Polityka Unii Europejskiej w celu trwałego ograniczania emisji zanieczyszczeń i przechodzeniu na gospodarkę nisko- i zeroemisyjną zmusza do znaczących zmian w miksie energetycznym już na początku następnej dekady tj. od września 2021 roku – z powodu ograniczeń emisji dwutlenku siarki, tlenku azotu, rtęci i pyłów na podstawie tzw. konkluzji BAT 2020, pisze dr Christian Schnell, radca prawny, ekspert Instytutu Jagiellońskiego.
Planowane modernizacje i zapotrzebowanie na prąd i ciepło
Na podstawie obecnych prac spółek energetycznych w zakresie dostosowania floty konwencjonalnych elektrowni i elektrociepłowni do nowych limitów emisji można wnioskować, że stabilność Krajowego Systemu Elektroenergetycznego od 2022 roku może być zagrożona, jeżeli nie uda się w szybkim tempie uzgodnić zasad pomocy publicznej z Komisją Europejską – rynek mocy, systemy wsparcia kogeneracji i OZE – w celu uruchomienia nowych inwestycji. Ze strony państwowych grup energetycznych głównie PGE wywiązuje się ze zobowiązań dostosowania istniejących bloków węglowych do nowych limitów za sumę kilka miliardów złotych, ale pozostali członkowie „wielkiej czwórki” mają do tej pory mało ambitne plany. Również wśród prywatnych inwestorów nie widać szczególną chęć na dostosowanie elektrociepłowni węglowych. W związku z tym PGE będzie głównym beneficjentem mechanizmu wsparcia dla bloków węglowych tzw. rezerwy strategicznej, który zgodnie z czwartym pakietem legislacyjnym Unii Energetycznej ma obowiązywać do 2025 roku. PGNiG Termika ma w planach – we współpracy z Enea i może Energą – inwestować w jednostki opalane gazem, które będą beneficjentem rynku mocy szczególnie od 2026 roku. Również PGE realizuje i planuje takie jednostki.
Cykl inwestycyjny wskazuje na to, że od połowy przyszłej dekady znacząco zwiększa się moc w elektrowniach opalanych gazem – a nieco wcześniej w elektrociepłowniach. Istnieje ogromna potrzeba inwestycyjna w elektrociepłownie, ponieważ po 4-letnim okresem przejściowym również brakuje ciepła w systemach ciepłowniczych w wielu większych miastach – odpowiedni czas na reakcję jest tak ograniczony, że prawie nie ma alternatyw dla elektrociepłowni gazowych. Uzupełnieniem powinny być mniejsze jednostki kogeneracyjne spalające biomasę lub biometan. Zapotrzebowanie na nowe elektrociepłownie w pierwszej połowie przyszłej dekady wynosić będzie do 4 GW samej mocy elektrycznej.
Sposób funkcjonowania dyrektywy IED i konkluzji BAT
Z początkiem 2016 r. obowiązuje w UE, zatem także w Polsce, dyrektywa 2010/75/UE (tzw. IED) w sprawie emisji przemysłowych. Przepisy dyrektywy IED i konkluzje BAT znacznie zaostrzają standardy emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu, rtęci i pyłów z obiektów energetycznego spalania i dotyczą nie tylko nowych obiektów energetycznych, ale zwłaszcza istniejących. Znaczna część polskich elektrowni, elektrociepłowni i ciepłowni w obecnym stanie technicznym nie będzie w stanie spełnić wymagań konkluzji BAT. Obiekty, które nie zostały objęte odroczeniem (Przejściowym Planem Krajowym – PPK – dla obiektów oddanych do eksploatacji do 2003 r., lub tzw. derogacją naturalną lub derogacją ciepłowniczą) stosowania nowych poziomów emisji zostały wyłączone już w 2016 r., niemniej zdecydowana większość starszych obiektów została objęta PPK i/lub derogacją naturalną. Ponadto dyrektywa IED wymaga, aby w okresie od 1 stycznia 2016 r. do 31 grudnia 2023 r. obiekty zgłoszone do derogacji naturalnej nie były eksploatowane więcej niż 17.500 h, tj. mniej więcej 1/3 normalnego czasu eksploatacji. Oczywistym jest, iż eksploatacja bloku przez ok. 2.100 godzin w roku generowałaby większe koszty niż przychody, dlatego większość operatorów zdecyduje się na eksploatację bloków w ruchu ciągłym (w zależności od stanu technicznego) i wykorzystanie puli 17.500 godzin przez np. 4 lata i likwidację wyznaczonych bloków. Rząd polski przedstawił, a Komisja Europejska zatwierdziła Przejściowy Plan Krajowy (PPK) obejmujący 48 obiektów energetycznych, dla których odroczono stosowanie zaostrzonych poziomów emisji do 30 czerwca 2020 r. Poszczególne obiekty mają wyznaczone roczne pułapy dopuszczalnych emisji. Rząd polski zobowiązał się, że w okresie 2016 – 2020 r. emisja dwutlenku siarki powinna zostać zmniejszona o 80%, tlenków azotu o 68%, pyłów o 82 %.
Następne limity emisji od 2030 r. będą znacznie ostrzejsze
Obecne standardy według konkluzji BAT 2020 dla istniejących obiektów powyżej 500 MWt wspólnej mocy są dość łagodne i daleko odbiegają od najlepszych praktyk rynkowych w samej Unii, w Stanach Zjednoczonych lub w Chinach. Z tego powodu trzeba się liczyć ze znaczącym zaostrzeniem tych limitów w następnej generacji konkluzji BAT od 2030 r..
Porównanie dopuszczalnych wielkości emisji średnio rocznych (mg/Nm3) SO2 i NOx dla istniejących dużych obiektów energetycznego spalania wykorzystujących węgiel – całkowita nominalna moc dostarczana w paliwie >500 MWt – według dyrektywy LCP (od 2007 r.), dyrektywy IED (od 2016 r.), konkluzji BAT (od IX/2021 r.) – dla istniejących obiektów i najlepsze praktyki rynkowe w UE, USA, Chinach dla istniejących obiektów.
Koniecznie ponowne pozwolenia zintegrowanego systemu
Konkluzje BAT będą miały bezpośrednie przełożenie na polskie instalacje wymagające ponowne pozwolenia zintegrowanego systemu wytwarzania energii. W szczególności powodowane przez te instalacje emisje powinny się mieścić w granicach specjalnie określonego dla takich instalacji standardu emisyjnego nazwanego „granicznymi wielkościami emisyjnymi”. W odniesieniu do instalacji już funkcjonujących, organ właściwy do wydania pozwolenia zintegrowanego dokona analizy jego warunków nie później niż w terminie 6 miesięcy od dnia publikacji konkluzji BAT w Dzienniku Urzędowym UE tj. 17 sierpnia 2017 r.. W przypadku, gdy analiza wykaże konieczność zmiany pozwolenia zintegrowanego – co jest postępowaniem administracyjnym z udziałem społeczeństwa (w tym organizacje ekologiczne), organ przekaże prowadzącemu instalację informację o konieczności dostosowania instalacji do wymagań określonych w tych konkluzjach oraz wezwie prowadzącego instalację do wystąpienia z wnioskiem o zmianę pozwolenia w terminie roku od dnia doręczenia wezwania, określając zakres tego wniosku mający związek ze zmianami wynikającymi z dokonanej analizy. W decyzji o zmianie pozwolenia określa się termin na dostosowanie – jednakże nie może on być dłuższy niż 4 lata od dnia publikacji konkluzji BAT w Dzienniku Urzędowym UE. Zaś najpóźniej do 17 sierpnia 2021 r. instalacja, która na uzyska nowe pozwolenie zintegrowane musi zostać wyłączona.
Odstępstwa od konkluzji BAT
Czy pewnym ratunkiem dla instalacji mogą okazać się odstępstwa od konkluzji BAT, które prowadzący instalacje mogą uzyskać po spełnieniu pewnych warunków? Dyrektywa IED, a w ślad za nią krajowe przepisy, przewidują czasowe odstępstwa od dotrzymywania granicznych wielkości emisyjnych określonych na podstawie konkluzji BAT. Warto jednak zwrócić uwagę, że nie jest to odstępstwo od wszystkich wymagań konkluzji BAT, więc nie dotyczy np. zasad prowadzenia monitoringu i wszystkich limitów emisji. Odstępstwo może zostać udzielone z uwagi na nieproporcjonalnie wysokie koszty dostosowania instalacji do granicznych wielkości emisyjnych w stosunku do korzyści dla środowiska. W analizie poprzedzającej udzielenie odstępstwa należy wziąć pod uwagę położenie geograficzne, lokalne warunki środowiskowe, charakterystykę techniczną instalacji lub inne czynniki mające wpływ na funkcjonowanie instalacji i środowisko jako całość. Kryteria te oznaczają, że prowadzący instalację występujący o udzielenie odstępstwa, będzie musiał wykazać, że jego instalacja odbiega od modelowych instalacji, w oparciu o które formułowano konkluzje BAT i koszty jej dostosowania do konkluzji BAT są nieproporcjonalne w stosunku do korzyści dla środowiska. Odstępstwo będzie polegało na wydłużeniu okresu na dostosowanie się do ostrzejszych granicznych wielkości emisji ponad ustawowy limit 4 lat – w przypadku niektórych limitów emisji dla niektórych sposobów wytwarzania np. sama energia cieplna. Późniejszy termin dostosowania instalacji do nowych wymagań będzie określany przez organ w decyzji o zmianie pozwolenia zintegrowanego. Od siły argumentów powołanych we wniosku zależeć będzie, czy organ uzna przesłanki do udzielenia odstępstwa za spełnione. Wg analiz zamówionych przez Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie dostosowanie się do konkluzji BAT to wydatek rzędu 10 mld zł, przy czym należy zauważyć, że spółki energetyczne poniosły już wysokie wydatki na dostosowanie się do standardów, które obowiązują od 2016 r. Wcześniej resort środowiska wskazywał na wydatek 12,2 mld zł. Ale przy takiej argumentacji trzeba mieć na uwadze, że spółki energetyczne PGE, CEZ, Energa lub Tameh już kontraktują wykonawców na dostosowanie instalacji do konkluzji BAT, więc udokumentowanie, że koszty dostosowania instalacji do konkluzji BAT zasadniczo są nieproporcjonalne w stosunku do korzyści dla środowiska będzie niemożliwe. Ponadto trzeba mieć na uwadze, że Komisja Europejska niebawem opublikuje wytycznych, w jakich przypadkach odstępstwo od limitów emisyjnych jest dopuszczalne – już teraz wiadomo, że dla ogromnej większości instalacji odstępstwo nie będzie dopuszczalne.
