Często w długoterminowych analizach rentowności wydobycia i wytwarzania energii z węgla w Polsce niektóre regulacje są całkowicie pomijane z uwagi na ich trudny do oszacowania wpływ na obecnym etapie negocjacji. Tym niemniej już wiadomo, że będzie on znaczący zwłaszcza dla Polski, zarówno pod kątem nakładów inwestycyjnych jak i zdolności do prowadzenia działalności firm – pisze Maciej Burny z Enerxperience.
Kiedy analizuje się najistotniejsze regulacje unijne mające wpływ na konkurencyjność wydobycia i spalania węgla w energetyce i ciepłownictwie, dużo mówi się zwłaszcza o systemie handlu uprawnieniami do emisji, czy regulacjach promujących OZE. Niemniej kluczowe są jednak nadchodzące nowe wymogi w zakresie: 1) emisji zanieczyszczeń z dużych instalacji spalania paliw – tj. rewizja obowiązującej dyrektywy o emisjach przemysłowych (dalej: dyrektywa IED); 2) emisji metanu w sektorze energetycznym (dalej: rozporządzenie metanowe), o których jest o wiele ciszej, choć w Parlamencie Europejskim rewizja dyrektywy IED już jest uznawana za najważniejsze obok EU ETS narzędzie dekarbonizacji unijnej energetyki i przemysłu.
Często w długoterminowych analizach rentowności wydobycia i wytwarzania energii z węgla w Polsce regulacje te są całkowicie pomijane z uwagi na ich trudny do oszacowania wpływ na obecnym etapie negocjacji. Tym niemniej już wiadomo, że będzie on znaczący zwłaszcza dla Polski, zarówno pod kątem nakładów inwestycyjnych jak i zdolności do prowadzenia działalności firm.
Celem artykułu jest przybliżenie stanu prac w instytucjach UE nad ww. regulacjami oraz ich potencjalnego wpływu na polski sektor energetyczny.
Rewizja dyrektywy IED
O propozycjach Brukseli przedstawionych w kwietniu 2022 roku pisaliśmy (link do art. w BA z kwietnia) zaraz po publikacji projektu dyrektywy przez Komisję. Przez ostatnie trzy miesiące sporo się działo legislacyjnie zwłaszcza w Parlamencie Europejskim, gdzie odbyła się już istotna debata przedstawiająca stanowiska poszczególnych frakcji. Podczas niej, przedstawiciele większości największych frakcji – w tym Socjaldemokraci, Zieloni, Renew oraz Lewica – poparli propozycję KE w zakresie wprowadzenia obowiązku wyznaczania norm emisji wyłącznie w oparciu o najlepsze dostępne technologie. Na podstawie dotychczas przedstawionych stanowisk frakcji można spodziewać się, że stanowisko Parlamentu Europejskiego – które ma być przyjęte wiosną 2023 roku – poprze tą propozycję Komisji. Finalne przyjęcie rewizji dyrektywy przez UE planowane jest na koniec przyszłego roku.
To byłoby istotne zaostrzenie istniejących przepisów, które obecnie dają Marszałkom Województw w Polsce dużą elastyczność w ustalaniu norm emisji SOx, NOx, pyłów czy rtęci dla instalacji w pozwoleniach zintegrowanych. W praktyce, normy te są aktualnie z reguły wyznaczane bazując na najmniej restrykcyjnych wielkościach z dostępnych „widełek”, co ogranicza do minimum niezbędne nakłady inwestycyjne na technologie ograniczające emisje.
Zmiana regulacji zgodnie z propozycjami KE, wspieranymi przez czołowe frakcje w PE, będzie oznaczać dodatkowe nakłady po stronie krajowej energetyki idące w miliardy złotych. Bardziej precyzyjne kalkulacje będą możliwe dopiero po uzgodnieniu nowych norm w tzw. procesie sewilskim – z udziałem przedstawicieli KE, państw członkowskich, ekspertów branżowych, czy organizacji pozarządowych – w ramach kolejnej rewizji katalogu limitów emisji, czyli tzw. konkluzji BAT.
W wyniku zakończonych już konsultacji publicznych w zakresie rewizji dyrektywy IED swoje stanowiska zaprezentowały już zarówno największe koncerny energetyczne, stowarzyszenia branżowe jak i NGO. Z lektury przedstawionych opinii, poza kwestią wyznaczania poziomu norm emisji, kluczowe sporne elementy to możliwość stosowania derogacji od nowych norm, czy rozszerzenie listy podmiotów mogących skarżyć decyzje pozwoleniowe. Ważnym elementem kontrowersyjnym jest także koncepcja Komisji dotycząca przeniesienia odpowiedzialności prawnej ze skarżących obywateli lub NGOs na operatorów instalacji w zakresie udowodnienia braku uszczerbku na zdrowiu w wyniku ich działalności (tzw. burden of proof) – co wiąże się z potencjalnymi odszkodowaniami i przedłużeniem postępowań administracyjnych.
Rozwiązania KE są krytykowane nie tylko przez polski sektor energetyczny (swoje stanowiska przedstawiły Komisji m.in. PGE i PGNiG) ale także inne koncerny unijne, posiadające dużą liczbę instalacji konwencjonalnych. I tak np. w swoim stanowisku RWE podkreśla, że proponowane obecnie wymogi dotyczące ustalania wartości granicznych emisji oraz dodatkowe przepisy dotyczące zezwoleń są nieodpowiednie, a propozycja KE niesie ze sobą ryzyko deindustrializacji Europy i zagraża osiągnięciu celów klimatycznych. Krytyczne stanowiska przedstawiły także m.in. koncerny francuskie, a przede wszystkim parasolowe stowarzyszenie sektora energetycznego w Europie – tj. EURELECTRIC.
Z drugiej strony, swoje racje przedstawiają organizacje środowiskowe, które popierając co do zasady kierunek propozycji KE, domagają się m.in. większego powiązania dyrektywy IED z systemem handlu uprawnieniami do emisji i nałożenia na operatorów wymogów emisyjnych w ramach IED także w zakresie emisji CO2 (m.in. NGOs przywołują w tym obszarze standard emisji 100g CO2/kWh z Taksonomii), czy umożliwienia odmówienia przez organ pozwolenia dla instalacji, która nie wpisuje się w cele Zielonego Ładu UE.
W związku z międzynarodowym charakterem krytyki rewizji dyrektywy IED, interesujące będą dalsze negocjacje stanowiska Rady UE, o efektach których na chwilę obecną nie wiadomo wiele. Trwają prace grup roboczych, a bardziej skonkretyzowane stanowisko będzie znane bliżej końcówki 2022 roku i zakończenia trwającej Prezydencji czeskiej.
Rozporządzenie metanowe
Choć metan nie otrzymuje takiej medialnej uwagi jak CO2, to wpływa o wiele bardziej na ocieplenie klimatu. Zgodnie z danymi UNECE (United Nations Economic Commission for Europe), metan ma współczynnik ocieplenia globalnego od 28 do 34 razy większy niż CO2 liczony w okresie 100 lat. Projekt rozporządzenia wypełnia długotrwałą lukę w legislacji unijnej związanej z kontrolą emisji metanu do atmosfery w sektorze energetycznym. Rozporządzenie obejmuje zarówno emisje metanu w sektorach wydobycia węgla, ropy naftowej jak i gazu – w tym tekście skupiamy się na sektorze węglowym.
Rozporządzenie obejmuje emisje metanu zarówno w kopalniach istniejących węgla jak i tych już zamkniętych. Zgodnie z danymi UNFCCC, polskie aktywne kopalnie węgla – głównie te działające w ramach JSW i PGG – odpowiadają za ok. 70 procent emisji metanu w Europie. Łatwo więc zgadnąć, który kraj jest potencjalnie najbardziej wrażliwy na nowe regulacje w tym obszarze.
Rozporządzenie metanowe zgodnie z propozycją Komisji co do zasady eliminuje możliwość uwalniania z szybów wentylacyjnych i spalania metanu w stacjach odwadniania w kopalniach węgla od 2025 roku (art. 22 projektu). Projekt zawiera nieliczne odstępstwa od tego zakazu w sytuacjach awaryjnych, czy braku innej możliwości uniknięcia emisji. W takich sytuacjach, operatorzy będą mogli uwalniać metan wyłącznie jeśli technicznie niemożliwe jest jego spalanie, lub ze względów bezpieczeństwa. Uwalnianie metanu przez szyby wentylacyjne w kopalniach emitujących więcej niż pół tony metanu/kilotonę wydobytego węgla będzie zabronione od 2027 roku.
Jak to zwykle bywa w regulacjach klimatycznych, sektor energetyczny jest jako pierwszy objęty nowymi wymogami z uwagi na względną łatwość w jego regulacji w obszarze redukcji emisji. Unijne koncerny energetyczne podkreślają, że choć uwalnianie i spalanie metanu powinno być ograniczone do minimum, to nie może być całkowicie wyeliminowane ze względów bezpieczeństwa. W tym zakresie powinny zatem obowiązywać odstępstwa uzasadnione sytuacjami awaryjnymi, których nie można rozwiązać innymi metodami. Można zatem spodziewać się lobbingu na rzecz rozluźnienia tych restrykcji przez koncerny energetyczne.
Zgodnie z projektem, operatorzy kopalń będą dodatkowo zobowiązani do monitorowania emisji metanu z szybów wentylacyjnych, stacji odwadniania, czy też emisji zaistniałych po zamknięciu kopalni. Do pomiarów emisji w kopalniach głębinowych będą konieczne urządzenia o wrażliwości co najmniej 100 cząsteczek na milion (ppm).
Co ważne, projekt rozporządzenia metanowego jest skoncentrowany na restrykcjach dla węgla wydobywanego w Unii Europejskiej i nie uwzględnia objęcia węgla importowanego spoza UE restrykcjami związanymi z eliminowaniem uwalniania i spalania metanu w kopalniach. W Brukseli pojawiają się więc głosy, że metan powinien być w przyszłości objęty mechanizmem opłaty emisyjnej, jak w przypadku propozycji CBAM dla emisji CO2. Na razie jednak nie ma konkretnych propozycji w tym zakresie i projekt Komisji może skutkować rosnącą konkurencyjnością importowanego do UE węgla, co niesie istotne dodatkowe ryzyka dla rentowności krajowego sektora wydobywczego.
Projekt rozporządzenia jest obecnie na etapie wypracowywania stanowisk przez Parlament Europejski i Radę UE. W Parlamencie Europejskim nad stanowiskiem pracują wspólnie dwie komisje – ds. środowiska (ENVI) i ds. energii (ITRE). Wspólne głosowanie stanowiska w obydwu komisjach spodziewane jest w styczniu 2023 roku. Przyjęcie rozporządzenia po uzgodnieniach pomiędzy Parlamentem i Radą nastąpi prawdopodobnie w połowie 2023 roku.
