Polska zmuszona do finansowania zielonej rewolucji w Niemczech? „Pakiet zimowy to liczne zagrożenia” [ANALIZA]

Stare i nowe bloki węglowe w Polsce nie spełnią surowych norm klimatycznych

Amerykańska Agencja ds. Informacji Energetycznej (EIA) wyliczyła, że spalanie węgla w celach energetycznych uwalnia do atmosfery średnio od 939 g do 984 g CO₂, zależnie od rodzaju węgla. Polski krajowy park wytwórczy w dużym stopniu jest zdekapitalizowany, średni wiek bloków energetycznych (węglowych) klasy 125 MW, 200 MW i 500 MW wynosi 35-40 lat. Niewiele młodsze są bloki klasy 370 MW jak elektrownia Opole, które mają 19 lat, ale były budowane na bazie starej technologii. Po długiej przerwie inwestycyjnej udało się w latach 2008-2011 oddać do eksploatacji trzy nowe bloki węglowe: Pątnów 460 MW, Łagisza 460 MW oraz Bełchatów 858 MW. Ponieważ nie są to inwestycje wystarczające aby zastąpić odłączane jednostki w następnych latach podjęto decyzję, aby ogromnym wysiłkiem finansowym uruchomić budowę bloków w elektrowni Kozienice 1075 MW, elektrowni Opole 2 x 900 MW, elektrowni Jaworzno III 1000 MW oraz Turów 450 MW. Te uruchomione oraz jeszcze budowane (węglowe) jednostki wytwórcze to bloki o parametrach nadkrytycznych z „rodziny 600° C” tzn. parametrów z górnego przedziału osiąganych dziś temperatur dla materiałów konstrukcyjnych i gwarantowanej sprawności na poziomie ponad 45-46%. Pozwalają one na ograniczenie emisji CO ₂ do poziomu 750 kg/MWh. Niestety tak wysokiej klasy jednostki nie wpisują się w przygotowane unijne rozwiązanie dotyczące tzw. „ujednolicania” mechanizmów wsparcia.

W pakiecie zimowym pojawił się bowiem zmieniony zapis paragrafu  23 pkt. 4, który w nowej wersji wprowadza kryterium emisyjności CO₂ na poziomie 550 gr/kWh (od 2022 r.). Cytując: „…Generation capacity for which a final investment decision has been made after [OP: entry intro force] shall only be eligible to participate In a capacity mechanism if its emissions are below 550gr CO _2/ kWh. Generation capacity emitting 550gr CO _2/ kWh or more shall not be committed in capacity mechanisms 5 years after the entry into force of this Regulation…”.

Zobacz także: Niemcy rozpoczęli testy morskich magazynów energii

Zmienione brzmienie paragrafu od razu zyskało w unijnych kuluarach nazwę “antypolskiego” ponieważ  wyklucza możliwość skorzystania Polski z narzędzia jakim jest tzw. „rynek mocy”. Jest to sytuacja dla polskiego sektora energetycznego wyjątkowo niekorzystna bo obecne ceny energii na rynku hurtowym są stosunkowo niskie i nie sprzyjają impulsom inwestycyjnym, a proces odbudowy mocy musi być kontynuowany.

Obniżenie poziomu emisji poprzez zastosowanie technologii CCS (Carbon Capture and Storage) czyli wychwytywania i składowania CO₂ na dzień obecny nie znajduje ekonomicznego uzasadnienia bo obniża według różnych ekspertyz do 10% sprawności pracy bloku. Pewnym ratunkiem dla sytuacji naszego systemu jest budowa bloków parowo-gazowych czyli elektrociepłowni: Stalowa Wola 460 MW, Włocławek 460 MW, Płock 596 MW, Gorzów 138 MW, Toruń 100 MW co w pewnym stopniu powinno zrównoważyć bilans ubytków bo potrzebna jest odbudowa 5800 MW.

Dodatkowym problemem dla polskiego sektora jest także konkluzja BAT Best Available Technology, która wymusza dostosowanie naszych jednostek do zaostrzonych norm emisyjnych lub ich wyłączenie całkowite.

Tabela 1. Produkcja energii w styczniu 2017

Źródło: PSE SA

Problematyczny system zarządzania Unią Energetyczną

Kolejną istotna kwestią dla Polski, jaka się pojawiła w propozycji pakietu zimowego jest EU Governance czyli system zarządzania Unią Energetyczną, które jak słusznie przedstawiono w stanowisku Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, wymaga bardzo dokładnego doprecyzowania. System ma obowiązywać od dnia 1 stycznia i według propozycji jego obowiązywanie na terenie UE nie będzie wymagało implementacji do krajowego prawa. Zgodnie z zapisami pakietu system EU Governance będzie opierał się na tworzeniu narodowych planów energetyczno-klimatycznych, które mają zostać stworzone do 1 stycznia 2018 r., a od 1 stycznia 2019 plan na lata 2021-2030 powinien zostać notyfikowany. Plany będą rozliczane w systemie rocznym poprzez specjalne raporty wdrożeniowe i raporty monitorujące przez powołane Komisje. Przewiduje się również ich konsultacje społeczne i uzgodnienia z krajami sąsiednimi, zwłaszcza pod kątem współpracy transgranicznej w budowie jednolitego rynku energii. Ponadto wspomniane plany będą musiały uwzględniać coroczny liniowy wzrost OZE w produkcji energii dla poszczególnych sektorów gospodarki oraz rodzajów technologii.

Groźba kar finansowych

Dla polskiego sektora energetycznego, który obecnie ponosi olbrzymie wydatki zarówno na budowę nowych mocy, jak i odbudowę krajowych sieci przesyłowych oraz dystrybucyjnych szczególnie niebezpieczne są propozycje kar finansowych za brak realizacji celów klimatycznych. Zgodnie z propozycją, z płaconych kar powstanie swoisty fundusz klimatyczny w postaci platformy finansowej. Ze zgromadzonych w platformie środków będą wspierane inwestycje energetyczne w OZE, ale co ważne w obecnym kształcie dokumentu nie zostało określone czy platforma finansowa będzie realizować inwestycje zlokalizowane na obszarze kontrybuującego państwa członkowskiego. Oznacza to, że w przypadku nie spełnienia kryteriów z notyfikowanego planu taki kraj płaciłby karę czyli de facto wspierałby realizację inwestycji innego kraju kosztem własnego.

Regionalne rynki mocy

Z doniesień medialnych wynika, że kraje wiodące w UE jak Niemcy silnie lobbowały za wymogiem tworzenia regionalnych rynków mocy (systemu elektrowni rezerwowych, w którym producenci otrzymują zapłatę za gotowość do produkcji). Starania naszych sąsiadów nie wynikają tylko z troski o kształt Unii Energetycznej, ale z faktu wysokiego udziału w niemieckim bilansie energetycznym energii produkowanej przez farmy wiatrowe, co warto zaznaczyć także jest sporym problemem dla Polski ze względu na niekontrolowane przepływy kołowe. W zeszłym roku polski regulator URE zgłosił interwencje do europejskiego stowarzyszenia regulatorów ACER ponieważ sytuacja tzw. zapychania polskich sieci energią z niemieckich farm wiatrowych jest nagminna. Co istotne stan taki spowodowany jest zbyt słabą siecią przesyłową austriacko-niemiecką, a koszty tego ponosi polski podatnik ponieważ musimy „przepychać” ogromne ilości energii do Niemiec ponosząc znaczące koszty redsipachingu przez polskiego operatora czyli PSE.

Wykluczenie biomasy jako źródła OZE

Kolejnym problemem dla polskiego sektora jak wykluczenie biomasy jako źródła OZE, o ile nie jest wykorzystywana w wysokosprawnej kogeneracji. Jest to swoistego rodzaju kuriozum, że niektóre kraje UE wyrażając swoje niezadowolenie z przyjęcia niskich (ich zdaniem) wymogów dla produkcji energii z OZE, jednocześnie oponują przeciw współspalaniu biomasy, która skutecznie obniża emisję i nie powinna być w żaden sposób dyskryminowana jako element transformacji miksu paliwowego i właściwie ogranicza swobodę wyboru lokalnych zasobów jak słusznie przedłożono w stanowisku PKEE.

Preferencja odejścia od mechanizmów Merit Order do Priority Dispatch

Innym zagadnieniem istotnym dla polskiego sektora będzie rozsądne podejście do wymiany transgranicznej ponieważ w propozycji zapisano wymóg aby powiązanym rozwiązaniem dla uruchomienia mechanizmów wsparcia w postaci „rynku mocy” była tzw. „Europejska ocena wystarczających mocy (European adequacy assessment). Chodzi o ocenę jakie jest ryzyko wystąpienia niedoboru dostaw w określonym kraju. Do oszacowania tej kwestii będzie brana zarówno moc z krajowego systemu, jak i możliwości importu z innych krajów UE z zapewnieniem maksymalnej możliwej wymiany handlowej w pierwszym okresie na poziomie 10 a w kolejnym do 15 % zużycia. Pewną wskazówką dla tego kierunku była akceptacja dla rynku mocy we Francji, która podczas negocjacji z KE zgodziła się na uczestnictwo w mechanizmie jednostek wytwórczych spoza swojego kraju. Jednakże dla polskich elektrowni konwencjonalnych taka sytuacja jest katastrofalna ponieważ przy preferencji odejścia od mechanizmów Merit Order do Priority Dispatch, czyli całkowitego priorytetu dla OZE, wymusza to pracę JWCD w formule szczytowej i około szczytowej czyli de facto głównie usługowej a jednak to one ponoszą główny ciężar bezpieczeństwa dostaw energii.

Zobacz także: Reforma ETS: możliwy kompromis państw UE?

Mamienie społeczeństw europejskich ideami wygładzania szczytów zapotrzebowania energii za pomocą mechanizmów zarządzania popytem jak poprzez wymianę transgraniczną jest w dalszej perspektywie rzeczą słuszną jeżeli zapewni się uczciwie zgodnie z duchem pakietu „ustalenie sprawiedliwych zasad wymiany energii między krajami, która ma wzmocnić konkurencję, a przy tym uwzględni charakterystyczne cechy rynków krajowych i regionalnych”. 

Polsce często zarzuca się „egoistyczne promowanie węgla i niechęć do celów klimatycznych”, ale bez rozumienia wysiłku jakie już kosztem obywateli nasz kraj poniósł aby zrealizować ambitne wymogi ekologiczne. Ponadto warto zauważyć, że istotą Dyrektywy ETS2003/87/WE nie było całkowite odchodzenie od spalania węgla, ale stopniowa redukcja emisji z zachowaniem rachunku ekonomicznego. Należy zaznaczyć, że w stanowisku PKEE dotyczącym „pakietu zimowego” nie ma sprzeciwu dla generalnego celu jakim jest realizacja efektywności energetycznej w Unii na poziomie 30 % w 2030 r. Dla Polski ważne jest jednak aby podczas negocjacji rozwiązań zaproponowanych w pakiecie zimowym polskim negocjatorom udało się zadbać o symetryczne i równorzędne warunki dla rozwoju polskich firm w ramach energetycznej Unii Europejskiej. Zwłaszcza ze zrozumieniem dla ponoszonego obecnie przez sektor energetyczny wysiłku finansowego w modernizację zarówno parku wytwórczego, jak i infrastruktury przesyłowej.