1
1
2
KsiąŜka jest przeznaczona dla słuchaczy studiów podyplomowych prowadzonych na
kierunku energetyka, oraz studentów kierunków energetyka oraz pokrewnych. Tematyka ksiązki
zainteresuje równieŜ wszystkich, którzy chcą dokładniej poznać zagadnienia związane
z globalnym ociepleniem w innym ujęciu niŜ propaguje je Unia Europejska. Zagadnienia te
przedstawione są na tle dokumentów UE – dyrektyw i decyzji, oraz ich implementacji do
polskiego systemu prawnego.
W ksiąŜce przedstawione są rozstrzygnięcia prawne obowiązujące 30 listopada 2009 r.
Uniwersytet Zielonogórski Państwowa WyŜsza Szkoła Zawodowa
65-516
Zielona Góra w Sulechowie
ul. Podgórna 50 66-100 Sulechów
ul. Armii Krajowej 51
m.milek@ime.uz.zgora.pl
m.milek@pwsz.sulechow.pl
Wydawnictwo PWSZ w Sulechowie
3
SPIS TREŚCI
1. Polityka energetyczna Unii Europejskiej ................................................................................ 5
1.1. Uwarunkowania polityki energetycznej Unii Europejskiej ........................................... 5
1.2. Wyzwania............................................................................................................................ 6
1.3. Strategiczny cel i kierunek europejskiej polityki energetycznej.................................... 7
1.3.1. Cel i obszary działań w zakresie europejskiej polityki energetycznej....................7
1.3.2. Wewnętrzny rynek energii .........................................................................................7
1.3.3. Solidarność pomiędzy państwami – członkami UE w aspekcie dostaw paliw .......9
1.3.4. Ograniczenie emisji CO
2
oraz wprowadzenie systemu handlu uprawnieniami .... 9
1.3.5. Program działań na rzecz efektywności energetycznej..........................................10
1.3.6. Rozwój energetyki odnawialnej ............................................................................... 10
1.3.7. Rozwój technologii energetycznych ......................................................................... 11
1.3.8. Rozwój energetyki jądrowej.....................................................................................13
1.4. Kierunki dalszych działań ...............................................................................................13
2. Zmiana klimatu a energetyka ............................................................................................. 15
2.1. Historia przeciwdziałania zmianom klimatu ................................................................. 15
3. Pakiet klimatyczno - energetyczny ....................................................................................... 22
3.1. Wprowadzenie .................................................................................................................. 22
3.2. Zakres tematyczny pakietu klimatyczno - energetycznego ......................................... 23
3.2.1. System handlu emisjami (EU Emissions Trading System – EU ETS). ................ 23
3.2.2. Redukcja emisji ......................................................................................................... 25
3.2.3. Geologiczne składowanie CO
2
.................................................................................. 25
3.2.4. Emisja CO
2
ze środków transportu z silnikami spalinowymi...............................26
3.2.5. Energia ze źródeł odnawialnych ..............................................................................26
4. Efekt cieplarniany ................................................................................................................... 28
4.1. RównowaŜnik CO
2
........................................................................................................... 28
4.2. BudŜet CO
2
w biosferze.................................................................................................... 29
4.3. Przyczyna czy skutek globalnego ocieplenia.................................................................. 30
4.4. Zjawiska fizykalne w efekcie cieplarnianym ................................................................ 32
4.5. Korelacja temperatury Ziemi i zawartości CO
2
w atmosferze .................................... 36
4.6. Selektywny dobór argumentów....................................................................................... 40
5. Wspólnotowy system handlu emisjami ................................................................................. 43
5.1. System handlu emisjami .................................................................................................. 43
5.2. Dyrektywa 2009/29/WE Parlamentu Europejskiego i Rady ........................................ 47
5.3. System handlu uprawnieniami do emisji obejmującymi emisje wynikające..............49
4
6. Sekwestracja CO
2
.................................................................................................................... 53
6.1. Dyrektywa „CCS” ........................................................................................................... 53
6.2. Składowanie CO
2
.............................................................................................................. 54
6.3 Polska odpowiedź na Dyrektywę CCS ............................................................................55
7. Metody zmniejszenia emisji CO
2
........................................................................................... 57
7.1. Technologia CCS (Carbon Dioksid Capture and Storage) .......................................... 57
7.2. Technologie zeroemisyjne w elektrowniach opalanych węglem ..................................59
7.2.1. Blok parowy z paleniskiem pyłowym ...................................................................... 59
7.2.2. Blok gazowo-parowy ................................................................................................. 62
7.3. Ograniczenia emisji CO
2
w blokach z kotłami pyłowymi ............................................ 63
7.3.1. Separacja CO
2
ze spalin po procesie spalania (post combustion)...................... 63
7.3.2. Separacja CO
2
przed procesem spalania (pre – combustion) .............................. 65
7.3.3. Technologia zgazowania paliwa ............................................................................... 66
7.4. Zgazowanie węgla.............................................................................................................69
7.5. Zgazowanie w atmosferze tlenu – technologia oxyfuel ................................................. 71
7.6. Membrany separujące CO
2
............................................................................................. 73
7.7. „Zieloni” są na NIE ..........................................................................................................73
8. Bilans Pakietu klimatyczno – energetycznego dla Polski .................................................... 75
8.1. Mechanizm solidarnościowy............................................................................................75
8.2. Uwarunkowania aukcjoningu uprawnień do emisji .....................................................76
8.3. Skutki gospodarczo – społeczne. ..................................................................................... 77
9. Rozwój wysokosprawnej kogeneracji.................................................................................... 80
9.1. Uwarunkowania prawne.................................................................................................. 80
9.2. Kogeneracja wysokosprawna.......................................................................................... 83
9.3. Szanse rozwoju wysokosprawnej kogeneracji ............................................................... 87
9.4. Potencjał techniczny oraz ekonomiczny......................................................................... 87
9.5. Ciepło uŜytkowe................................................................................................................88
9.6. Energia elektryczna.......................................................................................................... 91
10. Efektywność energetyczna....................................................................................................93
10.1. Miejsce efektywności energetycznej w UE..................................................................93
10.2. Zielona Księga o efektywności energetycznej. .............................................................94
10.3. Dyrektywa 2006/32/WE ................................................................................................. 97
11. Zamiast podsumowania. ..................................................................................................... 100
5
1.
Polityka energetyczna Unii Europejskiej
1.1. Uwarunkowania polityki energetycznej Unii Europejskiej
O kluczowej roli energetyki dla rozwoju gospodarczego i społecznego w Europie mówi się
juŜ w dokumentach, które tworzyły podwaliny zjednoczonej Europy. W 1955 roku w Mesynie
sześć państw: Republika Federalna Niemiec, Belgia, Francja, Włochy, Luksemburg i Holandia
tworzących od 1951 roku Europejską Wspólnotę Węgla i Stali
1
, przyjęło „Deklarację
Mesyńską”, w której m.in. juŜ z myślą o utworzeniu Europejskiej Wspólnoty Gospodarczej,
stwierdzono:
„NaleŜy wprowadzić wszelkie udogodnienia, aby rozwiązać wymianę gazu i prądu
elektrycznego, co przyczyni się do zwiększenia zyskowności inwestycji i zmniejszenia
kosztów dostaw”.
W dokumencie znajdują się zapisy dotyczące rozbudowy linii energetycznych, rozwoju
energetyki atomowej dla celów pokojowych oraz dotyczące utworzenia funduszu wspierającego
budowę elektrowni. W następnych latach w wielu dokumentach przyjmowanych przez róŜne
instytucje europejskie, w tym po powstaniu Unii Europejskiej oraz Rady Europejskiej
2
, sprawy
energetyki były szeroko omawiane. Jednak dopiero rok 2007 moŜna uznać za przełomowy –
w tym roku rozpoczęto opracowanie dokumentów, oraz przyjęto część dokumentów, które
dzisiaj kształtują zakres działań UE w obszarze energetyki. Kluczowym dokumentem
opracowanym przez Komisję Wspólnot Europejskich
3
jest Komunikat Komisji do Rady
1
Europejska Wspólnota Węgla i Stali powstała w ParyŜu 18.04.1954 r. miała na celu rozwój gospodarczy państw
członków, efektywną produkcją stali i węgla, potrzebnych do powojennej odbudowy oraz ochronę środowiska
związaną z produkcją stali. Wraz z Europejską Wspólnotą Gospodarczą (EWG) oraz Europejską Wspólnotą Energii
Atomowej (Euratom), powstałymi na podstawie traktatów rzymskich w 1958 roku, tworzy Unię Europejską. NaleŜy
dodać, Ŝe Europejska Wspólnota Gospodarcza w 1992 roku przyjęła nazwę Wspólnota Europejska (WE).
2
Rada Europejska (RE)-najwaŜniejsza instytucja UE, w jej skład wchodzą szefowie rządów oraz głowy państw
członkowskich. Podczas szczytów, które odbywają się dwa razy do roku w stolicach państw pełniących
przewodnictwo Unii, wyznaczane są kierunki rozwoju UE, podejmowane są najwaŜniejsze decyzje polityczne. RE
podejmuje uchwały zwane deklaracjami.
3
Komisja Wspólnot Europejskich nazywana w skrócie Komisją Europejską (lub wprost Komisją) odpowiada za bieŜącą
politykę, nadzoruje pracą wszystkich jej agencji i zarządza jej funduszami. Komisja posiada wyłączną inicjatywę legislacyjną w
zakresie prawa wspólnotowego oraz jest uprawniona do wydawania rozporządzeń wykonawczych. Sposób działania Komisji jest
podobny do działania rządu – ministrom odpowiada 27 komisarzy (po jednym z kaŜdego państwa-członka UE), zajmujących się
wydzielonym zakresem merytorycznym spraw. W administracji Komisji Wspólnot Europejskich zatrudnionych jest ok. 25 tys.
urzędników.
6
Europejskiej i Parlamentu Europejskiego „Europejska Polityka Energetyczna”. Dokument składa
się z trzech części:
−
wyzwania,
−
strategiczny cel wyznaczający kierunek europejskiej polityki energetycznej i wynikający
z niego plan działań,
−
dalsze działania.
1.2. Wyzwania
Stwierdzono, Ŝe czasy dostępnej taniej energii juŜ się skończyły. Zmieniony klimat,
uwarunkowania rynkowe i niestabilności cen to wyzwania, przed którymi stają wszystkie
państwa UE. „Polityka…” została opracowana przy załoŜeniu, Ŝe za zmiany klimatu
odpowiedzialna jest emisja gazów cieplarnianych, za którą w 60-ciu procentach odpowiada
energetyka. Przyjęto, Ŝe w wyniku ograniczenia emisji globalny wzrost temperatury nie będzie
większy niŜ 2
0
C , w porównaniu z temperaturą sprzed epoki przemysłowej.
Kolejnym problemem jest uzaleŜnienie UE od importu surowców. JeŜeli utrzymane
zostaną aktualne tendencje wzrostu zuŜycia energii, to do roku 2030 UE będzie importować 84%
zuŜycia gazu (obecnie 57%) oraz 93% zuŜycia ropy (obecnie 87%). W najbliŜszych latach
sytuacja na rynku tych paliw, z powodu ich wyczerpywania moŜe być dramatyczna,
a uwzględniając fakt, Ŝe UE nie wypracowała jeszcze w zakresie energetyki mechanizmów
solidarnościowych obejmujących państwa członkowskie, podjęcie pilnych działań staje się
koniecznością.
Przewiduje się, Ŝe zapotrzebowanie na energię elektryczną w UE będzie wzrastać co roku
o 1,5% (istnieje zaleŜność: procentowy wzrost zuŜycia energii elektrycznej jest równy 2/3
procentowego
wzrostu
PKB).
Nawet
przy
wdroŜeniu
intensywnych
działań
energooszczędnościowych, sektor wytwarzania będzie wymagał inwestycji za kwotę rzędu 900
mld euro – nie uwzględniając potrzeby w zakresie odtworzenia mocy.
Mimo wielu prorynkowych działań dzisiaj nie moŜna jeszcze mówić o konkurencyjnym
runku energii. Niestabilność cen paliw pierwotnych, która przenosi się na ceny energii
elektrycznej i ciepła, powoduje nieprzewidywalny wzrost cen u odbiorcy końcowego. W wielu
państwach członkowskich Unii struktura, w tym właścicielska w sektorze energii nie sprzyja
7
rozwojowi rynku. W tej złoŜonej sytuacji, jaka występuje w obszarze energetyki, Komisja
określa cel strategiczny, wyznaczający kierunek europejskiej polityki energetycznej.
1.3. Strategiczny cel i kierunek europejskiej polityki energetycznej
1.3.1.
Cel i obszary działań w zakresie europejskiej polityki energetycznej
Europejska polityka energetyczna została opracowana przy trzech załoŜeniach:
−
przeciwdziałanie zmianom klimatycznym,
−
ograniczenie zaleŜności od importu węglowodorów,
−
zapewnienie bezpieczeństwa zaopatrzenia w energię.
Strategicznym celem tej polityki jest co najmniej 20 procentowa redukcja emisji gazów
cieplarnianych w roku 2020, w stosunku do poziomu roku 1990. Osiągnięcie tego celu będzie
wymagało przekształcenia gospodarki europejskiej w gospodarkę o wysokiej efektywności
energetycznej i niskich emisjach CO
2
. Oczekuje się, Ŝe będzie to początek nowej rewolucji
przemysłowej, co ma skutkować zwiększeniem konkurencyjności Europy na rynku światowym.
„Polityka…” ma doprowadzić do spójnego działania w zakresie energetyki wszystkich,
dotychczas realizowanych odrębnie działań dotyczących energetyki odnawialnej, elektrycznej,
biopaliw, oraz wewnętrznego rynku energii. Będzie to, zgodnie ze stwierdzeniem zawartym
w „Polityce…” – „początkiem przekształcenia UE w gospodarkę opartą na wiedzy”.
Temu strategicznemu celowi podporządkowano działania w obszarach:
- wewnętrznego rynku energii,
- solidarności pomiędzy państwami – członkami UE w aspekcie dostaw paliw i energii,
- ograniczenia CO
2
oraz wprowadzenia systemu handlu uprawnień do emisji,
- efektywności energetycznej,
- energii odnawialnej,
- rozwoju technologii energetycznych,
- energetyki jądrowej.
1.3.2.
Wewnętrzny rynek energii
Modelowy wewnętrzny rynek energii charakteryzuje się takimi cechami jak
konkurencyjność, stabilność oraz zapewnia bezpieczeństwo energetyczne. Warunkiem
8
konkurencyjności jest uzyskanie równego dostępu do rynku róŜnym podmiotom, przy
jednoczesnej eliminacji monopoli. W związku z tym naleŜy rozdzielić organizacyjnie oraz
fizycznie trzy podsektory: wytwarzanie, dystrybucję i sprzedaŜ. W tym celu z przedsiębiorstw
zarządzających sieciami naleŜy wyodrębnić handel energią, poprzez stworzenie spółek obrotu.
Tym samym umoŜliwi się osobom trzecim (róŜnym spółkom obrotu) dostęp do infrastruktury
przesyłowej (zasada TPA). Jak wynika z przeglądu rynków krajowych, dokonanego przez
autorów „Polityki…”, niektóre państwa wprowadzają odgórne pułapy cen energii elektrycznej,
co blokuje utworzenie konkurencyjnego rynku. W tym przypadku duŜą rolę powinny odegrać
organy regulacyjne (w Polsce Urząd Regulacji Energetyki), które w państwach Unii
Europejskiej działają niejednolicie. Dlatego potrzebą chwili jest zharmonizowanie poziomu
uprawnień i niezaleŜności organów regulacyjnych sektora energetycznego.
Rynek krajowy energii musi być częścią europejskiego rynku energii. W tym przypadku
istotną rolę odgrywają połączenia transgraniczne. Utworzenie Europejskiej Grupy Regulatorów
Energetyki i Gazownictwa (ERGEG) jest działaniem we właściwym kierunku, ale
dotychczasowe prace nie pozwoliły osiągnąć odpowiedniego poziomu administrowania rynkiem.
Przewiduje się, Ŝe w pierwszej kolejności nastąpi harmonizacja norm technicznych w zakresie
handlu transgranicznego, co nie będzie łatwe, dlatego Ŝe przy ogromnej róŜnorodności
rozwiązań, równieŜ formalnych, w negocjacjach istotną rolę będą odgrywały interesy
poszczególnych państw.
Tworzenie europejskiego rynku energii jest zaleŜne od rozbudowy transgranicznej
infrastruktury sieciowej. Do roku 2013 mają zostać określone warunki w europejskiej
infrastrukturze transgranicznej, oraz ma zostać stworzony polityczny klimat dla akceptacji tych
inwestycji. Przewiduje się, Ŝe jednocześnie dla juŜ planowanych projektów zostanie powołanych
czterech koordynatorów, z zadaniem pilotowania projektów priorytetowych:
- połączenia elektroenergetycznego między Niemcami, Polską, Litwą,
- połączenia z morskimi elektrowniami wiatrowymi w Europie Północnej,
- połączeń elektroenergetycznych między Francją i Hiszpanią,
- gazociągu Nabucco.
Jednocześnie na poziomie UE powstanie struktura skupiająca operatorów systemów
przesyłowych (OSP). Zadaniem tej instytucji byłoby m.in. opracowanie wspólnych minimalnych
norm bezpieczeństwa energetycznego. Na kaŜdym rynku, a szczególnie na takim, w którym
uczestniczą wszyscy mieszkańcy, część odbiorców ze względów np. materialnych będzie miała
trudności z zakupem energii. Traktując dostawę energii elektrycznej jako świadczenie usług
publicznych, naleŜy wprowadzić mechanizmy eliminujące problem „ubóstwa energetycznego”.
9
W Polsce przygotowuje się program ochrony odbiorców wraŜliwych (tu w rozumieniu na
podwyŜki energii).
1.3.3.
Solidarność pomiędzy państwami – członkami UE w aspekcie dostaw paliw
i energii
Wewnętrzny rynek energii UE zaleŜy od dostaw paliw pierwotnych z zewnątrz, przy czym
niektóre państwa członkowskie mają np. jednego dostawcę gazu. Ta sytuacja wymaga
solidarności wszystkich państw, nie tylko w okresie kryzysu na rynku energii. Dlatego Unia
z jednej strony będzie dąŜyć do właściwych relacji z tradycyjnymi dostawcami (Rosja, Algieria),
z drugiej strony będzie zabiegać o dywersyfikację dostaw.
WaŜnym elementem rynku jest wypracowanie mechanizmów pomocy państwom, które
dotknie kryzys, aby np. w przypadku wstrzymania dostaw gazu lub ropy inne państwa mogły
uŜyczyć swoich zapasów zgromadzonych w magazynach. Sprawa ma szerszy wymiar – w razie
sytuacji kryzysowej powinny zostać udostępnione, za pośrednictwem Międzynarodowej Agencji
Energii strategiczne rezerwy ropy naftowej innych krajów, równieŜ pozaunijnych, naleŜących do
OECD. Warunkiem wprowadzenia mechanizmów solidarnościowych jest rozbudowa
transgranicznych połączeń, umoŜliwiających transport ropy oraz gazu pomiędzy państwami.
W przypadku gazu waŜnym zagadnieniem jest budowa i rozbudowa terminali płynnego gazu
ziemnego oraz gazociągów i nowych magazynów gazów.
Analogiczne problemy dotyczące infrastruktury sieciowej występują w elektroenergetyce.
Dlatego w „Polityce…” kładzie się duŜy nacisk na budowę i niezawodność transgranicznych
połączeń sieciowych, co jest waŜnym elementem szeroko rozumianego bezpieczeństwa
energetycznego.
1.3.4. Ograniczenie emisji CO
2
oraz wprowadzenie systemu handlu uprawnieniami
do emisji
Zgodnie z załoŜeniami „Polityki…” głównym celem systemu handlu emisjami jest
wymuszenie w energetyce inwestycji innowacyjnych. Koszt uprawnienia do emisji powinien być
wystarczająco duŜy, aby opłacało się zainwestować w nowe instalacje, minimalizujące lub
eliminujące emisję CO
2
. W dokumencie zapowiadano dokonanie przeglądu systemu handlu
uprawnieniami i przygotowanie odpowiednich jego modyfikacji. Jak juŜ wiadomo handel
uprawnieniami do emisji CO
2
docelowo ma przyjąć formę aukcjoningu.
10
1.3.5.
Program działań na rzecz efektywności energetycznej
Efektywność energetyczna jest tym obszarem działań który będzie najbardziej dotykał
indywidualnego mieszkańca UE, a jednocześnie jest to obszar, w którym efekty
oszczędnościowe energii są najbardziej konkretne – przeliczalne. Cel strategiczny dotyczy
zmniejszenia zuŜycia energii w wyniku działań proefektywnościowych o 20% do roku 2020.
Uwzględniając przewidywany wzrost zuŜycia energii, wynikający z rozwoju gospodarczego
i społecznego, wypadkowe zuŜycie energii pierwotnej w roku 2020 ma być o 13% mniejsze niŜ
obecnie, co ma skutkować oszczędnościami rzędu 100 mld euro i ograniczeniem rocznej emisji
CO
2
o ok. 780 mln Mg. Z tego wynika, Ŝe sama poprawa efektywności energetycznej moŜe
spełnić warunek redukcji emisji CO
2
o 20%.
Kierunki prac nad poprawą efektywności energetycznej obejmują:
- opracowanie oraz wprowadzenie do ruchu pojazdów o małym zuŜyciu paliwa,
- ulepszenie systemu oznakowań klasy energochłonności i rygorystyczne egzekwowanie
uprawnień do oznaczania wyrobów klasą energochłonności,
- szybka poprawa właściwości energetycznych istniejących budynków i rozpow-
szechnienie budynków energooszczędnych, szczególnie pasywnych,
- wprowadzenie systemu opodatkowania wymuszającego działania prooszczę-
dnościowe w róŜnych obszarach gospodarki,
- podwyŜszenie sprawności wytwarzania ciepła i energii elektrycznej, oraz mini-
malizację strat przesyłu i dystrybucji.
Działania podejmowane w ramach wymienionych kierunków będą dotyczyły zarówno kaŜdego
mieszkańca (energooszczędne samochody, budynki, sprzęt i urządzenia domowe), ale
jednocześnie obejmą wytwórców i dystrybutorów energii.
1.3.6. Rozwój energetyki odnawialnej
W 1997 roku Unia Europejska zaplanowała w 2010 roku osiągnięcie 12 - procentowego
udziału energii odnawialnej w łącznym bilansie energetycznym. Okazało się, Ŝe cel ten jest
trudny do osiągnięcia z powodu znacznie wyŜszych kosztów produkcji energii ze źródeł
11
odnawialnych w porównaniu z kosztami produkcji energii elektrycznej np. w elektrowniach
węglowych i gazowych, oraz ze względu na brak spójnej i stabilnej polityki rozwoju energetyki
odnawialnej. W roku 2007 w UE produkcja energii odnawialnej wynosiła tylko 7% całkowitej
produkcji energii elektrycznej, natomiast w roku 2020 ma osiągnąć poziom 20%. Wytworzenie
20% energii odnawialnej w całkowitej energii elektrycznej jest celem trudnym do osiągnięcia.
Ale niektóre państwa juŜ osiągnęły duŜy udział energii odnawialnej w produkcji energii
elektrycznej. Energia wiatrowa zaspokaja w Danii 20% zapotrzebowania na energię elektryczną,
w Hiszpanii 8%, w Niemczech – 6%. W Szwecji w roku 2007 (kiedy przyjęto „Politykę...”),
było zainstalowanych 185 tysięcy geotermalnych pomp ciepła. Szacuje się, Ŝe gdyby pozostałe
państwa UE osiągnęły poziom państw liderów w poszczególnych rodzajach źródeł
odnawialnych, to wówczas 50 % energii elektrycznej oraz ciepła mogłoby pochodzić ze źródeł
odnawialnych. Ze względu na specyfikę warunków produkcji energii odnawialnej
w poszczególnych krajach, drogę do osiągnięcia odpowiedniego udziału energii odnawialnej w
bilansie energetycznym państwa moŜe określić samo państwo. Jednocześnie uwaŜa się, Ŝe przy
wzrastającej cenie ropy i gazu, i w wyniku zmniejszenia się popytu na te paliwa , środki nie
wydane na zakup ropy i gazu moŜna będzie przeznaczyć na budowę źródeł odnawialnych, co
dodatkowo przyczyni się do wzrostu zatrudnienia.
1.3.7. Rozwój technologii energetycznych
W „Polityce…” wskazano na zakres konkretnych działań, które naleŜy podjąć, aby osiągnąć
cele strategiczne UE w zakresie energetyki. Koncentrują się one wokół dwóch kierunków:
- obniŜenie kosztów produkcji czystej energii,
- rozwój technologii niskoemisyjnych.
W załączniku do „Polityki…” przedstawiono preferowane wysokorozwinięte
technologie produkcji energii elektrycznej – w skrócie scharakteryzowano je w tabeli 1.1.
Wartości poszczególnych parametrów mają charakter przybliŜony, ale dają moŜliwość
porównania poszczególnych technologii. NaleŜy zauwaŜyć, Ŝe w obliczeniach dotyczących
emisji CO
2
uwzględniono emisję „skonsumowaną” przy budowie źródeł - ogniw
fotowoltaicznych, elektrowni jądrowych itd. , przeliczoną na produkcję 1MWh energii.
ObniŜenie kosztów produkcji czystej energii dotyczy nie tylko obniŜenia kosztów
obecnie rozpowszechnionych technologii - energii wiatrowej, produkcji biogazu, konwersji
energii słonecznej, ale równieŜ nowych rozwiązań. NaleŜy rozwijać technologie stosowane
12
w niskoemisyjnych lokalnych źródłach energii oraz w elektrowniach o bliskiej zeru emisji CO
2
,
opalanych paliwami kopalnymi i wyposaŜonych w instalacje wychwytywania
Tabela 1.1. Charakterystyka technologii produkcji energii elektrycznej
i składowania CO
2
. Środki transportu muszą być w większym stopniu przystosowane do spalania
biopaliw drugiej generacji oraz wyposaŜone w napędy wodorowe .
„Polityka….” zawiera cały katalog uszczegółowionych działań mających na celu
doprowadzenie do opracowania niejednokrotnie zupełnie nowych urządzeń, realizujących cele
strategiczne UE w zakresie energetyki. Dotyczą one:
- zwiększenia, poprzez rozwój technologii, efektywności energetycznej budynków,
urządzeń, procesów przemysłowych i systemów transportu,
- opracowania biopaliw drugiej generacji konkurencyjnych dla pochodnych ropy i gazu,
- budowy duŜych morskich elektrowni wiatrowych, połączonych supersiecią energetyczną,
- opracowania konkurencyjnych ogniw fotowoltaicznych,
- rozwoju technologii przeróbki węgla i gazu, w szczególności technologii wychwytywania
i składowania CO
2
,
- technologii jądrowych, włącznie z syntezą jądrową.
Źródło
Technologia
Koszt
[euro/MWh]
2005 2030
EmisjaCO
2
kgCO
2
/MWh
Sprawność
[%]
Gaz
ziemny
Turbina gazowa
Turbina gazowo-parowa
45-70
35-45
55-85
40-55
440
400
40
50
Ropa
naftowa
Silnik wysokopręŜny
Spalanie rozpylone
70-80
30-40
80-95
45-60
550
800
30
40-45
Węgiel
Spalanie w kotle fluidalnym
Zgazowanie węgla (IGCC)
35-45
40-50
50-65
55-70
800
750
40-45
48
Paliwo
jądrowe
Reaktor jądrowy
40-45
40-45
15
33
Biomasa
Instalacja spalania biomasą
25-85
25-75
30
30-60
Elektrownie
wiatrowe
Lądowe
Morskie
35-110
60-150
28-80
40-120
30
10
95-98
95-98
Elektrownie
wodne
P>10 MW
P<10 MW
25-95
45-90
25-90
40-80
20
5
95-98
95-98
Słońce
Ogniwo fotowoltaiczne
140-430
55-260
100
8
13
DuŜą wagę w „Polityce…” przykłada się do technologii czystego węgla, poniewaŜ zgodnie
z przewidywaniami Międzynarodowej Agencji Energii w roku 2030 z węgla będzie się
wytwarzać dwa razy więcej energii elektrycznej niŜ obecnie, co będzie związane dodatkowo
z emisją ok. 5 mld Mg CO
2
. Ze względu na istniejące wątpliwości dotyczące wychwytywania
i składowania CO
2
, do roku 2015 zostanie wybudowanych 12 przemysłowych instalacji
wychwytywania CO
2
, które będą stanowiły poligon doświadczalny dla produkcji energii
elektrycznej w UE. Jednocześnie zostaną określone ramy czasowe, w których elektrownie
opalane węglem i gazem będą musiały zostać wyposaŜone w systemy wychwytywania
i składowania CO
2
.
1.3.8.
Rozwój energetyki jądrowej
Energia elektryczna wytwarzana w elektrowniach jądrowych w UE pokrywa ok. 30%
całkowitego zuŜycia energii elektrycznej. Cechą charakterystyczną tej energii elektrycznej jest
jej produkcja bez emisji CO
2
. Koszty produkcji energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych
są mniej wraŜliwe na ceny paliw (rudy uranowej) niŜ w przypadku innych elektrowni, poniewaŜ
koszt uranu ma niewielki udział w cenie energii. Ruda uranowa znajduje się w wielu miejscach
na Ziemi, w ilościach które wystarczą na wiele dziesięcioleci. Międzynarodowa Agencja
Energii przewiduje, Ŝe moc elektrowni jądrowych w skali globalnej zwiększy się z 368 GW
w 2005 roku do 416 GW w roku 2030. Problemem jest składowanie wypalonych prętów oraz
wygaszanie elektrowni jądrowej. W celu rozwiązania tych problemów UE uruchomi ramowy
program badawczy, w ramach którego mają być równieŜ prowadzone badania dotyczące nowych
technologii (reaktorów samopowielających, termicznych, syntezy jądrowej itp.). Jednocześnie
zostanie powołana grupa wysokiego szczebla d/s. bezpieczeństwa jądrowego i ochrony
obiektów, której zadaniem będzie m.in. opracowanie jednolitych dla UE przepisów dotyczących
energetyki jądrowej.
1.4.
Kierunki dalszych działań
Podjęcie prac umoŜliwiających osiągnięcie celów strategicznych i jednocześnie uzyskanie
pozytywnych rezultatów, stworzy bazę do rozwinięcia dalszych działań zarówno w UE, jak
i w jej kontaktach międzynarodowych. Działania te obejmują m.in. wypracowanie wspólnych
14
stanowisk podczas uzgadniania treści umów międzynarodowych, w tym szczególnie
dotyczących wystąpień na konferencjach przygotowujących projekty ograniczeń emisji CO
2
w okresie po 2012 roku. W tych sprawach UE ma mówić „jednym głosem”. Szczególnie istotne
na płaszczyźnie międzynarodowej jest partnerstwo energetyczne afrykańko-europejskie.
Potencjał energetyczny Afryki jest niewykorzystywany, szczególnie energia słoneczna,
a jednocześnie Afryka moŜe stać się miejscem transferu technologii w zakresie energetyki
odnawialnej. W przypadkach biednych krajów afrykańskich Unia przewiduje finansowanie lub
współfinansowanie niskoemisyjnych projektów energetycznych.
Na rynku wewnętrznym, w celu rozwinięcia konkurencji, naleŜy doprowadzić do pełnego
rozdzielenia przedsiębiorstw energetycznych. Rozdział własnościowy wytwarzania, dystrybucji
i obrotu jest najlepszym sposobem zapewnienia odbiorcom dostarczanej energii wyboru
dostawcy. Rozszerzenie instytucjonalne wspólnych regulatorów oraz operatorów sieci
przemysłowej w ramach UE, wpłynie na poprawę bezpieczeństwa energetycznego. Warunkiem
jest stworzenie jednolitego systemu przepisów, szczególnie dotyczących wymiany
transgranicznej. W ramach ekonomicznej ochrony ubogich odbiorców energii powinna powstać
Karta Energetyczna Odbiorców Energii.
15
2. Zmiana klimatu a energetyka
2.1. Historia przeciwdziałania zmianom klimatu
W latach pięćdziesiątych ubiegłego wieku, w wyniku zaobserwowanych takich zjawisk jak
topnienie lodowców, wysychanie jezior w Afryce i Azji rozpoczęto dokładniejsze badania
temperatury na Ziemi. Stwierdzono wzrost średniej temperatury na Ziemi i szukając jego
przyczyn wskazano na działalność człowieka, główną przyczynę upatrując w emisji CO
2
związanej z rozwojem przemysłu, który zuŜywał coraz większe ilości paliw kopalnych.
Jednocześnie propagowano wyniki wybiórczych obserwacji, potwierdzających tę tezę, dając tym
samym poŜywkę organizacjom ekologicznym. W działaniach na rzecz uznania CO
2
za głównego
winowajcę wzrostu temperatury na Ziemi wyróŜniało się dwóch ludzi: Mauric Strong oraz Al
Gore. Mauric Strong, z pochodzenia Kanadyjczyk po dosyć burzliwej karierze został głównym
doradcą Kofi Annana, sekretarza generalnego ONZ. Nazywa się go często „Ojcem Chrzestnym”
walki z dwutlenkiem węgla. W tym okresie powstaje Intergovernmental Panel of Climate
Change ( IPCC ), utworzony w 1989 roku z agendy ONZ United Nations Environment Program
(UNEP) oraz World Meteorological Organization (WMO). Od IPCC – Międzynarodowego
Panelu ds. Zmian Klimatycznych oczekiwano dostarczenia argumentów potwierdzających
główną tezę – winę antropogenicznego CO
2
za globalne ocieplenie. Formą propagacji tych
jednostronnych argumentów są konferencje organizowane pod auspicjami ONZ oraz raporty,
w których „udowadniano” z góry przyjętą tezę. Pierwszy raport IPCC z 1995 roku podpisało
2500 osób, ale część z nich w atmosferze skandalu wycofała swoje podpisy, poniewaŜ z raportu
usunięto bardziej obiektywne fragmenty przeczące przyjętej tezie.
Istotną rolę w tych działaniach odegrał M. Strong, który był głównym organizatorem
i przewodniczącym II Konferencji „Świat i rozwój” w Rio de Janeiro w 1992 roku, której
głównym tematem był wpływ antropogenicznego CO
2
na zmiany klimatu. W odpowiedzi na
jednostronne ujęcie tematyki konferencji 4000 uczonych z całego świata, w tym kilkudziesięciu
laureatów nagrody Nobla podpisało tzw. „Apel heidelberski.”
16
W „Apelu …” m.in. czytamy:
„… U progu XXI wieku jesteśmy zaniepokojeni pojawieniem się irracjonalnej ideologii,
która sprzeciwia się postępowi naukowemu i technicznemu oraz hamuje rozwój
ekonomiczny i społeczny…
… Do władz odpowiedzialnych za przyszłość naszej planety kierujemy ostrzeŜenie przed
decyzjami, za którymi stoją pseudonaukowe albo fałszywe lub nieistotne informacje…
… Jesteśmy teŜ zwolennikami ochrony biednych państw przed niebezpieczeństwami,
jakie mogą im grozić ze strony państw wysokorozwiniętych. Jednym z tych
niebezpieczeństw jest uwikłanie krajów rozwijających się w sieć nierealistycznych
zobowiązań zagraŜających ich niezaleŜności i godności…
…Największymi zagroŜeniami ludzkości są ignorancja i ucisk a nie nauka, technologia
i przemysł, które są niezbędne do kształtowania naszej przyszłości i dla rozwiązania
waŜnych problemów, takich jak nadmierny przyrost ludności, głód i szerzące się
choroby”.
Propagatorem walki z CO
2
jest były wiceprezydent USA Al Gore. Wystąpił on w głównej
roli „eksperta” w filmie Davisa Guggenheima „ Inconvential Truth” („Niewygodna prawda”).
Z filmem tym jeździł po Stanach Zjednoczonych i na spotkaniach, głównie z młodzieŜą,
przekonywał do swoich poglądów. NaleŜy zauwaŜyć, Ŝe odbiorców swoich prezentacji wybrał
bardzo trafnie – młodzieŜ szczególnie jest wraŜliwa na wszelkie ekologiczne treści,
a przedstawianie zatopionych miast przybrzeŜnych Ameryki w wyniku roztopienia lodów
Arktyki i Antarktydy mogło działać na wyobraźnię ludzi.
Odpowiedzią na film Ala Gore’a był film Martina Durkina „The Great Globar Warming
Swindle” („Wielki szfindel globalnego ocieplenia”), w którym kilkunastu naukowców
posługujących się merytorycznymi argumentami zbija wszystkie „argumenty” przedstawione
przez Al Gore’a.
W kręgach kierowniczych ONZ pogląd o CO
2
jako przyczynie globalnego ocieplenia był
obowiązujący, wsparty autorytetem IPCC. W tych gremiach powstał pomysł samoograniczenia
przez państwa członkowskie ONZ emisji CO
2
. Prace nad samoograniczeniem emisji CO
2
zostały
sfinalizowane w grudniu 1997 roku na konferencji w Kioto, której głównym organizatorem był
wspomniany juŜ M. Strong. Na mocy postanowień Protokołu z Kioto, państwa – członkowie
ONZ zobowiązały się do redukcji do 2012 roku własnych emisji o ustalone i zawarte
w załączniku do Protokołu wartości – co najmniej o 5 % w stosunku do emisji z roku 1990.
W przypadku niedoboru lub nadwyŜki emisji CO
2
sygnatariusze zobowiązali się do uczestnictwa
w wymianie handlowej – sprzedaŜy nadwyŜek lub kupna brakujących uprawnień do emisji CO
2
.
17
Protokół z Kioto został ratyfikowany przez 141 państw emitujących łącznie 61 % gazów
cieplarnianych, tym samym został spełniony warunek wejścia w Ŝycie protokołu – „2x55”;
minimum 55 krajów ratyfikujących protokół, wytwarzających minimum 55 % światowej emisji
dwutlenku węgla.
Do największych zwolenników Protokołu z Kioto naleŜy Unia Europejska, ONZ oraz
organizacje ekologiczne. Przeciwne było głównie USA. Chiny potraktowano bardzo łagodnie
przyznając zero procent redukcji emisji. Do oponentów naleŜała równieŜ Rosja, która zwlekała
z ratyfikacją obawiając się zahamowania rozwoju gospodarczego. Gdy jednak okazało się, Ŝe na
handlu emisjami moŜe świetnie zarobić – Protokół został podpisany przez Rosję 4 listopada
2004, co umoŜliwiło wprowadzenie go w Ŝycie 16 lutego 2005 roku. Wejście w Ŝycie Protokołu
z Kioto ustawiło Rosję w szczególnie korzystnej sytuacji. Emisja w roku 1990 w ZSRR była
znacznie większa od aktualnych emisji CO
2
w Rosji i po obniŜeniu emisji o 5 %, Rosja juŜ
dysponuje niewykorzystanym limitem uprawnień, o szacunkowej wartości kilkudziesięciu
miliardów euro. Wolne limity uprawnień do emisji zostaną wykupione m.in. przez kraje
wysokorozwinięte (w tym UE), które mają przekroczenia limitów. Zatem handel limitami
sprowadza się do sprezentowania Rosji kilkudziesięciu mld euro (szacunkowo 80 mld euro),
w końcowym efekcie z pieniędzy podatników krajów wysokorozwiniętych.
Polska zrealizowała ograniczenie emisji CO
2
określone w załączniku do Protokołu z Kioto
z nadwyŜką. W 2004 roku Polska powinna obniŜyć emisję o 6 % w porównaniu z 1988 rokiem,
a w wyniku restrukturyzacji przemysłu obniŜka juŜ wynosi 37, 1 procent. Przy planowanej
emisji rzędu 270 mln Mg CO
2
, Polska dysponowała limitem z Kioto równym
356 mln Mg CO
2
4
.
NadwyŜkę moŜna było sprzedać, ale dopiero w lipcu 2009 roku Sejm RP
znowelizował ustawę umoŜliwiającą handel uprawnieniami do emisji na warunkach
określonych Protokołem z Kioto.
Protokół z Kioto od samego początku miał wielu przeciwników. Najszerszy zasięg miała
Petycja Oregońska ( Deklaracja Oregońska ) – apel wzywający do odrzucenia Protokołu z Kioto,
zainicjowana bezpośrednio po spotkaniu w Kioto w 1998 roku przez prof. Fredrica Seitza
z Oregon Institute of Science and Medicine. Tekst petycji składa się z trzech akapitów
dotyczących:
- wezwania do odrzucenia przez rząd Stanów Zjednoczonych Protokołu z Kioto, jako
szkodliwego dla środowiska, nauki i ludzkości,
- wskazania, Ŝe nie istnieją przekonujące dowody na to, Ŝe gazy cieplarniane spowodują
katastrofalne zmiany klimatu,
4
Izabela Kielichowska: Polska rezerwa emisji – co dalej? Czysta Energia 12/2007.
18
- przekonania o pozytywnych konsekwencjach wzrostu CO
2
w atmosferze dla świata
roślinnego i zwierzęcego.
Podpisy pod petycją zbierano w dwóch okresach: w latach 1998 – 99, po konferencji w Kioto,
oraz pomiędzy październikiem 2007 i marcem 2008 – po wejściu w Ŝycie Protokołu
ratyfikowanego przez Rosję. W sumie zebrano ponad 31 tys. podpisów amerykańskich
naukowców z róŜnych specjalności. W wyniku weryfikacji podpisów okazało się, Ŝe niektórzy
z podpisanych nie bardzo wiedzieli, co podpisują. NiezaleŜnie od tych zastrzeŜeń, uwzględniając
liczbę podpisów, moŜna mówić o duŜym poparciu petycji przez amerykańskie środowiska
naukowe.
W kolejnej konferencji, która odbyła się pod auspicjami ONZ w grudniu 2007 roku na Bali
wzięły udział delegacje 190 państw, członków ONZ. Zamierzeniem organizatorów było
przygotowanie nowego traktatu dotyczącego redukcji emisji CO
2,
który zastąpiłby kończący się
w roku 2012 Protokół z Kioto. Traktat ten miał być znacznie bardziej restrykcyjny - obniŜenie
emisji CO
2
miało osiągnąć wartość (25-40) % do 2020 roku, przyjmując rok 1990 jako bazowy.
Większość wystąpień miała na celu uzasadnienie tak drastycznego ograniczenia emisji.
W wystąpieniach tych przedstawiono katastroficzny obraz naszej planety, który ma być
skutkiem działania antropogenicznego CO
2
. Za ograniczeniem optowała UE i część krajów
rozwijających się, szczególnie państwa - wyspy, które zgodnie z przewidywaniami autorów
referatów miały zostać zatopione. Przeciwnikiem wpisywania do traktatu konkretnych wartości
były m.in. USA oraz Japonia, a takŜe Chiny, chociaŜ emitują juŜ więcej CO
2
niŜ USA. Indie,
jako Ŝe zaliczono je do krajów rozwijających się, nie miały w ogóle redukować swoich emisji, co
uzasadniano minimalną emisją per capita, oraz koniecznością walki z biedą.
Kompromis osiągnięto raczej o charakterze propagandowym - w następnym dniu po
zakończeniu konferencji. Polegał on na przyjęciu dokumentu określającego bardzo ogólnie
dalsze działania w kwestii ochrony klimatu. Opracowana „mapa drogowa” miała doprowadzić
na kolejnej konferencji, która odbędzie się w grudniu w Kopenhadze, do przyjęcia dokumentu
który zastąpi Protokół z Kioto.
Nowym wątkiem, który się pojawił podczas konferencji był głos przedstawiciela Komisji
Europejskiej Jurgena Lefkevera, który poinformował, Ŝe ministrowie środowiska chcą, aby do
roku 2020 ograniczyć zmniejszanie obszarów leśnych, a po roku 2030 całkowicie zatrzymać ten
proces. Jego zdaniem ten sposób walki o zmniejszenie CO
2
w atmosferze będzie kosztował
rocznie (15-25) mld euro. Mimo zabiegów pozarządowych organizacji ekologicznych podczas
konferencji nie przyjęto Ŝadnych konkretnych ustaleń, pozostawiając je do rozstrzygnięcia na
konferencji w Kopenhadze.
19
Jednak lobby polityczne (i w tle biznesowe) działające na rzecz ograniczenia CO
2
doprowadziło w grudniu 2008 roku do przyjęcia przez UE pakietu klimatyczno-energetycznego,
m.in. zakładającego redukcję gazów cieplarnianych o 20 % do 2020 roku, a w grudniu 2009 roku
do przyjęcia przez Izbę Reprezentantów USA ustawy klimatycznej przewidującej redukcję
emisji CO
2
o 85% do roku 2050. O wpływie lobby biznesowego w Kongresie Stanów
Zjednoczonych świadczy sposób uchwalenia ustawy klimatycznej, opisany przez wieloletniego
korespondenta telewizji TVP oraz TVN w USA, w artykule zamieszczonym w Rzeczpospolitej
5
:
„Prezydent Barac Obama bardzo intensywnie przekonywał Izbę Reprezentantów do
przyjęcia tej ustawy. Politykom tak się spieszyło z uchwaleniem ustawy, Ŝe 341 stron
poprawek do ustawy dostarczono opozycji o 3 nad ranem, Ŝeby w tym samym dniu
mogło odbyć się głosowanie, uniemoŜliwiając jednocześnie opublikowanie treści raportu
Agencji Ochrony Środowiska (EPA), z którego wynika, Ŝe do 2030 roku czeka nas
oziębienie klimatu”.
W artykule opisano równieŜ powiązania Al Gore’a z biznesem związanym z produkcją
energii odnawialnej, samochodów elektrycznych itd. Potwierdza się w tym przypadku znane
powiedzenie: jak nie wiadomo, o co chodzi, to ….
Ale demokracja amerykańska to mechanizm działający moŜe wolniej ale skutecznie.
„Przepchanie” w Izbie Reprezentantów ustawy o redukcji emisji CO
2
, z myślą o przedstawieniu
przez Baracka Obamę na konferencji w Kopenhadze jednolitego stanowiska Stanów
Zjednoczonych, okazało się sukcesem pozornym. Ustawy do 7 grudnia, kiedy to ma się
rozpocząć ONZ-towska konferencja klimatyczna w Kopenhadze, Senat Stanów Zjednoczonych
nie rozpatrzył. W Senacie Stanów Zjednoczonych od kilku lat grupa senatorów przeciwstawia
się ideom propagowanym przez Al Gore’a. Z ich inicjatywy powstał Raport Mniejszości Senatu
Stanów Zjednoczonych, którego pierwszą wersję opublikowano w roku 2007. Zawierała ona
opinie czterystu naukowców podwaŜających tzw. „konsensus” dotyczący globalnego ocieplenia.
Raport ten był firmowany przez Komitet Środowiska i Prac Publicznych Senatu Stanów
Zjednoczonych. Kolejny raport został opublikowany 11 grudnia 2008 roku i był przedstawiony
na konferencji ONZ dotyczącej zmian klimatu w Poznaniu, ale ze względu na niezgodną z
celami organizatorów treść, nie został szeroko rozpropagowany. Uzupełniono go
wypowiedziami kolejnych naukowców w dniach 22 grudnia 2008 r. , 27 stycznia 2009 r. oraz
16 marca 2009 r. Aktualny Raport zawiera, w porównaniu z pierwszą edycją, wypowiedzi i
komentarze dodatkowych trzystu naukowców. Aktualnie w Raporcie Mniejszości Senatu
Stanów Zjednoczonych znajdują się wypowiedzi przeszło 700 naukowców, w tym kilkunastu
5
Mariusz Max Kolonko: Globalne ocieplenie czy globalna ściema, Rzeczpospolita, 15 lipca 2009.
20
noblistów. Wśród tych naukowców jest wielu, którzy poprzednio byli zwolennikami tez
propagowanych przez IPCC, ale zweryfikowali swoje poglądy, o czym otwarcie w swoich
wypowiedziach mówią. Warto dodać, Ŝe słynny IV Raport IPCC z roku 2007, propagujący tezę
o winie człowieka za globalne ocieplenie, spopularyzowaną przez media, redagowało 52
autorów. Sceptyczne w stosunku do IV Raportu IPCC opinie naukowców rosły w siłę
szczególnie w latach 2008 i 2009, a prowadzone badania i analizy rzetelnych światowych
danych podwaŜały twierdzenia autorów IV Raportu o „ustalonej nauce” i „konsensusie” wśród
naukowców.
Wzrastająca liczba sceptyków, tzn. naukowców nie uznających tezy Raportów IPCC
o decydującym wpływie działalności człowieka na globalne ocieplenie i posługujących się
rzetelnymi naukowymi argumentami, miała wpływ na zmianę wydźwięku artykułów i informacji
prasowych – coraz większa część społeczeństwa zaczyna krytycznie oceniać działania
zwolenników IPCC. We wstępie do „Raportu Mniejszości Senatu” podano równieŜ przykłady
wyników badań opinii naukowców na temat globalnego ocieplenia. Charakterystyczny jest fakt,
Ŝ
e w gremiach specjalistów odsetek sceptyków jest większy, np. z ankiety przeprowadzonej na
sympozjum Japońskiego Związku Nauki o Ziemi, które odbyło się w 2008 r. , ponad 90%
uczestników odrzucało raport IPCC.
W dalszej części „Raportu Mniejszości Senatu” na 255 stronach przytaczane są
wypowiedzi przeszło 700 uczonych, którzy poddają róŜne argumenty obalające Raport IPCC.
Przy kaŜdym z cytowanych uczonych umieszczono krótką notkę biograficzną przedstawiającą
osiągnięcia oraz pełnione funkcje. Niektóre wypowiedzi charakteryzujące autorów Raportu
IPCC i ich politycznych popleczników i mocodawców nie są pozbawione złośliwości. Trudno w
kilku zdaniach streścić wszystkie wątki wypowiedzi, ale ogólny wydźwięk „Raportu Mniejszości
Senatu” jest następujący: zmiany klimatu są spowodowane czynnikami naturalnymi, a nie
działalnością człowieka, a decydującą rolę w tych procesach odgrywają chmury i para wodna
znajdująca się w powietrzu.
Wzrastający sceptycyzm dotyczący tez zawartych w IV Raporcie IPCC dotarł do
przywódców największych państw. Na spotkaniu, które odbyło się w Singapurze 15 listopada
2009 roku przywódcy Stanów Zjednoczonych, Chin, Japonii, Rosji, Meksyku, Australii i
Indonezji uznali, Ŝe nie będą się spieszyć z deklaracjami redukcji gazów cieplarnianych, co
oznacza, Ŝe na grudniowej konferencji w Kopenhadze podjęcie wiąŜących ustaleń dotyczących
redukcji emisji CO
2
jest nierealne. Jedynie Unia Europejska ustaliła, Ŝe na konferencji w
Kopenhadze będzie mówić jednym głosem i będzie zabiegać o dalsze ograniczenie emisji CO
2
.
21
Na marginesie moŜna zauwaŜyć, jak skuteczna moŜe być grupa ludzi wyznająca jakieś
poglądy, mająca za sobą wsparcie ONZ z rozbudowanymi strukturami i potęŜnym budŜetem.
Jednocześnie efekt cieplarniany okazał się dla kierownictwa ONZ bardzo nośnym tematem
w sytuacji, gdy rola tej organizacji we współczesnym świecie maleje.
22
3. Pakiet klimatyczno - energetyczny
3.1. Wprowadzenie
Pakiet klimatyczno - energetyczny jest narzędziem realizacji polityki UE w zakresie
energetyki i ochrony środowiska w znanej formule „3x20”. Zamierzeniem UE jest do roku 2020
zmniejszenie o 20% emisji CO
2 ,
zmniejszenie energochłonności o 20%, oraz zwiększenie
produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych o 20%. Pakiet dotyczy głównie dwóch
obszarów z wymienionych „3x20”: zmniejszenia emisji CO
2
oraz zwiększenia produkcji energii
elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Stanowi on zbiór dokumentów, których projekty wcześniej
przygotowała Komisja Europejska i opublikowała je 23 stycznia 2008 roku.
Podstawowym dokumentem, określającym ramy Pakietu jest Komunikat Komisji
skierowany do Parlamentu Europejskiego, Rady, Komitetu Ekonomiczno – Społecznego oraz do
Komitetu Regionów z dnia 23.01.2008 r. Stwierdzono w nim, Ŝe rok 2007 stanowił punkt
zwrotny dla Unii Europejskiej w zakresie polityki energetycznej, połączonej z walką ze
zmianami klimatu . Unia Europejska stała się globalnym liderem w obszarze przeciwdziałania
zmianom klimatycznym kierując się zasadą zrównowaŜonego rozwoju. Komunikat ten omawia
w sposób skrótowy – całość liczy 12 stron, obszary działań szerzej opisane w następnych
dokumentach, które obecnie są juŜ aktami prawnymi w formie dyrektyw i decyzji. Dokumenty te
przez prawie rok były analizowane oraz dyskutowano nad ich ostateczną treścią. W tym okresie
poszczególne kraje negocjowały z Komisją Europejską zmianę zapisów, które w wyniku analiz
okazały się bardzo niekorzystne dla tych krajów. Ostateczne negocjacje przeprowadzono
w dniach 11 – 12 grudnia 2008 roku i 17 grudnia 2008 r. Parlament Europejski zatwierdził pakiet
klimatyczno - energetyczny. Wszystkie projekty podlegały procedurze współdecydowania, która
polega na uzyskaniu przez Parlament Europejski uprawnień legislacyjnych równowaŜnych do
uprawnień Rady. Konsensus pomiędzy Parlamentem Europejskim i Radą umoŜliwił przyjęcie
pakietu w pierwszym czytaniu.
23
3.2. Zakres tematyczny pakietu klimatyczno - energetycznego
3.2.1.
System handlu emisjami (EU Emissions Trading System – EU ETS).
Europejski System Handlu Emisjami (ETS) obecnie jest oparty na krajowych planach
rozdziału uprawnień do emisji CO
2
, przygotowanych przez państwa - członków UE,
korygowanych i zatwierdzanych przez Komisję. Plan rozdziału określa maksymalną masę CO
2
,
którą moŜe wyemitować kaŜdy kraj i kaŜde przedsiębiorstwo w systemie ETS. JeŜeli
przedsiębiorstwa planują przekroczenie przyznanego limitu, muszą zakupić dodatkowe
uprawnienia do emisji. JeŜeli emitują mniej, mogą niewykorzystane uprawnienia sprzedać.
Systemem tym w UE objętych jest ponad 10 000 instalacji w sektorze energetycznym i innych
gałęziach przemysłu, które emitują blisko 50 % całkowitej emisji CO
2
i 40% gazów
cieplarnianych.
W Dzienniku Urzędowym Komisji Europejskiej z dnia 5 czerwca 2009 opublikowano tekst
Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009r.
zmieniającej Dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnego systemu
handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. We wstępnej części Dyrektywy
2009/29/WE
jako
uzasadnienie
podjętych
rozwiązań
przywołano
stwierdzenie
Międzynarodowego Zespołu ds. Zmiany Klimatu (IPCC), według którego rok 2020 ma być
ostatnim rokiem wzrostu emisji gazów cieplarnianych w skali światowej. Środkiem
wymuszającym zmniejszanie emisji ma być restrykcyjny handel uprawnieniami do emisji gazów
cieplarnianych.
Kluczowe decyzje dotyczące handlu uprawnieniami do emisji będą dotyczyły lat 2013-
2020. W roku 2020 emisja CO
2
do atmosfery ziemskiej ma być mniejsza o 20% w porównaniu
do emisji z roku 1990. Jednocześnie wprowadzono dodatkowy warunek – w 2020 roku emisja
powinna być mniejsza o 21% w porównaniu do roku 2005. O ile pierwszy warunek jest przez
Polskę spełniony (w 1990 roku, przed transformacją gospodarki, emisja CO
2
sięgała 380 mln
ton, przy obecnym poziomie 208,5 mln ton), to spełnienie drugiego warunku będzie trudniejsze
(w 2005 roku emisja w przybliŜeniu była równa 210 mln ton). Dotychczas systemem handlu
uprawnieniami do emisji były objęte: elektroenergetyka, rafinerie ropy naftowej oraz produkcja
materiałów budowlanych. Nowa propozycja rozszerza wykaz przedsiębiorstw o przemysł
petrochemiczny oraz przemysły produkujące aluminium, amoniak i stal.
24
W przypadku sektora wytwarzania energii elektrycznej wprowadzono ogólną zasadę, Ŝe po
roku 2013 wszystkie uprawnienia do emisji będą kupowane na aukcjach. Na szczycie Rady
Europejskiej w grudniu 2008 roku przyjęto, Ŝe dla niektórych państw (głównie nowych
członków UE), aukcjoning będzie wprowadzany stopniowo; w 2013 roku 70% uprawnień na
ustalone limity emisji będzie przyznawane poza aukcjami – nieodpłatnie. W kolejnych latach
udział nieodpłatnych uprawnień będzie corocznie zmniejszany o 10% – w 2020 wszystkie
uprawnienia będą nabywane w drodze aukcjoningu.
W przypadku pozostałych sektorów energochłonnych równieŜ wprowadzony zostanie
aukcjoning, jednak „łagodniejszy” – w 2013 roku przedsiębiorstwa otrzymają 80% uprawnień na
emisję nieodpłatnie, a 100 procentowy zakup uprawnień będzie obowiązywał dopiero w 2027
roku. Złagodzenie nastąpiło w trakcie finału negocjacji w grudniu 2008 roku w obawie przed
”wyciekiem dwutlenku węgla”. Istnieją obawy, Ŝe przedsiębiorstwa o wysokoemisyjnej
technologii przeniosą produkcją do krajów trzecich (wyciek CO
2
), gdzie nie będą obowiązywały
tak restrykcyjne przepisy dotyczące emisji CO
2
, co stanie się ze szkodą dla gospodarki UE.
Organizacja aukcjoningu uprawnień do emisji jest przedmiotem dyskusji, ale zakłada się, Ŝe ok.
50 procent wpływów za uprawnienia do emisji będzie przeznaczone na obniŜenie emisji gazów
cieplarnianych , rozwój OZE, zapobieganie wylesianiu oraz na pomoc krajom trzecim, w których
gwałtowny wzrost cen energii elektrycznej moŜe być powodem niepokojów społecznych. Kraje
członkowskie będą mogły równowaŜyć zakup uprawnień do emisji inwestycjami
proekologicznymi w krajach trzecich, głównie rozwijających się, przy czym zmniejszenie emisji
spowodowanej inwestycją nie moŜe przekraczać 50 procent limitów przypadających na kraj –
inwestora na lata 2013 – 2020.
W celu złagodzenia nadmiernych obciąŜeń spowodowanych zmianą systemu ETS
w niektórych krajach, wprowadzono mechanizm solidarnościowy. Kraje, w których PKB
(per capita) jest mniejszy od średniej unijnej otrzymają dodatkową pulę uprawnień na emisję;
10% łącznej sumy uprawnień do emisji zostanie rozdysponowane wśród 19 krajów (w tym
Polskę), a dodatkowo 2% otrzyma 10 nowych państw UE (w tym Polska).
Wprowadzono równieŜ kryteria klasyfikujące instalacje do udziału w ETS – objęte nim zostaną
instalacje o mocy od 35 MW i emitujące więcej niŜ 25 tys. Mg CO
2
kaŜdego roku, w okresie 3
lat poprzedzających wejście w Ŝycie znowelizowanego systemu ETS.
25
3.2.2.
Redukcja emisji
Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2009/406/WE z dnia 23 kwietnia 2009
w sprawie wysiłków podjętych przez państwa członkowskie, zmierzające do zmniejszenia emisji
gazów cieplarnianych w celu realizacji do roku 2020 zobowiązań wspólnoty dotyczących
redukcji emisji gazów cieplarnianych dotyczy sektorów nieobjętych systemem ETS – transportu,
budownictwa, usług, rolnictwa oraz gospodarki odpadami, które emitują do atmosfery ok. 60%
gazów cieplarnianych. Ustalono, Ŝe limity dla poszczególnych krajów UE rozdzielone zostaną
proporcjonalnie do PKB tych krajów odniesionych na mieszkańca (per capita). Z przeliczenia
wynika, Ŝe niektóre kraje będą miały nadwyŜkę – Polska o 14%, Słowacja o 13%, Bułgaria
o 20%. Większość krajów dawnej UE – 15 będzie musiała obniŜyć emisję – niektóre aŜ o 20 %:
Dania, Irlandia, Luksemburg. Przekroczenie limitów jest uwzględnione w przyszłorocznym
limicie z mnoŜnikiem 1,08; nie przewiduje się kar pienięŜnych za przekroczenie.
Ostateczna wersja rozdziału limitów zostanie ustalona po konferencji klimatycznej, która
odbędzie się w Kopenhadze w grudniu 2009 roku.
3.2.3.
Geologiczne składowanie CO
2
Elektrownie węglowe, gazowe i inne wykorzystujące pochodne paliw pierwotnych emitują
do atmosfery ok. 40% CO
2
z emisji objętej systemem ETS. Pomysł ograniczenia emisji CO
2
polegający na wychwyceniu go ze spalin i składowaniu w strukturach skalnych technologicznie
jest realizowalny – wątpliwości dotyczą samej idei oraz strony ekonomicznej. Problem ten
uregulowano w Dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE z dnia 23 kwietnia
2009 roku w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla oraz zmieniającą dyrektywę
Rady 85/337/EWG, Euratomu, dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2000/60/WE,
2001/80/WE, 2004/35/WE, 2006/12/WE, 2008/1/WE i rozporządzenie WE nr 1013/2006(1).
Postanowiono, Ŝe ostateczna weryfikacja tego pomysłu nastąpi po wybudowaniu w UE
dwunastu instalacji przemysłowych do wychwytywania CO
2
. Środki na powstanie tych instalacji
mają pochodzić ze sprzedaŜy w ramach systemu ETS uprawnień na emisję CO
2
. Przedmiotem
negocjacji była wysokość środków. Początkowo Parlament Europejski proponował
przeznaczenie na ten cel środków ze sprzedaŜy, 500 mln uprawnień do emisji. Rada
26
proponowała kwotę niŜszą, uzyskaną ze sprzedaŜy od 100 do 200 mln uprawnień do emisji.
Ostatecznie ustalono, Ŝe na sprawdzenie skuteczności technologii CCS (Carbon Capture &
Storage) przeznaczone zostaną środki ze sprzedaŜy 300 mln uprawnień. Kwota zaleŜeć będzie od
ceny jednego uprawnienia do emisji CO
2
w okresie budowy instalacji jego wychwytywania.
Szacuje się, Ŝe ze sprzedaŜy uprawnień uzyska się kwotę 6-9 mld euro, co wystarczy na
realizację 9 lub 10 projektów demonstracyjnych.
Przewiduje się, Ŝe wszystkie nowobudowane elektrownie będą musiały posiadać instalacje
wychwytywania CO
2
oraz określone miejsca jego składowania.
3.2.4.
Emisja CO
2
ze środków transportu z silnikami spalinowymi
Sektor transportu jest źródłem 12% emisji CO
2
. Uzgodniono, Ŝe średnia emisja CO
2
ś
rodków transportu, z obecnie 160 g CO
2
/km zmniejszy się do roku 2012 do 120 g CO
2
/km.
ObniŜenie emisji CO
2
ma zostać osiągnięte poprzez ulepszenie rozwiązań technicznych środków
transportu oraz w wyniku stosowania biopaliw. Docelowo, w roku 2020 nowe samochody będą
musiały charakteryzować się emisją zmniejszoną do 95 g CO
2
/km, przy czy co roku, poczynając
od roku 2012, dla nowych pojazdów ustalane będą niŜsze wartości emisji CO
2
. Określono
równieŜ kary, którymi będą obciąŜani producenci samochodów nie spełniających po roku 2012
granicznych wartości emisji CO
2
, ustalonych dla kaŜdego roku. KaŜdy wyprodukowany
samochód o przekroczonej w stosunku do granicznej wartości emisji będzie obciąŜony opłatą
karną, zaleŜną od skali przekroczenia. Przykładowo – za pierwszy gram CO
2
przekroczenia
granicznej wartości producent zapłaci 5 euro za kaŜdy wyprodukowany samochód, a za czwarty
gram i kolejne – po 95 euro za kaŜdy przekroczony gram CO
2
. Od 2020 roku kaŜde
przekroczenie emisji CO
2
będzie obciąŜone karą 95 euro za gram CO
2
(licząc od pierwszego
grama).
3.2.5.Energia ze źródeł odnawialnych
Problemy dotyczące rozwoju odnawialnych źródeł energii rozstrzyga Dyrektywa
Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 roku w sprawie
promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca
dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE.
27
Dyrektywa określa cel ogólny: do roku 2020 udział odnawialnych źródeł energii (OZE)
w bilansie energetycznym UE ma osiągnąć wartość 20%. Cel ten dotyczy UE i obciąŜenie
poszczególnych krajów będzie zaleŜne od aktualnego poziomu produkcji energii elektrycznej ze
ź
ródeł odnawialnych. NaleŜy zwrócić uwagę, Ŝe w strukturze produkcji energii elektrycznej
niektórych krajów, udział OZE jest juŜ obecnie wyŜszy od 20 % (Austria, Szwecja). Z drugiej
strony, uwzględniając trudności innych krajów w dochodzeniu do 20% udziału energii
odnawialnej, zaproponowano poszczególnym krajom róŜne docelowe udziały OZE w produkcji
energii elektrycznej. Zgodnie z tymi propozycjami Polska w 2020 roku ma osiągnąć 15%
udziału OZE w produkcji energii elektrycznej.
Jednocześnie w transporcie drogowym do roku 2020 udział biopaliw ma osiągnąć poziom
10%. Ze względu na duŜą róŜnorodność biopaliw, m.in. ze względu na stopień przetworzenia
proponuje się stosowanie przeliczników dla paliw drugiej generacji – nie konkurujących
z produkcją Ŝywności.
28
4. Efekt cieplarniany
4.1. RównowaŜnik CO
2
Pojęcie efektu cieplarnianego stało się dzisiaj jednym z najczęściej uŜywanych haseł, ale
jednoczenie chyba najmniej zrozumiałym. Zjawisko to jako pierwszy badał juŜ w 1824 roku J.B.
Fourier. Ze względu na podobieństwo zjawisk w skali globalnej oraz w szklarni, gdzie
w wyniku istnienia szklanej bariery temperatura wewnętrzna jest wyŜsza od zewnętrznej,
zjawisko to niekiedy nazywa się efektem szklarniowym.
W potocznym rozumieniu efekt cieplarniany kojarzy się z emisją CO
2
, co tylko
w niewielkim stopniu jest zgodne z faktami. Częściej uŜywa się pojęcia gazów cieplarnianych,
których definicja obejmuje nie tylko dwutlenek węgla CO
2
, metan CH
4
, podtlenek azotu N
2
O,
ale została rozszerzona na fluoropochodne węglowodorów HFC
n
, perfluoropochodne związków
węgla PFC
n
i sześciofluorek siarki SF
6
6
. Wpływ poszczególnych gazów na zjawiska związane ze
wzrostem temperatury atmosfery jest róŜny. Dlatego obliczono współczynniki określające ile
razy wpływ zjawisk związanych ze wzrostem temperatury pod wpływem konkretnego gazu jest
większy od wpływu CO
2
. Współczynnik ten nazwano potencjałem tworzenia efektu
cieplarnianego i oznaczono GWP (Global Warming Potential). Dla metanu GWP jest
w przybliŜeniu równe 24, dla podtlenku azotu N
2
O - ok. 30, czterofluorku węgla
4
CF - ok. 5700.
Na uwagę zasługuje duŜa wartość GWP stosowanego w elektroenergetyce sześciofluorku siarki
SF
6
– 22 200. MnoŜąc ten współczynnik przez masę poszczególnych gazów i sumując wyniki
otrzymuje się równowaŜnik dwutlenku węgla CO
2
, oznaczany równieŜ, jako CDE (Carbon
Dioxide Equivalent). Oznacza to, Ŝe emisja 1 mln Mg CH
4
daje taki sam wpływ na wzrost
temperatury atmosfery jak 25 mln Mg CO
2
. Podobnie emisja 1 mln ton podtlenku azotu N
2
O
daje taki sam efekt jak ok. 300 mln Mg CO
2
. Dlatego w przypadku opisu wpływu gazów
cieplarnianych na wzrost temperatury podaje się wartość w jednostce równowaŜnika dwutlenku
węgla z dodatkową literą „e” np. mln Mg CO
2e
, lub mln ton CO
2e
. Z całej grupy gazów
cieplarnianych, ze względu na duŜą zawartość w powietrzu, mimo małego potencjału
termicznego największy wpływ na zmianę klimatu ma CO
2
i dlatego analiza efektu
6
Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady Nr 2009/406/WE, z dnia 23 kwietnia 2009r. w sprawie wysiłków
podjętych przez państwa członkowskie zmierzające do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych.
29
cieplarnianego będzie ukierunkowana na ten gaz. NaleŜy zauwaŜyć, Ŝe H
2
O dopiero od
niedawna jest wliczane do gazów cieplarnianych – chociaŜ nie w dokumentach IPCC. Dlatego
naleŜy przyjrzeć się bliŜej procesom, które zachodzą w naszej atmosferze i które skutkują – jak
to potwierdzają obserwacje i wyniki pomiarów, wzrostem średniej temperatury Ziemi.
4.2. BudŜet CO
2
w biosferze
Identyfikację zjawisk związanych z „efektem cieplarnianym” naleŜy rozpocząć od analizy
tego co ma wpływ na atmosferę – otoczkę gazową Ziemi o grubości kilkudziesięciu kilometrów.
Uwzględniając, Ŝe promień Ziemi równy jest ok. 6400 km, to obiektem naszych zainteresowań
są dziesiętne części procenta promienia Ziemi. Zachowując proporcje, grubość naszej atmosfery
odpowiada grubości warstwy lakieru na gabinetowym globusiku. Z kolei, skorupa ziemi ma
równieŜ grubość od zerowej (wulkany) do kilkudziesięciu kilometrów, – co w przybliŜeniu
odpowiada równieŜ dziesiętnym częściom procenta promienia Ziemi. Pod skorupą jest juŜ
półpłynna magma, a dalej w głąb Ziemi, w wyniku wzrostu ciśnienia i temperatury magma się
ustala tworząc powłokę kulistą. Przy dalszym wzroście temperatury, zbliŜając się do środka
Ziemi przyjmuje postać płynną, krąŜąc we wnętrzu kuli ziemskiej. UwaŜa się, Ŝe te ruchy
konwekcyjne zjonizowanej substancji są przyczyną ziemskiego pola magnetycznego. Ruchy
konwekcyjne musiały ulegać zmianie, poniewaŜ zmieniało się pole magnetyczne Ziemi (m.in.
bieguny magnetyczne ulegały przemieszczeniu). Zamiana cyrkulacji musiała skutkować
w przeszłości zmianą temperatury Ziemi. Jądro, zgodnie z aktualną wiedzą, jest stałe
o temperaturze ok. (3-5) tys. ºC, i przy ogromnym ciśnieniu jakie tam występuje musi w nim
powstać reakcja termojądrowa. Gdyby we wnętrzu Ziemi nie występowała w wyniku reakcji
termojądrowej ciągła generacja ciepła, to temperatura naszej planety w całej objętości, przy
istniejącym gradiencie temperatury wyrównałaby się w ciągu kilku tysięcy lat. NaleŜy pamiętać,
Ŝ
e temperatura warstwy przy powierzchni Ziemi zmienia się w okresie zima-lato do głębokości
zaledwie kilkunastu metrów. PoniŜej rozkład temperatur nie jest zaleŜny od pory roku. Nawet ta
uproszczona analiza zjawisk zachodzących we wnętrzu Ziemi uświadamia nam, Ŝe nasza planeta
jest potęŜnym źródłem ciepła, które z warstw połoŜonych w głębi Ziemi przenika do skorupy
i wypromieniowuje w przestrzeń kosmiczną. NaleŜy zauwaŜyć, Ŝe biosfera, a więc warstwa,
w której rozwinęło się Ŝycie, stanowi znikomy ułamek procenta promienia kuli ziemskiej. Ale na
zjawiska, które występują w biosferze i które obserwujemy i odczuwamy, ma wpływ wszystko
to, co dzieje się nad nami i pod nami.
30
Analizując wpływ CO
2
na efekt cieplarniany naleŜy sporządzić jego przybliŜony bilans
w skali globu. Największym rezerwuarem dwutlenku węgla są morza i oceany. W wodzie
morskiej, jako w wyniku procesów geofizycznych, ale równieŜ biologicznych, znajduje się – jak
się szacuje od 130 000 do 150 000 mld Mg CO
2
. Rocznie uwalnia się do atmosfery ok. 330 mld
Mg. Z porównania tych wartości wynika, Ŝe ten rezerwuar wystarczy jeszcze na długo, nie
uwzględniając ciągłego zwiększania masy CO
2
w wyniku erupcji podwodnych wulkanów.
Ocenia się, Ŝe rośliny ziemi asymilują rocznie ok. 400 mld Mg CO
2
. Udział w bilansie rocznym
dwutlenku węgla części pochodzącej z działalności człowieka wynosi ok. 29 mld Mg (emisje
przemysłu, transportu itd.). Z drugiej strony od wielu lat utrzymuje się w atmosferze
w przybliŜeniu stały poziom dwutlenku węgla – ok. 2 900 mld Mg. Jak z tego wynika udział
działalności człowieka w bilansie CO
2
w atmosferze jest w przybliŜeniu równy 1%. W powietrzu
wdychanym przez człowieka udział CO
2
liczony w procentach masy powietrza jest
w przybliŜeniu równy 0,04 %, w powietrzu wydychanym 0,4 %, co uwzględniając całą
populację ludzi daje ok. 6,6 mln Mg CO
2
dziennie i ok. 2,4 mld Mg CO
2
w skali roku.
4.3. Przyczyna czy skutek globalnego ocieplenia
Autorzy raportu IPCC uwaŜają, Ŝe przyczyną wzrostu średniej temperatury ziemi jest
wzrost antropogenicznego dwutlenku węgla w atmosferze. Autorzy wielu innych inicjatyw –
Deklaracji Oregońskiej, Apelu Heidelberskiego, itp., wskazują na wzrost dwutlenku węgla
w atmosferze jako pochodną wzrostu temperatury, spowodowaną przyczynami naturalnymi.
Ś
rednia temperatura Ziemi zmienia się w skali roku, dziesiątek i tysięcy lat. Na zmianę
temperatury Ziemi ma wpływ wiele czynników, nie tylko trudnych do zdefiniowania, ale co jest
istotne, do właściwego opisania. Dlatego zmiany temperatury, w krótkich okresach czasu mają
charakter przypadkowy, chociaŜ moŜna w tych zmianach wskazać na pewne tendencje
i w dłuŜszym okresie czasu wykryć prawidłowości.
Jednym z „koronnych” dowodów wskazujących na CO
2
jako przyczynę globalnego
ocieplenia są wyniki badań rdzeni lodowych - stanowią one zapis historii klimatu. Wiercenia w
lodach Arktyki oraz Antarktydy wykonywali Rosjanie, Japończycy, ale największym sukcesem
zakończyły się one w stacji polarnej Dome Concordia we wschodniej części Antarktydy,
zrealizowane w ramach programu EPICA ( Europen Project for Ice Coring in Antarctica).
Polarnicy wydobyli rdzeń lodowy o długości 3270 m, zawierający historię klimatu w ostatnich
750 tysiącach lat. W takim rdzeniu moŜna wyróŜnić nawet roczne przyrosty lodu. Zawarte w
31
nich izotopy wodoru i tlenu pozwalają określić, jaka temperatura panowała w okresie tworzenia
kolejnej warstwy. Molekuły wody zawierające cięŜkie izotopy deuteru lub tlenu
18
O znajdujące
się w parze wodnej w niskiej temperaturze kondensują szybciej niŜ molekuły składające się
z lekkich izotopów. Stosunek koncentracji lekkich i cięŜkich izotopów pozwala na określenie
temperatury w momencie kondensacji. W pęcherzykach uwięzionego w lodzie powietrza
znajduje się równieŜ CO
2
, CH
4
, itd., które moŜna określić ilościowo metodami spektralnymi.
Badania te wykazały, Ŝe przeciętnie co 15 tys. lat temperatura ziemi wzrastała i wzrostowi temu
towarzyszył wzrost CO
2
. Wyciągnięto stąd wniosek, Ŝe CO
2
jest przyczyną wzrostu temperatury,
i Ŝe analogiczny proces ma miejsce obecnie. Z pomiarów wynikało, Ŝe w okresach wzrostu
zawartość CO
2
zwiększa się z przeciętnej 240 ppm do 290 ppm. Porównując obecny wzrost –
w ostatnich latach poziom CO
2
wzrósł z 315 ppm w roku 1950 do 380 ppm w roku 2007., moŜna
być zaniepokojonym o przyszłość Ziemi. Autorzy raportu IPCC ogłosili, Ŝe gdy poziom CO
2
osiągnie wartość 450 ppm, co stanie się za 10-20 lat , będzie to skutkowało wzrostem
temperatury o 2°C, to lody Arktyki i Antarktydy stopnieją i poziom wód w oceanach podniesie
się o (6-7) metrów. Obecnie juŜ twierdzą, Ŝe moŜe się podnieść o kilkadziesiąt centymetrów.
Metody badania rdzeni lodowych wykorzystują największe osiągnięcia nauki, ale mierzone
są ilości śladowe np. cięŜkich izotopów, składu mikropęcherzyków powietrza itd. W takim
przypadku niepewność pomiaru jest bardzo duŜa. Uwzględniając równieŜ trudności w określeniu
wielkości wpływowych na wynik pomiaru, niektórzy badacze uwaŜają, Ŝe otrzymane
z pomiarów wartości CO
2
są zaniŜone. Jednocześnie naleŜy zauwaŜyć, Ŝe pośrednie pomiary
CO
2
w rdzeniach lodowych przeprowadzono przy załoŜeniu, Ŝe w lodzie polarnym nie występuje
płynna woda, co jest błędnym załoŜeniem. W kaŜdym lodzie, łącznie z arktycznym występuje
płynna woda, w której CO
2
jest 70 razy bardziej rozpuszczalne niŜ np. azot. Dlatego badając
pęcherzyki powietrza mierzy się tylko CO
2
w gazie, natomiast nie uwzględnia się nasycenia
wody CO
2
, które moŜe być bardzo duŜe. Dlatego ocenia się, Ŝe wyniki pomiaru zawartości CO
2
w pęcherzykach rdzeni lodowych są zaniŜone o kilkadziesiąt lub więcej procent.
Jednocześnie z wykresów, gdzie czas na osi czasu liczony jest w setkach tysięcy lat, trudno
skorelować wzrost zawartości CO
2
oraz temperatury. Profesor Kapica stwierdza wprost, Ŝe
w przypadku rdzeni lodowych pomylono skutek z przyczyną – wpierw wzrasta temperatura,
a następnie CO
2
7
. Jak z tego wynika, nawet w pozornie tak prostym przypadku pojawiają się
zasadnicze wątpliwości.
7
D. Mołdanow: Globalnoje pocieplenie i ozonowyje dyry – naukowoobraznyje mity. Energetyka i Promyszlennost
Rosii 7/2001
32
Rdzenie lodowe umoŜliwiały zidentyfikowanie cykliczności zmiany temperatur na
przestrzeni setek tysięcy lat. Udokumentowany cykl o okresie 12 000 lat obejmuje równieŜ nasz
czas, w którym występują wyraźne zmiany temperatury. Na wykresach moŜna zauwaŜyć inne
cykle o krótszym czasie trwania, nakładające się na cykle o czasie trwania 1500 lat, o mniejszej
skali zmiany temperatur. W czasach nowoŜytnych, od II-go do VI-go wieku temperatura Ziemi
obniŜyła się i następnie wzrosła w wiekach IX oraz XIII. W kolejnym okresie od XIII wieku do
połowy XIX nastąpiło gwałtowne oziębienie nazywane „małą epoką lodową”. Obecnie
znajdujemy się w okresie ocieplenia, w którym pojawiają się krótkie fazy oziębienia (np.
w latach 1940 – 1975). Takich cykli kolejnego oziębiania i ocieplania z rdzeni lodowych
odczytano ponad 600.
Kolejne cykle wiąŜą się z 11 - letnim okresem aktywności słońca. W 1991 roku Duńczycy
E.Friss – Christiansen i K. Lassen wykazali pełną korelację aktywności słońca oraz temperatury
powietrza w latach 1861 – 1989. Mechanizm tego zjawiska wyjaśnili w 1997 roku Svensmark
i Friss – Christiansen, którzy znaleźli ścisłą zaleŜność pomiędzy wielkością zachmurzenia
a natęŜeniem promieniowania kosmicznego i nasłonecznieniem. Okazało się, Ŝe promieniowanie
kosmiczne docierające do Ziemi jest regulowane aktywnością słońca lub dokładniej
intensywnością występowania plam słonecznych, z którymi związane są gwałtowne zaburzenia
pola magnetycznego na Ziemi ujawniające się w formie tzw. burz magnetycznych. Pole
magnetyczne wywołane przez plamy na słońcu, rozchodzące się w przestrzeni powoduje ugięcie
fal promieniowania kosmicznego – w ten sposób mniej promieniowania z kosmosu dociera do
atmosfery ziemskiej. W okresach małej aktywności słońca więcej promieniowania dociera do
troposfery, powodując jonizacje cząstek powietrza, tworząc w ten sposób jądra kondensacji
wokół których skrapla się para wodna. Powstaje wtedy więcej chmur tworzących barierę
pomiędzy słońcem a powierzchnią Ziemi. Z pomiarów aktywności słonecznej wynika, Ŝe
ostatnie kilkanaście lat było okresem wyjątkowego „spokoju” słońca, co w efekcie sprzyjało
równieŜ powstawaniu chmur.
4.4. Zjawiska fizykalne w efekcie cieplarnianym
Aby zrozumieć mechanizm powstawania efektu cieplarnianego naleŜy przeanalizować
zjawiska fizykalne występujące w chmurach lub szerzej w atmosferze, przy przenikaniu przez
nie promieniowania słonecznego, szczególnie efekt „wycinania” z widma promieniowania
niektórych długości fal w wyniku rezonansów cząsteczkowych.
33
KaŜda cząsteczka gazu o liczbie atomów równej lub większej niŜ trzy, przedstawiając ją
w sposób bardzo poglądowy, moŜe mieć w róŜny sposób ułoŜone atomy – np. w cząsteczce
wody dwa atomy wodoru mogą być względem tlenu w róŜny sposób ułoŜone. Analizując te
róŜne rozłoŜenia atomów moŜna stwierdzić, Ŝe część z nich ma oś symetrii. WzdłuŜ kaŜdej osi
moŜe wystąpić rezonans cząsteczkowy oscylacyjny o ściśle określonej częstotliwości. JeŜeli
cząsteczkę umieści się w polu elektromagnetycznym to atomy (mające odpowiedni ładunek
elektryczny) będą się przemieszczać zgodnie z kierunkiem zmian pola. Te wychylenia będą
największe w przypadku wystąpienia rezonansu cząsteczkowego, tzn. wtedy, gdy częstotliwość
zmian pola elektromagnetycznego będzie równa częstotliwości rezonansowej cząsteczki
8
.
KaŜdemu przemieszczeniu atomów musi towarzyszyć dysypacja energii, którą w tym przypadku
moŜna interpretować jako ciepło wydzielone w wyniku oddziaływania pól, powodujące wzrost
energii termicznej cząsteczki. JeŜeli wydziela się ciepło, to ta energia musi być pobrana
z jakiegoś źródła. Tym źródłem jest fala elektromagnetyczna – i cząsteczki zwiększając swą
energię zmniejszają natęŜenie fali elektromagnetycznej o częstotliwości równej częstotliwości
rezonansu. Efekt ten nazywa się wycinaniem fali z widma. Cząsteczka pochłaniając energię
zwiększa swoją amplitudę drgań termicznych, którą odczuwamy dotykając „ciepłych”
przedmiotów. Rezonansów cząsteczki, jak juŜ wspomniano, moŜe być kilka – i dla kaŜdej
częstotliwości rezonansowej cząsteczka „wycina” inną falę elektromagnetyczną. Zjawiska
związane z rezonansem cząsteczek wieloatomowych są bardziej złoŜone niŜ to wynika
z przedstawionego opisu. W cząsteczkach wieloatomowych występuje równieŜ rezonans
pomiędzy dwoma atomami, który poprzez oddziaływania polowe przenosi się na inne atomy.
W wyniku efektu Ramana, na widmo absorpcyjne nakłada się dodatkowo widmo Ramana
wprowadzając kolejne tłumione częstotliwości.
Po przeanalizowaniu mechanizmu wycinania fal z widma naleŜy określić zmiany widma
promieniowania słonecznego, które zawiera wszystkie częstotliwości z zakresu promieniowania
widzialnego, podczerwonego i częściowo ultrafioletowego. W analizie promieniowania
posługujemy się pojęciem długości fali elektromagnetycznej – obliczamy ją dzieląc prędkość
ś
wiatła przez częstotliwość. Długość fali światła widzialnego zawiera się w granicach od ok. 0,4
µ
m do ok. 0,7 µm, natomiast zakres promieniowania podczerwonego obejmuje długość fali od
ok. 0,7µm do 20 lub u niektórych autorów do 40 µm.
8
Encyklopedia fizyki współczesnej, PWN, Warszawa 1984.
34
Na rysunku 4.1 przedstawiono widmo promieniowania słońca, jako ciała doskonale
czarnego o temperaturze 5525 K
10
. Promieniowanie słońca zmierzone przed wniknięciem do
atmosfery ma obwiednię bardzo zbliŜoną do krzywej promieniowania ciała doskonale czarnego
opisanego równaniem Plancka. Promieniowanie dochodzące do powierzchni Ziemi ma mniejsze
natęŜenie, a widmo wykazuje charakterystyczne „studnie”, spowodowane wycięciem fal
elektromagnetycznych
o
częstotliwościach
równych
częstotliwościom
rezonansowym
cząsteczek. Najwięcej wycięć fali elektromagnetycznej spowodowanych jest przez H
2
O.
Rys.4.1. Widmo promieniowania słonecznego przed i po przeniknięciu przez atmosferę.
Na rysunku 4.2 przedstawiono charakterystykę promieniowania słonecznego oraz
ziemskiego, jako ciała doskonale czarnego w temperaturach (210-310) stopni Celsjusza
9
. Pod
widmami ciał doskonale czarnych wrysowano widma promieniowania po przejściu przez
atmosferę: dla promieniowania słonecznego zmierzone na powierzchni Ziemi, a dla
promieniowania emitowanego z Ziemi – w górnych warstwach atmosfery. Pole pomiędzy
widmami jest proporcjonalne do ciepła wydzielanego w atmosferze. Na kolejnym wykresie
przedstawiono charakterystykę tłumienia fal promieniowania. Wartość 100% oznacza, Ŝe
następuje całkowite wytłumienie fali o określonej długości. Następne wykresy przedstawiają
udział H
2
O, CO
2
, CH
4
itd. w tłumieniu fal, czyli pokazują zakresy fal wytłumionych przez
poszczególne gazy cieplarniane. Na wykresach widoczny jest znacznie większy udział
w tłumieniu fal elektromagnetycznych H
2
O niŜ CO
2.
9
http://pl.wikipedia.org/wiki/efektcieplarniany
35
Całkowite lub częściowe wycięcie fal widma promieniowania słonecznego oraz ziemskiego
nastąpiło w wyniku rezonansów cząsteczkowych, głównie H
2
O – kilku rezonansów dla róŜnych
częstotliwości rezonansowych. Im więcej cząstek wody, i innych gazów, tym więcej rezonansów
i tym większe jest pochłanianie ciepła i nagrzewanie atmosfery – jej temperatura wzrasta. Jak juŜ
wspomniano ciepło Ziemi jest wypromieniowywane w przestrzeń kosmiczną. NatęŜenie tego
Rys.4.2. Udział wycięcia długości fal przez poszczególne gazy cieplarniane.
promieniowania jest zaleŜne od róŜnicy czwartych potęg (!) temperatury powierzchni Ziemi i jej
atmosfery. JeŜeli temperatura atmosfery (chmur) wzrasta, róŜnica temperatur maleje i tym
samym natęŜenie promieniowania termicznego zmniejsza się i temperatura Ziemi nie obniŜa się
w taki sposób, jak w przypadku małej ilości wody w atmosferze. Dodatkowo promieniowanie
termiczne Ziemi, przenikające atmosferę wywołuje dokładnie taki sam efekt jak promieniowanie
słoneczne, podwyŜszając równieŜ temperaturę atmosfery ziemskiej. Najczęściej mówi się
o udziale w efekcie cieplarnianym dwutlenku węgla (CO
2
), ewentualnie metanu (CH
4
), rzadziej
ozonu (O
3
), ale prawie zawsze pomija się milczeniem „głównego winowajcę” – H
2
O. W tabeli
4.1 przestawiono oszacowany procent udziału odpowiedzialności gazów za efekt cieplarniany.
NaleŜy zwrócić uwagę na bardzo duŜy udział H
2
O w postaci pary wodnej oraz wody (po
kondensacji) znajdujących się w chmurach, w tworzeniu cieplnej otuliny Ziemi, utrudniającej
36
wypromieniowywanie ciepła z Ziemi. W róŜnych pracach, w których analizuje się wpływ H
2
O
na efekt cieplarniany pojawiają się szacunki jeszcze wyŜsze i udział H
2
O sięga (95-98) procent.
Tab. 4.1. Wpływ gazów na efekt cieplarniany.
GAZ
Szacowany udział
w efekcie
cieplarnianym
%
H
2
O
Para wodna oraz chmury
80 -94
CO
2
2-5
O
3
2-4
CH
4
1-2
inne
1-9
Mechanizm powstawania efektu cieplarnianego obserwujemy w Ŝyciu codziennym. JeŜeli
w nocy niebo jest bezchmurne, to ranek jest chłodny. Znika wtedy osłona chmur i natęŜenie
promieniowania Ziemi jest proporcjonalne do róŜnicy czwartych potęg Ziemi oraz kosmosu –
mówimy, Ŝe nastąpiło wypromieniowanie ciepła. Osłona chmur zatrzymuje ciepło na Ziemi,
podwyŜszając jej temperaturę. Jest to jednocześnie „z Ŝycia wzięty” dowód na wpływ H
2
O na
zmianę temperatury Ziemi.
Jak z tego wynika przeciwdziałanie efektowi cieplarnianemu wymaga zmniejszenia ilości
wszystkich gazów cieplarnianych w atmosferze wymienionych w tabeli, ale aktualnie
skoncentrowano się tylko na CO
2
, chociaŜ CO
2
„wycina” z widma promieniowania w sposób
znaczący cztery częstotliwości (lub długości fali). NaleŜy podkreślić, Ŝe przypisany CO
2
procent odpowiedzialności za efekt cieplarniany dotyczy 2 900 mld Mg CO
2
,
a odpowiedzialność człowieka za efekt cieplarniany w wyniku wprowadzenia do atmosfery
ok. 29 mld Mg CO
2
moŜna określić na ok. (0, 02 -0,05) %, a więc poza błędem szacowania.
4.5. Korelacja temperatury Ziemi i zawartości CO
2
w atmosferze
Zasadniczym argumentem autorów raportów IPCC przemawiającym za wpływem CO
2
na
ś
rednią temperaturę Ziemi jest porównanie dwóch wykresów: zmian średniej temperatury na
Ziemi oraz zawartości CO
2
w atmosferze w ostatnich kilkudziesięciu latach. Wykresy te
przedstawiono na rysunku 4.3.
37
Rys.4.3. Zmiana średniej temperatury Ziemi w latach 1860-2000 oraz zawartości CO
2
w atmosferze w latach 1960-2010.
Pomiary bezpośrednie średniej temperatury Ziemi są obecnie realizowane w sposób
bardzo poprawny. W skali globu istnieją cztery róŜne systemy monitorowania temperatury
Ziemi: angielski hadley – CRUT oraz trzy amerykańskie GISS, UAM, RSfS. W niedalekiej
przeszłości średnia temperatura Ziemi była obliczana z wyników pomiarów w róŜnych, niekiedy
przypadkowych miejscach globu. Sposób pomiaru wpływał na wynik, wprowadzając wiele
kontrowersji. Stwierdzono np., Ŝe w okresie II wojny światowej temperatura globu zaczęła
wzrastać, natomiast po zakończeniu wojny maleć. Po dokładniejszej analizie okazało się, Ŝe
temperatura na lądzie nie wykazywała wzrostu natomiast mocno wzrastała temperatura oceanów.
Wyjaśnienie tego faktu ma charakter anegdotyczny. Ze względu na duŜą liczbę kolonii
angielskich i obecnej tam floty angielskiej, dominującą część pomiarów wykonywały okręty
angielskie. W czasie II wojny światowej 80% pomiarów wykonywały okręty amerykańskie
i okazało się, Ŝe sposób pomiaru temperatury na tych okrętach decydująco wpływał na wyniki
pomiarów. Pomiar temperatury na okrętach angielskich odbywał się ręcznie. Opuszczano za
burtę wiadro i po napełnieniu go wodą morską wyciągano na pokład i dokonywano pomiaru
temperatury. Na okrętach amerykańskich temperaturę wody oceanicznej mierzono
w maszynowni, w punkcie ujęcia tej wody do celów technologicznych. W pierwszym przypadku
woda w wiadrze parowała i uwzględniając duŜą wartość ciepła parowania mogła się ochładzać –
z drugiej strony nagrzewała się od słońca. Jednak te procesy parowania i grzania z reguły były
38
nieistotne dla wyniku pomiaru. Natomiast pomiar temperatury w maszynowni był obarczony
błędem spowodowanym nagrzewaniem się wody w trakcie przepływu przez rurociąg –
popełniano, jak się okazało duŜy błąd pomiaru, stąd temperatura globu „wzrastała”
10
.
Na wykresie przedstawionym na rysunku 4.3 zaznaczono punktowo średnie temperatury
w danym roku łącząc je linią łamaną oraz linią ciągłą, dla której trudno znaleźć interpretację –
gdyby to była średnia temperatura, to linia musiałaby przechodzić przez punkty odpowiadające
ś
rednim temperatura rocznym, co nie wynika z rysunku.
Pomiary
zawartości
CO
2
w
atmosferze
w
sposób
miarodajny,
metodami
spektrometrycznymi wykonuje się dopiero od lat 50-tych ubiegłego wieku. Stosowane
w pierwszej połowie ubiegłego wieku metody analizy chemicznej dawały wyniki, o których
moŜna Ŝartobliwie powiedzieć, Ŝe niepewność pomiaru była większa od wartości mierzonej.
Najbardziej wiarygodnym wykresem zmiany CO
2
w atmosferze jest tzw. Krzywa Keelinga.
W 1955 roku Charles David Keeling pracujący wówczas w California Institute of Technology
zaobserwował, Ŝe ilość dwutlenku węgla w atmosferze nie zaleŜy od miejsca pomiaru. Pomiaru
stęŜenia CO
2
w atmosferze moŜna było wykonać praktycznie w dowolnym miejscu globu.
W 1958 roku Keeling rozpoczął pomiary stęŜenia CO
2
w nowo utworzonym wysokogórskim
laboratorium na Mauna Loa, na Hawajach. Mauna Loa jest aktywnym wulkanem, który mógł
zakłócać wyniki pomiarów CO
2
i dlatego uŜyto metod eliminujących wpływ CO
2
pochodzenia
wulkanicznego
11
. Dane pomiarowe wskazują na wzrost objętościowego stęŜenia CO
2
w atmosferze od 315 ppmv w 1958 roku do 380 ppmv w 2006 roku. Wyniki pomiarów CO
2
wykonanych w innych częściach globu, ale w krótszym przedziale czasu potwierdzają wzrost
CO
2
a wartości stęŜenia CO
2
są zbliŜone do otrzymanych w Mauna Loa. Porównując oba
wykresy moŜna wyciągnąć wniosek o współzaleŜności wzrostu temperatury Ziemi oraz
stęŜenia CO
2
w atmosferze. Autorzy raportów IPCC przyjęli, Ŝe wykresy te są dowodem na
spowodowanie zmian temperatury przez rosnące w atmosferze stęŜenie CO
2
, jednoznacznie
wskazując CO
2
jako przyczynę, a wzrost temperatury jako skutek.
NaleŜy zauwaŜyć, Ŝe skale czasowe obu wykresów są róŜne, co nie sprzyja obiektywnej
ocenie. Do interesujących wniosków moŜna dojść nakładając na siebie oba wykresy, po
dopasowaniu skal czasowych, co moŜna łatwo wykonać za pomocą komputera, otrzymując na
ekranie wykresy przedstawione na rysunku 4.4. NaleŜy zauwaŜyć, Ŝe krzywa Keelinga jest
wprawdzie monotoniczna, ale w niektórych fragmentach jej wzrost jest szybszy, w innych
10
http://ziemianarozdrozu.pl/encyklopedia/14/metody-badania-dawnego-klimatu
11
http://wikipedia.org./wiki/krzywakeelinga
39
wolniejszy. JeŜeli te lokalne zmiany wzrostu krzywej Keelinga skojarzy się ze zmianami
temperatury, to moŜna zauwaŜyć, Ŝe po zmniejszeniu temperatury (linia łamana), po pewnym
czasie następuje zmniejszenie narastania krzywej stęŜenia CO
2
. Ten efekt moŜna zaobserwować
przy wzroście temperatury – stęŜenie CO
2
wzrasta, ale z pewnym opóźnieniem za
Rys.4.4. NałoŜone wykresy temperatury oraz stęŜenia CO
2
w atmosferze.
wzrostem temperatury. Ta prawidłowość dotyczy całego wykresu i wnioski te trudno
uznać za przypadkowe. Oznacza to, Ŝe wzrost temperatury z pewnym opóźnieniem
intensyfikuje uwolnienie CO
2
z oceanów.
Uwzględniając fakt, Ŝe oceany są obiektem o bardzo duŜej pojemności cieplnej i średniej
rezystancji termicznej, termiczna stała czasowa oceanów jest bardzo duŜa - nagrzewanie odbywa
się bardzo wolno. Intensywność uwalniania CO
2
zaleŜy od temperatury – jest większa
w przypadku wzrostu temperatury. Jak z tego wynika, to zmiana temperatury jest przyczyną
zmiany CO
2,
przy czym zmiana CO
2
następuje z pewnym opóźnieniem wynikającym
z bardzo duŜej termicznej stałej czasowej obiektu jakim jest ocean.
Na marginesie naleŜy zauwaŜyć, Ŝe wybór miejsca pomiaru – wyspy na Pacyfiku był jednym
z najlepszych. Zmierzono CO
2
uwalniane z oceanu, który otacza Hawaje i którego temperatura
zaleŜy głównie od intensywności promieniowania słonecznego.
Szkoda, Ŝe autorzy, mając do dyspozycji znacznie więcej punktów pomiarowych nie
wyznaczyli funkcji interkorelacji – moŜna by wówczas obliczyć czas, po którym wzrastało
stęŜenie CO
2
przy zmianach temperatury. W pomiarach korelacyjnych czas ten jest nazywany
czasem opóźnienia transportowego.
40
4.6. Selektywny dobór argumentów
Autorzy raportów IPCC, szczególnie raportu IV, dobierają argumenty w sposób bardzo
selektywny, dopasowując je do tezy o CO
2
, jako przyczynie globalnego ocieplenia. Argumenty
te powielane są przez dziennikarzy, którzy z reguły nie są w stanie ich ocenić. Przykłady moŜna
mnoŜyć – warto jednak przytoczyć mapę lądolodu zamieszczoną w dzienniku „Rzeczpospolita”
w dniu 2 grudnia 2008 roku, na której przedstawiono zasięg lądolodu w grudniu 2007 roku,
znacznie mniejszy w porównaniu z wieloletnią średnią. Mapka, przedstawiona na rysunku 4.5,
sugeruje, Ŝe zmniejszanie się powierzchni lodowej ma charakter stały.
Rys.4.5. Zasięg lądolodu w grudniu w latach 1979 – 2000 oraz w grudniu 2005 i 2007 roku.
Tymczasem juŜ miesiąc później czyli w styczniu 2008 roku, wg danych US National Climatic
Data Center (NCDC):
- zasięg lodu był największy od 4 lat: lód przyrósł o ok. 2 mln km
2
,
- powierzchnia pokrywy śnieŜnej na Półkuli Północnej była większa o 64% od średniej
z lat 1967 – 2008, i była największa od 42 lat.
Jednocześnie duńskie słuŜby meteorologiczne podały, Ŝe w styczniu 2007 roku zasięg lodów
pomiędzy Kanadą i Grenlandią jest największy od 15 lat i jego grubość wzrosła o 20 cm. Średnia
temperatura Ziemi była w styczniu 2008 niŜsza od średniej temperatury stycznia 2007 roku
o 0,75° C. Porównanie tej temperatury ze wzrostem temperatury w całym XX wieku, który wg
41
IPCC wyniósł 0,76°C, i który jest wiązany z efektem cieplarnianym moŜe dać wiele do
myślenia.
„Osiągnięciem” IPCC jest opracowanie modelu komputerowego przemian klimatu, z którego
ma wynikać efekt cieplarniany. Krytycy tego modelu bardzo szybko znaleźli szereg błędów –
model po wprowadzeniu znanych danych z przeszłości nie potrafił odtworzyć stanu klimatu
z tego okresu, równieŜ dane dotyczące dnia bieŜącego dawałyby wyniki bardzo rozbieŜne.
W opinii krytyków raporty, szczególnie IV Raport IPCC, zostały skompromitowane, ale mimo to
nadal stanowi swoistą „biblię” dla urzędników ONZ i duŜej części polityków UE.
„Newsweek” z 26.07.2009 roku, jako komentarz do artykułu omawiającego Pakiet
klimatyczno-energetyczny pt. „Kosztowne złudzenie” cytuje wypowiedzi róŜnych uczonych
i polityków z Raportu Mniejszości Senatu Stanów Zjednoczonych. Ivan Giaever laureat
Nagrody Nobla z fizyki stwierdził:
„Globalne ocieplenie stało się nową religią. Ja pozostaję sceptyczny.”
Z kolei Arun Ahluwalia z Uniwersytetu Punjab z Indii:
„Członkowie panelu klimatycznego ONZ (IPCC) to duŜy zamknięty krąg
wzajemnej adoracji. Nie słuchają nikogo z zewnątrz i nie są otwarci na
nowe idee.”
Zadziwiająca jest wypowiedź dla prasy Gro Harlen Brundland, byłej komisarz UE, która
przed laty sformułowała główny priorytet UE – „zrównowaŜony rozwój”, obecnie specjalnej
doradcy ONZ ds. zmian klimatycznych:
„Kwestionowanie istnienia naukowego konsensusu w sprawie globalnego
ocieplenia jest niemoralne”.
Konsensus w nauce nie istnieje. Nie moŜna mówić, Ŝe fizycy umówili się, Ŝe prawo
grawitacji obowiązuje w 90 procentach. JeŜeli ktoś mówi o naukowym konsensusie (i to w
dodatku polityk) oznacza to, Ŝe nie ma on pojęcia o meritum sprawy.
Znamienna jest wypowiedź deputowanego do Parlamentu Europejskiego prof. Adama
Gierka zamieszczona na portalu Centrum Informacji o Rynku Energii (CIRE) w dniu 25 lipca
2009 roku, który m.in. stwierdził:
42
„ Wpływ człowieka na zmiany klimatyczne to celowo wywołana histeria.
Histeria klimatyczna narastała w ciągu trzech ostatnich lat. Wielu członków
Parlamentu Europejskiego składającego się głównie z polityków a nie
naukowców, poddawanych jest w tym zakresie działaniom socjotechnicznym.”
W tym kontekście łatwiej zrozumieć działania, jakie były podejmowane w Parlamencie
Europejskim dotyczące przyjęcia Pakietu klimatyczno-energetycznego.
W sposób wywaŜony wypowiedzieli się polscy naukowcy. Komitet Nauk Geologicznych
Polskiej Akademii Nauk przyjął 12 lutego 2009 roku „ Stanowisko w sprawie zagroŜenia
globalnym ociepleniem”. W stanowisku zwrócono uwagę na 10 fundamentalnych aspektów tego
problemu, wskazując na skomplikowaną współzaleŜność procesów zachodzących w litosferze,
hydrosferze, atmosferze i biosferze, wskazując na zmienność klimatu, jako na podstawową cechę
klimatu Ziemi. Stwierdzono, Ŝe od 12 tysięcy lat Ziemia znajduje się w kolejnej fazie
cyklicznego ocieplenia i jest w pobliŜu jego maksymalnego natęŜenia. Okresy wzrostu gazów
cieplarnianych w atmosferze, niekiedy do wartości kilkakrotnie większej w porównaniu ze
stanem obecnym towarzyszyły zawsze dawniejszym ociepleniom, równieŜ przed pojawieniem
się człowieka na Ziemi. Naukowcy wskazują na aktywność wulkaniczną szczególnie wzdłuŜ
granic płyt litosfery pod wodą oceanów, jako na ogromne źródło CO
2
, dostarczanej róŜną drogą
do atmosfery. Działalność człowieka skutkuje emisją CO
2
do atmosfery, ale przypisywanie
człowiekowi roli dominującej w wywołaniu efektu cieplarnianego nie zostało udowodnione
(mimo usilnych wysiłków IPCC). W ostatnim punkcie (10) naukowcy wskazują na
niebezpieczeństwo podejmowania w oparciu o jednostronne obserwacje decyzji polityczno-
gospodarczych, dotyczących rozwijania kosztownych, tak zwanych ekologicznych technologii
energetycznych bądź sekwestracji CO
2
. Takie działania mogą doprowadzić do zupełnie
odwrotnych skutków. W zakończeniu naukowcy uwaŜają „za konieczne podjęcie
róŜnodyscyplinarnych badań opartych na wszechstronnym monitoringu i modelowaniu wpływu
na klimat innych czynników niŜ tylko stęŜenie CO
2
”.
43
5. Wspólnotowy system handlu emisjami
5.1. System handlu emisjami
System handlu emisjami (SHE) Unia Europejska wprowadziła jako narzędzie
przeciwdziałania zmianom klimatu. Składa się on z dwóch kompatybilnych systemów –
wspólnotowego oraz krajowego systemu handlu uprawnieniami do emisji CO
2
.
W Polsce tryb przyznawania uprawnień do emisji CO
2
, ich rozliczania, umarzania oraz
handlu do września 2009 roku regulowała ustawa o handlu uprawnieniami do emisji do
powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji z dnia 22 grudnia 2004 roku. Ustawa
wprowadziła do polskiego systemu prawnego zapisy Dyrektywy 2003/87/WE ustanawiające
system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz Dyrektywy 2001/81/WE
w sprawie krajowych poziomów emisji dla niektórych rodzajów zanieczyszczenia powietrza.
Dotychczas systemem administrował Krajowy Administrator Systemu Handlu
Uprawnieniami do Emisji (KASHUE), którego nadzorował minister właściwy do spraw
ś
rodowiska. Prowadził on Krajowy Rejestr Uprawnień do Emisji zawierający informacje
o zezwoleniach oraz o przyznanych, sprzedanych i umorzonych uprawnieniach do emisji.
Zezwolenie do emisji CO
2
musiał uzyskać prowadzący instalację na podstawie wniosku
zawierającego wszystkie dane instalacji związane z procesem technologicznym i emisjami CO
2
.
Zezwolenie było waŜne przez 10 lat.
Krajowy Administrator sporządzał Krajowy Plan Rozdziału Uprawnień do Emisji
(KPUE), uwzględniający potrzeby poszczególnych instalacji. Instalacji objętych Krajowym
Planem Rozdziału jest w Polsce 838 w branŜach: energetycznej, hutniczej, cementowej,
papierniczej, szklarskiej oraz ceramicznej. W Krajowym Planie określa się całkowitą liczbę
uprawnień do emisji w okresie rozliczeniowym z rozbiciem na poszczególne instalacje oraz
rezerwę uprawnień do emisji przeznaczoną dla nowo powstałych instalacji lub w uzasadnionych
przypadkach na uzupełnienie przyznanych limitów. Operator instalacji emitującej CO
2
zobowiązany był do przekazania Krajowemu Administratorowi informacji potrzebnych do
opracowania planu. Krajowy Plan był przedkładany Komisji Europejskiej oraz państwom
członkowskim UE nie później niŜ 18 miesięcy przed rozpoczęciem okresu rozliczeniowego. Po
uzyskaniu akceptacji Komisji Europejskiej KPUE w drodze rozporządzenia był przyjmowany
przez Radę Ministrów. Rozporządzenie musiało być ogłoszone do 30 września roku
44
poprzedzającego okres rozliczeniowy. Przyznane dla instalacji uprawnienia do emisji mogły być
wykorzystane na własne potrzeby do ilości odpowiadającej rzeczywistym emisjom, sprzedane
lub za zgodą organu wydającego uprawnienia wykorzystane w latach następnych. W przypadku
sprzedaŜy umowy mogły być zawierane wyłącznie między operatorami instalacji (prowadzącymi
instalacje). Wyjątek stanowiła sprzedaŜ uprawnień w ramach wspólnotowego systemu handlu –
wtedy stroną umowy mogła być osoba fizyczna. DuŜym problemem było monitorowanie emisji
i jej dokumentowanie. Szczegółowe zasady monitoringu emisji i corocznego raportowania
określa Decyzja Komisji 2004/156/WE. W 2006 roku Komisja po dokonaniu przeglądu trybu
monitorowania wprowadziła nowe wytyczne w Decyzji 2007/589/WE. Przeniesieniem
dokumentów dotyczących monitorowania do polskiego systemu prawnego jest Rozporządzenie
ministra właściwego do spraw środowiska w sprawie sposobu monitoringu gazów
cieplarnianych w ramach wspólnotowego systemu do emisji CO
2
z 12 stycznia 2006 r. Roczny
raport dotyczący emisji podlegał weryfikacji przez uprawnionych audytorów lub wojewódzkich
inspektorów ochrony środowiska, w zakresie zgodności danych zawartych w raporcie ze stanem
faktycznym. Krajowy Administrator prowadził rejestr audytorów upowaŜnionych do weryfikacji
rocznych raportów. Na podstawie danych zawartych w raporcie ulegała umorzeniu odpowiednia
liczba przyznanych uprawnień do emisji.
Rys.5.1. Emisje CO
2
w Polsce w latach 1988-2012 : kolor fioletowy – rzeczywiste,
granatowy – limity UE, Ŝółty – limity z Protokołu z Kioto (źródło – L.H.Gabryś).
Przekroczenie limitów emisji wiązało się z karami pienięŜnymi wnoszonymi na rachunek
Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska. Wysokość kary za nieuprawnioną emisję 1 Mg
CO
2
w okresie 2005 – 2007 wynosiła równowartość 40 euro, a od dnia 1 stycznia 2008 roku
wynosi równowartość w złotych polskich 100 euro.
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
1
9
8
8
1
9
9
0
1
9
9
1
1
9
9
2
1
9
9
3
1
9
9
4
1
9
9
5
1
9
9
6
1
9
9
7
1
9
9
8
1
9
9
9
2
0
0
0
2
0
0
1
2
0
0
2
2
0
0
3
2
0
0
4
2
0
0
5
2
0
0
6
2
0
0
7
2
0
0
8
2
0
0
9
2
0
1
0
2
0
1
1
2
0
1
2
CO2 EMISJA RZECZYWISTA
CO2 KPR I
CO2 KPR II
45
Na rysunku 5.1 przedstawiono emisję CO
2
w latach 1988 - 2012. W latach 2005 -
2007 przyznane przez UE uprawnienia w pełni wystarczały do pokrycia rzeczywistych emisji -
nadwyŜka wynosiła 34 mln Mg CO
2
i operatorzy instalacji nie mieli problemów
z przekroczeniami. Przyznanie przez Komisję nie tylko Polsce, ale i innym państwom duŜych
limitów doprowadziło do załamania rynku handlu emisjami – cena jednego uprawnienia spadła
do wartości 1 eurocenta.
Przygotowany przez Polskę na lata 2008-2012 (KPRU II) i przedstawiony Komisji
Europejskiej Krajowy Plan Rozdziału Uprawnień do Emisji obejmował emisję o wartości 284
mln Mg CO
2
Komisja, uznając Ŝe dane mające wpływ na wartość emisji są niewiarygodne
( m.in. przewidywany wzrost PKB), obniŜyła limit do 208,5 mln Mg CO
2
. Polska zaskarŜyła
decyzję Komisji do sądu unijnego w Luksemburgu uzasadniając zaskarŜenie wpływem zbyt
małych limitów na wzrost cen energii elektrycznej dla mieszkańców, poniewaŜ wytwórcy
energii musieli by dokupywać pozwolenia na emisje CO
2
. Sąd w Luksemburgu uznał, Ŝe
państwa członkowskie UE mają szerokie kompetencje w ustalaniu planów rozdziału emisji i
jednocześnie zakwestionował sposób uzasadnienia obniŜki uprawnień do emisji przez Komisję,
w którym ograniczono się do przedstawienia własnych danych, ignorując dane przestawione
przez Polskę. W związku z tym sąd uniewaŜnił decyzję Komisji przywracając Polsce limity
bezpłatnej emisji CO
2
o wartości wnioskowanej przez Polskę, czyli 284 mln Mg CO
2
.
Orzeczenie Unijnego Sądu Pierwszej Instancji w Luksemburgu jest dopiero pierwszym
etapem starań Polski o zwiększenie limitu nieodpłatnych uprawnień do emisji CO
2
. Spotkało się
ono z wyrazami niezadowolenia Komisji i zapowiedzią odwołania się do sądu II instancji.
Przyznany przez Komisję limit został przez KASHUE rozdzielony pomiędzy branŜe,
przy czym nie obyło się bez protestów i poprawek. Następnie dokument z przyznanymi branŜom
udziałami w limicie był ratyfikowany przez Komisję Europejską. Udział branŜ w limicie
uprawnień do emisji CO
2
przedstawiono w tabeli 5.1. JeŜeli dalsze postępowanie dotyczące
zwiększenia limitów dla Polski zakończy się sukcesem, wartości limitów uprawnień dla
poszczególnych branŜ ulegną zmianie.
Po roku 2012 zmieni się całkowicie system rozdziału uprawnień – część uprawnień,
w kolejnych latach zwiększającą się, operatorzy instalacji będą musieli uzyskać w formie
aukcjoningu.
W dniu 23 kwietnia 2009 r. została opublikowana Dyrektywa Parlamentu Europejskiego
i Rady 2009/29/WE zmieniająca Dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia
wspólnotowego systemu handlu uprawnienia do emisji gazów cieplarnianych. W tym samym
46
Tabela 5.1. Rozdział limitów uprawnień do emisji CO
2
na lata 2008 – 2012 na poszczególne sektory - przyjęty przez RM 1 lipca 2008 r
.
dniu została ogłoszona Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2009/406/WE w sprawie
wysiłków podjętych przez państwa członkowskie zmierzająca do zmniejszenia emisji gazów
cieplarnianych w celu realizacji do roku 2020 zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji
emisji gazów cieplarnianych.
Jednocześnie w Polsce trwały prace nad ustawą o systemie zarządzania emisjami gazów
cieplarnianych i innych substancji, którą Sejm uchwalił 17 lipca 2009 r. Prace nad ustawą trwały
od końca października 2008 i były prowadzone przy uwzględnieniu projektowanych zapisów
Dyrektywy 2009/29/WE, ale nie wszystkie zapisy Dyrektywy udało się przenieść do ustawy.
W ustawie znajdują się równieŜ zapisy umoŜliwiające handel emisjami CO
2
z przyznanych
Polsce w Protokole z Kioto.
Grupa instalacji / branŜa
Limit
uprawnień
do
emisji CO
2
- mln Mg
Elektrownie zawodowe
110,7
Elektrociepłownie zawodowe
25,3
Elektrociepłownie przemysłowe
6,0
Ciepłownie zawodowe
9,5
Przemysł rafineryjny
8,1
Przemysł koksowniczy
2,9
Hutnictwo Ŝelaza i stali
11,0
Przemysł wapienny
1,8
Przemysł cementowy
10,8
Przemysł szklarski
1,8
Przemysł ceramiczny
0,7
Przemysł papierniczy
1,4
Przemysł cukrowniczy
1,3
Przemysł chemiczny
4,9
Przemysł materiałów drewnopochodnych
1,1
Przemysł pozostały
3,1
Rezerwa na nowe instalacje
7,4
Projekty
proekologiczne
w
ramach
projektów wspólnych (WUE) wdroŜeń
0,15
47
Ustawa została ogłoszona w Dz.U.2009.130.1070 z dnia 18 sierpnia 2009 r. i obowiązuje
od 30 dnia od dnia ogłoszenia, ale przejście z jednego systemu rozliczeń emisji CO
2
,
działającego na mocy ustawy z dnia 22 grudnia 2004 roku do systemu określonego ustawą z 18
sierpnia 2009 roku wymaga pewnego okresu czasu. Dlatego przedstawione zostaną
najwaŜniejsze rozstrzygnięcia ustawy z dnia 22 grudnia 2004 r. o handlu uprawnieniami do
emisji do powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji.
5.2. Dyrektywa 2009/29/WE Parlamentu Europejskiego i Rady
Dyrektywa 2009/29/WE przyjęta przez Parlament Europejski i Radę zmienia Dyrektywę
2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami
do emisji gazów cieplarnianych. Wprowadzone zmiany dotyczą trzeciego okresu handlu
uprawnieniami do emisji – lat 2013 – 2020, ale równieŜ nakreślono perspektywę redukcji emisji
do roku 2050 (ambitny plan redukcji emisji CO
2
o 60 – 80% w porównaniu do emisji z 1990
roku).
Przeprowadzony w roku 2007 przez Komisję przegląd systemu handlu uprawnieniami do
emisji wykazał, Ŝe konieczne są zmiany systemu, które wymuszą oczekiwaną w perspektywie
roku 2020 redukcję emisji CO
2
. Przyjęto, Ŝe liczba uprawnień do emisji w okresie 2008 – 2020
powinna co roku maleć o 1,74% liczby uprawnień z połowy okresu 2008 – 2012. Tym samym
w 2020 roku wydanych zostanie 1720 mln uprawnień do emisji CO
2
(1 uprawnienie = emisji
1 Mg CO
2
). Uprawnienia otrzymają państwa członkowskie UE i mają one być kupowane na
aukcji przez operatorów instalacji emitujących CO
2
. Co najmniej 50% dochodów ze sprzedaŜy
uprawnień na aukcji ma być przeznaczone na :
- zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych,
- adaptację do skutków zmian klimatu,
- finansowanie prac badawczo rozwojowych w zakresie redukcji emisji,
- rozwój odnawialnych źródeł energii,
- zwiększenie efektywności energetycznej,
- bezpieczną dla środowiska sekwestrację CO
2
,
- zapobieganie wylesianiu,
- uwzględnienie aspektów społecznych spowodowanych podwyŜką cen energii.
Rynek uprawnień do emisji CO
2
, na okres rozpoczynający się w roku 2013 powinien
działać juŜ od 2011 roku, co pozwoli na dopracowanie systemu, tak aby w trzecim okresie
handlu uprawnieniami nie było Ŝadnych trudności.
48
W Dyrektywie wskazano, Ŝe kraje najmniej rozwinięte, mimo Ŝe w przeliczeniu na
jednego mieszkańca emitują minimalne ilości CO
2
, to najbardziej dotykają je dramatyczne skutki
zmian klimatu. Dlatego państwa rozwinięte gospodarczo powinny prowadzić w tych najmniej
rozwiniętych krajach inwestycje minimalizujące wpływ zmian klimatu. Na ten cel ma być
utworzony odrębny fundusz.
Od roku 2013 poza przydzielonymi nieodpłatnie, o których będzie mowa w dalszej
części, uprawnienia do emisji CO
2
będą sprzedawane na aukcji, przy czym z całkowitej liczby
uprawnień:
- 88% rozdzielonych zostanie pomiędzy państwa członkowskie proporcjonalnie do emisji
z roku 2005 lub średniej emisji z lat 2005 – 2007, w zaleŜności od tego, która z tych
emisji będzie większa,
-10% rozdzielonych zostanie nowym członkom UE w ramach mechanizmu
solidarnościowego, przy czym uprawnienia te państwa sprzedają równieŜ na aukcjach,
-2% uprawnień otrzymają państwa, których emisje gazów cieplarnianych w 2005 roku
były co najmniej 20% niŜsze, przy czym podstawą obliczeń jest rok bazowy Protokołu z
Kioto.
Przepisy wykonawcze, które mają określać w sposób precyzyjny i przejrzysty tryb
rozdziału uprawnień pomiędzy poszczególne państwa Komisja ma opracować do dnia 30
czerwca 2010 roku. W przepisach tych będą podane ex-ante wskaźniki umoŜliwiające obliczanie
emisji w przypadku róŜnych technologii i paliw. Punktem wyjścia do określenia tych
wskaźników dla poszczególnych technologii będą średnie parametry 10% najbardziej wydajnych
instalacji działających w UE w okresie 2007 – 2008.
Bezpłatne uprawnienia do emisji przydzieli się jedynie sieciom ciepłowniczym oraz
wysokosprawnej kogeneracji. Rezerwę UE stanowi 5% uprawnień dla okresu 2013 – 2020,
przeznaczonych dla nowych instalacji. W przypadku niewykorzystania rezerwy, uprawnienia
zostaną przekazane państwom członkowskim celem sprzedaŜy na aukcji. Z rezerwy do dnia 31
grudnia 2015 roku zostanie sprzedanych 300 milionów uprawnień na pokrycie budowy 12
demonstracyjnych instalacji sekwestracji CO
2
. Jednocześnie do roku 2020 sektory, w których
istnieje zagroŜenie „ucieczki emisji”, tzn. przeniesienia wysokoemisyjnej produkcji poza granice
UE do państw w których nie ma restrykcyjnej polityki emisyjnej, otrzymają 100% bezpłatnych
uprawnień.
W wyniku negocjacji, przeprowadzonych przed przyjęciem przez Parlament Europejski
i Radę Pakietu klimatyczno-energetycznego państwa, w których w roku 2007 krajowa siec
energetyczna nie była połączona z UCTE lub w których w roku 2006 ponad 30% energii
49
elektrycznej było wytworzone z paliwa kopalnego jednego rodzaju, a PKB per capita w cenach
rynkowych był mniejszy od 50% średniego PKB Unii, uzyskały prawo do nieodpłatnych
uprawnień. W 2013 roku całkowita liczba przydzielonych przejściowo bezpłatnych uprawnień
nie przekroczy 70% z lat 2005 – 2007. KaŜdego roku pula nieodpłatnych uprawnień do emisji
będzie zmniejszała się o 10% wartości bazowej; w roku 2020 wszystkie uprawnienia będą
nabywane juŜ w formie aukcji.
Warunkiem otrzymania nieodpłatnych uprawnień jest przedstawienie Komisji Krajowego
Planu Inwestycji i uzyskanie jej akceptacji. Inwestycje te mają dotyczyć modernizacji i poprawy
infrastruktury czystych technologii, dywersyfikacji źródeł dostaw paliw itd. Wartość tych
inwestycji powinna odpowiadać „w moŜliwym zakresie wartości rynkowej bezpłatnych
uprawnień przydzielonych”. (Art.10c).
Dyrektywa przewiduje równieŜ kary za nieuprawnione emisje, przy czym sankcje te od
dnia 1 stycznia 2013 roku są podwyŜszone zgodnie z europejskim wskaźnikiem cen
komunikacyjnych. Kontrole emisji zapewni system monitorowania, raportowania oraz
weryfikowania raportów – rozporządzenia w tej sprawie Komisja przyjmie do 31 grudnia 2011
roku. Procedury te nie będą obowiązywały dla małych instalacji, w których emisja przez ostatnie
trzy lata była mniejsza 25 000 Mg CO
2
, lub moc cieplna jest mniejsza niŜ 35 MW.
Dyrektywa musi być wprowadzona do systemu prawnego państw członkowskich do 31 grudnia
2012 roku.
5.3. System handlu uprawnieniami do emisji obejmującymi emisje wynikające
z Protokołu z Kioto
Na spotkaniu w Kioto w grudniu 1997 roku, państwa członkowskie ONZ zobowiązały
się do samoograniczenia emisji CO
2
. Protokół z Kioto został ratyfikowany przez 141 państw,
emitujących łącznie 61 procent gazów cieplarnianych. Unia Europejska (UE–15) zobowiązała
się w latach 1990-2012 zredukować o 8 % emisję gazów cieplarnianych, co zostało
usankcjonowane decyzją Komisji Europejskiej 2002/3582 z 25 kwietnia 2002 roku. Po
rozszerzeniu UE (UE – 27), osiągnięta redukcja emisji CO
2
wynosi 7,7 procent, ale głównie
w wyniku bardzo duŜej redukcji emisji u nowych członków UE. Według danych Europejskiej
Agencji Środowiska dotychczasowa redukcja CO
2
państw UE – 15 wynosi tylko 0,8 %. Państwa
spoza UE-15 mają indywidualne pułapy redukcji emisji CO
2
. Polska ma zmniejszyć emisję
o 6% w stosunku do roku 1998. W wyniku tego Polska uzyskała duŜą pulę uprawnień do emisji
CO
2
, które mogą stać się przedmiotem obrotu handlowego. Mimo tego, Ŝe w skali globalnej
50
handel „emisjami Kioto” juŜ się rozpoczął, w Polsce brakowało podstawy prawnej do sprzedaŜy
uprawnień do emisji CO
2
. Dopiero 17 lipca 2009 roku Sejm RP przyjął ustawę o systemie
zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji. Ustawa jednocześnie
wprowadza istotne zmiany do działającego systemu zarządzania emisjami oraz częściowo
uwzględnia ustalenia zawarte w czterech dyrektywach Parlamentu Europejskiego i Rady
(2001/81/WE, 2001/80/WE, 2004/101/WE, 2008/50/WE) w trzech decyzjach Komisji
(2005/166/WE, 2007/589/WE, 2006/780/WE) oraz decyzji Parlamentu Europejskiego i Rady
(2008/2004/WE). Ustawa nie tylko wprowadza system zarządzania i handlu emisjami
przyznanymi w ramach Protokołu z Kioto, ale i doprecyzowuje tryb uzyskania i rozliczania
uprawnień do emisji CO
2
w ramach UE.
Zgodnie z ustawą tworzy się Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami
(Krajowy Ośrodek). Wykonywanie zadań Krajowego Ośrodka powierza się Instytutowi Ochrony
Ś
rodowiska w Warszawie. Do zadań Krajowego Ośrodka naleŜy m.in.:
−
zapewnienie warunków funkcjonowania Krajowego Sytemu Bilansowania
i Prognozowania Emisji (KSBPE), w tym prowadzenie Krajowej Bazy o emisji gazów
cieplarnianych,
−
prowadzenie wykazu jednostek uprawnionych do weryfikacji raportów dotyczących
redukcji emisji gazów,
−
opracowanie metodyki ustalania wielkości emisji dla poszczególnych rodzajów
instalacji,
−
opracowanie wskaźników emisji na jednostkę wyprodukowanego towaru oraz na
jednostkę zuŜytego paliwa lub surowca.
KSBPE gromadzi m.in. informacje o:
−
warunkach emisji gazów cieplarnianych i innych substancji przez podmioty
korzystające ze środowiska,
−
środkach technicznych zapobiegających lub ograniczających emisję,
−
wartościach emisji zredukowanej w wyniku działań innowacyjnych,
−
róŜnych formach aktywności wpływających na emisję CO
2
oraz substancji
szkodliwych.
Wszystkie informacje są gromadzone i przetwarzane w Krajowej Izbie, znajdującej się
w Krajowym Ośrodku.
KaŜdy podmiot korzystający ze środowiska do końca lutego kaŜdego roku, sporządza
raport dotyczący poprzedniego roku kalendarzowego, z którego informacje gromadzi się
w Krajowej Izbie. JeŜeli z informacji w kolejnych raportach wynika, Ŝe nastąpiła istotna zmiana
51
w danych (np. zmiana emisji o ponad 10 procent), raporty zostają przekazane Głównemu
Inspektorowi Ochrony Środowiska w celu dokonania oceny informacji.
Krajowy Ośrodek na bieŜąco monitoruje wartości emisji i w przypadku, gdy wystąpi
tendencja wzrostowa i pojawia się niebezpieczeństwo przekroczenia krajowego pułapu emisji,
opracowuje projekt planu redukcji emisji, który jest zatwierdzany przez ministra właściwego ds.
ochrony środowiska i następnie przyjmowany w drodze rozporządzenia przez Radę Ministrów.
Krajowy Ośrodek zarządza równieŜ emisjami wynikającymi z Protokołu z Kioto.
Jednostki te mogą być:
−
wykorzystywane do wypełnienia zobowiązania do redukcji emisji gazów cieplarnianych,
−
przedmiotem międzynarodowego obrotu handlowego,
−
przeznaczone na kolejny okres rozliczeniowy.
W przypadku sprzedaŜy uprawnień do emisji środki te przekazywane są na wyodrębniony
rachunek bankowy Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska, nazwany Rachunkiem
Klimatycznym. Środki te są przeznaczane na dofinansowanie programów lub projektów
związanych z ochroną środowiska, w szczególności z redukcją emisji gazów cieplarnianych,
w ramach Krajowego Systemu Zielonych Inwestycji (KSZI). Organem doradczym KSZI jest
Rada Konsultacyjna, składająca się z przedstawicieli ministrów zajmujących się sprawami
związanymi z ochroną środowiska, która opiniuje programy i projekty przewidziane do
finansowania z Rachunku Klimatycznego. KSZI zarządza Krajowy Operator Systemu Zielonych
Inwestycji, który organizuje nabór wniosków o dofinansowanie programów lub projektów
z Rachunku Klimatycznego, kontroluje realizację i efekty. Wykonanie zadań Krajowego
Operatora powierza się Narodowemu Funduszowi Ochrony Środowiska. Krajowy Operator po
przeprowadzeniu procedury naboru i kwalifikacji wniosków przedstawia ministrowi
właściwemu ds. środowiska do akceptacji listę programów i projektów przewidzianych do
realizacji. Dalsza procedura dotyczy m.in. opracowania i przyjmowania corocznych raportów,
z których powinny wynikać dane o redukcji emisji.
Ustawa określa równieŜ procedurę przy realizacji projektów wspólnych wdroŜeń na
terytorium Polski, tzn. takich, w których realizatorami są wykonawcy z innych państw.
Ze względu na międzynarodowe odniesienie tej procedury jest ona w ustawie przedstawiona
bardzo szczegółowo. Dotyczy to równieŜ projektów wspólnych wdroŜeń poza granicami kraju,
w których uczestniczą podmioty strony polskiej.
W ustawie, w początkowym rozdziale dotyczącym określeń pojawia się pojęcie
„jednostki pochłaniania” definiowanej jako 1 Mg CO
2
pochłoniętej w wyniku działalności
państwa w zakresie zalesiania, zwiększenia pochłaniania przez zieleń terenów uŜytkowanych
52
rolniczo oraz objętych gospodarką leśną. W całej ustawie nie ma wzmianki mówiącej o sposobie
uwzględnienia jednostek pochłaniania w bilansie uprawnień do emisji CO
2
, a przecieŜ
zwiększona asymilacja CO
2
w procesie fotosyntezy jest najbardziej właściwym i najbardziej
skutecznym sposobem zmniejszenia CO
2
w powietrzu.
53
6. Sekwestracja CO
2
6.1. Dyrektywa „CCS”
W ślad za wnioskami z IV raportu Międzynarodowego Panelu ds. Zmian Klimatu,
wskazujących na sekwestrację CO
2
(wychwytywanie i geologiczne składowanie) jako jeden
z najlepszych sposobów przeciwstawienia się zmianom klimatycznym, w dniu 23 kwietnia 2009
roku została ogłoszona Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE w sprawie
geologicznego
składowania
dwutlenku
węgla,
zmieniająca
jednocześnie
dyrektywy
85/337/EWG, Euratom, 2000/60/WE, 2001/80/WE, 2004/35/WE, 2006/12/WE, 2008/1/WE. W
dyrektywie stwierdzono, Ŝe w latach 2008-2012 zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych ma
osiągnąć wartość 8%, przy czym do roku 2050 w krajach rozwiniętych redukcja ta ma osiągnąć
wartość 60-80 procent, w porównaniu z rokiem 1990. Sekwestracja CO
2
ma być rozwiązaniem
przejściowym, w okresie potrzebnym na rozwój technologii odnawialnych źródeł energii
elektrycznej. Dyrektywa 2009/31/WE określa i porządkuje od strony formalnej obszar spraw
związanych z geologicznym składowaniem CO
2
.
Lokalizację miejsc składowania CO
2
na swoim terenie wskazują państwa członkowskie,
które „ustalają lub wyznaczają właściwy organ odpowiedzialny za wypełnienie obowiązków
ustanowionych w Dyrektywie” (art.23). Poszukiwania miejsc na składowanie wymagają
zezwoleń udzielanych przez właściwy organ (art.5). W przypadku pozytywnych wyników takich
poszukiwań, potencjalny operator składa wniosek o pozwolenie na składowanie CO
2
,
zawierający m.in. dane techniczne składowiska (pojemność, sposób transportu, dokładny skład
gazu, okres zatłaczania i inne) oraz opis środków jakie mają być podjęte w przypadku np.
wycieku gazu. Wnioski te są udostępniane Komisji Europejskiej, która moŜe wydać niewiąŜącą
opinię, którą jednak państwa członkowskie powinny brać pod uwagę przy podejmowaniu decyzji
o otwarciu składowiska. Po uzyskaniu pozwolenia na składowanie operatorzy, na zasadach
pełnej transparentności muszą udostępnić zarówno pojemność magazynową jak i środki
transportu osobom trzecim (art.21) – chyba, Ŝe wystąpi brak zdolności magazynowych lub
transportowych. Z kolei operator akceptuje i zatłacza strumienie CO
2
tylko po przeprowadzeniu
analizy składu strumieni gazu i stwierdzeniu braku np. substancji korozyjnych lub
54
podwyŜszających ryzyko składowania. Operatorzy są zobowiązani do stałego monitorowania
instalacji zatłaczających oraz składowiska CO
2
, w celu wychwycenia migracji lub wycieku CO
2 ,
i podjęcia stosownych działań. Przynajmniej raz w roku operator przedstawia właściwemu
organowi wyniki monitorowania i wszelkie inne informacje uściślające ocenę bezpieczeństwa
składowiska. Właściwy organ przeprowadza kontrolę składowisk i wszystkich spraw
związanych z zatłaczaniem CO
2
.
Po zapełnieniu składowiska i spełnieniu innych wymogów określonych w pozwoleniu
składowisko zostaje zamknięte. Operator pozostaje nadal odpowiedzialny za monitorowanie
składowiska i podejmowanie wszelkich działań w przypadku wystąpienia jakichkolwiek
nieprawidłowości. Po wykonaniu wszystkich prac związanych z zabezpieczeniem składowiska,
dotyczących hermetyzacji składowiska, demontaŜu urządzeń zatłaczających, składowisko zostaje
przekazane właściwemu organowi, wraz z odpowiednią kwotą, stanowiącą zabezpieczenie
finansowe ewentualnych napraw.
Dyrektywa ma zostać wprowadzona do systemu prawnego państw członkowskich do
dnia 25 czerwca 2011 roku.
6.2. Składowanie CO
2
Proces składowania CO
2
w strukturach geologicznych, po jego separacji ze spalin
obejmuje trzy etapy:
−
transport, zwykle rurociągami na miejsce składowania,
−
dekompresję w celu uzyskaniu odpowiedniego ciśnienia w rurociągu oraz następnie
w instalacji zatłaczania,
−
zatłaczanie,
−
monitorowanie ruchu CO
2
w złoŜu w czasie zatłaczania i po jego zakończeniu.
Na etapie zatłaczania CO
2
najczęściej utrzymywany jest w fazie nadkrytycznej (gęsta
faza gazowa). Przyjmując, Ŝe gradient ciśnienia hydrostatycznego jest w przybliŜeniu równy
10 MPa/km, gradient geotermalny 30
0
C/km, przy średniej temperaturze na powierzchni równej
15
0
C, gęstość CO
2
na głębokości od 500 m do 1000 m gwałtownie wzrasta, zaleŜnie od
geofizycznych właściwości skały.
Najlepszymi miejscami do składowania CO
2
są sczerpane złoŜa ropy naftowej i gazu.
Wtłaczanie CO
2
do złoŜa stosowane jest obecnie w niektórych kopalniach, w celu zwiększenia
wydajności złoŜa. Wtłoczone do złoŜa CO
2
moŜe występować w trzech postaciach – gazowej,
rozpuszczonej w wodzie oraz związanej chemicznie z minerałami. Miarą potencjalnych
55
moŜliwości magazynowania CO
2
jest współczynnik określający stosunek masy gazu w złoŜu o
określonej objętości do masy gazu, która wypełniłaby całą objętość złoŜa. Wartość tego
współczynnika charakteryzującego pojemność warstwy zawiera się w granicach od 0,45 dla skał
porowatych o duŜej przepuszczalności CO
2
, do mniej niŜ 0,20 dla skał o słabej
przepuszczalności. CO
2
moŜna składować równieŜ w warstwie nawodnionej, ale w przypadku
wody nie nadającej się do celów konsumpcyjnych.
6.3 Polska odpowiedź na Dyrektywę CCS
Ministerstwo Środowiska przygotowało projekt ustawy określającej tryb zatłaczania CO
2
pod ziemią. Do 6 grudnia trwały konsultacje środowiskowe tej ustawy. Ustawa ustala procedury
przy poszukiwaniu miejsc potencjalnych podziemnych składowisk CO
2
, prowadzenia
eksploatacji składowiska, jego monitoringu, likwidacji, oraz określa zakres odpowiedzialności
państwa za składowanie, kontrolę składowiska oraz odpowiedzialność za działania ratownicze i
naprawcze w przypadku wystąpienia wycieku lub innej awarii.
Zgodnie z projektowaną ustawą podziemne składowanie będzie dozwolone wyłącznie na
wyznaczonych częściach terytorium polski oraz polskich obszarach morskich, jeŜeli nie
spowoduje to zagroŜenia środowiska i nie naruszy bezpieczeństwa publicznego. Składowiska
będą wykonane w formacjach geologicznych, stanowiących naturalną nieprzepuszczalną barierę
geologiczną, w obrębie której zostanie uwięzione CO
2
.
Poszukiwanie, rozpoznawanie i eksploatacja składowisk będzie działalnością
koncesjonowaną. Koncesji będzie udzielał minister Środowiska, który jednocześnie będzie pełnił
funkcje kontrolne w okresie składowania CO
2
i po zamknięciu składowiska. W koncesji
określone będą wszystkie warunki dotyczące technologii składowania, pojemności składowiska,
ciśnienia, składu gazu zatłaczanego (stopnia czystości CO
2
) itd. Po zamknięciu składowiska,
jego uszczelnieniu i likwidacji instalacji do zatłaczania CO
2
, przedsiębiorca prowadzący to
składowanie przez 20 lat musi monitorować składowisko i usuwać ewentualne wycieki. Po 20
latach i wykazaniu szczelności składowisko jest przejmowane przez powołanego ustawą
Krajowego Administratora Podziemnych Składowisk CO
2
(KAPS CO
2
), który przez kolejne 30
lat będzie musiał monitorować środowisko. Środki na monitorowanie oraz usuwanie
ewentualnych awarii musi zapewnić przedsiębiorca przekazujący składowisko. Za zatłoczone
CO
2
będzie pobierana dodatkowa opłata, która w 60% stanowić będzie dochód budŜetu gminy, a
w 40% będzie wpłacana na wydzielone konto Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska - z
tego wydzielonego konta będzie finansowana działalność KAPS CO
2
.
56
W Polsce uruchomiono program badawczy nt. „Rozpoznanie formacji i struktur do
bezpiecznego geologicznego składowania CO
2
wraz z ich programem monitorowania”. Program
jest realizowany przez konsorcjum, w skład którego wchodzi Państwowy Instytut Geologiczny,
AGH Kraków, Główny Instytut Górnictwa, Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi, PAN
w Krakowie i inni. Koszt projektu przekracza 34 mln zł (CIRE, 21 listopad 2008).
W związku z planowanymi przez TAURON – w Kędzierzynie Koźlu oraz przez PGE –
w Bełchatowie instalacjami wychwytu i składowania CO
2
, badania struktur geologicznych mają
się rozpocząć juŜ w 2009 roku. W latach 2011-2012 oceniony zostanie potencjał głębokich
poziomów solankowych do składowania CO
2
, a do roku 2012 przeanalizowane zostaną pod
kątem moŜliwości składowania CO
2
sczerpane złoŜa gazu oraz ropy. Potencjalne moŜliwości
składowania CO
2
są bardzo duŜe – sięgają kilkunastu mld ton CO
2
, głównie na NiŜu Polskim.
Jednak ich dokładna ocena, bez szczegółowych badań nie jest moŜliwa.
57
7. Metody zmniejszenia emisji CO
2
7.1. Technologia CCS (Carbon Dioksid Capture and Storage)
Przyjęty przez UE pakiet klimatyczno-energetyczny zobowiązuje kraje członkowskie
UE do redukcji emisji CO
2
do 20% do roku 2020. Cel ten moŜna osiągnąć zastępując źródła
energii wykorzystujące paliwa kopalne (nieodnawialne) źródłami odnawialnymi energii, oraz
zmniejszając
emisje
CO
2
,
będącego
wynikiem
przemian
chemicznych
w blokach
energetycznych, poprzez jego wychwytywanie i zmagazynowanie w strukturach skalnych. W
tym przypadku moŜna mówić o zeroemisyjnej produkcji energii elektrycznej. Środkiem
wymuszającym rozwój technologii zeroemisyjnych ma być handel uprawnieniami do emisji
CO
2
, docelowo rozwinięty do aukcjoningu na poziomie europejskim.
Dokładne wartości emisji są trudne do ustalenia, co wynika z faktu, Ŝe niektóre kraje nie
podają danych dotyczących emisji lub podają je z opóźnieniem, przy czym ich interpretacja
moŜe budzić wątpliwości. Najprościej ilość emitowanego CO
2
moŜna wyznaczyć na podstawie
informacji zawartych np. w rocznikach statystycznych, na postawie ilości energetycznych
surowców kopalnych (węgla, gazu, ropy). Po obliczeniu ilości węgla w tych surowcach
i przyjęciu, Ŝe cały węgiel w procesach energetycznych ulega utlenianiu, to szacując wartości
opałowe moŜna w przybliŜeniu obliczyć masę CO
2
. Problemem jest dokładne obliczenie ilości
węgla w masie paliwa oraz wyznaczenie wartości opałowej paliwa, która moŜe się zmieniać
nawet w jednej dostawie paliwa. Innym sposobem wyznaczenia masy CO
2
jest pomiar np.
metodą spektrometryczną zawartości CO
2
w spalinach, co przy znajomości masowego natęŜenia
przepływu spalin umoŜliwia obliczenie emisji CO
2
. Niekiedy w statystykach pojawia się masa
gazów cieplarnianych przeliczona na CO
2e
. Przykładowo USA emitują 6 mld Mg CO
2
, ale
uwzględniając inne gazy cieplarniane, dające zwielokrotniony w porównaniu z CO
2
efekt,
emitują 7,3 mld Mg CO
2e
.
W niektórych danych statystycznych podawana jest tylko masa węgla spalanego w procesach
energetycznych. Przykładowo spalając 14 mln Mg C otrzymuje się 44 mln Mg CO
2,
co wynika
z równania: (14 C + 16 O + 16 O = 44 CO
2
). Dodatkową niejednoznaczność wprowadzają
analizy, które nie rozróŜniają emisji całkowitej od emisji przypisanej elektroenergetyce.
58
Rys.7.1. Szacunkowy udział poszczególnych branŜ w globalnej emisji CO
2
,
z uwzględnieniem rodzajów paliw.
Na rys.7.1 przedstawiono szacunkowy udział poszczególnych branŜ w globalnej
emisji CO
2
12
. Najwięcej CO
2
emituje energetyka – około 44%, następnie przemysł
(cementownie, elektrownie, huty, itp.) – 20%, transport – 20,5%, przy czym spalane są
głównie paliwa przetworzone z ropy naftowej (benzyny, oleje napędowe) oraz inne – 15,5% -
rolnictwo,
hodowla
zwierząt,
itp.
Globalna
emisja
CO
2
pochodzenia
ludzkiego
(antropogenicznego) zbliŜa się obecnie do 30 mld Mg CO
2
. Sami ludzie oddychając
„wzbogacają” atmosferę Ziemi w skali roku o ok. 1,5-2 mld Mg CO
2
. Zarówno „inne” źródła
CO
2
(rolnictwo, hodowla, itp.) jak i „transport” emitują CO
2
w sposób rozproszony. Z kolei
w „energetyce” i w niektórych procesach przemysłowych emitowane CO
2
jest wypuszczane do
atmosfery przez komin i istnieje moŜliwość wychwycenia CO
2
z komina i zmagazynowania go
np. w strukturach skalnych. Proces ten nazwano sekwestracją CO
2
. Wychwycenie CO
2
realizuje
się dokonując separacji CO
2
ze spalin metodami absorpcyjnymi lub wprowadzając takie zmiany
w procesie generacji, aby spaliny składały się wyłącznie z CO
2
i wtedy wychwycenie całości
spalin nie stanowi problemu.
Drugim kierunkiem zmniejszenia CO
2
jest doskonalenie technologii spalania – aby z tej
samej ilości węgla moŜna było uzyskać więcej energii elektrycznej, czyli zwiększenie
12
J. Stopa, ST. Rychlicki: Sekwestracja geologiczna dwutlenku węgla, GLOB Energia 2007.
Energetyka
Przemysł
Transport
Inne
30
25
20
15
10
5
% emisji CO
2
ropa naftowa – 38%
gaz ziemny – 20,5%
węgiel – 41,5%
5
9
9
6
5
0,0
20
0,5
2,5
7
6
30
59
sprawności bloku energetycznego. W nowych rozwiązaniach bloków energetycznych te dwa cele
– zwiększenie sprawności oraz separacja CO
2
są realizowane łącznie.
7.2. Technologie zeroemisyjne w elektrowniach opalanych węglem
7.2.1. Blok parowy z paleniskiem pyłowym
Na rys.7.2 przedstawiono schemat blokowy klasycznej elektrowni węglowej.
Rys.7.2. Schemat klasycznej elektrowni węglowej: K- kocioł, P – przegrzewacz, T – turbina, S –
skraplacz, G – generator, PZ – pompa zasilająca.
Do kotła K z przegrzewaczem P, doprowadzany jest w postaci proszku zmielony
węgiel. Z innej strony, najczęściej od dolnej podstawy, doprowadzone jest powietrze w kotłach.
Strumień powietrza w objętości komory spalania wymusza ruch wirowy powodując, Ŝe spalanie
odbywa się w całej objętości komory, w której znajduje się mieszanina pyłu węglowego
i powietrza (tlenu) oraz innych składników. Woda płynąca w rurach przegrzewacza P
zamieniana jest w parę, która napędza turbinę T. Po przepłynięciu przez wszystkie stopnie
turbiny para, juŜ o znacznie mniejszej energii, w skraplaczu S przechodzi ponownie do stanu
ciekłego. Ruch wody jest wymuszony pompą zasilającą PZ. Wał turbiny T jest połączony
z wałem generatora G, z którego wyprowadza się energię do sieci elektrycznej.
Analizę procesu spalania dla elektrowni o sumarycznej mocy 1200 MW, zasilanej
węglem kamiennym o wartości opałowej W
W
= 20 MJ/kg (dobry węgiel energetyczny)
o zawartości węgla 78%, popiołu 10%, siarki 0,8% przeprowadzono w pracy „Wytwarzanie
ENERGIA
ELEKTRYCZNA
CZYNNIK
CHŁODZĄCY
S
POWIETRZE
ODPROWADZENIE
POPIOŁU
PALIWO
WYPROWADZENIE SPALIN - KOMIN
PZ
P
G
T
K
60
energii elektrycznej”
13
. W tabeli 7.1 przedstawiono przybliŜony budŜet surowców i emisji
elektrowni o mocy 1200 MW, przyjmując, Ŝe jej sprawność
η
e
= 36%; jest to względnie duŜa
wartość sprawności dla tego typu elektrowni. Wartości podane w tabeli są przybliŜonymi, ale
dobrze ilustrują ogromne zapotrzebowanie takiej elektrowni na węgiel, powietrze i wodę. Woda
chłodząca cyrkuluje w obiegu zamkniętym, w niewielkim stopniu uzupełnianym z zewnętrznego
ź
ródła.
Tabela 7.1. BudŜet surowców i emisji elektrowni węglowej o mocy 1200 MW.
Jednostkowe zapotrzebowanie surowców
i emisja
Wyszczególnienie
na kWh
na godzinę
węgiel
0,5 kg
600 Mg
powietrze
3,8 m
3
4,6·10
6
m
3
woda chłodząca
14 dm
3
170·10
3
m
3
Surowce
woda bezzwrotna
1,5 dm
3
1,5·10
3
m
3
CO
2
1,5 kg
1720 Mg
SO
2
7,7 g
9,2 Mg
NO
x
2,6 g
3 Mg
Emisje
pył
0,83 g
1 Mg
Woda zuŜywana w całym procesie technologicznym to 1,5 tys. m
3
na godzinę lub
36 tys. m
3
na dobę. ZuŜycie węgla moŜna łatwo przeliczyć na liczbę pociągów, które codziennie
muszą dostarczyć węgiel. Na dobę ta elektrownia potrzebuje 14 400 Mg węgla (24·600 Mg).
Przyjmując, Ŝe węgiel jest dostarczany 40-tonowymi wagonami, to na dostarczenie tego węgla
potrzeba 360 wagonów, co odpowiada 10-ciu pociągom składającym się z 36 wagonów na dobę.
Przyjmując, Ŝe czysty węgiel stanowi 78% paliwa, na godzinę spaleniu ulega 600 Mg · 0,78 ≈
470 Mg C. Masę dwutlenku węgla otrzymanego ze spalenia 470 Mg C oblicza się z równania
stechiometrycznego:
12C + 2 · 16 O = 44 CO
2
13
J. Paska: Wytwarzanie energii elektrycznej, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, 2005.
61
Stąd spalenie 1 kg węgla C daje (44:12) • 1 kg = 3,66 kg dwutlenku węgla CO
2
. Spalenie
w ciągu godziny 470 Mg C daje ok. 1 720 Mg CO
2
. W skali roku emisja CO
2
w tej elektrowni
jest równa ok. 15 mln Mg CO
2,
przy załoŜeniu ciągłej pracy przy maksymalnej mocy.
Zmniejszenie emisji CO
2
w blokach kondensacyjnych moŜna uzyskać poprzez
wymuszenienie w kotle spalania fluidalnego i podwyŜszanie parametrów pary oraz skierowanie
pary z wylotu turbiny ponownie do kotła celem podgrzania i podprowadzenia jej do drugiej
turbiny parowej. Schemat bloku z regeneracją pary przedstawiono na rys. 7.3.
Rys 7.3. Schemat bloku węglowego z regeneracją pary.
Pierwszy stopień bloku pracuje tak samo jak w układzie klasycznym, przedstawionym na
rys 7.2, z tą róŜnicą, Ŝe para z wyjścia turbiny jest doprowadzona do regeneratora R w kotle K
i po wyjściu z kotła jej temperatura wynosi T
z
. Sprawność bloku zaleŜy od stosunku temperatur
T
1
/T
2
pary doprowadzonej do turbin parowych oraz od ciśnienia pary. Dlatego opisując blok
podaje się trzy wielkości: p
1
/T
1
/T
2
– przykładowo 25/550/580, oznacza, Ŝe ciśnienie pary jest
równe 25 MPa, temperatura T
1
pary na wejściu pierwszej turbiny jest równa 550
o
C, natomiast
po regeneracji w kotle, na wejściu drugiej turbiny temperatura pary jest równa 580
o
C. W latach
90 - tych budowano bloki z obiegiem pary o parametrach podkrytycznych. Dostępne materiały
2
T
1
1
,T
p
R
P
PZ
S
POWIETRZE
ODPROWADZENIE
POPIOŁU
PALIWO
WYPROWADZENIE SPALIN - KOMIN
CZYNNIK
CHŁODZĄCY
ENERGIA
ELEKTRYCZNA
G
ENERGIA
ELEKTRYCZNA
G
K
T
T
62
- stale austenitowe, pozwalają na budowę bloków o parametrach nadkrytycznych. Aktualnie
budowane są bloki o parametrach pary (25-29)/600/620, o mocach jednostkowych (800-900)
MW dla bloków opalanych węglem kamiennym oraz (900-1100) MW dla bloków opalanych
węglem brunatnym. Sprawność tych elektrowni wynosi od 45 do 47 procent.
NaleŜy zaznaczyć, Ŝe wyŜsza sprawność przekłada się na mniejsze zuŜycie paliwa
pierwotnego i tym samym na mniejszą emisję CO
2
i innych gazów. Skok jakościowy
w konstrukcji bloków węglowych przewidywany jest w perspektywie kilkunastu lat, po
zastosowaniu w obiegu pary stopów niklu przewiduje się, Ŝe ciśnienie pary przekroczy 35 MPa,
a jej temperatura będzie wyŜsza niŜ 750
o
C. Sprawność takich bloków przekroczy 50%. Bloki,
które będą pracowały przy takich parametrach określa się jako supernadkrytyczne,
a w dokumentach UE pojawiły się juŜ certyfikaty błękitne, przypisane do energii elektrycznej
wytwarzanej w blokach o parametrach supernadkrytycznych.
7.2.2. Blok gazowo-parowy
Bloki energetyczne zasilane gazem najczęściej są budowane jako dwustopniowe z turbiną
gazową oraz parową. Schemat najprostszej elektrowni z blokiem gazowo – parowym
przedstawiono na rys 7.4.
Rys. 7.4. Schemat bloku gazowo – parowego: KS – komora spalania, TG – turbina
gazowa, S – spręŜarka, TP – turbina parowa, PZ – pompa zasilająca, G
1
,G
2
– generatory.
GAZ
CZYNNIK
CHŁODZĄCY
WYPROWADZENIE
SPALIN - KOMIN
POWIETRZE
PZ
G
1
G
2
TG
KS
TP
S
63
Powietrze jest spręŜane w spręŜarce S o stopniu spręŜania rzędu kilkunastu
i doprowadzone wraz z gazem do komory spalania KS. Spaliny o temperaturze 755-1430˚C
napędzają łopatki turbiny, przy czym strumień masy spalin w typowych rozwiązaniach turbin
gazowych zawiera się w granicach od 92 kg/s do 737 kg/s. Ostatnia wartość dotyczy turbiny
gazowej o mocy 334 MW. Temperatura spalin na wylocie turbiny wynosi od 480˚C do 630˚C.
Spaliny te zostają doprowadzone do wytwornicy pary, która napędza turbinę parową. Zarówno
turbina gazowa TG i turbina parowa TP są sprzęŜone z generatorami (G
1
oraz G
2
). Ze względu
na dwustopniowe wykorzystanie energii paliwa, sprawność bloków gazowo-parowych dochodzi
do 60 procent.
7.3. Ograniczenia emisji CO
2
w blokach z kotłami pyłowymi
7.3.1. Separacja CO
2
ze spalin po procesie spalania (post combustion)
Na rys 7.5 przedstawiono schemat bloku energetycznego z separacją CO
2
po procesie
spalania. Do kotła doprowadza się powietrze, a w kotle spalany jest pył węglowy, technologię
oznacza się skrótem PCC ( Pulwerised Coal Combustion) .
Rys. 7.5. Schemat bloku energetycznego z separacją CO
2
po procesie spalania.
Spaliny z kotła przechodzą do układu separacji CO
2
, którym najczęściej jest układ
absorbera i desorbera wykorzystujący rodniki aminy. Są to względnie tanie i dostępne
CO
2
PZ
POWIETRZE
ODPROWADZENIE
POPIOŁU
PALIWO
P
K
CZYNNIK
CHŁODZĄCY
S
T
G
SEPARACJA CO
2
64
absorbenty, nadające się do separacji CO
2
o małym stęŜeniu w gazach spalinowych; w kotłach
ze spalaniem pyłowym stęŜenie CO
2
w spalinach jest rzędu kilku , kilkunastu procent.
Najczęściej stosowane są dwa absorbenty aminowe: monoetanoloaminy (MEA) oraz
metyldiaetanolaminy (MDEA) - ten ostatni umoŜliwia selektywną absorpcję H
2
S w obecności
CO
2
. MEA tworzy silnie korozyjne środowisko i dlatego jest stosowany w roztworze wodnym -
jej stęŜenie nie jest większe niŜ 30 procent. Wodny roztwór MEA jest rozpraszany w górnej
części kolumny absorbera, natomiast spaliny schłodzone do temperatury ok. 50˚C są
wprowadzone do dolnej części kolumny, w sposób przedstawiony na rysunku 7.6.
Najczęściej ze spalin wcześniej są usunięte SO
2
, NO
x
, ewentualnie inne substancje (HCl,
Hg). Szczególnie waŜnym jest usunięcie SO
2
- w procesie absorpcji jego stęŜenie nie powinno
przekraczać 10ppm, a w spalinach z kotła jest rzędu 200 ppm. Podstawową reakcję zachodzącą
w kolumnie absorbera moŜna opisać równaniem:
2RNH
2
+ CO
2
+ H
2
O
→
(RNH
3
)
2
CO
3
Rys.7.6. Uproszczony schemat instalacji wydzielenia CO
2
ze spalin.
Reakcja ta zachodzi w niskiej temperaturze (50˚C) przy względnie niewielkim ciśnieniu
spalin, oraz przy niewielkim nasyceniu spalin CO
2
(kilkanaście procent)
14
.Roztwór aminy ze
związanym dwutlenkiem węgla jest podgrzewany do temperatury regeneracji – ok. 120 ºC . Do
14
Krzysztof Dreszer, Lucyna Giecław-Solny: ObniŜenie emisji CO
2
z sektora energetycznego – moŜliwe ścieŜki
wyboru technologii. Polityka energetyczna 1/2008.
120º C
SPALINY
50º C
MEA + CO
2
50º C
WYMIENNIK
CIEPŁA
PARA
Z TURBINY
ABSORBER
ROZTWÓR
MEA
SPALINY
BEZ CO
2
DESORBER
CO
2
65
podgrzewania wykorzystuje się w wymienniku parę wodną z upustu turbiny. Przy tej
temperaturze w desorberze następuje rozdzielenie amin oraz CO
2
- absorbent jest regenerowany.
Całkowita energia potrzebna do regeneracji jest sumą m.in. energii potrzebnej do
podgrzania roztworu absorbenta (parą z upustu turbiny), energii potrzebnej do rozerwania
wiązań oraz do odparowania wody i absorbenta. Dodatkowo naleŜy uwzględnić energię
potrzebną do spręŜenia CO
2
na wyjściu desorbera. Instalacje usuwania CO
2
, pracujące
w róŜnych blokach – z reguły o małej mocy powodują zmniejszenie sprawności bloku o 8-13
punktów procentowych. Oznacza to, Ŝe sprawność bloku bez instalacji równa około 36 procent,
maleje do 28-23 procent. W konsekwencji, chcąc wyprodukować tę samą ilość energii
elektrycznej naleŜy do trzech istniejących bloków, które wyposaŜono w układ wychwytania CO
2
dobudować czwarty blok i tym samym zwiększyć zuŜycie paliw pierwotnych o ok. 25 procent.
7.3.2.
Separacja CO
2
przed procesem spalania (pre – combustion)
Tytuł rozdziału wymaga wyjaśnienia. O ile w przypadku separacji CO
2
ze spalin
wydzielenie CO
2
następowało rzeczywiście po procesie spalania, to w tym przypadku tworzy się
takie warunki spalania paliwa, aby „na wyjściu” procesu produkcji energii elektrycznej i ciepła
było tylko CO
2
. Technologię tę nazywa się w skrócie PCC ZET.
Na rys 7.7 przedstawiono schemat bloku z separacją CO
2
przed procesem spalania.
Rys. 7.7. Schemat bloku z separacją CO
2
przed procesem spalania.
CO
2
P
CO
2
TLEN
CZYNNIK
CHŁODZĄCY
S
ODPROWADZENIE
POPIOŁU
PALIWO
PZ
T
G
K
66
Do kotła doprowadzony jest z tlenowni czysty tlen i jednocześnie pył węglowy. Ilość
wytwarzanych gazów przy spalaniu tlenowym paliwa jest w przybliŜeniu trzykrotnie mniejsza
niŜ w technologii spalania powietrzem. Aby w przypadku spalania tlenowego ograniczyć
znacznie wyŜszą temperaturę spalania, do kotła wprowadza się dwutlenek węgla, który zastępuje
azot zwiększając z jednej strony udział CO
2
w spalinach, z drugiej strony zmniejszając ilość
spalin.
Przykładowo dla spalenia węgla brunatnego w technologii PCC przy doprowadzeniu
powietrza ilość spalin wynosi 1,78 kg/kWh, a przy spalaniu tlenowym 0,60 kg/kWh, przy czym
recyrkulacja obejmuje 2/3 spalin wylotowych z kotła. Zarówno tlenownia jak i spręŜanie CO
2
zuŜywają energię zmniejszając sprawność bloku, co zilustrowano w tabeli 7.2, dla dwóch
bloków o mocy 865 MW (PCC), oraz o mocy 689 MW (PCC-ZET)
15
. Jak wynika z tabeli, 6,8%
mocy potrzeba do otrzymania tlenu metodą kriogeniczną. Zastosowanie membran do
rozdzielenia tlenu i azotu zmniejsza udział tlenowni w rozdziale mocy do 2-4% i tym samym
zwiększa sprawność.
Tabela 7.2. Procentowy udział składowych mocy elektrowni
w technologii PCC oraz PCC-ZET.
7.3.3.
Technologia zgazowania paliwa
Separacja CO
2
przed procesem spalania, uzyskana w wyniku zgazowania paliw,
oznaczana skrótowo IGCC (Integratet Gasificacion Combined Cykle), obejmuje:
15
T. Halawa, L. Harasimowicz: Elektrownie opalane węglem bez emisji CO
2
; Energetyka, 2008/12.
Technologia
PCC
PCC-ZET
Moc w paliwie
100%
100%
Straty chłodzenia
53,9%
53,5%
Potrzeby własne
3,4%
2,2%
Tlenownia
-
6,8%
SpręŜanie CO
2
-
3,5%
Sprawność
42,7%
34%
67
- separację tlenu i azotu w tlenowni,
- zagazowanie paliwa,
- oczyszczanie gazu syntezowego (procesowego),
- spalanie gazu syntezowego w turbinie gazowej.
Zagazowaniu moŜna poddać wszystkie paliwa stałe (węgiel kamienny, brunatny, biomasę,
odpady komunalne, paliwa płynne – ropę i jej pochodne itd.). W blokach energetycznych
zagazowaniu poddaje się najczęściej węgiel kamienny, rzadziej brunatny. Schemat blokowy
układu zgazowania w bloku gazowo-parowym przedstawiono na rysunku 7.8. Na wyjściu
układu zagazowania otrzymuje się gaz syntezowy składający się w ok. 50% z CO, 25% z H
2 ,
Rys. 7.6. Schemat blokowy układu zgazowania w bloku gazowo-parowym:
TG1,TG2 – turbiny gazowe, TP1,TP2 – turbiny parowe.
oraz z CO
2
, H
2
O, CH
4
w róŜnych proporcjach. Po oczyszczeniu gazu i separacji
doprowadza się poszczególne jego składniki do turbin gazowych TG1 oraz TG2 dalszy proces
produkcji energii elektrycznej odbywa się w podobny sposób jak w tradycyjnym bloku parowo-
gazowym omówionym w punkcie 7.2.2.
Elektrownia w Polk (USA) była pierwszą, w której w 1996 roku rozpoczęto produkcję
energii elektrycznej w bloku 250 MW z instalacją zagazowania węgla. Sprawność bloku
w okresie 5. letniej eksploatacji wynosiła średnio 43 procent, a więc znacznie więcej niŜ
sprawność bloków węglowych z kotłami pyłowymi oraz odsiarczaniem spalin. W bloku tym nie
TP2
TP1
TG2
TG1
CO
H
2
SEPARACJA GAZU,
OCZYSZCZENIE
POWIETRZE
SEPARACJA
TLENU
N
2
O
2
POWIETRZE
PALIWA
STAŁE
oraz
CIEKŁE
H
2
O
GAZ
SYNTEZOWY
ZGAZOWANIE
68
wychwytywano CO
2
. Koszty inwestycji w przeliczeniu na 1 kW mocy nominalnej wyniosły
około 1650 dolarów w cenach roku 1996.
Aktualnie na świecie pracuje kilkadziesiąt bloków o mocy od kilkudziesięciu do kilkuset
MW wykorzystujących technologię IGCC – część z nich ma charakter doświadczalny. Ich
rozwój jest wspomagany przez amerykański Program Technologii Czystego Węgla (Clean Coal
Technology Program CCT), finansowany przez Departament Energii, w wyniku którego
powstało 138 instalacji pracujących w technologii IGCC. Celem „Programu…” jest
udoskonalenie technologii IGCC, pozwalającej na produkcję energii elektrycznej z maksymalną
sprawnością przemiany energii chemicznej paliwa na energię elektryczną, a nie zmniejszenie
emisji CO
2
– co w tej technologii i tak pośrednio występuje. Z kolei Unia Europejska realizując
załoŜenia pakietu klimatyczno – energetycznego podjęła decyzję o budowie z funduszy
europejskich 12 doświadczalnych instalacji wychwytywania CO
2
i późniejszego składowania go
np. w strukturach skalnych
16
. Technologie IGCC pozwalają na zwiększenie udziału CO
2
w spalinach w niektórych rozwiązaniach nawet do przeszło 90 procent. Stąd wychwycenie CO
2
ze spalin jest łatwiejsze i tańsze niŜ w kondensacyjnych. blokach węglowych z kotłami
pyłowymi, w których udział CO
2
w spalinach jest rzędu kilku lub kilkunastu procent. Z tego
względu przewiduje się, Ŝe nowo budowane bloki energetyczne z sekwestracją CO
2
będą
blokami z technologią IGCC.
Rozwój technologii IGCC będzie wypadkową zwiększonych kosztów inwestycji oraz
moŜliwości zwiększenia sprawności bloków, równieŜ w przypadkach sekwestracji CO
2
.
W pracy J. Rakowskiego
17
przeprowadzono analizę kosztów inwestycji bloków IGCC
produkowanych przez firmę Stell w dwóch przypadkach - bez redukcji emisji CO
2
oraz
z redukcją CO
2
, o porównywalnych mocach turbin gazowej i parowej. W kaŜdym bloku znajdują
się turbiny gazowe o mocy 464MW kaŜda, natomiast turbina parowa w bloku bez redukcji
emisji CO
2
ma moc 284MW , a w bloku z redukcją emisji CO
2
– moc 230 MW.
W wyniku zwiększonych potrzeb własnych, w przypadku bloku z redukcją emisji CO
2
,
moc netto bloku wynosi 517 MW, natomiast bez redukcji emisji CO
2
– 636 MW. Z analizy
kosztów wynika, Ŝe jednostkowy koszt inwestycyjny, przeliczony na 1 kW mocy wynosi: dla
bloku bez redukcji emisji CO
2
– 1976 USD/kW, a z redukcją emisji CO
2
– 2669 USD/kW.
Sprawność bloku bez redukcji emisji CO
2
wynosi 41%, natomiast z redukcją emisji CO
2
– 32%.
Wzrost jednostkowy kosztów inwestycji zostanie przeniesiony na wzrost cen energii
16
Komisja Wspólnot Europejskich, Komunikat Komisji do Rady – ograniczenie globalnego ocieplenia do 2˚C,
COM(2007)2 Bruksela 10.01.2007.
17
J. Rakowski: Przewidywane moŜliwości i koszty ograniczenia emisji CO
2
z elektrowni węglowych.
Ogrzewnictwo. pl. – portal internetowy.
69
elektrycznej o ok. 40 procent. Wzrost cen energii elektrycznej jest mniejszy niŜ w przypadku
bloków w technologii PCC, ze względu na większą sprawność bloków w technologii IGCC,
zarówno z instalacją redukcji emisji CO
2
jak i bez tej instalacji. NaleŜy zwrócić uwagę na
radykalne zmniejszenie zanieczyszczeń w technologii IGCC, które nie wynika z wymogów
ochrony środowiska, ale z konieczności oczyszczania gazów przed turbiną gazową.
Technologia IGCC znajduje się w początkowym etapie rozwoju. Wiele działających
bloków ze zgazowaniem paliwa stałego i z turbiną gazową oraz parową jest obiektem badań,
które pozwalają na optymalizację całego procesu wytwarzania energii elektrycznej. Trwają
badania nad selektywnością membran jonowych, pozwalających na separację CO
2
oraz H
2
lub
O
2
oraz N
2
. Jak juŜ wspomniano do turbiny gazowej naleŜy doprowadzić gaz oczyszczony, przy
czym zawartość zanieczyszczeń musi być znacznie mniejsza niŜ w przypadku zespołu kocioł –
turbina parowa. Stosowane metody pozwalają na usunięcie zanieczyszczeń w stopniu
wystarczającym ze względu na wymogi techniczne turbiny gazowej, ale trwają prace nad
minimalizacją kosztów tych metod oraz nad zwiększeniem selektywności usuwania
zanieczyszczeń . Kolejnym problemem jest opracowanie przemysłowych metod usuwania rtęci
z paliw.
Mimo tych problemów technologia IGCC powinna być w Polsce intensywnie rozwijana,
ze względu na strukturę paliw pierwotnych w produkcji energii elektrycznej (ok. 95% produkcji
z węgla kamiennego i brunatnego). Z jednej strony technologia IGCC zapewnia minimalizację
emisji zanieczyszczeń, z drugiej strony ze względu na duŜą zawartość CO
2
w spalinach (ponad
95 procent), w przypadku gdy sekwestracja CO
2
stanie się obligatoryjna, umoŜliwi względnie
łatwe usunięcie CO
2
ze spalin i zmagazynowanie go w strukturach skalnych.
7.4.
Zgazowanie węgla
Zgazowanie paliw stałych jest technologią znaną od 1792 r. , kiedy to szkocki inŜynier
W. Murdoch odkrył, Ŝe podgrzewając węgiel w zamkniętym naczyniu otrzymuje się koks oraz
palne gazy. W XIX i XX wieku w wielu miastach istniały „gazownie” produkujące gaz z węgla,
rozprowadzany początkowo do obiektów uŜyteczności publicznej (szpitale, urzędy) i następnie
do gospodarstw domowych. W ostatnich latach XX wieku zgazowanie węgla zaczęto
wykorzystywać do produkcji energii elektrycznej. Obecnie pracuje kilkadziesiąt bloków
energetycznych ze zgazowaniem węgla, ale mają one charakter eksperymentalny.
W przypadku zgazowania węgla do celów energetycznych do reaktora gazowego
doprowadza się węgiel, parę wodną, tlen lub powietrze, wprowadzane pod ciśnieniem.
70
W wyniku procesu gazyfikacji odbywającego się pod ciśnieniem, wydziela się wystarczająca
ilość ciepła do podtrzymania procesu, który nazywamy autotermicznym – bez doprowadzania
zewnętrznego ciepła.
Pod wpływem wysokiej temperatury w przypadku doprowadzenia do reaktora gazowego
pary wodnej, tlenu lub powietrza w reaktorze następują reakcje:
C + ½ O
2
= CO + 123,1 kJ/kmol
C + O
2
= CO
2
+ 404,7 kJ/kmol
C + H
2
O = CO + H
2
– 118,5 kJ/kmol
Trzecia reakcja, uwalniająca wodór wymaga energii, która jest dostarczana z dwóch
pierwszych reakcji. Tlenek węgla moŜe reagować dalej – w reakcji z parą wodną otrzymuje się
dodatkowy wodór:
CO + H
2
O = H
2
+ CO
2
+ 40,9 kJ/kmol
lub metan:
CO + 3H
2
= CH
4
+ H
2
O + 205,9 kJ/kmol
Ze względu na umiejscowienie reakcji w komorze zgazowania reaktory dzielimy na :
- ze złoŜem stałym: węgiel o wymiarach od 3 do 30 mm wsypywany jest do komory
zgazowania od góry i opada na ruszt umieszczony w dolnej części komory; od spodu rusztu
wdmuchiwane jest pod ciśnieniem 1÷10 MPa powietrze (lub tlen) oraz para wodna –
wytwarzana temperatura reakcji wynosi od 800 do 1000˚C, przy czym gaz odprowadzany jest
z górnej części komory spalania,
- ze złoŜem fluidalnym: węgiel o wymiarach poniŜej 5 mm jest wdmuchiwany do komory
zgazowania, z innych dysz wdmuchiwana jest pod ciśnieniem 1÷3 MPa mieszanina H
2
O oraz
powietrza lub tlenu. Reakcja zachodzi w temperaturze od 800 do 1000˚C, wypełniając całą
objętość komory zgazowania. Popiół z dna komory jest usuwany przez śluzy, w postaci
proszkowej (temp. 1000˚C nie powoduje jeszcze stopienia popiołu),
- strumieniowe: do komory zgazowania wtryskiwana jest na zasadzie „rozpylacza”
mieszanina rozdrobnionego węgla o wymiarach mniejszych od 0,1 mm oraz pary wodnej
i powietrza (lub tlenu); reakcja zachodzi w krótkim czasie (0,1s) w temperaturze powyŜej
1500˚C, co powoduje konieczność chłodzenia reaktora.
71
Otrzymany w wyniku reakcji chemicznych gaz przed doprowadzeniem go do komory
spalania wymaga usunięcia róŜnych substancji szkodliwych dla pracy turbiny gazowej. Gaz
doprowadzony do turbiny moŜe mieć zawartość pyłów znacznie mniejszą niŜ wymogi ochrony
ś
rodowiska, mniej niŜ 5 ppm, przy czym maksymalna średnica ziarna powinna być mniejsza niŜ
3 µm. Gaz jest przepuszczany przez skruber (płuczkę), w której zatrzymywane są prawie
wszystkie cząstki pyłu. Poza pyłem w skruberze zatrzymywane są inne cząstki mogące
spowodować uszkodzenie łopatek turbiny – HCl, HF, NH
3
,HCN.
W gazie nie mogą występować substancje powodujące wysokotemperaturową korozję
łopatek (sód, potas, wapń itd.). Ze względu na wymogi ochrony środowiska z gazu naleŜy
usunąć równieŜ siarkę. W gazie syntezowym siarka występuje głównie w postaci siarkowodoru
H
2
S, który łatwo usunąć stosując niskotemperaturowe mokre metody absorpcyjno – desorpcyjne.
Stosując instalację Clausa z siarkowodoru moŜna uzyskać czystą płynną siarkę, stanowiącą
przedmiot sprzedaŜy.
7.5.
Zgazowanie w atmosferze tlenu – technologia oxyfuel
Doprowadzenie do reaktora zgazowania tlenu zamiast powietrza, w dalszym procesie
technologicznym zwiększa udział CO
2
w spalinach – dzięki usunięciu azotu. O ile w przypadku
klasycznego spalania węgla zawartość CO
2
w spalinach zawiera się w granicach od 3% do 15% ,
to w przypadku technologii oxyfuel – 90%. Spalanie w czystym tlenie daje znacznie wyŜszą
temperaturę spalania niŜ w przypadku spalania w mieszaninie tlenu i azotu. Aby nie dopuścić do
nadmiernego wzrostu temperatury część dwutlenku węgla z wyjścia turbiny gazowej
doprowadza się do reaktora zgazowania. W ten sam sposób obniŜa się temperaturę w komorze
spalania turbiny gazowej, doprowadzając do niej obok gazu z reaktora zgazowania tlen oraz CO
2
z wyjścia turbiny gazowej. Spaliny z wyjścia turbiny gazowej muszą być ochłodzone. Schemat
blokowy procesu oxyfuel przedstawiono na rysunku 7.7. W procesie technologicznym CO
2
krąŜy w pętli zamkniętej – stąd wynika stosowana dla tego procesu nazwa: IGCC z recyrkulacją
CO
2
.
Zgazowanie tlenowe ma wiele zalet. Ze względu na mniejsze objętości tlenu (łącznie
z recyrkulowanym CO
2
) w porównaniu z powietrzem, gabaryty całej instalacji zgazowania
są mniejsze. Jednocześnie mniejsza ilość gazu w całym procesie zmniejsza straty, łącznie
z największą tzw. „stratą kominową”. Łatwiejszy jest proces oczyszczania gazu przed
doprowadzaniem go do komory spalania turbiny gazowej. Z mniejszej ilości gazu
72
(pozbawionego azotu) łatwiej wyodrębnić wodór, siarkowodór oraz inne substancje szkodliwe,
włącznie z pyłem.
Czysty tlen do procesu zgazowania z reguły otrzymuje się metodą kriogeniczną.
Powietrze poddaje się spręŜaniu i juŜ znajdujące się pod wysokim ciśnieniem oziębia się do
temperatury roszenia poszczególnych składników. Wydzielony w ten sposób azot wykorzystuje
się do produkcji nawozów sztucznych, co zmniejsza koszty otrzymania tlenu metodą
kriogeniczną. Rozdzielenie gazów z gazu syntezowego – CO oraz H
2
w niektórych
rozwiązaniach układu IGCC, realizuje się równieŜ metodą kriogeniczną.
Rys. 7.7. Schemat blokowy procesu oxyfuel z recyrkulacją CO
2.
W spalinach zawartość CO
2
dochodzi do 98 procent i w procesie CCS skroplenie
następuje przy ciśnieniu 7 MPa. CO
2
ma wówczas gęstość ropy naftowej i moŜe być w prosty
sposób transportowane w zbiornikach wysokociśnieniowych na miejsce ewentualnego
składowania. W ostatnich latach prowadzone są prace nad zastąpieniem tlenu wodorem.
W komorze zgazowania, w obecności pary wodnej z paliwa wydziela się czysty węgiel – proces
ten nosi nazwę „hydrocarb”. Paliwem moŜe być węgiel kamienny, brunatny, guma, tworzywa
sztuczne, odpady komunalne itp. Spalanie czystego węgla w atmosferze tlenu daje czysty
dwutlenek węgla.
N
2
O
2
CO
2
POWIETRZE
PALIWA
STAŁE
CZYNNIK
CHŁODZĄCY
WYPROWADZENIE
CO
2
P
G
G
T
T
SEPARACJA
TLENU
OCZYSZCZANIE
GAZU
ZGAZOWANIE
K
73
7.6. Membrany separujące CO
2
Membrana stanowi przegrodę rozdzielającą dwa gazy i jednocześnie umoŜliwiającą
przenikanie wyróŜnionego gazu. Ten wyróŜniony gaz, który przenikał na drugą stronę
membrany nazwano permeatem, natomiast proces separacji gazów na membranie - permeacją.
Z kolei gaz, który pozostaje przed membraną nazwano retentatem. Transport gazu przez
membranę zaleŜy od jej struktury, róŜnicy ciśnień pomiędzy membranami, stęŜenia, temperatur,
potencjałów elektrycznych i innych czynników
18
. Układ separacji gazów moŜna przedstawić
w postaci schematu na rys 7.8.
Rys.7.8. Schemat membranowej separacji gazów: S - spręŜarka
Dla wychwytu dwutlenku węgla, rozdziału CO oraz H
2
stosuje się membrany polimerowe lub
ceramiczne. Pojedyncza membrana nie pozwala na osiągnięcie wystarczającego stęŜenia, dlatego
buduje się kaskady membran, połączonych w róŜne układy, m.in. takie w których retentat wraca
do ponownej permeacji na początek układu kaskadowego. Pewnym problemem jest wykonanie
powierzchni membran dla duŜych przepływów gazu. ZuŜycie energii głównie do napędu
spręŜarek w zaleŜności od układu membran waha się w granicach 0,04-0,07 kWh/kg CO
2
.
7.7. „Zieloni” są na NIE
Greenpeace International przedstawił w maju 2008 r. stanowisko w sprawie
wychwytywania i składowania CO
2
– jest ono negatywne, jednak uzasadnienie nie dotyczy
18
Janusz Kotowicz, Katarzyna Janusz: Podstawy membranowej separacji gazów. Rynek energii, nr 6 2007.
PERMEAT
RETENTAT
MEMBRANA
GAZ SYNTEZOWY
S
74
negacji wpływu CO
2
na globalne ocieplenie
19
. „Zieloni” nadal uwaŜają, Ŝe CO
2
jest
przyczyną
zmian klimatu i w pełni akceptują raport IPCC. Jednak ich zdaniem technologia wychwytywania
i składowania CO
2
nie powstrzyma zmian klimatycznych. Stanowisko to uzasadniają
w następujący sposób:
Technologia CCS nie będzie dostępna na czas, aby uniknąć niebezpiecznych zmian
klimatycznych – szacuje się, Ŝe na znaczną skalę przemysłową ta technologia moŜe być
wprowadzona około 2030 roku; równieŜ IPCC przewiduje, Ŝe w 2050 roku (40-70)%
bloków energetycznych nie będzie przystosowana do wychwytywania CO
2
.
Sekwestracja CO
2
wymaga bardzo duŜo energii – zdaniem „Zielonych” sprawność
elektrowni spadnie o ok. 20 procent, co spowoduje konieczność budowy jednej
dodatkowej elektrowni przy załoŜeniu, Ŝe produkcja energii nie moŜe być mniejsza po
wprowadzeniu CCS, i będzie to skutkowało dodatkowym zuŜyciem kopalin. Elektrownie
wyposaŜone w CCS będą zuŜywały 90% słodkiej wody więcej.
Podziemne składowanie miliardów ton CO
2
moŜe być technicznie niewykonalne –
transport CO
2
, z – jak się ocenia, 6000 instalacji do roku 2050 na odległość powyŜej 100
km jest nieopłacalny; nie ma równieŜ Ŝadnych gwarancji bezpieczeństwa składowania.
Jako ilustracje zagroŜenia w „Raporcie…” przypomniano zdarzenie, które miało miejsce
w Kamerunie w 1986 roku, kiedy duŜy „bąbel” CO
2
znajdujący się pod dnem jeziora
Nyos został uwolniony w wyniku erupcji wulkanu. W „chmurze” CO
2
udusiło się 1700
osób oraz przeszło 3000 bydła w promieniu 25 km.
Zdaniem „Zielonych” technologia CCS jest zbyt droga i utrudnia finansowanie innych
rozwiązań proekologicznych, oraz moŜe doprowadzić do 90%. wzrostu cen energii
elektrycznej. Jednocześnie wskazuje się na rozwój odnawialnych źródeł energii jako na
właściwe rozwiązanie problemów energetycznych.
Brak wiarygodnych analiz wpływu składowanego CO
2
na ekosystem, zanieczyszczenie
wód gruntowych i wody pitnej oraz na zdrowie ludzkie. Nie ma dotychczas Ŝadnych
uregulowań prawnych dotyczących odpowiedzialności za zagroŜenia występujące
w duŜej skali, po upływie dłuŜszego czasu i w miejscach oddalonych od miejsca
składowania.
Jak z tego wynika, głos Greenpeace International nie był tak wyraźnie słyszalny, skoro
Parlament Europejski przyjął Pakiet klimatyczno – energetyczny, a w ślad za nim Dyrektywę
2009/31/WE.
19
Emily Rochon: Raport Greenpeace International, Amsterdam , maj 2008.
75
8. Bilans Pakietu klimatyczno – energetycznego dla Polski
8.1. Mechanizm solidarnościowy
Elementy mechanizmu solidarnościowego, mającego złagodzić oddziaływanie Pakietu
szczególnie na nowych członków UE, były zawarte juŜ wcześniej, w projekcie Pakietu
przedstawionego przez Komisję w styczniu 2008 roku. Przyjmowano, Ŝe 90% uprawnień
zostanie przekazanych poszczególnym krajom proporcjonalnie do limitów przyznanych przez
Komisję w roku 2005 (na okres 2005-2007), a 10 procent zostanie rozdzielona według kryteriów
charakteryzujących poziom rozwoju gospodarczego (głównie poziom PKB).W wyniku
negocjacji przeprowadzonych w ostatnich dniach przed przyjęciem Pakietu przez Parlament
Europejski i Radę, zmniejszono ilość uprawnień z 90% do 88%, przeznaczając „uwolnione” 2%
na dodatkowe przydziały uprawnień dla państw, które juŜ uprzednio dokonały duŜych
ograniczeń w emisji CO
2
. Do tej grupy państw naleŜy Polska, która z tej 2% puli ma otrzymać
27% uprawnień.
Udziały procentowe przyznanych uprawnień do emisji CO
2
nie oddają skali finansowej
korzyści i kosztów Pakietu. Analiza taka została przeprowadzona przez zespół
B. Jankowskiego
20
z firmy Badania Systemowe EnergSys sp. z o.o. W propozycji Komisji, przy
10% redystrybucji uprawnień do emisji Polska otrzymałaby, zgodnie z prognozą dotyczącą
roku 2020, uprawnienia do emisji 205,3 mln Mg CO
2
. Po negocjacjach, w wyniku dodatkowej
redystrybucji 2% uprawnień do emisji CO
2
Polska, według obliczeń Komisji, otrzyma
uprawnienia do emisji 211,3 mln Mg CO
2
. NaleŜy pamiętać, Ŝe uprawnienia te będą nabywane
przez przedsiębiorców z polskiego sektora EU ETS, ze wzrastającym corocznie udziałem
aukcjoningu (w 2020 roku – w 100 procentach). Zwiększenie limitu uprawnień, jakie nastąpiło
w wyniku negocjacji (dodatkowej redystrybucji o 2% całkowitych uprawnień) wyniesie w roku
2020 ok. 6 mln Mg. Uwzględniając, Ŝe część uprawnień do emisji w latach 2013 – 2020 będzie
przyznana bezpłatnie, to dodatkowy przydział uprawnień w tym okresie moŜna uśrednić
przyjmując wartość średnią w okresie roku równą 4,5 mln Mg CO
2.
W szacunkach dokonanych
przez Komisję przyjęto cenę jednego upowaŜnienia równą 30 euro/Mg CO
2 ,
i stąd średnia
roczna kwota wynikająca z dodatkowego przydziału uprawnień wynosi 135 mln euro,
a w okresie 2013 – 2020 w przybliŜeniu 1,3 mld euro (lub 5 - 6 mld zł).
20
Jankowski Bolesław: Wstępna ocena Pakietu energetyczno – klimatycznego po szczycie unijnym. Energia
i Budynek, 2009/2.
76
Pozornie jest to duŜa kwota, ale w zestawieniu z kosztami gospodarczymi i społecznymi
wdroŜenia Pakietu oraz potrzebami inwestycyjnymi okazuje się niewielką. Na marginesie naleŜy
zauwaŜyć, Ŝe po powrocie z podpisania Pakietu delegacja rządowa ogłosiła, Ŝe Polska w wyniku
negocjacji przeprowadzonych przez delegację w czasie szczytu unijnego, który odbył się
w dniach 11 – 12 grudnia, uzyska z mechanizmu solidarnościowego w okresie 2013 – 2020
kwotę 60 mld zł. Zapomniano dodać, Ŝe 10% redystrybucji uprawnień było juŜ zapisane w
propozycji Komisji ogłoszonej 28 stycznia 2008 roku, a więc rok przed negocjacjami, w których
„wywalczono” tylko dodatkową redystrybucję 2% uprawnień oraz stopniowe przejście na pełny
aukcjoning do roku 2020.
W dokumentach Komisji proponuje się osiągnięcie przez Polskę w roku 2020 w ramach
EU ETS emisji równej 171,3 mln Mg CO
2
, czyli o ok. 200 mln Mg CO
2
mniej niŜ w roku 2004.
Zdaniem Komisji Polska moŜe uzyskać dodatkowe dochody ze sprzedaŜy uprawnień do emisji
CO
2
w ramach rynku europejskiego. Uwzględniając fakt, Ŝe zuŜycie per capita energii
elektrycznej w Polsce jest dwa razy mniejsze niŜ wynosi średnia w UE, naleŜy oczekiwać
wzrostu produkcji energii elektrycznej i tym samym przy dominacji technologii węglowych,
wzrostu emisji CO
2
, mimo przewidywanego wprowadzenia (na niewielką skalę) procesów
zeroemisyjnych. Stąd szacunki Komisji budzą zasadnicze wątpliwości.
8.2. Uwarunkowania aukcjoningu uprawnień do emisji
W wyniku negocjacji grupy państw o dominującej energetyce węglowej Komisja
przyjęła, Ŝe państwa te do 100% aukcjoningu będą dochodziły stopniowo, od 30% uprawnień
nabywanych na aukcji w roku 2013, do 100% w roku 2020, zwiększając corocznie pulę
uprawnień nabywanych w formie aukcjoningu o 10%. Uzupełniające do 100% uprawnienia będą
tym państwom przyznawane do nieodpłatnego rozdziału pomiędzy instalacje emitujące CO
2
.
Jednak mechanizm ten jest związany z koniecznością przygotowania i realizacji
inwestycji związanych z modernizacją istniejących elektrowni oraz infrastruktury. Wymóg ten
został określony w końcowym dokumencie podsumowującym negocjacje
21
:
„Zainteresowane państwo członkowskie przedkłada Komisji krajowy plan, w którym
przewiduje inwestycje w doposaŜenie oraz modernizację infrastruktury w czyste
technologie oraz dywersyfikację koszyka energetycznego i źródeł dostaw w wysokości
21
Rada Europejska. Nota 17215. Energia i zmiany klimatyczne – elementy końcowego kompromisu. 12 grudnia
2008. Załącznik IV punkt 1.
77
i w jak największym stopniu odpowiadającej wartości rynkowej nieodpłatnie
przyznanych uprawnień”.
Akceptacja tego planu przez Komisję jest warunkiem przyznania nieodpłatnych limitów
uprawnień do emisji. Przyjmując, Ŝe emisje elektrowni zawodowych w roku 2013 będą
w przybliŜeniu równe 100 mln Mg, to wartość 70% uprawnień przy jednostkowej cenie
uprawnienia 50 euro/MgCO
2
będzie równa 3,5 mld euro, a więc ok. 15 mld zł. Oznacza to, Ŝe
wykorzystanie całej puli nieodpłatnych uprawnień powinno wymusić tylko w elektrowniach
zawodowych inwestycje o wysokości ok. 15 mld zł, co z ekonomicznego i technicznego punktu
widzenia jest nierealne. Jak z tego wynika, moŜliwa jest sytuacja, w której z braku inwestycji nie
zostaną wykorzystane limity nieodpłatnych uprawnień do emisji CO
2
. NaleŜy dodać, Ŝe koszty
inwestycji będą musiały zostać pokryte przez odbiorcę końcowego w formie wzrostu cen energii.
Jednocześnie nieodpłatnymi uprawnieniami do emisji CO
2
nie objęto nowych elektrowni,
których budowa zaczęła się po 31 grudnia 2008 roku. Prawdopodobnie te nowe elektrownie,
o lepszych technologiach, emitujące mniej CO
2
na jednostkę energii będą płaciły za emisję CO
2
więcej niŜ stare elektrownie korzystające z nieodpłatnych uprawnień do emisji. Z drugiej strony,
te stare elektrownie będą musiały wykazać się realizacją inwestycji dla których trudno będzie
znaleźć finansowanie.
Na marginesie naleŜy zauwaŜyć, Ŝe Komisja nie przedstawiła Ŝadnej konkretnej
propozycji rozwiązania systemu aukcjoningu po roku 2020. Pomysły, aby ze środków
uzyskanych ze sprzedaŜy uprawnień do emisji – juŜ na poziomie europejskiego aukcjoningu
finansować inwestycje proekologiczne w krajach trzecich spotkały się ze sprzeciwem,
szczególnie państw - nowych członków UE. Nie ma równieŜ Ŝadnej gwarancji Ŝe środki
wydatkowane przez firmy działające w Polsce na aukcyjny zakup uprawnień wrócą do budŜetu
Polski. JeŜeli środki te nie znajdą się w budŜecie państwa, staną się parapodatkiem płaconym na
rzecz UE, szczególnie dotkliwym dla państw o dominacji energetyki węglowej.
8.3. Skutki gospodarczo – społeczne.
Wprowadzenie w 2013 roku jeszcze w formie częściowej aukcjoningu zwiększy koszty
wytwarzania energii elektrycznej o cenę uprawnień i tym samym zwiększy cenę energii. Drugim
elementem, który będzie miał wpływ na wzrost ceny energii będą konieczne do uzyskania
nieodpłatnych uprawnień inwestycje. Jak juŜ wspomniano koszty inwestycji w obecnych
warunkach
gospodarczych
zostaną
zawsze
przeniesione
na
odbiorcę
końcowego.
78
W perspektywie kilku lub kilkunastu lat trudno prognozować cenę energii elektrycznej
u odbiorcy końcowego.
Ceny paliw – węgla oraz gazu w przewidywanej perspektywie czasowej będą wzrastały,
co będzie uzasadnione większymi kosztami wydobycia. Nie moŜna równieŜ wykluczyć sytuacji,
w których ceny paliw będą rosły w wyniku działań spekulacyjnych lub konfliktów militarnych,
co miało miejsce w ostatnich latach. Jednak czynnikiem decydującym o wzroście cen energii
elektrycznej będzie konieczność zakupu uprawnień do emisji CO
2
lub ograniczenie emisji CO
2
na drodze technologicznej. JeŜeli cena uprawnień do emisji 1 Mg CO
2
, zgodnie
z przewidywaniami Komisji będzie kształtować się na poziomie (30…50) euro, to do kosztów
wytworzenia 1 kWh, równych ok. 160 zł, naleŜy doliczyć kwotę rzędu (120…210) zł. Z tego
wynika, Ŝe cena energii moŜe wzrosnąć przeszło dwukrotnie.
Wprowadzenie „darmowych” uprawnień do emisji CO
2
nie zmieni sytuacji, gdyŜ zgodnie
z zapisem noty 17215² otrzymanie tych uprawnień jest warunkowane wartością inwestycji, które
w ostatecznym rozrachunku znajdą pokrycie jedynie w kieszeni odbiorcy końcowego – czasem
rozłoŜone na lata spłat kredytów, ale wtedy będą zwiększone o odsetki. Wprowadzenie
zeroemisyjnych technologii równieŜ będzie skutkowało wzrostem ceny energii elektrycznej
o koszty sekwestracji CO
2
oraz ewentualnego zgazowania. Z róŜnych analiz wynikało, Ŝe
w 2013 roku cena energii elektrycznej moŜe wzrosnąć (2-3)krotnie. Wzrost ceny energii
elektrycznej wpłynie znacząco na koszty produkcji we wszystkich energochłonnych branŜach,
pociągając łańcuszek wzrostu cen i indywidualnych kosztów utrzymania mieszkańców.
Do tej pory nie rozstrzygnięto, w jaki sposób mają być rozdysponowane środki uzyskane
z aukcji uprawnień. Wiadomo tylko, Ŝe 1 mld euro ma być przeznaczony na budowę
doświadczalnych instalacji CCS. Środki – po 180 mln euro otrzymają: Wielka Brytania,
Holandia , Niemcy, Hiszpania, Polska, a Włochy na mniejszy projekt otrzymają 100 mln euro.
Ś
rodki te w przypadku Polski zostaną przeznaczone na budowę instalacji wychwytywania
i składowania CO
2
w elektrowni w Bełchatowie.
Wiele kontrowersji wywołuje pomysł przeznaczenia środków uzyskanych z aukcji
uprawnień do emisji CO
2
na inwestycje proekologiczne w państwach trzecich. W tym przypadku
ś
rodki uzyskane przez konkretne państwo ze sprzedaŜy uprawnień stanowiłyby parapodatek
unijny, o znaczących kwotach, na przeznaczenie którego państwa te miałyby bardzo ograniczony
wpływ. Z analiz wynika, Ŝe kwota ta w Polsce moŜe wynosić nawet 34 mld zł rocznie.
Wydatkowanie tak duŜych środków, na ograniczenie w minimalnym stopniu emisji CO
2
jest działaniem niezrozumiałym. W sytuacji gdy coraz głośniej mówi się o promieniowaniu
słonecznym jako o przyczynie zmian klimatycznych, a wzrost w atmosferze CO
2
tłumaczy się
79
naturalnymi cyklami aktywności słonecznej, naleŜy bardzo krytycznie oceniać wszystkie
działania środowisk dla których walka z antropogenicznym CO
2
jako przyczyną zmian
klimatycznych stała się swoistą ideologią powiązaną z ogromnymi działaniami biznesowymi.
Podsumowaniem moŜe być informacja podana przez brytyjskich naukowców
22
, Ŝe
„najcieplejszym rokiem nie był wcale rok 2007 ani 2008, ale 1998, a w ciągu ostatnich lat nie
obserwujemy wzrostu temperatury”, mimo znaczącego, o ok. 3 mld Mg CO
2
wzrostu emisji CO
2
(do ok. 30 mld Mg CO
2
).
22
Laserem w Antarktydę. Rzeczpospolita 14.10.2009.
80
9. Rozwój wysokosprawnej kogeneracji
9.1. Uwarunkowania prawne
Rozwój kogeneracji, czyli wytwarzania w tym samym procesie technologicznym energii
elektrycznej oraz ciepła uŜytkowego (lub chłodu) jest jednym z głównych celów Unii
Europejskiej w obszarze energetyki. W podstawowym dokumencie unijnym dotyczącym
energetyki pt. „Europejska Polityka Energetyczna”
23
, w rozdziale czwartym zatytułowanym
„Dalsze działania” określono kierunki rozwoju energetyki dotyczące m. in.
„dalszej poprawy efektywności produkcji energii w szczególności poprzez
promowanie wysoce wydajnych technologii produkcji energii elektrycznej
w skojarzeniu z ciepłem.”
Porównanie procesu wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem
(w kogeneracji) z procesem rozdzielonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła ilustruje rys.
9.1. JeŜeli odbiorca zuŜywa 30 jednostek energii elektrycznej (wyraŜonych przykładowo w kWh,
MW, GJ), to przy przyjętej sprawności elektrowni węglowej równej 36% trzeba przetworzyć
paliwo o wartości opałowej równej 83 jednostek. Jednocześnie wytworzenie w tradycyjnej
ciepłowni dla odbiorcy 50 jednostek ciepła, przy przyjętej sprawności równej 84% wymaga
zuŜycia paliwa o wartości opałowej 59 jednostek. Rozdzielenie 30 jednostek wytwarzania
energii elektrycznej i 50 jednostek ciepła wymaga paliwa o wartości opałowej równej 142
jednostek. Z kolei do wytworzenia łącznego ciepła i energii elektrycznej w elektrociepłowni,
przy współczynniku skojarzenia określającym stosunek ilości energii elektrycznej do sumy
ciepła i energii elektrycznej, równym 0,38 oraz przyjmując sprawność przemiany równą 80%,
potrzeba paliwa o wartości opałowej 100 jednostek. Przy wytwarzaniu energii elektrycznej
i ciepła oszczędność paliwa pierwotnego wyliczona w jednostkach wartości opałowej jest równa
42 jednostki, lub w odniesieniu do paliwa zuŜytego przy produkcji rozdzielonej – 30%.
Wytwarzanie energii elektrycznej oraz ciepła w jednym cyklu technologicznym
wpisuje się w podstawowy priorytet Unii Europejskiej – zrównowaŜony rozwój. Definicja
23
Komisja Wspólnot Europejskich; Komunikat Komisji do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego –
Europejska Polityka Energetyczna. Bruksela 10.01.2007.
81
Rys. 9.1. Ilustracja oszczędności paliwa w przypadku wytwarzania energii
elektrycznej w kogeneracji.
zrównowaŜonego rozwoju została zawarta w raporcie World Commission on Environment &
Development z 1987 roku - „Nasza Wspólna Przyszłość”, który od nazwiska autorki -
komisarz Gro Harlem Brundland nazywany jest „Raportem Brundland”:
„ZrównowaŜony rozwój jest to rozwój, który spełnia potrzeby obecnego
pokolenia bez uniemoŜliwiania przyszłym pokoleniom spełnienia
ich własnych potrzeb”.
Kogeneracja umoŜliwia przy wytworzeniu jednoczesnym energii elektrycznej i ciepła
zaoszczędzenie dla przyszłych pokoleń 30% paliwa pierwotnego – jeŜeli juŜ musimy zuŜyć 70%
paliwa.
W sierpniu 2009 roku Ministerstwo Gospodarki przedstawiło juŜ szóstą wersję „Polityki
energetycznej Polski do 2030 roku”. W podpunkcie 2.1 dotyczącym celów w zakresie poprawy
efektywności energetycznej jednym z celów szczegółowych jest:
„Dwukrotny wzrost do roku 2020 produkcji energii elektrycznej wytwarzanej
w technologii wysokosprawnej kogeneracji, w porównaniu do produkcji w 2006 r.”
Działaniem zmierzającym do tego celu jest:
30%
100%
142
100
142
OP
=
⋅
−
=
142
PALIWO
83
59
RAZEM
ELEKTROWNIA
36%
CIEPŁOWNIA
84%
PRODUKCJA
ROZDZIELONA
ODBIORCA
30
CIEPŁO
50
ENERGIA
ELEKTRYCZNA
PALIWO
100
PRODUKCJA
SKOJARZONA
ELEKTRO-
CIEPŁOWNIA
80%
OSZCZĘDNOŚĆ PALIWA:
82
„Stymulowanie rozwoju kogeneracji poprzez mechanizmy wsparcia, z uwzględnieniem
kogeneracji ze źródeł poniŜej 1 MW oraz odpowiednią politykę gmin”.
W podpunkcie 3.1.2 dotyczącym wytwarzania energii elektrycznej określono jako jeden
z celów:
„DąŜenie do zastąpienia do roku 2030 ciepłowni zasilających scentralizowane systemy
ciepłownicze polskich miast źródłami kogeneracyjnymi”
Działaniem uzupełniającym ma być:
„Preferowanie skojarzonego wytwarzania energii jako technologii zalecanej przy
budowie nowych mocy wytwórczych”.
W załączniku 3 do „Polityki energetycznej Polski” dotyczącym „Programu działań
wykonawczych na lata 2009-2012”, w punkcie 2.42 „Preferowanie skojarzonego wytwarzania
energii jako technologii zalecanej przy budowie nowych mocy wytwórczych”, określono
kierunki rozwoju wysokosprawnej kogeneracji , które obejmują:
„- uwzględnienie w planach inwestycyjnych spółek z udziałem Skarbu Państwa
zagospodarowania lokalnego potencjału ciepła uŜytkowego poprzez budowę jednostek
skojarzonych,
- utrzymanie systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej
kogeneracji,
- wykorzystanie obowiązków w zakresie przygotowania planów zaopatrzenia gmin
w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe do zastąpienia wyeksploatowanych
rozdzielonych źródeł wytwarzania ciepła jednostkami kogeneracyjnymi,
- zastosowanie preferencji dla jednostek kogeneracyjnych w przetargach na nowe
moce, ogłaszanych przez Prezesa URE”.
W ślad za zapisami w Europejskiej Polityce Energetycznej dotyczącymi promowania
kogeneracji przyjęta została Dyrektywa 2004/8 WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11
lutego 2004 roku w sprawie promowania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło
uŜytkowe na wewnętrznym rynku energii, oraz wnosząca poprawki do Dyrektywy 92/42/EWG.
Dyrektywę tę wprowadzono do polskiego systemu prawnego ustawą z dnia 8 grudnia 2006 r.
o zmianie ustawy – Prawo energetyczne, ustawy – Prawo ochrony środowiska oraz ustawy
o systemie oceny zgodności. Ustawa wprowadza pojęcie kogeneracji wysokosprawnej oraz
83
określa mechanizmy wspierania jej rozwoju. Tryb dotyczący uzyskiwania świadectw
pochodzenia z kogeneracji, ich umarzania oraz uiszczania opłaty zastępczej został określony
w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 roku w sprawie sposobu
obliczania danych zawartych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz
szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawiania do umorzenia tych świadectw,
uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzenia danych dotyczących ilości energii
elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji.
9.2. Kogeneracja wysokosprawna
Definicja energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w kogeneracji jest zawarta
w ustawie z dn. 8 grudnia 2006 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne, ustawy Prawo ochrony
ś
rodowiska oraz ustawy o systemie zgodności. Jako energię elektryczną z kogeneracji przyjmuje
się energię wytworzoną w jednostce kogeneracyjnej, w której przemiana energii chemicznej
paliwa w energię elektryczną, mechaniczną i ciepło uŜytkowe odbywa się ze średnioroczną
sprawnością graniczną:
- 75% dla układów kogeneracyjnych z turbiną parową, gazową z odzyskiem ciepła,
silnikiem spalinowym, mikroturbiną, silnikiem Sterlinga oraz z ogniwami
paliwowymi,
- 80% dla układów kogeneracji gazowo – parowych z odzyskiem ciepła, z turbiną
parową upustowo – kondensacyjną,
lub z niŜszą sprawnością, przy czym podstawą obliczenia energii elektrycznej jest wytworzone
ciepło uŜytkowe, pomnoŜone przez współczynnik zaleŜny od parametrów technologicznych
układu kogeneracji.
Pod pojęciem wysokosprawnej kogeneracji rozumiemy kogenerację, która zapewnia
oszczędność energii zawartej w paliwie co najmniej o 10% w porównaniu z rozdzielną produkcją
energii elektrycznej i ciepła uŜytkowego, w jednostkach kogeneracyjnych o mocy elektrycznej
większej niŜ 1 MW, oraz jakąkolwiek oszczędność w jednostkach kogeneracyjnych o mocy
elektrycznej mniejszej od 1 MW.
Określenie procentowej oszczędności energii pierwotnej, zgodnie z Dyrektywą
2004/8/WE oznaczonej skrótem PES, jest kluczowym zadaniem kwalifikującym kogenerację
jako wysokosprawną. Punktem wyjścia jest ustalenie czy proces jednoczesnego wytwarzania
energii elektrycznej i ciepła naleŜy zakwalifikować jako kogeneracyjny o wysokiej sprawności.
W tym celu naleŜy obliczyć średnioroczną sprawność ogólną i porównać ją ze średniorocznymi
84
sprawnościami granicznymi (w zaleŜności od technologii: 75% lub 80%). Zgodnie
z „Rozporządzeniem MG z dnia 26 września 2007 roku w sprawie sposobu obliczania danych,
podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji”, średnioroczną
sprawność ogólna oblicza się ze wzoru:
%
100
6
,
3
⋅
−
+
=
bek
b
uq
b
Q
Q
Q
A
η
gdzie:
A
b
– suma energii elektrycznej i mechanicznej brutto wytworzonej w jednostce
kogeneracyjnej [MWh],
Q
uq
– ciepło uŜytkowe – dostarczone do sieci ciepłowniczej lub do procesu
produkcyjnego [GJ],
Q
b
– energia chemiczna w paliwie (całkowita wartość opałowa) [GJ],
Q
bek
–energia chemiczna paliw zuŜytych do wytworzenia ciepła poza procesem
kogeneracji [GJ].
Obliczenie wartości wszystkich wielkości wymaga wyznaczania granicy bilansowej jednostki
kogeneracyjnej, a więc wirtualnej zamkniętej osłony, przez którą przenikają strumienie energii.
We wszystkich punktach przenikania strumieni energii naleŜy zainstalować przyrządy
pomiarowe, umoŜliwiające pomiar wszystkich wielkości występujących w równaniu
określającym sprawność oraz współczynnik PES. Ze względu na fakt, Ŝe wyniki obliczeń są
podstawą rozliczeń finansowych, przy czym kwoty przepływów finansowych są najczęściej
bardzo wysokie, pomiary te naleŜy wykonywać z moŜliwie małą niepewnością.
Na
podstawie
zdefiniowanych
sprawności
wytwarzania
ciepła
uŜytkowego
w kogeneracji:
%
100
⋅
=
bq
uq
qc
Q
Q
η
gdzie:
Q
bq
– energia chemiczna paliw zuŜyta do wytworzenia energii elektrycznej i ciepła
w kogeneracji [GJ],
oraz sprawność wytwarzania energii elektrycznej w kogeneracji:
%
100
6
,
3
⋅
=
bq
bq
qe
Q
A
η
gdzie:
A
bq
– energia elektryczna wytworzona w kogeneracji [MWh].
85
Na podstawie zdefiniowanych sprawności wytwarzania ciepła uŜytkowego oraz energii
elektrycznej z kogeneracji oblicza się procentową oszczędność energii pierwotnej:
PES =
%
100
1
1
⋅
+
−
refe
qe
refc
qc
η
η
η
η
gdzie:
η
ref c
– referencyjna sprawność oddzielnego wytwarzania ciepła,
η
ref e
- referencyjna sprawność oddzielnego wytwarzania energii elektrycznej.
Sprawności te zaleŜą od technologii wytwarzania ciepła i energii elektrycznej oraz od
roku rozpoczęcia eksploatacji jednostki kogeneracyjnej – ich wartości są podane w Załączniku 1
do Rozporządzenia MG z dnia 26 września 2007 roku. Przykładowo dla rozdzielonego
wytwarzania energii elektrycznej dla jednostki opalanej węglem kamiennym referencyjna
sprawność wynosi 39,7% dla jednostki oddanej do eksploatacji w roku 1996, natomiast 44,2%
dla jednostki z roku 2006. W przypadku paliwa gazowego, dla jednostki oddanej do eksploatacji
w 1996 roku sprawność wynosi 50,0%, natomiast dla jednostki oddanej w 2006 roku - 52,5%.
W załączniku znajdują się równieŜ referencyjne sprawności oddzielnego wytwarzania
ciepła uŜytkowego. Dla jednostki opalanej węglem kamiennym, w przypadku bezpośredniego
wykorzystania gazów spalinowych sprawność jest równa 80% (niezaleŜnie od roku oddania
instalacji do eksploatacji); dla jednostki opalanej gazem ziemnym – 82%.
Jak juŜ wspomniano, współczynnik PES stanowi kryterium klasyfikacji kogeneracji jako
wysokosprawnej. Generacja energii elektrycznej w kogeneracji wysokosprawnej jest związana
z uzyskaniem świadectw pochodzenia energii elektrycznej z kogeneracji. Świadectwo
pochodzenia z kogeneracji wydaje Prezes URE na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego
zajmującego się wytwarzaniem energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji, złoŜony za
pośrednictwem operatora systemu elektroenergetycznego, który potwierdza ilość energii
elektrycznej wprowadzanej do systemu.
Wniosek zawiera wszystkie dane techniczne charakteryzujące jednostkę kogeneracyjną
oraz wyniki pomiarów i obliczeń dotyczących energii elektrycznej i ciepła wytworzonych
w kogeneracji, wraz z wnioskiem przedsiębiorstwo energetyczne przedkłada Prezesowi URE
opinię jednostki akredytacyjnej, uprawnionej do oceny danych we wniosku. Świadectwa
pochodzenia są rejestrowane na giełdzie energii i stają się przedmiotem obrotu handlowego na
Towarowej Giełdzie Energii. W przypadku wysokosprawnej kogeneracji rozróŜnia się dwa
rodzaje świadectw pochodzenia: z kogeneracji z jednostek zasilanych gazem lub o mocy
86
elektrycznej mniejszej niŜ 1 MW, oraz z pozostałych rodzajów kogeneracji. Potocznie
ś
wiadectwa pochodzenia energii elektrycznej po zarejestrowaniu na TGE nazywa się
certyfikatami – koloru Ŝółtego dla kogeneracji gazowej i jednostek mocy elektrycznej mniejszej
niŜ 1MW oraz czerwonego dla innych jednostek.
Spółki obrotu, sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym muszą spełnić
warunek sprzedaŜy określonego odsetka energii elektrycznej wytworzonej z wysokosprawnej
kogeneracji. W §9 Rozporządzenia MG z dnia 26 września 2007 r. określone zostały udziały
energii elektrycznej pochodzącej z wysokosprawnej kogeneracji. Wartości te, dla lat 2008 –
2012 zebrano w tabeli 9.1.
Tabela 9.1. Procentowe udziały energii elektrycznej pochodzącej z wysokosprawnej
kogeneracji w energii sprzedawanej odbiorcom końcowym; %.
Spółki obrotu, sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym muszą uzyskać na
TGE świadectwa pochodzenia z kogeneracji (Ŝółte oraz czerwone certyfikaty) i przedstawić je
łącznie z rocznym sprawozdaniem Prezesowi URE, jako dowód wywiązania się z obowiązku
sprzedaŜy „energii” Ŝółtej oraz czerwonej. Po przyjęciu sprawozdania z rocznej działalności
spółki obrotu, świadectwa pochodzenia podlegają umorzeniu. W przypadku braku certyfikatów
na TGE spółki obrotu muszą uiścić opłatę zastępczą w wysokości jednostkowej opłaty
zastępczej, ustalonej przez Prezesa URE, pomnoŜonej przez brakującą liczbę świadectw
pochodzenia, która wpływa na wydzielone konto Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska,
z przeznaczeniem na dofinansowanie rozwoju kogeneracji. Środki ze sprzedaŜy świadectw
pochodzenia stanowią dochód wytwórców energii elektrycznej – operatorów jednostek
kogeneracyjnych.
Jak z tego wynika, wsparcie rozwoju kogeneracji wysokosprawnej realizuje się dwoma
drogami. Z jednej strony dodatkowe środki wpływające za świadectwa pochodzenia do
wytwórców, mają zachęcić ich do inwestowania w jednostki kogeneracyjne, z drugiej strony
Rok
Jednostka
2008
2009
2010
2011
2012
Zasilana gazem lub o mocy
elektrycznej mniejszej od 1MW
2,7
2,9
3,1
3,3
3,5
Pozostałe
19,0
20,6
21,3
22,2
23,2
87
gromadzone w NFOŚ środki na wspomaganie inwestycji stwarzają dogodne warunki do rozwoju
kogeneracji.
9.3. Szanse rozwoju wysokosprawnej kogeneracji
Analizując szanse rozwoju wysokosprawnej kogeneracji naleŜy przywołać dwa
dokumenty:
- „Strategia rozwoju w Polsce wysokosprawnej kogeneracji – główne kierunki”
opracowany w 2007 roku na zlecenie Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych
w 2007 roku przez zespół pod kierunkiem J. Lewandowskiego. Znaczna część treści tej strategii
została przeniesiona do dokumentu rządowego: „Raport oceniający postęp osiągnięty
w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji
w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej”, który zgodnie z Art. 10 ust 1,3
Dyrektywy 2004/8/WE ma być wykonywany co 4 lata (pierwszy 21 lutego 2007 r.); raport ten
został opublikowany jako załącznik do Obwieszczenia Ministra Gospodarki z dnia 12 grudnia
2007 roku.
- „Raport 2030”, Część 2: „ Ocena skutków wdroŜenia pakietu energetyczno –
klimatycznego dla Polski w okresie do roku 2030”, Załącznik 4: „Analiza moŜliwości
wykorzystania potencjału kogeneracji w ramach Pakietu”, wykonany przez EnergSys na
zlecenie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej - wrzesień 2008 rok.
W obu dokumentach, wychodząc od wzrostu zapotrzebowania na ciepło uŜytkowe,
przeprowadzono analizę moŜliwości zaspokojenia potrzeb oraz określono warunki rozwoju
kogeneracji. Uwzględniając, Ŝe metodyka analizy oraz modele rozwoju gospodarczego w obu
dokumentach są róŜne, wyniki nie pokrywają się, chociaŜ są zbliŜone. Natomiast tendencje
wzrostu produkcji energii elektrycznej oraz ciepła w kogeneracji są takie same.
9.4. Potencjał techniczny oraz ekonomiczny
Kluczowym zagadnieniem przy określeniu perspektywy wzrostu energii elektrycznej
i ciepła produkowanych w kogeneracji jest identyfikacja stanu obecnego w zakresie
zapotrzebowania na ciepło, potencjału kogeneracji, stanu bazy wytwórczej oraz przyjęcie
wartości wskaźników opisujących wzrost gospodarczy, wpływających na zapotrzebowanie na
ciepło.
Analizując moŜliwości rozwoju kogeneracji naleŜy zdefiniować dwa pojęcia:
88
•
Potencjał techniczny kogeneracji jest częścią całkowitego ciepła uŜytkowego, które przy
aktualnej technologii moŜe być wyprodukowane w kogeneracji. Teoretycznie produkcja
ciepła w kogeneracji moŜe pokryć zapotrzebowanie na całkowite ciepło uŜytkowe
pokrywające cały potencjał techniczny kogeneracji, ale trudno juŜ wliczyć do potencjału
technicznego ciepło aktualnie wytwarzane w piecach, w mieszkaniach, które szacuje się
w przybliŜeniu na 25 procent całkowitego ciepła uŜytkowego.
•
Potencjał ekonomiczny kogeneracji stanowi część potencjału technicznego nadającego się do
efektywnego kosztowo wykorzystania. Miarą efektywności ekonomicznej jest współczynnik
IRR (Internal Rate of Return – wewnętrzna stopa zwrotu).
Współczynnik IRR wyznacza się z analizy przepływów środków dla dwóch sytuacji:
produkcji ciepła i energii elektrycznej w układzie rozdzielonym oraz skojarzonym i następnie
oblicza się względną róŜnicę wyników finansowych. Następnie przyjmując, Ŝe analiza dotyczy
kogeneracji wysokosprawnej, moŜna obliczyć minimalne wartości świadectwa pochodzenia przy
której IRR przekroczy wartość 10%, uznaną jako kryterialną przy podejmowaniu decyzji
o inwestycji w jednostkę kogeneracji. W wyniku analiz, przy przyjęciu odpowiednich czasów
wykorzystania mocy, określono wartość świadectwa pochodzenia, warunkującego osiągnięcie
IRR
min
= 10%:
- dla jednostek kogeneracji opalanych paliwami gazowymi -120zł/MW,
- dla jednostek kogeneracji z technologiami węglowymi – 50zł/MW.
NaleŜy podkreślić, Ŝe te jednostkowe kwoty, obliczone dla typowych warunków
eksploatacyjnych, stanowią minimum opłacalności inwestycji.
2
.
9.5. Ciepło uŜytkowe
Podstawą do zaliczenia energii elektrycznej jako wyprodukowanej w kogeneracji jest
ciepło uŜytkowe wyprodukowane w kogeneracji przy określonym współczynniku skojarzenia,
dlatego analizę potencjału kogeneracji naleŜy rozpocząć od analizy ciepła. Ciepła poza
szczególnymi sytuacjami, w dłuŜszym okresie czasu nie moŜna magazynować i dlatego moŜna
przyjąć, Ŝe podobnie jak w przypadku energii elektrycznej, produkcja i konsumpcja musi
odbywać się w czasie rzeczywistym – czyli aktualne zapotrzebowanie jest równowaŜone
produkcją. Jednak całkowite zapotrzebowanie na ciepło i jego zuŜycie jest trudne do określenia.
2
Analiza krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji
ICBEiOŚ – Pol. Warszawska, ITC- Politechnika Śląska, ARE-2007.
89
O ile produkcję i zuŜycie ciepła sieciowego moŜna obliczyć dokładnie, to ciepło lokalne
moŜna jedynie oszacować. Wskaźniki wzrostu zapotrzebowania na ciepło są wraŜliwe na
zjawiska kryzysowe w gospodarce i niepewność oszacowania produkcji i zuŜycia ciepła
gwałtownie wzrasta. Dla przyjętych wskaźników wzrostu PKB, liczby mieszkań itd. oszacowano
w „Analizie krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji”
24
, dla roku 2020 otrzymamy
wartości ciepła zamieszczone w tabeli 9.2.
Tabela 9.2. Produkcja i zuŜycie ciepła w PJ
Rok
Ciepło
lokalne
PJ
Ciepło
sieciowe
PJ
Suma
PJ
2005
490
463
953
2020
610
631
1241
Wzrost
zapotrzebowania
%
24
36
30
Z analizy zapotrzebowania na ciepło przeprowadzonej przez firmę Badania Systemowe
„EnergSys”
25
do roku 2030 równieŜ wynikają duŜe potrzeby w zakresie ciepła sieciowego –
tabela 9.3. Ze względu na stosowanie przez analityków róŜnych modeli oraz róŜnych
prognostycznych programów komputerowych, wyniki analiz nie pokrywają się, chociaŜ są
zbliŜone. Dodatkowym utrudnieniem przy porównywaniu analiz są róŜnice interpretacyjne
wielkości definicyjnych – np. dotyczące ciepła uŜytkowego, uwzględniającego lub nie
uwzględniającego ciepła potrzeb własnych elektrociepłowni.
Z danych w tabeli 2 wynika, Ŝe w latach 2005 – 2020 nastąpi duŜy wzrost produkcji ciepła
w EC przemysłowych, zawodowych, oraz ze źródeł odnawialnych, natomiast produkcja ciepła
zmniejszy się w ciepłowniach zawodowych i przemysłowych, co jest zgodne z Załącznikiem 3
Polityki Energetycznej Polski.
Jednak stan sieci ciepłowniczej wymaga nie tylko rozbudowy ale i częściowej wymiany. Wiek
sieci ciepłowniczej ilustruje wykres na rys. 9.2.
25
Raport 2030, część 2: Ocena skutków wdroŜenia pakietu energetyczno – klimatycznego dla Polski w okresie do
roku 2030. Załącznik 4: Analizy moŜliwości wykorzystania potencjału kogeneracji w ramach Pakietu: Badania
Systemowe „EnergSys” Sp.zo.o , październik 2007.
90
Tabela 9.3. Produkcja ciepła sieciowego w PJ podziale na producentów.
Niepokojący jest fakt, Ŝe z 18 tys. km sieci ciepłowniczej w Polsce, 20 % ma ponad 30 lat.
Z kolei tylko 38 % rur jest preizolowanych, co jest związane z większymi stratami ciepła
w pozostałej
części
sieci
ciepłowniczej.
Jeszcze
gorzej
przedstawia
się
sytuacja
w elektrociepłowniach. Według danych ARE, w 49 elektrociepłowniach zawodowych
o całkowitej mocy równej 18 000 MW(t+e), z zainstalowanych 190 kotłów, 106 ma więcej niŜ
30 lat, w tym 38 – więcej niŜ 50 lat. Są to instalacje wyeksploatowane o niskiej sprawności, nie
spełniające wymogów ekologicznych, które trzeba moŜliwie szybko wymienić.
Rys . 9.3. Struktura wiekowa sieci ciepłowniczej.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
(29)
10
20
30
40
50
(16)
(4)
(24)
wiek, lata
(27)
%
Rok
Producent
2005
2010
2015
2020
2025
2030
EC przemysłowe
146,3
162,9
196,9
232,8
243,9
254,7
Ciepłownie przemysłowe
67,6
66,5
61,8
45,6
40,3
25,2
EC zawodowe(kogeneracja
wysokosprawna)
128,9
159,7
193,1
239,4
255,1
280,6
EC zawodowe (pozostałe)
35,0
28,0
15,5
0,0
0,0
0,0
Ciepłownie zawodowe
97,9
93,6
81,0
56,9
28,5
12,8
Ciepłownie
energ.zawodowej
32,5
31,3
30,0
28,7
27,4
26,1
EC - energia odnawialna
1,1
4,5
9,2
21,0
34,2
47,2
RAZEM
509,2
546,5
587,6
624,4
629,4
646,5
91
9.6. Energia elektryczna
Przyjmując metodykę obliczania wzrostu produkcji energii elektrycznej stosowaną
w „EnergSys” otrzymano wartości energii elektrycznej zebrane w tabeli 9.4.
Tabela 9.4. Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu TWh.
Rok
Wytwórcy
2005
2010
2015
2020
2025
2030
EC zawodowe -
paliwa kopalne
25,6
28,3
29,7
31,1
32,2
33,8
EC zawodowe -
energia odnawialna
0,1
0,9
2,0
7,4
8,3
9,2
EC przemysłowe
8,0
9,5
17,3
19,0
19,2
19,6
Razem
33,7
38,7
49,0
57,5
59,7
62,6
Współczynnik
skojarzenia %
28,0
28,7
31,7
33,0
32,4
32,4
Do roku 2030 przewiduje się w przybliŜeniu dwukrotny wzrost produkcji energii
elektrycznej ze wszystkich źródeł. Z tabeli 9.4 wynika, Ŝe wzrost produkcji energii elektrycznej
kogeneracji będzie równieŜ w przybliŜeniu dwukrotny, a więc udział energii elektrycznej
wyprodukowanej w kogeneracji w całkowitej energii elektrycznej zmieni się w niewielkim
zakresie. Współczynnik skojarzenia wzrośnie nieznacznie co wynika z nadal dominującej roli
technologii węglowych i niewielkiego wzrostu technologii gazowej, której miejsce widzi się
w obszarze mikrokogeneracji rozproszonej.
Podsumowując, naleŜy zauwaŜyć, Ŝe warunkiem rozwoju kogeneracji jest ustalenie cen
ś
wiadectw pochodzenia dla technologii węglowych na poziomie 50 zł/MWh, a dla technologii
gazowych 120 zł/MWh. Z ceną świadectwa pochodzenia związana jest opłata zastępcza, która
powinna być porównywalna z ceną świadectwa pochodzenia. Zgodnie z komunikatem 18/2008
Prezesa URE opłaty zastępcze są równe: dla kogeneracji o technologii gazowej O
zg
=
128,80zł/MWh, a dla technologii węglowej: O
zk
= 19,32zł/MWh.
Trudnym do oceny elementem ograniczającym rozwój kogeneracji jest zapis dyrektywy
dotyczący „wspólnego komina”. W przypadku ciepłowni moŜe on wymusić działania
inwestycyjne w zakresie budowy instalacji kogeneracyjnych. NaleŜy równieŜ uwzględnić
związany z nimi wzrost cen u odbiorcy końcowego, który bez wprowadzenia mechanizmów
osłonowych i wspomagających inwestycje moŜe być bardzo odczuwalny. Jest to problem waŜny
uwzględniając fakt, Ŝe duŜo średniej wielkości miast posiada tylko ciepłownie, które naleŜałoby
zastąpić elektrociepłowniami.
92
Produkcja chłodu z kogeneracji jest aktualnie rozwinięta w minimalnym zakresie,
głównie w zastosowaniach przemysłowych. Z programów wynika, Ŝe nastąpi wzrost
zapotrzebowania na chłód u odbiorców indywidualnych. Warunkiem jest wykonanie instalacji
produkującej „wodę lodową” u odbiorcy końcowego, który będzie odbierał ciepło z sieci z tego
samego przyłącza, równieŜ dla c.w.u. oraz c.o. Temperatura dostarczonej ciepłej wody musi być
trochę wyŜsza (o ok. 15-20˚C), w porównaniu z aktualną temperaturą, co moŜe mieć wpływ na
straty ciepła w sieci.
Rozwój kogeneracji musi być wspomagany nie tylko mechanizmami wprowadzanymi
centralnie, ale równieŜ prawem lokalnym, szczególnie na poziomie gmin i miast. Kogeneracja
musi znaleźć swoje miejsce w „załoŜeniach do planów zapotrzebowania w ciepło, energię
elektryczną i paliwa ciekłe”. Problem polega na tym, Ŝe w urzędach gmin, miast nie ma
kompetentnych pracowników, którzy poprowadziliby gospodarkę energetyczną gminy, miasta,
zapewniającą rozwój energetyki we wszystkich obszarach.
93
10. Efektywność energetyczna
10.1. Miejsce efektywności energetycznej w UE
Efektywność
energetyczna
jest
jednym
z
obszarów działań
wymienionych
w „Europejskiej Polityce Energetycznej”. Celem ma być osiągnięcie przez UE do roku 2020
oszczędności energii równej 20 procent. Procent zmniejszenia zuŜycia energii jest jedną z trzech
20-tek sztandarowego dla UE zapisu „3x20” : 20 % zmniejszenia emisji CO
2
, do 20%
zwiększenia udziału odnawialnej energii elektrycznej w całkowitej produkcji energii
elektrycznej, oraz 20% oszczędności energii w wyniku działań proefektywnościowych.
NaleŜy zauwaŜyć, Ŝe zarówno wzrost udziału energii wytworzonej w źródłach
odnawialnych jak i działania proefektywnościowe skutkują zmniejszeniem emisji CO
2
i osiągnięcie przyjętych poziomów wytwarzania energii odnawialnej i oszczędności energii
będzie skutkowało znacznym przekroczeniem przyjętego 20-procentowego poziomu redukcji
emisji CO
2
. JeŜeli uwzględni się działania ukierunkowane bezpośrednio na redukcję emisji CO
2,
to sumaryczna emisja moŜe zostać zmniejszona o (30-40)%. Mimo oczywistego wpływu działań
energooszczędnościowych na zmniejszenie emisji CO
2
, Pakiet klimatyczno – energetyczny nie
obejmuje działań związanych z oszczędnością energii.
Jednocześnie na działania prooszczędnościowe zmniejszające zuŜycie energii nakładać
się będzie wzrost zuŜycia energii wynikający z rozwoju gospodarczego i społecznego. Proces ten
będzie przebiegał w róŜnych państwach inaczej, zaleŜnie m.in. od poziomu konsumpcji energii,
poziomu technologicznego oraz świadomości społecznej.
W przypadku UE działania prooszczędnościowe w znacznym stopniu skompensują
wzrost zuŜycia energii – szacuje się, Ŝe nawet w 50-ciu procentach. Inna sytuacja występuje
w Polsce, w której zuŜycie energii elektrycznej na mieszkańca w przybliŜeniu jest równa
połowie zuŜycia energii na mieszkańca UE. Poziom zuŜycia energii elektrycznej na mieszkańca
danego kraju jest jednym ze wskaźników rozwoju cywilizacyjnego kraju. Dlatego w Polsce
naleŜy się spodziewać znacznie szybszego wzrostu zuŜycia energii niŜ jej ograniczenia
w wyniku działań prooszczędnościowych.
Dyskusja w UE na temat efektywności energetycznej rozpoczęła się w 2005 roku
ogłoszeniem „Zielonej Księgi o efektywności energetycznej lub jak osiągnąć więcej zuŜywając
94
mniej”
26
. „Zielone Księgi” dotyczące róŜnej tematyki zawierają analizę zagadnień oraz listę
pytań i problemów, które wymagają odpowiedzi i rozstrzygnięć. Do dyskusji zapraszani są
wszyscy obywatele Unii, a do zaprezentowania stanowisk zobligowane są rządy państw
unijnych. Wyniki dyskusji i stanowiska rządów mają wpływ na redakcję dyrektywy, która jest
kolejnym dokumentem w trybie tworzenia prawa europejskiego. W przypadku efektywności
energetycznej przyjęto Dyrektywę 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dn. 5
kwietnia 2006 roku w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług
energetycznych oraz uchylającą Dyrektywę Rady 93/76/EW. Z kolei rozstrzygnięcia Dyrektywy
2006/32/WE zostają przeniesione do polskiego systemu prawnego ustawą o efektywności
energetycznej.
10.2. Zielona Księga o efektywności energetycznej.
W „Zielonej Księdze” wskazano na istotne znaczenie efektywności energetycznej
w zakresie rozwoju konkurencji opartej na innowacyjności (realizacja Strategii Lizbońskiej)
ochrony środowiska, w tym zobowiązań wynikających z Protokołu z Kioto oraz w zakresie
bezpieczeństwa dostaw. Celem opracowania jest wskazanie istniejących barier utrudniających
zwiększenie efektywności energetycznej oraz przedstawienie do dyskusji propozycji
wyeliminowania tych barier. Wynikiem ma być m. in. uruchomienie inicjatyw w zakresie
energooszczędności na wszystkich poziomach społeczeństwa europejskiego – unijnym,
krajowym, regionalnym i lokalnym. Aby skonkretyzować dyskusję dotyczącą rozstrzygnięć,
Komisja przygotowała listę 25 pytań – problemów, dotyczących m. in. :
- sposobów lepszego wspierania inwestycji w zakresie efektywnych energetycznie
technologii,
- wykorzystania mechanizmu Protokołu z Kioto do promowania efektywności
energetycznej,
- wprowadzenia lub modyfikacji proefektywnościowej w zakresie energetyki polityki
fiskalnej,
- stosowania kryterium energooszczędności w przetargach prowadzonych przez
instytucje publiczne,
- podjęcia działań zwiększających skuteczność obowiązującej dyrektywy w sprawie
charakterystyki energetycznej budynków,
26
Zielona Księga o efektywności energetycznej lub jak osiągnąć więcej zuŜywając mniej” Bruksela 22 czerwca
2005 r. COM (2005) 265
95
- minimalizacji poboru energii przez urządzenia przeznaczone dla gospodarstw
domowych,
- wprowadzenia na rynek samochodów energooszczędnych,
- zwiększenia efektywności przemysłu i dystrybucji energii elektrycznej,
- sposobu wprowadzenia białych certyfikatów,
- moŜliwości wykorzystania europejskich technologii energooszczędnych przez kraje
trzecie,
- wprowadzenia
preferencyjnej
polityki
celnej
dla
produktów
efektywnie
energooszczędnych.
Pomocna w analizie wymienionych problemów miała być z jednej strony identyfikacja
przeszkód, z drugiej strony wyszczególnienie inicjatyw
europejskich dotyczących
energooszczędności.
Wskazując na przeszkody stwierdzono, Ŝe główną barierę dla podwyŜszenia
efektywności energetycznej stanowi brak informacji o kosztach własnej konsumpcji energii,
kosztach technologii – starej oraz nowej, brak szkoleń dla pracowników w zakresie
prooszczędnościowego patrzenia na działalność gospodarczą. Otwarcie rynku doprowadziło do
pewnej obniŜki cen energii elektrycznej, co jednak nie sprzyjało energooszczędności.
Jednocześnie w niektórych państwach taryfy zachęcały do zwiększonej konsumpcji energii.
Sprawdzonym pomysłem są przedsiębiorstwa usług energetycznych, które dostarczają efektywne
rozwiązania i otrzymują wynagrodzenie za oszczędność energii. Przedsiębiorstwa te działają
w niektórych państwach UE, ale wciąŜ wymagają wsparcia państwa i koniecznym jest
rozszerzenie tej formy działalności na inne państwa. WaŜnym elementem kształtowania
ś
wiadomości konsumenckiej jest znajomość bieŜącej ceny energii elektrycznej. Dlatego
kluczowym problemem jest wprowadzenie w całej UE systemu pomiarów w czasie
rzeczywistym, umoŜliwiających konsumentowi śledzenie aktualnej ceny energii i minimalizację
zuŜycia w okresach wysokich cen. Prowadzenie tych nowych technologii oraz wymuszenie
energooszczędności wymaga ogromnej kampanii edukacyjno – szkoleniowej. Przewiduje się, Ŝe
będzie ona adresowana do trzech grup:
- mieszkańców, na temat sposobów zmniejszenia zuŜycia energii w gospodarstwach
domowych,
- przedsiębiorców,
- fachowców w zakresie energetyki, zarówno dostawców usług jak i ekspertów.
Kampania ta wspomagana będzie programami badawczymi, poczynając od VII Programu
Ramowego Badań i Rozwoju, gdzie Komisja ustaliła priorytety m. in. dotyczące odnawialnych
96
ź
ródeł produkcji paliw i energii, czystych ekologicznie technologii spalania węgla,
inteligentnych sieci energetycznych oraz efektywności energetycznej. Propozycje Komisji
dotyczą równieŜ stymulowania zakupów pojazdów przez podmioty publiczne – uwzględniając,
Ŝ
e tylko w 15 starych krajach UE podmioty te kupują ok. 100 tys. samochodów osobowych, 100
tys. dostawczych, 45 tys. cięŜarówek i autobusów, wprowadzenie w specyfikacji przetargowej
dodatkowych wymogów dotyczących energooszczędności, skutkowały rozwojem produkcji
pojazdów energooszczędnych. Przykładów w „Zielonej Księdze” jest więcej. DuŜo uwagi
poświęca się sposobom wdroŜenia dyrektywy dotyczącej charakterystyki energetycznej
budynków (2002/9/WE). Szacuje się, Ŝe oszczędności z tego tytułu przeliczone na paliwo
umowne wyniosą w latach 2006 – 2020 około 40 Mtoe. Proponuje się jednocześnie, aby
rozszerzyć dyrektywę o wymóg zwiększenia efektywności budynków w czasie ich renowacji,
bez względu na powierzchnię – obecnie wymóg ten dotyczy budynków podlegających renowacji
o powierzchni powyŜej 1000 m
2
.
Z
kolei
„Zielona
Księga”
omawia
propozycje
i
moŜliwości
zwiększenia
energooszczędności na poziomie krajowym dotyczące:
- inwestycji infrastrukturalnych w sieci przesyłowe i dystrybucyjne,
- rozwoju technologii gazowo – parowych, szczególnie w sytuacji braku mocy
wytwórczych,
- promocji generacji rozproszonej,
- produkcji energii w skojarzeniu,
- wdroŜenia technologii wysokosprawnych w blokach o parametrach nadkrytycznych
zasilanych węglem,
- wprowadzenia białych certyfikatów jako instrumentu rynkowego działającego
proefektywnościowo.
Działania prooszczędnościowe mają objąć równieŜ transport lotniczy oraz kołowy.
Proponuje się zmianę polityki ustalania cen za korzystanie z dróg przez cięŜkie pojazdy
towarowe w ramach Transeuropejskiej Sieci Transportowej. Przewiduje się, Ŝe techniki
pozycjonowania oparte na satelitarnym systemie nawigacji GALILEO ułatwią wprowadzenie
systemów opłat za korzystanie z dróg eliminując kolejki na wjazdach do stref płatnych.
Przedstawione propozycje zawarte w „Zielonej Księdze o efektywności energetycznej”, mające
wspólny mianownik – energooszczędność, ilustrują ogromny obszar planowanych działań,
obejmujących wszystkie dziedziny Ŝycia. Efektywność energetyczna zaleŜy w głównej mierze
od technologii - dlatego działania prooszczędnościowe wymuszają rozwój technologii, a więc
97
przenoszą się na rozwój otoczenia technicznego człowieka i pośrednio kształtują jego
ś
wiadomość.
„Zielona Księga” zainicjowała debatę na temat moŜliwości ograniczenia zuŜycia
energii przez UE o 20% w porównaniu z prognozami na 2020 roku w ekonomicznie uzasadniony
sposób. Skonkretyzowanie tych moŜliwości nastąpiło w Dyrektywie 2006/32/WE.
10.3. Dyrektywa 2006/32/WE
Dyrektywa 2006/32/WE została przyjęta przez instytucje UE przed ogłoszeniem
„Europejskiej Polityki Energetycznej”, w której wprowadzono zapis „3x20”. Dlatego
perspektywa czasowa Dyrektywy obejmuje okres 9-ciu lat, od roku 2007 do 2016.
W Dyrektywie określono cel indykatywny – 9% oszczędności w ciągu 9 lat, przy czym nie
wiąŜe się on dla państw UE z prawnym obowiązkiem osiągnięcia tej wartości docelowej. Jej
zapisy są obowiązujące dla wszystkich krajów, a w wyniku konkluzji Rady Unii Europejskiej
z dnia 8-9 marca 2007 roku zostały rozszerzone o wymóg 20% oszczędności energii do 2020
roku dla całej UE. Celem dyrektywy jest opłacalna ekonomicznie poprawa efektywności
końcowego wykorzystania energii przez stworzenie:
- mechanizmów i ram instytucjonalnych finansowych i prawnych, niezbędnych do
usunięcia barier utrudniających efektywne wykorzystanie energii,
- warunków do rozwoju usług energetycznych w zakresie poprawy efektywności
energetycznej.
Przedsiębiorstwa usług energetycznych (ESCO) w niektórych państwach UE juŜ działają
(Włochy, Francja) i ich zadaniem jest identyfikowanie potrzeb i dostarczenie środków poprawy
efektywności energetycznej w obiektach, przy czym wynagrodzenie tych firm jest funkcją
uzyskanych oszczędności energii. W państwach UE wyznacza się jedną lub kilka instytucji do
administrowania i kontroli zadań w zakresie poprawy efektywności energetycznej.
KaŜde państwo UE opracowuje plan działania dotyczący efektywności energetycznej
(EEAP), zawierający opis celów i środków oraz działań zmierzających do zwiększenia
efektywności energetycznej. Plany te opracowuje się na okres 3-letni i przedstawia Komisji do
oceny. KaŜdy kolejny plan musi zawierać równieŜ sprawozdanie z realizacji planu za poprzedni
okres. Dane zawarte w sprawozdaniu mogą być wyrywkowo weryfikowane i po zagregowaniu
stanowią materiał do zbiorczego opracowani działań Wspólnoty.
Szczególną uwagę zwraca się na działania energooszczędnościowe w sektorze
publicznym zakładając, Ŝe sektor ten będzie odgrywał w tym zakresie wzorcową rolę.
98
Jednocześnie wszystkie działania w tym sektorze powinny być propagowane i promowane przez
róŜne środki informacyjne, równieŜ w celu ułatwienia wymiany najlepszych praktyk. Państwa
UE mogą tworzyć fundusze w celu subsydiowania realizacji programów poprawy efektywności
energetycznej oraz promowania rynku usług w tym zakresie. Jako zadania priorytetowe
w Dyrektywie wymienia się promocję audytu energetycznego, ulepszonego wykonywania
pomiarów za pomocą liczników inteligentnych, oraz wprowadzenia rachunków zawierających
w pełni zrozumiałe dla odbiorcy informacje dotyczące składników kosztów. Fundusze te będą
dostępne w formie dotacji, poŜyczek, gwarancji bankowych i innych instrumentów finansowych
dla ESCO, niezaleŜnych doradców ds. energii, dystrybutorów energii, operatorów systemów
dystrybucyjnych a nawet dla instalatorów sprzętu. Sposób udostępniania środków musi być
w pełni przejrzysty, z reguły w formie przetargów, przy czym środki te będą stanowiły jedynie
uzupełnienie finansowania działań prooszczędnościowych.
Bardzo waŜną rolę w procedurze określenia efektów energooszczędności odgrywa
audyt. Pierwszym krokiem jest szerokie udostępnienie odbiorcom końcowym (w tym
w gospodarstwach domowych) wysokiej jakości komputerowych programów audytu
energetycznego, słuŜących określaniu potencjalnych środków poprawy efektywności
energetycznej. Programy te powinny być udostępnione w Internecie lub w razie potrzeby
przesyłane pocztą. W przypadku budynków certyfikację, która została dokonana zgodnie z art. 7
Dyrektywy 2002/91/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dn. 16 grudnia 2002 roku
w sprawie charakterystyki energetycznej budynków uwaŜa się za równoznaczną z audytem
energetycznym w rozumieniu Dyrektywy 2006/32/WE.
Obiektywną informację o efektach działań energooszczędnościowych, która stanowi
podstawę do uzyskania białych certyfikatów otrzymuje się z pomiarów. Dlatego kaŜde państwo
UE powinno stworzyć warunki, aby odbiorcy końcowi energii elektrycznej, ciepła, gazu mieli
moŜliwość nabycia po konkurencyjnych cenach indywidualnych liczników, które będą mierzyć
zuŜycie energii przez odbiorcę końcowego i jednocześnie informować go o czasie korzystania
z energii. Dystrybutorzy energii lub spółki prowadzące sprzedaŜ odbiorcom końcowym muszą
udostępnić informację o:
- aktualnych cenach i bieŜącym zuŜyciu energii,
-„historii” poboru energii, co umoŜliwi porównanie np. okresowych krajowych
obciąŜeń w skali rok/rok,
-instytucjach i organizacjach w których moŜna uzyskać informację o środkach poprawy
efektywności energetycznych.
99
Ogólne zasady pomiarów i weryfikacji oszczędności energii zawarto w Załączniku IV
Dyrektywy 2006/32/WE. Załącznik zawiera równieŜ informacje dotyczące trybu postępowania
w przypadkach gdy dokładnych pomiarów, z róŜnych względów nie moŜna wykonać i ocenę
energooszczędności naleŜy przeprowadzić szacunkowo. W załącznikach umieszczono równieŜ
wykazy rynków, obszarów uŜytkowania energii oraz obiektów i technologii, w których moŜliwa
jest realizacja procedur energooszczędnościowych.
100
11. Zamiast podsumowania.
Polityka energetyczna Unii Europejskiej została opracowana i przyjęta przy załoŜeniu, Ŝe
za zmiany klimatu odpowiada antropogeniczny CO
2
i przeciwdziałanie tym zmianom jest
jednym z głównych celów UE. Zmniejszeniu emisji CO
2
ma słuŜyć m. in.
wprowadzenie systemu handlu uprawnieniami do emisji, pośrednio rozwój źródeł energii
odnawialnej, wysokosprawnych technologii energetycznych, oraz wzrost efektywności
energetycznej. Poza wprowadzeniem systemu handlu emisjami CO
2
wymienione
kierunki działań maja głęboki sens, ale uzasadnienie ich wprowadzenia powinno być
zupełnie inne.
Zasoby większości paliw kopalnych przy eksploatacji złóŜ na obecnym poziomie,
w przewidywalnym okresie czasu będą się kończyły. Działania które prowadzą do
oszczędzania paliw pierwotnych, aby moŜliwie w jak największej części pozostały dla
przyszłych pokoleń, są zbieŜne z głównym priorytetem UE – zasadą zrównowaŜonego
rozwoju. Dlatego naleŜy rozwijać wytwarzanie odnawialnej energii elektrycznej w
ź
ródłach róŜnych rodzajów, oszczędzać energię poprzez zwiększenie efektywności
energetycznej nie tylko odbiorników ale i sieci przemysłowej, oraz wprowadzać
wysokosprawne technologie, w których za mniej paliwa moŜna wytworzyć więcej energii
elektrycznej i ciepła.
Zjawiska klimatyczne są wywoływane wieloma przyczynami, których udział
w kształtowaniu tych zjawisk nie jest dokładnie określony, podobnie jak niedopracowane
są modele tych zjawisk. Stan taki umoŜliwił autorom Raportów IPCC postawienie tezy o
CO
2
jako o głównym winowajcy zmian klimatycznych. Paradoksalnie, postawienie takiej
tezy spowodowało ujawnienie się i mobilizację jej przeciwników. W efekcie
doprowadzili oni do skompromitowania IV Raportu IPCC, wykazując błędy,
nierzetelność analiz i tendencyjność przytaczania dowodów. Z jednej strony
zaangaŜowano instytucje dysponujące ogromnym środkami do promocji tej tezy,
szczególnie w środkach masowego przekazu, z drugiej strony na konferencjach –
zwłaszcza organizowanych przez ONZ nie dopuszczono do głosu przeciwników tej tezy.
W takiej atmosferze Parlament Europejski wraz z Komisją przyjęły Pakiet klimatyczno –
energetyczny.
101
Przyjęty Pakiet klimatyczno – energetyczny dotyczy głównie emisji CO
2
; tylko jedna
dyrektywa dotyczy energii odnawialnej. Sposób przyjęcia Pakietu dobrze charakteryzuje
wypowiedź europosła Adama Gierka, przytoczona w rozdziale 4.6. Rząd Polski podpisał
dokument, uznając niewielkie i pozorne ustępstwa negocjacyjne za swój sukces,
jednocześnie ignorując stanowisko naukowców polskich przedstawione w uchwale KNG
PAN, zacytowane w rozdziale 4.6. Uwzględniając fakt, Ŝe ok. 95% energii elektrycznej
w Polsce wytwarzanej jest z węgla kamiennego i brunatnego, poniesie ona najwyŜsze
koszty wdroŜenia Pakietu, szczególnie w zakresie walki z emisją CO
2
. Z najnowszych
szacunków Komisji Europejskiej oraz Ministerstwa Środowiska sekwestracja CO
2
ma
kosztować Polskę do 2030 roku od 2,1 do 4,5 mld euro rocznie. Komisja przyjmuje, Ŝe w
roku 2030 Polska będzie składowała od 70 do 90 mln Mg CO
2
– jest to w przybliŜeniu
połowa emisji CO
2
sektora energetycznego. Przeznaczenie tak duŜych kwot na
sekwestrację CO
2
będzie skutkowało zmniejszeniem PKB od kilku do kilkunastu procent,
na co politycy patrzący z perspektywy jednej kadencji nie zwracają uwagi.
Wychwytywanie i składowanie CO
2
w strukturach skalnych jest działaniem, które
wywołuje sprzeciw u kaŜdego racjonalnie myślącego człowieka. Nie moŜna „gazu
Ŝ
ycia” zakopywać pod ziemię!. PrzecieŜ CO
2
wraz z H
2
O w obecności promieniowania
słonecznego w roślinach tworzy tlen i glukozę, która przekształca się w cukry złoŜone
(celulozę itd.). Codziennie wycina się 8000 ha lasów tropikalnych, zmniejszając globalną
zdolność asymilacji CO
2
. Obliczono, Ŝe 100 – letnie drzewo liściaste w ciągu 1 godziny
pochłania 2,5 kg CO
2
oraz wydziela 1,7 kg O
2
27
. Przyjmując szacunkowo liczbę drzew
rosnących na powierzchni jednego hektara moŜna obliczyć, Ŝe w ciągu roku drzewa te
pochłoną ok. 5 Mg CO
2
. Wszystkie otaczające nas przedmioty z drewna to „zamroŜone”
CO
2
. MoŜe, zamiast zakopywać CO
2
, powinno się sadzić drzewa.
Zgodnie z projektami sekwestracji CO
2
, gaz ten ma być transportowany do składowisk
rurociągiem pod ciśnieniem kilkunastu lub kilkudziesięciu MPa. MoŜna przewidzieć, Ŝe
próba połoŜenia rurociągu w pobliŜu miasteczka lub wioski wywołała gwałtowne
protesty ludności. Rozszczelnienie lub pękniecie rurociągu i wypływ gazu pod duŜym
ciśnieniem moŜe spowodować skutki porównywalne do zdarzenia jakie miało miejsce
nad afrykańskim jeziorem Nyos.
System handlu uprawnieniami do emisji CO
2
, szczególnie w wersji pełnego aukcjoningu
jest de facto parapodatkiem, skutkującym wzrostem ceny energii elektrycznej u odbiorcy
końcowego. NaleŜy zwrócić uwagę, Ŝe otrzymanie „darmowych” uprawnień do emisji
27
Chachulski Zb.: Chirurgia drzew. Wydawnictwo LEGRAF 2000.
102
CO
2
, jakie m. in. Polska ma otrzymać w okresie od 2013 do 2020 roku, corocznie
zmniejszających się o 10% (od 70% do 0% w 2020 roku) jest uwarunkowane realizacją
inwestycji o wartości odpowiadającej cenie tych uprawnień. Oznacza to konieczność
znalezienia środków na inwestycje, które w ostatecznym efekcie muszą pochodzić z
kieszeni odbiorcy końcowego. Oficjalnie celem wprowadzenia handlu uprawnieniami do
emisji CO
2
jest zmniejszenie zmian klimatu poprzez ograniczenie emisji CO
2
. JeŜeli
jednak uwzględni się, Ŝe coraz więcej badań i analiz przeczy tej tezie i antropogeniczna
emisja CO
2
nie ma nic wspólnego ze zmianami klimatu, to cały system handlu straci
swoje uzasadnienie i jak to juŜ kilkakrotnie określono w artykułach prasowych, będzie
przypominał „średniowieczny handel odpustami”, który przynosił korzyści wyłącznie
handlarzom.
Rozwój nowych technologii wytwórczych energii elektrycznych – bloków o parametrach
nadkrytycznych, układów ze zgazowaniem paliwa prowadzi bezpośrednio do
zwiększenia sprawności przetwarzania energii chemicznej paliwa na energię elektryczną
i ciepło. Z jednej strony budowa takich instalacji wymaga większych nakładów
inwestycyjnych, ale z drugiej strony znacznie wyŜsza sprawność skutkuje mniejszym
zuŜyciem paliwa. Technologie te, szczególnie stosowane w układach z turbinami
gazowymi wymagają dokładnego oczyszczania gazów, co jest waŜne ze względu na
wymogi ochrony środowiska.
Sposobem na oszczędność paliwa pierwotnego jest rozpowszechnienie wysokosprawnej
kogeneracji. Jest to kierunek, który naleŜy rozwijać nie tylko w zakresie zastępowania
ciepłowni elektrociepłowniami, ale równieŜ w zakresie rozwoju mikrokogeneracji. Małe
zespoły turbina gazowa – generator, w pełni zautomatyzowane, powinny zasilać nie tylko
obiegi ciepłej wody (uŜytkowej i centralnego ogrzewania), ale dostarczać energię
elektryczną do sieci lokalnej, realizując jednocześnie ideę generacji rozproszonej. Są to
rozwiązania w wielu państwach UE szeroko stosowane, ale w Polsce jeszcze pionierskie.
Największe moŜliwości oszczędzania paliw pierwotnych oraz energii elektrycznej
i ciepła kryją się w zwiększeniu efektywności energetycznej. Jest to zakres działań które
naleŜy realizować we wszystkich sferach Ŝycia – dotyczy nie tylko efektywności
energetycznej urządzeń które codziennie nas otaczają i z których korzystamy, ale równieŜ
oszczędności energii potrzebnej do wyprodukowania tych urządzeń. Działania w tym
zakresie maja głęboki sens i poza efektami oszczędnościowymi naleŜy zauwaŜyć, Ŝe
zmniejszenie zuŜycia o 20% energii elektrycznej odpowiada w przybliŜeniu 20%
103
zmniejszenia emisji CO
2
. Ale Dyrektywa 2006/32/WE nie została objęta Pakietem
klimatyczno – energetycznym; być moŜe działało tu inne lobby.
Z nałoŜenia wykresów zmian temperatury oraz zmian CO
2
w atmosferze ( rys.4.4)
jednoznacznie wynika, Ŝe wpierw następowały zmiany temperatury powierzchni Ziemi, a
po pewnym czasie – w tym samym kierunku, zmieniało się stęŜenie CO
2
w atmosferze.
NaleŜy zauwaŜyć, Ŝe w Ŝadnej z dostępnych publikacji oraz wypowiedzi autorów
Raportu Mniejszości Senatu Stanów Zjednoczonych, nie porównano w ten sposób obu
wykresów – co wymagało dopasowania skal czasowych. Uzyskana w ten sposób
jednoznaczna identyfikacja przyczyny i skutku powinna w istotny sposób wpłynąć na
dalszą dyskusję na temat Pakietu klimatyczno-energetycznego
Mimo wzrastającej w ostatnich latach emisji antropogenicznego CO
2
w atmosferze, nie
obserwuje się wzrostu średniej temperatury Ziemi. NajwyŜszą temperaturę zanotowano
w roku 1998, a od tego czasu, głównie za przyczyną Chin i Indii, emisja CO
2
do
atmosfery wzrosła o ok. 3 mld Mg CO
2
, przy globalnej emisji rzędu 30 mld Mg CO
2
. Jak
z tego wynika największym problemem IPCC jest obecnie pytanie: dlaczego nie ma
globalnego ocieplenia?
Niemal z pewnością moŜna stwierdzić, Ŝe zasadnicze uzasadnienie Pakietu klimatyczno –
energetycznego, dotyczące przyczynowo – skutkowego działania antropogenicznego CO
2
na zmiany klimatu, okaŜe się pomyłką. W konsekwencji wiele dokumentów UE stanie
się bezprzedmiotowymi. Ale czy rozkręcona machina biurokratyczna, dysponująca
ogromnymi środkami będzie w stanie wycofać się ze „ślepej uliczki”, czy teŜ znajdzie
jakieś uzasadnienie dla podtrzymania handlu emisjami i sekwestracji CO
2
? Znając
bezwładność biurokracji, zwłaszcza unijnej odstąpienie od przyjętych i wdroŜonych
dyrektyw moŜe być bardzo trudne i trwać wiele lat. A w tym czasie my wszyscy
będziemy płacili rachunek za dogmat globalnego ocieplenia w wersji Raportu IPCC.