|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 12/2003
Z Unią niestety będzie drożej. Wynik to 8 do 2!
|
|
|
Im dalej w las, tym więcej drzew. Im bliżej akcesji Polski do Unii Europejskiej tym na światło dzienne wychodzi więcej problemów. Przed referendum akcesyjnym Unię przedstawiano jako krainę wiecznej szczęśliwości, mlekiem, miodem i dotacjami płynącą. Później pojawił się obraz unijnego męża opatrznościowego, który przyjdzie i zrobi porządek ze wszystkimi od dziesięcioleci narosłymi w Polsce problemami. Dziś wszyscy już wiemy, że tak nie będzie.
|
Na pytania o przygotowanie polskiej energetyki do wejścia do Unii zwykliśmy jednym tchem mówić, iż Polska zaakceptowała dyrektywy: energetyczną i gazową bez odstępstw, w związku z czym energetykę i gazownictwo mamy „załatwione”. Jednak wydobywanie węgla, gazu ziemnego czy ropy, a przede wszystkim produkcja energii elektrycznej i cieplnej z tych nośników wiąże się z zanieczyszczeniem środowiska. I tu „łapią” energetykę wszystkie regulacje środowiskowe.
Wśród wspólnotowych aktów prawnych w dziedzinie ochrony środowiska istotne znaczenie dla sektora energetycznego mają następujące dyrektywy:
-
Dyrektywa Rady 84/360/EWG z 28 czerwca 1984 r. w sprawie zanieczyszczeń powietrza powodowanych przez zakłady przemysłowe;
-
Dyrektywa Rady 85/337/EWG znowelizowana Dyrektywą Rady 97/11/WE w sprawie oceny skutków niektórych publicznych i prywatnych przedsięwzięć dla środowiska;
-
Dyrektywa 96/61/WE, zwana IPPC, w sprawie zintegrowanego zapobiegania i ograniczania zanieczyszczeń;
-
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady Europy nr 2001/80/WE w sprawie ograniczenia niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych obiektów energetycznego spalania paliw;
-
Dyrektywa 96/61/EC w sprawie handlu zbywalnymi pozwoleniami na emisję gazów cieplarnianych na obszarze Wspólnoty;
-
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2001/81/WE w sprawie krajowych pułapów emisji niektórych zanieczyszczeń powietrza atmosferycznego;
-
Decyzja Rady 1992/296/WE nowelizująca Decyzję 93/389/EWG w sprawie mechanizmu monitorowania emisji dwutlenku węgla i innych gazów cieplarnianych we Wspólnocie;
-
Projekt decyzji Parlamentu Europejskiego i Rady Europejskiej w sprawie mechanizmu monitorowania emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie oraz implementacja Protokołu z Kioto.
Ostrzejsze od przewidywanych
W zakresie Dyrektywy IPPC (96/61) Polska uzyskała okres przejściowy trwający do 31 grudnia 2010 r. w odniesieniu do:
-
ciepłowni komunalnych o mocy termicznej od 50 do 300 MW;
-
składowisk odpadów komunalnych przyjmujących od 10 do 20 t odpadów na dobę;
-
dużych instalacji wskazanych przez Polskę jako mogących mieć trudności z wypełnieniem wymogów wynikających z najlepszej dostępnej techniki w terminie do31 grudnia 2007 r. i realizujących wynegocjowany program dostosowawczy.
Z kolei Dyrektywa 2001/80/WE wprowadza po raz pierwszy z dniem 1 stycznia 2008 r. wymagania emisyjne dla źródeł istniejących, jak dla źródeł nowych. Wymagania te są w przypadku źródeł o mocy 300 MW termicznych ostrzejsze od przewidywanych od 2006 r. w poprzednio obowiązującym rozporządzeniu Ministra Środowiska z 30 lipca 2001 r. Oznacza to konieczność zastosowania prawie wszędzie wysokoskutecznych metod nie tylko odsiarczania, ale też odazotowania spalin. Dyrektywa wprowadza również obowiązek ciągłych pomiarów stężeń dwutlenku siarki i tlenków azotu oraz pyłów dla większej niż do tej pory grupy źródeł. Obowiązkiem tym zostaną objęte źródła o dużo niższej niż dotychczas mocy – co najmniej 100 MW termicznych, w tym źródła istniejące i nowe już od 27 listopada 2004 r.
Możliwości odstępstw
Dyrektywa 2001/80/WE zawiera wiele sformułowań generalnych, a także imiennych. Imienne wyjątki odnoszą się do źródeł znajdujących się na terytorium Grecji, Hiszpanii oraz terytoriów zamorskich niektórych państw członkowskich. W przypadku Polski oparto się głównie na sformułowaniach generalnych; dotyczyć one będą tak nowych, jak i już istniejących źródeł. Obiekty istniejące, które ze względu na stan techniczny są przeznaczone do likwidacji mogą po 1 lipca 2008 r. przepracować maksymalnie 20 tys. godz., ale nie dłużej niż do końca 2015 r. bez obowiązku dostosowywania się do obowiązków dyrektywy. W takim przypadku operatorzy tych źródeł do połowy 2004 r. powinni złożyć deklarację o gotowości ich wyłączenia w stosownym czasie.
Dla obiektów, w których stosowane jest paliwo stałe i normy emisji dwutlenku siarki nie mogą być osiągnięte ze względu na charakterystykę paliwa, istnieje możliwość realizowania tzw. stopnia odsiarczania. Problem w tym, że w obecnych aktach prawnych Ministerstwa Środowiska nie ma jeszcze możliwości rozliczania emisji w ten sposób. Dyrektywa przewiduje także odstępstwa od standardów emisyjnych dla dwutlenku węgla w przypadku źródeł szczytowych oraz dla tlenków azotu w przypadku źródeł o mocy nie mniejszej niż 500 MW, uzależniając to jednak od czasu pracy źródła.
W dyrektywie istnieją postanowienia dające organowi stanowiącemu prawo w danym kraju na pewien margines uznaniowości. Dotyczy to zwłaszcza stanów awaryjnych, traktowania kilku źródeł jako jednej jednostki czy brania pod uwagę dość enigmatycznie brzmiących „warunków technicznych i ekonomicznych” oraz rachunku „korzyści i kosztów”, co daje podstawę do racjonalnego łagodzenia warunków i wymagań emisyjnych.
Efekty negocjacji
Po analizie dokumentów źródłowych Polska wystąpiła o okres przejściowy w odniesieniu do Dyrektywy 2001/80/WE argumentując, iż zawarte w niej wymagania wymagają niezwykle kosztownych inwestycji w sektorze energetycznym. Po długich dyskusjach w środowisku energetyków oraz po konsultacjach z Komisją Europejską i państwami członkowskimi UE, Polska zwróciła się o udzielenie okresu przejściowego trwającego do 10 lat i dotyczącego źródeł już istniejących do końca 2017 r. w zakresie emisji dwutlenku siarki i pyłów oraz do końca 2025 r w zakresie emisji tlenków azotu. Uzyskane okresy przejściowe to:
-
od 1 stycznia 2008 r. do 31 grudnia 2015 r. na emisję dwutlenku siarki,
-
od 1 stycznia 2008 r. do 31 grudnia 2017 r. na emisję pyłów,
-
od 1 stycznia 2016 r. do 31 grudnia 2017 r. na emisję tlenków azotu określonych indywidualnie dla poszczególnych źródeł spalania wymienionych imiennie w załączniku do Traktatu Akcesyjnego. Ta lista dla emisji dwutlenku siarki obejmuje 36 zakładów, dla emisji tlenków azotu 21 zakładów, a dla pyłów 29. Na liście tej jest kwiat polskiej energetyki i ciepłownictwa, by wymienić elektrownie: Bełchatów, Turów, Dolna Odra, Połaniec, Rybnik, Elektrociepłownie Warszawskie, Południowy Koncern Energetyczny i PKN Orlen.
Implikacje
W związku z wdrożeniem Dyrektywy 2001/80/WE w Polsce konieczne będzie m.in.:
-
do połowy 2004 r. podjęcie decyzji, które kotły nie będą modernizowane i po przepracowaniu 20 tys. godz. zostaną, licząc od 1 stycznia 2008 r., wycofane z eksploatacji;
-
dla obiektów istniejących i nowych o mocy powyżej 500 MW termicznych opalanych paliwem stałym modernizacja instalacji pierwotnych do redukcji tlenków azotu, a następnie po 2015 r. budowa katalitycznych instalacji odazotowania spalin;
-
dla obiektów istniejących o mocy powyżej 300 MW termicznych, a opalanych paliwem stałym, budowa do końca 2007 r. wysokoskutecznych instalacji odsiarczania spalin, o ile obiekty nie są objęte ustaleniami przejściowymi;
-
dla obiektów powyżej 100 MW termicznych opalanych paliwami stałymi, które zostaną uruchomione po 27 listopada 2003 r. zastosowanie wysokoskutecznego odsiarczania i odpylania i odazotowania spalin metodami pierwotnymi lub katalitycznym lub zastosowanie kotłów fluidalnych z niekatalitycznym odazotowaniem spalin.
Należy podkreślić, iż w nowych uregulowaniach również biomasa staje się paliwem, ze wszystkimi tego konsekwencjami i rygorami. To ważne, bowiem do tej pory zakładało się, iż dwutlenek węgla pochodzący ze spalania biomasy, to ten sam dwutlenek węgla wchłonięty z atmosfery w trakcie wzrostu roślin, a więc bilans zanieczyszczenia wynosi zero.
W razie awarii
W sytuacji, gdy wystąpią ograniczenia w dostawach paliwa o małej zawartości siarki, nie dłużej jednak niż przez 30 dni w roku kalendarzowym, standard emisyjny dwutlenku siarki może być większy nawet o 50 proc. w stosunku do powszechnie obowiązującego. Podobnie jest w sytuacji, gdy nastąpi nagła przerwa w dostawach paliwa gazowego do źródeł. W razie nadrzędnej konieczności utrzymania dostaw energii dopuszcza się wówczas spalanie innych paliw, nie dłużej jednak niż przez 10 dni w roku kalendarzowym, przy możliwości przekroczenia standardów emisyjnych nawet o 100 proc.
Skutki
Wdrożenie dyrektywy 2001/80/WE pociągnie za sobą szereg skutków bezpośrednich i pośrednich tak dla grupy dużych źródeł spalania, jak i dla odbiorców energii elektrycznej i cieplnej. Podstawowe konsekwencje to:
-
konieczność poniesienia dodatkowych, niemałych nakładów oraz dodatkowych kosztów eksploatacyjnych;
-
wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej i ciepła;
-
wymuszenie nieoptymalnych ekonomicznie i technicznie okresów podejmowania działań dostosowawczych;
-
zmiana popytu na energię elektryczną i ciepło pochodzące ze źródeł objętych dyrektywą;
-
osłabnie konkurencyjności konwencjonalnych źródeł objętych dyrektywą wytwarzających energię elektryczną i ciepło na rzecz źródeł odnawialnych i niekonwencjonalnych;
-
przyśpieszenie zmian struktury konsumowanych pierwotnych nośników energetycznych;
-
zmniejszenie atrakcyjności lokowania pieniędzy w budowę źródeł energii;
-
polepszenie standardu życia ludności wskutek poprawy jakości środowiska;
-
wzrost cen energii elektrycznej i ciepła;
-
długofalowe zmniejszenie zapotrzebowania na węgiel, pod warunkiem, że stać nas będzie na import gazu.
A zatem - już na pierwszy rzut oka - minusów jest znacznie więcej niż plusów. Używając języka sportowców, wynik to osiem do dwóch.
|
|
|
|
