Skutki przyjęcie benchmarków gazowych dla polskiego przemysłu i ciepłownictwa

Transkrypt

1 EUROPEJSKI SYSTEM HANDLU EMISJAMI Skutki przyjęcie benchmarków gazowych dla polskiego przemysłu i ciepłownictwa Trwają prace w Komisji Europejskiej z udziałem przedstawicieli krajów członkowskich nad zasadami wdrożenia trzeciego Europejskiego Systemu Handlu Emisjami gazów cieplarnianych w okresie (EU ETS III). Przemysł i ciepłownictwo objęte systemem ETS będą miały prawo do pewnej liczby bezpłatnych uprawnień do emisji wyznaczonych na podstawie wskaźników ex ante, tzw. benchmarków 1. KE odmawia zróżnicowania benchmarków według stosowanego paliwa: gaz ropa węgiel, czego domaga się Polska. Jeśli zostaną przyjęte proponowane przez Komisję wyłącznie wskaźniki gazowe, to polski przemysł energochłonny znajdzie się w 2013 roku, bez własnej winy, w sytuacji zdecydowanie gorszej niż jego konkurenci w krajach UE, w których głównym paliwem nie jest wysokoemisyjny węgiel i bez możliwości szybkiej zmiany stosowanego paliwa. PKPP Lewiatan uważa, że idea wskaźników bez zróżnicowania paliwowego, forsowana przez KE, jest sprzeczna z dyrektywą ETS, tj. obniżeniem całkowitej emisji CO 2 oraz z zasadą niedostarczania zachęt do zwiększania emisji, a z kolei wprowadzenie benchmarków paliwowych nie stanowi zagrożenia dla osiągnięcia celów Pakietu Klimatyczno-Energetycznego, nie zmienia bowiem scenariusza redukcji gazów cieplarnianych. Cele redukcji dla lat 2020 oraz 2027 zostały dokładne określone w dyrektywie ETS i muszą być osiągnięte niezależnie od wybranej metody benchmarku. System ETS powinien promować rozwiązania stymulujące redukcję emisji CO2, a w naszej opinii benchmarki paliwowe pozwolą na rozwój i stopniową zmianę miksu paliwowego w Polsce w kierunku rozwiązań bardziej przyjaznych środowisku, bez zaburzania konkurencyjności poszczególnych branż w ramach UE. 1. Europejski System Handlu Emisjami (ETS) W celu ograniczenia przemysłowej emisji CO 2, Unia Europejska uruchomiła w 2005 r. system Handlu Emisjami (EU ETS). Zakłady przemysłowe w UE muszą uzyskać pozwolenie na emisję dwutlenku węgla (uprawnienie do emisji). System działa na zasadzie cap and trade (limit i handel). Cap oznacza limit całkowitej ilości uprawnień dostępnych na dany rok. W tym pułapie, firmy otrzymują uprawnienia do emisji, które następnie mogą sprzedać lub kupić, w zależności od potrzeb. Unijny system ETS jest obecnie w drugim okresie rozliczeniowym, czyli od r. Trzeci okres rozliczeniowy będzie trwał od r. Poprzez stopniowe dostosowywanie limitu, UE powinna osiągnąć swój strategiczny cel na rzecz ochrony klimatu poprzez redukcję emisji o 20%. 1 Ilość bezpłatnych uprawnień do emisji dla danej instalacji będzie iloczynem benchmarku (CO2/j. Produktu) i historycznej produkcji

2 Proponowane przez Komisję Europejską założenia: W trzecim okresie rozliczeniowym, plany przydziału poszczególnych państw członkowskich zostaną zastąpione przez jednolity dla całego obszaru UE limit emisji. Państwa członkowskie będą musiały rozpocząć licytację tych przydziałów, które nie zostaną przyznane producentom bezpłatnie. Podczas gdy wszystkie instalacje (z wyjątkiem sektora energetycznego) otrzymają pewne bezpłatne przydziały, te zagrożone wyciekiem emisji otrzymają ich więcej. Określenie wyciek emisji (carbon leakage) oznacza w praktyce przeniesienie produkcji oraz miejsc pracy poza obszar UE, ponieważ koszty związane z przestrzeganiem przepisów unijnych dotyczących klimatu spowodują niekonkurencyjność przemysłu w stosunku do reszty świata. 2. Dyrektywa ETS 2 i Projekt Decyzji Komisji na temat benchmarkingu 3 Zmieniona dyrektywa ETS zobowiązuje Komisję do przedstawienia (w ramach procedury komitologii) propozycji zasad wdrożenia dyrektywy. Wymagają one akceptacji Państw Członkowskich. Art. 10a dyrektywy zobowiązuje Komisję do określenia w pełni zharmonizowanych zasad bezpłatnego przydziału uprawnień do emisji CO 2 dla trzeciego okresu rozliczeniowego, począwszy od 2013 roku. Bezpłatny przydział powinien być oparty o wskaźnik wyznaczony ex-ante. W tym kontekście Komitet ds. Zmian Klimatu przygotował projekt decyzji Komisji w sprawie benchmarkingu, proponując metodologię przydziału i wartości wskaźnika dla 53 produktów. Według proponowanej dyrektywy, od 2013, bezpłatne uprawnienia będą przydzielane na podstawie określonych wskaźników w odniesieniu do każdego odpowiedniego produktu. Punktem wyjścia dla wskaźników jest średnia z 10% najbardziej efektywnych instalacji w danym sektorze w Europie. Poszczególne przedsiębiorstwa będą oceniane według tych kryteriów. Zasadniczym postulatem Polski jest korekta paliwa referencyjnego, która uwzględniałaby fakt, że głównym paliwem wykorzystywanym przez przemysł w Polsce jest węgiel. 3. Procedura i harmonogram prac Procedura komitologii, to procedura regulacyjna połączona z kontrolą (RPS): Po podjęciu decyzji w głosowaniu w Komitecie ds. Zmian Klimatu, Komisja prześle ją do Parlamentu Europejskiego i Rady na trzymiesięczny okres lustracji. Parlament i Rada mogą zawetować decyzję. Jednakże weto wymaga większości bezwzględnej w Parlamencie. Dlatego największa siła Parlamentu do wywierania wpływu jest zanim decyzja zostanie podjęta w Komitecie. 2 Dyrektywa 2009/29/EC Parlamentu Europejskiego i Rady z dn. 23 kwietnia 2009 zmieniająca Dyrektywę 2003/87/EC w celu usprawnienia i poszerzenia unijnego systemu handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych Wspólnoty. 3 Projekt decyzji Komisji określającej przejściowe zasady obowiązujące w całej UE, dotyczące zharmonizowanego i bezpłatnego przydziału uprawnień do emisji zgodnie z Artykułem 10a Dyrektywy 2003/87/EC. 2

3 Jeśli zarówno Parlament jak i Rada nie wyrażą sprzeciwu wobec projektu decyzji, zostanie on automatycznie przyjęty przez Komisję. Wówczas decyzja osiągnie moc prawną w 2011 i wejdzie w życie z dniem 1 stycznia 2013 r. Harmonogram prac Komitetu ds. Zmian Klimatu: Projekt decyzji został nieformalnie zaprezentowany Państwom Członkowskim w dniu 22 października Debata na temat benchmarkingu odbyła się w Komitecie ds. Zmian Klimatu w dniu 18 listopada Następne spotkanie Komitetu ds. Zmian Klimatu odbędzie się w dniu 30 listopada Komisja oczekuje głosowania nad projektem decyzji podczas spotkania Komitetu w dniu 15 grudnia Konsekwencje przyjęcia decyzji w obecnym kształcie Wykorzystanie gazu ziemnego jako paliwa referencyjnego, bez zastosowania wskaźnika korygującego o rodzaj paliwa źródłowego doprowadzi do następujących konsekwencji: Pogorszenie konkurencyjności takich sektorów przemysłowych jak: stalowy, chemiczny, papierniczy oraz ciepłowniczy, nie tylko w stosunku do konkurencji spoza Unii Europejskiej, ale również w obrębie Unii, w porównaniu do instalacji wykorzystujących mniej emisyjne paliwa. Ryzyko wycieku emisji nie tylko do krajów spoza Unii Europejskiej (np. Ukraina, Białoruś, kraje Bliskiego czy Dalekiego Wschodu), ale również w obrębie Unii Europejskiej. Pogorszenie jakości powietrza w krajach, w których duże jest wykorzystanie bardziej emisyjnych paliw niż gaz ziemny. W wyniku znacznego wzrostu cen ogrzewania spowodowanego koniecznością zakupu uprawnień na emisje CO 2, klienci będą rezygnować z korzystania z sieci centralnego ogrzewania. Lokalne źródła ciepła będą mniej wydajne (produkcja energii cieplnej bez produkcji energii elektrycznej) oraz emitować będą więcej zanieczyszczeń do atmosfery (brak zabezpieczeń, wykorzystanie tańszego paliwa o niższej jakości). Zahamowanie rozwoju scentralizowanych systemów ciepłowniczych i kogeneracji wbrew deklarowanemu przez Komisję Europejską wsparciu takich systemów m.in. w Energy Action Plan Pogorszenie możliwości finansowych sektorów przemysłowych z powodu konieczności zakupu uprawnień na emisję CO 2, co spowoduje obniżenie zasobów na nowe technologie oraz inwestycje. Konsekwencje dla Polski: Straty dla budżetu państwa: przemysł energochłonny wytwarza 20% PKB W przemyśle energochłonnym pracuje około pół miliona osób, dziesiątki tysięcy osób straci pracę, co oznacza konieczność wypłaty zasiłków Polska straci status kraju atrakcyjnego dla zagranicznych inwestorów, zjawisko wycieku emisji Drastyczne obniżenie konkurencyjności - wzrost kosztów produkcji, a co za tym idzie cen produktów dla konsumentów lub nierentowność produkcji w Polsce 3

4 Ucieczka kapitału poza Polskę i Unię Europejską 5. Konsekwencje dla ciepłownictwa Z analizy PKPP Lewiatan wynika, że zastosowanie benchmarku gazowego do instalacji wykorzystujących jako paliwo węgiel lub olej opałowy pociąga za sobą szereg, niekorzystnych i sprzecznych z ideą Dyrektywy następstw dla rozwoju sektora ciepłowniczego oraz wysokosprawnej kogeneracji. Główne negatywne skutki wprowadzenia benchmarków non-fuel-specific to: wzrost cen ciepła sieciowego, wzrost niskiej emisji gazów cieplarnianych w wyniku przejścia na indywidualne systemy grzewcze oraz zahamowanie rozwoju scentralizowanych systemów ciepłowniczych i kogeneracji wbrew deklarowanemu przez Komisję Europejską wsparciu takich systemów m.in. w Energy Action Plan. Konieczność zakupu dużej ilości uprawnień do emisji CO2 odbije się zdecydowanie na kosztach produkcji ciepła i spowoduje szybki wzrost cen ciepła dla odbiorców końcowych. Obecnie, przy braku obowiązku zakupu pozwoleń do emisji CO2, koszt produkcji ciepła sieciowego w Polsce jest o około 8% niższy od kosztu pozyskania ciepła ze źródeł indywidualnych, co w powiązaniu z uniknięciem trudów bieżącej obsługi instalacji indywidualnej, zachęca odbiorców do przyłączania się do komunalnych sieci ciepłowniczych. W przypadku wprowadzenia systemu ETS w wersji proponowanej przez Komisję Europejską, relacje te ulegną gwałtownemu odwróceniu. W 2013 roku nastąpi skokowy wzrost cen ciepła dostarczanego odbiorcom końcowym o około 22%, w efekcie czego, cena ciepła z kotłowni indywidualnych opalanych węglem będzie o około 12% niższa niż ciepła scentralizowanego, nawet po uwzględnieniu kosztów zakupu boilera. W kolejnych latach, aż do 2027 roku, te niekorzystne relacje będą się pogłębiać, gdyż wzrastać będzie koszt uprawnień do emisji CO2. W tej sytuacji odbiorcy ciepła, kierując się względami ekonomicznymi, będą decydowali się na ucieczkę z systemu ETS i przechodzili na indywidualne ogrzewanie węglowe. Komisja Europejska odrzuca przedstawiane przez stronę polską argumenty i odpowiada następująco: Komisja przedstawi w 2011 roku Dyrektywę Eco-design, która zagwarantuje, że indywidualne boilery i systemy grzewcze będą od 2013 roku efektywne energetycznie, a więc zagrożenie skutkami przestawienia się odbiorców z ciepła sieciowego na indywidualne zostanie wyeliminowane; Zmiana paliwa na mniej emisyjne jest celem Dyrektywy EU ETS, a więc wymuszenie na przemyśle i ciepłownictwie przejścia z paliwa węglowego na gaz traktowane jest jako zaleta, a nie wada proponowanych rozwiązań. Polski biznes i polscy konsumenci nie mogą zaakceptować przedstawionego toku rozumowania. W Polsce, inaczej niż w większości krajów UE, silnie rozwinięte są systemy lokalnej sieci ciepłowniczej pracujące w oparciu o źródła kogeneracyjne: 15 milionów Polaków korzysta z sieci ciepłowniczej, w miastach stanowią oni 60% odbiorców. W Europie Zachodniej przeważają indywidualne instalacje cieplne, które nie są objęte systemem ETS. W Polsce ogrzewanie mieszkania i 4

5 podgrzewanie wody to 86% zużywanej energii. Już w tej chwili co najmniej 7% gospodarstw domowych w Polsce zaliczanych jest do grupy ubóstwa energetycznego. Wszystkie regulacje prowadzące do wzrostu cen ciepła powinny być wprowadzane z dużą rozwagą i oszacowaniem skutków społecznych. Wbrew przekonaniu Komisji, w Polsce indywidualni odbiorcy wybiorą piece opalane węglem, a nie gazem. 6. Konsekwencje dla sektorów energochłonnych Do sektora energochłonnego zalicza się: przemysł papierniczy, hutniczy, ciepłowniczy, metali nieżelaznych, chemiczny, hutnictwa szkła, ceramika budowlana i sylikaty, przemysł wyrobów drewnopochodnych, przemysł cementowy, przemysł wapienniczy, przemysł stalowy. Sektory energochłonne w liczbach: 95% - w takim stopniu sektor energetyczny i energochłonny oparty jest na węglu jako źródle energii 20% PKB Polski tyle wytwarza sektor przemysłów energochłonnych 500 tysięcy osób tyle osób jest zatrudnionych w sektorze energochłonnym w Polsce 100 miliardów Euro wartość bezpośrednich inwestycji zagranicznych w branże energochłonne w latach % - taka część bilansu energetycznego do 2020 r. musi pochodzić ze źródeł odnawialnych Przykładowe dodatkowe koszty dla przemysłu wynikające z konieczności zakupu uprawnień do emisji EU ETS: przemysł chemiczny ogółem: około 1 miliard złotych roczne; sektor nawozowy: 68 mln euro rocznie; sektor sodowy: wzrost kosztów produkcji o 19% równy zdolnościom inwestycyjnym zakładów, co w praktyce oznacza rezygnację z inwestycji, w tym zmniejszających emisyjność produkcji; przemysł cementowy: koszty od 375 mln zł w roku 2013 do 735 mln zł w 2020 roku, co oznacza wzrost kosztu produkcji od 20 zł/t cementu w 2013 do 32 zł/t do Rząd powinien jak najszybciej wziąć te szacunki pod rozwagę w kontekście dalszego rozwoju infrastruktury w Polsce. Przemysł papierniczy: na przestawienie produkcji na paliwo gazowe potrzeba 5 lat i około 200 mln USD w dużych zakładach. Konieczność poniesienia tak wysokich kosztów spowoduje obniżenie konkurencyjności polskiego przemysłu chemicznego, także w stosunku do unijnych producentów, którzy są w mniejszym stopniu zależni od węgla i poniosą odpowiednio niższe koszty związane z zakupem uprawnień do emisji. Emisja ze spalania paliw i emisji procesowa Źródłem emisji CO2 w przemysłach energochłonnych jest emisja procesowa (np. z wypalania skały wapiennej w produkcji klinkieru) oraz emisja pochodząca ze spalania paliw np. do produkcji pary technologicznej. Struktura emisji procesowej do emisji ze spalania kształtuje się różnie w różnych branżach (np. w cementowniach 60:40), ale cechą wspólną jest ograniczona możliwość zmniejszenia emisji procesowej. W większości przypadków wymaga to 5

6 opracowania zupełnie innej technologii produkcji. Z badań Międzynarodowej Agencji Energii wynika, że do 2050 roku nie jest możliwe radykalne obniżenie emisji np. w przemyśle cementowym jedyną opcją jest technologia CCS, wychwytywania i składowania procesowego CO2 pod ziemią. Benchmarki proponowane przez KE wyznaczają pułap emisji łącznej: procesowej i paliwowej. Część paliwową wyznacza w większości przypadków emisja ze spalania gazu, co stawia polski przemysł energochłonny już na starcie w trudniejszej pozycji w stosunku do ich konkurentów, którzy stosują gaz, a nie węgiel. Ponieważ ograniczenie emisji procesowej jest trudne, kosztowne, a często niemożliwe (jeśli instalacja już stosuje najlepsze dostępne w tym względzie technologie), to podstawowym rozwiązaniem jest zastosowanie mniej emisyjnego paliwa, np. biomasy, która jest zaliczana do paliw odnawialnych, a jako taka jest zeroemisyjna. Teoretycznie jest to w Polsce możliwe, choć nie od 2013 roku: wymaga wykorzystania około miliona hektarów ziemi pod produkcję biomasy. Obecnie wielkość plantacji biomasy wynosi 10 tys. hektarów. *** 6