Transformacja energetyczna Polski i pozostałych krajów UE do 2050 r.

Prezentujemy kolejną część raportu powstałego na bazie analiz przeprowadzonych przez Zespół Centrum Analiz Klimatyczno-Energetycznych (CAKE) w IOŚ-PIB/KOBiZE zaprezentowanych w dokumencie pt. „Polska net-zero 2050: Transformacja sektora energetycznego Polski i UE do 2050 r.” Dokument przedstawia kierunki zmian technologicznych, które są konieczne na drodze do wypełnienia celów ustanowionych w Europejskim Zielonym Ładzie wraz z oceną wpływu tych zmian na sektor wytwarzania energii elektrycznej i ciepła sieciowego.

Scenariusze przywołane w analizie są istotne z punktu widzenia wyzwań, jakie stoją przed Polską i krajami UE, a także uwzględniają ryzyko związane z zawirowaniami na rynkach paliw w obecnej sytuacji geopolitycznej.

Rozpatrywane scenariusze

Wdrożone scenariusze polityki klimatycznej opierają się na wcześniej wykonanej w CAKE Mapie drogowej. Przy czym cele redukcji emisji GHG zdefiniowane w raporcie zostały zaktualizowane w oparciu o pakiet „Fit for 55” (TABELA).

W scenariuszu odniesienia (BASE) założono realizację polityki klimatycznej wprowadzonej pakietem „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków” (Clean Energy for All Europeans – unlocking Europe’s growth potential, Komisja Europejska, Bruksela 2016), tzn. pakiet 2030. Pakiet ten ustanowił między innymi cele europejskiej polityki energetycznej do 2030 r., a także cel dotyczący gazów cieplarnianych, jakim jest w 2030 r. zmniejszenie unijnych emisji o co najmniej 40% w porównaniu z 1990 r.

Biorąc pod uwagę aktualne poziomy emisji gazów cieplarnianych w UE, konieczna stała się weryfikacja celu redukcyjnego przyjętego w pakiecie 2030. Cel ten został zaktualizowany w oparciu o publikację KE pt. „EU reference scenario 2020. Energy, transport and GHG emissions: trends to 2050”, gdzie emisja GHG w EU ETS obniża się o ok. 48% w 2030 r. w stosunku do 2005 r.⁴

Dla sektorów non-ETS założono, że cel redukcji emisji w UE będzie wynikał z rozporządzenia ESR, to znaczy 30% w 2030 r. w porównaniu do poziomu emisji z 2005 r., co skutkuje w 2030 r. 42% redukcją emisji gazów cieplarnianych w UE łącznie we wszystkich sektorach w porównaniu do poziomu z 1990 r.

Dla 2050 r. w scenariuszu BASE założono, że redukcja emisji GHG we wszystkich sektorach gospodarki będzie na poziomie 60% w stosunku do 1990 r., zgodnie z projekcjami KE przedstawionymi w „EU reference scenario 2020 (…)”.⁵

Na podstawie tej samej projekcji KE przyjęto również cel redukcji emisji dla sektorów EU ETS, które do 2050 r. będą musiały zmniejszyć emisję o 69% w porównaniu do poziomu z 2005 r. W przypadku sektorów non-ETS cel redukcyjny na 2050 r. został wyznaczony na poziomie 47% w porównaniu do wielkości emisji z 2005 r. i wynika z wcześniej przyjętych założeń w zakresie redukcji w sektorach EU ETS i łącznej redukcji o 60% we wszystkich sektorach gospodarki.

Pod względem poziomów emisji w UE w 2050 r. scenariusz BASE w przedmiotowym raporcie jest zbliżony do scenariusza bazowego z oceny wpływu do komunikatu KE pt: „Stepping up Europe’s 2030 climate ambition”⁶.

W scenariuszu neutralności (NEU) założono realizację celów polityki klimatycznej UE w zakresie redukcji emisji GHG zgodnie z opublikowanym przez KE pakietem „Fit for 55”. Pakiet ten wyznacza ścieżkę osiągnięcia do 2030 r. celu zmniejszenia emisji GHG netto (czyli z uwzględnieniem pochłaniania) o 55% względem roku 1990.

Bez uwzględnienia pochłaniania zakładana realizacja celów polityki klimatycznej UE w zakresie redukcji emisji GHG została oszacowana na poziomie 53% w 2030 r. w stosunku do 1990 r. Zgodnie z propozycjami KE, zawartymi w pakiecie „Fit for 55”, przyjęto, że w 2030 r. sektory EU ETS muszą zredukować swoją emisję o 61%, natomiast sektory non-ETS o 40% względem poziomu z 2005 r.

W scenariuszu NEU założono cel redukcji emisji GHG w UE do 2050 r. na poziomie 90%. Z uwzględnieniem pochłaniania oznacza to redukcję emisji netto de zera. Cel redukcyjny dla sektorów EU ETS został ustalony na poziomie 93%, co odpowiada redukcji emisji prezentowanej w projekcji KE GECO2020 dla scenariusza 1,5°C⁷

Zaimplementowany został również specjalny, dodatkowy system handlu obejmujący sektor budynków i transport drogowy (BRT ETS). Zgodnie z pakietem „Fit for 55” do 2030 r. cel redukcji emisji w BRT ETS wynosi 43% w stosunku do 2005 r.

Włączenie sektora budynków oraz transportu drogowego do nowego ogólnoeuropejskiego systemu BRT ETS, podobnie jak w proponowanym przez KE pakiecie „Fit for 55”, nie oznacza wykluczenia tych sektorów z obszaru redukcji zdefiniowanego celami non-ETS. W efekcie przyjęcia określonego poziomu redukcji dla sektorów EU ETS, aby osiągnąć zakładany w scenariuszu neutralności wspólnotowy cel redukcyjny 90% w 2050 r., reszta sektorów gospodarki znajdująca się w obszarze non-ETS musi zredukować emisję w 2050 r. o ok. 83%. Natomiast założony cel redukcyjny dla nowego systemu BRT ETS w 2050 r. wynosi 87% względem emisji z 2005 r. i wynika z projekcji KE GECO2020 dla scenariusza 1,5°C.

W celach porównawczych przygotowano również scenariusze, które są interesujące z punktu widzenia Polski, a także dyskontujące obecnie obserwowane zawirowania na rynkach paliw oraz uwzgledniające dodatkowe ryzyka związane z dostępem i rozwojem technologii niskoemisyjnych:

• Scenariusz neutralności z wysokimi cenami paliw kopalnych (NEU_HPRICE) – zakładający te same cele redukcyjne GHG i potencjały technologii energetycznych, które zostały zawarte w scenariuszu NEU, ale bazujący na wyższych projekcjach cen paliw kopalnych (opisanych w rozdziale 4 pt. „Kluczowe założenia przyjęte w analizie”).
  Zastosowano ponadto ograniczenie na wykorzystanie gazu ziemnego w energetyce w wysokości maksymalnie około 120% zużycia z roku 2020 dla 7 państw (Niemcy, Polska, Czechy, Grecja, Rumunia, Bułgaria i Chorwacja), tj. państw mogących czasowo zwiększyć wykorzystanie węgla w celu zmniejszenia wykorzystania gazu ziemnego.
  Scenariusz ten ma odzwierciedlać obserwowane obecnie zawirowania na europejskich rynkach paliw kopalnych, wywołane wojną w Ukrainie i działaniami Federacji Rosyjskiej oraz zakłada podjęcie dodatkowych działań UE na rzecz uniezależnienia się od dostaw z kierunku rosyjskiego.
• Scenariusz neutralności z niższym potencjałem rozwoju morskich farm wiatrowych (NEU_LWIND) – w scenariuszu tym założono niższy od przyjętego w scenariuszu NEU potencjał w zakresie budowy elektrowni wiatrowych na morzu (zgodnie z opisem w rozdziale 4).

Kluczowe założenia przyjęte w analizie

We wszystkich scenariuszach (NEU, NEU_HPRICE, NEU_LWIND, BASE) założono wkład sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego w wysiłek redukcyjny, w stopniu zapewniającym osiągnięcie przyjętych celów ogólnych na poziomie krajowym i unijnym oraz uwzględniono następujące elementy:

• Horyzont czasowy zdefiniowany dla lat 2020–2050, czyli obejmujący okres kluczowy dla oceny wpływu polityki energetyczno-klimatycznej i osiągnięcia celów wspólnotowych w zakresie redukcji GHG.
• Zapotrzebowanie na energię elektryczną, ciepło sieciowe i wodór ustalane w procesie iteracyjnym między modelami MEESA a modelem makroekonomicznym – d-PLACE oraz modelami sektorowymi transportu – TR3E i rolnictwa – EPICA. Na poziomie modelu MEESA generowane jest dodatkowe zapotrzebowanie na potrzeby pomp ciepła i magazynowania energii.
• Krajowe cele dla każdego z krajów UE w zakresie wycofania węgla, podejścia względem energetyki jądrowej (w tym jednostki planowane i w budowie), plany rozwoju energetyki wiatrowej na morzu i inne istotne inwestycje, które są przedmiotem zainteresowania danego kraju.
• Dla Polski w zakresie rozwoju energetyki jądrowej przyjęto założenia spójne z Programem polskiej energetyki jądrowej⁸ w takim znaczeniu, że wielkości pochodzące z tego dokumentu stanowiły maksymalne ograniczenia na przyrost mocy do 2043 roku. Po tym okresie zakładano możliwość kontynuacji programu do 2050 roku i dalszy wzrost mocy jądrowych w Polsce. Innymi słowy nie wymuszano budowy tych jednostek w określonych latach. Wyniki w zakresie tempa i zakresu budowy elektrowni jądrowych są rezultatem optymalizacji kosztowej.
• Zdolności wymiany transgranicznej zgodnie z ENTSO-E – zarówno w odniesieniu do danych historycznych⁹, jak i ich planowanego rozwoju¹⁰. Model MEESA uwzględnia w szerokim zakresie wymianę międzysystemową jako ważny element funkcjonowania rynku hurtowego energii elektrycznej, jednak bezpieczeństwo dostaw zapewniane jest dzięki utrzymywaniu rezerwy wytwórczej na poziomie każdego kraju – zdolności importowe nie wchodzą do bilansu rezerwy mocy.
• Wspólne dla scenariuszy analitycznych maksymalne potencjały mocy wytwórczych w OZE (elektrownie wiatrowe na lądzie, elektrownie słoneczne, elektrownie na biomasę, biogaz, geotermalne)^{11 12 13 14} Natomiast w stosunku do elektrowni wiatrowych na morzu:

–  Dla scenariuszy NEU, NEU_HPRICE, BASE zastosowano potencjały mocy prognozowane przez Wind Europe15 oraz Bank Światowy^{16 17} (ze względu na brak w opracowaniu Wind Europe akwenu Morza Czarnego, dla Rumunii i Bułgarii założono potencjał zawarty w opracowaniach Banku Światowego ograniczony do farm wiatrowych przymocowanych do dna morskiego).
Wyższe potencjały założono w związku z dążeniem UE-27 do uniezależnienia się od importu paliw z kierunku rosyjskiego i koniecznym w związku z tym wzrostem planowanych inwestycji w OZE – farmy wiatrowe na morzu cechuje najwyższy spośród niesterowalnych OZE wskaźnik wykorzystania mocy w ciągu roku, wzbudzają mniejszy opór społeczny ze względu na oddalenie od zabudowań, ponadto nie zajmują one powierzchni lądowej.

–  Dla scenariusza NEU_LWIND zastosowano niższe potencjały zgodnie z analizami wykonanymi przez ENTSO-E^{18 19}

• Technologie CCS (ang. Carbon Capture and Storage), CCU (ang. Carbon Capture and Utilization), BECCS (całkowity potencjał wychwytu CO₂ w UE w oparciu o oszacowania KE²⁰, produkcja wodoru z możliwością wykorzystania także w sektorze energetycznym. W modelu założono, że energia elektryczna wykorzystywana do produkcji wodoru będzie pochodziła ze źródeł OZE (tzw. zielony wodór). W analizie założono także, zgodnie z deklaracjami producentów turbin gazowych, że nowo budowane jednostki tego typu będą miały możliwość współspalania wodoru.
• Magazyny energii – krótkookresowe: bateryjne, pracujące w cyklu dobowym/kilkudniowym i – długookresowe: elektrownie szczytowo-pompowe oraz magazyny wodoru, które mogą magazynować energię w cyklach dłuższych, także sezonowych (w modelu założono produkcję wodoru w procesie elektrolizy).
• Samochody elektryczne traktowane są w modelu MEESA jako quasi-magazyn energii, przyczyniający się do wyrównywania dobowych obciążeń. Elektryfikacja transportu spowoduje wzrost zużycia energii elektrycznej i zmianę krzywej popytu, co może być ważnym elementem przyszłych zmian na rynku energii elektrycznej.
• Potencjał wykorzystania usług DSR – czyli redukcji zapotrzebowania w okresach występowania napiętego bilansu mocy.
• Ceny paliw na podstawie projekcji przypisanych do scenariusza Reference Scenario 2020²¹ Jednakże aby odzwierciedlić obecną sytuację na rynku paliw w wykorzystanej prognozie wprowadzono następujące korekty:
  –    we wszystkich scenariuszach w 2025 r. ceny gazu są 3 razy wyższe niż w prognozie Reference Scenario 2020, ceny węgla 2 razy wyższe, a ceny ropy naftowej 1,5 raza wyższe. Od 2030 r. ceny wracają na ścieżkę z prognozy Reference Scenario 2020.
  –    Jedynie w scenariuszu wysokich cen (NEU_HPRICE) utrzymano wyższe ceny w stosunku do prognozy Reference Scenario 2020 przez cały okres prognozy po 2025 r. – ceny gazu 2 razy wyższe, ceny węgla 1,5 raza wyższe, ceny ropy 1,25 raza wyższe.
• Ceny uprawnień do emisji CO₂, są wynikiem iteracji z modelem d-PLACE i modelami sektorowymi. Iteracyjne rozwiązywanie modeli skutkuje uzyskaniem ścieżki cen, która pozwala na uzyskanie zadanych celów redukcyjnych. Z perspektywy modelu MEESA zmiany cen uprawnień powodują zmiany w miksie energetycznym i wpływają na uzyskaną redukcję emisji. Z perspektywy modelu d-PLACE zmiany redukcji emisji uzyskanych w sektorze energetycznym wpływają na ceny uprawnień do emisji w systemie EU ETS.
• Zapotrzebowanie na energię energetyczną jest zmienną wynikową modelu d-PLACE. Trzy najważniejsze mechanizmy uwzględnione w modelu, które determinują popyt na energię, to (i) autonomiczna poprawa efektywności energetycznej, (ii) substytucja energii innymi czynnikami produkcji, głównie kapitałem, wynikająca ze zmiany relatywnych cen energii, (iii) substytucja między różnymi nośnikami energetycznymi, w szczególności zastępowanie zużycia paliw kopalnych energią elektryczną (elektryfikacja) w przemyśle oraz w sektorze transportowym, wynikające ze zmian kosztów wykorzystania poszczególnych nośników.
•  Założenia techniczno-ekonomiczne w modelu MEESA oparto głównie na przyjętych pod koniec 2020 r. finalnych założeniach stanowiących podstawę do opracowania nowego scenariusza Reference Scenario 2020²². Ewentualne braki danych zostały dodatkowo uzupełnione informacjami pochodzącymi z opracowań przygotowanych przez uznane ośrodki badawcze zajmującymi się modelowaniem energii i procesami inwestycyjnymi, takimi jak: Międzynarodowa Agencja Energii, Wspólne Centrum Badawcze²³ (ang. Joint Research Centre), Tractebel, Ecofys czy Frontier Economics.

Wyniki obliczeń dla sektora energetycznego

Emisje CO₂

Analiza scenariuszy redukcyjnych z wykorzystaniem procesu iteracji pomiędzy modelem energetycznym a modelami CGE i sektorowymi pokazuje, że energetyka jest sektorem o jednym z największych potencjałów redukcji, podczas gdy w pozostałych sektorach takich jak budownictwo, przemysł, transport czy rolnictwo występują ograniczenia technologiczne, uniemożliwiające całkowitą eliminację paliw kopalnych i związanych z nimi emisji. Dlatego optymalna z perspektywy całej gospodarki ścieżka redukcji będzie prowadzić do znacznych redukcji w energetyce.

W skali UE w scenariuszu neutralności (NEU) oznacza to spadek emisji w sektorze wytwarzania energii elektrycznej i ciepła sieciowego o blisko połowę do 2030 r. w stosunku do 2020 r. (scenariusz ten uwzględnia zaostrzone cele redukcji na 2030 r. zgodne z pakietem „Fit for 55”) i osiągnięcie emisji bliskich zeru już w okolicach 2040 r. a w dalszym okresie, dzięki wykorzystaniu technologii BECCS, przejście na ujemne emisje netto.

W scenariuszach NEU i NEU_HPRICE w 2050 r. bilans emisji w energetyce w całej UE osiąga poziom między –145 a –140 Mt CO₂. W scenariuszu NEU_LWIND, ze względu na mniejszy potencjał morskiej energetyki wiatrowej, efekty redukcji są nieco niższe, a bilans emisji wynosi ok. –120 Mt CO₂.

Dla porównania w scenariuszu BASE, bez implementacji „Fit for 55” i przy znacznie mniej ambitnych celach redukcji na 2025 r., tempo spadku emisji rośnie wyraźnie dopiero po 2030 r., a do 2050 r. emisje w całej UE spadają do ok. 180 Mt CO₂ (RYS. 1).

Analizując zmiany emisji w polskiej energetyce, można dostrzec w poszczególnych scenariuszach podobny trend jak dla całej UE – w scenariuszu NEU (i jego wariantach HPRICE i LWIND) spadek emisji o ok. połowę do 2030 r., następnie osiągnięcie bliskiego zera salda emisji w okolicach 2040 r. i ujemnego salda ok. –15 Mt CO₂ w 2050 r. (z różnicami pomiędzy scenariuszami na poziomie 2–3 Mt CO₂).

W scenariuszu BASE tempo redukcji emisji w Polsce jest nieco wyższe niż średnio w UE, także docelowy poziom redukcji (procentowo względem 2020 r.) jest większy niż średnio w UE. Związane jest to z wyższym udziałem węgla w polskiej energetyce w punkcie startowym, co z jednej strony powoduje, że Polska w 2020 r. ma duże emisje na tle UE, ale jednocześnie posiada duży potencjał redukcji.

Dobrze obrazuje to przedstawiony poniżej przebieg zmian średniego wskaźnika emisyjności produkcji energii elektrycznej w UE i w Polsce. Dla lepszej czytelności wykresu zestawiono tylko wyniki dla scenariuszy NEU i BASE (RYS. 2).

Wskaźnik średniej emisyjności produkcji energii elektrycznej w Polsce, w scenariuszu NEU ulega istotnemu obniżeniu z poziomu ok. 0,65 tCO2/MWh w 2020 r. do wartości bliskich zeru w 2040 r. i ujemnych w 2050 r.

Zmiany średniego wskaźnika emisji CO₂ dla wytwarzania energii elektrycznej są silnie skorelowane ze zmianami emisji w całym sektorze. W scenariuszu NEU ok. 2040 r. średnia emisyjność produkcji energii elektrycznej w Polsce zrównuje się ze średnią dla UE, a w kolejnych latach nawet osiąga nieco niższe poziomy. Natomiast w scenariuszu BASE zbliżony do unijnego średni poziom emisyjności w Polsce zostaje osiągnięty dopiero ok. 2050 r.

Koszty emisji CO₂

Zmiany krańcowych kosztów redukcji emisji w EU ETS są wynikiem zaimplementowania różnych ścieżek redukcyjnych oraz zadanych ograniczeń w poszczególnych scenariuszach.

Koszt redukcji emisji reprezentuje sygnał cenowy płynący do sektorów EU ETS (w tym wytwarzania energii elektrycznej i ciepła sieciowego), sprawiając, że staje się opłacalne wdrażanie różnych technologii przyczyniających się do transformacji gospodarki w kierunku niskoemisyjnym. Scenariusze BASE i NEU zakładają jednakową dostępność technologii oraz ich koszty, zatem wybór konkretnego rozwiązania technicznego zależy jedynie od impulsu cenowego, a ten od założonego celu redukcyjnego. W pozostałych scenariuszach dodatkowo na poziom kosztu redukcji wpływ mają inne założenia – w przypadku scenariusza NEU_HPRICE – zwiększone koszty paliw, a w przypadku scenariusza NEU_LWIND – niższy założony potencjał morskich farm wiatrowych.

Uzyskane krańcowe koszty redukcji emisji CO₂ są wynikiem procesu iteracji pomiędzy modelem MEESA a modelem d-PLACE oraz modelami sektorowymi, dlatego koszty CO₂ w zastosowanej metodzie nie są danymi egzogenicznymi, lecz wynikiem obliczeń modelowych, uwzględniających cele redukcji emisji oraz zmiany w miksie paliwowym i emisjach procesowych w sektorach objętych EU ETS, a pośrednio (poprzez zmiany cen energii i zapotrzebowania) także w sektorach nieobjętych EU ETS (RYS. 3).

Generalnie krańcowe koszty redukcji emisji rosną we wszystkich scenariuszach, przy czym tempo wzrostu jest mocno zróżnicowane między scenariuszami.

Najwolniej koszty rosną w scenariuszu BASE (do ok. 105 EUR’2015/tCO₂ w 2050 r.) co nie zaskakuje, biorąc pod uwagę, że jest to scenariusz o relatywnie niskim celu redukcyjnym.

Interesujące z punktu widzenia analizy wyników są różnice pomiędzy trzema scenariuszami zakładającymi osiągnięcie jednakowego celu neutralności – NEU, NEU_HPRICE i NEU_LWIND. Przede wszystkim scenariusz wysokich cen paliw (NEU_HPRICE) cechują wyraźnie niższe koszty redukcji emisji niż scenariusz NEU – dzieje się tak wskutek presji cenowej na paliwa, która powoduje ograniczenie zużycia paliw kopalnych niezależnie od mechanizmów systemu EU ETS. Tym samym impulsy cenowe w systemie EU ETS, niezbędne do osiągnięcia zakładanych redukcji, są niższe. To oczywiście nie oznacza niższych kosztów całkowitych osiągnięcia net-zero.

Najwyższe tempo wzrostu kosztów emisji ma miejsce w scenariuszu NEU_LWIND, który zakłada znacznie niższy potencjał morskich farm wiatrowych w całej UE, jak i w Polsce. Ten scenariusz pokazuje istotną rolę morskiej energetyki wiatrowej, ale przy okazji unaocznia, jak wprowadzenie pewnych ograniczeń na poziomie samego modelu energetycznego odbija się na całej gospodarce i poprzez system EU ETS i koszty energii wpływa na koszty redukcji w pozostałych sektorach.

Warto dodać, że w latach 2040–2050, przy małym wolumenie emisji, nawet relatywnie niewielkie zmiany emisji mogą powodować znaczący wzrost kosztu CO₂ – takie zjawisko obserwujemy w modelach, ale można się spodziewać, że wystąpi ono także w rzeczywistości.

Z drugiej strony w tych warunkach nawet znaczny wzrost jednostkowego kosztu CO₂ będzie miał relatywnie mały wpływ na gospodarkę, ze względu na jej bardzo niską emisyjność. Dlatego istotna jest właściwa interpretacja kosztów CO₂ – trzeba pamiętać, że nie można na nie patrzeć przez pryzmat dzisiejszego rynku uprawnień do emisji i obecnych poziomów emisji.

Należy zaznaczyć, że prezentowany krańcowy koszt redukcji nie powinien być wprost utożsamiany z ceną uprawnień do emisji w EU ETS, ponieważ do wyznaczenia krańcowego kosztu redukcji nie zastosowano modelu rynkowego systemu EU ETS. W związku z czym nie bierze on pod uwagę nadwyżki uprawnień EUA/EUAA na rynku, funkcjonowania rezerwy MSR, czy możliwości bankowania uprawnień pomiędzy kolejnymi latami, a także roli instytucji finansowych na rynku EU ETS.

***

¹ Igor Tatarewicz, Michał Lewarski, Sławomir Skwierz, Maciej Pyrka, Jakub Boratyński, Robert Jeszke, Jan Witajewski-Baltvilks oraz Monika Sekuła, „Polska net-zero: Transfotmacja sektora energetycznego Polski i UE do 2050 r.”, Instytut Ochrony Środowiska – Państwowy Instytut Badawczy (IOŚ-PIB)/ Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBiZE), Warszawa 2022.
² Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejskiej, Rady, Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów, Europejski Zielony Ład. Bruksela, 11.12.2019 r. COM (2019) 640 final.
3 Clean Energy for All Europeans – unlocking Europe's growth potential, Komisja Europejska, Bruksela 2016  
⁴ Str. 119 Raportu Komisji Europejskiej pt: „EU reference scenario 2020 Energy, transport and GHG emissions: trends to 2050”, Bruksela 2021).
⁵ EU reference scenario 2020 Energy, transport and GHG emissions: trends to 2050, op.cit.)
⁶ „(…) By 2050, the current policies, based on the current target, would lead to a reduction of around 60% below 1990” – str. 9, Oceny wpływu do komunikatu pt.: „Stepping up Europe’s 2030 climate ambition. Investing in a climate-neutral future for the benefit of our people”, Komisja Europejska, Bruksela 2020, SWD(2020) 176 final].
⁷ Global Energy and Climate Outlook 2020: Energy, Greenhouse gas and Air pollutant emissions balances. European Commission, Joint Research Centre (JRC) [Dataset] PID: http://data.europa.eu/89h/1750427d-afd9-4a10-
8c54-‑440e764499e4, Komisja Europejska, Joint Research Centre, 2020.].
⁸ Uchwała nr 141 Rady Ministrów z dnia 2 października 2020 r. w sprawie aktualizacji programu wieloletniego pod nazwą „Program polskiej energetyki jądrowej”
⁹ Transparency Platform (https://transparency.entsoe.eu dostęp: 30.11.2020 r.
¹⁰ Ten Year Network Development Plan 2020, ENTSO-E, Bruksela 2020.
¹¹ Ten Year Network Development Plan 2018, ENTSO-E, Bruksela 2018.
¹² Ten Year Network Development Plan 2020, op.cit.
¹³ P. Ruiz, A. Sgobbi, W. Nijs, C. Thiel, F.D. Longa, T. Kober, B. Elbersen, G. Hengeveld, The JRC-EU-TIMES model. Bioenergy potentials for EU and neighbouring countries, Luksemburg 2015.
14 World Nuclear Association (https://www.world-nuclear.org/information-library/country-profiles.aspx dostęp: 31.12.2021 r.)
¹⁵ Our energy, our future. How offshore wind will help Europe go carbon-neutral, Wind Europe, 2019
¹⁶  Offshore Wind Technical Potential in Romania, The World Bank, 2020.
¹⁷ Offshore Wind Technical Potential in Bulgaria, The World Bank, 2020.
¹⁸  Ten Year Network Development Plan 2018, op.cit.
¹⁹ Ten Year Network Development Plan 2020, op.cit.
²⁰ A Clean Planet for all A European strategic long-term vision for a prosperous, modern, competitive and climate neutral economy, COM(2018) 773, Komisja Europejska, Bruksela 2018
²¹ Primes Reference Scenario 2020, Final Assumptions, E3-Modelling, Bruksela2021. 
²² Primes Reference Scenario 2020, op.cit.
23 Wspólne Centrum Badawcze jest jedną z Dyrekcji Generalnych KomisjiEuropejskiej, której celem jest zapewnienie, zgodnie z potrzebami klientów,wsparcia naukowego i technicznego dla koncepcji, rozwoju, wdrażania i monitorowania polityki Unii Europejskiej.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!