Spis treści
O tym, jak ważna jest zapewnienie stabilności dostaw paliw i surowców Europa przekonała się boleśnie już w 2021 r., gdy gaz w UE podrożał o 193 proc., kiedy Gazprom trzykrotnie ograniczył dostawy gazociągiem Jamał–Europa przez Polskę. Wraz z rozwojem sytuacji i rozpoczęciem wojny w lutym 2022 r. było tylko gorzej, cena surowca rosła w szybkim tempie – kontrakty czasowe na kolejny miesiąc osiągnęły pod koniec sierpnia 2022 r. ponad 315 euro za MWh na giełdzie TTF.
Oczywiście przełożyło się to na ceny energii – to elektrownie gazowe domykały „merit order” i wyznaczały cenę hurtową. Z konsekwencjami mierzymy się do dziś – mechanizmy mrożenia cen energii, odpisy nadmiarowych zysków firm energetycznych i podobne narzędzia były wprowadzane w całej Europie.
Wysokie ceny gazu miały także inne, mniej oczywiste konsekwencje. Wysokie ceny gazu bardzo mocno uderzyły w europejską branżę chemiczną, zwłaszcza producentów nawozów, a z perspektywy energetyki konwencjonalnej miało to istotne znaczenie.
Co ma nawóz do energetyki?
O ile same nawozy nie służą w energetyce do niczego, poza utrzymywaniem zakładowych terenów zielonych, to istnieje inna bardzo istotna substancja niezbędna do produkcji energii – jest nią amoniak.
W skutek spalania dowolnego paliwa – gazu, węgla czy też choćby benzyny – w silniku spalinowym powstają tlenki azotu (NOx), które ze względu na swój wpływ na układ oddechowy (ale także pośrednio na układ immunologiczny – rozwój chorób układu krwionośnego i nowotworów) jest bardzo wysoko klasyfikowany wśród substancji mających negatywny wpływ na środowisko i zdrowie.
Aby ograniczyć jego emisję stosuje się przed wszystkim tzw. metody pierwotne: odpowiednio zaprojektowany kształt kotła, doprowadzanie powietrza do spalania, recyrkulacja spalin, specjalne palniki itp. W surowych spalinach opuszczających taki kocioł stężenie NOx wynosi w przeliczeniu ok. 600 mg/m3 (dla porównania w dymie papierosowym jest to ok. 300). Jednakże to nadal zbyt dużo, aby duży obiekt spalania, jak elektrownia czy elektrociepłownia mógł spełnić podstawowe wymagania emisyjne niezbędne dla właściwej ochrony środowiska.
Już od kilkunastu lat elektrownie muszą bardziej ograniczać emisje i stosować specjalne układy odazotowania spalin (tzw. metody wtórne) z katalizatorem (SCR) lub bez katalizatora (SNCR). Takie instalacje w nowych jednostkach pozwalają na redukcje tlenków azotu poniżej 100 mg/m3. Aby jednak było to możliwe, do ich skutecznego działania potrzebny jest właśnie amoniak.
Ten związek chemiczny, odpowiednio dozowany do strumienia spalin, redukuje szkodliwe tlenki azotu do azotu cząsteczkowego i wody, co finalnie zmniejsza ich zawartość w spalinach.
Amoniak jest jednak substancją niebezpieczną, zatem ze względów bezpieczeństwa nie utrzymuje się dużych zapasów w elektrowniach i elektrociepłowniach. A wytwarza się go właśnie w zakładach azotowych w procesie reformingu parowego gazu ziemnego w procesie Habera-Boscha, często jako produkt uboczny przy produkcji właśnie nawozów.
Chemia w szoku
Skok ceny gazu, której kulminacja przypadła na połowę 2022 r. spowodował, że produkcja na nim oparta stała się nieopłacalna, zwłaszcza w segmencie nawozów – także ze względu na presję społeczną, aby utrzymać niskie ceny nawozów dla rolnictwa – bo to się przekłada na ceny żywności.
W rezultacie produkcja w Europie w niektórych segmentach wytwórczych zakładów azotowych spadła o ponad połowę. Kolejne linie produkcyjne na naszym kontynencie, w których wytwarzany jest amoniak, były wyłączane.
Co to oznaczało dla energetyki – na początku olbrzymi wzrost cen amoniaku, a po jakimś czasie całkowity jego brak – dostawcy nie realizowali zamówień i kontraktów z powodu fizycznego braku tej substancji. Oczywiście nie tylko w Polsce. Problem dotknął wszystkie jednostki cieplne w Europie.
Niepokój pojawił się także w branży transportowej – adBlue, bez którego nie pojedzie nowoczesna ciężarówka czy pociąg spalinowy, to roztwór mocznika. Dość powiedzieć, że w krytycznym momencie w niektórych elektrowniach w Polsce zapasy reagenta do odazotowania spalin pozwalały na pracę tylko przez kilkaset godzin.
Co oznaczałby ich brak? Technicznie możliwa jest praca bez instalacji deNOx, ale oznaczałoby to kilkukrotne przekroczenie wielkości dopuszczalnej emisji wynikających z prawa wspólnotowego i krajowego, wielomilionowe kary, łącznie z odpowiedzialnością karną wynikającą z przepisów sankcyjnych Prawa ochrony środowiska.
Na ratunek – specustawa…
Sektor sygnalizował problem już pod koniec lata 2022 r. , a zbliżała się jesień i zima a co za tym idzie – wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło. Efektem była „wrzutka” do procedowanej wtedy specustawy o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku oraz w 2024 roku. W dużym uproszczeniu – pozwalała ona na pracę bez konieczności dotrzymania dopuszczalnych poziomów emisji, w przypadku braku dostępności wody amoniakalnej i po spełnieniu określonych wymagań.
Oczywiście wymagania emisyjne wynikają wprost z regulacji wspólnotowych – standardów emisyjnych z Dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych (IED) oraz konkluzji BAT dla dużych obiektów spalania (LCP), które nie przewidują takich wyjątków. Niezbędne było wiec uzgodnienie procedowanych przepisów z Komisją Europejską, co zostało zrobione.
Problem dotykał bowiem całej Europy i nie tylko Polska dokonywała podobnych zmian prawnych, dlatego Bruksela nie protestowała. Jednym z warunków postawionych przez KE była tymczasowość tego rozwiązania – obowiązywało do końca 2023 r. i obecnie takiego mechanizmu w polskim prawie nie ma.
… i specdyrektywa
Komisja Europejska rozważając potencjalne ryzyko ponownego wystąpienia podobnej sytuacji rozsądnie uznała, że na wszelki wypadek warto posiadać taki mechanizm bezpieczeństwa na poziomie wspólnotowym. W oparciu o wpracowane w Ministerstwie Klimatu i Środowiska przepisy – oraz z zaangażowaniem polskich negocjatorów – przygotowano więc szybko rozwiązania prawne, które znalazły się w opublikowanej 15 lipca br. zmianie Dyrektywy IED.
Dodany tam art. 15 ust. 7 wprowadza taki mechanizm, który pozwala w szczególnych, nadzwyczajnych sytuacjach kryzysowych na odstępstwo od wymagań emisyjnych, wskazując m.in. na zakłócenia dostaw lub niedobory energii, czy też braki surowców lub materiałów i jednoczesną konieczność dbania o nadrzędny interes publiczny.
Warto zaznaczyć, że mechanizm ten mógłby mieć zastosowanie także w innych branżach, których funkcjonowanie może być zaliczone jako krytyczne dla państwa.
Mądry Polak po szkodzie?
Tak jak większość przepisów znowelizowanej Dyrektywy IED, unijny mechanizm bezpieczeństwa musi się znaleźć w przepisach krajowych w ciągu najbliższych dwóch lat – do 1 lipca 2026 r. Nie oznacza to jednak, że nie można ich przenieść szybciej – najlepiej razem z innymi usprawnieniami, które w gąszczu nowych obowiązków dla gospodarki ta dyrektywa przyniosła.
Obecnie sytuacja na rynku gazu się uspokoiła i jest względnie stabilna, a w przypadku recesji globalnej gospodarki może spadać nadal. Natomiast nie oznacza to, że nie należy być przygotowanym na różne nieprzewidziane problemy. Doświadczenie kilku ostatnich pokazuje, że sytuacja na świecie potrafi się zmienić bardzo dynamicznie. Gazociąg, (np. nasz Baltic Pipe) może ulec „awarii”, tak jak to miało miejsce w przypadku nitek Nord Stream.
Rosyjski gaz, który cały czas w ograniczonej ilości płynie do Europy, niedługo może przestać być dostarczany. Jego udział w rynku oczywiście jest mniejszy (ok. 14% importu rurociągami i ok. 12% LNG), ale ukraińskie władze cały czas podtrzymują, że nie przedłużą umowy na tranzyt rosyjskiego gazu, która wygasa pod koniec 2024 r. Co więcej, Sudża, jeden z ważniejszych rosyjskich hubów gazowych, znajdujący się w rosyjskim obwodzie Kurskim od niedawna jest pod kontrolą Sił Zbrojnych Ukrainy…
Prawie połowa importu gazu do UE w 2023 r. to skroplone LNG. Jego podaż raczej nie zmieni się bez względu na wynik wyborów w USA, ten sposób transportu jest także obarczony ryzykiem zakłócania dostaw, a samo LNG podatne na wahania cen i sytuację np. w Azji. Warto w tym miejscu dodać, że Polska w zasadzie nie ma zasad ochrony morskiej infrastruktury krytycznej, co jest istotne także m.in. przy budowie morskich farm wiatrowych. Legislacja jest bardzo ogólna, a kompetencje niejasne.
Patrząc z perspektywy kilku ostatnich lat nie trzeba się szczególnie zagłębiać w analizy geopolityczne żeby zauważyć, że czasy są nieco niespokojne, a „koniec historii” zapowiedziany optymistycznie przez Francisa Fukuyamę uparcie nie chce nastąpić. Następny kryzys nie musi dotykać gazu ani amoniaku, ale innego surowca lub produktu, którego brak może mieć kluczowy wpływ na funkcjonowanie energetyki lub innych ważnych branż dla gospodarki.
Znajdujące się w znowelizowanej Dyrektywie IED przepisy są dosyć elastyczne i przy odpowiedniej ich transpozycji mogą ułatwić rozwiązanie niespodziewanych problemów związanych z emisjami, które mogą pojawiać się w sytuacjach kryzysowych. Jeśli jest więc możliwość zawczasu rozwiązać tą kwestię w sposób systemowy, rozsądnie byłoby to zrobić od razu, gdy sytuacja rynkowa i geopolityczna jest stosunkowo spokojna.
Wskazane wydaje się wiec, aby omawiane zapisy, wypracowane na forum UE, znalazły się jak najszybciej w krajowym systemie prawnym. Najlepiej przed sezonem zimowym, w trakcie którego polski i europejski system elektroenergetyczny i ciepłowniczy, ze względu na zmniejszoną produkcję OZE opiera się na jednostkach cieplnych, które gwarantują bezpieczeństwo dostaw.
Michał Jabłoński jest specjalistą ds. ochrony środowiska w Towarzystwie Gospodarczym Polskie Elektrownie
