Zmiany regulacyjne i wyzwania środowiskowe dla sektora energetyki

Transkrypt

1 Przyszłość Energetyki w Polsce Zmiany regulacyjne i wyzwania środowiskowe dla sektora energetyki Regionalna Izba Gospodarcza w Katowicach r.

2 Zasadnicze regulacje wspólnotowe i ich skutki determinujące funkcjonowanie energetyki Oddziaływania na polski sektor energetyczny ETS IED (BREF) MCP RES CCS (EPS) Odtwarzanie mocy i budowa nowych Problemy z finansowaniem Ramowa Dyrektywa Wodna ENERGETYKA Efektywność Energetyczna Malejąca akceptacja dla węgla w UE Obawy o blackout Spadające ceny energii i paliw na rynku hurtowym Gaz-paliwo importowane Ograniczona akceptacja dla en. jądrowej

3 Konferencja COP-21 i jej potencjalny wpływ na sektor energetyczny Podpisanie porozumienia klimatycznego na konferencji w Paryżu może po roku 2020 oznaczać zaostrzenie celów redukcji emisji CO 2 już przyjętych dla UE przez Radę Europejską w październiku 2014 r. Rada Europejska w 2014 zgodziła się na wiążący cel unijny zakładający ograniczenie wewnętrznych emisji gazów cieplarnianych do roku 2030 o co najmniej 40% w porównaniu z poziomem z roku W konkluzjach z Rada Europejska zaznaczyła, że powróci do celów klimatycznych po konferencji w Paryżu. Część państw członkowskich w tym UK, Niemcy oraz kluczowych organizacji biznesu - w tym największych firm energetycznych postuluje zwiększenie celu 40% redukcji i podniesienie cen uprawnień do emisji CO 2. Duże firmy energetyczne jak EDF, E.ON, ENGIE lobbują za zaostrzeniem celu redukcji CO 2 z uwagi na chęć zwiększenia rentowności jednostek jądrowych i gazowych. Polskie firmy mają interesy odmienne z uwagi na aktywa węglowe najbardziej wrażliwe na wzrost cen CO 2. Podpisanie porozumienia w Paryżu jest wykorzystywane przez część państw UE i utilities jako powód do zwiększenia celów redukcyjnych UE. PKEE postuluje o niewykorzystywanie porozumienia w Paryżu do podwyższenia zobowiązań UE deklaracje głównych emitentów jak USA, Chiny, Indie nie są porównywalne do UE i nie będą wiążące prawnie.

4 Priorytetem dla sektora jest rewizja uzgodnień RE z 2014 r. w zakresie pakietu klimatycznego 2030 Mechanizmy kompensacyjne dla Polski w propozycji KE nie zneutralizują kosztów polityki klimatycznej. Niezbędne nakłady inwestycyjne są nieproporcjonalnie wysokie w porównaniu do wartości derogacji oraz funduszu modernizacyjnego. Szacujemy, że derogacja i fundusz modernizacyjny (art. 10c i 10d) to maksymalnie 35 mld PLN. Tymczasem nakłady na redukcję emisji w sektorze do 2030 r. o 30% to minimum 240 mld PLN!.

5 Zapisy w propozycji Dyrektywy ETS Derogacje Proponowane przez KE zapisy w Dyrektywie ETS: The MS concerned shall organize a competitive bidding process to select the investments to be financed with free allocation.nowe normy: rtęć, HCL/HF i inne. Define clear, objectives, transparent and non-discriminatory selection criteria for the ranking of projects, so as to ensure that projects are selected which ( ) are additional, clearly respond to replacement and modernization needs and do not supply a market driven increase in energy demand. Negatywny wpływ na ceny i modernizację sektora: Brak objęcia derogacją źródeł konwencjonalnych, kształtujących ceny energii spowoduje brak wpływu na ich poziom, Efekt zachęty: Darmowe uprawnienia przysługują wyłączenie podmiotom, które będą realizowały inwestycje nierealizowalne bez derogacji dodatkowość. Nie wpływa na uniknione koszty.

6 Zapisy w propozycji Dyrektywy ETS Fundusz Modernizacyjny Proponowane przez KE zapisy w Dyrektywie ETS: The fund shall be governed by an investment board and a management committee, which shall be composed of representatives from the Member States, the Commission and the EIB and shall be responsible to determine an EU-level investment policy, appropriate financing instruments and investment selection criteria. The management committee shall elect a representative from the Commission as chairman. The management committee shall strive to make decisions by consensus. A decision is not adopted, if the EIB recommends not financing an investment or the chairman votes against it. Negatywny wpływ na ceny i modernizację sektora: Rola KE i EBI w wyborze projektów: Przekazanie kontroli nad FM KE, EBI oraz państwom członkowskim (udział całej UE-28 w wyborze projektów). Przewodnictwo w wyborze będzie miała KE. Wskazuje to na koncentrację Funduszu na OZE., Faktyczna blokada dla inwestycji modernizacyjnych opartych na węglu i energii jądrowej sprzeciw EBI, Niemiec.

7 Skutki przyjęcia obecnych zapisów Dyrektywy ETS Propozycja mechanizmów kompensacyjnych jest niezgodna z dotychczasowymi ustaleniami w Radzie Europejskiej znaczące ograniczenie korzyści z mechanizmów kompensacyjnych. Propozycja mechanizmów narusza prawo Państwa Członkowskiego do kształtowania własnego miksu energetycznego faktyczne wymuszenie inwestycji w OZE, sieci, źródła gazowe.

8 Tymczasem Sektor wymaga kosztownej transformacji miksu energetycznego

9 Wariant minimum: Konieczne zmiany w obecnej propozycji Dyrektywy ETS Proponowane zapisy w Dyrektywie ETS Derogacje: Przywrócenie możliwości skorzystania z KPI dla państw preferujących takie rozwiązanie zamiast otwartego przetargu. Odejście od restrykcyjnej definicji efektu zachęty >> Efekt powinien być określony jako inwestycje podjęte od po konkluzjach RE. Fundusz Modernizacyjny: Przekazanie kontroli nad FM państwom - beneficjentom. Steering Board złożony wyłącznie z państw beneficjentów zgodnie z zasadą suwerenności kształtowania własnego miksu energetycznego.

10 Wymagania BAT ogólne informacje Niezależne od CO 2 i polityki klimatycznej. Zanieczyszczenia wpływające na stan środowiska i zdrowie: Kolejne zaostrzenie obowiązujących norm (SO 2, NO x, pył), Nowe normy: rtęć, HCL/HF i inne. Muszą być określone w pozwoleniach zintegrowanych ich niedotrzymanie wiąże się z wstrzymaniem funkcjonowania nie ma możliwości dokupienia uprawnień. Opracowane w oparciu o dane z instalacji (przemysł, kraje, NGO) niewielka możliwość wpływu na wielkości. Przyjmowane w drodze decyzji KE w ciągu 4 lat od publikacji muszą być dotrzymane.

11

12 Wymagania BAT Instalacje w budowie: Wymagania prawie dwukrotnie ostrzejsze niż dla istniejących, Powinny uzyskać pozwolenia zintegrowane przed datą publikacji konkluzji wtedy zostaną uznane za instalacje istniejące. Łagodniejsze wymagania dla obiektów pracujących poniżej 1500 h/rok: Brak mechanizmów ekonomicznych rekompensujących tak krótką pracę.

13 Wymagania BAT Rtęć: Kosztowny monitoring, Poważny problem dla węgla brunatnego, Niezbędne dodatkowe, dedykowane techniki redukcji. HCL/HF: Poważny problem dla węgla kamiennego (bardzo wysoka zawartość chloru w polskich węglach), Instalacje z kotłami fluidalnymi będą wymagać dodatkowych technik redukcji SO 2, do czego nie były projektowane, Niezbędne dodatkowe, dedykowane techniki redukcji.

14 Wymagania BAT NO x /CO Nie udało się złagodzić wymagań NO x dla węgla brunatnego i kamiennego, udało się odrzucić propozycje ich jeszcze głębszego zaostrzenia. Złagodzenie emisji CO do 180 mg/nm 3 (uwzględniono poprzez traktowanie CO jako poziomu wskaźnikowego, a nie BAT AELs), Wyłączenie istniejących źródeł szczytowych < 1500 h/rok z wymagań emisji średniodobowej NO x (uwzględniono ustalono dla nich łagodniejszy poziom BAT AELs 340 mg/nm 3 ). Wyzwania dla Operatorów : zabudowa SCR zamiast SNCR w istniejących kotłach opalanych węglem kamiennym by osiągnąć emisje < 150 mg/nm 3 (przy agregacji mocy w kominie także dla kotłów < 300 MWt), lub przejście do szczytowej pracy, budowa SNCR dla źródeł opalanych węglem brunatnym oraz w kotłach fluidalnych opalanych węglem kamiennym lub brunatnym by osiągnąć emisje NO x < 175 mg/nm 3.

15 Wymagania BAT SO 2 Zrezygnowano z określania poziomów dla całości związków siarki (SOx tj. SO 2 i SO 3 ) pozostawiono jedynie SO 2 z tymi samymi wartościami, co oznacza małe złagodzenie wymagań. Dla obiektów spalających paliwa lokalne podano formuły przeliczeniowe do określenia łagodniejszych BAT AELs, które mogą być stosowane pod warunkiem że wartości wymaganych nie uda się osiągnąć ze względów technicznoekonomicznych. Wyzwania dla Operatorów : Modernizacja IOS dla kotłów pyłowych aby osiągnąć emisje < 130 mg/nm 3, budowa np. półsuchych IOS dla źródeł szczytowych.

16 Wymagania BAT ścieki Udało się zrezygnować z określania BAT AELs dla chlorków, azotu ogólnego i siarczanów dzięki czemu nie trzeba będzie odparowywać ścieków z IOS. Zaostrzenia dotyczą zawartości rtęci w ściekach. Wyzwania dla Operatorów : Wprowadzić technologie doczyszczania metali ciężkich ze ścieków z IOS, Pilnować jakości ścieków z mokrych IOS, bo wymogi w zakresie soli mogą być zaostrzone np. przy następnym przeglądzie BREFu LCP np. za kolejne 8 lat.

17 Wymagania BAT rtęć Generalnie w przypadku instalacji spalających węgiel brunatny nie uda się spełnić wymagań (7 ug/m 3 istniejące, o mocy powyżej 300MW) bez dedykowanych metod redukcji rtęci. Wyzwania dla Operatorów : zastosowanie dedykowanych metod redukcji rtęci (np. wtrysk węgla aktywnego lub dodatek bromu), uniknięcie przy tym niekorzystnych skutków ubocznych związanych z reemisją rtęci z terenu obiektu oraz w otoczeniu, wyzwania dotyczące zagospodarowania produktów oczyszczania spalin zanieczyszczonych węglem aktywnym i wychwyconą rtęcią.

18 Wymagania BAT rtęć W przypadku węgla kamiennego jest szansa na spełnienie wymogów (4 ug/m 3 ) na zasadzie wspólnej korzyści przy stosowaniu wielostopniowego oczyszczania spalin (np. odpylacz, odazotowanie spalin typu SCR + odsiarczanie spalin). Jednak w wielu przypadkach może być konieczne stosowanie dedykowanych metod redukcji rtęci. Metody co-benefit: (na zasadzie wspólnej korzyści): węgiel kamienny (elektrofiltr, mokra IOS : sprawność usuwania rtęci ok 70 %, odpowiedni katalizator SCR może zwiększyć do ok 90 %), węgiel brunatny (elektrofiltr, mokra IOS; sprawność usuwania rtęci ok 44%).

19 Wymagania BAT sprawność Wymagania dotyczące sprawności wytwarzania zmieniono ze średniorocznych na odpowiadające wydajności maksymalnej z jednoczesnym zaostrzeniem wymagań. Łatwiej będzie spełnić wymagania przez jednostki pracujące jako regulacyjne względem generacji wiatrowej. Tak jak postulowała Polska, wymagania dot. efektowności są niewiążące wskaźnikowe. Wyzwania dla Operatorów: Pilnować sprawności wytwarzania, zwłaszcza dla nowych i modernizowanych jednostek.

20 Wymagania BAT koszty dla sektora Dopuszczalny poziom emisji Scenariusz A Scenariusz B Scenariusz C Scenariusz D Dolne poziomy emisji Górne poziomy emisji Górne poziomy emisji Górne poziomy emisji Termin obowiązywania Od 2021 roku Od 2021 roku Od 2021 roku Od 2023 roku Dodatkowe - - Możliwość otrzymania derogacji - Capex [kpln] Koszty operacyjne stałe [kpln/a] Koszty operacyjne zmienne [kpln/a] Wzrost cen energii elektrycznej [PLN/MWh] 17,85 11,49 11,49 11,49 Ocena techniczna zdolności sektora Brak możliwości dostosowania całego sektora Brak możliwości dostosowania całego sektora Brak możliwości dostosowania całego sektora Istnieje możliwość dostosowania całego sektora Podsumowanie Scenariusz najbardziej niekorzystny Scenariusz najbardziej prawdopodobny Scenariusz najbardziej optymistyczny Scenariusz mało prawdopodobny

21 Wymagania BAT skutki Brak niezbędnych rezerw pozwalających na odstawienia w celu dostosowania do BAT w 4 lata. Ryzyko black-out. Niezbędny dłuższy czas na dostosowanie się, pozwalający rozłożyć modernizacje w czasie.

22 Wymagania BAT działania Obecnie przygotowanie do publikacji i dyskusja polityczna: Opiniowanie przez forum doradcze KE październik 2016 r., Głosowanie I połowa Wg harmonogramu KE: publikacja w II połowie 2017 r., 4 lata po publikacji wejście w życie II połowa 2021 r.

23 Wymagania BAT działania Realne postulaty i działania administracji rządowej na forum europejskim: Przesunięcie publikacji na 2019 r. (wejście w życie 2023 r.), Domaganie się od KE przeprowadzenia oceny wpływu, Zmiana wymagań HCl/HF na niewiążące. Postulaty niemożliwe do osiągnięcia: Formalne wydłużenie 4 letniego okresu na dostosowanie, Złagodzenie wymagań dla NO x, pyłu i rtęci priorytety w polityce środowiskowej UE, Wyłączenie starych instalacji z zakresu nowych wymagań.

24 Wymagania BAT działania Realne postulaty i działania na forum krajowym: Wsparcie Ministerstwa Środowiska analizy, dane, argumenty, Przygotowanie do wykorzystania możliwych indywidualnych odstępstw aby przedłużyć czas na dostosowanie się, Korzystna interpretacja zapisów konkluzji BAT.

25 Dziękuję za uwagę. W prezentacji użyto materiałów opracowanych przez PKEE oraz TGPE Kazimierz Szynol