Polska strategia energetyczna może wymagać korekty pod dyktando tak zwanej taksonomii Unii Europejskiej ograniczającej wsparcie gazu określonymi warunkami. – W długim terminie moce gazowe bez dodatkowych technologii ograniczania emisji – w postaci stopniowej konwersji na wodór, biometan, czy instalacje CCS – będą trwale nierentowne i trudne do sfinansowania – ostrzega Maciej Burny z Enerxperience.
W ostatnim dniu 2021 roku Komisja Europejska przekazała państwom członkowskim do oceny swój projekt aktu delegowanego ws. kryteriów oceny w zakresie zgodności technologii wytwarzania energii w oparciu o gaz ziemny i energetykę jądrową z taksonomią (i z istotną kontrybucją dla ochrony klimatu). Państwa członkowskie mają ocenić projekt do połowy stycznia br. Rada UE może odrzucić projekt, ale biorąc pod uwagę znaczące koalicje krajów wspierające zarówno energetykę jądrową i gazową, nie należy spodziewać się istotnych zmian w finalnie zaakceptowanym tekście. KE prawdopodobnie przedstawiła tekst, który wie, że ma dużą szansę na akceptację. Prawdopodobnie w takim lub podobnym kształcie regulacje przyjmie też Parlament Europejski.
Proponowane przez KE przepisy dla gazu ziemnego (nieco inne przepisy obowiązują wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła):
Kogeneracja
- okres przejściowy od stosowania normy emisji EPS 100g CO2/kWh dla jednostek z pozwoleniem na budowę otrzymanym do końca 2030 roku.
- Możliwa do zastosowania norma dla takich jednostek to EPS 270 g CO2/kWh na jednostkę energii (łącznie energia elektryczna i ciepło).
- EPS 270 w praktyce wypełnią wyłącznie wysokosprawne nowe jednostki kogeneracyjne, zwłaszcza te przemysłowe pracujące przez większość czasu w roku w skojarzeniu.
- Dodatkowe kryterium dla nowych jednostek w CHP to konieczność wykazania, że zastępują ona wysoceemisyjną jednostkę węglową lub opalaną ropą naftową. Jednostka może zastępować istniejącą jednostkę w kogeneracji lub w kondensacji.
- Moc produkcyjna nowej jednostki nie może przekraczać mocy jednostki odstawianej. Wymiana mocy musi skutkować co najmniej 55% redukcją emisyjności jednostkowej/kWh.
- Należy wykazac brak alternatywy technologicznej dla gazu w formie OZE, np. biomasy.
- Jednostka musi być gotowa do mieszania gazu ziemnego z gazami odnawialnymi lub z niebieskim wodorem (z CCS) w udziale procentowym kolejno: 30 procent w 2026 roku, 55 procent w 2030 i 100 procent w 2035 roku.
- Co ważne, państwo członkowskie korzystające z kryterium przejściowego dla CHP gazowych musi zadeklarować odejście od węgla w wytwarzaniu energii w swoim zrewidowanym ZKPEiK (następna rewizja pod koniec 2023 roku).
Kondensacja (elektrownie gazowe)
- okres przejściowy od stosowania normy emisji EPS 100g CO2/kWh dla jednostek z pozwoleniem na budowę otrzymanym do końca 2030 roku.
- Możliwa do zastosowania norma dla takich jednostek to EPS 270 g CO2/kWh na jednostkę energii lub roczne emisje nie wyższe niż 550kgCO2/kW.
- brak alternatywy technologicznej w OZE.
- Nowa jednostka zastępuje istniejącą i odstawianą jednostkę w oparciu o węgiel, lub ropę.
- Moc produkcyjna nie jest wyższa o więcej niż 15 procent w stosunku do odstawianej.
- Jednostka musi być gotowa do mieszania gazu ziemnego z gazami odnawialnymi lub z niebieskim wodorem (z CCS) w udziale procentowym kolejno: 30 procent w 2026 roku, 55 procent w 2030 i 100 procent w 2035 roku.
- Wymiana mocy musi skutkować co najmniej 55 procentową redukcją emisyjności jednostkowej/kWh.
- Co ważne, państwo członkowskie korzystające z kryterium przejściowego dla CHP gazowych musi zadeklarować odejście od węgla w wytwarzaniu energii w swoim zrewidowanym ZKPEiK (następna rewizja pod koniec 2023 roku).
Podsumowanie
Proponowane przez KE przepisy są znacznie bardziej korzystne dla nowych bloków gazowych w kogeneracji aniżeli dla bloków w elektrowniach gazowych (kondensacyjnych). Wynika to z określonego standardu emisji EPS 270 gCO2/kWh na jednostkę energii (łącznie liczona sprawności wytwarzania energii i ciepła), który jest do osiągnięcia przez najsprawniejsze jednostki kogeneracyjne, a zwłaszcza te przemysłowe pracujące stale w skojarzeniu. Ale nie będzie on do spełnienia przez bloki w elektrowniach gazowych pracujące bez odzysku ciepła w skojarzeniu.
KE zapewne dostrzegła ograniczoną alternatywę technologiczną dla gazu w procesie odchodzenia od węgla w ciepłownictwie systemowym. Takie podejście, jeśli akt zostanie przyjęty przez instytucje UE w tej formie, ułatwi finansowanie nowych CHP gazowych spełniających ww. kryteria przez banki, czy fundusze inwestycyjne – z uwagi na zgodność z przepisami taksonomii. Tym niemniej liczba takich bloków w Polsce może byc ograniczona z uwagi na wyśrubowany standard emisji i konieczność wykazania, że jednostka nowa zastępuje odstawianą.
W gorszej sytuacji będą nowe bloki CCGT w elektrowniach gazowych, które nie wypełnią tego standardu (EPS 270g) bez mieszania gazu ziemnego z gazami odnawialnymi lub niebieskim wodorem. W tym przypadku, przy założeniu wejścia takich przepisów, niektóre instytucje finansujące nie będą chciały partycypować w takich projektach, a inne będą oczekiwały np. dodatkowego oprocentowania kredytów, lub mocnej deklaracji w zakresie zapewnienia w przyszłości spełnienia przez inwestora progów procentowego udziału gazów odnawialnych i/lub nisko-emisyjnych wskazanych przez KE na lata 2026, 2030, 2035.
W tym kontekście, warto w ramach kolejnej rewizji Polityki Energetycznej Polski 2040 uwzględnić zmieniające się uwarunkowania dla nowych mocy wytwórczych opartych na gazie w postaci taksonomii, czy też nowych wytycznych pomocowych KE dla energetyki i środowiska i postawić mocno na rozwój gazów odnawialnych i niskoemisyjnych. W długim terminie moce gazowe bez dodatkowych technologii ograniczania emisji – w postaci stopniowej konwersji na wodór, biometan, czy instalacje CCS – będą trwale nierentowne i trudne do sfinansowania. Zwłaszcza przy prognozowanych cenach CO2 na powyżej 150 EUR/t w 2030 roku.
