– Po przegłosowaniu BREF/BAT i wprowadzeniu przyszłych zmian ETS, polska polityka energetyczna nie będzie w stanie pogodzić pełnej obrony interesów sektora węglowego z europejską polityką klimatyczną – pisze Prof.nzw.dr.hab.inż. Konrad Świrski z Politechniki Warszawskiej i Transition Technologies S.A.
Przyjęte nowe standardy emisji w dokumentach BREF / BAT przynoszą duże obciążenia dla polskiej energetyki – zarówno dla dużych jak i dla mniejszych obiektów. W konsekwencji sektor energetyczny musi liczyć się z dużymi kosztami, a sektor ciepłownictwa i energetyki przemysłowej staje w obliczu bardzo trudnych wyzwań.
Dyrektywa IED (Industrial Emissions Directive (2010/75/EU), zamieniła Dyrektywę ICCP (Integrated Pollution Prevention and Control IPPC Directive 2008/1/EC) w sprawie emisji przemysłowych.W Dyrektywie IED zostały przyjęte BREF/BAT, tzw. dokumenty referencyjne opisujące możliwe do zastosowania technologie oraz limity emisji dla danych instalacji (np. spalany węgiel, wielkość kotłów, rodzaj technologii). Te normy, po przegłosowaniu zmian 28 kwietnia, teraz stają się obowiązkowe. Normy BAT – tzw. najlepsze dostępne techniki – określają standardy zanieczyszczenia powietrza dla energetyki. Rozszerzona została lista substancji szkodliwych – dopuszczalnymi poziomami emisji (BAT – AELs) obowiązkowo objęte zostały takie zanieczyszenia, jak pył, Hg (rtęć), HCl (chlorowodór), HF (fluorowodór) i NH3 (amoniak). Konkluzje BAT muszą być uwzględniane dla nowych elektrowni od razu przy pozwoleniach na budowę udzielanych przez właściwe organy ochrony środowiska. Stare elektrownie będą musiały w ciągu 4 lat dostosować się do nowych norm emisji przemysłowych (licząc od daty opublikowania decyzji o nowych przepisach).
BREF/BAT były dyskutowane od dawna, ale finalne głosowanie odbyło się dopiero 28 kwietnia br, (być może także w związku ze zmianą systemu głosowania z nicejskiego na lizboński, który uniemożliwia budowanie tzw. „blokującej mniejszości”). Teoretycznie głosowanie możliwe było już wcześniej, jednak kilka miesięcy temu być może można było całą sprawę zablokować.
To wydarzenie generalnie dowodzi, że silnie obecny jest trend integracji regulacji i unifikacji standardów na poziomie europejskim. Krajowe normy przestają działać, a europejskie dostosowane są do najbardziej rozwiniętych krajów. Dyrektywa IPPC w swoich założeniach była nakierowana bardziej na nowe instalacje. Chodziło o budowę najnowocześniejszych obiektów przemysłowych w Europie i w początkowej fazie dokumenty BAT były referencyjne dla uzyskiwania pozwoleń środowiskowych na budowę tych obiektów. IPPC zakładały, że proces uzyskania pozwolenia „referrs to” – odniesie się do BAT. Teraz Dyrektywa IED jest de facto europejskim standardem, a odpowiednie zapisy wskazują, że BREF/BAT są obowiązujące i nieprzekraczalne zarówno dla nowych instalacji (gdyż nie jest możliwe uzyskanie pozwolenia bez spełnienia BAT), a także i dla istniejących obecnie. Otrzymują one okres 4 lat na dostosowanie się do nowych przepisów, po którym nie mogą być eksploatowane, jeśli nie spełniają BAT.
Trend obecny w zmianach wprowadzonych w BAT jest zgodny z polityką klimatyczną UE, z dekarbonizacją. W odpowiednich opracowaniach, cytowanych zwykle przez ośrodki lobbystyczne lub organizacje ekologiczne, widać zaostrzanie norm emisyjnych dla energetyki węglowej. Podkreślana jest szkodliwość działania elektrowni (zwłaszcza węglowych). Wielokrotnie cytowane są badania (a raczej opracowania i raporty, bo badań nie ma i są to te same artykuły i źródła, niekoniecznie naukowe a bardziej lobbystycze), w których 20 tys. osób rocznie ginie z powodu zanieczyszczeń spowodowanych przez duże elektrownie. Zazwyczaj pomijany jest fakt, że emisja z dużych elektrowni jest znacznie mniejsza niż emisja substancji szkodliwych z transportu (NOx i pył, zwłaszcza szkodliwy PM 2,5). W chwili obecnej alarmy smogowe które pojawiają się w europejskich miastach nie mają nic wspólnego z „dużą” energetyką.
Konkluzje BREF/BAT (Dyrektywa IED) nie dotyczą emisji CO2. Zagadnienie emisji dwutlenku węgla uwzględniają polityka klimatyczna i europejski system handlu emisjami (ETS), też obecnie zmieniany w konkluzjach reformy ETS z 2015 i nowych założeniach pewnych regulacji „Pakietu Zimowego”. Jednak strategiczne cele IED i ETS są wspólne – bardziej kosztowne ograniczenia dla energetyki węglowej, które jednocześnie pośrednio preferują energetykę odnawialną i energetykę gazową.
Kluczowe elementy przyjętych zmian BREF/BAT w stosunku do obowiązujących obecnie (stare zalecenia i nasze normy krajowe), są następujące. Dochodzi do zaostrzenia limitów emisji wszystkich zanieczyszczeń. Do tego limity stają się bardziej dokładnie określone, są to roczne wartości średnie oraz maksymalne dzienne.
Następuje dla dużych kotłów „zaciśnięcie pętli” – limity zostają zmniejszone o 10-30 proc. w stosunku do poprzednich, już bardzo rygorystycznych wartości. Są skierowane na najbardziej zaawansowane metody oczyszczania spalin – filtry workowe, układy katalitycznej redukcji NOX, mokre metody odsiarczania spalin z SO2, oraz nowe układy eliminacji rtęci ze spalin.
Dla mniejszych i małych kotłów następuje dramatyczne obniżenie poziomów emisji, tak jak kiedyś dla największych kotłów. Jest to o tyle istotne, że te zupełnie małe obiekty muszą spełniać normy prawie takie, jak dla dużej energetyki. Do tej pory normy dla małych instalacji były znacznie wyższe i w dużej mierze nie ma takich instalacji redukujących emisję. Muszą dopiero zostać wybudowane, a nie tylko usprawnione (!). Dotyczy to mniejszej energetyki – starych elektrociepłowni, małych bloków i bloków dla przemysłu. Wszystkie muszą przejść kosztowną modernizację. Pojawią się problemy nie tylko techniczne ale i bardziej przyziemne – miejsce na zabudowę nowych instalacji ograniczenia emisji oraz zatrudnienie i przeszkolenie obsługi dla nowych skomplikowanych urządzeń.
Ważne są następujące szczegóły techniczne. Norma NOx zostaje obniżona. Dla dużej energetyki (65-80 mg/Nm3 nowe, 65-150 mg/Nm3 stare bloki) w kierunku droższych układów katalitycznej redukcji (SNR). Dla energetyki mniejszej też są dość ostre wymagania, np. 100 – 270 mg/Nm3 dla starych obiektów. Czyli konieczne będą wtórne metody redukcji, a co za tym idzie inwestycje – tu właśnie układy SNCR (wtrysk NH3), a więc zupełnie nowa część układu technologicznego.
Normy SO2 „dokręcone” dla dużych bloków (20-75 nowe i 20-180 mg/Nm3 działajace bloki), znacznie obniżone w stosunku do obecnych polskich norm dla średnich i małych instalacji ( np. małe , istniejące układy 150-360 mg/Nm3). Tu nastepuje konieczność budowania układów oczyszczania spalin i zmiana ekonomii projektów. gdyby chciano budowac nowe małe instalacje na wegiel (np. odbudowa elekrowni przemysłowych).
Zaostrzony został limit dla pyłu. Szczególnie dla małych instalacji, w których układy odpylania muszą być zmienione na filtry workowe. Czyli znowu będzie to znaczący koszt dla mniejszych instalacji.
Wprowadzony obowiązek kontroli redukcji rtęci ( przykładowo istniejące duże obiekty – węgiel kamienny: normy 1-3 µg/Nm3 a węgiel brunatny: 1-5 µg/Nm3 – co będzie wyzwaniem dla niektórych paliw o dużej zawartiosci rtęci i odpowiednio wymagające limity dla mniejszych instalacji) wymaga zastosowania zupełnie nowych układów kontroli emisji. Teoretycznie to problem tylko inwestycji, metody ograniczenia istnieją, ale dotychczas nikt rtęci nie kontrolował.
Warto zauważyć, że instalacje o krótkim czasie pracy (poniżej 1500 godzin w roku) nie muszą się dostosowywać do zmian BREF/BAT. To jest szansa dla niektórych bloków przeznaczonych tylko do pracy w rezerwie – ścieżka w kierunku „zmieniajmy instalacje z węgla na inne technologie”
Konsekwencje
Zobaczmy jakie są konsekwencje taktyczne i strategiczne dla polskiej energetyki.
Konsekwencje taktyczne – oczywiste jest, że koszty będą duże. Wstępne wyliczenia (a nawet już komentarze z koncernów) pokazują co najmniej 8-10 mld zł dla dużej energetyki, kilka mld zł dla mniejszej energetyki i energetyki przemysłowej (wykonywane były w poprzednich latach analizy i istnieją opracowania). W tym podsektorze problemem może być fakt, że właściciele nie mają takich możliwości pozyskania funduszy na modernizację jak wielkie koncerny w energetyce zawodowej. W pesymistycznym scenariuszu , koszty mogą być nawet jeszcze wyższe – są różne szacunki – niektóre wyliczają, że łączne koszty osiągną 15-20 mld zł.
Następnie może pojawić się problem inwestycyjny, ponieważ trzeba będzie zamawiać i projektować instalacje.
W dużej energetyce (zawodowej – bloki 200 MW+)problem IED i BAT był od dawna rozważany. Niektóre elektrownie są już w procesie dostosowywania, więc w tym przypadku będzie tylko problem kosztów i dostosowania się w odpowiednim czasie. Ograniczenie emisji NOx może gdzie nie gdzie wymagać lepszych instalacji. Tymczasem w małej energetyce będzie katastrofa. Wiele instalacji (im mniejsze tym gorzej) jest nie przygotowanych (dotychczasowe normy były znacznie mniejsze) i natychmiast powinny rozpocząć modernizację. To dotyczy obiektów w miastach, czasami zarządzanych przez mniejsze organizacje i mające mniejsze fundusze i mniejsze doświadczenie w inwestycjach.
Nowe inwestycje węglowe są pod znakiem zapytania, bo znowu muszą być jeszcze bardziej zaawansowane technologicznie. Np. Turów 450 MW jest już przeprojektowywany dla nowych BAT. Pytanie co z planowaną Ostrołęką 1000 MW (kolejny koszt). Puławy: inwestycja węglowa, która zastąpiła plan budowy bloku gazowo-parowego będzie musiała spotkać się z wyzwaniem – nowy wyższy koszt i generalnie problem, że już nie projektuje i nie buduje się dziś tak małych nowych bloków węglowych.
Problemy strategiczne to przede wszystkim duży wzrost kosztów.
W energetyce zawodowej problem polega na tym, że IED BAT „wyciągnął” środki inwestycyjne i ogranicza możliwość budowy nowych bloków.
Mała energetyka węglowa staje się znacznie droższa i powoli coraz mniej technicznie możliwa do utrzymywania. Wobec tego rośnie konkurencyjność zmiany na gaz. Ale to z kolei większy koszt – więc np. ciepło dla użytkowników może być droższe.
Perspektywy węgla: ten nośnik energii jest w odwrocie, banki i fundusze inwestycyjne na pewno całkowicie ograniczą finansowanie (co dzieje się już dla wszystkich banków i funduszy zachodnioeuropejskich). BREF/BAT przynoszą kolejny element ryzyka. Konkurencyjność węgla zarówno w energetyce zawodowej (możliwość budowy nowych bloków) jak i w ciepłownictwie (mniejsze instalacje) dramatycznie spada. Ryzyko dla węgla powiększa się, regulacje ETS – dotyczące CO2 (które jak widać po głosowaniach nad BREF nie będą mogły być zablokowane) dołożą swoje koszty dla energetyki węglowej. Rośnie ryzyko, że mogą być wprowadzane kolejne BAT w przyszłości w następnej dekadzie i realnie nikt w Europie nie będzie inwestował w węgiel w energetyce, ciepłownictwie i przemyśle
Polska energetyka dramatycznie będzie zajęta modernizacjami IED, inaczej może zniknąć kilka tys. MW z systemu. Co znowu spowoduje potencjalny problem z pokryciem zapotrzebowania w niektórych okresach i jeszcze trudniejszy problem z kosztami.
Okazuje się, że polityka niektórych koncernów (jak Orlenu z inwestycjami w duże układy gazowo-parowe) jest racjonalna – może dziś koszty mają wysokie, ale na przyszłość nie będą mieć problemów z energetyką przemysłową. Zyskują jeszcze możliwość wyjścia na sektor energetyki zawodowej
W tej sytuacji nie wiadomo, jak ma wyglądać polska polityka energetyczna. Na poziomie rządowym ma się pojawić w tym roku, ale przybędzie jeszcze jedno silne ograniczenie: zmiany w technologii i koszty. Koszty BREF/BAT i modernizacji istniejących bloków, mogą spowodować znaczące ograniczenie możliwości inwestowania w nowe moce w energetyce
Z punktu widzenia inżynierów – stało się. Nowe BAT stają się obowiązujące (muszą zostać jeszcze oficjalnie wydrukowane) i następnie energetyka musi się do nich dostosować. Ponieważ o BAT-ach wiedziano od dawna – wiadomo też co należy zrobić. Niestety jest to bolesne, kosztuje wiele i spowoduje ogromny wysiłek inwestycyjny. Nie można się oprzeć wrażeniu, że cały czas mielismy nadzieję że problem znowu się odwlecze albo rozmyje. Liczyliśmy, że głosowanie razem z Niemcami pomoże. Niestety nie pomogło. Energetyka węglowa w Europie przegrywa i może spodziewać się tylko najgorszego. Osobnym tematem jest, czy to jest sprawiedliwe, czy europejskie regulacje węglowe cokolwiek przyniosą korzystnego dla społeczeństwa i jak działają ośrodki lobbystyczne. Ale z inżynierskiego punktu widzenia kluczowe jest rozwiązanie problemu, a nie załamywanie rąk lub też dyskusja, czy cos jest sprawiedliwe czy nie. Norm BAT (a za chwile zmian w ETS) na razie nic nie powstrzyma, wobec tego niezbędna jest polityka energetyczna, która sobie z tym poradzi.
WIdać już, że nie da się obronić (w pełni) polskiego węgla i polskiej energetyki węglowej – jeśli mamy plan pozostać w strukturach Unii Europejskiej. Nasza strategia musi uwzględniać, że węgiel będzie eliminowany na poziomie europejskim, a my będziemy musieli przyjmować konsekwencje – kosztowe, inwestycyjne, a nawet strategiczne w sensie zapewnienia bezpieczeństwa dostaw nośników energii (gaz). Może czas spróbować zbudować bardzo trudny, negocjacyjnie wyrafinowany i niezwykle bolesny kompromis w naszych i europejskich planach?
