Czy rewizja Protokołu z Göteborga może zagrozić rozwojowi energetyki systemowej? 1

Zygmunt Parczewski, Badania Systemowe EnergSys Czy rewizja Protokołu z Göteborga może zagrozić rozwojowi energetyki systemowej? 1 1. WPROWADZENIE...1 2. ZASTOSOWANE PODEJŚCIE ANALITYCZNE...4 3. POTENCJALNE UWARUNKOWANIA ROZWOJU DO 2020...5 3.1. PROJEKCJE MAKROEKONOMICZNE... 5 3.2. PROGNOZY ENERGETYCZNE I EMISYJNE... 6 3.3. NEGOCJOWANE WARIANTY I PUŁAPY EMISJI W PROTOKOLE... 8 4. OCENA MOŻLIWOŚCI I KOSZTÓW OGRANICZENIA EMISJI W ELEKTROENERGETYCE...9 4.1. ZAŁOŻENIA WSTĘPNE... 10 4.2. PROJEKCJE EMISJI SO2... 10 4.2.1. Podstawowe założenia scenariuszowe... 10 4.2.2. Emisje SO2 wyniki obliczeń... 12 4.3. PROJEKCJE EMISJI NOX... 13 4.3.1. Podstawowe założenia scenariuszowe... 13 4.3.2. Emisje NOx wyniki obliczeń... 14 4.4. PROJEKCJE EMISJI PM2,5... 16 4.4.1. Podstawowe założenia scenariuszowe... 16 4.4.2. Emisje PM2,5 wyniki obliczeń... 16 4.5. OSZACOWANIE KOSZTÓW DODATKOWEJ REDUKCJI EMISJI... 18 5. PODSUMOWANIE...20 1. WPROWADZENIE W artykule omówiono wybrane zagadnienia dotyczące możliwości spełnienia przez krajowych producentów energii elektrycznej bardziej wymagających pułapów emisji zanieczyszczeń powietrza atmosferycznego, aktualnie negocjowanych przez Polskę w ramach rewizji Protokołu z Goeteborga 2. Protokół jest jednym z załączników do Konwencji w sprawie transgranicznego zanieczyszczenia powietrza na dalekie odległości (LRTAP). 1 Artykuł powstał na bazie wyników pracy pt.: Ekspercka, wstępna ocena potencjalnych możliwości spełnienia przez Polskę pułapów emisji zanieczyszczeń w roku 2020 negocjowanych w ramach rewizji Protokołu z Goeteborga - autorzy: Parczewski Z., Tatarewicz I., Umer A. Warszawa, styczeń 2011 (Ekspertyza wykonana dla Instytutu Ochrony Środowiska w Warszawie). 2 Obowiązujący obecnie tekst Protokołu z Goeteborga został podpisany w 1999 r jako Protokół w sprawie przeciwdziałania zakwaszeniu, eutrofizacji i powstawaniu ozonu przyziemnego.

Konwencja LRTAP określiła na lata 2010-2020 strategiczne priorytety, którymi są m.in.: wzrost znaczenia jakości powietrza dla zdrowia ludzkiego, szczególnie powodowanego wpływem pyłów zawieszonych (PM2,5), wzrost znaczenia monitoringu przy ocenie wywiązywania się państw z podjętych zobowiązań redukcyjnych i poprawy jakości powietrza, zwiększanie roli ocen zintegrowanych pod kątem ich wpływu na ekosystemy, Rewizja Protokołu z Goeteborga zaplanowana na rok 2011 ma ścisły związek z priorytetami Konwencji. Oznaczają one dla Polski konieczność zwrócenia większej uwagi na ocenę skutków powodowanych zanieczyszczeniami, co wymaga m.in. uszczelnienia systemów monitorowania oraz stosowanie ocen zintegrowanych wpływu na ekosystemy i zdrowie ludzi. Nie jest tajemnicą, że w Polsce monitoring jakości środowiska, jak również podejście do wykonywania ocen zintegrowanych nadal wymagają poprawy. Przy okazji dyskusji o rewizji Protokołu warto przypomnieć wyznaczone dla roku 2010 pułapy emisji zanieczyszczeń dla Polski oraz ich szacunkowe wypełnienie: Zanieczyszczenie Rok 2010 wg dyrektywy NEC (2001/81/WE) Wg oszacowania KOBIZE za 2010 r. SO2 1397 tys. ton 994 NOx 879 tys. ton 827 NMLZO 800 tys. ton 603 Pyły (PM2.5 i PM10) Brak pułapu wymagań Brak danych Zestawienie to informuje, że Polska wywiązała się z zobowiązań obecnie obowiązującego Protokołu ze sporym zapasem. Głównie było to wynikiem przełomu gospodarczego, który spowodował likwidację wielu przestarzałych przedsiębiorstw i sektorów gospodarczych. W przypadku elektroenergetyki zmiany te były efektem Programu Redukcji Emisji SO2 w Energetyce Zawodowej" z 1996 r., wdrożonego z wykorzystaniem instrumentu kontraktów długoterminowych, (tzw. KDT) 3. Dzięki programowi z Jaworzna można było wybudować w elektrowniach szereg instalacji odsiarczania, wymienić wiele palników na niskoemisyjne, zmodernizować elektrofiltry oraz zachęcić kopalnie do produkcji lepszego jakościowo węgla. Cele Konwencji LRTAP wskazują, że rewizja Protokołu powinna także pozwolić na: zwiększenie spójności polityki klimatycznej z polityką ochrony atmosfery, dostosowanie wymagań technologicznych do najnowszej wiedzy i osiągnięć naukowych, czego efektem będzie wzrost ochrony ekosystemów i zdrowia ludzi. W tych uwarunkowaniach niezbędne jest postawienie pytania o potencjalne koszty i korzyści, które ujawnią się po wdrożeniu zrewidowanego Protokołu? Kto i kiedy oraz w jakiej wysokości będzie musiał je ponieść? 3 KDT zostały rozwiązane z dniem 1 stycznia 2008 na mocy ustawy rozwiązującej (Dz.U. nr 130, poz.905, z 2007 r). Z. Parczewski artykuł dla EWiR 2

Wiele wskazuje, że Polska mając wciąż najbardziej węglową strukturę energetyki w Unii Europejskiej będzie musiała zapłacić najwyższą cenę tych ograniczeń. Zgodnie z dotychczasową praktyką i filozofią rozwoju krajowego sektora energetycznego (KSE) powinno się to przełożyć na wielkich producentów energii elektrycznej i ciepła, którzy zapewne wystawią wyższe rachunki za energię konsumentom. W tej sytuacji nieodzownym jest postawienie kluczowego pytania o wizję i filozofię rozwoju polskiej energetyki w perspektywie kolejnych 10-50 lat? Bowiem integracja polityki ochrony klimatu, polityki ekologicznej oraz bezpieczeństwa energetycznego Polski - kraju należącego do Unii Europejskiej wymaga posiadania spójnej wizji rozwoju, którą można będzie zrealizować w oparciu o dopracowane koncepcje (filozofie) wdrożeniowe. Cele rewizji Protokołu z Goeteborga wskazujące na potrzebę integracji działań polityki klimatycznej, środowiskowej i energetycznej potwierdzają ten nurt myślenia i działania Unii Europejskiej. Na tym tle warto się zastanowić czy ośrodki władzy państwowej w Polsce, które muszą podejmować decyzje rozwojowe w perspektywie kilku pokoleń mają do tego wystarczające argumenty? Argumenty pozwalające na podejmowanie merytorycznej, a nie tylko politycznej dyskusji na różnych forach eksperckich oraz decyzyjnych Europy i świata? Za odnośnik porównawczy (swoisty benchmark ) jakości polskich argumentów merytorycznych mogą np. posłużyć wyniki analityczno- badawcze i jakość argumentacji (wiedza) zespołów zajmujących się modelowaniem rozwoju systemów energetycznych i środowiskowych na szczeblu Unii Europejskiej oraz szczeblu Polski. W Unii zajmują się tymi zagadnieniami od wielu lat międzynarodowe zespoły modelowania głównie w IIASA oraz NTUA 4. A w Polsce? W Polsce realizowane są prace doraźne, z doskoku. Najczęściej bez żadnego lub z mikroskopijnym wsparciem organów państwowych. Być może w tym tkwi tajemnica z jednej strony niewielkiej skuteczności negocjacyjnej naszego kraju na forach decyzyjnych, a z drugiej ogromnego zaskoczenia odnośnie powodowanych skutków w gospodarce - w wyniku podjętych zobowiązań? Rację ma zatem minister środowiska pan Andrzej Kraszewski - gdy pyta o skutki wdrożenia głębokich redukcji emisji gazów cieplarnianych? Tylko czy minister środowiska powinien o to pytać, czy bardziej udzielać wiarygodnych odpowiedzi, przyczyniając się do istotnej redukcji ryzyka inwestycyjnego oraz poprawy bezpieczeństwa energetycznego kraju? Zagadnienia poruszone w artykule dotyczą wprawdzie klasycznych emisji atmosferycznych z energetyki (SO2, NOx, pyły), ale mają także wiele wspólnego szczególnie z CO2. Bowiem w przypadku wymuszenia budowy instalacji CCS spaliny będą musiały posiadać czystość znacznie wyższą aniżeli wymagana w najnowszej dyrektywie IED (o emisjach przemysłowych). Warto zatem uważnie śledzić proces negocjacji poświęcony rewizji Protokołu z Goeteborga. 4 IIASA Międzynarodowy Instytut Systemowej Analizy Stosowanej z Laxenburga stosuje modele RAINS i GAINS, zaś NTUA (Narodowy Uniwersytet Techniczny w Atenach- zespół prof. Caprosa) stosuje modele do badań rozwoju gospodarczego i energetycznego, z uwzględnieniem emisji środowiskowych (PRIMES). Opis modelu GAINS można znaleźć np. http://gains.iiasa.ac.at/gains, zaś modelu PRIMES np.: http://www.e3mlab.ntua.gr/manuals/primrefm.pdf Z. Parczewski artykuł dla EWiR 3

2. ZASTOSOWANE PODEJŚCIE ANALITYCZNE Podstawowe ramy podejścia analitycznego wyznaczyły: Publikacja EWIR_(rewizja Goeteborg)-(16-maj_2011)-(unprotected) Raporty IIASA, opublikowane w 2010 r 5, których wyniki obliczeń pułapów emisji stanowią punkt odniesienia do przyszłych, potencjalnych zobowiązań Polski, Scenariusze rozwoju krajowej energetyki obowiązujące w: (1) polityce energetycznej Polski do 2030 roku oraz (2) założenia rozwojowe V Raportu Rządowego dla Konwencji Klimatycznej, Dane z inwentaryzacji emisji zanieczyszczeń do powietrza raporty publikowane przez KASHUE KOBIZE, Zanieczyszczenia szczególnie istotne dla energetyki: SO2, NOx, PM2,5 oraz w pozostałych sektorach także: NMLZO i amoniak (NH3), Autorskie oszacowanie dodatkowych kosztów do poniesienia w energetyce zawodowej, przy spełnieniu pułapów emisji przewidywanych w raportach IIASA. Zbudowano trzy możliwe warianty rozwoju krajowego systemu energetycznego, przy zadanych scenariuszach rozwoju makroekonomicznego, zaczerpniętych albo z polityki energetycznej, albo z ostatnich, najbardziej aktualnych obliczeń modelem PRIMES. Ich charakterystykę prezentuje tabl. 1. Tablica 1. Zastosowane podejście do oceny rewizji Protokołu z Goeteborga Scenariusz/ dokument Polityka energetyczna Polski do 2030r. Ekspertyza autorska Nazwa POL2030 SCEN-1 Cel badania w ekspertyzie Baza i kryterium oceny porównywanych scenariuszy/ wariantów Sprawdzenie spójności danych i wyników Baza oceny to bilanse zużycia paliw oraz poziomy emisji publikowane w POL2030 oraz w V raporcie rządowym do UN FCCC; Raport IIASA - scenariusz P09 #) Ekspertyza autorska BAZOWY- SCEN-2 CLE Ocena fizycznej realności i rodzaju działań redukcyjnych w Polsce w celu osiągnięcia pułapu emisji scenariusza P09 - wariant CLE Wariant CLE wymaga zdrożenia w krajach członkowskich UE całości pakietu przepisów prawa unijnego i krajowego, które mają obowiązywać w 2020 r.- zgodnie z harmonogramem Raport IIASA - scenariusz P09 #) Ekspertyza autorska BAZOWY- SCEN-3 TSAP Ocena fizycznej realności i rodzaju działań redukcyjnych w Polsce w celu osiągnięcia pułapu emisji scenariusza P09 - wariant TSAP Wariant TSAP oznacza sprawdzenie wymaganych pułapów emisji zanieczyszczeń w 2020 r, które zapewnią uzyskanie poprawy mierników jakości środowiska i zdrowia ludzi- przyjętych w strategii tematycznej (TSAP) 6 Kryterium oceny: zgodność zużycia paliw i emisji zanieczyszczeń Kryterium oceny: zgodność pułapów emisji zanieczyszczeń Kryterium oceny: zgodność pułapów emisji zanieczyszczeń #) Scenariusz P09- wyniki modelu PRIMES z grudnia 2009, uwzględniające kryzys finansowy Źródło: Ekspertyza dla IOŚ, styczeń 2011 5 (a) NEC Scenario Analysis Report: Baseline Emission Projections and Further Cost-effective Reductions of Air Pollution Impacts in Europe a 2010 Perspective, IIASA, 27 August 2010; (b) EMEP: Scope for further environmental improvements in 2020 beyond the baseline projections, IIASA, CIAM Report 1/2010. 6 Dyrektywa 2008/50/WE program CAFE, strategia TSAP (Thematic Strategy on Air Pollution) Z. Parczewski artykuł dla EWiR 4

Podkreślić trzeba, że zastosowane analizy i oceny nie odnoszą się bezpośrednio do wymagań nowej dyrektywy o emisjach przemysłowych (IED- 2010/75/UE), chociaż IED ma związek z inicjatywą dotyczącą rewizji protokołu z Goeteborga 7. 3. POTENCJALNE UWARUNKOWANIA ROZWOJU DO 2020 Potencjalne uwarunkowania rozwoju Polski oraz innych krajów UE 27 kreują scenariusze makroekonomiczne opracowane w oparciu o jednolitą metodykę badawczą i unijny model rozwoju systemu energetycznego model PRIMES, współpracujący z modelami RAINS i GAINS, służącymi do badania ocen wpływu na środowisko. Efektem obliczeń modelowych są wariantowe prognozy rozwoju gospodarczego Polski i innych krajów Europy oraz przewidywany popyt na paliwa i energię. Popyt na energię wymaga odpowiedniej wiązki technologii wytwórczych, które muszą spełniać coraz ostrzejsze wymagania emisyjne, skutkujące z jednej strony redukcją emisji zanieczyszczeń, a z drugiej wzrostem kosztów dostawy elektryczności i ciepła. W tym łańcuchu rozwojowym przedmiot negocjacji Protokołu z Goeteborga stanowią dozwolone pułapy emisji zanieczyszczeń, które mają zapewnić wypełnienie celów poprawy jakości zdrowia ludzi i zmniejszenie presji na ekosystemy w Europie. W artykule uwarunkowania rozwojowe rozważa się w kontekście potencjalnych skutków powodowanych dla dużych źródeł wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. 3.1. PROJEKCJE MAKROEKONOMICZNE Z pewnym uproszczeniem można stwierdzić, że w scenariuszach rozwojowych IIASA zasadnicze znaczenie w budowie prognoz (projekcji) makroekonomicznych miały: Prognoza demograficzna dostępność i jakość siły roboczej (w tym migracje ludnościowe) - popyt na energię i inne dobra generowany przez gospodarstwa domowe Prognozy aktywności sektorów gospodarczych - głównie przemysłowych i usługowych oraz rolnictwa, kreujące zmiany struktury tworzenia dochodu Wskaźniki poprawy efektywności w gospodarowaniu energią w sferze wytwarzania i sferze konsumpcji (gospodarstwa domowe, sektor publiczny) Zakładane projekcje PKB oraz PKB/mieszkańca - dla każdego z krajów Europy. Założenia przyjmowane w scenariuszach rozwoju są weryfikowane w kolejnych cyklach obliczeń modelowych, w tym z wykorzystaniem modelu równowagi ogólnej. Celem jest uzyskanie spójnych wewnętrznie wyników obliczeń rozwoju makroekonomicznego, dążących do uzyskania ścieżek zbilansowanego rozwoju sektorów gospodarki narodowej. Podstawowe założenia wykorzystane w modelu PRIMES zestawiono w tabl. 2. Przytoczono w niej dane dla Polski oraz- porównawczo - dane całej EU 27. Z danych w tabl. 2 wynika, że projekcje demograficzne są nadal dość niekorzystne dla Polski, w przeciwieństwie do łącznej projekcji demograficznej państw UE 27. Natomiast przewiduje się oczekiwany, znaczący bo 7 Sytuacja ta jest bardzo podobna do negocjacji I Protokołu z Goeteborga, w trakcie których doszło do uzgodnień (w EU 15) o wdrożeniu dyrektywy LCP (2001/80/WE) oraz dyrektywy NEC (2001/81/WE). Z. Parczewski artykuł dla EWiR 5

ok. 2-krotny wzrost zamożności społeczeństwa polskiego, przy o ponad połowę niższym wzroście w państwach bardziej rozwiniętych (tzw. EU 15). Tablica 2. Projekcje założeń przyjętych do obliczeń w modelu PRIMES (ceny w 2005r) Kraj Populacja (wg Eurostat, 2008) GDP, mld GDP/cap, /person 2000 2020 Zmiana 2000 2020 Zmiana 2000 2020 Zmiana Polska 38,7 38,0-2% 210,0 406,1 93% 5433 10698 97% EU 27 481,1 513,8 7% 10107,0 14163,0 40% 21010 27563 31% Źródło: NEC raport nr 7 IIASA Eksperci IIASA wskazują, że ścieżka tempa wzrostu GDP w całej EU 27 będzie obniżona (równolegle) z uwagi na kryzys finansowy z lat 2008 i 2009. Dla przykładu GDP w 2020 r przewiduje się, że będzie o ok. 8% niższe niż to przewidywano przed kryzysem. Ale tempo wzrostu po okresie kryzysowym pozostanie na poprzednio zakładanej ścieżce i oczekuje się, że wyniesie: 2,2%/a w latach 2016-2020, 1,8%/a w 2020-2025 oraz 1,65%/a po 2025 2030. Podkreślono, jako dość oczywiste założenie, iż tempo wzrostu będzie ok. 2- krotnie wyższe w NMS 10 (nowe kraje, w tym Polska) niż w EU 15 ( stara 15-tka). Na tle powyższych założeń makroekonomicznych autor usiłował przeprowadzić porównanie skali i tempa rozwoju PKB przyjęte w polityce energetycznej. Jednak sposób opisu przyjętych założeń rozwojowych w dokumencie POL2030 dość skutecznie to uniemożliwia. Oznaczać to może, że politykę energetyczną opracowano w znacznym stopniu niezależnie od założonego tempa rozwoju makroekonomicznego kraju. 3.2. PROGNOZY ENERGETYCZNE I EMISYJNE Do wyznaczenia projekcji popytu na paliwa i energię wykorzystano założenia makroekonomiczne zestawione w tabl. 2 oraz modelowe scenariusze przyszłego popytu na energię dla krajów EU 27. Były to: Scenariusz 1 z grudnia 2009, oznaczony - P09 Scenariusz 2 z wiosny 2010 r, oznaczony - P10. W obu scenariuszach uwzględniono wpływ kryzysu finansowego lat 2008 i 2009 na projekcje rozwojowe. Scenariusz P09 obejmuje cele Pakietu klimatycznego, za wyjątkiem pełnej realizacji celu dotyczącego OZE. Scenariusz P10 uwzględnia założenia P09 oraz pełną realizację celów OZE. W raportach IIASA podkreśla się istotne znaczenie dla obliczeń energetycznych założeń dotyczących wdrożenia instrumentów prawnych polityki klimatycznej i w zakresie odnawialnych źródeł energii (OZE). Wyniki prognozy energetycznej modelem PRIMES dla Polski oraz wyniki prognozy rządowej polityki energetycznej zestawiono w tabl. 3. W tabl. 3 podano także wartości zapotrzebowania na nośniki energii pierwotnej wyznaczone dla roku 2020 w dokumencie polityka energetyczna Polski do 2030 r. (POL2030). W ostatniej kolumnie zestawiono różnice w zapotrzebowaniu scenariusza POL2030 oraz scenariusza P10. Wartości ujemne różnic wskazują, że w scenariuszu POL2030 przewiduje się dość sporo mniejsze zapotrzebowanie na paliwa węglowe (węgiel kamienny i brunatny razem) oraz paliwa ciekłe. Łączny spadek zapotrzebowania na nośniki energii pierwotnej w Z. Parczewski artykuł dla EWiR 6

scenariuszu POL2030 sięga ok. 8%, w porównaniu ze scenariuszami IIASA, a przewidywana redukcja emisji CO2 aż ok. 15,5%, co jest wynikiem projekcji zmiany struktury paliwowej założonej w scenariuszu POL2030, w tym udziału paliwa jądrowego. Udział paliwa jądrowego w bilansie energii wydaje się w roku 2020 coraz mniej realny, m.in. ze względu na sygnalizowane opóźnienia w działaniach administracji rządowej, dotyczące przygotowania bardzo złożonej infrastruktury legislacyjnej i instytucjonalnej. Tablica 3. Wyniki scenariuszowych prognoz zapotrzebowania na energię dla Polski w roku 2020, wg obliczeń modelem PRIMES oraz wg polityki energetycznej, w PJ Scenariusze modelu PRIMES (wg raportu nr 7 NEC) #) Scenariusz polityki energetycznej Wyszczególnienie Dane 2000 P09 P10 POL2030 różnica 1 2 3 4 5 6= 5-4 Węgiel (Kam + Br) 2281 2242 2053 1841-211,6 Biomasa i odpady 170 277 430 432 2,4 HFO (ciężki olej opałowy) 207 236 211 ON (diesel) 285 670 654 1147-200,0 Benzyny i LPG 354 483 482 Gaz ziemny 522 690 647 607-40,0 Paliwo jądrowe 0 118 118 105-13,4 Pozostałe OZE 8 23 39 124 85,3 Saldo elektryczności [ import eksport ] -23-19 -19 0 19,0 RAZEM (paliwa i energia) 3803 4719 4615 4257-358,3 Emisje CO2 - M t CO2 355,8 332,1 280,3-51,8 - zmiana emisji w Emisja w 1990 r porównaniu do 1990 r 368,7 Mt CO2-3% -10% -24% #) wyniki obliczeń prezentowane w NEC raport nr 7, wykonanym przez IIASA w 2010 r. Rozbieżności w popycie na paliwa i energię w scenariuszach IIASA i w polityce energetycznej Polski mają swe zasadnicze źródło w różnej ocenie poprawy efektywności energetycznej. W dokumencie POL2030 przyjęto bardzo ambitne wartości poprawy wskaźników energochłonności, które mają być ok. 2-krotnie bardziej wydajne w roku 2020, w porównaniu do roku 2006. Emisje zanieczyszczeń W obliczeniach prognozy pułapów emisji zanieczyszczeń dla roku 2020 założono, że zostaną uwzględnione wszystkie regulacje środowiskowe prawa unijnego, które mają zostać wdrożone przed rokiem 2020. Jedyne odstępstwo przyjęto w przypadku regulacji prawnych, których oddziaływanie na przyszłe poziomy aktywności jest niemożliwe obecnie do oszacowania. Dotyczy to m.in. zgodności ze standardami jakości powietrza dla PM, NO 2 i ozonu (O 3 ) ustalonymi w dyrektywie Jakości Powietrza Atmosferycznego (2008/50/WE, tzw. dyrektywa CAFE), co może wymagać m.in. ograniczeń ruchu na obszarach miejskich, a zatem wymagałoby modyfikacji założeń dotyczących przewozów, w stosunku do przyjętych w projekcjach scenariuszy BAZOWYCH. Z. Parczewski artykuł dla EWiR 7

W tabl. 4 zestawiono obliczenia emisji zanieczyszczeń powietrza scenariuszy IIASA oraz z polityki energetycznej Polski w roku 2020. Dane te wskazują na znacząco niższe wartości w roku 2020, w porównaniu z pułapem wymaganym dyrektywą NEC dla roku 2010. Tablica 4. Wyniki prognozy emisji krajowych zanieczyszczeń powietrza dla Polski w roku 2020 wg scenariuszy IIASA oraz dokumentu POL2030, w [tys. ton] Zanieczyszczenie Dane 2000 Pułap emisji z dyrektywy NEC-2010 Obliczenia scenariuszowe 2020 r. P09 (częściowy OZE) P10 (pełny OZE) Dokument POL2030 SO2 1490 1397 468 440 478 NOx 793 879 429 419 652 PM2,5 136 --- 105 108 197 #)8 #) dane obejmują emisję całkowitą pyłów (szersze objaśnienie w przypisie) Źródło: NEC raport nr 7 IIASA 3.3. NEGOCJOWANE WARIANTY I PUŁAPY EMISJI W PROTOKOLE W raportach IIASA rozważono kilka wariantów podejścia do osiągnięcia celów dozwolonych emisji zanieczyszczeń w ramach analizowanych scenariuszy BAZOWYCH: 1. CLE pełna implementacja przepisów prawa unijnego i krajowego (omówiona w poprzednim podrozdziale), w celu określenia projekcji pułapów emisji zanieczyszczeń jeśli zostaną w pełni wdrożone regulacje środowiskowe dyrektywy UE, 2. TSAP wyznaczony przy założeniu spełnienia pośrednich celów jakości środowiska w roku 2020, jako kluczowego elementu Strategii Tematycznej instrumentu programu CAFE, w celu określenia maksymalnie dozwolonych pułapów emisji, bez naruszenia pośrednich celów jakościowych strategii TSAP, 3. MRR wariant maksymalnie możliwej technicznie redukcji emisji atmosferycznych, bez uwzględnienia zmian struktury wytwarzania energii oraz zmian struktury makroekonomicznej (zamykanie pewnych gałęzi produkcyjnych i tworzenie nowych). Na rys. 1 przedstawiono wyniki wariantowych obliczeń IIASA, wskazujące na oczekiwane redukcje emisji zanieczyszczeń powietrza dla całej Polski w roku 2020. Wyniki te stanowią jeden z elementów aktualnie prowadzonych negocjacji Protokołu. 8 Oszacowanie emisji pyłów zawieszonych (PM2,5), wg uśrednionej proporcji udziału pyłu PM2,5 w pyle TSP ogółem ~30% (dane z inwentaryzacji KASHUE- KOBIZE). Uwzględnienie tego udziału w emisji TSP ze scenariusza POL2030 oznacza, że emisja tylko PM2,5 byłaby w roku 2020 równa ok. 60 tys. t, a zatem znacznie poniżej wartości określonych przez IIASA dla scenariusza BAZOWEGO. Znając charakterystyki emisji krajowych źródeł spalania wydaje się, że wartości emisji pyłów w POL2030 są mocno niepewne, których błąd oszacowania może wynosić 100% lub nawet więcej. Z. Parczewski artykuł dla EWiR 8

0% 10% 20% 30% 40% 23% 27% 50% 60% 70% 80% 90% 69% 46% 48% 49% 55% 75% 80% SO2 NOx PM2,5 wariant CLE wariant TSAP wariant MRR Rys. 1. Obliczone przez IIASA stopnie redukcji emisji dla Polski w 2020 r, w porównaniu do emisji z roku 2000 (warianty scenariusza BAZOWEGO) Prezentowane na rys. 1 warianty redukcji informują o nadal istniejącej skali technicznie możliwej redukcji emisji SO2, NOx i pyłów odpowiadającej postępowi technologicznemu pierwszej dekady XXI wieku. Ujemne wartości słupków wskazują, że redukcja emisji SO2, NOx i pyłów może być bardzo znacząca. Wydaje się, że gdyby nie wymagania polityki klimatycznej UE w zakresie redukcji emisji CO2 to elektrownie węglowe, które spełnią wymagania każdego z analizowanych wariantów, mogłyby zasługiwać na miano czystych technologii wytwarzania. 4. OCENA MOŻLIWOŚCI I KOSZTÓW OGRANICZENIA EMISJI W ELEKTROENERGETYCE Emisje zanieczyszczeń z procesów energetycznych są bardzo silnie zależne od przewidywanego wolumenu zapotrzebowania na paliwa i energię oraz ich przyszłej struktury nośnikowej. Przykładowo więcej węgla w bilansie to większe emisje zanieczyszczeń, których ograniczenie wymagać będzie poniesienia znacznie wyższych kwot nakładów na instalacje ochronne. Można stwierdzić, że po wdrożeniu unijnego pakietu klimatyczno- energetycznego prognozowanie przyszłej struktury energetycznej kraju znacznie się skomplikowało, głównie z uwagi na wzrost ryzyka nowych inwestycji w elektrownie i EC - szczególnie węglowe. Aktualnie obowiązująca, rządowa polityka energetyczna Polski do 2030 r. (POL2030) ryzyka tego nie zmniejsza w żaden sposób. Po prostu go ignoruje. I to zarówno w warstwie ilościowej (jednowariantowa prognoza rozwoju), jak też jakościowej nie proponując systemowych mechanizmów zarządzania ryzykiem inwestycyjnym. Ryzykiem tworzonym nie tylko polityką klimatyczno- energetyczną UE, ale w równym stopniu polityką w zakresie stanowienia nadmiernie szczegółowego i często niejasnego prawa krajowego oraz mało elastycznej (zachowawczej) polityki regulacyjnej (URE). Zaprezentowane w niniejszym rozdziale wyniki obliczeń odpowiadają sytuacji w której powinniśmy wpierw wiedzieć jakiego rodzaju przedsięwzięcia technologiczne można zastosować w celu uzyskania wymaganej redukcji emisji krajowej danego zanieczyszczenia. Następnie jak znacząca może być skala redukcji po zastosowaniu pakietu przedsięwzięć redukcyjnych oraz ile może szacunkowo kosztować zrealizowanie analizowanego pakietu Z. Parczewski artykuł dla EWiR 9

przedsięwzięć? Są to pytania podstawowe, na które można udzielić wielu różnych odpowiedzi zależnie od przyjętego zestawu założeń: technologicznych i ekonomicznokosztowych. Te zaś bez wątpienia będą pochodną przyjętej, strategicznej koncepcji (filozofii) rozwoju krajowego sektora energetycznego. 4.1. ZAŁOŻENIA WSTĘPNE W celu określenia projekcji emisji zanieczyszczeń SO2, NOx i PM2,5 (pył zawieszony) przewidywanej dla roku 2020 przeanalizowano trzy scenariusze rozwoju. Były to: scenariusz SCEN-1 - ekspercka weryfikacja spójności projekcji paliw i emisji zestawionych w dokumencie POL2030. Założono, że poziom zmian technologicznych lub substytucji paliw będzie miał umiarkowaną skalę, tak aby możliwe było osiągnięcie zbliżonych pułapów emisji SO2, NOx do tych z dokumentu POL2030. W przypadku frakcji pyłów PM2,5, których projekcje nie występują w POL2030 opracowano własny algorytm prognozy, scenariusz SCEN-2 - zakłada osiągnięcie poziomów emisji zanieczyszczeń zbliżonych do wartości projekcji opublikowanych przez IIASA dla scenariusza BAZOWEGO wariant CLE. Wyniki tego scenariusza wskazały na konieczność głębszych zmian technologicznych i strukturalnych w sektorach energii, scenariusz SCEN-3 umożliwia oszacowanie niezbędnej skali redukcji emisji w poszczególnych sektorach, poprzez rozpatrzenie przedsięwzięć dających hipotetyczną szansę na uzyskanie pułapów emisji zbliżonych do prezentowanych przez IIASA w scenariuszach BAZOWYCH wariantu TSAP. Prezentowane analizy wykonano korzystając z następujących, głównych źródeł danych: Inwentaryzacja emisji do powietrza SO2, NOx i pyłów (PM2,5) w Polsce za rok 2008. Instytut Ochrony Środowiska; KASHUE-KOBIZE, 2010. Projekcje aktywności (skala produkcji) sektorów istotnych z punktu widzenia emisji zanieczyszczeń dla roku 2020 opracowano głównie w oparciu o dane z V Raportu Rządowego dla Konferencji Stron Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, Instytut Ochrony Środowiska, Warszawa, 2010. W przypadku sektorów, w których zasadnicze znaczenie ma aktywność polegająca na produkcji paliw oraz energii elektrycznej i ciepła ich wartości przyjęto wprost z dokumentu Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku. 4.2. PROJEKCJE EMISJI SO2 4.2.1. PODSTAWOWE ZAŁOŻENIA SCENARIUSZOWE Scenariusz SCEN-1, - założono zwiększenie stopnia wyposażenia elektrowni i elektrociepłowni zawodowych w instalacje odsiarczania na poziomie pozwalającym na osiągnięcie w tej grupie obiektów emisji SO2 zgodnych z założeniami POL2030 (193,4 Gg SO2). Ten pułap emisji, w roku 2020, osiągnięto zakładając wyposażenie w instalacje mokrego odsiarczania spalin ok. 70% mocy bloków elektrowni zasilanych węglem brunatnym i kamiennym, które w roku 2008 jeszcze ich nie posiadały. Wymagana sprawność instalacji DESOX nie mniejsza od ~95%. Konieczne było także założenie o dobudowie około Z. Parczewski artykuł dla EWiR 10

40% DESOX w największych blokach elektrociepłowni (EC). Oszacowania te należy traktować jako wstępne i przybliżone, tym bardziej, że udział bloków na węglu brunatnym, doposażonych w DESOX musiałby się zwiększyć, jeśli nie zostanie uruchomiona w roku 2020 elektrownia jądrowa (zgodnie z POL2030 ma już produkować elektryczność). W obliczeniach założono także poprawę jakości węgla kamiennego w grupie ciepłowni zawodowych, co znajduje dodatkowo uzasadnienie w prognozach emisji dla tej grupy obiektów w POL2030, w której widoczny jest znaczny spadek emisji SO2 w tej grupie, przy relatywnie niewielkim zmniejszeniu emisji NOx. Efekt ten wskazuje na przyjętą w POL2030 poprawę jakości węgla dla tej grupy ciepłowni 9. W sektorach komunalno-bytowym oraz przemyśle przetwórczym, w scenariuszu redukcji założono poprawę jakości węgla wykorzystywanego w procesach spalania, w tym zaw. siarki do ok. 0,6%. Ponadto założono, że około 30% zużycia węgla kamiennego w mieszkalnictwie zostanie zastąpione zużyciem gazu ziemnego (z uwzględnieniem wyższej sprawności przemiany gazu ziemnego). Scenariusz SCEN-2, - redukcje emisji SO2 względem scenariusza SCEN-1 związane są głównie z głębszą substytucją paliw węglowych gazem ziemnym w sektorze komunalnobytowym (redukcja o 60% zużycia węgla kamiennego w stosunku do roku 2008) oraz w przemyśle (procesy spalania z kontaktem i bez kontaktu). W znacznej mierze redukcje emisji SO2 są wymuszone koniecznością ograniczenia emisji NOx. Nie przewiduje się dodatkowego (ponad SCEN-1) wyposażania elektrowni i elektrociepłowni zawodowych w instalacje DESOX,. Scenariusz SCEN-3, - wymaga znaczącego zwiększenia wyposażenia obiektów elektroenergetyki zawodowej w instalacje ochronne w stosunku do scenariusza SCEN-2. Około 95% bloków na węglu brunatnym oraz 85% bloków elektrowni na węglu kamiennym nieposiadających jeszcze instalacji DESOX w roku 2008, powinno je zainstalować przed 2020 rokiem. Sprawność odsiarczania tych instalacji musi być co najmniej równa 95%. W każdym ze scenariuszy (SCEN-1, SCEN-2 i SCEN-3) największe elektrociepłownie zawodowe powinny zostać wyposażone w instalacje DESOX w ok. 40% mocy bloków. Jednak najbardziej radykalne zmiany dotyczą wymaganej substytucji paliwowej węgla przez gaz ziemny lub alternatywnie przez lekki olej opałowy, które będą konieczne w przypadku realizacji strategii TSAP (scenariusz SCEN-3). I tak w ciepłowniach zawodowych konieczne było założenie o zmniejszeniu o ~40% wykorzystania węgla kamiennego na rzecz gazu ziemnego, w stosunku do zużycia w roku 2008 oraz poprawę jakości węgla w pozostałych ciepłowniach. W sektorze komunalno-bytowym konieczne było ograniczenie wykorzystania węgla kamiennego do ok. 25% zużycia z roku 2008, poprzez zastąpienie go paliwami gazowymi. Natomiast w przemyśle użytkowanie węgla kamiennego w procesach spalania powinno zmniejszyć się o ok. 60%- na korzyść paliw gazowych. 9 W dokumencie POL2030 brak informacji czy węgiel o tak dobrych własnościach będzie dostępny na rynku krajowym oraz jakie będą tego dodatkowe koszty, bo korzyści środowiskowe będą wyraźne. Z. Parczewski artykuł dla EWiR 11

4.2.2. EMISJE SO2 - WYNIKI OBLICZEŃ Obecna i przewidywana struktura emisji SO2 w Polsce wskazuje, że głównie ich źródłem są procesy spalania w sektorach: energetyki zawodowej, ciepłownictwa komunalnego i mieszkalnictwa oraz przemysłu. Emisje SO2 dla roku bazowego (2008) oraz dla roku 2020 przedstawia tabl. 5. Tablica 5 Emisje SO2 w roku 2008 oraz projekcje emisji dla roku 2020 w analizowanych scenariuszach KASHUE- KOBIZE POL 2030 BAZOWY- CLE BAZOWY- TSAP SCEN-1 SCEN-2 SCEN-3 Wyszczególnienie 2008 2020 2020 2020 Gg Gg Gg Gg Kraj 998,6 477,8 526,9 468 456,0 372 370,5 01. Procesy spalania w sektorze produkcji i transformacji energii 572,5 267,5 253,6 213,2 0101 Elektrownie i elektrociepłownie zawodowe 448,5 193,4 193,3 187,1 151,9 0102 Ciepłownie 93,7 24,4 43,8 36,1 30,9 02. Procesy spalania w sektorze komunalnym i mieszkaniowym 238,8 143,4 97,8 66,6 0201 Ciepłownie sektora usług 21,9 11,6 6,6 3,3 0202 Mieszkalnictwo 184,1 99,0 58,3 31,2 03. Procesy spalania w przemyśle 180,8 109,5 98,3 84,4 0301 Spalanie w kotłach, turbinach gazowych i silnikach 49,5 30,7 25,4 21,4 0302-03 Procesy spalania bez kontaktu i z kontaktem 111,8 59,3 53,3 43,4 0303 Procesy (spalania) z kontaktem 19,6 19,6 19,6 19,6 04. Procesy produkcyjne 4,6 4,6 4,6 4,6 Źródło: Inwentaryzacja emisji KASHUE-KOBIZE, Raport IIASA, POL2030 oraz obliczenia własne autorów Ekspertyzy dla IOŚ Wykonane obliczenia wskazały, że w scenariuszu SCEN-1 nie udało się osiągnąć wolumenu i struktury emisji zgodnej z wartościami prognozowanymi w dokumencie POL2030. Dużą zgodność emisji SO2 uzyskano jedynie dla sektora elektroenergetyki zawodowej, w którym nadal występuje znaczny potencjał głębszej redukcji emisji SO2 nawet przy dość umiarkowanej substytucji węgla gazem, paliwem jądrowym czy OZE. W dokumencie POL2030 brak danych o emisjach na poziomie poszczególnych sektorów (prócz elektroenergetyki), dlatego osiągnięcie wyliczonego w nim pułapu emisji SO2 wymaga dalszego zmniejszenia emisji w sektorach: komunalno bytowym i w przemyśle, albo dalszej redukcji emisji w elektroenergetyce. W innym przypadku, w scenariuszu SCEN-1 nie uda się uzyskać pułapu emisji krajowej SO2 wykazanego w dokumencie POL2030. Emisje scenariusza SCEN-2 są porównywane z emisjami scenariusza BAZOWY-CLE. W scenariuszu SCEN-2 uzyskano wielkości emisji SO2 niższe od prognozowanych w BAZOWY-CLE o ok. 12 Gg. Redukcje emisji SO2 osiągnięto głównie dzięki zwiększeniu substytucji węgla kamiennego gazem ziemnym w sektorze komunalno bytowym. Z. Parczewski artykuł dla EWiR 12

Ograniczanie wykorzystania paliw stałych w sektorze komunalno-bytowym pozwala przy okazji na znaczną, dodatkową redukcję emisji NOx. W tym scenariuszu nie zakładano zwiększania stopnia wyposażenia elektrowni i elektrociepłowni zawodowych w instalacje DESOX, w porównaniu ze scenariuszem SCEN-1. W scenariuszu SCEN-3 uzyskano emisje SO2 zbliżone do pułapu wyznaczonego w raportach IIASA dla scenariusza BAZOWY-TSAP. Znaczne redukcje emisji osiągnięto głównie w sektorach: elektroenergetyki poprzez zwiększenie wyposażenia bloków w instalacje odsiarczania oraz w sektorze komunalnym i w przemyśle poprzez substytucję paliw węglowych gazem ziemnym. Przyjęte poziomy redukcji emisji SO2 właściwie wyczerpały potencjał redukcyjny w elektroenergetyce, natomiast pozostają jeszcze możliwości ograniczenia wielkości emisji w ciepłownictwie (np. poprzez wyposażenie największych ciepłowni w instalacje odsiarczania). Oczywiście możliwa jest sytuacja odwrotna, w której ciepłownie o mocy bloków > 200 MWth zostaną - na mocy nowej dyrektywy IED - zmuszone do budowy instalacji DESOX, to wówczas możliwy będzie istotnie mniejszy zakres substytucji węgla gazem ziemnym w sektorach mieszkaniowym, usługowym oraz przemysłowym. Na rys. 2 przedstawiono projekcje emisji SO2 w kraju razem i w analizowanych sektorach. Rys. 2. Emisje SO2 w roku 2008 i prognozy dla roku 2020 wg różnych scenariuszy, w [Gg]. 4.3. PROJEKCJE EMISJI NOX 4.3.1. PODSTAWOWE ZAŁOŻENIA SCENARIUSZOWE Projekcje emisji NOx, podobnie jak w przypadku emisji SO2, przeprowadzono dla trzech scenariuszy SCEN-1, SCEN-2 i SCEN-3, krótko scharakteryzowanych w rozdziale 4.1. Różnią się one głównie stopniem wyposażenia dużych źródeł spalania w instalacje odsiarczania jak i instalacje odazotowania oraz skalą substytucji paliw w sektorze komunalno-bytowym i w przemyśle. Założenia dotyczące projekcji zużycia paliw w Z. Parczewski artykuł dla EWiR 13

energetyce (w roku 2020) oraz skala substytucji paliw węglowych gazowymi, są identyczne do opisanych w rozdziale poświęconym emisji SO2. W scenariuszu SCEN-1 założono, że około 55% bloków elektrowni systemowych będzie wyposażonych w instalacje odazotowania metodą SCR o sprawności odazotowania ~85%. W scenariuszu SCEN-2 założono wyposażenie 95% bloków elektrowni systemowych oraz 80% bloków elektrociepłowni zawodowych w instalacje SCR. W scenariuszu SCEN-3 przyjęto (z konieczności) wyższą sprawność instalacji SCR (90%) 10 w elektrowniach zawodowych. Ponadto zwiększono do 90% udział największych bloków elektrociepłowni zawodowych wyposażonych w instalacje SCR. Przyjęto, że pozostałe (mniejsze) elektrociepłownie zostaną wyposażone w instalacje SCR w 80%. To bardzo mocne założenia odnośnie osiągnięcia sprawności instalacji odazotowania, w zasadzie możliwe do spełnienia w nowobudowanych blokach. W ciepłowniach zawodowych założono wyposażenie 60% obiektów węglowych w instalacje - SCR/SNCR o sprawności odazotowania 60-70%. Redukcja emisji NOx w tym podsektorze dodatkowo wiąże się z substytucją paliw węglowych gazowymi, choć działania te podejmowane są głównie z uwagi na emisje SO2 i pyłów. Tym niemniej zamiana paliw ma pozytywny wpływ na poziom emisji NOx z tej grupy obiektów. Ponadto dla spełnienia wymaganych pułapów krajowej emisji NOx jak to wynika ze scenariuszy IIASA, konieczne było przyjęcie szeregu wymagających założeń dotyczących całego sektora transportu, których w artykule się nie omawia odsyłając zainteresowanego czytelnika do tekstu Ekspertyzy dla IOŚ (zob. przypis nr 1). 4.3.2. EMISJE NOX WYNIKI OBLICZEŃ W tabl. 6 przedstawiono emisje NOx dla roku 2008 oraz projekcje dla roku 2020 dla każdego z przeanalizowanych scenariuszy. Przy założonych poziomach wyposażenia obiektów energetyki zawodowej w instalacje SCR, jak też przy założonych wysokich sprawnościach odazotowania, udało się uzyskać w scenariuszu SCEN-1, w energetyce zawodowej, poziom emisji w przybliżeniu zgodny z przewidywaniami dokumentu POL2030 dla roku 2020. Jednakże osiągnięty pułap emisji NOx w kraju przekracza emisję NOx prognozowaną w polityce energetycznej o 11,2 Gg, czyli o około 1,7% (w 2020 r). Osiągnięcie emisji NOx na poziomie ok. 651 Gg (pułap w POL2030) możliwe byłoby poprzez zwiększenie liczby bloków elektrowni systemowych wyposażonych w instalacje SCR (w scenariuszu SCEN-1 założono wyposażenie w instalacje SCR na poziomie 50% bloków elektrowni systemowych), lub np. zwiększenie poziomu substytucji paliw węglowych gazem ziemnym w sektorze komunalno-bytowym. Działania takie spowodowałyby jednak wystąpienie niezgodności w bilansie paliw tych dwu scenariuszy POL2030 i SCEN-1. 10 W literaturze przedmiotu można spotkać informacje o technologiach SCR z 90% sprawnością, ale są one przyjmowane tylko w nowo budowanych blokach (najnowsze prace EGTEI, czy ENTEC) Z. Parczewski artykuł dla EWiR 14

Tablica 6. Emisje NOx w roku 2008 oraz projekcje emisji dla roku 2020 w analizowanych scenariuszach KASHUE- KOBIZE POL2030 SCEN-1 BAZOWY- CLE SCEN-2 BAZOWY- TSAP 2008 2020 2020 2020 Gg Gg Gg Gg SCEN-3 Kraj 831,2 651,6 662,8 429,0 528,9 413,0 413,4 01. Procesy spalania w sektorze produkcji i transformacji energii 274,0 0,0 168,3 58,5 47,5 0101 Elektrownie i elektrociepłownie zawodowe 226,1 124,8 124,9 40,2 31,2 0102 Ciepłownie 34,7 26,8 30,2 5,1 3,1 02. Procesy spalania w sektorze komunalnym i mieszkaniowym 85,5 83,1 75,7 70,7 0201 Ciepłownie sektora usług 16,0 15,7 14,9 14,4 0202 Mieszkalnictwo 61,0 59,0 52,3 47,8 03. Procesy spalania w przemyśle 100,2 94,7 78,1 75,2 0301 Spalanie w kotłach, turbinach gazowych i silnikach 11,2 11,2 7,6 6,6 04. Procesy produkcyjne 18,9 18,9 18,9 18,9 07. Transport drogowy 256,2 229,7 229,7 147,1 08. Inne pojazdy i urządzenia 94,2 66,0 66,0 51,8 Źródło: Inwentaryzacja emisji za rok 2008, KASHUE-KOBIZE, Raport nr 7: NEC IIASA oraz POL2030 i obliczenia własne autorów. Pułap emisji NOx prezentowany w scenariuszu SCEN-2 został osiągnięty przez szerokie zastosowanie instalacji SCR w elektroenergetyce, w stopniu wyczerpującym potencjał redukcyjny tego sektora. Pomimo tego uzyskany krajowy poziom emisji NOx znacznie przekracza pułap wytyczany przez scenariusz BAZOWY-CLE, a jego osiągnięcie wymaga dodatkowej redukcji krajowej emisji NOx o około 20%. Ta brakująca redukcja krajowej emisji NOx może i powinna być uzyskana głównie w transporcie oraz, w mniejszym stopniu w energetyce przemysłowej. Jeszcze głębszego stopnia redukcji emisji NOx wymagał scenariusz SCEN-3, którego pułap krajowy powinien być zgodny ze scenariuszem BAZOWY-TSAP. Było to możliwe dzięki założeniu znacznej redukcji emisji NOx w sektorze Transport drogowy, dalszej redukcji w sektorze Inne pojazdy i urządzenia oraz praktycznie całkowitego wykorzystania potencjału redukcji w elektroenergetyce - przy założeniu wysokiej sprawności instalacji SCR w elektrowniach ~90%. To bardzo ostre wymagania redukcyjne, które będzie trudno wypełnić nie tylko ze względów ekonomiczno- finansowych, ale także sprawności redukcyjnej instalacji DENOx. Na rys. 3 przedstawiono projekcje emisji NOx dla kraju oraz w przeanalizowanych sektorach. Z. Parczewski artykuł dla EWiR 15

Rys. 3. Emisje NOx w roku 2008 i prognozy dla roku 2020 wg różnych scenariuszy, w [Gg]. 4.4. PROJEKCJE EMISJI PM2,5 4.4.1. PODSTAWOWE ZAŁOŻENIA SCENARIUSZOWE Projekcje emisji drobnych pyłów PM2,5 w scenariuszach: SCEN-1, SCEN-2 i SCEN-3 oszacowano w oparciu o bazowe wskaźniki emisji PM2,5, zaczerpnięte z raportów inwentaryzacji emisji KASHUE-KOBIZE oraz projekcji zużycia paliw w poszczególnych sektorach właściwe dla danego scenariusza (omówiono je w scenariuszach poświęconych SO2 i NOx). Nie rozpatrywano aktywnych działań redukcyjnych nastawionych na ograniczenie emisji PM2,5 - innych niż substytucja paliw wysokoemisyjnych paliwami o niskiej emisyjności. Wiąże się to głównie z zastępowaniem paliw stałych (węgli), paliwami gazowymi. Dodatkowym, ale bardzo istotnym efektem procesu substytucji paliwowej są znaczne redukcje emisji SO2, jak też pewne obniżenie emisji NOx. Natomiast w przypadku elektrowni i elektrociepłowni zawodowych, w których zakładano budowę instalacji DESOX (mokre), uwzględniono towarzyszący efekt redukcji emisji PM2,5 na poziomie ok. 50% raportowanej wartości emisji. 4.4.2. EMISJE PM2,5 WYNIKI OBLICZEŃ Głównym źródłem emisji PM2,5 jest spalanie paliw stałych głównie węgla kamiennego i biomasy w sektorze mieszkaniowym (blisko 45%). Kolejne duże źródła emisji to transport (ok. 15%) oraz przemysł (procesy spalania i procesy produkcyjne łącznie ponad 18%). Jak wynika z danych KOBIZE energetyka zawodowa, dzięki wysokiej jakości urządzeniom odpylającym, odpowiada jedynie za nieco ponad 7% krajowej emisji PM2,5. W tabl. 7 przedstawiono emisje PM2,5 dla roku 2008 oraz prognozy emisji dla roku 2020. Zwraca uwagę pusta kolumna danych scenariusza POL2030, gdyż tej frakcji pyłu nie analizowano dokumencie polityki energetycznej. Z. Parczewski artykuł dla EWiR 16

Założenia przyjęte w scenariuszach dla roku 2020 prowadzą do zmniejszenia krajowej emisji PM2,5, w stosunku do roku 2008 o około 15% w scenariuszu SCEN-1 i 23% w scenariuszu SCEN-2. W przypadku emisji PM2,5 wymagania scenariusza BAZOWY-CLE i BAZOWY- TSAP są podobne, gdyż różnica emisji PM2,5 wynosi tylko 4 pkt. procentowe. W dużym stopniu ograniczeniu emisji PM2,5 sprzyjają działania związane z substytucją paliw stałych gazem ziemnym, które zakładano w celu ograniczenia emisji NOx i SO2, przy okazji uzyskując efekt redukcji emisji PM2,5. Istotnym źródłem tej redukcji jest głęboka substytucja paliw węglowych gazem ziemnym w sektorze mieszkaniowym i komunalnym (w SCEN-2 zakłada się substytucję w mieszkalnictwie na poziomie 60%, a w SCEN-3 na poziomie do 80%). To bardzo znaczące dodatkowe ilości gazu ziemnego, które powinny zostać skierowane do tych sektorów o ile efektem negocjacji rewizji Protokołu będzie konieczność wdrożenia strategii tematycznej (TSAP). Tablica 7. Emisje PM2,5 w roku 2008 oraz projekcje emisji dla roku 2020 w analizowanych scenariuszach KASHUE- KOBIZE BAZOWY- CLE BAZOWY- TSAP Wyszczególnienie POL SCEN-1 SCEN-2 SCEN-3 2008 2030 2020 2020 2020 Gg Gg Gg Gg Kraj 130,7 110,2 96,0 99,9 99,0 91,5 01. Procesy spalania w sektorze produkcji i 9,6 7,2 6,9 6,6 transformacji energii Nie były przedmiotem analizy 0101 Elektrownie i elektrociepłownie zawodowe 8,1 5,8 5,6 5,3 0102 Ciepłownie 0,7 0,6 0,5 0,4 02. Procesy spalania w sektorze komunalnym i 58,5 51,7 41,9 35,3 mieszkaniowym 0201 Ciepłownie sektora usług 0,8 0,7 0,6 0,4 0202 Mieszkalnictwo 48,6 41,9 32,2 25,8 03. Procesy spalania w przemyśle 15,3 14,1 13,8 12,4 04. Procesy produkcyjne 9,1 6,4 6,4 6,4 07. Transport drogowy 19,2 11,9 11,9 11,9 08. Inne pojazdy i urządzenia 9,1 9,1 9,1 9,1 Źródło: Inwentaryzacja emisji za rok 2008, KASHUE-KOBIZE, Raport nr 7: NEC IIASA oraz obliczenia własne autorów. Wybór taki będzie zarazem oznaczał konieczność bardzo poważnych zmian w bilansie paliw kopalnych użytkowanych w kraju, a zatem będzie oddziaływał na cały sektor węglowy. W takiej sytuacji konieczne będzie zaplanowanie odpowiednich działań dostosowawczych. W praktyce wydaje się, że tak silne ograniczenie spalania węgla kamiennego w mieszkalnictwie do roku 2020 jest mało realne, tym bardziej, że nie będzie on mógł w prosty sposób zostać zastąpiony biomasą, której przeciętna emisyjność (wg danych z inwentaryzacji emisji KASHUE-KOBIZE) jest wyższa niż węgla kamiennego. Rozwój rozproszonych źródeł energii zasilanych biomasą, korzystny z punktu widzenia ograniczania emisji gazów cieplarnianych, SO2 oraz NOx, z punktu widzenia emisji PM2,5 może mieć wpływ negatywny. Z. Parczewski artykuł dla EWiR 17

Na rys. 4 zestawiono emisje PM2,5 dla kraju oraz w analizowanych sektorach dla roku 2020. Rys. 4. Emisje PM2,5 w roku 2008 i prognozy dla roku 2020 wg różnych scenariuszy, w [Gg]. 4.5. OSZACOWANIE KOSZTÓW DODATKOWEJ REDUKCJI EMISJI Elektroenergetyka zawodowa ma istotny udział w krajowych emisjach zanieczyszczeń. We wszystkich analizowanych scenariuszach energetyka zawodowa wraz z ciepłownictwem zawodowym (wielkie źródła) będą musiały w znaczącym stopniu zredukować generowanie emisji - szczególnie SO2 i NOx. Skalę wymaganej redukcji ilustrują rys. 5 i 6. Rys. 5. Emisje SO2 w roku 2008 i projekcje dla roku 2020 wg scenariuszy, w [Gg]. Rys. 6. Emisje NOx w roku 2008 i projekcje dla roku 2020 wg scenariuszy, w [Gg]. Z. Parczewski artykuł dla EWiR 18

Widoczne na rys. 5 i 6 projekcje emisji SO2 i NOx oznaczają konieczność bardzo znacznych redukcji w najbliższych 10 latach (do roku 2020). Porównanie wolumenów emisji w roku 2008 z projektowaną emisją w 2020 wskazuje, że w przypadku SO2 energetyka zawodowa z ciepłownictwem powinna rozważać blisko 3-krotny spadek emisji (z ~540 tys. t w roku 2008 do ok. 180 tys. t w 2020r). W przypadku emisji NOx przewidywana redukcja powinna być jeszcze większa, bo z poziomu emisji w 2008 r ok. 260 tys.t, do 45-35 tys. t w 2020). Tak znacząca, bo aż ok. 5-6 krotna redukcja emisji wynika z tego, że w roku 2008 w krajowej wielkiej energetyce nie funkcjonowały jeszcze instalacje wykorzytujące wtórne metody redukcji emisji, tzw. SCR, gdy w przypadku SO2 w roku 2008 redukcja emisji w instalacjach DESOX była już znaczna (ok. 45-50%). To dość powszechnie znana sytuacja w polskiej energetyce, która jedynie znajduje potwierdzenie w oszacowaniach autorów. Jest oczywiste, że wymagane redukcje emisji w analizowanych scenariuszach związane są ze znacznymi inwestycjami w instalacje odsiarczania (DESOX) i odazotowania (DENOX) spalin. W tabl. 8 przedstawiono oszacowaną skalę budowy instalacji DESOX i DENOX oraz szacunkowe nakłady inwestycyjne (w mln 2005) związane z realizacją tych przedsięwzięć w każdym z analizowanych scenariuszy. Prezentowane w tabl. 8 kwoty nakładów inwestycyjnych nie uwzględniają kosztów operacyjnch funkcjonowania instalacji. W publikacji np. Interprofessional Technical Centre for Studies on Atmospheric Pollution (CITEPA) przyjmuje się, że roczne koszty operacyjne dla instalacji mokrego odsiarczania wynoszą około 5-10% kwoty nakładów inwestycyjnych. Podobna relacja występuje w przypadku instalacji odazotowania typu SCR. Przyjmując te założenia można bardzo wstępnie oszacować dodatkowe, roczne koszty eksploatacyjne na ok. 350-450 M /rok. Koszty te będą oczywiście stopniowo narastały, zgodnie z tempem budowy i eksploatacji instalacji redukcyjnych (DESOX i DENOX), co oznacza, że w kilku początkowych latach będą one znacznie mniejsze. Tablica 8. Nakłady inwestycyjne związane z budową instalacji odsiarczania i odazotowania realizowanych w scenariuszach SCEN-1, 2 i 3 (w M, ceny roku 2005). SCEN-1 SCEN-2 SCEN-3 Redukcja Obiekty Moc cieplna kotłów Nakłady inwestycyjne Moc cieplna kotłów Nakłady inwestycyjne Moc cieplna kotłów Nakłady inwestycyjne MWth M MWth M MWth M Elektrownie 12900 650 12900 650 16100 810 DESOx EC 3700 250 3700 250 3700 250 Razem 900 900 1060 Elektrownie 35200 1060 62000 1860 62000 1860 DENOx EC 0 0 15800 530 17600 980 Razem 1060 2390 2840 DESOx i DENOx razem 1960 3290 3900 Źródło: obliczenia własne, poziom jednostkowych nakładów inwestycyjnych na podstawie danych Expert Group on Techno-Economic Issues EGTEI, porównywane ekspercko z danymi publikowanymi przez ENTEC; Głównym wnioskiem wynikającym z nakładów w tabl. 8 jest niezbędność poniesienia ponad 2-krotnie większych nakładów w scenariuszu SCEN-3, wdrażającym strategię tematyczną (TSAP), a porównaniu do oszanowania wynikającego z dokumentu POL2030 (odpowiada mu scenariusz autorski SCEN-1). To ogromna, dodatkowa kwota ok. 2 mld, która musi być Z. Parczewski artykuł dla EWiR 19

wydatkowana w kilku latach poprzedzających wymagania, które mogą być wynikiem negocjacji nowych pułapów emisji zanieczyszczeń regulowanych Protokołem z Goeteborga. 5. PODSUMOWANIE W artykule scharakteryzowano wybrane aspekty zagadnień energetycznych i emisyjnych oraz kosztowych, które mogą mieć kluczowe, wieloletnie następstwa dla krajowych producentów energii oraz jej klientów. Ranga możliwych skutków gospodarczych i społecznych negocjowanych w procesie rewizji Protokołu z Goeteborga, powinna skłaniać krajowych decydentów do niezwykle wnikliwego przygotowania się do tego procesu. Tym bardziej, że jak wynika z założeń Konwencji rewizja postanowień Protokołu, w tym nowe, obniżone pułapy emisji zanieczyszczeń, powinny zostać uzgodnione w roku 2011. Przeprowadzone w Ekspertyzie dla IOŚ 11 analizy i oceny wskazały na występowanie szeregu luk oraz braków informacyjnych o podstawowym znaczeniu. Stwierdzono brak szeregu ekspertyz sektorowych i przekrojowych, które są niezbędne do rzetelnego uzasadnienia stanowiska negocjacyjnego Polski na forum europejskim. Ale szczególnie brakuje rzetelnej, głębokiej analizy i oceny skutków systemowych dla energetyki i wielu sektorów przemysłowych, jak również dla gospodarstw domowych. W wyniku wykonanej analizy i oceny okazuje się, że kluczowym aspektem wdrożenia Protokołu z Goeteborga są - regulacje poprzedzające go! Polska będzie musiała wdrażać niedawno uzgodnione regulacje do swojego porządku prawnego, a następnie egzekwować je od właścicieli wielkich źródeł energetycznego spalania paliw. W tym przypadku chodzi przede wszystkim o dwie grupy regulacji prawnych, których wdrożenie stanowi olbrzymie wyzwanie dla energetyki. Są to: dyrektywa IED (o emisjach przemysłowych, tzw. nowa IPPC ) oraz dyrektywy pakietu klimatycznego, tj. ETS, CCS i OZE. Łącznie dla polskiej energetyki i polskiego przemysłu oznaczają one ogromną skalę wydatków inwestycyjnych, którą w raportach IIASA oszacowano na ok. 9 mld /a, co stanowić może ok. 2,2% PKB Polski przewidywanego w roku 2020. Odniesienie tej kwoty nakładów do średniej z lat 2008-2009 wskazuje, że obecnie jest ona równoważna ~3,5% rocznego PKB. I są to wydatki wynikające z obowiązków dostosowania do regulacji środowiskowych i klimatycznych, bez uwzględnienia wydatków na przedsięwzięcia budowy nowych mocy wytwarzania i rozbudowy sieci. Powstaje zatem uzasadnione pytanie o potencjalne zagrożenia bezpośrednie związane z rewizją Protokołu z Goeteborga? Udzielenie odpowiedzi na tak postawione pytanie nie jest łatwe, gdyż bardzo trudno jest dokonać rozdziału przedsięwzięć wymaganych pakietem 11 Zob. przypis nr 1 Z. Parczewski artykuł dla EWiR 20