Energia XXXV
Dodatek reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 130 (6510) 5 czerwca 2003 r.

Wstępna ocena wykonalności traktatu akcesyjnego w zakresie dyrektywy 2001/80/WE przez duże źródła spalania

Po uroczystościach związanych z podpisaniem traktatu akcesyjnego w Atenach pomiędzy krajami członkowskimi i kandydującymi do Unii Europejskiej powinien przyjść czas refleksji i trzeźwej oceny sposobu wdrożenia do polskiej gospodarki wynegocjowanych warunków akcesyjnych. W niniejszym artykule poruszono problem związany z wdrożeniem najdotkliwszej dla polskiej energetyki dyrektywy 2001/80/WE – w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródła spalania.

Duże źródła spalania to kotły energetyczne o mocy równej lub większej od 50 MW_t, co znaczy, że wspomniana dyrektywa dotyczy całej krajowej energetyki zawodowej, a także w dużej części energetyki przemysłowej i komunalnej. Źródła energii elektrycznej i ciepła (elektrownie, elektrociepłownie i ciepłownie) będą musiały ograniczyć w ściśle określonym harmonogramie emisje: SO₂, NO_x i pyłu. Szczególnie istotne jest ograniczenie emisji SO₂, które przedstawiono na rysunku 1.

Z rysunku 1 wynika konieczność prawie dwukrotnej redukcji emisji SO₂ w ciągu sześciu lat, w sytuacji gdy w latach dziewięćdziesiątych dokonano istotnego ograniczenia emisji poprzez poprawę jakości węgla, budowę instalacji odsiarczających i kotłów fluidalnych w wielu źródłach wydając na ten cel 4,8 mld euro. Jak wiadomo w tych latach wybudowano instalacje na największych blokach energetycznych w Polsce, a więc tam gdzie nakłady inwestycyjne była najniższe na jednostkę produkcji energii. Obecnie czekają nas nakłady najwyższe, szacowane na kwotę około 12 mld euro, a więc przeszło dwa razy wyższe od nakładów już poniesionych. Są to nakłady nie tylko na budowę instalacji oczyszczających spaliny, ale przede wszystkim na odtworzenie mocy źródeł wytwarzania, które w wymuszony sposób trzeba będzie wycofać z eksploatacji nawet ponad 10 lat wcześniej niż to wynika z ich żywotności.

Należy zaznaczyć, że celem wprowadzonej dyrektywy jest nie tylko troska o ochronę środowiska, lecz również ujednolicenie warunków konkurencyjności na europejskim zliberalizowanym rynku energii elektrycznej. Unia Europejska broni się przed tanimi wytwórcami energii elektrycznej, produkowanej w krajach kandydujących. Szczególnie jest to problem dotkliwy dla polskiej energetyki, ponieważ dyrektywa najbardziej dotyka źródeł produkujących energię na paliwach stałych, emitujących najwięcej zanieczyszczeń do powietrza. W tabeli 1 przedstawiono udział paliw stałych w produkcji energii elektrycznej w wybranych krajach europejskich.

Wynika stąd, że największe problemy z redukcją emisji szkodliwych gazów będzie miała Polska (97% produkcji energii na paliwach stałych), przy zmodernizowanej i „czystej” ekologicznie energii elektrycznej produkowanej w Niemczech (50,4%).

Takie jest otoczenie zewnętrzne, w którym krajowej energetyce przyjdzie funkcjonować. Należy zaznaczyć, że to dobrze, iż znamy wcześniej przed wejściem do Unii Europejskiej warunki pracy naszych źródeł energii elektrycznej i ciepła, ponieważ mamy szansę do tych warunków się dostosować.

Poniżej przedstawiono hipotetyczne metody dostosowania się krajowej energetyki do wymagań traktatu akcesyjnego:

1. Ograniczenie produkcji energii elektrycznej z krajowych elektrowni i elektrociepłowni o 50%;
2. Budowa instalacji redukcji szkodliwych zanieczyszczeń na istniejących kotłach energetycznych;
3. Likwidacja źródeł istniejących i wybudowanie źródeł ekologicznie „czystych” (nowoczesne źródła na paliwa stałe lub źródła na paliwa gazowe i odnawialne).

Powyższe metody ograniczenia emisji szkodliwych zanieczyszczeń powinny być szczegółowo i wszechstronnie przeanalizowane pod względem: technicznym, ekologicznym, makro- i mikroekonomicznym, wykonalności finansowej oraz możliwości prawnych. Tak jak nie wyposaża się wysłużonego samochodu Syrena lub FSO 1500 w katalizator spalin, tak i starych bloków energetycznych (w systemie elektroenergetycznym ok. 80% mocy jest starsze niż 15 lat) nie wyposaża się w instalacje oczyszczania spalin, lecz zastępuje nowymi blokami, które są i będą w stanie „ścigać się” technicznie i ekonomicznie ze swoimi konkurentami, wytwarzając w wysoko sprawny sposób energię.

Z wstępnych ocen skutków wdrożenia dyrektywy 2001/80/WE wynika, że w latach 2012 – 2017 konieczne może być odtworzenie około 40% mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym, a do 2020 r. około 50% mocy. Będą to zatem zakrojone na szeroką (i nie notowaną do tej pory w na świecie) skalę, obniżające bezpieczeństwo energetyczne państwa, wycofania z eksploatacji źródeł wytwarzania energii elektrycznej, które nie będą w stanie spełnić nowych wymogów i dla których zwłaszcza przystosowanie do nowych limitów emisji NO_x 200 mg/Nm³ od 2015/2017 r. na krótki okres do zakończenia eksploatacji w latach 2018 – 2025 nie ma ekonomicznego uzasadnienia. Dla złagodzenia tych skutków i rozłożenia w czasie ponoszonych nakładów należy możliwie szybko przystąpić do budowy nowych wysoko sprawnych źródeł wytwarzania uwzględniając np. najbardziej obiecujące obecnie projekty, takie jak bloki: 833 MW w Elektrowni Bełchatów S.A., 460 MW w Elektrowni Pątnów II czy 460 MW w Elektrowni Łagisza.

Należy także wykonać dokładne analizy, czy Polsce bardziej opłaca się wdrażać dyrektywę poprzez zastosowanie standardów emisji dla każdego z dużych istniejących źródeł spalania, czy też rozliczać w sposób łączny cały sektor w ramach dopuszczonego przez Unię Europejską tzw. Krajowego Planu Redukcji Emisji (KPRE).

Jedno już dzisiaj jest pewne: bez dodatkowych inwestycji w instalacje proekologiczne bądź nowoczesne źródła spalania nie będzie możliwe dotrzymanie wymagań podpisanego traktatu akcesyjnego. Stwierdzenie to rodzi następne pytania:

1. Skąd pozyskać środki na realizację tych inwestycji (źródła prywatne i budżetowe)?
   • jak zapewnić zwrot z zainwestowanego kapitału (bez gwarancji zwrotu nie będzie prywatnych inwestorów)?
   • jak zapewnić zwrot nakładów na nowo budowane źródła ponoszonych przed 2012 r., kiedy jeszcze będą musiały konkurować ze źródłami starymi, produkującymi taniej w sposób mniej ekologiczny?
   • jak przekonać prywatnych inwestorów w inwestowanie w ekologię?
   • czy państwo będzie stać na sfinansowanie ze źródeł publicznych inwestycji w ekologię w wysokości 50% wymaganych nakładów inwestycyjnych?
2. Każde z przedsiębiorstw energetycznych jest obecnie spółką prawa handlowego, z udziałem kapitału prywatnego bądź z większościowym udziałem Skarbu Państwa i samodzielnie podejmuje decyzje inwestycyjne. Jak zatem przekonać, bądź zmusić do podjęcia ryzyka sfinansowania tak dużych nakładów inwestycyjnych zarządy i rady nadzorcze przedsiębiorstw energetycznych?
3. Czy działania proekologiczne doprowadzą do upadku przedsiębiorstwa energetyczne z przestarzałym parkiem maszynowym?
4. Jak dokonać selekcji najlepszych projektów? Kto je będzie zatwierdzał?
5. Czy Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdzi zwiększone taryfy na ekologię?
6. Czy odbiorca finalny energii „przeżyje” zwiększone taryfy na energię elektryczną i ciepło?

Problemów jest dużo i trzeba na nie znaleźć odpowiedź, wybierając optymalną dla krajowego odbiorcy energii elektrycznej metodę dostosowawczą. Najbardziej prawdopodobną metodą będzie wprowadzenie handlu emisjami, który za pomocą mechanizmów rynkowych umożliwi podjęcie przez właścicieli krajowej energetyki (w tym również Skarbu Państwa) ryzyka nowych inwestycji ekologicznych i odtworzeniowych celem sprostania wymaganiom Unii Europejskiej i krajowemu zapotrzebowaniu na energię elektryczną i ciepło.

W tabeli 2 przedstawiono skrócony harmonogram zdarzeń, które zarządy przedsiębiorstw energetycznych powinny wziąć pod uwagę przy planowaniu przedsięwzięć inwestycyjnych.

W 2008 roku energetyka krajowa musi ograniczyć emisję, a w latach 2012 – 2017 prawdopodobnie odtworzyć nawet 40% mocy systemu elektroenergetycznego, co można złagodzić wprowadzając handel emisjami i budując nowe moce wcześniej. Biorąc pod uwagę wieloletni cykl przygotowania inwestycji budowy urządzeń oczyszczających spaliny oraz nowych bloków energetycznych, czasu na podjęcie decyzji inwestycyjnych jest naprawdę niewiele, zaś brak decyzji operatorów do czerwca 2004 r. o skorzystaniu z naturalnej derogacji dyrektywy zawartej w art. 4 (4) może skutkować zamknięciem już 1 stycznia 2008 r. wielu krajowych źródeł energii elektrycznej i/lub ciepła. n

 

 

• Informacje o Energoprojekcie-Warszawa SA