Nieoficjalny projekt nowych wymogów ochrony środowiska dla elektrowni to kolejny potężny ból głowy dla naszych energetyków. Trzeba będzie za co najmniej 13 mld zł zmodernizować większość starszych bloków węglowych. Kłopot w tym, że ich modernizacja się nie opłaca. Czy wobec coraz silniejszego zaostrzania norm środowiskowych przez UE węgiel będzie nadal dawał nam bezpieczeństwo energetyczne?
Chodzi o konkluzje BAT (ang. Best Available Technologies, czyli najlepsze dostępne technologie) i towarzyszące im dokumenty referencyjne (tzw. BREF) dla dyrektywy o emisjach przemysłowych (IED). Pod tymi skrótami kryją się m.in. normy emisji różnorakich szkodliwych związków chemicznych wydzielających się podczas spalania węgla. Opracowuje je dla Komisji Europejskiej IPPC – specjalne ciało techniczne, złożone z przedstawicieli poszczególnych państw, lobbies branżowych oraz organizacji pozarządowych.
Podczas wakacji przyjęto nieoficjalny na razie projekt norm, który będzie obowiązywał od 2021 r. Teraz IPPC będzie jeszcze szlifować projekt. Kiedy zostanie opublikowany, nie wiadomo, gdyż strona polska poprosiła o sporządzenie oceny skutków jego wprowadzenia (tzw. impact assesment). Kiedy Bruksela się z tym upora, projekt zostanie uchwalony w procedurze tzw. komitologii czyli specjalnego komitetu złożonego z przedstawicieli państw oraz Komisji Europejskiej. Polska nie będzie miała możliwości zablokowania nowych zasad, dlatego nasz rząd próbuje grać na zwłokę.
Dla naszej energetyki najważniejsze są normy emisji tlenków siarki (SOx) azotu (NOx). W ciągu ostatnich kilku lat firmy energetyczne wydały ponad miliard zł, na dostosowanie się do norm obowiązujących od 2016 r. Tymczasem przed 2021 r. część nowiutkich instalacji odsiarczania, odazotowania i odpylania trzeba będzie modernizować. Nowy projekt BREF przewiduje m.in. obniżenie rocznej emisji tlenków azotu (NOx) z 200 mg/Nm3 (metrów sześc. w warunkach normalnych) do maksymalnie 150.
Wprowadzono także normy emisji dla rtęci dla nowych substancji – rtęci, chlorowodoru i fluorowodoru. Rtęć stworzy problem dla elektrowni opalanych węglem brunatnym, dwie pozostałe substancje dla tych zasilanych węglem kamiennym.
– To nie byłby problem w przypadku konieczności dostosowania do konkluzji BAT jednego bloku. Ale prace dostosowawcze należałoby prowadzić dla wielu jednostek wytwarzania dopasowując je do terminów odstawień remontowych. To będzie wysiłkiem kosmicznym i może skutkować obniżeniem bezpieczeństwa dostaw energii – tłumaczy Wojciech Orzeszek z firmy Energoprojekt – Warszawa, która oszacowała dla Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie skutki wdrożenia konkluzji BAT dla dużych źródeł spalania.
– Jedną z kluczowych kwestii jest m.in. to czy istniejące instalacje służące do oczyszczania spalin okażą się wystarczające także do usuwania rtęci. Jeśli nie, to potrzebne będą specjalnie przeznaczone do tego urządzenia, a to z kolei znacząco podwyższa koszty i rodzi też problemy techniczne i wyzwania z zagospodarowaniem produktów oczyszczania spalin.
Specjalne instalacje do usuwania rtęci nie były dotychczas powszechnie stosowane w UE, znane są głównie z USA. Z węglem kamiennym problem będzie mniejszy, gdyż wymaganą redukcję rtęci do powietrza uda się prawdopodobnie uzyskać przy okazji odazotowania, odpylania i odsiarczania spalin, czego raczej nie uda się osiągnąć przez elektrownie na węgiel brunatny bez metod redukcji emisji rtęci – wyjaśnia Orzeszek.
Część energetyków twierdzi, że takie instalacje nie są w ogóle komercyjnie dostępne, np. nie ma katalizatorów oczyszczających tlenki azotu z wegla brunatnego. Ale dr Aleksander Sobolewski z Instytutu Chemicznej Przeróbki Węgla przekonuje, że technologie są. – Można sięgnąć choćby po rozwiązania stosowane przy spalarniach śmieci – wyjaśnia.
Jednak pies pogrzebany jest gdzie indziej. Firmy energetyczne mogłyby zainwestować kolejne miliony zł w nowe instalacje, gdyby były przekonane, że im się to opłaci. A tak nie jest. Żeby wyjść na swoje, blok na węgiel musi pracować określoną liczbę godzin. Większość najstarszych, najmniejszych i najmniej sprawnych bloków na węgiel kamienny o mocy 120 i 200 MW przynosi dziś straty, bo pracuje mniej niż połowę godzin w roku. Wypierają je odnawialne źródła energii, które mają pierwszeństwo w dostępie do sieci i wsparcie, rosnący import energii, czy nowe bloki energetyczne.
Katalizator służący odazotowaniu spalin dla bloku o mocy 200 MW kosztuje kilkadziesiąt mln zł. Kto zainwestuje takie pieniądze, wiedząc, że blok nie przyniesie ani złotówki zysku?
Sytuacja jest tym trudniejsza, że te bloki są potrzebne, bo dostarczają energię w szczycie zapotrzebowania. Dla bloków pracujących mniej niż 1500 godzin w roku wymogi BREF są łagodniejsze, ale jeśli miałyby pracować tak rzadko, to musiałby powstać jakiś system dopłat, tzw. mechanizm płatności za moc, pokrywający koszty stałe ich utrzymania, a na takie pomysły Komisja Europejska patrzy bardzo niechętnie.
Firma doradcza EY razem z Energoprojektem Warszawa przygotowuje obecnie uaktualnioną analizę skutków wprowadzenia BREF-ów.
Jak wskazują nasi rozmówcy z TGPE, olbrzymie znaczenie będzie miało też to, czy elektrownie zostaną zaliczone do istniejących, czy nowych instalacji, gdyż dla nowych normy będą ostrzejsze. PGE już ogłosiła konieczność przeprojektowania budowanego bloku w Turowie. Inna inwestycja PGE – budowa bloków 5 i 6 w Elektrowni Opole także może wymagać dodatkowych nakładów. Z naszych informacji wynika, że trwają w tej sprawie analizy. Na razie budowane bloki maja mieć standard emisji NOx na poziomie poniżej 200 mgm3.
W budowanym właśnie bloku nr 11 w Elektrowni Kozienice, który będzie oddany jako pierwszy z nowej „floty“, sytuacja jest skomplikowana. – Jeśli chodzi o NOx i SOx to mamy gwarantowane poniżej 100 mg, czyli spełniamy normy. Jeśli zaś chodzi o rtęć i chlorki, nie są one objęte unijnymi dyrektywami, więc nie ma gwarantowanych parametrów. Są to dane wrażliwe, których nie ujawniamy – poinformowało nas biuro prasowe Enei.
– Nasza elektrownia nie będzie miała problemu z tlenkami azotu i siarki, ale nie spełniamy norm emisji pyłów – tłumaczy nam przedstawiciel innego dużego właściciela elektrowni, należącego do zagranicznego potentata.
Ile do wyłączenia?
Opublikowanie projektu nowych BREF-ów zbiegło się z ankietą przeprowadzoną przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne wśród firm. Operator systemu przesyłowego pytał w niej firmy energetyczne m.in. ile bloków i o jakiej mocy planują wyłączyć do 2022 r. Wcześniej PSE mówiło o 6 tys. MW wyłączeń do 2020 r. Ale niedawno były wiceprezes Taurona Stanisław Tokarski mówił, że „zniknie“ nawet 10 tys. MW. – Nie wiem skąd prezes Tokarski wziął te informacje, dopiero opracowujemy wyniki ankiet – tłumaczy nam wysoko postawiony menedżer z PSE. Równie dobrze może to być więcej lub mniej.
Na razie PSE „obrabia“ wyniki ankiet i cały czas negocjuje z firmami, które planują zamykanie bloków. Operator usilnie zachęca je, aby jednak zainwestowały w dostosowanie się do nowych wymogów. Decyzje trzeba podejmować już dziś, bo instalacja katalizatora może potrwać nawet trzy lata.
Zgodnie z dyrektywą IED marszałkowie województw mogą wydać czasową zgodę na działanie elektrowni, nawet jeśli nie spełnia ona norm, jeśli jej modernizacja powoduje niewspółmiernie wysokie koszty w stosunku do korzyści dla środowiska. Ale decyzje marszałków będą skrupulatnie kontrolowane przez Komisję Europejską.
Nawet jeśli Polsce uda się opóźnić wejście nowych standardów do 2024 r. bądź wynegocjować kolejny okres przejściowy, to nierozwiązany zostanie podstawowy problem – jak zachęcić firmy do inwestycji, do których nie są one przekonane.
Standardy BAT razem z nowelizacją dyrektywy ETS, nowymi propozycjami rozdziału darmowych uprawnień po 2020 r. oraz kształtem unii energetycznej sprawiają, że sytuacja polskiej energetyki jest coraz trudniejsza. Niestety zamiast propozycji rozwiązania problemów słyszymy tylko nieustające rytualne zaklęcia o węglu jako źródle bezpieczeństwa energetycznego.
Czy po wyborach ktoś wreszcie połączy wszystkie elementy unijno-polskiej układanki i wyciągnie z niej wnioski?
