Przedsiębiorcy w obliczu transformacji węglowej. Z czym będą musieli się zmierzyć?

Udostępnij:
Polska stoi przed koniecznością przeprowadzenia transformacji węglowej. Wymusza ją cały szereg europejskich regulacji klimatycznych, ale także przyczyny ekonomiczne i techniczne. Z jakimi problemami musi się zmierzyć polski przedsiębiorca i jakie czekają na niego wyzwania?

Polska gospodarka nadal bardzo mocno oparta jest na węglu, z którego produkowana jest duża część prądu dla polskich przedsiębiorstw. W związku z nowymi wymogami prawnymi energia elektryczna z węgla będzie coraz droższa. Jak bardzo zdrożeje? Prognoz na podstawie zachodzących zmian w prawie dostarcza DUON Dystrybucja sp. z o.o.

Zmiany dla wszystkich przedsiębiorstw

Podwyżka opłaty mocowej

Wprowadzona z początkiem roku podwyżka opłaty mocowej będzie kolejnym wyzwaniem dla przedsiębiorców i kolejnym czynnikiem, który wpłynie na koszty działalności firm. Od stycznia jej wysokość wynosi już 76,20 zł/MWh. Doliczana jest ona do opłat dystrybucji dla energii czynnej pobieranej z sieci elektroenergetycznej pomiędzy godziną 7 a 22 w dni robocze. Opłata mocowa nie dotyka wszystkich przedsiębiorców w tym samym stopniu, ponieważ np. zakłady pracujące na 3 zmiany, 7 dni w tygodniu nie dopłacą za energię zużytą w nocy i w weekendy. Mimo to jest to nadal spory wydatek dla większości przedsiębiorstw.

ESR - rozszerzenie obowiązku redukcji emisji na kolejne branże

Kolejny akt prawny, wpływający na działalność przedsiębiorstw korzystających z węgla, to ESR. Rozporządzenie stanowi o wspólnym wysiłku redukcyjnym i dotyczy wszystkich emisji CO2 nieobjętych zakresem ETS. Są to tak zwane sektory non-ETS czyli np. transport, budownictwo, rolnictwo i gospodarka odpadami. Firmy z tych branż będą musiały zredukować emisję gazów do 2030 r. o 7% względem poziomu w 2005 r. W tym momencie nie ma jeszcze konkretnych przepisów, ale to również będzie generować koszty dla przedsiębiorstw.

Wyzwanie dla firm przemysłowych

Wysoka cena emisji dwutlenku węgla

Pierwszym wyzwaniem są zmiany, jakie zachodzą w EU ETS, czyli w Europejskim Systemie Handlu Emisjami – znanym także jako wspólnotowy rynek uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Zgodnie z jego założeniami firmy (posiadające źródła spalania o mocy powyżej 20 MW) muszą przedstawić do umorzenia uprawnienia do emisji, odpowiadające swojemu poziomowi emisji. Przedsiębiorcy kupują te pozwolenia na aukcjach, a następnie zużywają zgodnie ze swoim zapotrzebowaniem lub odsprzedają. Obecnie cena emisji tony dwutlenku węgla jest na najwyższym poziomie w historii – około 40 euro. Specjaliści przewidują kolejne dynamiczne wzrosty cen, wynikające choćby z malejącej liczby dostępnych na rynku uprawnień. Według Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBiZE) w 2030 r. mogą osiągnąć poziom około 70 euro za tonę CO2. – Wysokie stawki za prawa do emisji wywołają dwa podstawowe skutki dla polskiej gospodarki. Po pierwsze: opłaty za energię elektryczną wytwarzaną z węgla będą drastycznie rosnąć. Po drugie: pomimo tych wzrostów, elektrownie oparte na węglu nie utrzymają rentowności i będą funkcjonować tylko do czasu ich technicznego wyeksploatowania. Może to w przyszłości skutkować brakami mocy w systemie i powstawaniem blackoutów – wyjaśnia dr Lech Wojciechowski, Kierownik Zespołu Badań i Strategii w DUON, dostawcy gazu ziemnego i skroplonego.

Konieczność dostosowania istniejących instalacji – dyrektywa MCP

Kolejnym wyzwaniem jest dyrektywa w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania, czyli tzw. Dyrektywa MCP wydana przez Parlament Europejski i Radę Europy. Regulacja ta określa normy emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i cząstek stałych (pyłów) ze średnich obiektów energetycznego spalania o nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i nie większej niż 50 MW. Standard emisyjny dwutlenku siarki ze spalania węgla kamiennego dla źródeł istniejących (o mocy poniżej 50 MW) jest obecnie ustalony na poziomie 1500 mg/Nm3. Nowo powstałe obiekty MCP muszą przestrzegać tych standardów, zaś istniejące mają czas na dostosowanie się do 1 stycznia 2025 r. (instalacje o mocy większej niż 5 MW) i do 1 stycznia 2030 r. (instalacje o mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i nie większej niż 5 MW). Gdy obiekt nie zostanie odpowiednio dostosowany, nałożone zostaną kary pieniężne lub instalacja zostanie zamknięta.

Znalezienie odpowiedniej alternatywy

Jedno jest pewne: cena energii będzie rosnąć i firmy będą szukać alternatyw. Dlatego też w naturalny sposób rozwinie się rynek rozproszonego wytwarzania energii na własne potrzeby – czy to z wykorzystaniem odnawialnych źródeł, czy gazu ziemnego. – Na poziomie krajowym konieczne będzie zainwestowanie w stabilne źródło niskoemisyjne, takie jak elektrownia atomowa. Na poziomie lokalnym firmy będą musiały brać sprawy w swoje ręce i inwestować, by zapewnić sobie własną energię. W zależności od mocy i profilu zużycia będą to różne technologie. W przypadku przedsiębiorców zużywających głównie energię elektryczną w ciągu dnia będzie to zapewne fotowoltaika. Dla firm zużywających ciepło i energię elektryczną przez całą dobę, optymalnym rozwiązaniem jest kogeneracja gazowa lub zasilana biomasą. Rozwiązania są różne i możliwe do dopasowania do specyfiki każdego zakładu – wyjaśnia dr Lech Wojciechowski, Kierownik Zespołu Badań i Strategii w DUON, dostawcy gazu ziemnego i skroplonego.

Konieczność zainwestowania w nową instalację

Niezależnie od tego, na jakie rozwiązanie postawi firma, będzie musiała się zmierzyć ze sporą inwestycją. Na wysokość kosztów wpływa bardzo dużo zmiennych: technologia, moc, uczestnictwo w systemie wsparcia, rodzaj zastępowanego paliwa, zakres koniecznej inwestycji dostosowawczej i wiele innych. Jednak w przypadku wielu przedsiębiorstw będzie to inwestycja w być albo nie być. Dlatego też firmy muszą tę decyzję podjąć w najbliższych miesiącach, bo czas ucieka.