klienci nie odnotują nawet przerwy w dostawie energii. Przeciętne gospodarstwo domowe zużywa dziennie około 7 kWh. Magazyn energii zbudowany w Rzepedzi ma pojemność 4.200 kWh, dzięki czemu jest w stanie samodzielnie zapewnić dostawy prądu dla tysiąca gospodarstw domowych. Magazyn energii w Rzepedzi zajmuje zaledwie 40 metrów kwadratowych. W miarę rozwoju przemysłu bateryjnego magazyny energii elektrycznej będą zajmowały coraz mniej miejsca i będą tanieć z korzyścią dla konsumentów energii.

Inwestycja w przyszłość

PGE Polska Grupa Energetyczna rozpoczęła już prace inwestycyjne będące drugim etapem ww. instytucji tj. budowy bliźniaczego magazynu w Cisnej na Podkarpaciu. Powiązanie pracy magazynów w Rzepedzi i Cisnej z Farmą Wiatrową Bukowsko oraz Elektrownią Wodną Myczkowce znacznie poprawi pewność zasilania dla całego obszaru Bieszczad, oraz przesunie w czasie o 15-20 lat budowę linii 110 kV w otulinie Bieszczadzkiego Parku Narodowego oraz na obszarze Natura 2000, których budowa przy obecnych uwarunkowaniach prawnych jest praktycznie niemożliwa w związku ze sprzeciwem mieszkańców i lokalnych samorządów.

Na tym nie koniec planów inwestycyjnych Grupy PGE. Już 8 lipca br. zostanie oddany do użytku magazyn energii na Górze Żar, który został zbudowany - obok należącej do PGE Energia Odnawialna farmy fotowoltaicznej. Jest to kontenerowy magazyn energii o mocy 500 kW i pojemności 750 kWh. Charakterystyka magazynu ma wymiar demonstracyjny, służący realizacji projektu badawczo-rozwojowego pn. "Magazyn energii adaptujący farmę PV do pracy w inteligentnych sieciach elektroenergetycznych". Celem projektu, który został dofinansowany przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, jest zweryfikowanie możliwości świadczenia usług systemowych służących stabilizacji i regulacji pracy sieci dystrybucyjnych średniego napięcia za pomocą magazynów energii, opartych o ogniwa litowo-jonowe.

Magazyn energii - odpowiedź na potrzeby rynku

Obecnie można zaobserwować stały wzrost zainstalowanej mocy w odnawialnych źródłach energii (energia wiatrowa, słoneczna), co wymaga opracowania nowych metod stabilizacji pracy sieci elektroenergetycznych, a w szczególności sieci średniego napięcia. Stosowane dotychczas metody wykorzystujące duże jednostki wytwórcze, posiadające odpowiednie rezerwy mocy, okazały się niewystarczające. Dlatego, aby obniżyć straty energii oraz koszty z tym związane, stabilizacja powinna mieć miejsce jak najbliżej źródeł energii oraz dostosowywać się automatycznie do lokalnych warunków panujących w sieci.

Magazyn energii na Górze Żar w liczbach

Magazyn składa się z dwóch kontenerów wyposażonych w układ bateryjny w technologii LFP (litowo-żelazowo-fosforanowej) oraz przekształtnik AC/DC (przekształcający prąd stały w zmienny). Całość jest zdalnie nadzorowana przez układ sterowania. Zbudowana została też stacja transformatorowa wraz z rozdzielnicą, siecią światłowodową oraz przyłączem elektroenergetycznym. Magazyn energii zostanie włączony do sieci średniego napięcia i poddany testom pod kątem współpracy z siecią elektroenergetyczną. Umożliwi to opracowanie modelu rozliczeń z Operatorem Sieci Dystrybucyjnej (OSD). Co ważne, magazyny energii nie zapewniają bezprzerwowego zasilania dla poszczególnych linii, które ulegają awarii, lecz zapewniają zasilanie dla całej stacji 110/SN, z których jest zasilanych kilka ciągów SN.


PGE Polska Grupa Energetyczna jest największym przedsiębiorstwem elektroenergetycznym w Polsce. Gwarantuje bezpieczne i stabilne dostawy energii elektrycznej i ciepła do ponad 5 milionów klientów. Udział Grupy PGE w produkcji energii elektrycznej w Polsce wynosi ok. 40 proc.

PGE jest również największym krajowym producentem energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, posiadając 10-cio procentowy udział w rynku. W kolejnych latach PGE stawia na dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii - w szczególności w oparciu o energię wiatru i słońca. Program inwestycyjny Grupy PGE do 2030 roku obejmie również 3 GW w fotowoltaice oraz rozbudowę portfela lądowych farm wiatrowych o co najmniej 1 GW. Strategia Grupy PGE, opublikowana w październiku 2020 r., została oparta na trzech filarach: energia przyjazna dla środowiska, nowoczesne usługi energetyczne oraz sprawna i efektywna organizacja. PGE przedstawiła plan transformacji Grupy, ogłosiła cel osiągnięcia neutralności klimatycznej oraz 100 proc. zielonej energii dla klientów PGE do 2050 roku.

Zgodnie ze Strategią do 2030 roku w portfolio Grupy PGE powstanie co najmniej 800 MW magazynów energii, których zadaniem będzie usługa magazynowania dla źródeł rozproszonych, wsparcie integracji systemowej wielkoskalowych źródeł OZE oraz zapewnienie elastyczności i niezawodności sieci dystrybucyjnej. Największymi magazynami energii w systemie elektroenergetycznym są elektrownie szczytowo-pompowe. Grupa PGE posiada 4 takie elektrownie o mocy 1.543 MW i magazynuje w nich 6.679 MWh energii elektrycznej, zdolnej do uruchomienia w ciągu kilku minut w razie wystąpienia awarii.
Po 2030 roku gaz może być na cenzurowanym tak jak dziś węgiel

Gaz ma być paliwem przejściowym w drodze do zazielenienia polskiej energetyki. Rząd inwestuje w nowe bloki gazowe, które mają zbliżyć Polskę do osiągnięcia celów redukcji emisji CO2, a eksperci wskazują, że w 2040 roku będzie ona już w dość dużym stopniu polegać na paliwach gazowych. Tymczasem w UE rośnie liczba przeciwników tego surowca jako nieekologicznego i drugiego najbardziej emisyjnego po węglu, a Europejski Bank Inwestycyjny zamierza zaprzestać finansowania projektów gazowych po 2021 roku.

"Specjaliści mówią jasno: po 2030 roku gaz będzie na cenzurowanym, tak jak w tej chwili węgiel" - mówi Jerzy Marek Nowakowski, prezes Stowarzyszenia Euro-Atlantyckiego. Jak podkreśla, postawienie na ten surowiec oznacza dla nas uzależnienie od jego importu.

Zgodnie z Polityką Energetyczną Polski 2040 nasz kraj będzie stopniowo odchodzić od węgla, którego udział w strukturze zużycia energii brutto na koniec tej dekady ma nie przekraczać 56 proc. (a nawet 37,5 proc. w scenariuszu wysokich cen uprawnień do emisji CO2). Z kolei udział OZE ma do tego czasu wynosić nie mniej niż 23 proc. Rząd założył, że kluczową rolę w transformacji odegrają m.in. fotowoltaika, morska energetyka wiatrowa i atom, natomiast rolę paliwa przejściowego będzie spełniać gaz ziemny.

Gaz to atrakcyjna alternatywa w kontekście odchodzenia od produkcji energii z węgla, ponieważ charakteryzuje się około dwukrotnie niższą emisyjnością. W dłuższej perspektywie trzeba będzie jednak znaleźć dla niego alternatywę, ponieważ w UE rośnie liczba przeciwników zastosowania tego surowca do produkcji energii jako nieekologicznego i - drugiego po węglu - najbardziej emisyjnego.

"Specjaliści mówią jasno: po 2030 roku gaz będzie na cenzurowanym, tak jak w tej chwili węgiel. Warto więc myśleć nie tyle o budowie nowej infrastruktury gazowej, ile o przejściu części elektrowni węglowych na zasilanie gazowe. Obawiam się jednak, że Polska nie jest za bardzo przygotowana do tego, żeby wejść w gaz jako paliwo przejściowe" - mówi agencji Newseria Biznes Jerzy Marek Nowakowski.

Nurt skierowany na ograniczenie roli tego paliwa jest w UE coraz silniejszy, co potwierdza też fakt, że Europejski Bank Inwestycyjny - dotąd wspierający tego typu inwestycje - zamierza zaprzestać finansowania projektów gazowych po 2021 roku. Gaz ziemny prawdopodobnie zostanie znacznie ograniczony, ustępując w przyszłości miejsca wodorowi produkowanemu ze źródeł odnawialnych. Dlatego - jak wskazują eksperci ILF Consulting Engineers w raporcie "Energia (od)nowa" - w Polsce szeroko zakrojone inwestycje w bloki gazowe są na dziś technicznie i ekonomicznie uzasadnione, ponieważ zbliżają ją do osiągnięcia celów redukcji emisji CO2. Jest to jednak tylko faza przejściowa między obecną, wysokoemisyjną energetyką a niskoemisyjną energetyką, do której dąży UE.

Eksperci oceniają, że w 2040 roku polska energetyka będzie już w dość dużym stopniu oparta na paliwach gazowych. Czas eksploatacji bloku gazowego szacuje się jednak na 25-30 lat, więc elektrownie oddawane do użytku pod koniec tej dekady nadal będą w eksploatacji około 2050 roku. Wówczas nie będą już jednak narzędziem do osiągnięcia neutralności klimatycznej, ale mogą spełniać funkcję stabilizacji sieci i niestabilnych źródeł odnawialnych.

"Dla naszego bezpieczeństwa energetycznego przejście na gaz jako surowiec przejściowy oznacza jednak, że przestajemy funkcjonować na własnych surowcach i zaczynamy być uzależnieni od importu. To oczywiście nie jest wygodne, a z drugiej strony - wymaga prowadzenia intensywnej, bardzo przemyślanej polityki zagranicznej. Inaczej mówiąc: jesteśmy w sytuacji, w której polityka energetyczna staje się istotną częścią polityki zagranicznej" - podkreśla prezes Stowarzyszenia Euro-Atlantyckiego.

Według danych Agencji Rynku Energii w 2020 roku udział gazu w produkcji energii elektrycznej w Polsce wynosił raptem 10 proc. (węgla kamiennego i brunatnego - 69,9 proc., a OZE - 17,1 proc.). Jednak zużycie gazu w odpowiedzi na stopniowy spadek zużycia węgla rośnie z każdym rokiem. W praktyce oznacza to, że rośnie również import tego paliwa. Dlatego eksperci podkreślają, że w celu zapewnienia Polsce bezpieczeństwa energetycznego konieczna jest dalsza dywersyfikacja dostaw gazu i związana z tym rozbudowa sieci przesyłowej i dystrybucyjnej.

"Rosyjski gaz możemy zastąpić gazem skroplonym, gazem z Norwegii albo innych państw Europy. W tej chwili gazu jest na rynku nadmiar, więc nie musimy już korzystać z rosyjskiego, jeżeli Rosjanie będą łączyć jego sprzedaż z jakimikolwiek uwarunkowaniami politycznymi czy złymi warunkami finansowymi" - mówi Jerzy Marek Nowakowski.

Głównym źródłem dostaw skroplonego gazu ziemnego do Polski jest należący do Gaz-Systemu terminal LNG w Świnoujściu. Pięć lat temu, kiedy przypłynął do niego pierwszy ładunek z Kataru, po raz pierwszy możliwe stało się sprowadzanie do Polski gazu innego niż rosyjski. Jak podaje PGNiG, w 2020 roku LNG stanowiło już ponad 25 proc. importowanego surowca, podczas gdy w 2016 roku było to tylko 8,4 proc. Równolegle, w latach 2015-2019, znacząco spadł udział tego paliwa kupowanego od Gazpromu w całym imporcie polskiej spółki (z 87 do 60 proc.).

Terminal w Świnoujściu w ciągu ostatnich pięciu lat odebrał w sumie 130 ładunków, czyli ok. 10,6 mln ton skroplonego surowca, co po regazyfikacji odpowiada prawie 15 mld m3 gazu ziemnego. Obecnie jest on w trakcie rozbudowy, po której jego moce regazyfikacyjne znacząco wzrosną - do 8,3 mld m3 gazu rocznie w 2024 roku.

Do dywersyfikacji dostaw gazu ma się też przyczynić budowany dwunitkowy Baltic Pipe, przez który do Polski będzie płynął błękitny surowiec ze złóż na Morzu Północnym. Przepustowość gazociągu ma wynosić ok. 10 mld m3 rocznie, co stanowi ok. 60 proc. polskiego zapotrzebowania na gaz.

"Budowa Baltic Pipe rzeczywiście jest dość kluczowa, ale już w tej chwili - dzięki gazoportowi i innym połączeniom gazowym - jesteśmy bliscy tego, aby nie być zmuszonymi do kupowania rosyjskiego gazu" - mówi prezes Stowarzyszenia Euro-Atlantyckiego.

Mamy szansę się uwolnić od rosyjskiego gazu, tylko zawsze pozostaje kwestia ceny. Rosyjski gaz nie śmierdzi, ale po prostu musi być zdepolityzowany.