Embed Size (px)
Citation preview
1
Europejski Bank Inwestycyjny
Analiza rynku gazu w Polsce do roku 2035
Raport końcowy
sierpień 2008
Ramboll Oil & Gas Teknikerbyen 19 2830 Virum Denmark Phone +45 4598 6000 www.ramboll-oilgas.com
Rev. Data Sporządził Sprawdził Zatwierdził Opis
0 2008-08-28 MCS SEV Anders Koefod Kenneth Karlsson
PEJ MCS Raport końcowy
Ref AKK531 JasparGasPolProp(1) Ref. 1020002 Raport końcowy 080828
Raport końcowy
sierpień 2008
Europejski Bank Inwestycyjny
Analiza rynku gazu w Polsce do roku 2035
Ref. AKK531/JasparGasPolProp(1) I
Spis treści
TŁO 1
0. Wprowadzenie 2
1. Gromadzenie danych 2 1.1 Spotkania interesariuszy 3
CZĘŚĆ I IMPLIKACJE KWESTII POLITYCZNYCH, REGULACYJNYCH I ŚRODOWISKOWYCH 4
2. Polityka energetyczna UE 6 2.1.1 Cele dla poszczególnych krajów 6
3. Polityka energetyczna Polski 7 3.1 Cele 8 3.1.1 Oszczędność energii 8 3.1.2 OZE 9 3.2 Gaz ziemny 9
4. Regulacja polskiego rynku gazu 10 4.1 WdroŜenie dyrektywy gazowej do polskich przepisów prawnych 10 4.2 Uczestnicy rynku 11 4.3 Dostęp strony trzeciej (TPA) do polskiej infrastruktury gazowej 16 4.4 Wyłączenie z zasady TPA 17 4.5 Dostęp do magazynowania i obowiązkowe zapasy 18 4.5.1 Dyrektywa gazowa i GGPSSO w sprawie zasad dostępu do magazynowania 19 4.5.2 Dostęp do magazynowania w Polsce 20 4.5.3 Obowiązek magazynowania 20
5. Podsumowanie części I 21
CZĘŚĆ II METODOLOGIA 22
6. Analiza zstępująca: ogólny zarys sytuacji makroekonomicznej i zuŜycie energii w Polsce 23
6.1 Kształtowanie się PKB 23 6.2 Prognoza MFW 25 6.3 Prognozy PKB Ministerstwa Rozwoju Regionalnego 26 6.4 Prognoza Ministerstwa Gospodarki 26 6.5 Prognoza PKB Banku Światowego 27 6.6 Porównanie z Irlandią 27 6.7 Rozwój demograficzny 28 6.8 ZuŜycie energii pierwotnej 29 6.9 ZuŜycie energii finalnej 31 6.9.1 ZuŜycie gazu 32 6.10 Energochłonność 33
Ref. AKK531/JasparGasPolProp(1) II
6.11 Określenie kształtowania się czynników zewnętrznych 34 6.11.1 Ceny energii 34 6.11.2 Wysokie ceny energii 35 6.11.3 Ceny węgla 36 6.12 Wnioski dotyczące wzrostu PKB 37 6.12.1 Stopa wzrostu PKB 37 6.12.2 PKB per capita 38
7. Analiza wstępująca: definicja scenariuszy 39 7.1 Scenariusz „bez zmian” (Business-as-usual - BAU) 39 7.2 Scenariusz „zielony” 40 7.2.1 Oszczędność energii 40 7.3 Scenariusz zwiększonego zuŜycia gazu ziemnego 41 7.3.1 Gaz ziemny w sektorze wytwarzania energii elektrycznej 41 7.3.2 Gaz ziemny w sektorze transportowym 43 7.3.3 Gaz ziemny w sektorze gospodarstw domowych i handlowym 43 7.4 Scenariusz wysokich cen (HPS) 43
8. Modelowanie STREAM 44 8.1.1 Narzędzie modelowania STREAM 44
9. Podsumowanie części II 46
CZĘŚĆ III PODAś I POPYT NA GAZ ZIEMNY W POLSCE 47
ZAPOTRZEBOWANIE NA GAZ ZIEMNY 47
10. Główne załoŜenia i podejście 47
11. Zapotrzebowanie na energię i mix energetyczny (energy mix) 45 11.1 ZuŜycie energii w 2015 r. 45 11.2 ZuŜycie energii w 2035 r. 45
12. Zapotrzebowanie na gaz wg sektorów 47 12.1 Gaz w wytwarzaniu energii elektrycznej i miejskim systemie ciepłowniczym 47 12.1.1 Koszty wytwarzania energii elektrycznej 48 12.1.2 Porównanie kosztów: analiza wraŜliwości 49 12.1.3 Podejście scenariuszowe w sektorze elektroenergetycznym 51 12.2 Gaz w przemyśle 53 12.3 Gaz w sektorze gospodarstw domowych 55 12.4 Gaz w sektorze handlu/usług 57 12.5 Gaz w sektorze transportu 59 12.5.1 Biopaliwa i pojazdy z napędem elektrycznym 60 12.6 Gaz do innych celów 61 12.7 Analiza wraŜliwości 64 12.7.1 Energochłonność 66
13. Podsumowanie części dotyczącej zapotrzebowania na gaz 67
14. Dostawy gazu ziemnego 71
Ref. AKK531/JasparGasPolProp(1) III
15. Zapasy gazu 72 15.1 Zapasy gazu w Europie Północno-Zachodniej 72 15.1.1 Produkcja gazu w Europie Północno-Zachodniej 73 15.2 Zapasy i produkcja gazu w Rosji i krajach Wspólnoty Niepodległych Państw 75
16. Dostawy gazu do Polski 76 16.1 Produkcja własna 76 16.2 Import gazu ziemnego do Polski 77 16.3 Historyczne kształtowanie się dostaw gazu w Polsce 78 Wykres 50 Źródła gazu, 1990-2004 78 16.3.1 ZaleŜność od dostawcy 79 16.3.2 Ocena kontraktów długoterminowych 82 16.4 Popyt a podaŜ 83 Wykres 54 PodaŜ i popyt na gaz do 2035 r. mld m3 83
17. Istniejąca infrastruktura 84 17.1 System przesyłowy i główne punkty dostaw 84 17.2 Planowane inwestycje w infrastrukturę przesyłową i nowe punkty dostaw 84 17.3 Zdolności magazynowe 75 17.4 Planowane inwestycje w pojemność magazynową w Polsce 78 17.5 Zapotrzebowanie na pojemność magazynową 79 17.5.1 Pojemność magazynowa do bilansowania sezonowego 79 17.5.2 Magazynowanie w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw 82 17.5.3 Zapotrzebowanie na magazynowanie w UE 83 17.5.4 Zapotrzebowanie na magazynowanie związane ze zwiększoną integracją rynku
(wysoka częstotliwość) 84 17.6 Analiza porównawcza zapotrzebowania na magazynowanie i podaŜy w Polsce 85
18. Podsumowanie części dotyczącej dostaw gazu 87
CENY I TARYFY GAZU ZIEMNEGO 90 18.1 Zarys światowych cen gazu ziemnego 90 18.2 Ceny gazu ziemnego w Polsce 91 18.3 Wpływ wysokich cen gazu na polski rynek gazu 94
CZĘŚĆ IV PODSUMOWANIE, NAJWAśNIEJSZE WNIOSKI I REKOMENDACJE 95 18.4 Analiza zstępująca 96 18.5 Analiza wstępująca 97 18.6 Narzędzie modelowania STREAM 97 GŁÓWNE WNIOSKI I REKOMENDACJE 98
19. Gospodarka i wzrost 98 19.1 Polska gospodarka, wzrost i energochłonność 98 19.2 Rozwój sektora energetycznego, energy mix 99
20. Zapotrzebowanie na gaz ziemny 101 20.1 Wpływ wzrostu gospodarczego i energochłonności 102 20.2 Konkurencyjność gazu 103 Źródło: Dane wyjściowe modelu STREAM 106 20.3 Wpływ wysokich cen paliw 106
Ref. AKK531/JasparGasPolProp(1) IV
21. Dostawy gazu ziemnego 107 21.1.1 Przesył gazu 108 21.2 Podziemne magazyny gazu 109
22. Bibliografia 111
Ref.7628001B 1/85
TŁO
JASPERS powierzył firmie Ramboll Oil & Gas realizację krótkoterminowego zadania polegającego na przeprowadzeniu „Analizy rynku gazu w Polsce do 2035 r.”, która stanowić będzie wspólną bazę dla wdraŜania i oceny projektów w sektorze naftowym i gazowym w Polsce, współfinansowanych w ramach grantu UE z Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego (EFRR)1 lub Funduszu Spójności. Rozpoczęcie projektu nastąpiło na spotkaniu otwierającym w dniu 18 września 2007 r., ale realizacja projektu została wstrzymana w październiku 2007 r. na pewien okres czasu ze względu na kwestię potencjalnego konfliktu interesów i ponownie uruchomiona 25 lutego 2008 r. Realizację prac w projekcie wspierała Grupa Robocza Projektu, w której skład weszli przedstawiciele głównych beneficjentów i interesariuszy analizy. Lista członków Grupy Roboczej i ich dane kontaktowe zostały zamieszczone w poniŜszej tabeli (Tabela 1). Tabela 1 Grupa Robocza Projektu, dane kontaktowe
Instytucja Imię i nazwisko Telefon e-mail
RAMBOLL Oil & Gas
Marija Savova Velkoski
+45 4998 8869 [email protected]
Krystyna Małgorzata Robaszewska
+48 22 693 59 33 [email protected] Ministerstwo Gospodarki
Sławomir Sieradzki
+48 22 693 59 67 [email protected]
Ministerstwo Rozwoju Regionalnego
Helena Papanaum +48 22 461 31 12 [email protected]
Dariusz Nojszewski
GAZ-System S.A Robert
Kwiatkowski +48 22 560 17 27 +48 605 155 129
PGNiG S.A. Maciej Kołaczkowski
+48 22 366 83 44 +48 693 71 80 07
Waldemar Jastrzemski
+48 22 310 05 19 +48 501 168 050
[email protected] JASPERS
Massimo Merighi [email protected]
1 European Regional Development Fund
Ref.7628001B 2/85
0. Wprowadzenie
Ogólnym celem niniejszej analizy jest dostarczenie niezaleŜnej i kompleksowej perspektywy sektora gazu ziemnego w Polsce i wiarygodnej prognozy zapotrzebowania na gaz do 2035 r.
Zakres prac w ramach niniejszej analizy został podzielony w warunkach kontraktu (Terms of Reference) na dziewięć zadań. Zadania te są jednak ze sobą w znacznym stopniu powiązane i większość przeprowadzonych prac, zgromadzonych danych i otrzymanych rezultatów odnosi się do więcej niŜ jednego zadania. Prace zrealizowane w ramach analizy i osiągnięte rezultaty zostały przedstawione w niniejszym raporcie według następującej struktury: Tło W tej części raportu zostały przedstawione ogólne i szczegółowe cele analizy, przegląd opinii i stanowisk otrzymanych przez interesariuszy i zgromadzone dane. (Zadanie 1) CZĘŚĆ I W części I przyjrzano się implikacjom odnośnej polityki energetycznej i strategii, która wyznacza priorytety/cele przyszłego rozwoju rynku energii w Polsce oraz ramom regulacyjnym obecnego rynku gazu w Polsce. (Zadanie 2) CZĘŚĆ II Metodologia W części II raportu została przedstawiona metodologia zastosowana do prognozowania zapotrzebowania na gaz w Polsce. Część II zawiera pomocnicze analizy tendencji i europejskich punktów odniesienia (benchmarks) wykorzystanych jako podstawę do zdefiniowania scenariuszy i analizy wraŜliwości. (Zadanie 3, Zadanie 4 i Zadanie 8) CZĘŚĆ III PodaŜ i popyt na gaz ziemny w Polsce W części III raportu zostały przedstawione rezultaty prognozy zapotrzebowania na gaz i zarys sytuacji podaŜowej w Polsce. (Zadanie 5 i Zadanie 6) CZĘŚĆ IV Podsumowanie W części IV została zawarta analiza porównawcza rezultatów, podsumowanie i komentarz sytuacji podaŜowej i popytowej w Polsce a takŜe tendencje kształtowania się cen gazu w Polsce. (Zadanie 9)
1. Gromadzenie danych
Proces gromadzenia danych obejmował:
Ref.7628001B 3/85
• gromadzenie danych ogólnodostępnych • dane własne • dane dostarczone przez beneficjentów i interesariuszy
Dane ogólnodostępne wykorzystane w niniejszej analizie obejmują dane konieczne do opracowania przeglądu źródeł międzynarodowych i ogólnodostępnych informacji, zebrane głównie za pośrednictwem Internetu i pochodzące z publikacji. Dane te odnoszą się przede wszystkim do analizy zstępującej (top down) i analizy porównawczej Polski z innymi krajami europejskimi pod kątem parametrów makroekonomicznych i innych. Ogólnodostępne dane obejmują:
• historyczne zmiany i prognozy parametrów makroekonomicznych: Te dane zostały zgromadzone przez Międzynarodową Agencję Energetyczną (MAE), Międzynarodowy Fundusz Walutowy (MFW), Bank Światowy (BŚ), Komisję Europejską, itd.
• raporty, publikacje i inne dane pobrane ze stron internetowych beneficjentów i interesariuszy: W duŜej mierze dotyczy to Urzędu Regulacji Energetyki, z którym nie został nawiązany kontakt. Dlatego Konsultant wykorzystał raporty i inne dane opublikowane na stronie internetowej URE.
• publikacje, raporty, dyrektywy, rozporządzenia, komunikaty Komisji Europejskiej, Grupy Regulatorów Energii Elektrycznej i Gazu (ERGEG) dotyczące polityki energetycznej UE, cele krajowe, regulacje i wytyczne dla rynku gazu, itd.
Dane własne obejmują dokumenty i analizy opracowane przez Konsultanta dla innych projektów, mające jednak zastosowanie zdaniem Konsultanta w niniejszej analizie. Dane własne zostały jednak wykorzystane w ograniczonym stopniu poniewaŜ w przypadku większości zagadnień zostały dostarczone nowe, uaktualnione dane. Wreszcie, wykorzystano dane dostarczone przez beneficjentów i interesariuszy. Dane te obejmują raporty roczne, prezentacje firm, prognozy ekonomiczne i energetyczne opracowane przez ministerstwa, itd. JednakŜe dostarczone dane były ograniczone. Większość danych, o które zwrócił się Konsultant została uznana za poufne. Lista wykorzystanych źródeł danych i dokumentów stanowi załącznik do niniejszego raportu.
1.1 Spotkania interesariuszy Spotkania interesariuszy są niezbędne w celu zgromadzenia uaktualnionych danych, ale ich główną wartością jest moŜliwość wysłuchania opinii i stanowisk interesariuszy w przedmiotowej sprawie.
Ref.7628001B 4/85
PoniŜsza lista określa następujące grono interesariuszy: • Ministerstwo Gospodarki (które wyznaczyło MenadŜera Zadania i
Kierownika Projektu); • Ministerstwo Rozwoju Regionalnego; • Urząd Regulacji Energetyki; • Gaz System S.A. (operator systemu przesyłowego); oraz • PGNiG S.A. (Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo).
Liczba spotkań dwustronnych z interesariuszami była ograniczona. Po przedłoŜeniu raportu wstępnego Grupie Roboczej Projektu odbył się warsztat, którego celem było przedyskutowanie i uzgodnienie załoŜeń i metodologii prognozy zapotrzebowania na gaz w Polsce do roku 2035, a po przedłoŜeniu roboczej wersji raportu końcowego odbył się kolejny warsztat w celu przedyskutowania wstępnych uwag interesariuszy. Przedstawiciele wszystkich wymienionych powyŜej interesariuszy, z wyjątkiem Urzędu Regulacji Energetyki (URE), uczestniczyli w Grupie Roboczej Projektu. Kontakt z URE został jednak nawiązany i regulator przekazał dane i informacje, o które wystąpił Konsultant.
CZĘŚĆ I IMPLIKACJE KWESTII POLITYCZNYCH, REGULACYJNYCH I ŚRODOWISKOWYCH
W tej części nacisk został połoŜony na następujące kwestie: • pomimo wprowadzenia istotnych reform w sektorze energetycznym,
Polska obawia się, Ŝe energochłonność jest nadal wysoka, co przeszkodzi w osiągnięciu celów ustanowionych w Europejskiej Polityce Energetycznej
• na rynku gazu zaszły znaczące zmiany, ale nadal jest on zdominowany przez jednego uczestnika.
W 1990 r., Polska rozpoczęła niełatwy proces przejścia z gospodarki centralnie sterowanej do gospodarki rynkowej. W sektorze energetycznym udało się jednak przeprowadzić istotne reformy społeczne, polityczne i ekonomiczne. Rezultatem spadku produkcji przemysłowej i wzrostu PKB (Wykres 6) był spadek zuŜycia energii, a w szczególności spadek zapotrzebowania na energię elektryczną i węgiel wskutek zamknięcia zakładów energochłonnego przemysłu cięŜkiego. Do najistotniejszych zmian, jakie zaszły w tym okresie w polskim sektorze energetycznym naleŜą:
• „racjonalizacja” zuŜycia energii, ukierunkowana na zmniejszenie wysokiej energochłonności w Polsce i na zwiększenie efektywności sektora energetycznego, poprawę jakości produkowanego węgla, zmniejszenie strat ciepła, itd., co oznacza uruchomienie procesu oszczędzania energii, który jeszcze się nie zakończył, zarówno po stronie podaŜowej jak i popytowej;
• reforma kształtowania cen energii, ukierunkowana na odtworzenie związku cen z warunkami rynkowymi, której rezultatem jest często wzrost cen energii. Ten proces równieŜ jeszcze trwa;
Ref.7628001B 5/85
• reforma restrukturyzacyjna polegająca na przekształceniu wielkich niewydajnych przedsiębiorstw w oddzielne spółki, co nie zawsze okazywało się właściwą decyzją /5/.
W polskim sektorze energetycznym dominują spore zasoby paliw stałych – węgla kamiennego i brunatnego – które pozwalały Polsce na samowystarczalność pod względem energetycznym. Znaczną część reformy sektora energetycznego w Polsce stanowiła reforma sektora wydobycia węgla kamiennego, której rezultatem było zamknięcie szeregu nierentownych kopalń, ograniczenie produkcji węgla i zwiększenie produktywności pracy (czego skutkiem było m. in. wysokie bezrobocie). Sektor energetyczny został przydzielony do kompetencji Ministerstwa Gospodarki, a zasadnicze prawo pierwotne nadal obowiązujące - ustawa Prawo energetyczne została uchwalona w 1997 r. Do najnowszej Polityki energetycznej Polski opracowanej przez Ministerstwo Gospodarki w 2007 r. są jednak znowu wprowadzane zmiany. W odniesieniu do projektu, spowodowało to wątpliwości co do kierunku rozwoju polskiego sektora energetycznego, np. stopnia wykorzystania źródeł odnawialnych, energii jądrowej i czystych technologii węglowych. W 2004 r. Polska została członkiem Unii Europejskiej i została włączona w procesy tworzenia zintegrowanego rynku energii. W ramach tych procesów Komisja Europejska opracowała plan działań i cele dla całej UE i dla poszczególnych państw członkowskich. Cele ustalone dla Polski są powodem do niepokoju w polskich kręgach politycznych i sektorze energetycznym. Panuje powszechne przekonanie, Ŝe Polska będzie mieć kłopoty z realizacją tych celów, z uwagi na to, Ŝe pomimo wysiłków i reform energochłonność pozostaje nadal bardzo wysoka. Kolejną kwestią omawianą w tej części jest polski rynek gazu i wdroŜone ramy regulacyjne. Polska ma rodzime złoŜa gazu, które są skromne w porównaniu ze złoŜami paliw stałych, niemniej jednak nie są one bez znaczenia. Na polskim rynku gazu rozpoczęły się procesy liberalizacji. W 1997 r. stworzony został Urząd Regulacji Energetyki, w 2004 r. został przeprowadzony podział (unbundling) zintegrowanego przedsiębiorstwa gazowego PGNiG S.A., ale przed rynkiem gazu nadal stoi wiele wyzwań. Istnieją przesłanki, Ŝe rynek nadal pozostaje zdominowany przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) i spółki zaleŜne. Celem ram regulacyjnych jest stworzenie konkurencyjnego rynku gazu ziemnego. Nieadekwatna regulacja moŜe zakłócać mechanizmy rynkowe i tłumić sygnały inwestycyjne, co moŜe skutkować brakiem inwestycji, czyli niewydolnością rynku. Niewydolność rynku oznacza bezpośrednio zmniejszenie bezpieczeństwa dostaw będącego jednym z priorytetów ustalonych zarówno przez Komisję Europejską jak i polską strategię energetyczną.
Ref.7628001B 6/85
2. Polityka energetyczna UE
W styczniu 2007 r. Komisja Europejska wydała Komunikat w sprawie Strategicznego Przeglądu Energetycznego i uchwaliła Europejską Politykę Energetyczną /3/ z konkretnym planem działań i następującymi głównymi celami:
• zwalczanie zmian klimatycznych, • ograniczenie zaleŜności UE od importu węglowodorów, oraz • promowanie wzrostu i tworzenia miejsc pracy i dostarczanie
konsumentom bezpiecznej energii po przystępnych cenach, oraz zaproponowała następujący plan działań:
• cel UE w negocjacjach międzynarodowych 30% redukcji emisji gazów cieplarnianych przez kraje rozwinięte do 2020 r. w stosunku do 1990 r. Oprócz tego, ograniczenie globalnej emisji gazów cieplarnianych nawet o 50% w 2050 r. w stosunku do 1990 r., co oznacza ograniczenia emisji w krajach uprzemysłowionych o 60-80% do 2050 r.;
• zobowiązanie się UE do osiągnięcia w kaŜdym razie co najmniej 20% redukcji emisji gazów cieplarnianych do 2020 r. w stosunku do 1990 r.
Szefowie państw europejskich uzgodnili w marcu 2007 r. obowiązujące cele zwiększenia udziału energii odnawialnej. Do 2020 r. udział energii ze źródeł odnawialnych powinien stanowić 20% unijnego zuŜycia energii finalnej. Aby zrealizować ten wspólny cel, kaŜde państwo członkowskie musi zwiększyć produkcję i wykorzystanie źródeł odnawialnych w sektorze energii elektrycznej, ciepłowniczym, chłodniczym i transporcie /3/.
2.1.1 Cele dla poszczególnych krajów Cele dla udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) w wytwarzaniu energii elektrycznej są obliczane jako udział zuŜycia energii ze źródeł odnawialnych w zuŜyciu energii finalnej brutto. ZuŜycie energii odnawialnej obejmuje bezpośrednie wykorzystanie źródeł odnawialnych (np. biopaliw) i część energii elektrycznej i ciepła wytwarzanych ze źródeł odnawialnych (np. energia wiatrowa, wodna), a zuŜycie energii finalnej obejmuje energię zuŜywaną przez gospodarstwa domowe, przemysł, usługi, rolnictwo i transport. Mianownik udziału OZE obejmuje równieŜ straty w dystrybucji energii elektrycznej i ciepła i zuŜycie tych paliw w procesie produkcji energii elektrycznej i ciepła. Cel udziału OZE dla Polski wynosi 15% (patrz Wykres 1).
Ref.7628001B 7/85
Wykres 1 Cele UE udziału OZE na rok 2020, % zuŜycia energii finalnej
Źródło: Europejska Rada Energii Odnawialnych, Izba Energii Odnawialnej, Bruksela
Opis wykresu: Oś pionowa – Cele OZE jako % zapotrzebowania kraju na energię finalną Oś pozioma – Kraje: Francja, Niemcy, Włochy, Hiszpania, Wielka Brytania, UE-27, Austria, Belgia, Bułgaria, Czechy, Dania, Estonia, Finlandia, Grecja, Węgry, Irlandia, Łotwa, Litwa, Luksemburg, Malta, Holandia, Polska, Portugalia, Rumunia, Słowacja, Słowenia, Szwecja Cel dla zuŜycia wszystkich rodzajów energii Cel 10% dla transportu Cel UE-27
Oprócz tego Dyrektywa 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych ustala cel 9% oszczędności energii, który ma zostać osiągnięty do 2016 r., a Pakiet Klimatyczny UE ustala 14% redukcję emisji CO2 w porównaniu z rokiem 2005 (sektory poza systemem handlu uprawnieniami do emisji).
3. Polityka energetyczna Polski
Najnowsza Polityka energetyczna Polski została opublikowana w kwietniu 2007 r., oprócz istniejącej strategii z 2005 r. W oparciu o Europejski Plan Energetyczny, polska strategia definiuje główne cele polityki energetycznej Polski:
• bezpieczeństwo dostaw Bezpieczeństwo dostaw powinno bazować na dostępności własnych zasobów energetycznych. W odniesieniu do nośników energii, które trzeba importować, celem jest zwiększenie dywersyfikacji dostawców i dróg dostaw, a priorytetem uniknięcie zaleŜności od jednego dostawcy energii.
Ref.7628001B 8/85
W sektorze węglowym cel zdefiniowany został jako racjonalne i efektywne zarządzanie zasobami węgla, które muszą słuŜyć następnemu pokoleniu Polaków. W sektorze gazu ziemnego, bezpieczeństwo dostaw jest definiowane jako zapewnienie nieprzerwanych dostaw gazu ziemnego na niskim poziomie cen. Z uwagi na to, Ŝe głównym celem jest dywersyfikacja źródeł gazu, priorytetem będą działania zabezpieczające nowe drogi dostaw, zwiększające zdolność magazynowania i produkcji oraz moŜliwość kontrolowania bezpieczeństwa dostaw przez rząd. NaleŜy promować energię ze źródeł odnawialnych i inne technologie niskiej emisji, takie jak wykorzystanie energii jądrowej (od roku 2020).
• Wzmocnienie konkurencji
NaleŜy promować konkurencję poprzez liberalizację rynków energii elektrycznej i gazu ziemnego, w szczególności zasad dostępu strony trzeciej (TPA), poprawę ram regulacyjnych na tych rynkach i wzmocnienie współpracy między operatorami sieci.
• Minimalizacja szkodliwego oddziaływania sektora energetycznego na
środowisko Ten cel powinien zostać osiągnięty w taki sposób, Ŝeby wykorzystanie konkretnych rodzajów OZE przyczyniało się do konkurencyjności, promując źródła najbardziej efektywne kosztowo, jednak bez nieuzasadnionego wzrostu cen energii dla konsumentów.
W związku ze zmianą rządu w 2007 r. spodziewana jest aktualizacja polityki energetycznej. Bez wątpienia nowa strategia energetyczna Polski będzie zgodna z Europejskim Planem Energetycznym, jednakŜe istnieją pewne wątpliwości co do sposobu realizacji głównych celów. Przykładowo, stanowisko obecnego polskiego rządu w sprawie wykorzystania energii nuklearnej i czystych technologii węglowych nie jest jeszcze w pełni jasne.
3.1 Cele
3.1.1 Oszczędność energii Jak wspomniano powyŜej, Dyrektywa 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych ustala cel 9% oszczędności energii, który ma zostać osiągnięty do roku 2016. W oparciu o ten wymóg Ministerstwo Gospodarki opublikowało w czerwcu 2007 r. Krajowy plan działań na rzecz efektywności energetycznej, ustalając krajowe cele indykatywne oszczędności energii łącznie na poziomie 2% do roku 2010 i wg sektorów.
Ref.7628001B 9/85
3.1.2 OZE
W dokumencie “Polityka energetyczna Polski do 2025 r.” biomasa (rośliny energetyczne, drewno opałowe, odpady rolnicze, przemysłowe i leśne, biogaz), energia wiatrowa i energia wodna zostały wskazane jako źródła o największym potencjale wykorzystania w Polsce. Energia słoneczna uwzględniana jest głównie w wytwarzaniu ciepła oraz w sieciach energetycznych na wyspach, które nie są podłączone do sieci krajowej. Wspomniane zostało równieŜ wykorzystanie źródeł geotermalnych, ale tylko w lokalnych elektrociepłowniach. Cele ustalone dla udziału OZE w krajowym zuŜyciu brutto energii elektrycznej w Polsce zostały przedstawione w Tabeli 2.
Tabela 2 Cele udziału produkcji energii elektrycznej z OZE
Rok 2008 2009 2010 2011 2013 2014
% 6,0 7,5 9,0 9,0 9,0 9,0
Źródło/9/
3.2 Gaz ziemny
Gaz ziemny to trzecie źródło energii w Polsce, po węglu i ropie naftowej, z udziałem ok. 13% całkowitej energii pierwotnej. Głównym priorytetem ustalonym w polityce energetycznej Polski jeśli chodzi o gaz ziemny jest bezpieczeństwo dostaw tego surowca do kraju. Cel ten ma być osiągnięty poprzez:
• kontrakty długoterminowe na dostawy gazu ziemnego • rozbudowę infrastruktury, której celem jest zapewnienie ciągłości dostaw
dzięki ich dywersyfikacji i nowym drogom dostaw W Polsce istnieje pewien stopień dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego, ale jak pokazano na Wykresie 2, prawie 70% importowanego gazu ziemnego pochodzi z jednego kraju – Rosji /4/. Z drugiej strony, nawet gaz importowany z Azji Środkowej transportowany jest infrastrukturą Rosji, a zatem 90% polskiego importu gazu zaleŜy bezpośrednio lub pośrednio od Rosji.
Ref.7628001B 10/85
Wykres 2 Import gazu do Polski w 2007 r., kraj pochodzenia
8%
67%
25%
Niemcy Rosja Azja Środkowa
Źródło: Gaz System
Do głównych celów ustanowionych w polityce energetycznej w odniesieniu do gazu ziemnego naleŜą:
• bezpośrednie połączenie gazociągowe z zasobami skandynawskimi • terminal LNG na polskim wybrzeŜu • nowe kontrakty długoterminowe • rozbudowa systemu przesyłowego gazu ziemnego • rozbudowa pojemności czynnej podziemnych magazynów • zwiększenie potencjału produkcji rodzimej
4. Regulacja polskiego rynku gazu
Na polskim rynku gazu zaszły istotne zmiany w kwestii liberalizacji, niemniej jednak stoi on nadal w obliczu wielu wyzwań, które zostały przedstawione poniŜej.
4.1 WdroŜenie dyrektywy gazowej do polskich przepisów prawnych Kluczowym dokumentem ustawodawstwa wspólnotowego ustalającym główne zasady liberalizacji rynku gazu jest dyrektywa 2003/55/WE (dyrektywa gazowa). Dokumentami pomocniczymi wydanymi do dyrektywy są wytyczne, raporty i noty wyjaśniające, które mają umoŜliwić wymianę doświadczeń i stworzenie regulacji jak najlepiej wdraŜających postanowienia dyrektywy w państwach członkowskich. Oprócz tego, we wrześniu 2005 r. zostało wydane rozporządzenie 1775 w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego. Rozporządzenie, z uwagi na charakter tego aktu prawnego, obowiązuje bezpośrednio we wszystkich państwach członkowskich bez konieczności wdraŜania go do krajowych przepisów prawnych. We wrześniu 2007 r. Komisja opublikowała “Trzeci pakiet
Ref.7628001B 11/85
liberalizacyjny” – propozycję zmiany dyrektywy 2003/55/WE i rozporządzenia 1775/29; dokument ten jest jednak nadal przedmiotem dyskusji. Dyrektywa gazowa 2003/55/WE została wdroŜona do polskich przepisów prawnych w drodze nowelizacji ustawy Prawo energetyczne, wprowadzając następujące istotne zmiany:
• Utworzenie URE (Urzędu Regulacji Energetyki) w kwietniu 1997 r. • Pierwsza Taryfa Gazowa w 2000 r. • 01.01.2004 – odbiorcy gazu 15 mln m32/rok • 01.07.2006 – wszyscy odbiorcy gazu (później termin przesunięty na
01.07.2007) • Rozporządzenie w sprawie przyłączenia do sieci gazowych (2004) • Dyrektywy unijne stworzyły konieczność nowelizacji ustawy Prawo
energetyczne 3 maja 2005 • Rozdział działalności (unbundling) w przedsiębiorstwach zintegrowanych • Prawo dostępu do sieci • Układy zbiorowe • Obowiązek świadczenia usług o charakterze publicznym (PSO) • Obowiązek operatora systemu przesyłowego i systemu dystrybucyjnego
opracowania i przyjęcia kodeksów sieci • Nowelizacja ustawy Prawo energetyczne z 2006 r. (dotycząca zapasów
gazu) • Rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji
taryf dla paliw gazowych (16.02.2008) • Rozporządzenie w sprawie funkcjonowania systemu gazowego (2008)
oraz nowa Ustawa z lutego 2007 r. o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagroŜenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym3 Urząd Regulacji Energetyki (URE) został utworzony w 1997 r. jako część centralnej administracji rządowej i jest reprezentowany przez Prezesa URE, wspieranego przez Urząd Regulacji Energetyki. Do głównych zadań regulatora naleŜą: udzielanie koncesji, zatwierdzanie taryf, koordynacja planów inwestycyjnych, kontrolowanie parametrów jakościowych i przeciwdziałanie praktykom monopolistycznym /2/.
4.2 Uczestnicy rynku
2 mln m3 – odnosi się do standardowych metrów sześciennych o wartości opałowej wynoszącej 39,5 MJ/Nm3 przy ciśnieniu P=101325 Pa i temperaturze =273,15K, w oparciu o dane z PGNiG S.A. 3 Ustawa z dnia 16 lutego 2007 r. o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagroŜenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym
Ref.7628001B 12/85
Głównym uczestnikiem rynku gazu w Polsce jest Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG S.A.). PGNiG S.A. to spółka akcyjna, której 84,75% akcji jest w rękach Skarbu Państwa, notowana na Warszawskiej Giełdzie Papierów Wartościowych. PGNiG S.A. jest duŜym dostawcą detalicznym i hurtowym, ma równieŜ pozycję dominującą jeśli chodzi o poszukiwania złóŜ, produkcję onshore i dystrybucję (za pośrednictwem 6 spółek, które są w 100% własnością PGNiG S.A.). Oprócz tego, obecnie jest właścicielem całej zdolności magazynowej w Polsce.
Podział PGNiG S.A. nastąpił w 2004 r. (patrz Wykres 3), i została wyłoniona nowa spółka przesyłowa Gaz System. Gaz System został początkowo utworzony jako część grupy PGNiG S.A., a następnie wydzielony 1 lipca 2004 r. i przekazany Skarbowi Państwa. 1 lipca 2005 r. uzyskał koncesję na pełnienie funkcji operatora systemu przesyłowego. Większość systemu przesyłowego nadal pozostaje własnością PGNiG S.A., a operator systemu prowadzi swoją działalność w oparciu o umowę leasingową z PGNiG S.A. JednakŜe zgodnie z polityką rządu dotyczącą sektora gazu, własność elementów systemu przesyłowego objętych umową leasingową jest stopniowo przenoszona z PGNiG S.A. na operatora systemu przesyłowego, a proces ten ma zakończyć się do końca 2009 r.
Wykres 3 Podział (unbundling) PGNiG S.A.
Źródło: Prezentacja Bukareszt 2007, Rafał Wittman, Gaz System
Ref.7628001B 13/85
Opis wykresu: Kształtowanie się relacji rynkowych (pionowo wg kolumn) Pozyskiwanie gazu (import/produkcja), magazynowanie gazu, przesył, hurt, dystrybucja, detal Relacje wcześniejsze: PGNiG S.A., spółka dystrybucyjna, odbiorca w sieci dystrybucyjnej Operator sieci przesyłowej ustanowiony 01.07.2005 Odbiorca w sieci przesyłowej Relacje od 01.07.2007 Kontrakt na usługi Przepływ gazu PGNiG S.A., inni producenci/importerzy, PGNiG S.A., Gaz System, usługa przesyłowa (kodeks sieci), inne spółki dystrybucyjne Kontrakty sprzedaŜy Odbiorca w sieci dystrybucyjnej PGNiG, dostawca, usługa dystrybucji (kodeks sieci)
Do pozostałych uczestników polskiego rynku gazu naleŜą:
• EuRoPol Gaz – operator gazociągu jamalskiego, spółka akcyjna będąca w 48% własnością PGNiG S.A., 48% Gazpromu i 4% Gas-Trading;
• Petrobaltic – producent ropy naftowej i gazu offshore na Morzu Bałtyckim; udział większościowy w rękach firmy naftowej Lotos;
• lokalne przedsiębiorstwa i dystrybutorzy gazu niezaleŜni od PGNiG S.A. Wykres 4 i Wykres 5 pokazują, Ŝe jeŜeli chodzi o faktyczną liczbę dostawców gazu ziemnego, ponad 90% uŜytkowników końcowych w 2006 r. było zaopatrywanych przez 7 głównych dostawców gazu ziemnego (główny dostawca to taki, który ma ponad 5% udziału w rynku).
Ref.7628001B 14/85
Wykres 4 Liczba dostawców gazu ziemnego
Źródło: Eurostat
Opis wykresu: Kraje: Belgia, Bułgaria, Czechy, Dania, Niemcy, Estonia, Irlandia, Grecja, Hiszpania, Francja, Włochy, Łotwa, Litwa, Luksemburg, Węgry, Holandia, Austria, Polska, Portugalia, Rumunia, Słowenia, Słowacja, Finlandia, Szwecja, Wielka Brytania, Chorwacja, Macedonia, Turcja Liczba dostawców sprzedających gaz ziemny odbiorcom końcowym Liczba głównych dostawców (1) (1) Sprzedawca uwaŜany jest za głównego jeśli sprzedaje co najmniej 5% całości gazu ziemnego zuŜywanego przez odbiorców końcowych Obecnie jednak ze względu na zmiany organizacyjne w Grupie Kapitałowej PGNiG S.A. i przejęciu sprzedaŜy detalicznej przez PGNiG S.A., liczba dostawców działających na polskim rynku spadła. Obecnie PGNiG S.A. jest tak naprawdę jedynym głównym dostawcą.
Ref.7628001B 15/85
Wykres 5 Liczba głównych dostawców gazu ziemnego i ich udział w rynku, 2006 r.
Źródło: Na podstawie danych Eurostatu
Opis wykresu: Łączny udział w rynku Liczba głównych dostawców
Ref.7628001B 16/85
4.3 Dostęp strony trzeciej (TPA) do polskiej infrastruktury gazowej Zasada przejrzystego i niedyskryminującego dostępu strony trzeciej (TPA) do sieci przesyłowej, dystrybucyjnej i magazynów gazu jest podstawową zasadą liberalizacji rynku gazu i moŜliwości swobodnego wyboru dostawcy gazu przez odbiorców (od 1 lipca 2007 r.). Przejrzysty i niedyskryminujący dostęp oznacza, Ŝe usługi strony trzeciej w systemach przesyłowych, dystrybucyjnych i magazynowych są oferowane w oparciu o jasne, jednoznaczne i jednakowe dla wszystkich zasady, procedury i ceny, tzn. w oparciu o kontrakty standardowe lub kodeks sieci. W Polsce “operator systemu przesyłowego i operator systemu dystrybucyjnego informują uŜytkowników systemu, w formie pisemnej lub za pomocą innego środka komunikowania przyjętego przez operatora systemu, o publicznym dostępie do projektu instrukcji”. Zgodnie z ustawą Prawo energetyczne, instrukcje opracowywane dla sieci gazowych określają szczegółowe warunki korzystania z tych sieci przez uŜytkowników systemu oraz warunki i sposób prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju tych sieci, w szczególności dotyczące:
1. przyłączania sieci dystrybucyjnych, urządzeń odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych oraz gazociągów bezpośrednich;
2. wymagań technicznych dla urządzeń, instalacji i sieci wraz z niezbędną infrastrukturą pomocniczą;
3. kryteriów bezpieczeństwa funkcjonowania systemu gazowego; 4. współpracy pomiędzy operatorami systemów gazowych; 5. przekazywania informacji pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi
oraz pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi a odbiorcami; 6. parametrów jakościowych paliw gazowych i standardów jakościowych
obsługi uŜytkowników systemu.
Instrukcja opracowywana przez operatora systemu przesyłowego powinna takŜe zawierać wyodrębnioną część dotyczącą bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi, określającą:
1. warunki, jakie muszą być spełnione w zakresie bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi;
2. procedury: a. zgłaszania i przyjmowania przez operatora systemu przesyłowego
elektroenergetycznego do realizacji umów sprzedaŜy oraz programów dostarczania i odbioru energii elektrycznej,
b. zgłaszania do operatora systemu przesyłowego umów o świadczenie usług przesyłania paliw gazowych lub energii elektrycznej,
c. bilansowania systemu, w tym sposób rozliczania kosztów jego bilansowania,
Ref.7628001B 17/85
d. zarządzania ograniczeniami systemowymi, w tym sposób rozliczania kosztów tych ograniczeń,
e. awaryjne; 3. sposób postępowania w stanach zagroŜenia bezpieczeństwa zaopatrzenia
w paliwa gazowe lub energię elektryczną; 4. procedury i zakres wymiany informacji niezbędnej do bilansowania
systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi; 5. kryteria dysponowania mocą jednostek wytwórczych energii elektrycznej
oraz zarządzania połączeniami systemów gazowych albo systemów elektroenergetycznych.
Operator systemu przesyłowego i operator systemu dystrybucyjnego zamieszczają na swoich stronach internetowych obowiązujące instrukcje oraz udostępniają je do publicznego wglądu w swoich siedzibach. PowyŜsze postanowienia ustawy Prawo energetyczne oznaczają, Ŝe dostęp do sieci przesyłowych i dystrybucyjnych oparty jest na warunkach standardowych. Operator systemu przesyłowego opublikował równieŜ kodeksy sieci (kodeks sieci dla systemu dystrybucji jest wstrzymany), realizując w ten sposób główną zasadę dostępu strony trzeciej (TPA) do sieci przesyłowej.
4.4 Wyłączenie z zasady TPA Wyłączenie z zasady TPA moŜe zostać przyznane na warunkach określonych w art. 4 ustawy Prawo energetyczne:
1. Przedsiębiorstwo energetyczne wchodzące w skład przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo moŜe odmówić świadczenia usługi przesyłania, dystrybucji lub transportu gazu ziemnego, usługi magazynowania lub usługi skraplania gazu ziemnego, jeŜeli świadczenie tych usług moŜe spowodować dla przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo trudności finansowe lub ekonomiczne związane z realizacją zobowiązań wynikających z uprzednio zawartych umów przewidujących obowiązek zapłaty za określoną ilość gazu ziemnego, niezaleŜnie od ilości pobranego gazu, lub gdy świadczenie tych usług uniemoŜliwia wywiązanie się przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo z obowiązków w zakresie ochrony interesów odbiorców i ochrony środowiska. 2. Przedsiębiorstwo energetyczne wchodzące w skład przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, które odmówiło świadczenia usługi przesyłania, dystrybucji lub transportu gazu ziemnego, usługi magazynowania lub usługi skraplania gazu ziemnego, z powodów określonych w ust. 1, powinno niezwłocznie wystąpić z wnioskiem do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o czasowe zwolnienie z obowiązków określonych w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 oraz art. 4e ust. 1 lub ograniczenie tych obowiązków, podając uzasadnienie odmowy. 3. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, na podstawie uzasadnionego wniosku, o
Ref.7628001B 18/85
którym mowa w ust. 2, moŜe, w drodze decyzji, czasowo zwolnić z obowiązków, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 oraz art. 4e ust. 1, nałoŜonych na przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem, dystrybucją lub transportem gazu ziemnego, magazynowaniem, skraplaniem lub regazyfikacją skroplonego gazu ziemnego lub ograniczyć te obowiązki. 4. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, podejmując decyzję, o której mowa w ust. 3, bierze pod uwagę: 1) ogólną sytuację finansową przedsiębiorstwa, o którym mowa w ust. 1; 2) daty zawarcia umów i warunki, na jakich umowy zostały zawarte; 3) wpływ postanowień umów na sytuację finansową przedsiębiorstwa, o którym mowa w ust. 1, oraz odbiorców; 4) stopień rozwoju konkurencji na rynku paliw gazowych; 5) realizację obowiązków wynikających z ustawy; 6) podjęte działania mające na celu umoŜliwienie świadczenia usług, o których mowa w ust. 1; 7) wpływ tej decyzji na prawidłowe funkcjonowanie i rozwój rynku paliw gazowych; 8) stopień połączeń systemów gazowych i ich współdziałanie. 5. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki po uwzględnieniu wniosku przedsiębiorstwa energetycznego niezwłocznie powiadamia Komisję Europejską o zajętym stanowisku do wniosku, o którym mowa w ust. 2; wraz z powiadomieniem przekazuje informacje dotyczące zajętego stanowiska. 6. W przypadku zgłoszenia przez Komisję Europejską poprawek do stanowiska, o którym mowa w ust. 5, lub wniosku o jego zmianę, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zajmuje stanowisko do poprawek lub wniosku Komisji Europejskiej w terminie 28 dni od dnia otrzymania poprawek lub wniosku. 7. Uzgodnione z Komisją Europejską stanowisko do wniosku przedsiębiorstwa energetycznego stanowi podstawę do wydania przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki decyzji, o której mowa w ust. 3. 8. Decyzję, o której mowa w ust. 3, wraz z uzasadnieniem Prezes Urzędu Regulacji Energetyki ogłasza niezwłocznie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
4.5 Dostęp do magazynowania i obowiązkowe zapasy
Zgodnie z dyrektywą gazową, dostęp do magazynowania jest zdefiniowany w Wytycznych w sprawie dobrych praktyk dla operatorów systemu magazynowania (Guidelines for Best Practice for Storage System Operators - GGPSSO4). Dostęp
4 Dostęp do magazynowania jest równieŜ przedmiotem propozycji trzeciego pakietu liberalizacyjnego /29/
Ref.7628001B 19/85
do magazynowania powinien, tak jak dostęp do sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, być oparty o kontrakty standardowe lub opublikowany kodeks dostępu do magazynów.
4.5.1 Dyrektywa gazowa i GGPSSO w sprawie zasad dostępu do magazynowania
Operatorzy systemów magazynowania zapewniają dostęp strony trzeciej (TPA) do magazynowania poprzez kontrakty standardowe lub kodeks dostępu do magazynów. Stowarzyszenie operatorów systemów magazynowania Gas Storage Europe (GSE) rozwaŜa opublikowanie cen usług standardowych i stosowanie kontraktów standardowych lub kodeksów w celu przestrzegania zasad niedyskryminacji. Zdolności magazynowe oferowane są jako łączne pakiety pojemności magazynowej oraz tempa zatłaczania/wytłaczania gazu. Oprócz tych pakietów, GGPSSO wymaga dostarczania usług oferowanych oddzielnie, usług krótkoterminowych do 1 dnia i dostępności solidnych i nieprzerwanych usług magazynowania. Termin implementacji tych postanowień upłynął 1 kwietnia 2006. Istotną kwestią związaną z dostępem do zdolności magazynowej jest zdolność magazynowa dla usług o charakterze publicznym (PSO), wymagana przez przepisy krajowe oparte na postanowieniach dyrektywy 2004/67/WE w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego. Obowiązują następujące przepisy /17/: • Obowiązek świadczenia usług o charakterze publicznym (PSO) powinien być
jasno określony, przejrzysty, niedyskryminujący i weryfikowalny. PSO nie powinien być wykorzystywany jako instrument zamknięcia dostępu do magazynowania i ograniczania rozwoju rynku. WdroŜenie obowiązku zapewnienia bezpieczeństwa dostaw definiowanego jako PSO powinno wpływać na handel i konkurencję w jak najmniejszym stopniu;
• Obowiązek świadczenia usług o charakterze publicznym moŜe zostać zrealizowany poprzez obowiązki nałoŜone na dystrybutorów (shippers) lub innych uczestników rynku (np. dystrybutorzy mogą zostać zobowiązani do zapewnienia dostaw odbiorcom w przypadku najzimniejszej zimy dwudziestolecia lub innych nadzwyczajnych zdarzeń) lub poprzez obowiązek stosowania określonych środków (np. obowiązkowa pojemność magazynowania);
• Tam gdzie gaz moŜe zostać zastąpiony innym paliwem (w sposób ekonomiczny i uzasadniony), obowiązek świadczenia usług o charakterze publicznym nie moŜe stanowić podstawy ograniczenia konkurencji;
• dyrektywa gazowa stwarza wyjątek dla magazynowania: magazynowanie na potrzeby operatorów systemu przesyłowego – operator
systemu przesyłowego moŜe zarezerwować pojemność magazynowania lub jej część na swój wyłączny uŜytek na potrzeby realizacji swoich funkcji.
Ref.7628001B 20/85
JednakŜe wyznaczenie pojemności magazynowania nie powinno być decyzją operatora systemu magazynowego, ale powinno zostać określone i zatwierdzone przez regulatora krajowego. Wielkość pojemności magazynowej wyłączonej z zasady dostępu strony trzeciej (TPA) powinna być opublikowana, z jasno wskazanymi przyczynami. GGPSSO wymaga równieŜ aby strony odpowiedzialne za usługi o charakterze publicznym wykazały, Ŝe nie korzystają z większej pojemności magazynowej niŜ jest to konieczne do realizacji ich obowiązku świadczenia usług publicznych. Operator systemu magazynowania powinien współpracować z operatorami systemów przesyłowych w celu zapewnienia efektywnego i bezpiecznego funkcjonowania sieci magazynowych i transportowych poprzez umowę o interoperacyjności.
4.5.2 Dostęp do magazynowania w Polsce Zgodnie z postanowieniami ustawy Prawo energetyczne, dostęp do urządzeń magazynowych jest regulowany i podlega zasadzie TPA. Wyłączenie ze stosowania zasady dostępu strony trzeciej (TPA) do zdolności magazynowej zostało uregulowane w ustawie Prawo energetyczne, tak jak to zostało przedstawione powyŜej w części 4.4 i jest przyznawane zgodnie z GGPSSO wyłącznie po uzyskaniu akceptacji Prezesa URE, skonsultowanej i uzgodnionej z Komisją Europejską. PGNiG S.A. jest jedynym właścicielem i operatorem systemu magazynowego w Polsce. Tylko część pojemności magazynowej w magazynie podziemnym Mogilno została udostępniona operatorowi systemu przesyłowego w celu bilansowania systemu. PGNiG S.A. wystąpiło o zwolnienie z zasady dostępu strony trzeciej (TPA) do zdolności magazynowych w Polsce, wniosek oczekuje na akceptację Komisji.
4.5.3 Obowiązek magazynowania Obowiązek utrzymywania zapasów nałoŜony przez ustawę o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagroŜenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym obejmuje następujące postanowienia:
• Obowiązek utrzymywania zapasów gazu spoczywa wyłącznie na przedsiębiorstwach zajmujących się obrotem gazem ziemnym z zagranicą.
• W roku 2012 obowiązkowa wielkość utrzymywanych zapasów gazu będzie wynosić równowartość 30 dni bieŜącej średniej dziennej wielkości importu gazu ziemnego tego przedsiębiorstwa5.
5 Harmonogram utrzymywania obowiązkowych zapasów gazu przez przedsiębiorstwa zajmujące się obrotem gazem ziemnym z zagranicą: 11 dni do 30 września 2009 r., 15 dni od 1 października 2009 r. do 30 września 2010 r., 20 dni od 1 października 2010 r. do 30 września 2012 r. i 30 dni od 1 października 2012 r.
Ref.7628001B 21/85
• Regulator (URE) ocenia czy koszty związane z utrzymaniem, uwolnieniem i uzupełnieniem zapasów gazu są uzasadnione.
• Obowiązkowe zapasy gazu utrzymywane są przez cały rok. • Obowiązkowe zapasy gazu utrzymywane są w instalacjach
magazynowych, których parametry techniczne zapewniają moŜliwość dostarczenia ich całkowitej ilości do systemu gazowego w okresie nie dłuŜszym niŜ 40 dni.
• Prezes URE kontroluje: o wielkość zapasów obowiązkowych utworzonych przez podmiot do
tego zobowiązany. o utrzymywanie zapasów obowiązkowych. o operator systemu przesyłowego ocenia czy magazyny, w których
przechowywane są obowiązkowe zapasy gazu spełniają warunki techniczne dostarczenia tych zapasów do systemu określone w ustawie.
o zwolnienia z obowiązku tworzenia i utrzymywania obowiązkowych zapasów gazu przedsiębiorstw energetycznych lub podmiotów importujących gaz z zagranicy jeŜeli liczba odbiorców nie przekracza 100 000 i przywóz gazu ziemnego nie przekracza 50 mln m3/rok. Zwolnienia dokonuje minister właściwy do spraw gospodarki.
Obowiązkowe zapasy gazu ziemnego utrzymywane są wyłącznie na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej, w instalacjach magazynowych podłączonych do systemu gazowego.
5. Podsumowanie części I
Pomimo podejmowanych wysiłków w dłuŜszym okresie przejściowym i reform, polski sektor energetyczny nadal opiera się głównie na paliwach stałych wykorzystywanych w dosyć konserwatywnych technologiach. Przed Polską stoi zatem wyzwanie osiągnięcia celów krajowych ustanowionych przez Europejską Politykę Energetyczną. Poprzez opracowanie kilku róŜnych scenariuszy, niniejszy raport stanowi próbę analizy rezultatów róŜnych ścieŜek rozwoju polskiego sektora energetycznego. JeŜeli chodzi o polski rynek gazu, nadal jest on w znacznym stopniu zdominowany przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, PGNiG S.A. Trwa proces uzyskiwania wyłączeń z zasady dostępu strony trzeciej (TPA) do istniejących zdolności magazynowych do celów świadczenia usług o charakterze publicznym. Jednocześnie obowiązuje przepis nakładający obowiązek utrzymywania zapasów na przedsiębiorstwa zajmujące się obrotem gazem z zagranicą. Obecna sytuacja
Ref.7628001B 22/85
moŜe w perspektywie długoterminowej skutkować brakiem inwestycji, co prowadzi do zwiększonej luki między popytem a podaŜą, czyli do niewydolności rynku. NaleŜy zaznaczyć, Ŝe oprócz ubiegania się o dostęp do zdolności magazynowych będących własnością PGNiG S.A., uczestnicy rynku gazu mogą budować własne instalacje magazynowe na obszarze Polski. NałoŜenie wymogów tworzenia zapasów obowiązkowych wyłącznie na przedsiębiorstwa zajmujące się obrotem gazem importowanym niesie ze sobą kilka pośrednich i bezpośrednich implikacji dla rynku. Efektem bezpośrednim jest znaczne zwiększenie zapotrzebowania na magazynowanie ze względu na wymóg obowiązkowych zapasów.
CZĘŚĆ II METODOLOGIA
Liczne analizy wykazały juŜ wcześniej związek między zapotrzebowaniem danego kraju na energię a jego parametrami makroekonomicznymi i demograficznymi. JeŜeli chodzi o strukturę energetyczną i zapotrzebowanie na konkretne paliwo, istotną rolę odgrywa równieŜ szereg innych czynników, takich jak dostępność zasobów krajowych czy moŜliwości dostaw, a poza tym na strukturę energetyczną kraju mogą mieć wpływ wprowadzane ukierunkowane polityki i regulacje. Parametry ekonomiczne moŜna zbadać w analizie wraŜliwości, natomiast o wiele trudniejsza jest ocena wpływu zmian w polityce energetycznej na skalę międzynarodową i w Polsce. Zastosowana metodologia łączy obydwa te elementy. Składa się z trzech głównych części:
• analizy zstępującej (top down) parametrów makroekonomicznych i zewnętrznych
• analizy wstępującej (bottom up) wzorców zuŜycia energii finalnej, regulacji, polityk energetycznych, itd.
• modelowania STREAM Całkowite zuŜycie energii pierwotnej w Polsce do roku 2035 zostanie oszacowane w oparciu o analizy i prognozy PKB i energochłonności – tzw. analiza zstępująca – w której porównuje się rozwój polskiej gospodarki z podobnymi gospodarkami i opracowuje wzór rozwoju. W celu przedstawienia róŜnych moŜliwych dróg rozwoju polskiego sektora energetycznego, opracowano trzy scenariusze:
• scenariusz „bez zmian” (business-as-usual - BAU) • scenariusz „zielony” (green scenario - GRS) • scenariusz „zwiększone zuŜycie gazu” (gas enhanced scenario - GES) • scenariusz „wysokich cen” (high price scenario – HPS)
Ref.7628001B 23/85
ZałoŜenia dotyczące parametrów makroekonomicznych są wspólne dla wszystkich trzech scenariuszy, natomiast załoŜenia dotyczące polityki energetycznej i wdraŜanych regulacji są róŜne dla róŜnych scenariuszy. Aby uwzględnić niepewność wpływu głównego czynnika zewnętrznego – cen energii – opracowano dodatkowy scenariusz „wysokich cen” (high price scenario – HPS), będący analizą wraŜliwości dla scenariusza „bez zmian” (BAU). Główną koncepcją scenariuszy jest ustalenie pewnych celów do osiągnięcia, a kolejny krok to ewaluacja technologii, które moŜna zastosować do osiągnięcia tych celów poprzez analizę wstępującą kształtowania się zuŜycia energii finalnej w poszczególnych sektorach odbiorców, dostępności odnawialnych źródeł energii, potencjalnych oszczędności energii, itd. Na przykład, czy wprowadzenie energii odnawialnej lub gazu ziemnego, lub jednego i drugiego, ograniczy emisję CO2 w sektorze gospodarstw domowych? Wprowadzenie tych parametrów wejściowych do modelu STREAM pozwoli opracować strukturę energetyczną Polski dla poszczególnych sektorów na okres do 2035 r. Analizy, modelowanie i rezultaty zostaną przedstawione dla całego kraju. W analizie wstępującej podjęta zostanie próba uwzględnienia róŜnic między poszczególnymi regionami w Polsce.
6. Analiza zstępująca: ogólny zarys sytuacji makroekonomicznej i zuŜycie energii w Polsce
W niniejszej części zostanie przedstawiona analiza zstępująca i główne załoŜenia dotyczące: • kształtowania się PKB i wzrostu demograficznego; • energochłonności a dochodu per capita; • udziału gazu w zuŜyciu energii pierwotnej.
6.1 Kształtowanie się PKB Wykres 6 pokazuje, Ŝe w Polsce wystąpiły dwa powaŜne kryzysy gospodarcze w ciągu ostatnich 30 lat. Kryzys na początku lat 1980-tych był to drugi kryzys naftowy, który zachwiał dostawami na skalę globalną i spowodował zapaść w gospodarce światowej. Kryzys na początku lat 1990-tych to początek okresu przejścia w Polsce z gospodarki centralnie sterowanej do rynkowej, po którym gospodarka Polski zaczyna się rozwijać i osiąga relatywnie wysokie wskaźniki wzrostu w połowie lat 1990-tych. W 1996 r. Polska przystępuje do Organizacji Współpracy Gospodarczej i Rozwoju, a 1 maja 2004 r. zostaje członkiem UE.
Ref.7628001B 24/85
Wykres 6 Kształtowanie się PKB w Polsce, 1970-2002 [%]
Polska – Wzrost w przeszłości i prognozowany – dane MFW
Poland - growth history and forecast - IMF data
-12
-10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
Actual Forecast
Obecny prognozowany
Źródło: IMF World Economic Outlook, kwiecień 2003
Kontynuację powyŜszego wykresu przedstawia Wykres 7. Kolejny spadek wzrostu PKB w Polsce został odnotowany w latach 2001-2003, częściowo z powodu kryzysu gospodarczego na świecie. JednakŜe w tym okresie stopa bezrobocia w Polsce osiągnęła wartość ok. 20%.
Ref.7628001B 25/85
Wykres 7 Kształtowanie się wzrostu w Polsce, 1990-2006 [%]
-7
2,5
3,7
5,3
7 6,2
7,1
4,3
1,4
5,3
3,6
6,1
3,9
1,2
4,5 5
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Polska
Źródło: Międzynarodowy Fundusz Walutowy, World Economic Outlook Database, kwiecień 2008
6.2 Prognoza MFW Wykres 8 MFW, prognoza PKB
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Mld
US
D p
o o
becn
ych
cen
ach
Prognoza MFW od 2007 r.
Źródło: Międzynarodowy Fundusz Walutowy, World Economic Outlook Database, kwiecień 2008
Zgodnie z prognozami MFW przedstawionymi w World Economic Outlook, polska gospodarka będzie rozwijać się w tempie 4,9% w 2008 r. i w średnim tempie 4,8% do 2013 r. Prognozowany krótkoterminowy średni wzrost przedstawiono na Wykresie 8.
Ref.7628001B 26/85
Wykres 9 MFW, prognoza rocznego wzrostu PKB (od 2007 r.) (%)
4,3
1,21,4
3,9
5,3
3,6
6,5
4,9
4,5
6,2
4,94,94,84,8
0
1
2
3
4
5
6
7
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Źródło: Międzynarodowy Fundusz Walutowy, World Economic Outlook Database, kwiecień 2008
6.3 Prognozy PKB Ministerstwa Rozwoju Regionalnego W oparciu o dokument “Polityka energetyczna Polski do 2025 r.” przyjęty przez Radę Ministrów 4 stycznia 2005 r., Ministerstwo Rozwoju Regionalnego stosuje prognozę 5% rocznego wzrostu PKB /9/.
6.4 Prognoza Ministerstwa Gospodarki Ministerstwo Gospodarki dokonało następujących załoŜeń i prognoz /7/: Wzrost gospodarczy będzie przebiegał cyklicznie: będą miały miejsce kolejne pełne cykle koniunkturalne o średniej długości trwania ok. 10 lat. W dolnym punkcie zwrotnym wygładzonego przebiegu cyklu koniunkturalnego tempo wzrostu PKB będzie wynosiło ok. 4%6. Przyjęty dziesięcioletni okres trwania cyklu koniunkturalnego stanowi kompilację najbardziej prawdopodobnych w realizacji scenariuszy rozwoju gospodarczego. MoŜliwe są w związku z tym odchylenia od załoŜonego okresu.
Polska wejdzie do strefy euro w 2012 lub 2013 r.
Stopa bezrobocia będzie zmniejszała się do poziomu 5%-6%.
6 Ta wartość procentowa wydaje się dość wysoka (Wykres 6)
Ref.7628001B 27/85
Instytut Badań nad Gospodarką Rynkową prognozuje średnie tempo wzrostu PKB w latach 2006-2013 na poziomie 5,1%. Najszybsze tempo wzrostu PKB prognozowane jest na lata 2006-2010 i 2021-2025. Średnie dla tych okresów wynoszą 5,7%. Najwolniejszego wzrostu spodziewać się naleŜy natomiast w latach 2016-2020, kiedy to PKB będzie wzrastał średnio o 4,4 procenta. Jednym z czynników, który wpływał będzie na taki rozkład dynamiki PKB jest cykliczny charakter wzrostu gospodarczego.
6.5 Prognoza PKB Banku Światowego PoniŜsza tabela ilustruje kształtowanie się wzrostu PKB w Polsce do roku 2005 i prognozę do 2010 r. opracowaną przez ekspertów krajowych Banku Światowego w 2006 r. Tabela 3 Bank Światowy, wzrost PKB (%), obecny i prognozowany w 2006 r.
Lata 1986-96 1996-2006 2005 2006 2006-2010
Tempo wzrostu PKB
3,5 3,7 3,5 5,8 5,5
Źródło: Tabele opracowane przez ekspertów oddziałów krajowych Banku Światowego
6.6 Porównanie z Irlandią Irlandia to przykład gospodarki, w której w ciągu dwudziestu lat udało się zmniejszyć bezrobocie ze szczytowych 17% na początku lat 1980-tych do 4% na początku 2000 r. W raporcie opublikowanym w kwietniu 2008 r. /10/ Międzynarodowy Fundusz Walutowy porównuje obecną sytuację gospodarczą Polski z sytuacją Irlandii (i Holandii) dwadzieścia lat wcześniej. W niniejszej analizie zostały przedstawione najwaŜniejsze elementy tego porównania, poniewaŜ autorzy analizy są przekonani, Ŝe sytuacja Polski i Irlandii wykazuje pewne podobieństwa, a rozwój polskiej gospodarki moŜe przebiegać w taki sposób, jak rozwój „Celtyckiego Tygrysa”. Według MFW, Polska w latach 2000 przypomina Irlandię w latach 1980-tych pod względem rynku pracy. Jednym z porównywanych parametrów jest odsetek osób zatrudnionych w sektorze prywatnym, który w Irlandii na początku lat 1980-tych wynosił 46% ludności w wieku produkcyjnym, a w Polsce na początku XXI w. 44%. Jedna piąta ludności pracującej w Polsce pozostaje w sektorze rolniczym, tak jak w przypadku Irlandii na początku lat 1980-tych.
Ref.7628001B 28/85
Wykres 10 Porównanie kształtowania się PKB w Polsce, Irlandii i Holandii
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
12
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Irlandia Holandia Polska
Źródło: MFW, raport krajowy, kwiecień 2008
Drugim parametrem jest stopa bezrobocia, która w obydwu krajach osiągnęła najwyŜszą wartość w tych okresach — 17% w Irlandii w 1985 r. i 20% w Polsce w 2002 r. JednakŜe główne podobieństwo i potencjał wzrostu i stabilizacji makroekonomicznej wiąŜe się z podobieństwem sytuacji demograficznej, które moŜna podsumować w dwóch punktach:
• Irlandia skorzystała z zasobów siły roboczej, której źródłem był okres wyŜu demograficznego w latach 1960-tych i 1970-tych, a w Polsce wyŜ demograficzny przypadł na początek lat 80-tych – są to osoby, które obecnie będą wchodzić na rynek pracy;
• w Irlandii emigracja była zaworem bezpieczeństwa rynku pracy, tak jak we współczesnej Polsce.
6.7 Rozwój demograficzny
Ref.7628001B 29/85
Wykres 11 Liczba ludności w Polsce
Mln osób
37
37,2
37,4
37,6
37,8
38
38,2
38,4
38,6
38,8
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
million persons
Źródło: Międzynarodowy Fundusz Walutowy, World Economic Outlook Database, kwiecień 2008
W Polsce odnotowuje się spadek liczby ludności wskutek znacznego odpływu za granicę w poszukiwaniu pracy osób w wieku produkcyjnym od końca lat 1990-tych. JednakŜe emigrację zarobkową moŜna równieŜ uznać za zawór bezpieczeństwa dla rynku pracy, co zostało wyjaśnione powyŜej w porównaniu Polski do Irlandii, której gospodarka skorzystała na tym zjawisku.
6.8 ZuŜycie energii pierwotnej
Ref.7628001B 30/85
Wykres 12 Kształtowanie się całkowitej podaŜy energii pierwotnej w latach 1971-2005
Źródło: OECD/MAE 2007
Opis wykresu: Węgiel, ropa naftowa, gaz, energia jądrowa, energia wodna, OZE i odpady łącznie, energia geotermalna/słoneczna/wiatrowa *Z wyłączeniem obrotu energią elektryczną
Te dwa wykresy pokazują przewagę węgla w zuŜyciu energii pierwotnej w Polsce, szczególnie w produkcji energii elektrycznej.
Ref.7628001B 31/85
Wykres 13 Wykorzystanie paliw w wytwarzaniu energii elektrycznej
Źródło: OECD/MAE 2007
Opis wykresu: Węgiel, ropa naftowa, gaz, energia jądrowa, energia wodna, OZE i odpady łącznie, energia geotermalna/słoneczna/wiatrowa
6.9 ZuŜycie energii finalnej W tej części analizy zostały przedstawione główne wskaźniki zuŜycia energii finalnej w Polsce. Kształtowanie się zuŜycia energii finalnej zostanie przeanalizowane w ramach analizy wstępującej. Węgiel został zastąpiony innymi paliwami w wielu sektorach odbiorców wskutek polityki Polski ukierunkowanej na reformę sektora węglowego. W sektorze transportu węgiel został całkowicie zastąpiony produktami naftowymi. Wykorzystanie węgla w sektorze handlowym i gospodarstw domowych zostało ograniczone m. in. poprzez przyłączenie gospodarstw domowych do infrastruktury gazu ziemnego i wprowadzenie gazu LPG i pewnego udziału energii z OZE. Węgiel jest nadal wykorzystywany w przemyśle i głównie w wytwarzaniu energii elektrycznej (Wykres 14). Wykres pokazuje równieŜ zmniejszenie zuŜycia energii w przemyśle, głównie wskutek ograniczenia produkcji przemysłowej w przemyśle cięŜkim, maszynowym, chemicznym, tekstylnym i papierniczym /6/.
Ref.7628001B 32/85
Wykres 14 ZuŜycie energii finalnej wg sektora
Źródło: OECD/MAE 2007
Opis wykresu: Przemysł, transport, pozostałe sektory** Węgiel, ropa naftowa, gaz, energia elektryczna, OZE i odpady łącznie, pozostałe*** *Obejmuje wykorzystanie pozaenergetyczne **Obejmuje gospodarstwa domowe, handel i usługi publiczne, rolnictwo/leśnictwo, rybołówstwo i in. ***Obejmuje bezpośrednie wykorzystanie energii geotermalnej i słonecznej oraz ciepła wytwarzanego przez elektrociepłownie i ciepłownie
6.9.1 ZuŜycie gazu Wykres 15 pokazuje stopniowy wzrost zuŜycia gazu w Polsce w ciągu ostatnich 10 lat z poziomu ok. 9 mld m3 do 13 mld m3. Wykres 15 ZuŜycie gazu ziemnego wg sektorów, 1990-2004 (mln m3).
Ref.7628001B 33/85
Źródło: ARE
Opis wykresu: Gospodarstwa domowe, usługi, przemysł
6.10 Energochłonność Energochłonność jest miarą efektywności energetycznej gospodarki danego kraju. Wysoka energochłonność wskazuje na wysoką cenę lub koszt konwersji energii na PKB, a niska energochłonność wskazuje na niŜszą cenę lub koszt konwersji energii na PKB. Energochłonność mierzona jest w kategoriach jednostek energii na jednostkę PKB. PoniŜszy wykres przedstawia energochłonność w wybranych krajach. Jak widać na wykresie, kraje o wyŜszym dochodzie per capita zmierzają w stronę niskiej energochłonności, co oznacza wysoką efektywność energetyczną. Wykres 16 Energochłonność
Germany
Poland
Italy
Hungary
Portugal
UK
Netherlands
Czech republic
Ireland
Lithuania
0
5
10
15
20
25
0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000
Per capita income in EUR
En
erg
y in
ten
sity
(TP
ES
/G
DP
)
Development towards high energy efficiency
Źródło: Międzynarodowy Fundusz Walutowy, World Economic Outlook, kwiecień 2008. Międzynarodowa Agencja Energetyczna, baza danych krajów, kwiecień 2008 Opis wykresu: Oś pionowa: energochłonność (TPES/PKB) Oś pozioma: dochód na głowę w euro Kraje: Litwa, Polska, Czechy, Węgry, Portugalia, Wielka Brytania, Włochy, Niemcy, Holandia, Irlandia Rozwój w kierunku wysokiej efektywności energetycznej
Ref.7628001B 34/85
Wykres 17 Energochłonność, tendencja
The Czech Republic
Lithuania
Poland
Hungary
Portugal
Germany
Italy UK
Nertherlands
Ireland
y = -7,6172Ln(x) + 83,983R2 = 0,8389
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000
TPES/GDP[PJ/BEURO]
GDP/capita [EURO2005]
Źródło: Ramboll Oil&Gas
Opis wykresu: TPES/PKB (całkowite zuŜycie energii pierwotnej/PKB) Kraje: Litwa, Polska, Węgry, Czechy, Portugalia, Włochy, Niemcy, Wielka Brytania, Holandia, Irlandia PKB per capita
6.11 Określenie kształtowania się czynników zewnętrznych
6.11.1 Ceny energii Zostało ustalone, Ŝe niniejsza analiza powinna bazować na cenach energii wg Międzynarodowej Agencji Energetycznej przedstawionych poniŜej:
Tabela 4 Prognozy cen paliw, MAE World Energy Outlook 2007. Scenariusz odniesienia
Jedn. 2000 2006 2010 2015 2030
Wartości realne
(ceny z 2006 r.)
Import ropy naftowej MAE
Gaz ziemny
Import USA
Import Europy
Import LNG Japonii
Import węgla energetycznego OECD
baryłka
MBtu
MBtu
MBtu
Tona
32,49
4,49
3,27
5,49
39,05
61,72
7,22
7,31
7,01
62,87
59,03
7,36
6,60
7,32
56,07
57,3
7,36
6,63
7,33
56,89
62,00
7,88
7,33
7,84
61,17
Ref.7628001B 35/85
Wartości nominalne
Import ropy naftowej MAE
Gaz ziemny
Import USA
Import Europy
Import LNG Japonii
Import węgla energetycznego OECD
baryłka
MBtu
MBtu
MBtu
Tona
28,00
3,87
2,82
4,73
33,65
61,72
7,22
7,31
7,01
62,87
65,00
8,11
7,27
8,06
61,74
70,70
9,08
8,18
9,05
70,19
107,59
13,67
12,71
13,61
106,14
NB: Ceny w pierwszych dwóch kolumnach to dane historyczne. Ceny gazu zostały podane na bazie górnej wartości opałowej (gross calorific value). Wszystkie ceny to ceny w dostawach hurtowych bez podatku. Ceny nominalne dla załoŜonej wartości wskaźnika inflacji 2,3% rocznie od 2007 r.
W tabeli 5 zamieszczonej poniŜej prognoza cen MAE została zamieniona na jednolite wartości €/GJ dla węgla, gazu, oleju opałowego i oleju napędowego. RównieŜ ceny gazu ziemnego zostały przekonwertowane na dolną wartość opałową (net calorific value). ZałoŜono, Ŝe ceny oleju opałowego są o 30% niŜsze niŜ ceny ropy naftowej, a ceny oleju napędowego o 25% wyŜsze niŜ ceny ropy naftowej.
Tabela 5 Prognozy cen, MAE World Energy Outlook 2007, scenariusz odniesienia
€/GJ
Węgiel Gaz ziemny
Olej opałowy
Olej napędowy
2006 2,0 6,8 6,0 10,6
2010 1,8 6,2 5,7 10,2
2015 1,8 6,2 5,5 9,9
2030 2,0 6,9 6,0 10,7
6.11.2 Wysokie ceny energii PoniŜsza Tabela 6 przedstawia prognozy wysokich cen paliw wg MAE.
Tabela 6 Prognoza cen paliw, MAE World Energy Outlook 2007. Scenariusz wysokiego wzrostu
Jedn. 2006 2010 2015 2030
Wartości realne
(ceny z 2006 r.)
Import ropy naftowej MAE
baryłka
61,7
64,4
66,8
87,0
Ref.7628001B 36/85
Gaz ziemny
Import USA
Import Europy
Import LNG Japonii
Import węgla energetycznego OECD
MBtu
MBtu
MBtu
Tona
7,2
7,3
7,0
62,9
8,0
7,2
8,0
57,6
8,6
7,7
8,6
60,9
11,1
10,3
11,0
72,7
Wzrost w stosunku do scenariusza odniesienia
Import ropy naftowej MAE
Gaz ziemny
Import węgla energetycznego OECD
%
%
%
0
0
0
9
9
3
17
17
7
40
40
19
NB: Ceny w pierwszych dwóch kolumnach to dane historyczne. Ceny gazu zostały podane na bazie górnej wartości opałowej. Wszystkie ceny to ceny w dostawach hurtowych bez podatku.
W Tabeli 7 zamieszczonej poniŜej, prognoza cen MAE została zamieniona na jednolite wartości €/GJ dla węgla, gazu, oleju opałowego i oleju napędowego.
Tabela 7 Prognoza cen, MAE World Energy Outlook 2007, scenariusz wysokiego wzrostu
€/GJ
Węgiel Gaz ziemny
Olej opałowy
Olej napędowy
2006 2,0 6,8 6,0 10,6
2010 1,8 6,8 6,2 11,1
2015 2,0 7,3 6,4 11,5
2030 2,3 9,7 8,4 15,1
6.11.3 Ceny węgla
Ref.7628001B 37/85
Wykres 18 ECX CFI (kontrakty terminowe z dostawą fizyczną): cena i wolumen
ECX CFI Futures Contracts: Price and Volume
0
2
4
6
8
10
12
14
2006-02-06
2006-03-20
2006-05-03
2006-06-15
2006-07-27
2006-09-07
2006-10-19
2006-11-30
15-01-2007
26-02-2007
10-04-2007
22-05-2007
03-07-2007
14-08-2007
25/09/2007
06-11-2007
18-12-2007
01-02-2008
14-03-2008
29-04-2008
VO
LU
ME
(m
illio
n t
on
nes C
O2)
€0
€5
€10
€15
€20
€25
€30
€35
Pri
ce p
er
ton
ne (
EU
R)
Total Volume
Dec08 Sett
Source: European Climate Change Exchange, April 2008
Źródło: Giełda European Climate Change Exchange, kwiecień 2008
Opis wykresu: Lewa oś pionowa: wolumen (mln ton CO2) Prawa oś pionowa: cena za tonę (euro) łączny wolumen grudzień 2008 r. Konsultant przyjął prognozę cen węgla EBI (Tabela 8). Tabela 8 Ceny węgla EBI
2008 2009 2010 2020 2030
ceny CO2 [EUR/t]
25 25 25 35 45
6.12 Wnioski dotyczące wzrostu PKB
6.12.1 Stopa wzrostu PKB Zakładane stopy wzrostu PKB dla Polski w analizowanym okresie dla scenariusza “bez zmian” (BAU), “zielonego” (GRS) i “zwiększonego zuŜycie gazu” (GES) zawiera Tabela 9. Tabela 9 Stopa wzrostu PKB, scenariusz „bez zmian”, „zielony” i „zwiększone zuŜycie gazu”
Rok Średni wzrost
PKB (2007-2035)
2007-10
2010-15
2015-20
2020-25
2025-30
2030-35
Stopa wzrostu PKB
4,9% 5,6% 5,3% 4,6% 4,4% 4,1% 3,5%
Ref.7628001B 38/85
Źródło: Analiza zstępująca Ramboll
Zakładana stopa wzrostu PKB dla Polski w analizowanym okresie dla scenariusza wysokich cen energii (HPS) została przedstawiona w Tabeli 10. Tabela 10 Stopa wzrostu PKB, scenariusz wysokich cen energii
Rok Średni wzrost
PKB (2007-2035)
2007-10
2010-15
2015-20
2020-25
2025-30
2030-35
Stopa wzrostu PKB
4,5% 5,3% 5,1% 4,6% 4,4% 4,1% 3,5%
Źródło: Analiza zstępująca Ramboll
Wykres 19 przedstawia prognozy PKB per capita w oparciu o powyŜsze załoŜenia.
6.12.2 PKB per capita Przy zakładanym średnim wzroście PKB wynoszącym 4,9% do 2035 r., PKB per capita w Polsce osiągnie 25.730 euro na głowę w 2035 r., co odpowiada wartości PKB Niemiec w roku 2005. Przy zakładanym średnim wzroście PKB wynoszącym 4,5% do 2035 r., PKB per capita w Polsce osiągnie 20.950 euro na głowę, co odpowiada wartości PKB per capita Włoch w 2005 r. Odniesienia do Włoch i Niemiec nie słuŜą bezpośrednim porównaniom, ale przybliŜeniu Czytelnikowi sytuacji gospodarki Polski w 2035 r. Aby osiągnąć poziom PKB per capita Irlandii, polska gospodarka musiałaby rozwijać się średnio o 6% do 2035 r.
Ref.7628001B 39/85
Wykres 19 Prognozowany PKB per capita
Germany
Italy
Hungary
UKNetherlands
Czech republic
Ireland
20052010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
2055
2060
20052010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
2055
Poland
Portugal
Lithuania
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060
GD
P p
er
cap
ita
in
EU
R
Base case Scenario (4,9%)
High energy prices scenario
Źródło: Na podstawie danych liczbowych MFW z 2005 r.
Opis wykresu: Oś pionowa: PKB per capita w euro Kraje: Irlandia, Holandia, Wielka Brytania, Niemcy, Włochy, Portugalia, Czechy, Węgry, Polska, Litwa Scenariusz bazowy (4,9%) Scenariusz wysokich cen energii
7. Analiza wstępująca: definicja scenariuszy
7.1 Scenariusz „bez zmian” (Business-as-usual - BAU) W scenariuszu „bez zmian” zapotrzebowanie na gaz zostanie określone w oparciu o rozwój polskiego sektora energetycznego na podstawie kształtowania się parametrów makroekonomicznych i celów ustalonych w strategii energetycznej dla Polski, z pominięciem wdraŜania dodatkowych polityk energetycznych i regulacji w celu osiągnięcia celów pakietu klimatycznego, takich jak np. promowanie czystej i efektywnej technologii, w tym CCS (Carbon Capture and Storage - wychwytywanie i magazynowanie dwutlenku węgla) w okresie do 2035 r. Analizie zostanie poddana wraŜliwość rezultatów na wariacje parametrów makroekonomicznych. Strategia energetyczna dla Polski przyjmuje następujące załoŜenia na okres do 2030 r.:
• wykorzystanie energii jądrowej od 2020 r. i osiągnięcie poziomu 9,7% łącznego zuŜycia energii pierwotnej w 2030 r.;
Ref.7628001B 40/85
• wzrost zuŜycia energii pierwotnej o 32% do 2030 r.; • stały poziom zuŜycia węgla kamiennego i brunatnego do 2020 r., po czym
stopniowe zastąpienie węgla energią jądrową.
7.2 Scenariusz „zielony” Scenariusz „zielony” zakłada osiągnięcie krajowych celów ustanowionych dla Polski w pakiecie klimatycznym, tzn. 15% udział odnawialnych źródeł energii (OZE) w zuŜyciu energii finalnej brutto i 14% zmniejszenie emisji CO2 w porównaniu z rokiem 2005 (sektory poza systemem handlu emisjami). Analiza wstępująca dostarczy wkład na temat dostępności OZE w Polsce i moŜliwości zastosowania danych technologii OZE w poszczególnych sektorach. Tabela 11 pokazuje bieŜące wykorzystanie OZE w wytwarzaniu energii elektrycznej w Polsce. Tabela 11 Wytwarzanie energii elektrycznej z OZE w Polsce [GWh], 1995-2007
Pozycja 1995 2000 2003 2004 2005 2006 2007
Wytwarzanie energii elektrycznej z OZE
1 955 2 332 2 250 3 094 3 847 4 240 5 384
Biomasa stała 54 190 399 779 1 400 1 825 2 351
w tym: współspalanie
506 1 237 1 645 2 125
Biogaz 13 31 56 82 111 116 123
Elektrownie wodne 1 887 2 106 1 671 2 082 2 201 2042 2 375
w tym: o mocy < 10 MW
422 431 617 504
Elektrownie wiatrowe 1 5 124 142 135 256 535
ZuŜycie energii elektrycznej brutto
136 204
138 810
141 471
144 866
145 749 150 706 153 944
Udział energii elektrycznej z OZE [%]
1,4 1,6 1,6 2,1 2,6 2,8 3,5
Źródło: Baza danych ARE
7.2.1 Oszczędność energii Dyrektywa 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych ustanawia 9% cel oszczędności energii, który powinien zostać osiągnięty do 2016 r. W oparciu o ten wymóg, Ministerstwo Gospodarki opublikowało w czerwcu 2007 r. Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej, ustalając całościowe krajowe indykatywne cele oszczędności energii (2% do 2010 r.) i cele sektorowe. Te cele oraz propozycja UE ograniczenia zuŜycia energii finalnej o 20% w 2020 r. w porównaniu do scenariusza podstawowego zostaną wykorzystane jako dane wejściowe w scenariuszu zielonym.
Ref.7628001B 41/85
Tabela 12 Dostępne moce wytwarzania energii elektrycznej z OZE [MW]
Pozycja 1995 2000 2003 2004 2005 2006 2007
Elektrownie wodne 681 817 867 876 915 925 932
w tym: o mocy < 10 MW
155 227 261 246 256 -
Biomasa *) 24 24 25 34
Biogaz 1 9 17 24 30 33,5 40
Elektrownie wiatrowe 4 35 68 121 172 307
Instalacje fotowoltaiczne
0,1 0,2 0,3 0,4 -
Razem 682 830 943 964 1 091 1 155 1 313
*) wyłączając instalacje w przemyśle papierniczym i celulozowym, w których jako paliwa uŜywa się ługu czarnego i odpadów drzewnych (łącznie ok. 200 MW) Źródło: Baza danych ARE
7.3 Scenariusz zwiększonego zuŜycia gazu ziemnego Ten scenariusz zakłada, Ŝe w Polsce zostaną wdroŜone pewne polityki i regulacje, co zaowocuje szybkim wzrostem zuŜycia gazu ziemnego. Zostaną one określone w oparciu o analizę wstępującą potencjału wykorzystania gazu ziemnego w poszczególnych sektorach odbiorców. Z obserwacji wstępnych wynika, Ŝe duŜym potencjałem jeśli chodzi o gaz ziemny charakteryzują się sektory produkcji energii i transportu, a takŜe istnieje moŜliwość rozbudowy infrastruktury gazowej do nowych rynków wewnętrznych w Polsce, co mogłoby spowodować zwiększone zuŜycie gazu ziemnego w sektorze gospodarstw domowych.
7.3.1 Gaz ziemny w sektorze wytwarzania energii elektrycznej Wykorzystanie gazu ziemnego w sektorze wytwarzania energii elektrycznej w Europie ostatnio wzrosło po wprowadzeniu moŜliwości wykorzystania gazu na rynkach wewnętrznych. Dostęp strony trzeciej (TPA) i rynki wtórne magazynowania gazu ziemnego i zdolności przesyłowej stwarzają producentom energii elektrycznej róŜne elastyczne moŜliwości. Z drugiej strony, ustanowienie rynków energii elektrycznej dostarcza producentom energii efektywnych sygnałów cenowych i moŜliwość sprzedaŜy energii elektrycznej w systemie godzinnym na rynkach natychmiastowych.
Zdolność wytwarzania w cyklu łączonym (CCGT) wzrosła znacznie w UE z ok. 4% udziału w łącznej zdolności wytwórczej w 1996 r. do ponad 10% udziału w łącznej zdolności wytwórczej w UE w 2005 r. Wykres 20 przedstawia kształtowanie się udziału CCGT w całkowitym wytwarzaniu energii elektrycznej w róŜnych państwach członkowskich UE.
Ref.7628001B 42/85
Wykres 20 Udział CCGT w całkowitej zdolności produkcyjnej energii elektrycznej w państwach członkowskich UE
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
eu27 European Union
eu15 European Union
bg Bulgaria
cz Czech Republic
de Germany
ee Estonia
gr Greece
fr France
cy Cyprus
lt Lithuania
mt Malta
pl Poland
si Slovenia
sk Slovakia
fi Finland
se Sweden
Źródło: Na podstawie danych EUROSTATU
Opis wykresu:
UE-27 Unia Europejska, UE-15 Unia Europejska, Bułgaria, Czechy, Niemcy, Estonia, Grecja, Francja, Cypr, Litwa, Malta, Polska, Słowenia, Słowacja, Finlandia, Szwecja
Udział CCGT jest róŜny w poszczególnych krajach członkowskich; w niektórych z nich, np. Wielkiej Brytanii czy Holandii prawie jedna trzecia wytwarzanej energii elektrycznej pochodzi z elektrowni CCGT, a w innych jest to poniŜej dziesięciu procent. Generalnie we wszystkich krajach odnotowuje się tendencję zwyŜkową.
Zwiększone wykorzystanie gazu ziemnego w wytwarzaniu energii elektrycznej stwarza równieŜ moŜliwość bezpieczeństwa dostaw dzięki alternatywom zmiany paliw (fuel switching). Turbiny CCGT umoŜliwiają zmianę paliwa, a zatem zapotrzebowanie na gaz ziemny z sektora wytwarzania energii elektrycznej moŜe stać się alternatywnym narzędziem zabezpieczenia dostaw gazu.
Wykres 20 bazuje na danych z Platts (http://www.platts.com/) i pokazuje, Ŝe inwestorzy na zliberalizowanych rynkach energii elektrycznej (obecnie) preferują gaz ziemny od węgla. Jedną z przyczyn jest prawdopodobnie fakt, Ŝe ryzyko nieodłącznie związane z rynkiem energii elektrycznej sprawia, Ŝe inwestorzy wolą technologie o niskich kosztach kapitałowych.
Ref.7628001B 43/85
Wykres 21 Nowe elektrownie w Europie Zachodniej
Nowe elektrownie w Europie Zachodniej 2007 r.
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
Nowe elektrownie gazowe 2007
(on-line)
Elektrownie gazowe w budowie
2007
Elektrownie węglowe w budowie
2007
MW
Źródło: Platts http://www.platts.com/
7.3.2 Gaz ziemny w sektorze transportowym
PrzewaŜające wykorzystanie ropy w sektorze transportu wskazuje na moŜliwość zastąpienia jej częściowo gazem ziemnym. MoŜliwość ta jest dogłębniej badana w analizie wstępującej w punkcie 12.5.
7.3.3 Gaz ziemny w sektorze gospodarstw domowych i handlowym Na sporym obszarze Polski brak infrastruktury gazu ziemnego. MoŜliwe, Ŝe dzięki ukierunkowanej polityce udałoby się zastąpić w tych sektorach węgiel gazem ziemnym. MoŜliwe jednak, Ŝe węgiel zostanie zastąpiony w tych sektorach energią odnawialną. Odpowiedzi powinna udzielić analiza wstępująca.
7.4 Scenariusz wysokich cen (HPS) W scenariuszu wysokich cen (High Prices Scenario - HPS) zostanie podjęta próba oszacowania, w jaki sposób wysokie ceny paliw wpłyną na zapotrzebowanie na energię. Scenariusz wysokich cen oparty jest na tych samych załoŜeniach ogólnych co scenariusz “bez zmian” (BAU), ale w oparciu o wysokie ceny paliw MAE, których rezultatem jest prognoza niŜszego wzrostu PKB (co ilustruje Tabela
Ref.7628001B 44/85
10). Wysokie ceny paliw zostały równieŜ odzwierciedlone poprzez róŜne kształtowanie się wzorców zuŜycia energii finalnej, co zostało przedstawione w CZĘŚCI III.
8. Modelowanie STREAM
8.1.1 Narzędzie modelowania STREAM Do oceny tych scenariuszy zostanie uŜyte narzędzie modelowania STREAM (Sustainable Technology Research and Energy Analysis Model - ZrównowaŜony Model Badań Technologicznych i Analizy Energetycznej). Narzędzie modelowania STREAM składa się z trzech modeli arkuszy Excela:
• modelu oszczędności energii • modelu krzywej okresowej pokazującej liczbę godzin pracy elektrowni w danym okresie (duration curve) • modelu przepływu energii
To narzędzie modelowania jest na trzy róŜne sposoby dosyć szczególne ze względu na trzy główne elementy: 1. Model został opracowany w celu zwiększenia całkowitego przepływu energii od
wydobycia paliw, konwersji i wykorzystania energii we wszystkich sektorach w społeczeństwie, w tym w sektorze transportowym. Wiele innych modeli koncentruje się tylko na pewnych elementach systemu energetycznego, np. dyspozycji mocy elektrowni w sektorze energii elektrycznej i systemie miejskiej sieci ciepłowniczej.
2. Model opracowany został we współpracy placówki naukowej, przedsiębiorstwa energetycznego, operatora systemu przesyłowego i konsultantów. Dzięki temu model ma wysoki stopień wiarygodności, a nacisk połoŜony jest na rozwiązywanie problemów i rezultaty z uwzględnieniem interesów róŜnych stron.
3. Jest to stosunkowo prosty model umoŜliwiający przeprowadzenie nowej analizy stosunkowo szybko – np. podczas spotkania. Poszerza to wiedzę, umoŜliwiając podjęcie trafnej decyzji.
Modele oparte są na podejściu wstępującym (analizie wstępującej). Oznacza to, Ŝe uŜytkownik definiuje dane wejściowe, np. X% energii wiatrowej w sektorze energii elektrycznej lub X% bioetanolu w sektorze transportu, i na tej podstawie obliczany jest wynik. Model nie wykonuje optymalizacji ekonomicznej określającej, jaki zestaw środków jest najkorzystniejszy w danych warunkach. Model oszczędności energii tworzy podstawę dla zapotrzebowania na produkty i usługi energetyczne. Zapotrzebowanie na ciepło i energię elektryczną wykorzystywane jest w modelu krzywej okresowej pracy elektrowni (duration curve), który oblicza potencjał dla
Ref.7628001B 45/85
skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła uwzględniając elastyczny popyt, generację za pomocą technologii wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł o pracy nieciągłej (wiatrowa, fotowoltaika, itd.) i potencjał dla pomp cieplnych. Model przepływu energii łączy dane wejściowe i wyjściowe z pozostałych dwóch modeli w całym systemie energetycznym, dostarczając obraz całkowitego zuŜycia energii, emisji i kosztów w analizowanym systemie energetycznym. Dane na temat europejskich systemów energetycznych, takie jak dostępne zasoby czy potencjał oszczędności energii, dostarczane są z modułu agregacji danych. Wykres 22 Model STREAM
Opis wykresu: Dane wejściowe - zdolności produkcyjne - popyt na usługi energetyczne - czynniki konwersji - rozwój technologii - ceny paliw - szeregi czasowe (ciepło, wiatr i zuŜycie energii elektrycznej) STREAM - model oszczędności energii - model szeregów czasowych - model przepływu energii Dane wyjściowe - bilans energetyczny - import/eksport - kalkulacja kosztów (kapitał, paliwo, eksploatacja i utrzymanie (O&M)) - efektywność systemu
Model koncentruje się na następujących głównych środkach: • Oszczędność energii i środki efektywności w gospodarstwach domowych,
przemyśle i sektorze usługowym o Urządzenia i sprzęt o niŜszym zuŜyciu energii/energii elektrycznej o Więcej efektywnych energetycznie budynków, zarówno istniejących
jak i nowopowstałych o Optymalizacja procesów przemysłowych
Ref.7628001B 46/85
• Poprawa efektywności paliw w sektorze transportu • Zwiększenie wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych
o W sektorze energii elektrycznej i ciepłowniczym o Wśród uŜytkowników końcowych, np. do celów grzewczych o Do pewnego stopnia do celów transportu
• Inteligentna interakcja między sektorem energetycznymi i transportowym w celu umoŜliwienia integracji znacznych udziałów energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł o pracy nieciągłej
• Poprawa infrastruktury energetycznej w celu czerpania korzyści z handlu międzyregionalnego i zrównowaŜenia wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych
• WyŜsza efektywność energetyczna w sektorze konwersji (np. poprzez zwiększenie wykorzystania wytwarzania skojarzonego)
9. Podsumowanie części II
Metodologia szacowania zapotrzebowania na gaz w Polsce do 2035 r. składa się z trzech kroków:
• analizy zstępującej (top-down) (analizy parametrów makroekonomicznych i zewnętrznych)
• analizy wstępującej (bottom up) kształtowania się zuŜycia energii finalnej, regulacji, polityk energetycznych
• modelowania STREAM Analiza zstępująca dostarcza zarys ogólnej sytuacji gospodarki polskiej na poziomie makro. Jej rezultatem jest prognoza ogólnego zapotrzebowania na energię pierwotną w Polsce w oparciu o prognozy róŜnych wskaźników zastępczych (proxy indicators) poziomu makro, takich jak wzrost PKB i energochłonność. Poza kilkoma krótkoterminowymi odchyleniami, ogólny wzrost PKB w Polsce w ciągu ostatnich 15 lat był dodatni i stały. Analizując rozwój ekonomiczny Polski, Bank Światowy (w 2006 r.) prognozował tempo wzrostu na poziomie ok. 5,5% do 2010 r., z kolei MFW (Międzynarodowy Fundusz Walutowy) w 2007 r. w World Economic Outlook oszacował średnie tempo wzrostu na poziomie 4,8% do 2013 r., a Ministerstwo Gospodarki szacuje, Ŝe dla tego samego okresu wzrost będzie kształtował się na poziomie 5,1%. Uwzględniając wszystkie szacunki i w oparciu o ceny paliw MAE, Konsultant prognozuje średni wzrost na poziomie 4,9% w okresie od 2007 r. do 2035 r., a w scenariuszu wysokich cen paliw tempo wzrostu na ten sam okres na poziomie 4,5%. W oparciu o te prognozy, tzn. przy średnim tempie wzrostu na poziomie 4,9% do 2035 r., PKB per capita Polski osiągnie obecny poziom PKB per capita Niemiec, a w scenariuszu wysokich cen paliw poziom PKB per capita Włoch przy średnim
Ref.7628001B 47/85
tempie wzrostu na poziomie 4,5%. Oprócz tego, kolejnym wskaźnikiem zastępczym (proxy indicator) w prognozowaniu rozwoju danego rynku energetycznego w przyszłości jest energochłonność. Wcześniejsze doświadczenia pokazują, Ŝe kraje o lepszym dochodzie per capita zmierzają w stronę niskiej energochłonności, co oznacza wysoki poziom efektywności energetycznej. Obecnie kraje takie jak Irlandia, Niemcy czy Holandia to niektóre z krajów charakteryzujących się wysoką efektywnością energetyczną, a jeŜeli taka tendencja się utrzyma, Polska powinna osiągnąć ten wysoki poziom efektywności do 2035 r. Z kolei celem analizy wstępującej jest analiza wzorców zuŜycia energii finalnej i ocena, w jaki sposób środki regulacyjne i polityki mogą pomóc w kształtowaniu przyszłego rozwoju rynku energetycznego. W celu przedstawienia róŜnych moŜliwych wariantów rozwoju, zbudowano trzy scenariusze.
• scenariusz “bez zmian” (Business-as-usual - BAU) • scenariusz zielony (Green Scenario - GRS) • scenariusz zwiększonego zuŜycia gazu (Gas enhanced scenario - GES)
ZałoŜenia dotyczące parametrów makroekonomicznych są wspólne dla wszystkich trzech scenariuszy, natomiast załoŜenia dotyczące wdraŜanej polityki energetycznej i regulacji są róŜne dla róŜnych scenariuszy. Oprócz tego, aby uwzględnić niepewność cen energii opracowano scenariusz „wysokich cen” (high prices scenario – HPS). Wreszcie, w celu przeprowadzenia symulacji zuŜycia energii w poszczególnych sektorach, został zastosowany model STREAM (Sustainable Technology Research and Energy Analysis).
CZĘŚĆ III PODAś I POPYT NA GAZ ZIEMNY W POLSCE
ZAPOTRZEBOWANIE NA GAZ ZIEMNY
W niniejszym rozdziale zostało przedstawione kształtowanie się zapotrzebowania na gaz ziemny w Polsce do 2035 r.
10. Główne załoŜenia i podejście
W części II została przedstawiona ogólna metodologia przyjęta w celu dokonania ewaluacji zapotrzebowania na energię, a w szczególności na gaz w Polsce. W niniejszej części został przedstawiony ogólny zarys załoŜeń i podejścia przyjętego w czterech opracowanych scenariuszach:
• Scenariusz „bez zmian” (BAU)
Ref.7628001B 48/85
• Scenariusz „zielony” (GRS) • Scenariusz zwiększonego zuŜycia gazu (GES) • Scenariusz wysokich cen (HPS)
Całkowite zapotrzebowanie na energię w czterech scenariuszach prognozowane jest w oparciu o załoŜenia wzrostu PKB i spodziewaną poprawę energochłonności. Udział gazu ziemnego został określony dla róŜnych sektorów z uwzględnieniem moŜliwych kierunków rozwoju i związanych z nimi załoŜeń. W scenariuszach na rok 2015 nie przewiduje się większych zmian w ogólnej strukturze zuŜycia paliw, zwaŜywszy na zasięg czasowy i fakt, Ŝe znaczna część istniejących elektrowni i instalacji uŜytku końcowego w przemyśle i gospodarstwach domowych będzie nadal funkcjonować. Z kolei w 2035 r. analizie poddana jest sytuacja, w której w systemie energetycznym większość istniejących instalacji została zastąpiona nowymi, co daje moŜliwość istotnych zmian w składzie dostaw energii. Modelowanie scenariuszy zostało następnie zrealizowane za pomocą narzędzia STREAM, tak jak to zostało opisane w części 8. Do modelowania zuŜycia gazu ziemnego w przemyśle, gospodarstwach domowych i sektorze usługowym zastosowano narzędzie symulacji finansowej Monte-Carlo jako narzędzie pomocnicze dla danych wejściowych modelu STREAM. Narzędzie symulacji finansowej modeluje zuŜycie energii wśród 2000 fikcyjnych odbiorców energii w kaŜdej kategorii końcowego wykorzystania. W oparciu o informacje ogólne o kosztach dostarczania energii do ogrzewania i ciepła procesowego, narzędzie dostarcza informacji o preferencjach paliwowych odbiorców.
Wykorzystując analizę statystyczną, narzędzie uwzględnia fakt, Ŝe rzeczywiste koszty róŜnych technologii wykorzystania końcowego oraz percepcja kosztów są róŜne dla róŜnych grup odbiorców (np. ze względu na to, Ŝe odbiorcy mają róŜne wymagania jeśli chodzi o stopę zwrotu). Oprócz tego, narzędzie uwzględnia fakt, Ŝe nie wszystkie grupy odbiorców mają dostęp do wszystkich moŜliwych źródeł dostaw energii. Na przykład, dostawy gazu ziemnego i ogrzewania z miejskiej sieci ciepłowniczej są do pewnego stopnia ograniczone brakiem dostępu do sieci. Na podstawie prognozy EBI przedstawionej w części 6.11.3 załoŜono następujące ceny CO2 dla dwóch lat scenariusza – 2015 i 2035:
• 2015: 30 €/t • 2035: 50 €/t.
Ceny paliw bazują na World Economic Outlook 2007 MAE. Dla sektora elektroenergetycznego została przeprowadzona analiza wraŜliwości celem oceny konkurencyjności róŜnych technologii w oparciu o zmiany cen paliw i CO2.
Ref.7628001B 49/85
Przeciętnie inwestorzy zakładają następujące wymogi (realnej) stopy zwrotu z inwestycji:
• Wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej, przemysł: 10% • Gospodarstwa domowe: 5% • Sektor handlowy/usługowy: 15%.
Wartości tempa wzrostu gospodarczego zastosowane w scenariuszach są zgodne z wartościami w części 6.12. W Tabeli 13 przedstawione zostało zestawienie głównych załoŜeń dla poszczególnych scenariuszy dla kaŜdego z następujących sektorów: energia elektryczna/ciepło, przemysł, gospodarstwa domowe/handel/usługi, transport i pozaenergetyczne wykorzystanie gazu. Scenariusz wysokich cen nie został opracowany dla roku 2015 poniewaŜ w prognozach MAE dotyczących cen paliw kopalnych na rok 2015 nie ma zasadniczej róŜnicy między prognozą ceny referencyjnej i sytuacją wysokich cen.
Ref
.7628001B
42/8
5
Tab
ela
13 S
cenar
iusz
e, g
łów
ne
zało
Ŝenia
wg s
ekto
ra o
dbio
rców
S
CE
NA
RIU
SZ
„B
EZ
ZM
IAN
” S
CE
NA
RIU
SZ
ZIE
LO
NY
S
CE
NA
RIU
SZ
Z
WIĘ
KS
ZO
NE
GO
ZU
śY
CIA
G
AZ
U
SC
EN
AR
IUS
Z W
YS
OK
ICH
C
EN
Zap
otr
zeb
ow
an
ie n
a e
nerg
ię
Wys
oki w
zrost
PKB +
popra
wa
ener
goch
łonnośc
i W
ięce
j śr
odkó
w w
zak
resi
e ef
ekty
wnośc
i en
erget
yczn
ej n
iŜ
w p
rzyp
adku
sce
nar
iusz
a „b
ez
zmia
n”
Tak
jak
w s
cenar
iusz
u „
bez
zm
ian”
Nie
co n
iŜsz
y w
zrost
PKB i
mnie
jsza
popra
wa
ener
goch
łonnośc
i w
poró
wnan
iu
ze s
cenar
iusz
em „
bez
zm
ian”
Wytw
arz
an
ie e
nerg
ii
ele
ktr
ycz
nej
i ci
ep
ła
Węg
iel nad
al t
echnolo
gią
dom
inują
cą.
Czę
ścio
wy
udzi
ał
ener
gii
jądro
wej
Zw
ięks
zone
wyk
orz
ysta
nie
bio
mas
y, w
iatr
u i g
azu
Ok.
50 %
now
ych inw
esty
cji w
gaz
. Czę
ścio
wy
udzi
ał e
ner
gii
jądro
wej
Węg
iel nad
al t
echnolo
gią
dom
inują
cą.
Czę
ścio
wy
udzi
ał
bio
mas
y i en
ergii
wia
trow
ej.
Czę
ścio
wy
udzi
ał e
ner
gii
jądro
wej
. N
iew
ielk
i udzi
ał g
azu.
Prz
em
ysł
O
pty
mal
izac
ja e
konom
iczn
a z
per
spek
tyw
y in
wes
toró
w
+ s
ubsy
dia
OZE
+ n
iŜsz
y ko
szt
prz
yłąc
zenia
st
ymulu
je w
ykor
zyst
anie
gaz
u.
Popra
wa
dos
tępu s
ieci
oweg
o d
o gaz
u
Jak
w s
cenar
iusz
u „
bez
zm
ian”
ale
wyŜ
sze
ceny
pal
iw
kopal
nyc
h o
bniŜ
ają
konku
rency
jność
rop
y/gaz
u
Go
spod
ars
twa d
om
ow
e
han
del/
usł
ug
i O
pty
mal
izac
ja e
konom
iczn
a z
per
spek
tyw
y in
wes
toró
w
+ s
ubsy
dia
OZE
+ n
iŜsz
y ko
szt
prz
yłąc
zenia
st
ymulu
je w
ykor
zyst
anie
gaz
u.
Popra
wa
dos
tępu s
ieci
oweg
o d
o gaz
u
Jak
w s
cenar
iusz
u „
bez
zm
ian”
ale
wyŜ
sze
ceny
pal
iw
kopal
nyc
h o
bniŜ
ają
konku
rency
jność
rop
y/gaz
u
Tra
nsp
ort
Bra
k w
pro
wad
zenia
gaz
u
Z c
zase
m w
ięks
za lic
zba
poja
zdów
z n
apęd
em
elek
tryc
znym
i n
a bio
pal
iwa.
Bra
k gaz
u.
Gaz
jak
o p
aliw
o dla
20%
sa
moch
odów
i 1
0%
sa
moch
odów
cię
Ŝaro
wyc
h w
2035 r
.
Bra
k w
pro
wad
zenia
gaz
u
Po
zaen
erg
ety
czn
e z
uŜy
cie
gazu
Eks
trap
ola
cja
istn
ieją
cej
kore
lacj
i m
iędzy
za
potr
zebow
anie
m a
PKB
Eks
trap
ola
cja
istn
ieją
cej
kore
lacj
i m
iędzy
za
potr
zebow
anie
m a
PKB
Eks
trap
ola
cja
istn
ieją
cej
kore
lacj
i m
iędzy
za
potr
zebow
anie
m a
PKB
Eks
trap
ola
cja
istn
ieją
cej
kore
lacj
i m
iędzy
za
potr
zebow
anie
m a
PKB
Źró
dło
:Ram
bol
l&Ea
Ener
gia
nal
yse
Ref.7628001B 43/85
Ponadto, kształtowanie się energochłonności to waŜny czynnik modelowania przyszłego zapotrzebowania na energię. Energochłonność definiowana jest poprzez zmiany PKB i zuŜycie energii brutto. Dla kaŜdego scenariusza zakłada się pewną roczną poprawę efektywności energetycznej (co ilustruje Tabela 14), co przekłada się na kształtowanie się energochłonności w Polsce przedstawione na Wykresie 23. Tabela 14 Zakładany roczny wzrost efektywności energetycznej w poszczególnych scenariuszach w porównaniu do poziomu efektywności z 2005 r., włączając i wyłączając transport.
Scenariusz „bez zmian“ (BAU)
Scenariusz zielony (GRS)
Scenariusz zwiększonego zuŜycia (GES)
Scenariusz wysokich cen (HPS)
2005-2015
1,38 % 1,44 % (włączając transport)
1,38 % 1,44 % (włączając transport)
1,34 % 1,22 % (włączając transport)
2005-2035
1,72 % 1,60 % (włączając transport)
2,26 % 2,24 % (włączając transport)
1,72 % 1,60 % (włączając transport)
1,89 % 1,79 % (włączając transport)
Wykres 23 Kształtowanie się energochłonności w Polsce w poszczególnych scenariuszach w porównaniu z danymi historycznymi z 1990 r., 1995 r., 2000 r. i 2005 r.
śródło: Rezultaty z modelu STREAM
Opis wykresu: Scenariusz „bez zmian” (BAU), scenariusz zielony (GRS), scenariusz zwiększonego zuŜycia gazu (GES), scenariusz wysokich cen (HPS)
Energochłonność (Energia brutto/PKB)
-
5
10
15
20
25
30
35
1990 1995 2000 2005 2015 BAU
2015 GRS
2015 GES
2035 BAU
2035 GRS
2035 GES
2035 HPS
TJ/ME
UR
Ref.7628001B 44/85
JeŜeli umieścimy wyniki dotyczące kształtowania się energochłonności w Polsce (zarówno dane historyczne jak i zakładane poziomy na lata 2015 i 2035 ze scenariuszy) na wcześniej prezentowanym Wykresie 16 porównującym energochłonność w róŜnych krajach UE, wówczas okaŜe się, Ŝe Polska podąŜa mniej więcej taką samą drogą, jaką przebyły te kraje. Jak widać na Wykresie 24, Polska znacznie zmniejszyła energochłonność w latach 1990-2005 i zakłada się, Ŝe w roku 2035 Polska osiągnie taki poziom energochłonności, jaki obecnie odnotowuje Wielka Brytania. Wykres 24 Kształtowanie się energochłonności w Polsce w perspektywie historycznej i według scenariuszy, w porównaniu do innych krajów europejskich. Dane na rok 1990 wykraczają poza skalę, a zatem zostały tylko częściowo zaznaczone na górze wykresu.
Polska 2000 Czech y
Litwa
Polska
Węgry
Portugalia Niemcy
Włochy Wielka Brytania Holandia
Irlandia y = -7,6172Ln(x) + 83,983
R 2 = 0,8389
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000
TPES/PKB [PJ/BEURO]
PKB/capita [EURO2005]
Polska 1990
Polska 1995
Polska 2005
Polska 2015
Polska 2035
(Źródło: Rambøll, RISØ i Ea Energy Analyses)
Ref.7628001B 45/85
11. Zapotrzebowanie na energię i mix energetyczny (energy mix)
Na wykresie 25 zostało pokazane ogólne zuŜycie energii w scenariuszach dla Polski na 2015 i 2035 r. Oprócz tego, zuŜycie zostało porównane ze statystykami z 2005 r.
11.1 ZuŜycie energii w 2015 r. Jak juŜ wcześniej wspomniano, zakłada się, Ŝe nie będzie większych róŜnic pomiędzy scenariuszami jeśli chodzi o całkowite zuŜycie energii na 2015 r. MoŜna odnotować wzrost całkowitego zuŜycia energii z 4000 PJ w 2005 r. do ok. 4700 PJ we wszystkich scenariuszach na 2015 r.
W porównaniu ze wzrostem gospodarczym w tym samym okresie, wzrost całkowitego zuŜycia energii jest nieznaczny, głównie wskutek zakładanej znacznej poprawy energochłonności całej gospodarki energetycznej. To załoŜenie jest zgodne z oczekiwaniami Ministerstwa Gospodarki /7/.
Szacuje się, Ŝe zuŜycie gazu ziemnego wzrośnie o ok. 16% między 2005 a 2015 r. do 596 PJ w scenariuszu „bez zmian” i 594 PJ w scenariuszu zielonym. W scenariuszu zwiększonego zuŜycia gazu zuŜycie gazu ziemnego wzrasta do 873 PJ. Wynika to głównie ze zwiększenia dostaw do odbiorców przemysłowych, gospodarstw domowych i sektora handlowego/usługowego oraz wykorzystania gazu w sektorze energetycznym.
11.2 ZuŜycie energii w 2035 r. W 2035 r. całkowite zuŜycie energii brutto wzrasta do ok. 5700 PJ w scenariuszu „bez zmian” (BAU). Jest ono o ok. 45% wyŜsze niŜ w 2005 r.
W scenariuszu zielonym wzrost jest o ok. 900 PJ niŜszy (niŜ w scenariuszu „bez zmian”) poniewaŜ spodziewane jest wprowadzenie wyŜszego poziomu oszczędności energii i środków efektywnościowych w celu poszanowania zasobów energii i ograniczenia emisji CO2. RównieŜ zwiększone wykorzystanie energii wiatrowej w tym scenariuszu zmienia strukturę paliw.
Całkowite zuŜycie energii jest równieŜ nieco niŜsze w scenariuszu wysokich cen (HPS) niŜ w scenariuszu „bez zmian” z uwagi na zakładane mniejsze tempo wzrostu gospodarczego i spodziewane ograniczenie popytu ze strony odbiorców w odpowiedzi na wyŜsze koszty energii (zakładana jest elastyczność cenowa –0,1).
Ref.7628001B 46/85
ZuŜycie energii brutto w scenariuszu zwiększonego zuŜycia gazu na 2035 r. jest na tym samym poziomie co w scenariuszu „bez zmian”. Zwiększenie wykorzystania gazu w sektorze elektroenergetycznym skutkuje większą efektywnością produkcji energii elektrycznej. Z drugiej strony, gaz zastępuje miejską sieć ciepłowniczą i pompy ciepła w sektorze gospodarstw domowych i usługowym, co prowadzi do wyŜszego zuŜycia energii pierwotnej.
ZuŜycie gazu w 2035 r. waha się od 563 PJ w scenariuszu wysokich cen (HPS) do 889 PJ w scenariuszu zielonym (GRS) i 1767 PJ w scenariuszu zwiększonego zuŜycia (GES).
Głównym powodem róŜnicy w zuŜyciu gazu ziemnego jest poziom penetracji w sektorze elektroenergetycznym. W scenariuszu „bez zmian” i scenariuszu wysokich cen załoŜono, Ŝe energia elektryczna z węgla będzie dominującą technologią w sektorze elektroenergetycznym, gaz będzie przewaŜał w scenariuszu zwiększonego zuŜycia gazu, a gaz i technologie biomasy w scenariuszu zielonym.
Wykres 25 ZuŜycie energii w poszczególnych scenariuszach
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2005
2015
BAU
2015
GRS
2015
GES
2035
BAU
2035
GRS
2035
GES
2035
HPS
PJ
RE
Nuclear
Coal
Oil
Natural gas
Ref.7628001B 47/85
Opis wykresu: OZE, energia jądrowa, węgiel, ropa, gaz ziemny scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
12. Zapotrzebowanie na gaz wg sektorów
12.1 Gaz w wytwarzaniu energii elektrycznej i miejskim systemie
ciepłowniczym Obecnie ok. 93% całkowitej energii elektrycznej w Polsce wytwarzane jest z węgla. Gaz ziemny stanowi ok. 4%.
Przyszła struktura paliw wykorzystywanych do dostartczania energii elektrycznej będzie zaleŜała od szeregu czynników, w tym konieczności remontu lub wymiany istniejących zuŜytych instalacji, kształtowania się cen paliw, regulacji środowiskowych – w tym kosztów CO2 – i woli korzystania z paliw rodzimych jako środka zapewnienia bezpieczeństwa dostaw.
Oprócz tego, stopień liberalizacji i prywatyzacji sektora energii elektrycznej prawdopodobnie wpłynie na percepcję ryzyka przez inwestorów, a zatem na przyszły wybór technologii elektrowni.
Na Wykresie 26 pokazano strukturę wiekową kotłów, turbin i generatorów w produkcji energii elektrycznej. Szacuje się, Ŝe co roku powinno powstać 800-1000 MW nowych mocy w celu zastąpienia zuŜytych instalacji (źródło: /9/), w porównaniu z istniejącą całkowitą zdolnością wytwarzania wynoszącą ok. 35.000 MW.
Ref.7628001B 48/85
Wykres 26 Struktura wiekowa kotłów, turbin i generatorów – lata pracy- w elektrociepłowniach zawodowych /2/
Źródło: „Statystyka polskiego sektora energoelektrycznego” ARE S.A., Warszawa 2006 Rezultaty obliczeń
Opis wykresu: Lewy wykres: Struktura wieku kotłów Prawy wykres: Struktura wieku turbin i generatorów poniŜej 5 lat; 5-10 lat; 10-15 lat; 15-20 lat 20-25 lat; 25-30 lat; powyŜej 30 lat
12.1.1 Koszty wytwarzania energii elektrycznej Wykresy 27 – 29 przedstawiają porównanie kosztów wytwarzania energii elektrycznej dla szeregu technologii. W porównaniu zostały ujęte cztery technologie węglowe: elektrownia reprezentująca istniejącą flotę węglową (brak kosztów kapitałowych, stosunkowo niska efektywność), wyremontowana elektrownia węglowa (pewne koszty kapitałowe, zwiększona efektywność), nowa elektrownia węglowa o wysokiej efektywności i nowa elektrownia węglowa z CCS.
Przy załoŜeniu cen paliw MAE (scenariusz referencyjny) na 2015 r. i ceny węgla w wysokości 30 €/tonę, energia elektryczna z istniejących lub wyremontowanych elektrowni ma najniŜsze całkowite koszty wytwarzania, gdy uwzględni się koszty kapitałowe dla nowych elektrowni. Konkurencyjna jest równieŜ energia wiatrowa wytwarzana na lądzie (onshore) z wysokim współczynnikiem wydajności (wykorzystania mocy - capacity factor) wynoszącym 40%. JednakŜe takie warunki
Ref.7628001B 49/85
występują tylko na niewielkim obszarze Polski, głównie na wybrzeŜu Morza Bałtyckiego.
Jeśli chodzi o nowe elektrownie, energia jądrowa, gaz ziemny i energia wiatrowa (równieŜ w warunkach słabszego natęŜenia wiatru) mają najniŜsze długoterminowe koszty marginalne.
Wykres 27 Porównanie kosztów wytwarzania energii elektrycznej w róŜnych technologiach przy załoŜeniu kosztu CO2 w wysokości 30 €/tonę, realnej stopy dyskontowej 10 % i referencyjnych cen paliw MAE na 2015 r. (rezultaty obliczeń)
0
20
40
60
80
100
120
€/MWh
CO2 costs
O&M costs
Fuel costs
Capital costs
Źródło: Rezultaty obliczeń modelu STREAM
Opis wykresu: Koszty CO2, koszty eksploatacji i utrzymania (O&M - operation and maintenance), koszty paliw, koszty kapitałowe węgiel – istniejąca flota, węgiel – wyremontowane, węgiel – nowe, węgiel – CCS, gaz ziemny w cyklu łączonym, energia jądrowa, biomasa, energia wiatrowa – współczynnik wykorzystania mocy 25%, energia wiatrowa – współczynnik wykorzystania mocy 40%
12.1.2 Porównanie kosztów: analiza wraŜliwości Na Wykresie 28 i 29 pokazano podobne porównania kosztów, przy załoŜeniu wysokich cen energii i w sytuacji wysokich cen CO2 (100 €/tonę).
Wysoka cena CO2 moŜe być rezultatem ambitnych polityk międzynarodowych ograniczania emisji CO2. Według ostatniego długoterminowego scenariusza
Ref.7628001B 50/85
opracowanego przez Międzynarodową Agencję Energetyczną (MAE) “Perspektywy technologii energetycznych – scenariusze i strategie do 2050 r.” (“Energy Technology Perspectives – Scenarios and Strategies to 2050” - MAE 2008), wysokie ceny CO2 osiągające poziom nawet 200 USD/tonę będą konieczne do osiągnięcia w przyszłości redukcji emisji CO2 na duŜą skalę odpowiadającej celowi redukcji emisji CO2 o 50% do 2050 r.
Wykres 28 Porównanie kosztów wytwarzania energii elektrycznej w róŜnych technologiach elektrowni przy załoŜeniu kosztu CO2 w wysokości 30 €/tonę, realnej stopy dyskontowej 10% i cen paliw MAE w perspektywie wysokiego wzrostu na 2030 r. jak w scenariuszu wysokich cen (87 USD/baryłkę)
Źródło: Rezultaty obliczeń, model STREAM
Opis wykresu: Koszty CO2, koszty eksploatacji i utrzymania (O&M - operation and maintenance), koszty paliw, koszty kapitałowe węgiel – istniejąca flota, węgiel – wyremontowane, węgiel – nowe, węgiel – CCS, gaz ziemny w cyklu łączonym, energia jądrowa, biomasa, energia wiatrowa – współczynnik wykorzystania mocy 25%, energia wiatrowa – współczynnik wykorzystania mocy 40%
W sytuacji wysokich cen paliw, nowe technologie gazowe stają się stosunkowo mniej konkurencyjne niŜ technologie energii węglowej, jądrowej i odnawialnej. JednakŜe margines między nowymi technologiami węglowymi a gazowymi jest nadal dość niewielki – ok. 5 €/MWh. W sytuacji wysokich cen CO2 (100 €/tonę), wszystkie technologie węglowe uwzględnione w porównaniu, z wyjątkiem CCS, stają się niekonkurencyjne w
Ref.7628001B 51/85
porównaniu z technologią gazową. Pozycja technologii opartych na energii jądrowej i odnawialnej równieŜ jest mocniejsza w porównaniu z sytuacją bazową. Z uwagi na zakres czynników wpływających na wybór technologii wytwarzania, trudno przewidzieć kształtowanie się struktury produkcji. Ekonomiczne porównanie kosztów wytwarzania przedstawione na Wykresie 26 udziela jedynie częściowej odpowiedzi na to pytanie. Według danych Platts /11/ obecnie budowanych jest w Polsce ok. 1800 MW mocy produkcyjnej w technologii węglowej i 600 MW w technologii wiatrowej. Oprócz tego, planuje się lub proponuje budowę ok. 8000-9500 MW mocy w technologii węglowej, 600 MW w gazowej i 1200 MW w wiatrowej. MoŜna zatem oczekiwać, Ŝe w perspektywie krótkoterminowej dominującym paliwem dla nowych elektrowni będzie węgiel. NaleŜy jednak zaznaczyć, Ŝe szereg krajów Europy Wschodniej (w tym Węgry i Rumunia) planuje znacznie zwiększyć udział energii elektrycznej z gazu.
Wykres 29 Porównanie kosztów wytwarzania energii elektrycznej w róŜnych technologiach elektrowni przy załoŜeniu kosztu CO2 w wysokości 100 €/tonę, realnej stopy dyskontowej 10% i referencyjnych cen paliw MAE na 2015 r. (rezultat obliczeń).
Źródło: Rezultaty obliczeń, model STREAM
12.1.3 Podejście scenariuszowe w sektorze elektroenergetycznym
Ref.7628001B 52/85
W oparciu o powyŜszą analizę, w scenariuszu „bez zmian” (BAU) załoŜono, Ŝe węgiel pozostaje dominującym paliwem w wytwarzaniu energii elektrycznej, ale załoŜono równieŜ umiarkowany wzrost wykorzystania gazu ziemnego.
W obliczeniach modelowych załoŜono, Ŝe ok. 1000 MW istniejącej mocy zostanie zastąpionych nowymi elektrowniami węglowymi o znacznie wyŜszej efektywności. Analiza nie obejmuje remontu istniejących elektrowni węglowych (nie oczekuje się, by alternatywa w postaci wyremontowania istniejących elektrowni wprowadziła znaczące zmiany jeśli chodzi o zapotrzebowanie na gaz ziemny). OZE wprowadzane są tylko na umiarkowanym poziomie. Energia jądrowa wprowadzana jest na poziomie zgodnym z ostatnimi prognozami Ministerstwa Gospodarki /7/.
W scenariuszu zielonym załoŜono znaczny udział biomasy w wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła. W zasadzie, w perspektywie długoterminowej, wykorzystywane są całe dostępne zasoby biomasy określone przez Europejską Agencję Środowiska (2006). Wykorzystywany jest równieŜ dostępny potencjał energii wiatrowej określony w projekcie badawczym UE Green-X. NaleŜy zaznaczyć, Ŝe scenariusz nie określa, czy OZE wprowadzane są w ramach polityki krajowej, wymogów UE dla Polski czy w celu eksportu jednostek OZE (np. jako środek wsparcia ogólnej polityki UE w zakresie OZE, polityki OZE pozostałych państw członkowskich czy reakcja odbiorców). Z uwagi na nacisk na aspekt środowiskowy w tym scenariuszu, węgiel nie jest technologią poŜądaną i pozostały popyt na nową moc wytwórczą (którego nie pokrywają technologie OZE) pokrywają efektywne elektrownie gazowe pracujące w cyklu łączonym. Przyjęto, Ŝe w scenariuszu zielonym opcja w postaci energii jądrowej nie zostaje uwzględniona. W porównaniu z obecnymi planami w zakresie nowych mocy wytwórczych opisanych w poprzedniej części, oznaczałoby to, Ŝe obecnie planowane i proponowane elektrownie węglowe nie zostałyby zrealizowane. Zmianę tę mogłyby zapoczątkować np. projekty nowej infrastruktury gazowej poprawiające dostęp do większej liczby dostawców gazu.
W scenariuszu zwiększonego zuŜycia gazu załoŜono, Ŝe prawie połowa wszystkich inwestycji w nowe moce wytwórcze to nowe efektywne elektrownie opalane gazem. Ta tendencja jest zgodna ze zjawiskiem, jakie moŜna obecnie zaobserwować w większości krajów Europy Zachodniej, a mianowicie preferencją spółek energetycznych do inwestowania w elektrownie opalane gazem ziemnym. Głównym powodem są prawdopodobnie stosunkowo niskie koszty inwestycji, co dla inwestora oznacza mniejsze zaangaŜowanie kapitałowe. Ta zaleta jest waŜna dla wielu inwestorów z uwagi na nieodłączne ryzyko związane z rynkiem energii elektrycznej i niepewnością przyszłych przychodów. Wykres 30 przedstawia wytwarzanie energii elektrycznej w róŜnych scenariuszach.
Ref.7628001B 53/85
W scenariuszu wysokich cen do 2035 r. przewidzianych jest mniej inwestycji w moce wytwórcze na bazie gazu niŜ w scenariuszu „bez zmian” (BAU) z uwagi na stosunkowo wysoki koszt gazu, a więcej inwestycji w biomasę i energię wiatrową.
Wykres 30 Produkcja energii elektrycznej
0
200
400
600
800
1000
1200
2015
BAU
2015
GRS
2015
GES
2035
BAU
2035
GRS
2035
GES
2035
HPS
PJPV/CSP
Municipal Waste
Biogas
Biomass
Wind Power
Coal
Nuclear
Oil
Natural Gas
Źródło: Dane wyjściowe modelu STREAM
Opis wykresu: Fotowoltaika, odpady miejskie, biogaz, biomasa, energia wiatrowa, węgiel, energia jądrowa, ropa naftowa, gaz ziemny scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
12.2 Gaz w przemyśle Obecnie zuŜycie gazu w przemyśle wynosi ok. 86 PJ. ZałoŜono, Ŝe gaz wykorzystywany jest głównie do dostarczania energii procesowej. W scenariuszu „bez zmian” (BAU) na rok 2015 liczba ta wzrasta do 99 PJ, a w 2035 r. do 163 PJ.
Głównym powodem wysokiego poboru gazu w scenariuszu zwiększonego zuŜycia (GES) jest zakładana poprawa dostępu do infrastruktury gazowej, co oznacza, Ŝe gaz przesyłany gazociągiem dociera do większej liczby odbiorców.
Ref.7628001B 54/85
W scenariuszu zielonym (GRS) premię ekonomiczną otrzymuje biomasa (i energia słoneczna, która ma mniejsze znaczenie), co szczególnie w perspektywie długoterminowej prowadzi do zastąpienia gazu w znaczącym stopniu w porównaniu ze scenariuszem „bez zmian” (BAU). Dlatego w scenariuszu zielonym zuŜycie gazu osiąga poziom zaledwie 81 PJ w 2015 r. i 98 PJ w 2035 r. W scenariuszu wysokich cen na rok 2035, zuŜycie gazu wzrasta tylko nieznacznie w porównaniu do obecnego poziomu poniewaŜ maleje konkurencyjność gazu w porównaniu z konkurencyjnymi źródłami energii i technologiami, takimi jak węgiel, biomasa i miejska sieć ciepłownicza/kogeneracja (CHP). Wykres 31 Zapotrzebowanie na gaz w przemyśle, PJ
Przemysł
0
50
100
150
200
250
300
350
2005 2015 BAU
2015 GRS
2015 GES
2035 BAU
2035 GRS
2035 GES
2035 HPS
PJ
Źródło: Dane wyjściowe modelu STREAM
scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
Ref.7628001B 55/85
Wykres 32 Zapotrzebowanie na gaz w przemyśle, mld m3
Źródło: Dane wyjściowe modelu STREAM
scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
12.3 Gaz w sektorze gospodarstw domowych W sektorze gospodarstw domowych obserwowany jest niewielki spadek zuŜycia gazu w latach 2005-2015 w scenariuszu „bez zmian” i zielonym. Powodem takiego stanu rzeczy jest to, Ŝe model finansowy wskazuje na to, iŜ pompy ciepła do ogrzewania gospodarstw domowych to bardzo konkurencyjne rozwiązanie pod względem kosztowym, co powoduje w pewnym stopniu zmiany w strukturze zuŜycia gazu wśród odbiorców-gospodarstwach domowych. JednakŜe w perspektywie długoterminowej zwiększone zapotrzebowanie na usługi grzewcze prowadzi do zwiększonego wykorzystania gazu w scenariuszu “bez zmian” (BAU), choć udział gazu jest mniejszy w porównaniu z obecną sytuacją. W scenariuszu wysokich cen zuŜycie gazu jest wyŜsze w roku 2015 i w 2035.
Przemysł
2,2
2,5
2,0
4,3
4,1
2,5
7,9
2,2
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
2005 2015 BAU 2015 GRS 2015 GES 2035 BAU 2035 GRS 2035 GES HPS 2035
Mld m3
Ref.7628001B 56/85
Wykres 33 Zapotrzebowanie na gaz w sektorze gospodarstw domowych (dane wyjściowe modelu STREAM), PJ
Residential
0
50
100
150
200
250
300
2005
2015
BAU
2015
GRS
2015
GES
2035
BAU
2035
GRS
2035
GES
2035
HPS
PJ
Źródło: Dane wyjściowe modelu STREAM
Opis wykresu: gospodarstwa domowe scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
Ref.7628001B 57/85
Wykres 34 Zapotrzebowanie na gaz w sektorze gospodarstw domowych (dane wyjściowe modelu STREAM), mld m3
Źródło: Dane wyjściowe modelu STREAM
Opis wykresu: gospodarstwa domowe scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
12.4 Gaz w sektorze handlu/usług Wykres 35 pokazuje kształtowanie się zapotrzebowania na gaz w sektorze handlu/usługowym w poszczególnych scenariuszach. Głównym powodem wysokiego poboru gazu w scenariuszu zwiększonego zuŜycia jest załoŜenie poprawy dostępu do infrastruktury gazowej, co oznacza Ŝe gaz transportowany gazociągiem moŜe dotrzeć do większej liczby odbiorców. Oprócz tego załoŜono, Ŝe znaczna część kosztu przyłączenia do sieci jest subsydiowana, a w scenariuszu „bez zmian” i zielonym to odbiorcy mają sami pokryć te koszty.
Prognozowany jest wzrost wykorzystania gazu w sektorze handlu/usług we wszystkich scenariuszach.
Gospodarstwa domowe
3,5
3,1
3,1
4,4
4,2
3,0
6,1
2,9
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
2005 2015 BAU 2015 GRS 2015 GES 2035 BAU 2035 GRS 2035 GES HPS 2035
Mld m3
Ref.7628001B 58/85
Wykres 35 Zapotrzebowanie na gaz w handlu i usługach (dane wyjściowe modelu STREAM), PJ
Trade-service
0
50
100
150
200
250
300
350
2005 2015
BAU
2015
GRS
2015
GES
2035
BAU
2035
GRS
2035
GES
2035
HPS
PJ
Źródło: Dane wyjściowe modelu STREAM
Opis wykresu: Handel-usługi scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
Ref.7628001B 59/85
Wykres 36 Zapotrzebowanie na gaz w handlu i usługach (dane wyjściowe modelu STREAM), mld m3
Źródło: Dane wyjściowe modelu STREAM
Opis wykresu: Handel-usługi scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
12.5 Gaz w sektorze transportu Wykres 37 ilustruje historyczne kształtowanie się zapotrzebowania na energię finalną w sektorze transportu wg danych Eurostatu.
Prognozuje się, Ŝe przyszłe zapotrzebowanie na usługi transportowe będzie rosło o 3% w skali rocznej do 2035 r., co doprowadzi do co najmniej podwojenia działalności transportowej w porównaniu z obecną sytuacją.
Obecnie gaz ziemny jest w Polsce wykorzystywany jako paliwo w sektorze transportu, ale wykorzystanie to jest bardzo ograniczone. PGNiG S.A. jest właścicielem 28 stacji CNG (spręŜonego gazu ziemnego) na obszarze Polski, a sprzedaŜ gazu ziemnego (w postaci CNG) w roku 2007 wyniosła ok. 7 mln m3. W scenariuszu „bez zmian”, zielonym i wysokich cen ta sytuacja będzie nadal dominować w przyszłości. W scenariuszu zwiększonego zuŜycia załoŜono jednak, Ŝe gaz staje się coraz waŜniejszym paliwem w sektorze transportu. Zakłada się, Ŝe głównym czynnikiem sprawczym jest wola polskiego rządu zdywersyfikowania źródeł paliw w sektorze transportu.
Handel-usługi
3,1
3,8
3,8
5,0
4,9
3,9
7,6
4,1
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
2005 2015 BAU 2015 GRS 2015 GES 2035 BAU 2035 GRS 2035 GES HPS 2035
Mld m3
Ref.7628001B 60/85
Oprócz tego, zwiększenie wykorzystania gazu do celów transportowych moŜe przynieść korzyści środowiskowe, równieŜ lokalnie, wskutek ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. W scenariuszu zwiększonego zuŜycia gazu zakłada się zatem, Ŝe 20% wszystkich samochodów, 50% wszystkich autobusów i 10% wszystkich samochodów cięŜarowych będzie w 2035 r. uŜywać gazu jako paliwa pierwotnego. W 2015 r. tylko 2% autobusów i 2% samochodów cięŜarowych będzie korzystać z gazu w scenariuszu zwiększonego zuŜycia. Stąd największy pobór gazu w sektorze transportu spodziewany jest po roku 2015.
W 2015 r. w scenariuszu zwiększonego zuŜycia zuŜycie gazu wynosi 6 PJ, a w 2035 r. 130 PJ.
Wykres 37 Historyczny podział zapotrzebowania na energię finalną w sektorze transportu (dane Eurostatu)
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
1000 toe
101940 Final energy consumption - Inland navigation101930 Final energy consumption - Air transport101920 Final energy consumption - Road transport101910 Final energy consumption - Rail transport
Źródło: Na podstawie danych EUROSTATU.
Opis wykresu: ZuŜycie energii finalnej – Ŝegluga śródlądowa transport lotniczy transport drogowy transport kolejowy
12.5.1 Biopaliwa i pojazdy z napędem elektrycznym Według unijnego raportu na temat biopaliw /21/, ich udział w Polsce wynosił 0,5% w 2005 r. i powinien wzrosnąć do 5,75% w 2010 r. W scenariuszu tradycyjnym stopa wzrostu wzrasta nieco do 2035 r. W scenariuszu zielonym podejmowane są aktywne działania w celu promowania biopaliw i napędu elektrycznego w transporcie drogowym. Oczekuje się zatem, Ŝe w 2035 r. pojazdy z napędem
Ref.7628001B 61/85
elektrycznym będą stanowić 20% transportu drogowego a samochody napędzane bioetanolem 10%.
Biopaliwa w Szwecji. W Szwecji działa obecnie ok. 750 stacji paliw oferujących E85 (tzn. mieszankę 85% etanolu i 15% benzyny). Liczba samochodów na etanol znacząco wzrosła: od praktycznie 0% w 2004 r. do ok. 2% jeŜdŜących na E85 w 2007 r. Gaz w transporcie w Niemczech. W Niemczech działa obecnie ok. 800 konwencjonalnych stacji paliw oferujących gaz ziemny z obniŜonym podatkiem jako paliwo samochodowe. Wielu duŜych producentów samochodów juŜ oferuje w sprzedaŜy nowe samochody z instalacją na gaz ziemny. Z uwagi na bliskość lokalnych sieci gazowych, stacje zlokalizowane są głównie w miastach, a nie wzdłuŜ autostrad, co stanowi utrudnienie w podróŜowaniu. Liczba rodzajów oferowanych nowych samochodów z instalacją gazową jest nadal bardzo ograniczona, a zwłaszcza jeśli chodzi o mniejsze samochody, co wynika z braku odpowiedniego rozmiaru instalacji. JednakŜe w najbliŜszej przyszłości spodziewane jest rozwiązanie obu tych problemów: ok. 150 stacji gazu ziemnego zostanie wybudowanych wzdłuŜ autostrad a materiałoznawstwo dostarczy mniejszych instalacji. ZałoŜenie analizy jest zatem takie, Ŝe wzrost z obecnych 0,1% do 1,5% w transporcie niemieckim jest moŜliwy w ciągu 10 lat.
12.6 Gaz do innych celów W Polsce znaczna ilość gazu ziemnego wykorzystywana jest do celów pozaenergetycznych w sektorze chemicznym i petrochemicznym. W 2005 r. zuŜyto 94 PJ gazu ziemnego na cele pozaenergetyczne, co odpowiada ok. 16% całkowitego zuŜycia gazu ziemnego w kraju.
PoniŜszy wykres ilustruje kształtowanie się zapotrzebowania na gaz do celów pozaenergetycznych w latach 1990-2005. W tym okresie moŜna odnotować niewielki wzrost zapotrzebowania.
Ref.7628001B 62/85
Wykres 38 Historyczne kształtowanie się zapotrzebowania pozaenergetycznego na gaz w Polsce (1990-2005) (Dane statystyczne MAE - Eurostat – kwestionariusz energetyczny – gaz ziemny, 1990-2005)
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
TJ
W celu określenia przyszłego pozaenergetycznego zapotrzebowania na gaz w Polsce przeanalizowano korelację między PKB a pozaenergetycznym zapotrzebowaniem na gaz (patrz Wykres 39). Dane statystyczne wskazują na pozytywną korelację między PKB a pozaenergetycznym zapotrzebowaniem na gaz.
Ref.7628001B 63/85
Wykres 39 Korelacja między PKB a zapotrzebowaniem na gaz na cele pozaenergetyczne (obliczenia własne).
Korelacja między PKB a zapotrzebowaniem na gaz do celów pozaenergetycznych
y = 176 x + 56.987
- 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 90.000
100.000
90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 Wskaźnik PKB (1990=100)
Za
po
trze
bo
wa
nie
na
ga
z
(po
za
en
erg
ety
czn
e),
TJ
Zapotrzebowanie historyczne Linearne (zapotrzebowanie historyczne )
W oparciu o tę korelację i spodziewane kształtowanie się PKB w sektorze przemysłowym, przeprowadzono prognozę pozaenergetycznego zapotrzebowania na gaz, przedstawioną na Wykresie 40. W scenariuszu wysokich cen spodziewany jest nieco wolniejszy wzrost zapotrzebowania na gaz do celów pozaenergetycznych, co jest odzwierciedleniem nieco niŜszego oczekiwanego wzrostu PKB i reakcją na wyŜsze ceny gazu.
Wykres 40 Prognoza zapotrzebowania na gaz do celów pozaenergetycznych (obliczenia własne).
Prognoza zapotrzebowania na gaz do celów pozaenergetycznych (w oparciu o PKB)
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
TJ
Prognoza (w oparciu o PKB)
Zapotrzebowanie historyczne
Ref.7628001B 64/85
Tabela 15 Prognozowane zapotrzebowanie na gaz do celów pozaenergetycznych (PJ) (obliczenia własne).
2005 2015 BAU 2015 GRS 2015 GES 2035 BAU 2035 GRS 2035 GES 2035 HPS
94 104 104 104 152 152 152 139 Źródło: Ea Energianalyse
12.7 Analiza wraŜliwości Analiza wraŜliwości powinna zweryfikować jak zmienia się szacowane zapotrzebowanie na gaz wraz ze zmianami załoŜeń dotyczących głównych parametrów, które mają wpływ na to zapotrzebowanie. Główne parametry mające wpływ na zapotrzebowanie na gaz, związane z załoŜeniami to:
• Wzrost PKB • Energochłonność • Ceny paliw • Ceny CO2 i inne regulacje środowiskowe.
Wzrost PKB i energochłonność to kluczowe czynniki definiujące zuŜycie energii brutto danego kraju, a ceny paliw, ceny CO2 i inne regulacje środowiskowe wpływają na konkurencyjność gazu względem innych paliw i technologii wytwarzania. RóŜnice w kształtowaniu się energochłonności zostały do pewnego stopnia odzwierciedlone w czterech scenariuszach , poniewaŜ kaŜdy ze scenariuszy zawiera róŜne załoŜenia dotyczące jej kształtowania się. Oprócz tego, cztery scenariusze odzwierciedlają róŜnice w politykach energetycznych. Przykładowo, scenariusz zielony pokazuje wpływ na zapotrzebowanie na gaz wynikający z polityk koncentrujących się na redukcji emisji CO2 i zwiększeniu udziału energii ze źródeł odnawialnych. Przy załoŜeniu wysokich cen emisji CO2 – rzędu 100 €/tonę – wiele technologii przyjaznych środowisku, w tym elektrociepłownie CHP na biomasę, staje się konkurencyjne w stosunku do wytwarzania energii elektrycznej z węgla i gazu. Polityki środowiskowe wpływają bezpośrednio na wybór technologii przez inwestora i przez to na zuŜycie konkretnych paliw, co ilustrują róŜne koszyki energetyczne (energy mix) w róŜnych scenariuszach. WraŜliwość zapotrzebowania na gaz na wysokie ceny ropy naftowej i gazu została odzwierciedlona w scenariuszu wysokich cen. W poniŜszej analizie wraŜliwości pokazano, jak wariacje wzrostu PKB mogą wpływać na zapotrzebowanie na gaz. Oprócz tego, został uwzględniony wpływ róŜnych poziomów energochłonności na zapotrzebowanie na gaz.
Ref.7628001B 65/85
Wzrost gospodarczy ma ogromny wpływ na przyszłe zapotrzebowanie na energię, a jego zmiany są zatem jednym z najwaŜniejszych parametrów w analizie wraŜliwości. Tabela 16 pokazuje kształtowanie się zapotrzebowania na gaz w Polsce przy zmianach wzrostu gospodarczego o 1% rocznie w całym okresie scenariusza. Analiza wraŜliwości opiera się na załoŜeniu, Ŝe struktura strony podaŜowej w scenariuszach nie zmienia się w reakcji na zmiany PKB i zmiany zapotrzebowania na energię. Tabela 16 WraŜliwość zapotrzebowania na gaz wskutek zmian zakładanego wzrostu. Dane liczbowe ilustrują zmiany zapotrzebowania na gaz w roku końcowym wskutek rocznego wzrostu gospodarczego niŜszego o 1% i wyŜszego o 1% niŜ wzrost w scenariuszach.
Rok 2015 2035
PKB -1% +1% -1% +1%
BAU -5% 6% -16% 19%
GRS -5% 5% -17% 21%
GES -6% 6% -19% 24%
HPS -15% 18% Źródło: Rambol & Ea Energianalyse
scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
Ogólnie rzecz biorąc, zwiększenie wzrostu gospodarczego o 1% rocznie zwiększy zapotrzebowanie na gaz o ok. 5% w 2015 r. i 20% w 2035 r. (w zaleŜności od udziału gazu w scenariuszu). Rezultaty te moŜna interpretować równieŜ tak, Ŝe zapotrzebowanie na gaz w Polsce wykazuje elastyczność do PKB równą ok. 0,5-0,7.
Na wykresie 41 pokazano kształtowanie się zapotrzebowania na gaz w scenariuszach na lata 2015 i 2035, z uwzględnieniem zmian rocznego wzrostu PKB +/- 1%. NB, wszystkie scenariusze z wyjątkiem scenariusza wysokich cen na 2035 r. z prognozą niskiego wzrostu wskazują na zwiększone zapotrzebowanie na gaz w porównaniu z obecnym poziomem. W perspektywie krótkoterminowej do 2015 r., prognozowany jest umiarkowany wzrost zapotrzebowania na gaz rzędu 10-20% w scenariuszu zwiększonego zuŜycia, w przypadku którego aktywnie realizowane są polityki na rzecz dalszego zwiększenia zapotrzebowania na gaz, równieŜ w sektorze elektroenergetycznym.
W perspektywie długoterminowej róŜnice między scenariuszami stają się znacznie większe. Scenariusz „bez zmian” przewiduje wzrost zapotrzebowania na gaz rzędu 15-80% do 2025 r. w zaleŜności od wielkości wzrostu gospodarczego. W scenariuszu zielonym wzrost jest większy – 45-110% - poniewaŜ rośnie konkurencyjność gazu w porównaniu z węglem. W scenariuszu wysokich cen na 2035 r. zapotrzebowanie na gaz jest trzykrotnie większe w przypadku niskiego wzrostu gospodarczego i ponad czterokrotnie większe w przypadku wysokiego wzrostu.
Ref.7628001B 66/85
NaleŜy zaznaczyć, Ŝe wszystkie scenariusze zakładają, iŜ zapewniona zostanie odpowiednia infrastruktura umoŜliwiająca sprowadzanie gazu do Polski po światowych cenach rynkowych. Polska jest importerem gazu i jeŜeli niedostatecznie rozbuduje infrastrukturę gazową na swoim terytorium i połączenia z innymi krajami, moŜe to spowodować tworzenie się wąskich gardeł, przez co ceny lokalne będą wyŜsze - a zapotrzebowanie na gaz niŜsze niŜ prognozowane. MoŜliwa jest równieŜ sytuacja odwrotna – proaktywna infrastruktura zaowocuje wyŜszym niŜ prognozowane zapotrzebowaniem na gaz.
Wykres 41 Zapotrzebowanie na gaz do 2035 r. (PJ) w róŜnych scenariuszach z uwzględnieniem zmian wzrostu rocznego PKB +/- 1%
512564596630
563594626
824873
924
660
780
935
740
889
1076
1433
1767
2186
481564
666
0
500
1000
1500
2000
2500
2005
-1%
2015
BAU
+1%
-1%
2015
GRS
+1% -1%
2015
GES
+1% -1%
2035
BAU
+1% -1%
2035
GRS
+1% -1%
2035
GES
+1% -1%
2035
HPS
+1%
PJ/year
Źródło: Rambol & Ea Energianalyse
PJ/rok
scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
12.7.1 Energochłonność Wpływ energochłonności na zapotrzebowanie na gaz jest bezpośredni, jako Ŝe definiuje się ją jako zapotrzebowanie na energię brutto podzielone przez PKB. A zatem przy stałej wartości PKB i zakładając nie zmienioną strukturę podaŜy energii, zmiana energochłonności o 1% spowoduje równieŜ zmianę zapotrzebowania na gaz o 1%. Przy tych załoŜeniach, zapotrzebowanie na gaz wykazuje elastyczność do energochłonności równą dokładnie 1.
Ref.7628001B 67/85
13. Podsumowanie części dotyczącej zapotrzebowania na gaz
W niniejszej części zostały przedstawione moŜliwe warianty kształtowania się zapotrzebowania na gaz w Polsce w nadchodzących 20-30 latach. Jako element prognozy zapotrzebowania, przeanalizowano cztery scenariusze rozwoju polskiego systemu energetycznego w okresie 2015-2035. Do wykonania obliczeń w scenariuszach zastosowano narzędzie STREAM, które zostało wcześniej wykorzystane do oceny przyszłego rozwoju systemów energetycznych Danii i Europy /22/ i /23/. Zakłada się, Ŝe w 2015 r. nie będzie większych zmian w ogólnej strukturze zuŜycia paliw we wszystkich scenariuszach, zwaŜywszy na zakres czasowy i fakt, Ŝe znaczna część istniejących elektrowni i urządzeń końcowego wykorzystania w przemyśle i gospodarstwach domowych nadal będzie funkcjonować. Z kolei jeśli chodzi o rok 2035, analizowany jest system energetyczny, w którym większość istniejących instalacji została zastąpiona nowymi, co stworzyło moŜliwość znacznych zmian w strukturze całościowej podaŜy energii. Obecnie z gazu ziemnego korzystają głównie odbiorcy przemysłowi i gospodarstwa domowe, a zapotrzebowanie na gaz do celów elektroenergetycznych i grzewczych jest dosyć ograniczone. Zapotrzebowanie na gaz w przyszłości zaleŜy od szeregu czynników, w tym ogólnego wzrostu gospodarczego i kształtowania się energochłonności, konkurencyjności gazu do celów grzewczych i energii procesowej i prawdopodobnej penetracji gazu w sektorze elektroenergetycznym. MoŜna oczekiwać, Ŝe kształtowanie się cen paliw, regulacje środowiskowe UE i polityki krajowe, zwłaszcza dotyczące bezpieczeństwa dostaw, będą mieć wpływ na wybór paliw i zapotrzebowanie na energię. Opracowano cztery scenariusze w celu odzwierciedlenia prawdopodobnego kształtowania się zapotrzebowania na gaz: scenariusz “bez zmian” (Business as Usual Scenario - BAU) odzwierciedlający bieŜące tendencje, scenariusz zielony (Green Scenario - GRS) ze zwiększonym naciskiem na OZE, oszczędność energii i redukcję emisji CO2, scenariusz zwiększonego zuŜycia gazu (Gas Enhanced Scenario - GES) z politykami promującymi gaz ziemny i scenariusz wysokich cen (High Price Scenario - HPS) odzwierciedlający wpływ wysokich cen paliw. W scenariuszu “bez zmian” zastosowano długoterminową prognozę MAE dotyczącą cen paliw w scenariuszu referencyjnym MAE (62 USD/baryłkę w 2030 r.) i cenę CO2 na poziomie 30 €/t w 2015 r. i 50 €/t w 2035 r. Prognozuje się wzrost zapotrzebowania na gaz w porównaniu z obecnym poziomem we wszystkich scenariuszach (Wykres 44).
Ref.7628001B 68/85
W scenariuszu “bez zmian” udział gazu do celów przemysłowych i grzewczych nieco spada, co jednak kompensuje rosnące zapotrzebowanie na usługi energetyczne. Stąd teŜ w scenariuszu „bez zmian” i w scenariuszu zielonym prognozowany jest wzrost zapotrzebowania na gaz o 16% w 2015 r. i o 50-75% w 2035 r. w porównaniu z rokiem 2005. W scenariuszu zwiększonego zuŜycia gazu, zuŜycie to wzrasta o 70% w 2015 r. i o 245% w 2035 r. Jest to spowodowane w szczególności wprowadzeniem gazu na duŜą skalę w sektorze elektroenergetycznym. W scenariuszu zwiększonego zuŜycia gazu, elektrownie opalane gazem ziemnym pokrywają ponad 30% całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce w roku 2035. W scenariuszu wysokich cen – odzwierciedlającym długoterminową cenę ropy wynoszącą 87 USD/baryłkę – zapotrzebowanie na gaz ziemny wzrasta tylko o 10% w 2035 r. NajwaŜniejsze rezultaty zostały przedstawione w tabeli i na wykresie poniŜej. W 2015 r. moŜna zaobserwować wzrost zuŜycia gazu we wszystkich scenariuszach. W 2035 r. prognozowany jest bardzo znaczny wzrost zuŜycia gazu we wszystkich scenariuszach z wyjątkiem scenariusza wysokich cen. ZuŜycie jest największe w scenariuszu zielonym i scenariuszu zwiększonego zuŜycia gazu – w tych przypadkach gdzie prognozuje się, Ŝe gaz stanie się istotnym paliwem w wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła. Tabela 17 Zapotrzebowanie na gaz do 2035 r., PJ
Całkowite roczne
zapotrzebowanie na gaz (PJ)
Scenariusz „bez
zmian”
Scenariusz zielony
Scenariusz zwiększonego zuŜycia gazu
Scenariusz wysokich
cen
2005 512
2015 596 594 873 nie dotyczy
2035 780 889 1767 563 Źródło: Dane wyjściowe z MODELU STREAM
Ref.7628001B 69/85
Wykres 42 Zapotrzebowanie na gaz do 2035 r., PJ
512596 594
873
0
780889
1767
563
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2005 2015
BAU
2015
GRS
2015
GES
2035
BAU
2035
GRS
2035
GES
2035
HPS
PJ
Źródło: Dane wyjściowe z MODELU STREAM
Opis wykresu: Scenariusz „bez zmian” (BAU), scenariusz zielony (GRS), scenariusz zwiększonego zuŜycia gazu (GES), scenariusz wysokich cen (HPS) Wykres 43 Zapotrzebowanie na gaz do 2035 r., mld m3
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
BC
M
2015BAU
2015GRS
2015GES
2035BAU
2035GRS
2035GES
2035HPS
2005
13,0
15,1 15,0
22,119,7
22,5
44,7
14,3
Opis wykresu: Scenariusz „bez zmian” (BAU), scenariusz zielony (GRS), scenariusz zwiększonego zuŜycia gazu (GES), scenariusz wysokich cen (HPS)
Ref.7628001B 70/85
NB. Do przeliczenia szacowanego zapotrzebowania (PJ) na mld m3 zastosowano wartość opałową 39,5 MJ/Nm3 Tabela 18 Zapotrzebowanie na gaz do 2035 r., mld m3
Całkowite roczne zapotrzebowanie na gaz (mld m3)
Scenariusz „bez zmian”
Scenariusz zielony
Scenariusz zwiększoneg
o zuŜycia gazu
Scenariusz wysokich cen
2005 13,0
2015 15,1 15,0 22,1 Nie dotyczy
2035 19,7 22,5 44,7 14,3
NB. Do przeliczenia szacowanego zapotrzebowania (PJ) na mld m3 zastosowano wartość opałową 39,5 MJ/Nm3 Wykres 44 Prognozowane zapotrzebowanie na gaz do 2035 r., PJ
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2005 2015 BAU
2015 GRS
2015 GES
2035 BAU
2035 GRS
2035 GES
2035 HPS
PJ Transport
Cele pozaenergetyczne Wytwarzanie energii elektr. i ciepła Gosp. domowe Przemysł Usługi
Źródło: Dane wyjściowe modelu STREAM
Opis wykresu: scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
Ref.7628001B 71/85
14. Dostawy gazu ziemnego
W celu uzyskania jasnego obrazu sytuacji dostaw gazu w Polsce, konieczne jest przyjrzenie się ogólnej sytuacji dostaw gazu do Europy i UE, a w szczególności bilansowaniu dostaw do Europy Północnej. Ogólnie rzecz biorąc, istnieją cztery moŜliwe główne drogi dostaw/importu gazu gazociągami do UE (Wykres 45):
• droga północno-zachodnia – przez Morze Północne • droga północno-wschodnia – z Rosji • droga południowo-zachodnia – przez Afrykę Północną • droga południowo-wschodnia – przez Kaukaz/Azję Środkową/Bliski
Wschód W tej części przedstawiony został zarys sytuacji jeśli chodzi o zapasy, produkcję i moŜliwe drogi dostaw z Morza Północnego i tranzyt do Polski przez region Morza Bałtyckiego, jako najbardziej relewantny dla Polski w kontekście dywersyfikacji dostaw. Wykres 45 Główne drogi importu gazu do UE
Źródło: GIE - Gas Infrastructure Europe, Bruksela
Main gas importing routes into EU
Ref.7628001B 72/85
15. Zapasy gazu
15.1 Zapasy gazu w Europie Północno-Zachodniej Kształtowanie się poziomu zapasów i zasobów gazu w krajach Morza Północnego ma wpływ na moŜliwość tranzytu gazu przez region Morza Bałtyckiego, gdyŜ ograniczona dostępność np. brytyjskich lub holenderskich zapasów gazu w połączeniu ze stałym lub rosnącym zapotrzebowaniem na gaz zwiększa potrzebę importowania. Trzy duŜe kraje produkujące gaz w Europie Północnej to Norwegia, Wielka Brytania i Holandia. Mniejsze kraje produkujące gaz to Dania, Niemcy i Polska. Obecnie Holandia i Dania to eksporterzy netto w skali roku. Wielka Brytania z eksportera netto stała się w ciągu ostatnich lat głównym importerem. W ciągu ostatnich lat odkryto niewiele nowych złóŜ w Morzu Północnym. Zapasy w Wielkiej Brytanii, Niemczech, Danii i Holandii są szybko eksploatowane, zatem krajem z duŜymi zapasami pozostaje jedynie Norwegia. Produkcja w Holandii jest ograniczona przez politykę zwiększania zapasów przez ograniczenie produkcji z głównego złoŜa Groningen. Obecnie najczęściej wykorzystywanymi drogami są: północno-zachodnia, północno-wschodnia i południowo-zachodnia, poniewaŜ większość gazu importowanego do UE pochodzi z Rosji, Norwegii i Algierii. MoŜliwe jednak, Ŝe w przyszłości więcej gazu będzie sprowadzane drogą południowo-wschodnią, gdyŜ pozwala ona na import gazu z Rosji, Kaukazu, Azji Środkowej i Bliskiego Wschodu. W tej części przedstawiony został zarys sytuacji jeśli chodzi o zapasy, produkcję i moŜliwe drogi dostaw z Morza Północnego i tranzyt do Polski przez region Morza Bałtyckiego, jako najbardziej relewantny dla Polski w kontekście dywersyfikacji dostaw.
Ref.7628001B 73/85
Wykres 46 Zapasy i zasoby gazu w Europie Północno-Zachodniej
Zapasy gazu w Europie Północno-Zachodniej 2006
-4000 -3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Norwegia
Wielka Brytania
Holandia
Niemcy
Dania
Polska
bcm
Produkcja Pozostające zapasy i zasoby w funkcjonujących i nowych złoŜach Zasoby w przyszłych złoŜach
Źródło: Ramboll
Tworzenie brytyjskich zapasów gazu jest istotne, poniewaŜ brak zapasów po umiarkowanych cenach będzie skutkował koniecznością budowy nowej infrastruktury importowej. W danych z czerwca 2006 r. brytyjskiego Ministerstwa Handlu i Przemysłu, pozostałe udokumentowane (potwierdzone) zapasy gazu spadły do 728 mld m3 z 826 mld m3 rok wcześniej. W ciągu ostatnich lat pozostałe udokumentowane (potwierdzone) zapasy gazu zmieniały się w zaleŜności od sytuacji nowych złóŜ. Spodziewany wzrost zapotrzebowania i niepewność jeśli chodzi o odkrycie nowych złóŜ w Wielkiej Brytanii będzie mieć znaczący wpływ na rozbudowę nowej infrastruktury i potrzebę importu gazu w postaci LNG do Wielkiej Brytanii z Norwegii, Rosji i rynków zamorskich. RównieŜ norweska strategia produkcji gazu będzie mieć wpływ na krótko- i średnioterminowy bilans gazu w Europie Północnej. Czy Norwegia pójdzie w ślady Holandii jeśli chodzi o zwiększenie produkcji czy powieli wzorzec Wielkiej Brytanii w którym nastąpił szybki wzrost, a następnie gwałtowny spadek zdolności wytwórczej?
15.1.1 Produkcja gazu w Europie Północno-Zachodniej
Produkcja gazu w Wielkiej Brytanii spada od 2001 r. (najgwałtowniejszy spadek ma miejsce w miesiącach zimowych), co przedstawia poniŜszy wykres:
Ref.7628001B 74/85
Wykres 47 Historia produkcji gazu w Wielkiej Brytanii
UK gas production
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
jan-
96
maj-9
6
sep-
96
jan-
97
maj-9
7
sep-
97
jan-
98
maj-9
8
sep-
98
jan-
99
maj-9
9
sep-
99
jan-
00
maj-0
0
sep-
00
jan-
01
maj-0
1
sep-
01
jan-
02
maj-0
2
sep-
02
jan-
03
maj-0
3
sep-
03
jan-
04
maj-0
4
sep-
04
jan-
05
maj-0
5
sep-
05
jan-
06
maj-0
6
sep-
06
jan-
07
GW
h/m
on
th
Źródło: Ramboll
Opis wykresu: Produkcja gazu w Wielkiej Brytanii Oś pionowa: GWh/miesiąc styczeń, maj, wrzesień ’96, ’97, ’98, ’99, ’00, ’01, ’02, ’03, ’04, ’05, ‘06 styczeń ‘07
Spodziewana jest kontynuacja spadku i osiągnięcie przez produkcję w 2010 r. poziomu mniejszego niŜ połowa maksymalnej produkcji na początku tego tysiąclecia. Produkcja w Holandii i Niemczech kształtuje się na poziomie odpowiednio 60 i 15 mld m37 rocznie, ze znacznymi fluktuacjami w zaleŜności od warunków pogodowych i zapotrzebowania na gaz do celów grzewczych w Europie Północno-Zachodniej. Produkcja gazu w Holandii będzie pomału spadać do poziomu 50 mld m3 ze względu na sczerpanie złóŜ w Morzu Północnym i decyzję polityczną w sprawie zwiększenia produkcji ze złoŜa w Groningen. Niemiecka produkcja jest bardzo niestabilna i nie moŜna wykluczyć jej gwałtownego spadku. Duńska produkcja gazu kształtuje się na stałym poziomie ok. 10 mld m3 rocznie od otwarcia gazociągu Dania-Holandia w 2004 r. Spodziewane jest utrzymanie produkcji na tym poziomie przez kolejne pięć lat, po czym nastąpi spadek.
7 Źródło: Przegląd statystyczny BP (BP statistical review), 2007
Ref.7628001B 75/85
Jak wcześniej wspomniano, produkcja gazu w Polsce ustabilizowała się na poziomie 4,3 mld m3. Istnieją jednak przesłanki pozwalające stwierdzić, Ŝe moŜliwy jest wzrost do poziomu 5,3-5,5 mld m3 rocznie w 2010 r. NaleŜy odnotować, Ŝe Polska dysponuje zapasami, które przy tym tempie produkcji mogą wystarczyć na co najmniej 20-25 lat. Produkcja gazu w Norwegii ciągle rośnie z obecnych 87,6 mld m3 rocznie i będzie nadal rosnąć wskutek uruchomienia gazociągu Langeled w 2007 r. Ogólnie rzecz biorąc, spodziewany jest wzrost eksportu gazu z Norwegii do poziomu 125-140 mld m3 rocznie w ciągu najbliŜszej dekady. Wykres 48 Eksport gazu z Norwegii (mld m3 )
Źródło: Prognoza eksportu gazu norweskiego dyrektoriatu naftowego. 2007
15.2 Zapasy i produkcja gazu w Rosji i krajach Wspólnoty
Niepodległych Państw Zapasy gazu w Rosji i krajach Wspólnoty Niepodległych Państw są niezwykle istotne, aby zapewnić moŜliwość wypełnienia przez Rosję swoich zobowiązań dostaw do Europy Północnej. Organizacje takie jak MAE krytykują Rosję za zbyt małe inwestycje w poszukiwanie i produkcję. Do niektórych najwaŜniejszych czynników oceny dostępności gazu z Rosji dla Europy Północnej naleŜą:
• Wykorzystanie gazu w Rosji i krajach Wspólnoty Niepodległych Państw, na które znaczny wpływ mają ceny krajowe i eksportowe. W ciągu ostatnich lat kładziono nacisk na zrównanie cen gazu w krajach WNP z poziomem międzynarodowym. Oprócz tego podjęta została decyzja o podniesieniu cen gazu w Rosji. Spodziewane jest uwolnienie gazu na cele eksportowe do krajów UE wskutek podwyŜek cen.
Ref.7628001B 76/85
• Zwiększenie zapasów gazu w Rosji. Według Gazpromu: “NajwaŜniejsze projekty dotyczące produkcji gazu to: budowa infrastruktury w rejonie Karwutinskaja do złoŜa Jamburgskoje, złóŜ Bowanienkowskoje i Karasawiejskoje i rozbudowa złóŜ Sztokman i Prirazłomnoje. Kontynuowana będzie budowa instalacji przy złoŜach Jen-Jakinskoje, Urengojskoje, Zapoliarnoje i innych”.
• Zwiększenie zapasów gazu w Turkmenistanie i innych krajach Środkowej Azji. W związku z niedawną decyzją budowy gazociągu z Turkmenistanu do Rosji, część gazu będzie transportowana przez Rosję do krajów UE.
• Rozbudowa podziemnych magazynów gazu w Rosji. Problemy z dostawami pojawiały się niekiedy w miesiącach zimowych przy bardzo niskich temperaturach w głównych centrach zapotrzebowania w Rosji.
16. Dostawy gazu do Polski
16.1 Produkcja własna Polska jest producentem gazu i wydobywa dwa rodzaje gazu ziemnego: wysokometanowy (głównie okolice Sanoka) i zaazotowany (niskometanowy) (głównie okolice Zielonej Góry). Gaz zaazotowany jest następnie przetwarzany na gaz wysokometanowy w odazotowni w Odolanowie. Gaz przetworzony na gaz wysokometanowy jest następnie wprowadzany do sieci przesyłowej gazu wysokometanowego. A zatem, gdy mowa o produkcji gazu ziemnego w Polsce, chodzi o “ekwiwalent gazu wysokometanowego”. Przykładowo, łączna produkcja gazu w Polsce w 2007 r. wyniosła 4,3 mld m3 ekwiwalentu gazu wysokometanowego, z czego 2,8 mld m3 stanowił gaz wysokometanowy, a 1,5 mld m3 gaz zaazotowany.
Szacuje się, Ŝe zapasy gazu ziemnego w Polsce pod koniec 2007 r. wynosiły ok. 988 mld m3 udokumentowanych (potwierdzonych) zapasów ekwiwalentu gazu wysokometanowego. Roczna produkcja ustabilizowała się na poziomie 4,3 mld m3,
co ilustruje Wykres 49.
Przy takich udokumentowanych (potwierdzonych) zapasach i przy obecnym tempie produkcji, rodzime zasoby gazu w Polsce wystarczą na ok. 20 lat. PGNiG S.A. planuje zwiększenie produkcji krajowej do 5,3-5,5 mld m3 w najbliŜszych latach. PGNiG S.A. rozszerza równieŜ działalność poszukiwawczą i produkcyjną poza granice Polski. PGNiG S.A. niedawno nabyło 12% udziałów w koncesjach na poszukiwanie i wydobycie obejmujące złoŜa Skarv, Snadd i Idun na Morzu
8 Raport roczny PGNiG 2007
Ref.7628001B 77/85
Północnym i ogłosiło plany kontynuacji podobnej działalności w Libii, Algierii, Egipcie, Pakistanie i Danii.
Wykres 49 Krajowe wydobycie gazu
Źródło: PGNiG SA, Raport roczny 2007
mld m3
16.2 Import gazu ziemnego do Polski Import uzupełnia wydobycie krajowe. PoniŜsza tabela ilustruje róŜne źródła dostaw gazu do Polski w latach 2005 i 2006. Tabela 19 Dostawy gazu ziemnego do Polski
DOSTAWY 2006
mln m3 2005
mln m3
Produkcja krajowa 4277 4318
Import gazu, w tym:
10029 9690
-Kontrakt jamalski
6840 6340
-inne 3189 3350
Zakupy z innych źródeł krajowych 74 20
Zmiana zapasów -474 -242
Razem 13906 13786
Źródło /2/
Ref.7628001B 78/85
16.3 Historyczne kształtowanie się dostaw gazu w Polsce Historyczne pochodzenie gazu dostarczanego do Polski i udział importu w latach 1990-2004 przedstawia Wykres 50. Wynika z niego, Ŝe całkowity udział importowanego gazu ustabilizował się na poziomie ok. 70% całkowitego zuŜycia gazu ziemnego w Polsce. Do 1993 r. import pochodził wyłącznie z Rosji, potem zaczęły się dostawy z Azji Środkowej.
Wykres 50 Źródła gazu, 1990-2004
Źródło: ARE
Opis wykresu: Gaz koksowniczy Import z Rosji, Norwegii Produkcja PGNiG Import z Niemiec, Azji Środkowej
Następuje dywersyfikacja importu: od 1996 r. import gazu z Niemiec, a od 2001 r. z Norwegii. Głównym dostawcą pozostaje nadal Rosja, z której import stanowił 67% w 2007 r. Wykres pokazuje równieŜ brak dostaw z Norwegii do Polski w 2007 r.
Ref.7628001B 79/85
Wykres 51 Źródła importu, 2003-2006 - aktualizacja
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2005 2006 2007 Rosja Azja Środk. Niemcy Norwegi
a
Import z Rosji w % 65,4 % 68,2% 67,0%
Źródło: Raport roczny PGNiG 2007
Źródło: Raport roczny PGNiG 2007
16.3.1 ZaleŜność od dostawcy W celu porównania zaleŜności Polski od dostawców z innymi państwami członkowskimi UE, zmierzono relatywny poziom dywersyfikacji poprzez wyliczenie wskaźnika zwanego Herfindahl. Wskaźnik ten został pierwotnie opracowany jako narzędzie pomiaru koncentracji przedsiębiorstw i ich udziału w rynku w przemyśle. W tym przypadku wskaźnik słuŜy do pomiaru udziału importu z danego kraju w całkowitym imporcie. JeŜeli kraj zaleŜy od importu z innych krajów, udział importu z tych krajów w całkowitym imporcie jest stosunkowo wysoki. Wskaźnik Herfindahl wylicza się poprzez podniesienie do kwadratu udziału kaŜdego importu i dodanie tych wartości9. Przykładowo, jeŜeli kraj zaleŜy tylko od 1 dostawcy,
wskaźnik Herfindahl dla tego kraju wynosi 112= . To przypadek Rumunii i
Słowenii. Kraj taki jak Portugalia ma dwa źródła importu: Nigerię i Algierię, których udziały w imporcie wynoszą odpowiednio 0,38 i 0,62; wskaźnik Herfindahl
w tym przypadku wynosi: 52,038,062,0 22=+ . Na drugim końcu skali znajduje
się Dania, która nie importuje. Dla Danii wskaźnik Herfindahl wynosi 002=
A zatem, im więcej źródeł dostaw i im mniejsze dostawy z tych źródeł, tym mniejsza wartość wskaźnika Herfindahl. Aby uwzględnić produkcję krajową, jest ona traktowana jako źródło dostaw w wyliczaniu wskaźnika Herfindahl. Na
9 ∑=
=n
i
iH
1
2α . Jest “n ” importujących krajów, a
iα oznacza udział i kraju w imporcie.
Ref.7628001B 80/85
Wykresie 52 przedstawiono wyliczone wartości wskaźnika Herfindahl dla poszczególnych państw członkowskich UE: Wykres 52 Wskaźnik koncentracji Herfindahl
Herfindahl index 2006
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
Denmar
k
Luxe
mbo
urg
Fran
ce
Spain Ita
ly
Belgium
Germ
any
Slov
enia
United King
dom
Portu
gal
Polan
d
Czec
h Re
public
Hung
ary
Gree
ce
Nether
lands
Austria
Roman
ia
Bulgar
ia
Esto
nia
Ireland
Latvia
Lithu
ania
Slov
akia
Finlan
d
Swed
en
Kraje: Dania, Luksemburg, Francja, Hiszpania, Włochy, Belgia, Niemcy, Słowenia, Wielka Brytania, Portugalia, Polska, Czechy, Węgry, Grecja, Holandia, Austria, Rumunia, Bułgaria, Estonia, Irlandia, Łotwa, Litwa, Słowacja, Finlandia, Szwecja
Jak wspomniano powyŜej, w tym przypadku wskaźnik koncentruje się na udziale poszczególnych krajów w całkowitym imporcie danego kraju. JeŜeli jednak zamiast tego weźmiemy dostawców, wskaźnik Herfindahl dla Polski bazowałby na danych liczbowych z poniŜszej tabeli:
Tabela 20 Wskaźnik Herfindahl w oparciu o dostawy wg krajów pochodzenia
Udział w imporcie Druga potęga
OAO Gazprom 0,682 0,465124
Rosukrenergo AG 0,234 0,054756
NAK Naftohaz 0,0004 0,00000016
VNG AG 0,0124 0,00015376
VNG AG/ E.ON Ruhrgas 0,0353 0,00124609
Statoil ASA, Norsk Hydro 0,0359 0,00128881
∑ drugiej potęgi 0,52256882 Źródło: PGNiG S.A.
Wskaźnik Herfindahl jest taki sam jak na Wykresie 52 (poniewaŜ róŜni dostawcy dostarczają gaz z róŜnych krajów pochodzenia). JednakŜe fakt, Ŝe Gazprom jest jednym z dwóch udziałowców w Rosukrenergo AG mógłby przemawiać za wyliczeniem wskaźnika Herfindahl w oparciu o poniŜszą tabelę:
Ref.7628001B 81/85
Tabela 21 Wskaźnik Herfindahl w oparciu o dostawców, skorygowany
Udział w imporcie Druga potęga
OAO Gazprom 0,916 0,839056
NAK Naftohaz 0,0004 0,00000016
VNG AG 0,0124 0,00015376
VNG AG/ E.ON Ruhrgas 0,0353 0,00124609
Statoil ASA, Norsk Hydro 0,0359 0,00128881
∑ drugiej potęgi 0,84174482 Źródło: PGNiG S.A.
Rezultaty są inne w stosunku do uprzednio wyliczonej wartości równej 0,52. Wskazują na znacznie większą zaleŜność Polski od dostawcy. W celu oceny wraŜliwości kraju na ewentualne zakłócenia dostaw (z importu), wskaźnik Herfindahl został zwaŜony udziałem, jaki stanowi importowany gaz w zuŜyciu energii pierwotnej kraju (Wykres 53). Wykres 53 WaŜony wskaźnik koncentracji Herfindahl
Herfindahl index weighted by (Import NG/gross inland consumption)
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
Denm
ark
Luxe
mbo
urg
Swed
en
Fran
ce
Unite
d King
dom
Spain
Slov
enia
Polan
d
Gree
ce
Belgium
Portu
gal
Germ
any
Italy
Finlan
d
Roman
ia
Czec
h Re
public
Bulgar
ia
Esto
nia
Neth
erlan
ds
Austria
Hung
ary
Ireland
Lithu
ania
Slov
akia
Latvia
Źródło: Ramboll
Kraje: Dania, Luksemburg, Francja, Hiszpania, Włochy, Belgia, Niemcy, Słowenia, Wielka Brytania, Portugalia, Polska, Czechy, Węgry, Grecja, Holandia, Austria, Rumunia, Bułgaria, Estonia, Irlandia, Łotwa
Ref.7628001B 82/85
Z wykresu wynika, Ŝe pomimo wyŜszej zaleŜności od dostawcy, Polska jest mniej wraŜliwa na zakłócenia dostaw z importu niŜ kraje o wyŜszym udziale importowanego gazu w zuŜyciu energii pierwotnej.
16.3.2 Ocena kontraktów długoterminowych Obecnie kontrakty długoterminowe obejmują:
• Kontrakt Jamalski, podpisany 25 września 1996, zmieniony w czerwcu
2003 r., wygasa w 2022 r. (łączny wolumen 250 mld m3 ), z moŜliwością przedłuŜenia na kolejne trzy lata
• Umowa z VNG Verbundnetz Gas AG i E.ON Ruhrgas, podpisana 15 września 2004, wygasa 30 września 2008 r.
• Umowa z VNG Verbundnetz Gas AG, podpisana 17 sierpnia 2006, wygasa 1 października 2016 r.
• Umowa ramowa ze Statoil, podpisana 6 czerwca 2006 • Kontrakt z RosUkrEnergo (gaz z Azji Środkowej), podpisany 17 listopada
2006, wygasa pod koniec 2009 r., moŜe zostać przedłuŜony o dwa lata • Kontrakt z TOTAL E&P NORGE AS, kontrakt ramowy na czas nieokreślony
Kontrakty zawieszone obejmują: Dwa kontrakty z Danią i Norwegią, odpowiednio:
• Kontrakt podpisany 24 marca 2001 na 16 mld m3 do 2010 r. z DONG • Kontrakt na 73,5 mld m3, podpisany 2 lipca 2001 do 2024 r. z GFU,
Norwegia. W ramach obydwu kontraktów gaz miał być dostarczany gazociągiem Baltic Pipe - projektu duńsko-polskiego zainicjowanego jako współpraca między PGNiG S.A. i DONG przy wsparciu finansowym UE w ramach programu EU-TEN). Polsko-duńska współpraca nad projektem została wznowiona. Wynegocjowane, a następnie zaniechane kontrakty to konsekwencja tego, Ŝe wzrost gospodarczy, a co za tym idzie - zuŜycie energii, okazały się niŜsze niŜ prognozowano. W roku 2000 Rada Ministrów przyjęła “ZałoŜenia polityki energetycznej Polski do 2020 r.”, które zawierały prognozę zapotrzebowania na energię w oparciu o kompleksowe modelowanie i analizę zstępującą i wstępującą, sektor po sektorze. Prognozy zostały opracowane dla trzech róŜnych scenariuszy: odniesienia, przetrwania i postępu-plus ze stopami wzrostu wynoszącymi odpowiednio 4,0%, 2,3% i 5,5%. JednakŜe wzrost w latach 2000-2002 okazał się znacznie wolniejszy niŜ zakładał nawet scenariusz przetrwania, przy stopach wzrostu prognozowanych przez MFW odpowiednio 1,0% w roku 2000 i 1,3% w roku 2001. W konsekwencji wzrost zuŜycia energii nie został zrealizowany. Opracowano raport „Ocena realizacji i korekta ZałoŜeń polityki energetycznej Polski do roku 2020”. Raport ten zawiera ograniczoną prognozę zuŜycia energii w perspektywie krótkoterminowej.
Ref.7628001B 83/85
Dodatkowe inwestycje planowane po stronie podaŜowej obejmują Gazoport – terminal importu LNG o przepustowości 2,5 – 7,5 mld m3 rocznie i gazociąg Baltic Pipe o przepustowości 3 mld m3 rocznie.
16.4 Popyt a podaŜ PoniŜszy wykres zestawia zapotrzebowanie na gaz prognozowane w scenariuszach z dostawami, w oparciu o prognozowaną produkcję i istniejące kontrakty długoterminowe. Jak wcześniej wspomniano, produkcja krajowa ustabilizowała się na poziomie 4,3 mld m3 rocznie, jednak według niektórych raportów moŜe wzrosnąć do 5,3-5,5 mld m3 rocznie. Istniejące kontrakty długoterminowe wygasają w 2022 r. (kontrakt jamalski), konieczne będzie zatem zawarcie nowych, niezaleŜnie od tego, który scenariusz zostanie zrealizowany.
Wykres 54 PodaŜ i popyt na gaz do 2035 r. mld m3
scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
NB: Rezultaty, dane wyjściowe modelu STREAM, są przekonwertowane na mld m3, przy zastosowaniu wartości opałowej 39,5 MJ/Nm310, w oparciu o dane PGNiG S.A.
10 Standardowych metrów sześciennych gazu, ciśnienie P = 101 325 Pa i temperatura = 273,15K
13
15,1
19,7
15
22,522,1
44,7
14,3
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
2005 2015 2035
BAU GRS GES HPS
4,3 mld m3 Produkcja własna
7 mld m3 Kontrakt jamalski
Kontrakt jamalski9 mld m3
1-1,2 mld m3MoŜliwy wzrost
Produkcji własnej
Ref.7628001B 84/85
17. Istniejąca infrastruktura
17.1 System przesyłowy i główne punkty dostaw Istniejący system przesyłu gazu przedstawia Wykres 56. Wykres 55 Dostawy wg punktów dostaw, 2006
Lasow8%
Wloclawek 18%
Lwowek 11%
Tieterowka 1%
Wysokoje 20%
Drozdowicze 42%
Źródło: Raport roczny PGNiG, 2007
Jak widać na wykresie, główne dostawy pochodzą z dwóch źródeł dostaw – Drozdowicze (42% w 2006 r.) na granicy z Ukrainą i Wysokoje (20% w 2006 r.) na granicy z Białorusią (co ilustruje wykres 55). Głównym punktem dostaw z historycznego punktu widzenia było Wysokoje, ale został on strategicznie przesunięty do Drozdowicz w ostatnich latach. Punkt dostaw w Drozdowiczach jest jednak wąskim gardłem i planowana jest nowa stacja spręŜania w Jarosławiu w celu zwiększenia ciśnienia. RównieŜ system przesyłowy w tym obszarze jest bardzo stary. Generalnie, system przesyłowy w Polsce jest stary. Jak pokazano na Wykresie 57, w znacznej części systemu przepustowość rur jest ograniczona do 85% (kolor zielony), a w niektórych do 70% (kolor Ŝółty).
17.2 Planowane inwestycje w infrastrukturę przesyłową i nowe punkty dostaw
Gaz System przygotował kompleksowy plan inwestycyjny o wartości ok. 5 mld PLN (ok. 1,5 mld euro) w celu likwidacji wąskich gardeł w sieci przesyłowej (Wykres 59) i projekt wartości ok. 600 mln euro dotyczący nowej zdolności przesyłowej. Projekt ten znajduje się na liście najwaŜniejszych projektów osi priorytetowej X „Bezpieczeństwo energetyczne i dywersyfikacja źródeł energii” programu operacyjnego /9/ celem zgłoszenia do grantu EFRR (Tabela 22) i stanowi część inicjatywy JASPERS obejmującej duŜe projekty sektora gazu.
Ref.7628001B 85/85
Projekt ten jest konieczny do umoŜliwienia transportu gazu z dwóch nowych punktów dostaw planowanych przez PGNiG S.A. – Terminala LNG Gazoport i Baltic Pipe, o rocznej przepustowości odpowiednio 3 mld m3/rok i 2,5-7,5 mld m3/rok (patrz wykres 58).
Tabela 22 Projekty nowej zdolności przesyłowej i punktów dostaw w Polsce, część głównych projektów osi priorytetowej X „Bezpieczeństwo energetyczne i dywersyfikacja źródeł energii” programu operacyjnego
Nazwa projektu
Cele i potencjalny zakres Szacunkowe
koszty Beneficjent/promotor projektu
Zwiększenie zdolności przesyłowej systemu przesyłowego gazu ziemnego
Głównym celem projektu jest zwiększenie zdolności przesyłowej systemu przesyłowego gazu i zapewnienie dywersyfikacji dostaw gazu do polskiego systemu przesyłowego gazu ziemnego. Dywersyfikacja dostaw znacznie zwiększy bezpieczeństwo dostaw surowca i zwiększy ogólne bezpieczeństwo energetyczne kraju. Ok. 1 000 km nowych odcinków gazociągów, głównie w północno-zachodniej części kraju. Nowa inwestycja pozwoli na podłączenie nowego punktu wejścia (zlokalizowanego w północnej części kraju na wybrzeŜu) do istniejącego systemu przesyłowego i pozwoli na dystrybucję dodatkowych 5 miliardów metrów sześciennych gazu (z nowego kierunku) na terytorium Polski.
€600 mln euro Gaz-System S.A.
Gazoport Celem projektu jest zdywersyfikowanie źródeł dostaw gazu ziemnego do Polski poprzez budowę terminala LNG na polskim wybrzeŜu.
€400 mln euro PGNiG S.A.
Źródło /9/
Wykres 56 Polski system przesyłowy Opis wykresu: gazociąg z gazem wysokokalorycznym, średnica>300 150-300 gazociąg z gazem niskokalorycznym (41,5), średnica>300 150-300 gazociąg z gazem niskokalorycznym (35), średnica>300 150-300 gazociąg z gazem bardzo niskokalorycznym (35), średnica>300 150-300 gazociąg tranzytowy planowana rozbudowa stacje spręŜania podziemny magazyn gazu podziemny magazyn gazu w budowie
Ref
.7628001B
72/8
5
Źró
dło
: Rap
ort
Info
rmac
yjny
Mię
dzy
nar
odow
ej A
gen
cji Ener
get
yczn
ej,
2007
Ref.7628001B 73
Wykres 57 Ograniczona zdolność przesyłowa systemu
The figure shows that in large part of the system capacity is limited to only 85% of the capacity and in some part down to 70%. Gaz System has identifyide the sections that constitute bottlenecks and has prepared an investment plan, estimated to 5 MPLN.
sev - figure
Źródło: Gaz System, 2008
Ref.7628001B 74
Wykres 58 Planowane inwestycje
Źródło: Gaz System 2008
Wykres 59 Likwidacja wąskich gardeł
Źródło: Gaz System 2008
Ref.7628001B 75
17.3 Zdolności magazynowe Istnieją trzy główne rodzaje podziemnych magazynów wykorzystywanych do magazynowania gazu ziemnego:
• wyeksploatowane złoŜa • aquifery (w warstwach wodonośnych) • kawerny solne
Te rodzaje magazynów róŜnią się od siebie pod względem warunków technicznych i ekonomicznych. Ilekroć w niniejszym raporcie mowa jest o pojemności magazynowej, chodzi o czynną pojemność magazynową, niezaleŜnie od rodzaju magazynu11. Oprócz pojemności magazynowej, istotną cechą magazynu jest jego moc odbioru (wydajność). Moc odbioru (wydajność) to ilość gazu, jaka moŜe zostać wytłoczona z magazynu, wyraŜona w milionach metrów sześciennych na dzień (mln m3/dzień) lub ekwiwalent zawartości ciepła gazu wytłoczonego z magazynu, wyraŜony najczęściej w kWh/dzień. Moc odbioru danego magazynu jest zmienna i zaleŜy bezpośrednio od łącznej ilości gazu w zbiorniku w danym momencie: jest najwyŜsza gdy zbiornik jest prawie pełny i spada wraz z ilością wytłoczonego gazu roboczego. Ogólnie rzecz biorąc, wyeksploatowane złoŜa i warstwy wodonośne (aquifery) mają większą pojemność magazynową, ale charakteryzują się mniejszą elastycznością jeśli chodzi o moc odbioru w porównaniu z kawernami solnymi. Te cechy sprawiają, Ŝe wyeksploatowane złoŜa i warstwy wodonośne (aquifery) lepiej sprawdzają się jako magazyny do bilansowania sezonowego, a kawerny solne nadają się bardziej do roli narzędzi bilansowania rynku o wysokiej częstotliwości, co zostanie wyjaśnione poniŜej. Czwartą dostępną opcją jest magazynowanie LNG (Liquefied Natural Gas – skroplony gaz ziemny). LNG jest zwykle wykorzystywany w okresach wysokiego zapotrzebowania, aby zaspokoić zapotrzebowanie szczytowe. WaŜne, by dokonać rozróŜnienia między magazynami LNG słuŜącego do zaspokojenia zapotrzebowania szczytowego a terminalami LNG. Przepustowość terminali LNG mierzona jest zdolnością regazyfikacji skroplonego gazu, tzn. jak szybko skroplony gaz moŜe zostać zregazyfikowany. Terminal LNG nie jest zatem magazynem gazu, ale raczej punktem dostaw. Pojemność magazynowa w Polsce, inwestycje istniejące i planowane wg rodzaju magazynu zostały przedstawione w Tabeli 21, a ich lokalizacje na Wykresie 60.
11 Pewna ilość gazu (tzw. poduszka gazowa) musi pozostać w magazynie w związku z koniecznością utrzymania odpowiedniego ciśnienia. Gaz magazynowany poza poduszką gazową to gaz roboczy, a pojemność zajmowana przez gaz roboczy to pojemność czynna (robocza) magazynu. Te terminy odnoszą się do wyeksploatowanych złóŜ, warstw wodonośnych (aquiferów) i kawern solnych.
Ref.7628001B 76
Pięć z sześciu magazynów w Polsce to wyeksploatowane złoŜa o pojemności czynnej 1205 mln m3 lub 74% pojemności czynnej ogółem magazynów w Polsce. Jedyna kawerna solna – magazyn w Mogilnie - stanowi 26% łącznej pojemności czynnej, ale moŜe zapewnić 60% dziennej mocy odbioru ogółem. Tabela 23 Pojemność magazynowa w Polsce wg rodzaju magazynu
Podziemny magazyn
gazu (PMG)
Obecna pojemność
magazynowa [mld m3]
Obecna moc
odbioru (mln m3 /dzień)
Inwestycje Planowana realizacja
Pojemność magazynowa
po zakończeniu budowy lub rozbudowy [mld m3]
Strachocina 0,15 1,2 Rozbudowa 2011 0,33
Husów 0,40 5,7 0,40
Brzeźnica 0,07 0,9 0,07
Swarzów 0,09 1,2 0,09
Mogilno 0,38 20 Rozbudowa 2016 0,80
Wierzchowice 0,57 4,3 Rozbudowa 2011 1,20
Daszewo - Budowa 2009 0,03
Kosakowo - Budowa 2020 0,25
Bonikowo - Budowa 2010 0,20
Ogółem 1,66 3,37 Źródło: PGNiG S.A.
Wykres 60 Istniejące i planowane podziemne magazyny gazu w Polsce
Opis wykresu:
Podziemne magazyny gazu w Polsce Istniejące Planowane do rozbudowy Planowane
Ref.7628001B 77
Źródło: PGNiG S.A., Raport roczny 2007
Decyzje o inwestycjach w róŜne rodzaje magazynów podejmowane są przede wszystkim w oparciu o uwarunkowania geologiczne. JednakŜe rynek zwiększa zapotrzebowanie na bardziej elastyczne pojemności magazynowe (co zostanie omówione w części 17.5.3) i w Europie zwiększają się inwestycje w inne rodzaje magazynów niŜ wyeksploatowane złoŜa. Wykres 61 przedstawia kształtowanie się pojemności magazynowej w UE w okresie 1990-2006. Ilustruje zwiększenie inwestycji w kawerny solne (Niemcy, Dania, Polska i Wielka Brytania), warstwy wodonośne – aquifery (Niemcy i Francja) i instalacje LNG do wyrównania szczytowego zapotrzebowania (peak-shaving) (Hiszpania). MoŜna jednak nadal zaobserwować wzrost pojemności magazynowej w wyeksploatowanych złoŜach (Austria i Słowacja).
Wykres 61 Kształtowanie się czynnej pojemności magazynowej w państwach członkowskich UE, wg rodzaju magazynu 1990-2006
Opis wykresu: Wyeksploatowane złoŜa Kawerny solne Warstwy wodonośne (aquifery) Instalacje LNG do zapotrzebowania szczytowego (peak shaving) Pojemność mln m3
Ref.7628001B 78
0
5000
10000
15000
20000
25000
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
1990
2000
2006
de fr it nl hu uk cz at es dk be lv ro sk bg pt pl
Ca
paci
ties
mcm
Depleted Fields Saline Cavities Aquifer LNG Peak Shaving
Źródło: W oparciu o dane z /12/
17.4 Planowane inwestycje w pojemność magazynową w Polsce
Wszystkie projekty budowy nowej lub rozbudowy istniejącej zdolności magazynowej zestawione w tabeli 23 znajdują się na liście najwaŜniejszych projektów osi priorytetowej X „Bezpieczeństwo energetyczne i dywersyfikacja źródeł energii” programu operacyjnego /9/ celem zgłoszenia do grantu EFRR 12 i stanowią część inicjatywy JASPERS obejmującej duŜe projekty sektora gazu.
Tabela 24 Projekty nowej zdolności magazynowej w Polsce, część głównych projektów osi priorytetowej X „Bezpieczeństwo energetyczne i dywersyfikacja źródeł energii” programu operacyjnego Lista głównych projektów sektora gazowego z udziałem inicjatywy JASPERS
Nazwa projektu
Cele i potencjalny zakres Szacunkowe
koszty
Planowa-ny okres realizacji
Beneficjent/promotor projektu
Kawernowy podziemny magazyn gazu Mogilno - rozbudowa
Zwiększenie pojemności magazynu z 0,41 do 0,515 mld m3 poprzez utworzenie dwóch nowych kawern (ługowanie soli). Poprawa bezpieczeństwa dostaw szczytowych. Budowa podziemnych zbiorników (kawern).
€ 15 mln euro 2009-2011 PGNiG S.A.
12 Europejski Fundusz Rozwoju Regionalnego
Ref.7628001B 79
Podziemny magazyn gazu Kosakowo - budowa
Nowy projekt – budowa magazynu o pojemności do 0,25 mld m3. Brak na razie infrastruktury napowierzchniowej i podziemnej. Procedury formalne i prawne zostały zakończone. Poprawa bezpieczeństwa dostaw szczytowych... Budowa podziemnych zbiorników i urządzeń napowierzchniowych.
€62,5 mln euro
2007-2015 PGNiG S.A.
Podziemny magazyn gazu Strachocina - rozbudowa
Zwiększenie pojemności magazynu z 0,15 do 0,3 mld m3. Zwiększenie bezpieczeństwa dostaw gazu. Budowa urządzeń napowierzchniowych, w tym stacji spręŜania i nowych studni.
€ 33,3 mln euro
2007-2010 PGNiG S.A.
Podziemny magazyn gazu Wierzchowice - rozbudowa
Zwiększenie pojemności magazynu z 0,5 do 1,2 mld m3. Zwiększenie bezpieczeństwa dostaw gazu. Budowa urządzeń napowierzchniowych dla etapu I i II
€132,5 mln euro
2007-2011 PGNiG S.A.
17.5 Zapotrzebowanie na pojemność magazynową Gaz jest w znacznym stopniu wykorzystywany do celów grzewczych, tzn. znaczna część zuŜycia gazu jest zaleŜna od temperatury, czego skutkiem jest tzw. zapotrzebowanie sezonowe lub wahania zapotrzebowania. Magazynowanie to jedno z głównych narzędzi elastyczności wykorzystywane do bilansowania sezonowego. Oznacza to, Ŝe podczas niskiego zapotrzebowania w okresie letnim, gaz jest zatłaczany do magazynów, a odbierany (wytłaczany) w okresach wysokiego zapotrzebowania w sezonie zimowym.
17.5.1 Pojemność magazynowa do bilansowania sezonowego Przyszłe zapotrzebowanie na magazynowanie gazu ziemnego do bilansowania sezonowego moŜna oszacować na róŜne sposoby; poniŜej przedstawiono podejście zastosowane w niniejszej analizie. Metoda ta jest oparta o rozwaŜania Höfflera i Küblera (2007)13.
13 Höffler and Kübler (2007): Demand for storage of natural gas in northwestern Europe. Trends 2005 to 2030 (Zapotrzebowanie na magazynowanie gazu ziemnego w Europie Północno-Zachodniej. Tendencje w latach 2005-2030)
Ref.7628001B 80
Wykres 62 Zastosowane podejście/metodologia
Szacunkowe zuŜycie gazu, dane dotyczące produkcji i wskaźniki wahań pozwalają na ekstrapolację zapotrzebowania na magazynowanie gazu ziemnego do bilansowania sezonowego. Wzór jest następujący: (Przyszłe zapotrzebowanie x Wskaźnik wahań zuŜycia) – (przyszła produkcja własna x wskaźnik wahań produkcji) – (Przyszły import x wskaźnik wahań importu) = przyszłe zapotrzebowanie na magazynowanie gazu Jeśli chodzi o szacunkowe zuŜycie gazu, wykorzystano dane z trzech scenariuszy – “bez zmian” (BAU), zielonego (GRS) i zwiększonego zuŜycia (GES). Informacji na temat wahań zapotrzebowania i wahań podaŜy dostarczyły miesięczne dane dotyczące zuŜycia gazu dostępne w bazie danych Eurostatu. Sezonowe wahania zapotrzebowania na gaz spowodowane są zaleŜnością zuŜycia gazu od temperatury. W niniejszej analizie, wahania zapotrzebowania definiowane są jako zuŜycie zimowe (od października do marca) minus zuŜycie letnie (od kwietnia do września) podzielone przez zuŜycie roczne ogółem. Trzy róŜne narzędzia elastyczności po stronie podaŜowej mogą pokryć wahania zapotrzebowania, tzn.:
• produkcja krajowa • import gazu ziemnego • magazynowanie gazu
Wykres 63 poniŜej przedstawia faktyczne miesięczne zuŜycie i miesięczną produkcję krajową, jako przykład. Lukę między linią ciemnoniebieską a róŜową powinny zapełnić dostawy z importu i odbiór gazu z magazynów. Jak widać na wykresie, luka między produkcją a zuŜyciem znacznie się powiększa w miesiącach zimowych. JeŜeli import jest na stałym poziomie w ciągu całego roku, wzrost zapotrzebowania w zimie musi zostać pokryty poprzez zwiększenie produkcji
Wahania podaŜy z produkcji krajowej
Wahania zapotrzebowa-nia ze zuŜycia gazu
Wahania dostaw z importu
Wahania zapotrzebowania do zbilansowa
Wahania importu
Dane dot. importu
Wahania produkcji własnej (rodzimej)
Dane dot. produkcji krajowej
Historyczne wahania zuŜycia
Dane dot. zuŜycia gazu, scenariusze
PodaŜ magazynowania
X
X
X
=
=
=
Wahania zapotrzebowa-nia ze zuŜycia gazu
Wahania dostaw z importu
Wahania podaŜy z produkcji krajowej
-
-
=
ZałoŜenia i dane
Ref.7628001B 81
krajowej albo przez gaz z magazynów. Wykres 64 ilustruje róŜnice w wahaniach zuŜycia i produkcji krajowej w państwach członkowskich UE.
Wykres 63 ZuŜycie gazu ziemnego i profile produkcji w UE-27
0
10
20
30
40
50
60
70
80
jan-
04
mar
-04
maj-0
4
jul-0
4
sep-
04
nov-
04
jan-
05
mar
-05
maj-0
5
jul-0
5
sep-
05
nov-
05
jan-
06
mar
-06
maj-0
6
jul-0
6
sep-
06
nov-
06
BCM Total consumption Total indigineous production
Źródło: W oparciu o dane z Eurostatu
Opis wykresu: mld m3 zuŜycie ogółem produkcja krajowa ogółem styczeń, marzec, maj, lipiec, wrzesień, listopad 2004 2005 2006
Ref.7628001B 82
Wykres 64 Średnie wskaźniki wahań zuŜycia państw członkowskich UE 2004-
06
Wahania zuŜycia dla UE-27
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
Portugalia Rumunia Belgia Włochy Węgry Szwecja Słowacja
Wahania
Źródło: W oparciu o dane z Eurostatu
PowyŜszy wykres prezentuje indywidualne róŜnice we wskaźnikach wahania zuŜycia, np. wynika z niego, Ŝe Polska ma wskaźnik wahań wynoszący ok. 25%, co oznacza, Ŝe Polacy zuŜywają o 25% więcej gazu w okresie od października do marca w porównaniu z okresem od kwietnia do września.
Wskaźniki wahań pozostają na stałym poziomie w analizowanym okresie.
Na Wykresie 67 przedstawiono szacunkowe zapotrzebowanie na magazynowanie do bilansowania sezonowego w Polsce.
17.5.2 Magazynowanie w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw Zgodnie z postanowieniami ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagroŜenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym z lutego 2007 r. omówionymi w części 4.5.3, PGNiG S.A. jako przedsiębiorstwo zajmujące się równieŜ obrotem gazu z zagranicą ma obowiązek utrzymywania zapasów obowiązkowych. Według Ministerstwa Gospodarki, PGNiG S.A. zgromadziło na chwilę obecną 284 mln m3 zapasów obowiązkowych, które powinny wystarczyć na 11 dni. Prognozowane ilości zapasów obowiązkowych (zakładając, Ŝe import pozostanie bez zmian , tzn. na poziomie 9598 mln m3 rocznie) wynosić będą:
• Od 1 października 2009 do 30 września 2010 – 394,4 mln m3 • Od 1 października 2010 do 30 września 2012 – 525,9 mln m3 • Od 1 października 2012 – 788,8 mln m3
Polska
Ref.7628001B 83
Te ilości gazu i zajmowana przez nie pojemność magazynowa nie są dostępne do bilansowania sezonowego.
17.5.3 Zapotrzebowanie na magazynowanie w UE Przy uŜyciu metodologii wyjaśnionej powyŜej, dokonano oszacowania zapotrzebowania w UE na magazynowanie do celów bilansowania i zestawienia z krótkoterminowymi planowanymi inwestycjami w pojemność magazynową. Rosnąca zaleŜność UE od importu sprawiła, Ŝe kwestia dostępności zdolności magazynowej w UE znalazła się w centrum zainteresowania. Jak wspomniano powyŜej, głównym motorem wzrostu zapotrzebowania na pojemność magazynową jest zwiększone zuŜycie gazu i wzrost udziału importu, który skutkuje mniejszą elastycznością dostaw w porównaniu z produkcją krajową. Zapotrzebowanie na magazynowanie w UE obliczane jest na podstawie scenariusza podstawowego PRIMES 2007 (Baseline Scenario) oraz scenariusza źródeł odnawialnych i efektywności. Polska została uwzględniona dla zachowania spójności i wyłącznie do celów przedstawienia dostępności pojemności magazynowej UE, poniewaŜ scenariusze opracowane w niniejszej analizie są róŜne niŜ PRIMES, dla którego dostępne są dane dla wszystkich krajów UE. Zapotrzebowanie na magazynowanie w Polsce i dotyczące go wnioski zostały opracowane na bazie scenariuszy zdefiniowanych w niniejszej analizie. PodaŜ magazynowania obejmuje istniejącą pojemność magazynową w UE oraz planowane inwestycje krótkoterminowe w rozbudowę i nową pojemność magazynową wg GSE /26/. Na wykresie 65 przedstawiono stosunek podaŜy magazynowania do zapotrzebowania na magazynowanie w UE w perspektywie krótkoterminowej. (Czerwona kolumna stanowi jedynie weryfikację prawidłowości obliczeń modelu – stosunek obliczonego zapotrzebowania na magazynowanie do faktycznego zapotrzebowania na magazynowanie w 2005 r. jest bliski 1). Jak wynika z wykresu, wdroŜenie projektów w zakresie budowy nowej lub rozbudowy istniejącej pojemności magazynowej w Polsce jest waŜne w globalnym obrazie UE w perspektywie krótkoterminowej. PodaŜ magazynowania i zapotrzebowanie w 2015 r. równowaŜą się, z uwzględnieniem planowanej nowej pojemności magazynowej w Polsce, natomiast w 2020 r. zapotrzebowanie jest większe niŜ podaŜ. Scenariusz wysokiego udziału źródeł odnawialnych i efektywności energetycznej przewiduje mniejsze zapotrzebowanie na gaz niŜ scenariusz bazowy (Baseline). W odniesieniu do tych samych inwestycji, daje wyŜszy wynik stosunku podaŜy magazynowania i zapotrzebowania na nie.
Ref.7628001B 84
Wykres 65 Zapotrzebowanie na magazynowanie i podaŜ w UE
Źródło: Ramboll na podstawie danych PRIMES
17.5.4 Zapotrzebowanie na magazynowanie związane ze zwiększoną integracją rynku (wysoka częstotliwość)
Zwiększona integracja rynku moŜe prowadzić do zwiększonego zapotrzebowania na magazynowanie. W przeciwieństwie do zapotrzebowania sezonowego, które jest głównie kwestią pojemności magazynowej, zapotrzebowanie wynikające ze zwiększonej integracji rynku wymaga relatywnie wyŜszych poziomów zdolności odbioru w porównaniu z magazynowaniem sezonowym, tzn. w celu optymalizacji podaŜy/popytu w krótszych odstępach czasowych, magazyny nie muszą mieć większej pojemności, ale wyŜsze tempo wytłaczania. Podstawową koncepcję przedstawia Wykres 66, na którym ciemnoniebieska linia przedstawia faktyczne tempo zatłaczania i wytłaczania w unijnych magazynach gazu – dodatnie zmiany zapasów to przepływy z magazynu. MoŜna zauwaŜyć, Ŝe ciemnoniebieska linia pokrywa się z normalnym sezonowym rytmem zatłaczania/wytłaczania, tzn. zatłaczanie latem i wytłaczanie zimą. Optymalizacja wysokiej częstotliwości, tzn. optymalizacja na poziomie dziennym/tygodniowym nie wymaga dodatkowego gazu poza tym jaki juŜ się znajduje w magazynach, ale moŜna ją uznać za precyzyjne „dostrojenie” (fine-tuning) poziomu zapasów. Optymalizacja krótkoterminowa pozwala uczestnikom
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
Oblicz. zapotrzebowanie
2005
2015 2020 2015 2020Sc. podst. 2007 Sc. wysokiego udziału
OZE i EE
Ref.7628001B 85
rynku gazu na wykorzystanie róŜnic cenowych, jakie istnieją w okresie tygodniowym/miesięcznym a nawet dziennym, np. moŜna sprzedawać gaz w ciągu 5 dni roboczych, gdy ceny gazu są zwykle wyŜsze niŜ w weekend, a następnie uzupełniać zapasy w weekend. Zatem pod koniec cyklu (tygodniowego) gaz został odebrany i ponownie zatłoczony i tego typu działanie nie wymaga więcej zdolności magazynowej w sensie pojemności, ale tylko dodatkowej zdolności wytłaczania i zatłaczania. Krótkoterminowa optymalizacja lub „dostrojenie” (fine-tuning) magazynowania gazu jest zaznaczona na róŜowo – pokazuje zmiany zapasów w magazynach gazu UE w styczniu 2003 r. i grudniu 2007 r. MoŜna zaobserwować jak optymalizacja krótkoterminowa zwiększa odbiór gazu w niektórych punktach i zwiększa zatłaczanie w innych. Wykres 66 Zmiany zapasów gazu ziemnego (przepływy gazu ogółem z magazynów UE) – profile zapotrzebowania o wysokiej i niskiej częstotliwości.
-15000
-10000
-5000
0
5000
10000
15000
20000
jan-0
3
apr-
03
jul-
03
okt-
03
jan-0
4
apr-
04
jul-
04
okt-
04
jan-0
5
apr-
05
jul-
05
okt-
05
jan-0
6
apr-
06
jul-
06
okt-
06
jan-0
7
apr-
07
jul-
07
okt-
07
MCM Seasonal demand Short-term market optimisation
Źródło: Ramboll
Opis wykresu: mln m3
Zapotrzebowanie sezonowe Krótkoterminowa optymalizacja rynku styczeń, kwiecień, lipiec, październik 2003 2004 2005 2006 2007
17.6 Analiza porównawcza zapotrzebowania na magazynowanie i podaŜy w Polsce
Ref.7628001B 86
Analizę porównawczą szacowanego zapotrzebowania na magazynowanie do celów bilansowania sezonowego i pojemności magazynowej w Polsce – istniejącej i planowanej (wg danych z tabeli 24) przedstawiono na wykresie 67.
Wykres 67 PodaŜ i popyt na magazynowanie w Polsce
Źródło: Na podstawie danych na temat zuŜycia, produkcji i importu z Eurostatu i PGNiGu S.A. dotyczących pojemności magazynowej Z wykresu wynika, Ŝe:
• istniejąca pojemność magazynowa jest niewystarczająca do pokrycia zapotrzebowania na magazynowanie w 2015 r. w Ŝadnym ze scenariuszy juŜ w 2015 r.;
• planowane inwestycje w budowę magazynów i rozbudowę pojemności do 2015 r. pokrywają zapotrzebowanie na magazynowanie w scenariuszu “bez zmian” (BAU) i zielonym (GRS), ale nie w scenariuszu zwiększonego zuŜycia (GES);
• planowane inwestycje w budowę magazynów i rozbudowę pojemności do 2020 r. nie są w stanie pokryć zapotrzebowania na magazynowanie w 2035 r. ani w scenariuszu “bez zmian” (BAU), ani w scenariuszu zielonym (GRS), ani w scenariuszu zwiększonego zuŜycia (GES);
• jeŜeli w praktyce sprawdzi się prognoza scenariusza wysokich cen, inwestycje w magazynowanie planowane do 2015 r. są konieczne, ale te planowane po 2015 r. juŜ nie.
0
2
4
6
8
10
2008 2015 2020 2015 2035 2015 2035 2015 2035 2035
PodaŜ magazynowania gazu
scenariusz bez zmian
scenariusz zielony scenariusz zwiększonego zuŜycia
scenariusz wysokich cen
mld m3
Zapotrzebowanie na magazynowanie gazu
PodaŜ magazynowania gazu
Ref.7628001B 87
NaleŜy zaznaczyć, Ŝe powyŜsza analiza porównawcza nie uwzględnia pojemności magazynowej koniecznej do tworzenia zapasów obowiązkowych dla uczestników rynku zajmujących się obrotem gazu importowanego w Polsce. JeŜeli przepis ten zostanie utrzymany:
• istniejąca pojemność magazynowa będzie niewystarczająca do pokrycia zapotrzebowania na magazynowanie w 2015 r. w Ŝadnym ze scenariuszy juŜ w 2015 r.;
• planowane inwestycje w budowę magazynów i rozbudowę pojemności do 2015 r. mogą być niewystarczające do pokrycia zapotrzebowania na magazynowanie we wszystkich scenariuszach;
• planowane inwestycje w budowę magazynów i rozbudowę pojemności do 2020 r. nie będą w stanie pokryć zapotrzebowania na magazynowanie w 2035 r. ani w scenariuszu “bez zmian” (BAU), ani w scenariuszu zielonym (GRS), ani w scenariuszu zwiększonego zuŜycia (GES);
• jeŜeli w praktyce sprawdzi się prognoza scenariusza wysokich cen, inwestycje w magazynowanie planowane do 2015 r. będą konieczne, ale te planowane po 2015 r. juŜ nie.
Magazynowanie jest tylko jednym z narzędzi zapewnienia bezpieczeństwa dostaw i powinno być połączone z innymi narzędziami, takimi jak dywersyfikacja dostaw, odbiorcy wyłączalni i moŜliwość przechodzenia na inne paliwo.
18. Podsumowanie części dotyczącej dostaw gazu
Niepewność związana z malejącymi zasobami gazu w połączeniu z ciągle rosnącym zapotrzebowaniem na gaz w Europie Północnej zaostrzają konkurencję jeśli chodzi o dostawy gazu w regionie. Polska ma udokumentowane krajowe zasoby gazu rzędu 98 mld m3 ekwiwalentu gazu wysokometanowego. Produkcja ustabilizowała się na poziomie 4,3 mld m3
rocznie, PGNiG S.A. zapowiada jednak wzrost produkcji do 5,3-5,5 mld m3 rocznie w najbliŜszej przyszłości. PGNiG S.A. uzyskało równieŜ prawa do poszukiwań i produkcji na Morzu Północnym i ogłasza plany kontynuacji podobnej działalności w Libii, Algierii, Egipcie, Pakistanie i Danii. W perspektywie historycznej, Polska jest importerem netto gazu ziemnego, z ustabilizowanym poziomem importu wynoszącym obecnie ok. 70% zuŜycia gazu ogółem. ZaleŜność od importu sama w sobie nie oznacza naraŜenia na zakłócenia dostaw. Jednak zaleŜność od dostawcy owszem. Pomimo pewnego stopnia dywersyfikacji dostaw, 90% importu gazu do Polski zaleŜy bezpośrednio lub pośrednio od Rosji. W kategoriach dostawcy, zaleŜność ta jest jeszcze większa.
Ref.7628001B 88
Analiza porównawcza zapotrzebowania na gaz ziemny z istniejącymi kontraktami długoterminowymi wskazuje (Wykres 68) na potrzebę odnowienia kontraktów lub zawarcia nowych, niezaleŜnie od tego, który ze scenariuszy zrealizuje się w praktyce. Jednak nie jest jasne, ile kontrakty ramowe są w stanie dostarczyć.
Wykres 68 PodaŜ i zapotrzebowanie na gaz do 2035 r. mld m3 standardowych
Źródło: Ramboll
scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
Główne dostawy gazu do Polski pochodzą z dwóch źródeł dostaw – Drozdowicze (42% w 2006 r.) na granicy z Ukrainą i Wysokoje (20% w 2006 r.) na granicy z Białorusią. Głównym punktem dostaw z historycznego punktu widzenia było Wysokoje, ale został on strategicznie przesunięty do Drozdowicz w ostatnich latach. Punkt dostaw w Drozdowiczach jest jednak wąskim gardłem. Planowane są dwa nowe punkty dostaw - gazociąg Baltic Pipe i terminal importu LNG Gazoport, o przepustowości odpowiednio 3 mld m3 rocznie i 2,5 – 7,5 mld m3 rocznie. Generalnie, system przesyłowy w Polsce jest stary, nie oznacza to jednak Ŝe nie funkcjonuje, konieczne są jednak znaczne inwestycje w utrzymanie i wymianę elementów, poniewaŜ w znacznej części systemu przepustowość rur jest ograniczona do 85%, a w niektórych nawet do 70%. Gaz System, operator systemu przesyłowego, przygotował plan inwestycyjny w celu likwidacji wąskich gardeł w systemie i umoŜliwienia przesyłu gazu z nowych punktów dostaw połączonych z gazociągiem Baltic Pipe i terminalem LNG Gazoport.
13
15,1
19,7
15
22,522,1
44,7
14,3
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
2005 2015 2035
BAU GRS GES HPS
4,3 mld m3 Produkcja własna
7 mld m3 Kontrakt jamalski
Kontrakt jamalski9 mld m3
1-1,2 mld m3MoŜliwy wzrost
Produkcji własnej
Ref.7628001B 89
Polska ma sześć podziemnych magazynów gazu o łącznej pojemności 1,66 mld m3. PGNiG S.A. będące właścicielem i operatorem wszystkich magazynów planuje budowę nowych i rozbudowę istniejących. Łączna planowana pojemność magazynowa w 2015 r. wynosiłaby zatem 2,32 mld m3 i 3,37 mld m3 w 2020 r. Wykres 69 PodaŜ i popyt na magazynowanie w Polsce
Źródło: Na podstawie danych na temat zuŜycia, produkcji i importu z Eurostatu i PGNiGu S.A. dotyczących pojemności magazynowej Z analizy porównawczej zapotrzebowania na magazynowanie i podaŜy wynika, Ŝe:
• istniejąca pojemność magazynowa jest niewystarczająca do pokrycia zapotrzebowania na magazynowanie w 2015 r. w Ŝadnym ze scenariuszy w 2015 r.;
• planowane inwestycje w budowę magazynów i rozbudowę pojemności do 2015 r. pokrywają zapotrzebowanie na magazynowanie w scenariuszu “bez zmian” (BAU) i zielonym (GRS), ale nie w scenariuszu zwiększonego zuŜycia (GES);
• planowane inwestycje w budowę magazynów i rozbudowę pojemności do 2020 r. nie są w stanie pokryć zapotrzebowania na magazynowanie w 2035 r. ani w scenariuszu “bez zmian” (BAU), ani w scenariuszu zielonym (GRS), ani w scenariuszu zwiększonego zuŜycia (GES);
• jeŜeli w praktyce sprawdzi się prognoza scenariusza wysokich cen, inwestycje w magazynowanie planowane do 2015 r. są konieczne, ale te planowane po 2015 r. juŜ nie.
0
2
4
6
8
10
2008 2015 2020 2015 2035 2015 2035 2015 2035 2035
PodaŜ magazynowania gazu
scenariusz bez zmian
scenariusz zielony scenariusz zwiększonego zuŜycia
scenariusz wysokich cen
mld m3
Zapotrzebowanie na magazynowanie gazu
PodaŜ magazynowania gazu
Ref.7628001B 90
JeŜeli przepis dotyczący obowiązku utrzymywania zapasów gazu przez przedsiębiorstwo zajmujące się obrotem gazem ziemnym z zagranicą zostanie utrzymany:
• istniejąca pojemność magazynowa będzie niewystarczająca do pokrycia zapotrzebowania na magazynowanie w 2015 r. w Ŝadnym ze scenariuszy juŜ w 2015 r.;
• planowane inwestycje w budowę magazynów i rozbudowę pojemności do 2015 r. mogą być niewystarczające do pokrycia zapotrzebowania na magazynowanie we wszystkich scenariuszach;
• planowane inwestycje w budowę magazynów i rozbudowę pojemności do 2020 r. nie będą w stanie pokryć zapotrzebowania na magazynowanie w 2035 r. ani w scenariuszu “bez zmian” (BAU), ani w scenariuszu zielonym (GRS), ani w scenariuszu zwiększonego zuŜycia (GES);
• jeŜeli w praktyce sprawdzi się prognoza scenariusza wysokich cen, inwestycje w magazynowanie planowane do 2015 r. będą konieczne, ale te planowane po 2015 r. juŜ nie.
CENY I TARYFY GAZU ZIEMNEGO
18.1 Zarys światowych cen gazu ziemnego W ciągu ostatnich lat, a zwłaszcza po roku 2002, kraje zuŜywające gaz ziemny odczuły gwałtowny wzrost cen gazu ziemnego, spowodowany wzrostem cen ropy naftowej, z którymi ceny gazu są powiązane. PoniŜszy wykres przedstawia kształtowanie się cen ropy naftowej i gazu. Wykres 70 Korelacja między cenami ropy naftowej i gazu
Źródło: Publikacje EUROSTATU, 2007
Opis wykresu: ropa naftowa (Brent), gaz – gospodarstwa domowe, gaz – przemysł styczeń 2005, lipiec 2005
Ref.7628001B 91
styczeń 2006, lipiec 2006 styczeń 2007
Wykres 71 pokazuje ceny gazu ziemnego dla gospodarstw domowych w USD dla wybranych krajów.
Jak widać na wykresie, ceny rosną od 2002 r., ale wzrost w jednych krajach był ostrzejszy niŜ w innych i jest to rezultat regulacji krajowych i kosztów innych niŜ koszty gazu. Odbiorcy gazu ziemnego z sektora gospodarstw domowych w Danii płacili więcej za jednostkę energii niŜ odbiorcy na Węgrzech, a jednocześnie odbiorcy w Polsce płacili tyle samo, co odbiorcy w Stanach Zjednoczonych.
Wykres 71 Ceny gazu ziemnego dla gospodarstw domowych w USD
Ceny gazu ziemnego dla gospodarstw domowych w USD
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
US
D/
GJ
USA Dania Irlandia Polska Węgry Holandia
Źródło: MAE, Natural Gas Information(2007 Edition) Źródło: Międzynarodowa Agencja Energetyczna, Informacje o gazie ziemnym, edycja 2007
18.2 Ceny gazu ziemnego w Polsce Ceny gazu w Polsce są zatwierdzane przez regulatora. PoniŜszy wykres pokazuje, Ŝe cena gazu ziemnego dla gospodarstw domowych w Polsce była i jest generalnie niŜsza niŜ w większości krajów zachodnioeuropejskich i średnia UE-27, zarówno przed jak i po opodatkowaniu.
Ref.7628001B 92
Wykres 72 Struktura cen gazu dla odbiorców z gospodarstw domowych z 1 stycznia 2008 Źródło: Na podstawie danych Eurostetu
Opis wykresu: przed opodatkowaniem, inne podatki, VAT
Wykres 73 Ceny gazu – gospodarstwa domowe
Ceny gazu – odbiorcy przemysłowi
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
10,00
2004 2005 2006 2007
EUR/GJ
UE-25 UE-15 Polska
Źródło: w oparciu o dane Eurostatu
Ref.7628001B 93
Wykres 74 Ceny gazu dla odbiorców przemysłowych
Źródło: Na podstawie danych Eurostatu
Wykres 75 Ceny gazu ziemnego dla duŜych standardowych odbiorców przemysłowych w Polsce i średnia w UE-25 i UE-15 przed i po opodatkowaniu
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
2004s01 2004s02 2005s01 2005s02 2006s01 2006s02 2007s01 2007s02 2004s01 2004s02 2005s01 2005s02 2006s01 2006s02 2007s01 2007s02
EUR/GJ
UE-25 Polska UE-15
Ceny bez podatku Ceny z podatkiem
Ceny gazu ziemnego dla duŜych standardowych odbiorców przemysłowych
2004s01- Pierwsze półrocze 2004 2004s02- Drugie półrocze 2004
Źródło: Na podstawie danych Eurostatu
Ceny gazu – odbiorcy przemysłowi
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
10,00
2004 2005 2006 2007
EUR/GJ
UE-25 UE-15 Polska
Ref.7628001B 94
18.3 Wpływ wysokich cen gazu na polski rynek gazu Eurostat korzysta ze standardów siły nabywczej (Purchasing Power Standards -PPS) do alternatywnych porównań międzynarodowych. PPS to sztuczna wspólna referencyjna jednostka walutowa, która eliminuje róŜnice poziomu cen między krajami. A zatem 1 PPS nabywa ten sam wolumen towarów/usług we wszystkich krajach. Kiedy cena gazu ziemnego dla gospodarstw domowych w Polsce zostanie wyraŜona w PPS, sytuacja wygląda nieco inaczej. Oprócz tego, na wykresie 77 Polska w 2004 r. plasuje się na samym końcu skali, gdzie roczny koszt gazu dla gospodarstwa domowego stanowi największą część finalnych wydatków ogółem gospodarstwa domowego w Europie. Brak danych umoŜliwiających aktualizację tych danych liczbowych. Wykres 76 Ceny w standardzie siły nabywczej /GJ dla odbiorców z gospodarstw domowych z 1 stycznia 2007 r.
Źródło. EUROSTAT
Opis wykresu: ceny dla gospodarstw domowych w standardzie siły nabywczej (PPS)/GJ
Ref.7628001B 95
Wykres 77 Roczne koszty gazu /łączne wydatki na zuŜycie finalne gospodarstw domowych per capita
Źródło. EUROSTAT
Kraje: Stany Zjednoczone, Luksemburg, Kanada, Wielka Brytania, Szwajcaria, Irlandia, Australia, Austria, Francja, Belgia, Niemcy, Holandia, Słowacja, Nowa Zelandia, Dania, Hiszpania, Włochy, Czechy, Węgry, Portugalia, Polska
Ocenę wpływu wysokich cen gazu ziemnego na zapotrzebowanie na gaz zawarto w scenariuszu wysokich cen.
CZĘŚĆ IV PODSUMOWANIE, NAJWAśNIEJSZE WNIOSKI I REKOMENDACJE
PODSUMOWANIE METODOLOGII Metodologia zastosowana do oceny zapotrzebowania na gaz w Polsce łączy kształtowanie się zapotrzebowania na energię z rozwojem polskiej gospodarki i próbuje uwzględnić wpływ polityk energetycznych i regulacji poprzez opracowanie scenariuszy i analizę wraŜliwości .
Metodologia składa się z trzech głównych części:
0%
5%
10%
15%
20%
UNIT
ED S
TATES
LUXEM
BOURG
CAN
ADA
UNIT
ED K
INGDOM
SWIT
ZERLA
ND
IRELA
ND
AUSTR
ALIA
AUSTR
IA
FRANCE
BEL
GIU
M
GERM
ANY
NETH
ERLA
NDS
SLO
VAK
REPU
BLIC
NEW
ZEA
LAND
DEN
MARK
SPA
IN
ITALY
CZE
CH R
EPU
BLIC
HUNGAR
Y
PORTU
GAL
POLA
ND
Ref.7628001B 96
• analizy zstępującej (top down) parametrów makroekonomicznych i zewnętrznych
• analizy wstępującej (bottom up) wzorców zuŜycia energii finalnej, regulacji, polityk energetycznych, itd.
• modelowania STREAM
18.4 Analiza zstępująca Całkowite zuŜycie energii pierwotnej w Polsce do roku 2035 zostanie oszacowane w oparciu o analizy i prognozy PKB i energochłonności – tzw. analiza zstępująca – w której porównuje się rozwój polskiej gospodarki z podobnymi gospodarkami i opracowuje wzór rozwoju.
Analizując rozwój ekonomiczny Polski, Bank Światowy (w 2006 r.) prognozował tempo wzrostu na poziomie ok. 5,5% do 2010 r., z kolei MFW (Międzynarodowy Fundusz Walutowy) w 2007 r. w World Economic Outlook oszacował średnie tempo wzrostu na poziomie 4,8% do 2013 r., a Ministerstwo Gospodarki szacuje, Ŝe dla tego samego okresu wzrost będzie kształtował się na poziomie 5,1%. Uwzględniając wszystkie szacunki i analizując ceny paliw i moŜliwy wpływ tych cen na gospodarkę, Konsultant prognozuje średni wzrost na poziomie 4,9% w okresie od 2007 r. do 2035 r., a w scenariuszu wysokich cen paliw tempo wzrostu na ten sam okres na poziomie 4,5%. W oparciu o te prognozy, tzn. przy średnim tempie wzrostu na poziomie 4,9% do 2035 r., PKB per capita Polski osiągnie obecny poziom PKB per capita Niemiec, a w scenariuszu wysokich cen paliw poziom PKB per capita Włoch przy średnim tempie wzrostu na poziomie 4,5%. Oprócz tego, kolejnym wskaźnikiem zastępczym (proxy indicator) w prognozowaniu rozwoju danego rynku energetycznego w przyszłości jest energochłonność. Wcześniejsze doświadczenia pokazują, Ŝe kraje o lepszym dochodzie per capita zmierzają w stronę niskiej energochłonności, co oznacza wysoki poziom efektywności energetycznej. Obecnie kraje takie jak Irlandia, Niemcy czy Holandia to niektóre z krajów charakteryzujących się wysoką efektywnością energetyczną, a jeŜeli taka tendencja się utrzyma, Polska powinna osiągnąć ten wysoki poziom efektywności do 2035 r. MoŜliwe, Ŝe kierunek rozwoju polskiej gospodarki przypominać będzie drogę Irlandii, “Tygrysa Celtyckiego” 20 lat temu, gdy stopa bezrobocia spadła z rekordowego poziomu 17% na początku lat 1980-tych do 4% na początku 2000 r. Jednym z głównych atutów Irlandii były skutki wyŜu demograficznego. Liczba ludności w Polsce spadła w ostatnich latach, ale głównie na skutek emigracji do innych krajów. Ta sytuacja moŜe szybko ulec zmianie (np. główny kierunek emigracji Polaków w ostatnich latach to Wielka Brytania, słaby funt moŜe sprawić, Ŝe warunki pracy tam staną się mniej atrakcyjne, co sprawi, Ŝe Polacy wrócą do kraju). Pracownicy powracający na rynek pracy, nawet z doświadczeniem zdobytym za granicą, mogą okazać się takim atutem jak wyŜ demograficzny.
Ref.7628001B 97
Aby osiągnąć poziom PKB per capita Irlandii w 2035 r., polska gospodarka musiałaby rozwijać się w tempie 6% rocznie.
18.5 Analiza wstępująca Analiza zstępująca koncentrowała się na zuŜyciu energii pierwotnej, z kolei celem analizy wstępującej jest analiza wzorców zuŜycia energii finalnej i ocena, w jaki sposób środki regulacyjne i polityki mogą pomóc w kształtowaniu przyszłego rozwoju rynku energetycznego. W celu przedstawienia róŜnych moŜliwych dróg rozwoju polskiego sektora energetycznego, opracowano trzy scenariusze:
• scenariusz „bez zmian” (business-as-usual - BAU) • scenariusz „zielony” (green scenario - GRS) • scenariusz „zwiększone zuŜycie gazu” (gas enhanced scenario - GES) • scenariusz „wysokich cen” (high price scenario – HPS)
ZałoŜenia dotyczące parametrów makroekonomicznych są wspólne dla pierwszych trzech scenariuszy (BAU, GRS i GES), podczas gdy scenariusz wysokich cen (HPS) zakłada wolniejsze tempo wzrostu, natomiast załoŜenia dotyczące polityki energetycznej i wdraŜanych regulacji są róŜne dla róŜnych scenariuszy. Główną koncepcją scenariuszy jest ustalenie pewnych celów do osiągnięcia, a kolejny krok to ewaluacja technologii, które moŜna zastosować do osiągnięcia tych celów poprzez analizę wstępującą kształtowania się zuŜycia energii finalnej w poszczególnych sektorach odbiorców, dostępności odnawialnych źródeł energii, potencjalnych oszczędności energii, itd., a zatem oszacowanie udziału róŜnych paliw w strukturze koszyka energetycznego (energy mix) Polski.
18.6 Narzędzie modelowania STREAM Do oceny tych scenariuszy zostanie uŜyte narzędzie modelowania STREAM (Sustainable Technology Research and Energy Analysis Model - ZrównowaŜony Model Badań Technologicznych i Analizy Energetycznej).
To narzędzie modelowania jest szczególne ze względu na trzy główne elementy: 1. Model został opracowany w celu zwiększenia całkowitego przepływu energii
od wydobycia paliw, konwersji i wykorzystania energii we wszystkich sektorach w społeczeństwie, w tym w sektorze transportowym. Wiele innych modeli koncentruje się tylko na pewnych elementach systemu energetycznego, np. dyspozycji mocy elektrowni w sektorze energii elektrycznej i systemie miejskiej sieci ciepłowniczej.
2. Model opracowany został we współpracy placówki naukowej, przedsiębiorstwa energetycznego, operatora systemu przesyłowego i konsultantów. Dzięki temu model ma wysoki stopień wiarygodności, a nacisk połoŜony jest na rozwiązywanie problemów.
Ref.7628001B 98
3. Jest to stosunkowo prosty model umoŜliwiający przeprowadzenie nowej analizy stosunkowo szybko – np. podczas spotkania. Poszerza to wiedzę, umoŜliwiając podjęcie trafnej decyzji.
Model nie wykonuje optymalizacji ekonomicznej określającej, jaki zestaw środków jest najkorzystniejszy w danych warunkach. To zostało zrealizowane za pomocą narzędzia symulacji finansowej Monte-Carlo.
Narzędzie symulacji finansowej modeluje zuŜycie energii wśród 2000 fikcyjnych odbiorców energii w kaŜdej kategorii końcowego wykorzystania. W oparciu o informacje ogólne o kosztach dostarczania energii do ogrzewania i ciepła procesowego, narzędzie dostarcza informacji o preferencjach paliwowych odbiorców. Wykorzystując analizę statystyczną, narzędzie uwzględnia fakt, Ŝe rzeczywiste koszty róŜnych technologii wykorzystania końcowego oraz percepcja kosztów są róŜne dla róŜnych grup odbiorców (np. ze względu na to, Ŝe odbiorcy mają róŜne wymagania jeśli chodzi o stopę zwrotu). Oprócz tego, narzędzie uwzględnia fakt, Ŝe nie wszystkie grupy odbiorców mają dostęp do wszystkich moŜliwych źródeł dostaw energii. Na przykład, dostawy gazu ziemnego i ogrzewania z miejskiej sieci ciepłowniczej są do pewnego stopnia ograniczone brakiem dostępu do sieci.
GŁÓWNE WNIOSKI I REKOMENDACJE
19. Gospodarka i wzrost
19.1 Polska gospodarka, wzrost i energochłonność Oczekuje się, Ŝe przeciętny wzrost polskiej gospodarki będzie wynosił 4,9% w analizowanym okresie od 2008 do 2035 r.
Długoterminowy wzrost cen paliw wywarłby wpływ na polską gospodarkę, która w takiej sytuacji rozwijałaby się w średnim tempie 4,5% w tym samym okresie.
Czynnikiem sprawiającym, Ŝe polska gospodarka jest wraŜliwa na wysokie ceny paliw jest nadal wysoka energochłonność. Wysoka energochłonność w połączeniu z zaleŜnością od paliw równieŜ sprawia, Ŝe kraj jest wraŜliwy na zakłócenia dostaw.
Polska zmniejszyła juŜ znacznie energochłonność w latach 1990-2005, ale dalsza jej redukcja powinna być traktowana priorytetowo.
Szacowane w niniejszej analizie zapotrzebowanie na energię zakłada zmniejszenie energochłonności rzędu 1,22%-1,44% (włączając transport) w okresie 2005-2015 lub 1,6%-2,26% w okresie 2005-2035, w którym to przypadku Polska osiąga obecny poziom energochłonności Wielkiej Brytanii w roku 2035 (wykres 78).
Ref.7628001B 99
Wykres 78 Kształtowanie się energochłonności w Polsce – perspektywa historyczna i załoŜenia niniejszej analizy, w porównaniu z innymi krajami europejskimi
Polska 2000 Czechy
Litwa
Polska
Węgry
Portugalia Niemcy
Włochy UK Holandia
Irlandia y = -7,6172Ln(x) + 83,983
R 2 = 0,8389
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000
TPES/PKB [PJ/BEURO]
PKB/capita [EURO2005]
Polska 1990
Polska 1995
Polska 2005
Polska 2015
Polska 2035
Źródło: Ramboll & Ea Energianalyse
19.2 Rozwój sektora energetycznego, energy mix Rozwój polskiego rynku energetycznego i koszyk energetyczny (energy mix) zaleŜą w duŜej mierze od polityki energetycznej, która zostanie wdroŜona w Polsce. Zakłada się, Ŝe do 2015 r. nie będzie większych zmian w ogólnej strukturze zuŜycia paliw we wszystkich scenariuszach, zwaŜywszy na zakres czasowy i fakt, Ŝe znaczna część istniejących elektrowni i urządzeń końcowego wykorzystania w przemyśle i gospodarstwach domowych nadal będzie funkcjonować. Sytuacja nie zmienia się równieŜ w 2035 r. w scenariuszu „bez zmian”, tzn. w sytuacji gdy nie zostaje wprowadzona polityka energetyczna ani regulacje ukierunkowane na określony cel, z wyjątkiem wprowadzenia energii jądrowej w sektorze wytwarzania energii elektrycznej, zastępującej częściowo węgiel. Z analizy istniejących technologii w róŜnych sektorach odbiorców jasno wynika, Ŝe pomimo wysiłków podejmowanych od dłuŜszego czasu w okresie reform i przejścia do gospodarki rynkowej, polski sektor energetyczny nadal w duŜej mierze bazuje na paliwach stałych wykorzystywanych w dosyć konserwatywnych technologiach,
Ref.7628001B 100
a osiągnięcie celów będzie wyzwaniem i będzie wymagać ukierunkowanej strategii energetycznej. JeŜeli taka ukierunkowana polityka energetyczna zostałaby wdroŜona teraz, to jej rezultaty w postaci zmian w strukturze zuŜycia paliw byłyby widoczne dopiero po 2015 r., a w 2035 r. mielibyśmy system energetyczny, w którym większość istniejących instalacji została zastąpiona nowymi, umoŜliwiając wielkie zmiany w składzie dostaw energii. JeŜeli chodzi o efektywność energetyczną i oszczędzanie energii, których spodziewaną główną siłą napędową ma być optymalizacja ekonomiczna inwestorów w sektorze przemysłu i gospodarstw domowych, pierwsze rezultaty będą widoczne juŜ w 2015 r. Oczekuje się, Ŝe całkowite zapotrzebowanie na energię w Polsce wzrośnie o ok. 17,5% do 2015 r. (w porównaniu z poziomem z 2005 r.). W porównaniu ze wzrostem gospodarczym w tym samym okresie, wzrost całkowitego zuŜycia energii jest umiarkowany, wskutek poprawy energochłonności całej gospodarki energetycznej. W 2035 r. całkowite zuŜycie energii brutto wzrasta do ok. 5700 PJ w scenariuszu „bez zmian” (BAU), czyli jest o ok. 45% wyŜsze niŜ w 2005 r. Wprowadzenie środków oszczędności energii i efektywnościowych w celu poszanowania zasobów energii i ograniczenia emisji CO2 spowoduje wzrost niŜszy o ok. 900 PJ. Spodziewany jest równieŜ zdecydowanie inny energy mix, poniewaŜ zwiększone wykorzystanie energii wiatrowej zmienia strukturę zuŜycia paliw.
W zaleŜności od polityki energetycznej, zuŜycie gazu w 2035 r. waha się od 563 PJ (14,3 mld m3) do 1767 PJ (44,7 mld m3). Osiągnięcie tego ostatniego poziomu wymaga ukierunkowanej polityki promującej wykorzystanie gazu ziemnego. Głównym powodem róŜnicy w zuŜyciu gazu ziemnego jest poziom penetracji w sektorze elektroenergetycznym. Polityka w scenariuszu „bez zmian” zaowocuje tym, Ŝe węgiel będzie nadal dominował w sektorze elektroenergetycznym w 2035 r., subsydiowanie źródeł odnawialnych wykorzystaniem technologii biomasy w sektorze elektroenergetycznym, a w przypadku wykorzystania gazu ziemnego mogą być konieczne zachęty w postaci niŜszych kosztów przyłączenia i lepszego dostępu do sieci.
Ref.7628001B 101
Wykres 79 Energy mix w róŜnych scenariuszach, Polska 2005-2035
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2005
2015
BAU
2015
GRS
2015
GES
2035
BAU
2035
GRS
2035
GES
2035
HPS
PJ
RE
Nuclear
Coal
Oil
Natural gas
Źródło: Dane wyjściowe modelu STREAM
Opis wykresu: OZE, energia jądrowa, węgiel, ropa, gaz ziemny scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
20. Zapotrzebowanie na gaz ziemny
Obecnie z gazu ziemnego korzystają głównie odbiorcy przemysłowi i gospodarstwa domowe, a zapotrzebowanie na gaz do celów elektroenergetycznych i grzewczych jest dosyć ograniczone. Zapotrzebowanie na gaz w przyszłości zaleŜy od szeregu czynników, a głównymi parametrami mającymi wpływ na zapotrzebowanie na gaz są:
• ogólny wzrost gospodarczy i kształtowanie się energochłonności, • konkurencyjność gazu do celów grzewczych i energii procesowej
oraz • prawdopodobna penetracja gazu w sektorze
elektroenergetycznym. Na ten ostatni parametr ma wpływ kształtowanie się cen paliw, regulacje środowiskowe i polityki UE i krajowe.
Ref.7628001B 102
20.1 Wpływ wzrostu gospodarczego i energochłonności
W związku ze spodziewanym wzrostem gospodarczym w Polsce, spodziewany jest wzrost całkowitego zapotrzebowania na gaz (w porównaniu z poziomem z 2005 r.) rzędu 16-70% w 2015 r. i 50-240% w 2035 r. Ilustruje to zakresy róŜnych scenariuszy, z uwzględnieniem róŜnych polityk. Przeprowadzona została analiza wraŜliwości wpływu zmian wzrostu gospodarczego o +/- 1% dla kaŜdego ze scenariuszy – patrz wykres 80 i 81. Analiza wraŜliwości pokazuje związek między zapotrzebowaniem na gaz a wzrostem PKB, co ilustrują poniŜsze wykresy. Wykres 80 Zmiany całkowitego zapotrzebowania na gaz w 2015 r. przy zmianach wzrostu PKB +1% i -1% Źródło: Rezultaty modelu STREAM
Zmiany zapotrzebowania (w mld m3)
scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
-1,3
0,8
1,3
-0,8
-0,8 0,9
-2,0 -1,0 0,0 1,0 2,0
2015 BAU
2015 GRS
2015 GES
Change in demand (in bcm)
Ref.7628001B 103
Wykres 1 Zmiany całkowitego zapotrzebowania na gaz w 2035 r. przy zmianach wzrostu PKB +1% i -1%
Źródło: Rezultaty modelu STREAM
scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS) Zwiększenie wzrostu gospodarczego o 1% średnio skutkuje zapotrzebowaniem na gaz w Polsce wyŜszym o ok. 5-6% (0,9-1,3 mld m3) w 2015 r. i ok. 12-24% (1,7-10,7 mld m3) w 2035 r. A zatem przy niezmienionym poziomie PKB – i załoŜeniu niezmienionej struktury dostaw energii – zmiana energochłonności o 1% spowoduje zmianę zapotrzebowania na gaz o 1%. Zgodnie z tymi załoŜeniami, zapotrzebowanie na gaz wykazuje elastyczność do energochłonności równą dokładnie 1.
Jak juŜ wcześniej wspomniano, zapotrzebowanie na gaz wykazuje równieŜ wraŜliwość na energochłonność. Wpływ energochłonności na zapotrzebowanie na gaz jest bezpośredni, jako Ŝe definiuje się ją jako zapotrzebowanie na energię brutto podzielone przez PKB. A zatem przy stałej wartości PKB, zmiana energochłonności o 1% spowoduje równieŜ zmianę zapotrzebowania na gaz o 1%.
20.2 Konkurencyjność gazu
Udział gazu w strukturze zuŜycia energii róŜnych sektorów zaleŜy od konkurencyjności gazu do celów grzewczych i energii procesowej.
-8,5
4,7
10,7
2,6
-2,1
-3,8
-2,1
2,6
-12,0 -8,0 -4,0 0,0 4,0 8,0 12,0
2035 BAU
2035 GRS
2035 GES
2035 HPS
Zmiana zapotrzebowania (mld m3)
Zmiany zapotrzebowania na gaz ziemny w 2035 r. przy zmianach wzrostu PKB +1% i -1%
Ref.7628001B 104
W scenariuszu „bez zmian”, czyli w przypadku gdy nie są wdraŜane specjalne ukierunkowane polityki energetyczne ani gazowe, zuŜycie gazu w przemyśle i do celów grzewczych w sektorze gospodarstw domowych rośnie w całym okresie, o 15% w przemyśle do 2015 r. i do 90% w 2035 r. i 18% w sektorze gospodarstw domowych, spada o 12% w 2015 r., ale wzrasta o 18% w 2035 r. w porównaniu z poziomem z 2005 r., z uwagi na zwiększone zapotrzebowanie na usługi grzewcze.
Polityki ukierunkowane na zwiększenie udziału OZE, takie jak subsydiowanie, będą prowadzić, szczególnie w perspektywie długoterminowej do zastąpienia w znacznym stopniu gazu OZE, zarówno w sektorze gospodarstw domowych jak i przemyśle, w porównaniu ze scenariuszem „bez zmian”. W sektorze gospodarstw domowych szczególnie pompy ciepła do ogrzewania stają się bardzo konkurencyjnym rozwiązaniem pod względem kosztowym, co powoduje w pewnym stopniu zmiany w strukturze zuŜycia gazu wśród odbiorców-gospodarstwach domowych. Zapotrzebowanie na gaz w przemyśle spada zatem o prawie 6% w 2015 r., ale wzrasta w perspektywie długoterminowej o 14% w 2035 r., a w sektorze gospodarstw domowych spada o 12% w 2015 r. i 15% w 2035 r. (w porównaniu z poziomem z 2005 r.). W celu zwiększenia zuŜycia gazu, konieczna jest poprawa dostępu do infrastruktury gazowej, co oznacza Ŝe gaz przesyłany gazociągiem moŜe dotrzeć do większej liczby odbiorców. Polityka zwiększania udziału gazu moŜe zaowocować zwiększeniem zapotrzebowania na gaz o 99% w przemyśle w 2015 r. i do 265% w 2035 r., a w sektorze gospodarstw domowych o 24 % w 2015 r. i 74% w 2035 (w porównaniu z poziomem z 2005 r.).
JednakŜe sektorem o najwyŜszym potencjale jeśli chodzi o zuŜycie gazu jest sektor elektroenergetyczny, w którym obecnie dominuje węgiel. Analiza konkurencyjności róŜnych technologii wytwarzania energii elektrycznej pod kątem kosztów wytwarzania pokazała, Ŝe róŜnica jest marginalna. W porównaniu zostały ujęte cztery technologie węglowe: elektrownia reprezentująca istniejącą flotę węglową (brak kosztów kapitałowych, stosunkowo niska efektywność), wyremontowana elektrownia węglowa (pewne koszty kapitałowe, zwiększona efektywność), nowa elektrownia węglowa o wysokiej efektywności i nowa elektrownia węglowa z CCS.
Przy załoŜeniu cen paliw MAE na 2015 r. i ceny węgla w wysokości 30 €/tonę, energia elektryczna z istniejących lub wyremontowanych elektrowni ma najniŜsze całkowite koszty wytwarzania, gdy uwzględni się koszty kapitałowe dla nowych elektrowni. Konkurencyjna jest równieŜ energia wiatrowa wytwarzana na lądzie (onshore) z wysokim współczynnikiem wydajności (wykorzystania mocy - capacity factor) wynoszącym 40%.
JeŜeli chodzi o nowe elektrownie, energia jądrowa, gaz ziemny i wiatr (równieŜ w warunkach słabszej wietrzności) mają najniŜsze długoterminowe koszty marginalne.
Ref.7628001B 105
W sytuacji wysokich cen paliw, nowe technologie gazowe stają się stosunkowo mniej konkurencyjne niŜ technologie energii węglowej, jądrowej i odnawialnej. JednakŜe margines między nowymi technologiami węglowymi a gazowymi jest nadal dość niewielki – ok. 5 €/MWh. W sytuacji wysokich cen CO2 (100 €/tonę), które mogłyby być rezultatem ukierunkowanej polityki, wszystkie technologie węglowe uwzględnione w porównaniu, z wyjątkiem CCS, stają się niekonkurencyjne w porównaniu z technologią gazową. Pozycja technologii opartych na energii jądrowej i odnawialnej równieŜ jest mocniejsza w porównaniu z sytuacją w scenariuszu „bez zmian”. Z uwagi na zakres czynników wpływających na wybór technologii wytwarzania, trudno przewidzieć kształtowanie się struktury produkcji. NajwaŜniejsze rezultaty dotyczące zapotrzebowania na gaz wg scenariusza przedstawiono w tabeli 25 i na wykresie 82 poniŜej.
Tabela 25 Zapotrzebowanie na gaz w Polsce do 2035 r., mld m3
Całkowite roczne zapotrzebowanie na gaz (mld m3)
Scenariusz „bez zmian”
Scenariusz zielony
Scenariusz zwiększoneg
o zuŜycia gazu
Scenariusz wysokich cen
2005 13,0
2015 15,1 15,0 22,1 Nie dotyczy
2035 19,7 22,5 44,7 14,3
Źródło: Dane wyjściowe modelu STREAM
Ref.7628001B 106
Wykres 82 Zapotrzebowanie na gaz do 2035 r., mld m3
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
BC
M
2015BAU
2015GRS
2015GES
2035BAU
2035GRS
2035GES
2035HPS
2005
13,0
15,1 15,0
22,119,7
22,5
44,7
14,3
Źródło: Dane wyjściowe modelu STREAM scenariusz „bez zmian” (BAU), zielony (GRS), zwiększonego zuŜycia gazu (GES), wysokich cen (HPS)
20.3 Wpływ wysokich cen paliw
Oczekuje się, Ŝe wysokie ceny paliw będą miały wpływ na całościowy wzrost polskiej gospodarki i w scenariuszu wysokich cen występuje niŜszy wzrost (4,5% w porównaniu z 4,9% w scenariuszach z cenami referencyjnymi paliw MAE) i niŜsze ogólne zapotrzebowanie na energię. Jak wcześniej wspomniano, niŜsza energochłonność zmniejszy wraŜliwość polskiej gospodarki na wysokie ceny paliw.
JeŜeli chodzi o zapotrzebowanie na gaz w sytuacji wysokich cen paliw, nowe technologie gazowe stają się stosunkowo mniej konkurencyjne niŜ technologie węglowe, jądrowe i źródeł odnawialnych. Przewidywane jest zatem mniej inwestycji w moce produkcyjne gazowe z uwagi na stosunkowo wysoki koszt gazu – a zamiast tego więcej inwestuje się w energię z biomasy i energię wiatrową.
W scenariuszu wysokich cen 2035 zuŜycie gazu wzrasta jedynie marginalnie w porównaniu z obecnym poziomem poniewaŜ konkurencyjność gazu spada w porównaniu z innymi źródłami energii i technologiami, takimi jak węgiel, biomasa i miejska sieć/kogeneracja (CHP).
Oczekiwane wolniejsze tempo wzrostu PKB i wyŜsze ceny gazu zostaną równieŜ odzwierciedlone w niŜszym zapotrzebowaniu na gaz na cele pozaenergetyczne.
Ref.7628001B 107
Szacunkowe zapotrzebowanie na gaz ziemny w Polsce w okresie do 2035 r. zostało przedstawione w Tabeli 22 i na Wykresie 74.
21. Dostawy gazu ziemnego
Niepewność związana z malejącymi zasobami gazu w połączeniu z ciągle rosnącym zapotrzebowaniem na gaz w Europie Północnej zaostrzają konkurencję jeśli chodzi o dostawy gazu w regionie. Funkcjonujący rynek gazu bilansuje podaŜ i popyt za pomocą mechanizmów cenowych i zwiększa wartość gazu. Oznacza to, Ŝe na zliberalizowanym rynku gaz będzie dostępny dla tych, których na to stać. Polska gospodarka, którą nadal charakteryzuje dosyć wysoka energochłonność, jest wraŜliwa na wysokie ceny energii. (Wysoka) cena gazu będzie odzwierciedleniem ograniczonej dostępności towaru i zdolności produkcyjnej. Dywersyfikacja opcji dostaw gazu zarówno w kategoriach dróg dostaw jak i dostawców powinna zatem stanowić priorytet dla polskich polityków i decydentów.
Polska ma udokumentowane krajowe zasoby gazu rzędu 98 mld m3 ekwiwalentu gazu wysokometanowego. Produkcja ustabilizowała się na poziomie 4,3 mld m3 rocznie, PGNiG S.A. zapowiada jednak wzrost produkcji do 5,3-5,5 mld m3 rocznie w najbliŜszej przyszłości. Przy tym tempie produkcji, rodzime zasoby gazu w Polsce wystarczą na ok. 20 lat. Produkcja krajowa moŜe zapewnić większe bezpieczeństwo dostaw niŜ dostawy z importu i z pewnością zapewnia większą elastyczność dostaw. Wprowadzenie górnego pułapu tempa produkcji mogłoby wydłuŜyć dostępność zasobów krajowych i dzięki temu zwiększyć długoterminowe bezpieczeństwo dostaw. W perspektywie historycznej, Polska jest importerem netto gazu ziemnego, z ustabilizowanym poziomem importu wynoszącym obecnie ok. 70% zuŜycia gazu ogółem. ZaleŜność od importu sama w sobie nie oznacza naraŜenia na zakłócenia dostaw. Jednak zaleŜność od dostawcy owszem. JeŜeli chodzi o źródła dostaw, są one dosyć zdywersyfikowane – 68% pochodzi z Rosji a 23% z Turkmenistanu. Jednak obydwie drogi dostaw biegną przez terytorium Rosji. Ponadto, dostawca gazu z Turkmenistanu, RosUkrEnergo jest w 50% własnością Gazpromu, co sprawia, Ŝe niemal cały import do Polski jest zaleŜny od Rosji i Gazpromu. W tej sytuacji konieczna jest większa dywersyfikacja dostaw. Planowane inwestycje w nowe opcje dostaw obejmują budowę gazociągu offshore – Baltic Pipe – łączącego Polskę z zasobami gazu Morza Północnego, co zwiększy dywersyfikację dostaw do Polski zarówno w kategoriach dróg dostaw jak i
Ref.7628001B 108
dostawców. Warto zaznaczyć, Ŝe PGNiG S.A. uzyskało równieŜ prawa do poszukiwań i produkcji. Kolejną planowaną inwestycją jest budowa wspomnianego juŜ terminala LNG Gazoport. Ogólnie rzecz biorąc, terminal LNG funkcjonuje jak źródło importu. Jednak terminal LNG zwiększa dywersyfikację dostaw poniewaŜ transport gazu nie jest ograniczony do infrastruktury gazociągowej. W porównaniu z gazociągiem importowym, terminal LNG zapewnia znacznie większą elastyczność w kategoriach dostaw i moŜe być wykorzystywany do pokrywania zapotrzebowania szczytowego, podczas gdy gazociąg importowy zazwyczaj dostarcza stałe przepływy gazu w ciągu roku. Obydwa projekty będą się więc wzajemnie uzupełniać. Analiza porównawcza zapotrzebowania na gaz ziemny z istniejącymi kontraktami długoterminowymi wskazuje na potrzebę odnowienia kontraktów lub zawarcia nowych, niezaleŜnie od tego, który ze scenariuszy zrealizuje się w praktyce juŜ w roku 2015.
21.1.1 Przesył gazu
Główne dostawy gazu do Polski pochodzą z dwóch źródeł dostaw – Drozdowicze (42% w 2006 r.) na granicy z Ukrainą i Wysokoje (20% w 2006 r.) na granicy z Białorusią. Głównym punktem dostaw z historycznego punktu widzenia było Wysokoje, ale został on strategicznie przesunięty do Drozdowicz w ostatnich latach. Punkt dostaw w Drozdowiczach jest jednak wąskim gardłem. Planowane są dwa nowe punkty dostaw, związane z gazociągiem Baltic Pipe i terminalem importu LNG Gazoport, o przepustowości odpowiednio 3 mld m3 rocznie i 2,5 – 7,5 mld m3 rocznie. Z uwagi na obecną sytuację, nowe punkty dostaw są bardzo waŜne. Generalnie, system przesyłowy w Polsce jest stary, nie oznacza to jednak Ŝe nie funkcjonuje, konieczne są jednak znaczne inwestycje w utrzymanie i wymianę, poniewaŜ w znacznej części systemu przepustowość rur jest ograniczona do 85%, a w niektórych nawet do 70%. Gaz System, operator systemu przesyłowego, przygotował plan inwestycyjny w celu likwidacji wąskich gardeł w systemie i umoŜliwienia przesyłu gazu z nowych punktów dostaw połączonych z gazociągiem Baltic Pipe i terminalem LNG Gazoport. Wąskie gardła mogą mieć istotny wpływ na system przesyłowy – nawet w przypadku wystarczających dostaw w punkcie dostaw i magazynowania, wąskie gardła w systemie przesyłowym mogą uniemoŜliwić dostarczenie odbiorcom znacznych ilości gazu, powinny więc zostać zlikwidowane.
Ref.7628001B 109
JeŜeli chodzi o system przesyłowy w Polsce, naleŜy podkreślić dwie zasadnicze kwestie wymagające podjęcia natychmiastowych działań:
• w systemie znajdują się wąskie gardła, zarówno w (jednym czy dwóch) głównych punktach dostaw, jak i w gazociągach, co przejawia się ograniczoną zdolnością przesyłową
• naleŜy rozbudować infrastrukturę przesyłową w celu umoŜliwienia przesyłu gazu z nowych punktów dostaw Baltic Pipe i Gazoportu
Jak wspomniano, Gaz System ustalił plany inwestycyjne w celu likwidacji wąskich gardeł i umoŜliwienia przesyłu gazu z planowanych punktów dostaw. Oprócz tego, połączenie z sąsiadującą z Polską Litwą równieŜ przyczyniłoby się do dywersyfikacji dostaw, pod warunkiem, Ŝe Litwa miałaby dostęp do innych źródeł niŜ Rosja. UmoŜliwiłoby to równieŜ wprowadzenie gazu na nowe obszary w Polsce.
21.2 Podziemne magazyny gazu Polska ma sześć podziemnych magazynów gazu o łącznej pojemności 1,66 mld m3. PGNiG S.A. będące właścicielem i operatorem wszystkich magazynów planuje budowę nowej i rozbudowę istniejącej pojemności magazynowej, a projekty te znajdują się na liście głównych projektów osi priorytetowej X „Bezpieczeństwo energetyczne i dywersyfikacja źródeł energii” programu operacyjnego. Łączna planowana pojemność magazynowa w 2015 r. wynosiłaby zatem 2,32 mld m3 i 3,37 mld m3 w 2020 r.
Ref.7628001B 110
Wykres 83 PodaŜ i popyt na magazynowanie w Polsce
Źródło: Na podstawie danych na temat zuŜycia, produkcji i importu z Eurostatu i PGNiGu S.A. dotyczących pojemności magazynowej Z analizy porównawczej zapotrzebowania na magazynowanie i podaŜy przedstawionej na wykresie 83 wynika, Ŝe:
• istniejąca pojemność magazynowa jest niewystarczająca do pokrycia zapotrzebowania na magazynowanie w 2015 r. w Ŝadnym ze scenariuszy juŜ w 2015 r. Z uwagi na to, Ŝe czas na wybudowanie magazynów wynosi 4-7 lat, kwestia ta wymaga podjęcia natychmiastowych działań;
• planowane inwestycje w budowę magazynów i rozbudowę pojemności do 2015 r. pokrywają zapotrzebowanie na magazynowanie w scenariuszu “bez zmian” (BAU) i zielonym (GRS), ale nie w scenariuszu zwiększonego zuŜycia (GES). Polityka ukierunkowana na zwiększenie zuŜycia gazu w Polsce musiałaby zatem uwzględniać środki promocji inwestycji na polskim rynku gazu;
• planowane inwestycje w budowę magazynów i rozbudowę pojemności do 2020 r. nie są w stanie pokryć zapotrzebowania na magazynowanie w 2035 r. ani w scenariuszu “bez zmian” (BAU), ani w scenariuszu zielonym (GRS), ani w scenariuszu zwiększonego zuŜycia (GES), co wskazuje na to, Ŝe rynek nie realizuje długoterminowych inwestycji w magazynowanie;
• jeŜeli w praktyce sprawdzi się prognoza scenariusza wysokich cen, inwestycje w magazynowanie planowane do 2015 r. są konieczne, ale te planowane po 2015 r. juŜ nie.
Do powyŜszych wniosków dochodzi jeszcze obowiązek utrzymywania zapasów gazu nałoŜony na przedsiębiorstwa zajmujące się obrotem gazu z zagranicą przez ustawę o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz
0
2
4
6
8
10
2008 2015 2020 2015 2035 2015 2035 2015 2035 2035
PodaŜ magazynowania gazu
scenariusz bez zmian
scenariusz zielony scenariusz zwiększonego zuŜycia
scenariusz wysokich cen
mld m3
Zapotrzebowanie na magazynowanie gazu
PodaŜ magazynowania gazu
Ref.7628001B 111
zasadach postępowania w sytuacjach zagroŜenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym:
• istniejąca pojemność magazynowa będzie niewystarczająca do pokrycia zapotrzebowania na magazynowanie w 2015 r. w Ŝadnym ze scenariuszy juŜ w 2015 r.;
• planowane inwestycje w budowę magazynów i rozbudowę pojemności do 2015 r. mogą być niewystarczające do pokrycia zapotrzebowania na magazynowanie we wszystkich scenariuszach;
• planowane inwestycje w budowę magazynów i rozbudowę pojemności do 2020 r. nie będą w stanie pokryć zapotrzebowania na magazynowanie w 2035 r. ani w scenariuszu “bez zmian” (BAU), ani w scenariuszu zielonym (GRS), ani w scenariuszu zwiększonego zuŜycia (GES);
• jeŜeli w praktyce sprawdzi się prognoza scenariusza wysokich cen, inwestycje w magazynowanie planowane do 2015 r. będą konieczne, ale te planowane po 2015 r. juŜ nie.
WdroŜenie planowanych inwestycji w budowę nowej pojemności magazynowej lub rozbudowę istniejącej w Polsce przed rokiem 2015 jest istotne równieŜ w szerszej perspektywie europejskiej. Z ewaluacji zapotrzebowania na magazynowanie i podaŜy w UE wynika, Ŝe dostępna pojemność magazynowa w UE w 2015 r., z uwzględnieniem planowanych inwestycji w Polsce, wystarczy tylko do pokrycia zapotrzebowania na magazynowanie. Z analizy porównawczej podaŜy i zapotrzebowania na magazynowanie w Polsce wynika jasno, Ŝe konieczne jest natychmiastowe wdroŜenie planowanych inwestycji w pojemność magazynową. NiezaleŜnie od tego, który ze scenariuszy sprawdzi się w praktyce, istniejąca pojemność magazynowa w Polsce jest niewystarczająca do pokrycia zapotrzebowania na magazynowanie juŜ w 2015 r.. Planowane inwestycje w pojemność magazynową zbilansują zapotrzebowanie i podaŜ w 2015 r., ale koniecznych jest więcej inwestycji Ŝeby pokryć zapotrzebowanie do 2035 r. Zwiększenie pojemności magazynowej w Polsce jest zgodne z rosnącym zapotrzebowaniem na magazynowanie w UE.
22. Bibliografia
/1/ Raport zawierający analizę realizacji celów kwantytatywnych i rezultatów osiąganych w produkcji energii elektrycznej z OZE, Minister Gospodarki, Warszawa, marzec 2006 /2/ Raport z działalności Prezesa URE 2006 r. /3/ Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu w sprawie polityki energetycznej dla Europy, Bruksela, 10.1.2007, COM(2007) 1 final /4/ POLITYKA ENERGETYCZNA POLSKI DO 2030 ROKU, Warszawa, wrzesień 2007 r. /5/ Ustawa Prawo energetyczne /6/ Energetyka Świata i Polski, część II Sektor energetyczny w Polsce
Ref.7628001B 112
/7/ Długookresowa prognoza makroekonomiczna i sektorowa rozwoju Polski w latach 2007 – 2030
/8/ Krajowy plan działań na rzecz efektywności energetycznej, Ministerstwo Gospodarki, czerwiec 2007
/9/ Program operacyjny Infrastruktura i środowisko, Krajowe strategiczne ramy odniesienia na lata 2007-2013 /10/ Raport MFW (IMF Country Report) Nr 08/131 /11/ PLATTS POWR IN EUROPE/ISSUE 525/ 5 MAJA 2008 /12/ UGS in the world” Cedigaz, ERDÖL ERDGAS KOHLE 122. Jg. 2006, Heft 1 /13/ Dyrektywa 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych /14/ Dyrektywa 2003/55/WE (dyrektywa gazowa) /15/ Rozporządzenie 1775 w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych
gazu ziemnego /16/ Wytyczne w sprawie dobrych praktyk – zasada TPA (Guidelines for Good Practice – Gas TPA 2nd Compliance Overview) /17/ Wytyczne w sprawie dobrych praktyk dla operatorów systemu magazynowania (Guidelines for Good Practice for Storage System Operators -GGPSSO) /18/ Dyrektywa 2004/67/WE w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo
dostaw gazu ziemnego /19/ MAE, World Economic Outlook, kwiecień 2003 /20/ Międzynarodowy Fundusz Walutowy, World Economic Outlook Database, kwiecień 2008 /21/ Komunikat Komisji dla Rady i Parlamentu Europejskiego: Raport w sprawie
postępu w dziedzinie biopaliw Raport w sprawie postępu w zakresie uŜycia biopaliw i innych paliw odnawialnych w państwach członkowskich Unii Europejskiej, Bruksela, 10.1.2007, COM(2006) 845 final
/24/ Raport roczny Eurogas 2006-2007 /25/ Non-paper Polski w sprawie usprawnienia mechanizmu solidarności
reagowania kryzysowego w sytuacji kryzysu dostaw gazu ziemnego (Polish non-paper concerning modernization of the solidarity mechanism of emergency response in the event of natural gas supplies crisis)
/26/ Baza inwestycji magazynowych GSE /27/ Raport roczny PGNiG S.A. 2006 /27/ Raport roczny PGNiG S.A. 2007 /28/ Polityka dla przemysłu gazu ziemnego, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2007 /29/ Propozycja dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniająca dyrektywę 2003/54/WE, COM(2007) DRAFT Witryny internetowe: 1. /22/ The Danish Board of Technology (2007) http://www.tekno.dk/subpage.php3?article=1442&survey=15&language=uk
Ref.7628001B 113
2. /23/ The Future Danish Energy System http://www.tekno.dk/subpage.php3?article=1442&survey=15&language=uk 3. EUROPA - Eurostat www.ec.europa.eu/eurostat 4. Międzynarodowy Fundusz Walutowy
www.imf.org 5. Międzynarodowa Agencja Energetyczna
http://www.iea.org/ 6. Europejska Rada Energii Odnawialnych, Bruksela
http://www.erec-renewables.org/ 7. Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A (PGNiG S.A)
http://www.pgnig.pl/ 8. Gaz System S.A http://www.gaz-system.pl/
