Inwestycje niskoemisyjne to przyszłość energetyki

To wniosek z debaty w redakcji „Rzeczpospolitej" nt. skutków przyjętego przez przywódców unijnych w październiku 2014 r. pakietu energetyczno-klimatycznego do 2030 roku. Pakiet nakłada na członków UE m.in. obowiązek obniżenia emisji dwutlenku węgla o 40 proc. w całej UE w porównaniu z poziomem z 1990 r.

Wiceminister środowiska Marcin Korolec podczas debaty przypomniał, że na ten cel składają się działania w sektorze energetycznym i w przemyśle objęte europejskim handlem emisjami, czyli ETS, oraz w pozostałych (m.in. rolnictwie czy transporcie). I przyznał, że rzeczywista dyskusja na temat poziomu redukcji w ramach ETS zacznie się w połowie lipca w Brukseli, gdy Komisja Europejska przedstawi własne propozycje w tej sprawie.

Polska węglem stoi

Przedstawiciele sektora uczestniczący w debacie przekonywali, że cel redukcyjny jest ambitny. – Nowy pakiet klimatyczny oznacza w praktyce, że w ramach ETS redukcja powinna być większa – 43 proc. – i to w porównaniu z poziomem z 2005 r., musimy liczyć się też z trwającym w KE bardzo silnym lobbingiem antywęglowym – mówił dyrektor elektrowni Jaworzno III Kazimierz Szynol. Zakład w Jaworznie należy do Grupy Tauron, drugiej co do wielkości w branży, i tak jak wielu wytwórców w kraju jako paliwo wykorzystuje węgiel. W podobnej sytuacji jest lider sektora – Polska Grupa Energetyczna, właściciel elektrowni opalanych węglem kamiennym oraz brunatnym, w tym bełchatowskiej – największej w Europie.

Zdaniem dyrektor zarządzającej obszarem strategii i współpracy międzynarodowej PGE Moniki Morawieckiej cel redukcyjny dla samej energetyki należy rozpatrywać w dwóch kontekstach – technicznym i ekonomicznym. – Na dzisiaj szacujemy potencjał obniżki emisji na ok. 20–30 proc. w całym sektorze, przy założonych poziomach wzrostu zużycia energii Dalsze redukcje są możliwe, ale pojawia się pytanie o koszty i wybór technologii. Dzisiaj w grę wchodzą nowoczesne elektrownie węglowe, energetyka jądrowa, gazowa, kogeneracja oraz OZE. Przy czym tylko ta ostatnia technologia ma obecnie przewidywalność ekonomiczną, bo istnieje system wsparcia – mówiła. Firma emitująca CO2 musi kupić na aukcjach brakujące uprawnienia (pozwolenia) do emisji. Ze względu na specyfikę Polski, gdzie większość energii produkują elektrownie węglowe, i wysokie koszty zakupu pozwoleń na CO2 KE zgodziła się, by część z nich firmy otrzymały za darmo także po 2020 r.

Ale przedstawiciele sektora sceptycznie ocenili możliwość wykorzystania całej puli bezpłatnych pozwoleń, która teoretycznie ma stanowić do 40 proc. potrzeb. – W tym roku w ramach pakietu klimatycznego do 2020 r. jako PGE otrzymujemy połowę potrzebnych pozwoleń na emisje, pozostałe dokupujemy – mówiła dyrektor Morawiecka. – Z naszych danych wynika, że po 2020 r. będzie ich coraz mniej.

Trzeba inwestować

Wydatki, jakie sektor będzie musiał ponieść na zakup uprawnień do emisji, zależeć będą od ich ceny. Jak przyznał na debacie prezes DM Consus Maciej Wiśniewski, w ostatnich dwóch latach pozwolenia kosztowały od 3 do 7,5 euro za tonę CO2. – W kolejnych latach będą drożały, gdyż KE już w 2019 r. wprowadzi mechanizm ograniczający liczbę uprawnień dostępnych na rynku . I wydaje się, że Komisja jeszcze nie wyczerpała wszystkich możliwości ingerencji w handel emisjami, więc może w przyszłości przyjąć kolejne rozwiązania, by zmniejszyć dostępność uprawnień, a wystarczy, że pojawiają się informacje na ten temat i ceny rosną – dodał.

Zdaniem prezesa Wiśniewskiego na szczęście dla firm zmuszonych do zakupu uprawnień prognozy sprzed ośmiu lat, zakładające, że w 2020 r. cena wyniesie 25 euro, a ok. 2030 – nawet 100 euro, są nierealne. – W naszej ocenie na rynku w kolejnych latach będzie pewna nadwyżka uprawnień, dlatego za 15 lat mogą kosztować po ok. 18 euro za tonę – mówił.

Obecnie polska energetyka emituje ok. 150 mln t CO2; pula darmowych pozwoleń na lata 2020–2030 to ok. 290 mln t, ale ich przydział zależeć będzie od inwestycji. To bowiem nakłady na nie poniesione będą warunkowały rozliczenie przyznanych uprawnień. Energetyka może zyskać dodatkowo wsparcie inwestycji z tzw. Funduszu Modernizacyjnego – tu źródłem finansowania będą wpływy ze sprzedaży uprawnień, z których Polsce przypadnie 135 mln t.

Uczestnicy debaty dyskutowali o możliwych inwestycjach po 2020 r. – Najbliższe miesiące powinniśmy wykorzystać na to, by zapewnić sobie w dyrektywie UE transparentny system kwalifikowania inwestycji i gwarancje, że uznane zostaną jako wprowadzające technologie niskoemisyjne – uważa wiceminister Korolec. – By obecna sytuacja, gdy system uznawania inwestycji jest bardzo administracyjny, po 2020 r. już nie mogła się powtórzyć – podsumował.

Zdaniem dyrektora Kazimierza Szynola będzie problem z wprowadzeniem do tego planu projektów węglowych. – Chcielibyśmy, by na tej liście udało się uwzględnić instalacje, których budowa rozpoczęła się po 24 października 2014 r., czyli już po decyzji przywódców UE, oraz projekty dostosowujące instalacje do nowych wymogów emisyjnych. Kluczowe dla sektora wytwarzania będzie, aby rozliczenia przez KE wydatków na te inwestycje opierały się na cenach rynkowych, a nie na wskaźnikach KE – dodał dyrektor Szynol.