28 kwietnia Unia Europejska zaostrzyła w sposób wiążący standardy emisji do atmosfery dwutlenku siarki (SO2), tlenków azotu (NOx) i pyłów (PM), a także wprowadziła po raz pierwszy standardy emisji dla rtęci (Hg), chlorowodoru (HCl), fluorowodoru (HF) oraz określiła dopuszczalny poziom zanieczyszczenia ścieków dla dużych obiektów spalania energetycznego. Przyjęte bowiem zostały tzw. konkluzje BAT (ang. best available technology) zobowiązujące energetykę do przestawiania się na najlepsze dostępne technologie.

W przypadku polskiej energetyki droga jest daleka. Wciąż ponad 80 proc. energii elektrycznej produkujemy z węgla kamiennego i brunatnego, a wiele naszych bloków opalanych tym surowcem jest przestarzałych. Nowe bloki węglowe mają sprawność ok. 45 proc. (to i tak niewiele w porównaniu z ponad 60-proc. efektywnością bloków gazowych), a stare ok. 33 proc. To oznacza, że w praktyce modernizacji pod kątem zaostrzonych standardów wymagać będą prawie wszystkie instalacje węglowe w Polsce. Oczywiście z wyjątkiem tych najnowocześniejszych, będących wciąż w budowie, czyli dwóch bloków po 900 MW w Opolu (PGE), 910 MW w Jaworznie (Tauron) i kończonych właśnie 1075 MW w Kozienicach (Enea).

Analitycy Greenpeace w swoim majowym raporcie wyliczyli, że w zależności od ilości pracy i sposobu modernizacji koszty dostosowania energetyki węglowej w Polsce do zaostrzonych przepisów mogą kosztować od 10 do nawet 18 mld zł.

Większość z tych środków przeznaczona będzie na nowe instalacje lub modyfikację istniejących instalacji redukujących emisje SO2 oraz NOx na bardziej zaawansowane (m.in. takie jak techniki mokrego odsiarczania i systemy katalitycznego odazotowania).

W raporcie czytamy, że średni koszt modernizacji 1 GW dla elektrowni opalanej węglem kamiennym to ok. 835 mln zł. Skala tych wydatków może być różna w zależności od zakresu prac; jest wyższa na przykład w przypadku konieczności budowy nowej instalacji odsiarczania. A instalacje odsiarczania są niezbędne, ponieważ spora część polskiego węgla energetycznego w ogóle nie spełnia zaostrzonych norm dotyczących siarki. By więc dalej mógł być on spalany w krajowych siłowniach, konieczna jest właśnie ta daleko idąca modernizacja. Niemniej jednak nikt nie ma wątpliwości, że import niskosiarkowego czarnego złota do Polski i tak wzrośnie.

Czas na dostosowanie instalacji do nowych limitów to cztery lata od publikacji konkluzji BAT w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej. Ta spodziewana jest na jesieni tego roku (najpóźniej w październiku). Część instalacji może z dostosowaniem nie zdążyć albo ich właściciele już wcześniej podjęli decyzję o tym, że wdrażanie nowych przepisów przy starych instalacjach (niektóre pamiętają jeszcze lata 60. i 70. XX w.) się nie opłaci. Tak jest chociażby w przypadku elektrowni Adamów z grupy ZE PAK Zygmunta Solorza-Żaka, która do końca tego roku zostanie zamknięta (nie spełnia wcześniejszej dyrektywy industrial emissions directive – IED o emisjach przemysłowych).

Przyjęte w UE konkluzje BAT to nie koniec zaciskania klimatycznego pasa. Wspólnotę bowiem jeszcze w tym roku czeka ważna reforma systemu handlu emisjami CO2, czyli tzw. EU ETS. Chodzi o określenie kolejnego okresu – lat 2021-2030. Reforma jest konieczna, bo w roku 2020 kończy się obecny system rozliczeniowy. A jeśli EU ETS nie zostanie zreformowany, to od 2027 roku z rynku znikną w ogóle jakiekolwiek darmowe uprawnienia do emisji CO2 (o które dzisiaj w dużej mierze toczy się unijna batalia), a to będzie oznaczało wyższe niż dziś opłaty za CO2. Obecnie tona kosztuje ok. 5 euro, co nie stanowi znacznego obciążenia dla energetyki i przemysłu. Po reformie cena może skoczyć do ok. 15 euro, ale część z tych pieniędzy – poprzez określone fundusze – ma trafiać z powrotem do energetyki na jej niezbędną modernizację.

Eurelectric, czyli unijne stowarzyszenie energetyczne (jego członkiem jest Polski Komitet Energii Elektrycznej), wyliczył, że polska energetyka będzie musiała zainwestować w sumie w ciągu 10 lat 29,5 mld euro na dostosowanie się do nowych przepisów unijnych. Ww ramach EU ETS może jednak pozyskać co najmniej 16 mld euro (w wersji bardziej optymistycznej nawet ok. 18 mld euro, negocjacje trwają). Środki pochodzić będą z przypadającej na nas puli aukcyjnej CO2, ale także z Funduszu Modernizacyjnego i planowanego Funduszu Solidarnościowego. Oba przeznaczone są dla biedniejszych państw UE, w tym tych, których gospodarka opiera się w znacznej mierze na paliwach kopalnych.

Na razie swoje pomysły do reformy EU ETS przedstawia zarówno Rada UE, jak i Parlament Europejski. 27 czerwca ma się odbyć w tej sprawie tzw. trilog, czyli rozmowy na linii Rada, PE oraz Komisja Europejska. Głosowanie nowych przepisów w PE odbędzie się najwcześniej w listopadzie tego roku.

W ramach reformy EU ETS Rada zaplanowała zamknięty katalog inwestycji z tzw. derogacji (czyli wyjątków emisyjnych m.in. dla energetyki) i Funduszu Modernizacyjnego (buduje go 2 proc. pieniędzy ze sprzedaży praw do emisji CO2 wszystkich państw UE). Kryteria do katalogu to propozycje Parlamentu Europejskiego. Zgodnie z nimi pieniądze można będzie przeznaczyć np. na elektromobilność, budowę i modernizację sieci przesyłowych oraz nowe moce lub modernizację starych. Haczyk jest tylko jeden – ich emisyjność nie może przekraczać 450 g CO2/1 kWh. To oznacza, że w praktyce jest to mocne NIE dla węgla. Nawet najnowocześniejsze instalacje spalające to paliwo ledwo schodzą poniżej 700 g. Około 500 g to wynik siłowni gazowych. 

Propozycje PE mogą sugerować jeszcze dalsze zaostrzanie polityki klimatycznej UE, zwłaszcza po decyzji USA o wycofywaniu się z porozumień paryskich (w których prawie wszystkie kraje świata zadeklarowały redukcję emisji CO2). Komisja Europejska bowiem w tzw. pakiecie zimowym, czyli propozycjach nowych energetycznych dyrektyw unijnych, zaproponowała dla nowych inwestycji kryterium emisyjne na poziomie 550 g/1 kWh. Skoro PE mówi o jeszcze mniejszej emisji, może się okazać, że docelowo przepisy mogą być jeszcze ostrzejsze.

– To poważny problem dla krajów opartych od lat na węglu, takich jak Polska. Takie zapisy w ogóle nie powinny się znajdować w projekcie, ale jestem realistą i należy się spodziewać zaostrzenia propozycji – mówi europoseł Krisjanis Karins, członek kierowanej przez Jerzego Buzka Komisji Przemysłu, Badań Naukowych i Energii (ITRE) w PE.

Dodaje, że Polska od lat używa węgla, bo go ma, nie powinna więc być za to karana, ale raczej zachęcana do zmian w energetyce.

I o ten węgiel (choćby w kogeneracji) chce powalczyć Polska. Jeśli bowiem udałoby się wywalczyć w kryteriach PE zapis o tym, że 450 g CO2/1kWh dotyczy także kogeneracji (czyli produkcji w skojarzeniu energii elektrycznej i cieplnej), to spalany w ten sposób węgiel mógłby spełnić takie normy. To również przełożyłoby się skutecznie na walkę ze smogiem, bo z ciepła systemowego zamiast z indywidualnych pieców korzystało więcej gospodarstw domowych. To właśnie bowiem przede wszystkim przydomowe piece, a nie duża energetyka, odpowiadają za tzw. niską emisję, czyli pyły niskozawieszone PM 2,5 i PM10, które przyczyniają się do powstawania smogu.

UE od lat dąży do tego, by emisja CO2 była coraz niższa, a opłata za emisję CO2 coraz wyższa. Jakiś czas temu z rynku praw do emisji CO2 zdjęta została nadwyżka 900 mln ton uprawnień, co miało podnieść ich cenę. Był to tzw. backloading, ponieważ uprawnienia po jakimś czasie miały wrócić, ale ponieważ do podwyżek nie doszło – tak się nie stanie. Był nawet pomysł, by ustalić w EU ETS minimalną cenę uprawnień, ale szybko upadł. W ubiegłym roku przyjęta została rezerwa stabilizacyjna CO2 . UE uznała, że dopuszczalny poziom nadwyżki uprawnień to 400 mln ton, więc kolejne ok. 900 mln ton trzeba z rynku zdjąć do rezerwy, bo to pozwoli na podniesienie cen. Tym razem jednak zdejmowanie nadwyżki będzie stopniowe i zacznie się w przyszłym roku. Rezerwa zostanie uwolniona, gdy nadwyżka na rynku zejdzie poniżej 100 mln ton. Do rezerwy w latach 2018-2020 zasysane będzie 24 proc. z 900 mln ton różnicy między faktyczną a dopuszczalną nadwyżką. Od roku 2021 będzie to 12 proc.

Warto przypomnieć, że polska energetyka, kontrolowana przez Skarb Państwa, wydaje pieniądze nie tylko na dostosowanie się do nowych przepisów. Jest również zaangażowana kapitałowo w sektor węglowy. Enea posiada 66 proc. akcji Bogdanki, Tauron ma w grupie trzy kopalnie (w tym jedną musiał ratować przed likwidacją). PGE, Energa, Enea i PGNiG Termika są kapitałowo zaangażowane w Polską Grupę Górniczą (w 2016 roku dostała ponad 2,7 mld zł dokapitalizowania). A ta z kolei w tym roku przejęła kopalnie Katowickiego Holdingu Węglowego, co wymagało kolejnego miliarda złotych dokapitalizowania. Energetyka była także zaangażowana w ratowanie Polimeksu-Mostostal (w sumie 300 mln zł).

UE przygląda się polskim działaniom związanym z węglem, zwłaszcza że w listopadzie 2016 roku dała nam zielone światło na wydanie 8 mld zł pomocy publicznej (czyli z budżetu państwa) na zamykanie nierentownych kopalń. Kilka trafiło już do likwidacji w Spółce Restrukturyzacji Kopalń (m.in. nieczynne są już Centrum, Makoszowy, Jas-Mos i Krupiński). Na liście przekazanej Brukseli są jednak kolejne zakłady – m.in. Sośnica i Rydułtowy. Nie ma tam jednak na przykład kopalni Wieczorek, której część została już przekazana do SRK.

Pod koniec tego roku ma być gotowy projekt Polityki Energetycznej Polski do 2050 roku. Jak powiedział w maju w Katowicach minister energii Krzysztof Tchórzewski, w nowym miksie energetycznym i tak podstawą naszej gospodarki będzie węgiel (ok. 50 proc.). Tchórzewski dodał, że w perspektywie 2050 roku odejście od węgla z dzisiejszych 83 proc. do ok. 50 proc. będzie kosztować Polskę ok. 200 mld zł.

Autor: Karolina Baca-Pogorzelska