dr inż. Aleksandra Filip dr inż. Marzena Hunder

Ocena skutków proponowanych zmian zasad handlu uprawnieniami do emisji CO 2 zawartych w Pakiecie Energetyczno-Klimatycznym COM(2008)/30 (final) na polski przemysł rafineryjny dr inż. Aleksandra Filip dr inż. Marzena Hunder Warszawa, lipiec 2008

Wstęp 1 stycznia 2005 r. w krajach Unii Europejskiej wprowadzone zostały zasady handlu emisjami, które regulowała Dyrektywa 2003/87/WE. W swoich założeniach europejski system handlu emisjami (EU ETS) miał na celu wsparcie państw członkowskich w spełnieniu ich zobowiązań wiążących się z ograniczeniem emisji gazów cieplarnianych. Ustawodawca ustalił okresy handlowo rozliczeniowe. Pierwszy okres próbny trwał trzy lata (do końca 2007 r.), drugi okres właściwy rozpoczął się 1 stycznia 2008 r. i będzie trwał pięć lat (do końca 2012) roku. Zarówno w okresie próbnym, jak i właściwym, w ramach systemu EU ETS poszczególne państwa członkowskie opracowują krajowe plany rozdziału uprawnień, na podstawie danych o poziomie emisji CO 2 ustalonych indywidualnie dla każdego kraju. Następnie rządy poszczególnych krajów wyznaczyły ilość przydziałów dla każdej z instalacji objętych systemem EU ETS. Nadrzędną zasadą mechanizmu handlu emisjami jest cap&trade, co daje możliwość sprzedaży niewykorzystanych przydziałów. Źródłem niewykorzystanych przydziałów miały stać się wprowadzone rozwiązania ograniczające emisje CO 2 w stosunku do emisji z lat ubiegłych. Okres próbny posłużył przetestowaniu mechanizmu, nie przyczyniając się do faktycznych redukcji emisji CO 2. Ilość przydziałów przyznanych instalacjom w pierwszym okresie handlu emisjami okazała się być za duża. Była to jedna z przyczyn niewłaściwego funkcjonowania systemu EU ETS. W drugim okresie Komisja Europejska ograniczyła krajowe emisje dwutlenku węgla z sektorów objętych systemem EU ETS średnio o ok. 6,5% w stosunku do poziomów z 2005 r. W 2005 r. z polskich rafinerii odnotowano emisje gazów cieplarnianych na poziomie 9,916 Mt CO 2 eq. Po zmianach Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji dwutlenku węgla na lata 2008 2012, zatwierdzona ilość pozwoleń na emisje dla przemysłu rafineryjnego 2

wynosi 40.878.070 t CO 2 eq, co stanowi 3,92% wszystkich uprawnień do emisji w drugim okresie handlu emisjami. 1. Prawne propozycje zmian w europejskim systemie handlu emisjami W celu usprawnienia dotychczasowego systemu EU ETS, 23 stycznia 2008 r. Komisja Europejska przedstawiła propozycję Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniającą Dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych. W ramach propozycji nowelizacji Dyrektywy 2003/87/WE ustawodawca podjął zobowiązanie do zmniejszenia łącznych emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie, o co najmniej 20% do 2020 r. w stosunku do poziomu z 1990 r. Redukcję można zwiększyć do 30% pod warunkiem, że inne kraje rozwinięte zobowiążą się do porównywalnego obniżenia emisji, a bardziej zaawansowane gospodarczo kraje rozwijające się wniosą odpowiedni wkład na miarę swych zobowiązań i możliwości. Przewidywane w projekcie nowelizacji Dyrektywy 2003/87/WE zmiany obejmują: liniową redukcję przydziałów do emisji gazów cieplarnianych o współczynnik 1,74% rocznie (w drugim okresie rozliczeniowym planowana redukcja uprawnień wynosi ok. 6,5% w stosunku do poziomu z 2005 r. W trzecim okresie wyliczono liniowy współczynnik redukcji uwzględniając jako punkt wyjścia wartość średniej łącznej liczby przydziałów do emisji z połowy drugiego okresu rozliczeniowego, co daje łączną wartość redukcji ok. 14%. Wynikająca z tego suma redukcji uprawnień w drugim i trzecim okresie rozliczeniowym wyniesie 21%); obniżenie o 21% do 2020 r. liczby przydziałów do emisji przydzielonych instalacjom w stosunku do poziomu emisji z tych instalacji w roku 2005; ustanowienie jednego zbiorczego unijnego limitu liczby przydziałów do emisji, zamiast 27 krajowych; we wniosku przewiduje się, że co najmniej 2/3 łącznej liczby przydziałów emisji będzie rozdzielanych drogą licytacji: 3

90% łącznej liczby przydziałów przeznaczonych do sprzedaży w drodze licytacji zostanie rozdystrybuowane stosownie do względnych udziałów w poziomie emisji w 2005 r. w systemie EU ETS; 10% łącznej liczby przydziałów przeznaczonych do sprzedaży w drodze licytacji (przydziały należące do państw, w których średni dochód per capita przekracza o ponad 20% unijną średnią) zostanie przekazane biedniejszym państwom Unii, aby umożliwić im szybszy rozwój gospodarczy; w sektorach elektroenergetycznym oraz wychwytywania i składowania dwutlenku węgla planowana jest dystrybucja przydziałów wyłącznie na drodze licytacji, poczynając od 2013 r.; w innych sektorach proponuje się stopniowe przejście na system sprzedaży poprzez licytację, w której punktem wyjścia jest nieodpłatny przydział na poziomie 80% udziału danego sektora w łącznej liczbie wydawanych przydziałów, zmniejszany następnie co roku o taką samą liczbę przydziałów, aż do osiągnięcia zerowego poziomu nieodpłatnych przydziałów w 2020 r. wprowadzenie zharmonizowanych zasad regulujących nieodpłatny rozdział przydziałów w sektorach zagrożonych wyciekiem emisji oraz wypracowanie międzynarodowego porozumienia, które zapewni, że kraje spoza Unii Europejskiej będą ponosić porównywalne koszty ograniczania emisji gazów cieplarnianych do kosztów ponoszonych przez kraje unijne; włączenie nowych gałęzi przemysłu (np. producenci aluminium i amoniaku); dołączenie nowych gazów cieplarnianych (N 2 O oraz PFC) do puli gazów cieplarnianych uwzględnianych w systemie handlu emisjami; wyłączenie z systemu handlu przydziałami do emisji niewielkich instalacji, z których emisje nie przekraczają progu 10 000 ton CO2 rocznie; indeksowanie kar wg rocznej stopy inflacji w strefie euro; zwiększenie kosztów administracyjnych związanych z wysiłkami mającymi na celu ujednolicenie, poprawienie przejrzystości i wiarygodności systemu dotyczące monitorowania, sprawozdawczości i kontroli; założenie efektywności pod względem kosztów redukcji emisji gazów cieplarnianych. 4

Efektywność kosztowa powinna zostać osiągnięta według mechanizmowi: 1. W sytuacji, gdy przedsiębiorstwa emitują mniej CO 2 niż poziom określony w przydziałach: sprzedaż nadwyżek przyznanych przydziałów; 2. W sytuacji gdy przedsiębiorstwa emitują więcej CO 2 niż poziom określony w przydziałach: podjęcie działań skutkujących zmniejszaniem emisji, np. inwestycje w nowoczesne, bardziej wydajne technologie lub wykorzystanie mniej emisyjnych źródeł energii; zakup dodatkowych przydziałów; połączenie obu wskazanych wyżej rozwiązań. Umożliwienie przedsiębiorstwom zakupu lub sprzedaży przydziałów do emisji powinno przełożyć się na najmniejsze koszty obniżania emisji. 2. Rynek energii i ropy naftowej Popyt na energię uwarunkowany jest wieloma czynnikami, głównie jest on kształtowany przez dynamikę wzrostu gospodarczego, z którą ściśle związane są ilość i rodzaj zużywanej energii. Na rysunku 2.1. przedstawiono prognozę kształtowania się globalnej wielkości produkcji, efektywności energetycznej oraz zapotrzebowania energetycznego [ExonMobil, 2007]. 5

Rys. 2.1. Globalna sytuacja gospodarcza i energetyczna Do roku 2030 prognozuje się: wzrost globalnej wielkości produkcji, mierzonej za pomocą globalnego produktu krajowego brutto (PKB) średnio o 3% rocznie; podwyższenie wskaźnika wzrostu efektywności energetycznej (globalne zużycie energii/globalne PKB) do 1,6% średniorocznie, ze wzg. na postęp rozwoju i wdrażanie nowych technologii oraz wzrost globalnego zapotrzebowania na energię ze wszystkich źródeł wyrażone w milionach baryłek na dzień w ekwiwalencie ropy (MBDOE) o 1,3% średniorocznie. Obecnie około 80% całkowitej ilości energii pierwotnej jest pozyskiwane z zasobów kopalnych [IEA 2006]. W raporcie [IEA 2007] przewidywany jest światowy wzrost produkcji ropy naftowej o ok. 60% w ciągu najbliższych 25 lat, z tempem średniorocznego przyrostu zapotrzebowania na produkty przerobu ropy naftowej o ok. 2%. Na rysunku 2.2. przedstawiono światowe zapotrzebowanie na energię w ujęciu sektorowym i rozdziale na poszczególne rodzaje paliwa. Podsumowując prognozy popytu we wszystkich głównych sektorach gospodarki ogólny wzrost światowego zapotrzebowania na energię wyniesie średniorocznie 1,3% do roku 2030, a zapotrzebowanie na paliwa płynne wzrośnie do 116 MBDOE. Potrzeby te zostaną zaspokojone głównie poprzez wykorzystanie zasobów ropy naftowej [ExonMobil, 2007]. 6

Rys. 2.2. Światowe zapotrzebowanie na energię w ujęciu sektorowym i poszczególnych rodzajów paliw Rysunek zamieszczony poniżej przedstawia prognozę popytu i podaży na paliwa do roku 2030 [ExonMobil, 2007]. Rys. 2.3. Prognoza popytu i podaży na paliwa do roku 2030 Kraje OPEC nie są dziś najbardziej efektywnym źródłem zaopatrzenia w ropę naftową i kondensaty. W perspektywie najbliższych lat głównymi dostawcami będą kraje z obszaru 7

wzrostu gospodarczego, np.: Rosja, region Morza Kaspijskiego, Brazylia. Produkcja ropy z piasków roponośnych będzie szybko rosnąć. Oczekuje się zwiększenia dostaw do ponad 4 MBD (milion baryłek dziennie) w roku 2030. W Europie spodziewany jest powolny wzrost zapotrzebowania na paliwa silnikowe. Prawdopodobny jest także spadek zapotrzebowania powodowany poprawą efektywności energetycznej oraz wykorzystania paliw ze źródeł odnawialnych, zgodnie z założonymi celami [Dyrektywa 2003/30/WE, IEA 2006]. W Polsce sytuacja rynku energii i wzrostu popytu na paliwa kopalne przedstawia się analogicznie [BP 2008] tabela poniżej. Tabela 2.1. Zużycie paliw kopalnych w Polsce Rodzaj paliwa Jednostka Rok 2006 Rok 2007 Wskaźnik 2006=100 Ropa naftowa mln. ton 23,3 24,3 104,3 Gaz ziemny mln. toe 3,9 3,8 97,4 Węgiel mln. toe 12,3 12,3 100 Przerób ropy naftowej w roku 2007 wyniósł ok. 20 mln ton, o 1,6 punktu procentowego więcej niż w roku 2006 [POPiHN 2007]. Podstawowym źródłem importu ropy do krajowych rafinerii jest Rosja, skąd sprowadzone jest prawie 94% przerabianej ropy średniosiarkowej gatunku REBCO. W roku 2007 dostawy uzupełniono z zakupów z Wielkiej Brytanii (1,6% dostaw w gatunku Brent) oraz Norwegii (2,4% dostaw w gatunku Statfiord i Gulfaks). Krajowe wydobycie ropy naftowej w roku 2007 osiągnęło wartość 716 tys. ton [POPiHN 2007]. Na rynku paliw płynnych najbardziej zauważalny jest wzrost zapotrzebowania na olej napędowy i paliwo lotnicze. Jest to odzwierciedleniem wzrostu gospodarki kraju (6,5%) oraz rozwoju floty transportu drogowego i powietrznego, a także zmian idących w kierunku dizelizacji pojazdów oraz poprawą efektywności procesów spalania zachodzących w silnikach [POPiHN 2007, Concawe 2007]. W tabeli 2.3. przedstawiono ilościowe ujęcie produkcji paliw płynnych w Polsce [POPiHN 2007]. Tabela 2.2. Porównanie produkcji paliw płynnych w Polsce w latach 2006 2007 w tys. m 3 8

Gatunek paliwa Rok 2006 Rok 2007 Wskaźnik 2006=100 Benzyny silnikowe 5 744 5 318 93 Olej napędowy 7 907 8 862 112 Gaz płynny LPG 207 433 85 Paliwo JET 1 065 985 92 Przyrost łącznej produkcji wszystkich gatunków paliw płynnych został osiągnięty przede wszystkim poprzez zwiększenie produkcji oleju napędowego. Wzrost popytu na olej napędowy spowodował przestawienie procesów rafineryjnych na maksymalny uzysk tego paliwa w rafineriach krajowych. W Polsce do roku 2010 należy spodziewać się dalszego wzrostu konsumpcji oleju napędowego do ok. 14300 tys. m 3 [POPiHN 2007]. Popyt i podaż są fundamentalnymi determinantami ceny na każdym rynku. Prognozowanie cen ropy naftowej w długim okresie związane jest z dużą niepewnością, która połączona jest z ogromnymi wahaniami, jakie zachodzą na rynku paliwowym. Na rysunku [IEA 2007] poniżej przedstawiono kształtowanie się zależności pomiędzy popytem a cenami ropy naftowej. Rys. 2.5. Zależności pomiędzy popytem a cenami ropy naftowej Obecnie popyt na ropę naftową jest mniej podatny na wpływ wysokich cen niż w przeszłości. W ciągu ostatnich miesięcy nastąpił nagły i znaczny wzrost cen ropy naftowej, które w ujęciu realnym osiągnęły najwyższy poziom od końca lat siedemdziesiątych. Obecny wzrost cen 9

ropy naftowej wynika w dużej mierze z poważnych zmian w strukturze podaży i popytu na ropę w obrębie gospodarki światowej. W najnowszej prognozie strategicznej [CIBC 2008] przewiduje się cenę zakupu ropy naftowej w roku 2010 na poziomie 150$ za baryłkę, a w roku 2012 225$. Analitycy [Merrill Lynch (ML) 2008] prognozują średnio 120,5$ za baryłkę ropy Brent w drugim półroczu 2008 roku. Podwyższyli oni swoje prognozy odnośnie cen w roku 2009 do 122,5$ za baryłkę oraz 100$ w roku 2010. Za cały rok 2009 w prognozie ML przewiduje się średnią cenę za baryłkę wynoszącą 106$. Opublikowana nowa prognoza [Goldman Sachs 2008] dotycząca cen ropy naftowej, w której stwierdza się, że przejściowo ceny ropy mogą osiągnąć poziom w granicach 150$ 200$ za baryłkę. Średnio ropa w 2008 roku powinna kosztować 108$ za baryłkę. Na rok 2009 średnią cenę podniesiono ze 105$ do 110$. W wariancie pesymistycznym przewiduje się, że ropa naftowa osiągnie cenę 200$ za baryłkę. Wpływ na wysokie ceny ropy naftowej miała także nowa prognoza [IEA 2008], w której przewiduje się zmniejszenie podaży surowca w stosunku do popytu w perspektywie najbliższych pięciu lat. W opublikowanym raporcie IEA prognozuje się, że wolne moce produkcyjne w krajach OPEC zmniejszą się do roku 2013. Zdaniem IEA globalna podaż ropy wzrośnie w roku 2010 o 2,5 mln baryłek dziennie, ale w następnych latach wartość ta zmniejszy się do 1 mln. Takie tempo wzrostu wydobycia nie zaspokoi popytu, zakładając, że będzie on rósł równie szybko jak do tej pory. Do skokowego wzrostu cen przyczyniła się także zapowiedź zmniejszenia wydobycia ropy naftowej przez Libię. Wysokie ceny odzwierciedlają przede wszystkim zmniejszające się rezerwy zasobów. Pojawienie się wielkich konsumentów: Chin, Indii oraz Indonezji obecnie najbardziej ekspansywnych gospodarek świata spowodowało duży wzrost popytu. Więcej ropy zużywane jest także w krajach byłego bloku wschodniego, gdzie gwałtownie rozwija się motoryzacja. Dodatkowym czynnikiem podbijającym ceny ropy jest osłabienie kursu dolara, w którym wyrażane są ceny ropy naftowej na całym świecie. Mimo wysokich cen popyt na ropę naftową jest nadal bardzo duży. Nie wpływa na niego coraz większe wykorzystanie alternatywnych źródeł energii. 10

3. Emisje z przerobu ropy Wartość emisji gazów cieplarnianych związanych z przerobem ropy można przedstawić w zależności od rodzaju rafinerii, od emisyjności poszczególnych procesów, jak również od wytwarzanych produktów. W kwestii emisji gazów cieplarnianych istotne znaczenie ma również ilość i pochodzenie energii elektrycznej wykorzystywanej w procesach przerobu, jak również szereg zabiegów poprawiających jakość produktów, a wiążących się z dużą surowco i energochłonnością. Emisje gazów cieplarnianych związane z rodzajem rafinerii Rafinerie można podzielić na trzy zasadnicze grupy [Reinaud J. 2005]: a) proste przerób ropy prowadzący do uzyskania ciężkiego oleju napędowego z przeznaczeniem na lokalne rynki; b) półkompleksowe (semicompleks): wykorzystują kraking katalityczny, aby zwiększyć frakcję benzyny; stosują hydrokraking, aby zwiększyć frakcję olejów napędowych; c) kompleksowe obejmują zarówno procesy krakingu katalitycznego jak i hydrokrakingu służą produkcji benzyn i olejów napędowych, a minimalizują wytwarzanie ciężkich olejów napędowych. Rafinerie półkompleksowe i kompleksowe zużywają 2 3 razy więcej energii niż rafinerie proste [Larivé J F 2008]. Europejskie rafinerie to głównie rafinerie półkompleksowe. W rafineriach prostych z największym udziałem emisji dwutlenku węgla wiążą się procesy destylacji atmosferycznej (prawie 50% ogólnej ilości emisji CO 2 ) [Reinaud J. 2005]. Udział emisji CO 2, w bardziej złożonych rafineriach, z procesu destylacji atmosferycznej jest mniejszy (wynosi do 30%). W rafineriach półkompleksowych udział emisji dwutlenku węgla z procesu krakingu katalitycznego wynosi ponad 20% emisji [Reinaud J. 2005]. Hydrokraking wiąże się z mniejszym udziałem emisji CO 2 niż kraking katalityczny (ok. 12%). Jego przeprowadzenie wymaga jednak wprowadzenia wodoru wyprodukowanego w jednostce parowego reformingu metanu, co z kolei przyczynia się do kolejnych kilkunastu procent udziału emisji dwutlenku 11

węgla, a zsumowane może się wiązać z wyższymi emisjami CO 2 niż z procesu krakingu katalitycznego. Emisje gazów cieplarnianych związane z poszczególnymi procesami przerobu ropy naftowej Głównym źródłem emisji dwutlenku węgla w rafineriach są procesy spalania konieczne do wytworzenia mediów: ciepła, energii elektrycznej i pary [Matthes & all 2008]. Jednostki grzewcze/piece są niezbędne zarówno do podgrzewania wejściowych surowców dla takich procesów jak np. destylacja czy rafinacja, jak również podczas endotermicznych reakcji, w których konieczne jest ogrzewanie przepływających produktów, aby wytworzyć parę. Emisje gazów cieplarnianych związane z przerobem ropy mogą się znacznie różnić w zależności od wykorzystywanego medium. Stosunkowo niskie emisje towarzyszą spalaniu w rafineriach olejów o niskich zawartościach siarki lub gazu ziemnego. W sytuacji, gdy do produkcji mediów wykorzystuje się ciężkie pozostałości z przerobu właściwego ropy, emisje będą znacznie wyższe. Poza wytworzeniem ciepła, energii elektrycznej i pary, procesami o dużej emisyjności dwutlenku węgla są: regeneracja katalitycznych konwertorów wykorzystywanych podczas krakingu katalitycznego, wypalanie koksu, zgazowanie ciężkich frakcji, wytwarzanie wodoru oraz gazu syntetycznego i spalanie niewykorzystanych gazów w pochodniach [Matthes & all 2008; Larivé J F 2008; Ecofys 2006]. W tabeli 3.1. zaprezentowano procentowy udział poszczególnych procesów w emisji GHG. Tabela 3.1. Procentowy udział całkowitych emisji gazów cieplarnianych [Solomon Associates 2007]. Źródło Udział procentowy w całkowitej emisji gazów cieplarnianych [% CO 2 eq] Średnio Minimalnie Maksymalnie Bezpośrednie spalanie 85 56 100 Kraking katalityczny 19 0 61 Inne paliwa 66 23 99 Energia pośrednia 8 0 35 Produkcja wodoru 4 0 29 Spalanie w pochodniach 3 0 19 Metan <1 0 1 12

Emisje z procesów spalania do produkcji mediów to przeciętnie 85% całkowitej ilości emisji gazów cieplarnianych [Solomon Associates 2007]. Najmniejszy udział w emisji gazów cieplarnianych mają emisje metanu, spalanie gazów w pochodniach i produkcja wodoru, odpowiednio 1, 3 i 4%. Emisje gazów cieplarnianych związane z procesami podnoszącymi jakość produktów W dniu 3 marca 2003 r. w Brukseli została opublikowana dyrektywa [Dyrektywa 2003/17/WE] dotycząca jakości paliw. W p. 11 ww. dokumentu jest zapis, że całkowite przejście na benzynę i oleje napędowe o maksymalnej zawartości siarki 10 ppm (mg/kg) należy przewidzieć na 1 stycznia 2009. Projekt dyrektywy zmieniającej dyrektywę 98/70/WE dotyczącą specyfikacji paliw oraz wprowadzający mechanizm monitorowania i ograniczania emisji gazów cieplarnianych, w której w p.3 artykułu 1 oprócz zapisu o 10 ppm siarki w olejach napędowych od 1 stycznia 2009, jest zalecenie, że najpóźniej do 31 grudnia 2009 r. tak ograniczona powinna zostać wartość siarki również w maszynach jezdnych nieporuszających się po drogach oraz ciągnikach rolniczych i leśnych. W p.14 jest informacja o oddzielnym załączniku, który stanowi nową specyfikację dla benzyn o wyższej zawartości związków tlenowych ich łączna zawartość może wynosić 3,7%, w tym do 10% etanolu. Na rys. 3.1. zostały zilustrowane prognozy rosnących emisji dwutlenku węgla z unijnych rafinerii w związku z rosnącym zapotrzebowaniem na benzyny i oleje napędowe jak i rosnącymi wymogami jakościowymi w stosunku do paliw. 13

Rys. 3.1. Emisje CO 2 z unijnych rafinerii [Larivé J F 2008]. Przewiduje się, że rosnące zapotrzebowanie na benzyny i oleje napędowe będzie skutkować rosnącymi emisjami o ok. 15, 8, 2 Mt CO 2 odpowiednio w latach: 2005 2010, 2010 2015 oraz 2015 2020 [Larivé J F 2008]. Konieczność ograniczania ilości siarki w olejach opałowych do wartości 1%, a następnie do 50 ppm wiąże się z przewidywanym wzrostem emisji dwutlenku węgla o odpowiednio ok. 4 i 8 Mt. Z największymi przewidywanymi emisjami CO 2 wiąże się konieczność ograniczania siarki do 0,5% destylatu w paliwach bunkrowych (ok. 40Mt CO 2 ) oraz zapewnienie niskiej wartości wielopierścieniowych węglowodorów aromatycznych (z ang. PAH) do 20Mt CO 2. W celu ograniczenia zawartości siarki, w rafineriach stosuje się procesy hydroodsiarczania [Reinaud J. 2005]. Mniejsze ilości dopuszczalnej w paliwie siarki wiążą się z koniecznością stosowania większych ilości wodoru. Emisje gazów cieplarnianych związane z rodzajami produktów Nie można powiedzieć, że produkcja konkretnego paliwa wiąże się z jednoznacznie przypisaną, pewną ilością emisji dwutlenku węgla [Reinaud J. 2005]. EU Joint Research Center, Concawe and Eucar tłumaczą to tym, że rafinerie produkują wiele różnych produktów z tego samego surowca. 14

W krajach Europy Centralnej największe emisje towarzyszą wytwarzaniu LPG (średnio 0,586 t CO 2 /t LPG). Emisje związane z produkcją diesela (średnio 0,197 t CO 2 /t diesela) stanowią mniej niż połowę emisji towarzyszących produkcji benzyn (średnio 0,42 t CO 2 /t benzyn). Obecnie 30% samochodów poruszających się po unijnych drogach, to samochody z silnikami diesela [Concawe 2007]. W sytuacji, gdy sprzedaż samochodów z silnikami diesela utrzyma się na obecnym poziomie, to w 2015 r. ponad 40% poruszających się samochodów będzie wyposażonych w silniki diesela. Konsumpcja energii elektrycznej przez rafinerie Rafinerie są traktowane jako poważni konsumenci energii [Matthes & all 2008]. W zależności od rodzaju rafinerii konsumpcję energii ocenia się od 6% przerobu ropy naftowej (w rafineriach prostych i półkompleksowych) do 9% przerobu ropy w rafineriach kompleksowych. Szacuje się, że wzrost zapotrzebowania na paliwa, jak i rosnące wymogi jakościowe pociągną za sobą wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną o 25 lub 13% odpowiednio w latach: 2000 2020 lub 2005 2020 [Larivé J F 2008]. Emisje gazów cieplarnianych z polskich i unijnych rafinerii W ciągu ostatniego dziesięciolecia (od 1997 do 2006 r.) emisje gazów cieplarnianych z unijnych rafinerii mieściły się między 130, a 140 Mt CO 2 eq [EEA web side]. W 2005 r. z polskich rafinerii odnotowano emisje gazów cieplarnianych na poziomie 9,916 Mt CO 2 eq. Emisje gazów cieplarnianych zależą od rafinerii: prowadzonych tam procesów, jak i właściwości przerabianego surowca - ropy [Reinaud J. 2005]. W rafineriach, w których zamiast ciężkich olejów opałowych do produkcji energii wykorzystany jest gaz ziemny, odnotowuje się niższe emisje dwutlenku węgla, ale wiąże się to z większymi kosztami operacyjnymi. 15

Wzrost emisji gazów cieplarnianych z procesów przerobu ropy w rafineriach w niedalekiej przyszłości (do 2020 r.) może się znacznie zwiększyć. Przyczyn tego stanu rzeczy należy upatrywać w [Kraemer M., Beddoes C. 2008; Larivé J F 2008; Reinaud J. 2005]: a) bardziej restrykcyjnych specyfikacjach dotyczących jakości paliw (np. dyrektywa 2003/17/WE ograniczająca ilość siarki do 10 ppm w olejach napędowych i benzynach), b) przewidywanemu zwiększonemu zużyciu wodoru (np. do procesów odsiarczania), którego produkcja wiąże się z dużymi ilościami wykorzystywanej energii, a co za tym idzie zwiększonej ilości emisji CO 2, c) rosnącemu zapotrzebowaniu na paliwa, co wymaga zwiększonego przerobu ropy a co za tym idzie większego zużycia energii. Na podstawie wyników ankiety opublikowanej przez Ecofys, wiadomo, że rafinerie nie brały pod uwagę europejskiego systemu handlu emisjami, formułując swoje długoterminowe plany rozwoju [Ecofys 2005]. W wyborze nowych technologii rafinerie kierowały się głównie koniecznością sprostowania rosnącym wymogom jakościowym w stosunku do produkowanych paliw. 4. Nowe zasady handlu uprawnieniami CO 2 w kontekście polskiego przemysłu rafineryjnego Ocena skutków zmian dotyczących zasad handlu uprawnieniami do emisji CO 2 zawartych w Pakiecie Energetyczno Klimatycznym na polski przemysł rafineryjny została przeprowadzona opierając się na studiach literaturowych, aktualnych prognozach dotyczących sektora paliwowego w Polsce. W nawiązaniu do przedstawionych w rozdziale 1 Prawnych propozycji zmian w europejskim systemie handlu emisjami w projekcie nowelizacji Dyrektywy 2003/87/WE poniżej omówiono tylko te zmiany, które mogą mieć wpływ na sytuację polskiego przemysłu rafineryjnego w kontekście zmian funkcjonowania systemu EU ETS. Wymagana łączna redukcja emisji gazów cieplarnianych o co najmniej 20% do 2020 r. w stosunku do poziomu z 1990 r., a 14% w stosunku do 2005 r. będzie trudna do osiągnięcia. 16

Opierając się na danych zamieszczonych w rozdziale 2, przeprowadzono uproszczoną symulację emisji CO 2 i ich redukcji w polskich rafineriach rysunek 4.1. 12 10 Emisje CO2 [Mt/rok] 8 6 4 2 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Lata Prognozowane emisje CO2 z rafinerii Wymagana redukcja emisji CO2 z rafinerii Rys. 4.1. Prognozowane emisje CO 2 i ich wymagana redukcja z polskich rafinerii [wykres autorski] Zaplanowana redukcja emisji dwutlenku węgla, o liniowym spadku 1,74%, w kontekście do wzrastających ilości przerabianej ropy naftowej, a co za tym idzie zwiększonej emisyjności, doprowadzi do konieczności obniżenia emisji CO 2 w przybliżeniu od 1,2 do 2,5 Mt CO 2 na przestrzeni 8 lat. Wiąże się to z dodatkowymi kosztami albo zakupem uprawnień do emisji albo inwestycjami w technologie niskoemisyjne. Stosowane dotychczas odmienne krajowe metody rozdzielania przydziałów dla instalacji podważają zasady konkurencji na unijnym rynku. W zaproponowanym ogólnounijnym pułapie emisji objętych systemem EU ETS istnieje jednak ryzyko, że pułapy przydziałów dla poszczególnych krajów będą uwzględniały ilości przerabianej ropy, a nie rodzaje ropy i związane z tym konieczne zabiegi podnoszące jakość produktów z ropy, aby spełnić rosnące wymogi jakościowe. Nawiązując do rozdziału 3 niniejszej ekspertyzy, największe emisje 17

powstają z procesów bezpośredniego spalania paliw do wytworzenia mediów: energii elektrycznej, ciepła i pary. W przypadku, gdy polskie rafinerie nie wytwarzają energii elektrycznej na własny użytek, lecz zakupują wówczas ponoszą koszty produkcji energii elektrycznej i zakupu uprawnień przez zakłady energetyczne, które do produkcji energii elektrycznej spalają węgiel, na którym opiera się polska elektro-energetyka. Odwołując się do analizy wzrastającego zapotrzebowania na energię i ropę naftową (rozdział 2) połączenie wzrostu cen energii, a co za tym idzie-przerobu ropy naftowej, a także zakupu dodatkowych uprawnień spowoduje wzrost kosztów wytwarzania paliw w polskich rafineriach. Istnieje poważne ryzyko, że ww. koszty zostaną przeniesione na klienta w formie wyższych cen paliw. Wzrastające ceny nie są w stanie zatrzymać rosnącego popytu na paliwa zwłaszcza w Polsce ze względu na duży rozwój motoryzacji. Liniowa redukcja przydziałów do emisji gazów cieplarnianych o stałą wartość (1,74% rocznie) stanowi zagrożenie realizacji zaplanowanych inwestycji w przemyśle rafineryjnym. Nawiązując do rozdziału 3 ekspertyzy można powołać się na opracowanie Ecofysu, że Polski przemysł rafineryjny (podobnie zresztą jak przemysł rafineryjny w innych krajach Unii Europejskiej) planując swój rozwój technologiczny nie uwzględnił konieczności uczestnictwa w systemie EU ETS. Inwestując w drogie technologie do ograniczania ilości siarki (wymogi jakościowe zostały opisane w rozdziale 3 opracowania) polski przemysł rafineryjny niedługo stanie przed dylematem czy uwzględniając konieczność zakupu uprawnień do emisji może stosować zaplanowane technologie do odsiarczania, czy też musi zainwestować w kolejne technologie tym razem nakierowane głównie na niską emisyjność gazów cieplarnianych. Niektóre sektory zakwalifikowane do systemu EU ETS, są narażone na znaczne ryzyko wycieku dwutlenku węgla. Takim sektorem może okazać się przemysł rafineryjny. Obciążony restrykcyjnymi wymogami ad. jakości paliw oraz ograniczania emisji dwutlenku węgla, polski przemysł rafineryjny będzie ponosił wyższe koszty energii i wszelkie koszty związane z emisjami CO 2. Polskie rafinerie, ze względu na położenie geograficzne mogą przenieść produkcję do krajów nie należących do Unii Europejskiej. Spowoduje to zwiększenie globalnych emisji, gdyż technologie wytwarzania paliw stosowane w tych krajach nie podlegają unijnym reżimom dotyczących ograniczania emisji gazów cieplarnianych. Drugim niepożądanym skutkiem będzie wzrost emisji pochodzących z 18

transportu paliw. Dodatkowo może powodować to zamieranie polskiego przemysłu rafineryjnego, ze względu na brak trwałego utrzymania pozycji konkurencyjnej względem krajów ościennych. Polski sektor rafineryjny to 9 spółek powiązanych między sobą kapitałowo. Wyłączenie z systemu handlu niewielkich instalacji, z których emisje nie przekraczają progu 10 000 ton CO 2 rocznie, spowoduje wyłączenie 3 spółek z sektora rafineryjnego dotąd objętych systemem EU ETS. Suma uprawnień przyznanych na drugi okres rozliczeniowy tym trzem instalacjom rafineryjnym jest równoznaczna z 80025 t CO 2. Zakładając taką samą ilość przyznanych uprawnień na rok 2013, jak ilość średniorocznych przydziałów z drugiego okresu rozliczeniowego, wnioskować należy, że potencjalnie jest to wartość o jaką zostanie obniżony limit uprawnień dla polskiego przemysłu rafineryjnego. Pula przydziałów zostanie skierowana do każdego z sektorów objętych systemem EU ETS, a następnie rozdzielane będą przydziały na poszczególne instalacje. Państwa członkowskie określać będą pułapy emisji wyłącznie w sektorach nieobjętych systemem EU ETS. Państwa członkowskie o niższym PKB na jednego mieszkańca niż średnia unijna mogą otrzymać zgodę na zwiększenie emisji CO 2 powyżej poziomu z 2005, w sektorach nieobjętych systemem EU ETS, co dla Polski oznacza 14 procentowy wzrost emisji. W obecnych warunkach można przypuszczać, że 3 spółki sektora rafineryjnego objęte dotąd systemem EU ETS będą mogły emitować więcej emisji dwutlenku węgla bez konieczności zakupu przydziałów. Ta zmiana powinna umożliwić tym przedsiębiorstwom efektywniejszy rozwój, co może mieć wpływ na spółki powiązane z nimi kapitałowo. Istnieje możliwość otrzymania dodatkowych 10% z przydziałów przeznaczonych do sprzedaży w drodze licytacji z państw, w których średni dochód per capita przekracza o ponad 20% unijną średnią. Wnioskować można, że o ten limit zostaną zwiększone przydziały m.in. dla Polski. Analogicznie do wcześniejszych okresów systemu EU ETS, Rząd Polski będzie mógł zadecydować o rozdziale tych przydziałów pomiędzy sektory i instalacje. Stwarza to możliwość otrzymania dodatkowych darmowych przydziałów dla sektora rafineryjnego. 19

20

Założenia: 1. Limity ilości uprawnień dla polskich rafinerii w 2013 r. przyjęto jako średnioroczną ilość uprawnień z drugiego okresu rozliczeniowego; 2. Przyjęto wzrost emisji CO 2 z polskich rafinerii uwzględniając prognozy popytu na paliwa do 2020 r.; 3. Przyjęto ceny uprawnień: 20, 35, 50 ; 4. Przyjęto wartość kary 100 zwiększającą się o roczną stopę inflacji przyjętą na poziomie 3,5%; 5. Przyjęto ograniczenie przyznawanych limitu uprawnień o stałą wartość 1,74% rocznie. W 2013 r. ilość darmowych uprawnień przyznawanych rafineriom przyjęto na poziomie 80% limitu uprawnień; 700 12 600 10 Koszty [mln /rok] 500 400 300 200 8 6 4 Emisje CO2 [Mt/rok] 100 2 0 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Lata Koszt dla 20 /t Koszt dla 35 /t Koszt dla 50 /t Indeksowane kary Limity uprawnień Emisje CO2 z rafinerii Darmowe uprawnienia Rys. 4.2. Symulacja kosztów dla polskiego przemysłu rafineryjnego [wykres autorski]. 21

Koszt zakupu brakujących uprawnień, przyjęta cena 20 /t CO 2, w celu zrekompensowania wyemitowanych gazów cieplarnianych przez polskie rafinerie, wyniesie w 2013 r. 100 mln. Następnie, co roku ten koszt będzie się zwiększał, aż w 2020 ulegnie podwojeniu. Koszt zakupu uprawnień po cenach 35 /t CO 2 to 165 mln, które w 2013 r. polskie rafinerie będą musiały zapłacić za emitowane podczas przerobu ropy gazy cieplarniane. Do 2020 r. koszt zakupu przydziałów wzrośnie prawie do 400 mln. Przy cenie 50 /t CO 2 koszt zakupu uprawnień w 2013 i 2020 roku wyniesie odpowiednio: 230 i 560 mln. Na podstawie zilustrowanych rysunkiem 4.2. symulacji, można stwierdzić, że różnica pomiędzy przyznanym limitem uprawnień, a poziomem emisji wynosi prawie 35% w całym trzecim okresie rozliczeniowym systemu EU ETS. Są to dodatkowe koszty, które będą musiały ponieść rafinerie, przy założeniu otrzymania 100% darmowych przydziałów. Biorąc pod uwagę fakt, włączenia sektora rafineryjnego do systemu aukcjonowania, różnica pomiędzy przyznanym limitem darmowych uprawnień, a przewidywanymi emisjami, będzie zwiększała się corocznie o 11%, powodując wzrost kosztów. Podsumowanie Największym zagrożeniem dla polskiego przemysłu rafineryjnego jest proponowany system aukcjonowania przydziałów do emisji gazów cieplarnianych, który spowoduje duże obciążenia ekonomiczne i socjalne. Negatywną konsekwencją, w kontekście środowiska przyrodniczego, będzie realokacja produkcji w krajach nie należących do Unii Europejskiej. Z tych powodów powinno rozważyć się stworzenie innej bardziej efektywnej, ze względu na rzeczywiste ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, metody rozdziału uprawnień. 22

Literatura BP 2008. Statistical Review of World Energy. CIBC 2008. World Markets Strategy. Concawe 2007. Refinery Technology Support Group. Oil refining in the EU in 2015. Report no. 1/07. January 2007. Brussels. Dyrektywa 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r. ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie oraz zmieniająca dyrektywę Rady 96/61/WE. Dyrektywa 2003/30/WE parlamentu europejskiego i rady z dnia 8 maja 2003 roku w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych. Dyrektywa parlamentu europejskiego i rady z dnia 31 stycznia 2007 r. zmieniającej dyrektywę 98/70/WE w odniesieniu do specyfikacji benzyn i olejów napędowych oraz wprowadzająca mechanizm monitorowania i ograniczania emisji gazów cieplarnianych pochodzących z wykorzystania paliw w transporcie drogowym oraz zmieniającą dyrektywę 1999/32/WE w odniesieniu do specyfikacji paliw wykorzystywanych przez statki żeglugi śródlądowej oraz uchylająca dyrektywę 93/12/WE. Dyrektywa 2003/17/WE parlamentu europejskiego i rady zmieniająca dyrektywę 98/70/WE odnoszącą się do jakości benzyn i olejów napędowych. Ecofys 2006. Inclusion of additional activities and gasses into EU emissions trading scheme. Raport under the project: Review of EU Emisions Trading Scheme. October 2006. Ecofys 2005. Review of EU Emission Trading Scheme. Survey Highlights. November 2005. EEA web side: http://dataservice.eea.europa.eu/pivotapp/pivot.aspx?pivotid=455 pobrano w dniu: 14.07.2008 r. ExonMobil, 2007. The Outlook for Energy. A View to 2030. Goldman Sachs 2008. http://www2.goldmansachs.com/ pobrano w dniu 07.07.2008. IEA 2006. Medium-Term Oil Market Report. IEA 2006. World Energy Outlook. IEA 2007. Oil Market Report. IEA 2007. World Energy Outlook. IEA 2008. http://www.iea.org/ pobrano w dniu 30.06.2008. 23

Kraemer M., Beddoes C. 2008. Europia Board Meeting on EU ETS. Brussels, 6 th March 2008. Larivé J F 2008. Refinery CO 2 emissions. History, trends and mitigating options. CONCAWE. Matthes F. C., Reppening J., Worrell E., Phylipsen D., Müller N. 2008. Pilot on Benchmarking in the EU ETS. Berlin/Utrecht. May 2008. Merrill Lynch (ML) 2008. http://www.ml.com/ pobrano 07.07.2008. Reinaud J. 2005. The European Refinery Industry under the EU Emission Trading Scheme. Shafiee S., Topal E., An econometric view of worldwide fossil fuel consumption and the role of US, Energy Policy 36, 2008. Solomon Associates 2007. GHG Emission Performance Measurement: A Way Forward. Zerta M., Schmidt P., Stiller Ch., Landinger H., Alternative World Energy Outlook (AWEO) and the role of hydrogen in a changing energy landscape, 2 nd World Congress of Young Scientist on Hydrogen Energy Systems, 2007. Ekspertyza wykonana na zlecenie PKPP Lewiatan w ramach projektu realizowanego przez Urząd Komitetu Integracji Europejskiej PL0012 Wzmocnienie aktywnego udziału Polski w procesie stanowienia prawa UE. 24