Czy inwestycje w energetykę odnawialną opartą na biomasie są potrzebne?

Bez wątpienia tak. W przyjętym przez Radę Ministrów Krajowym Planie Działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych założono wzrost produkcji energii elektrycznej z OZE w 2020 r. do 32,4 tys. GWh, z czego 10,2 tys. GWh (31 proc.) ma pochodzić z biomasy stałej. Realizacja tych założeń umożliwi wykonanie zobowiązań Polski zapisanych w Dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, zgodnie z którymi w 2020 r. musi osiągnąć piętnastoprocentowy udział energii pierwotnej z OZE w całkowitym zużyciu energii (łącznie w elektroenergetyce, ciepłownictwie i chłodnictwie oraz transporcie). W praktyce konieczny jest dwukrotny wzrost produkcji energii elektrycznej ze spalania biomasy w okresie ośmiu lat, czyli utrzymanie dotychczasowego tempa rocznego przyrostu produkcji energii elektrycznej z biomasy. Podstawową zaletą wykorzystania energetycznego biomasy w Polsce jest najniższy koszt jednostkowy wyprodukowanej kWh energii elektrycznej i GJ ciepła (w porównaniu z energetyką słonecznej, wiatrową lub wodną, przy uwzględnieniu nakładów inwestycyjnych).

Czy wykorzystanie biomasy ogranicza emisji gazów cieplarnianych?

Spalanie biomasy uznaje się za nieemitujące dwutlenku węgla. Zastępowanie węgla biomasą w tych samych urządzeniach przekłada się na znaczną tzw. unikniętą emisję CO2 w bilansie krajowym. Jest to, z punktu widzenia polityki klimatycznej, technologia ekologiczna, praktycznie nieemitująca dwutlenku siarki, znacznie ograniczająca ponadto emisję pyłów. W procesie spalania biomasy energię pozyskuje się głównie z odpadów (z produkcji rolnej lub przemysłu drzewnego) oraz z upraw energetycznych, co oznacza oszczędzanie pierwotnych nośników energii. Zmniejsza się szkody w środowisku związane z wydobyciem i spalaniem paliw konwencjonalnych, a wzrasta bezpieczeństwo energetyczne kraju poprzez zróżnicowanie źródeł energii i wykorzystywanie przede wszystkim lokalnych zasobów paliw biomasowych.

Czy można i opłaca się rezygnować ze współspalania biomasy?

Zdecydowanie nie. W polskich warunkach, tj. w sytuacji, gdy nadal ok. 90 proc. energii elektrycznej wytwarzane jest z węgla, wykorzystanie biomasy w istniejących jednostkach wytwórczych należy postrzegać jako proces przejściowy, łagodzący skutki finansowe nieuniknionej dekarbonizacji energetyki. Biorąc pod uwagę ograniczone zasoby krajowej energetyki wodnej, średnie warunki do rozwoju energetyki wiatrowej i mało wydajną w polskich warunkach fotowoltaikę, biomasa przez kilkanaście lat pozostanie odnawialnym źródłem energii przynoszącym najlepsze efekty w odniesieniu do kosztów wytworzenia. Dodatkowym przejściowym utrudnieniem rozwoju energetyki wiatrowej będzie słabo rozwinięta sieć uniemożliwiająca masowe przyłączenia farm wiatrowych oraz ich negatywny wpływ na system elektroenergetyczny.

Produkcja energii elektrycznej i ciepła z biomasy stałej jest technologią, która została z dobrym skutkiem wykorzystana w krajowej energetyce i może stanowić polską specjalność dzięki zdobytym doświadczeniom w logistyce, przetwarzaniu, składowaniu, zapewnieniu bezpieczeństwa przeciwwybuchowego oraz w samej technice spalania. Mimo niewielkiego spadku sprawności dużych kotłów energetycznych, i tak jest ona znacznie wyższa od osiąganej w małych instalacjach przeznaczonych do spalania samej biomasy, a dodatkowo również sprawność obiegu termodynamicznego dużych elektrowni i elektrociepłowni jest wyższa. Warto podkreślić, że małe jednostki spalające biomasę nie są wyposażane w tak wysokosprawne instalacje oczyszczania spalin. Dotyczy to przede wszystkim emisji szkodliwych tlenków azotu, które w dużych instalacjach mogą być usuwane z wysoką efektywnością.

Produkcja biomasy pomaga gospodarce?

Współspalanie biomasy umożliwiło rozwój wszystkich ogniw łańcucha paliwowego i produkcyjnego, począwszy od pozyskania biomasy, jej peletyzacji, kwestii logistycznych, a skończywszy na zebranych praktycznych doświadczeniach związanych z przygotowaniem i podawaniem biomasy do kotła oraz utrzymaniem stabilnych parametrów spalania. W ciągu ostatnich ośmiu lat, od kiedy wdrożono system wsparcia energetyki odnawialnej oparty na świadectwach pochodzenia, szereg przedsiębiorców, gospodarstw rolnych i firm usługowych rozwinęło działalność w zakresie produkcji biomasy i jej dostaw do przedsiębiorstw energetycznych. Nastąpił zatem rozwój zarówno nowych obszarów gospodarki, jak i pojedynczych firm należących do kategorii małych i średnich przedsiębiorstw. Warto podkreślić, że w odróżnieniu od wielu innych technologii odnawialnych, współspalanie biomasy bazuje głównie na technologiach i urządzeniach krajowych. Jednym z wyzwań było opanowanie i wdrożenie najlepszych dostępnych technik w zapewnieniu bezpieczeństwa przeciwpożarowego i przeciwwybuchowego biomasy (szczególnie pochodzenia rolnego) podawanej do procesu spalania, w tym stosowanie metod i technologii daleko wyprzedzających wymagania prawne w tym obszarze. Przykładowo, w należącej do GDF SUEZ Elektrowni Połaniec wdrożono innowacyjny system zarządzania ryzykiem przeciwwybuchowym obejmujący zarówno działania techniczne i kosztowne instalacje, jak też politykę firmy nakierowaną na ciągłą poprawę bezpieczeństwa, z naciskiem na prewencję, a także kulturę bezpiecznej pracy i właściwą jej organizację. Wyeliminowanie wsparcia dla technologii współspalania, co zdaje się być zamiarem autorów projektu ustawy o OZE, odbije się negatywnie na wielu obszarach gospodarki. Nie wiemy, czym i jakim kosztem zostanie zastąpiona produkcja energii odnawialnej ze współspalania. O ile bezdyskusyjna jest potrzeba korekty systemu wsparcia energetyki odnawialnej, m.in. w celu zmniejszenia obciążeń ponoszonych przez odbiorców, o tyle z pewnością Polski nie stać na całkowite pozbycie się relatywnie taniego i łatwo dostępnego źródła energii odnawialnej. Trzeba pamiętać, że biomasa używana obecnie w technologii współspalania zostanie natychmiast zastąpiona węglem, co przyczyni się do zwiększenia emisji oraz do wzrostu cen energii, szczególnie po wejściu w życie systemu aukcjoningu uprawnień do emisji CO2.

GDF SUEZ bardzo angażuje się w ten rynek.

GDF SUEZ wytwarza energię odnawialną w technologii współspalania od 2004 r. W Elektrowni Połaniec wyprodukowano prawie 4,5 mln MWh energii odnawialnej pochodzącej głównie z odpadów drzewnych, a po zmianie przepisów w 2008 r. również odpadów z produkcji rolnej z wyjątkiem zbóż niepełnowartościowych. Podjęte decyzje inwestycje GDF SEUZ oparte były na założeniu stabilności prawa, w tym przypadku na założeniu niezmienności systemu wsparcia do 2017 r. Są to m.in. odrębna linia technologiczna podawania biomasy agro, oddana do użytku w 2011 r., system ochrony przeciwwybuchowej oraz kotłów przed agresywnym działaniem biomasy. Łączne nakłady poniesione przez GDF SUEZ na różne instalacje związane ze współspalaniem, wyniosły ok. 400 mln zł, w zdecydowanej większości po roku 2010/11, w związku z wprowadzeniem obowiązku spalania biomasy agro.

Kolejną inwestycją podjętą przez GDF SUEZ dzięki sprzyjającemu wówczas systemowi prawnemu jest budowa kotła fluidalnego o mocy 205 MW opalanego wyłącznie paliwem biomasowym, który zostanie uruchomiony przed końcem 2012 r. Koszt tej inwestycji to ok. 1 mld zł.

Jak pan ocenia wsparcie rozwoju odnawialnych źródeł energii w świetle nowego projektu ustawy o OZE?

W sektorze energetycznym proces inwestycyjny jest długotrwały i skomplikowany, a nakłady kapitałowe i koszty finansowe są bardzo duże. Okres zwrotu zainwestowanego kapitału jest na ogół dłuższy niż w innych gałęziach przemysłu. Nieodłącznym elementem każdej działalności gospodarczej, w tym w szczególności działalności inwestycyjnej jest ryzyko, czyli możliwość zmiany warunków realizacji inwestycji. Szczególnym rodzajem ryzyka jest ryzyko regulacyjne, czyli możliwość zmiany przepisów lub polityki rządu, która będzie miała materialny, finansowy wpływ na działalność pojedynczych przedsiębiorstw, całego sektora lub rynku. Ogólnie rzecz biorąc, przejrzystość procesu legislacyjnego i jakość regulacji w Polsce są dalekie od doskonałości, co bezpośrednio przekłada się na postrzeganie ryzyka regulacyjnego jako wysokiego. Cechą polskiej legislacji w obszarze energetyki jest jej niestabilności i nieprzewidywalność (koronnym przykładem jest ustawa – prawo energetyczne, która w ciągu 15 lat doczekała się ponad 30 nowelizacji). Instytucja vacatio legis jest stosowana sporadycznie i obejmuje krótki okres. Nie ma praktyki uchwalania przepisów na kilka lat przed ich wejściem w życie – potencjalni inwestorzy nie otrzymują czytelnego przekazu odnośnie do intencji władz. Ten brak przejrzystości działań oraz krótkowzroczność w analizie skutków wdrożenia regulacji powodują, że uczestnicy rynku energii powstrzymują się od tworzenia planów wieloletnich prowadzenia działalności. Opublikowany w grudniu 2011 r. projekt ustawy o OZE wprowadzający bardzo głęboką modyfikację istniejącego systemu wsparcia odnawialnych źródeł energii może być przykładem działań legislacyjnych podejmowanych bez przyjęcia założeń odnośnie do długoterminowego celu regulacji. Brak w nim wskazania strategicznego celu, jaki miałby realizować nowy system wsparcia energetyki odnawialnej.

Zaproponowane przepisy przejściowe nie zapewniają odpowiedniej ochrony dla istniejących lub rozpoczętych inwestycji, co powoduje, że ewentualna zmiana przepisów prawa będzie zbyt uciążliwa dla jej adresatów i nie umożliwi im przystosowania się do nowego otoczenia prawnego. Ponadto przyczyni się do utraty zaufania inwestorów do organów państwa oraz naruszy ich prawa nabyte, a zatem zasadnie będą występować z roszczeniami odszkodowawczymi. GDF SUEZ opowiada się za stabilnością prawa i obniżeniem ryzyka regulacyjnego oraz za pełną jawnością i transparentnością procesu konsultacji społecznych. Kluczowe elementy oceny skutków regulacji to szacunek kosztów i korzyści oraz rzetelna identyfikacja podmiotów i obszarów gospodarki, na których regulacja ma wpływ. Dlatego też GDF SUEZ postuluje przeprowadzenie szczegółowej, kompleksowej analizy jakościowej i ilościowej dotychczasowych skutków systemu wsparcia, pod kątem realizacji założonych celów oraz kosztów i uzyskanych korzyści dla całej gospodarki, poszczególnych jej sektorów i pojedynczych przedsiębiorstw. Przykładem braku rzetelnych analiz jest zaproponowany w maju współczynnik korekcyjny dla nowych instalacji współspalania w wysokości od 0,3 do 0,15, który w żaden sposób nie odzwierciedla rzeczywistych kosztów wytwarzania w tej technologii (w tym kosztu paliwa, zwrotu z kapitału, kosztów operacyjnych). Apelujemy o uwzględnienie w projekcie ustawy o OZE okresu przejściowego dla istniejących instalacji spalania wielopaliwowego do 2017 r., czyli w okresie przewidzianym w rozporządzeniu ministra gospodarki z 14 sierpnia 2008 r. Takie zapisy umożliwiłyby zrealizowanym i rozpoczętym inwestycjom dostosowanie się do nowego kształtu systemu wsparcia oraz chroniłyby prawa nabyte i inwestycje w toku. W konsekwencji zmiana systemu wsparcia nie naruszałaby stabilności polskiego systemu prawnego, nie wpłynęłaby negatywnie na zaufanie inwestorów i nie zahamowałaby rozwoju OZE w Polsce.

—rozmawiał Krzysztof Gniewkowski