w 2018 r. podpisali porozumienie w sprawie współpracy w takich przypadkach, ale dla jak najwyższego poziomu sprawności w sytuacjach awaryjnych niezbędne są następujące działania: sprawność działań w sytuacjach awaryjnych II filar. Zeroemisyjny system energetyczny − zwiększenie wykorzystania w sieciach średnich napięć elementów sterowania i automatycznej rekonfiguracji (odpowiednio do 2025 i 2030 r.); − wyposażenie systemów oraz linii SN i nN w urządzenia diagnostyki i analizy pracy sieci (odpowiednio do 2025 i 2030 r.); − wdrożenie cyfrowego systemu łączności w sieci dla OSDe (do 2021 r.) – aktualnie wykorzystywany system analogowy jest zawodny i nie ma możliwości jego rozbudowy – nowy powinien gwarantować jednolitość i pewność łączności;
\n41 Na podstawie danych Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej.
\n42 W SOR określono cel 50 min./odb. w 2030 r., jednakże ze względu na ponowną analizę technicznych możliwości wartość ta uległa podwyższeniu.
\n31 Monitor Polski
\nInwestycje zarówno w sieć przesyłową, jak i dystrybucyjne wymagają odpowiednich źródeł finansowania oraz regulacji zapewniających sprawną realizację tych inwestycji. Z tego względu konieczne jest zapewnienie stabilnego otoczenia regulacyjnego, które pozwoli na odpowiednie planowanie rozwoju sieci i realizację inwestycji. Celem skutecznej realizacji zadań inwestycyjnych o strukturze liniowej w sieci dystrybucyjnej konieczne jest także wprowadzenie regulacji prawnych ułatwiających pozyskanie praw do dysponowania nieruchomością na cele budowalne dla infrastruktury elektroenergetycznej.
\nW związku z rosnącym wolumenem OZE przyłączanymi do sieci dystrybucyjnej i przesyłowej, wzrostem znaczenia energetyki rozproszonej, zmianą profilu zużycia energii elektrycznej (w tym rozwojem elektromobilności) wzrasta potrzeba rozwoju technologii magazynowania energii. rozwój magazynowania energii elektrycznej i rekuperacji II filar. Zeroemisyjny system energetyczny Duże nadzieje wiąże się z rozwojem elektromobilności i szerszym wykorzystaniem rekuperacji energii z pojazdów elektrycznych zasilanych z sieci trakcyjnej. Badania poświęcone bateriom napędzającym samochody elektryczne przyczynią się do postępu w zakresie technologii magazynowania energii, a elektryczne auta będą mogły w przyszłości pełnić rolę magazynów energii. W ramach działań mających na celu rozwój infrastruktury ładowania, wspierana będzie technologia V2G (ang. vehicle to grid) umożliwiająca dwukierunkowy przepływ energii elektrycznej, w tym jej oddawanie przez pojazdy elektryczne w celu stabilizacji pracy sieci.
\nOSDe prowadzą współpracę na arenie międzynarodowej w projektach badawczych skoncentrowanych na rozwoju technologii magazynowania długiego rozładowania. Konieczne jest uregulowanie statusu prawnego instalacji magazynowania energii elektrycznej, które mogą świadczyć usługi na rzecz uczestników rynku energii elektrycznej – kluczowym w tym zakresie jest określenie preferencyjnych taryf dla wprowadzania energii do magazynu, co wpłynie także na możliwość zmiany modelu pracy elektrowni wodnych szczytowo-pompowych. Mimo to posiadanie magazynów w innych technologiach niż elektrownie szczytowo-pompowe gromadzących moc odpowiadającą 10% mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych w perspektywie 2023 r. jest ambitnym celem44.
\nPożądany jest także rozwój innych rozwiązań, które umożliwią postęp w zakresie magazynowania energii (elektrycznej i ciepła), zwłaszcza takich, które pozwoliłyby wykorzystać energię z OZE. Obok biogazu, który umożliwia szybkie reagowanie na potrzeby systemu, warto wykorzystywać nadwyżki energii z OZE pracujących w sposób nieciągły do wyprodukowania paliwa, które dałoby się praktycznie zmagazynować. Dużą rolę w tym zakresie może odegrać wzrost opłacalności produkcji i wykorzystania wodoru, który charakteryzuje się wysoką gęstością energii, a także pozwala na stosunkowo długi okres przechowywania paliwa oraz możliwość szybkiego wykorzystania na potrzeby systemu. Instalacje typu power-to-gas pozwalające na przekształcenie energii elektrycznej w wodór w procesie elektrolizy umożliwią zagospodarowanie nadwyżek energii pochodzącej z odnawialnych źródeł energii, pełniąc rolę swoistego magazynu energii. Wykorzystanie elektrolizerów (układy P2H/P2G/P2L/P2A/P2X) pozwoli na integrację systemu gazowego z siecią elektroenergetyczną w myśl koncepcji sector coupling. Szansą w obszarze magazynowania energii może okazać się także postęp w zwiększeniu opłacalności 43 Choć warunek odpowiedniego poziomu zatrudnienia dotyczy wszystkich omawianych w PEP2040 obszarów, dystrybucja wymaga podkreślenia, gdyż w ostatnich latach niska liczba kandydatów do pracy jest istotnym problem dla OSDe.
\n44 Patrz też: cel szczegółowy 4, część A – zarządzanie popytem i cel szczegółowy 4, część C – rozwój elektromobilności i paliw alternatywnych.
\n32 Monitor Polski
\nBudowa inteligentnej sieci elektroenergetycznej (smart grid) będzie zwieńczeniem działań rozwijających krajową sieć elektroenergetyczną. Fundamentem rozwoju są rozwiązania z zakresu technologii informacyjnych i telekomunikacyjnych (ICT, ang.
\nInformation and Communication Technology). Obok systemów dwustronnej komunikacji cyfrowej są to inteligentne systemy telemetryczne (tzw. smart metering), systemy automatycznego monitorowania, sterowania, regulacji i zabezpieczenia sieci, także w kontekście cyberbezpieczeństwa, oraz systemy pomiarowe (w tym inteligentnego opomiarowania) do przepływu danych o mocach i energii, które są podstawą do podejmowania działań proefektywnościowych. rozwój inteligentnych sieci II filar. Zeroemisyjny system energetyczny 2B. PROJEKT STRATEGICZNY PEP
\nInteligentna sieć pozwoli zintegrować zachowania i działania wszystkich przyłączonych do niej użytkowników – wytwórców, odbiorców i prosumentów energii odnawialnej, zaś OIRE zapewni wymianę informacji między uczestnikami systemu. Dzięki dostępowi do swoich danych pomiarowych, odbiorcy będą mogli bardziej świadomie użytkować energię, co wraz z wykorzystaniem taryf dynamicznych może przyczynić się także do wypłaszczania dobowej krzywej zapotrzebowania na energię46.
\nRozwój inteligentnej sieci jest nieodłącznym elementem rozwoju magazynowania energii, elektromobilności, lepszej integracji w systemie energii elektrycznej wytwarzanej w jednostkach OZE, a także popularyzacji inteligentnych domów, rozpowszechnieniem idei tzw. Internetu rzeczy (wymiana danych między urządzeniami, tj. IoT), a także inteligentnych miast.
\nZasadne jest również analizowanie możliwości wykorzystania współpracy z rynkiem telekomunikacji i współpracy infrastruktury.
\nWdrożenie inteligentnego opomiarowania i dalszych rozwiązań inteligentnej sieci jest krokiem do budowy nowego, zdecentralizowanego systemu energetycznego, w którym odbiorcy końcowi będą bardziej aktywni, usługi systemowe będą nabywane od uczestników rynku również z poziomu sieci dystrybucyjnej, a odbiorcy będą dążyć do samobilansowania się w ramach obszarów samobilansujących47.
\nPokrycie kraju siecią przesyłową i sieciami dystrybucyjnymi skorelowane jest z wielkością zapotrzebowania na energię elektryczną w danym regionie oraz koniecznością wyprowadzenia mocy z jednostek wytwórczych, a dokładny przebieg linii zależny jest także od możliwości zlokalizowania infrastruktury liniowej. Gęstość sieci oraz jej dobry stan powinny gwarantować pewność dostaw energii elektrycznej oraz możliwie niską awaryjność, co jest niezależne od zlokalizowania regionu. Opracowane przez OSPe i OSDe programy inwestycyjne mają na celu zapewnienie bezpieczeństwa dostaw w całym kraju.
\nWYMIAR TERYTORIALNY Rozwój magazynowania energii także odnosi się do całego kraju – w perspektywie długookresowej każdy odbiorca może być wyposażony w magazyn energii (w tym samochód elektryczny). Szczególnie istotne jest lokowanie magazynów przy źródłach OZE, zarówno tych 45 Patrz cel szczegółowy 4A – wzmocnienie pozycji konsumenta energii elektrycznej.
\n46 Patrz cel szczegółowy 4A – zarządzenie popytem.
\n47 Szerzej o nowym kształcie rynku energii w celu szczegółowym 4A.
\n33 Monitor Polski
\nMKiŚ, spółki dystrybucji █ █ █ 2B.7. Budowa inteligentnych sieci elektroenergetycznych – − utworzenie operatora informacji rynku energii; − stworzenie warunków funkcjonowania internetu rzeczy − wyposażenie 80% gospodarstw domowych w liczniki zdalnego odczytu do 2028 r.– działanie 4A.2.
\nMKiŚ, MC, spółki dystrybucji (zapewnienie warunków rozwoju elektromobilności w celu szczegółowym 4C) 2023 / 2028 2B. PROJEKT STRATEGICZNY PEP █ – bezpieczeństwo energetyczne, █ – konkurencyjność gospodarki, 34 █ – ograniczenie wpływu sektora na środowisko Monitor Polski
\nDywersyfikacja dostaw i rozbudowa infrastruktury sieciowej gazu ziemnego, ropy naftowej i paliw ciekłych Gaz ziemny i ropa naftowa stanowią istotne elementy bilansu zużycia energii pierwotnej w Polsce, a krajowe wydobycie tych surowców pokrywa tylko część popytu. Z tego względu o bezpieczeństwie dostaw surowców do kraju, a w konsekwencji do odbiorców, stanowi zróżnicowanie źródeł, dróg, a także dostawców, sprawne połączenia transgraniczne (w następstwie budowania jednolitego rynku energii), jak również odpowiednio rozwinięta infrastruktura wewnętrzna. Wysoki stopień uzależnienia od jednego dostawcy i brak opcji dywersyfikacyjnych negatywnie wpływał na konkurencyjne kształtowanie się cen i generował ryzyko wywierania presji politycznej. Jednocześnie rosnąca elastyczność dostępu odbiorców końcowych do tych paliw przekłada się na wzrost konkurencyjności rynków. Większa dostępność gazu ziemnego na konkurencyjnych warunkach umożliwi także jego wykorzystanie w sektorze energetycznym, m.in. na potrzeby kogeneracji oraz budowy mocy rezerwowych dla bilansowania energetyki odnawialnej, co wpłynie na zmniejszanie oddziaływania sektora energii na środowisko. Gaz ziemny jest paliwem niskoemisyjnym, którego wykorzystanie może znacząco przyczynić się do osiągnięcia celów polityki klimatycznej UE, jak również pozytywnie przeciwdziałać zanieczyszczeniu powietrza poprzez redukcję zjawiska tzw. niskiej emisji.
\nCel szczegółowy 3. Dywersyfikacja dostaw i rozbudowa infrastruktury sieciowej gazu II filar. Zeroemisyjny system ziemnego, ropy naftowej i paliw ciekłych wpisuje się filar II ZEROEMISYJNY SYSTEM energetyczny ENERGETYCZNY. Gaz ziemny traktowany jest jako paliwo przejściowe, które umożliwi transformację sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego w kierunku zeroemisyjnym. Również infrastruktura paliw tradycyjnych jest etapem przejściowym do szerokiego wykorzystania rozwiązań zeroemisyjnych w transporcie, w tym elektromobilności i wodoromobilności.
\nPoniżej przedstawiona została strategia zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego, ropy naftowej oraz paliw do kraju oraz do odbiorców końcowych.
\nCZĘŚĆ A) Dywersyfikacja dostaw gazu ziemnego oraz rozbudowa infrastruktury gazowej48 Dla bezpieczeństwa dostaw operator systemu przesyłowego gazowego (OSPg) – Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A., pozostaje jednoosobową spółką Skarbu Państwa. Przesył, dystrybucja i magazynowanie gazu są działalnością regulowaną. OSPg, operatorzy systemów dystrybucyjnych gazowych (OSDg) i operator systemu magazynowania (OSMg) – Gas Storage Poland S.A są zobowiązani do zapewniania niezawodności funkcjonowania systemu i realizacji innych obowiązków warunkujących bezpieczeństwo dostaw do odbiorców i pracy systemu oraz instalacji. Dla 48 Więcej w: Krajowy Dziesięcioletni Plan Rozwoju Systemu Przesyłowego 2020-2029, GAZ-SYSTEM S.A. 2019, Dziesięcioletni Plan Rozwoju Systemu Przesyłowego (TYNDP), ENTSO-G 2017.
\n35 Monitor Polski
\nPolska stopniowo ogranicza uzależnienie od dostaw gazu ziemnego z kierunku wschodniego, na rzecz rosnącego wolumenu dostaw gazu skroplonego oraz w ramach handlu wewnątrzwspólnotowego, poprzez dostawy z Niemiec i Czech (w 2018 r. prawie 81% zużytego gazu ziemnego pochodziło z importu, przy czym 60% z kierunku wschodniego). W połowie 2016 r. rozpoczął przyjmowanie pierwszych dostaw komercyjnych terminal regazyfikacyjny skroplonego gazu ziemnego (LNG, ang. liquefied natural gas), co stanowiło ogromny krok w kierunku zróżnicowania zarówno źródeł, jak i dostawców gazu do Polski. Do terminalu LNG w Świnoujściu drogą morską sprowadzane są dostawy m.in. z Kataru, Norwegii i USA.
\nW najbliższych latach udział LNG w zużyciu gazu ziemnego może wynieść nawet do 30%. Polski terminal jest kluczowym obiektem infrastruktury z punktu widzenia bezpieczeństwa dostaw gazu nie tylko dla Polski, ale i krajów sąsiednich. To jedyny tej wielkości obiekt w Europie Środkowej, a znaczenie handlu LNG rośnie na światowym rynku gazu ziemnego, także z powodu zwiększającej się konkurencyjności cenowej w stosunku do surowca dostarczanego gazociągami. Istotną kwestią jest zapewnienie dostępu do surowca odbiorcom końcowym, do czego niezbędna jest rozbudowa krajowej infrastruktury przesyłowej, dystrybucyjnej i magazynowej.49 Poniżej przedstawiono kierunki dywersyfikacji źródeł dostaw gazu ziemnego, rozbudowy połączeń transgranicznych oraz krajowej infrastruktury przesyłowej, dystrybucyjnej i magazynowej gazu ziemnego. Projektem strategicznym tej części celu szczegółowego jest budowa Baltic Pipe.
\n3A. PROJEKT STRATEGICZNY PEP *** W związku z zakończeniem obowiązywania tzw. kontraktu jamalskiego50 z końcem 2022 r. zapewniającego większość dostaw gazu ziemnego, prowadzone są działania mające na celu realną dywersyfikację źródeł dostaw przed rozpoczęciem roku gazowego 2022/202351. Obok działań infrastrukturalnych, ważne jest aby przedsiębiorstwa energetyczne kontynuowały działania, których celem jest dywersyfikacja kontraktowa dostaw gazu ziemnego.
\nDalsza dywersyfikacja źródeł i kierunków dostaw gazu odbywać się będzie poprzez rozbudowę możliwości importowych oraz rozbudowę połączeń z państwami sąsiadującymi52. Dzięki temu możliwe będzie utworzenie warunków do powstania na terenie Polski centrum przesyłu i handlu gazem dla państw Europy Środkowej i Wschodniej oraz państw bałtyckich53, a także dostosowanie infrastruktury do dynamicznie rosnącego popytu na gaz ziemny. Korzystne położenie geograficzne Polski uzasadnia plany uzyskania statusu kraju tranzytowego w zakresie przesyłu gazu na osiach wschód– zachód i północ–południe. Projekty te stanowią polski wkład w realizację Inicjatywy Trójmorza, której celem jest pogłębiona integracja państw w obszarze Morza Bałtyckiego, Adriatyckiego oraz Czarnego oraz priorytetowych w skali Unii Europejskiej
\nPolska strategia w obszarze zwiększania możliwości importowych składa się przede wszystkim z trzech elementów: rozbudowa możliwości importowych gazu ziemnego − rozbudowy terminalu LNG – w związku z rozwojem globalnego rynku LNG realizowana jest rozbudowa terminalu do przepustowości (odbioru i regazyfikacji) II filar. Zeroemisyjny system energetyczny 8,3mld m3 rocznie (aktualne zdolności regazyfikacyjne wynoszą 5 mld m3/rok), a także rozszerzenie świadczonych usług dodatkowych o bunkrowanie LNG, przeładunek LNG na statki i cysterny samochodowe do 2023 r. W perspektywie 2030 r. możliwe jest dalsze zwiększanie mocy regazyfikacyjnych terminalu, jeśli taka potrzeba wyniknie z analizy rynkowej; − budowa terminalu regazyfikacyjnego gazu ziemnego w Zatoce Gdańskiej (FSRU, ang. floating storage regasification unit) – analiza projektowania nowego terminalu została przeprowadzona z uwagi na dynamiczny wzrost popytu na gaz 49 Dane na podstawie badań statystycznych MKiŚ.
\n50 Podpisany w 1996 r. kontrakt na dostawy gazu ziemnego do Polski, zawarty między PGNiG a Gazprom.
\n51 Rok gazowy trwa od 1 października roku n do 30 września roku n+1.
\n52 Prognoza zdolności połączeń przesyłowych do 2040 r. znajduje się w rozdziale 12 załącznika 2 do PEP2040.
\n53 Zagadnienie centrum gazowego zostało opisane w celu szczegółowym 4, część B.
\n54 Korytarz gazowy Północ–Południe połączy terminal LNG w Świnoujściu oraz Baltic Pipe, przez południową Polskę, Republikę Czeską, Słowację i Węgry z rynkami Europy Południowej w ramach koncepcji Trójmorza.
\n36 Monitor Polski
\nRozbudowa połączeń z państwami sąsiadującymi wraz z rozwojem krajowej sieci rozbudowa gazowych przesyłowej i rozbudową magazynów gazu jest drugim elementem strategii połączeń transgranicznych dywersyfikacyjnej dostaw gazu ziemnego, co jednocześnie stworzy warunki do rozwoju rynku i wzrostu znaczenia Polski jako regionalnego centrum przesyłu i handlu gazem II filar. Zeroemisyjny system ziemnym. Aktualnie poza dostawami do terminala LNG do Polski trafia przede wszystkim energetyczny gaz rosyjski przez Białoruś i Ukrainę, a także realizowane są dostawy z terytorium Niemiec i Czech. Dla zwiększenia możliwości dywersyfikacji dostaw gazu i wymiany międzysystemowej realizowane są połączenia: − ze Słowacją – do zdolności importu 5,7 mld m3 i eksportu 4,7 mld m3 rocznie), − z Litwą (GIPL) – do zdolności importu 1,9 mld m3 i eksportu 2,4 mld m3 rocznie, Ponadto przygotowane zostały projekty nowych gazowych połączeń transgranicznych Polska – Czechy i Polska – Ukraina. Decyzje o ich budowie będą zależały od uzgodnień z zagranicznymi partnerami oraz rozwoju rynku gazu ziemnego w Polsce.
\nRealizacja celów o charakterze transgranicznym musi być powiązana z równoczesną rozbudową sieci krajowej i infrastruktury magazynowej. Dopiero tak rozwinięty system umożliwia: (a) zapewnienie długoterminowej zdolności systemu gazowego do zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania gazu, i (b) równoważenie dostaw gazu ziemnego z zapotrzebowaniem na to paliwo. Realizowane inwestycje nie tylko odpowiadają na potrzeby strategiczne, ale zapewniają możliwości zaopatrzenia rosnącego rynku w surowiec. rozbudowa krajowej infrastruktury przesyłowej gazowej II filar. Zeroemisyjny system energetyczny Długość sieci przesyłowej gazu ziemnego w Polsce wynosi blisko 12 000 km56. Krajowa sieć przesyłowa musi umożliwiać pełne wykorzystanie infrastruktury importowej. Dlatego niezbędna jest rozbudowa krajowego systemu przesyłowego gazu
\n55 Koncepcja połączenia systemu duńskiego i polskiego jest ujęta wśród celów polityki energetycznej UE w Planie działań na rzecz integracji bałtyckiego rynku energii – BEMIP (ang. Baltic Energy Market Interconnection Plan).
\n56 Dane GAZ-SYSTEM S.A.
\n37 Monitor Polski
\nW przypadku, gdy nie ma uzasadnienia dla budowy gazociągu, w celu stworzenia „wyspowych” stref dystrybucyjnych, realizowane będą projekty wykorzystania stacji regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego wraz z lokalnymi sieciami wyspowymi (tzw. wirtualnych gazociągów LNG). Alternatywnie strefy te mogą być zasilane biometanem (biogaz oczyszczony i uzdatniony do jakości gazu ziemnego) z lokalnych biogazowni, ale także innymi gazami wytwarzanymi lokalnie. Ważnym czynnikiem w tym zakresie będzie także osiągnięcie do 2030 r. zdolności transportu sieciami gazowymi mieszaniny zawierającej ok. 10% gazów zdekarbonizowanych, w szczególności biometanu i wodoru58. Korzystny wpływ na możliwość ich wykorzystania będzie mieć również rozwój magazynów gazu, opisany poniżej.
\nLokalny dostęp do gazu umożliwia wykorzystanie go w ciepłownictwie systemowym, jako niskoemisyjnej alternatywy (obok OZE) dla indywidualnych kotłów na paliwa stałe o niskiej jakości59, w transporcie i jako rezerwy dla energii ze źródeł odnawialnych, których praca jest zależna od warunków atmosferycznych.
\nZ punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego bardzo istotna jest odpowiednia rozwój magazynowania pojemność i moc odbioru z podziemnych magazynów gazu (PMG). W magazynach gazu ziemnego utrzymywane są wymagane poziomy zapasów gazu ziemnego, które służą m.in. do zaspokajania szczytowego zapotrzebowania na ten surowiec, jak również pozwalają na II filar. Zeroemisyjny system energetyczny zapewnienie dostaw podczas awarii i przerw w dostawach. Magazyny mogą służyć ponadto do pokrycia długotrwałego, zwiększonego zapotrzebowania na gaz ziemny w sezonie zimowym. Trzeba także zauważyć, że rozbudowa pojemności magazynowanych gazu ziemnego oraz wykorzystanie kawern solnych zapewni lepsze warunki popularyzacji tzw. gazów zdekarbonizowanych tj. biogazu, biometanu i wodoru.
\nObecna łączna pojemność siedmiu podziemnych magazynów gazu wysokometanowego (PMG) wynosi ok. 3,2 mld m3, co stanowi blisko 1/6 rocznego krajowego zużycia, a zróżnicowane położenie geograficzne istniejących magazynów 60 to niewątpliwy atut wspierający elastyczność funkcjonowania systemu gazowego. W celu dalszego wzrostu bezpieczeństwa energetycznego celowe jest prowadzenie rozbudowy PMG do poziomu min. 4 mld m3 (wzrost o 1/3 pojemności) oraz zwiększenie aktualnej maksymalnej mocy odbioru gazu z instalacji magazynowych – z 53,5 mln m³/dobę do min. 60 mln m3/dobę (wzrost o ok. 1/6 mocy) do sezonu zimowego 2030/2031. Decyzja odnośnie lokalizacji dodatkowych pojemności PMG zapadnie w oparciu o analizy rynkowe uwzględniające m.in. techniczne możliwości budowy/rozbudowy i kształt systemu zapasów obowiązkowych gazu ziemnego.61 Inwestycje w infrastrukturę gazową mają duże znaczenie gospodarcze, jednakże aktualne uregulowania odnoszące się do procesu inwestycyjnego wpływają na jego długotrwałość oraz wzrost nakładów. Z tego zachęty inwestycyjne względu konieczne jest zapewnienie otoczenia regulacyjnego zachęcającego do inwestycji w rozbudowę infrastruktury gazowej. Zapewni to opracowanie kompleksowej regulacji II filar. Zeroemisyjny system energetyczny 57 Szacunki na podstawie analiz MKiŚ.
\n58 Patrz: cel szczegółowy 4, część B.
\n59 Patrz: cel szczegółowy 7.
\n60 PMG gazu ziemnego wysokometanowego zlokalizowane są w południowo-zachodniej (Wierzchowice) i południowo-wschodniej części kraju (Swarzów, Brzeźnica, Strachocina, Husów w okolicach Tarnowa i Sanoka), w centralnej Polsce (Mogilno) oraz na północy (Kosakowo).
\n61 Dane na podstawie badań statystycznych MKiŚ.
\n38 Monitor Polski
\nUnijne rozporządzenie w sprawie bezpieczeństwa dostaw gazu (tzw. rozporządzenie SoS) wprowadziło nową organizację systemu bezpieczeństwa dostaw gazu na poziomie regionalnym. W celu zwiększenia bezpieczeństwa funkcjonowania europejskich systemów gazowych w 2019 r. opracowany został pierwszy plan i ocena ryzyka w oparciu o prawodawstwo unijne. Dokumenty te będą podlegać aktualizacji co 4 lata. bezpieczeństwo dostaw na poziomie regionalnym II filar. Zeroemisyjny system energetyczny Działania dywersyfikacyjne w zakresie dostaw gazu ziemnego mają na celu zapewnienie bezpieczeństwa dostaw poprzez zmiany kierunków przepływu gazu z kierunku wschodniego na zachód na z kierunku północnego na południe. Zwiększenie zasięgu terytorialnego dostępu do sieci gazowej, dzięki rozbudowie sieci wewnętrznej przełoży się nie tylko na potencjał rozwoju gospodarczego danego regionu, ale także wpłynie na możliwość ograniczania niskiej emisji. Wewnętrzne inwestycje infrastrukturalne podążają za obecnym i potencjalnym popytem, ale także mają na celu zwiększenie równomierności pokrycia kraju infrastrukturą gazową, tak aby wyeliminować tzw. białe plamy dostępu do gazu ziemnego w szczególności w rejonie Polski północno-wschodniej.
\nWYMIAR TERYTORIALNY 39 Monitor Polski
\nZapewnienie kontraktowej dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego 2022 spółki gazowe █ █ █ 3A.2.
\nZapewnienie możliwości importu gazu ziemnego poprzez budowę 2022 Baltic Pipe – połączeń Norwegia-Dania oraz Dania-Polska wraz z rozbudową systemów przesyłowych w Danii i w Polsce OSPg 3A. PROJEKT STRATEGICZNY PEP █ █ █ 3A.3.
\nZapewnienie możliwości importu gazu ziemnego poprzez 2023 zwiększenie zdolności regazyfikacyjnej terminalu LNG (2030) w Świnoujściu do wielkości 8,3 mld m3 rocznie oraz zwiększenie elastyczności pracy i wprowadzenie nowych funkcjonalności (ew. dalsza rozbudowa zależna od analiz rynkowych) Polskie LNG S.A., OSPg █ █ █ 3A.4.
\nRozbudowa/budowa połączeń gazowych z państwami sąsiadującymi – Słowacją, Litwą, ew. z Czechami i Ukrainą 2022 OSPg █ █ █ 3A.5.
\nBudowa pływającego terminalu regazyfikacyjnego LNG (FSRU) w Zatoce Gdańskiej po 2025 OSPg █ █ █ 3A.6.
\nRozbudowa gazowej sieci przesyłowej:
\n2022 − w zachodniej, południowej Polsce – możliwość transportu gazu (2029) z terminalu LNG i Baltic Pipe; − w północno-wschodniej Polsce – wzmocnienie integracji z państwami bałtyckimi − w północnej i centralnej Polsce – umożliwienie transportu gazu z FSRU do gazociągów systemowych zlokalizowanych w centralnej części kraju OSPg █ █ █ 3A.7.
\nRozbudowa systemu dystrybucji gazu – redukcja białych plam, wzrost odsetka zgazyfikowanych gmin z 65% do 76% w 2024 r. i wzrost w kolejnych latach poprzez: o rozbudowę i modernizacje gazowej sieci dystrybucyjnej, o wykorzystanie stacji regazyfikacji skroplonego gazu LNG 2024 OSDg Rozbudowa PMG do poziomu całkowitej pojemności min. 4 mld m3 oraz mocy odbioru gazu z tych instalacji do poziomu min. 60 mln m3/dobę.
\n2030 OSMg Zapewnienie otoczenia regulacyjnego zachęcającego do inwestowania w rozbudowę infrastruktury gazowej (taryfa wieloletnia, usprawnienie procesu inwestycyjno-budowlanego) 2021 MKiŚ, MRPiT, URE 2023 MKiŚ, OSPg █ █ █ 3A.8. █ █ █ 3A.9. █ █ █ 3A.10. Przygotowanie ocen ryzyka i planów w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu na podstawie rozporządzenia 2017/1938 (aktualizacja co 4 lata, pierwsza w 2023 r.) █ – bezpieczeństwo energetyczne, █ – konkurencyjność gospodarki, 40 █ – ograniczenie wpływu sektora na środowisko Monitor Polski CZĘŚĆ B)
\nDalsza dywersyfikacja importu ropy naftowej wymaga przede wszystkim rozwiniętej i sprawnie funkcjonującej infrastruktury wewnętrznej, tak by zapewnić możliwość zwiększenia importu surowca drogą morską. Aktualny stan sieci rurociągów i pojemności magazynowych pozwala na pokrycie bieżących potrzeb, jednakże w perspektywie dalszego rozwoju rynku konieczne jest zapewnienie możliwości zwiększenia poziomu magazynowania i separacji różnych gatunków ropy importowanej drogą morską oraz sprawnego i bezpiecznego przesyłu do rafinerii w Płocku. Celem nadrzędnym jest zapewnienie (a) nieprzerwanych dostaw ropy naftowej do polskich rafinerii oraz (b) zaopatrzenia rynku w paliwa ciekłe na poziomie zapewniającym jego normalne funkcjonowanie w sytuacji kryzysowej.
\nPoniżej przedstawiona została kierunki dywersyfikacji kierunków i dostaw ropy naftowej poprzez rozbudowę infrastruktury przesyłowej i magazynowej ropy naftowej oraz paliw ciekłych.
\nProjektem strategicznym tej części celu szczegółowego jest budowa drugiej nitki Rurociągu Pomorskiego.
\n3B. PROJEKT STRATEGICZNY PEP *** Infrastruktura przesyłowa ropy naftowej składa się z trzech odcinków – dwóch odcinków rurociągu „Przyjaźń” oraz Rurociągu Pomorskiego (łącznie ok. 890 km). Trzy nitki Odcinka rozbudowa infrastruktury Wschodniego rurociągu „Przyjaźń” umożliwiają import ropy z kierunku wschodniego przesyłowej ropy naftowej (56 mln t/rok) do rafinerii w Płocku, a następnie rurociągiem Pomorskim do rafinerii II filar. Zeroemisyjny system w Gdańsku (27 mln t/rok). Rurociąg Pomorski ma charakter rewersyjny, dlatego możliwy jest energetyczny także przesył do Płocka surowca importowanego drogą morską (30 mln t/rok). Dwunitkowy Odcinek Zachodni rurociągu „Przyjaźń” służy zaopatrywaniu w ropę naftową rafinerii niemieckich i umożliwia tłoczenie ropy z/do największego w Polsce magazynu ropy w Górze oraz transport na zachód surowca wydobywanego z polskich złóż.
\nRurociąg Pomorski – mimo charakteru rewersyjnego – jest najsłabszym ogniwem systemu 3B. PROJEKT przesyłu ropy. Arteria zbudowana jest tylko z jednej nitki, co oznacza, że w przypadku STRATEGICZNY PEP awarii nie ma alternatywnej drogi transportu na tym strategicznym odcinku. Ponadto ze względu na dwukierunkowość rurociągu występuje problem rywalizowania o przepustowość między rafineriami w Płocku i Gdańsku. Jednocześnie tak ograniczona przepustowość uniemożliwia zwiększenie wykorzystania surowca importowanego drogą morską, za pośrednictwem Naftoportu w Gdańsku. To właśnie wzrost znaczenia dostaw ropy drogą morską ma kluczowe znaczenie dla dywersyfikacji dostaw surowca do polskich rafinerii. Z tego względu PERN S.A. uwzględnił w swoich planach inwestycyjnych budowę drugiej nitki Rurociągu Pomorskiego do 2023 r. Zasadność realizacji tej inwestycji została potwierdzona w 2019 r. przez wystąpienie zanieczyszczenia ropy naftowej przesyłanej rurociągiem „Przyjaźń” szkodliwymi dla rafinerii chlorkami organicznymi.
\nW związku z czasowym wstrzymaniem dostaw ropy drogą lądową ze wschodu, rafineria w Płocku sprowadzała surowiec wyłącznie drogą morską, w pełni wykorzystując istniejącą nitkę Rurociągu Pomorskiego. Gdyby istniała druga nitka, zanieczyszczona ropa naftowa mogłaby być równolegle tłoczona na północ w celu oczyszczenia systemu przesyłowego z niespełniającej norm jakościowych surowca, a także możliwy byłby przesył ropy naftowej z magazynu Góra i baz PERN S.A. w Miszewku Strzałkowskim i Adamowie do rafinerii w Gdańsku.
\nPonadto, analizowane jest również rozszerzenie na terytorium Polski Europejskiej Sieci Rurociągów Paliwowych (CEPS – Central Europe Pipeline System). Jej rozszerzenie na Polskę i inne państwa bałtyckie może mieć pozytywny wpływ na zabezpieczenie paliwowe ściany wschodniej NATO.
\n62 Patrz też: Polityka Rządu RP dla infrastruktury logistycznej w sektorze naftowym, 2017.
\n41 Monitor Polski
\nSieć rurociągów produktowych (ponad 935 km) ma charakter koncentryczny, umożliwia przesył paliw z rafinerii w Płocku w kierunku Warszawy, Poznania oraz Górnego i Dolnego Śląska, czyli regionów o najwyższym zapotrzebowaniu.
\nPoz. 264 rozbudowa infrastruktury przesyłowej paliw ciekłych II filar. Zeroemisyjny system energetyczny Nitka w kierunku Górnego Śląska sięga jednak tylko do okolic Częstochowy (Boronów), co wymusza transport łączony na stosunkowo dużą skalę ze względu na wysoką konsumpcję paliw w tym regionie. Aby wykorzystać potencjał gospodarczy i zwiększyć bezpieczeństwo dostaw paliw w tym regionie, PERN S.A. przystąpił do budowy dodatkowego odcinka BoronówTrzebinia, stanowiącego przedłużenie rurociągu Płock-Koluszki-Boronów. Dalszy rozwój rurociągów paliwowych będzie realizowany zgodnie z zapotrzebowaniem rynku i na warunkach rynkowych.
\nTrzecim elementem strategicznym w zakresie infrastruktury paliwowej jest baza rozbudowa bazy magazynowa ropy naftowej i paliw ciekłych. Z jednej strony magazyny mają zapewniać magazynowej ropy naftowej i paliw ciekłych ciągłość procesu technologicznego tłoczenia ropy (fizyczna dostępność przez 90 dni), z drugiej umożliwiać magazynowanie zapasów handlowych i interwencyjnych63. Wreszcie II filar. Zeroemisyjny system możliwość separacji różnych gatunków ropy ma kluczowe znaczenie dla realnej energetyczny dywersyfikacji dostaw ropy. W posiadaniu trzech podmiotów znajduje się blisko 9 mln m3 pojemności magazynowej ropy oraz 5,6 mln m3 paliw, dość równomiernie rozlokowanej w kraju.
\nAby zapewnić techniczne możliwości zróżnicowania źródeł dostaw ropy (tym samym zróżnicowanej gatunkowo) do krajowych rafinerii konieczna jest odpowiednio rozbudowana naziemna infrastruktura magazynowa. W 2020 r. PERN S.A. zrealizował dwie niezwykle ważne inwestycje w tym zakresie – zwiększono zdolności magazynowe bazy w Górkach Zachodnich (koło Gdańska) oraz rozbudowano Terminal Naftowy w Gdańsku. W ten sposób zwiększono pojemności łącznie o 0,6 mln m3, tj. do poziomu ok. 1,9 mln m3. Obecnie kluczowe jest odpowiednie dopasowanie pojemności magazynowych produktów naftowych do rozwijającego się rynku paliw ciekłych. Dla zapewnienia sprawnej dystrybucji zapasów interwencyjnych w czasie kryzysu istotne jest zapewnienie ich alokacji w pobliżu głównych regionów charakteryzujących się największym zużyciem paliw. W tym celu PERN S.A. prowadzi program inwestycyjny budowy 0,222 mln m3 pojemności w swoich bazach paliwowych.
\nRynek paliwowy jest zliberalizowany, dlatego dla zapewnienia odpowiednich podstaw dla decyzji inwestorskich niezwykle istotne jest zapewnienie właściwego prognozowania potrzeb sektora rafineryjnego. W tym celu Agencja Rezerw Materiałowych (ARM) w 2019 r. opracowała po raz pierwszy prognozy krajowego zapotrzebowania na pojemności magazynowe dla zapasów interwencyjnych i handlowych paliw i ropy naftowej na okres 10 lat, które będą aktualizowane cyklicznie co 2 lata. wdrożenie cyklicznego prognozowania potrzeb paliwowych II filar. Zeroemisyjny system energetyczny Należy zauważyć, że rozwój rynku paliw alternatywnych tj. zwiększenie wykorzystania gazu ziemnego w postaci LNG i CNG (gaz ziemny w postaci sprężonej, ang. compressed natural gas), gazu LPG (ang. liquefied petroleum gas), wodoru, biometanu, paliw syntetycznych, czy wykorzystania energii elektrycznej w transporcie będzie łączyło się z wyhamowaniem wzrostu zapotrzebowania na ropę naftową. Pewien obszar rynku mogą przejąć także biokomponenty stosowane w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych64.
\n63 Patrz: cel szczegółowy 4, część C.
\n64 Patrz: cel szczegółowy 4, część B i część C – rozwój elektromobilności i paliw alternatywnych.
\n42 Monitor Polski
\nWYMIAR TERYTORIALNY █ █ █ Działania Termin Odpowiedzialni █ █ █ 3B1. Rozbudowa infrastruktury przesyłowej ropy naftowej – budowa drugiej nitki naftowego rurociągu Pomorskiego 2023 PERN S.A. █ █ █ 3B.2. Rozbudowa infrastruktury przesyłowej paliw ciekłych – przedłużenie rurociągu paliwowego Płock-Koluszki-Boronów poprzez budowę odcinka Boronów-Trzebinia 2021 PERN S.A. █ █ █ 3B.3. Odpowiednie dopasowanie zwiększonych zdolności magazynowej Terminala Naftowego w Gdańsku oraz bazy w Górkach od 2021 PERN S.A. █ 2021 ARM 3B. PROJEKT STRATEGICZNY PEP 3B.4. Cykliczna (co 2 lata) prognoza krajowego zapotrzebowania na pojemności magazynowe dla zapasów interwencyjnych i obrotowych paliw i ropy naftowej na okres 10 lat. █ – bezpieczeństwo energetyczne, █ – konkurencyjność gospodarki, 43 █ – ograniczenie wpływu sektora na środowisko Monitor Polski
\nRozwój rynków energii Sektor energii w ostatnich kilkudziesięciu latach uległ znacznej liberalizacji. Rozwój rynku energii pozwala na zaoferowanie odbiorcom nowych i dopasowanych do nich usług oraz oddziałuje na konkurencyjność gospodarki. Jednocześnie niezbędna jest częściowa ingerencja w rynek, aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii do wszystkich odbiorców, jak również realizację ambitnych wymagań środowiskowych.
\nEnergia jest towarem warunkującym funkcjonowanie gospodarki i społeczeństwa, a brak monitoringu i regulacji w skrajnych przypadkach mógłby powodować przerwanie lub zaprzestanie ich dostaw do odbiorców końcowych, znaczący wzrost cen energii lub znaczące obciążanie środowiska.
\nCel szczegółowy 4. Rozwój rynków energii wpisuje we wszystkie trzy filary PEP2040:
\nI filar. Sprawiedliwa transformacja SPRAWIEDLIWA TRANSFORMACJA, ZEROEMISYJNY SYSTEM ENERGETYCZNY oraz DOBRA JAKOŚĆ POWIETRZA. Rynek energii, szczególnie w obszarze elektroenergetyki, II filar. Zeroemisyjny system będzie rozwijał się w kierunku większej aktywizacji odbiorców końcowych na rynku. energetyczny Wdrażane będą rozwiązania, których celem jest ochrona odbiorców końcowych (szczególnie III filar. Dobra jakość powietrza konsumentów). Dzięki temu odbiorcy będą mogli uczestniczyć w transformacji. Rozwój rynków energii pozwala także na pojawienie się nowych usług, które umożliwią większą integrację odnawialnych źródeł energii, a w konsekwencji będą wspierać transformację sektora energetycznego w kierunku zeroemisyjnym. Nie pozostaje to bez wpływu na jakość powietrza, która będzie ulegać znaczącej poprawie dzięki elektryfikacji transportu oraz większemu wykorzystaniu paliw alternatywnych, a tym samym nisko- lub zeroemisyjnych.
\nPoniżej określona została kierunki rozwoju rynku energii elektrycznej, gazu ziemnego oraz paliw ciekłych zgodnie ze specyfiką danego rynku.65 CZĘŚĆ A) Rozwój rynku energii elektrycznej66 Rynek energii elektrycznej jest rozpatrywany z punktu widzenia podmiotów sektora energetycznego, autoproducentów oraz pozycji konsumenta. Rynek ulega przeobrażeniu ze względu na zmiany w otoczeniu, wynikające z budowy europejskiego jednolitego rynku energii, zwiększonemu udziałowi konsumentów w rynku oraz rosnącej produkcji energii elektrycznej z OZE.
\nNa rozwój rynku mają wpływ m.in. wzmocnienie pozycji konsumentów oraz poprawa sytuacji niektórych grup odbiorców, uprządkowanie generalnych umów dystrybucji, zarządzanie popytem, kwestia urynkowienia usług systemowych, zmiany w zakresie handlu energią elektryczną. Projektem 4A. PROJEKT strategicznym PEP części A tego celu szczegółowego jest wdrażanie Planu Działania STRATEGICZNY PEP mającego służyć zwiększeniu transgranicznych zdolności przesyłowych energii elektrycznej. *** 65 Segment ciepłownictwa ze względu na specyfikę skorelowaną z lokalnym pokryciem popytu został omówiony w oddzielnym celu szczegółowym – patrz: cel szczegółowy 7.
\n66 Część A jest silnie powiązana z celem szczegółowym 2, a przedstawione zagadnienia i obszary interwencji należy analizować wspólnie.
\n44 Monitor Polski
\nPoz. 264 wzmocnienie pozycji konsumenta energii elektrycznej I filar. Sprawiedliwa transformacja − poszerzenie polityki informacyjnej – konsument powinien mieć możliwość porównania ofert dostępnych na rynku i otrzymywać wyczerpujące i klarowne informacje w ramach otrzymywanego rachunku; − wyposażenie 80% gospodarstw domowych w liczniki zdalnego odczytu do 2028 r. – są one kluczowym elementem umożliwiającym zarówno dostęp do danych i informacji, jak i świadome zużywanie energii. Ich instalacja jest skorelowana z budową inteligentnej sieci67; − umożliwienie odbiorcom podejmowania aktywnej roli – na rynku funkcjonują już prosumenci energii odnawialnej, klastry energii, czy spółdzielnie, którzy podejmują aktywne role (wytwarzanie, sprzedaż, magazynowanie energii, DSR), jednakże zakres działalności aktywnych odbiorców i społeczności energetycznych 68 będzie ulegał doprecyzowaniu. Ich działalność stanowi trzon energetyki obywatelskiej; − rozwój i upowszechnianie usług agregacji – agregatorom stworzona zostanie możliwość działania na równych zasadach w stosunku do innych podmiotów. To pozwoli na grupowanie potencjału małych odbiorców (którzy osobno mogą zaoferować niewielkie wolumeny) i świadczenie usług na potrzeby KSE – np. generacji, czy DSR.
\nUporządkowania wymaga także zagadnienie generalnych umów dystrybucji (GUD).
\nObecnie odbiorca zawiera umowę kompleksową obejmującą dystrybucję oraz sprzedaż uporządkowanie generalnych umów dystrybucji energii (GUD-k), albo odrębnie umowę sprzedaży i umowę o świadczenie usług dystrybucji. Zawarte GUD umożliwiają zmianę sprzedawcy energii, co wpływa na I filar. Sprawiedliwa transformacja poprawę konkurencyjności rynku, a także chronią interesy konsumentów. Mając na uwadze uproszczenie rynku oraz wzrost konkurencyjności, w 2021 r. wdrożony zostanie obowiązek zawierania z konsumentami wyłącznie umów kompleksowych. Z tego powodu spółki obrotu powinny mieć podpisane odpowiednie umowy ze spółkami dystrybucyjnymi.
\nKoszty związane ze zużyciem energii mają szczególne znaczenie dla działalności ochrona konkurencyjności przedsiębiorstw energochłonnych (definiowanych jako te, w których ta kategoria przemysłu energochłonnego w wartości dodanej brutto wynosi co najmniej 3%). Wzrost kosztów związanych ze zużyciem energii oddziałuje na ich konkurencyjność na tle rynków światowych, co może I filar. Sprawiedliwa transformacja powodować, że właściciele będą poszukiwać tańszych lokalizacji prowadzenia działalności. Skutkiem tego jest utrata kapitału, zmiany na lokalnym rynku pracy, a także możliwe zjawisko tzw. ucieczki emisji.
\nRozwój gospodarczy jest uzależniony od funkcjonowania nowoczesnego, wielkoskalowego przemysłu, dlatego konieczna jest ochrona tego podsektora w okresie transformacji, Będzie ona przede wszystkim oznaczać uwzględnienie wpływu obciążeń poszczególnych mechanizmów wsparcia (tj. system wsparcia rozwoju OZE, wysokosprawnej kogeneracji, czy rynku mocy) na funkcjonowanie przedsiębiorstw energochłonnych przez odpowiednie zarządzanie ich kontrybucją w pokryciu kosztów tych mechanizmów.
\nDla zwiększenie efektywności pracy całego krajowego systemu elektroenergetycznego dążyć się będzie do tzw. wypłaszczenia dobowej krzywej zapotrzebowania na moc69, czyli zmniejszenia różnicy między średnim zużyciem a zużyciem szczytowym, a także do wzrostu popytu w godzinach nocnych. Zarządzanie popytem (DSM, ang. demand side management) poprzez wykorzystanie aktywności odbiorców końcowych (DSR, ang. demand side response) jest jednym ze sposobów zwiększenia efektywności systemu. zarządzanie popytem, wypłaszczenie dobowej krzywej zapotrzebowania II filar. Zeroemisyjny system energetyczny 67 Patrz: cel szczegółowy 2, część A – rozwój inteligentnych sieci.
\n68 Patrz art. 2(11) dyrektywy w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Patrz też: cel szczegółowy 6.
\n69 Dobowy cykl zużycia energii elektrycznej w dniu roboczym charakteryzuje się wyższym zapotrzebowaniem na moc w ciągu dnia niż w nocy oraz występowaniem porannego i przedwieczornego szczytu zapotrzebowania.
\n45 Monitor Polski
\nWdrożenie inteligentnej sieci jest krokiem do budowy nowego, zdecentralizowanego systemu energetycznego, gdzie odbiorcy końcowi będą aktywnymi uczestnikami rynku, rozwinięte zostaną usługi wynagradzające taką aktywność (DSR, agregacja, umowy z ceną dynamiczną), a odbiorcy końcowi w ramach działalności zbiorowej będą dążyć do samobilansowania się m.in. w ramach obszarów samobilansujących. Nowy model rynku energii będzie opierał się na energetyce rozproszonej oraz rozproszonym odbiorze nie tylko odbiorców końcowych, ale i urządzeń np. stacji ładowania samochodów elektrycznych i magazynów energii. Dzięki szerszemu dostępowi do informacji możliwe będzie również bardziej optymalne zarządzenie systemem elektroenergetycznym przez OSPe i OSDe.
\nPrzyrost rozproszonych źródeł energii wymaga dostosowania infrastruktury sieciowej do nowej sytuacji rynkowej. Większy udział jednostek wytwórczych OZE w miksie energetycznym oznacza większe potrzeby w zakresie bilansowania systemu i pozyskiwania większej ilości usług systemowych. urynkowienie usług systemowych i rozwój lokalnych obszarów bilansowania Podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie mocy i energii jest operator systemu II filar. Zeroemisyjny system energetyczny przesyłowego, który kontraktuje usługi systemowe (np. regulacja częstotliwości, interwencyjna regulacja rezerwy mocy, czy regulacja napięcia i mocy biernej), pozyskując je od wytwórców energii. Jednakże w związku z rozwojem energetyki rozproszonej rosnąć będzie rola OSDe w zakresie bilansowania. Z tego względu operatorom systemów dystrybucyjnych zapewniona zostanie możliwość tworzenia wydzielonych lokalnych obszarów bilansowania, w ramach których następuje bieżące równoważenie wytwarzania z zapotrzebowaniem. Daje to możliwość wykorzystania zalety generacji rozproszonej, jaką jest bliskość miejsca pobierania energii, co przyczynia się do ograniczania strat energii związanych z jej przesyłem i dystrybucją. Aby zapewnić sprawny rozwój rynku w tym kierunku niezbędne jest także silniejsze rozwinięcie współpracy między OSDe oraz OSPe.
\nDla wdrożenia tego kierunku do końca 2023 r. przeprowadzona zostanie zmiana modelu świadczenia usług na rzecz systemu (urynkowienie usług systemowych dotychczas kontraktowanych przez OSPe) polegająca na umożliwieniu realizacji tych usług przez aktywne podmioty, czyli wytwórców, agregatorów i aktywnych odbiorców. Poszerzony zostanie zakres i skala 70 Patrz: cel szczegółowy 2, część B – rozwój magazynowania energii i rekuperacji oraz rozwój inteligentnych sieci, cel szczegółowy 7
\n71 Patrz: cel szczegółowy 4, część C – rozwój elektromobilności i paliw alternatywnych.
\n72 Patrz: cel szczegółowy 2, część B – rozwój inteligentnych sieci (projekt strategiczny PEP2040).
\n46 Monitor Polski
\nW związku z budową jednolitego europejskiego rynku energii, a także z zobowiązaniami wynikającymi z wdrożenia rynku mocy zachodzą istotne zmiany w zakresie handlu energią elektryczną. Obecnie nie są stosowane inne limity ofert i cen na rynku dnia następnego (RDN) i rynku dnia bieżącego (RDB) niż przewidziane przez regulacje UE. Również limity cen na rynku bilansującym (RB) są ustalone na poziomie nie niższym niż określony dla rynku dnia bieżącego. Ponadto coraz większy udział w handlu mają transakcje stanowiące wymianę transgraniczną. zmiany w zakresie handlu energią II filar. Zeroemisyjny system energetyczny Wdrożenie rozwiązań z zakresu jednolitego rynku energii elektrycznej wpłynie pozytywnie 4A. PROJEKT na konkurencję na rynku energii elektrycznej i w przyszłości powinno doprowadzić STRATEGICZNY PEP do wyrównania cen energii elektrycznej w UE. Istotne znaczenie w tym kontekście mają nowe wymagania dotyczące wykorzystywania transgranicznych połączeń przesyłowych, wprowadzone unijnym rozporządzeniem ws. wewnętrznego rynku energii, którego celem jest zwiększenie wymiany handlowej między państwami członkowskimi. Najpóźniej do końca 2025 r. operatorzy systemów przesyłowych zobowiązani są do udostępniania min. 70% transgranicznych zdolności przesyłowych (przy zachowaniu kryteriów bezpiecznej pracy sieci elektroenergetycznej). W związku z realizacją tego celu, państwa członkowskie muszą przyjąć środki umożliwiające wypełnienie tego obowiązku. Z tego względu w 2019 r. Polska przygotowała i rozpoczęła wdrażanie Planu działania mającego służyć realizacji wskazanego celu. Kluczową rolę w realizacji tego działania odgrywa OSPe.
\nWYMIAR TERYTORIALNY Terytorialne ujęcie rynku energii elektrycznej odnosi się przede wszystkim do udziału w rynkach odbiorców, którzy w zależności od posiadanych możliwości mogą wytwarzać i sprzedawać energię, jak i świadczyć usługi DSR. W tym kontekście znaczenie mają lokalne wspólnoty energetyczne, wpływające na pokrycie lokalnych potrzeb, jak również agregatorzy, którzy wykorzystują łączny potencjał niewielkich podmiotów.
\n47 Monitor Polski
\nOSPe, MKiŚ, PURE 2025 4A. PROJEKT STRATEGICZNY PEP █ – bezpieczeństwo energetyczne, █ – konkurencyjność gospodarki, 48 █ – ograniczenie wpływu sektora na środowisko Monitor Polski CZĘŚĆ B)
\nPoniżej omówione zostały zagadnienia dotyczące liberalizacji rynku gazu, wzmocnienia pozycji Polski na europejskim rynku gazu ziemnego oraz rozwój nowych segmentów wykorzystania gazu ziemnego.
\nProjektem strategicznym PEP w części B tego celu szczegółowego jest regionalne centrum przesyłu i handlu gazem (tzw. hub gazowy), który jest jednocześnie projektem strategicznym SOR w obszarze interwencji Poprawa bezpieczeństwa energetycznego kraju
\n4B. PROJEKT STRATEGICZNY PEP
\nW 2013 r. wprowadzony został obowiązek sprzedaży za pośrednictwem giełdy 30% oferowanego rynkowi wolumenu, stopniowo zwiększany od 2015 r osiągnął poziom 55%. Sukcesywnie rozwijane instrumenty giełdowe oraz wspomniane obligo giełdowe stworzyło podwaliny do utworzenia płynnego, hurtowego rynku gazu ziemnego w Polsce oraz urealniło prawo odbiorcy do zmiany sprzedawcy. Trend zwiększenia konkurencji na rynku powinien być kontynuowany, zarówno na poziomie rynku hurtowego, jak i rynku detalicznego.
\nDrugim istotnym elementem liberalizacji rynku gazu ziemnego jest znoszenie obowiązku urzędowego zatwierdzania cen gazu ziemnego dla poszczególnych podmiotów. W 2017 r. liberalizacja rynku gazu ziemnego zniesiono taryfy cenowe dla dużych przedsiębiorstw i wszystkich odbiorców poza odbiorcami w gospodarstwach domowych. Ceny gazu ziemnego (obrót) dla ostatniej grupy tj.
\nII filar. Zeroemisyjny system gospodarstw domowych zostaną uwolnione z obowiązku taryfowego z początkiem energetyczny 73 2024 r. Zakończenie deregulacji oraz dywersyfikacja źródeł dostaw umożliwią dalszy rozwój warunków dla tworzenia konkurencji, które powinny przełożyć się na lepsze warunki dla odbiorców.
\nDuże znaczenie dla funkcjonowania krajowego rynku gazu ziemnego ma stworzenie silna pozycja Polski na warunków do powstania w Polsce regionalnego centrum przesyłu i handlu gazem europejskim rynku gazu ziemnym dla państw Europy Środkowej i Wschodniej oraz państw bałtyckich (hub ziemnego – hub gazowy gazowy). Przedsięwzięcie wymaga przede wszystkim budowy Baltic Pipe, rozbudowy II filar. Zeroemisyjny system terminalu LNG w Świnoujściu, budowy FSRU w rejonie Zatoki Gdańskiej oraz połączeń energetyczny z państwami sąsiadującymi, a także zmian regulacyjnych, które pozwolą rozwinąć ofertę usługowo-handlową poprzez stworzenie atrakcyjnych warunków rynkowych i cenowych, 4B. PROJEKT STRATEGICZNY PEP zachęcających do korzystania z polskiej infrastruktury. Zwiększenie wolumenu gazu
\n73 Patrz: cel szczegółowy 3, część A.
\n49 Monitor Polski
\nPoz. 264 nowe segmenty wykorzystania gazu ziemnego II filar. Zeroemisyjny system energetyczny − zwiększanie dostępu do gazu ziemnego odbiorcom krajowym przez głębszą gazyfikację kraju, a tym samym likwidację tzw. białych plam – OSD planują do 2024 r. osiągnięcie poziomu zgazyfikowania w ok. 76% polskich gminach (aktualnie 65%), dzięki czemu ok. 1,5 mln więcej mieszkańców w porównaniu z 2018 r. będzie miało dostęp do sieci gazowej74; − zwiększenie wykorzystania gazu w postaci LNG i CNG jako paliw alternatywnych w transporcie morskim i lądowym (w tym żegludze śródlądowej) w Polsce i regionie Morza Bałtyckiego75; − zwiększenia wykorzystania gazu ziemnego w jednostkach wytwórczych, w tym rezerwowych dla odnawialnych źródeł energii oraz w systemach i jednostkach ciepłowniczych – wrasta udział energii odnawialnej zależnej od czynników atmosferycznych, dlatego potrzebna jest elastyczna rezerwa mocy, którą mogą zapewnić źródła gazowe.
\nJednocześnie zapewniają one znacznie niższe poziomy emisji zanieczyszczeń niż w przypadku jednostek węglowych.
\nRynek energii ulega zmianom skutkującym zwiększeniem wykorzystania niskoemisyjnych zwiększanie możliwości lub bezemisyjnych źródeł energii. Odpowiadając na te potrzeby, a także z uwagi na plany transportu gazów innych niż zwiększenia wykorzystywania w europejskich sieciach gazowych gazów syntetycznych, ziemny sieciami gazowymi biogazu, biometanu i wodoru, operatorzy gazowi muszą zaangażować się także II filar. Zeroemisyjny system w działalność badawczo-rozwojową w zakresie możliwości zatłaczania tych gazów energetyczny do sieci, ich transportu i magazynowania. Parametry techniczne istniejących sieci pozwalają obecnie tylko na niewielki udział w transportowanej mieszaninie gazów innych niż gaz ziemny, co utrudnia zwiększenie wykorzystywania powyższych gazów zdekarbonizowanych. Działania powinny być prowadzone w ścisłej współpracy operatorów z wytwórcami tych gazów, aby wzajemnie uwzględnianie były zarówno parametry techniczne sieci, jak i jakościowe gazów.
\nJako cel stymulujący rozwój w tym obszarze wskazano osiągniecie do 2030 r. zdolności transportu sieciami gazowymi mieszaniny zawierającej ok. 10% gazów innych niż ziemny (gazy zdekarbonizowane: biometan, wodór).
\nAktualny i perspektywiczny wzrost wykorzystania gazu ziemnego na potrzeby wytwarzania łączenie sektora gazowego energii elektrycznej, a także rosnące znaczenie gazów zdekarbonizowanych tj. gazy i elektroenergetycznego syntetyczne, biogaz, biometan, wodór, przyczynia się do łączenia sektora elektroenergetycznego i gazowego, a także ciepłowniczego (tzw. sector coupling). Ze II filar. Zeroemisyjny system energetyczny względu na rosnące współzależności między tymi sektorami niezbędny jest rozwój technologii magazynowania, elektroenergetycznej i gazowej infrastruktury sieciowej oraz pojemności magazynowej gazu, ale także podjęcie wspólnych działań przez operatorów OSPg i OSPe skutkujących optymalizacją pracy systemu elektroenergetycznego oraz gazowego, tak aby zapewnić warunki do w pełni efektywnej współpracy między tymi sektorami.
\nWYMIAR TERYTORIALNY Rynek gazu ziemnego w ujęciu terytorialnym należy rozpatrywać przede wszystkim pod kątem zapewniania dostępu do surowca jak największej grupie odbiorców w kraju. Prowadzone działania mają na celu 74 Patrz: cel szczegółowy 3, cześć A – rozbudowa sieci dystrybucyjnej gazu ziemnego.
\n75 Patrz: cel szczegółowy 4, część C – rozwój elektromobilności i paliw alternatywnych.
\n50 Monitor Polski
\nLiberalizacja rynku poprzez zniesienie obowiązku urzędowego zatwierdzania cen gazu ziemnego (obowiązku taryfowego) ostatniej grupy odbiorców, tj. gospodarstw domowych od 2024 r.
\n2024 MKiŚ █ █ █ 4B.2.
\nZapewnienie warunków regulacyjnych i transakcyjnych dla realizacji i regionalnego centrum przesyłu i handlu gazem ziemnym 2023 MKiŚ, OSPg, OSDg, OSMg, TGE 2025 MKiŚ, TGE, OSPg 4B. PROJEKT STRATEGICZNY PEP █ █ █ 4B.3.
\nRozwój hurtowego rynku gazu ziemnego poprzez rozwój oferty usługowo-handlowej w obszarze obrotu gazem ziemnym, w tym giełdy gazu █ █ █ 4B.4.
\nZapewnienie możliwości zwiększenia wykorzystania gazu 2023 ziemnego w nowych segmentach rynku poprzez: − zwiększenie stopnia gazyfikacji kraju; − upowszechnienie wykorzystania gazu w postaci LNG i CNG (patrz działanie 4C.5); − wsparcie rozwoju i modernizacji sektorów elektroenergetyki i ciepłownictwa w oparciu o paliwo gazowe oraz wykorzystanie gazowych źródeł wytwórczych jako mocy rezerwowej dla OZE OSPg, OSDg, MKiŚ, MF, sprzedawcy gazu █ █ █ 4B.5.
\nProwadzenie działań badawczo-rozwojowych w zakresie transportu i magazynowania gazów syntetycznych, biogazu, biometanu i wodoru za pomocą infrastruktury gazu ziemnego cała perspektywa PEP2040 OSPg, OSDg, OSMg, instytuty badawcze █ █ █ 4B.6.
\nZapewnienie efektywnej współpracy funkcjonowania sytemu gazowego i systemu elektroenergetycznego (sector coupling) 2021 OSPg, OSPe ███ ███ ███ █ – bezpieczeństwo energetyczne, █ – konkurencyjność gospodarki, █ – ograniczenie wpływu sektora na środowisko 76 Patrz też: cel szczegółowy 3, część A.
\n51 Monitor Polski CZĘŚĆ C)
\nPoniżej omówione zostały zagadnienia dotyczące struktury właścicielskiej na rynku paliwowym, zapasów interwencyjnych, przejrzystości rynku, rozwoju rynku petrochemikaliów, jak również paliw alternatywnych, w tym elektromobilności i biokomponentów, które wpływają na zmniejszenie popytu na paliwa tradycyjne.
\nProjektem strategicznym tej części celu szczegółowego jest rozwój elektromobilności, który jest jednocześnie projektem strategicznym SOR w obszarze interwencji Rozwój techniki – PS.3(1).
\n4C. PROJEKT STRATEGICZNY PEP
\nII filar. Zeroemisyjny system Ma to znaczenie dla konkurencyjności sektora, a także zapewnia przewidywalność rynku energetyczny i optymalne dostosowanie decyzji inwestycyjnych do faktycznych potrzeb rozwoju produkcji i obrotu paliwami. Posiadanie zbyt dużej części infrastruktury magazynowej przez spółki rafineryjne utrudnia prognozowanie potrzeb w tym zakresie przez inne podmioty, co może wpływać na niestabilność rynku, a także utrudnia realizację zadań państwa w tym istotnym dla bezpieczeństwa energetycznego obszarze. Mając na uwadze powyższe, w celu optymalnej organizacji budowy i wykorzystania pojemności magazynowych, wiodącą rolę w magazynowaniu ropy i paliw, zajmując się bilansowaniem całego systemu magazynowego na ropę i paliwa, pełnił będzie PERN S.A., którego wyłącznym akcjonariuszem jest Skarb Państwa. Podmiotem odpowiedzialnym za realizację budowy nowych magazynów kawernowych (zagospodarowanie nowego złoża soli kamiennej) – ze względu na potrzebę skoordynowania związanej z tym gospodarki solankowej – będzie operator gazociągów przesyłowych 77.
\nDla efektywnego funkcjonowania spółek paliwowych niezbędne jest także zoptymalizowanie ich kluczowych działań – przerobu i dystrybucji. Spółki muszą dostosowywać się do otoczenia, co oznacza rozbudowę sieci detalicznej, poszukiwanie nowych produktów i realizację nowych projektów, w tym także w zakresie paliw alternatywnych (od energii elektrycznej, przez LNG, CNG po wodór i paliwa syntetyczne), usług (w tym bunkrowania statków w portach morskich). Rozwijanie nowych segmentów rynku umożliwia skorzystanie z konkurencyjnej przewagi pierwszeństwa.
\nW 2014 r. zmianie uległ system tworzenia i utrzymywania zapasów interwencyjnych ropy utrzymanie zapasów naftowej i paliw ciekłych. Obok zapasów obowiązkowych utrzymywanych przez przedsiębiorców interwencyjnych utworzono nową kategorię zapasów tzw. zapasy agencyjne tworzone i utrzymywane przez Agencję Rezerw Materiałowych, a finansowane przez przedsiębiorców poprzez opłatę II filar. Zeroemisyjny system zapasową. Dla skutecznej interwencji na rynku paliwowym, w przypadku zakłóceń energetyczny w zaopatrzeniu na rynku, konieczne jest utrzymywanie w pojemnościach magazynowych zapasów interwencyjnych (w ilości odpowiadającej co najmniej iloczynowi 90 dni i średniego dziennego przywozu netto ekwiwalentu ropy naftowej w poprzednim roku kalendarzowym). Jednocześnie poszczególne szczeble prowadzenia działań posiadają procedury interwencyjne, zgodnie z zobowiązaniami członkowskimi UE i Międzynarodowej Agencji Energii, jednak 77 Zapisy te dotyczą wyłącznie rynku paliw, a nie rynku gazu ziemnego. Patrz też: Polityka Rządu RP dla infrastruktury logistycznej w sektorze naftowym, 2017.
\n52 Monitor Polski
\nAmbitne plany dotyczące przejścia na gospodarkę niskoemisyjną, w tym ograniczenie ograniczenie obciążeń emisyjności transportu, będzie dla podmiotów sektora rafineryjnego znaczącym administracyjnych, przejrzystość rynku, wyzwaniem. Kluczowe dla konkurencyjności gospodarki będzie więc zapewnienie w likwidacja szarej strefy okresie przejściowym optymalnych warunków funkcjonowania sektora paliwowego, przez ograniczenie i uproszczenie obciążeń administracyjnych. Uszczelnienie systemu II filar. Zeroemisyjny system podatkowego i zmiana systemu monitorowania w 2016 r. przyczyniło się do dużej redukcji energetyczny problemu szarej strefy na rynku paliw. Dla pełnej przejrzystości rynku kontynuowane będą działania mające na celu efektywne monitorowanie wszystkich segmentów rynku paliw, dlatego utworzona zostanie platforma paliwowa zapewniająca integrację danych dotyczących rynku paliwowego, zbieranych aktualnie przez różne instytucje.
\nPlatforma powinna być w pełni funkcjonalna w perspektywie 5 lat.
\nNależy zwrócić uwagę, że popyt na produkty naftowe będzie napędzany także wzrostem konsumpcji petrochemikaliów, w tym tych będących pochodnymi nafty uzyskiwanej w rafinerii, co wynika z większego wykorzystania w procesach produkcyjnych, nowych zastosowań np. w systemach termoizolacyjnych, w budownictwie, przewidywanego zwiększenia roli tworzyw sztucznych oraz wykorzystania drukarek 3D. W celu zaspokojenia rosnącego popytu oraz wykorzystania szans rynkowych zwiększane będą moce produkcyjne w obszarze olefin, fenolu i aromatów. rozwój rynku petrochemikaliów II filar. Zeroemisyjny system energetyczny W perspektywie do 2040 r. udział paliw tradycyjnych w transporcie nadal będzie miał dominujące znaczenie. Dlatego celowe jest zapewnienie w tym czasie warunków dla rozwoju ograniczenie emisyjności paliw tradycyjnych technologii pozwalających na ograniczenie emisyjności produkcji i zużycia paliw tradycyjnych. Ponieważ rynki państw członkowskich UE nie są wyizolowane konieczna jest III filar. Dobra jakość powietrza współpraca na poziomie UE na rzecz zapewnienia kompleksowych ocen wpływu proponowanych zmian na poszczególne branże (w tym sektor rafineryjny) oraz wypracowania rozwiązań optymalnych dla gospodarki europejskiej i gospodarek państw członkowskich UE. Ważnym jest zapewnienie wsparcia i równych szans dla wszystkich obiecujących technologii.
\nNie tylko dla ograniczenia emisyjności, ale także w dla zmniejszenia uzależnienia od importu, rynek będzie się rozwijał w kierunku wykorzystania paliw innych niż tradycyjne produkty rafineryjne – czyli paliw alternatywnych tj. energia elektryczna, wodór, gaz w postaci LNG i CNG, biopaliwa ciekłe, paliwa syntetyczne wykorzystywane na cele transportowe Najbardziej rozwiniętą częścią rynku paliw alternatywnych są biokomponenty w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych. Mają one szczególne znaczenie ponieważ są odnawialnymi źródłami energii. W 2018 r. udział OZE w transporcie w Polsce wyniósł 5,6%, w całej UE – ok. 8%.78. wykorzystanie biokomponentów i innych paliw odnawialnych III filar. Dobra jakość powietrza Przyjęta w 2018 r. dyrektywa RED II wprowadziła obowiązek osiągnięcia 14% udziału OZE transporcie w 2030 r., w tym co najmniej 3,5% pochodzących z biopaliw zaawansowanych (niespożywczych). W porównaniu do obowiązków na 2020 r. wynikających z przepisów poprzedniej dyrektywy OZE (RED I) oznacza to istotny wzrost zapotrzebowania na biokomponenty, biometan oraz energię elektryczną z OZE stosowaną w transporcie. Dodatkowe ograniczenia wprowadzone w dyrektywie RED II, takie jak limit wykorzystania surowców spożywczych (7% i wzrost maksymalnie o 1% w stosunku do poziomu z 2020 r.), zwiększenie wymagań w zakresie ograniczenia emisji gazów 78 Udział OZE w transporcie w Polsce znacząco spadł w 2016 r. w wyniku ujawnienia szarej strefy, o której mowa powyżej.
\n53 Monitor Polski
\nNależy zauważyć, że zwiększanie udziału OZE w transporcie sprawia trudności wielu państwom członkowskim UE, co spowodowane jest głównie: (1) niskim początkowym udziałem energii elektrycznej z OZE w transporcie, (2) ograniczonymi technologicznie możliwościami dodawania biokomponentów pierwszej generacji (tzw. blending wall), (3) wysokimi cenami i niską podażą biowęglowodorów ciekłych (np. co HVO lub HVO – uwodornione oleje roślinne, ang. hydrated vegetable oil), które można dodawać do paliw ciekłych w większych ilościach niż biokomponenty konwencjonalne, (4) niedostateczną infrastrukturą paliwową umożliwiającą powszechne komponowanie paliw z biokomponentami.
\nW ramach realizacji celu w zakresie udziału OZE w transporcie na każdy rok określany jest Narodowy Cel Wskaźnikowy (NCW), czyli minimalny udział paliw odnawialnych i biokomponentów w ogólnej ilości paliw ciekłych i biopaliw ciekłych zużywanych w ciągu roku kalendarzowego w transporcie drogowym i kolejowym. Szczegółowy podział realizacji celu na 2030 r. zostanie określony w późniejszym terminie, przy czym rozwojowi tego rynku w dalszej perspektywie służyć będzie: − dążenie do maksymalizacji wykorzystania konwencjonalnych biokomponentów wytwarzanych z surowców spożywczych i paszowych, dodawanych do paliw ciekłych (konsekwentna polityka blendingu paliw E5/E10 oraz B7/B10) pozwalające wykorzystać istniejący krajowy potencjał surowcowy oraz produkcyjny estrów metylowych i bioetanolu do poziomu tzw. blending wall; − dążenie do zwiększenia wykorzystania surowców odpadowych do wytwarzania biokomponentów oraz biogazu (biometanu) zużywanego w transporcie; − poszukiwanie alternatywnych rozwiązań mających na celu: (1) upowszechnianie dostępnych technologii produkcji, wykorzystywanych w zbyt małej skali – np. oczyszczanie biogazu rolniczego do poziomi biometanu, przetwarzanie biomasy w procesie jej współuwodornienia lub uwodornienia (2) udoskonalanie technologii niedostatecznie rozwiniętych, będących w fazie pilotażu – tj. w odniesieniu do biopaliw zaawansowanych, odnawialnych ciekłych i gazowych paliw transportowych pochodzenia niebiologicznego oraz pochodzących z recyklingu paliw węglowych.
\nPo 2020 r. na rynku pojawiać się będzie coraz więcej nowych technologii wytwarzania biokomponentów. Dla zapewnienia wysokiej jakości paliw oraz przejrzystości zasad obowiązujących producentów paliw i wytwórców biokomponentów procesy dotyczące koordynowania wdrażania nowych technologii i działania w zakresie certyfikacji jakościowej oraz potwierdzającej kryteria zrównoważonego rozwoju powinny być nadal koordynowane przez ministra właściwego ds. klimatu. Ponadto mając na celu ograniczenie potencjalnych nadużyć w zakresie prawidłowości wykorzystania biokomponentów i innych paliw odnawialnych w transporcie po 2020 r. wprowadzone zostaną instrumenty kontrolne m.in. udział w budowie unijnej bazy danych umożliwiającej śledzenie ciekłych i gazowych paliw transportowych.
\nWykorzystanie OZE w transporcie stanowi szansę na wykorzystanie krajowych zasobów biomasy oraz potencjału lokalnego.
\nZ punktu widzenia konkurencji surowcowej między energetyką a przemysłem rolno-spożywczym oraz dla popularyzacji gospodarki o obiegu zamkniętym racjonalne jest zwiększanie wykorzystania biokomponentów pochodzenia odpadowego, choć aktualny poziom rozwoju technologicznego oraz trudności organizacyjne utrudniają ich wielkoskalowe wykorzystanie.
\nSzczególnego znaczenia nabiera wykorzystanie biometanu na cele transportowe wytwarzanego m.in. z odpadów komunalnych i przemysłu rolno-spożywczego, a dla skuteczności zastosowania tej technologii istotne znaczenie będą mieć efekty badań w zakresie zwiększania możliwości transportu gazów innych niż ziemny sieciami gazowymi 79.
\nPlanowany jest także rozwój rynku wodoru na potrzeby sektora transportu. Z uwagi na bezemisyjny charakter napędu wodorowego, gaz ten jest postrzegany jako atrakcyjne paliwo do napędu pojazdów indywidualnych oraz w transporcie zbiorowym. Implementacja wodoru w transporcie, zarówno w postaci czystej (ogniwa paliwowe), jak i bezemisyjnych paliw syntetycznych (paliwa pochodne, w tym N-fuels, wykorzystujących syntezę amoniaku z wykorzystaniem zielonego wodoru), będzie się odbywała za pośrednictwem zorganizowanych flot pojazdów, w tym w transporcie publicznym i usługach komunalnych oraz w logistyce przemysłowej. Brak konieczności kilkugodzinnego ładowania stanowi o przewadze pojazdów napędzanych wodorem wobec pojazdów elektrycznych. Celem umożliwienia rozwoju wodoro-mobliności przygotowywane zostaną regulacje prawne pozwalające na funkcjonowanie wodoru jako paliwa oraz opracowywane zostaną mechanizmy wsparcia dla rozwoju infrastruktury tankowania.
\n79 Patrz: cel szczegółowy 4, część B – zwiększanie możliwości transportu gazów innych niż ziemny sieciami gazowymi.
\n54 Monitor Polski
\nPoz. 264 rozwój elektromobilności i paliw alternatywnych III filar. Dobra jakość powietrza − energia elektryczna (elektromobilność) – choć technologia jej wykorzystania 4C. PROJEKT w transporcie jest dość słabo rozwinięta i nadal mało popularna, oczekuje się, że jej STRATEGICZNY PEP
\nZe względu na dotychczasowy brak opłacalności wykorzystania wodoru na cele energetyczne, technologia ta jest na niskim poziomie rozwoju. Jednakże ze względu na właściwości fizyczne wodoru (jest lekki, reaktywny, można go magazynować, ma wysoką zawartość energii na jednostkę masy), ekologiczny charakter (produktem jego spalania jest jedynie para wodna) oraz duże możliwości produkcyjne przedsiębiorstw w Polsce (obecnie ok. miliona ton rocznie), kwestia wykorzystania wodoru na cele energetyczne staje się punktem coraz powszechniejszego zainteresowania. Sytuacją pożądaną jest to, aby produkcja wodoru była w przyszłości realizowana przy wykorzystaniu OZE, także jako sposób zagospodarowania nadwyżek produkcji energii przy wykorzystaniu instalacji typu power-to-gas. Wykorzystanie elektrolizerów (układy P2H/P2G/P2L/P2A/P2X) pozwoli na integrację systemu gazowego z siecią elektroenergetyczną w myśl koncepcji sector coupling. Poza wodorem „zielonym” (pochodzącym z OZE), w okresie przejściowym możliwe jest także wspieranie wodoru pochodzącego ze źródeł niskoemisyjnych: z biometanu, gazów odpadowych, energii nuklearnej, gazu ziemnego (również przy wykorzystaniu technologii pyrolizy metanu oraz CCS/CCU).
\nPopularyzacja elektromobilności i pozostałych paliw alternatywnych wymaga zarówno odpowiednio rozwiniętej infrastruktury, ale także regulacji prawnych określających funkcjonowanie rynku i jego stymulowanie. W 2018 r. przyjęta została ustawa o elektromobilności i paliwach alternatywnych, która ustanowiła ramy prawne funkcjonowania rynku elektromobilności i innych paliw alternatywnych w transporcie. Określony został zakres przepisów technicznych i cele dotyczące rozwoju infrastruktury oraz katalog instrumentów wsparcia finansowego (np. zwolnienia z akcyzy, korzystniejsze stawki amortyzacyjne) i niefinansowego (udogodnienia tj. możliwość poruszania się pojazdów elektrycznych po pasach drogowych dla autobusów, 80 Więcej w: Krajowe ramy polityki rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych, ME 2017; Plan Rozwoju Elektromobilności w Polsce, ME 2017. Biopaliwa ciekłe również należą do kategorii paliw alternatywnych jednakże ta część rynku jest na bardziej zaawansowanym etapie rozwoju. Ponadto jest kluczowym elementem w realizacji celów wykorzystania OZE w transporcie.
\n81 Patrz też: cel szczegółowy 2, część B – rozbudowa w dystrybucji energii elektrycznej; rozwój magazynowania energii elektrycznej i rekuperacji oraz inteligentne sieci; cel szczegółowy 4, część A – wypłaszczenie dobowej krzywej zapotrzebowania.
\n55 Monitor Polski
\nIstniejące regulacje nie są wystarczające dla wykorzystania wodoru, dlatego do końca 2021 r. opracowane zostaną ramy prawne w tym obszarze, tak aby rynek mógł się w pełni rozwinąć w perspektywie 2030 r.
\nDla wsparcia rozwoju niskoemisyjnego transportu przewidziano szereg środków, które będą rozwijane zgodnie z bieżącą oceną adekwatności poziomu i tempa tego rozwoju. Na wsparcie mogą liczyć zarówno przedsiębiorcy budujący infrastrukturę do ładowania pojazdów elektrycznych oraz do tankowania paliw alternatywnych, producenci ekologicznych środków transportu, jak i samorządy inwestujące w czysty transport publiczny, czy podmioty planujące zakup nowych zeroemisyjnych pojazdów.
\nDla wzrostu wykorzystania paliw alternatywnych określono poniższe cele kierunkowe: − w obszarze elektromobilności jako cel wskazano, aby w 2030 r. zarejestrowanych było 600 tys. pojazdów elektrycznych i hybrydowych, a wariacie bardzo ambitnym, dającym impuls rozwojowy tej branży – aż 1 mln pojazdów elektrycznych już 2025 r.; dla zapewnienia możliwości ładowania w ogólnodostępnych stacjach ładowania do 2030 r. powinno znaleźć się 49 tys. punktów o normalnej mocy oraz 11 tys. punktów o dużej mocy ładowania, w wariancie bardzo ambitnym odpowiednio 85 tys. i 15 tys. punktów82; − w obszarze CNG i LNG jako cel wskazano osiągnięcie 54 tys. pojazdów zasilanych CNG w 2025 r., a także 70 punktów ładowania CNG w 2020 r., 14 LNG i 32 CNG wzdłuż najważniejszych dróg (sieć bazowa TEN-T, tj. Transeuropejska Sieć Transportowa) w 2025 r.; oraz zapewnienie możliwości bunkrowania skroplonego gazu ziemnego (LNG) w 4 największych portach – w Gdańsku, Gdyni, Szczecinie i Świnoujściu, a także możliwości bunkrowania statków LNG do 2025 r.
\nPoziom rozwoju rynku produktów naftowych powinien odpowiadać na możliwość pokrycia popytu w całym kraju. Poza kwestami organizacyjnymi istotnym aspektem jest zapewnienie odpowiedniego rozmieszczenia infrastruktury paliwowej83, w tym handlowych i interwencyjnych baz magazynowych, ale także rozwój gałęzi, które pokryją część popytu – od biokomponentów, po paliwa alternatywne i elektromobilność. Podsektory te będą się rozwijać na obszarze całego kraju, choć należy zaznaczyć, że wytwarzanie biokomponentów w głębszym stopniu oddziałuje na tereny wiejskie, a wykorzystanie elektromobilności będzie mieć szerszy wymiar w ośrodkach miejskich.
\nWYMIAR TERYTORIALNY 82 Liczba pojazdów elektrycznych zależeć będzie od wielu czynników – postępu technologicznego w zakresie rozwoju i doskonalenia napędów elektrycznych, w tym zmiany w technologii produkcji baterii elektrycznych, co wpłynie na obniżenie ceny pojazdów elektrycznych.
\nPonadto rosnąca świadomość społeczna, trendy ekologiczne, większe zaangażowanie w walce o dobro środowiska mogą spowodować, że potencjalni użytkownicy pojazdów samochodowych będą w większym stopniu korzystali z transportu miejskiego lub form mobilności współdzielonej, takich jak car-sharing albo car- pooling, co może spowodować spadek liczby nabywanych pojazdów. Wskazane w zakresie infrastruktury ładowania wykraczają poza Krajowe ramy polityki rozwoju infrastruktury paliw alternatywach.
\n83 Patrz więcej: cel szczegółowy 3, część B.
\n56 Monitor Polski
\nUporządkowanie struktury właścicielskiej infrastruktury paliwowej: − koncentracja spółek rafineryjnych na produkcji i obrocie paliwami ciekłymi, − objęcie przez państwo pełnej kontroli nad aktywami kluczowymi w zakresie transportu rurociągowego oraz magazynowania ropy naftowej i paliw ciekłych, − budowa nowych kawern magazynowych na węglowodory oraz gospodarka solankowa koordynowana przez OSPg 2021 spółki rafineryjne, PERN S.A., OSPg, MAP, PRSIE █ █ █ 4C.2.
\nOptymalizacja systemu zapasów i zwiększenie roli Prezesa ARM 2029 w utrzymywaniu zapasów interwencyjnych MKiŚ █ ██ 4C.3.
\nOgraniczenie obciążeń administracyjnych sektora paliwowego 2023 oraz zapewnienie przejrzystości rynku paliw: − redukcja zobowiązań sprawozdawczych, − utworzenie i zapewnienie pełnej funkcjonalności platformy paliwowej, − udoskonalenie przepisów dot. bunkrowania statków morskich MKiŚ ██ Zwiększanie mocy produkcyjnych w obszarze petrochemii 2030 spółki rafineryjne █ █ █ 4C.5.
\nZapewnienie warunków rozwoju technologii pozwalających na ograniczenie emisyjności produkcji i zużycia paliw tradycyjnych cała perspektywa PEP2040 MKiŚ █ █ █ 4C.6.
\nZapewnienie warunków funkcjonowania i rozwoju rynku biokomponentów i biometanu dla osiągnięcia celu 14% OZE w transporcie w 2030 r. poprzez dążenie do: − maksymalizacji blendingu paliw ciekłych, − zwiększenia wykorzystania surowców odpadowych do produkcji biokomponentów, − poszukiwania alternatywnych rozwiązań w zakresie opanowanych oraz nowych technologii cała perspektywa PEP2040 MKiŚ, spółki realizujące NCW, inne podmioty █ █ █ 4C.7.
\nZapewnienie warunków funkcjonowania i instrumentarium wsparcia rynku paliw alternatywnych, w szczególności: − elektromobilności, 4C. PROJEKT STRATEGICZNY PEP − CNG i LNG, − paliw syntetycznych w transporcie, − wodoru cała perspektywa PEP2040 MKiŚ, OSDg, PGNIG S.A., Polskie LNG S.A.
\n4C.4. █ – bezpieczeństwo energetyczne, █ – konkurencyjność gospodarki, 57 █ – ograniczenie wpływu sektora na środowisko Monitor Polski
\nWdrożenie energetyki jądrowej Obecnie w Polsce nie ma elektrowni jądrowych. Program energetyki jądrowej realizowany w latach 80. XX w. (budowa elektrowni jądrowych Żarnowiec i Warta) został zaniechany uchwałą Rady Ministrów z 1990 r.
\nJednak w aktualnej sytuacji wdrożenie energetyki jądrowej w pełni wpisuje się w realizację trzech elementów celu polityki energetycznej państwa. Bloki jądrowe jako niezawodne źródła energii, które pracują w podstawie systemu elektroenergetycznego wpływają na stabilność wytwarzania energii przy zerowej emisji zanieczyszczeń powietrza. Jednocześnie możliwa jest dywersyfikacja struktury wytwarzania energii po racjonalnym koszcie – wysokie nakłady inwestycyjne są rekompensowane niskim kosztem zmiennym wytwarzania w długiej perspektywie.
\nCel szczegółowy 5. Wdrożenie energetyki jądrowej wpisuje się w dwa filary PEP2040:
\nSPRAWIEDLIWA TRANSFORMACJA i ZEROEMISYJNY SYSTEM ENERGETYCZNY.
\nWykorzystanie energii jądrowej niesie ze sobą szereg korzyści, w tym umożliwi w Polsce: • • • • • • • • I filar. Sprawiedliwa transformacja II filar. Zeroemisyjny system energetyczny realizację zobowiązań w zakresie polityki klimatyczno-energetycznej, redukcję emisji zanieczyszczeń pyłowo-gazowych z sektora energetyki, dywersyfikację kierunków dostaw nośników energii pierwotnej, zastąpienie starzejącego się majątku wytwórczego pracującego w podstawie obciążenia systemu, pewne i stabilne dostawy energii oraz niskie koszty energii elektrycznej dla odbiorców, impuls koniunkturalny dla rozwoju regionów, rozwój wielu działów przemysłu krajowego (reindustrializacja) oraz nowe specjalizacje i technologie w całym łańcuchu dostaw komponentów i produktów, utworzenie i utrzymanie nowych, trwałych i dobrze płatnych miejsc pracy.
\nBudowa pierwszego bloku jądrowego powinna rozpocząć się nie później niż w 2026 roku, a do 2043 roku powinno zostać uruchomionych 6–9 GW mocy. Szczegółowy harmonogram i działania wykonawcze określa Program polskiej energetyki jądrowej.
\nBudowa elektrowni jądrowej może być zrealizowana aż do 70% wartości projektu przez polskie przedsiębiorstwa we współpracy z ośrodkami naukowo-badawczymi. Obecnie ponad 60 polskich przedsiębiorstw posiada doświadczenie w energetyce jądrowej nabyte w ciągu ostatnich 10 lat przy realizacji zleceń dla zagranicznych elektrowni jądrowych, a ok. 300 przedsiębiorstw posiada kompetencje z branż pokrewnych, które przy określonych działaniach dostosowawczych można wykorzystać w przemyśle jądrowym. Szacuje się, że do 2040 r. energetyka jądrowa będzie generować ok. 25–38 tys. nowych bezpośrednich miejsc pracy, w zależności od ilości bloków i mocy zainstalowanej (6–9 GW). Rozwój tej branży da impuls koniunkturalny regionom oraz przemysłom związanym z energetyką jądrową. Oznacza to nowe miejsca pracy i nowe specjalizacje oraz rozwój technologii w całym łańcuchu dostaw komponentów i produktów. Ponadto, wykorzystanie energii jądrowej wpłynie na znaczną redukcję emisji gazów cieplarnianych i zanieczyszczeń pyłowo-gazowych z sektora energetyki w Polsce. Dzięki temu, energetyka jądrowa w znaczącym stopniu przyczyni się do urzeczywistnienia zeroemisyjnego systemu energetycznego.
\nPoniżej przedstawiona została strategia wprowadzenia energetyki jądrowej do krajowego 5. PROJEKT systemu elektroenergetycznego, a szczegóły wdrażania tej technologii w Polsce zostaną STRATEGICZNY PEP
\nW dyskusji nt. neutralności klimatycznej UE do 2050 r. energetyka jądrowa jest postrzegana jako ważny element systemu energetycznego.
\nUruchomienie pierwszego bloku (o mocy 1–1,6 GW84) pierwszej elektrowni jądrowej zaplanowano na 2033 r.
\nW kolejnych latach planowane jest uruchomienie kolejnych pięciu takich bloków w odstępach 2–3 lat. Terminy te wynikają z bilansu mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym. Bez dodatkowych inwestycji w nowe źródła energii właśnie w tym czasie wystąpią dalsze ubytki w pokryciu wzrostu zapotrzebowania na moc, wynikające z wyeksploatowania istniejących jednostek wytwórczych, zwłaszcza węglowych. Jednocześnie pozwoli to ograniczenie krajowej emisji gazów cieplarnianych i zanieczyszczeń powietrza (zarówno CO2, jak i innych np. NOX, SOX, pyłów) z sektora energii.
\nNiezależnie od kwestii zapewnienia energii elektrycznej należy wspomnieć także o potencjalnym bezemisyjnym źródle ciepła dla przemysłu tj. reaktorach wysokotemperaturowych (ang. HTR, high temperature reactor), które nie stanowiąc alternatywy dla wielkoskalowych lekkowodnych bloków jądrowych, mogłyby być wykorzystywane głównie jako źródło ciepła technologicznego. Projekt badawczy w tym zakresie jest realizowany w Narodowym Centrum Badań Jądrowych (NCBJ) i warty jest kontynuowania. W przypadku powodzenia projektu i rozwoju technologii HTR na świecie w długiej perspektywie zasadnym będzie rozważenie wykorzystania jej w Polsce dla potrzeb przemysłu.
\nW przypadku Polski dla wdrożenia energetyki jądrowej konieczna jest budowa infrastruktury finansowanie, niezbędnej do rozwoju i funkcjonowania energetyki jądrowej (prawnej, organizacyjnej, wybór technologii, instytucjonalnej, zaplecza naukowo-badawczego, systemu szkolenia kadr, ochrony pod kątem wykonawcy, cyberbezpieczeństwa). Wytworzenie pierwszej jednostki energii z elektrowni jądrowej w Polsce usprawnienia formalne wymaga realizacji szeregu działań. W pierwszej kolejności opracowany zostanie model II filar. Zeroemisyjny finansowania inwestycji, a następnie dokonany zostanie wybór technologii i generalnego system energetyczny wykonawcy projektu. Wybór lokalizacji determinowany jest dostępem do wody chłodzącej, ale także możliwością wyprowadzenia mocy i wycofaniami innych mocy w poszczególnych częściach kraju. Z tego względu główne lokalizacje budowy elektrowni jądrowych brane pod uwagę w pierwszej kolejności to wybrzeże (Lubiatowo-Kopalino i Żarnowiec), a następnie centralna część Polski (okolice Bełchatowa lub Pątnowa). Niezbędny będzie także szereg zmian regulacji prawnych, gdyż aktualne regulacje nie zapewniają sprawnej realizacji tego typu inwestycji.
\nW długiej perspektywie może pojawić się możliwość wykorzystania małych reaktorów jądrowych w ciepłownictwie systemowym i przemyśle (ciepło technologiczne), dlatego należy śledzić rozwój tej koncepcji i innych nowych technologii jądrowych. Ich ewentualne zastosowanie będzie wymagało uzyskania doświadczeń eksploatacyjnych z instalacji prototypowych, które zostaną uruchomione w innych krajach i które potwierdzą bezawaryjność i efektywność tego typu reaktorów.
\nDla wdrożenia energetyki jądrowej niezbędne jest zapewnienie odpowiedniego zaplecza kadrowego – zarówno dla budowy elektrowni i jej właściwego funkcjonowania, jak i dozoru jądrowego. W kontekście oszacowania potrzeb kadrowych, kluczowy będzie wybór technologii, gdyż zdeterminuje to wielkość zapotrzebowania na pracowników elektrowni. zapewnienie zaplecza kadrowego dla EJ I filar. Sprawiedliwa transformacja 84 We Wnioskach z analiz prognostycznych do „Polityki energetycznej Polski do 2040 r.” (zał. 2 do PEP2040) przyjęto moc bloku na poziomie 1,2 i 1,3 GW. To wartości pośrednie mocy elektrowni jądrowych dostępnych na rynku światowym, co oznacza, że nie należy wyciągać wniosków o wybranej technologii. Wybór technologii jest jednym z zadań wykonawczych przewidzianych w PEP2040.
\n59 Monitor Polski
\nWypalone paliwo w ciągu kilku pierwszych lat po wyjęciu z reaktora będzie chłodzone na terenie elektrowni, następnie przez kilkadziesiąt lat będzie bezpiecznie przechowywane w przechowalniku, a później zostanie skierowane do składowiska głębokiego lub do przerobu.
\nKrajowy Plan postępowania z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym wskazuje na cykl otwarty (skierowanie do składowiska) jako preferowany sposób postępowania z wypalonym paliwem jądrowym, jednocześnie nie wykluczając możliwości jego przerobu (recyklingu).
\nPoz. 264 techniczne wzmocnienie dozoru I filar. Sprawiedliwa transformacja zapewnienie składowiska odpadów promieniotwórczych I filar Sprawiedliwa transformacja Odpady nisko- i średnioaktywne będą składowane na krajowym składowisku odpadów promieniotwórczych. Z uwagi na fakt, że aktualnie eksploatowane składowisko nie pokryje wszystkich potrzeb, uruchomione zostanie nowe składowisko dla odpadów nisko- i średnioaktywnych.
\nZ dotychczasowych analiz wynika, że Polska nie posiada przemysłowych ilości uranu ze złóż konwencjonalnych. Paliwo zasilające polskie bloki jądrowe będzie pochodziło z importu. Kierunek pochodzenia jest zależny od wyboru technologii, przy czym istotny jest fakt, że istnieje możliwość jego zakupu z różnych krajów o stabilnej sytuacji politycznej. W kolejnych latach możliwe jest poddanie badaniom wykorzystania potencjału złóż niekonwencjonalnych uranu (np. w popiołach, odpadach powydobywczych miedzi) do celów energetycznych.
\nBudowa bloków jądrowych oraz składowiska odpadów promieniotwórczych oddziałuje na region, w którym są zlokalizowane przede wszystkim poprzez zwiększenie liczby miejsc pracy – zarówno w elektrowni, jak w i jej otoczeniu, dodatkowe wpływy z podatków lokalnych, a także rozwój infrastruktury komunikacyjnej i hydrotechnicznej, co przekładać się będzie na atrakcyjność gospodarczą okolicznych terenów oraz poprawę lokalnych warunków życia.
\nWYMIAR TERYTORIALNY 60 Monitor Polski
\nWprowadzenie zmian prawnych ograniczających opóźnienia realizacji projektu budowy EJ z przyczyn pozatechnicznych (formalnych) 2021 MKiŚ ███ 5.2.
\nOpracowanie modelu finansowo-biznesowego programu jądrowego 2021 MKiŚ ███ 5.3.
\nWskazanie lokalizacji pierwszej elektrowni jądrowej – Kopalino / Żarnowiec (następnie selekcja lokalizacji dla kolejnych elektrowni jądrowych) 2021 (2028) MKiŚ, inwestor ███ 5.4.
\nWybór technologii oraz generalnego wykonawcy pierwszej elektrowni jądrowej 2021/2022 MKiŚ, inwestor ███ 5.5.
\nOpracowanie i rozpoczęcie wdrażania Programu rozwoju zasobów ludzkich na potrzeby energetyki jądrowej 2021 MKiŚ, inwestor ███ 5.6.
\nRozwój kompetencji dozoru jądrowego oraz instytucji wsparcia technicznego 2033 MKiŚ ███ 5.7.
\nUruchomienie nowego składowiska odpadów niskoi średnioaktywnych 2030 MKiŚ ███ 5.8.
\nBudowa i uruchomienie bloków jądrowych: − pierwszego bloku jądrowego; − kolejnych pięciu bloków jądrowych (co 2–3 lata) 2024-2043 (do 2033) (do 2043) inwestor █ – bezpieczeństwo energetyczne, █ – konkurencyjność gospodarki, 61 █ – ograniczenie wpływu sektora na środowisko Monitor Polski
\nRozwój odnawialnych źródeł energii Działania nakierowane na rozwój odnawialnych źródeł energii służą obniżeniu emisyjności sektora energetycznego i dywersyfikacji struktury wytwarzania energii, prowadzą do ograniczenia intensywności wykorzystania paliw kopalnych i zmniejszenia uzależnienia państwa od importu paliw, co w długiej perspektywie wpłynie na poprawę bezpieczeństwa energetycznego. Pomimo tego, że rozwój większości technologii OZE nadal wymaga wsparcia i aktualnie wpływa na wzrost kosztów funkcjonowania systemu energetycznego, wykorzystanie OZE będzie wpływać na spadek cen hurtowych energii, , a także na redukcję kosztów towarzyszących emisjom zanieczyszczeń, zarówno w odniesieniu do opłat obciążających jednostkę wytworzonej energii, jak i kosztów środowiskowych oraz zdrowotnych. W długiej perspektywie będzie to wpływać na wzrost konkurencyjności gospodarki.
\nCel szczegółowy 6. Rozwój odnawialnych źródeł energii wpisuje się w przede wszystkim w filar II ZEROEMISYJNY SYSTEM ENERGETYCZNY, ponieważ uzupełnienie miksu energetycznego o jednostki wytwarzające energię elektryczną z OZE umożliwi obniżenie emisyjności całego systemu energetycznego. Działania w tym kierunku wpisują się również w filar I SPRAWIEDLIWA TRANSFORMACJA poprzez rozwój przemysłu wokół OZE i transformację regionów.
\nI filar. Sprawiedliwa transformacja II filar. Zeroemisyjny system energetyczny Poniżej przedstawione zostało podejście w zakresie zapewnienia bezpiecznego wykorzystania OZE w podziale na podsektory, z uwzględnieniem problemu bilansowania systemu, a także sposoby wsparcia rozwoju OZE. Projektem strategicznym tej części celu szczegółowego jest wdrożenie morskiej energetyki wiatrowej. Znajdują się tu także trzy projekty wyszczególnione w SOR – energetyka rozproszona, rozwój 6. PROJEKT STRATEGICZNY PEP i wykorzystanie potencjału geotermalnego w Polsce oraz wykorzystanie potencjału hydroenergetycznego. *** Wzrost udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto jest jednym z trzech priorytetowych obszarów polityki klimatycznoenergetycznej UE, a także globalnych polityk i działań w zakresie przeciwdziałania zmianom klimatu.
\nW 2018 r. udział OZE w końcowym zużyciu energii brutto w Polsce wyniósł 11,3%.
\nNajwiększy wolumen energii odnawialnej wykorzystywany jest w ciepłownictwie i chłodnictwie, następnie w elektroenergetyce, zaś najmniej w transporcie. Udział produkcji ze źródeł odnawialnych w tych podsektorach stanowi odpowiednio 14,8% w ciepłownictwie i chłodnictwie, 13% w wytwarzaniu energii elektrycznej oraz 5,6% w transporcie85. nie mniej niż 23% OZE w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r.
\nII filar. Zeroemisyjny system energetyczny Ogólnounijny cel na 2020 r. wynosi 20%, zaś na 2030 r. – 32%86. W ramach zobowiązań unijnych Polska powinna osiągnąć w 2020 r. udział energii ze źródeł odnawialnych w zużyciu końcowym energii brutto na poziomie 15%87. Zakłada się, że aukcje na zakup energii elektrycznej z OZE przeprowadzone w latach 2016–2020 oraz wsparcie energetyki rozproszonej w ramach 85 W latach 2010-2015 r. udział OZE w końcowym zużyciu energii brutto w transporcie mieścił się w przedziale 6,25-6,85%, ale ujawnienie szarej strefy w 2016 r. wpłynęło na znaczący spadek tego wskaźnika aż do poziomu 3,9%, co ma skutek także w kolejnych latach.
\n86 Indywidualne cele krajowe na 2020 r. określone zostały w załączniku do dyrektywy 2009/27/WE w sprawie promowania wytwarzania energii z odnawialnych źródeł – zgodnie z potencjałem technicznym i ekonomicznym. Cel na 2030 r. jest określony dla UE jako całości, lecz państwa członkowskie określają swoje wkłady samodzielnie, w oparciu o potencjał techniczny i uwarunkowania ekonomiczne oraz biorąc pod uwagę rekomendacje Komisji Europejskiej.
\n87 Dane Eurostat dot. realizacji celu na 2020 r. będą dostępne w IV kwartale 2021 r.
\n62 Monitor Polski
\nUwzględniając krajowy potencjał zasobów odnawialnych, konkurencyjność technologii OZE, techniczne możliwości ich pracy w KSE, jak również wyzwania związane z rozwojem OZE w transporcie i ciepłownictwie, Polska deklaruje osiągniecie 23% udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. (mierzonym jako łączne zużycie w elektroenergetyce, ciepłownictwie i chłodnictwie oraz na cele transportowe) w ramach udziału w realizacji ogólnounijnego celu na 2030 r.
\nW perspektywie 2040 r. udział OZE szacowany jest na co najmniej 28,5%.
\nIstotny wpływ na skalę wykorzystania OZE będzie mieć postęp technologiczny – zarówno w zakresie aktualnie znanych sposobów wytwarzania energii (np. zwiększenie wykorzystania wiatru przez siłownie wiatrowe, czy promieniowania słonecznego przez panele fotowoltaiczne), jak i w zupełnie nowych technologiach wytwarzania, ale także w obszarze magazynowania energii. Realizacja celu OZE będzie odbywała się przez zwiększanie wykorzystania OZE we wszystkich trzech podsektorach, jednak tempo wzrostu wykorzystania OZE w poszczególnych podsektorach będzie zróżnicowane.
\nWykres poniżej przedstawia projekcję wzrostu wykorzystania energii odnawialnej we wskazanych podsektorach oraz ścieżkę wzrostu udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto w perspektywie 2040 r. Tabela z danymi obok legendy przedstawia możliwy udział OZE ogółem i w podsektorach. Szczegółowe prognozy zużycia energii ze źródeł odnawialnych w znajdują się w załączniku 2 do PEP2040 w rozdziale 1.9.
\nPrognoza zużycia energii odnawialnej w latach 2020–2040 28,5% 25 000 25,8% 23,0% 20 000 25% 18,4% 15 000 20% [ktoe] 15,0% 15% 11,9% 10 000 6,9% 9,3% 10% 5 000 0 30% 5% 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2020 2030 2040 ▬ udział energii ze źródeł odnawialnych w zużyciu końcowym energii brutto udział energii z OZE w zużyciu końcowym energii brutto 15,0% 23,0% 28,5% ██ zużycie energii końcowej brutto ze źródeł odnawialnych w elektroenergetyce udział energii z OZE w elektroenergetyce 22,1% 31,8% 39,7% ██ zużycie energii końcowej brutto ze źródeł odnawialnych w ciepłownictwie i chłodnictwie udział energii z OZE w ciepłownictwie i chłodnictwie 17,4% 28,4% 34,4% ██ zużycie energii końcowej brutto ze źródeł odnawialnych w transporcie udział energii z OZE w transporcie (z multiplikatorami) 10,0% 14,0% 22,0% Źródło: dane Eurostat, opracowanie własne.
\n63 0% Monitor Polski
\nIlość energii elektrycznej wykorzystanej do napędzania pojazdów, zaliczanej do realizacji celu OZE w transporcie jest zależna od udziału OZE w elektroenergetyce. Elektryfikacja transportu spowoduje ogromne zmiany w sektorze transportu, dlatego rozwój elektromobilności został określony projektem strategicznym PEP2040, który opisany został w celu szczegółowym 4C. Jest on także projektem strategicznym SOR; − biometanu wytworzonego z biogazu, zwłaszcza z biogazu rolniczego z odpadów i produktów ubocznych z rolnictwa i przetwórstwa rolno-spożywczego.
\nUdział OZE w ciepłownictwie i chłodnictwie89 będzie zwiększał się o około 1,1 pkt proc. średniorocznie w latach 2020–2030. Kluczową rolę odegra wykorzystanie biomasy, ale oczekuje się także znaczących efektów popularyzacji pomp ciepła i paneli fotowoltaicznych w gospodarstwach domowych. Cel zwiększania udziału OZE w wytwarzaniu ciepła i chłodu będzie realizowany przy wykorzystaniu poniższych źródeł/technologii: wykorzystanie OZE w ciepłownictwie i chłodnictwie II filar. Zeroemisyjny system energetyczny − energia z biomasy – biomasa ma największy potencjał dla realizacji celu OZE w ciepłownictwie ze względu na dostępność paliwa oraz parametry techniczno-ekonomiczne instalacji. Może być wykorzystana w kogeneracji, ale też w gospodarstwach domowych, choć bardziej preferowane są niepalne OZE 90. Jednostki wytwórcze wykorzysujące biomasę powinny być lokalizowane w pobliżu jej powstawania (tereny wiejskie, zagłębia przemysłu drzewnego,), aby zminimalizować środowiskowy koszt transportu. Energetyczne wykorzystanie biomasy przyczynia się również do lepszej gospodarki odpadami; − pompy ciepła – zastosowanie tej technologii staje się coraz popularniejsze w gospodarstwach domowych, ale z powodzeniem można je wykorzystać również w ramach pracy systemów ciepłowniczych, jak również do chodzenia obiektów budowlanych. Ich udział i znaczenie w pokrywaniu potrzeb cieplnych z OZE będzie rosło. Do ich wykorzystania niezbędna jest energia elektryczna, dlatego należy dążyć do rozwoju instalacji hybrydowych, które łączą pompy ciepła i panele fotowoltaiczne; − energia słoneczna – przetworzona w kolektorach słonecznych pozwala na pokrycie potrzeb cieplnych, natomiast wyprodukowana w panelach fotowoltaicznych energia elektryczna będzie szczególnie przydatna do pokrywania rosnących potrzeb na chłód i pokrycie letnich szczytów zapotrzebowania na energię elektryczną. Ze względu na odwrotną korelację między nasłonecznieniem a potrzebami cieplnymi, wzrost wykorzystania promieniowania słonecznego na cele cieplne jest 88 Wykorzystanie biokomponentów i energii elektrycznej na cele transportowe zostało opisane w kierunku 4, części C. Rozwój rynku produktów naftowych i paliw alternatywnych, w tym biokomponentów i elektromobilności.
\n89 Rola OZE w ciepłownictwie i chłodnictwie została omówiona także w celu szczegółowym 7. Rozwój ciepłownictwa i kogeneracji.
\n90 Choć rośliny w okresie wegetacji pochłaniają CO się do tzw. niskiej emisji.
\n2 w procesie fotosyntezy, to spalaniu biomasy towarzyszą emisje pyłów przyczyniających 64 Monitor Polski
\nBiogaz buduje bardzo istotny potencjał rozwoju terenów rolniczych; − energia geotermalna – choć aktualnie jej wykorzystanie jest na stosunkowo niskim poziomie, projekt przewiduje się trend wzrostowy. Określenie potencjału geotermalnego wymaga dużych nakładów strategiczny finansowych przy dużym stopniu niepewności, ale wykorzystanie tego typu źródło ma wiele zalet SOR – PS.3(2) energetycznych i dla rozwoju lokalnego potencjału. Dla stworzenia warunków dla promocji oraz rozwoju energetyki odnawialnej, bazującej na źródłach geotermalnych, w SOR w obszarze interwencji Rozwój techniki wskazano projekt strategiczny rozwój i wykorzystanie potencjału geotermalnego w Polsce – PS.3(2).
\nWykorzystanie OZE w wytwarzaniu energii elektrycznej 91 będzie systematycznie rosło, wykorzystanie OZE zwłaszcza po 2025 r., ze względu na spodziewane osiągniecie dojrzałości technologicznow elektroenergetyce ekonomicznej poszczególnych technologii. Szacuje się, że w 2030 r. udział energii OZE