Slide 1

Demokracja a energetyka
odnawialna?

Istnieje faktyczna korelacja pomiędzy demokracją jako
systemem politycznym a rozwojem OZE

Jak brzmi nazwa jedynego państwa niedemokratycznego
na świecie, w którym dynamicznie rozwija się energetyka
wiatrowa?

Maksymalna penetracja wiatrowa w
systemie?

54,7%

30/12/2009

Hiszpania

Charakterystyczne uwarunkowania offshore w

stosunku do projektów lądowych

•

Wyższy koszt turbiny – wysoko korozyjne środowisko

•

Wysoki koszt instalacji i fundamentowania

– projekt 30-50% droższy

•

Wyższy koszt bieżącej obsługi (operation and maintenance, O&M)

•

Konieczność budowy dedykowanych sieci przesyłowych

•

Niesprawdzona technologia, niedobór specjalistów

•

„Wąskie gardła” (bottlenecks) w łańcuchu dostaw

•

Wpływ na urlopowy krajobraz nadmorski?

Po co więc farmy morskie skoro można budować

lądowe?

•

Większa moc turbiny, obecnie nawet 7 MW, Gamesa koncepcja 15MW

•

Większa produktywność: lepsze warunki wiatrowe – siła i stabilność
wiatru, wiatr silniejszy na niższej wysokości

•

Wielka przestrzeń do lokalizacji

•

Brak problemów z hałasem

•

Brak konfliktów społecznych

•

Wyższe taryfy? (Niemcy)

Najważniejsze zagadnienia planowania offshore 1/2

•

Charakterystyka zasobu

wiatrowego/stan morza

•

Struktura dna morskiego

(geologiczna), wraki

•

Głębokość

•

Odległość do brzegu

•

Odległość od portu serwisowego

•

Dostęp do sieci elektroen.

Najważniejsze zagadnienia planowania offshore 2/2

•

Pływy i prądy morskie

•

Szlaki żeglugowe (nawigacyjne)

•

Istniejące kable podmorskie i rurociągi

•

Rybołówstwo

•

Aktywność wojskowa („tajne” poligony

marynarki, lotnictwo)

•

Zagadnienia środowiskowe

Szkic uwarunkowań prawnych

UWARUNKOWANIA PRAWNE ENERGETYKI OFFSHORE

Podstawowe pozwolenia:

•

Pozwolenie na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp,

konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich

•

Pozwolenie na układanie i utrzymywanie kabli na morzu terytorialnym

•

Pozwolenie wodnoprawne

•

Zgoda na wykorzystanie pasa nadbrzeżnego

•

Decyzja środowiskowa oraz

Problem dostępu do sieci – faktyczny i prawny

Brak zasad planowania przestrzennego obszarów morskich

Pozwolenie na lokalizację tzw. sztucznej wyspy

Pozwolenie na wznoszenie i wykorzystywanie konstrukcji i urządzeń w
polskich obszarach morskich (sztucznych wysp)



Regulacja

Ustawa z 21 marca 1991r. o obszarach morskich Rzeczypospolitej
Polskiej i administracji morskiej



Wydaje Minister Infrastruktury po zaopiniowaniu przez aż 6 innych
ministrów: (1) Gospodarki, (2) Kultury i Dziedzictwa Narodowego, (3)
Rolnictwa (rybołówstwo), (4) Środowiska, (5) Spraw Wewnętrznych i
(6) Obrony Narodowej (Szef Sztabu Marynarki Wojennej, Szef Sztabu
Sił Powietrznych)

Pozwolenie na lokalizację tzw. sztucznej wyspy



Skrócenie czasu opiniowania pozwolenia przez inne organy do 90 dni.
Uchybienie terminu = brak

zastrzeżeń



Wydłużenie okresu obowiązywania pozwolenia na wznoszenie
sztucznych wysp do 30 lat

(przedłużenie + 20 lat)



Wygasa

jeżeli pozwolenie na budowę nie uzyskane w ciągu 6 lat (+ 1

rok

jeśli inwestor podjął wszystkie wymagane czynności)



Długi monitoring środowiskowy, problemy z przyłączeniem –

wygaśnięcie pozwolenia?

Konkurencja inwestorów



Problem konkurencji inwestorów ubiegających się o dany obszar
morski



Uzyskanie pozwolenia na zasadzie -

„kto pierwszy ten lepszy”?



Propozycja

postępowania rozstrzygającego – poza Kpa, wśród

kryteriów nie ma wysokości opłaty



System

przetargów na pozwolenie – „kto da więcej”?

Zakaz budowy do 22,2 km od brzegu?



Czy administracja przewiduje realizację inwestycji offshore tylko w

wyłącznej strefie ekonomicznej?



Tak, zakaz do 22,2 km od brzegu

„Zakazuje się wznoszenia i wykorzystywania elektrowni

wiatrowych na morskich wodach wewnętrznych i morzu

terytorialnym”



Uzasadnienie projektu zakłada, że z tytułu opłaty za uzyskanie

pozwolenia inwestor zapłaci sukcesywnie ok. 6-10 mln zł



Tymczasem pozwolenie dotyczące morskich wód wewnętrznych lub
morza terytorialnego kosztuje 300 SDR

(ok. 1500 zł)

Opłata za pozwolenie

•

Podstawą opłaty wartość rynkowa planowanego przedsięwzięcia –
ceny rynkowe urządzeń i usług niezbędnych do realizacji farmy

•

Płatność opłaty w wysokości 1% wartości przedsięwzięcia:

•

10% -

90 dni od ostatecznej decyzji o pozwoleniu na lokalizację

•

30% -

30 dni od ostatecznej decyzji o pozwoleniu na budowę

•

30% -

30 dni od rozpoczęcia wykorzystania farmy

•

30% -

po 3 latach od poprzedniej wpłaty

•

„Opłaty nie podlegają zwrotowi”

Czy proponowane zmiany w prawie są

wystarczające?

•

Procedura wydawania wszystkich zezwoleń na morskie farmy

wiatrowe powinna zostać uproszczona ponieważ:

•

Niektóre elementy procedury się dublują np. części dotyczącej

ochrony środowiska

•

Kryteria dokonywania uzgodnień nie istnieją i są całkowicie
uznaniowe

•

Procedura przyłączenia źródła do sieci przewidziana w prawie

energetycznym nie uwzględnia odrębności prawnych dla morskich
farm wiatrowych

•

Płatności za pozwolenie stanowią barierę

•

Całe ryzyko inwestycji spoczywa na inwestorze

Jakie powinny być zmiany w prawie?

•

Rząd powinien sam zbadać, wyznaczyć obszary na budowę

•

Powinien zapewnić przyłączenie na tych obszarach do sieci

•

Zezwolenie na tak przygotowany obszar morski może być atrakcyjne i
zostać sprzedane (koncesje na telefonię GSM)

•

Czy wysokie opłaty za zezwolenia na farmy morskie mają sens, gdy
farmy lądowe takich opłat nie ponoszą?

Gorące pojęcia rynkowe

•

Wyciek emisji

– carbon leakage

•

Negadżule - energia zaoszczędzona

•

Trigeneracja - jednoczesna produkcja energii

elektrycznej, ciepła i chłodu

•

Dolina - off-peak -

okresy w ciągu dnia kiedy

konsumpcja en. jest najniższa; noce – weekendy

•

Kontrakt „take or pay”

•

Rezerwa wirująca – spinning reserve - w elektrowniach cieplnych i
wodnych jest to taka moc rezerwowa, którą można wykorzystać od
chwili wydania polecenia w czasie krótszym niż 10 minut, przez okres
co najmniej 2 godzin

•

Wytwarzanie rozproszone - produkcja en. el. w elektrowniach
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej - małe elektrownie wodne,
wiatrowe czy instalacji do spalania biomasy

Gorące pojęcia rynkowe

Sieć inteligentna (smart grid), licznik inteligentny (smart metering)

•

nowoczesna infrastruktura (liczniki podające sprzedawcy zużycie w
czasie rzeczywistym przez internet lub sieć komórkową)

•

umożliwia wzajemną wymianę i analizę informacji producent –
konsument, w efekcie -

optymalizowanie zużycia energii

•

wpływ na popyt i podaż energii, jeśli ceny będą różnić się w różnych
porach doby

•

procesy energochłonne tak rozkładać w czasie, by łagodzić godziny
szczytu zapotrzebowania na energię

•

ochrona danych osobowych? (dane w posiadaniu Operatora Informacji
Pomiarowych)

•

pojęcie prosumenta – samochód elektryczny oddaje energię, gdy sieć
jej potrzebuje

Zasada TPA

•

Third Party Access

•

zasada dostępu osób trzecich
do sieci

•

oznacza możliwość
korzystania z sieci OSD/OSP
bez obowiązku kupowania od
niego energii elektrycznej. W
praktyce zasada TPA polega
na możliwości kupowania
energii elektrycznej u
dowolnego wytwórcy lub
innego podmiotu,
zajmującego się handlem
energią

Dystrybucja

•

Transport energii sieciami dystrybucyjnymi wysokiego (110 kV),
średniego (15 kV) i niskiego (400V) napięcia w celu dostarczenia
jej odbiorcom. Np. Energa

– Operator S.A.; lokalnie - Polenergia -

Marina Mokotów, PKP Energetyka, duże firmy przemysłowe
zaopatrują w energię elektryczną inne przedsiębiorstwa zlokalizowane
na swoim terenie

Przesył

•

transport energii elektrycznej siecią przesyłową wysokiego napięcia
(220 i 400 kV) od wytwórców do dystrybutorów. W Polsce sieć
przesyłowa należy do Polskich Sieci Elektroenergetycznych - Operator
S.A., zarządza nią ten sam operator systemu przesyłowego - PSE-
Operator S.A.

Opłata przesyłowa

•

Obejmuje koszty przesłania energii elektrycznej z elektrowni do
odbiorcy.

•

Opłata ta zawiera składnik stały i składnik zmienny. Składnik zmienny
zależy od ilości zużytej energii, wiadomo bowiem, że czym więcej
energii należy przesłać tym większy jest koszt tego przesyłu. Składnik
stały z kolei płacimy niezależnie od zużytej energii, dlatego nawet gdy
nie zużyjemy w ogóle energii elektrycznej to i tak zapłacimy pewną
opłatę przesyłową.

Grupa taryfowa

•

Grupa odbiorców pobierających en. el., dla których stosuje się jeden
zestaw cen lub stawek opłat
Symbol grupy taryfowej określa się za pomocą liter i cyfr.
Pierwszy składnik symbolu grupy taryfowej:
A -

poziom WN (napięcie znamionowe 110 kV),

B -

poziom SN (napięcie znamionowe wyższe od 1 kV i niższe niż 110

kV),
C -

poziom nn (napięcie nie wyższe niż 1 kV),

G, R -

niezależnie od poziomu napięcia zasilania (klienci indywidualni,

w tym gospodarstwa domowe).
Na drugim miejscu stosuje się cyfry 1 lub 2, które oznaczają:
1 -

wartość mocy umownej mniejsza niż 40 kW i zabezpieczenie

przedlicznikowe nie większe niż 63 A,
2 -

wartość mocy umownej większa od 40 kW i zabezpieczenie

przedlicznikowe większe od 63 A.
Na trzecim miejscu stosuje się również cyfry oznaczające liczbę
rozliczeniowych stref czasowych:1 - jednostrefowa, 2, 3- strefowa

Koszty osierocone

•

ang. stranded costs -

koszty inwestycji i zobowiązań poniesione

wyłącznie w przeszłości (koszty historyczne), które nie zostały jeszcze
odzyskane przez inwestorów ze sprzedaży energii elektrycznej i
innych usług i nie będą możliwe do odzyskania na rynku
konkurencyjnym. Graniczną datą ich poniesienia jest z reguły data
wprowadzenia czy też uwolnienia rynku energii.