Rezerwowe elektrownie węglowe bez opłat za emisje? PKEE przedstawia propozycję.

W poniedziałek 19 maja PKEE (stowarzyszenie polskich firm energetycznych działające w Brukseli) wziął udział w konsultacjach Ministerstwa Klimatu i Środowiska (MKiŚ) dotyczących nowelizacji ustawy o handlu uprawnieniami do emisji oraz niektórych innych ustaw (UC39). Stanowi to jeden z elementów dostosowania (inaczej, transpozycji dyrektywy unijnej) polskiego prawa do założeń Zielonego Ładu.

Elektrownie węglowe i gazowe bez opłat za emisje?

Jak zaznaczyła organizacja na portalu X, w przekazanych ministerstwu uwagach PKEE podkreślił, że strategia wdrażania Funduszu Modernizacyjnego (unijnego instrumentu wspomagającego transformację energetyczną) powinna podlegać konsultacjom społecznym, a środki finansowe uzyskane z EU ETS powinny być przeznaczone na “rozwój elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych i dekarbonizację ciepłownictwa”. Komitet zaznaczył także wagę wytwarzania ciepła przy wykorzystaniu energii elektrycznej (tzw. Power to Heat).

Uwagę przykuł przede wszystkim inny postulat PKEE, dotyczący wyłączenia z systemu EU ETS jednostek rezerwowych i zapasowych, które w ostatnich latach pracowały mniej niż 300 godzin w ciągu roku. Oznaczałoby to, że w wyjątkowych momentach elektrownie gazowe i węglowe wspierałyby polski system elektroenergetyczny - nie ponosząc jednocześnie opłat za szkodliwe emisje.

Oszczędność i stabilizacja

Według PKEE rozwiązanie to pozwoliłoby Polsce obniżyć koszty produkcji energii w jednostkach, które pełnią przede wszystkim funkcję stabilizującą dla krajowego systemu energetycznego. Elektrownie gazowe i węglowe, działające w trybie rezerwowym, są uruchamiane sporadycznie - głównie w okresie jesiennym, kiedy produkcja energii z OZE jest mniejsza, a powstające w systemie braki należy uzupełniać stabilniejszymi źródłami energii. Tym samym koszt produkcji energii za jedną MWh jest wyższy niż w jednostkach działających nieprzerwanie.

Wyłączenie ich z systemu ETS mogłoby znacząco obniżyć koszty produkcji energii i tym samym odciążyć krajowe spółki energetyczne. Przykładowo, rezerwa na koszty emisji CO2 grupy PGE na koniec 2023 roku wynosiła 21,211 mln zł. Według analiz Biura Maklerskiego Pekao, koszty emisji CO2 stanowią od 59 proc. do 68 proc. kosztów wytwarzania energii elektrycznej (odpowiednio przy starych blokach na węgiel kamienny i blokach na węgiel brunatny). Dla elektrowni gazowych jest to jedyne 25 proc., jednak koszt gazu jest ponad 80 proc. wyższy niż węgla.

Warto zaznaczyć, że w swojej propozycji Komitet posiłkuje się unijnym prawem - a konkretnie dyrektywą 2018/410, w której zaznaczono, że powinno umożliwić się państwom członkowskim wyłączenie z EU ETS instalacji emitujących poniżej 2,5 tys. ton ekwiwalentu CO2 oraz jednostek rezerwowych lub zapasowych pracujących mniej niż 300 godzin w ciągu roku. Do wspomnianej kwalifikacji mogą zaliczać się elektrownie węglowe i gazowe - co stanowiło znaczącą zmianę w podejściu KE do tempa dekarbonizacji.

“Powinna nadal istnieć możliwość włączania dodatkowych działań i gazów do systemu bez uznawania ich za nowe instalacje. Ta możliwość (…) nie powinna naruszać ogólnounijnej liczby uprawnień w ramach EU ETS i kwot obliczonych na jej podstawie” - dodano w dyrektywie.

Czas na zmiany - do początku lipca

Spotkanie w MKiŚ dotyczące nowelizacji ustawy EU ETS działającej w prawie polskim wiąże się z ogólnounijnymi konsultacjami, rozpoczętymi przez Komisję Europejską 15 kwietnia bieżącego roku. Do 8 lipca będzie możliwe składanie uwag dotyczących działania systemu EU ETS oraz Rezerwy Stabilności Rynkowej (MSR), regulującej nadwyżki bądź deficyty uprawnień do emisji. Po tym czasie nastąpi przegląd obu systemów, zaplanowany na 2026 rok.

Jak zaznaczono na stronie KE, celem zebrania opinii i późniejszego przeglądu jest upewnienie się, że EU ETS będzie przyczyniał się do osiągnięcia neutralności klimatycznej “w sposób opłacalny”. Ocenie będą podlegały również zmiany systemu wprowadzone we wspomnianej już dyrektywie 2018/410 - a więc zapewne również zapis dotyczący wyłączenia jednostek rezerwowych z naliczania kosztów emisji.

Cel pozostaje ten sam

Warto w tym miejscu podkreślić, że o ile utrzymanie stabilności systemu energetycznego Polski oraz wykorzystanie możliwości obniżenia ponoszonych kosztów emisji CO2 jest korzystne (a nawet konieczne), to wdrażane przez Unię dyrektywy oraz nanoszone poprawki nie powinny stanowić dużego zaskoczenia. W swoim założeniu system handlu emisjami EU ETS powinien zachęcać (a momentami przymuszać) państwa członkowskie do angażowania się w działania dekarbonizacji energetyki oraz znaczącego zmniejszania emisyjności gospodarki.

System EU ETS został ustanowiony już w 2005 roku i zobowiązał europejski przemysł do kupowania za pośrednictwem aukcji pozwoleń na emisję każdej tony dwutlenku węgla. Ostatecznie koszty zakupu uprawnień przekładają się na koszty energii elektrycznej w danym państwie, w związku z czym im bardziej “zanieczyszczona” jest dana energia, tym jest droższa. Jednocześnie, system pozwala uzyskać środki finansowe ze sprzedaży uprawnień do emisji - obecnie MKiŚ zamierza przeznaczyć całość wpływów na cele związane z ochroną klimatu i reformą systemu energetycznego. Dotychczas było to jedynie 50 proc.

W związku z tym wykluczenie rezerwowych i zapasowych jednostek węglowych i gazowych z systemu EU ETS może być jedynie rozwiązaniem tymczasowym. Pozwoli ono co prawda na oszczędności oraz zapewnienie chwilowego bezpieczeństwa systemu energetycznego w momentach największej destabilizacji OZE, jednak nie stanie się trwałym rozwiązaniem. W ciągu najbliższych lat będziemy zmuszeni do jak najszerszej implementacji instalacji bezemisyjnych - takich jak atom, OZE czy wodór.

W grudniu 2022 roku uzgodniono aktualizację programu EU ETS zgodnie z wytycznymi Zielonego Ładu, zaostrzając i przyspieszając cele dekarbonizacyjne. Postanowiono m.in. o zmniejszeniu liczby rocznych uprawnień dostępnych do 2030 roku, aby osiągnąć redukcję emisji o 62 proc. do tego samego roku, a także o stopniowym wycofywaniu bezpłatnych uprawnień dla przemysłu do 2034 roku.