• PL
  • EN
  • szukaj

    „The time is now” – to wniosek płynący z konferencji „Europe – Poland – Ukraine. Rebuild Together ‘23” będący wskazówką dla wahających się, czy już inwestować na Ukrainie

    Warszawa, 27 lipca 2023 r. 

     

    „The time is now” – to wniosek płynący z konferencji „Europe – Poland – Ukraine. Rebuild Together ‘23” będący wskazówką dla wahających się, czy już inwestować na Ukrainie

     

    W czwartek 20 lipca w Warszawie odbyła się II edycja międzynarodowej konferencji „Europe – Poland – Ukraine. Rebuild Together”. Aby wysłuchać opinii 59 ekspertów do Hotelu Hilton przybyło – jeszcze więcej niż w ubiegłym roku – bo blisko 1000 uczestników konferencji. – „Miejmy nadzieję, że gdy wrócą do swoich biur i urzędów przekażą dalej pozytywne konkluzje z konferencji, które ukierunkują ich do zaangażowania na ukraińskim rynku.” – podsumował Cezary Kaźmierczak, Prezes ZPP.

    Ubiegłoroczna edycja Konferencji „Europe – Poland – Ukraine. Rebuild Together” dała odpowiedź na pytanie „czy inwestować w Ukrainie w czasie konfliktu?”. W 2023 r. pytanie stawiane przez organizatorów i uczestników ewoluowało w kierunku „kiedy zainwestować?”. Odpowiedź, która w jednym zdaniu podsumowała wszystkie głosy, które wybrzmiały w ubiegły czwartek w Hotelu Hilton, padła z ust Andrzeja Kopyrskiego, Wiceprezesa Zarządu PKO Banku Polskiego – „The time is Now”.

    Podczas przeprowadzonych 5 sesji plenarnych poruszono takie zagadnienia jak: relacje polsko-ukraińskie w kontekście planów świata zachodniego względem odbudowy Ukrainy, perspektywy inwestycyjne, finasowanie i gwarancje dla przedsiębiorców.

    Podczas pierwszej sesji Minister Michał Dworczyk podkreślił, że w badaniach dotyczących stosunku Ukraińców do innych państw Polska jest bezkonkurencyjnym faworytem z pozytywnym odbiorem aż u 86% społeczeństwa. – „Jest to miara tego jak dobre relacje zostały zbudowane pomiędzy Polską, a Ukrainą. Poparcie społeczne i odbiór polskich przedsiębiorstw i produktów w tym kontekście jest z pewnością najważniejszym kapitałem z którego możemy czerpać.” – dodał.

    Jak chłonny jest ukraiński rynek wskazał podczas debaty Serhij Pylypenko, Dyrektor Generalny ICG Kovalska, który zwrócił uwagę m.in. na brak na Ukrainie producenta wyrobów gips-kartonowych, na które jest przy odbudowie olbrzymie zapotrzebowanie. Stwierdził on wręcz, że ten kto pierwszy wybuduje na Ukrainie ich fabrykę zmonopolizuje rynek.

    Serhiy Tsivkach, Dyrektor Wykonawczy UkraineInvest wspomniał, że duże polskie firmy z branży budowlanej mają już swoje zakłady na Ukrainie. Natomiast jak perspektywiczny jest to rynek wskazuje fakt, że już zadeklarowano finansowe wsparcie projektów dot. odbudowy Ukrainy warte 400 mln $ – i nie są to projekty militarne, a wyłącznie infrastrukturalne.

    Na Konferencji gościła też grupa urzędników z Charkowa, drugiego największego miasta Ukrainy, z jego Burmistrzem Ihorem Terekhovem na czele, który przedstawił plany odbudowy infrastruktury i opisał potencjał Charkowa, jako miasta w którym funkcjonuje silna branża IT, i które posiada bogate zaplecze naukowe i dydaktyczne. Zagwarantował też podczas swojego wystąpienia przychylność dla polskich firm i przejrzystość procesów inwestycyjnych. Zapewnił, że administracja jego miasta jest do dyspozycji polskich przedsiębiorców na każdym etapie inwestycji.

    Wracając do cytowanego Andrzeja Kopyrskiego, wypada wspomnieć, że KredoBank (należący do Grupy Kapitałowej PKO Banku Polskiego) działa w Ukrainie nieprzerwanie od momentu wybuchu wojny.  Obecnie wraz z BGK. PFR i KUKE, KredoBank zajmuje się systemem gwarancji dla inwestorów na ukraińskim rynku. Wiceprezes Andrzej Kopyrski wskazał, że projekt odbudowy Ukrainy może być dla polskiej gospodarki szansą 100-lecia.

    Jedna z sesji plenarnych poświęcona była perspektywom wejścia Ukrainy w struktury Wspólnoty Europejskiej, a także integracji z zachodnimi rynkami. Horst Heitz, Przewodniczący Komitetu Sterującego SME Connect z siedzibą w Brukseli stwierdził, że poprzez instytucje unijne, jak również pojedyncze państwa członkowskie należy wymóc na Ukrainie przeprowadzenie reform w kierunku ich zgodności z unijnym prawodawstwem. Szybka odbudowa infrastruktury jest natomiast kluczem do jej dalszego rozwoju.

    Yaroslav Demchenkov, Wiceminister ds. integracji europejskiej w Ministerstwie Energetyki Ukrainy nakreślił strategie energetyczną dla Ukrainy do roku 2050 r., według której nastąpi pełna integracja z rynkiem energetycznym UE. Natomiast integracja z polskim rynkiem energetycznym ma odbyć się już w ciągu 5 najbliższych lat. Zapewnił, że Ukraina chce być przyczółkiem zielonej energetyki dla Wspólnoty. Temat energetyki był też rozwijany podczas jednego z branżowych paneli dyskusyjnych konferencji.

    Piotr Sabat, Członek Zarządu ds. rozwoju ORLEN podkreślił, że już przed wojną Grupa Kapitałowa była zaangażowana w działalność na rynku ukraińskim, głównie w sektorze paliwowym. Podkreślił, że rynek ten stanowi duże wyzwanie ze względu na obowiązującą tam legislację i normalizację rynku energetycznego. Czynnikiem, który wpływa na ukraiński rynek jest szara strefa obrotu paliwami. Niemniej ORLEN na bieżąco analizuje to co dzieje się w Ukrainie i perspektywy rozszerzenia tam działalności.

    Jan Sarnowski, Członek Zarządu KUKE S.A. stwierdził, że wyzwaniem jest nadal odbudowa łańcuchów dostaw. – „Niemiej zwraca uwagę fakt, że zamknięcie rynku dla produktów z Rosji pozwoliło zastąpić je produktami polskimi, zwłaszcza w branży spożywczej. Podkreślenia wymaga też fakt, że KUKE jako jedyny ubezpieczyciel zagraniczny pozostał na rynku Ukraińskim po wybuchu konfliktu i udziela poręczeń na zasadach przedwojennych.” – podkreślił. Wskazał on również, że o 1/3 zmniejszyła się ilość podmiotów eksportujących z Ukrainy, ale te które pozostały na rynku zwiększyły swój udział o 40%.

    Jak ogromne fundusze zostały uruchomione na odbudowę Ukrainy opisał podczas swojej wypowiedzi Luca Ponzelini, Zastępca Kierownika Działu Bankowości Wspólnoty Europejskiej, Europejskiego Banku Inwestycyjnego. Kilka tygodni przed Konferencją EBI wraz z Komisją Europejską podpisało umowę o wsparciu finansowym na sumę 375 mln EUR przeznaczonych dla sektora MŚP. Dotychczasowe programy państw członkowskich opiewały na sumę 600 mln EUR. W ten sposób do dyspozycji potencjalnych inwestorów będą środki opiewające na niemal 1 mld EUR.

    Zebrani na sesjach plenarnych dyskutanci przedstawili bardzo obszerny zakres tematyczny, natomiast szczegółowo na temat 4 rynków: energetycznego, cyfrowego, zdrowotnego i rynku pracy wypowiedzieli się polscy i zagraniczni goście podczas przeznaczonych dla nich sesji branżowych.

    Sesje Branżowe Rebuild’23 najważniejsze wnioski:

    Rola nowych technologii w odbudowie i rozwoju ukraińskiej gospodarki

    Biznes cyfrowy natychmiast zareagował na rosyjską agresję na Ukrainę, starając się w miarę możliwości utrzymać lub wręcz rozwijać działalność w tym kraju, a także dostarczając bezpośrednią pomoc finansową i humanitarną;

    Sektor IT jest jedynym, którego na Ukrainie nie dosięgnęła w 2022 roku recesja, ale w bieżącym roku obserwowane jest pewne spowolnienie w branży.

    Istnieje duży potencjał wymiany doświadczeń między polskim a ukraińskim sektorem publicznym w zakresie cyfryzowania usług dla obywateli i biznesu – okres pandemii COVID-19 przyspieszył cyfryzację w Polsce, zaś Ukraina jest jednym z liderów w zakresie cyfrowych usług publicznych, udostępniając np. w ramach aplikacji Diia 14 cyfrowych dokumentów i 21 usług dostępnych online.

    Zarówno polski, jak i ukraiński sektor cyfrowy dysponuje szeregiem istotnych przewag (dostęp do świetnych specjalistów, chłonne rynki, niektóre preferencyjne rozwiązania prawne), ale jednocześnie łatwe do zidentyfikowania pozostają kluczowe luki rozwojowe związane m.in. z wciąż za małą liczbą rąk do pracy w sektorze, czy barierami regulacyjnymi.

    Prelegenci byli zgodni co do tego, że sektor nowych technologii odgrywa w obu państwach bardzo istotną rolę gospodarczo i może stać się istotnym motorem napędowym dla odbudowy Ukrainy. Jeśli chodzi o koegzystencję branży polskiej i ukraińskiej – docelowym modelem powinna być prawdopodobnie życzliwa konkurencja przy jednoczesnym możliwie najpełniejszym wykorzystaniu synergii wynikających z potencjału obu rynków.

    Energetyczny zwrot Ukrainy ku integracji z UE: kamienie milowe

    Od początku wojny infrastruktura energetyczna Ukrainy była głównym celem rosyjskich ataków. Raport Banku Światowego z kwietnia 2023 szacuje straty na 6,5 mld $, 3,9 w wytwarzaniu, 1,9 mld w sieciach, i to tylko na obszarze kontrolowanym przez rząd w Kijowie.

    Wyzwania operacyjne z którymi mierzy się w obszarze infrastruktury elektroenergetycznej współczesna Ukraina przypominają problemy z którymi zmagały się polskie sieci 45-50 lat temu. I choć wojna pogłębiła skalę wyzwań, bo rosyjskie ataki spowodowały nieplanowane wyrwy w infrastrukturze, to już przed wojną przesyły transregionalne były przeszkodą dla odpowiedniego zbilansowania systemu.

    Ukraińska energetyka była przed wojną odpowiedzialna za generację 72% pyłów wytworzonych w Europie. Te elektrownie, które były za to odpowiedzialne nie mają racji bytu w odtwarzanym systemie energetycznym.

    Dziś kwestia bilansowania systemu ukraińskiego, po połączeniu go z UE, jest zagadnieniem ogólnoeuropejskim. W pierwszym roku zsynchronizowanego rynku UA-UE zniknęło około 800 GWh energii, które nie zostały uregulowane jako przepływy handlowe, zaś w ramach przepływów transgranicznych nadwyżka energii wprowadzona do sieci europejskiej, ponad zakontraktowane wolumeny w umowach handlowych, wyniosła około 6 TWh, z czego 3TWh trafiły na Węgry, z którymi Ukraina ów przepływów nie zakontraktowała.

    Zanim Ukraina zacznie zarabiać istotne kwoty na przesyle transgranicznym uporządkowania wymagają kwestie regulacji systemu ukraińskiego, który przez to że jest oparty o system parowo-gazowy i regulację na bazie instalacji hydroenergetycznych reaguje wolniej niż system europejski oparty o generatory turbinowe

    Przykład rozwoju Polski po akcesji do Unii Europejskiej pokazuje, że dopiero wprowadzenie jednolitych przepisów, wspólnego rynku, jednakowych procedur przetargowych, mechanizmów antykorupcyjnych spowodowało, że międzynarodowe stosunki gospodarcze nabrały tempa. Tego samego, a nawet jeszcze szybszego scenariusza spodziewa się w Ukrainie – pod warunkiem pilnego dostosowania rozwiązań legislacyjnych.

    Dziś już powoli widać w Ukrainie odbudowanie popytu na energię, ale brakuje infrastruktury i tu jest właśnie przestrzeń dla sprawnych inwestycji w energetykę rozproszoną, która dla Ukrainy wydaje się być jedynym kierunkiem

    Mimo gigantycznego wysiłku w procesie usuwania bieżących szkód i awarii Ukraina rozwija plany w zakresie budowy instalacji hybrydowych, rozwoju systemu magazynowego, czy projektów wodorowych. Wyzwaniem jest pozyskanie partnerów, którzy w obawie o swoich pracowników w wielu przypadkach zawiesili działalność.

    Wszyscy zebrani na sesji się zgodzili, że system energetyczny Ukrainy po wojnie z Rosją powinien zostać odbudowany w nowym kształcie i z nowymi zadaniami, jak dostarczanie UE nadwyżek zielonej energii. Na razie jednak widać potencjalne problemy ze zdobyciem pieniędzy na ten cel.

    Przy olbrzymim potencjale w OZE szacowanym na 900 GW i innych bezemisyjnych źródłach jak energetyka jądrowa, Ukraina ma szansę stać się ważnym dostawcą zielonej energii, na potrzeby transformacji własnej, ale też UE.

    Rola migracji zarobkowej na polskim i ukraińskim rynku pracy dla gospodarki- najbliższa przyszłość

    Dane wskazują, iż 500 tysięcy migrantów z Ukrainy odpowiada za dodatkowy 1% wzrost PKB Polski. Mimo, że w początku wojny to Polska była głównym kierunkiem migracji, to obecne nasz kraj jest coraz mniej atrakcyjną alternatywą dla uchodźców do zamieszkania i podjęcia zatrudnienia.

    W 1991 r. Ukrainę zamieszkiwało 52 miliony osób, a w 2023 jej populacja spadła do 29 milionów. Obecnie poza granicami przebywa około 8 milionów obywateli. Wskazuje to na znaczące problemy dla ukraińskiej gospodarki i rynku pracy, które pojawić się mogą po wojnie, wraz z rozpoczęciem inwestycji związanych z odbudową tego kraju.

    Polska jest obecnie jednym z krajów zmagających się z największymi problemami demograficznymi na świece. Niepewność każdego dnia nie sprzyja także decyzjom dotyczącym powiększania rodziny. O ile Polska posiada współczynnik dzietności na poziomie 1,26, to wiele wskazuje na to, że w Ukrainie spadł on do poziomu poniżej 1.

    Obecnie polskie firmy zmagają się ze znaczącym deficytem pracowników. Z całą pewnością uchodźcy z Ukrainy, którzy przybywają do Polski od czasu napaści Federacji Rosyjskiej stanowią ogromną wartość dla naszej gospodarki. Problem z brakiem pracowników który dotyczy obecnie Polski, może w przyszłości ujawnić się na Ukrainie. Ważnym jest, aby nasz kraj potrafił przyciągnąć Ukraińców do siebie oraz ich utrzymać również po wojnie.

    Istotna w osiedlaniu się na terenie Polski jest skala problemów mieszkalnych, czy konieczności zapewnienia opieki nad dziećmi samotnym kobietom. Podkreśla się rolę nauki języka w umożliwieniu migrantom stałego pobytu w naszym kraju. Bardzo ważne jest również ułatwienie uznawania kwalifikacji.

    Wiele firm i instytucji prowadzi programy aktywizacji i szkoleń dla migrantów z Ukrainy w tym we współpracy z ZPP.

    Transformacja ukraińskiej gospodarki będzie bardzo podobna do transformacji polskiej gospodarki. Polska przeszła już ten proces i mamy to doświadczenie. Ponadto żadna kultura biznesowa w Unii Europejskiej nie jest tak podobna do ukraińskiej jak Polska. Polska transformacja z rynku emigracyjnego do imigracyjnego była bardzo szybka. Dziś to my wydajemy więcej zezwoleń na pracę niż np. Niemcy. Tym doświadczeniem z pewnością możemy się podzielić i może być to bardzo cenne dla Ukrainy.

    Sektor farmaceutyczny w Polsce i w Ukrainie: potencjał partnerstwa w kontekście wojny i integracji europejskiej

    Ukraina stanowi największy powierzchniowo kraj w Europie, jest szóstym krajem odnośnie wielkości populacji i drugim pod względem liczby pacjentów onkologicznych (1.2 mln pacjentów).

    Z perspektywy ochrony zdrowia Ukraina boryka się z takimi problemami jak: brak refundacji i wzajemnego uznania, ograniczenia w certyfikacji zgodności norm UE praktycznie od pandemii Covid-19 do obecnie prowadzonych działań wojennych. Optymizmem napawa z kolei otwartość na współpracę z zachodnią branżą farmaceutyczną i motywacja, aby tak szybko jak to będzie możliwe stać się ważnym krajem Wspólnoty Europejskiej i mieć znaczące miejsce w polityce zdrowotnej w Europie. Obecnie Ministerstwo Zdrowia Ukrainy, w opracowywanej strategii gospodarczej dla Ukrainy, do 2030 roku duże znaczenie przywiązuje właśnie do badań medycznych.

    Ukraina jeszcze dużo wcześniej przed wybuchem wojny miała bardzo rozwinięty sektor farmaceutyczny i naukowy. To dziedzictwo rozwijało się w ostatnich dziesięcioleciach. Kraj eksportuje leki do ponad 50 krajów na całym świecie w tym także do UE. Leki z Ukrainy sprzedawane są na wszystkich kontynentach.

    Dzisiaj w odbudowie ukraińskiego obszaru zdrowia konieczne są: nieustanny rozwój firm farmaceutycznych, współpraca oparta na dialogu, zrozumieniu oraz zaufaniu.

    Konferencję zamykało wystąpienie Marcina Przydacza, Sekretarza Stanu, Szefa Biura Polityki Międzynarodowej w Kancelarii Prezydenta RP, który przedstawił trzy przewagi polskich firm w odbudowie Ukrainy: jesteśmy geograficznie najbliższym partnerem z infrastrukturą gotową do współpracy, mamy najlepsze relacje w historii, jesteśmy zbliżeni kulturowo i językowo, a największą mniejszość w Polsce stanowią obecnie Ukraińcy.

    Jak skonkludował swoje wystąpienie Prezes ZPP Cezary Kaźmierczak „kto będzie pierwszy na Ukraińskim rynku będzie miał najwięcej czasu na jego dominację”. ZPP jako jedyny związek przedsiębiorców w Polsce służy pomocą na terenie Ukrainy poprzez swoje biura w Kijowie, Lwowie Łucku i Winnicy.

    ***

    Całą konferencję, wraz sesjami branżowymi będzie można zobaczyć wkrótce na kanale YouTube Związku Przedsiębiorców i Pracodawców: https://www.youtube.com/user/ZPPnetpl

    Agenda wydarzenia znajduje się pod linkiem: https://ukraina.zpp.net.pl/rebuild_together/

    ***

    Organizatorami konferencji byli: Warsaw Enterprise Institute oraz Związek Przedsiębiorców i Pracodawców

    Partnerem Głównym został: ORLEN S.A. 

    Partnerami byli: Agencja Rozwoju Przemysłu S.A., Bank Gospodarstwa Krajowego, Polski Fundusz Rozwoju, PKO Bank Polski oraz Totalizator Sportowy

    Partnerami medialnym byli: CIRE.pl, Dziennik Gazeta Prawna, Energetyka24, Medonet, Obserwator Gospodarczy, Obserwator Logistyczny, Polityka Zdrowotna, PulsHR.pl, Rynek Zdrowia, WNP.PL, WysokieNapięcie.pl

    Partnerami Merytorycznymi zostali: Union of Ukrainian Entrepreneurs (SUP), European Business Association (EBA), European Economic and Social Committee Employer’s Group (EESC), European Enterprise Alliance, Global Business for Ukraine, InfoCredit, Ukraine Invest, United States Agency for International Development (USAID), WiseEuropa i Zrzeszenie Ukraińskiego Biznesu w Polsce

    Patronat Honorowy nad konferencją objęli: Kancelaria Prezesa Rady Ministrów i Ministerstwo Aktywów Państwowych.

     

     

    Oświadczenie organizacji pracodawców z Polski i Ukrainy

    Warszawa, 27 lipca 2023 r. 

     

    Oświadczenie organizacji pracodawców z Polski i Ukrainy

     

     Środowisko biznesowe wzywa Rządy Ukrainy i RP do usprawnienia funkcjonowania przejść granicznych na granicy ukraińsko-polskiej oraz do podpisania Umowy o wspólnej granicy między państwami.

     Społeczność biznesowa zrzeszona przez Amerykańską Izbę Handlową na Ukrainie, Europejskie Stowarzyszenie Biznesu, Izbę Przemysłowo-Handlową Ukrainy, Stowarzyszenie Międzynarodowych Przewoźników Samochodowych, Ukraiński Związek Przemysłowców i Przedsiębiorców, Związek Ukraińskich Przedsiębiorców, Ogólnopolski Związek Pracodawców Transportu Drogowego w Polsce, Związek Przedsiębiorców i Pracodawców (ZPP) wzywa Rządy Ukrainy i Rzeczypospolitej Polskiej do ułatwienia rozwoju istniejących wspólnych przejść granicznych i budowy nowych na granicy ukraińsko-polskiej oraz do zapewnienia jak najszybszego podpisania Umowy o wspólnej granicy między Ukrainą a Rzecząpospolitą Polską.

    Wojna na pełną skalę na Ukrainie znacząco wpłynęła na łańcuchy dostaw. Zamknięcie przestrzeni powietrznej Ukrainy, zablokowanie części portów morskich i rzecznych Ukrainy, znaczne uszkodzenia sieci kolejowej i infrastruktury kraju doprowadziły do ​​tego, że drogowy transport towarów przez zachodnie przejścia graniczne stał się praktycznie jedynym sposobem międzynarodowego transportu towarów.

    Pomimo wspólnych wysiłków strony ukraińskiej i polskiej na rzecz efektywnego przejazdu pojazdów użytkowych przez zachodnie przejścia graniczne, a mianowicie: systematyczny rozwój infrastruktury drogowej po ukraińskiej i polskiej stronie granicy, wsparcie w modernizacji przejścia granicznego Szeginie-Medyka, wprowadzenie kolejki elektronicznej na wszystkich istniejących przejściach granicznych, pojazdy zmuszone są do kilkudniowego postoju na granicy. Jednocześnie zwracamy uwagę, że mechanizm kolejki elektronicznej dla wszystkich uczestników wymaga usprawnienia.

    Według danych kolejki elektronicznej na początek lipca br., czas oczekiwania w kolejce ogólnej na przejściu Jagodzin-Dorohusk wynosi około 7 dni, a czas oczekiwania w kolejce do kontroli weterynaryjnej – ponad 13 dni. Oczywiste jest, że czas oczekiwania prowadzi do spowolnienia obrotów towarowych i strat finansowych przewoźników z powodu opóźnień w transporcie i łamania umów. Według przybliżonych wyliczeń przewoźników jeden dzień przestoju ciężarówki kosztuje 300-400 euro.

    W celu stymulowania skrócenia kolejek na granicach i skrócenia czasu kontroli, zmniejszenia strat finansowych z tytułu przestojów pojazdów użytkowych, oraz uniknięcia kar za opóźnioną realizację kontraktów międzynarodowych, a także przyspieszenia operacji eksportowo-importowych między Ukrainą a krajami UE, co jest szczególnie ważne w warunkach skomplikowanych ograniczeń logistycznych i infrastrukturalnych w czasie wojny, środowisko biznesowe wzywa Rządy Ukrainy i Rzeczypospolitej Polskiej do:

    • jak najszybszego podpisania Umowy o wspólnej granicy między Ukrainą a Rzecząpospolitą Polską;
    • wzmocnienia dialogu ze stroną polską i odpowiednimi instytucjami unijnymi w zakresie rozwoju istniejących i budowy nowych wspólnych przejść granicznych na granicy ukraińsko-polskiej, z wykorzystaniem dostępnych narzędzi współpracy międzyrządowej i mechanizmów dyplomacji wielostronnej;
    • poszukiwania sposobów na zbliżenie procedur celnych na polsko-ukraińskich przejściach granicznych oraz wypracowanie stosownych rekomendacji zmian w ustawodawstwie celnym Ukrainy i praktykach służb celnych obu krajów;
    • przyspieszenia procesu decyzyjnego Państwowej Służby Celnej Ukrainy w sprawie modernizacji przejść granicznych na granicy ukraińsko-polskiej.

    Wyrażamy wdzięczność odpowiedzialnym organom władz państwowych Ukrainy i Rzeczypospolitej Polskiej za wszelkie starania, związane z zapewnieniem sprawnego przepływu towarów w obu kierunkach między Ukrainą a UE.

     

    Zobacz: Oświadczenie organizacji pracodawców z Polski i Ukrainy

    Stanowisko ZPP w sprawie sposobów ustalania wynagrodzenia minimalnego w Polsce

    Warszawa, 25 lipca 2023 r. 

     

     

    Stanowisko ZPP w sprawie sposobów ustalania wynagrodzenia minimalnego w Polsce

     

    • W 2024 r. czeka nas podwyżka płacy minimalnej sięgająca w skali roku aż 700 zł (prawie 20%).
    • Podwyżka ta może w sposób bardzo istotny dotknąć najmniejsze przedsiębiorstwa, szczególnie te, które działają w mniejszych i mniej zamożnych miastach.
    • W świetle powyższego rozważyć należałoby regionalizację minimalnych wynagrodzeń – w oparciu o obiektywne kryteria, takie jak np. poziom przeciętnego wynagrodzenia na danym obszarze.
    • ZPP wskazuje także na konieczność zmian w sposobie wynagrodzenia pracowników w sektorze publicznym, przy jednoczesnej rewizji etatyzacji. Ich wynagrodzenia już dawno nie pokrywają się z warunkami rynkowymi. Dlatego proponujemy zmianę „mnożników kwoty bazowej”, w taki sposób, aby zapewnić pracownikom niższego i średniego szczebla rynkowe wynagrodzenie bez konieczności dokonywania znaczących zmian w samej kwocie bazowej.

    Jak co roku, temat wynagrodzeń minimalnych w 2024 r. wywołał liczne kontrowersje. Propozycja rządowa oparta na algorytmach bazujących przede wszystkim na inflacji przewiduje, że od 1 stycznia minimalne wynagrodzenie ma wynosić 4242 zł, a od 1 lipca 2024 r. 4300 zł. Podejście takie, z uwagi na brak porozumienia w Radzie Dialogu Społecznego, zgodne jest z przepisami ustawy z dnia 10 października 2002 r. o minimalnym wynagrodzeniu za pracę.

    Minimalne wynagrodzenie, a sytuacja polskiej gospodarki.

    Powstaje pytanie, czy blisko 20% podwyżka minimalnego wynagrodzenia w skali roku nie wpłynie negatywnie na kondycję polskiej gospodarki? Od dnia dzisiejszego do lipca przyszłego roku wynagrodzenie minimalne wzroście bowiem aż o 700 zł. Pensja minimalna powinna być przecież wynikiem ważenia uzasadnionych potrzeb pracowników oraz możliwości pracodawców. Przyjrzyjmy się kilku liczbom. Prognozowane przeciętne wynagrodzenie w 2024 r. to 7794 zł, a zatem relacja minimalnego wynagrodzenia do przeciętnego wynosić będzie ponad 55%. Oczywiście prognozy są niepewne i faktyczne przeciętne wynagrodzenie może być wyższe, ale wahania nie będą raczej znaczące. Sprawdźmy kolejny wskaźnik – inflację, która w czerwcu 2023 r. wyniosła 11,5%. Zgodnie z prognozą NBP inflacja w 2023 r. powinna wynieść 11,9%, zaś w 2024 między 3,7% a 6,8% (prawdopodobnie około 5,2%)[1]. Inflacja będzie zatem znacznie niższa niż podwyżka minimalnego wynagrodzenia. Kolejny wskaźnik, przeciętne wynagrodzenie, które w maju było wyższe o 12,2% niż w roku ubiegłym. Zatem przeciętne wynagrodzenie również rośnie wolniej niż zapowiadana podwyżka minimalnego wynagrodzenia. Kolejny wskaźnik – wzrost PKB, w tym przypadku prognozy na 2023 r. wskazują na wzrost na poziomie poniżej 1% (np. Komisja Europejska szacuje wzrost PKB Polski na poziomie 0,7%[2]). Oznacza to, że wynagrodzenia rosną również szybciej, niż cała nasza gospodarka. Wreszcie, jak wynika z samych analiz rządowych podwyżka minimalnego wynagrodzenia to realny koszt dla przedsiębiorców wynoszący aż 35,5 miliardów złotych. Te pieniądze w dużej mierze zasilą państwo w postaci podatków i składek na ubezpieczenia społeczne.

    Jak w praktyce wpłynie to na polskich przedsiębiorców? Dla wielu będzie to ciężar nie do udźwignięcia. Szczególnie dla tych, którzy funkcjonują w mniej zamożnych regionach kraju. Będzie to oznaczać konieczność zamknięcia działalności przez liczne przedsiębiorstwa z powodu wzrostu kosztów. Inni będą starali się przerzucić te koszty na ceny produktów i usług, co w konsekwencji odczujemy wszyscy w postaci inflacji. Wzrost kosztów prowadzenia działalności zmusić może wiele firm do działania sprzecznego z przepisami. Przedsiębiorcy mając w alternatywie zamknięcie swojej działalności mogą przechodzić do szarej strefy. Zaczną pojawiać się na naszym rynku sytuacje, gdzie większość pracowników będzie zarabiać najniższą krajową, a niektórzy z nich będą otrzymywać dodatkowe wynagrodzenie „pod stołem”. Może dochodzić także do prób odchodzenia od standardowych umów o pracę na rzecz innych form współpracy w celu uzyskania oszczędności.

    Minimalne wynagrodzenie w przyszłości.

    W związku z koniecznością wdrożenia Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/2041 w sprawie adekwatnych wynagrodzeń minimalnych w Unii Europejskiej (zwanej dalej „Dyrektywą”) oraz z uwagi konieczność zapewnienia przewidywalności wynagrodzeń na polskim rynku, konieczne wydaje się pilne podjęcie prac legislacyjnych zmierzających do zmiany przepisów dotyczących ustalania minimalnego wynagrodzenia. Poniżej prezentujemy postulaty w tym zakresie.

    Regionalizacja minimalnych wynagrodzeń.

    Całkowicie inne realia gospodarcze są w Warszawie, a zupełnie inne w niewielkim mieście powiatowym. Dlatego należałoby rozważyć rozróżnienie wysokości minimalnego wynagrodzenia w zależności od regionu. W najbardziej zamożnych regionach państwa podwyżka minimalnego wynagrodzenia w przyszłym roku do 4300 zł dotknie najmniejszych przedsiębiorców działających na granicy zysku, doprowadzi do „spłaszczenia” krzywej wynagrodzeń i może stanowić czynnik zmniejszający motywację do podnoszenia kompetencji wśród pracowników, jednak mimo wszystko skutki gospodarcze w tym zakresie będą znacznie mniejsze niż dla firm działających w małych miastach województwa podlaskiego, czy kujawsko-pomorskiego. Dla tych podmiotów tak skokowy wzrost kosztów działalności może być ciężarem nie do udźwignięcia. Również zupełnie inna jest sytuacja samych pracowników zarabiających najniższe wynagrodzenie w małej miejscowości, a inna w jednym z największych miast Polski, gdzie koszty życia są znacząco wyższe.

    Wysokość minimalnego wynagrodzenia powinna być oparta na obiektywnych przesłankach zgodnych z Dyrektywą.

    Dyrektywa wskazuje wprost propozycje dotyczące standardów określania minimalnego wynagrodzenia. Dwie ze wskazanych metod dotyczą 50% przeciętnego wynagrodzenia oraz 60% mediany wynagrodzeń. Są to cele, do których należy zmierzać i z pewnością stanowią  podpowiedź ze strony UE, w jakim kierunku można podążyć ustalając kryteria. W związku z powyższym zasadnym wydaje się wykorzystanie metod wprost wskazanych w Dyrektywie. Każdego roku można obliczać zarówno 50% przeciętnego prognozowanego wynagrodzenia w przyszłym roku, jak i 60% mediany wynagrodzeń. Wyższa z tych kwot powinna obowiązywać w regionach zamożniejszych, a niższa w pozostałej części kraju. Jednocześnie, jeśli wyliczone w ten sposób kwoty wskazywałyby na konieczność obniżenia wynagrodzenia minimalnego w kolejnym roku, minimalne wynagrodzenie powinno pozostać bez zmian.

    Z pewnością problemem w tym zakresie może okazać się pozyskiwanie danych z rynku przez GUS. Konieczne byłoby wprowadzenie nowych rozwiązań dotyczących gromadzenia i publikowania danych równocześnie z wdrożeniem zmian prawnych dotyczących ustalania wysokości minimalnego wynagrodzenia. Problemem może być np. mediana wynagrodzeń, która obecnie jest publikowana przez GUS raz na dwa lata.

    Wynagrodzenia w sektorze publicznym.

    Obecna sytuacja gospodarcza w większości podmiotów działających w sektorze publicznym uniemożliwia zatrudnienie odpowiedniej ilości wykwalifikowanych kadr i zapewnienie im godnego wynagrodzenia. Od dawna płace w tych jednostkach oddalają się od warunków rynkowych. Stwarza to ryzyko spadku jakości usług publicznych i powstania w niedalekiej przyszłości poważnych braków kadrowych zarówno w niewielkich urzędach gmin, jak i w ministerstwach.

    ZPP zauważa, że proponowana w 2023 r. podwyżka wynagrodzeń wiążąca się ze zmianą „kwoty bazowej” jest niewystarczająca. Jednocześnie zgadzamy się z argumentem podnoszonym przez Ministerstwo Finansów, że podwyżka kwoty bazowej skutkuje zwiększeniem różnic między najlepiej i najmniej zarabiającymi osobami w sektorze publicznym. Dlatego uważamy, że konieczne jest podjęcie prac legislacyjnych polegających na dokonaniu zmian w szeregu ustaw tak zwanych „mnożników kwoty bazowej” dla poszczególnych stanowisk pracy, w ten sposób, aby pracownicy niższego i średniego szczebla mogli liczyć na wynagrodzenie konkurencyjne z rynkowym bez konieczności dokonywania znaczących zmian w samej „kwocie bazowej”.

    Obecnie funkcjonujące „mnożniki kwoty bazowej” powodują, że praca w sektorze publicznym przestała być atrakcyjna. Jeszcze do niedawna dodatkowym argumentem za jej podjęciem była „stabilność zatrudnienia”, ale obecnie, w sytuacji gdy bezrobocie w Polsce jest rekordowo niskie, a w większości firm brakuje „rąk do pracy”, argument ten przestaje mieć znaczenie. Dochodzi nawet do absurdów, gdy pracownikom którzy muszą spełnić liczne kryteria dotyczące wykształcenia, doświadczenia zawodowego czy znajomości języków, którzy muszą „wygrać” konkurs na stanowisko w urzędzie, oferuje się wynagrodzenie niższe niż przy wykonywaniu tak zwanych „prac prostych” w sektorze prywatnym.

    Jednocześnie wskazujemy, że w ślad za dokonaniem zmian powinno iść odpowiednie zwiększenie finansowania poszczególnych jednostek sektora finansów publicznych (zarówno finansowanych z budżetu państwa, jak i z budżetów samorządowych).

    Podsumowanie

    Związek Przedsiębiorców i Pracodawców wskazuje, że regionalizacja wynagrodzeń minimalnych pozwoli obniżyć ryzyko negatywnych zjawisk w polskiej gospodarce, takich jak zbyt wysoki wzrost kosztów działalności przedsiębiorstw w mniej zamożnych regionach kraju, czy rozszerzanie się szarej strefy. Pośrednio wpłynąć może także na lepszy rozwój gospodarczy słabszych ekonomicznie regionów kraju oraz zmniejszenie procesu migracji wewnętrznej spowodowanej brakiem perspektyw zatrudnienia w mniejszych miejscowościach.

    Ponadto z całą pewnością coraz większym problemem są wynagrodzenia pracowników w sektorze publicznym, który stał się mało atrakcyjną ścieżką kariery zawodowej. Skutkuje to stale zmniejszającą się jakością usług publicznych, co dotyka zarówno przedsiębiorców, jak i wszystkich innych obywateli. Dlatego też koniecznym wydaje się wprowadzenie zmian w tak zwanych „mnożnikach kwoty bazowej” co umożliwi zwiększenie wynagrodzeń pracowników niższego i średniego szczebla bez konieczności znaczącego podnoszenia wysokości samej kwoty bazowej.

    ***

    [1] https://nbp.pl/projekcja-inflacji-i-pkb-lipiec-2023/ ; https://www.money.pl/gospodarka/inflacja-w-polsce-czerwiec-2023-r-dane-gus-finalny-odczyt-6919448516893632a.html

    [2] https://www.pap.pl/aktualnosci/news%2C1572360%2Cke-podwyzsza-prognozy-wzrostu-pkb-dla-polski-na-2023-rok.html

     

    Zobacz: 25.07.2023 Stanowisko ZPP w sprawie sposobów ustalania wynagrodzenia minimalnego w Polsce

    Stanowisko Związku Przedsiębiorców i Pracodawców ws. systemu kaucyjnego w Polsce

    Warszawa, 21 lipca 2023 r. 

     

    Stanowisko Związku Przedsiębiorców i Pracodawców ws. systemu kaucyjnego w Polsce

     

    • ZPP od początku był zwolennikiem wprowadzenia do polskiego porządku prawnego regulacji dot. systemu kaucyjnego i apelował o szybkie procedowanie projektu ustawy w tej sprawie. Niestety, proces legislacyjny wydłużał się miesiącami.
    • Opóźnienie w procesie legislacyjnym powoduje, że konieczne staje się dostosowanie przepisów do skróconego czasu pozostającego firmom na stworzenie systemu kaucyjnego w Polsce. W obecnym brzmieniu, system miałby być w pełni funkcjonalny już od 1. stycznia 2025 roku. Jest to termin nierealny. Wobec powyższego, apelujemy o wprowadzenie możliwości realizacji obowiązku selektywnej zbiórki w 2025 roku nie tylko poprzez system kaucyjny, lecz również samodzielnie lub poprzez organizacje odzysku.
    • Ponadto, uważamy że kaucja powinna – jako świadczenie zwrotne – być zwolniona z podatku VAT, tak by system pełnił realnie funkcję prośrodowiskową, a nie fiskalną. Apelujemy również o nieingerowanie w już dobrze ugruntowany i funkcjonujący system szklanych butelek zwrotnych, a także o dostosowanie obowiązkowych poziomów zbiórki do progów przewidzianych w regulacjach unijnych.
    • Biznes wspierał od początku i w dalszym ciągu wspiera wprowadzenie systemu kaucyjnego w Polsce. Jeśli jednak powyższe zmiany nie zostaną wprowadzone, w 2025 roku czeka nas chaos, potencjalnie wielomiliardowe kary dla firm i straty środowiskowe – miliony butelek wielokrotnego użytku mogą trafić na stłuczkę.

    Konieczność wprowadzenia systemu kaucyjnego w Polsce jest przedmiotem konsensusu i porozumienia – zarówno na poziomie politycznym, jak i w biznesie. Związek Przedsiębiorców i Pracodawców od początku wspierał powstanie ram prawnych dla systemu kaucyjnego, pozostając w bieżącym dialogu z decydentami w celu szybkiego przyjęcia możliwie najlepszych rozwiązań. Niestety – proces legislacyjny przedłużał się, a firmy i partnerzy społeczni nie mieli pewności, jaki będzie ostateczny kształt systemu. Po przyjęciu projektu ustawy przez Radę Ministrów – apelowaliśmy o to, by jak najszybciej trafił on do Sejmu, uznając że nie można tracić więcej czasu, a wszelkie niedociągnięcia legislacyjne uda się poprawić na etapie prac parlamentarnych.

    Niestety, tempo prac w Sejmie i całkowity brak otwartości Ministerstwa Klimatu i Środowiska na przyjęcie zgłaszanych uwag powoduje, że zamiast przygotowywać się do wspólnego sukcesu, obawiamy się chaosu i strat – zarówno finansowych, jak i środowiskowych – które może przynieść 2025 rok.

    Mimo wielomiesięcznych opóźnień, pozostawiony został termin 1. Stycznia 2025 roku, od którego system kaucyjny w Polsce ma być w pełni operacyjny, i za którego wyłącznym pośrednictwem możliwe ma być realizowanie obowiązków w zakresie selektywnej zbiórki. Jak wielokrotnie podkreślaliśmy w Sejmie – jest to termin zupełnie nierealny. Sama rejestracja podmiotu w KRS trwa miesiącami, a trzeba pamiętać przecież o szeregu umów do zawarcia, uzyskaniu przez operatora niezbędnej licencji, czy choćby tak prozaicznych kwestiach jak zakup maszyn. Firmy nie miały jak przygotować się do tego procesu – bo do momentu podpisania ustawy przez prezydenta nie mają pewności nawet co do tego, jakiego rodzaju opakowania znajdą się w systemie.

    Ustawa w dalszym ciągu przewiduje, że firmy wprowadzające na rynek napoje będą płaciły VAT od kaucji, mimo że po pierwsze jest ona zwrotna, a więc nie jest niczyim przychodem, a po drugie w żadnym momencie do nich nie trafi – bo będzie płacona jedynie w sklepie. Nie rozumiemy, skąd upór w utrzymywaniu tego absurdalnego rozwiązania, zwłaszcza że system kaucyjny nie ma przecież służyć generowaniu dodatkowych wpływów do budżetu, lecz powinien realizować zgoła odmienne cele.

    Na etapie prac sejmowych nie zdecydowano się również na uratowanie dobrze działającego systemu szklanych butelek zwrotnych, przede wszystkim na piwo. Jest to model dobrze znany sklepom i konsumentom, a także skutecznie funkcjonujący (ponad 90% opakowań trafia z powrotem do browarów). Nie widzimy żadnej potrzeby, by zmuszać wszystkich jego uczestników do zawierania nowych umów i niszczyć system, który po prostu działa.

    Ostatecznie, Ministerstwo Klimatu i Środowiska w dalszym ciągu przewiduje w ustawie wyższe obowiązkowe poziomy zbiórki, niż wymagane przez regulacje unijne. Wziąwszy pod uwagę podejście EU+0, oznaczające że ustawodawca krajowy nie powinien wykraczać w obciążaniu firm dodatkowymi zobowiązaniami poza minimalny poziom wyznaczony przez Brukselę, jest to rozwiązanie, które w naszym przekonaniu wymaga korekty.

    Reasumując – potrzebujemy ustawy o systemie kaucyjnym i biznes jest w tym zakresie jednomyślny. Jeśli chcemy mieć jednak wspólny sukces, a nie chaos i porażkę zarówno finansową, jak i środowiskową, potrzebne są kluczowe korekty. Co ważne, w żadnym stopniu nie zmieniają one filozofii funkcjonowania systemu, ani jego podstaw. Są to w zasadzie techniczne błędy, na tyle jednak ważne, że ich utrzymanie grozi nam daleko posuniętymi konsekwencjami.

    Liczymy, że w trakcie prac senackich zostaną one naprawione.

     

    Zobacz: 06.03.2023 Stanowisko ZPP ws. systemu kaucyjnego w Polsce

    Memorandum ZPP: Tymczasowe mechanizmy interwencyjne nie powinny trwale ingerować w rynek energii w Polsce

    Warszawa, 19 lipca 2023 r. 

     

    Memorandum ZPP: Tymczasowe mechanizmy interwencyjne nie powinny trwale ingerować
    w rynek energii w Polsce

     

    • Wprowadzone w 2022 r. tymczasowe mechanizmy interwencyjne w obszarze cen energii w Polsce do dziś budzą kontrowersje i stwarzają trudności interpretacyjne
    • Rynki międzynarodowe, w tym energii, gazu i węgla od wielu miesięcy się stabilizują, dzięki czemu obserwujemy znaczący spadek cen rok do roku
    • Po okresie działań ekstraordynaryjnych wywołanych kryzysem energetycznym potrzebujemy okresu stabilizacji i przemyślanego prawa, tworzonego w sposób transparentny i w formule konsultacyjnej

    11 lipca Rząd przyjął kolejną nowelizację ustawy o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 roku w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej, na mocy której zostaną wprowadzone m.in. wyższe limity zużycia energii elektrycznej dla gospodarstw domowych przy zamrożonych cenach, a od 1 października maksymalna stawka za energię dla podmiotów wrażliwych, samorządów oraz sektora MŚP ma zostać obniżona z 785zł do 693 zł za 1000 kWh.

    Warunki rynkowe nie są już dziś tak szczególne, jak przed rokiem – czyli w okresie formułowania ustawy. W opinii ZPP kilkumiesięczna historia ustawowych tymczasowych mechanizmów interwencyjnych w obszarze rynku energii w Polsce jest pod wieloma względami niepokojąca, a w tle rozstrzygają się losy transparentnego, płynnego i zdrowego rynku energii, w który na skutek kryzysu energetycznego z 2022 r. intensywnie zaingerowano regulacyjnie i na którym bardzo przydałaby się dziś przewidywalność i stabilizacja, w tym w wymiarze politycznym i prawnym.

    Najnowsza z nowelizacji i jej społeczne skutki w kontekście świadomej konsumpcji energii

    Na mocy najnowszej nowelizacji rządowej, limit zużycia energii elektrycznej dla gospodarstw domowych wzrośnie w tym roku z 2000 do 3000 kWh, dla rodzin z osobą niepełnosprawną do 3600 kWh, a dla rolników i posiadaczy Karty Dużej Rodziny do 4000 kWh. Są to limity w ramach których gwarantowane jest utrzymanie („zamrożenie”) stawek z 2022 r. Po przekroczeniu limitu cena dla odbiorców indywidualnych również jest zamrożona – tyle że na poziomie 693 zł za 1000 kWh.

    W przypadku samorządów, a także podmiotów świadczących usługi użyteczności publicznej oraz firm z sektora MŚP, cena maksymalna została pierwotnie ustalona na 785 zł za 1000 kWh, lecz zgodnie z najnowszą nowelizacją od 1 października również zostanie sprowadzona do poziomu 693 zł za 1000 kWh.

    Według danych GUS za 2021 r. średnie roczne zużycie wszystkich nośników energii było niższe w gospodarstwach domowych w mieście niż na wsi. Dla energii elektrycznej wyniosło 2035 kWh w mieście i 3147 kWh na wsi (w tym w gospodarstwach domowych prowadzących działalność rolniczą 4247 kWh, a w pozostałych wiejskich 2936 kWh). Średnie roczne zużycie energii elektrycznej w domu w Polsce wynosi więc 2591 kWh, przy czym w różnych modelach rodziny kształtuje się następująco:

    – gospodarstwo 1-osobowe: 800 – 1 600 kWh/rok,

    – 2-osobowe: 1 100 – 1 700 kWh/rok,

    – 3-osobowe: 1 400 – 2 100 kWh/rok,

    – 4-osobowe: 1 900 – 2 300 kWh/rok,

    – 5-osobowe: 2 200 – 2 700 kWh/rok.

    Dodatkowo jeśli mieszkańcy ogrzewają dom lub mieszkanie pompą ciepła lub korzystają z ogrzewania elektrycznego, czy bojlera elektrycznego, mogli złożyć wniosek o dodatek dotyczący głównego źródła ciepła, z reguły konsumującego najwięcej energii w skali roku. W tym przypadku pomoc wynieść mogła 1 tys. zł (zużycie do 5000 kWh) lub 1,5 tys. zł (zużycie powyżej 5000 kWh). Na dodatkowe środki mogły w 2023 r. liczyć również pozostałe gospodarstwa domowe, które zamiast prądu do ogrzewania wykorzystują inne systemy, a tym samym  miały możliwość skorzystania z dodatku węglowego lub dodatku do innego źródła ciepła.

    Oczywiście zapobieganie ubóstwu energetycznemu jest szalenie ważne, a więc wsparcie szczególnie obciążonych kosztami energii odbiorców energii elektrycznej, w tym osób z niepełnosprawnościami korzystającymi z różnych urządzeń podtrzymujących, jest co do zasady działaniem niezbędnym. Pierwotnie zdefiniowane limity zostały jednak zapewne obliczone w oparciu o dane statystyczne i skonsultowane międzyresortowo. Obawiamy się, że ich zwiększenie może być odebrane jako sygnał, że ponownie może zużywać energię bezrefleksyjnie, nie gasić świateł, otwierać okna przy włączonej klimatyzacji, nie dbać o efektywność energetyczną kupowanych urządzeń – bo wszelkie te potrzeby zostaną bezstresowo pokryte zamrożoną ceną.

    Nawet bowiem w okresie kryzysu energetycznego w 2022 r., gdy cała Europa żyła nadchodzącą zimą i potencjalnymi deficytami energii i gazu – w Polsce zachęty do świadomego wykorzystania energii i ograniczania zużycia mediów były bardzo wątłe. I choć nowelizacji ustawy o cenach maksymalnych towarzyszy narracja: “Jednocześnie rząd nadal zachęca do oszczędności energii, co wiąże się z dalszymi benefitami. Wystarczy, że w okresie od 1 października 2022 r. do 31 grudnia 2023 r. mieszkańcy Polski zmniejszą zużycie prądu o co najmniej 10 proc. Wówczas otrzymają dodatkowy upust o wartości 10 proc. całego rachunku za energię elektryczną, który zostanie rozliczony w 2024 r.” – realnie rzecz ujmując, przy tak skonstruowanym programie pomocowym trudno jest oczekiwać abyśmy jako społeczeństwo wygenerowali postęp w zakresie świadomej konsumpcji energii i samodzielnego zarządzania stroną kosztową. Regulacje te generują efekt bardziej znieczulający w stosunku do świata zewnętrznego. A świat zewnętrzny sytuację na ryku energii i gazu w zasadzie ustabilizował, co powinno być sygnałem dla wyłączania ekstraordynaryjnych mechanizmów wsparcia, a nie ich kontynuacji.

    Równocześnie potrzebujemy większej powszechnej samoświadomości na temat konsumowanej przez nas energii, sposobu efektywniejszego korzystania z tego zasobu, jak również dostępnych mechanizmów kontraktowania. Nie sam krótkotrwały wzrost cen energii i gazu był bowiem głównym problemem naszego rynku w połowie 2022 roku, ale dramatycznie pasywny sposób zakupu tych mediów, który spowodował, że odbiorcy z braku wiedzy o istniejących alternatywach podpisywali umowy na niezwykle wysokie stawki (w sektorze MŚP nawet w okolicach 3000zł za 1000kWh) i wiązali się taką ceną w dłuższym okresie (min. rok). Następnie ceny na rynku spadły znacząco, ale z perspektywy zawartej już umowy w cenie wielokrotnie wyższej nie miało to znaczenia. Spółka obrotu zabezpieczyła dla klienta kontrakt na giełdzie i klient był zobowiązany energię w tej cenie odebrać. W tym momencie wkroczyły regulacje interwencyjne określające limity cenowe, które nakazały sprzedawcy sprowadzić cenę z umowy (np. tych 3000zł za 1000kWh) do stawki maksymalnej. Różnicę pomiędzy wysoką ceną z umowy sprzedaży energii a ceną maksymalną z ustawy, w przypadkach określonych w ustawie, pokryć sprzedawcy mają w formie rekompensaty środki z funduszu (Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny), na który składają się uczestnicy rynku, w tym głównie wytwórcy energii. Cała ta operacja w skali naszego kraju wymaga wielu miliardów, o czym z resztą publicznie informują spółki wytwarzające energię elektryczną wskazując sumy które przekazały na w ramach Rządowej Tarczy Solidarnościowej.

    Podstawowe pytanie jest jednak takie – czy gdybyśmy jako społeczeństwo, jako przedsiębiorcy posiadali szerszą wiedzę na temat dostępnych rozwiązań zakupowych w obszarze energii i gazu i mieli świadomość na temat specyfiki Rynku Dnia Następnego (SPOT) oraz Rynku Terminowego, to w jak dużym stopniu udałoby się uniknąć zawierania długoterminowych kontraktów w okresie najwyższych szczytów cenowych. Naturalnie można powiedzieć, że łatwo jest tę sytuację oceniać po fakcie, ale pamiętajmy, że duże przedsiębiorstwa, które w regulacjach osłonowych pominięto i które na własną rękę szukać musiały rozwiązań rynkowych, w większości przypadków płacą w 2023 r. za energię stawki sporo poniżej ustawowej ceny maksymalnej 785zł/MWh. Zadecydowały o tym dostępne na rynku alternatywne możliwości zakupu energii (niż mechanizm taryfowy, czy mechanizm stałej ceny) i w pewnym sensie konieczność wzięcia spraw w swoje ręce aby uchronić się przed utratą rentowności. Bez wątpienia podmioty te cechuje dziś dużo większa odporność na przyszłe fluktuacje cenowe na rynku energii i gazu, niż tych odbiorców, których wyręczono regulacjami o cenach maksymalnych.

    Sytuacja na rynku energii w Polsce i Europie

    Tabloidowa rzeczywistość medialna utrzymuje sferę newsów w atmosferze zagrożenia. W okresie gdy ceny energii oraz gazu pikowały w górę (wakacje 2022 r.) nie było środków przekazu, które pominęłyby ten temat. Powiemy, że to oczywiście dobrze, bo ceny energii dotyczą nas wszystkich, a wysokie ceny dotyczą nas tym dotkliwiej.

    Jednak, sytuacja na rynku – rok do roku – zmieniła się diametralnie. O czym raczej brakuje powszechnej świadomości, bo obecnie tematem zajmują się wyłącznie media branżowe i ekonomiczne. Ewentualnie gdy osiągniemy na rynku ceny ujemne z uwagi na wpływ generacji z OZE na system to wówczas o rynku energii robi się głośno. Nie jesteśmy jednak jako społeczeństwo przyzwyczajeni do względnie bieżącego śledzenia sytuacji rynkowej.

    A sytuacja ta od pół roku można powiedzieć, że jest zupełnie dobra. Średnia cena na Rynku Dnia Następnego (SPOT) w okresie od stycznia do czerwca 2022 r. wyniosła około 568zł za 1000 kWh. Generacja ze źródeł fotowoltaicznych jest wyższa o około 50% w stosunku do 2022 r. i o około 200% względem 2021 r. W ostatnich dniach padł rekord generacji energii z PV wynoszący blisko 9,1 GW (przy mocy zainstalowanej około 14 GW). Generacja z wiatru, mimo że w ostatnich latach nie rozwijało się wiele projektów w lądowej energetyce wiatrowej, również notuje zauważalny wzrost względem porównywalnego okresu w 2022 r., kiedy to również generowaliśmy więcej energii z wiatru niż w 2021 r. i okresach poprzednich.

    Krajowe dobowe zapotrzebowanie na moc, jest w bieżącym roku regularnie niższe, obecnie o około 2000 MW od zapotrzebowania w podobnym okresie 2021 i 2022 r., przez co i generację z elektrowni zawodowych notujemy na poziomie bliższym 10000-11000 MW (a nie 16000 MW – jak w poprzednich latach). Źródła spoza rejestru Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych, czyli w znaczącym stopniu OZE dostarczają do systemu nawet 6000-8000 MW dziennie. Na obniżanie cen na krajowym rynku z pewnością wpływ ma również bilans wymiany międzysystemowej, gdyż jako kraj powróciliśmy do roli importera energii netto, sprowadzając ją z zagranicy w niższej cenie. Ceny energii w poszczególnych krajach, miks wytwórczy i emisyjność śledzić możemy na bieżąco np. za pośrednictwem aplikacji Electricity Maps: https://app.electricitymaps.com/zone/PL. Ceny najbliższych kontraktów miesięcznych na rynku energii elektrycznej w Niemczech są bliskie 100euro za 1000kWh, we Francji 85euro, w Skandynawii 60euro, a w Polsce około 115 euro.

    To obrazuje, że rynek energii w Europie osiągnął już względną stabilność. Naturalnie pomogła nieco łagodna zimowa aura w okresie grzewczym 2022/2023. Pomógł spadek konsumpcji gazu w UE i generalnie dobra sytuacja popytowa w obszarze gazu w Europie, która spowodowała że wyceniany jest on na TTF już poniżej 35euro za 1000kWh. Stabilizacja na rynku gazu i mniejsze zapotrzebowanie na węgiel ustabilizowało również sytuację na rynku ARA na którym ponownie zaobserwowano ceny poniżej 100USD/t. Zgodnie z doniesieniami prasowymi największy krajowy dostawca węgla grupa PGG zachęca już do kontraktacji węgla i proponuje ceny na przyszły rok już tylko nieznacznie wyższe od cen obserwowanych w portach ARA. Wynika to zapewne ze znaczącej nadpodaży tego surowca i zarazem niskiego popytu na krajowym rynku. Niższe zapotrzebowanie na węgiel, ale i generalnie na moc w systemie może mieć znamiona spowolnienia gospodarczego, może być wynikiem oszczędności energii po stronie odbiorczej, może też odzwierciedlać odpływ odbiorców w kierunku źródeł OZE’owych – własnych lub pozyskanych za pośrednictwem PPA. W konsekwencji tej sytuacji jednak, nie jest wykluczone, że  energetyka zawodowa będzie mogła kalkulować niższe koszty zmienne przy produkcji energii elektrycznej (obecnie w okolicach 600-650zł za 1000kWh). Jak popatrzymy na wyceny kontraktów na lata 2024-2027 jakie notowane są obecnie na Towarowej Giełdzie Energii (w dn. 10 lipca), to zauważymy, że rynek w dłuższym horyzoncie wycenia energię taniej (w 2026 r. na 538,16 zł za 1000 kWh):

    Źródło: https://www.tge.pl/energia-elektryczna-otf ; dane: w zł/MWh

    Tymczasowe mechanizmy interwencyjne

    Zgodnie z motywem ósmym preambuły Rozporządzenia Rady (UE) 2022/1854 z dnia 6 października 2022 r. w sprawie interwencji w sytuacji nadzwyczajnej w celu rozwiązania problemu wysokich cen energii, który stanowi, że: „zakłócenia na rynku energii spowodowane przez jednego z głównych uczestników rynku, który sztucznie ograniczył dostawy gazu w kontekście rosyjskiej wojny napastniczej przeciwko Ukrainie, oraz prowadzona w ten sposób wojna hybrydowa doprowadziły do sytuacji kryzysowej wymagającej przyjęcia szeregu pilnych, tymczasowych i wyjątkowych środków o charakterze gospodarczym w celu zaradzenia niemożliwym do udźwignięcia skutkom dla konsumentów i przedsiębiorstw. Jeżeli ta sytuacja kryzysowa nie zostanie szybko rozwiązana, może mieć szkodliwy negatywny wpływ w postaci inflacji, oddziaływanie na płynność operatorów rynkowych oraz na całą gospodarkę.” – rekomendowanym horyzontem dla utrzymywania rozwiązań ekstraordynaryjnych był termin 30 czerwca 2023 r.

    W Polsce ustawodawca zdecydował się już na wstępie zaproponować regulacje interwencyjne, które obowiązują do 31 grudnia 2023 r., a więc o pół roku dłużej. A niektóre z nich wprowadzono bezterminowo.

    27 września 2022 r. ogłoszono w Polsce rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Jego efektem była zmiana mechanizmu kreowania cen na Rynku Bilansującym (RB). Ceny Rynku Bilansującego są silnie skorelowane z Rynkiem Dania Następnego (SPOT) i to prawdopodobnie właśnie chęć oddziaływania na ten rynek leżała u podstaw rozporządzenia. Tym samym od 1 października ubiegłego roku jednostka wytwórcza może złożyć ofertę na dostarczanie energii w ramach bilansowania niewiele wyższą od poniesionych kosztów produkcji energii. Wpływ tego rozporządzenia na rynek SPOT był niebagatelny i natychmiastowy. Ograniczył bowiem, zwłaszcza w dni z niską generacją źródeł OZE, ceny na rynku energii do cen zbliżonych do rzeczywistych kosztów jej wytworzenia.

    Zgodnie z rozporządzeniem ograniczenie marży wytwórców i powiązanie ofert cenowych z kosztami zmiennymi produkcji w Polsce (korzystającej w 78% z węgla w procesie wytwarzania energii) wiąże się od ubiegłego roku z wyznaczaniem ceny właściwie w oparciu o koszt węgla kamiennego potrzebny do produkcji energii (40% węgla importowanego – indeks ARA i 60% węgla polskiego – indeks PSCMI1), koszt uprawnień do emisji CO2 i z góry zdefiniowaną marżę wytwórcy na poziomie 5%. W 2022 r. obserwowane były marże nawet na poziomie 100%, co wynikało z wielu czynników w tym szczególnego ryzyka zmienności cenowej, niemniej były one jednym z głównych powodów ingerencji na rynku. Wielu ekspertów rynkowych jest zgodnych, że nie tylko ruch ten był skuteczny, ale i prawdopodobnie w polskich warunkach wystarczyłby na ustabilizowanie sytuacji cenowej.

    Efekt omawianego rozporządzenia widoczny był już we wrześniu 2022 r., gdy prace nad dokumentem jeszcze trwały – spadek cen na Rynku Bilansującym i SPOT już wówczas był zauważalny (w stosunku do rekordowo wysokiego sierpnia 2022 r.). Od października, czyli przed wprowadzeniem ustawy zamrażającej ceny energii na rynku hurtowym notowania były niższe już o połowę. W przypadku kontraktu obejmującego dostawę energii w roku 2023, z poziomów maksymalnych 2 500 zł/MWh spadł on do 1076 zł/MWh (dane TGE), a na rynku SPOR-owym z 1200 zł/MWh do 646 zł/MWh, czyli już wówczas poniżej ceny regulowanej ustawą! Część ekspertów rynkowych wskazywało przy tym, że wprowadzone na Rynek Bilansujący rozwiązanie istotnie ingerujące w siły rynkowe i może mieć długoterminowy negatywny wpływ na cały sektor elektroenergetyczny oraz spowodować powstanie ograniczeń podaży na rynku bilansującym.

    W kolejnym kroku ustawą z dnia 29 września 2022 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii uchylono obligo giełdowe, usuwając tym samym fundament płynności i przejrzystości rynkowej. Od 6 grudnia 2022 roku. uczestnicy rynku podejmują swobodne decyzje w  zakresie obrotu wytworzoną energią elektryczną, a  obrót na giełdzie towarowej stanowi tylko jedną z możliwych form obrotu. Zgodnie z danymi TGE w październiku i listopadzie 2022 obroty na giełdowym rynku terminowym zmniejszyły się rok do roku o blisko trzy czwarte, tj. do poziomów poniżej 5,5 TWh miesięcznie, czyli najniższych od roku 2017. Ostatecznie miniony rok zakończył się na RTPE spadkiem względem 2021 roku o 42,7 proc., do 108,3 TWh – a zatem, wyjąwszy lata 2016–2017, do poziomu najniższego od roku 2011. Początek roku 2023 przyniósł w tym obszarze tylko nieznaczne polepszenie płynności względem najtrudniejszych miesięcy roku poprzedniego. Obroty w pierwszym kwartale 2023 były o 42,3 proc. niższe niż w analogicznym okresie roku 2022, co na koniec roku może przełożyć się na ponad 60-procentowy spadek względem obrotów z lat 2018–2021. Dotkliwy dla uczestników rynku jest przede wszystkim kryzys płynności dla instrumentów z  najdłuższym okresem dostawy. Najważniejsze pod kątem wolumenu energii elektrycznej były dotychczas instrumenty roczne, dla których spadek obrotów wyniósł na TGE w pierwszym kwartale 2023 roku ponad 80 proc. względem pierwszego kwartału roku 2021 oraz aż 87,8 proc. Obroty dla kontrast wzrosły na rynku SPOT, na którym cena wyznaczana jest każdego dnia, co jednak tylko pogłębiło problem płynności instrumentów długoterminowych.

    Następnie do krajowego porządku prawnego wprowadzono Ustawa z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 roku w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej (odnoszącą sięgłównie do odbiorców indywidualnych), a następnie 27 października o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku, która weszła w życie 4 listopada 2022 r. i zobowiązała Przedsiębiorstwa energetyczne do stosowania ceny maksymalnej w rozliczeniach z:

    • gospodarstwami domowymi (stawka 693zł/MWh) – od momentu przekroczenia limitów zużycia do dnia 31 grudnia 2023 r.;
    • mikro-, małymi i średnimi przedsiębiorcami – w okresie od dnia 1 grudnia 2022 r. do dnia 31 grudnia 2023 r., a w przypadku podpisania umowy sprzedaży energii elektrycznej (lub umowy kompleksowej) przewidującej stawkę wyższą niż 785 zł/MWh po dniu 23 lutego 2022 roku, stawka 785 zł/MWh obowiązywać miała również z mocą wsteczną, za okres od lutego do 30 listopada 2022 roku (konieczność dokonania zwrotów wstecz względem ustanowionego prawa);
    • podmiotami użyteczności publicznej i samorządami (stawka 785zł/MWh) – od 24 lutego 2022 r. do 31 grudnia 2023 r.

    Regulacje uchwalono w atmosferze braku konsultacji publicznych wokół zaproponowanych zmian regulacyjnych, co uniemożliwiło wielu uczestnikom rynku i branżowym organizacjom przedstawienie uwag i rekomendacji. Pominięcie kluczowych interesariuszy w trakcie prac nad projektem ustawy spowodowało, że ustawodawca nie uwzględnił wielu ważnych elementów, przez co dokument wielokrotnie do dziś korygowano, jednocześnie nie pozbywając się wokół niego kontrowersji – a wręcz generując nowe.

    Z mocą obowiązującą od 1 stycznia 2023 r., ustawą z dnia 15 grudnia 2022 r. o szczególnej ochronie niektórych odbiorców paliw gazowych w 2023 r. w związku z sytuacją na rynku gazu, ustawodawca dokonał częściowej nowelizacji m.in. ustawy o cenach maksymalnych. Jednym z uzupełnionych aspektów było uwzględnienie MŚP będących najemcami nieruchomości i przez to nie będącymi „właścicielami liczników”, którzy zwykle ponoszą koszty energii w oparciu o refaktury. O najemcach ustawodawca początkowo zupełnie zapomniał, co pokazuje pod jaką presją czasu powstawać musiały regulacje, skoro pominięto tak liczną i powszechną grupę podmiotów.

    Ustawa zamrażająca ceny energii jesienią 2023 roku wprowadziła skomplikowany system redystrybucji, który do dziś ma wielu przeciwników, niektórzy uważają że jest on wręcz niezgodny z Konstytucją. obowiązek przekazywania odpisu na Fundusz został nałożony na wytwórców energii elektrycznej wykorzystujących do wytwarzania m.in. energię wiatru, energię promieniowania słonecznego, biomasę, biogaz, węgiel brunatny, paliwa ciekłe, węgiel kamienny, paliwa gazowe, a  także przedsiębiorstwa energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w  zakresie obrotu energią elektryczną. Obowiązek przekazywania wpłat na Fundusz ma zastosowanie dla okresu od 1 grudnia 2022 do 31 grudnia 2023. Regulacje wymusiły na uczestnikach rynku energii rekordowo szybkie dostosowanie systemów informatycznych i zarządczych do nowych przepisów, obciążyły je administracyjnie, zwielokrotniły zapotrzebowanie na kadry w obszarze obsługi klienta. Spółki obrotu zmuszone były zweryfikować i przeprocesować składane przez odbiorców wnioski, dokonać zwrotów za 2022 r. właściwie wprost z własnej kieszeni, a następnie dostosować się do nowego systemu raportowania – a wszystko w niecałe 2 miesiące. Podmioty wytwarzające energię elektryczną, o skali koncernów multienergetycznych po małych producentów energii z OZE dostosować musiały bieżącą działalność operacyjną do wymogu odpowiedniego gromadzenia i raportowania danych, sporządzania odpisów na Fundusz. Przy czy w toku dostosowywania się do nowych regulacji okazywało się, że są gigantyczne problemy interpretacyjne, nieprecyzyjne definicje, zagadnienia pominięte lub błędnie zakwalifikowane.

    W publikacjach prasowych przeczytać można również o podmiotach, które podnoszą, że  polskie przepisy nie są zgodne z rozporządzeniem Rady UE, ponieważ pomijają istnienie zabezpieczeń finansowych, które producenci energii z OZE mogli zastosować w celu ochrony swoich przepływów pieniężnych, długoterminowych przychodów i w celu wyeliminowania wpływu zmienności cen energii elektrycznej na wyniki firmy. Ponadto w polskich regulacjach mechanizm ograniczenia marży, tzw. clawback, dotyczy przychodów powyżej 345 zł/MWh dla projektów wiatrowych w ramach systemu zielonych certyfikatów. Każdą sumę powyżej tej ustalonej kwoty firma produkująca energię z wiatru, zgodnie z ustawą, odprowadzać musi na fundusz służący wypłacie rekompensat spółkom obrotu za sprzedaż energii elektrycznej. Komisja Europejska rekomendowała ograniczenie cenowe na poziomie 180 euro za MWh. Polskie przepisy interwencyjne nie tylko wykraczają więc poza ramy Rozporządzenia Rady UE w zakresie rozwiązania problemu wysokich cen energii, ale też jednocześnie pomijają zasadę nieopodatkowania niezrealizowanych dodatkowych zysków, na co UE zwracała uwagę w swoich komunikatach, w tym w pakiecie REPower EU. 

    Z kolei w apelu grupy branżowych podmiotów (Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej (PSEW), Stowarzyszenie Energetyki Odnawialnej, Instrat, Instytut Jagielloński, Związek Przedsiębiorców i Pracodawców (ZPP), Instytut Reform, Hutnicza Izba Przemysłowo-Handlowa (HIPH), Polska Izba Magazynowania Energii (PIME), Global Compact) można było przeczytać, że: „przyjęte przez Sejm RP rozwiązania niosą za sobą ryzyko niewspółmiernej ingerencji w rynek energii elektrycznej”. Podmioty te apelowały o:

    • Uwzględnienie odmiennego charakteru korporacyjnych umów zakupu energii (ang. corporate Power Purchase Agreements, dalej: „cPPA”), uzasadniając to tym, że ustawa powinna chronić rozwój umów cPPA, a nie wprowadzać rozwiązania, które będą eliminować kontrakty długoterminowe (w ustawie pominięto umowy vPPA – virtual PPA). Umowy PPA z uwagi na swój charakter działają na ograniczenie cen energii w horyzoncie długoterminowym. Ustawa o capie cenowym zwiększyła ryzyka inwestycyjne po stronie wytwórców OZE.
    • Zmianę sposobu dokonywania odpisów na Fundusz, argumentując to tym, że system zaprojektowany w ustawie niósł za sobą bardzo wysoki poziom niepewności prawnej w zakresie ustalenia wielkości odpisu na Fundusz dla podmiotów, które będą zobowiązane ten odpis kalkulować i odprowadzać do Funduszu, jak również mógł doprowadzić do niewypłacalności, a w konsekwencji bankructw części spółek obrotu.
    • Szczególne rozwiązania dla wytwórców energii elektrycznej w kogeneracji przy obliczaniu limitu ceny na potrzeby odpisu na Fundusz Ustawa, zdaniem sygnatariuszy apelu, nie adresowała szczególnej sytuacji wytwórców, którzy produkują energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem. Regulacje nie  przewidywały możliwości by przy obliczaniu limitu ceny na potrzeby odpisu na Fundusz uwzględniać łączne przychody i koszty, co powodowało ryzyko pozbawienia przedsiębiorstw cieplnych uzasadnionego zysku z działalności w zakresie wytwarzania zarówno energii elektrycznej jak i cieplnej. Nie wspominając o generalnie trudnej sytuacji przedsiębiorstw cieplnych obserwowanej jeszcze przed wprowadzeniem regulacji.

    Szczegółowe omówienie zagadnień podnoszonych w stanowisku prześledzić można tutaj: http://psew.pl/wp-content/uploads/2022/10/PSEW_stanowisko_ustawa_limity.pdf

    Następnie 24 kwietnia Zespół Towarowej Giełdy Energii S.A. pod kierownictwem Grzegorza Żarskiego oraz Zespół Kancelarii WKB pod kierownictwem Macieja Szambelańczyka oraz dr. Jerzego Baehra opublikowały wspólny raport dot. „Wpływu zmian regulacyjnych na rynek energii w Polsce” (Raport_Nowy_model_rynku_TGE_WKB.pdf).

    Jak wskazują autorzy raportu kluczowe dylematy prawne wynikające z wdrożenia środków związanych z realizacją Rozporządzenia (UE) 2022/1854 z 6 października 2022 r. w sprawie interwencji w sytuacji nadzwyczajnej w celu rozwiązania problemu wysokich cen energii i pozostałych mechanizmów ograniczenia cen energii elektrycznej:

    • Niejednoznaczny sposób ustalenia dochodu, od którego obliczany jest odpis na Fundusz
    • Dyskusyjny horyzont czasowy regulacji dotyczących odpisu na Fundusz
    • Częste zmiany przepisów i ryzyka regulacji

    Kolejną burzę w obrębie regulacji dot. cen maksymalnych w 2023 r. wywołały pod koniec maja br. prace nad autopoprawką do projektu ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne i ustawy o odnawialnych źródłach energii (UC74), w ramach której dokonana miała zostać również zmiana ustawy z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku. Autorzy autopoprawki zaproponowali zapis modyfikujący sposób obliczania odpisu na Fundusz w zakresie uwzględniania przychodów ze sprzedaży gwarancji pochodzenia oraz rozliczeń z tytułu instrumentów finansowych, w tym umów cPPA oraz innych rozliczeń. W sytuacji w której wytwórcy OZE mieliby doliczać zysk z wystawionych gwarancji pochodzenia do kwot od których obliczają odpisy na fundusz – stało się to prawdopodobne, że przestaną gwarancje pochodzenia na rynek w ogóle dostarczać. Sejm uchwalił nowelizację Prawa energetycznego w połowie czerwca. We wtorek 11 lipca senackie komisje środowiska i gospodarki narodowej oraz komisja nadzwyczajna ds. klimatu wprowadziły kilkadziesiąt poprawek do ustawy, w dużej mierze redakcyjnych i legislacyjnych. Senatorowie zaproponowali też poprawki merytoryczne, w tym wykreślenie całego artykułu 19, wprowadzonego rządową autopoprawką w trakcie prac sejmowych i dotyczącego właśnie „opodatkowania” gwarancji pochodzenia. Krajowe firmy potrzebują coraz więcej zielonej energii, czy to w formie gwarancji pochodzenia energii z OZE, źródeł własnych, czy za pośrednictwem umów cPPA. Wszelkie regulacje, które ograniczają odbiorcom dostęp do tych źródeł, bądź wpływają na niższą podaż zielonej energii w systemie lub niosą ryzyko zahamowania inwestycji w OZE, są destrukcyjne dla polskiej gospodarki, która w szybkim tempie stara się transformować w kierunku zeroemisyjnych łańcuchów wartości. W tym sensie postulat wykreślenia artykułu 19 jest jak najbardziej słuszny.

    Koszty spowodowane ustawą zamrażającą ceny energii to bardzo poważna ingerencja w konkurencję rynkową, podważenie zaufania inwestorów i być może nawet opóźnienie transformacji energetycznej poprzez uszczuplanie środków na inwestycje w zeroemisyjne źródła.

    Dyskusja wokół zjawiska zysków nadmiarowych

    W połowie października 2022 r. Rząd zrezygnował z pomysłu 50-procentowego podatku od nadmiarowych zysków, którym objęte miały być największe duże firmy w Polsce, które notowały ponadprzeciętne zyski w okresie ówczesnych zawirowań w światowej gospodarce. Pomysł podany do publicznej wiadomości odbił się szerokim echem, notowania spółek na GPW zadołowały. Negatywne opinie napływające z rynku spowodowały że od pomysłu odstąpiono. A jak wspominamy wyżej częściowo „problem” ten został obsłużony innymi regulacjami sektorowymi.

    Jednak najnowsze przepisy z lipca br. wprowadzają daninę od zysków nadmiarowych. Ograniczono ją do podmiotów, które zajmują się wydobyciem, wytwarzaniem lub obrotem węglem. Zapłacą one składkę solidarnościową od nadzwyczajnych zysków uzyskanych w 2022 r. z której sfinansowane zostaną dopłaty do zamrożonych cen energii u odbiorców końcowych. Za nadmiarowe dochody uznano te, które przekraczają 120 proc. średnich dochodów osiągniętych w okresie wcześniejszych 4 lat. Te właśnie dochody zostaną obciążone składką w wysokości 33 proc., a środki od nadzwyczajnych zysków spółek węglowych zostaną przeznaczone na częściowe sfinansowanie obniżki cen prądu dla gospodarstw domowych i podmiotów wrażliwych.

    O tyle wydaje się to po części zrozumiałe, że specyfika wycen węgla na rynku polskim powoduje, że rynek ten reaguje z opóźnieniem w stosunku do sytuacji międzynarodowej, przez co jeszcze na początku bieżącego roku mieliśmy sytuację w której na rynkach światowych dostępny był węgiel wyceniany w okolicach 20 zł/GJ, podczas gdy Polska Grupa Górnicza oferowała go w cenie blisko dwukrotnie wyższej ( 38 zł/GJ – dane prasowe ). Obecnie, jak już wspominano wyżej w tekście, sytuacja cenowa w obszarze węgla na polskim rynku się normuje. To co może być kontrowersyjne to ponownie częsta zmienność prawa i ryzyko regulacyjne – podmioty obecnie zmuszone do opłaty składki solidarnościowej mogły już mieć plany inwestycyjne związane ze środkami, które teraz przyjdzie im oddać. Ponadto od redystrybucji zysków jest w systemie prawnym demokratycznego Państwa system podatkowy, a nie skomplikowane, szyte pod określoną grupę podmiotów mechanizmy, które przynieść mogą równie wiele szkody co pożytku.

    Nakłada się na to również perspektywa stabilności krajowego ryku węgla w obliczu jego koncentracji, w  wyniku powstania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE), co jednak jest całkowicie odrębnym, kompleksowym zagadnieniem wymagającym osobnego omówienia.

    Wnioski i rekomendacje

    W pełni zgadzamy się z autorami wspominanego już raportu TGE i WKB nt. „Wpływu zmian regulacyjnych na rynek energii w Polsce”, którzy zaznaczają, że:

    „Ingerencja bezpośrednia w  rynkowy mechanizm ustalania ceny oraz pośrednia, oparta na narzędziach fi skalnych, ograniczają swobodę działalności profesjonalnych uczestników rynków hurtowego oraz detalicznego, w  tym wytwórców.

    Przedłużanie okresu obowiązywania obecnych instrumentów interwencji będzie czynnikiem wstrzymującym rozwój rynku i inwestycji w sektorze elektroenergetycznym. Środki te powinny mieć bardzo ograniczony zasięg czasowy.

    W miejsce rozważań o przedłużaniu dotychczasowych mechanizmów interwencyjnych, czy wprowadzaniu nowych, powinniśmy zadbać o:

    • Wzrost transparentności na rynku węgla energetycznego, a więc powiązanie cen węgla w Polsce ze światowymi indeksami. Taki postulat został przedstawiony już na jesieni ubiegłego roku in. w raporcie fundacji Instrat.
    • Szczegółowe wyjaśnienie przyczyn niekontrolowanego wzrostu cen energii na rynku hurtowym w okresie od marca 2022 do września 2022,
    • Opracowanie długoterminowej strategii powrotu do warunków konkurencji rynkowej na rynku energii, biorąc pod uwagę postępującą konsolidację sektora, w tym definiowanie nowych zasad współpracy energetyki zawodowej z lokalnymi rynkowymi źródłami wytwarzania energii, lokalnymi systemami dystrybucji i przesyłu.
    • Uwzględnianie w rozwiązaniach prawnych tymczasowych mechanizmów wymuszających przeprowadzanie okresowej oceny konieczności dalszego stosowania ekstraordynaryjnych środków. Niewątpliwie konieczne jest jak najszybsze określenie przez rząd planów w  zakresie terminu zakończenia stosowania omawianych wyjątkowych rozwiązań kryzysowych (potwierdzenia, że będzie nim 31.12.2023 r.)
    • Z uwagi na fakt, że w omawianych w niniejszym opracowaniu regulacjach wciąż wiele kwestii wymaga nadal doprecyzowania, przez co nastręcza problemów interpretacyjnych, istotne jest informowanie przez decydentów rynku o  planowanych zmianach z  odpowiednim wyprzedzeniem i  zapewnienie realnej możliwości ich skonsultowania. Rzetelny sposób prowadzenia procesu legislacyjnego dotyczącego kolejnych zmian w  ustawach pozwoli uniknąć błędów z ostatnich miesięcy i zarazem umożliwi uczestnikom rynku odpowiednio planować działalność w kolejnych okresach.
    • Należy też położyć nacisk na upowszechnianie wiedzy na temat rynku energii oraz gazu i dostępnych narzędzi zakupowych, tak aby odbiorcy tych mediów nie byli bezbronni wobec okresowej zmienności cenowej.
    • Naturalnie w szczególnych okolicznościach rynkowych stosowanie mechanizmów osłonowych wobec odbiorców wrażliwych, energochłonnych, czy szczególnie narażonych na negatywne skutki wzrostu cen jest uzasadnione i potrzebne. Jednak rozwiązania regulacyjne powinny odnosić się wyłącznie do sfery organizacji systemu wsparcia dla tych właśnie grup odbiorców, bez jednoczesnego dociążania w sposób nieprzemyślany kosztami uczestników rynku energii.

    Za krok w dobrym kierunku należy tu uznać procedowane aktualnie zmiany do Prawa energetycznego, które zakładają powierzenie Urzędowi Regulacji Energetyki (URE) zadania stworzenia porównywarki wszystkich dostępnych na rynku ofert sprzedaży energii elektrycznej do gospodarstw domowych i firm o zużyciu poniżej 100 MWh rocznie. Krokiem w dobrą stronę powinna być również możliwość zawierania umów z ceną dynamiczną energii elektrycznej. Umożliwić mają to liczniki zdalnego odczytu. Założeniem jest zwiększenie świadomości w zakresie dobowej zmienności cenowej i umożliwienie odbiorcom końcowym korzystania z niższych stawek w wybranych godzinach doby. Nowelizacja wprowadzić ma także definicje agregatora rynku energii oraz odbiorcy aktywnego, który ma możliwość zużywania, magazynowania lub sprzedaży wytworzonej we własnym zakresie energii elektrycznej, świadczenia usług systemowych lub usług elastyczności.

    Potrzebujemy dziś rozwiązań systemowych, stabilnych, wzmacniających konkurencyjność krajowego rynku energii, wspierających jego płynność. Każdy rynek dąży do stabilizacji, co obserwujemy obecnie na międzynarodowych rynkach energii, gazu, czy węgla. A stabilizacja, w tym zarówno cen jak i prawa, to jeden z kluczowych filarów wspierających długoterminowy wzrost gospodarczy. Mechanizmy interwencyjne mają spowodować, że zamiast się przewrócić jedynie się potkniemy, ale dalej powinniśmy już podążać o własnych siłach.

     

    Zobacz: 19.07.2023 Memorandum ZPP: Tymczasowe mechanizmy interwencyjne nie powinny trwale ingerować w rynek energii w Polsce

    Memorandum ZPP: “Polityka surowcowa Ukrainy – Surowce strategiczne i metale ziem rzadkich”

    Warszawa, 17 lipca 2023 r. 

     

    Memorandum ZPP: “Polityka surowcowa Ukrainy – Surowce strategiczne i metale ziem rzadkich”

     

    • bez surowców strategicznych trudno będzie zrealizować cele klimatyczne państw UE, gdyż są niezbędne w produkcji paneli fotowoltaicznych, wiatraków, czy samochodów elektrycznych;
    • 98% pierwiastków ziem rzadkich dostarczają Chiny;
    • 21 z 34 pierwiastków krytycznych (zidentyfikowanych przez UE) występuje na Ukrainie; gdzie jednocześnie wydobywa się 117 ze 120 globalnie stosowanych materiałów;
    • Bank Światowy przewiduje 500% wzrost zapotrzebowania na metale ziem rzadkich do 2050 r.;
    • w 2021 r. UE i Ukraina zawarły sojusz zaglądający współpracę technologiczną i przemysłową w obszarze wydobycia metali ziem rzadkich;
    • przyjmuje się, ze zasoby ziem rzadkich były jednym z powodów napaści Rosji na Ukrainę;

    Prezentujemy memorandum podsumowujące dyskusję w ramach IV okrągłego stołu Forum Energii i Klimatu ZPP, poświęconego energetyce ukraińskiej i realizowanego w ramach projektu EUROPE-POLAND-UKRAINE REBUILT TOGETHER 2023, we współpracy z Ambasadą Ukrainy w Polsce.

    W debacie udział wzięli:

    Anna Burkowicz, Specjalistka w Zakładzie Gospodarki Zasobami Mineralnymi, Pracownia Polityki Surowcowej, Państwowa Akademia Nauk
    Roman Dryps, Dyrektor Operacyjny Centrum Doradztwa Biznesowego, Polsko-Ukraińska Izba Gospodarcza
    Roman Opimakh, Prezes, Państwowa Służba Geologii i Podglebia Ukrainy
    Dr. inż. Jarosław Szlugaj, Adiunkt w Zakładzie Gospodarki Zasobami Mineralnymi, Pracownia Polityki Surowcowej, Państwowa Akademia Nauk
    Seweryn Szwarocki, Dyrektor ds. Strategii i Zrównoważonego Rozwoju, LW Bogdanka SA

    Prowadząca:

    Dominika Taranko, Dyrektorka Forum Energii i Klimatu ZPP

    Zasoby metali ziem rzadkich na Ukrainie

    Roman Opimakh, Prezes Państwowej Służby Geologii i Podglebia Ukrainy, wskazał, że Ukraina w 2021 r. podpisała memorandum o partnerstwie strategicznym w zakresie metali ziem rzadkich z Unią Europejską. Jednocześnie UE nakreśliła EU Critical Raw Material Act do 2030 r., w którym zdefiniowała wspólne działania krajów wspólnoty oraz niezbędne regulacje które muszą być wprowadzone w tym zakresie w ramach prawa unijnego. Ukrainy dziś kandyduje do UE, a Ukraińcy postrzegają siebie jako Europejczyków, wyznających te same zasady, wartości i cele strategiczne. W obszarze metali ziem rzadkich cele Ukrainy są więc zbieżne z celami polityki Unii Europejskiej. Ukraińcy zamierzają pozostać wiarygodnym i stabilnym partnerem handlowym w kwestiach wydobycia, przetwarzania i dostaw metali ziem rzadkich, komponentów dla przemysłu bateryjnego, jak również utylizacji wyeksploatowanego sprzętu wraz z odzyskiem surowców. Rozwijana jest tym samym koncepcja utworzenia całego łańcucha wartości na terenie Ukrainy dla dostaw na rzecz UE.

    Potencjał wydobywczo-produkcyjny Ukrainy odnośnie surowców krytycznych jest jednym z najwyższych na świecie. Ukraina jest w 10. największych światowych producentów: tytanu, kaolinu, manganu, rudy żelaza, grafitu, cyrkonu, uranu, a także surowców niezbędnych do zastosowania w nowoczesnych technologiach takich jak: beryl, aluminium, nikiel, kobalt. Zasoby 21 z 34 minerałów zidentyfikowanych przez UE jako krytyczne znajdują się na Ukrainie. Dlatego też Ukraiński rząd wprowadził politykę otwartych drzwi dla inwestycji zagranicznych, przygotowując listę 100 rejonów w których dostępne będzie licencjonowanie i pozyskiwanie koncesji poszukiwawczo-wydobywczych. Innym sposobem wejścia na Ukraiński rynek może być dziś przejęcie dotychczasowych koncesji, poprzez umowy z lokalnymi przedsiębiorstwami – a więc współpraca w ramach konsorcjum. Zakładana jest współpraca w ramach inwestycji typu „greenfield” i „brownfield”. Dla potrzeb przyszłych inwestycji zidentyfikowanych zostało 1200 złóż surowców ziem rzadkich, opracowano mapy poglądowe. Istnieję lokalizacje, w którym można już rozpoczynać eksploatację.

    Tytan – Ukraina jest w pierwszej 10 państw posiadających udokumentowane złoża tytanu na świecie i zarazem zapewnia 7% światowego wydobycia (dane z 2021 r.). Obecnie na Ukrainie tytan wydobywa się wraz z ilumenitem, rutylem i cyrkonem w sześciu złożach, z których pozyskuje się rocznie 900.000 ton koncentratu zawierającego 350.000 ton tytanu. Obecnie prywatyzowana jest spółka będąca największym producentem i przetwórcą tytanu w Europie tj. JSC United Mining & Chemical Company.

    Lit –  obecnie nie jest wydobywany na terenie Ukrainy, ale jego zasoby stanowią ⅓ złóż Europy. Zidentyfikowane są 3 złoża tlenku litu, które będzie można zagospodarować. Jedno ze złóż jest już objęte koncesją UkrLithiumMining LLC.

    Inne metale takie jak tantal, niob, beryl – zostały zidentyfikowane w 6 złożach przy czym tantal i niob występuje również przy złożach tytanu, jako produkt uboczny. Beryl występuje w złożu Perzhanske, gdzie znajduje sie 15.3 tysiecy ton tlenku berylu, wraz z m.in. tantalem, niobem, cyrkonem, cyną, molibdenem, litem oraz cynkiem. Koncesję na to złoże od 2019 r. posiada firma BGV Group.

    Kobalt – występuje w 12 złożach w których znajduje się 9 tys. ton tego pierwiastka. Na Ukrainie przetwarza się duże ilości sprowadzanego kobaltu i niklu, czym zajmuje się firma Pobuzhsky Ferronickel.

    Grafit – Ukraina ma jedne z 5 największych złóż grafitu sięgające 19 mln ton rudy, w stężeniu 5-8%. W ramach sześciu złóż wydobywa się obecnie 5 tyś. ton grafitu rocznie w postaci koncentratu. Koncesję na te złoża posiada obecnie australijska firma Volt Resources.

    Ukraina ma bardzo dobre warunki geologiczne dla występowania metali ziem rzadkich. W ramach wspomnianego już strategicznego partnerstwa z UE zdefiniowano Mapę Drogową na lata 2023-2024, która w zakładanych metodach pozyskiwania surowców uwzględnia zagadnienia z zakresu ochrony środowiska oraz “zielone wydobycie” (niskoemisyjność przemysłu wydobywczego) jako priorytet. Ukraina została też włączona w proces tworzenia projektu unijnych przepisów dotyczących wykorzystania metali ziem rzadkich do 2030 r. Pod kątem współpracy służba geologiczna Ukrainy opracowała mapę geologiczną wskazującą potencjał wydobywczy i przewidziała zachęty dla inwestorów zainteresowanych przemysłem wydobywczym, w tym segmentem pozyskiwania metali ziem rzadkich.

    Zasobność Polski w metale ziem rzadkich

    Dr. inż. Jarosław Szlugaj, Adiunkt w Zakładzie Gospodarki Zasobami Mineralnymi w Pracowni Polityki Surowcowej Państwowej Akademii Nauk, zaznaczył, że jego jednostka monitoruje proces gospodarowania surowcami mineralnymi od niemal 30 lat. Doglądają oni wszystkich surowców mineralnych rozlokowanych na terenie Polski, podlegających obrotowi, będących jednocześnie produkowanymi bądź zużywanymi. Wydawana jest w tym temacie publikacja tematyczna pt. „Bilans gospodarki surowcami mineralnymi Polski”, w której opracowywane jest ponad 100 rodzajów surowców. Stale zwiększa się obszerność listy surowców krytycznych dla Unii Europejskiej. Na przestrzeni ostatnich 10, 20 lat ich wykorzystanie stało się powszechne i globalnie stajemy dziś przed obliczem nowej sytuacji, w której to Polska, Unia Europejska czy świat zużywa ogromne ilości surowców, wielokrotnie większe niż w dekadach i stuleciach minionych. Polska zużywa duże ilości pierwiastków ziem rzadkich sprowadzanych z zagranicy. Niestety nie posiada własnych źródeł i złóż pierwiastków ziem rzadkich, w związku z czym bazować należy jedynie na imporcie. Potencjał surowcowy jednak istnieje, zwłaszcza w zakresie odzyskiwania surowców. Przy zlikwidowanych Zakładach Chemicznych Wizów S.A., (gdzie produkowano kwas fosforowy na bazie apatytu z półwyspu Kolskiego, wzbogacany w pierwiastki ziem rzadkich), znajduje się składowisko odpadów poprodukcyjnych, z którego do dziś pozyskać można metale ziem rzadkich. Na tę chwilę niestety nie prowadzi się ich odzysku, ponieważ żadna z testowanych technologii nie pozwala na to w skali przemysłowej. W związku z tym Polska importuje pierwiastki w coraz to większych ilościach (importowane są w większości w formie tlenków, nie zawsze separowanych). Znajdują one swoje zastosowanie głównie jako środki do barwienia szkła, środki polerskie, ale i występują w bateriach, silnikach elektrycznych czy magnesach trwałych. Polska importuje jedynie gotowe wyroby, zwłaszcza jeśli chodzi o magnesy trwałe. Podobnie ma się sytuacja z litem. Polska stała się dzięki inwestycjom zagranicznym znaczącym producentem baterii litowo-jonowych, stosowanych głównie w przemyśle motoryzacyjnym. Cały proces polega na importowaniu surowca, przetworzonego w państwie, z którego produkt sprowadzamy. Do Polski natomiast przyjeżdżają półprodukty, które są tam montowane i z nich powstają gotowe baterie. Na tę chwilę Polska nie posiada rodzimych zakładów wykorzystujących te zaawansowane technologicznie procesy i metody produkcji. Wszystko opiera się bowiem na przedsiębiorstwach, którymi właścicielami są inwestorzy zagraniczni.

    Surowce strategiczne (wg listy 34 zidentyfikowanych przez UE) posiadane przez Polskę.

    Polska jest w posiadaniu w zasadzie wyłącznie dwóch surowców strategicznych, które samodzielnie przetwarza na większą skalę. Pierwszym jest węgiel koksowy, z którego wytwarzany jest koks, wykorzystywany przy procesach bezpośrednio powiązanych z produkcją stali. Drugim jest miedź, dodana na listę w ostatnim czasie.

    16 marca 2023 r. Komisja Europejska opublikowała zapowiadany projekt rozporządzenia dotyczący surowców krytycznych i strategicznych dla gospodarki Unii Europejskiej. W ramach dokumentu ukazała się również nowa, zaktualizowana lista surowców krytycznych Critical Raw Materials (CRM). CRM Act ma stanowić asumpt do stymulowania produkcji surowców strategicznych poprzez intensyfikację nowych działań związanych z wydobyciem i recyklingiem na terenie Unii Europejskiej. Ponadto umożliwić ma zwiększenie świadomości o potencjalnych zagrożeniach związanych z dostawami surowców, łańcuchów przepływu towarów i związanych z nimi możliwości wśród krajów UE, przedsiębiorstw i inwestorów.

    W opublikowanym nowym wykazie surowców krytycznych (CRM) w ramach dokumentu COM(2023) 160 final pn. Proposal for a REGULATION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL establishing a framework for ensuring a secure and sustainable supply of critical raw materials and amending Regulations rozszerzona została lista surowców krytycznych dla UE (dostępna w Annex II, Section 1).

     Antymon

     Fluoryt 

     Hel 

     Nikiel 

     Stront 

      Arsen

     Fosforyty

     Kobalt

     Niob

     Tantal

     Boksyty / Aluminium

     Fosfor

     Krzem metaliczny

     PGM – platynowce

     Tytan metaliczny

     Baryt

     Gal

     Lit

     REE ciężkie

     Wanad

     Beryl

     German

     Magnez

     REE lekkie

     Węgiel koksowy

     Bizmut

     Grafit

     Mangan

     Skalenie

     Wolfram

     Bor / Borany

     Hafn

     Miedź

     Skand

     

    Opis tabeli: Surowce krytyczne dla Unii Europejskiej według Komisji Europejskiej (2023). Czerwonym kolorem oznaczono nowe CRM względem wykazu z 2020 r. Kursywą oznaczono surowce strategiczne dla Unii Europejskiej

    Źródło opracowania: PIG-BIP

    W procesie przygotowania dokumentu poddano analizie 70 różnych substancji, sprawdzając ich znaczenie gospodarcze oraz szacując ryzyko dostaw. Ostatecznie zwiększono liczbę wyszczególnionych elementów z 30 do 34. Jakkolwiek w dokumencie tym używa się pojęcia „34 surowce krytyczne”, jest ich de facto więcej, ponieważ metale ziem rzadkich przedstawiane są jako dwa surowce: HREE (10 ciężkich pierwiastków) i LREE (5 lekkich), a tzw. PGM (platynowce) to kolejnych 5 metali szlachetnych. Najwyższym poziomem zagrożenia dostaw objęte są ciężkie pierwiastki ziem rzadkich.

    Warto też porównać proponowaną, europejską, listę (2023), z amerykańską, obejmującą 50 pozycji (2022 – https://www.usgs.gov/news/national-news-release/us-geological-survey-releases-2022-list-critical-minerals).

    W 2023 r. w europejskim rejestrze powrócił hel, nieobecny przez ostatnie trzy lata, a nowymi surowcami krytycznymi stały się miedź, nikiel, skalenie i arsen. Ciekawym przypadkiem są miedź i nikiel, które wprawdzie nie spełniają progów CRM, ale znajdują się na liście zgodnie z Ustawą o surowcach krytycznych (Critical Raw Materials Act). Z tegorocznego zestawienia zniknął z kolei ind i kauczuk naturalny. Nowością jest wyodrębnienie w ramach surowców krytycznych szeregu surowców strategicznych (16 spośród 34). Lista aktualizowana jest co 3 lata. Znaczenie strategiczne określa się na podstawie istotności surowca dla zielonej transformacji, technologii cyfrowych, zastosowań obronnych i kosmicznych.

    Z wprowadzonych nowych surowców do listy CRM, w Polsce występują złoża kopalin i perspektywy dalszego ich udokumentowania, dla surowców:

    • surowce skaleniowe (w większości na Dolnym Śląsku, ale także – Małopolska),
    • hel (Wielkopolska) – odzysk z gazu ziemnego,
    • polimetaliczne złoża (głównie) miedzi – Dolny Śląsk i Ziemia Lubuska,
    • arsen (Dolny Śląsk i jako pierwiastek współwystępujący w innych złożach na Górnym Śląsku),
    • nikiel (Dolny Śląsk).

    Dokument CRM Act powinien pomóc rozwijać działania w zakresie badań naukowych i innowacji, negocjować umowy handlowe oraz wdrażać nowe projekty w zakresie rozpoznania i eksploatacji surowców krytycznych.

    Polska niestety nie posiada zasobów większości surowców strategicznych będących koniecznymi do wytwarzania i produkcji urządzeń powiązanych z tzw. „nową energią”, tj. elektrownie wiatrowe czy fotowoltaika. Produkowano w naszym kraju w przeszłości krzem krystaliczny, z którego były wytwarzane płytki krzemowe stanowiące podstawę każdego ogniwa fotowoltaicznego, jednak po prywatyzacji i akwizycji zagranicznej produkcji zaprzestano.

    Udział inwestorów zagranicznych w organizacji przemysłu wydobywczego w Ukrainie

    W Europie dziś przemysł wydobywczy nie jest już powszechny, stąd zainteresowanie Ukrainy rozwojem ukierunkowanym na tę gałąź przemysłu. Ukraina zaprasza zagranicznych inwestorów do zwiększenia wydobycia na ich terenie ze względu na bogate złoża kopalin oraz długoletnią historię branży wydobywczej. Państwowa Służba Geologiczna prowadzi postępowania koncesyjne, zawiera umowy o współpracy oraz posiada inne instrumenty zachęcające inwestorów. Na terytorium Ukrainy operuje kilka największych polskich przedsiębiorstw, m.in. Cersanit wydobywający kaolin i prowadzący szeroko rynkową sprzedaż wyrobów ceramicznych. Przed wojną prowadzone były rozmowy z KGHM Polska Miedź SA dotyczące inwestycji. Władze Ukrainy są gotowe do wznowienia tych rozmów. Państwo ukraińskie stara się zapewniać kompleksową pomoc inwestorom – prowadzi webinaria,  udostępnia mapy, w tym w większości dziś w formie online. Dodatkowo, podpisane zostało memorandum z polskim instytutem geologicznym, co jest dowodem rozwoju strategicznego partnerstwa polsko-ukraińskiego.

    Ukraina może okazać się atrakcyjnym rynkiem dla LW Bogdanka SA, która szuka przyszłych kierunków dywersyfikacji biznesowej. Seweryn Szwarocki, Dyrektor ds. Strategii i Zrównoważonego Rozwoju w LW Bogdanka SA zaznaczył, że Lubelski Węgiel Bogdanka SA jest najbardziej efektywną kopalnią węgla w Polsce. W obliczu konfliktu zbrojnego na Ukrainie, popyt na węgiel wzrósł, jednak Zarząd LW Bogdanka SA będący świadom konieczności transformacji energetycznej związanej z nowymi celami klimatycznymi ustanowionymi przez Unię Europejską zobowiązuje się wygasić wydobycie do 2049 roku. Przedsiębiorstwo przygotowuje się do ww. planów, aby zabezpieczyć ciągłość funkcjonowania spółki.

    W wyniku przeprowadzonych analizy dot. możliwości wydobycia innych surowców 17 maja br. Spółka opublikowała nową strategię. Główne jej założenia to utrzymanie zdolności produkcyjnych, podtrzymanie wysokich wskaźników rentowności spółki, selektywne wydobycie węgla typu 34, dywersyfikacja przychodów poprzez poszerzenie obszarów swojej działalności oraz wytypowanie, rozpoznanie i  udokumentowanie nowych zasobów węgla koksowego typu 35.

    Głównym celem nowej strategii LW Bogdanka na lata 2023-2030 jest stworzenie innowacyjnego koncernu multisurowcowego, napędzającego zieloną transformację oraz zabezpieczającego rozwój gospodarczy Lubelszczyzny i generalnie – środkowo-wschodniej Polski. I właśnie poprzez dywersyfikację biznesową możliwe jest zaangażowanie LW Bogdanka w pozyskiwanie wybranych surowców krytycznych dla UE, w tym być może na rynku ukraińskim.

    Z uwagi na to, że przemysł wydobywczy to biznes kapitałochłonny i skomplikowany procesowo, Bogdanka SA ma przewagę nad konkurencją, ponieważ zdecydowanie łatwiej będzie jej wejść na rynek zważywszy na doświadczenie wydobywcze. Obszarem działalności spółki jest Lubelszczyzna, jednak poszukiwane są nowe projekty górnicze. Potencjałem wyróżniają się zachodnie ziemie Ukrainy, zważywszy na bogate złoża mineralne, zwłaszcza w te wykorzystywane przy procesie transformacji energetycznej. Ze względu na trwający konflikt zbrojny za wschodnią granicą Polski, obecnie możliwości współpracy są ograniczone. W przypadku inwestycji w państwie pochłoniętym wojną, występuje ryzyko niekontrolowanych zniszczeń na obszarze prac prowadzonych przez firmę. Niemniej Bogdanka SA potwierdza, iż prowadzi analizy dot. wydobycia kilku potencjalnych surowców. Kryterium branym pod uwagę jest obecność na liście surowców krytycznych dla Unii Europejskiej. LW Bogdanka dostrzega też perspektywę współpracy z istniejącym już przemysłem wydobywczym na Ukrainie, ze względu na mniejszy poziom digitalizacji ukraińskich odpowiedników Bogdanki. Polskie przedsiębiorstwo jest również chętne do współpracy  w zakresie wymiany technologicznej. Ze względu jednak na charakter przedsiębiorstwa, a jest to spółka giełdowa, wszystkie planowane inwestycje mają charakter perspektywiczny, a prace nad wyborem miejsca do inwestycji mogą trwać długo.

    Z uwagi na zastane w istniejącym prawie trudności legislacyjne związane z wydobyciem surowców krytycznych, istnieje potrzeba ustawowego przyspieszenia procesów inwestycyjnych. Dodatkowo, ważnym aspektem jest dla podjęcia decyzji o poszukiwaniu, rozpoznawaniu i wydobyciu danego surowca jest wielkość zasobu oraz szacowany poziom trudności wydobycia.

    Dostosowanie prawa geologicznego Ukrainy do inwestycji wydobywczych

    W ostatnim czasie państwo ukraińskie wprowadza pakiet wielu zmian prawnych w zakresie regulacji przemysłu wydobywczego. Wzorem dla zmian w prawodawstwie były praktyki biznesowe państw europejskich. Zasięgnięte zostały również opinie ekspertów, biegłych w tej tematyce. Wiele przestarzałych regulacji zostało usuniętych z systemu prawnego Ukrainy, co powinno ułatwić prowadzenie działalności gospodarczej. W części przypadków aby rozpocząć działalność nie będzie konieczności brania udziału w przetargach. Proces wydobywczy można rozpocząć już półtora roku po uzyskaniu oceny wpływu działalności na środowisko. Możliwości inwestycyjne zostały zwiększone m.in. dzięki wprowadzeniu elektronicznych map złóż. Po wybraniu obszaru pod inwestycję można dowiedzieć się wszystkich potrzebnych informacji o interesującym nas obszarze, zarówno online jak i osobiście.

    Państwowa Służba Geologii i Podglebia Ukrainy spodziewa się zwiększonej współpracy międzynarodowej, zwłaszcza z UE, w zakresie projektowanych inicjatyw. W ramach memorandum podpisana została umowa o współpracy z Europejskim Bankiem Odbudowy i  Rozwoju dot. trzyletniego programu digitalizacji usług, zwłaszcza usług związanych z informacjami geologicznymi. Ważnym zadaniem dla projektu jest również dostosowanie ukraińskich odpowiedników portali rządowych do angielskiej wersji językowej, celem profesjonalizacji współpracy międzynarodowej (wszystkie informacje pożądane przez inwestorów występują jak na razie w języku ukraińskim).

    Cele sojuszu przemysłowego między Ukrainą a Unią Europejską

    Anna Burkowicz, Specjalistka w Zakładzie Gospodarki Zasobami Mineralnymi działającym w ramach Pracowni Polityki Surowcowej Państwowej Akademii Nauk wyjaśniła, że plany współpracy Ukrainy ze Wspólnotą dotyczyć mają również pierwiastków ziem rzadkich, których możliwości zastosowania są dość obszerne. Metale ziem rzadkich, czy pierwiastki ziem rzadkich (REE  – z ang. rare-earth elements) to rodzina 17 pierwiastków chemicznych, w skład której wchodzą dwa skandowce (skand i itr) oraz wszystkie lantanowce (lantan, cer, prazeodym, neodym, promet, samar, europ, gadolin, terb, dysproz, holm, erb, tul, iterb i lutet). Współwystępują one w minerałach i mają podobne właściwości chemiczne. Ze względu na właściwości katalityczne mają liczne zastosowania, m.in. w przemyśle petrochemicznym. W tej dziedzinie szczególnie stosowany jest lantan i cer – celem rafinacji ropy naftowej do produkcji benzyny.

    Przykłady zastosowań pierwiastków ziem rzadkich (za Wikipedią):

    skand – stopy metali do przemysłu lotniczego i kosmicznego

    itr – luminofory, ceramika, stopy metali

    lantan – baterie, klisze rentgenowskie, katalizatory w procesach rafinacji ropy naftowej

    cer – katalizator, stopy metali

    prazeodym – składnik domieszkowy stopów z których wykonuje się magnesy (zapobiega korozji)

    neodym – silne magnesy neodymowe, lasery

    promet – źródło promieniowania beta

    samar – magnesy do pracy w wysokich temperaturach, pręty sterujące reaktorów

    europ – wyświetlacze ciekłokrystaliczne, oświetlenie fluorescencyjne

    gadolin – do produkcji zielonego luminoforu w ekranach CRT[7] i scyntylatorów w obrazowaniu rentgenowskim[8]

    terb – luminofory do lamp i wyświetlaczy

    dysproz – silne magnesy, lasery

    holm – silne magnesy

    erb – lasery, wzmacniacze optyczne

    tul – ceramiczne materiały magnetyczne

    iterb – światłowody, płyty ogniw słonecznych

    lutet – rentgenoluminofory

    W Stanach Zjednoczonych ok. 60% latanowców wykorzystuje się do rafinacji, ale REE stosowane są w przeważającej większości gałęzi przemysłu. Wyszczególnić można m.in. produkcję ceramiki, szkliwa, produkcję stopów metalurgicznych, przemysł rakietowy, lotnictwo, nowoczesne technologie, sektor informatyczny, ekrany, lasery, diody, przemysł energetyczny czy magnesy trwałe. Chińska Republika Ludowa jest odpowiedzialna za 93% światowej produkcji wszystkich magnesów trwałych z użyciem pierwiastków ziem rzadkich, Japonia 6% i Unia Europejska 1%.

    Możliwość zakończenia monopolu Chin na tę chwilę nie jest realna. Zdaniem uczestników dyskusji okrągłego stołu, niestety, światowe gospodarki same są odpowiedzialne za aktualny stan podziału rynku surowcowego, gdyż Chińczycy obecną przewagę zbudowali de facto na przestrzeni ostatnich kilkunastu lat. Chiny naturalnie mają również ogromny potencjał surowcowy. W tym kontekście szansą na powrót do produkcji europejskiej może dać właśnie rozpoczęcie poszukiwań złóż na Ukrainie.

    Współpraca polsko-ukraińska w przemyśle wydobywczym?

    W opinii Romana Drypsa, Dyrektora Operacyjnego Centrum Doradztwa Biznesowego, Polsko-Ukraińskiej Izby Gospodarczej, która działa już od 30 lat jako izba dwustronna, państwo polskie, czy polskie firmy raczej nie będą partnerem Ukrainy w zakresie pozyskiwania i przerobu metali ziem rzadkich. Polska nie posiada technologii ani samych złóż. Krajowych przedsiębiorstw mogących stać poważnym graczami w tym obszarze jest najwyżej kilka, w tym wymieniany już KGHM Polska Miedź SA. i LW Bogdanka. Zdaniem eksperta polscy przedsiębiorcy pracujący dla przemysłu wydobywczego posiadają sukcesy w dziedzinie nowych technologii, jednak głównie na rynku wydobycia węgla kamiennego, paliw płynnych czy gazu. Na Ukrainie do roku 2014 wydobywano dwa główne minerały – węgiel kamienny i rudę żelaza. Cykl działania był prosty – wykorzystywano je do produkcji stali lub przeznaczano do celów energetycznych. Wówczas większość kopalni węgla działała na zasadzie koncesji. Koncesjonariusze tych kopalń w większości przypadków byli właścicielami prywatnych zakładów przemysłu maszynowego do budowy maszyn w górnictwie. W tamtym czasie absolutnym priorytetem był po prostu zysk. Nowe technologie w przemyśle wydobywczym nie były rozwijane. Polsko-Ukrainska Izba Gospodarcza intensywnie współpracuje z Ministerstwem Energetyki Ukrainy i z nieoficjalnych przesłanek z tzw. „pierwszych ust” wiadomo jest, że przemysł wydobywczy węgla kamiennego nie będzie w klasycznym rozumieniu odtwarzany po wojnie. Dodatkowo, z danych przedstawiających zasoby surowców na terytorium Ukrainy dowiedzieć się można, że wiosną 2023 roku, 63% złóż węgla kamiennego, 11% złóż ropy naftowej, 20% gazu ziemnego, 42% metali i 33% metali ziem rzadkich znajdowało się pod okupacją agresora rosyjskiego. Ich ogólna wartość wg. badań geologicznych wyceniana jest na 12,5 biliona dolarów amerykańskich. Trudno więc wyzbyć się wrażenia, że zasoby naturalne Ukrainy mogły by c dominującym czynnikiem który skłonił Rosję do ataku zbrojnego.

    Źródła finansowania przemysłu wydobywczego w Ukrainie

    Unia Europejska dopiero podczas wydawania opracowania dot. surowców krytycznych zaczęła pracę nad programami wsparcia dla inwestorów, aby realnie zachęcić ich do zainwestowania kapitału w rozwój zaawansowanego przemysłu wydobywczego i przetwórczego. Dotąd powstały jedynie zalecenia na poziomie Unii Europejskiej dot. wydawania decyzji środowiskowych w zakresie opiniowania projektów i koncesji na wydobycie metali ziem rzadkich. Jednocześnie jest to prawdopodobne, że czy to z udziałem programów UE, czy nawet jeśli by ich nie było lub gdyby byłyby niewystarczające, to przy założeniu, że popyt na te surowce będzie rósł, a co za tym idzie, w sytuacji braku podaży, będzie rosła ich cena, to też rentowność tych projektów będzie coraz wyższa. Otwiera to szansę na pozyskanie finansowania bankowego z instytucji europejskich w sytuacji, w której pierwiastki określone są przez UE jako kluczowe w zielonej transformacji i wpisują się w wymogi zrównoważonego rozwoju, czy strategii ESG. Ukraińska administracja publiczna przeżywa okres wzmożonej digitalizacji, duża część spraw publicznych rozwiązywana jest już w sposób elektroniczny, co z pewnością usprawni dialog również w zakresie potencjalnego finansowania i współpracy projektowej.

    Współpraca ze światem nauki

    Naukowcy PAN w swoich opracowaniach nt. Metali ziem rzadkich korzystają z szerokiego spektrum literatury i są na bieżąco z sytuacją geopolityczną na świecie w zakresie gospodarki surowcami mineralnymi. Istnieje możliwość pomocy przedsiębiorcom w rozeznaniu rynku czy we wskazaniu możliwości działania. Na razie żadna polska firma nie wystąpiła o koncesję na działalność na rynku ukraińskim, w którym drzemie ogromny potencjał. W Polsce istnieją uczelnie kształcące inżynierów górnictwa, metalurgów czy technologów.

    Obserwując specyfikę rynku surowców mineralnych dostrzec można spadek obrotu surowcami niskoprzetworzonymi, czyli na przykład w sytuacji rudy żelaza wytwarzane są koncentraty, zachodzą też zmiany technologiczne, rozwinięte są procesy spiekania i granulowania tych rud. Nie jest to już ruda kawałkowa, którą transportowalibyśmy na znaczne odległości. W surowcach nowej generacji już zdecydowanie dochodzi do koncentracji przetwarzania w jednym miejscu. W zakresie metali ziem rzadkich, firmy chińskie generują około 60% wydobycia światowego, jednak prawdziwą przewagę wpracowały na etapie przetwarzania czyli separacji. Ruda ma charakter kompleksowy, współwystępujących pierwiastków jest kilkanaście i najczęściej od 7 do 8 ich rodzajów w tej rudzie się znajduje. ChRL wyspecjalizowała się w pozyskiwaniu od 7-8 minerałów osobno, a nie kompleksowo. W tej sytuacji Chiny stanowią monopol w produkcji, oferując na świecie separowane tlenki, jak i konkretne metale w postaci proszku czy półwyrobów. Widząc potencjał związany z wydobyciem złóż na Ukrainie, można zauważyć, że ich właściciel, którym jest Państwo, powinno samo się starać o tworzenie kompleksowych zakładów przetwarzania i pozyskiwania rud, jednak nie miałoby to większego znaczenia ze względu na dominującą pozycję Chin na rynku. W Europie można by bowiem wytworzyć co najwyżej koncentrat, który i tak musiałby trafić do ChRL celem dalszego przetworzenia. Chiny stanowią monopol również w samej produkcji baterii czy fotowoltaiki ze względu na niskie koszty produkcji. Stało się to głównym powodem przeniesienia tam zakładów z USA czy Europy zachodniej. 20 lat temu Chińska Republika Ludowa specjalizowała się jedynie w kilku surowcach. Teraz jest ich kilkadziesiąt, w tym te uznawane za krytyczne. Stąd potencjał Ukrainy na pewno jest, ale powinno się równolegle planować rynek lokalnego przetwarzania i produkcji wyrobów. A w tym kontekście współpraca z R&R jest konieczna.

    Czy syntetyczne pierwiastki to byłoby rozwiązanie?

    Kryształy krzemu, szafiry czy diamenty syntetyczne są produkowane metodą polskiego naukowca – profesora Jana Czochralskiego. Produkty syntetyczne mogą być zamiennikami naturalnych, syntetyczne diamenty występują na przykład w całym przemyśle materiałów ściernych, wiertniczych. Dynamicznie rozwija się inżynieria materiałowa, w tej dziedzinie właśnie, istnieje ogromne pole do rozwoju współpracy nad nowymi badaniami naukowymi, które w przyszłości przyczynić się będą mogły do zaniechania użytkowania surowców naturalnych. Górnictwo być może w przyszłości będzie mogło ulec minimalizacji produkcji. Wynajdywane są nowe tworzywa kompozytowe, których wytrzymałość jest porównywalna ze stalą, a nie mają w swojej strukturze metalu. Takim przykładem może być stop tlenku indu i cyny tzw. ITO – wykorzystywany w każdym ekranie dotykowym. Wykorzystywany w produkcji ind nie jest produkowany z własnych złóż, więc jeśli wystąpią prognozy wzrostu zapotrzebowania na ww. surowiec, to będzie trzeba przyspieszyć i zwiększyć proces eksploatacji surowca z rudy, z której jest wydobywany. Prognoza w związku z wprowadzeniem programu Fit for 55 jest taka, że zapotrzebowanie na niektóre kopaliny może wzrosnąć 50krotnie. Niektóre złoża się wyczerpią. Pokrycie zapotrzebowania na niektóre pierwiastki będzie niewykonalne. To otwiera drogę dla rozwoju zamienników.

     

    Zobacz: 17.07.2023 Memorandum ZPP: “Polityka surowcowa Ukrainy – Surowce strategiczne i metale ziem rzadkich”

    1992-2022. Najlepszy czas Polski. ZPP z nowym raportem

    Warszawa, 14 lipca 2023 r. 

     

    1992-2022. Najlepszy czas Polski. ZPP z nowym raportem

     

    Polska, od czasów transformacji ustrojowej, przeszła długą drogę, której efektem jest zdecydowane zbliżenie się do poziomu rozwoju największych gospodarek świata. Z pozycji jednego z najbiedniejszych państw Europy, skromnego reprezentanta bloku wschodniego, staliśmy się liczącym producentem, eksporterem dóbr, krajem o najniższej stopie bezrobocia w Unii Europejskiej z PKB na poziomie, który nie sytuuje nas dziś w ogonie Europy.

    Motorem napędowym gospodarczej transformacji okazały się zmiany polityczne – odcięliśmy się od komunizmu, postawiliśmy na demokrację, wstąpiliśmy do Unii Europejskiej i NATO. Polska przeprowadziła szereg reform, których efektem było zliberalizowanie prawa gospodarczego. Stała się miejscem lokowania kapitału, co znalazło odzwierciedlenie w zwyżce PKB, ustawicznym obniżaniu się stopy bezrobocia, wzroście średniego wynagrodzenia i szeregu innych wskaźników ekonomicznych.

    Wciąż jednak w Polsce zmienić musi się wiele. Naszym celem powinno być dziś stworzenie przyjaznego rozwojowi przedsiębiorczości otoczenia prawno-regulacyjnego, które z jednej strony w pełni uwolni potencjał drzemiący w sektorze MŚP, z drugiej przyciągnie do kraju zagranicznych inwestorów. To właśnie stopa inwestycji na poziomie 16,8 procenta jest jednym z najpoważniejszych mankamentów punktu, w którym znajduje się dziś nasz kraj. Plasujemy się zdecydowanie poniżej unijnej średniej, wyprzedzając wyłącznie Bułgarię i Grecję.

    Niemniej Polska gospodarka ma za sobą skok, który zmienił realia gospodarcze, a przez to także życie obywateli. Transformacja ustroju pociągnęła za sobą progres względem poziomu życia obywateli. Liczba uczelni wyższych wzrosła z 98 w roku 1989 do 394 w roku 2019, liczba miejsc w przedszkolach w miastach wzrosła z 680 tys. w roku 1989 do 881 tys. w roku 2017, liczba studentów wzrosła z 378 tys. w 1989 roku do 1,2 mln w roku 2017, z 29% w 1989 r. do 53% w 2017 wzrósł procent stopni doktorskich przyznawanych kobietom, z 220 tys. w 1990 r. do 16 tys. w roku 2016 spadła liczba zachorowań na ospę wietrzną. Te różnotematyczne dane pokazują na jak wielu płaszczyznach zmieniło się życie Polaków. Trudno podważyć coraz częściej pojawiającą się w publicznej narracji tezę, że okres ostatniego, już nieco ponad, trzydziestolecia, to najlepszy okres w historii Polski.

    Związek Przedsiębiorców i Pracodawców prowadzi kampanię 1992-2022. Najlepszy czas Polski, która podsumowuje dokonania naszego kraju na niwie społeczno-gospodarczej ostatnich trzech dekad. W ramach projektu opublikowany został raport stanowiący analizę głównych wskaźników makroekonomicznych ilustrujących zmianę, która dokonała się w nad Wisłą. Omówione w nim zostały zmiany jakie zaszły w zasięgu i strukturze polskiego eksportu, analizie poddana została skomplikowana sytuacja na polskim rynku pracy, zmiany w strukturze wpływów podatkowych i szereg innych istotnych danych makroekonomicznych. Autorzy raportu podjęli także próbę nakreślenia wpływu ostatnich trzech dekad na sytuację statystycznego „Kowalskiego”.

    O ile okres minionych trzech dekad był czasem tytanicznej pracy i spektakularnych wyzwań, o tyle kolejne lata – przy uwzględnieniu czynników takich jak następstwa pandemii koronawirusa czy wojna na terytorium Ukrainy – będą kluczowe dla budowania pozycji Polski i polskich przedsiębiorstw na arenie międzynarodowej.

    ***

    Organizator: Związek Przedsiębiorców i Pracodawców

    Partnerzy główni: Bank Gospodarstwa Krajowego, ORLEN S.A.

    Partnerzy: Agencja Rozwoju Przemysłu S.A., Polski Fundusz Rozwoju

    Partner wspierający: Kompania Piwowarska

    Partner instytucjonalny: Akademia Leona Koźmińskiego

    Partner medialny: „Dziennik Gazeta Prawna”

    Partnerzy merytoryczni: Browary Polskie, Cyfrowa Polska, Fundacja Republikańska, Instytut Jagielloński, Klub Jagielloński, Krajowi Producenci Leków, Ogólnopolski Związek Pracodawców Transportu Drogowego, Ośrodek Myśli Politycznej, Ośrodek Studiów Wschodnich, Polska Federacja Producentów Żywności Związek Pracodawców, Polskie Stowarzyszenie Przemysłu Kosmetycznego i Detergentowego, Stowarzyszenie Dystrybutorów i Producentów Części Motoryzacyjnych, Warsaw Enterprise Institute, WiseEuropa

    Zobacz raport: 14.07.2023 Raport ZPP: 1992-2022. Najlepszy czas Polski

    Komentarz ZPP w sprawie usunięcia propozycji zamieszczenia w projekcie nowelizacji ustawy refundacyjnej przepisu umożliwiającego ministrowi zdrowia obejmowanie refundacją i regulowanie cen leków dostępnych bez recepty

    Warszawa, 10 lipca 2023 r. 

     

    Komentarz ZPP w sprawie usunięcia propozycji zamieszczenia w projekcie nowelizacji ustawy refundacyjnej przepisu umożliwiającego ministrowi zdrowia obejmowanie refundacją i regulowanie cen leków dostępnych bez recepty

     

    • 6 lipca 2023 roku projekt nowelizacji ustawy refundacyjnej przeszedł pierwsze czytanie w Sejmie. Kolejnym etapem prac jest drugie czytanie zaplanowane najpewniej na 12 lipca br.
    • Na szczególną uwagę zwraca fakt objęcia refundacją leków dostępnych bez recepty (OTC), która wiąże się z ustaleniem ceny urzędowej, będącej niższej niż obowiązująca rynkowa, co wpłynie na zmniejszenie opłacalności produkcji leków w Polsce.
    • Proponowany zapis może także przyczynić się do objęcia refundacją identycznego, ale konkurencyjnego leku pochodzenia azjatyckiego, co będzie miało bezpośredni wpływ na produkcję oraz zakup krajowych leków OTC na bazie tej samej cząsteczki.
    • Pracodawcy sektora farmaceutycznego apelują o wykreślenie z projektu nowelizacji ustawy refundacyjnej przepisu umożliwiającego ministrowi zdrowia obejmowanie refundacją i regulowanie cen leków dostępnych bez recepty.

    W ustawie refundacyjnej pojawia się niebezpieczny zapis objęcia refundacją i możliwość regulowania cen leków, które są dostępne bez recepty. Zapis budzi spore obawy pracodawców sektora farmaceutycznego, ponieważ ceny leków refundowanych w Polsce są jednymi z najniższych w państwach członkowskich Unii Europejskiej. W związku z tym objęcie refundacją tego typu leków oznaczałoby narzucenie jeszcze niższej ceny niż obecna rynkowa.

    Wprowadzenie refundacji na leki bez recepty stanowiłoby swego rodzaju novum dlatego wymaga szczegółowej analizy kosztów – nie powoduje tylko dopłaty państwa do zakupów leków OTC przez pacjentów, ale równocześnie zmniejsza fundusze na refundację.

    Efektem wprowadzenia refundacji, produkcja leków OTC stałaby się całkowicie nierentowna, a rynek krajowy zostałby w pełni zdominowany przez najtańszy produkt oparty na tej samej substancji najpewniej pochodzenia azjatyckiego, co w sytuacjach kryzysowych jakie ostatnio znamy (pandemia; wojna) nie gwałtowałoby bezpieczeństwa lekowego w Polsce. W tym przypadku lepsze jest zachowanie konkurencji na rynku w obszarze leków OTC i nie regulowanie ich cen. Idąc dalej zaprzestanie produkcji leków bez recepty przez krajowych producentów może wpłynąć na obniżenie rentowności przedsiębiorstw i zwolnienia pracowników krajowej branży farmaceutycznej.

    Dodatkowo wydawanie środków NFZ na refundację leków bez recepty, kosztujących średnio kilkanaście złotych oraz dostępnych w sytuacji, kiedy wiele droższych terapii ordynowanych na receptę czeka na refundację budzi spore wątpliwości. Pacjenci z własnej kieszeni wydają na leki na receptę, które nie są dziś refundowane w Polsce aż 9,53 mld zł i to właśnie te leki trzeba dołączyć do systemu refundacji.

    Apelujemy do ustawodawcy o wykreślenie przepisu, który będzie miał niekorzystny wpływ na kondycję ekonomiczną tego sektora, kierując się rozwojem przemysłu farmaceutycznego w Polsce zwiększającego poziom innowacyjności naszej gospodarki i generującego dobrze płatne miejsca pracy.

     

    Zobacz: 10.07.2023 Komentarz ZPP w sprawie usunięcie propozycji zamieszczenia w projekcie nowelizacji ustawy refundacyjnej przepisu umożliwiającego ministrowi zdrowia obejmowanie refundacją i regulowanie cen leków dostępnych bez recepty

    Komentarz ZPP w sprawie integracji kas fiskalnych i terminali

    Warszawa, 6 lipca 2023 r. 

     

    Komentarz ZPP w sprawie integracji kas fiskalnych i terminali

     

    • Obowiązek zapewnienia integracji kas rejestrujących z terminalami płatniczymi przez przedsiębiorców umożliwiający przekazywanie określonych danych do Krajowej Administracji Skarbowej będzie wprowadzony od 1 stycznia 2025 r. Jednocześnie te same dane są już przekazywane do Krajowej Administracji Skarbowej przez agentów rozliczeniowych. W praktyce jest to przerzucenie obowiązków w tym zakresie na wszystkich przedsiębiorców, również tych najmniejszych i najbardziej narażonych.
    • Jednocześnie niezrozumiałym jest fakt wykorzystania przez MRiT protokołu komunikacyjnego opartego o przestarzałe technologie (brak rozwiązań chmurowych, trudności z integracją terminali mobilnych z określonymi mediami komunikacyjnymi), dodatkowo obciążonego prawami osób trzecich, co może rodzić wątpliwości dotyczące konkurencji na rynku.

    Jednym z bardzo istotnych wyzwań w zakresie procesu cyfryzacji zarówno administracji skarbowej, jak i obrotu gospodarczego jest kwestia integracji kas fiskalnych i terminali. Do zagadnienia tego odnosiły się zmiany legislacyjne mające  wejść w życie z dniem 1 lipca 2022 r. Zmiany dotyczyć miały art. 19a ust. 3 ustawy – Prawo przedsiębiorców (Dz. U. z 2021 r. poz. 162 ze zm.) nakazującego przedsiębiorcom, którzy umożliwiają przyjmowanie płatności przy użyciu terminala płatniczego i prowadzą ewidencję sprzedaży przy zastosowaniu kas rejestrujących online, zapewnienie współpracy kasy rejestrującej z terminalem płatniczym. Obowiązek ten, po licznych uwagach środowiska ekosystemu płatniczego, wskazujących na brak gotowości do takiej integracji, został przesunięty na 1 stycznia 2025 r.

    Wskazać należy, że ustawa z dnia 8 czerwca 2022 r. o zmianie niektórych ustaw w celu automatyzacji załatwiania niektórych spraw przez Krajową Administrację Skarbową (Dz. U. z 2022 r. poz. 1301) wprowadziła obowiązek raportowania informacji o transakcjach płatniczych akceptanta w rozumieniu art. 2 pkt 1b ustawy z dnia 19 sierpnia 2011 r. o usługach płatniczych.

    Zgodnie z art. 278b ust. 1 ustawy o Krajowej Administracji Skarbowej w okresie od dnia 1 lipca 2022 r. do dnia 31 grudnia 2024 r. agent rozliczeniowy jest obowiązany do przekazywania Szefowi Krajowej Administracji Skarbowej informacji o transakcjach płatniczych akceptanta wykonywanych przy użyciu terminala płatniczego, oprogramowania lub systemu teleinformatycznego. Oznacza to, że Krajowa Administracja skarbowa otrzymuje już obecnie informacje o transakcjach dokonywanych za pośrednictwem terminali płatniczych, oprogramowania lub systemu teleinformatycznego a system ten mógłby być utrzymany również w przyszłości bez konieczności wprowadzania kolejnego, powszechnego obowiązku obciążającego również najmniejsze i najbardziej narażone firmy na polskim rynku.

    Niestety, z dniem 1 stycznia 2025 r. obowiązek integracji zostanie przerzucony na przedsiębiorców, którzy w przypadku braku jego realizacji będą podlegać sankcji w wymiarze 5000 zł za każdorazowe stwierdzone naruszenie. Dodatkową sankcją będzie brak możliwości odliczenia VAT. Jest to wymóg, który będzie obciążał głównie małe i średnie przedsiębiorstwa, a który jest całkowicie zbędny w sytuacji, w której agenci rozliczeniowi dostarczają informacje do KAS. Rozwiązania, które mają wejść w życie w 2025 r. to w praktyce przerzucenie obowiązku, który obciąża już agentów rozliczeniowych i nakładanie go na ogół przedsiębiorców, co będzie szczególnym utrudnieniem dla firm najmniejszych z sektora MŚP. Ponadto obowiązek ten będzie narażał przedsiębiorców na potencjalne ryzyko dotkliwych kar finansowych. Warto zauważyć również, że realizacja obowiązku nie jest możliwa przy zastosowaniu powszechnie wykorzystywanych w najmniejszych firmach terminali mobilnych (przenośnych) korzystających z komunikacji telefonicznej.

    Pełna integracja jest niezwykle trudna do zrealizowania, również ze względu na obowiązujący protokół integracji. Trudno wyjaśnić dlaczego w BiP MRiT został opublikowany gotowy protokół, zamiast (co wynika z rozporządzenia Ministra Rozwoju, Pracy i Technologii z dnia 12 września 2021 r. w sprawie wymagań technicznych dla kas rejestrujących, Dz.U. 2021 poz. 1759) opisu technicznego protokołu. Opublikowany protokół jest obciążony prawami majątkowymi podmiotu trzeciego – dysponuje nimi Fundacja Rozwoju Obrotu Bezgotówkowego. Protokół ten jest instalowany we wszystkich kasach fiskalnych, ponieważ jedynie wówczas możliwa jest ich certyfikacja. MPiT ma świadomość, że FROB posiada prawa majątkowe do protokołu (a więc również, że może czerpać z niego korzyści). Ministerstwo przyznaje bowiem w odpowiedziach na korespondencję kierowaną w tym temacie, że fakt publikacji protokołu w BiP nie wyłącza praw majątkowych po stronie podmiotu trzeciego.

    Związek Przedsiębiorców i Pracodawców z niepokojem obserwuje sytuację na rynku. Wskazać bowiem należy, że obowiązek integracji kas fiskalnych i terminali będzie stanowił dodatkowe obciążenie formalne dla przedsiębiorców, które zagrożone będzie ponadto dotkliwą karą (5000 zł za każde naruszenie). Aby sprostać tym wymogom przedsiębiorcy będą zmuszeni korzystać ze wsparcia wyspecjalizowanych podmiotów, co prowadzić będzie do ponownego zwiększenia kosztów działalności gospodarczej. Wydaje się to kolejnym, uciążliwym obowiązkiem nakładanym na firmy, który przede wszystkim jest zbędny, gdyż dane uzyskane dzięki wprowadzeniu tego rozwiązania powielać się będą z danymi uzyskiwanymi obecnie od agentów rozliczeniowych. Ponadto zaskakującym jest fakt nałożenia przez Ministerstwo obowiązku korzystania z protokołu, który obciążony jest prawami osób trzecich, co generuje poważne wątpliwości przyjętego modelu z prawem konkurencji, unijną swobodą świadczenia usług oraz konstytucyjną wolnością działalności gospodarczej.

     

    Zobacz: 06.07.2023 Komentarz ZPP w sprawie integracji kas fiskalnych i terminali

    Memorandum ZPP: SMR – modułowy atom dla biznesu

    Warszawa, 6 lipca 2023 r. 

     

    Memorandum ZPP: SMR – modułowy atom dla biznesu

     

    • Zdaniem ekspertów małe reaktory jądrowe mają szansę stać się w przyszłości dźwignią polskiej gospodarki
    • Pierwsza w Polsce elektrownia z reaktorem BWRX300 rozpocząć ma komercyjną eksploatację w 2029 r.
    • Aby Polska miała szansę stać się inkubatorem technologii SMR w Europie konieczna jest realizacja szeregu działań dla których rekomendacje przekazujemy na końcu dokumentu

    SMR, czyli Small Modular Reactors to nowoczesna technologia jądrowa odpowiadająca na potrzeby dużych przedsiębiorstw energochłonnych, jak również społeczności lokalnych, która może w przyszłości stanowić o ich bezpieczeństwu i niezależności energetycznej. Technologia ta w ostatnich miesiącach wychodzi z cienia wielkoskalowych bloków jądrowych i przyciąga inwestorów z uwagi na szereg zalet.

    Energia z atomu w Polsce to już nie kwestia „czy”, ale „jak szybko i jak dużo”. Projekty wielkoskalowego atomu i SMR będą więc w naszym kraju rozwijane dwutorowo i komplementarnie.

    Co dziś wiemy o małych reaktorach jądrowych? Jakie są dostępne na rynku technologie? Na jakim etapie są polskie projekty? Jakich rozwiązań legislacyjnych potrzebujemy? Jak polskie plany wyglądają na tle Europy? Czy mamy szansę stać się liderem w rozwoju technologii SMR na Starym Kontynencie? Na wszystkie te pytania odpowiedzi udzieliła pierwsza w Polsce konferencja poświęcona w całości tematyce reaktorów modułowych.

    W dyskusji w dn. 12 czerwca zatytułowanej „SMR – Modułowy Atom dla Biznesu”, zorganizowanej w Warszawie przez Forum Energii i Klimatu Związku Przedsiębiorców i Pracodawców, udział wzięli przedstawiciele administracji centralnej, branżowi eksperci, dostawcy technologii, inwestorzy i naukowcy. Partnerem Głównym wydarzenia był PKN ORLEN, Partnerem spółka EDF, a wśród Patronów Honorowych znaleźli się: Ministerstwo Klimatu i Środowiska, Ministerstwo Rozwoju i Technologii, Ministerstwo Aktywów Państwowych, jak również Państwowa Agencja Atomistyki, Narodowe Centrum Badań Jądrowych i Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

    Prawo atomowe i specustawa jądrowa

    W opinii Adama Guibourgé-Czetwertyńskiego, Podsekretarza stanu w Ministerstwie Klimatu i Środowiska obecnego na konferencji polska specustawa jądrowa i prawo atomowe są wystarczające by inwestycje SMR-owe mogły być rozwijane na ich kanwie, a u podstaw krajowych przepisów leży neutralność technologiczna i chęć usprawnienia procesów związanych z uzyskiwaniem niezbędnych pozwoleń. Mimo tego, widząc rosnące zainteresowanie małymi rektorami jądrowymi trwają obecnie w resorcie prace nad uszczegółowieniem przepisów w zakresie mniejszych, modułowych jednostek atomowych.

    Ustawa z 9 marca 2023 r. o zmianie ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących oraz niektórych innych ustaw wprowadziła zapisy kierunkowe do 5 aktów: tzw. specustawy jądrowej, ustawy Prawo atomowe, specustawy o strategicznych sieciach przesyłowych, ustawy o ochronie środowiska i ustawy o kształtowaniu ustroju rolnego.

    Nowelizacja tzw. specustawy jądrowej oraz ustawy Prawo atomowe weszła w życie 13 kwietnia 2023 r.. Celem zmian było usprawnienie procesu inwestycyjnego w budowę elektrowni jądrowych, na wszystkich jego etapach, m.in. przez skrócenie czasu niezbędnego na uzyskanie poszczególnych pozwoleń. Nie schodząc przy tym, co istotne, ze standardu bezpieczeństwa jądrowego.

    Wraz z nowelizacją zmieniła się pozycja decyzji zasadniczej – obecnie rozpoczyna ona bowiem proces licencjonowania, co jest uzasadnione, skoro stanowi wyraz akceptacji państwa dla danego obiektu. Decyzja zasadnicza uprawnia do ubiegania się o uzyskanie decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie budowy obiektu energetyki jądrowej oraz innych decyzji niezbędnych do przygotowania, realizacji i użytkowania inwestycji w zakresie budowy obiektu energetyki jądrowej.

    Źródło: MKiŚ

    Zmiany w prawie wprowadziły możliwość równoległego prowadzenia postępowań o wydanie decyzji środowiskowej i lokalizacyjnej. Wydłużono też okresu ważności decyzji lokalizacyjnej z 5 do 10 lat. Dodatkowo przed uzyskaniem pozwolenia na budowę obiektu energetyki jądrowej inwestor może złożyć wniosek o wydanie pozwolenia na prace przygotowawcze, co powinno wpłynąć pozytywnie na przyspieszenie realizacji inwestycji. Nowe przepisy przewidują też możliwość dołączania wybranych dokumentów i decyzji w toku procesu uzyskiwania pozwolenia na budowę, w miejsce obowiązkowego dotychczas składania ich wraz z wnioskiem. Dzięki temu część procesów permittingowych toczyć może się równolegle i sumarycznie w krótszym czasie.

    Czy polskie regulacje prawne, które nie przewidują odrębnych wymagań dla inwestycji w wielkoskalową energetykę jądrową i tych w SMR, wymagają specustawy dedykowanej modułowym reaktorom jądrowym? Wydaje się, że o ile dedykowanego aktu prawnego nie należy się spodziewać, tak w Ministerstwie Środowiska trwają prace analityczne związane z ewentualnym dalszym dostosowaniem przepisów do specyfiki inwestycji w reaktory modułowe.

    Bezpieczeństwo i nadzór jądrowy

    Prezes Państwowej Agencji Atomistyki (PAA) jest centralnym organem administracji rządowej właściwym w sprawach bezpieczeństwa jądrowego i ochrony radiologicznej. Jego działalność reguluje ustawa z dnia 29 listopada 2000 r. – Prawo atomowe oraz akty wykonawcze do tej ustawy. Nadzór nad Prezesem PAA sprawuje minister właściwy do spraw klimatu.

    Podczas konferencji poruszono wiele aspektów projektów SMR-owych, jak chociażby względy bezpieczeństwa i istotną rolę PPA, która oceniać będzie mały atom na tych samych zasadach, co pełnoskalowe inwestycje jądrowe. Państwowa Agencja Atomistyki w licencjonowaniu budowy elektrowni jądrowej bierze udział na wszystkich etapach inwestycji, wydając zezwolenia na budowę, rozruch, eksploatację i likwidację. Na początkowym etapie Prezes PAA wydaje opinię ogólną, opinię dotyczącą wstępnego raportu lokalizacyjnego, bierze udział w ocenie Raportu środowiskowego dotyczącego elektrowni jądrowej.

    Wyraźnie widać, że PPA bardzo poważnie podeszła do nowych zadań związanych z inwestycjami w SMR-y. Polski dozór jądrowy był już stroną około 10 porozumień z międzynarodowymi organami regulacyjnymi, jednak 13 lutego 2023 r. polski i kanadyjski dozór jądrowy podpisały porozumienie dotyczące małych reaktorów modułowych SMR, w szczególności BWRX-300. Polski i kanadyjski dozór będą wymieniać się informacjami w zakresie najlepszych praktyk i przeglądów technicznych w obszarze tej technologii. Strony zobowiązały się również do dzielenia wynikami niezależnych analiz i ocen prowadzonych w ramach procesu licencjonowania. Memorandum zakłada także wspólne działania w ww. obszarach oraz w zakresie szkoleń i opracowywania rozwiązań regulacyjnych dla zapewnienia bezpieczeństwa tej technologii.

    Finansowanie inwestycji w SMR-y

    Podstawowym wyzwaniem wydaje się być dziś nie tyle sama technologia lekkowodnych reaktorów jądrowych, których pracuje na świecie około 150 i jedynie ich moc oraz wielkość wymagają przeskalowania – barierą mogą okazać się koszty. Eksperci są zgodni, że w tym względzie wspomóc inwestorów mogą dwa aspekty. Z jednej strony odpowiednie rządowe gwarancje i dopracowany model finansowy, tak by dla banków zaangażowanie w SMR-y wiązało się z akceptowalnym ryzykiem. Z drugiej – efekt skali wywołany kampanią inwestycyjną o charakterze flotowym i zasięgu regionalnym, który pozwoli na obniżenie kosztów jednostkowych oraz zbudowanie lokalnie kompetencji, zaplecza serwisowego i niezbędnych dla nowego sektora struktur.

    Zgodnie z deklaracjami ORLEN Synthos Green Energy i na przykładzie SMR-ów BWRX-300, których w Polsce pojawić ma się najwięcej, to właśnie efekt skali inwestycji ma przyczynić się do rozwoju rynku, usług i kadr dostępnych bezpośrednio w naszym kraju. Pomóc ma umowa z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej podpisana w marcu br., która przewiduje, iż strony – w ramach inwestycji kapitałowej – doprowadzą do przygotowania, budowy i komercjalizacji floty BWRX300. Strony porozumienia w kolejnych krokach uzgodnią cele środowiskowe do osiągnięcia, model ekonomiczny projektu i harmonogram jego realizacji, biznesplan oraz postanowienia umowy inwestycyjnej.

    Wydaje się jednak, że bez zewnętrznego wsparcia finansowego i tak może być to przedsięwzięcie trudne do udźwignięcia. OSGE zakłada więc zaangażowanie EXIM Banku I U.S. International Development Finance Corporation (DFC). Wspomniane amerykańskie instytucje rządowe ogłosiły możliwość wsparcia łącznie kwotą do 4 mld dolarów projektu budowy pierwszych reaktorów BWRX-300 w Polsce. Porozumienie w tym zakresie już podpisano.

    Niemal równocześnie ORLEN Synthos Green Energy zawarł też umowa o współpracy z trzema największymi bankami w naszym kraju: PKO BP, Pekao SA i Santander Bank oraz BGK – bankiem, którego misją jest wspieranie wzrostu gospodarczego w Polsce. Umowa ma na celu wspólne wypracowanie modelu finansowego dla projektu budowy floty reaktorów BWRX-300, zakłada też możliwy udział banków w finansowaniu. I choć na tym etapie trudno o szczegóły, w tym nie podano publicznie nawet przybliżonych, szacowanych kosztów inwestycji w SMR-y – to praktyka realizacji inwestycji jądrowych pokazuje, że największym dla nich zagrożeniem są przekroczenia zakładanego terminu i harmonogramu. Jest to z pewnością kluczowy aspekt wymagający odpowiedniego nadzoru i kontroli, szczególnie w kraju, który dopiero buduje kompetencje jądrowe.

    Dostępne technologie

    Jak podkreślają specjaliści pomysłów na małe reaktory jądrowe dziś na świecie nie brakuje, gdyż jest już około 80 projektów w fazie „early design”, a wśród nich także reaktory wysokotemperaturowe wykorzystujące inne rodzaje paliwa i chłodzone gazem, czyli tzw. HTR-y (w tym polski!), czy też baterie jądrowe mogące pracować przez 20 lat bez ingerencji człowieka i potrzeby zasilania w paliwo. (stan wg. ARIS, koniec 2022 r.).

    Źródło: Polski Instytut Ekonomiczny

    Najwięcej projektów rozwijanych jest w USA i w Rosji. Polski Instytut Ekonomiczny szacuje wartość światowego rynku SMR w pozytywnym scenariuszu do 450 mld EUR w 2035 r. W Polsce planowanych jest ponad 100 SMR-ów, bazując na deklaracjach potencjalnych inwestorów.

    Do najbardziej znanych technologii SMR należą (kolejność alfabetyczna):

    • BWRX-300 (GE-Hitachi, USA) – BWR, 300 MWe
    • Nuscale (Nuscale, USA) – PWR, 77 MWe x 4-12
    • Nuward (EDF, France) – PWR, 2x 170 MWe
    • SMART/iSMR (KHNP, Korea) – PWR, 110=>170 MWe x 4
    • SMR-160 (Holtec, USA) – PWR, 160 MWe
    • UK SMR (Roll-Royce, UK) – PWR, 470 MWe
    • WEC SMR (Westinghouse, USA) – PWR, 300 MWe

    Trzy pierwsze z nich omówione zostały podczas konferencji „SMR – Modułowy Atom dla Biznesu” – bezpośrednio przez przedstawicieli dostawców technologii i inwestorów. Koncepcji reaktora BWRX-300 poświęciliśmy osobną sekcję niniejszego memorandum (poniżej). Warto jednak nakreślić zarówno koncepcję firmy EDF, jak i Nuscale.

    Francuski EDF to póki co jedyny SMR w procesie przed-licencyjnym pochodzący z kraju europejskiego. Jest on też bardzo obiecujący jeśli chodzi o wykorzystanie na rynku UE z uwagi na niezrównane spośród krajów Starego Kontynentu doświadczenie EDF w zakresie projektowania i eksploatacji reaktorów jądrowych. Za realizację inwestycji SMR Nuward nie byłby z resztą odpowiedzialny sam EDF, a całe konsorcjum w skład którego wchodzą doświadczeni na rynku jądrowym europejscy kooperanci:

    Źródło: EDF

    Jak z resztą podkreśla sam dostawca technologii SMR Nuward stanowić będzie własność intelektualną należąca do UE, wykorzystywać będzie europejski łańcuch dostawców i zostanie dostosowany do potrzeb rynku europejskiego – nie mówiąc o planowanym przez EDF uzyskaniu licencji na terenie Unii Europejskiej, co z pewnością przyspieszyłoby proces inwestycyjny w poszczególnych krajach Wspólnoty.

    Nominalna moc SMR Nuward to 340 MWe (2 zintegrowane reaktory o mocy 170 MWe każdy). Planowany współczynnik wykorzystania mocy przekroczyć ma 90%, gwarantuje on również zgodność z wymogami sieci ENTSO E (Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych, reprezentuje 39 operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej z 35 krajów w całej Europie, tym samym wykraczając poza granice UE.). Zakładany czas pracy SMR Nuward to 60 lat eksploatacji. U podstaw założeń dla francuskiego reaktora modułowego leży bezpieczeństwo jądrowe, radiologiczne i ogólne oraz minimalizacja wpływu na środowisko, w tym odpowiedzialną integrację z krajobrazem. EDF planuje budowę reaktorów NOAK, a więc kolejnych po prototypowym w około 40 miesięcy. FOAK planowany jest we Francji i obecnie przywoływana jest data 2030 r. Mimo, że pierwszy SMR Nuward powstanie we Francji jest to technologia zaprojektowana na eksport i pod kątem implementacji w docelowej lokalizacji zamawiającego. Wśród możliwych ról jakie mógłby SMR Nuward spełniać wymienia się produkcję H2, ciepłownictwo, odsalanie wody, kogenerację cieplną, generację energii elektrycznej oraz wychwyt CO2.

    ***

    Z kolei flagowy SMR firmy Nuscale, dystrybuowany pod nazwą VOYGR-12 to ciśnieniowy reaktor wodny, w którym wszystkie instalacje wytwarzania pary i wymiany ciepła są zintegrowane w jednym urządzeniu mogącym wygenerować 77 MW mocy elektrycznej na generatorze. VOYGR-12 będzie składać się z 12 modułów NuScale o łącznej mocy brutto 924 MWe. NuScale oferuje również czteromodułową wersję VOYGR-4 o mocy netto 308 MWe oraz sześciomodułową VOYGR-6 o mocy netto 462 MWe.

    We wrześniu 2020 roku VOYGR Nuscale stał się pierwszym i dotąd jedynym SMR-em, dla którego amerykańska Komisja Dozoru Jądrowego US NRC zakończyła proces oceny technicznej i zatwierdzenia projektu. W lutym 2023 projekt uzyskał certyfikację. Wydaje się on więc być najbliżej fizycznej realizacji. Szczególnie, że w kwietniu 2023 roku firma Doosan Enerbility rozpoczęła proces wykuwania pierwszych modułów dla VOYGR™ SMR. Zgodnie z deklaracjami Nuscale realizacja inwestycji w tym przypadku nie wydaje się zagrożona, gdyż obecnie procesy przygotowawcze i decyzyjne w poszczególnych krajach zajmują dłużej niż zdolność dostarczenia przez Nuscale instalacji VOYGR na uzgodnione miejsce. To sprawia, że tym rozwiązaniem zainteresowany jest m.in. KGHM, czy Unimot. Obecnie Nuscale podpisanych ma już blisko 20 Memorandum of Understanding z podmiotami z 11 krajów.

    ***

    Interesującą koncepcję przedstawił również Wiceprezes ds. Relacji Strategicznych CEE Andrzej Piotrowski, reprezentujący amerykańską firmę Ultra Safe Nuclear (USN), który omówił Modularny Mikro Reaktor (MMR) IV generacji, który okazać może się przełomem w dotychczasowym postrzeganiu przez nas energetyki jądrowej. Jednym z najbardziej oczywistych zastosowań MMR od USN jest produkcja energii elektrycznej, ale też w zależności od modelu MMR może dostarczać nawet do 15 MW energii, co wystarczyłoby na lokalne zasilenie około 15 000 domów. MMR może również zapewnić zasilanie hotelom, kompleksom biurowym i apartamentowym oraz centrom handlowym wraz z towarzyszącą im infrastrukturą, taką jak oświetlenie, windy, lodówki, systemy monitoringu wideo, telekomunikacja, klimatyzacja, pompy wodno-ściekowe, oraz obiekty spa i baseny. Co równie ważne, MMR® może dostarczać wystarczającą ilość energii do jednoczesnego ładowania kilku pojazdów elektrycznych dla mieszkańców apartamentów, hoteli oraz pracowników biurowych, co dziś w wielu miejscach stanowi jeszcze wyzwanie. Zgodnie z prezentacją dostawcy technologii MMR może również dostarczać wysokotemperaturowe ciepło do różnych procesów przemysłowych, takich jak suszenie, sterylizacja, wypiek, topienie i rafinacja. Dzięki zlokalizowaniu źródła w bezpośrednim sąsiedztwie energochłonnego procesu przemysłowego charakteryzuje się ono pełną dyspozycyjnością, nawet w sytuacji kryzysu czy zagrożenia, brakiem strat na przesyle oraz zerową emisyjnością. Dzięki systemowi magazynowania ciepła z użyciem stopionej soli, MMR może dostosowywać się do dynamicznego popytu, przechowując nadmiar ciepła do późniejszego wykorzystania przy produkcji energii. Standardowo bufor ciepła umożliwia przesunięcie wykorzystania energii do 12 godzin. Wśród potencjalnych form wykorzystania MMR-ów USN wskazuje również odsalanie wody morskiej, oczyszczanie wody pitnej, zasilanie elektryczne w procesie oczyszczania ścieków, wytwarzania wodoru, ogrzewania i chłodzenia, stabilizowanie pracy układu hybrydowego lub sieci elektroenergetycznej. Założenie jest takie by reaktor MMR pracował bez ingerencji człowieka przez około 20 lat – na taki okres wystarczyć ma zgromadzone w jednostce paliwo. Budowa kontenerowa z kolei umożliwiać ma swobodny transport i lokowanie instalacji nawet w trudnych warunkach terenowych i urbanistycznych.

    BWRX-300 – case study największego z polskich inwestorów w SMR-y

    BWRX-300 został zaprojektowany przez GE Hitachi Nuclear Energy – amerykańską firmę jądrową. Tę właśnie technologię wybrali Synthos Green Energy i PKN ORLEN, które powołały spółkę joint venture – ORLEN Synthos Green Energy w celu wdrożenia w naszym kraju technologii BWRX-300 oraz rozwoju innych zeroemisyjnych źródeł energii.

    Wybór technologii BWRX-300 przez ORLEN Synthos Green Energy poprzedzony był analizami rozwijanych na świecie technologii SMR. Za reaktorem BWRX-300 przemawiały takie argumenty jak dojrzałość projektu, dopasowanie do polskich potrzeb, wiarygodność dostawcy i oparcie technologii na licencjonowanych już rowiązaniach.

    Pierwszy na świecie BWRX-300 powstaje w Kanadzie (tzw. FOAK – first of a kind) Jak deklaruje OSGE, pierwsza w Polsce elektrownia z reaktorem BWRX300 rozpocznie komercyjną eksploatację w 2029 r. (tzw. NOAK – nth of a kind) i będzie czerpał z doświadczeń kanadyjskich. W tej technologii w planach są także inne lokalizacje w Ameryce Płn. i Europie.

    Poziom mocy BWRX-300 jest zbliżony do większości obecnie działających jednostek konwencjonalnych, które muszą być wygaszane z uwagi na ich wiek i emisyjność. Powoduje to, że zarówno w dość  optymalny sposób możliwe będzie wykorzystanie istniejącej infrastruktury sieciowej (głównie PSE), ale też zastosowanie SMR-ów w ciepłownictwie, które w znakomitej większości oparte jest na węglu.

    GE Hitachi Nuclear Energy to amerykańska firma z 70- letnim doświadczeniem w energetyce jądrowej, posiadająca w swoim portfolio 67 reaktorów licencjonowanych w 10 krajach. Dodatkowo GE dysponuje doświadczeniem w branży energetycznej na świecie (w energetyce konwencjonalnej i jądrowej) oraz rozbudowanym łańcuchem dostaw, w którym ważną rolę mogą odegrać podmioty z Polski.

    BWRX-300 to reaktor generacji III+, oparty w dużej mierze na rozwiązaniach licencjonowanych przez amerykański dozór jądrowy (reaktor ESBWR). Będzie też wykorzystywał istniejące i licencjonowane paliwo GNF2. BWR jest reaktorem wodnowrzącym o przewidywanym 60-letnim okresie eksploatacji.  Jego współczynnik wykorzystania mocy to 95%, nadaje się do synchronizacji z sieciami: 50 lub 60 Hz. Przewidywany czas budowy to 24-36 miesięcy, zaś teren potrzebny pod inwestycję to 10 ha. BWRX-300 powinien też nadawać się do współpracy z OZE, gdyż dopuszcza zmianę mocy o 50% – 0,50% mocy na minutę (2 razy dziennie).

    17 kwietnia ORLEN Synthos Green Energy ogłosił siedem optymalnych lokalizacji dla pierwszych elektrowni z reaktorami BWRX-300. To Włocławek, Ostrołęka, okolice Warszawy, Stawy Monowskie, Kraków-Nowa Huta, Tarnobrzeska Specjalna Strefa Ekonomiczna (Tarnobrzeg/Stalowa Wola), Dąbrowa Górnicza.

    Źródło: OSGE

    Jak podał portal Nuclear.pl w kwietniu 2023 roku w Rejestrze Przedsiębiorców, prowadzonym przez Krajowy Rejestr Sądowy, zarejestrowane zostały spółki, których nazwy wskazują na planowane a nieogłoszone jeszcze lokalizacje, w których spółka ORLEN Synthos Green Energy miałaby zbudować reaktory BWRX-300. Oprócz ogłoszonych w kwietniu 2023 roku wstępnych 7 lokalizacji prawdopodobnymi są również: Poznań, Bełchatów, Grudziądz, Łódź, Kozienice, Kujawy, Łaziska, Rybnik, Pomorze, Warta oraz Połaniec.

    Wszystkie wytypowane miejsca to wstępne lokalizacje, których przeprowadzono pre-screening i które wymagają dodatkowych szczegółowych badań środowiskowych i lokalizacyjnych, by wykazać, czy są odpowiednie. Badania potrwają około 2 lat. Po potwierdzeniu potencjału, priorytetem będzie zaproszenie do dialogu lokalnych społeczności w każdej lokalizacji. Dopiero po osiągnięciu porozumienia podjęte zostaną decyzje o realizacji inwestycji.

    Przypominamy, iż pod koniec kwietnia OSGE złożyła w Ministerstwie Klimatu i Środowiska wnioski o wydanie decyzji zasadniczych dla pierwszych sześciu lokalizacji elektrowni jądrowych z reaktorami BWRX-300. Natomiast w czerwcu 2023 roku Generalny Dyrektor Ochrony Środowiska rozpoczął postępowanie w sprawie wydania decyzji środowiskowej dla budowy BWRX-300 w lokalizacji Stawy Monowskie pod Oświęcimiem.

    Można powiedzieć, że pierwsza połowa 2023 roku obfitowała w wydarzenia związane z realizacją projektu SMR-owego przez ORLEN i Synthos Green Energy. Ten drugi, 23 marca w Waszyngtonie podpisał Technical Collaboration Agreement (TCA) z GE Hitachi, Tennessee Valley Authority i Ontario Power Generation. Umowa zakłada wsparcie rozwoju technologii BWRX-300. Tym samym, po raz pierwszy w historii, polska firma stała się stroną umowy na rozwój reaktora jądrowego. Umowa opiewa na 400 mln USD. Dzięki umowie już teraz jest przygotowywany projekt elektrowni z reaktorem BWRX-300 uwzględniający europejskie i polskie wymagania. Projekt umożliwi  sprawniejsze i tańsze zrealizowanie planów OSGE – budowy floty reaktorów BWRX-300 w Polsce. Założenie jest jednocześnie takie, by projekt mógł być wykorzystywany do realizacji inwestycji w wielu lokalizacjach.

    23 maja spółka ORLEN Synthos Green Energy otrzymała od Prezesa PAA ogólną opinię w sprawie rozwiązań technologicznych zastosowanych w reaktorze BWRX-300. PAA stwierdza zgodność z obowiązującymi w Polsce przepisami prawa w tym obszarze.

    Ponad dwa miesiące wcześniej, 15 marca 2023 r., kanadyjski regulator Canadian Nucelar Safety Commission (CNSC) przedstawił finalny raport na temat BWRX-300 w ramach procesu Vendor Design Review. BWRX-300 to pierwszy SMR na świecie, który pozytywnie przeszedł ten proces. CNSC współpracuje również z amerykańskim dozorem NRC realizując wspólne postępowania ocenne (joint assessment). Procesy oceny reaktora BWRX-300 rozpoczęto także w Stanach Zjednoczonych i Wielkiej Brytanii.

    Premiera polskiego reaktora wysokotemperaturowego

    HTGR-POLA tak nazywać się będzie reaktor badawczy, którego projekt koncepcyjny został opracowany w zespole ds.ds.r hab. Mariusza Dąbrowskiego w Narodowym Centrum Badań Jądrowych. Projekt został przygotowany we współpracy z Japońską Agencją Energii Atomowej (JAEA), która posiada własny reaktor wysokotemperaturowy chłodzony gazem HTTR. Koncepcja reaktora została zaprezentowana po raz pierwszy publicznie 12 czerwca 2023 r. na naszej konferencji „SMR – modułowy Atom dla Biznesu” przez dr Józefa Sobolewskiego, pełnomocnika dyrekts.a NCBJ ds. rozwoju reaktorów wysokotemperaturowych.

    Prace NCBJ nad reaktorem wysokotemperaturowym finansowane są w ramach przedsięwzięcia Ministra Edukacji i Nauki„pod nazwą “Opis techniczny badawczego wysokotemperaturowego reaktora jądrowego chłodzonego gazem (ang. Hight Temperature Gas cooled Rea”tor, HTGR)” w latach 2021 – 2024. Kwota finansowania to 60 000 000,00 zł brutto (umowa nr 1/HTGR/2021/14).

    Grafika: Przekrój projektowanego reaktora; Źródło: NCBJ

    Badania i rozwój, edukacja

    Bez badań i rozwoju nie będzie polskiej myśli technicznej, nie będzie świadomego udziału w łańcuchu wartości, nie będzie też odpowiednich kadr dla sektora. W styczniu 2023 r. z inicjatywy OSGE, Ministerstwo Edukacji i Nauki i sześć polskich uczelni technicznych podpisało list intencyjny na rzecz powstania kierunku studiów „energetyka jądrowa”. Porozumienie zakłada kształcenie inżynierów jądrowych. Pod koniec maja br. do porozumienia przystąpiły kolejne trzy uczelnie. To istotny krok, ale potrzebne będą idące w ślad za nim konsekwentne działania.

    Jednym z nich jest z pewnością koncepcja uruchomienia przez OSGE oraz Sieć Badawczą Łukasiewicz Europejskiego Centrum Kształcenia Kadr dla Energetyki Jądrowej. Współpraca objąć ma zarówno uruchomienie samego Centrum, jak i jego dalszy rozwój, w tym poprzez wsparcie ze strony instytutów badawczo-rozwojowych wchodzących w skład Sieci Badawczej Łukasiewicz. Założenie jest takie by w ramach przestrzeni szkoleniowej powstał pełnej skali model reaktora różniący się od rzeczywistego wyłącznie brakiem paliwa jądrowego. Pozwolić ma to na szkolenie kadr w warunkach realnych, co należy zdecydowanie pochwalić.

    Kontekst regionalny i europejski

    Minister Adam Guibourgé-Czetwertyński, Podsekretarz stanu w Ministerstwie Klimatu i Środowiska, podczas konferencji zachęcił również do wspólnych wysiłków na arenie międzynarodowej, by technologie jądrowe z gracza drugoplanowego weszły na front działań transformacji energetycznej – jako rozwiązania komplementarne dla inwestycji w OZE i wodór.

    Koalicja krajów zainteresowanych wzmocnieniem roli atomu w Europie się umacnia i wśród nich naturalnie jest Polska. Należy docenić aktywność w temacie upowszechniania SMR-ów ze strony Francji, Finlandii i Czech. Francuski Urząd ds. Bezpieczeństwa Jądrowego (ASN), Czeski Państwowy Urząd ds. Bezpieczeństwa Jądrowego (SUJB) oraz fiński Urząd ds. Promieniowania i Bezpieczeństwa Jądrowego (STUK) wybrały projekt francuskiego małego reaktora modułowego NUWARD (SMR) jako model testowy dla wspólnego projektu regulacyjnego dedykowanego SMR-om. Celem jest ujednolicenie praktyk, zharmonizowanie procesów licencyjnych i regulacji dotyczących SMR w całym regionie. Połączone dozory jądrowe z tych trzech krajów przeanalizują aktualny zestaw przepisów krajowych, międzynarodowe przepisy w zakresie bezpieczeństwa, aktualną wiedzę i zarekomendują odpowiednie dobre praktyki. Można powiedzieć, że proces ten to rodzaj dialogu przed-licencyjnego, dzięki któremu dostawcom SMR Nuward łatwiej będzie przewidzieć wyzwania związane z międzynarodowymi procesami licencyjnymi i sprostać przyszłym potrzebom rynku. Wydaje się to być istotne aby Polska również zaangażowała się w proces harmonizacji przepisów europejskich, tak aby odpowiadały one również na wymagania i specyfikę naszego rynku. Tym bardziej, że przykład czeski pokazuje iż mimo, że tamtejszy rząd przyjął mapę drogową rozwoju SMR-ów i deklaruje zainteresowanie tą technologią (głównie ze strony państwowego podmiotu CEZ) to Polska na tyle szybko działa w tym obszarze, że w kilka miesięcy zdecydowanie wyprzedziła sąsiadów i ma szansę stać się pierwszym krajem, w którym modułowe reaktory powstaną.

    Dla przemysłu, dla ciepłownictwa, dla środowiska, dla każdego

    Jak zaznaczył podczas konferencji „SMR – Modułowy Atom dla Biznesu” Jarosław Dybowski Dyrektor Wykonawczy ds. Energetyki PKN ORLEN i Wiceprezes Zarządu ORLEN Synthos Green Energy: „O jednostkach atomowych nie możemy dziś myśleć jak o klasycznie rozumianych elektrowniach, które w przeszłości dostarczać miały jedynie prąd. Zastosowanie SMR-ów w krajowych warunkach to naturalnie zastępowanie wyeksploatowanych bloków węglowych, jednak reaktory modułowe pracować będą również w gospodarce skojarzonej elektryczno-cieplnej i znajdą zastosowanie w licznych procesach przemysłowych.”. Ciepłownictwo i przemysł energochłonny wskazywane są jako główni beneficjenci technologii SMR, a liczba podmiotów deklarujących zainteresowanie tymi rozwiązaniami rośnie.

    Jest to wprost związane z transformacją polskiej gospodarki w kierunku zeroemisyjnym, a zarazem specyfiką poboru energii w przemyśle, który potrzebuje stabilnych źródeł. Jednocześnie wyłączenia mocy polskich elektrowni węglowych, które zaplanowano na kolejne lata to:

    • 1,2 GW w latach 2022-2025
    • 5,0 GW w latach 2026-2030
    • 8,8 GW w latach 2031-2035
    • 5,0 GW w latach 2036-2040

    W sumie do 2040 r. wyłączone zostanie około 20 GW mocy zainstalowanej w elektrowniach zawodowych zasilanych węglem, co przynajmniej w części mogłoby zostać zastąpione SMR-ami lokowanymi w miejscach po wyeksploatowanych blokach węglowych. Byłoby to również optymalne dla systemu elektroenergetycznego, który zaprojektowany jest pod przepływy z istniejących konwencjonalnych jednostek wytwórczych.

    Z kolei do sieci ciepłowniczych podłączonych jest ponad 16 mln Polaków (40% ludności w naszym kraju). Warszawa posiada największą sieć ciepłowniczą w UE (3 bloki SMR o mocy ok. 300 MWe mogłyby w modelu kogeneracji zaspokoić nawet 81 proc. prognozowanego zapotrzebowania Warszawy na ciepło w 2040 r. – 14 TWh). Moc zainstalowana do produkcji ciepła w naszym kraju to 55 200 MW. Ciepło systemowe w Polsce wytwarza 399 firm, z czego 11 podmiotów odpowiada za 33% całkowitej produkcji. Około 51% pracujących na rzecz ciepłownictwa jednostek dysponuje mocą powyżej 100 MW. Wciąż niestety około 82% wytwarzanego w Polsce ciepła pochodzi z węgla. W nadchodzących latach sektor ciepłownictwa czeka więc głęboka transformacja w kierunku zeroemisyjnym. Wydaje się, że gaz ziemny przestał być już brany pod uwagę jako pełnowartościowa alternatywą – bo o ile przed agresją Rosji na Ukrainę widziano w nim paliwo tzw. pomostowe, stanowiące rozwiązanie przejściowe na drodze do źródeł w pełni wolnych od emisji CO2, tak w zapowiedzi aktualizacji PEP2040 wyraźnie widać mniejszy zakładany udział gazu w miksie wytwórczym i założenie realizacji wyłącznie rozpoczętych już inwestycji gazowych. Wydaje się więc, że SMR-y mogą być tym rozwiązaniem, który wypełni niespełnione nadzieje, które jeszcze kilka lat temu wiązano z gazem.

    Zdaniem Kamili Król, Podsekretarz Stanu w Ministerstwie Rozwoju i Technologii, która obecna była na konferencji „SMR – Modułowy Atom dla Biznesu” małe reaktory jądrowe mają szansę stać się dźwignią polskiej gospodarki w najbliższych dekadach. SMR-y mogą być remedium na rosnące koszty związane z uprawnieniami do emisji CO2 i zapewnić Polsce z jednej strony odpowiedni miks niskoemisyjnego koszyka energetycznego, z drugiej zaś zagwarantować stabilne i bezpieczne dostawy energii. Osiągnięcie tych celów powinno przełożyć się na korzyści środowiskowe, jak również obniżenie rachunków za energię elektryczną u odbiorców końcowych.

    Łańcuch dostaw i local content

    Poruszanym przez uczestników dyskusji wątkiem była również możliwość zaangażowania polskich firm w rozwój europejskiego sektora małych reaktorów jądrowych, w czym eksperci dostrzegają znaczny potencjał z uwagi na tempo rozwoju projektów SMR w naszym kraju.

    Łańcuch dostaw dla technologii BWRX-300 zaprezentował ORLEN Synthos Green Energy zaznaczając jednocześnie, że istniejący łańcuch dostaw będzie wykorzystany w początkowej fazie programu z maksymalizowaniem polskiego potencjału w przyszłości.

    Źródło: OSGE

    W bazie danych GE Power Supplier Database istnieje obecnie około 3000 polskich dostawców. GE Hitachi deklaruje, że zidentyfikował 300 polskich dostawców jako potencjalnych partnerów do budowy projektu elektrowni jądrowej. Spodziewane nakłady ponoszone na rzecz polskich firm dotyczyć mają takich branż jak  budownictwo / przygotowanie terenu, usługi inżynieryjne, sprzęt mechaniczny (wymienniki ciepła), moduły strukturalne oraz prace rzemieślnicze.

    Z kolei francuski EDF wskazuje, że w ramach realizacji dotychczasowych projektów jądrowych posiada relacje z 46 firmami podwykonawczymi z Polski, które są gotowe do płynnego zaangażowania się w inwestycje w SMR-y. Cały swój łańcuch podwykonawczy EDF szacuje w Europie na około 2700 podmiotów, z czego przeważająca ich ilość to firmy brytyjskie i francuskie:

    Źródło: EDF

    Z całą pewnością polskie doświadczenia w tworzeniu łańcucha wartości dla nowo powstającej branży offshore’owej (energetyka wiatrowa na morzu) mogą stanowić cenną wskazówkę w zakresie tego w jaki sposób udział tzw. local content w projektach jądrowych może być animowany bezpośrednio przez inwestorów – dla których z kolei regionalny łańcuch dostaw i usług zwiększa prawdopodobieństwo realizacji projektu zgodnie z harmonogramem i zakładanym budżetem.

    Odbiór społeczny

    Zdaniem ekspertów – mimo już dziś wyraźnego w Polsce poparcia dla atomu – niezwykle istotnym aspektem decydującym o powodzeniu inwestycji SMR-owych będzie w odpowiedni sposób prowadzona komunikacja, z uwagi na szczególną społeczną percepcję ryzyka ze strony obiektów jądrowych.

    Jak wynika z badania IBRiS zrealizowanego dla PKN ORLEN i przeprowadzonego 4 maja 2023 r. na próbie +2000 respondentów ponad połowa badanych popiera inwestycje jądrowe, nawet gdyby miały być realizowane w ich miejscowości, gminie czy województwie.

    Źródło: ORLEN

    Autorzy badania prawdopodobnie chcieli zbadać na ile silny może być efekt działania syndromu NIMBY (Not In My Backyard), a więc paradoksu zgodnie z którym generalnie popieramy jakąś aktywność, ale pod warunkiem że nie zostanie zrealizowana w bezpośredniej okolicy naszego domu. I co ważne, jak wynika z badania, średnio co piąty mieszkaniec lokalizacji, które wytypował ORLEN Synthos Green Energy jako potencjalne dla SMR-ów, sprzeciwiałby się lokowaniu takiej inwestycji w swoim sąsiedztwie.

    Z pewnością nie należy bagatelizować oporu społecznego na tym poziomie. O ile bowiem teza o większościowym poparciu Polaków dla atomu jest uprawniona i prawdziwa, tak inwestorzy powinni przykładać szczególną uwagę do dialogu społecznego, aby do czasu powstania SMR-ów przekonać nieprzekonanych.

    Podobną rekomendację przedstawił z resztą podczas konferencji Adam Juszczak, Ekspert Polskiego Instytutu Ekonomicznego, który zaprezentował podczas konferencji wyniki badania przeprowadzonego metodą delficką na kilkudziesięciu ekspertach rynkowych. Zdaniem 67 proc. Zapytanych ekspertów: SMR-y będą w przyszłości zaspokajać przynajmniej 20 proc. zapotrzebowania 10 największych polskich aglomeracji na ciepło systemowe. Dodatkowo 42 proc. ekspertów było zdania, że  moc zainstalowana w SMR-ach w Polsce przekroczy 5 GWe dopiero między 2041 a 2045 r.. Z kolei 88 proc. ekspertów uważa, że akceptacja społeczna dla instalacji SMR będzie na podobnym lub wyższym poziomie w porównaniu do wielkoskalowej energetyki jądrowej. Największymi wyzwaniami inwestycji w SMR-y, na jakie zwracają uwagę eksperci są potencjalne opóźnienia w projektach, kwestie regulacyjne oraz rosnące ceny.

    Rekomendacje i podsumowanie

    Rosnące ceny energii, ograniczenia w dostępie do jej źródeł oraz potrzeba dekarbonizacji światowej energetyki sprawiają, że w ostatnich latach obserwujemy rosnące zainteresowanie nowymi technologiami, takimi jak SMR. Transformacja energetyczna i dekarbonizacja są ogromnym przedsięwzięciem inwestycyjnym i rozwojowym, przez co nie schodzą z agendy, zarówno polityków, jak i zarządów największych spółek. W lipcu 2022 Unia Europejska zakwalifikowała energetykę jądrową jako zrównoważoną. Również w Polsce energia atomowa jest dziś traktowana jako uzupełnienie OZE.

    Potrzeba budowania energetycznej suwerenności nabrała dodatkowego znaczenia w związku z rosyjską agresją na Ukrainę. Skłania to decydentów i inwestorów do poszukiwania nowych źródeł energii, gdzie celem jest uniezależnienie od kierunku wschodniego, ale też stabilizacja i przewidywalność cen energii w czasie. Upowszechnienie technologii SMR może stanowić doskonałe uzupełnienie zielonego miksu energetycznego. 3 kwietnia MKiŚ zaprezentowało założenia dla aktualizacji Polityki energetycznej Polski do 2040 r. Projekt oczekuje aktualnie na przyjęcie przez Radę Ministrów. Zgodnie z zapowiedziami Minister Anny Moskwy w 2040 r. generacja z atomu (wielkoskalowego i SMR) pokrywać ma 23% zapotrzebowania na energię elektryczną, przy mocy zainstalowanej 7,8 GW.

    Aby jednak realizacja tych założeń była możliwa potrzebna jest konsekwencja. Organizatorzy konferencji zdiagnozowali kilka obszarów odnośnie których zgłoszono rekomendacje: „Po wysłuchaniu uczestników dyskusji nasuwa się kilka rekomendacji, jak chociażby zaangażowanie polskich regulatorów w prace nad harmonizacją przepisów w obszarze atomu i standaryzowaniem certyfikacji SMR-ów w Europie, potrzeba rozważenia powołania w strukturach Narodowego Centrum Badań Jądrowych jednostki TSO (Technical Support Organization), czy wreszcie otwarcie na forum europejskim debaty na temat przyszłości atomu w unijnej taksonomii, która zakłada wsparcie inwestycji jądrowych jedynie do 2045 r.” – podsumował dyskusję Jakub Bińkowski, Członek Zarządu Związku Przedsiębiorców i Pracodawców.

    Koniecznym wydaje się też wzmocnienie kadrowe i systematyczna budowa kompetencji pracowników PAA i UDT w zakresie specyfiki inwestycji w SMR-y. Szalenie istotnym aspektem w tym kontekście jest dialog przedlicencyjny z inwestorami, ale też aktualizacja wybranych rozporządzeń do najnowszych standardów IAEA i wymiana doświadczeń z zagranicznymi dozorami jądrowymi.

    W obszarze prawa należy pamiętać, że uwzględniania wymagają nie tylko przepisy krajowe, ale też międzynarodowe, np. konwencje dotyczące odpowiedzialności za szkody jądrowe. Wyzwaniem jest tu brak strukturyzowania norm prawnych w czasie, przepisy dotyczące inwestycji jądrowych od lat są w zasadzie głównie „dokładane” do istniejących już regulacji.

    Potrzebna będzie również aktywność inwestorów w obszarze animowania procesu powstawania łańcucha wartości dla branży oraz budowania konstruktywnego i rzetelnego dialogu społecznego, aby poparcie dla inwestycji jądrowych miało charakter trwały.

    W wydarzeniu udział wzięło ponad 150 uczestników. Konferencja Forum Energii i Klimatu ZPP zgromadziła w jednym miejscu zarówno twórców prawa atomowego, regulatora, kilku amerykańskich i europejskich producentów SMR-ów, odbiorców deklarujących zainteresowanie małymi reaktorami różnej mocy, jak i specjalistów jądrowych, którzy starali się zinwentaryzować stan dotychczasowej wiedzy na temat modułowych jednostek atomowych oraz nakreślić perspektywę dla rozwoju tego rodzaju inwestycji w naszym kraju i regionie – którą przedstawiliśmy w niniejszym memorandum.

    Link do strony wydarzenia: https://zpp.net.pl/events/event/konferencja-pt-smr-modulowy-atom-dla-biznesu/

    Poniżej znajdują się linki do prezentacji, które zostały wyświetlone przez prelegentów podczas konferencji “SMR – MODUŁOWY ATOM DLA BIZNESU (Polska inkubatorem technologii SMR w Europie?)”:

    Kamil Adamczyk, Główny specjalista ds. legislacji, Departament Energii Jądrowej, Ministerstwo Klimatu i Środowiska: Nowelizacja tzw. specustawy jądrowej oraz ustawy – Prawo atomowe. Procedury administracyjne związane z budową elektrowni jądrowych 

    Dr inż. Ernest Staroń oraz Joanna Furtak, Państwowa Agencja Atomistyki (PAA), Departament Bezpieczeństwa Jądrowego: Ocena technologii SMR

    Patrycja Wysocka, Adwokat, Partner, Co-leader Praktyki Energy & Natural Resources oraz Partycja Nowakowska, Adwokat, Senior Associate, Ekspertka Praktyki  Energy & Natural Resources: Otoczenie regulacyjne dla SMR – Aktualne wyzwania i wizja przyszłości 

    Dawid Jackiewicz, Wiceprezes Zarządu OSGE: BWRX-300 – najlepszy SMR dla Polski Technologia | Zaawansowanie projektu 

    Scott Rasmussen, Director of Sales, NuScale Power: Small Reactors for Business Conference – Is Poland the SMR Technology Incubator in Europe? 

    Sandro Baldi, NUWARD Commercial Director: SMR – The Modular Atom For Business 

    Dr Józef Sobolewski, Pełnomocnik Dyrektora NCBJ ds. Rozwoju Reaktorów Wysokotemperaturowych: Research and development in SMR technologies – HTGR, a promising technology 

    Adam Juszczak, Doradca, Polski Instytut Ekonomiczny (PIE): Perspektywy wykorzystania reaktorów SMR w polskiej transformacji energetycznej 

    Michal Mareš, Energy Consulting: Czech national plan for the development of SMR technologies 

    Andrzej J. Piotrowski, Wiceprezes ds. Relacji Strategicznych CEE, Ultra Safe Nuclear Corporation: Znacznie więcej niż energia elektryczna. Modularny Mikro Reaktor – IV generacji przełom w koncepcji energetyki

    Mamy nadzieję, że prezentacje dostarczą Państwu cennych informacji uzupełniających dotyczących perspektyw wykorzystania technologii SMR w Polsce i regionie.

    Całość nagrania można odtworzyć na naszym kanale na YouTube:  
    https://www.youtube.com/playlist?list=PLcUoUDPR…

     

    Zobacz: 06.07.2023 Memorandum ZPP SMR – modułowy atom dla biznesu

    Dla członków ZPP

    Nasze strony

    Subskrybuj nasze newslettery