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”

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

Warszawa, 13 kwietnia 2023 r. 

 

Rola OZE w powojennej odbudowie Ukrainy

Memorandum podsumowujące dyskusję w ramach III 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.

Rozwój OZE na Ukrainie:

• w ciągu ostatnich pięciu lat (przed wojną) Ukrainie udało się przyciągnąć około 10 miliardów euro inwestycji w branżę OZE;
• Ukraina w ocenie Bloomberg w 2019 r. zajmowała 8 miejsce spośród 140 państw, ze względu na atrakcyjność inwestycyjną w OZE;
• pod względem tempa rozwoju zielonej energii Ukraina w 2019 roku znalazła się w gronie TOP10 gospodarek światowych, a w 2020 roku w pierwszej piątce krajów Europy pod względem tempa rozwoju energetyki słonecznej;
• w strukturze produkcji energii elektrycznej przed wojną OZE stanowiły 8% ogólnego bilansu energetycznego;
• na elektrownie słoneczne przypadało około 58%, elektrownie wiatrowe wytwarzały 32%, biomasa około 3%, elektrownie wodne 2%, biogaz około 5% OZE;
• obecnie infrastruktura energetyczna Ukrainy jest uszkodzona w ponad 50%;
• w wyniku działań wojennych energetyka wiatrowa poniosła 90% strat i uszkodzeń;
• zgodnie z projektem „Narodowego planu działań na rzecz rozwoju energetyki odnawialnej do 2030 r.” oraz „Narodowej strategii energetycznej Ukrainy” udział odnawialnej energii do tego czasu powinien wynieść 25%;
• Ukraina w chwili obecnej ma nadwyżki produkcji zielonej energii i jest w stanie ją eksportować;
• branża OZE na Ukrainie jest jednym z nielicznych sektorów, który już przed wojną działał rynkowo i transparentnie;
• PAiH zarządza programami odbudowy infrastruktury energetycznej Ukrainy do których mogą przystąpić polskie firmy; pula środków osiągnąć może 100-200 mln EURO.

W debacie udział wzięli:

Prof. Alicja Chybicka – Senator RP

Ivan Grygoruk – Wiceprezes, Energy Club

Janusz Gajowiecki – Prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej

Igor Krechkevych – Dyrektor Techniczny Funduszu Efektywności Energetycznej 

Karol Kubica – Kierownik w Zagranicznym Biurze Handlowym w Kijowie, Polska Agencja Inwestycji i Handlu S.A.

Konstantin Magaletskyi – Green Recovery Fund Ukraine 

Olexander Podprugin – Członek Zarządu, Ukrainian Wind Energy Association i Prezes Elementum Energy

Anastasiia Vereshchynska – International Development Manager at Energy Act For Ukraine Foundation

Serhij Zasowienko – Pierwszy sekretarz Ambasady Ukrainy w RP

Prowadzący:

Dominika Taranko – Dyrektorka Forum Energii i Klimatu ZPP      

Hennadii Radchenko – Doradca, Ukraine Business Center, ZPP

Obecna sytuacja generacji energii z OZE

Jako pierwszy poproszony o głos został Ivan Hryhoruk, który omówił bieżącą sytuację i wskazał, że obecnie infrastruktura energetyczna Ukrainy jest uszkodzona w ponad 50%. Niestety dotyczy to również źródeł energii odnawialnej (OZE), w tym głównie generacji energii słonecznej i wiatrowej, które znajdowały się w większości na obszarach, gdzie obecnie lub wcześniej toczyły się działania wojenne. Na terenach obwodów Zaporoskiego, Charkowskiego, Dniepropietrowskiego, Mikołajewskiego, Chersońskiego i Odeskiego instalowano najwięcej elektrowni słonecznych i wiatrowych. Część elektrowni słonecznych przetrwała i działa w niektórych miejscach, ale większość obiektów została zniszczona w działaniach wojennych lub zdewastowana, czy rozkradziona. Infrastruktura wytwórcza energii wiatrowej została uszkodzona w 90% w porównaniu z mocami, które działały przed wojną. W centralnej i zachodniej Ukrainie elektrownie działają w trybie normalnym, o ile pozwala na to system dystrybucyjny. Natomiast na południu i wschodzie Ukrainy źródła wytwórcze są bardzo ograniczone. Ogółem, z 13 GW zainstalowanej mocy obecnie działa około 40% i to z poważnymi ograniczeniami.

Plany odnośnie produkcji energii z OZE

W warunkach powojennych struktura produkcji energii będzie się zmieniać. Ukraina obrała kurs na integrację z UE, a krajowa sieć energetyczna jest synchronizowana z europejską siecią energetyczną. Procesy synchronizacji trwają, wypełniane są wszystkie zobowiązania, jakie podjęła Ukraina w zakresie rozwoju OZE w strukturze bilansu energetycznego. Ta tendencja będzie się rozwijać. Jednak będzie rozwijać się zgodnie z nieco inną koncepcją, ponieważ w związku z wojną trwa znacząca relokacja potencjału produkcyjnego z tzw. „strefy szarej” do zachodnich i centralnych regionów Ukrainy.

Struktura generacji przed wojną

W strukturze produkcji energii elektrycznej przed wojną OZE stanowiły 8% ogólnego bilansu energetycznego. Były to głównie duże elektrownie przemysłowe. Na elektrownie słoneczne przypadało około 58%, elektrownie wiatrowe wytwarzały 32%, biomasa około 3%, elektrownie wodne 2%, biogaz około 5% OZE. W elektrowniach słonecznych moc zainstalowana osiągnęła około 7 GW, a w elektrowniach wiatrowych 3,5 GW. Instalacje przemysłowe wymagały dużych powierzchni. Gdy w Ukrainie zaczęła się rozwijać energia słoneczna 2 hektary ziemi odpowiadały za jeden kilowat mocy. Z czasem technologie stały się bardziej zaawansowane, powierzchnie się zmniejszyły, w niektórych przypadkach stosowano mechanizmy obrotowe, a do wytwarzania 2 MW można było wykorzystać już jedynie 1,4 ha powierzchni. Z uwagi na powojenną relokację wielu typów działalności oraz mieszkalnictwa do zachodniej i centralnej części Ukrainy prawdopodobnie nie będzie już dostępnych  tak znacznych wolnych powierzchni ziemi, gdzie można będzie rozwijać potężne elektrownie przemysłowe. Mapa aktywności słonecznej zachodniej Ukrainy praktycznie odpowiada południowej części kraju, stąd mimo wszystko potencjał dla instalacji PV jest znaczący. Z wiatrem sytuacja jest nieco gorsza, wiatry o prędkości 6-8 m/s są charakterystyczne jedynie dla obszarów Zakarpacia i Podkarpacia. Tam dzięki krajobrazowi górskiemu powstają ciągi aerodynamiczne. W pozostałych rejonach – zdaniem ekspertów – duże elektrownie wiatrowe nie będą mogły być stawiane, ponieważ generatory o mocy 5 MW i wyższej wymagają większej prędkości wiatru. Dlatego duże elektrownie przemysłowe nie będą budowane na zachodzie kraju. Jeśli chodzi o generację rozproszoną, są to elektrownie do 20 MW i te powinny dynamicznie rozwijać się w powojennej strukturze produkcji energii elektrycznej. Ponieważ generacja rozproszona będzie niezbędna dla przyszłej stabilności systemu energetycznego i może zapewnić energię elektryczną dla przemysłu i infrastruktury.

Transformacja ukraińskiej energetyki

Obecnie ukraiński sektor energetyczny przechodzi przez trudny okres transformacji. Po zakończeniu wojny, sytuacja powinna się poprawić, ale w obecnej sytuacji Ukraina jest uzależniona od importu paliw kopalnych, a wiele elektrowni cieplnych jest uszkodzonych i niezdolnych do pracy. W tej sytuacji konieczne jest pilniejsze rozwijanie źródeł energii odnawialnej, takich jak energia słoneczna i wiatrowa, aby zastąpić zużywane paliwa kopalne i zredukować uzależnienie od importu.

Jednym z problemów jednak, które wynikają z produkcji energii ze źródeł odnawialnych, jest ich niestabilność. Dlatego konwencjonalne systemy generacji energii i ciepła były używane do obsługi szczytowych obciążeń. Obecnie większość z nich jest uszkodzona w stopniu przekraczającym 50% i nie mogą one pełnić tej samej roli w okresie powojennym. Wydaje się, że mimo wszystko, zostaną one odbudowane, jednocześnie zakładając, że struktura zużycia energii ulegnie zmianie, a przemysł zacznie się ponownie rozwijać. Elektrownie będą miały nowe znaczenie i będą odgrywać ważną rolę w zapewnieniu niezawodności lokalnej infrastruktury i przemysłu. Ponadto, zostaną podjęte działania na rzecz powstawania energetycznych wspólnot i lokalnych centrów dystrybucyjnych, które będą zapewniać stabilność systemu energetycznego na poziomie lokalnym. Chodzi o to, że z 1 do 3 obwodów zostanie utworzone jedno centrum dystrybucyjne, które mogłoby łączyć źródła odnawialne, a także generację ciepła i elektrownie wodne. W ten sposób takie spółdzielnie będą pełnić funkcję równoważenia mocy w lokalnym systemie energetycznym, a także działać na wszystkich segmentach rynku: dobowym, dnia następnego, bilansującym i rynku usług pomocniczych.

Rozliczenia między uczestnikami rynku odbywałyby się w ciągu doby, dzięki czemu nie byłoby deficytów rozliczeń za źródła odnawialne, jakie pojawiały się w okresie przedwojennym. Dla skutecznego wykorzystania niewielkich elektrowni rozdzielczych będą powoływani operatorzy sieci dystrybucyjnych. Już teraz przechodzą oni na wyższy poziom napięcia (20 kV), aby zmniejszyć straty energii elektrycznej w przesyle. W konsekwencji poprawi się jakość usług dostarczania energii elektrycznej do odbiorców.

Zmiany prawne w kierunku przyciągnięcia inwestycji

Serhij Zasowienko – Pierwszy sekretarz Ambasady Ukrainy w RP wskazał, że w ostatnich latach dzięki wprowadzeniu na Ukrainę zielonego modelu taryfowego nastąpił wzrost mocy zainstalowanej w obiektach OZE. Tym samym moc zainstalowana w OZE na początku 2022 r. wynosiła 9,5 GW. Inwestycje w branży to ponad 12 mld $. Dziś na terenach okupowanych znajduje się około ¼ mocy zainstalowanej w OZE. Szczególnie trudna sytuacja jest w stosunku do elektrowni wiatrowych, których około 80% mocy zainstalowanych znajduje się na okupowanych terytoriach obwodów Chersońskiego i Zaporowskiego. Około 20% elektrowni jest całkowicie uszkodzonych, wiele zniszczonych lub okradzionych przez okupantów. Mimo tej sytuacji nawet w okresie wojennym Ukraina zapewnia wypełnienie zobowiązań wobec inwestorów w zakresie energii odnawialnej. Jest to jeden z priorytetów Ministerstwa Energii Ukrainy. Jeżeli chodzi o przyszłość Ukrainy to podobnie jak reszty Europy, tworzenie przyszłych bilansów energetycznych będzie opierało się na OZE. Zgodnie z projektem „Narodowego planu działań na rzecz rozwoju energetyki odnawialnej do 2030 r.” oraz „Narodowej strategii energetycznej Ukrainy” udział odnawialnej energii powinien wynieść 25%. Obecnie parlament przekazał rządowi pod rozpatrzenie pakiet ustaw takich jak: „W sprawie stymulowania lokalnej produkcji energii elektrycznej z alternatywnych źródeł energii”, „W sprawie poprawy warunków wspierania produkcji energii elektrycznej z alternatywnych źródeł”, jak również innych dotyczących projektów energetycznych. Ministerstwo Energii Ukrainy pracuje nad rynkowymi rozwiązaniami i ułatwieniami dla inwestorów dotyczących rozwoju energetyki. Rząd zaprasza już teraz inwestorów do aktywizacji na rynku ukraińskim, ponieważ z dniem zakończenia wojny należy fizycznie rozpocząć proces odbudowy, a nie dopiero rozpoczynać proces administracyjny.

Sytuacja w energetyce wiatrowej

Olexander Podprugin wskazał, ze na chwilę obecną do sieci przesyłowych w Ukrainie podłączonych jest około 35 farm wiatrowych z ogólną mocą 1,7 GW. Energetyka jest jednym z najostrzejszych frontów wojny. Prowadzona jest wojna energetyczna, szantaż atomowy, ostrzały elektrowni jądrowych. Trudno w wiarygodny sposób oszacować straty w infrastrukturze, gdyż wiele instalacji, w tym elektrownie wiatrowe znajdują się na terytorium wrogim i nie ma do nich dostępu. Jedynie 20% turbin zostało na nieokupowanych terytoriach Ukrainy. Ukraińska energetyka wiatrowa, która pracowała ubiegłej zimy wniosła niemały wkład w przetrwanie Ukraińców, zapewniając im nieraz podstawowe minimum energii i będąc często jedynym dostępnym źródłem.

Mimo wojny w obrębie kilku elektrowni wiatrowych trwa proces budowy i instalacji urządzeń. Jest to jeden projekt w obwodzie Mikołajewskim i jeden projekt w obwodzie Odeskim. To stosunkowo niewielkie moce, około 150 MW, które mają zostać uruchomione wiosną. Niestety, w przypadku większości projektów prace nie są prowadzone z powodu okupowanych portów i zablokowanej logistyki.

Odbudowa ukraińskiego systemu energetycznego powinna opierać się na czystych źródłach energii, przede wszystkim na generacji wiatrowej. Ukraiński plan odbudowy i rozwoju, który został przedstawiony przez rząd, przewiduje znaczny wzrost parków wiatrowych i słonecznych na co najmniej 10 GW. Jeśli chodzi o generację zielonej energii, to docelowo planowanych jest ponad 30 GW odnawialnych źródeł energii do produkcji wodoru. Badania przeprowadzone w Ukrainie w poszczególnych regionach pokazują, że w Ukrainie można zbudować wiele dużych elektrowni, a także dość duże elektrownie wiatrowe z wykorzystaniem najlepszych i najpotężniejszych turbin, które obecnie są używane na świecie. Mówimy tutaj zarówno o elektrowniach wiatrowych na lądzie, jak i na morzu. Potencjał ukraińskiej energetyki wiatrowej na morzu jest bardzo silny, teoretycznie może to być nawet 250 GW w instalacjach zlokalizowanych na Morzu Czarnym i Azowskim, oczywiście po deokupacji i otwarciu możliwości inwestycyjnych. Jednakże, aby nadać ten impuls, trzeba jeszcze wiele zrobić. Dotyczy to również pola regulacyjnego. Należy zmniejszać bariery dla podłączania nowych elektrowni, upraszczać system zezwoleń, upraszczać procedury uzyskiwania zarówno decyzji środowiskowych, jak i budowlanych. Osobno trzeba opracować wiele zmian w ustawodawstwie dotyczącym wykorzystania ziemi i obszarów morskich, w tym w zakresie podłączania nowych elektrowni wiatrowych do sieci. Od strony technicznej trzeba pracować nad zwiększeniem elastyczności systemu energetycznego Ukrainy, aby mógł przyjąć więcej mocy OZE.

Istniejące bariery, które można zlikwidować

W opinii naszych rozmówców barierami dla rozwoju OZE są też terminy administracyjne gdyż elektrowniom, których budowa została wstrzymana przez działania wojenne, pokończyły się terminy oddania do eksploatacji. Nie będą one wybudowane na czas, a mogłyby zostać w najbliższym czasie przyłączone do sieci. Inwestorzy w Ukrainie powinni móc liczyć, że obietnice zostaną spełnione, a kapitał oraz aktywa będą pod ochroną. Należy więc przyjąć ustawę i przedłużyć termin oddania planowanych elektrowni do eksploatacji (na tych samych warunkach, jakie obowiązywały w 2022 roku). Planowane projekty dzięki temu być może zostaną zrealizowane. Ambitne cele, strategia, na której opierać się będzie rozwój odnawialnych źródeł energii, powinny zostać zapisane. Ważność decyzji administracyjnych powinna obejmować okres 5-10 lat i przewidywać warunkowe przedłużenie terminu realizacji inwestycji. Należy jednocześnie przyspieszyć wydawanie dokumentacji ekologicznej i zezwoleń budowlanych. Należałoby również wdrażać przepisy pozwalające uzyskiwać inwestorom dodatkowe benefity za zieloną energię.

Energooszczędność w odbudowie Ukrainy

Igor Krechkevich, dyrektor techniczny Ukraińskiego Funduszu Efektywności Energetycznej opowiedział o swojej organizacji, która jest jedyną państwową organizacją powołaną przez rząd Ukrainy do stymulowania działań na rzecz efektywności energetycznej i oszczędzania energii, głównie w sektorze wielorodzinnym. Przed wojną fundusz z powodzeniem realizował program „Energodom”, który dotyczył wprowadzenia działań na rzecz oszczędności energetycznych w prywatnym i komunalnym sektorze mieszkaniowym. Organizacja pracowała i nadal pracuje z organizacjami samorządu mieszkańców, nawet w czasie wojny. Innowacyjne programy były realizowane zarówno z budżetu państwa, jak i ze wsparcia UE i w szczególności Niemiec. Po 24 lutego wojna wymusiła zmiany w działalność funduszu, a tym samym rozpoczęto poszukiwanie możliwych sposobów dodatkowego wsparcia dla mieszkańców Ukrainy. Został opracowany program o nazwie „Odbuduj swój dom”. Do pewnego stopnia można go również nazwać działaniami na rzecz efektywności energetycznej, ponieważ wiele mieszkań, wielorodzinnych budynków mieszkalnych ucierpiało i nadal cierpi od ataków lotniczych, ostrzału rakietowego, wybuchów, co prowadzi do wybijania okien, uszkodzeń dachów, fasad itp. Program „Odbuduj swój dom” jest finansowany również przez Unię Europejską. Program pomaga organizacjom samorządu mieszkańców odbudowywać uszkodzone mieszkania, naprawiać okna, fasady i dachy. Na szczęście mamy już wiosnę i plany wroga, aby Ukraina nie była w stanie przetrwać zimy, się nie powiodły. System energetyczny przetrwał i kontynuowany jest proces jego stabilizacji. Istnieje więc opracowany program, który pozwoli wrócić do mieszkań rodzinom pozbawionym dachu nad głową. Program energomodernizacji, który funkcjonował również podczas ostatniego roku wojny nie zatrzymał się i wypłacił na modernizację ponad 1 mld hrywien. Przykładem jest Mikołajów, który kontynuował modernizację nawet podczas ostrzału.

Potencjał rozwojowy Ukrainy

Ukraina w ocenie Bloomberg w 2019 r. zajmowała 8 miejsce spośród 140 państw, ze względu na atrakcyjność inwestowania w OZE. Inwestycje to rozwój biznesu, napływ pieniędzy i zyski. W tym modelu bardzo ważne są możliwości inwestycyjne i atrakcyjna stopa zwrotu. Rząd Ukrainy opracował już pewne mechanizmy i kroki, powstają projekty ustaw i zrozumienie tego, że OZE to duża przestrzeń do rozwoju i wielkie pole możliwości, w tym inwestycyjnych. Wspomniano wcześniej w tekście o perspektywach dla offshore, morskiej energetyki wiatrowej, której rozwój będzie możliwy tylko przy dostępie do Morza Czarnego. Aczkolwiek jej potencjał faktycznie jest ogromny i ma duże znaczenie w europejskiej strategii energetycznej, gdzie Ukraina jest możliwym dostawcą energii elektrycznej (w szczególności do Niemiec, z których pochodzi import 75% sprzętu).

W obrębie energetyki rozproszonej aktywny jest też prywatny sektor mieszkaniowy, w którym instalowane są małe elektrownie słoneczne nie tyle dla biznesu, co dla zasilania domów. Wojna pokazała, że konieczna jest rozproszona generacja i rozwój spółdzielni energetycznych. Mogą one rozwijać się zarówno na bazie wielorodzinnych budynków mieszkalnych, jak i prywatnych osiedli. Już dziś na Ukrainie istnieją możliwości pracy z sektorem prywatnym, a po zwycięstwie Ukrainy pojawi się możliwość wejścia na zupełnie nowy rynek z nowymi, dogodnymi dla inwestorów zasadami. Wydaje się, że skala zapowiadanych inwestycji będzie wystarczająca, aby wesprzeć gospodarkę Ukrainy i pomóc jej w przejściu na zieloną energię.. Na zachodzie Ukrainy, gdzie jest mniejszy ostrzał wroga już teraz prowadzone są przygotowania do realizacji odnawialnej energetyki mieszkaniowej. Ukraina jest już zintegrowana systemowo z rynkiem europejskim i dostarczała przed wojną energię na rynek unijny.

OZE jako źródło energii pierwszej potrzeby

Anastasia Vereshchynska, menedżer ds. rozwoju Energy Act For Ukraine Foundation podkreśłiła, że projekty fundacji Energy Act For Ukraine zyskują uwagę nie tylko na Ukrainie, ale także za granicą. Fundacja powstała w odpowiedzi na pełnowymiarową wojnę na Ukrainie i zajmuje się zapewnieniem pomocy energetycznej głównie obiektom cywilnym, szkołom i szpitalom na Ukrainie. Act for Ukraine Foundation koncentruje się z jednej strony na długoterminowym, dużym i bardzo ambitnym projekcie polegającym na wyposażeniu 100 szkół i 50 szpitali na Ukrainie w hybrydowe elektrownie słonecznych. Fundacja stale poszukuje sponsorów. Ostatnią zrealizowaną inwestycją był projekt w szkole w Irpieniu. Moc instalacji to 25KW co zaspokaja 1/3 zapotrzebowania placówki. Energia z zamontowanej instalacji wytwórczej dostarcza też prąd do ulicznego oświetlenia, żeby dzieci mogły wracać bezpiecznie ze szkoły. Co jest bardzo ważne zwłaszcza zimą.

Z kolei w szpitalach fundacja instaluje hybrydowe elektrownie, żeby zapewnić pracę na oddziałach chirurgicznych, położniczych oraz intensywnej terapii. Szkoły i szpitale biorące udział w programie są wybierane we współpracy z Ministerstwem Edukacji i Ministerstwem Zdrowia, które rekomendują placówki. Dobierane są obiekty w bezpiecznej odległości od linii frontu i granicy białoruskiej. Inwestorzy nie chcą, żeby świeżo zamontowane panele słoneczne przyciągały uwagę wroga, co by mogło te placówki dodatkowo narażać. Jednym z kryteriów przydzielenia inwestycji jest też posiadanie przez szkołę schronu bombowego. Dzieci i pacjenci muszą mieć zapewnione bezpieczeństwo.

Program działania Energy Act For Ukraine Foundation obejmuje także lekcje dotyczące energii odnawialnej i rozwiązań, które montowane są w szkołach. Organizacja informuje też dlaczego rozwój energetyki odnawialnej i świadome zużycie energii jest ważne.

Trzecim kierunkiem działania Fundacji są dostawy sprzętu energetycznego do ludności cywilnej. Jest to mobilny sprzęt, głównie systemy magazynowania energii z panelami fotowoltaicznymi, które można łatwo przemieścić. To ważne dla szpitali, które są w newralgicznych punktach. Niektóre z nich zostały dostarczone polowym szpitalom w obwodach donieckim i zaporoskim. W projekt zaangażowani byli polscy i niemieccy darczyńcy. Fundacja stara się też zwracać uwagę na fakt,  że źródła odnawialne mogą być nie tylko elementem odbudowy powojennej, ale także bardzo dobrym sposobem na natychmiastową pomoc. Pomoc, która jest aktualna, szalenie potrzebna i nie jest tak szkodliwa dla środowiska jak generatory diesla. Organizacja nie jest przeciwna generatorom diesla, które również kupuje, gdy nie ma alternatywy, ale zwraca uwagę na istniejące propozycje systemów magazynowania energii, które są bardziej dalekowzrocznym rozwiązaniem. Celem jest uniezależnienie odbiorców na Ukrainie energii od paliw, aby z powodu braku dostępu do energii elektrycznej ludzie nie musieli umierać.

Polskie spojrzenie na OZE w Ukrainie w kontekście zdrowia i bezpieczeństwa

Senator Alicja Chybicka, wiceprzewodnicząca Komisji Zdrowia, członek Senackiej Komisji ds. Klimatu i wiceprzewodnicząca Komisji ds. Środowiska zaznaczyła, że obecnie procedowanych jest w Polsce kilka ustaw dotyczących OZE, gdyż dla naszego kraju jest to swoisty kamień milowy. Cały świat dąży do tego by korzystać z energii odnawialnej, która jest dziś bezwzględnie energią najtańszą. Potrafimy korzystać z wiatru, wody i słońca. Potrzebujemy dziś szerszego dostępu do sieci przesyłowej. Musimy nauczyć się też lepiej magazynować energię. W opinii Pani Senator to ważne, że na Ukrainie uczy się dziś dzieci czym jest czyste środowisko. Większość chorób nie tylko nowotworowych ma swój początek w zaburzeniach klimatu, zaburzeniach środowiskowych, nie tylko szeroko pojętych, ale tym co jemy, czym oddychamy. Choroby nowotworowe, co do których mamy teraz kumulację genetyczną, potrzebują inicjatora do uaktywnienia genu. Są to czynniki, które mamy w powietrzu, wodzie i jedzeniu.

Wojna w Ukrainie spowodowała, że wiele krajów obecnie skupiło się na rozwoju OZE. Dostarczamy dziś Ukrainie wiele generatorów, gdyż trzeba zapewnić prąd mieszkańcom już teraz, ale należy w taki sposób planować pomoc aby to zielone rozwiązania zostały w Ukrainie po wojnie.

Jak polski biznes obecnie odnajduje się na Ukrainie

Karol Kubica Kierownik w Zagranicznym Biurze Handlowym w Kijowie w Polskiej Agencji Inwestycji i Handlu S.A zapewniał, że współpraca gospodarcza Polski z Ukrainą cały czas się rozwija. Polska jest jednym z najważniejszych partnerów handlowych Ukrainy i jednocześnie Ukraina w krajowym bilansie handlowym zajmuje coraz wyższe pozycje. Od 2018 r. biuro PAIH funkcjonuje w Kijowie. Od tamtej pory systematycznie rośnie zainteresowanie polskimi produktami, polskimi usługami, ale też i polski biznes coraz częściej chce inwestować w Ukrainie. Stara się wchodzić w kooperację z Ukraińskimi podmiotami. Przez ostatnich 20-30 lat to Polska przechodziła transformację i była jednym wielkim placem budowy. A teraz nasze doświadczenia mogą i służą ukraińskim firmom.

Zagadnienie alternatywnych źródeł energii to temat z którym mierzy się nie tylko Ukraina, teraz mierzy się z nim cały świat. Musimy zauważyć, ze w Polsce jest całkiem długi proces inwestycyjny w OZE, zarówno z uwagi na prawodawstwo, jak i harmonogramy inwestycyjne. Aby polski biznes wszedł w te inwestycje na Ukrainie, musi mieć od rządu zapewnione gwarancje, bezpieczeństwo i perspektywy przystosowania ustawodawstwa dla inwestorów zagranicznych. Wpływające do PAIH zapytania od firm z branży OZE stanowiły do tej pory kilka procent w skali roku, gdzie zazwyczaj było to w sumie około 700 zapytań. Tendencje te mimo wojny są podobne. PAIH edukuje i przedstawia perspektywy inwestycyjne, jednak sama edukacja zdaniem przedstawicieli agencji nie wystarczy. Dotychczas zarejestrowało się około 1800 podmiotów zainteresowanych odbudową Ukrainy. Z tej bazy 33% reprezentuje sektor budowlany i energetyczny. W tym sektor OZE, na który składają się nie tylko firmy energetyczne, ale też m.in. energooszczędność budynków.

Rozwijanie działalności w Ukrainie

Polskich firm może nie widać w na co dzień w branży OZE na Ukrainie, ale w szeroko pojętym łańcuchu usług OZE uczestniczą. Są to dostawcy urządzeń, technologii, którzy oferują swoje rozwiązania. Na Ukrainie działają też spółki skarbu państwa: Orlen, PGNiG, Unimot Energy oraz inne polskie firmy z sektora prywatnego. Ale też biznes lubi ciszę i nie zawsze firmy zgłaszają się do agencji rządowych, realizując samodzielnie założenia inwestycyjne. PAiH natomiast często interweniuje, gdy pojawia się problem na linii z administracją. Np. gdy polskie fabryki funkcjonujące na Ukrainie mają problem z przyłączeniem kolejnych poborów mocy. Przykładem wsparcia ze strony PAIH może być więc zapewnienie zwiększenia przepustowości linii energetycznych, gdy po dokonaniu inwestycji uruchamiane są kolejne linie produkcyjne. Wejście Ukrainy do struktur unijnych jest jeszcze dość odległe i będzie między innymi wymagało dostosowania ustawodawstwa, co powinno poprawić warunki inwestycyjne. Jednak polskie sektory: budowlany, spożywczy i energetyczny są już widoczne w Ukrainie.

Pieniądze na inwestycje w Ukrianie dla polskich firm

Przetargi dotyczące odbudowy infrastruktury krytycznej w których polskie firmy mogą wziąć udział są ogłaszane na stronie https://odbudowaukrainy.paih.gov.pl/ oraz na stronie Ministerstwa Rozwoju i Technologii. Są to pieniądze przekazywane przez różne cele. Pula środków wynosić może 100-200 mln EUR na pojedynczy grant.

Ukraina obecnie deklaruje, czego potrzebuje, co w pierwszej kolejności należy odbudować, aby mogła funkcjonować. Bez energii nie funkcjonuje biznes, bez biznesu nie ma podatków, miejsc pracy i narasta emigracja zarobkowa. 1 grudnia PAiH przeprowadził konsultacje branżowe dla przedsiębiorców. Brały w nich udział firmy reprezentujące branżę energetyczną. Podczas tego rodzaju spotkań PAiH przedstawia skalę zniszczeń i możliwości wejścia na rynek, ale głównie podkreśla, że polski biznes powinien wejść z kooperację z ukraińskimi przedsiębiorcami, dzielić się swoją technologią, korzystać z preferencyjnych kredytów oferowanych m.in. przez Bank Gospodarstwa Krajowego. Ubezpieczać transakcje w KUKE. Nie powinniśmy być jedynie konkurencją na rynku Ukraińskim, ale najlepszym rozwiązaniem jest znalezienie długoterminowego partnerstwa po stronie Ukraińskiej. Polska wraz z Ukrainą  w Europie byłaby bezkonkurencyjna. PAiH już dziś przygotowuje do tego rodzimy biznes.

Kooperacja z firmami prywatnymi i państwowymi na Ukrainie

Konstantin Magaletskyi – Green Recovery Fund Ukraine przedstawił fundusz skoncentrowany na inwestycjach w zieloną energetykę na Ukrainie. Jego zadaniem jest odbudowa zniszczonych instalacji OZE i budowa nowych. Z perspektywy przyszłości Ukrainy nie tylko jest to korzystne ze względu na stosowanie zielonej energii, ale także z uwagi na możliwości decentralizacji produkcji energii. Ukraina ma doświadczenia w tym zakresie z lat poprzednich, kiedy eksportowała swoją zieloną energię do krajów europejskich. Według Konstatnina najlepiej inwestować w sektor prywatny ponieważ obecnie większość finansowania idzie poprzez sektor państwowy, który jest bardziej sformalizowany. Dobrym przykładem może tu być prowadzenie np. prywatnego portu, gdzie pomimo tego że ilość inwestycji w porcie państwowym jest większa to i tak zwrot z inwestycji jest większy w porcie prywatnym. Odbudowa Ukrainy będzie postępować dużo szybciej przy zaangażowaniu sektora prywatnego, niż gdyby zaangażowana była wyłącznie administracja państwowa. 

Ukraina już w chwili obecnej ma nadwyżki produkcji zielonej energii i jest w stanie ją eksportować. Perspektywa uszkodzenia farmy OZE jest już obecnie znikoma. Co więcej, na dzień dzisiejszy produkcja energii na Ukrainie jest stabilna i nie potrzebuje ona sprowadzać jej z zagranicy. Rynek zielonej energii rozwija się stabilnie. Z racji, że Ukraina jest dużym państwem potrzeba aktualnie zabezpieczeń ze strony dużych instytucji finansowych dla planowanych w tym kraju inwestycji.

Polskie doświadczenie z branży OZE w porównaniu z wiedzą na temat rynku ukraińskiego

Janusz Gajowiecki Prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej podkreślił, że branża liczy przede wszystkim na rozwój polskich OZE, m.in. poprzez właściwe regulacje prawne. Energetyka wiatrowa na lądzie będzie się rozwijać w całej Europie i Polska powinna być w nich przodująca. Jednocześnie firmy z branży OZE obecne w Polsce mają dobry kontakt z inwestorami z Ukrainy. Sektor ten jest dobrze rozwinięty jeżeli chodzi o kwestie merytoryczne i projektowe. Wiedza branżowa już na Ukrainie jest, dlatego dwustronne rozmowy są bardzo szczegółowe i na wysokim poziomie.

Kwestia energetyki wiatrowej w kontekście OZE jest najważniejsza. Jej wpływ na krajowy system energetyczny jest ogromny. Moc 10 GW, która jest zainstalowana daje często 30% i więcej energii dla systemu. Polska stała się pewnego rodzaju hubem firm zagranicznych zatrudniających ekspertów z polski i innych krajów. Potencjał instalacji mocy w energetyce wiatrowej jest w Polsce w regionie największy. Ukraina, Rumunia, czy Chorwacja nie mają takiego potencjału rozwoju jak Polska. Choć naturalnie Ukraina ten potencjał również w pewnym zakresie posiada. Wszystkie firmy, zarówno te prywatne jak i spółki skarbu państwa przyglądają się pakietowi ustaw które mają zmienić przepisy i uprosić inwestycje na rynku ukraińskim.   już gotowe projekty do realizacji, cały permitting jest gotowy, łącznie z przyłączeniem do sieci. Wraz z analizami dla najnowszych dostępnych technologii, które są przełomowe i dochodzącą do 50% mocy osiągalnej. Czyli z turbiny 6MW możemy wykorzystywać 3 MW w ciągu roku.

ONZ również będzie wspierał rozwój energetyki wiatrowej. Obecnie wypracowywany jest model współpracy – m.in. kto będzie właścicielem takich farm, które będą budowane z funduszy europejskich. Branża OZE ma dziś świadomość misji tworzenia czegoś niezwykłego, zrewolucjonizowania ukraińskiej energetyki.  PSEW wraz ze stowarzyszeniem ukraińskim realizujemy projekt „Work service dla Ukrainy” – poprzez który szukać można pracy w branży.

Jeżeli nie zostanie zliberalizowana zasada 700 m dla energetyki wiatrowej to przez następnych 8 lat nie będzie pełnej dynamiki rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce. Wtedy wyjściem dla inwestorów będzie zaangażowanie pozostałych swoich możliwości w Ukrainie. Już analizowane są możliwości przesyłu zielonej energii z Ukrainy do polskich firm. Niebawem już żadna inwestycja zagraniczna bez zielonej energii nie będzie miała szans w Europie. Bez 100% zielonej energii żadna zachodnia firma nie będzie myślała o otwarciu nowej fabryki w Polsce czy Ukrainie.

Procedury uzyskania pozwoleń na budowę OZE w Ukrainie

Kwestia permittingu na Ukrainie jest dziś podobna do tego, jak to funkcjonuje w Europie. Są pewnego rodzaju dobre praktyki, które zostały już zaimplementowane. W Europie obserwowane są aktualnie dążenia do tego, aby cały proces uprościć i skrócić – mówi o tym przyjęty pakiet Re-Power EU opublikowany w zeszłym roku. Przepisy wskazują że należy skrócić procesy dotyczące m.in. planowania przestrzennego, kwestii związanych z czasem i ilością dokumentacji potrzebnych do wydania decyzji środowiskowych. Czas jest tu najważniejszy gdyż zielonej energii będziemy potrzebowali w krótkim terminie. Ta technologia jest już na tyle sprawdzona i bezpieczna dla środowiska, ze z pewnych procedur można zrezygnować, bądź postępować szablonowo.

Ukraina jest przygotowana jeżeli chodzi o specjalistów od uwarunkowań środowiskowych i innych wymogów. Branża OZE jest tam jedną z nielicznych sektorów, który jest czysty od korupcji i transparentny. Ilość firm działających na rynku jest na tyle duża, że nie ma zjawiska centralizacji, koncentracji aktywności w rękach państwa lub oligarchów. Jest to więc bezpieczna cześć rynku i gospodarki.

Polska ma dużo firm, o których nie jest głośno, a produkują sprzęt do budowy farm wiatrowych. Praktycznie nie ma w Polsce elementu wiatraków, w który jakaś polska firma nie byłaby zaangażowana. Kwestie związanie z logistyką, materiałami, czy budową w pełni obsługują polskie firmy. Mimo wojny podmioty zrzeszone w PSEW otrzymują wiele zapytań z Ukrainy dotyczących realizacji projektów wiatrowych. Te inwestycje się cały czas prowadzi, też przy pomocy polskich firm.

Struktura energetyczna na Ukrainie jest bardzo przestarzała i wygląda podobnie do polskiej w latach 90-tych. Ukraina może poprzez odbudowę infrastruktury, zniszczonej w 40%-50%, stworzyć najnowocześniejszy system energetyczny w Europie i dostosowany do systemu UE. Na chwile obecną jednak nie ma na to pieniędzy i o ile świat i instytucje zagraniczne nie pomogą to Ukraina się nie odbuduje.

 

Zobacz: 13.04.2023 Rola OZE w powojennej odbudowie Ukrainy

Warszawa, 4 kwietnia 2023 r. 

 

Memorandum ZPP w sprawie limitów transakcji gotówkowych w transakcjach B2C – trzeba bronić obecności gotówki w obrocie i zrezygnować ze szkodliwej zmiany przepisów

 

SYNTEZA

• Od 1 stycznia 2024 r. do ustawy o prawach konsumenta dodany zostanie art. 7bustanawiający obowiązek dokonywania płatności bezgotówkowych w relacjach międzykonsumentem a przedsiębiorcą jeśli wartość transakcji przekroczy 20.000 zł. Pierwotnie obowiązek ten miał wejść w życie z dniem 1 stycznia 2023 r.
• ZwiązekPrzedsiębiorców i Pracodawców nieustannie uważa to rozwiązanie za zbyt daleko idącąingerencję w preferencje obywateli dotyczące metod płatności i apeluje o wycofaniesię z tego rozwiązania.
• Co istotne, nowe przepisy nie przewidują konsekwencji prawnych dla konsumentów w przypadku opłacenia gotówką transakcji o wartości powyżej 20 tys. zł. Skutki takiego działania dotkną natomiast przedsiębiorcę (odbiorcę takiej płatności).
• Również w relacjach B2B przedsiębiorcy od 1 stycznia 2023 r. będą objęci obowiązkiemdokonywania płatności bezgotówkowych już od 8.000 zł, zamiast jak dotychczas000 zł. Ustanowienie tak niskiego limitu również należy ocenić negatywnie.
• Przyjęcie bezgotówkowych form płatności powinno następować drogą ewolucji,nie zaś być wynikiem odgórnego nakazu państwa.

UWAGI OGÓLNE

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców od samego początku sprzeciwiał się regulacjom i ograniczeniom w zakresie limitów kwot dla transakcji gotówkowych w relacjach B2B oraz B2C. Od samego początku ZPP wychodzi z założenia, że to sami właściciele i pracownicy firm powinni decydować o tym, jakie formy zapłaty będą przyjmowane w danym podmiocie.

Oczywistym jest również fakt, że rola gotówki w gospodarce systematycznie i z czasem spada, jednak dzieje się to w drodze ewolucji i indywidualnych decyzji podmiotów na rynku, a nie nakazów ustawodawcy. Co również ważne, w obecnej sytuacji geopolitycznej, nie da się odmówić należnego miejsca gotówce – szczególnie dzisiaj, gdy jest to kwestia bezpośrednio powiązana ze ścisłym bezpieczeństwem państwa.

Mając powyższe na uwadze, po raz kolejny apelujemy o odejście od propozycji wprowadzenia limitu transakcji gotówkowych w transakcjach B2C. Zamiast nieustannie przesuwać datę wejścia w życie przepisu, po prostu go derogujmy.

Obowiązkowe płatności bezgotówkowe

Obecnie przepisy prawa wymagają korzystania z rachunku płatniczego przy dokonywaniu transakcji, których stroną są przedsiębiorcy. W ustawie Prawo przedsiębiorców w art. 19 ustanowiono limit wynoszący 15 tysięcy złotych, od którego dokonywanie i przyjmowanie płatności związanych z wykonywaną działalnością gospodarczą następuje za pośrednictwem rachunku płatniczego przedsiębiorcy. Co istotne od 1 stycznia 2024 r. limit ten ma zostać obniżony do kwoty 8 tysięcy złotych.

Rozwiązanie takie pozwala państwu na większą kontrolę nad obrotem pieniądza między przedsiębiorcami. Ma to istotne znaczenie np. z uwagi na wprowadzenie mechanizmu split payment, czyli fizycznego oddzielenia rachunku, na który wpływa kwota netto z faktury od rachunku dedykowanego rozliczeniom z tytułu podatku VAT, który pomaga ograniczyć ryzyko nadużyć podatkowych. Z drugiej strony powyższe regulacje mogą być istotnym utrudnieniem w działalności mikro i małych przedsiębiorców z powodu ograniczenia ich płynności finansowej i nałożenia dodatkowych obowiązków formalnoprawnych.

Ustawodawca nie ograniczył się jednak do ograniczeń w transakcjach gotówkowych między przedsiębiorcami, ale zdecydował się na wprowadzenie restrykcji również w przypadku relacji konsument-przedsiębiorca.

Od przyszłego roku do ustawy o prawach konsumenta[1] dodany zostanie art. 7b stanowiący jednoznacznie, że:

„Konsument jest obowiązany do dokonywania płatności za pośrednictwem rachunku płatniczego, jeżeli jednorazowa wartość transakcji z przedsiębiorcą, bez względu na liczbę wynikających z niej płatności, przekracza 20 000 zł lub równowartość tej kwoty, przy czym transakcje w walutach obcych przelicza się na złote według średniego kursu walut obcych ogłaszanego przez Narodowy Bank Polski z ostatniego dnia roboczego poprzedzającego dzień dokonania transakcji.”

Powyższy przepis stanowi zbyt daleko idące ingerencję w obrót gospodarczy, ale również powoduje pewną rewolucję w nawykach płacowych u dużej liczby Polaków. Otóż tak jak zauważyliśmy w memorandum z dnia 11.08.2022 r.[2], 32,6% Polaków wciąż woli płacić gotówką.

Wskazać należy też, że w grupie wiekowej 55-64 lata aż 48,1% osób wybiera gotówkę (wobec 26,7% wybierających płatności bezgotówkowe), a w grupie osób powyżej 65 roku życia gotówkę wybiera aż 71,8% ankietowanych (wobec 14,2% wybierających płatności bezgotówkowe).

Konsumenci używający gotówki wskazują, że ta forma płatności pozwala na lepszą kontrolę wydatków (30%), poczucie niezależności (21%), czy większą prywatność i ochronę danych osobowych (17%).

Nie bez znaczenia pozostaje również fakt, że koszty płatności gotówkowych przekładają się na przychód w Polsce (centra gotówki, druk, przeliczenia, pensje kasjerów). Wskazać ponadto należy, że wciąż istnieje grono osób, które nie korzystają z usług bankowych.

Bezgotówkowe formy płatności niewątpliwie dynamicznie rozwijają się, jednak wielu konsumentów wciąż preferuje gotówkę – czy z przyzwyczajenia, czy z innych względów (związanych np. z ochroną prywatności). Banknoty i monety emitowane przez NBP są legalnymi środkami płatniczymi w Polsce i nie znajdujemy powodu, dla którego ich wykorzystywanie miałoby być sztucznie ograniczane regulacjami.

Co również bardzo istotne, starając się ograniczyć obrót gotówkowy w transakcjach B2C możemy poniekąd stymulować powstawanie patologii na rynku. W sytuacji bowiem, w której klient nie będzie miał możliwości dokonania transakcji bezgotówkowej (np. z powodu braku gotówki na rachunku bądź w ogóle braku rachunku płatniczego), a przedsiębiorca nie będzie mógł przyjąć legalnie płatności w gotówce, to może on nie wystawić faktury VAT nie chcąc tracić klienta. Tym samym, zmiana może w istocie stymulować wzrost szarej strefy, zamiast realizować swój podstawowy cel i ją ograniczać.

Podsumowanie

Niewątpliwie, z uwagi na przedsiębiorców, jak i konsumentów, powyższe rozwiązania spowodują szereg nowych utrudnień i ograniczeń. Przede wszystkim objawi się to w sankcjach za brak płatności bezgotówkowej dla przedsiębiorcy, bowiem to on będzie obciążony obowiązkiem podatkowym. Co więcej, przychód z takiej transakcji będzie trzeba zaliczyć jako transakcje bez zachowania trybu bezgotówkowego, co implikuje wystąpienie podwójnej kwoty do opodatkowania.

Podsumowując, wszystkie powyższe rozważania również pod kątem aksjologicznym pozostaje zadać pytanie, czy ustawodawca powinien ingerować w preferencje obywateli dotyczące metod płatności, drogą rewolucji, a nie ewolucji.

W opinii ZPP  zmiany w tym zakresie powinny odbywać się samoistnie, a wprowadzanie ustawowego obowiązku dokonywania płatności, nawet powyżej określonych limitów kwotowych, w transakcjach między konsumentem a przedsiębiorcą jest daleko idącą ingerencją w preferencje i wolność konsumentów.

***

[1] Dz. U. z 2020 r., poz. 287 ze zm. – przepis ten wprowadzony zostanie przez ustawę z dnia 29 października 2021 r. o zmianie ustawy o podatku dochodowym od osób fizycznych, ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2021 r., poz. 2105).

[2] https://zpp.net.pl/wp-content/uploads/2022/08/11.08.2022-Memorandum-ZPP-w-sprawie-znaczenia-obrotu-gotowkowego-i-limitow-transakcji-gotowkowych-w-transakcjach-B2C.pdf

 

Zobacz: 04.04.2023 Memorandum ZPP w sprawie limitów transakcji gotówkowych w transakcjach B2C – trzeba bronić obecności gotówki w obrocie i zrezygnować ze szkodliwej zmiany przepisów

Warszawa, 27 marca 2023 r. 

 

Memorandum ZPP – Wyzwania dla polskiego sektora rolnego

• Polskie przedsiębiorstwa rolne, mimo negatywnego wpływu licznych kryzysów gospodarczych ostatnich lat, wciąż odnoszą spektakularne sukcesy w kraju i poza jego granicami.
• W perspektywie najbliższych lat znaczącym problemem dla firm sektora agro funkcjonujących na polskim rynku mogą być następstwa Europejskiego Zielonego Ładu, które zachwiać mogą zadowalającymi dziś wskaźnikami produkcyjnymi.
• Od lat przedsiębiorstwa rolne w kraju mierzą się z falą ataków o podłożu ideologicznym. Szczególnie narażone na nie są firmy funkcjonujące w sektorze hodowlanym. Liczne problemy zaczęły przyjmować w ostatnim czasie ramy zmian legislacyjnych realizowanych na niwie unijnej oraz w kraju.
• Rozwój nowocześnie pojmowanego patriotyzmu gospodarczego i konsumenckiego powinien stanowić dziś jedną z głównych strategii dla sektora rolnego w kraju. Statystyki wskazują, że Polacy przywiązują do pochodzenia produktów znacznie mniejszą wagę niż obywatele państw zachodniej części Europy.
• Jednym z najważniejszych zadań dla firm sektora agro funkcjonujących na gruncie polskiego prawodawstwa powinna być dywersyfikacja kierunków eksportu artykułów rolno-spożywczych.
• Receptą na wciąż wysoki poziom rozdrobnienia krajowych gospodarstw jest stworzenie zachęt do wspólnego gospodarowania w ramach struktur spółdzielczych czy grup producenckich. Wskaźnik zorganizowania gospodarstw w Polsce jest dziś kilkukrotnie niższy, aniżeli w odniesieniu do państw zachodniej części Unii Europejskiej.
• Ostatnie lata – począwszy od okresu pandemii koronawirusa, przez kryzys cenowy na rynku energii, aż do trwającej dziś wojny na terytorium Ukrainy – to regularny wzrost kosztów prowadzenia przedsiębiorstw rolnych w Polsce. Najbardziej znaczące podwyżki zanotowano w obszarach cen nawozów, paliw rolniczych, gazu i energii.

Polskie rolnictwo relatywnie dobrze poradziło sobie ze skutkami trwającego od kilku lat kryzysu. Pandemia koronawirusa i szerokie spektrum jej ekonomicznych następstw, załamanie się łańcuchów dostaw, kryzys cenowy na rynkach energii, który przełożył się na wzrost cen środków ochrony roślin i nawozów czy wreszcie konsekwencje wojny na Ukrainie to czynniki, które mimo wszystko odcisnęły swoje piętno na rodzimych przedsiębiorstwach rolnych.

Polskie firmy sektora agro odczuły skutki wszystkich powyższych wydarzeń, ale budowana od lat dywersyfikacja kierunków eksportu oraz biznesowa profesjonalizacja przedsiębiorstw rolnych pozwoliły kolejny raz osiągnąć rekord wartości eksportu żywności znad Wisły. Tylko w 2022 roku polscy producenci żywności wyeksportowali towary o wartości o 26,1 procenta wyższej niż w roku 2021, czyli za 47,6 mld EUR. Polskie produkty pozostają konkurencyjne cenowo na międzynarodowych rynkach. W minionym roku nie bez znaczenia pozostawał też korzystny dla eksportu kurs złotego wobec euro. Krajowi dostawcy właściwie przygotowali się także do następstw pandemii i potrafili odpowiedzieć na zróżnicowane preferencje konsumentów przez właściwe zaprojektowanie oferty asortymentowej. Nadwyżkowe wskaźniki produkcyjne pozwoliły na pełne zaopatrzenie krajowego rynku w żywność, czyniąc rolnictwo jednym z najistotniejszych filarów bezpieczeństwa narodowego – obok sfery militarnej czy produkcji energii.

Wciąż jednak sektor rolny w Polsce borykać musi się z licznymi problemami, które skutecznie utrudniają z jednej strony stabilizację funkcjonowania części podmiotów, z drugiej zaś ich rozwój.

Europejski Zielony Ład

Europejski Zielony Ład to unijna strategia gospodarcza, która szczególny nacisk kładzie kształtowanie wspólnotowej gospodarki przy uwzględnieniu restrykcyjnych celów klimatycznych.  W kontekście funkcjonowania sektora rolnego największe znaczenie zyskują dwa elementy składowe Zielonego Ładu, czyli Strategie: na Rzecz Bioróżnorodności oraz Od Pola do Stołu. Kryją się za nimi zmiany, które będą mieć fundamentalny wpływ na rozwój unijnych gospodarstw i zdecydowane przesunięcie produkcji rolnej w kierunku upraw ekologicznych (w oparciu o unijne wytyczne). Zgodnie z założeniami Komisji Europejskiej, które ogłoszone zostały w 2020 roku znajdują się redukcja stosowania środków ochrony roślin o 50 procent i ograniczenie możliwości stosowania nawozów o 20 procent do roku 20230, obligatoryjne przeznaczenie 25 procent areału na produkcję ekologiczną czy zmniejszenie ilości stosowanych antybiotyków w hodowli zwierzęcej.

Komisja Europejska utrzymuje, że nowa strategia dla rolnictwa uczynić ma ten sektor gospodarki nowocześniejszym, przyjaznym środowisku, a przy tym nie powinna przełożyć się na znaczące spadki produkcyjne. Wciąż jednak podległe KE jednostki analityczne nie przedstawiły twardych wyliczeń dotyczących wpływu planowanych reform na wskaźniki produkcji rolnej. Stosowne badania zaprezentowali jednak naukowcy skupieni wokół USDA, HFFA Research Unijne Wspólne Centrum Badawcze (JRC), Uniwersytet Kiloński czy Uniwersytet i Ośrodek Badawczy Wageningen. Ich zdaniem nowy kształt unijnego rolnictwa może poważnie zagrozić pozycji UE jako grupy państw bezpiecznych względem dostępu do żywności. Jest to szczególnie istotne w dobie wojny na Ukrainie oraz niepewnej sytuacji finansowej wielu unijnych gospodarstw, które – wobec istotnego wzrostu kosztów prowadzenia działalności gospodarczej – mogą ograniczyć produkcję. Eksperci Uniwersytetu i Ośrodka Badawczego Wageningen wyliczyli, że unijna produkcja rolna – po pełnej implementacji przepisów – może zostać ograniczona o 10-20 procent, a w odniesieniu do niektórych konkretnych upraw nawet o 30 procent. Trudności wystąpić mogą także w sektorze hodowlanym. Tu naukowcy wskazują na potencjalne spadki produkcji rzędu 20 procent w odniesieniu do produkcji wołowiny i około 17 procent w przypadku produkcji wieprzowiny. Ma być to pochodna zarówno ograniczenia możliwości stosowania niektórych leków weterynaryjnych jak i zmniejszenia produkcji uprawnych roślin paszowych (większość zbóż w Polsce uprawianych jest na potrzeby właśnie przemysłu paszowego).

Przedstawiciele polskiego sektora rolnego wskazują także, że część unijnych przepisów uderza w krajowe firmy w znacznie większym stopniu niż choćby w przedstawicieli zachodniej części Wspólnoty. Obawy dotyczą między innymi kwestii obligatoryjnego przekazania gruntów na produkcję ekologiczną, czyli – na co słusznie wskazują przedstawiciele sektora rolnego – zazwyczaj niskotowarową. Według danych Najwyższej Izby Kontroli w latach 2012-2019 kiedy średnia powierzchnia upraw ekologicznych w UE zwiększyła się o 25 procent, w Polsce skurczyła się o tę samą wartość. Stawia to nasz kraj w trudniejszej pozycji startowej w porównaniu choćby z Niemcami, Francją i szeregiem innych państw zachodniej części kontynentu.

Podobne wątpliwości budzi kwestia ograniczenia możliwości stosowania środków ochrony roślin w myśl unijnej dyrektywy w sprawie zrównoważonego stosowania środków ochrony roślin (SUD). Wymóg Komisji Europejskiej dotyczy ograniczenia zużycia ŚOR o 50 procent, licząc od poziomów ich obecnego wykorzystywania. W praktyce oznacza to, że Polska będzie krajem poszkodowanym na tle innych państw zachodu Europy. Polska w 2022 roku zużywała 2,1 kg śor/ha. Średnia unijna oscylowała w tym okresie wokół 3,1 kg/ha, przy czym zdecydowanie zaniżały ją kraje południowo-wschodniej flanki Wspólnoty. Dla porównanie średnie zużycie śor w Królestwie Niderlandów wynosiło w 2022 około 8 kg/ha. Po planowanej przez Komisję Europejską redukcji Polska będzie mogła zatem zużywać średnio maksymalnie 1,05 kg środków ochrony roślin/ha, podczas gdy holenderscy rolnicy będą uprawnieni do używania 4 kg śor/ha – to dwukrotnie więcej niż Polska zużywa dziś czyli przed pełną implementacją SUD.

Zdaniem licznych ekspertów planowana redukcja może doprowadzić do niekontrolowanego rozprzestrzeniania się agrofagów. Ograniczenia, co podkreślają przedstawiciele sektora, mogą skutecznie uniemożliwić właściwą ochronę roślin uprawnych w Polsce.

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców jest zdania, że przepisy kształtujące unijną gospodarkę rolną powinny mieć charakter solidarny, czyli sprawiedliwy, a faworyzowanie pewnej grupy państw kosztem pozostałych jest absolutnie niedopuszczalne. Strona rządowa dołożyć powinna wszelkich starań, aby polskie przedsiębiorstwa rolne nie były poszkodowane w następstwie implementacji unijnych przepisów.

Wygrać z hejtem

Polska jest jednym z liderów w produkcji żywności wśród państw Unii Europejskiej – szczególnie w odniesieniu do sektora hodowlanego. Jak wynika z danych Krajowego Ośrodka Wsparcia Rolnictwa mięso, przetwory mięsne i żywiec stanowiły największą grupę towarową w krajowym eksporcie (20 procent ogółu wartości eksportu artykułów rolno-spożywczych z Polski). Tylko w ubiegłym roku sprzedaż zagraniczna tej kategorii osiągnęła wartość 9,6 mld EUR, co oznacza wzrost rok do roku o 37 procent. Dodatkowo sektor produkcji mleczarskiej wyeksportował w poprzednim roku towary o łącznej wartości przekraczającej 3,6 mld EUR (+37 procent rdr). Świadczy to o dynamicznym rozwoju produkcji zwierzęcej w kraju. Polska jest dziś unijnym liderem na rynku drobiarskim, jednym z czołowych producentów jaj, ważnym graczem na rynku mleczarskim, istotnym dostawcą wieprzowiny i wołowiny czy światowym czempionem w hodowli zwierząt futerkowych.

Sektor hodowlany jest dziś swoistą perła w koronie polskiego rolnictwa. Wysokie standardy, w oparciu o które funkcjonują krajowe gospodarstwa, w połączeniu z konkurencyjną ceną naszych produktów sprawiają, że polskie mięso, mleko, sery czy jaja są dziś towarami pożądanymi  w wielu regionach świata.

Trudno jednak nie zauważyć, że rosnąca pozycja krajowych producentów na rynkach zagranicznych, uczyniła ich firmy obiektami licznych ataków ze strony organizacji nieprzychylnych sektorowi hodowli zwierzęcej. Kampanie takie jak Koniec Epoki Klatkowej, Koniec Epoki Rzezi, Podatek od mięsa, zakaz hodowli zwierząt na futra, likwidacja możliwości prowadzenia uboju na potrzeby wspólnot religijnych, kampanie przeciwko popularnym jajom „3” i inne podobne inicjatywy skutecznie absorbowały w ostatnich latach uwagę producentów, znacznie utrudniając im rozwijanie prowadzonych działalności gospodarczych. Należy przy tym zauważyć, że możliwą konsekwencją działań takich jak wprowadzenie zakazu wykorzystywania klatek w chowie i hodowli drobiu, dodatkowe opodatkowanie produktów mięsnych, reglamentacja mięsa w myśl idei agendy C40 czy odchodzenie od jaj „trójek” przez kolejne sieci sklepów (w oparciu o argumentację wielokrotnie obalaną przez środowiska naukowe) przełożyć mogą się na znaczne ograniczenie wskaźników produkcji rolnej w kraju. Należy nadmienić także, że wiele kampanii skierowanych przeciwko hodowli zwierząt inspirowanych jest pobudkami o wyłącznie ideologicznym charakterze. Jakkolwiek w pełni szanujemy decyzję dotyczącą rezygnacji ze spożywania produktów odzwierzęcych, tak stoimy na stanowisku, że każdorazowo powinien być to wybór, nie natomiast przymus.

Zdaniem Związku Przedsiębiorców i Pracodawców należy dokładać wszelkich starań, aby dobrostan zwierząt w Polsce stał na jak najwyższym poziomie, ale wszelkie ruchy w tej materii powinny być wykonywane jak najostrożniej tak, by nie narażać na szwank pozycji rodzimych firm. Podnoszenie standardów produkcyjnych jest dziś globalnym trendem, który ma swoje słuszne uzasadnienie w badaniach naukowych. Rewolucyjne ruchy względem organizacji hodowli, których domagają się aktywiści części organizacji pozarządowych, mogą jednak doprowadzić do sytuacji, w której miejsce polskich – czy szerzej, europejskich – producentów zajmą firmy z Chin czy krajów MERCOSUR, a więc lokalizacji dalekich od standardów hodowli panujących na Starym Kontynencie. Rynek nie zna próżni, a nagłe ograniczenie produkcji żywności pochodzenia zwierzęcego w Europie nie doprowadzi do długoterminowego spadku jej spożycia w wymiarze globalnym.

Spożycie mięsa w UE wynosiło w 2020 roku 69,8 kg per capita, czyli było ponad dwukrotnie wyższe od przeciętnej konsumpcji na świecie. Ograniczenie produkcji mięsa w UE – podobnie sytuacja ma się z nabiałem czy jajami – nie przełoży się na spadek konsumpcji, a jedynie zwiększy skalę importu tych artykułów do Unii Europejskiej, ograniczając pozycję europejskich firm i obniżając jakość żywności.

Zbudować silną markę „Polska”

Nowocześnie rozumiany patriotyzm konsumencki to idea, która przyświecać powinna krajowej gospodarce rolnej. Od lat w Polsce realizowane są liczne kampanie, których celem jest właśnie rozbudzenie w rodakach patriotyzmu konsumenckiego. Ich rezultaty pozostają jednak zgoła odmienne od zakładanych. Udział krajowych produktów na rynku wciąż rośnie ale – mimo usilnych starań – pozostaje daleki od ideału. Statystyczny Polak nabywa mniej produktów pochodzących z krajowej produkcji niż ma to miejsce choćby w krajach Europy Zachodniej. Dla zaledwie 56 procent Polaków nie będących rolnikami – jak wskazują wyniki badania Polska Wieś i Rolnictwo” – ważmy jest kraj pochodzenia produktu. Trudno się dziwić, skoro realne działania mające na celu uświadomienie Polakom, co w zasadzie jest polskie, a co tylko takie imituje, to domena wyłącznie ostatniej dekady. Większość naszych rodaków nadal nie wie, jak odróżnić polskie produkty od tych reprezentujących zagraniczny kapitał.

Certyfikaty, gale, kampanie, konferencje czy całe kongresy wciąż nie spełniły pokładanych w nich nadziei. Ani świadczące rzekomo o polskości produktu emblematy, ani nawet kod kreskowy rozpoczynający się od cyfr 590 nie dają konsumentowi pewności, że nabywany towar faktycznie wyprodukowany został przez przedsiębiorstwo reprezentujące polski kapitał. Nie znaczy to w żadnym przypadku, że krajowy rynek zamykać powinien się na produkty dostarczane przez firmy zagraniczne – Polska nie jest samowystarczalna na rynku żywnościowym i nie ma dziś takich aspiracji. Kluczowym powinno być jednak budowanie wiedzy pozwalającej konsumentom na dokonanie świadomego wyboru między towarami zagranicznymi, a polskimi.

Nowoczesne podejście do patriotyzmu konsumenckiego wymaga skupienia się nie tylko na aspekcie konsumenckim. Powinno przejawiać się ono także w instytucjonalnym – zgodnym z prawem unijnym – wsparciu krajowych firm. Budowanie silnej pozycji polskich marek w kraju i poza jego granicami powinno stać się jednym z głównych celów resortu rolnictwa, ale także Ministerstwa Rozwoju i Technologii czy Ministerstwa Spraw Zagranicznych oraz instytucji podległych Ministrowi Rolnictwa i Rozwoju Wsi ze szczególnym uwzględnieniem Krajowego Ośrodka Wsparcia Rolnictwa.

Sektor rolny nad Wisłą ma pełen wachlarz możliwości ku temu, aby polskie produkty zyskały renomę porównywalną ze słynnymi na całym świecie „francuskimi serami” czy „włoskimi winami”. Patriotyzm konsumencki i gospodarczy należy pielęgnować, gdyż zapewnia on właściwą cyrkulację kapitału w obiegu gospodarczym. Obudowany właściwym otoczeniem legislacyjnym, może stanowić realne koło zamachowe polskiej gospodarki rolnej. Idea ta nie jest nowa – wagę budowania silnej marki „Polska” rząd podkreślał już w 2015 roku, podczas ogłaszania Planu na Rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju.

Dywersyfikować eksport

Od niemal dekady jednym z głównych celów stawianych sobie przez Ministerstwo Rolnictwa i Rozwoju Wsi jest dywersyfikowanie kierunków eksportu artykułów rolno-spożywczych wyprodukowanych w Polsce. Jak istotne jest mnożenie rynków zbytu poza granicami kraju pokazały pandemia koronawirusa i wojna na Ukrainie, czyli wydarzenia, które zachwiały stabilnością łańcuchów dostaw oraz popytem na produkty żywnościowe na rynku Unii Europejskiej.

Polska rokrocznie zwiększa udział państw trzecich jako odbiorców krajowych produktów. Do państw spoza UE w 2022 polskie przedsiębiorstwa rolne sprzedały towary o łącznej wartości 12,3 mld EUR. To kwota o 20 procent wyższa niż w roku 2021. Poza granice Wspólnoty sprzedawaliśmy głównie mleko (1 mld EUR), mięso drobiowe (990 mln EUR), pszenicę (776 mln EUR), czekoladę i wyroby czekoladowe (773 mln EUR), pieczywo i wyroby piekarnicze (731 mln EUR) oraz wyroby tytoniowe (612 mln EUR).

Polskie towary w 2022 r. trafiały głównie – niezmiennie – do Wielkiej Brytanii (3,7 mld EUR), do Ukrainy (945 mln EUR), USA (770 mln EUR), Arabii Saudyjskiej (521 mln EUR), do Izraela (439 mln EUR), Norwegii (296 mln EUR) oraz Algierii (242 mln EUR). W przypadku każdego z tych państw odnotowano znaczący wzrost wartości eksportu – w przypadku Wielkiej Brytanii było to 25 procent zwyżki, Ukrainy – 16 procent i USA – 16 procent.

Podkreślić należy, że tak znaczące wzrosty wartości sprzedaży zagranicznej spowodowane były w znacznej mierze wzrostami kosztów produkcji, które przełożyły się na wzrosty cen produktów. Niemniej trend wzrostowy w handlu zagranicznym artykułami rolno-spożywczymi do krajów pozaunijnych notowany był jeszcze przed okresem pandemii koronawirusa, a dodatnie saldo wymiany handlowej świadczy o właściwym planowaniu wymiany handlowej w wymiarze globalnym.

Wciąż jednak, mimo niezaprzeczalnych sukcesów, eksport polskiej żywności poza granice Unii Europejskiej stanowił zaledwie około 26 procent ogółu eksportu artykułów rolno-spożywczych z Polski. Nie należy się oszukiwać, że rynki pozawspólnotowe zastąpią pozycję zbytu na terytorium UE, ale wymagać należy intensyfikacji wymiany handlowej z trzema kluczowymi obszarami: Ukrainą, Chinami i krajami północnej części Afryki. Dziś obecność polskich firm w tych regionach świata jest głównym efektem starań samych przedsiębiorców. Zwiększenie zaangażowania państwa we wsparcie przy negocjowaniu warunków wymiany handlowej – w odniesieniu do tych trzech grup państw – jest kluczowe.

W odniesieniu choćby do Ukrainy, czyli potencjalnie szalenie ważnego dla polskich producentów żywności partnera, saldo wymiany handlowej w ostatnim „miarodajnym” okresie, czyli w roku 2021, było dla Polski niekorzystne. Polskie firmy wysłały do naszego wschodniego sąsiada towary rolno-spożywcze o wartości 811 mln EUR, importując w tym samym czasie żywność o wartości przekraczającej 919 mln EUR. W ostatnich latach dynamika wzrostu importu z Ukrainy była także wyższa niż w odniesieniu do eksportu. Tylko w okresie 2020-2021 nastąpił wzrost importu towarów z Ukrainy do Polski o 27 procent.

Polska eksportuje na Ukrainę przede wszystkim mleko i produkty mleczne. Stanowiły one 15 procent ogółu eksportu towarów rolnych do tego kraju. Istotne miejsce w strukturze eksportu zajmują sery i twarogi oraz masło i tłuszcze mleczne. Polacy eksportują także znaczące ilości jogurtów i śmietany, owoce, wyroby cukiernicze i produkty paszowe. To jednak – biorąc pod uwagę znacząco nadwyżkowy charakter krajowej produkcji rolnej – wciąż zbyt niewiele. Ożywienie handlu zagranicznego w kontekście produktów spożywczych z Ukrainą – ze szczególnym uwzględnieniem odwrócenia niekorzystnego salda wymiany zagranicznej – powinno stać się jednym z głównych wyzwań w eksporcie krajowych produktów. Nieuniknione spadki produkcyjne na Ukrainie spowodowane rosyjską inwazją stwarzają dziś szansę na polskich eksporterów, którzy zyskali możliwość zakorzenienia się na rynku wschodniego sąsiada. Zwiększenie eksportu z Polski jest dziś także pożądane przez stronę ukraińską, która szybko poradzić musi sobie z powstałą luką podażową spowodowaną zmasowanymi atakami agresora wymierzonymi w infrastrukturę rolną.

Zwiększoną role na eksportowej mapie polskiego sektora rolno-spożywczego pełnić powinny Chiny, czyli najważniejszy rynek konsumencki świata. Jedynym znaczącym produktem wysyłanym do Państwa Środka od lat pozostają produkty mleczarskie. W roku 2021 polskie firmy tego sektora sprzedały na rynek azjatyckiego hegemona produkty o wartości około 1,76 mld EUR. To jednak wciąż kropla w morzu potrzeb. Eksport rolno-spożywczych największych unijnych gospodarek do Chin wielokrotnie przewyższa dzisiejsze polskie wskaźniki. Sukces branży mleczarskiej powinien dać do myślenia innym czołowym sektorom w kraju. Zwiększenie eksportu do Chin realnie odnotować mogłaby choćby – kluczowa dla polskiej gospodarki rolnej – branża drobiarska. Istnieje tu jednak znacząca potrzeba instytucjonalnego wsparcia, która dotychczas miała charakter doraźny i – często – wyłącznie iluzoryczny. Tymczasem dynamiczny rozwój kolejnych sieci handlowych w Chinach oraz prężnie działający handel online z każdym dniem ułatwiają dotarcie do konsumenta z nowymi kategoriami produktów.

Naturalnym kierunkiem rozbudowy eksportu powinny być także kraje arabskie oraz Izrael. Polska już dziś jest silnie obecna na tych rynkach, ale potencjał od lat pozostaje niewykorzystany. Najbardziej pożądanymi polskimi produktami pozostają tam zboże oraz produkty mięsne pochodzące z uboju w systemach halal i koszer. Szczególnie dwie ostatnie kategorie należą do wyjątkowo intratnych, a Polska – dzięki konkurencyjnym cenom i wysokiej jakości dostaw – może zwiększyć zaangażowanie w eksport tych produktów do państw regionu.

Wzrost kosztów

Ostatnie lata – począwszy od okresu pandemii koronawirusa, przez kryzys cenowy na rynku energii, aż do trwającej dziś wojny na terytorium Ukrainy – to regularny wzrost kosztów prowadzenia przedsiębiorstw rolnych w Polsce. Jednym z najważniejszych czynników jest tu wzrost cen nawozów, których wykorzystanie jest niezbędne do utrzymania wysokich plonów i jakości ziemi. Kolejnym czynnikiem wpływającym na wzrost kosztów prowadzenia przedsiębiorstw rolnych jest wzrost cen gazu. Gaz jest wykorzystywany do ogrzewania budynków i urządzeń, ale stanowi także główną składową finalnej ceny nawozów.

Z danych opublikowanych przez Europejski Urząd Statystyczny wynika, że w ostatnim roku w krajach Unii Europejskiej koszty przedsiębiorstw rolnych wzrosły o blisko 40 procent, co stanowi ogromne wyzwanie dla rolników. Jednocześnie wskazano, że ceny produktów rolnych w UE wzrosły średnio o około 30 procent, co nie pozwala na „dogonienie” wysokich kosztów produkcji. Warto jednak zwrócić uwagę na ogromne dysproporcje między krajami UE. Koszty produkcji rolnej na Litwie wzrosły w ostatnim roku o 65 procent, podczas gdy w Danii wzrost wyniósł zaledwie 7 procent.

Eurostat przeanalizował także koszty produkcji rolnej takie jak koszty nawozów i „polepszaczy” gleby, których ceny wzrosły średnio w skali Unii Europejskiej aż o 116 procent. Ponadto, koszty energii i paliw zwiększyły się o 61 procent.

Z danych Eurostatu wynika, że Polska uplasowała się w ubiegłym roku na 7. miejscu pod względem wzrostu kosztów produkcji rolnej w państwach UE oraz 5. miejscu pod względem wzrostu cen produktów rolnych. Dane wskazują na skomplikowanie sytuacji na rynku rolno-spożywczym w Europie i konieczność wdrożenia działań mających na celu ochronę interesów przedsiębiorców rolnych.

Doraźna finansowa pomoc instytucjonalna – o ile w wielu przypadkach okazała się dla producentów żywności zbawienna – nie powinna być mechanizmem stałym. Zdaniem związku Przedsiębiorców i Pracodawców względem sektora produkcji rolnej wykorzystać powinno się schematy działania dążące do maksymalnego odciążenia przedsiębiorców rozumianego jako racjonalne niwelowanie wysokości składek, podatków i innych kosztów skutecznie wiążących ręce krajowym firmom.

Problematyczne rozdrobnienie gospodarstw

Rozdrobnienie gospodarstw rolnych w Polsce, będące pokłosiem kształtowania polityki rolnej w czasach Polski Ludowej, od lat pozostaje znaczącym problemem krajowego sektora rolnego. Zdecydowanie negatywnie wpływa to na sprawność negocjacyjną polskich rolników. Średni wskaźnik wyposażenia w ziemię osoby zatrudnionej w polskim rolnictwie – na co jednoznacznie wskazuje Eurostat – wynosi zaledwie 8,7 ha/os. Unijna średnia w tym zakresie wynosi tymczasem 19,2 ha/os.. Polska plasuje się tu także zdecydowanie poniżej średniej państw regionu. Dla przykładu na Węgrzech wskaźnik wyposażenia w ziemię wynosi 11,9 ha/os., w Czechach 33,5 ha/os., a na Słowacji aż 40,5 ha. Średnia wielkość polskiego gospodarstwa rolnego w 2022 roku wynosiła natomiast – według danych GUS – 11,32 ha. To niewiele, gdy pod uwagę weźmiemy dane Eurostatu z 2020 roku, które wskazują, że średnia wielkość gospodarstwa rolnego w UE wynosiła 17,4 ha. Polska pozostaje w tyle szczególnie w porównaniu z największymi rolniczymi gospodarkami Unii Europejskiej. We Francji jest to około 45 ha, w Niderlandach nieco ponad 22 ha, a w Niemczech ponad 53 ha.

Dodatkowym atutem mniejszych przedsiębiorstw rolnych w zachodniej części kontynentu jest także wysoki wskaźnik zorganizowania w struktury spółdzielcze czy grupy producentów rolnych. Sprawia to, że niewielki podmioty mogą konkurować na równi z największymi firmami branżowymi w kraju. Otwarta jest zatem dla nich ścieżka negocjacji z największymi punktami zbytu towarów, a także znacznie wyższe są ich możliwości prowadzenia eksportu, który wymaga zgromadzenia znacznych ilości jednorodnego towaru. Osiągnięcie tego celu jest możliwe wyłącznie przy odpowiednim planowaniu produkcji, za którą odpowiadają właśnie spółdzielnie lub inne formy zrzeszania się rolników.

W Polsce wskaźnik zorganizowania gospodarstw wynosi około 15 procent, podczas gdy we Francji, Niemczech, Belgii, Holandii, czy w państwach skandynawskich wynosi on ponad 90 procent. Oznacza to, że 85 na 100 rolników w Polsce pozostaje ze swoimi problemami bez realnego wsparcia. O tym, że spółdzielczość rolna się opłaca świadczy fakt, że francuskie spółdzielnie notują roczne przychody na poziomie 85 mld EUR, w Danii – 30 mld EUR czy 25 mld EUR w Królestwie Niderlandów. W Polsce natomiast wysoki procent organizacji gospodarstw notuje się wyłącznie w obrębie sektora produkcji mleczarskiej oraz w sadownictwie.

Dodatkowym atutem szczególnego zorganizowania gospodarstw w krajach Europy Zachodniej, czyli Spółdzielczych Giełd Rolnych, jest obecność na wszystkich poziomach łańcucha produkcji rolnej i handlu żywnością.

Polska, jeszcze przed okresem komunizmu, kładła podwaliny pod rozwój spółdzielczości rolnej w Europie. Czasy PRL wynaturzyły jednak tę formę wspólnego gospodarowania, na lata zniechęcając do niej polskie gospodarstwa. Dziś jedyną szansą na rozwój spółdzielczości pozostaje tworzenie zachęt o charakterze regulacyjnym. W tym kontekście wskazać należy niedawne zmiany w ustawie o podatku dochodowym od osób prawnych, który wprowadził wobec spółdzielni funkcjonujących jako mikroprzedsiębiorstwa „zwolnienia podatkowe w ramach handlu produktami, dla wytwarzania których powstała spółdzielnia”. W myśl tych przepisów spółdzielnie usunięte zostały z grona płatników podatku od nieruchomości od „budynków i budowli lub ich części i zajętych pod nimi gruntów stanowiących własność bądź będących w wieczystym użytkowaniu spółdzielni rolników lub ich związku prowadzących działalności jako mikroprzedsiębiorstwo”. Wciąż jednak polskie prawo zapewnia spółdzielcom nikłe – w porównaniu z zachodem – korzyści ze wspólnego gospodarowania.

Podsumowanie

Polskie rolnictwo – mimo odniesionych licznych sukcesów w kraju i poza jego granicami – wciąż pozostaje obszarem o niewykorzystanym potencjale. Poza szeregiem omówionych wyzwań już dziś skupić się będzie trzeba choćby na uniezależnieniu polskich gospodarstw od unijnych dopłat bezpośrednich, realnej walce z epidemiami ASF oraz grypy ptaków, rozwoju retencji wodnej, która może uchronić nas od skutków suszy i szeregu innych palących kwestii.

Firmy krajowego sektora rolnego, synergicznie współdziałając z organami administracji publicznej, mają dziś w ręku wszelkie argumenty, aby kontynuować proces profesjonalizacji prowadzonej działalności. Rokrocznie z grona niewielkich dotąd podmiotów wyłaniają się w Polsce kolejne przedsiębiorstwa rolne, które szybko zaczynają stawać się biznesowo zauważalne na krajowym czy międzynarodowym rynku. Związek Przedsiębiorców i Pracodawców jest zdania, że grupa ponad 1,3 mln gospodarstw rolnych w kraju to potencjalne źródło przyszłych sukcesów krajowej gospodarki. Wiele firm sektora rolnego już dziś wiedzie prym w regionie, budując pozytywny odbiór polskiego biznesu na rynkach całego globu.

 

Zobacz: 27.03.2023 Memorandum ZPP – Wyzwania dla polskiego sektora rolnego

 

Warszawa, 20 marca 2023 r. 

 

Nowy kształt wspólnego rynku energii – przyszłość europejskiej energetyki

 

• Projekt nowego kształtu unijnego rynku energii (Electicity Market Design) ukazał się zgodnie z zapowiedziami w połowie marca br.
• Prace nad dokumentem poprzedziły publiczne konsultacje, przeprowadzone na początku 2023 r.
• Celem regulacji jest rozwój w kierunku lepiej zharmonizowanego, bardziej elastycznego i zrównoważonego oraz odpornego rynku energii.
• Nacisk w dokumencie położono na długoterminowe mechanizmy stabilizowania cen dla odbiorców, połączone z intensywnym rozwojem OZE (PPA, CfD).

Electricity Market Design, dokument który w  styczniu br. został przekazany do opiniowania wielu europejskim organizacjom związanym z energetyką, to jedna z najważniejszych inicjatyw KE planowana na ten rok i pokazująca determinację w tworzeniu jednolitego rynku energii w Europie.

Dynamika cenowa na rynku energii i gazu istotnie wzrosła w ostatnich 4-5 latach. Notowania na rynku energii oraz gazu pokazały hiperboliczne wzrosty i spadki od lata 2021 r. do dziś, co wywołało daleko idące skutki dla przedsiębiorców i konsumentów w UE, jak i całej światowej gospodarki. Aby zmniejszyć wpływ tej dynamiki rynkowej Komisja Europejska zaproponowała wachlarz nadzwyczajnych środków, które państwa członkowskie w większości wdrożyły, a które biorą na cel nadmierne koszty energii.

Równolegle do działań interwencyjnych Rada Europejska wezwała Komisję do przyspieszenia strukturalnej reformy rynku energii elektrycznej w celu zagwarantowania Europie suwerenności energetycznej i osiągnięcia zakładanej w 2050 r. neutralności klimatycznej. Przewodnicząca Ursula von der Leyen w swoim dorocznym orędziu o stanie Unii zapowiedziała pod koniec ub. roku proponowaną gruntowną przebudowę architektury rynku energii, która jest częścią Planu Prac Komisji na 2023 r. Na posiedzeniu Rady ds. Energii 19 grudnia ub.r. Komisarz ds. Energii Kadri Simson przedstawiła ministrom projekt nowej architektury rynku energii. Zgodnie z przyjętym harmonogramem 23 stycznia 2023 r. Komisja Europejska rozpoczęła konsultacje społeczne w sprawie reformy struktury rynku energii elektrycznej w Unii Europejskiej. Proponowane zmiany mają na celu ochronę konsumentów przed nieograniczoną dynamiką cen, upowszechnienie dostępu do energii ze źródeł odnawialnych oraz uodpornienie rynku na sytuacje kryzysowe.

Komisja Europejska zidentyfikowała kilka obszarów, w których możliwe są zmiany, m.in. organizacja rynku energii elektrycznej, zarządzanie popytem, podejście do odnawialnych źródeł energii oraz sposób ustalania ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Konsultacje zakończyły się 13 lutego br. i na ich podstawie przedstawiony został projekt aktu prawnego poświęconego nowemu kształtowi rynku energii elektrycznej.

Dotychczasowa struktura rynku energii elektrycznej UE

Bieżącą strukturę rynku energii elektrycznej w Unii Europejskiej reguluje rozporządzenie w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (UE) 2019/943 oraz dyrektywa w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (UE) 2019/944, przyjęte w maju 2019 r. w ramach pakietu „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków”. Obydwa akty weszły w życie w czerwcu 2019 r. i miały na celu modernizację unijnego rynku energii elektrycznej, zwiększenie konkurencji oraz przyspieszenie integracji odnawialnych źródeł energii z systemami elektroenergetycznymi państw.

Przepisy te wprowadziły kilka kluczowych zmian na unijnym rynku energii elektrycznej, w tym:

• aktywizację konsumentów: przepisy umożliwiły konsumentom bardziej aktywny udział w rynku energii elektrycznej, np. poprzez umożliwienie im sprzedaży nadwyżek produkcji energii do sieci lub udział w programach zarządzania popytem;
• większą współpracę regionalną: tworzenie regionalnych centrów koordynacyjnych w celu ułatwienia handlu transgranicznego i zapewnienia bezpieczeństwa dostaw;
• większą elastyczność: umożliwienie uczestnikom rynku obrotu energią elektryczną w krótszych odstępach (15 minut) w miejsce dotychczasowych przedziałów godzinowych;
• większe wsparcie dla rozwoju OZE: zwiększenie udziału energii z OZE w miksie energetycznym poprzez wprowadzenie większej liczby mechanizmów rynkowych wspierających ich wdrażanie, takich jak aukcje i inne formy przetargów nieograniczonych.

I choć ustanowiony w 2019 r. kształt rynku energii elektrycznej Unii Europejskiej wprowadzał szereg potrzebnych zmian, tak dało się słyszeć również głosy krytyki, odnoszące się m.in. do braku harmonizacji działań, niewystarczające wsparcie dla OZE,  zarządzanie magazynowaniem energii, czy niewystarczający nacisk na elastyczność strony popytowej.

Pomysł dalszych reform i modyfikacji struktury rynku energii elektrycznej Unii Europejskiej uwypuklił kryzys energetyczny, w okresie którego Europa jeszcze wyraźniej potrzebowała zharmonizowanego, elastycznego i zrównoważonego rynku energii.

Rekomendowane obecnie przez Komisję Europejską reformy mają na celu zaradzenie wyżej wymienionym niedociągnięciom, a także zbudowanie stabilnych i dobrze zintegrowanych rynków energii. Co istotne, realizacja celów Europejskiego Zielonego Ładu nie będzie możliwa bez przyciągnięcia inwestycji prywatnych, które wesprą transformację gospodarki w kierunku zeroemisyjnym. Nowy Electricity Market Design ma na celu stworzenie rynku, który będzie bardziej elastyczny, konkurencyjny i przyjazny konsumentom, a jednocześnie będzie w stanie lepiej uwzględnić rosnący udział odnawialnych źródeł energii w koszyku energetycznym UE.

Zwiększenie niezależności rachunków za energię elektryczną od krótkoterminowych cen paliw kopalnych

Dotychczasowa struktura rynku energii elektrycznej jest oparta w znacznym stopniu na rynkach krótkoterminowych, podatnych na niestabilność cen paliw kopalnych, co w ostatnim czasie skutkowało znacznymi skokami cen dla gospodarstw domowych i przedsiębiorstw. Odbiorcy energii często pozbawieni byli wyboru i z braku dostępu do tańszej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł lub możliwości zainstalowania własnych paneli fotowoltaicznych – byli wręcz skazani na zmienność rynku. Rynki krótkoterminowe są oczywiście ważne z punktu widzenia integracji OZE i zapewnienia odpowiedniego bilansowania energii elektrycznej. Jednak w dobie kryzysu energetycznego sytuacja ta z jednej strony pogłębiła zjawisko ubóstwa energetycznego, z drugiej zaś doprowadziła do gwałtownego wzrostu przychodów i zysków u wytwórców o niższych kosztach krańcowych, takich jak odnawialne źródła energii i energia jądrowa.

W opinii Komisji Europejskiej aby zaadresować niestabilność krótkoterminowych rynków energii elektrycznej, konieczne są dodatkowe instrumenty i narzędzia zachęcające do korzystania z umów długoterminowych. Powstać ma dzięki temu „bufor” między konsumentami a rynkami krótkoterminowymi, który zapewni bardziej przewidywalne rachunki za energię elektryczną w perspektywie długoterminowej. Umowy zakupu energii typu power purchase agreements, zwane dalej PPA, to jeden z rodzajów kontraktów długoterminowych, które umożliwiają sprzedaż energii elektrycznej w uzgodnionej cenie, która jest mniej podatna na krótkoterminową zmienność. Założeniem umów typu PPA jest generowanie korzyści zarówno dla odbiorców energii, poprzez zapewnienie im konkurencyjnych cenowo i stabilnych dostaw energii elektrycznej, jak i wytwórcom OZE, zapewniając im źródło długoterminowego dochodu, a także rządom, gwarantując im alternatywę dla finansowania publicznego na wdrażanie energii odnawialnej. Póki co jednak udział umów PPA w rynku pozostaje ograniczony głównie do dużych przedsiębiorstw, a cały segment rozwija się nierównomiernie w poszczególnych państwach członkowskich UE.

Celem przyświecającym Komisji w regulacji EMD jest zwiększenie udziału umów zakupu energii (PPA) na rynku energii elektrycznej i stworzenie zachęt do ich stosowania w ramach struktury rynku. W planach są też dodatkowe środki prawne, które mogłyby również zachęcać odbiorców przemysłowych i dostawców energii do wejścia na rynek PPA.

Dwustronne kontrakty różnic kursowych, czy kontrakty różnicowe (contracts for difference, zwane dalej CfD) to kolejny rodzaj umów długoterminowych, które w opinii Komisji Europejskiej mogą stanowić impuls do inwestycji z wsparciem publicznym. Takie umowy również charakteryzują się mniejszą podatnością dochodów wytwórców energii na krótkoterminową zmienność cenową, a ich warunki mogą być ustalane w drodze konkurencyjnej procedury przetargowej. W przypadku wystąpienia okresowo wysokich cen dwustronne kontrakty CfD mogą dostarczać państwom członkowskim dodatkowych funduszy na zmniejszanie wpływu na konsumentów.

Aktualna reforma rynku energii elektrycznej to okazja, by włączyć kontrakty różnicowe (CfD) do struktury rynku. Z kolei tempo przyrostu kontraktów typu CfD nie powinno mieć w UE negatywnego wpływu na wzrost liczby umów zakupu energii (PPA), jako że obydwa instrumenty stanowią niezbędne narzędzia prawne by sprostać wyzwaniom upowszechniania energii odnawialnej. Zgodnie propozycją Komisji CfD miały by być obowiązkowe dla nowych źródeł OZE i energetyki jądrowej.

Z całą pewnością jednak, w opinii Komisji Europejskiej zwiększenie udziału energii ze źródeł odnawialnych i jej wykorzystania ma kluczowe znaczenie dla bezpieczeństwa dostaw, przystępności cenowej i osiągnięcia neutralności klimatycznej w Europie do 2050 r. Przyspieszone wdrażanie energii z OZE, wraz ze środkami w zakresie efektywności energetycznej, zmniejszyć mają popyt na paliwa kopalne i docelowo obniżyć ceny energii w całej UE. Równocześnie wszelkie interwencje regulacyjne w strukturę rynku energii elektrycznej powinny utrzymywać i uatrakcyjnić zachęty inwestycyjne, zapewniając inwestorom pewność i przewidywalność, rozwiązując zarazem problemy gospodarcze i społeczne związane z wysokimi cenami energii w Europie. W przeciwnym razie Zielony Ład może zacząć tracić zwolenników.

Pewne ryzyko może się też wiązać z rozrostem partykularyzmów członkowskich. Istnienie krajowych systemów wsparcia dla umów PPA, krajowych kontraktów CfD, krajowych mechanizmów budowania zdolności wytwórczych i krajowych systemów wsparcia elastyczności z jednej strony pozwala na dostosowanie rozwiązań do specyfiki lokalnej. Jeśli jednak nie zostaną zdefiniowane wymogi dotyczące koordynacji między państwami członkowskimi, może to utrudniać zrównoważony rozwój wspólnego europejskiego rynku.

Alternatywy dla gazu celem zachowania równowagi systemu elektroenergetycznego

Za winnego całemu energetycznemu zamieszaniu w Europie uznano gaz, a właściwie niepewność jego dostaw i rekordowo wysokie ceny. Celem nowego Electricity Market Design jest więc również wyposażenie rynku w odpowiednio elastyczne rozwiązania, takie jak zarządzanie popytem, magazynowanie energii oraz udział w rynku niezależnych i stabilnych źródeł – a zarazem odnawialnych lub niskoemisyjnych. Konsultacje projektu EMD miały między innymi na celu uzyskanie informacji na temat tego, jak zagwarantować bezpieczeństwo dostaw i samowystarczalność w nieprzewidzianych sytuacjach kryzysowych, zapewniając zarazem terminowość inwestycyjną w nowe zdolności przesyłowe i wytwórcze. W procesie konsultacji badano również, czy niektóre aspekty interwencji nadzwyczajnych można przekształcić w stałe elementy struktury rynku energii – co jednak wydaje się dość niebezpieczne, gdyż mogłoby wprowadzać większą kulturę centralnego sterowania rynkiem. A ta mogłaby z kolei szkodzić zachętom inwestycyjnym, niezbędnym z punktu widzenia dekarbonizacji sektora elektroenergetycznego. Z drugiej strony idea dobrze wyizolowanego reżimu nadzwyczajnego, umieszczona w prawie a priori, może pomóc w odzyskaniu zaufania do rynków. Znany z wyprzedzeniem, sformalizowany mechanizm, uruchamiany tylko w wyjątkowych okolicznościach mógłby uspokoić uczestników rynku, gwarantując im, że w stabilnych czasach nie zachodzą żadne zmiany wsteczne i że w sytuacjach nadzwyczajnych możliwe do zastosowania środki są przewidywalne. I w tym wypadku wydaje się, że w oparciu o nowe regulacje Państwa członkowskie będą miały swobodę stosowania w sytuacjach nadzwyczajnych cen regulowanych dla odbiorców indywidualnych i MŚP

Kryzys energetyczny spowodował zwiększenie kosztów energii dla konsumentów i przemysłu, co doprowadziło do obniżenia standardu życia i ograniczenia mocy produkcyjnych. Ale też nie pozostał bez wpływu na energetykę zawodową i spółki obrotu dla których tymczasowe rozwiązania prawne obowiązujące w 2023 r. są znacznym obciążeniem. Trudno więc rozstrzygnąć czy stosowanie interwencyjnych cen maksymalnych i opłat solidarnościowych powinno być rozwiązaniem preferowanym, czy może skuteczniejsze okaże się zaoferowanie odbiorcom większych możliwości uczestnictwa w rynkach energii (SPOT i terminowym) oraz dostępu do długoterminowych umów na zakup energii ze źródeł odnawialnych, połączone z powszechną edukacją na temat sposobów kontraktowania energii, czy gazu, kontrolowania i planowania zużyć a także budowania efektywności energetycznej.

Silniejsza ochrona przed manipulacjami rynkowymi

Rozporządzenie 1227/2011 w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii (regulation on wholesale market integrity and transparency, zwany dalej REMIT) stawia za cel zapewnienie integralności rynków energii elektrycznej i gazu ziemnego, uczciwe ceny oraz zapobieganie nadużyciom ze strony rynku. Niemniej w czasach dużej zmienności cen, zaburzeń rynkowych i nowych zachowań handlowych istnieje ryzyko negatywnych praktyk handlowych. Dlatego też Komisja koncentruje się również na wzmocnieniu zabezpieczeń opisanych w REMIT, kładąc większy nacisk na transparentność, możliwości monitorowania, transgranicznego prowadzenia śledztw i egzekwowania przepisów, z myślą o wsparciu nowej struktury rynku energii elektrycznej. Kluczowa wydaje się też ochrona wewnętrznych rynków – czy to EU-ETS, czy rynków obrotu energią elektryczną oraz gazem przed działaniami stricte spekulacyjnymi, które są charakterystyczne dla rynków finansowych.

Co EMD oznacza dla Polski?

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców skorzystał z możliwości wyrażenia swoich opinii na temat zarówno celów polityki, jak i konkretnych środków – poprzez udział w konsultacjach. Oficjalne przedstawienie zmian do struktury rynku energii elektrycznej nastąpiło w połowie marca 2023 r., choć kilka dni wcześniej w przestrzeni publicznej pojawiały się odniesienia komentatorów do draftu dokumentu, który rzekomo miał wyciec.

Electricity Market Design z pewnością wzbudza emocje, gdyż jest to de facto dokument kierunkujący politykę europejską w stronę integracji w wielu innych dziedzinach życia. I choć ogólna organizacja i struktura rynku pozostała niezmienna (tzw. Merit order). Musimy sobie uświadomić co oznacza jednolity rynek energii w Europie. Zważywszy że elektryfikacja właściwie wszystkich dziedzin życia jest nieunikniona. Elektryfikacja transportu i ciepłownictwa będzie miała szczególne znaczenie dla ukształtowania innego niż obecnie sposobu funkcjonowania gospodarek europejskich i stylu życia Europejczyków.

Wspólne europejskie zarządzanie energią będzie miało kluczowe znaczenie dla poziomu życia i tempa rozwoju państw członkowskich Unii Europejskiej. Nic więc dziwnego, że efektywne kosztowo kontraktowanie energii wsunęło się na pierwszy plan. Odbiorcy mają niebawem uzyskać szerszy dostęp do produktów z cenami dynamicznymi i stałymi (na zakup energii/gazu). Pojawią się nowe wytyczne dotyczące zabezpieczania pozycji handlowych przez przedsiębiorstwa obrotu. Nowe regulacje wpłyną też na zwiększenie elastyczności systemu poprzez zarządzanie popytem (peak shaving, DSR) i dzielenie się energią (tzw. energy sharing).

Wspólny rynek energii to kontynuacja procesu jednoczenia Europy który teraz w obliczu wojny w Ukrainie wydaje się absolutną koniecznością – jeśli nie chcemy doprowadzić do rozłamu w UE. Dziś niektóre europejskie państwa zdecydowały się na połączenie dowództw swoich armii, co jednoznacznie pokazuje wybraną przez nie drogę funkcjonowania i rozwoju – która jeszcze kilka lat temu wydawałaby się krokiem zbyt odważnym.

Wspólny w Europie rynek energii, o ile projekt jego reformy i ujednolicenia się powiedzie, z całą pewnością będzie się charakteryzował dość wysokim poziomem stabilności, pomimo skrajnie różnych systemów energetycznych poszczególnych państw.

Francuska energetyka jądrowa to relatywnie tanie źródło energii, zwłaszcza że większość elektrowni jest zamortyzowanych, więc – po opanowaniu przestojów remontowych i strajków w sektorze atomowym – ponownie będzie mogła sobie pozwolić na stabilnie niskie ceny energii. Naturalnie, z upływem lat, problemem będzie stan techniczny niektórych reaktorów i koszty ich serwisowania. Dlatego w ostatnim czasie francuski rynek energetyki odnawialnej stał się jednym z dynamiczniej rozwijanych w Europie.

W energetyce niemieckiej poziom inwestycji w źródła odnawialne pozwolił na radykalną obniżkę cen energii z tych źródeł. Wielkość niemieckiej gospodarki jeszcze długo nie pozwoli na pełne oparcie jej na źródłach odnawialnych. Stąd niemal ogólnoeuropejska debata na temat zasadności wygaszania niektórych elektrowni atomowych. Póki co bowiem bez energetyki węglowej gospodarka niemiecka nie może funkcjonować. Jednak po powrocie cen gazu do akceptowalnego poziomu, wynikającego z realnych kosztów wydobycia i ustabilizowaniu podaży (niezależnej od Rosji) niemiecka energetyka gazowa wraz z źródłami odnawialnymi mogą sukcesywnie zastępować energetykę węglową.

Wydaje się że docelowy poziom 50- 60 Euro za megawatogodzinę to realny, stabilny poziom cenowy dla wspólnego europejskiego rynku energii. Co z resztą zwiastują poziomy cenowe w zrównoważonej energetycznie Skandynawii.

Jak na tym tle może w przyszłości wyglądać poziom cen energii na naszym krajowym rynku? Wydaje się że tworząc prawidłowy mix odnawialno – gazowo – węglowy, uzupełniony w przyszłości energią nuklearną i wodorową powinniśmy sprostać wyzwaniom w tym zakresie.

Wielkim problemem może okazać się poziom elastyczności naszych linii przesyłowych. W związku z powiązaniami naszej gospodarki z gospodarką europejską, istnienie w ramach europejskiego rynku energii wydaje się być bezdyskusyjne. Ale wynegocjowanie optymalnych warunków uczestnictwa w takim rynku, będzie dla naszej energetyki niezwykle trudne.

Dynamika zmian naszego sytemu energetycznego przez ostatnich 30 lat była słaba. Również w sferze akceptacji społecznej dla zmian w energetyce nie osiągnęliśmy znaczących sukcesów. A wspólny rynek energii to całkowita zmiana mentalności zarówno wytwórców, jak i odbiorców. To konieczność optymalizacji pracy systemów dystrybucyjnych i przesyłowych, operatorów i traderów. I wreszcie to rozwój rynku energii rozproszonej i wymierne ograniczenia pracy źródeł w podstawie.

EMD to wyraźny sygnał w którą stronę idzie europejska energetyka. Wydaje się z kolei, że w Polsce niekiedy problemy stwarzają podstawowe ustawy odnoszące się do fundamentów wspólnego europejskiego rynku energii. Jak choćby ustawa wiatrakowa, nowelizacja przepisów o liniach bezpośrednich, czy wprowadzenie systemu wspólnego wykorzystania linii przesyłowych przez różne źródła energetyki rozproszonej (cable pooling).

Wspólny rynek energii powstanie w Europie i to już niebawem. Brak możliwości synchronizacji naszego systemu energetycznego z urynkowionym modelem europejskim może mieć poważne, negatywne skutki dla całej polskiej gospodarki i zagrozić dalszemu rozwojowi kraju.

Wojna w Ukrainie i związane z tym problemy energetyczne całej Europy spowodowały większą elastyczność negocjacyjną Komisji Europejskiej w obszarze energetyki. To szansa dla naszej gospodarki na wypracowanie korzystnych warunków uczestnictwa naszego kraju w całym europejskim rynku energii i ciepła.

 

Zobacz: 20.03.2023 Nowy kształt wspólnego rynku energii – przyszłość europejskiej energetyki

Warszawa, 1 marca 2023 r. 

 

Energetyka jądrowa – doświadczenia Ukrainy dla Polski

Memorandum podsumowujące dyskusję w ramach II okrągłego stołu Forum Energii i Klimatu ZPP, poświęconego energetyce ukraińskiej.

• Przed wojną w Ukrainie pracowały cztery elektrownie jądrowe o łącznej mocy blisko 14 GW,
• W styczniu 2023 r. podjęto decyzję o budowie dwóch nowych reaktorów AP 1000, łącznie Ukraina planuje 9 nowych bloków,
• Zastąpienie rosyjskiego paliwa jądrowego alternatywnym technicznie jest możliwe i zajmuje około 4-5 lat, a więc dyskusję wokół sankcji dla Rosatomu należy postrzegać głównie jako polityczną,
• Ukraina posiada rozwinięte kompetencje i infrastrukturę umożliwiającą transfer know-how do Polski, w której przemysł jądrowy właśnie się rozwija.

7 lutego w ramach projektu ZPP „Europe-Poland-Ukraine. Rebuild Together. 2023” odbyła się II debata z cyklu „Energetyka w kontekście odbudowy Ukrainy”. Dyskusję zatytułowaną: „Energetyka jądrowa – doświadczenia Ukrainy dla Polski”, poprowadziła Dominika Taranko – Dyrektorka Forum Energii i Klimatu ZPP.

Celem dyskusji było zobrazowanie aktualnego stanu ukraińskiej energetyki jądrowej i planów w tym obszarze w kolejnych latach. Podczas spotkania uczestnicy odpowiedzieli między innymi na pytania:

• jakiego rodzaju współpracę możemy planować pomiędzy Polską a Ukrainą w obszarze atomu?
• czy rozwijana w Ukrainie od dekad energetyka jądrowa może być przykładem dla Polski?
• jak zorganizowany był sektor atomowy przed wojną i co zmieniły działania zbrojne?
• czy mimo militarnego zagrożenia ta infrastruktura jest eksploatowana i w jakim zakresie,
• czy realny jest eksport ukraińskiej energii z atomu również dzisiaj i w przyszłości, w tym import do polski oraz pozostałych krajów UE?
• czy należy spodziewać się transferu wiedzy z Ukrainy do Polski, która obecnie rozwija projekty jądrowe? z których doświadczeń inwestorzy skorzystają?

W debacie udział wzięli:

• Andrzej Chmielewski – Profesor Politechniki Warszawskiej, Dyrektor Instytutu Chemii i Techniki Jądrowej, Wiceprzewodniczący Rady Programowej Bezpieczeństwa Jądrowego i Ochrony Radiacyjnej, Państwowej Agencji Atomistyki
• Robert Jankowski – Prezes Zarządu Głównego Polskiego Forum Klimatycznego
• Adam Juszczak – Doradca w zespole Klimatu i Energii Polskiego Instytutu Ekonomicznego
• Oleh Kazanishchev – Radca Ambasady Ukrainy w Polsce
• Olga Kosharna – Niezależna Ekspertka ds. Energetyki Jądrowej i Bezpieczeństwa Jądrowego
• Bogdan Pilch – Dyrektor Generalny Izby Gospodarczej Energetyki i Ochrony Środowiska
• Hennadii Radchenko – Doradca, Ukraine Business Center
• Ivan Grygoruk – Wiceprezes, Energy Club, który przekazał swoje stanowisko pisemnie z uwagi na przerwy w dostępie do Internetu, które wystąpiły w czasie debaty.

Obraz stanu ukraińskiej energetyki przedstawił Ivan Hryhoruk z Energy Club. Do czasu pełnoskalowej wojny w Ukrainie występowała nadwyżka wytworzonej mocy, wliczając w to energię źródeł odnawialnych. Zapotrzebowanie na energię sięgało w ostatnich latach 19-20 GW/h, a podczas pandemii blisko 15,5 GW/h.

Jeśli chodzi o bilans energetyczny, to do początku wojny udział produkcji jądrowej w strukturze wytwarzania energii elektrycznej wynosił od 50 do 60%. W Ukrainie pracowały cztery elektrownie jądrowe (AES), gdzie produkowano energię elektryczną w 13 reaktorach jądrowych typu PWR-1000 oraz w 2 reaktorach PWR-440, o łącznej mocy 13,8 GW. Przemysł jądrowy na Ukrainie obejmuje również składowiska odpadów jądrowych, reaktory badawcze, produkcję uranu i strefę czarnobylską po zamkniętej elektrowni. Pozostałych 40% z energii elektrycznej, którą produkowano przed wojną w Ukrainie rozkładała się między elektrownie: wodne, cieplne, szczytowo-pompowe, wiatrowe.

Obecnie produkcja i wykorzystanie energii elektrycznej znacznie się zmniejszyła, w wyniku agresji ze strony Rosji. Zniszczenia przybrały ogromną skalę, doświadcza ich infrastruktura energetyczna, ale też doświadczamy okupacji przez rosyjskich terrorystów ukraińskich elektrowni, w tym Zaporoskiej AES. Przy eksploatacji zagrabionych elektrowni są naruszane wszelkie zasady bezpieczeństwa, które, mogą  doprowadzić do globalnej katastrofy nuklearnej oraz poważnych skutków dla całego regionu.

Z kolei w Europie konsumpcja energii z atomu wynosi 25% w ujęciu uśrednionym. Jako, że niektóre państwa – jak Polska – dopiero rozpoczynają swoją drogę po własne źródła atomowe doświadczenia i zasoby Ukrainy mogą pełnić regionalnie istotną rolę.

Rys historyczny ukraińskiego atomu oraz bieżącą sytuację omówili Olga Kosharna i Ivan Grygoruk. Z czasów Związku Radzieckiego Ukraina otrzymała w spadku 12 energetycznych bloków jądrowych, potężną inżynierię mechaniczną i zdolność budowy urządzeń technicznych. Już w okresie niezależności Ukrainy odbyła się modernizacja wszystkich jądrowych bloków energetycznych, dobudowano też trzy nowe bloki: nr 6 w Zaporoskiej elektrowni jądrowej, nr 2 w Chmielnickiej elektrowni jądrowej oraz nr 4 w Rówieńskiej elektrowni jądrowej.

Rozumiejąc potrzebę całkowitej niezależności od Rosji w przemyśle atomowym oraz powiązane z tym wielkie ryzyko, Ukraina jeszcze w 1992 roku negocjowała z firmą General Atomics z USA, a w 1993 roku – z firmą Westinghouse. W rezultacie w 1994 roku została podjęta decyzja o sporządzeniu protokołu zamiaru współpracy z Westinghouse. To znaczące wydarzenie faktycznie dało początek programowi przejścia pracy elektrowni atomowych z wykorzystaniem rosyjskiego paliwa jądrowego na paliwo jądrowe nowych modyfikacji wg. technologii Westinghouse.

Następnie w 2005 roku paliwo jądrowe Westinghouse najpierw załadowano do bloków energetycznych Południowo-Ukraińskiej AES i częściowo w Zaporoskiej AES, gdzie już w 2019 roku blok energetyczny nr 5 stał się drugim w Ukrainie, który pracuje jedynie na paliwie jądrowym Westinghouse.

Począwszy od 2014 roku, ponieważ zagrożenie pełnoekranową wojną z Rosją narodziło się właśnie wtedy, Ukraina systematycznie rezygnowała z  dostaw towarów oraz usług z Federacji Rosyjskiej. Przed inwazją sprzed roku Ukraina otrzymywała już prawie 50% paliwa jądrowego od innego producenta – nie firmy rosyjskiej a amerykańskiej – Westinghouse. Częściowo więc Ukraina pozostaje zależna od dostaw świeżego paliwa jądrowego od Federacji Rosyjskiej, ale mając umowę z Westinghouse jednocześnie dysponuje zapewnieniem, że będą oni w stanie kompensować straty rynku rosyjskiego, produkując paliwo jądrowe dla reaktorów PWR-1000 oraz reaktorów PWR-440 w blokach energetycznych nr 1 i nr 2 Rówieńskiej elektrowni jądrowej.

Nawiasem mówiąc, w 2019 roku Ukraina stała się pierwszym krajem na świecie, któremu udało się zrealizować projekt dywersyfikacji paliwa jądrowego dla reaktorów typu PWR-1000. Następnie w 2020 roku w kolejce do wykorzystania paliwa jądrowego Westinghouse dla reaktorów PWR-440 była także RówieńskaAES. Jednocześnie opracowywano oraz wdrażano programy towarzyszące dotyczące wprowadzenia technologii zagospodarowania zużytego paliwa oraz budowy centralnego składowiska zużytego paliwa jądrowego.

Ukraina ma unikalne przedsiębiorstwa, które własnym nakładem sił umożliwiły modernizację wszystkich atomowych bloków energetycznych. Jest nim np.: Siewierodonieckie Stowarzyszenie Naukowo-Przemysłowe „Impuls”, które produkuje automatyczne systemy sterowania procesami technologicznymi, urządzenia sterujące kontrolą przepływu neutronów wewnątrz reaktora. Inne przedsiębiorstwa produkujące systemy informatyczno-sterujące, to np.: Stowarzyszenie Naukowo-Przemysłowe „Radij” S.A. w Kropywnyckim. A także Westron Sp. z o.o., ukraińskie przedsiębiorstwo współpracujące z Westinghouse, a także „HARTRON” S.A. w Charkowie. To oznacza, że wszystkie panele kontrolne, we wszystkich elektrowniach jądrowych w Ukrainie, są obecnie produkcji ukraińskiej.

Ukraina posiada konkurencyjne przedsiębiorstwa, które produkują przyrządy dozymetryczne oraz systemy kontrolujące promieniowanie: są to np.: marka Ekotest Naukowo-Produkcyjnego Przedsiębiorstwa Prywatnego „Sparing-Vist Center”, Stowarzyszenie  Naukowo-Przemysłowe „ATOMCOMPLEXPRILAD” Sp. z o.o., Wspólne Przedsiębiorstwo  „Biuro Konstrukcyjne Atomprylad”, korporacja „Ukraińskie urządzenia i systemy atomowe”. Wszyscy znają charkowski „Turboatom” Spółka Akcyjna, który obecnie połączył się z Charkowską Fabryką Maszynową „FED” i „ELEKTROVAZHMASH” DP tworząc „Ukraińskie maszyny energetyczne” S.A. Ukraina ma ogromny potencjał w obszarze produkcji towarów oraz usług do rozwoju własnej energetyki jądrowej, w tym nowych projektów budowlanych. Nawet 70 % towarów oraz usług, oprócz gotowego paliwa jądrowego, Ukraina może dostarczać samodzielnie.

W związku z rosyjską inwazją Siewierodonieckie Stowarzyszenie Naukowo-Przemysłowe „Impuls” przeniosło się do Kijowa. Siewierodonieck został całkowicie zrujnowany, to już druga okupacja Siewierodoniecka od 2014 roku. Kropywnycki „Radii” pracuje tak, jak i wszystkie inne przedsiębiorstwa. Jednak jak wiemy działania wojenne trwają. Charkowski „Turboatom” znalazł się pod ostrzałem, zostały częściowo uszkodzone hale, ale przedsiębiorstwo pracuje.

Do swoich ukraińskich relacji i wspomnień odniósł się Prof. Andrzej Chmielewski: „W jednym z pierwszych moich projektów związany byłem z firmą IBOGEM w Charkowie. Obecnie moi koledzy, który ze mną współpracowali z uwagi na duże zniszczenia w Charkowie i prowadzone działania wojenne musieli przenieść się do Niemiec. Z Panią Olgą Kosharną i jej instytutem mamy podpisanie porozumienie i gościliśmy profesorów z Ukrainy z wykładami, a nasi studenci z Politechniki Warszawskiej jeździli do Czarnobyla, żeby przekonać się, że nie jest taki diabeł straszny jak go malują, a z drugiej strony jest tam dobrze zorganizowany przerób i składowanie odpadów promieniotwórczych. Współpraca polsko-ukraińska była solidna. Później pandemia przerwała te wyjazdy, ale odbywały się wirtualne konferencje.”

Instytut Chemii i Techniki Jądrowej, którego Dyrektorem jest profesor Andrzej Chmielewski, oferuje wsparcie dla doktorantów ukraińskich. A konkretnie dysponuje grantem, dzięki któremu może przyjmować doktorantów na okres 6 miesięcy. Nie muszą oni zmieniać swojego tematu badawczego i w spokojnym klimacie w Polsce mają możliwość kontynuacji doktoratów rozpoczętych na Ukrainie. Z racji, że w Polsce z kolei brakuje kadr dla planowanych inwestycji jądrowych zacieśnianie współpracy naukowej może być wartościowe również dla strony polskiej.

Uran i sankcje

Według danych z 2021 r. Rosja dostarczała wówczas do Unii Europejskiej około 20% uranu na potrzeby elektrowni jądrowych. Jeszcze więcej dostarcza Kazachstan, bo około 23 %. Natomiast Niger jest na 1 miejscu z dostawami rzędu 24%. Nawet Francuzi ze swoim rozwiniętym przemysłem jądrowym, też 20% uranu sprowadzali dotąd z Rosji.

W tym roku, na skutek nieakceptowalnej polityki rosyjskiej, rozpoczęła się dyskusja na temat sprowadzania paliwa jądrowego z Rosji na forum Parlamentu Europejskiego, gdzie we wrześniu ubiegłego roku kilka krajów w tym Polska, Litwa, Łotwa i Estonia wystąpiły o zerwanie wszelkich kontaktów w zakresie technologii jądrowych z Rosją. Niemcy opowiedzieli się też za tym. Potrzebna była jednak jednomyślna zgoda co do sankcji, a 2 kraje: Bułgaria i Węgry nie chciały się na nie zgodzić. Szczególnie, że Węgrzy zaczęli już budować 2 nowe bloki jądrowe w oparciu o kredyty rosyjskie. Sprawa wyplątania się z tych zobowiązań była by dla nich trudna.

W Europie funkcjonuje 18 porosyjskich reaktorów, głównie w Europie Środkowo-Wschodniej, a więc  w Czechach, na Węgrzech, w Bułgaria Słowenia, Słowacja. W tych krajach w przypadku wprowadzenia sankcja na uran z Rosji istniałaby konieczność przestawienia się z paliwem. Problem ten nie dotyczy Rumunii, która produkuje własne paliwo do reaktorów CANDU, działających na uranie naturalnym. W Ukrainie Westinghouse dostarcza już paliwo do 8 różnych bloków. Z czasem będzie to możliwe dla wszystkich 15 bloków. Finlandia już nie musi się obawiać o paliwo z Rosji, bo już go nie sprowadza. Tak samo szwedzki Vattenfall, od 24 stycznia br. skończył sprowadzać paliwo z Rosji – a w Skandynawii postsowiecka infrastruktura jądrowa również istnieje. Paliwem z Rosji wspomagała się dotychczas również Kanada i Australia, są one jednak zdeterminowane aby relacje te zakończyć.

W polskim Świerku, około 25-30 km od Warszawy funkcjonuje badawczy reaktor jądrowy Maria, w którym początkowo wykorzystywane było bardzo wysoko wzbogacone paliwo, gdyż pierwotnie było to 60%. Reaktor został zbudowany przez Polaków, co pokazuje że potrafimy działać w technologiach jądrowych. Pierwsze paliwo było pochodzenia rosyjskiego. Następnie, gdy Amerykanie wprowadzili ograniczenie stopnia wzbogacenia uranu, był on ograniczany i w polskim reaktorze. Odbywało się to progresywnie do 28, później do 22, a teraz jest 19%. W chwili obecnej w Polsce jest jeszcze wykorzystywane paliwo rosyjskie, bo wcześniej decydowały aspekty ekonomiczne. Przez wiele lat byliśmy również członkiem Zjednoczonego Instytutu Badań Jądrowych w Dubnej i wycofaliśmy się dopiero w zeszłym roku na jesieni.

W Świerku jest już uruchomione zasilanie w paliwo francuskie. A zdecydowanie trudniej opracować jest przejście na inne paliwo w reaktorach mniejszych niż dla większych, gdzie są pewne standardy. W Świerku wykorzystujemy neutron Flax, czyli strumień neutronów 10 do 14, którym robi się naświetlanie uranu dla tarczy molibdenowych, żeby uzyskać później technet-99m, który jest używany do badania tarczycy i innych organów. Gdy był czasowo zatrzymany jeden z reaktorów kanadyjskich to Świerk dostarczał około 18% całych dostaw światowych właśnie tych tarcz. Z tym, że tarcze nie były tu lokalnie przerabiane, jechały dalej do Belgii.

Obecnie wydaje się, że z technicznego punktu widzenia przestawienie instalacji jądrowych na paliwo inne niż rosyjskie nie jest wielkim problemem. Nie wiadomo jedynie, czy są do tej zmiany przygotowane wszystkie fabryki, które produkują dziś wzbogacony. Musiały by bowiem one dostarczyć na rynek w szybkim tempie większe ilości paliwa.  

Jak podkreślił profesor Andrzej Chmielewski: „Jeżeli chodzi o paliwo, to na przykład warszawski Instytut, który powstał w 1956 roku, był głównie powołany po to by przerabiać paliwo jądrowe, w tym do uzyskiwania tlenku uranu, czy uranu metalicznego. W zasadzie jak widziałem w Wilmington w Stanach Zjednoczonych fabryka paliwa jądrowego to nie jest olbrzymi zakład, jak na przykład petrochemia czy duża elektrownia. Niektóre te instalacje są niedużo większe niż to, co mieliśmy na hali badawczej w Instytucie. Niemniej etap wzbogacania to jest trudny, bardzo kosztowny proces, charakteryzujący się dużym zużyciem energii elektrycznej. Francuzi na przykład mają 2 stacje wzbogacania i ich 2 elektrownie jądrowe właściwie pracują wyłącznie dla tego systemu wzbogacania.”

Kompetencje do odtworzenia przemysłu jądrowego w Europie, w tym w zakresie wzbogacania uranu, istnieją bo w tej chwili są już dostępne nowoczesne technologie. Są to instalacje-kaskady. Współczynniki wzbogacenia są bardzo niskie, trzeba ten proces wielokrotnie powtarzać. Wobec tego to jest instalacja dość skomplikowana. No i aby podjąć decyzję o budowie instalacji wzbogacania uranu, to ktoś musi później chcieć kupić taki produkt. Jednym słowem – stacje wzbogacania powstają w odpowiedzi na określony popyt, takich instalacji na wyrost się nie buduje.

Technologia stale się rozwija, na przykład w kierunku obróbki laserowej. W Stanach Zjednoczonych istnieje już system do wzbogacania uranu przy użyciu metod laserowych. Polega to na tym, że możemy dokładnie się „wstrzelić” laserem w to, co jonizuje uran i wówczas bardzo łatwo rozdzielić izotopy uranu. Niewykluczone więc, że będziemy rozwijali się w tym kierunku, jeśli chodzi o wzbogacanie uranu.

Z drugiej strony niektóre elektrownie jądrowe są już wyeksploatowane i bliskie zamknięcia. Warto byłoby w obliczu gremialnego odejścia od paliwa rosyjskiego przeprowadzić ocenę, które jednostki atomowe jeszcze będą użytkowane i jak długo będzie się je eksploatować. Być może naturalne zastępowanie starych bloków jądrowych nowymi – wprowadzi również płynnie zmianę paliwa w elektrowniach.

Coraz częściej mówi się, że to etap wzbogacania uranu jest wąskim gardłem, bo samo uzyskiwanie wodoru i uranu nie jest skomplikowanym procesem. Problem jest jednak wciąż politycznych wpływów Rosji. Produkcja w Kazachstanie jest wszak kontrolowana w dużej części przez Rosyjską Państwową Korporację Energii Jądrowej „Rosatom”. W tej chwili świat zachodni poszukuje nowych dróg transportu dla uranu, bo dotychczas około 40% paliwa przechodziło przez Sankt Petersburg. Niedawno utworzono połączenie nad Morzem Kaspijskim, którym można by samolotami przewozić materiały do Europy. Drugi rozważany kierunek jest przez Chiny, ale on by de facto omijał sankcje.

Horyzont czasowy odejścia od rosyjskiego paliwa szacuje się na około 5 lat. Na mniej więcej tyle lat wprzód elektrownie mogą gromadzić paliwo. Jest to możliwe dzięki efektywności paliwa jądrowego. Z jednego grama uranu uzyskujemy mniej więcej tyle energii co z 2-3 t węgla. Czyli dla elektrowni 1000 megawatów, jak APE1000, potrzeba około 25 t paliwa rocznie. Do tej samej mocy elektrowni węglowej potrzebowalibyśmy 3 miliony ton węgla. W tym wypadku gromadzenie paliwa na zapas nie byłoby możliwe. W przypadku atomu, jest to z kolei zwyczajowa praktyka.

Ukraina od dawna buduje atomową niezależność

W Ukrainie projekt zastąpienia rosyjskiego paliwa na paliwo innego producenta rozpoczął się w 2005 roku. Wymiana paliwa następuje w cyklach. Potrzebne są 4 lata do tego, aby cały rdzeń reaktora był obciążony paliwem jednego dostawcy – w tym wypadku Westinghouse. To proces który został przez Ukrainę rozpoczęty już wiele lat temu, jednak uwzględniając ów 4-letnie cykle obecnie jest dobry moment na wykluczenie Rosatomu z procesu dostawy świeżego paliwa jądrowego do 18 reaktorów Europy Środkowej. Gdyby tak się stało za 4-5 lat Stary Kontynent mógł by niemal całkowicie wykorzystywać uran z innych źródeł.

Jeśli chodzi o przewidywany okres eksploatacji ukraińskich elektrowni jądrowych, to raz na dziesięć lat odbywa się przegląd instalacji i sporządzane jest sprawozdanie dotyczące analizy bezpieczeństwa i na tej podstawie przedłużony zostaje (termin eksploatacji) na kolejnych 10 lat.

W USA przedłużono termin eksploatacji jądrowych bloków energetycznych do 80 lat. W Europie również kraje posiadające atom planują dziś dłuższe jego wykorzystywanie (z wyjątkiem Niemiec). W Ukrainie obecnie poddawany wspomnianej analizie będzie pierwszy i drugi blok rówieńskiej elektrowni jądrowej i raczej należy spodziewać się, że ich eksploatacja zostanie wydłużona o kolejnych dziesięć lat, to jest do połowy lat trzydziestych. Z tego powodu paliwo dla reaktorów konstrukcji radzieckiej będzie potrzebne jeszcze do około lat pięćdziesiątych.

Przed pełnoskalową inwazją w 2022 roku Ukraina miała rezerwy paliwa jądrowego produkcji rosyjskiej firmy „TVEL” S.A. Z kolei z firmą Westinghouse Ukraina posiada kontrakt od grudnia 2014 roku, który między innymi przewidywał, że jeśli Rosja odmówi dostawy paliwa jądrowego, a takie ryzyko było realne od 2014 roku, to Westinghouse próbowałby tę lukę wypełnić na bazie zbudowanej w Szwecji dodatkowej linii montażowej zestawów grzewczych skonstruowanych wg. technologii, która pasuje do reaktorów PWR-1000. W Szwecji istnieją więc możliwości produkcji paliwa dla jednostek PWR-1000 obecnych w Europie. Z resztą Czechy do radzieckich reaktorów PWR-440 otrzymywały paliwo od Westinghouse do 2007 roku. Elektrownia jądrowa w Temelinie została uruchomiona z paliwem jądrowym produkcji Westinghouse. Następnie Rosatom wykorzystując mechanizmy korupcyjne oraz nieuczciwą konkurencję na rynku, wypchnął usługi Westinghouse z Czech, a także z Finlandii.

Mimo wszystko te doświadczenia spowodowały, że proces licencjonowania udoskonalonego paliwa Westinghouse (dla ukraińskich reaktorów radzieckich) najsprawniej i najszybciej będzie odbywał się w Czechach oraz Finlandii. Bo te kraje już mają doświadczenie w wykorzystywaniu amerykańskiego paliwa jądrowego.

Podsumowując, ze strony technicznej nie istnieją przeszkody dla nałożenia sankcji na Rosatom. Jest to kwestia polityczna i po części ekonomiczna. Podmioty jak Rosatom, czy Gazprom należy postrzegać jako bezpośrednio wspierające działania wojenne. Do 2022 roku wydawało się wielu decydentom, że nie przetrwamy bez gazu rosyjskiego, ropy rosyjskiej. Tymczasem Europa przetrwała zimę dość bezproblemowo. Dziś musimy zrozumieć, że nawet jeśli rosyjskie paliwo jądrowe, czy usługi dla branży atomowej są tańsze, to jest to cena krwi. Rosjanie okupując ukraińskie elektrownie atomowe w sposób barbarzyński postępowali z ich personelem. Próby przejęcia przez Rosjan instalacji, które nie będą działały według ich schematów, na ich paliwie są w przyszłości mniej prawdopodobne. Stąd konsekwentne dążenie do ustanowienia sankcji dla Rosatomu wydaje się jedynie słusznym kierunkiem.

Współpraca polsko-ukraińska

Uczestniczący w dyskusji Radca Ambasady Ukrainy w Polsce Oleh Kazanishchev poinformował, że wprawdzie specjalnej jednostki do spraw nuklearnych w ramach Ambasady Ukrainy w Polsce nie ma, ale funkcjonuje dział handlowy. Pracownicy o różnych specjalizacjach, w tym w ramach branży energetycznej opiekują się też energią jądrową. Póki co nie ma w planach takiego podziału obowiązków, żeby dedykowana osoba odpowiadała wyłącznie za kierunek jądrowy.

Ale też Ambasada Ukrainy w Polsce jest zdaje się największą placówką dyplomatyczną na świecie. To oczywiście świadczy o tym, że Polska jest liczącym się partnerem. Tym bardziej się po 24 lutym zeszłego roku Polska, okazała się wręcz strategicznym partnerem. Pracownicy Ambasady Ukrainy są bardzo wdzięczni Rządowi i narodowi polskiemu za wsparcie i pomoc Ukrainie.

W obszarze współpracy energetycznej czy planach w tym zakresie – wszystko zmieniło się po rozpoczęciu wojny. Ambasada jako placówka dyplomatyczna odpowiada za rozwój współpracy w różnych kierunkach, w tym w branży energetycznej. Ambasada zaangażowana jest w kilka projektów wspólnych, w różnych segmentach: gazowym, ropy naftowej, jak również energetyki jądrowej. Pracownicy Ambasady uczestniczę w konferencjach, monitorują sytuację rozwoju branży jądrowej w Polsce. Ambasada jest otwarta na rozwój współpracy, w tym na łączenie kompetencji przedsiębiorstw ukraińskich i polskich.

Jeszcze przed zapowiedzią o budowie w kraju nad Wisłą trzeciej elektrowni jądrowej ukazał się raport Polskiego Instytutu Ekonomicznego autorstwa Adama Juszczaka, dotyczący ekonomicznych aspektów inwestycji jądrowych w Polsce, wpływu na biznes, rynek pracy i społeczności lokalne. Już wtedy widać było, że potencjał ekonomiczno-społeczny budowy elektrowni jest całkiem spory. Na pierwsze 2 elektrownie jądrowe, które są planowane w polskim programie energetyki jądrowej, potrzeba około 200 miliardów złotych. Tak średnio można szacować koszty, jakie trzeba będzie na te 2 jednostki ogółem ponieść. Oznacza to, że w tym momencie w Polsce naprawdę bardzo wielkie pieniądze są w grze i biznes będzie się o nie starał. Udział local contentu może według zapowiedzi i przykładów z innych krajów wynieść między 50, a 70%. Pieniądze, które mogą trafić do rodzimego biznesu z tych dwóch inwestycji, to jest nawet do 130-140 miliardów złotych.

Mimo, że w Polsce dotąd w zasadzie nie było rynku dla energetyki jądrowej, firmy zainteresowane działalnością okołoatomową istnieją. Część z nich świadczyła dotąd usługi poza Polską. Natomiast oczywiście są też pewne obszary do nadrobienia, bo części kompetencji nie byliśmy w stanie wykształcić nie posiadając takich inwestycji w Polsce. I to jest potencjalnie okazja do współpracy środowiska polskiego i ukraińskiego.

Z katalogu, który tworzy Ministerstwo Klimatu i Środowiska w Polsce, wynika, że samą tematyką energetyki jądrowej zainteresowanych w Polsce ponad 300 firm. Z czego jedynie niewielka część ma doświadczenie we wcześniejszych inwestycjach jądrowych na całym świecie. Powód jest prosty, to nie są łatwe inwestycje. Wymagane jest posiadanie bardzo wielu różnych certyfikatów. Część przedsiębiorstw – mimo zainteresowania branżą jądrową – na pewno będzie się obawiać, czy będzie mogła temu sprostać. Należałoby więc budować odpowiedni klimat wokół tych inwestycji, umożliwiać współpracę z podmiotami wykwalifikowanymi, zachęcać całe środowisko do rozwoju.

A jest się o co starać. Wystarczy spojrzeć na przykład Francji chociażby, która ma rozbudowany przemysł jądrowy. Gdzie sektor jądrowy zarówno ten wytwarzający energię, jak i sektor firm oferujących usługi dla elektrowni jądrowych czy produkujących komponenty zatrudnia około 400.000 osób. Jest to naprawdę duży kawałek tortu do podziału. Gdybyśmy chcieli spojrzeć na poszczególne sektory, w których rozwój jest najbardziej prawdopodobny to są to chociażby przemysł maszynowy i usługi związane z przemysłem maszynowym, czy elektryka i automatyka, a także obróbka metali. Tutaj mamy potencjał. Reprezentowane są w Polsce firmy, które już wcześniej pracowały przy inwestycjach zagranicznych, stąd ten transfer know how jest jak najbardziej jest możliwy.

W kontekście współpracy z Ukrainą, należy zaznaczyć, że w Polsce brakuje obecnie i dość długo brakować będzie kadr w energetyce jądrowej. Luka kadrowa wynika z tego, że ta inwestycja przez długi czas nie mogła wystartować i część wykształconych specjalistów nie była w stanie znaleźć pracy w kraju. Wyjeżdżali więc za granicę, tylko nieliczni pozostawali na uczelniach naukowo-badawczych. Większość studentów wybiera dziś specjalizację OZE, bo to jest rynek już istniejący i z potencjałem rozwojowym. W przypadku atomu jest ciągle jeszcze duża niepewność, która może powstrzymywać młodych ludzi przed wyborem takiej ścieżki zawodowej. Z kolei kadry ukraińskie istnieją, mają bogate doświadczenie, z pewnością ich zaangażowanie w budowę polskich elektrowni jądrowych byłoby cenne. Współpraca polsko-ukraińska mogłaby z kolei owocować następnie w inwestycjach ukraińskich – modernizacjach aktywów, odbudowie i budowie. W Ukrainie w najbliższych dekadach będzie powstawać bardzo dużo nowych inwestycji. Około 90% ukraińskich wiatraków oraz 50% paneli fotowoltaicznych uległo zniszczeniu ze względu na działania wojenne.  Cała ta infrastruktura będzie wymagała odtworzenia.

Obecność atomu w odbudowie Ukrainy

Obecnie wśród ekspertów i urzędników w Ministerstwie Energetyki Ukrainy, w Narodowej Komisji Regulacji operatora systemu Ukrenergo toczy się dyskusja na temat tego, jaki system energetyczny powinna budować Ukraina po zwycięstwie w wojnie. Jako, że Ukraina jest stroną Traktatu Paryskiego, dotyczącego działań na rzecz ochrony klimatu, a energetyka jądrowa obok energetyki OZE jest nisko emisyjna i przede wszystkim tym atomem Ukraina dysponuje – jego rola w powojennym miksie energetycznym powinna być znacząca. Wiele głosów przemawia za rozwojem zdecentralizowanej generacji energii. W tym z wykorzystaniem  małych i średnich modułowych reaktorów jądrowych. Ukraina deklaruje też, że więcej uwagi niż dotychczas będzie chciała poświęcać elektrowniom wiatrowym.

Przed wojną rozkład generacji energii w OZE zawierał około 75% energetyki słonecznej i 25% wiatrowej. Eksperci twierdzą, że proporcje te powinny być odwrotne, uzupełniane jeszcze biogazem. Symbioza pomiędzy stabilną generacją z atomu i powstającymi w sposób rozporoszony źródłami OZE mogłaby okazać się bardzo skuteczna. Zdaniem Olgi Kosharnej, uczestniczki dyskusji okrągłego stołu ZPP nawet budowa w Chmielnickiej elektrowni jądrowej kolejnych bloków 1000 MW w technologii Westinghouse może nie być tak dobrym rozwiązaniem jakim byłaby budowa reaktorów małych i średnich (modułowych). Opinię tę podziela ukraiński biznes prywatny. Firma DTEK bada aktualnie budowy małych i średnich reaktorów modułowych. Z perspektywy odbudowy energetyki oraz uzyskania komplementarnego systemu energetycznego w Ukrainie kierunek ten wydaje się być bardzo pożądany.

Biznes i atom

Izba Gospodarcza Energetyki i Ochrony Środowiska, którą kieruje Bogdan Pilch, zrzesza ponad 100 podmiotów z szeroko rozumianego sektora energetycznego. W IGEiOŚ reprezentowane są zarówno duże grupy energetyczne, firmy budowlane, jak i przedstawicielstwa firm zagranicznych w Polsce oraz firmy wykonawcze. Organizacja pokrywa cały sektor – od energetyki konwencjonalnej poprzez OZE, branżę wodorową po energetykę jądrową w Polsce. W obszarze inwestycji atomowych koncentrujemy się na maksymalizacji udziału polskiego przemysłu, czyli tak zwanego „local content”. W opinii IGEiOŚ udział ten ma szansę osiągnąć 50%, maksymalnie 60%. Droga do niego jest jednak daleka gdyż zdobycie uprawnień, aby stać się kwalifikowanym wykonawcą czy podwykonawcą, to jest bardzo długi, kosztowny proces. Obecnie w Polsce działa około 80 firm, które mają jakiekolwiek doświadczenie w budowie, jak również w eksploatacji instalacji atomowych.  

Idąc tropem wątku współpracy polsko-ukraińskiej szef IGEiOŚ zwrócił uwagę na kwestie paliwa i jego utylizacji, jako potencjalne obszary dla wspólnego działania. Natomiast na etapie budowy doświadczenia mogą być wykorzystane przez m.in. udział doświadczonych fachowców z Ukrainy. Ze względu na to jednak, że to będzie technologia amerykańska, a doświadczenia z Ukrainy bazują na technologii rosyjskiej transfer wiedzy naturalnie nie będzie 1:1. Jednak pewne procesy są bardzo zbieżne, stąd udział firm czy fachowców z Ukrainy jest jak najbardziej prawdopodobny. Gdyby udał się  Ukraińcom mariaż jądrowy z polskimi firmami, to z pewnością w perspektywie podmioty te miałyby nie budowę jednej elektrowni, ale i potencjał eksportu świadczonych usług. Od ubiegłego roku obserwujemy w pewnym sensie renesans energetyki jądrowej. MMR i SMR to są technologie kompatybilne. Wzajemnie się uzupełniające z pełnoskalowym atomem, a nie konkurujące.

Zainteresowanie polskich firm współpracą z Ukrainą jeśli idzie o sektor energetyczny IGEiOŚ zauważa coraz większe. , zgłasza do nas mnóstwo firm. Dotychczas zgłaszające się do nich podmioty kierowali do Ministerstwa Aktywów Państwowych, które stworzyło już bazę około tysiąca firm.  Niestety inewiele słychać na ten temat aby ten tematy był aktywnie prowadzony, moderowany. Cenna byłaby możliwość podejścia biznesowego do tej współpracy, czyli aby nie politycy, ale przedsiębiorcy przejmowali inicjatywę.  Polsko-Ukraińska Izba Gospodarcza jest również w gotowości do udzielania wsparcia.

IGEiOŚ prowadzi też szkolenia dla firm w zakresie realizacji projektów jądrowych, uczestniczy w spotkaniach i konferencjach branżowych. Przygotowuje wyjazdy studyjne i posiada dobrą relację z aktywnymi na polskim rynku dostawcami technologii, czyli Westinghouse, ale również EDF i KHNP. W swoich działaniach Izba stara się przede wszystkim uzmysłowić zainteresowanym, że proces stania się  podwykonawcą jest bardzo trudny, złożony, wieloletni i kosztowny. Oczywiście nie dla wszystkich, bo każda firma jest na innym etapie rozwoju. W 2022 r. roku w ramach grantu ministerialnego IGEiOŚ prowadził program intensywnych szkoleń. Przypadało 60 godzin dla jednego uczestnika. Przeszkolonych zostało około 180 osób, z około 150 firm. Podczas szkoleń prezentowane były technologie, omawiane wymagania związane z tym, jak zostać podwykonawcą, poddostawcą czy dostawcą w zakresie technologii. Zarówno amerykańska technologia Westinghouse, jak i te od EDF i KHMP zostały uwzględnione. Szkolenia będą kontynuowane 2023 r. Możliwa jest także organizacja tak zwanych suppliers day, gdzie w sposób jasny, klarowny dostawcy technologii pokażą oni ścieżkę – mapę drogową, w jaki sposób można wejść do łańcucha dostaw dla inwestycji jądrowej.

Dotychczas niewiele osób wierzyło w realizację projektu jądrowego i ten sceptycyzm firm i dystans wynikał z faktu, że tyle było w Polsce podejść do tego projektu, że mało kto wierzył że inwestycje te w końcu nabiorą tempa. Wybór partnera technologicznego nie przesądza jeszcze o sukcesie projektu, ale bardzo go uprawdopodabnia. Dziś już wydaje się to przesądzone, że elektrownie jądrowe w Polsce powstaną. Czy w czasie i budżecie to jest zupełnie inne zagadnienie i wymaga odrębnej dyskusji. Energetyka jądrowa jako podstawa i OZE jako uzupełnienie, a w perspektywie również wykorzystanie wodoru – to aktualnie w wielu krajach uznawane jest za pewien standard, model do którego warto dążyć.

Spółdzielnie energetyczne i SMR-y

Zdaniem innego uczestnika dyskusji Roberta Jankowskiego stary system energetyczny, który wykoncypował w XIX wieku, a w Polsce stworzony został w latach 50 się skończył. Te środki techniczne, nowoczesne technologie, które się pojawiły spowodują, że dekompozycja starego systemu następuje na naszych oczach. Dlatego dziś, w opinii rozmówcy ZPP, należy pracować nad tym, żeby powstawał cały zupełnie nowy system  – odzwierciedlający energetykę XXI wieku.

Miałby to być system autonomicznych obszarów wielkości gminy lub dwóch gmin, parafii, które bilansują zużycie energii wewnętrznie. Koncept miałby być oparty na systemie spółdzielczym. To właśnie system spółdzielczy wygrać miał wielką wojnę z Prusakami w Wielkopolsce w XIX wieku. Zdaniem Roberta Jankowskiego najlepszym sposobem na to, żeby ograniczyć korupcję (np. ukraińskich oligarchów) byłoby wybudowanie systemu, gdzie sami spółdzielcy są gospodarzami tego co mają. W ramach tego systemu, takich obszarów autonomicznych, należy integrować od samego początku prąd z ciepłem i elektromobilnością. A ostatnio mówi się też o tym, żeby dołączyć do tego również zdrową żywność i lokalne indywidualne budownictwo, Elementem niezbędnym takiego systemu jest tak zwany stabilizator, czyli źródło prądu z którego pochodzi między 15 do 25% energii. Polskie Forum Klimatyczne ocenia, że w Polsce jest miejsce na docelowo około tysiąc SMRów działających jako ów stabilizator. Resztę potrzeb miałyby zabezpieczać biogazownie, geotermia, hydroenergetyka, albo też instalacje termicznego przetwarzania biomasy. Pewność dostaw energii oraz niskie ceny są tu nadrzędnym celem.

I choć te cele są również priorytetowe w całej Unii Europejskiej, szczególnie na poziomie Komisji Europejskiej i Parlamentu, to jednocześnie ściera się tam bardzo wiele różnego rodzaju interesów. Aby ograniczyć wpływ rozmaitych grup interesu należy  budować lokalną energetykę obywatelską. Nie ma wśród ani Polaków, ani Ukraińców żadnych przeciwwskazań społecznych w kierunku atomu. Jest to bardzo czysta energia z punktu widzenia neutralności klimatycznej, zero emisyjna.

Ważny jest również aspekt komunikacji, dotarcie bezpośrednio do społeczeństwa z przekazem na temat europejskiego „Green Deal”. Nie jest możliwe wstąpienie do Unii Europejskiej, jeżeli państwo kandydujące nie ma jasnego planu osiągnięcia neutralności klimatycznej. W opracowaniu koncepcji transformacji energetycznej w Ukrainie polskie firmy z pewnością mogłyby pomóc. Z drugiej strony na Ukrainie jest bardzo wielu fachowców związanych z energetyką jądrową i przede wszystkim jest tam infrastruktura. Mimo działań wojennych wciąż jednak są fabryki, opracowują oprzyrządowanie. Jeżeli byśmy w Polsce rozwijali na szeroką skalę właśnie systemy SMRów, to jest tu również pole do współpracy.

Rozwój kadr w energetyce jądrowej

W Ukrainie w atomie specjalizują się nawet niektóre szkoły średnie. W Polsce też kiedyś istniało technikum nukleoniczne w otwocku. Aby jednak wyszkolić kadry dla całej branży trzeba w sposób kompleksowy podejść do sprawy. A z drugiej strony sektor jądrowy jest niezwykle regulowaną dziedziną. Każdy gram uranu, plutonu musi być raportować do Unii Europejskiej, nawet jak jest przenoszony z jednego laboratorium do drugiego. W Polsce posiadamy wprawdzie uczelnie badawcze, ale jest ich tylko 10. Bez badań, bez praktyki nie można nauczać, nie da się gwarantować rozwoju. Nasi studenci muszą uczyć się od praktyków. Samo posłanie praktykanta na miesiąc do Stanów Zjednoczonych nie jest wystarczające. Potrzebny jest kompleksowy program nauczania.

Konieczne jest uczestnictwo w projektach europejskich, jak chociażby we współpracy z renomowanymi uczelniami oraz francuskim EDFem. Warto z doświadczeń i szkoleń w innych krajach korzystać. W kontekście współpracy polsko-ukraińskiej w obszarze atomu najważniejsze to jest to, że energetyka jądrowa już pracuje na Ukrainie od wielu lat. Połączenie w ramach wspólnych działań zarówno uczelni na Ukrainie, polskich instytutów badawczych, jak również organizacja szkoleń przemysłowych byłaby bardzo wskazana. Dla przykładu w Charkowie został zbudowany jeden z pierwszych akceleratorów w świecie. Ukraina ma bardzo dobrych fizyków, w tym zaangażowanych w prace Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej.

Mamy też w Polsce dobrze zorganizowaną Państwową Agencję Atomistyki, również współpracującą blisko z MAE, ośrodkami w Europie i Ameryce Północnej. Prowadzonych jest wiele szkoleń, wśród światowych kadr w przemyśle jądrowym słyszy się też i polskie nazwiska. 

Bezpieczeństwo

Politycznie obserwujemy dziś w Polsce zjednoczenie i strony rządowej i opozycji, wszyscy są za energetyką jądrową, włączając w to ugrupowania zielonych. Samorządowcy liczą na miejsca pracy, na zastrzyk środków z inwestycji, rozwój lokalnej przedsiębiorczości. Diametralnie jednak zmieniły się reguły bezpieczeństwa w branży atomowej.

Energetyka jądrowa stała się tak droga, bo wiele instalacji, nawet chemicznych, musi być dziś zabezpieczonych jak elektrownie atomowe. Ten bardziej współczesny system generacji 3+ ma pasywne systemy bezpieczeństwa. Problem katastrofy w Fukushimie polegał na tym, że podczas chłodzenia przez 8 godzin reaktor bronił się sam. Jednak po 8 godzinach, w przypadku nie przywrócenia chłodzenia, może dojść do stopienia się paliwa. W Fukushimie dodatkowo doszło do wybuchów wodoru. Wodór i tlen to jest mieszanina piorunująca. Dziś w większości elektrowni funkcjonują inne systemy bezpieczeństwa. We wspomnianym systemie 3+ plus nawet jak nie ma zasilania w energię elektryczną, to systemy bezpieczeństwa i tak są aktywne. W amerykańskim Westinghouse AP 1000 jak paruje woda to zabiera ciepło i jest też osłona metalowa, która kondensuje wodę. W Fukushimie generatory stały niestety w piwnicach, a fala tsunami miała 13 metrów. Kolejna z elektrowni też miała podobny problem z systemem bezpieczeństwa, ale zdążono przeciągnąć kabel prądowy do elektrowni i przywrócić chłodzenie.

Istotne z punktu widzenia nadzoru nad bezpieczeństwem inwestycji jądrowych jest też posiadanie krajowego „technical support organization”, który dysponowałby panelem ekspertów – od budownictwa, od stali, od chemii. Finlandia ma system zwany STUK i jest to odpowiednik polskiej Państwowej Agencji Atomistyki i posiada do dyspozycji różne instytucje, które np. na zlecenie STUK robią odpowiedni research. Z kolei na Węgrzech jest mocny Instytut i oprócz niego 32 specjalistyczne jednostki, które realizują zadania w obrębie sektora jądrowego. Polska musi rozwinąć taki system.  Państwowa Agencja Atomistyki ustanowiła już tak zwaną autoryzację, o którą mogą wystąpić nie tylko polskie firmy, ale również Ukraina. Dana jednostka dostaje autoryzację i ona będzie miała prawo startować do projektów bezpieczeństwa jądrowego, badań, opracowań czy doradztwa. Kluczowym jest aby nie dopuszczać podmiotów bez referencji, wiedzy, odpowiednich kadr. Aby zapewnić bezpieczeństwo polskiemu sektorowi jądrowemu wszystko to musi zostać dopracowane Doświadczenia ukraińskiego dozoru jądrowego mogłyby być bardzo ciekawe, a więc jak to zostało zorganizowane w Ukrainie.

Impuls dla gospodarki

Tylko 2 elektrownie jądrowe w Polsce według przeliczników OECD stworzyłyby do 40000 miejsc pracy bezpośrednich i pośrednich, oraz w otoczeniu siłowni. Korzyści są ogromne także dla społeczności lokalnych, które trzeba oczywiście na bieżąco informować o planach. Często w przestrzeni publicznej spotyka się pytanie o kanibalizowanie się OZE i atomu, konkurencję mocy wytwórczych – a więc co, jeśli zostaniemy z nadmiarem mocy? Nic takiego się nie stanie. Powód jest prosty, polską gospodarkę będziemy dekarbonizować przez dekady. Aby osiągnąć unijne cele klimatyczne będziemy potrzebować znacznie większą ilość energii elektrycznej niż do tej pory. Jeżeli będziemy chcieli rozwiać elektromobilność lub wodór, to czy to purpurowy z atomu, czy zielony. To będzie wymagało większej produkcji energii elektrycznej. Pompy ciepła i szereg innych innowacji w obrębie gospodarstw domowych i przemysłu zwiększy nasze zapotrzebowanie na energię elektryczną. Nie ma żadnego powodu, żeby podejrzewać, że ukraińska gospodarka po odbudowie, zwłaszcza biorąc pod uwagę, że duża część odnawialnych źródeł energii została w tym kraju zniszczona podczas wojny, nie będzie potrzebować energii, nowych mocy wytwórczych.

Zwłaszcza jeżeli będziemy mówili o wyłączaniu stopniowym jednostek węglowych, czy ograniczeniu jednostek gazowych.  Powinniśmy planować tych reaktorów na tyle dużo, żeby móc zaspokoić swoje zapotrzebowanie w przyszłości i w Polsce i w Ukrainie. Oczywiście w odpowiedniej synergii z odnawialnymi źródłami energii. Nie należy więc przedstawiać projektów SMRowych jako jakąkolwiek konkurencję dla dużego atomu. SMRy jak najbardziej mogą służyć uzupełnieniu źródeł i mają kilka bardzo ciekawych zastosowań, do których można ich użyć. Na przykład systemy ciepłownicze, zwłaszcza w mniejszych regionach. Czy produkcja energii dla dużych zakładów przemysłowych. Natomiast nie będą one w żaden sposób stanowić dużej konkurencji dla pełnoskalowego atomu, który przede wszystkim ma zasilać krajowy system elektroenergetyczny.

Odbudowa ukraińskiej energetyki i przyszłość atomu

Wojna trwa, ale kontynuowane są równolegle dyskusje na temat powojennej odbudowy infrastruktury energetycznej, która jest składową gospodarki państwowej Ukrainy, kandydującej do Unii Europejskiej (UE). Przewiduje się możliwość znacznego zwiększenia zapotrzebowania na energię elektryczną przez różne branże przemysłu.

Tak jak na świecie przez pandemię w latach 2020-2022 oraz wojnę Rosji przeciwko Ukrainie znacznie wzrosła cena gazu, ropy , produktów rafinacji, a co za tym idzie energii elektrycznej – tak i produkcja w przemyśle UE stała się bardzo kosztowna ze względu na znaczący wzrost kosztów oraz wymagania ekologiczne.

Modernizacja obiektów produkcyjnych w istniejących zakładach zawsze wiąże się z czasowym ograniczeniem produkcji lub w ogóle z zatrzymaniem produkcji, co niesie ze sobą ryzyko znacznej utraty pozycji konkurencyjnej na rynku światowym oraz starty finansowe.

Niewykluczone jest zjawisko przenoszenia zakładów w kierunku Polski, Rumunii czy Węgier, a nawet krajów bałkańskich, czy wreszcie do Ukrainy. Kraje te oferują przewidywalne warunki organizacji biznesu i kapitał ludzki. W obrębie Ukrainy również obserwowana jest migracja przemysłu – już w okresie trwającej wojny wiele państwowych przedsiębiorstw zdążyło przenieść swoje produkcje do centralnych lub zachodnich obwodów Ukrainy, a w czasie powojennym wydaje się, że ta tendencja będzie tylko wzrastać. Zdaniem Ivana Grygoruka zakres wykorzystania energii elektrycznej po wojnie nie tylko wróci na poziom sprzed wojny, a nawet wzrośnie w przybliżeniu o co najmniej 30%. Natomiast dojdzie do pewnego przebiegunowania generacji energii i jej konsumpcji – cała infrastruktura fizycznie i technologicznie zbliży się do Europy.

W styczniu br. Gabinet Ministrów Ukrainy wydał zgodę na rozpoczęcie budowy dwóch nowych reaktorów AP 1000. Bloki będą montowane w Chmielnickiej elektrowni AES.  Dostawcą ma być Westinghouse. Ukraina ma ambitne plany w zakresie rozwoju przemysłu atomowego – w kraju planowana jest budowa 9 nowych bloków AP 1000.

Pierwsza z przyczyn budowy nowych reaktorów jest bardziej polityczna – jest to strategia budowania niezależności poprzez dywersyfikację dostaw i technologii jądrowych w Ukrainie.

Druga przyczyna – to podwyższenie poziomu bezpieczeństwa eksploatacji istniejących reaktorów jądrowych poprzez wykorzystanie nowych modyfikacji paliwa jądrowego, budowa nowych reaktorów trzeciej, a w przyszłości czwartej generacji z ostatecznym celem dalszej likwidacji przestarzałych bloków energetycznych AES oraz wprowadzenia technologii zarządzania zużytym paliwem jądrowym.

Najstarszy z pracujących reaktorów jądrowych w Ukrainie dopuszczono do użytku w 1980 roku,  najmłodsze dwa bloki energetyczne w 2004 roku, a data zakończenia terminu eksploatacji najnowszych przypada na 2035 roku. Ukraińskie reaktory, zarówno  PWR-440, jak i PWR-1000 należą do drugiej generacji, którą na świecie dawno uważa się za przestarzałą.

Warto zaznaczyć, że reaktory jądrowe AP1000 znacznie różnią się od PWR-1000 następującymi, podstawowymi cechami:

– zmniejszenie kosztów całościowych oraz krótszy czas budowy;

– wyższy wskaźnik wykorzystania mocy oraz dłuższy okres działania;

– bardziej niezawodna konstrukcja, która jest prostsza w obsłudze w procesie eksploatacji i która jest mniej podatna na skutki ryzyka operacyjnego;

– niskie prawdopodobieństwo wypadku związane z roztopieniem strefy aktywnej;

– zwiększone spalanie paliwa, które zapewnia wyższą wydajność i zmniejszenie ilości odpadów;

– wykorzystanie pochłaniaczy spalania w celu wydłużenia żywotności ogniw paliwowych;

– mniejszy wpływ na środowisko.

Ukraina ma wszystko poza stanem pokoju, co jest potrzebne do dalszego rozwoju przemysłu atomowego. Dysponuje potencjałem naukowym, prawie 50-letnim doświadczeniem w użyciu AES, rozwiniętą infrastrukturą materiałową oraz techniczną. Ukraina zajmuje 12 miejsce pod względem wielkości zasobów i 11 w produkcji uranu na świecie. Ma zorganizowaną logistykę dostaw paliwa jądrowego, aktywnie wprowadza strategie związane z bezpiecznym postępowaniem z wypalonym paliwem jądrowym z reaktorów energetycznych. Charakteryzuje się też ogromnym kapitałem profesjonalistów w obrębie przemysłu atomowego.

Ukraina od 30 lat walczy o możliwość budowy nowoczesnych reaktorów jądrowych. Jest to bardzo trudny, ale uzasadniony szlak, na którym zdobywa bezcenne doświadczenie, którym chętnie będzie się dzieliła z partnerami takimi jak Polska.

 

Zobacz: 01.03.2023 Energetyka jądrowa – doświadczenia Ukrainy dla Polski

Warszawa, 9 lutego 2023 r. 

 

Memorandum ZPP: wobec dramatycznego wzrostu kosztów prowadzenia działalności, potrzebujemy pakietu dla mikrofirm

 

Synteza:

• Polscy przedsiębiorcy od 2020 r. zmagają się z licznymi kryzysami i rosnącymi kosztami działalności gospodarczej. Odbija się to bezpośrednio na ich sytuacji finansowej. W samym tylko pierwszym półroczu 2022 r. 161 tysięcy firm zawiesiło działalność gospodarczą, a 104,3 ją zamknęło.
• W tym roku polskie firmy czekają kolejne wzrosty cen energii i innych kosztów prowadzenia działalności, a także dodatkowa, druga podwyżka płacy minimalnej.
• W szczególnie trudnej sytuacji są najmniejsze firmy – mikroprzedsiębiorcy. Jeśli chcemy uniknąć fali kolejnych bankructw i upadłości, potrzebujemy pakietu rozwiązań poprawiających sytuację finansową mikrofirm.
• Problem nadmiernie obciążających najmniejsze firmy ryczałtowych składek na ZUS możemy rozwiązać poprzez likwidację ograniczenia czasowego dla tzw. małego ZUS-u plus. Rozważyć należałoby także waloryzację progu przychodowego uprawniającego do skorzystania z preferencji (w tej chwili jest to 120 tys. zł).
• Aby obniżyć pozapłacowe koszty pracy dla mikrofirm, proponujemy zwolnienie ich z obowiązku opłacania składek na Fundusz Pracy, a także obniżenie o połowę wysokości składek rentowych płaconych przez mikrofirmy za pracowników.
• Rozważyć należy dalsze zmiany w regulacjach wprowadzonych „Polskim Ładem” – proponujemy obniżyć składkę zdrowotną mikroprzedsiębiorców na skali podatkowej z 9% do 6% oraz podwyższyć limity oraz kwoty odliczeń składek od dochodu w przypadku podatników rozliczających się podatkiem liniowym i ryczałtem od przychodów ewidencjonowanych.
• Proponujemy ponadto, aby w przypadku pracowników zatrudnianych przez mikroprzedsiębiorców zasiłek chorobowy był wypłacany od pierwszego dnia niezdolności pracownika do pracy.
  
  

Wstęp – trudne czasy dla polskich firm.

Ostatnie lata nie były łatwe dla polskiej przedsiębiorczości, szczególnie dla najmniejszych firm należących do sektora MŚP. Pierwszym poważnym zagrożeniem była dla nich pandemia COVID-19 wraz z ograniczeniami, jakie za sobą niosła. Doprowadziła ona do upadku licznych przedsiębiorstw, zaś te które przetrwały w wielu przypadkach borykały się z problemami związanymi z płynnością finansową. Kolejne trudności przyniosła największa od lat nowelizacja prawa podatkowego – Polski Ład. Przepisy te były nieprzemyślane, szkodliwe i doprowadziły do ogromnego chaosu zarówno wśród przedsiębiorców, księgowych, jak i samych organów podatkowych. Choć udało się je w znacznej mierze poprawić w ciągu roku podatkowego, to pierwsza połowa 2022 r. była okresem dużej niepewności polskiego biznesu, a i dziś liczne normy podatkowe budzą uzasadnione zastrzeżenia. 2022 rok to również czas wzrostów cen gazu, energii elektrycznej i paliw. W wielu przypadkach podwyżki dla przedsiębiorców były kilkukrotne. Wiązało się to oczywiście ze znaczącym wzrostem inflacji, szczególnie po agresji rosyjskiej na Ukrainę w lutym 2022 r. Wojna wiązała się też z zerwanymi łańcuchami dostaw (co stanowiło problem już od czasów pandemii). Spirala inflacyjna napędza również wzrost wynagrodzeń, a w 2023 r. mamy do czynienia z rekordową podwyżką płacy minimalnej oraz składek na ubezpieczenia społeczne dla przedsiębiorców. Wszystko to przekłada się na znaczący wzrost kosztów prowadzenia działalności gospodarczej. Ostatnie lata są bez wątpienia wyjątkowo trudne dla polskiej przedsiębiorczości – szczególnie dla sektora MŚP.

Problemy wskazane powyżej znalazły odzwierciedlenie w danych statystycznych. Ministerstwo Rozwoju i Technologii wskazuje, że w samym tylko pierwszym półroczu 2022 r. 161 tysięcy firm zawiesiło działalność gospodarczą, a 104,3 ją zamknęło (blisko 29% więcej niż w analogicznym okresie 2021 r.). Ponadto aż 69% przedsiębiorców uważa, że w pierwszym półroczu 2022 r. warunki prowadzenia biznesu pogorszyły się[1]. Dane te wskazują również na bardzo niepokojący fakt – w chwili obecnej niemal co siódmy przedsiębiorca, a wśród najmniejszych (mikoroprzedsiębiorstw) co szósty, zawiesił działalność gospodarczą[2]. Wiele spośród tych firm nigdy nie wróci do działalności na rynku i zostanie wykreślonych z rejestru CEIDG „z urzędu”.

Inne dane wskazują, że od stycznia do końca października 2022 r. do CEIDG wpłynęło 157,7 tysiąca wniosków dotyczących zakończenia jednoosobowej działalności gospodarczej. Czyli 17,1% więcej niż w analogicznym okresie 2021 r.[3]. W tym samym okresie do CEIDG wpłynęło 278,1 tysiąca wniosków o zawieszenie jednoosobowej działalności gospodarczej. To o 31,1% więcej niż w analogicznym okresie poprzedniego roku[4]. Polskie firmy coraz częściej zmuszane są do zamknięcia działalności gospodarczej i potrzebują pilnej pomocy, nie poprzez bezpośrednie dopłaty, a przez zmiany systemowe, które pomogą zmniejszyć koszty ponoszone przez najmniejsze podmioty działające na rynku.

Pakiet pomocy polskiemu sektorowi MŚP.

1. „Ulga na start” i „Mały ZUS”

Jednymi z największych benefitów dla nowych przedsiębiorstw są Ulga na start i Mały ZUS oraz Mały ZUS+. Z Ulgi na start mogą skorzystać nowi przedsiębiorcy (albo powracający do prowadzenia firmy po 60 miesiącach kalendarzowych od ostatniego jej zawieszenia lub zakończenia prowadzenia działalności) wpisani do CEIDG przez 6 pełnych miesięcy kalendarzowych. W tym okresie nie płacą oni składek na ubezpieczenia społeczne (wciąż muszą jednak opłacać ubezpieczenie zdrowotne).

Drugie rozwiązanie to Mały ZUS. Pozwala on nowym przedsiębiorcom w okresie pełnych 24 miesięcy od rozpoczęcia działalności bądź skorzystania z Ulgi na start płacić składki na ubezpieczenia społeczne w preferencyjnej wysokości. Standardowo składki odprowadzane są od zadeklarowanej podstawy nie niższej niż 60% prognozowanego przeciętnego wynagrodzenia brutto, zaś w przypadku Małego ZUS podstawą może być kwota nie niższa niż 30% minimalnego wynagrodzenia. Wysokość składki na poszczególne ubezpieczenia to odpowiedni procent zadeklarowanej podstawy, np. dla ubezpieczenia emerytalnego w przypadku Małego ZUS w najniższej kwocie będzie to 19,52% pomnożone przez 30% minimalnego wynagrodzenia.

Istnieje możliwość dodatkowego skorzystania z preferencyjnych składek ZUS dzięki programowi Mały ZUS+ skierowanemu do firm, które uzyskały w poprzednim roku przychody nie większe niż 120 000 zł. Firmy takie mogą korzystać tych samych udogodnień jak w przypadku Małego ZUS przez maksymalnie 36 miesięcy w ciągu kolejnych 60 miesięcy kalendarzowych prowadzenia działalności gospodarczej. Co ważne, do tego okresu wlicza się również czas korzystania z Małego ZUS. Zatem realnie w większości przypadków program ten pozwala wydłużyć Mały ZUS o dodatkowy rok.

PROPONOWANE ROZWIĄZANIE

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców proponuje likwidację ograniczeń czasowych dla możliwości korzystania z programu Mały ZUS.

UZASADNIENIE

Program Mały ZUS pomaga nowym firmom w początkowym okresie działalności, gdy większość z nich stara się rozwinąć, budować bazę klientów i kapitał niezbędny dla dalszego funkcjonowania. Jest to rozwiązanie bardzo korzystne, które ułatwia trudne początki. Niemniej jednak na rynku istnieje bardzo duże grono firm, które nawet w późniejszym okresie nie uzyskują wysokich przychodów. Są to najczęściej małe, jednoosobowe działalności usługowe, rzemieślnicze, czy handlowe. Wiele z tych osób ceni sobie niezależność i nie chcą pracować „na etat”. Oddają się swojej pasji, czyniąc z niej swój zawód. Ponadto wiele firm, które przeważnie uzyskują wyższe dochody, miewa przejściowe trudności finansowe, spowodowane np. spadkiem liczby zleceń. Niestety podmioty te z preferencyjnych składek mogą korzystać jedynie przez ograniczony czas na zasadach programu Mały ZUS i Mały ZUS+. Gdy muszą zacząć opłacać składki na ubezpieczenia w pełnej wysokości, często okazuje się to niemożliwe, gdyż po uiszczeniu opłat i podatków z uzyskiwanych przychodów pozostaje jedynie niewielka kwota, która nie pozwala na utrzymanie siebie i rodziny.

Problem ten stał się szczególnie widoczny w ciągu ostatnich lat. Początkowo pandemia COVID-19 w bardzo istotny sposób uderzyła w najmniejszych przedsiębiorców, którzy nie dysponowali kapitałem umożliwiającym przetrwanie ciężkich czasów, a tym bardziej dokonywania opłat związanych z obciążeniami publicznymi. Ostatni rok natomiast wiąże się z inflacją oraz ogromnym podwyższeniem kosztów prowadzenia działalności gospodarczej w postaci opłat za gaz, energię elektryczną, kosztów najmu etc. W 2023 r. doszło także do rekordowego wzrostu opłat na samo ubezpieczenie społeczne, które jest przecież powiązane z przeciętnym wynagrodzeniem za pracę. W związku z tym, aby umożliwić działalność gospodarczą również tym podmiotom proponujemy, aby program Mały ZUS nie posiadał ograniczeń czasowych. Postulujemy, aby to przedsiębiorca w każdym miesiącu mógł decydować, czy stać go w tej chwili na opłacenie składek jedynie od podstawy stanowiącej 30% minimalnego wynagrodzenia, czy też może sobie pozwolić na odprowadzenie wyższej składki.

2. Obniżenie składki rentowej opłacanej przez mikroprzedsiębiorców.

Jednym z ubezpieczeń społecznych, które jest dużym obciążeniem dla pracodawcy jest ubezpieczenie rentowe. Składka w tym przypadku wynosi łącznie 8% podstawy wymiaru składki i opłacana jest przez pracownika w wysokości 1,5% oraz przez pracodawcę w wysokości aż 6,5%.

PROPONOWANE ROZWIĄZANIE

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców proponuje obniżenie składki rentowej opłacanej przez mikroprzedsiębiorców za siebie i za pracowników o połowę (do poziomu 3,25%). Druga połowa tej składki mogłaby być refundowana ze środków publicznych.

UZASADNIENIE:

Pracodawca płaci 6,5% podstawy wymiaru składki ubezpieczenia rentowego za swoich pracowników. Dla najmniejszych firm jest to bardzo duża kwota, która w sposób istotny zwiększa koszty pracy. Uwzględniając minimalne wynagrodzenie za pracę w lutym 2023 r., składka wynosi około 225 zł miesięcznie. W przypadku przeciętnego wynagrodzenia w sektorze przedsiębiorstw w grudniu 2022 r. (7329,96 zł) składka rentowa opłacana przez przedsiębiorcę za pracownika to już około 475 zł. Obniżenie składki rentowej pozwoli w istotny sposób ograniczyć koszt zatrudniania pracownika. Wskazać bowiem należy, że w przypadku nawet najniższego wynagrodzenia, które obecnie wynosi 3490 zł, pracownik otrzymuje kwotę netto nieco powyżej 2700 zł, zaś koszt pracodawcy to już ponad 4200 zł. Zatem w przypadku tylko minimalnego wynagrodzenia Państwo, w różnej postaci, otrzymuje około 1500 zł miesięcznie tytułem składek i podatków.

3. Składki na Fundusz Pracy i Fundusz Solidarnościowy.

W ostatnich latach wysokość kosztów prowadzenia działalności gospodarczej rośnie radykalnie. W 2023 r. rekordowo wzrosły składki na ubezpieczenie społeczne przedsiębiorców, rosną koszty opłat za media takie jak gaz i energia elektryczna. Rosną koszty najmu. Rośnie minimalne wynagrodzenie za pracę oraz przeciętne wynagrodzenie w gospodarce. Wszystko to przekłada się na coraz większe trudności z utrzymaniem płynności finansowej przez najmniejsze podmioty. Rozwiązaniem częściowo łagodzącym wzrost kosztów może być odstąpienie od pobierania składki na Fundusz Pracy i Fundusz Solidarnościowy od mikroprzedsiębiorców.

PROPONOWANE ROZWIĄZANIE

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców proponuje likwidację obowiązku opłacania składki na Fundusz Pracy i Fundusz Solidarnościowy dla mikroprzedsiębiorców.

UZASADNIENIE:

Koszty prowadzonej działalności gospodarczej, które rosną z roku na rok uniemożliwiają wielu najmniejszym przedsiębiorstwom utrzymanie się na rynku. Pozostali zaś potrzebują kapitału, aby mogli się rozwijać i prowadzić dalsze inwestycje. Odciążenie przedsiębiorców kosztami związanymi ze składkami na Fundusz Pracy i Fundusz Solidarnościowy pozwoli rozwijać się najmniejszym firmom, a w konsekwencji będzie stymulowało polską gospodarkę. Wskazujemy, że nasza propozycja dotyczy najmniejszych mikroprzedsiębiorców. Rozwiązanie to jest zatem kierowane do podmiotów najbardziej narażonych w naszej gospodarce. Wskazać także należy, że składki na wskazane fundusze opłacane są wyłącznie przez przedsiębiorcę, nie pracownika.

4. Obniżenie wysokości składki zdrowotnej dla samozatrudnionych i mikroprzedsiębiorców.

Jedną z najbardziej kontrowersyjnych zmian wprowadzonych w Polskim Ładzie była zmiana zasad odprowadzania składki zdrowotnej. Nowe rozwiązania nie pozwalają odliczyć składki na ubezpieczenie zdrowotne na takich samych zasadach, jak miało to miejsce jeszcze 2021 r. Rozwiązanie to powoduje, że zaprzepaszczona zostaje znaczna część korzyści wynikających z wprowadzenia podwyższonej kwoty wolnej od podatku oraz podwyższonego progu, od którego płacimy wyższy podatek w przypadku rozliczania na zasadach skali podatkowej.

PROPONOWANE ROZWIĄZANIE

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców proponuje, aby w przypadku osób samozatrudnionych i mikroprzedsiębiorców obniżyć składkę zdrowotną w przypadku skali podatkowej z 9% do 6%. Proponujemy także podwyższenie limitu pomniejszenia podstawy opodatkowania w ryczałcie ewidencjonowanym do 75% oraz zwiększenie kwoty, którą można odliczyć od podstawy opodatkowania (dochodu) do 14.000 zł wartości zapłaconych składek zdrowotnych w podatku linowym.

UZASADNIENIE:

Koszty związane ze składką zdrowotną dla osób samozatrudnionych i najmniejszych przedsiębiorców są często istotną częścią ich budżetów. W czasie bardzo wysokiej inflacji i rosnących kosztów działalności gospodarczej zasadnym jest umożliwienie najmniejszym przedsiębiorcom obniżenia tych kosztów.

5. Zmiana zasad wypłacania zasiłku chorobowego.

Pracownikowi, który jest niezdolny do pracy przez pierwsze 33 dni przysługuje tak zwane „wynagrodzenie chorobowe”. Wypłacane jest ono przez pracodawcę. Dopiero od 34 dnia zwolnienia wypłacany jest „zasiłek chorobowy” z ZUS.

PROPONOWANE ROZWIĄZANIE

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców proponuje, aby od pierwszego dnia niezdolności do pracy pracownika zatrudnionego przez mikroprzedsiębiorcę przysługiwał mu zasiłek chorobowy.

UZASADNIENIE:

Ponieważ zdecydowana większość nieobecności pracownika w pracy z powodu choroby trwa mniej niż 33, to kosztami tych zdarzeń obciążani są w zdecydowanej większości przedsiębiorcy, nie Zakład Ubezpieczeń Społecznych. Dzieje się tak pomimo tego, że pracownicy płacą przecież stosowne ubezpieczenie chorobowe wynoszące aż 2,45% podstawy wymiaru składki. Wielu z nich w całej swojej karierze zawodowej nie skorzysta w praktyce z zasiłku chorobowego, a jedynie wynagrodzenia chorobowego.

Podsumowanie

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców przedstawia powyższe propozycje w nadziei na rozpoczęcie szerokiej debaty publicznej nad obecnym systemem ubezpieczeń społecznych i zdrowotnych, który hamuje przedsiębiorczość i uderza w najmniejsze firmy na naszym rynku. Sytuacja gospodarcza naszego kraju, który od trzech lat zmaga się z ciągłymi kryzysami w sposób istotny dotyka sektor MŚP, szczególnie mikroprzesiębiorców. Potwierdzają to liczne dane statystyczne, które wskazują, że coraz więcej przedsiębiorców zmuszanych jest do zawieszenia bądź zamknięcia działalności gospodarczej. Łączny koszt realizacji wszystkich wskazanych w dokumencie postulatów szacujemy na ok. 20 – 25 mld zł rocznie. Byłaby to realna pomoc dla najmniejszych firm w całej Polsce. Obawiamy się, że brak zdecydowanych działań skutkować może ulicami pełnymi pustych witryn i opuszczonych lokali, a więc poważnym kryzysem polskiej mikroprzedsiębiorczości.

***

[1] https://www.money.pl/gospodarka/firmy-zwijaja-zagiel-dramatyczne-dane-6835208485485248a.html (dostęp na dzień 01.02.2023 r.).

[2] https://forsal.pl/biznes/firma/artykuly/8641001,jednoosobowa-dzialalnosc-gospodarcza-koszty-prowadzenia-w-polsce-raport.html (dostęp na dzień 01.02.2023 r.).

[3] https://www.money.pl/gospodarka/kryzys-uderzyl-w-male-firmy-masowo-sie-zamykaja-z-miesiaca-na-miesiac-jest-gorzej-6850203369155392a.html (dostęp na dzień 01.02.2023 r.).

[4] https://www.infor.pl/prawo/gmina/dzialalnosc-gospodarcza/5638794,jednoosobowe-firmy-likwidacja-2022-prognozy-2023.html (dostęp na dzień 01.02.2023 r.).

 

Zobacz: 09.02.2023 Memorandum ZPP wobec dramatycznego wzrostu kosztów prowadzenia działalności, potrzebujemy pakietu dla mikrofirm

Warszawa, 18 stycznia 2023 r. 

 

Memorandum ZPP: Stan ukraińskiej infrastruktury energetycznej w kontekście współpracy polsko-ukraińskiej

Od października ub. roku Rosja w sposób planowy i systematyczny niszczy infrastrukturę krytyczną Ukrainy. Odsetek zrujnowanej infrastruktury energetycznej stale rośnie i według rozmówców ZPP już w okresie przedświątecznym przekraczał 60%. Rosja próbuje w ten sposób wziąć na zakładnika cały naród ukraiński, w tym – próbujących mimo wszystko funkcjonować – przedsiębiorców. W połowie grudnia 2022 r. w ramach prowadzonego przez Związek Przedsiębiorców i Pracodawców projektu „Europe-Poland-Ukraine. Rebuild Together” Forum Energii ZPP zorganizowało spotkanie w formule okrągłego stołu poświęcone zagadnieniu: „Energetyka w kontekście odbudowy Ukrainy”.

W spotkaniu udział wzięli przedstawiciele przedsiębiorstw energetycznych, organizacji zaangażowanych we wsparcie dla Ukrainy, jak również branżowi eksperci reprezentujący stronę ukraińską i polską. A wśród nich zaproszeni goście specjalni:

• Mateusz Domian p.o. Dyrektora Przedstawicielstwa PKN ORLEN na Ukrainie oraz Dyrektor Przedstawicielstwa Orlen Lietuva na Ukrainie
• Sławomir Gładykowski, Wiceprezes Zakładu Wykonawstwa Sieci Elektrycznych MEGAPOL S.A.
• Oleksandr Kharchenko, Managing Director w Energy Industry Research Center
• Wojciech Tabiś, Dyrektor w Polskim Towarzystwie Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej
• Tomasz Tomasiak, Dyrektor Departamentu Transformacji Energetycznej w Polskim Funduszu Rozwoju
• Vadim Utkin, Innovation Manager i Energy Storage Lead w Grupie DTEK

Prowadząca spotkanie, Dyrektorka Forum Energii ZPP Dominika Taranko poprosiła na wstępie o zilustrowanie bieżącej sytuacji na Ukrainie. Uczestnicy spotkania usłyszeli między innymi, że Rosjanie niszczą zasoby energetyczne w sposób metodyczny. Świadomie dobierają cele ataków rakietowych w taki sposób by uniemożliwić funkcjonowanie sieci elektroenergetycznej. Służby starające się minimalizować skutki bombardowań i wykonywać bieżące remonty pracują 24/7, jednak w wielu przypadkach odtworzenie urządzeń i ich połączeń staje się niemożliwe. Sytuacja ta wynika m.in. z braku zamienników, w oparciu o które można by było przeprowadzić naprawy. Z uwagi na brak standaryzacji wśród ukraińskich rozwiązań sieciowych niektóre komponenty są trudno dostępne, nawet w skali świata. W tych wypadkach nie cena gra rolę, ale czas. Deklaracja dostarczenia danego np. transformatora w okresie od kilku tygodni do kilku miesięcy niespecjalnie wchodzi w grę w sytuacji zbliżających się niskich zimowych temperatur. I choć aura dotychczas bezwzględnie pomagała (wyższe od lat wcześniejszych średnie temperatury powietrza) to i tak sytuacja jest dramatyczna.  

Z powodu braku normalnego zaopatrzenia w energię elektryczną ukraiński biznes, ukraińska produkcja bardzo ucierpiały. To gigantyczny cios dla gospodarki. Ja zapewniał Oleksandr Kharchenko, Managing Director w Energy Industry Research Center: – „Prowadzimy rejestr wszystkich szkód, wyrządzonych przez ataki rakietowe i będziemy domagać się od Rosji pełnego odszkodowania.” Zanim jednak to nastąpi ludzie i ich firmy muszą jakoś przetrwać. Z obserwacji naszych rozmówców wynika, że biznes jest bardzo elastyczny. Na przykładzie Kijowa widać, że nawet w całkowicie odłączonej od prądu dzielnicy można znaleźć restauracje, sklepy, punkty handlowo-usługowe, gdzie pracują małe agregaty prądotwórcze. Zapewnią one działanie kasy, sklep sprzedaje dzięki temu towary, w kawiarni można napić się kawy, a klienci mają dostęp do energii elektrycznej, dzięki czemu mogą naładować różne urządzenia i telefony.

– „Biznes różnych rozmiarów wychodzi naprzeciw ludziom, wspierając ich, zaopatrując się w małe agregaty. Dostosowuje się do sytuacji na tyle, na ile jest to możliwe, aby zachować miejsca pracy i nadal zarabiać. Jestem pod wrażeniem tego, jak Kijów radzi sobie z odłączeniem zasilania, jak radzi sobie Odessa, jak szybko przedsiębiorcy w Dnieprze połączyli siły i zamówili ogromną liczbę agregatów prądotwórczych, aby zaopatrzyć w prąd małe firmy. W mieście nie brakuje teraz agregatów, które byłyby w stanie zapewnić światło w niedużym prywatnym domu.” – komentował Oleksandr Kharchenko.

Sytuacja jest bardzo dynamiczna. Gdy w danej chwili czegoś Ukraińcom brakuje – już po tygodniu lub dwóch pojawiają się oferty sprzedaży.  Jeśli pojawia się popyt na dane produkty i są one stosunkowo łatwo dostępne za granicą, szybko na Ukrainę docierają. Firmy, szczególnie te mniejsze, potrafią się błyskawicznie zorganizować i w niekończącym się potoku wwożą towary na Ukrainę.

Natomiast, jeśli chodzi o średnie i duże przedsiębiorstwa, to bez wątpienia sytuacja jest niezwykle trudna, ponieważ zapewnienie ciągłości produkcji i ich normalnego funkcjonowania w obecnych warunkach nie jest możliwe.

Obraz sytuacji na Ukrainie uzupełnił również Vadim Utkin, Innovation Manager i Energy Storage Lead w Grupie DTEK: – „To wszystko na temat małych firm jest bardzo słusznie powiedziane. Kijów i inne miasta „żyją”. Nie zamierzamy się poddawać. Nadal można napić się bardzo smacznej kawy. Jeśli chodzi o duży biznes, tu podam przykład. Mamy produkcję transformatorów na Ukrainie. Na przykład w zakładzie Zaporozhtransformator (ZTR). To bardzo duże przedsiębiorstwo. Zamówiliśmy u nich kilka transformatorów. Oni nawet mogą podjąć się naprawy uszkodzonego sprzętu. Natomiast problem polega na tym, że oni też nie mają energii. Spójrzcie, jak to wszystko jest ze sobą połączone. Nie możemy szybko przywrócić do działania naszego sprzętu nawet w oparciu o lokalny łańcuch usług na Ukrainie, ponieważ nie ma energii. Duży biznes nie może funkcjonować w oparciu o mały agregat prądotwórczy. Duży biznes to megawaty mocy, które trzeba im dostarczyć. A póki co nie ma do tego warunków.”

Nasi rozmówcy pytani o ich wizję przyszłości, a więc odbudowy infrastruktury energetycznej Ukrainy podkreślają, że na pewno nie będzie ona przywracana jeden do jednego. Pierwszym z powodów jest to, że z pewnością po wojnie zmieni się mapa konsumpcji. Na przykład, miasto Mariupol zostało doszczętnie zniszczone wraz ze wszystkimi zakładami produkcyjnymi, które tam funkcjonowały. Wszyscy duzi odbiorcy energii, którzy tam działali zostali zniszczeni. Czy możliwe jest więc przywrócenie takiego jak przed wojną łańcucha dostaw? Z pewnością nie.

Ponadto branżowi eksperci są dziś przekonani co do tego, że ukraińska infrastruktura energetyczna będzie odbudowywana bez węgla. Rekonstrukcja jednostek wytwórczych oraz sieci dystrybucyjnych i przesyłowych będzie odbywała się na zasadach Zielonego Ładu (ang. Green Deal) i według standardów na jakich powinna rozwijać się europejska sieć energetyczna. Jest to dziś wspólne postrzeganie dla każdego, kto pracuje w energetyce na Ukrainie.

Kolejnym aspektem koniecznym do uwzględnienia w procesie obudowy ukraińskiej infrastruktury krytycznej, jest stałe branie pod uwagę zagrożenia ze strony północnego sąsiada. Obecność moskiewskiego ryzyka terrorystycznego stale towarzyszyć będzie Ukrainie. To powoduje, że jest ona zmuszona odbudowywać sieć energetyczną w sposób gwarantujący w przyszłości bezpieczeństwo dostaw.

Ukraińcy nie myślą jednak o systemie wyspowym, o lokalnych systemach przesyłowo-dystrybucyjnych. Przekonani są, że system musi być wspólny i połączony. Najważniejsze jednak aby ogniwa tego systemu były jak najbardziej niezawodne, jak najbardziej odporne na ewentualne przyszłe ataki. Dyskusje na ten temat prowadzone są już teraz na najwyższym poziomie w państwie. Celem jest taka odbudowa systemu by był on jak najmniej wrażliwy na ingerencje z zewnątrz.

Ogólna wizja odbudowy infrastruktury wygląda tak, że Ukraina będzie rozwijać z jednej strony tradycyjną energetykę jądrową. Posiada w tym obszarze ekspertyzę, kadry i istniejącą strukturę gotową do rozwoju po wojnie tego źródła wytwórczego. W firmie Energoatom pracuje ogromna liczba wykwalifikowanych, certyfikowanych specjalistów i inżynierów, którzy mają wszystko, czego potrzeba, aby rozwijać wytwarzanie energii jądrowej.

Jednocześnie jasne jest, że w centrum uwagi ukraińskiego systemu energetycznego będą odnawialne źródła energii. Dotyczy to przede wszystkim energii z wiatru i energii pochodzącej ze spalania biomasy.

Ukraina od pewnego czasu rozwija też koncepcje systemowego magazynowania energii elektrycznej, m.in. na bazie systemów akumulatorowych.

Eksperci spodziewają się również, że będzie ewoluował kierunek pozyskiwania energii z wody. Mowa tu o elektrowniach szczytowo-pompowych, które mają szansę powstawać po wojnie na Ukrainie.

– „Ukraina ma wizję na odtworzenie infrastruktury energetycznej. Oczywiście będziemy wiedzieli więcej, kiedy wojna się skończy, bo teraz nie wiemy, co zostanie, a co nie. Aby powiedzieć dokładnie, co powinniśmy odbudować, musimy najpierw zobaczyć, w jakim stanie wyjdziemy z wojny i co z infrastruktury przetrwa.” – zauważył Oleksandr Kharchenko.

Zdaniem naszych rozmówców zarówno państwowe przedsiębiorstwa energetyczne,
jak i prywatny biznes energetyczny Ukrainy powinny obecnie uzyskać wszystkie możliwe warunki do przywrócenia energetyki na tych właśnie zasadach: bezwęglowość, nowoczesność, bezpieczeństwo energetyczne, pełna integracja z europejską siecią energetyczną i maksymalna współpraca z partnerami w UE. Już dziś działania zmierzają w tym kierunku.

Polska i ukraińska energetyka mają wiele podobieństw. Zarówno w Polsce, jak i na Ukrainie elektrownie węglowe miały i mają dość duży udział w energetyce. W Polsce intensywna transformacja energetyczna się już rozpoczęła. Z czasem opalane węglem elektrociepłownie będą wycofywane. W tym kontekście specjaliści ukraińscy widzą nie tylko u siebie, ale i w kraju nad Wisłą, bardzo duży rynek dla systemów magazynowania energii, w tym akumulatorowych systemów magazynowania energii nad którymi pracuje Ukraina.

Jak podkreślał Vadim Utkin, Innovation Manager i Energy Storage Lead w Grupie DTEK: –  „Każdy system energetyczny charakteryzuje się dwoma wskaźnikami: pierwszy to wystarczalność, to znaczy, ile mamy generatorów energii, a drugi to elastyczność, czy nasze generatory mogą pokrywać w sposób płynny zapotrzebowanie na energię elektryczną. Z wystarczalnością przed wojną na Ukrainie wszystko było w porządku. Nasz kraj dysponował licznymi elektrowniami jądrowymi, ale z elastycznością zawsze były problemy.”

Przed wojną Ukraina rozwijała już naturalnie energetykę odnawialną, ale ten pułap był dość niski – ok. 10% sieci energetycznej. W innych krajach dopiero po osiągnięciu  co najmniej 30%, udziału OZE w miksie energetycznym obserwuje się problemy z elastycznością. Ukraina borykała się z problemami z elastycznością sieci przy 10% udziale energii odnawialnej w sieci energetycznej. Skutkiem tego dochodziło do częstego odłączania źródeł odnawialnych od sieci energetycznej, co równocześnie wiązało się z wysokimi kosztami. To było dla zwolenników zielonej energii bardzo rozczarowujące, ponieważ wysiłki i środki finansowe przeznaczane na zwiększanie udziału OZE w systemie, nie przekładały się na to, że Ukraina w istocie konsumowała więcej czystej energii.

Z tego powodu projekty zakładające powstanie systemów magazynowania energii były Ukrainie tak potrzebne. Wojna stała się w pewnym sensie katalizatorem tych działań. Obecnie strona ukraińska opracowuje kilka wariantów planów rozbudowy projektu Energy Storage System, w którym koncentracja infrastruktury planowana jest na zachodzie, przy granicy z Polską. Jednym z największych wyzwań jest bowiem zagwarantowanie fizycznego bezpieczeństwa instalacji. System magazynowania energii przypomina nieco port morski, czyli widocznych na powierzchni jest dużo kontenerów. Są to potencjalnie dość łatwe cele ataku rakietowego.

W tym kontekście, w sposób naturalny, pojawiają się pomysły współpracy między Polską a Ukrainą. Jak zauważyli nasi ukraińscy eksperci w strefie przygranicznej istnieje wiele ośrodków miejskich. Polska też miewa okresy deficytu energii, w których zainteresowana jest jej eksportem. Ale też identyfikuje na swoim terytorium wyzwania związane  elastycznością systemu. Można by więc myśleć o rozmieszczeniu systemów akumulatorowych na terytorium Polski i w ramach porozumienia pomiędzy operatorami obu świadczyć usługi równoważenia systemu. Mogłoby to być zgrabnym i dość nieoczekiwanym rozwiązaniem problemu, skutecznym nawet w okresie wojennym. Problemy z fizyczną ochroną obiektów znikają w tym wariancie, bo Polska jest członkiem NATO i jej sytuacja jest dalece inna od pozycji Ukrainy.

W opinii ukraińskich ekspertów pomysły organizacji infrastruktury pod ziemią nie są trafione. Z jednej strony koszt takich projektów jest niebotyczny, ponieważ istnieją bardzo ważne techniczne problemy inżynieryjne z odprowadzeniem wody, z regulacją temperatury w takich systemach. Dotyczy to również systemów magazynowania energii i podstacji. Z drugiej strony wszystkie systemy ochrony mają swoje słabe strony i pierwszym pytaniem powinno być to, przed czym się chronimy,  więc czy chronimy się przed dronami i pociskami klasy X55, które są na szeroką skalę stosowane przez Rosjan, czy też chronimy się przed pociskami balistycznymi. Są to bardzo różne poziomy ochrony. I należy to również wziąć pod uwagę.

Systemy magazynowania energii są teraz bardzo potrzebne Ukrainie, ponieważ rezerw energii jest niezwykle mało. Rezerwy mocy i systemy magazynowania energii bardzo pomagają w tak trudnych sytuacjach, gdy częstotliwość w sieci spada o 50% – jak to było 23 października 2022 r..

Mateusz Domian z Grupy ORLEN opisał podczas grudniowego spotkania zaangażowanie koncernu na rynku ukraińskim, które istniało i rozwijane było już przed wojną, a dotyczyło między innymi rynku paliw. Obecnie na Ukrainie problemem jest brak ciągłości dostaw sieciowej energii elektrycznej, dlatego też naturalnym substytutem stała się energia z agregatów, czy generatorów, które działają na paliwa silnikowe. Mały biznes właśnie poprzez utrzymywanie urządzeń o niskim poborze mocy typu kasy fiskalne, czy oświetlenie lokali radzi sobie w ten sposób z przerwami w dostawach prądu. Jednak dla podtrzymywania funkcjonowania działalności o większym poborze mocy, jak stacje paliw, oczekiwanie na odpowiednie generatory wynosi nawet 2 miesiące.

Obecnie produkcja paliw na Ukrainie nie ma miejsca, jedynym ich źródłem jest import. Dostępność paliw silnikowych na Ukrainie jest problematyczna, jednak nic nie wskazuje na to, że miałoby ich zabraknąć. Nie każdego jest wprawdzie na to paliwo stać, ale ono jest dostępne. Generalnie, w poprzednich latach okres przełomu jesieni i zimy charakteryzował się mniejszą podażą paliw zarówno w Europie, jak i na Ukrainie. Jednak w okresie wojennym, w szczególności jesienią 2022 r., popyt na paliwa na Ukrainie wzrósł o 30%. W związku z większym zainteresowaniem paliwami ze strony naszego południowo-wschodniego sąsiada, cena paliw w Polsce i na Litwie również wzrosła, co jednak nie jest czynnikiem ograniczającym dostawy, gdyż najważniejsze jest zapewnienie dostępności paliw na wszystkich tych rynkach.

W opinii Mateusza Domiana: „Ukraiński biznes paliwowy jest niezwykle sprawny i nie ma poważnych problemów z dostępnością paliw”. Pierwszy kwartał ubiegłego roku na Ukrainie był rzeczywiście trudny i ciężko było dostać paliwo np. w Kijowie. W momencie wybuchu wojny ponad 60% ukraińskiego oleju napędowego pochodziło z Rosji lub Białorusi. Bardzo szybko jednak udało się zastąpić te kanały importowe. Obecnie paliwo dociera na Ukrainę z wielu kierunków zarówno z Polski, z Rumunii, czy z Węgier. To sama Ukraina musi jednak dbać o to, by kanały były nadal dostępne. Głównymi połączeniami logistycznymi w transporcie paliw jest transport kolejowy, który wymaga usprawnienia logistycznego m.in. na granicy Polsko-Ukraińskiej. Obecnie za połowę transportu paliw odpowiadają autocysterny, których aktualnie brakuje na rynku. Myśląc o substytutach dla energetyki sieciowej, która nie funkcjonuje w czasie wojny w powodu uszkodzeń, najważniejszym jest obecnie właśnie rozwój logistyki dostaw paliw ciekłych.

Sytuacja ta poprawi się dopiero w wyniku odbudowy infrastruktury (gdyby ustał rosyjski ostrzał) lub wraz z nadejściem ocieplenia w marcu 2023 r. i zmniejszeniem zapotrzebowania moc.

Przedstawiciel Grupy ORLEN nie chciał też komentować obecnych planów koncernu związanych z Ukrainą – z uwagi na toczący się konflikt. Ukraina jednakże zawsze znajdowała się w kręgu zainteresowań rodzimego koncernu multienergetycznego, również pod kątem akwizycji. Jak podkreślił nasz rozmówca wszelkie plany będzie można realizować, gdy kraj zapewni stabilność z którą jest problem już od 2014 r. Oczekuje się, że wyzwania związane ze stabilnością gospodarczą na Ukrainie będą zmieniały się z miesiąca na miesiąc, wraz z zanikiem działań wojennych. Wtedy też firmy będą mogły powrócić do stołu negocjacji inwestycyjnych i szerokiego zaangażowania na rynku ukraińskim. Grupa ORLEN identyfikuje ogromny potencjał w Ukrainie, chociażby z uwagi na porównywalną z Polską liczbę ludności. Strona ukraińska również zwraca się do koncernu o współpracę w zakresie rozwoju rynku paliw. Trudno jest jednak obecnie mówić o przywróceniu produkcji paliw na Ukrainie. Każdy biznes widzi, że wobec aktywnych działań zbrojnych Rosji, trudno jest rozwijać infrastrukturę, która w mgnieniu oka może zostać zniszczona.

Dyrektor PTPiREE Wojciech Tabiś zaznaczył, ze od wielu lat kontynuowana jest współpraca w zakresie elektroenergetyki ze stroną Ukraińską. Zwrócił uwagę, że Polska w 1995 r. przestawiła swój system elektroenergetyczny na znormalizowany w standardzie UCTE i jeszcze przed wojną Ukraina analizowała ten proces dla własnych potrzeb. Dotychczasowa wieloletnia współpraca obu stron zaowocowała utworzeniem tzw. wyspy Chmielnickiej, która funkcjonowała w Ukrainie w systemie UCTE. Obecna współpraca z Ukrainą polega m.in. na analizowaniu pracy na napięciu 230V. Przed wojną realizowane były wieloletnie działania ukierunkowane na przejście Ukrainy na standardy funkcjonujące w Unii Europejskiej. Wojna z pewnością te zmiany przyspieszyła.

Obecnie strona Polska otrzymuje na bieżąco wykaz zapotrzebowania na materiały potrzebne do odtworzenia sieci energetycznej w Ukrainie. Sieć energetyczna jest bardzo mocno poszatkowana. Współpraca Polskich Sieci Elektroenergetycznych z UKRENERGO, jak i z DETEKiem, wymaga koordynacji, poprzez porozumienie resortów obu krajów – Ministerstwa Klimatu i Środowiska oraz Ministerstwa Energetyki Ukrainy. Wyzwanie stanowi struktura energetyki ukraińskiej, która różni się technicznie od energetyki polskiej. W kraju nie posiadamy takich poziomów napięć, jakie posiada energetyka ukraińska i w tym wypadku nie jesteśmy w stanie dostarczyć ani urządzeń, ani części zamiennych. O ile strona polska przekazała już niemal całe wyposażenie stacji 750 kW Widełka (autotransformator, wyłączniki, rozłączniki) bo to pasowało, było w strukturze poziomów napięć. O tyle nie posiadamy ani poziomu napięć 800 kW, 500 kW, 300 kW – pracujących w Ukrainie. Są one dla Polski niestandardowym poziomem napięć. Nie jesteśmy w stanie w tym przypadku sąsiadom pomóc. Dyrektor Wojciech Tabiś stwierdził: – „Doszliśmy do pewnej ściany, to znaczy w tym przypadku już wykorzystaliśmy wszystkie rezerwy, jakie posiadają firmy energetyczne polskie. Wysyłając te zapasy na Ukrainę, zostawiliśmy właściwie tylko minimalny, niezbędny poziom zapasów – między innymi do usuwania bieżących awarii na terenie naszego kraju.”

Rezerw dla Ukraińskiego systemu przesyłowego już więc w Polsce nie ma. Należałoby więc dziś inaczej podejść do problemu, a mianowicie rozpocząć współpracę w zakresie produkcji w Polsce materiałów i urządzeń do standardów Ukraińskich. Strona Ukraińska prosi nas o przesłanie chociażby zepsutych wyłączników, czy rozłączników, jednak obowiązujące przepisy zabraniają importu takich urządzeń przez Ukrainę, gdyż według prawa są one traktowane jako odpad. Wymaga to więc pilnej liberalizacji przepisów importowych Ukraińskich.

W zasadzie wszystkie firmy energetyczne w Polsce są otwarte na współpracę z Ukrainą. Dotyczy to również, a może przede wszystkim – energetyki rozporoszonej. W Polsce rozrosła się już gałąź energetyki opartej na źródłach odnawialnych. I o ile bardzo trudno jest sprowadzić, wyprodukować źródła generacyjne dużej mocy. Jednocześnie są to procesy wieloletnie, a takiego czasu Ukraina nie ma. Natomiast łatwo jest instalować źródła fotowoltaiczne, lokalizować transformatory małej mocy i budować taką energetykę od podstaw. Wydaje się też to naturalne, że destrukcja ukraińskiego systemu energetycznego powinna być impulsem do odbudowy sieci zgodnej z europejskim standardem UCTE. W pierwszej kolejności właśnie tam, gdzie ta infrastruktura została zupełnie zniszczona.

Kryzys charakteryzuje się tym, że niektóre procesy zachodzą dużo szybciej i Ukraina może tę sposobność do odbudowy infrastruktury opartej na europejskich standardach wykorzystać.

Jeżeli chodzi o wymianę energii elektrycznej między Polską, a Ukrainą to udało się wydzielić z Ukraińskiego systemu energetycznego wspominaną już wyspę Chmielnicką, zasilaną przez tamtejszą elektrownią atomową, która produkowała energię przesyłaną następnie do Polski. Były przeprowadzane próby działania tego systemu. Z uwagi jednak na działania wojenne obecnie wymiana energii między dwoma krajami nie zachodzi. Pomysł dostarczania energii z Polski na Ukrainę również obecnie jest nie do zrealizowania, gdyż oba połączenia na wysokim napięciu obecnie nie działają. Trwają równocześnie rozważania i prace nad utworzeniem połączeń na niższym napięciu, do czego niezbędne były by urządzenia transformujące różniące się napięcia Polskie i Ukraińskie. Dla realizacji tego zagadnienia potrzeba inicjatywy w tej sprawie z obu stron.

Sławomir Gładykowski, Wiceprezes ZWSE MEGAPOL przewiduje, że odbudowa Ukrainy będzie odbywać się w 2 etapach: w pierwszej kolejności istnieje konieczność przywrócenia zasilania dla produkcji przemysłowej; w kolejnym kroku potrzebna będzie koncepcja powojenna. Jednak z uwagi na brak możliwości przewidzenia terminu zakończenia konfliktu należy obecnie odbudowywać sieć poprzez linie kablowe, a nie napowietrzne. Warto rozważyć również budowę stacji energetycznych pod ziemią. To proces droższy, ale zapewniający większe bezpieczeństwo.

Jeżeli chodzi odbudowę powojenną to jest to kwestia legislacji, a więc należy najpierw położyć podwaliny prawne. Koniecznym jest określenie priorytetów, które pozwolą na szybszą odbudowę w realiach ukraińskich niż miałoby to miejsce w Polsce, w naszym systemie prawnym.

Tomasz Tomasiak, Dyrektor Departamentu Transformacji Energetycznej w Polskim Funduszu Rozwoju również jest zdania, że Ukraina będzie odbudowywana w 2 etapach. Pierwszy do wygrania wojny, gdzie niestety nie ma mowy o nowych inwestycjach z uwagi na prowadzone działania wojenne i ryzyko ich zniszczenia. Na tym etapie Ukraina może liczyć na wsparcie i pomoc grantową krajów UE. Co do sytuacji powojennej to już są prowadzone rozmowy o odbudowie Ukrainy, zarówno przez państwa Unii, jak i Stany Zjednoczone, czy biznes. Potencjał Ukrainy jako państwa sąsiadującego z UE jest zauważalny. A perspektywa włączenia go do Wspólnoty w niedalekiej przyszłości realna. Widzą to inne kraje i biznes. Po wygraniu wojny przez Ukrainę pieniądze z pewnością się znajdą. Polski Fundusz Rozwoju dysponuje dwoma typami instrumentów: wspierającymi i inwestycyjnymi (komercyjnymi). Jeżeli PFR dostałby środki na wsparcie Ukrainy to będzie je dystrybuował. Na tę chwilę PFR dysponuje już funduszami inwestycyjnymi, jednak które trudno jest wykorzystywać je na odbudowę ukraińskiej infrastruktury w trakcie żywego konfliktu zbrojnego. Nie oznacza to jednak, że nie można tych środków inwestować w Polsce dla np. produkcji części, czy elementów do dalszego wyposażenia Ukrainy.

Dyrektor Tomasz Tomasiak odniósł się również do wątku odbudowy systemu elektroenergetycznego. Jego zdaniem na przykładzie Ukrainy widać, że systemy rozproszone, lokalne, klastrowe, czy tak zwane wyspy energetyczne będą istotnym elementem w przyszłej elektroenergetyce Ukrainy. Wydaje się, że te systemy są przyszłością, gwarantują zabezpieczenie w energię dla lokalnej społeczności i zarazem odciążają system przesyłowy. I wówczas energia z dużych elektrowni może być przekazana do zakładów produkcyjnych.

Z pewnością celem samym w sobie jest standaryzacja Ukraińskiej elektroenergetyki do standardów europejskich. W energetyce na produkcję niektórych urządzeń, czy elementów nie będących w powszechnym standardzie potrzeba nieraz 2-3 lat. Tymczasem standardowe urządzenia można kupić bezpośrednio na rynku. Dostępne są również egzemplarze tańsze, używane.

Zagadnieniem ważnym z punktu widzenia zasilania energetyki jest dostępność źródła zasilania tj. paliw lub energii odnawialnej. Przy czym większą niezależność, która zdaje egzamin podczas konfliktu wydają się dawać źródła typu woda, wiatr, czy słońce, których nie trzeba importować. Z zastosowaniem energii odnawialnej związane jest też myślenie o efektywności jej wykorzystania i niejednokrotnie okazuje się, że zimą dużo mniej energii potrzeba na ogrzanie domu po termomodernizacji.

Istotne przy odbudowie Ukrainy może być też dążenie Europy do elektryfikacji, np. przejścia na transport elektryczny, czy wykorzystania pomp ciepła w codziennym użytkowaniu. Realizowany przez PFR projekt Green Hub, którego celem jest realizacja transformacji energetycznej Polski, jest już zdaniem przedstawiciela funduszu rozpoznawalny w Unii Europejskiej. Green Hub mógłby być dla Ukrainy wzorcem do naśladowania. Tym bardziej, że źródła odnawialne będą dosyć istotnym elementem jej przyszłego rozwoju.

O podsumowanie dyskusji poproszony został Hennadii Radchenko Dyrektor Ukraine Business Center w Związku Przedsiębiorców i Pracodawców. Wskazał on, że na Ukrainie nie tylko ludzie, ale i przemysł cierpi na brak prądu. Jednak zdumiewająco szybko przemysł potrafił odnaleźć się w nowych realiach. Przedsiębiorcy starają się zaspokajać zapotrzebowanie m.in. poprzez sprowadzanie dużych generatorów prądu, na który jest obecnie ogromny światowy popyt, nie współmierny w stosunku do podaży. Warto przy tym wspomnieć, że produkcja energii z generatorów prądotwórczych kosztuje 10 razy więcej niż energia sieciowa, przez co przy takim źródle energii koszt produkcji przemysłowej znacząco wzrasta. Zdaniem Dyrektora na obecnym etapie rozwoju sytuacji na Ukrainie należy zawiązywać daleko idącą współpracę pomiędzy przemysłem polskim i ukraińskim. Włączać biznes w potrzebne na ukraińskim rynku rozwiązania. Dobrym rozwiązaniem byłoby stworzenie na terenie Polski zaplecza produkcyjnego dla Ukrainy, które realizowałoby najpotrzebniejsze do odbudowy zlecenia. Byłoby to z korzyścią dla Polskiej i Ukraińskiej strony. Należy zwrócić uwagę, że po wojnie cały Ukraiński system energetyczny odwróci się od rosyjskich rozwiązań i będzie postępował w kierunku europejskich standardów. Należy przy tym już teraz zając się rozwiązaniami prawnymi i tworzeniem projektów, które wymagają czasu, a mogą zmaterializować się niebawem. Należy więc już dziś likwidować bariery biurokratyczne dla powojennej odbudowy. Z pewnością dużo łatwiej jest bowiem rozwiązać obecnie problemy inżynieryjne niż biurokratyczne.

Hennadii Radchenko podziękował również za wsparcie, którego Polska udziela narodowi ukraińskiemu stwierdzając, że mamy obecnie najlepszy czas dla współpracy między oboma narodami w historii.

Zobacz: 18.01.2023 Memorandum ZPP: Stan ukraińskiej infrastruktury energetycznej w kontekście współpracy polsko-ukraińskiej

Warszawa, 14 grudnia 2022 r. 

 

Memorandum ZPP ws. limitu na ceny gazu sprowadzanego na teren UE wraz z Polskimi rozwiązaniami

• Pomimo obniżenia zużycia gazu w prawie wszystkich państwach starego kontynentu w 2023 r. może zabraknąć w krajach Unii Europejskiej 30 mld m³ gazu;
• Komisja Europejska wciąż nie jest w stanie zaproponować rozwiązania w postaci limitu ceny sprowadzanego gazu, który zadowoliłby wszystkie kraje Wspólnoty;
• Kryzys energetyczny w którym ratują nas paliwa kopalne jest dla Brukseli impulsem do przyśpieszenia odejścia od wysokoemisyjnych źródeł energii;
• Limit rekompensat dla polskich spółek energetycznych zajmujących się gazem
  w 2023 r. ma wynieść 28 mld zł;

Ceny gazu w UE zaczęły swój marsz ma szczyty w 2021 roku w wyniku prowadzonej przez Gazprom polityki ograniczania podaży rosyjskiego gazu na kontynencie europejskim, w tym zaniechania napełniania przed ubiegłą zimą zarządzanych przez koncern magazynów. Następnie w lutym br. w odpowiedzi na poparcie Ukrainy przez zachód Rosja w sposób drastyczny ograniczyła dostawy, zrywając nawet część zobowiązań kontraktowych – co nigdy wcześniej w historii nie miało miejsca. Kryzys gazowy, który nadal wisi nad Europą miał swoje apogeum w sierpniu , gdy Gazprom przestał tłoczyć paliwo do Niemiec przez Nord Stream.

Europa od wielu miesięcy jest zdeterminowana by odzyskać kontrolę nad sytuacją. Dane grupy analitycznej ICIS wykazały, że popyt na gaz w UE był w listopadzie br. o 24% niższy od średniej z pięciu ostatnich lat, co jest dowodem na to, że w krótkim terminie udało się zmniejszyć zależność od rosyjskich surowców poprzez ograniczanie konsumpcji. Z pewnością dotychczas pomagała w tym wyjątkowo ciepła jesień, choć w ciągu ostatnich dwóch tygodni temperatury spadły do średnich rocznych poziomów. Wysoka cena gazu „zniechęcała” w ostatnich miesiącach odbiorców do korzystania z gazu. W 2021 r. UE sprowadziła z Rosji 155 mld metrów sześciennych gazu ziemnego, co stanowi około 45 proc. importu gazu do UE i blisko 40 proc. jej całkowitego zużycia. Obecnie kraje Europy lawinowo zmniejszyły import gazu ze wschodniego kierunku, który obecnie stanowi już tylko 7,5% całości importu błękitnego paliwa.[1]

Źródło: https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=53379

Przedstawiciele branży i analitycy ostrzegają jednak, że bez dalszych spadków popytu i większego importu LNG niedobory gazu mogą utrzymywać się w Europie latami.

Obserwowany jesienią spadek cen gazu w Europie wynikał między innymi z faktu, że wypełnienie magazynów gazu w UE w połowie listopada było zbliżone do najwyższego w historii poziomu (według danych Gas Infrastructure Europe). Pomogły też rekordowe dostawy LNG do regionu.

Jednak chłodniejsza pogoda w ostatnich tygodniach zwiększyła popyt, Europa rozpoczęła wytłaczanie gazu z magazynów (ich napełnienie wynosi obecnie około 93 procent). Niemal natychmiast wzrosły też ceny. Na holenderskim  rynku TTF (system transakcji natychmiastowych, tzw. Title Transfer Facility), wzorcowy kontrakt europejski, od miesiąca znowu drożeje i jest obecnie notowany na poziomie blisko 150 euro za megawatogodzinę. Co jednak wciąż jest „jedynie” połową ceny 300 euro/MWh, która została przekroczona
w sierpniu br.

Europa przyciągnęła w ostatnim czasie rekordowy wolumen LNG ze względu na premię, jaką płaci w stosunku do innych nabywców. Dane ICIS wskazują, że Europa i Wielka Brytania zaimportowały w listopadzie 11,14 mln ton LNG, co stanowi rekordowy miesięczny poziom. Zgodnie z prognozami w grudniu zostanie wtłoczone do państw Unii wraz z Wielką Brytanią 12,2 mln ton.[2] Może to wskazywać że EU i UK będa stosowały nową politykę, starając się utrzymywać pełne magazyny gazu przez większośc roku, a nie tylko zapełniać je przed sezonem grzewczym, do czego motywuje Państwa te nie tylko sytuacja na rynku i pragmatyka, ale również przyjęta w tym roku regulacja Gas Storage[3].

Żarna Komisji europejskiej mielą powoli.

Wiosną 2022 r. Komisja rozszerzyła swój zestaw narzędzi dotyczących cen energii (przedstawiony w październiku 2021 r.) o komunikat w sprawie krótkoterminowych interwencji rynkowych i długoterminowych usprawnień struktury rynku energii elektrycznej[4] oraz plan REPowerEU[5]. Aby ułatwić osiągnięcie w Europie równowagi między podażą a popytem Komisja zaproponowała również nowe obowiązki dotyczące magazynowania gazu oraz cele w zakresie zmniejszenia zapotrzebowania na gaz. Następnie państwa członkowskie w ekspresowym jak na UE tempie uchwaliły stosowne akty prawne.

Na fali szczytowych cen gazu na giełdach pod koniec września br 15 państw Unii Europejskiej, w tym Polska, wysłało wspólny list do Komisji Europejskiej, w którym domagano się wprowadzenia w UE limitu cenowego na hurtowe transakcje w obszarze gazu. “To jedyny środek, który pomoże każdemu państwu członkowskiemu złagodzić presję inflacyjną” — stwierdzono w dokumencie. Limit miał być stosowany wobec wszystkich transakcji hurtowych dotyczących gazu ziemnego, w miejsce pomysłu ograniczenia CAPem cenowym gazu
z importu.

Pod listem, oprócz Polski, podpisały się: Belgia, Bułgaria, Chorwacja, Francja, Grecja, Włochy, Łotwa, Litwa, Malta, Portugalia, Rumunia, Słowacja, Słowenia i Hiszpania.[6]

We wrześniu Komisja Europejska zaproponowała wprowadzenie dodatkowych środków nadzwyczajnych mających na celu zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną i przejęcie nieoczekiwanych zysków sektora energetycznego, w celu redystrybucji nadwyżki dochodów między obywateli i przemysł[7].

18 października Komisja przedstawiła dodatkowe środki w celu rozwiązania problemu wysokich cen gazu oraz zwiększenia bezpieczeństwa dostaw gazu[8] – poprzez wspólne zakupy, stosowanie zasady domyślnej solidarności między państwami członkowskimi w przypadku sytuacji nadzwyczajnych, nowy poziom odniesienia dla cen LNG oraz tymczasowy przedział cenowy mający zapobiec gwałtownym skokom cen na rynkach instrumentów pochodnych. Komisja zaproponowała również podstawę prawną mechanizmu korekty rynku, w celu rozwiązania w perspektywie krótkoterminowej problemu wyjątkowo wysokich cen gazu.

W konsekwencji podnoszonych przez państwa członkowskie głosów Komisja Europejska (głosem Kadri Simson, komisarz do spraw energii) 22 listopada br. zaproponowała mechanizm korekty rynku[9] mający chronić unijne przedsiębiorstwa i gospodarstwa domowe przed epizodami nadmiernie wysokich cen gazu. Komisja zaproponowała zapobieżenie zmienności cen gazu na europejskich rynkach przy pomocy tymczasowego instrumentu wprowadzającego „cenowy pułap bezpieczeństwa”.

Proponowany mechanizm byłby uruchamiany automatycznie, jeżeli spełnione byłyby dwa następujące warunki:

1. cena rozliczenia instrumentu pochodnego TTF o najbliższym terminie zapadania przekracza przez dwa tygodnie 275 euro;
2. ceny TTF są o 58 euro wyższe od ceny referencyjnej LNG (skroplonego gazu ziemnego) przez 10 kolejnych dni sesyjnych w ciągu dwóch tygodni.

Jeżeli warunki te zostaną spełnione, Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) natychmiast opublikuje w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej zawiadomienie o korekcie rynku oraz poinformuje Komisję, Europejski Urząd Nadzoru Giełd i Papierów Wartościowych (ESMA) i Europejski Bank Centralny (EBC). Mechanizm korekty cen wejdzie w życie następnego dnia i zlecenia dotyczące instrumentów pochodnych TTF o najbliższym terminie zapadania, które przekraczają cenowy pułap bezpieczeństwa, nie będą przyjmowane. Mechanizm ten może zostać uruchomiony począwszy od 1 stycznia 2023 r.

Aby uniknąć problemów związanych z bezpieczeństwem dostaw, pułap cenowy dotyczy wyłącznie jednego produktu typu future (produktów TTF z terminem realizacji w następnym miesiącu), tak aby podmioty działające na rynku nadal były w stanie zaspokoić zapotrzebowanie i zamawiać gaz na rynku spotowym i na rynku pozagiełdowym. Aby zapewnić, by wraz ze spadkiem cen nie dochodziło do wzrostu popytu na gaz, proponowane przepisy zobowiązują państwa członkowskie do powiadomienia – w ciągu dwóch tygodni od uruchomienia mechanizmu korekty rynku – o środkach zastosowanych przez nie w celu zmniejszenia zużycia gazu i energii elektrycznej. Po przyjęciu przez Radę przedłożonego wniosku w sprawie mechanizmu korekty rynku Komisja zaproponuje również ogłoszenie unijnego stanu alarmowego na podstawie przyjętego w lipcu rozporządzenia stanowiącego część pakietu „Oszczędzanie gazu na bezpieczną zimę”, uruchamiając w ten sposób mechanizm obowiązkowego oszczędzania gazu, tak aby zapewnić zmniejszenie popytu.  Ponadto planowane jest stałe monitorowanie przez ESMA, EBC, ACER, Grupę Koordynacyjną ds. Gazu i europejską sieć operatorów systemów przesyłowych gazu (ENTSO gazu).

Aby móc zareagować na niezamierzone negatywne skutki pułapu cenowego, we wniosku przewidziano, że mechanizm może zostać w każdej chwili zawieszony ze skutkiem natychmiastowym. Może to nastąpić:

• automatycznie, w postaci dezaktywacji, w przypadku gdy dalsze stosowanie mechanizmu nie jest już uzasadnione sytuacją na rynku gazu ziemnego, tj. konkretnie wtedy, gdy wymagana różnica między ceną TTF a ceną LNG nie utrzymuje się już przez 10 kolejnych dni sesyjnych;
• w drodze decyzji Komisji w sprawie zawieszenia mechanizmu, podejmowanej w przypadku, gdy stwierdzono zagrożenia dla bezpieczeństwa dostaw w Unii, wysiłków na rzecz ograniczenia popytu, wewnątrzunijnych przepływów gazu lub stabilności finansowej.

Komisja może również wstrzymać uruchomienie mechanizmu w przypadku, gdy odpowiednie organy, w tym EBC, ostrzegą, że tego rodzaju ryzyka mogą się urzeczywistnić.

Podstawę przedstawionego obecnie wniosku legislacyjnego stanowią art. 23 i 24 rozporządzenia zaproponowanego przez Komisję 18 października[10] dotyczącego rozporządzenia Rady w sprawie zwiększenia solidarności wspólnoty dzięki lepszej koordynacji zakupów gazu, transgranicznej wymianie gazu i wiarygodnym poziomom odniesienia dla cen. Stanowi on odpowiedź na wezwanie szefów państw i rządów UE z 20 i 21[11] października oraz wynik szeroko zakrojonych konsultacji z państwami członkowskimi. Komisji powierzono zadanie jak najszybszego przedłożenia propozycji konkretnych decyzji w sprawie dodatkowych środków służących rozwiązaniu problemu wysokich cen energii, w tym tymczasowego dynamicznego korytarza cenowego dla transakcji związanych z gazem ziemnym, tak aby natychmiast ograniczyć epizody rekordowych cen gazu, przy jednoczesnym zapewnieniu odpowiednich zabezpieczeń. Celem jest wyeliminowanie gazu z mechanizmu wyznaczania cen krańcowych dla energii elektrycznej (tzw. merit order). Wniosek dotyczący mechanizmu korekty rynku zawiera elementy służące zachowaniu stabilności finansowej, co Komisja uważa za niezbędne. Podstawę przedstawionego wniosku dotyczącego rozporządzenia Rady stanowi art. 122 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej[12]; wniosek ten musi zostać przyjęty przez kwalifikowaną większość państw członkowskich. Proponowane rozporządzenie ma obowiązywać przez jeden rok, ale okres ten może zostać przedłużony w następstwie przeglądu zaplanowanego na listopad 2023 r.[13]

Jak zaznaczają zwolennicy rozwiązania:

• po pierwsze, wyznaczona wysokość pułapu ceny bezpieczeństwa gwarantuje, że mechanizm nie wpłynie na ważność umów długoterminowych. po drugie, instrument jest ukierunkowany i będzie miał zastosowanie tylko do jednego produktu typu future (kontrakty miesięczne).
• po trzecie, wiąże się on z systemem szczegółowego monitorowania z udziałem ACER, ESMA, EBC, Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu i europejskiej sieci operatorów systemów przesyłowych gazu (ENTSO gazu), których zadaniem jest stałe monitorowanie wpływu limitu cenowego na rynki i bezpieczeństwo dostaw. Obejmuje ono kontrolę ex ante, w ramach której Komisja, w przypadku wystąpienia konkretnych przesłanek wskazujących, że wkrótce nastąpi korekta rynku, może zwrócić się o opinię do EBC i ESMA oraz, w stosownych przypadkach, do ENTSO gazu i Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu na temat wpływu ewentualnej korekty rynku na bezpieczeństwo dostaw, przepływy wewnątrzunijne i stabilność finansową. Dzięki temu Komisja w razie potrzeby będzie mogła zawiesić uruchomienie korekty przez ACER. Opinia powinna uwzględniać zmiany cen na innych istotnych zorganizowanych rynkach, zwłaszcza
  w Azji i Stanach Zjednoczonych.
• po czwarte, jego celem jest niedopuszczenie do celowego zwiększenia zapotrzebowania na energię, ponieważ nakłada on na państwa członkowskie – oprócz dotychczasowych obowiązków sprawozdawczych w zakresie redukcji zapotrzebowania – wymóg powiadamiania Komisji w terminie dwóch tygodni o środkach wprowadzonych w celu zapobieżenia wzrostowi zużycia gazu i energii elektrycznej.

Limit cenowy na gaz sprowadzony do UE na poziomie 275 euro/MWh został poddany w wątpliwość przez gro państw europejskich. Według agencji Reuters, holenderscy analitycy wskazują że do kryzysu przyczynili się wspierani przez rząd nabywcy gazu i firmy zobowiązane przez prawo do kupowania gazu, w celu napełnienia magazynów. Ich działania przyczyniły się do gwałtownego wzrostu cen gazu w Europie tego lata, ponieważ kraje ścigały się, aby zastąpić malejące dostawy rosyjskiego gazu i były gotowe zapłacić za to niebotyczne ceny.

Holandia zaproponowała zatem debatę nt. mechanizmu ograniczenia transakcji gazowych dokonywanych przez tych nabywców na poziomie niższym od pułapu zaproponowanego przez UE, który byłby poddawany comiesięcznej weryfikacji.

Kryzys energetyczny w Europie skłonił państwa członkowskie, w tym Holandię, do subsydiowania napełniania magazynów. W jeszcze gorszej sytuacji są Niemcy, którzy płacą wysoką cenę za prowadzoną politykę uzależnienia gazowego od Rosji. Berlin został zmuszony znacjonalizować importerów gazu Unipera i Sefe.

Holandia nie podała konkretnej wartości proponowanego przez siebie limitu, ale wedle Reuters’a możliwe jest wsparcie dla tego rozwiązania ze strony Belgii, Polski, Włoch i kilku innych państw, które popierają ideę unijnego pułapu, ale skrytykowały przyjęty wygórowany limit, który prawdopodobnie nie zostanie nigdy uruchomiony.

Wg. Holendrów ich wersja limitu nie będzie bezpośrednio interweniowała na giełdowych rynkach gazu w UE, czego domagają się niektóre kraje opowiadające się za limitem. Propozycja Holandii przewidywała, że limit mógłby być egzekwowany albo przez UE odmawiającą zatwierdzenia pomocy państwowej dla systemów zakupu gazu, jeśli ceny są powyżej limitu, albo przez kraje zgłaszające do UE swoje wspierane przez rząd zakupy gazu i ceny każdego miesiąca.[14]

Wprowadzać limity czy nie?

Od czasu inwazji Rosji na Ukrainę Europa uzupełniła magazyny gazu, spadł popyt na gaz i energię elektryczną, a ceny surowców energetycznych skorygowały w stosunku do sierpniowych szczytów. Ceny energii i gazu pozostają jednak niezwykle wysokie w porównaniu z 2020 rokiem, czy nawet 2021, a UE jest podzielona co do tego, jaki mechanizm wdrożyć, aby obniżyć ceny, jednocześnie chroniąc świeżo zawiązane łańcuchy dostaw przed zakłóceniami.

Od kilku miesięcy kraje UE dzielą się na dwa główne obozy. Pierwszy, do którego należą Francja, Włochy, Hiszpania, Polska, Portugalia, Grecja i dziewięć innych krajów UE, chciałby ograniczenia hurtowej ceny gazu, argumentując, że rozwiązuje to problem u źródła, może zostać szybko wdrożone i pomoże obniżyć inflację . Drugi obóz, na czele z Niemcami i Holandią, twierdzi, że taki pułap zwiększyłby popyt i utrudniłby UE przyciąganie dostaw gazu. Ta sytuacja blokuje porozumienie w sprawie skoordynowanego rozwiązania i podważa jedność UE
w obliczu rosyjskiej agresji.

Pułap cen hurtowych mógłby w zasadzie ustabilizować ceny energii przy niskich lub nawet zerowych kosztach fiskalnych. Takie podejście wyrównałoby szanse między krajami takimi jak Niemcy , które dysponują dużą przestrzenią fiskalną, a takimi , jak Polska, Francja, Włochy i Hiszpania. Zapobiegałoby to wyścigu na subsydia, który zapewne wygraliby Niemcy. Jednak pułap cen gazu na poziomie UE to nadal zły pomysł z dwóch głównych powodów. Po pierwsze, nie ma to sensu z punktu widzenia polityki energetycznej, gdyż nie przyczyniłoby się do zmniejszenia popytu, a mogłoby zaszkodzić zdolności Europy do przyciągania gazu ze światowych rynków, narażając na ryzyko bardzo potrzebne dostawy w 2023 r.

Po drugie, pułap cenowy mógłby spowodować więcej podziałów, niż jedności, ze względu na duże koszty dystrybucyjne, które musiałyby zostać zrekompensowane w ramach całej UE w jakiejś formie. Dla przykładu Francja zużywa bardzo mało gazu w sektorze energetycznym, jej konsumenci zapłacą więc bardzo mało za ten program. Jednocześnie Francja skorzystałaby na imporcie taniej energii elektrycznej z Niemiec i Holandii. W efekcie niemieccy i holenderscy konsumenci płaciliby za obniżenie rachunków za energię elektryczną dla francuskich konsumentów. 

Wyścig po dotacje może zaszkodzić słabszym gospodarczo krajom UE na dwa sposoby. Po pierwsze, mógłby „zassać” cały gaz do krajów o największych możliwościach subsydiowania Po drugie, nawet jeśli Niemcom uda się nie wysysać gazu z innych krajów, to mają wystarczająco dużo gotówki, by wspierać rodzime firmy – w przeciwieństwie do Włoch. Jeśli dla przykładu niemieckie energochłonne firmy wyjdą z kryzysu w dużej mierze bez szwanku, podczas gdy ich włoscy konkurenci upadną, Unii Europejskiej zostanie wyrządzona głęboka rana, oprócz blizn, które pozostały po kryzysie zadłużenia w strefie euro i pandemii COVID-19.

Pod presją państw członkowskich, Komisja Europejska zaproponowała bardzo powściągliwą wersję pułapu cenowego – zasadniczo ograniczającą zmienność głównego indeksu cen gazu, który nie pociąga za sobą ogromnych negatywnych konsekwencji, ale też może przez to nie zostać zastosowany – a więc pozostanie bez wpływu na rynek gazu. Przywódcy UE na szczycie w dniach 15-16 grudnia będą dążyć do porozumienia w następstwie spotkania ministrów ds. energii, które odbyło się 24 listopada.

Uzupełniającym działaniem na rzecz obniżenia cen gazu byłyby wspólne zakupy błękitnego paliwa za pośrednictwem nowego narzędzia – unijnej platformy energetycznej. Komisja Europejska zaproponowała w październiku br., aby wspólne zakupy pokrywały co najmniej 15% zapotrzebowania krajów UE na magazynowanie na 2023 r., ale jest to nadal przedmiotem dyskusji ministrów energii. Inicjatywa ta musi być gotowa na operacje uzupełniania magazynów w 2023 r., aby Europa znalazła się w lepszej sytuacji w czasie, gdy światowy rynek LNG może być jeszcze bardziej nieprzewidywalny i napięty niż w 2022 r. Inicjatywa ta mogłaby powstrzymać kraje europejskie przed wzajemnym „przebijaniem” ofert w celu zabezpieczenia ładunków LNG i ułatwiłoby to transgraniczną alokację niezbędnych ilości gazu w przypadku poważnych problemów z dostawami. Zmniejszyłoby to też ryzyko fragmentacji unijnego rynku energii, a co za tym idzie ograniczyło zagrożenia związane z zachwianiem bezpieczeństwem energetycznym oraz jego skutkami gospodarczymi i politycznymi.[15]

Polska rzeczywistość w europejskim tyglu gazowym.

Wprowadzenie na poziomie UE środków na rzecz ograniczenia nie tylko wysokich cen energii dla gospodarstw domowych, ale też wysokich cen surowców dla przemysłu i energetyki jest dobrym posunięciem. Skupianie się jednak tylko na cenie gazu (i ryzyku zmienności jego cen) ignoruje sytuację energetyczną państw takich jak Polska, gdzie na ceny energii wpływają przede wszystkim koszty węgla oraz emisji do uprawnień CO2 na rynku EU-ETS. Inicjatywy na rzecz ograniczenia cen gazu pojawiają się w odpowiedzi na bieżący kryzys cenowy. Trudno jednak uznać je za wystarczające, skoro warunki aktywacji mechanizmu ograniczającego ceny (CAP) nie byłyby spełnione nawet przy ostatnim wzroście cen gazu, który jest nie tyle nieakceptowalny, co niemożliwy do udźwignięcia przez szereg grup odbiorców.

W przypadku ustalenia zbyt niskiego limitu istnieje z kolei ryzyko, że eksporterzy LNG będą priorytetowo traktować inne rynki (np. chiński, japoński). Warto jednak pamiętać, że w tym roku ceny gazu na holenderskiej giełdzie TTF okresowo przewyższały ceny gazu w Chinach,
a w marcu br. chiński Sinopec odsprzedał część zakontraktowanego w USA LNG do Europy. Należy więc znaleźć właściwy balans, który zapewni możliwość aktywacji mechanizmu w razie kryzysu, jak i nie zniechęci eksporterów. Dodatkowo, nie należy podejmować kosztownych
i ryzykownych prób wprowadzania mechanizmów sztucznego obniżania ceny gazu, które grożą wzrostem popytu na importowany surowiec, a w konsekwencji niedoborem gazu w UE. Celowe wydają się dalsze zabiegi KE o zapewnienie dostaw surowca z innych niż rosyjski kierunków oraz na ograniczaniu popytu na gaz w UE.

Polski rynek gazu

W grudniu 2021 r. Sejm uchwalił nowelę Prawa energetycznego, której celem było zapobieganie skokowym podwyżkom cen gazu w 2022 r. Sprzedawcy gazu, których taryfy zatwierdza prezes URE, mogli do 30 czerwca 2022 r. przedłożyć do zatwierdzenia taryfę uwzględniającą koszty zakupu gazu planowane w czasie jej obowiązywania. Jeżeli w tym czasie koszty zakupu gazu wzrosłyby ponad te zaplanowane, sprzedawca mógł je odzyskać w kolejnych taryfach, obowiązujących od początku 2023 r. Podwyżka w kolejnej taryfie ustalonej na podstawie tych przepisów w okresie 12 miesięcy, następujących po okresie stosowania taryfy, do której wprowadzono korektę z tytułu wzrostu cen zakupu gazu, nie może przekroczyć 25 proc. poziomu średniej ceny, która zostałaby ustalona bez rozliczania tej korekty. Minister Anna Łukaszewska-Trzeciakowska poinformowała, że do tej pory PGNiG otrzymało 6,5 mld zł rekompensaty w związku z ograniczeniem podwyżek w taryfach.[16]

Sejm 1 grudnia br. uchwalił z kolei ustawę, której celem jest zamrożenie cen gazu m.in. dla odbiorców indywidualnych w 2023 r. na poziomie z 2022 r. Maksymalna cena gazu wyniesie więc 200,17 zł za MWh. Zamrożona zostanie też wysokość stawek opłat dystrybucyjnych. Nowe przepisy wprowadzają też “dodatek gazowy”, czyli refundację VAT dla gospodarstw domowych, które jako główne źródło ciepła wykorzystują piec gazowy wpisany bądź zgłoszony do centralnej ewidencji emisyjności budynków (CEEB). Nowe przepisy dotyczą odbiorców indywidulanych, odbiorców wrażliwych takich jak szkoły, szpitale, kościoły i przedszkola.

Izba sejmowa nie zgodziła się na poprawki jakie zgłosiła opozycja. Chciano m.in. aby zamrożenie cen gazu dotyczyło także mikro-, małych i średnich przedsiębiorców. Proponowano też, aby refundacja VAT odnosiła się do wszystkich objętych ustawą, a nie tylko najuboższych. Nie zgodzono się ponadto, by rozszerzyć działanie ustawy na spółki samorządowe zajmujące się m.in. transportem zbiorowym, czy prowadzące działalność sportową, w tym baseny.

Nowe przepisy wprowadzają z kolei mechanizm ograniczenia przychodów spółek energetycznych zajmujących się gazem, poprzez przekazanie określonych zysków na finansowanie rekompensat dla odbiorców indywidualnych. Podobny mechanizm został wprowadzony w tzw. ustawie prądowej[17].

Ustawa utrzymuje też mechanizm rekompensat dla sprzedawców paliw gazowych, który służy zrekompensowaniu im skutków wprowadzenia ceny maksymalnej dla odbiorców końcowych objętych taryfą. Wprowadza równolegle mechanizm rekompensat dla operatorów systemu dystrybucyjnego paliw gazowych.

Zgodnie z ustawą limit rekompensat dla spółek energetycznych zajmujących się gazem w 2023 r. ma wynieść 28 mld zł, a w 2024 r. 1 mld zł. Z kolei limit refundacji VAT w przyszłym roku to 612 mln zł, w 2024 – 306 mln zł, a w 2025 r. – 102 mln zł.[18]

Wiceszefowa resortu klimatu i środowiska Anna Łukaszewska-Trzeciakowska podkreślała, że procedowany projekt to ostatnia część tarczy energetycznej (po m.in. ustawie o dodatku węglowym czy o maksymalnych cenach prądu), która powstała w odpowiedzi na kryzys wywołany agresją Rosji na Ukrainę. Minister zapewniła, że „wszyscy jesteśmy beneficjentami mrożenia cen gazu od 26 stycznia br. do końca tego roku” zgodnie z uchwaloną wówczas ustawą o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców paliw gazowych
w związku z sytuacją na rynku gazu. Przypomniała, że 9 mld zł już zostało wypłacone w ramach rekompensat spółkom obrotu.

W rozmowie dla redakcji Business Insider najnowsze regulacje skomentował Prezes ZPP Cezary Kaźmierczak: – W tych działaniach sanacyjnych na poziomie finansów publicznych widać jednak, motywowany zapewne względami politycznymi, brak konsekwencji. Rząd zamraża na przyszły rok ceny gazu dla odbiorców taryfowych bez kryterium dochodowego, a więc także bogatym. Rachunek za ten gest wyniesie 30 mld zł.

Ludziom niezamożnym w trudnej sytuacji należy pomagać, ale nie na oślep. Wypracowaliśmy narzędzia, dzięki którym tych potrzebujących wsparcia ze strony państwa możemy bardzo łatwo zidentyfikować. Ministerstwo Finansów posiada te dane i wiemy, komu trzeba by było pomóc. Natomiast masowa pomoc nie ma sensu.

Jest wojna przy naszej granicy, trudna sytuacja ekonomiczna i wszyscy muszą troszeczkę ustąpić pola, zacisnąć pasa i przeczekać. Zatem chodzi o solidarny wysiłek całego społeczeństwa wraz ze wsparciem najbiedniejszych. No ale mamy z jednej strony filozofię partii rządzącej a z drugiej rok wyborczy, który zawsze jest przekleństwem dla finansów publicznych.

Polacy zadłużenie na potrzeby dozbrojenia armii by poparli. Natomiast zadłużanie się na programy socjalne, które są bardziej propagandowe niż realne, jest bardzo nieroztropne
i szkodliwe dla rozwoju.^[19]

Podsumowanie

Obecnie oczy rządów europejskich, jak i przedsiębiorców są skierowane na Komisję Europejską i jej propozycje jak najszybszego rozwiązania, które ulżyłoby odbiorcom gazu. Szybkość jest tu wskazana z uwagi na perspektywę wyprowadzenia poza UE przemysłu energochłonnego, który przestał być konkurencyjny na tle innych gospodarek. Ponowne uruchomienie produkcji jest niestety bardziej czasochłonne z uwagi na konieczność przywrócenia do pracy wygaszanych wielkich pieców. Producenci, aby pozostać w Unii muszą wiedzieć, że gospodarka jest odporna na skoki cen gazu i Komisja Europejska przeciwdziała im z całych sił.

Z informacji zebranych od przedsiębiorców oraz analizy potencjalnych skutków wprowadzonych regulacji wynika, że:

• obecny kryzys jest wywołany załamaniem podaży i ma dłuższą genezę niż sam konflikt zbrojny na Ukrainie;
• Europie dużym kosztem finansowym udało się zabezpieczyć rezerwy gazu na najbliższy sezon zimowy, więc nowe łańcuchy dostaw sprawdziły się w kryzysowej sytuacji;
• państwa Unii jako odbiorcy gazu są w stanie w krótkim czasie zakupić gaz na rynkach globalnych;
• poszczególne państwa podejmują kroki w celu powstrzymania wzrostów cen gazu dla odbiorców na lokalnych rynkach;
• przedsiębiorcy i odbiorcy hurtowi muszą zweryfikować swoje strategie zakupowe racjonalnie planując kontraktację gazu w długim terminie;
• wprowadzenie na poziomie UE CAPu cenowego na zbyt niskim poziomie może doprowadzić do braku dostępności błękitnego paliwa w Europie (gdyż gaz będzie przekierowany do państw, które może zapłacić więcej);
• bez wprowadzenia CAPu na importowany gaz najsilniejsze państwa Unijne mają większe możliwości finansowe zakupu paliwa po zawyżonych cenach, wywołując konkurencję wewnętrzną pomiędzy krajami członkowskimi;
• zachowanie obecnego status quo bardziej odpowiada dużym europejskim gospodarkom;
• brak jest perspektyw dla zakrojonych na większą skalę, wspólnych zakupów gazu na poziomie unijnym, gdyż kryzys ujawnił partykularyzmy w tym zakresie;
• regulacje na poziomie unijnym zmierzają do zahamowania cen gazu poprzez odgórną redukcję popytu, jednak jak widać na przykładzie poszczególnych Państw mechanizm ten zadziałał naturalnie w wyniku wzrostu cen;

• Mimo podjętych przez UE działań, w przyszłym roku może na starym kontynencie brakować nawet 30 mld m3 gazu, z czego intensywnie przyrastające moce odnawialne mogą zastąpić około 12 mld m3 gazu – lecz pozostałą część Europa będzie musiała jeszcze dodatkowo zabezpieczyć;
• Komisja Europejska powinna dalej pracować nad mechanizmem ochronnym unijnego rynku gazu, który w równym stopniu chroniłby wszystkie gospodarki europejskie
  i jednocześnie sprawiał, że Unia jako konsument była by nadal atrakcyjna dla eksporterów gazu (z wyłączeniem Rosji).

***

[1] https://www.money.pl/gielda/rosyjski-gaz-plynie-do-ue-tankowcami-import-lng-wzrosl-o-50-proc-6823899307014976a.html

[2] https://www.ft.com/content/0ab21afc-d034-4279-8ce1-4469d0ce8489

[3] https://commission.europa.eu/news/commission-sets-trajectories-filling-gas-storage-2023-2022-11-24-0_pl

[4] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/pl/ip_22_3140

[5] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/pl/IP_22_3131

[6] https://businessinsider.com.pl/gospodarka/limit-cen-gazu-15-panstw-apeluje-do-komisji-europejskiej/yzfhbvt

[7] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/pl/ip_22_5489

[8] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/pl/ip_22_6225

[9] Proposal for a COUNCIL REGULATION Establishing a market correction mechanism to protect citizens and the economy against excessively high prices COM/2022/668 final https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A52022PC0668&qid=1669911853248

[10] Wniosek ROZPORZĄDZENIE RADY Zwiększenie solidarności dzięki lepszej koordynacji zakupów gazu, transgranicznej wymianie gazu i wiarygodnym poziomom odniesienia cen COM/2022/549 final

[11] https://www.consilium.europa.eu/pl/press/press-releases/2022/10/21/european-council-conclusions-on-energy-and-economy-20-october-2022/

[12] Wersja skonsolidowana Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej – CZĘŚĆ TRZECIA: POLITYKI I DZIAŁANIA WEWNĘTRZNE UNII – TYTUŁ VIII: POLITYKA GOSPODARCZA I PIENIĘŻNA – Rozdział 1: Polityka gospodarcza – Artykuł 122 (dawny artykuł 100 TWE)

[13] https://poland.representation.ec.europa.eu/news/ceny-gazu-z-bezpiecznikiem-2022-11-23_pl

[14] DANIEL CZYŻEWSKI 06.12.2022 13:51 https://energetyka24.com/gaz/wiadomosci/nowa-propozycja-limitu-cenowego-na-gaz-w-ue

[15] https://www.bruegel.org/blog-post/cap-or-not-cap-deal-europe-needs-energy-prices

[16] https://www.gazetaprawna.pl/wiadomosci/kraj/artykuly/8579174,ograniczenie-ceny-gazu-gospodarstwa-domowe-podmioty.html

[17] 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, Dz.U. 2022 poz. 2127

[18] https://samorzad.pap.pl/kategoria/aktualnosci/sejm-za-zamrozeniem-cen-gazu-w-2023-r 01.12.2022

[19] https://businessinsider.com.pl/wiadomosci/szef-zpp-ostrzega-nie-jestem-krwawym-kapitalista-ale-ekonomia-jest-jedna/1g3r7lb

 

Zobacz: 14.12.2022 Memorandum ZPP ws. limitu na ceny gazu sprowadzanego na teren UE wraz z Polskimi rozwiązaniami