Regulacje formalno-prawne a rozwój energetyki krajowej do 2020 roku

1. Regulacje formalno-prawne a rozwój energetyki krajowej do 2020 roku Zdzisław Szalbierz

2. MOTTO „Poza bezpieczeństwem energetycznym i bez jasnych celów w zakresie ochrony środowiska” źródło: Polska 2030 Wyzwania Rozwojowe -Rozdział5. 2

3. EKONOMIA I CELE SPOŁECZNE • J.Stieglitz- zachodzi zjawisko przechwycenia regulacji (regulatory capture) co oznacza zawłaszczenie procesów regulacji przez podmioty regulowane. • T.Hobbes-„Autorytet, a nie prawda, ustanawia prawo (auctoritas, non veritas, facit legem)”- jeśli tezę tą uznamy za prawdziwą to pojawia się pytanie z jakich obszarów życia gospodarczego, społecznego i politycznego dobierane są autorytety oraz w jakim stopniu autorytety te uwzględniają w stosowanych regulacjach interes społeczny 3

4. DEFINICJA REGULACJI Regulacja -narzędzia polityki gospodarczej państwa lub polityki regionalnej stymulujące pożądane zachowania podmiotów gospodarczych. 4

5. PODSTAWOWE REGULACJE FORMANO-PRAWNE ISTNIEJĄCE I POSTULOWANE W OBSZARZE ENERGETYKI • Ustawa Prawo energetyczne –kilkanaście nowelizacji od 1998 roku, • Ustawa o ochronie środowiska, • Ustawa o oszczędności energii, • Ustawa o korytarzach infrastrukturalnych, • Prawo atomowe, • Prawo o wykorzystaniu odnawialnych źródeł. 5

6. TEZA 1 Przyjęte rozwiązania w regulacjach formalno-prawnych są zarówno wewnętrznie nie spójne jak i słabo ze sobą powiązane, może to powodować sprzeczne zachowania podmiotów gospodarczych, niezgodne z interesem publicznym. 6

7. TEZA 2 Regulacje nie przynoszą pożądanych skutków ze względu na brak jasno określonych celów w zakresie rozwoju sektora energetyki i ochrony środowiska 7

8. TEZA 3 Regulacje wymagają uwzględnienia następujących celów: • zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego w tym tworzenia nowych mocy wytwórczych oraz rozwoju sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, • jasno określonych celów w odniesieniu do pakietu klimatyczno-energetycznego, w tym zwłaszcza redukcji CO2, wykorzystania odnawialnych źródeł i procesów racjonalizacji zużycia energii, • rozwój inteligentnych sieci energetycznych (smart grid). 8

9. WYBRANE UWAGI Wymagania w zakresie ochrony środowiska, jak również unijny system handlu pozwoleniami do emisji CO2 staną się głównymi czynnikami decyzyjnymi w procesach inwestycyjnych. 9

10. WYBRANE UWAGI Przemiany w energetyce powinny być nastawione na budowę konkurencyjnego rynku energii elektrycznej, gdyż to konkurencja jest najlepszym narzędziem ochrony interesów konsumentów. Konkurencyjny, przejrzysty, pozbawionyzbędnych regulacji administracyjnych rynek energii sprzyja ponadto inwestycjom, co jest niezwykle istotne w obliczu tak niezbędnych i znacznych inwestycji modernizacyjnych i rozwojowych, przed którymi stoi polska energetyka. 10

11. WYBRANE UWAGI Potencjalnie wysoce konkurencyjna wyjściowa struktura polskiej energetyki została w kolejnych latach zniweczona, a fiasko całej restrukturyzacji przypieczętowała dokonana w latach 2006-2007 konsolidacja firm energetycznych, należących do Skarbu Państwa. Stan ten dodatkowo pogarsza struktura własnościowa nie sprzyjająca przeprowadzeniu koniecznych restrukturyzacji i inwestycji. źródło: Raport „Analiza trendów rozwoju branży energetycznej” Lewiatan 11

12. WYBRANE UWAGI Współpraca operatorów sieci przesyłowych ma obejmować właściwą wymianę informacji operacyjnych, co jest niezbędne do skutecznej eksploatacji sieci oraz skoordynowanego ujawniania informacji na temat dostępu do sieci. Dla udostępnienia wystarczającej zdolności przesyłowej, operatorzy sieci będą potrzebować długoterminowego planowania rozwoju sieci, w celu przygotowania inwestycji oraz monitorowania rozwoju zdolności przesyłowych. 12

13. WYBRANE UWAGI Przewiduje się, że Europejska Sieć Operatorów Sieci Przesyłowych będzie publikować plany rozwoju sieci oraz raporty na temat oceny zdolności sieci do dostarczenia określonej ilości energii w danym czasie. Plan rozwoju powinien uwzględniać okresy 10 letnie, umożliwiając tym samymwczesne wykrycie potrzeb inwestycyjnych, w tym dotyczących wzmocnieniapołączeń transgranicznych. 13

14. WYBRANE UWAGI Bez stabilnych ram prawnych i wdrożenia mechanizmów bodźcowych dla nowych inwestycji niskoemisyjnych, rozpoczęcie budowy nowych mocy będzie w dalszym ciągu odkładane. Bodźce te muszą być tak skonstruowane, żeby wyrównać szanse nowoczesnych technologii w konkurencji ze starymi, wyeksploatowanymi jednostkami wytwórczymi, korzystającymiz przydziałów darmowych uprawnień do emisji CO2. Konieczna jest też zdecydowana poprawa koordynacji działań poszczególnych resortów, która pozwoli inwestorom wykorzystać efekt synergii w postaci jednoczesnej realizacji celów wynikających zarówno z pakietu klimatycznego, jak i przepisów dotyczących ochrony środowiska. 14

15. WYBRANE UWAGI Najważniejszą cechą szczególną inwestycji w sektorze energetycznym jest długotrwały i skomplikowany proces inwestycyjny oraz długi okres funkcjonowania obiektów energetycznych i najczęściej dłuższy, niż w innych gałęziach przemysłu, okres zwrotu z kapitału. Wyższe, niż w innych sektorach są nakłady kapitałowe, podobnie jak koszty finansowe inwestycji. Budowane obecnie duże obiekty energetyczne (z wyjątkiem farm wiatrowych) będą pracować przez co najmniej 40 lat. Nawet bez niepewności wynikającej z możliwych zmian regulacji, bardzo trudno jest przyjąć założenia dotyczące przyszłych cen energii, ceny paliw czy uprawnień do emisji CO2. 15

16. WYBRANE UWAGI Polski rynek hurtowy energii typu spot nie jest płynny, co oznacza, że nie można na nim nabyć dowolnej ilości energii w każdym czasie, ze względu na niewielki wolumen obrotów. Na dodatek hurtowy rynek energii jest mało przejrzysty, ze względu na strukturę organizacyjną i własnościową sektora. Transakcje wewnątrz grup skonsolidowanych są dokonywane po cenach oderwanych od cen rynkowych, a konkurencja działa w bardzo ograniczonym zakresie, przed wszystkim ze względu na zbyt duży udział państwa w energetyce jako regulatora i właściciela. 16

17. WYBRANE UWAGI Ważne jest wypracowanie nowego, systemowego podejścia do bezpośredniego wspierania budowy nowych odnawialnych źródeł energii oraz wzmacniania i rozbudowy sieci elektroenergetycznych umożliwiających przyłączanie nowych OZE. 17

18. WYBRANE UWAGI Najczęściej w pierwszym podejściu (price system) stosuje się system taryf gwarantowanych (feed-in-tariff), a w drugim (quota system) systemzielonych certyfikatów. W Polsce, jako w jednym z nielicznych krajów UE, zdecydowano się na drugie podejście, wdrażając system kształtowania wielkości energii, oparty na systemie zbywalnych świadectw pochodzenia tzw. zielonych certyfikatów. 18

19. PAŃSTWOWE VS PRYWATNE 19

20. PAŃSTWOWE VS PRYWATNE 20

21. WYBRANEUWAGI Dotychczas brakowało systemowego, długofalowego planowania i zarządzania kompetencjami zarówno w samej branży, jak również na poziomie instytucji rządowych czy środowisk naukowych. I chociaż branża energetyczna – jako strategiczna gałąź przemysłu – to temat gorący i chętnie podnoszony na forum, to jednak brakowało merytorycznej dyskusji na temat inwestycji w przyszłe kadry.Taką publiczną debatę zainicjował m.in. Narodowy Program „Foresight Polska 2020” oraz raport „Polska 2030 – wyzwania rozwojowe”. 21

22. ELEMENTY MODELU REGULACJI Składniki modelu: • nowe procesy regulacji, • nowe modele konkurowania, • zagadnienia związane z polityką klimatyczną. 22

23. NOWE PROCESY REGULACJI • Przeniesienie odpowiedzialności za decyzje odnośnie inwestycji w infrastrukturę sieci na nabywców i oferentów usług sieciowych. • Decyzje inwestycyjne w zakresie mocy wytwórczych i jakości dostarczanej energii są przedmiotem negocjacji pomiędzy podmiotami sektora. • Regulator jest odpowiedzialny za wszystkie plany inwestycyjne w kontekście kontroli i ewentualne zatwierdzanie cen. • Regulator jest audytorem decyzji uzgadnianych pomiędzy kupującym a sprzedającym. • Regulator zapewnia niezależne oceny efektywności działań inwestycyjnych. • Regulator analizuje społeczną wartość poszczególnych projektów (cost – benefit analysis). 23

24. NOWY MODEL KONKURENCYJNOŚCI Wypełnienie przez Regulatora przypisanych funkcji zgodnie z interesem publicznym wymaga jego niezależności promowania rzeczywistej konkurencyjności. • Regulator skupia się na ocenie, jak poszczególne grupy odbiorców traktowane są na rynku konkurencyjnym. • Konkurowanie energii elektrycznej, dostarczanej przez infrastrukturę sieciową z wytwarzaną w mikroźródłach. • Pełne oddzielenie dystrybucyjnych sieci elektroenergetyki od generacji i obrotu. 24

25. PROBLEMY POLITYKI KLIMATYCZNEJ Wyróżnione problemy: • Efektywna internalizacja kosztów zewnętrznych, • Równoważność zarządzania podażą i popytem, • Zmniejszenie barier wejścia dla nowych uczestników rynku, • Regionalność i lokalność procesów energetycznych; zaangażowanie w inicjatywy lokalne. • Planowanie pilotażowych inwestycji – rozwój w nowych technologii. 25

26. NISKOWĘGLOWY SYSTEM ELEKTROENERGETYCZNY Cel – redukcja emisji CO2 Redukcję emisji osiągać można poprzez: • konwersję paliwową z węgla na gaz, • inwestycje w energetyce jądrowej • budowę elektrowni o podwyższonej sprawności, • zastosowanie technologii wychwytywania magazynowania CO2 (CCS)- czy ma sens w warunkach Polski? Cel - Rozwój OZE Zwiększenie udziału źródeł odnawialnych w bilansie energii pierwotnej do roku 2020 do 20% - wykorzystanie rzeczywistych mechanizmów wsparcia. 26

27. 3. SKUTKI DLA KONSTRUKCJI MODELU RYNKU Kryteria: • Efektywność funkcjonalna. • Odpowiedniość sygnałów dla racjonalnych inwestycji. • Promowanie efektywnych decyzji lokalizacyjnych. • Możliwość pokrycia ponoszonych kosztów z przychodów na rynku hurtowym. • Prosty, stabilny i transparentny rynek hurtowy. 27

28. PLANOWANE INWESTYCJE PGE W NOWE MOCE WYTWÓRCZE ORAZ WYŁĄCZENIA Węgiel brunatny - obecnie 7232,5 MW zainstalowanej mocy; • W przyszłości - nowe moce wytwórcze: - Turów 460 MW (2018); - Nowa kopalnia węgla brunatnego i elektrownia w okolicy Gubina o mocy od 1800 do 2700 MW - jeśli w świetle polityki klimatycznej projekt będzie miał uzasadnienie ekonomiczne; - Możliwa instalacja CCS; • Wyłączenia: - Turów 206 MW (2013), 206 MW (2014); - Bełchatów 370 MW (2016); - Bełchatów 2980 MW (2030-2035). 28

29. PLANOWANE INWESTYCJE PGE W NOWE MOCE WYTWÓRCZE ORAZ WYŁĄCZENIA Węgiel kamienny - obecnie 3467 MW zainstalowanej mocy; • W przyszłości - nowe moce wytwórcze: - Opole 450 MW (2017) - Opole 450 MW (2018) (PGE planuje sprzedaż około 50 proc. obecnej i nowobudowanej elektrowni Opole) • Wyłączenia: - Szczecin 60 MW (2012) - Bydgoszcz 55 MW (2013), 4 MW (2016), 67 MW (2021-2025), 55 MW (2026-2030); - Dolna Odra 205 MW (2015), 454 MW (2016-2020), 908 MW (2026-2030); - Gorzów 32 MW (2016); - Pomorzany 134 MW (2021-2025); - Opole 749 MW (2031-2035). 29

30. PLANOWANE INWESTYCJE PGE W NOWE MOCE WYTWÓRCZE ORAZ WYŁĄCZENIA Gaz - obecnie 414 MW zainstalowanej mocy; • W przyszłości - nowe moce wytwórcze: - Bydgoszcz 240 MW (2017); - Gorzów 135 MW (2016); - Pomorzany 240 MW (2024); - Puławy 600-840 MW (2016) - udział PGE przynajmniej 50 proc.; - Lublin 135 MW (2018) Energia jądrowa: • Elektrownia jądrowa (około 3000 MW) - 2025; Elektrownia jądrowa (około 3000 MW) - 2029. (PAP) 30

31. PLANOWANE INWESTYCJE PGE W NOWE MOCE WYTWÓRCZE ORAZ WYŁĄCZENIA Energia odnawialna - obecnie 417 zainstalowanych mocy; • W przyszłości - nowe moce wytwórcze: - Pelplin 48 MW (2012); - Żuromin 60 MW (2012); - osiągnięcie 1000 MW w elektrowniach wiatrowych lądowych w 2015 roku; - 1000 MW w elektrowniach wiatrowych morskich do 2020; - 1000 MW w elektrowniach wiatrowych morskich do 2025; - Osiągnięcie produkcji energii z biomasy na poziomie około 4 TWH rocznie w 2015; • PGE szacuje okres użytkowania farmy wiatrowej na 15-20 lat 31

32. Dziękuję za uwagę Zdzisław Szalbierz