Zbigniew Pęczalski Consalting Rzeczoznawca ds. Elektrowni Problematyka czystej energii elektrycznej i koniecznej transformacji energetyki w ciągu 15-20 lat (wdrażanie Dyrektywy UE 2001/80/WE) Lipiec 2002 Warszawa
Słowa kluczowe Energetyka, a konkretnie źródła wytwarzania energetyki zawodowej (operatorzy produkcji) w obecnym stanie organizacyjnym i w obecnej kondycji finansowej nie są w stanie zrealizować wymogów Dyrektywy 2001/80/WE. Członkostwo w UE i konkurencja międzynarodowa (liberalizacja rynku) wymagać będzie całkowitej transformacji reorganizacji struktury i sposobu wytwarzania czystej energii elektrycznej. Ustalenie realnych programów transformacji będzie możliwe po opracowaniu nowych Założeń polityki energetycznej Polski do 2020 r. Zagadnienia prywatyzacji, konsolidacji, przebudowy źródeł wytwarzania i konkurencyjności muszą wynikać z aktualizacji polityki energetycznej i uwarunkowań członkostwa w UE. 1. Wstęp Parlament Europejski i Rada Europejska zatwierdziła w październiku 2001 r Dyrektywę 2001/80/WE w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania paliw. Generalnie Dyrektywa stawia wymogi: I etap ograniczenie od 2008 r. emisji SO 2 < 200 mg/nm 3, pyłów < 30 mg/nm 3 ; II etap ograniczenie od 2016 r. emisji NO x < 200 mg /Nm 3 W.w. ograniczenie emisji wg Dyrektywy bardzo drastycznie podwyższa aktualnie obowiązujące wymogi zawarte w przepisach krajowych. Towarzystwa Gospodarcze Elektrowni i Elektrociepłowni, Izba Gospodarcza Energetyki i Ochrony Środowiska podjęły natychmiastową inicjatywę opracowania raportu dot. wdrożenia ww. Dyrektywy w Polsce. Na zlecenie ww. instytucji wykonany został przez Energoprojekt Warszawa SA raport podstawowy i synteza pt. Ocena technicznych, ekonomicznych i prawnych uwarunkowań wdrażania w Polsce Dyrektyw 2001/80/WE (zwany w dalszej części analizy raportem ). Podkreślić należy wielką wagę i znaczenie tego raportu (opracowania), otwierającego b. trudną problematykę dostosowania energetyki krajowej do wymagań Dyrektywy. Wdrożenie Dyrektywy wymaga wielkich przedsięwzięć inwestycyjnych i przeobrażeń organizacyjnych dla realizacji drastycznych ograniczeń emisji. Na tle trudności wdrażania Dyrektywy głównym celem raportu było stworzenie negocjatorom przystąpienia do UE podstaw do uzyskania zasadnych zmian i koniecznych okresów przejściowych. Skalę zagadnienia wdrażania Dyrektywy wyznaczają łączne nakłady na przebudowę źródeł wytwarzania w wysokości ok. 15-20 mld EURO do poniesienia w energetyce zawodowej w ciągu ok. 15 lat. Jednocześnie zgodnie z przedłożoną analizą liczyć się należy z wycofaniem starych źródeł wytwarzania, a następnie odtworzeniem w ciągu 15 lat mocy rzędu 10 000 12 000 MWe tj.30-40% istniejącej mocy zainstalowanej energetyki zawodowej. 2
Olbrzymi wysiłek kraju i transformacja energetyki celem wdrożenia Dyrektywy przyczyni się do zdecydowanej poprawy środowiska, w tym poziomu zdrowia społeczeństwa. Natomiast koszty tego przedsięwzięcia przekraczają aktualne możliwości energetyki gospodarki krajowej. W całości problematyki wdrożenia Dyrektywy dot. ograniczeń emisji szkodliwych gazów należy równocześnie mieć świadomość, że jednocześnie z wielkim jej znaczeniem dla ochrony środowiska i zdrowia społeczeństwa, UE wymusza tzw. konkurencyjność rynku energii elektrycznej. Otwarty rynek energii elektrycznej dałby nowym członkom duże szanse tańszej energii elektrycznej bez wdrażenia bardzo kosztownych instalacji odsiarczania czy odazotowania spalin i odtworzeń wycofanych przestarzałych technologii wytwarzania. Stanowisko Komisji Europejskiej jest wymowne: wdrożenie Dyrektywy 2001/80/WE, to ustanowienie poziomu gry dla liberalizowanego europejskiego rynku energią elektryczną ze względu na rozszerzenie. Przystąpienia do członkostwa w UE wymaga zamknięcia negocjacji wszystkich rozdziałów do końca 2002 r., a wg zapowiedzi rządu do października br. W każdym razie tworzenie nowych rozbieżności (rewizji) w poszczególnych rozdziałach nie jest przewidywane. Trzeba podkreślić, że dotychczasowe uzgodnienia poszczególnych rozdziałów również dot. ochrony środowiska nie obejmowały problematyki Dyrektyw z roku 2001 (a części z 2000 r), w tym Dyrektywy 2001/80/WE. Uznając, że Raport dot. wdrożenia Dyrektyw jest podstawowym opracowaniem wyjściowym otwierającym dyskusję i dalsze postępowanie, przedkładam własną analizę - szereg uwag i wniosków dla dalszego ich wykorzystania. Poruszane poniżej zagadnienia uwzględniają wybiórcze, kluczowe wg mojej oceny problemy wdrożenia Dyrektywy. 2. Analiza 2.1. Wycofanie przestarzałych źródeł wytwarzania energii elektrycznej w energetyce zawodowej (wycofanie mocy elektrycznej MWe) Zakresy (okresy) wycofań podzielić trzeba na dwa etapy wdrażania Dyrektywy. I etap związany z ograniczeniem od 2008 r. SO 2 < 200 mg/nm 3 pyły < 30 mg/ Nm 3 ; II etap związany z ograniczeniem NOx < 200 mg/nm 3 od 2016 r. Zagadnienia techniczno-ekonomiczne I etapu wycofania mocy (2005-2012). Dla wstępnej analizy własnej przyjęto następujące podstawowe kryteria wycofania: Bloki, które nie są objęte kontraktami długoterminowymi (KDT); Bloki, które uzyskają w ciągu najbliższych 10 lat wiek > 40 lat i czas pracy > 250 000 h; Bloki które nie posiadają instalacji odsiarczania. Analiza wykazuje, że dalsze modernizacje tego typu źródeł poprzez : 3
- instalowanie (zabudowę) dużej sprawności urządzeń odsiarczania (SO 2 < 200 mg/nm 3 ); - instalowanie b. dużej sprawności urządzeń separacji pyłu (filtry, elektrofiltry) pył < 30 mg/nm 3 ; - konieczną dla utrzymania dyspozycyjności modernizację kotłów, turbozespołów i urządzeń pomocniczych (m.in. składowiska odpadów) powoduje koszty (nakłady) rzędu 200-250 USD/kW i zwiększenie ceny energii elektrycznej o ok. 15-20 zł/mwh. Uwzględniając ww. kryteria, wielkości uzasadnionych wg analizy do wycofania mocy dla Elektrociepłowni i Elektrowni zawodowych wynoszą 5 000 6 000 MWe; okres wycofania to lata 2005-2012 (z uwzględnieniem od 2008 r. możliwości pracy części zakwalifikowanych do wycofania mocy przez okres ok. 20 000 godz. - do 2012 r.) Tabela wycofań mocy (bloków) energetyki zawodowej. Zestawienie lista - projekt wycofań bloków elektrowni zawodowych w tzw. I etapie wdrażania Dyrektywy tj. w okresie 2006-2012 dokonany na podstawie analizy własnej przy uwzględnieniu kryteriów: braku efektywności dalszej kosztownej modernizacji przestarzałych i kończących swoją żywotność techniczną bloków (wiek > 40 lat, czas pracy >250 000 h, braku urządzeń odsiarczania). Elektrownia ilość bloków (MWe) Moc wycofana MWe (nominalne) Adamów 5x 120 600 Konin 2 x 120 240 Pątnów 4 x 200 800 Dolna Odra 2 x 200 400 Ostrołęka (3x200)* - Kozienice 2x 200 400 Połaniec (4x200)* - Stalowa Wola 2 x 120 240 Rybnik (4x200)* - Siersza 2x120 240 Łagisza 4x120 480 Łaziska (2x120)* - Turów 4x200 800 razem 4 200 */ Wycofanie dyskusyjne dotyczące łącznej 3 600 mocy, Można założyć, że dla części tych bloków ok. 1000 również nie będzie ekonomicznego uzasadnienia do dalszej modernizacji I etap Łączna moc zakwalifikowana do wycofań do 2012 r. elektrowni kondensacyjnych - 5 200 MWe i elektrociepłowni - ok. 800 MWe, co daje razem ok. 6 000 MWe tj. ok. 20 % mocy zainstalowanej (według raportu ok. 3 700 MWe). II etap do 2020 r. 4
Stosując przybliżone kryteria wycofań (jak dla I etapu) wielkość mocy dalszych wycofań (nieuzasadnionych dalszych modernizacji) wynosi dla energetyki zawodowej ok. 5 000 6 000 MWe (ok. 20 % mocy instalowanej) (według raportu ok. 2 700 MWe). Łącznie w okresie 15-20 lat ok. 40 % mocy instalowanej energetyki zawodowej podlega kryterium wycofania i następnie odtworzenia. 2.2. Orientacyjne wskaźniki techniczno-ekonomiczne dot. I etapu (analiza własna -ceny stałe 2000 r.) Nakłady na odtworzenie wycofanej do 2012 r. mocy tj. 6 000 MWe wynoszą rzędu 4-5 mld Euro (15-20 mld PLN; rocznie ok. 3 mld PLN). Nakłady na modernizacje (odsiarczanie i odpopielanie) dla pozostałej mocy instalowanej tj. ok. 25 000 MWe wynoszą 4-5 mld Euro ( 15-20 mld PLN). Cena energii nowych (odtworzonych) źródeł energii elektrycznej średnio 180-200 zł/mwh. Cena jednostkowa produkcji energii elektrycznej z istniejących źródeł zmodernizowanych (zwiększenie o 10-12 PLN/MWh) ok. 140 PLN/MWh. Średnia cena na 2012 r. (przy łącznej produkcji energetyki zawodowej ok. 160 TWh) ok. 160 PLN/MWh. Średnie podwyższenie ceny jednostkowej przez okres do 2012 r. (c.s. 2000 r.) z ok. 126 PLN/ na ok. 160 PLN tj. ok. 30 PLN/MWh Nakłady łączne I etapu ok. 30-40 mld PLN Nakłady łączne II etapu ok. 30-40 mld PLN. Łącznie etap I i II ok. 60-80 mld PLN, tj. ok. 15-20 mld Euro. Cena jednostkowa produkcji energii elektrycznej wzrasta: I etap o 30 PLN/MWh do ok. 160 PLN/MWh; II etap o dalsze 30 PLN/MWh do 190 PLN/MWh. Szacunkowe określenie zwiększenia zużycia gazu ziemnego i zmniejszenie zużycia węgla kamiennego. I etap - wycofanie i odtworzenie rzędu 6000 MWe, zakładając strukturę nowych źródeł do 2012 r.: - w nowych dużych blokach na paliwa stałe ok. 2000 MWe; - w nowych źródłach gazowo-parowych i rozproszonych ok. 4 000 MWe zwiększenie zużycia gazu ziemnego można oszacować na ok. 4-5 mld m 3, natomist zmniejszenie np. zużycia węgla kamiennego o 6-8 mln t/rok. Łącznie z realizacją II etapu wdrażania Dyrektywy - zwiększenie zużycia gazu wyniesie ok. 8-10 mld m 3, zmniejszenie zużycia węgla kamiennego ok. 12-16 mln t/rok. 2.3. Wstępne uwagi i wnioski analizy 2.3.1. W stosunku do Raportu analiza wykazuje różnice dot. zakresu wycofań I i II etapu oraz w zakresie wzrostu kosztu (ceny) energii elektrycznej. 5
Wg Raportu Wg analizy Wycofanie I etap ok. 3 700 MWe 5 000 6 000 MWe Wycofanie II etap ok. 2 700 MWe 5 000 6 000 MWe Jednostkowy poziom kosztu ok. 145-150 PLN/MWh ok. 160 PLN/MWh (ceny) Nakłady 25-30 mld PLN 30-40 mld PLN Zauważalne różnice między raportem a analizą wynikają z rozbieżności zakresu wycofań przyjętego w opracowaniu Energoprojektu wykonanego w oparciu o stanowisko elektrowni (ankieta). Założenia przyjęte przez operatorów produkcji (elektrownie) bardzo długiej eksploatacji bloków 120 MW i 200 MW rzędu 50 lat i ok. 300 000 godzin pracy, są założeniem wynikającym z postawy samozachowawczej na tle braku perspektyw i zdolności do szybkiego odtworzenia i budowy nowoczesnych (zgodnie z wymogami technicznymi i ekonomicznymi) źródeł energii nowej generacji. Jak już zaznaczyłem, bardzo duże koszty dobudowy instalacji odsiarczania, odpopielania, a następnie instalacji odazotowania i dalszej w związku z tym modernizacji urządzeń podstawowych przyśpieszają wg analizy decyzje wycofania, a następnie odtworzenia źródeł energii elektrycznej. 2.3.2. Konkurencyjność Zakłada się, że wymogi Dyrektywy spełniają określone wartości dobra społecznego, poprawy zdrowia i ochrony środowiska. Te spodziewane społeczne efekty pociągają za sobą olbrzymie koszty i dylemat ekonomiczno-społeczny dotyczący możliwości przeniesienia tych kosztów na użytkowników środowiska i odbiorców energii elektrycznej. W tym zakresie niestety tzw. wolny rynek energią elektryczną nie zapewni uzyskania spodziewanych efektów. Uruchomienie odtworzonych - nowych źródeł energii powiązane jest z kosztem, który wpłynie na cenę produkcji energii elektrycznej (ceny stałe 2000 r.) rzędu 180-200 PLN/MWh (lub wyższe) i źródła te posiadające cenę wyższą o ok. 50-60 PLN/MWh (20-30%) od średniej krajowej (2012 r.) nie będą źródłami konkurencyjnymi. Rozwiązanie problemu zapewnienia wykorzystania czystej energii elektrycznej stworzenie warunków dla realizacji wymogów Dyrektywy i zachęty inwestorów do inwestowania wymaga specjalnych inicjatyw i rozważenia szeregu możliwości. Do takich możliwości zaliczyć można: - regulowany rynek bilansujący (godzinowo-dobowy) priorytetowo bilansujący produkcję czystej energii elektrycznej spełniającej wymogi Dyrektyw. Koszty tak bilansowanej energii elektrycznej przenoszone być muszą poprzez odpowiednie taryfy na użytkownika odbiorcę; - handel emisjami w rozumieniu sprzedaży określonej zdolności danego źródła do ograniczenia emisji. Typowym przykładem możliwości odsprzedaży zezwoleń jest np. blok gazowo-parowy, którego emisja SO 2 jest bliska zeru. Handel emisjami-pozwoleniami stwarza możliwości: 6
a) obniżenia ceny wytwarzania (źródła) czystej energii (przychody ze sprzedaży zezwoleń pozwalają obniżyć cenę); b) ograniczenie zakresu przebudowy istniejących elektrowni (istniejące źródła nie dokonują przebudowy, ale dostosowują się do wymogów Dyrektywy poprzez zakup zezwoleń). Jednocześnie źródła te uwzględniać muszą realizację określonych limitów emisji wg Krajowego Programu Redukcji Emisji -KPRE (limity dla kraju). Konsolidacja w energetyce umożliwia skuteczniejsze wewnętrzne rozliczenie i większe możliwości odtworzenia wycofanych mocy. Należy przy tym podkreslić, że otwarcie konkurencyjności i liberalizacji (dot. różnych wariantów transformacji energetyki) wiąże się również z koniecznością umożliwienia dużej międzynarodowej wymiany (importu) energii elektrycznej. Obecne krajowe powiązania międzynarodowe o mocy (realnej) rzędu 1500-2000 MWe dla zabezpieczenia konkurencyjności rynku i optymalnych rozwiązań krajowych powinny posiadać zdolności wymiany międzynarodowej rzędu 4 000 5000 MWe (do roku 2012) 3. Wnioski Końcowe 3.1. Ochrona środowiska o nadrzędnej wartości społecznej związana jest z przeniesieniem kosztów na użytkownika. Wdrażanie przez energetykę wielu Dyrektyw UE dot. m.in. czystości spalin, wody, utylizacji i gospodarki odpadami wyłania problem dobra i użyteczności społecznej (publicznej). Energetyka bez rozliczenia tzw. kosztów zewnętrznych (tj. korzyści czystego środowiska) oraz bez udziału regulacji państwowych nie jest w stanie podołać i zrealizować samodzielnie wymogów Dyrektywy. Koszty tej transformacji energetyki uwzględniające dobro społeczne (publiczne) muszą niestety być przeniesione na odbiorcę czystej energii. Zakres, sposób i czasokres wprowadzenia Dyrektyw dot. ochrony środowiska niestety nie można pozostawić tzw. wolnej grze rynkowej i wolnej konkurencji, szczególnie w rozumieniu konkurencji międzynarodowej. Program i sposób realizacji musi wynikać z przemyślanych i optymalnych długookresowych (15-20 lat) programów i decyzji Rządu i Parlamentu RP. 3.2. Transformacja energetyki dla spełnienia wymogów Dyrektywy i jednoczesnego zachowania konkurencyjności i bezpieczeństwa zasilania odbiorców wymaga: opracowania w przyśpieszonym trybie nowych (zaktualizowanych) Założeń polityki energetycznej Polski do 2020 r. wyodrębnienia realnego programu rozwoju energetyki dla I etapu 10 lat (do 2012 roku), z uwzględnieniem: - wycofania i odtworzenia źródeł energii o mocy rzędu 5 000 6 000 MW; - zwiększenia zużycia gazu dla potrzeb energetyki i ochrony środowiska rzędu 4-5 mld m 3 ; - ograniczenia zużycia paliw stałych (węgła kamiennego ok. 6-8 mln t /rok; 7
- zmian organizacyjnych energetyki celem stworzenia przedsiębiorstw i organizacji gospodarczych umożliwiających realizację przebudowy źródeł energetyki i możliwości pozyskania środków sfinansowania inwestycji rzędu 3-4 mld zł/rocznie. - zapewnienia regulacji prawnych (ustaw i rozporządzeń) oraz włączenia Urzędu Regulacji Energetyki do ustalenia taryf i regulacji rynku dla sprostania wymaganiom Dyrektyw i zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego; - dostosowania połączeń międzynarodowych do szerokiej wymiany i konkurencyjności rynku międzynarodowego, co wymaga powiększenia zdolności wymiany w ciągu 10 lat na zakres mocy rzędu 4 000 MW 5 000 MWe (obecnie realna zdolność wymiany jest rzędu 1500 2 000 MWe); - I etapu wdrożenia Dyrektywy i transformacji na tle założeń polityki energetycznej wymaga konkretnych uzgodnień i koordynacji z wieloma resortami (Min. Gospodarki, Skarbu, Ochrony Środowiska, Min. Finansów, URE). Do kluczowych zagadnień zaliczyć należy ustalenia i kierunki dot. tzw. konkurencyjności, równości szans i regulowanego rynku energią elektryczną. 3.3. Ze strony energetyki w trybie pilnym należy przystąpić do szeregu opracowań wyjściowych, a w pierwszej linii dotyczących: organizacji energetyki umożliwiającej realizację Dyrektyw, konkurencję międzynarodową, bezpieczeństwo energetyczne w okresie 15-20 lat. określenia i uściślenia programu wycofań przestarzałych technologii I etapu do 2012 r., oraz II etapu do 2020 r.; powołania ośrodka koordynacji rozwoju energetyki i przygotowań materiałów wyjściowych dla założeń i programów transformacji energetyki (I i II etap), w tym: - analizy efektywności, zasadności i zakresu wdrożenia handlu emisjami (w nawiązaniu do Dyrektywy); - analizy zdolności pozyskiwania środków pomocowych UE dla realizacji Dyrektywy. 8