Burny: Doktryna IED, czyli nowe brzemię elektrowni i elektrociepłowni w Polsce (ANALIZA)
– Projekt rewizji dyrektywy IED istotnie zwiększa obowiązki i niezbędne nakłady inwestycyjne dla operatorów elektrowni i elektrociepłowni konwencjonalnych, w tym zwłaszcza węglowych, z uwagi na ich wysoki poziom emisji zanieczyszczeń. Szczególnie dotkliwe mogą być dolne normy emisji zanieczyszczeń w oparciu o najlepsze dostępne technologie, jak i utrudniony dostęp do derogacji od nich, a także minimalne wymogi dotyczące efektywności energetycznej – pisze Maciej Burny z Enerxperience.
W dniu 5 kwietnia Komisja Europejska przedstawiła projekt rewizji dyrektywy o emisjach przemysłowych (tzw. dyrektywa IED), która reguluje normy emisji zanieczyszczeń – (m.in. dwutlenek siarki, tlenki azotu, rtęć, chlor, pyły itd) z dużych instalacji spalania paliw – powyżej 50 MW mocy dostarczonej w paliwie. Projekt KE zawiera szereg istotnych zmian dla branży elektroenergetycznej, które będą miały znaczący wpływ na koszty eksploatacji przede wszystkim elektrowni i elektrociepłowni węglowych.
Najbardziej istotne zmiany w stosunku do obowiązującej obecnie dyrektywy IED to przede wszystkim:
1. KE likwiduje elastyczność krajowych instytucji wyznaczających normy emisji (w Polsce są to Marszałkowie Województw) dla instalacjis spalania w pozwoleniach zintegrowanych. Na przykładzie Polski, obecnie Marszałkowie Województw mogą określać normy emisji np. dwutlenku siarki dla dużych węglowych kotłów pyłowych (nowych) w widełkach 10-75 mg/Nm3 ustalonych w dokumentach referencyjnych (tzw. BREF), określających najlepsze dostępne technologie (tzw. BAT). W praktyce, nie tylko w Polsce ale w całej UE jak wskazuje w nowym projekcie KE, krajowe instytucje wyznaczają najczęściej górne normy emisji (wg KE jest to 75-85 procent przypadków), tj. te najmniej wymagające ze wskazanego w konkluzjach BAT zakresu – czyli 75 mg z ww. przykładu.
KE chce zmienić tą praktykę i proponuje zapis w dyrektywie obligujący, co do zasady, organy krajowe do wyznaczania norm emisji w oparciu o najlepsze dostępne technologie, tj. te najbardziej restrykcyjne wartości z widełek (tj. 10 mg z ww. przykładu). Jeśli taki zapis zostanie utrzymany to w praktyce będzie się to wiązać ze znacznie wyższymi nakładami inwestycyjnymi niezbędnymi do poniesienia przez operatorów instalacji w przypadku budowy nowych bloków, lub z wcześniejszym zamknięciem istniejących bloków, dla których nie będzie opłacalna kosztowna modernizacja.
2. Od konieczności spełnienia najbardziej restrykcyjnych norm emisyjnych jest wprowadzony wyjątek tylko w przypadku gdy ich wypełnienie nieproporcjonalnie zwiększa koszty w porównaniu do korzyści środowiskowych – z uwagi na położenie geograficzne czy lokalne warunki środowiskowe (np. duże zasiarczenie węgla brunatnego w danej lokalizacji), lub charakterystykę techniczną instalacji. W przypadku stosowania derogacji, operator nadal będzie musiał jednak wykazać dostosowanie się do górnych norm emisji, co w praktyce może oznaczać także istotne konieczne nakłady inwestycyjne.
Co ważne, analiza kosztów i korzyści prowadząca do możliwych derogacji od najbardziej restrykcyjnych norm będzie musiała być wykonana w oparciu o metodykę przyjętą przez Komisję Europejską, co jest nowym rozwiązaniem, gdyż obecnie nie ma standardowej metodyki w tym zakresie. Ta metodyka miałaby zostać określona w akcie wykonawczym KE z ograniczoną możliwością ingerencji państw członkowskich. Dodatkowo, zasadność utrzymywania derogacji miałaby być weryfikowana co 4 lata, czego nie ma obecnie.
3. Komisja wprowadza nowy art. 15a, który upoważnia ją do ustanawiania wspólnych zasad dotyczących oceny zgodności z dopuszczalnymi wielkościami emisji i walidacją zmierzonych poziomów dla emisji do powietrza i wody – co zwiększy kontrolę Brukseli nad weryfikacją emisji.
4. Bruksela doprecyzowuje także warunki konsultacji procesu wydawania pozwoleń zintegrowanych z państwami sąsiadującymi, które mogą odczuwać skutki eksploatacji danej jednostki wytwórczej. Konsultacje prowadzone między dwoma państwami członkowskimi mają zapewniać że uwagi państwa członkowskiego, na które inwestycja może mieć znaczący wpływ, są zaprezentowane przed właściwym organem państwa członkowskiego, na którego terytorium pozwolenie jest wydawane. Państwa członkowskie zapewniają, aby w takich przypadkach wniosek o zezwolenie był również udostępniany do publicznej wiadomości, w państwie sąsiadującym, które może być w znacznym stopniu dotknięte i które pozostaje dostępne inwestycją.
5. Komisja oczekuje od państw członkowskich, aby do dnia 30 czerwca 2030 roku operatorzy uwzględnili w nowo wprowadzanym systemie zarządzania środowiskowego plan transformacji dla każdej instalacji zawierający informacje o tym, w jaki sposób instalacja przekształci się w okresie 2030-2050, aby przyczynić się do osiągnięcia neutralnej dla klimatu gospodarki do 2050 r. Plan transformacji każdej instalacji ma podlegać niezależnemu audytowi w zakresie zgodności z celami klimatycznymi UE. Komisja ma ustalić aktem wykonawczym format takiego planu transformacji.
6. Jeśli dwie lub więcej instalacji znajduje się blisko siebie i jeśli ich operatorem jest ten sam podmiot lub jeśli instalacje znajdują się pod kontrolą operatorów, którzy są prawnie lub gospodarczo połączeni przedmiotowe instalacje uważa się za pojedynczą jednostkę do celów obliczania progu mocy. W praktyce
oznacza to brak możliwości unikania minimalnego progu mocy 50 MW poprzez podział instalacji spalania w celu pozostania poza zasięgiem dyrektywy IED.
7. Zostaną wprowadzone minimalne i obligatoryjne poziomy sprawności instalacji wytwórczych, aby zmaksymalizować efektywność energetyczną i minimalizować zużycia energii. Przegląd synergii między IED i ETS odbędzie się w 2028 roku, umożliwiając optymalne synergie od 2030 roku. W praktyce może to oznaczać brak możliwości przedłużania cyklu życia starych jednostek węglowych z uwagi na niespełnione progi efektywności.
8. Dodatkowo KE zwiększa transparentność i dostęp stron trzecich do zawartości pozwoleń zintegrowanych obligując państwa do ich udostępniania publicznie w Internecie, bezpłatnie i bez ograniczania dostępu.
9. Z istotnych braków zdaniem niektórych organizacji środowiskowych należy zaznaczyć z kolei brak rozszerzania IED o normy emisji CO2. Jest to jednak zrozumiałe, gdyż te emisje reguluje już inny akt prawny – dyrektywa EU ETS.
Podsumowanie
Projekt rewizji dyrektywy IED istotnie zwiększa obowiązki i niezbędne nakłady inwestycyjne dla operatorów elektrowni i elektrociepłowni konwencjonalnych, w tym zwłaszcza węglowych, z uwagi na ich wysoki poziom emisji zanieczyszczeń. Szczególnie dotkliwe mogą być dolne normy emisji zanieczyszczeń w oparciu o najlepsze dostępne technologie, jak i utrudniony dostęp do derogacji od nich, a także minimalne wymogi dotyczące efektywności energetycznej.
W tym zakresie rewizja IED może być dodatkowym utrudnieniem dla przedłużonej eksploatacji istniejących źródeł węglowych – poza już istniejącymi obostrzeniami wynikającymi m.in. z ograniczeń wsparcia z rynku mocy, czy bardzo wysokimi prognozami cen CO2 w EU ETS.
Projekt KE będzie teraz podlegał ocenie i negocjacjom z państwami członkowskimi i Parlamentem Europejskim. Zakładane wejście w życie nowej dyrektywy to końcówka 2024 roku natomiast zrewidowane normy emisji zaczną obowiązywać cztery lata później.
