Od 2021 dzięki unijnym przepisom energetyka wyemituje mniej rtęci, chloru, związków azotu i siarki. Inwestycje w ochronę środowiska będą kosztować ok. 10 mld zł. Energetycy mają mieszane uczucia, bo chcieliby wiedzieć kto zapłaci.
Batalia o normy emisji związków chemicznych dla elektrowni toczyła się od 2015 r. WysokieNapiecie.pl pisało o niej jako pierwsze. Uchwalenie w piątek 28.04 tzw. konkluzji BAT (czyli Best Avalaible Technologies) do dyrektywy o emisjach przemysłowych (IED) przez delegatów państw członkowskich kończy bardzo długi proces legislacyjny. Konkluzje opracowuje dla Komisji Europejskiej i państw członkowskich IPPC – specjalne ciało techniczne, złożone z przedstawicieli poszczególnych państw, lobbies branżowych oraz organizacji pozarządowych. określą ile szkodliwych substancji, takich jak np. tlenki siarki (SOX), azotu (NOX), rtęci czy chloru będą mogły wyemitować elektrownie począwszy od 2022 r. To olbrzymi dokument – zaprezentowany latem 2016 ostateczny projekt liczył 976 stron A 4.!
Jeśli ktoś uważa, że w energetyce Unia Europejska robi wszystko czego chcą Niemcy, to tym razem jego teza wzięła w łeb. Nasz zachodni sąsiad ramię w ramię z Polską postulował poluzowanie norm i wydłużenie okresów przejściowych dla elektrowni węglowych. Ministerstwo Środowiska poinformowało, że Berlin i Warszawę poparło także sześć innych, mniej ludnych krajów: Czechy, Bułgaria, Rumunia, Węgry, Finlandia oraz Słowacja. To oznacza, że losy dokumentu wisiały dosłownie na włosku. Zgodnie z traktatem lizbońskim do jego zablokowania potrzebne były co najmniej cztery państwa reprezentujące 35 proc. państw. Unijny kalkulator dał wynik 34,86 proc. ludności reprezentującej przeciwników. Zabrakło 0,14 proc. !
Uchwalenie konkluzji BAT odbywa się w procedurze tzw. komitologii, mało przejrzystej. Obrady nie są jawne, nie wiadomo oficjalnie jak głosowały poszczególne państwa, nie wiadomo nawet jakie zgłaszano poprawki.
W każdym razie dokument został przyjęty. Polski wiceminister środowiska, Paweł Sałek, ostro skrytykował jego treść, ale procedury nie zakwestionował. „Ministerstwo Środowiska nie zgadza się m.in. z wprowadzaniem zapisów, które ograniczają użycie określonego rodzaju paliwa, gdyż może mieć to wpływ na miks energetyczny państw członkowskich. Ponadto nie uwzględniono szczególnej sytuacji sektora energetycznego, którego modernizacja odbije się na całej gospodarce Europy. W ocenie resortu jest rzeczą zaskakującą, że państwa, które nie mają węgla brunatnego, decydują o tym jak inne kraje członkowskie posiadające te zasoby mają je wykorzystywać”
Ostatnie zdanie z komunikatu jest kuriozalne i pokazuje, że Ministerstwo Środowiska lekko utraciło kontakt z ziemią. Pomijając już fakt, że zanieczyszczenia emitowane przez elektrownie nie przestrzegają granic państwowych, to gdyby posługiwać się tą logiką, to Polska nie powinna np. głosować w UE w sprawach norm dla oliwek, bo nie ma u nas gajów oliwnych.
Uchwalenie konkluzji z wielkim zadowoleniem powitali ekolodzy. Powołują się przy tym na badania wskazujące, że wskutek emisji zanieczyszczeń z elektrowni co roku umiera w UE ponad 20 tys. ludzi. Nie kwestionujemy szkodliwości emisji groźnych związków chemicznych przez elektrownie, ale Czytelnikom należy się wyjaśnienie, że obliczanie liczby tych zgonów odbywa się nie na podstawie faktycznego badania przyczyn, lecz modelu matematycznego.
Normy emisji szkodliwych substancji są zresztą nie tylko w UE, także w uchodzących za bardziej przyjazne dla węgla USA. Jak zauważył jeden z polskich naukowców, gdyby w RP wprowadzono amerykańskie normy emisji rtęci, to połowa polskich elektrowni na węglu kamiennym nie zmieściłaby się w nich.
Co to wszystko oznacza dla polskiej energetyki? Przede wszystkim ogromne koszty. Wg analiz zamówionych przez Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie w sumie dostosowanie się do norm BAT to wydatek rzędu 10 mld zł. Nawet jeśli firmy rzuciły tę sumę z lekką „górką”, to 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 i najmniej sprawnych bloków na węgiel kamienny o mocy 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 praktycznie zerowe koszty zmienne, choć oczywiście korzystają z systemu wsparcia.
Instalacja służąca odazotowaniu spalin dla bloku o mocy 200 MW kosztuje kilkadziesiąt mln zł. Kto zainwestuje takie pieniądze, wiedząc, że blok nie przyniesie ani złotówki zysku? Spółki już poniosły olbrzymie wydatki na dostosowanie do standardów , które weszły w życie w 2016 r. A 2021 rok to nie koniec – nie wykluczone, że w drugiej połowie lat 20-tych normy będą jeszcze zaostrzone.
Ministerstwo Energii opracowało wprawdzie projekt ustawy o rynku mocy, ale nie wiadomo kiedy wejdzie w życie, bo trzeba go jeszcze uzgodnić z Komisją Europejską. A czasu jest mało – montaż instalacji odsiarczania czy odazotowania trwa w polskich warunkach – łącznie z przetargiem – ok. 3 lat. W dodatku prace trzeba będzie prowadzić w wielu elektrowniach jednocześnie. W ich trakcie siłownie nie będą mogły pracować, co spowoduje potężny ból głowy operatora systemu przesyłowego czyli Polskich Sieci Energetycznych. Będą musiały jakoś zaplanować pracę systemu, a margines potrzebnej mocy jest coraz mniejszy, bo część starych elektrowni zostanie bezpowrotnie wyłączona. Na ich miejsce wejdą wprawdzie nowe – w Kozienicach, Opolu, Turowie i Jaworznie. Ale jeśli i wśród nich pojawią się opóźnienia w budowie? Przed PSE stoi olbrzymie wyzwanie.
Energetycy muszą teraz wszystko jeszcze raz policzyć. Elektrownie na węgiel brunatny nie mają alternatywy i muszą się zmodernizować, bo węgla brunatnego nie opłaca się dowozić z daleka. Elektrownie na węgiel kamienny mają jednak możliwość wyboru – czy inwestować w jak najlepsze instalacje zmniejszające zanieczyszczenia czy też używać lepszego węgla, tak aby zaoszczędzić na kosztach inwestycji. Będzie to pewnie wymagało szczegółowych kalkulacji i badań.
Próbowaliśmy wziąć pod lupę najbardziej szkodliwą rtęć, ale okazało, że w publikacjach naukowych dane na temat najgorszych pod tym względem kopalń różnią się znacząco. W badaniach z 2007 r. najgorsze pod tym względem były kopalnie, które przeszły właśnie z KHW do PGG – m.in. Wujek. Mysłowice, Staszic. Dwie pierwsze są już przeznaczone do zamknięcia. Nie wiadomo jaki los spotka Halembę, która oprócz wysokiej zawartości rtęci ma także beznadziejne wyniki finansowe.
Ale w badaniu przeprowadzonym w 2012 r. przez Główny Instytut Górnictwa (obok) najgorsza z istniejących obecnie kopalń pod względem rtęci była kopalnia Brzeszcze, (przejęta dwa lata temu przez Tauron) oraz Ziemowit. W tej ostatniej węgiel ma także dużo chloru, bardzo szkodliwego nie tylko dla ludzi, ale także dla kotłów w elektrowniach.
Sami naukowcy narzekają w swych artykułach, że nie ma dobrych badań pokazujących zawartość rtęci w polskim węglu. W podsumowaniu badania GIG można przeczytać: „Aktualne badania przeprowadzone w Polsce na tle światowego wydobycia węgla kamiennego nie pokazują znaczącej różnicy poziomu zawartości rtęci w rodzimym węglu kamiennym”.
Z kolei również cytowany przez polskich naukowców raport Eurelectric z 2009 r. nt. zawartość rtęci w węglu z różnych krajów na holenderskim rynku (większość węgla w Europie przechodzi przez niderlandzkie porty) pokazywał, że różnica jest, i to znacząca.
Od niedawna największym akcjonariuszem Polskiej Grupy Górniczej są formalnie cztery grupy energetyczne: PGE, PGNiG, Enea i Energa. Teoretycznie to dobry układ – spółki wiedzą jakiego węgla potrzebują do swych elektrowni, więc mogą skierować inwestycje do kopalni, w których taki węgiel się wydobywa, a nie tracić pieniądze na inwestycje w węgiel o gorszych parametrach. Będzie miało to dodatkową zaletę – węgiel o z wysoką zawartością rtęci i chloru nie będzie spalany w gospodarstwach domowych, gdzie nie ma żadnej możliwości oczyszczenia go.
Po uchwaleniu konkluzji energetycy i górnicy powinni więc przeanalizować sytuację i zastanowić się co się jest bardziej opłacalne – inwestowanie w instalacje ograniczające emisję rtęci, chloru i innych szkodliwych substancji czy ograniczenie wydobycia węgla z kopalń, które mają gorszy węgiel, co z kolei wymusiłoby ich zamknięcie. Gdybyż tylko decyzje takie podejmowano w naszym kraju kierując się rachunkiem ekonomicznym…
I jeszcze jedna ciekawostka. Choć w internecie można znaleźć dziesiątki publikacji polskich naukowców nt. sposobów eliminacji szkodliwych substancji z węgla, to nie znaleźliśmy żadnej, która uwzględniałaby implikacje ekonomiczne tego procesu. Bez wątpienia za to ekonomiczne skutki wprowadzenia standardów BAT śledzą menedżerowie z prywatnych firm dysponujących technologiami odsiarczania, odazotowania, „odrtęciowania” i „odchlorowania”. Dla nich decyzja UE oznacza boom inwestycyjny na najbliższe pięć lat.
Ostatnie zagraniczne transakcje PGNiG – sprzedaż kolejnej partii gazu na Ukrainę i pierwszy zakup amerykańskiego LNG na rynku spot doczekały się szeregu ocen natury politycznej. Długoterminowo o wiele ważniejsze jest czy przyniosły korzyści czysto ekonomiczne; innymi słowy, czy narodowy czempion może na tym zarobić.
Majówka pod chmurką nie w całej Polsce jest bezpieczna dla zdrowia. Poziom trującego ozonu w powietrzu w niektórych miejscach przekracza normy WHO. Przykłada się do tego, napędzany rządowymi planami, rosnący import starych samochodów.
Chodzenie utartymi ścieżkami w energetyce przestaje się opłacać. Teraz krajowe grupy energetyczne powinny szukać nowych źródeł wzrostu wartości – zwraca uwagę firma doradcza PwC. I wskazuje, gdzie szukać, by znaleźć nawet ponad 3,8 mld zł.
Ministerstwo Energii przedstawiło i skierowało do konsultacji publicznych projekt ustawy o elektromobilności. Projekt zawiera zarówno model tworzenia i rozbudowy infrastruktury paliw alternatywnych, przede wszystkim ładowania pojazdów elektrycznych, jak i pakiet nowych definicji potrzebnych do efektywnego zadziałania regulacji.
