Efekt cieplarniany

background image

1

background image

2

Książka jest przeznaczona dla słuchaczy studiów podyplomowych prowadzonych na

kierunku energetyka, oraz studentów kierunków energetyka oraz pokrewnych. Tematyka ksiązki
zainteresuje również wszystkich, którzy chcą dokładniej poznać zagadnienia związane
z globalnym ociepleniem w innym ujęciu niż propaguje je Unia Europejska. Zagadnienia te
przedstawione są na tle dokumentów UE – dyrektyw i decyzji, oraz ich implementacji do
polskiego systemu prawnego.

W książce przedstawione są rozstrzygnięcia prawne obowiązujące 30 listopada 2009 r.













Uniwersytet Zielonogórski Państwowa Wyższa 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

background image

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. Równoważnik CO

2

........................................................................................................... 28

4.2. Budżet 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



background image

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 użytkowe................................................................................................................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






background image

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

już 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. już z myślą o utworzeniu Europejskiej Wspólnoty Gospodarczej,

stwierdzono:

„Należy 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 różne

instytucje europejskie, w tym po powstaniu Unii Europejskiej oraz Rady Europejskiej

2

, sprawy

energetyki były szeroko omawiane. Jednak dopiero rok 2007 można 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 Paryżu 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. Należy
dodać, że Europejska Wspólnota Gospodarcza w 1992 roku przyjęła nazwę Wspólnota Europejska (WE).

2

Rada Europejska (RE)-najważniejsza 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 najważniejsze decyzje polityczne. RE
podejmuje uchwały zwane deklaracjami.

3

Komisja Wspólnot Europejskich nazywana w skrócie Komisją Europejską (lub wprost Komisją) odpowiada za bieżącą

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 każdego państwa-członka UE), zajmujących się
wydzielonym zakresem merytorycznym spraw. W administracji Komisji Wspólnot Europejskich zatrudnionych jest ok. 25 tys.
urzędników.

background image

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, że czasy dostępnej taniej energii już się skończyły. Zmieniony klimat,

uwarunkowania rynkowe i niestabilności cen to wyzwania, przed którymi stają wszystkie

państwa UE. „Polityka…” została opracowana przy założeniu, że za zmiany klimatu

odpowiedzialna jest emisja gazów cieplarnianych, za którą w 60-ciu procentach odpowiada

energetyka. Przyjęto, że w wyniku ograniczenia emisji globalny wzrost temperatury nie będzie

większy niż 2

0

C , w porównaniu z temperaturą sprzed epoki przemysłowej.

Kolejnym problemem jest uzależnienie UE od importu surowców. Jeżeli utrzymane

zostaną aktualne tendencje wzrostu zużycia energii, to do roku 2030 UE będzie importować 84%

zużycia gazu (obecnie 57%) oraz 93% zużycia ropy (obecnie 87%). W najbliższych latach

sytuacja na rynku tych paliw, z powodu ich wyczerpywania może być dramatyczna,

a uwzględniając fakt, że UE nie wypracowała jeszcze w zakresie energetyki mechanizmów

solidarnościowych obejmujących państwa członkowskie, podjęcie pilnych działań staje się

koniecznością.

Przewiduje się, że zapotrzebowanie na energię elektryczną w UE będzie wzrastać co roku

o 1,5% (istnieje zależność: procentowy wzrost zużycia energii elektrycznej jest równy 2/3

procentowego

wzrostu

PKB).

Nawet

przy

wdrożeniu

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 można 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

background image

7

rozwojowi rynku. W tej złożonej 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 założeniach:

przeciwdziałanie zmianom klimatycznym,

ograniczenie zależności 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, że 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

background image

8

konkurencyjności jest uzyskanie równego dostępu do rynku różnym podmiotom, przy

jednoczesnej eliminacji monopoli. W związku z tym należy rozdzielić organizacyjnie oraz

fizycznie trzy podsektory: wytwarzanie, dystrybucję i sprzedaż. W tym celu z przedsiębiorstw

zarządzających sieciami należy wyodrębnić handel energią, poprzez stworzenie spółek obrotu.

Tym samym umożliwi się osobom trzecim (różnym 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 dużą 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 niezależności 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, że w pierwszej kolejności nastąpi harmonizacja norm technicznych w zakresie

handlu transgranicznego, co nie będzie łatwe, dlatego że przy ogromnej różnorodności

rozwiązań, również formalnych, w negocjacjach istotną rolę będą odgrywały interesy

poszczególnych państw.

Tworzenie europejskiego rynku energii jest zależne 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, że jednocześnie dla już 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 każdym 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, należy wprowadzić mechanizmy eliminujące problem „ubóstwa energetycznego”.

background image

9

W Polsce przygotowuje się program ochrony odbiorców wrażliwych (tu w rozumieniu na

podwyżki energii).

1.3.3.

Solidarność pomiędzy państwami – członkami UE w aspekcie dostaw paliw

i energii

Wewnętrzny rynek energii UE zależy 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 dążyć do właściwych relacji z tradycyjnymi dostawcami (Rosja, Algieria),

z drugiej strony będzie zabiegać o dywersyfikację dostaw.

Ważnym elementem rynku jest wypracowanie mechanizmów pomocy państwom, które

dotknie kryzys, aby np. w przypadku wstrzymania dostaw gazu lub ropy inne państwa mogły

użyczyć 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, również pozaunijnych, należących do

OECD. Warunkiem wprowadzenia mechanizmów solidarnościowych jest rozbudowa

transgranicznych połączeń, umożliwiających transport ropy oraz gazu pomiędzy państwami.

W przypadku gazu ważnym 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 duży nacisk na budowę i niezawodność transgranicznych

połączeń sieciowych, co jest ważnym elementem szeroko rozumianego bezpieczeństwa

energetycznego.

1.3.4. Ograniczenie emisji CO

2

oraz wprowadzenie systemu handlu uprawnieniami

do emisji

Zgodnie z założeniami „Polityki…” głównym celem systemu handlu emisjami jest

wymuszenie w energetyce inwestycji innowacyjnych. Koszt uprawnienia do emisji powinien być

wystarczająco duży, 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 już wiadomo handel

uprawnieniami do emisji CO

2

docelowo ma przyjąć formę aukcjoningu.

background image

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 zużycia energii w wyniku działań proefektywnościowych o 20% do roku 2020.

Uwzględniając przewidywany wzrost zużycia energii, wynikający z rozwoju gospodarczego

i społecznego, wypadkowe zużycie energii pierwotnej w roku 2020 ma być o 13% mniejsze niż

obecnie, co ma skutkować oszczędnościami rzędu 100 mld euro i ograniczeniem rocznej emisji

CO

2

o ok. 780 mln Mg. Z tego wynika, że sama poprawa efektywności energetycznej może

spełnić warunek redukcji emisji CO

2

o 20%.

Kierunki prac nad poprawą efektywności energetycznej obejmują:

- opracowanie oraz wprowadzenie do ruchu pojazdów o małym zużyciu 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 różnych obszarach gospodarki,

- podwyższenie sprawności wytwarzania ciepła i energii elektrycznej, oraz mini-

malizację strat przesyłu i dystrybucji.

Działania podejmowane w ramach wymienionych kierunków będą dotyczyły zarówno każdego

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, że cel ten jest

trudny do osiągnięcia z powodu znacznie wyższych kosztów produkcji energii ze źródeł

background image

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 już osiągnęły duży 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, że 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 może określić samo państwo. Jednocześnie uważa się, że przy

wzrastającej cenie ropy i gazu, i w wyniku zmniejszenia się popytu na te paliwa , środki nie

wydane na zakup ropy i gazu można 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 należy podjąć, aby osiągnąć

cele strategiczne UE w zakresie energetyki. Koncentrują się one wokół dwóch kierunków:

- obniżenie 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 przybliżony, ale dają możliwość

porównania poszczególnych technologii. Należy zauważyć, że w obliczeniach dotyczących

emisji CO

2

uwzględniono emisję „skonsumowaną” przy budowie źródeł - ogniw

fotowoltaicznych, elektrowni jądrowych itd. , przeliczoną na produkcję 1MWh energii.

Obniżenie kosztów produkcji czystej energii dotyczy nie tylko obniżenia kosztów

obecnie rozpowszechnionych technologii - energii wiatrowej, produkcji biogazu, konwersji

energii słonecznej, ale również nowych rozwiązań. Należy rozwijać technologie stosowane

background image

12

w niskoemisyjnych lokalnych źródłach energii oraz w elektrowniach o bliskiej zeru emisji CO

2

,

opalanych paliwami kopalnymi i wyposażonych 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 wyposażone 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 dużych 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 wysokoprężny

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

background image

13

Dużą wagę w „Polityce…” przykłada się do technologii czystego węgla, ponieważ zgodnie

z przewidywaniami Międzynarodowej Agencji Energii w roku 2030 z węgla będzie się

wytwarzać dwa razy więcej energii elektrycznej niż 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 wyposażone 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 zużycia energii elektrycznej. Cechą charakterystyczną tej energii elektrycznej jest

jej produkcja bez emisji CO

2

. Koszty produkcji energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych

są mniej wrażliwe na ceny paliw (rudy uranowej) niż w przypadku innych elektrowni, ponieważ

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, że 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 również 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 umożliwiających 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

background image

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 może 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, należy 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.

background image

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 zużywał coraz większe ilości paliw kopalnych.

Jednocześnie propagowano wyniki wybiórczych obserwacji, potwierdzających tę tezę, dając tym

samym pożywkę organizacjom ekologicznym. W działaniach na rzecz uznania CO

2

za głównego

winowajcę wzrostu temperatury na Ziemi wyróżniało 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, ponieważ 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.”

background image

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 ostrzeżenie przed

decyzjami, za którymi stoją pseudonaukowe albo fałszywe lub nieistotne informacje…

… Jesteśmy też 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 zagrażających ich niezależności i godności…

…Największymi zagrożeniami ludzkości są ignorancja i ucisk a nie nauka, technologia

i przemysł, które są niezbędne do kształtowania naszej przyszłości i dla rozwiązania

ważnych 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 młodzieżą,

przekonywał do swoich poglądów. Należy zauważyć, że odbiorców swoich prezentacji wybrał

bardzo trafnie – młodzież szczególnie jest wrażliwa na wszelkie ekologiczne treści,

a przedstawianie zatopionych miast przybrzeżnych 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 już 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 nadwyżki emisji CO

2

sygnatariusze zobowiązali się do uczestnictwa

w wymianie handlowej – sprzedaży nadwyżek lub kupna brakujących uprawnień do emisji CO

2

.

background image

17

Protokół z Kioto został ratyfikowany przez 141 państw emitujących łącznie 61 % gazów

cieplarnianych, tym samym został spełniony warunek wejścia w życie protokołu – „2x55”;

minimum 55 krajów ratyfikujących protokół, wytwarzających minimum 55 % światowej emisji

dwutlenku węgla.

Do największych zwolenników Protokołu z Kioto należy Unia Europejska, ONZ oraz

organizacje ekologiczne. Przeciwne było głównie USA. Chiny potraktowano bardzo łagodnie

przyznając zero procent redukcji emisji. Do oponentów należała również Rosja, która zwlekała

z ratyfikacją obawiając się zahamowania rozwoju gospodarczego. Gdy jednak okazało się, że na

handlu emisjami może świetnie zarobić – Protokół został podpisany przez Rosję 4 listopada

2004, co umożliwiło wprowadzenie go w życie 16 lutego 2005 roku. Wejście w życie 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 obniżeniu emisji o 5 %, Rosja już

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 nadwyżką. W 2004 roku Polska powinna obniżyć emisję o 6 % w porównaniu z 1988 rokiem,

a w wyniku restrukturyzacji przemysłu obniżka już 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

.

Nadwyżkę można było sprzedać, ale dopiero w lipcu 2009 roku Sejm RP

znowelizował ustawę umożliwiającą 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, że nie istnieją przekonujące dowody na to, że gazy cieplarniane spowodują

katastrofalne zmiany klimatu,

4

Izabela Kielichowska: Polska rezerwa emisji – co dalej? Czysta Energia 12/2007.

background image

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 życie Protokołu

ratyfikowanego przez Rosję. W sumie zebrano ponad 31 tys. podpisów amerykańskich

naukowców z różnych specjalności. W wyniku weryfikacji podpisów okazało się, że niektórzy

z podpisanych nie bardzo wiedzieli, co podpisują. Niezależnie od tych zastrzeżeń, uwzględniając

liczbę podpisów, można mówić o dużym 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 - obniżenie

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 także Chiny, chociaż emitują już więcej CO

2

niż USA. Indie,

jako że 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, że 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 żadnych konkretnych ustaleń, pozostawiając je do rozstrzygnięcia na

konferencji w Kopenhadze.

background image

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, że 341 stron

poprawek do ustawy dostarczono opozycji o 3 nad ranem, żeby w tym samym dniu

mogło odbyć się głosowanie, uniemożliwiając jednocześnie opublikowanie treści raportu

Agencji Ochrony Środowiska (EPA), z którego wynika, że do 2030 roku czeka nas

oziębienie klimatu”.

W artykule opisano również 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 może 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 podważających 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.

background image

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, że 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 podważały 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 również przykłady

wyników badań opinii naukowców na temat globalnego ocieplenia. Charakterystyczny jest fakt,

ż

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 różne argumenty obalające Raport IPCC.

Przy każdym 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, że nie będą się spieszyć z deklaracjami redukcji gazów cieplarnianych, co

oznacza, że na grudniowej konferencji w Kopenhadze podjęcie wiążących ustaleń dotyczących

redukcji emisji CO

2

jest nierealne. Jedynie Unia Europejska ustaliła, że na konferencji w

Kopenhadze będzie mówić jednym głosem i będzie zabiegać o dalsze ograniczenie emisji CO

2

.

background image

21

Na marginesie można zauważyć, jak skuteczna może być grupa ludzi wyznająca jakieś

poglądy, mająca za sobą wsparcie ONZ z rozbudowanymi strukturami i potężnym budżetem.

Jednocześnie efekt cieplarniany okazał się dla kierownictwa ONZ bardzo nośnym tematem

w sytuacji, gdy rola tej organizacji we współczesnym świecie maleje.

background image

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, że 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 zrównoważonego rozwoju. Komunikat ten omawia

w sposób skrótowy – całość liczy 12 stron, obszary działań szerzej opisane w następnych

dokumentach, które obecnie są już 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 równoważnych do

uprawnień Rady. Konsensus pomiędzy Parlamentem Europejskim i Radą umożliwił przyjęcie

pakietu w pierwszym czytaniu.

background image

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 może wyemitować każdy kraj i każde przedsiębiorstwo w systemie ETS. Jeżeli

przedsiębiorstwa planują przekroczenie przyznanego limitu, muszą zakupić dodatkowe

uprawnienia do emisji. Jeżeli 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 przybliżeniu 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.

background image

24

W przypadku sektora wytwarzania energii elektrycznej wprowadzono ogólną zasadę, że po

roku 2013 wszystkie uprawnienia do emisji będą kupowane na aukcjach. Na szczycie Rady

Europejskiej w grudniu 2008 roku przyjęto, że 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 również 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, że 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, że ok.

50 procent wpływów za uprawnienia do emisji będzie przeznaczone na obniżenie emisji gazów

cieplarnianych , rozwój OZE, zapobieganie wylesianiu oraz na pomoc krajom trzecim, w których

gwałtowny wzrost cen energii elektrycznej może być powodem niepokojów społecznych. Kraje

członkowskie będą mogły równoważyć zakup uprawnień do emisji inwestycjami

proekologicznymi w krajach trzecich, głównie rozwijających się, przy czym zmniejszenie emisji

spowodowanej inwestycją nie może przekraczać 50 procent limitów przypadających na kraj –

inwestora na lata 2013 – 2020.

W celu złagodzenia nadmiernych obciążeń 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 również kryteria klasyfikujące instalacje do udziału w ETS – objęte nim zostaną

instalacje o mocy od 35 MW i emitujące więcej niż 25 tys. Mg CO

2

każdego roku, w okresie 3

lat poprzedzających wejście w życie znowelizowanego systemu ETS.

background image

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, że limity dla poszczególnych krajów UE rozdzielone zostaną

proporcjonalnie do PKB tych krajów odniesionych na mieszkańca (per capita). Z przeliczenia

wynika, że niektóre kraje będą miały nadwyżkę – Polska o 14%, Słowacja o 13%, Bułgaria

o 20%. Większość krajów dawnej UE – 15 będzie musiała obniżyć emisję – niektóre aż o 20 %:

Dania, Irlandia, Luksemburg. Przekroczenie limitów jest uwzględnione w przyszłorocznym

limicie z mnożnikiem 1,08; nie przewiduje się kar pieniężnych 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, że ostateczna weryfikacja tego pomysłu nastąpi po wybudowaniu w UE

dwunastu instalacji przemysłowych do wychwytywania CO

2

. Środki na powstanie tych instalacji

mają pochodzić ze sprzedaży w ramach systemu ETS uprawnień na emisję CO

2

. Przedmiotem

negocjacji była wysokość środków. Początkowo Parlament Europejski proponował

przeznaczenie na ten cel środków ze sprzedaży, 500 mln uprawnień do emisji. Rada

background image

26

proponowała kwotę niższą, uzyskaną ze sprzedaży od 100 do 200 mln uprawnień do emisji.

Ostatecznie ustalono, że na sprawdzenie skuteczności technologii CCS (Carbon Capture &

Storage) przeznaczone zostaną środki ze sprzedaży 300 mln uprawnień. Kwota zależeć będzie od

ceny jednego uprawnienia do emisji CO

2

w okresie budowy instalacji jego wychwytywania.

Szacuje się, że ze sprzedaży uprawnień uzyska się kwotę 6-9 mld euro, co wystarczy na

realizację 9 lub 10 projektów demonstracyjnych.

Przewiduje się, że 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, że 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.

Obniżenie 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 niższe wartości emisji CO

2

. Określono

również kary, którymi będą obciążani producenci samochodów nie spełniających po roku 2012

granicznych wartości emisji CO

2

, ustalonych dla każdego roku. Każdy wyprodukowany

samochód o przekroczonej w stosunku do granicznej wartości emisji będzie obciążony opłatą

karną, zależną od skali przekroczenia. Przykładowo – za pierwszy gram CO

2

przekroczenia

granicznej wartości producent zapłaci 5 euro za każdy wyprodukowany samochód, a za czwarty

gram i kolejne – po 95 euro za każdy przekroczony gram CO

2

. Od 2020 roku każde

przekroczenie emisji CO

2

będzie obciążone 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.

background image

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 obciążenie

poszczególnych krajów będzie zależne od aktualnego poziomu produkcji energii elektrycznej ze

ź

ródeł odnawialnych. Należy zwrócić uwagę, że w strukturze produkcji energii elektrycznej

niektórych krajów, udział OZE jest już obecnie wyższy od 20 % (Austria, Szwecja). Z drugiej

strony, uwzględniając trudności innych krajów w dochodzeniu do 20% udziału energii

odnawialnej, zaproponowano poszczególnym krajom różne 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 dużą różnorodność biopaliw, m.in. ze względu na stopień przetworzenia

proponuje się stosowanie przeliczników dla paliw drugiej generacji – nie konkurujących

z produkcją żywności.

background image

28

4. Efekt cieplarniany

4.1. Równoważnik CO

2

Pojęcie efektu cieplarnianego stało się dzisiaj jednym z najczęściej używanych haseł, ale

jednoczenie chyba najmniej zrozumiałym. Zjawisko to jako pierwszy badał już 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 wyższa 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 używa 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 różny. 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 przybliżeniu równe 24, dla podtlenku azotu N

2

O - ok. 30, czterofluorku węgla

4

CF - ok. 5700.

Na uwagę zasługuje duża wartość GWP stosowanego w elektroenergetyce sześciofluorku siarki

SF

6

– 22 200. Mnożąc ten współczynnik przez masę poszczególnych gazów i sumując wyniki

otrzymuje się równoważnik dwutlenku węgla CO

2

, oznaczany również, jako CDE (Carbon

Dioxide Equivalent). Oznacza to, że 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 równoważnika dwutlenku

węgla z dodatkową literą „e” np. mln Mg CO

2e

, lub mln ton CO

2e

. Z całej grupy gazów

cieplarnianych, ze względu na dużą 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.

background image

29

cieplarnianego będzie ukierunkowana na ten gaz. Należy zauważyć, że H

2

O dopiero od

niedawna jest wliczane do gazów cieplarnianych – chociaż nie w dokumentach IPCC. Dlatego

należy przyjrzeć się bliżej procesom, które zachodzą w naszej atmosferze i które skutkują – jak

to potwierdzają obserwacje i wyniki pomiarów, wzrostem średniej temperatury Ziemi.

4.2. Budżet CO

2

w biosferze

Identyfikację zjawisk związanych z „efektem cieplarnianym” należy rozpocząć od analizy

tego co ma wpływ na atmosferę – otoczkę gazową Ziemi o grubości kilkudziesięciu kilometrów.

Uwzględniając, że 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

również grubość od zerowej (wulkany) do kilkudziesięciu kilometrów, – co w przybliżeniu

odpowiada również dziesiętnym częściom procenta promienia Ziemi. Pod skorupą jest już

półpłynna magma, a dalej w głąb Ziemi, w wyniku wzrostu ciśnienia i temperatury magma się

ustala tworząc powłokę kulistą. Przy dalszym wzroście temperatury, zbliżając się do środka

Ziemi przyjmuje postać płynną, krążąc we wnętrzu kuli ziemskiej. Uważa się, że te ruchy

konwekcyjne zjonizowanej substancji są przyczyną ziemskiego pola magnetycznego. Ruchy

konwekcyjne musiały ulegać zmianie, ponieważ 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. Należy pamiętać,

ż

e temperatura warstwy przy powierzchni Ziemi zmienia się w okresie zima-lato do głębokości

zaledwie kilkunastu metrów. Poniżej rozkład temperatur nie jest zależny od pory roku. Nawet ta

uproszczona analiza zjawisk zachodzących we wnętrzu Ziemi uświadamia nam, że nasza planeta

jest potężnym źródłem ciepła, które z warstw położonych w głębi Ziemi przenika do skorupy

i wypromieniowuje w przestrzeń kosmiczną. Należy zauważyć, że biosfera, a więc warstwa,

w której rozwinęło się życie, 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.

background image

30

Analizując wpływ CO

2

na efekt cieplarniany należy sporządzić jego przybliżony bilans

w skali globu. Największym rezerwuarem dwutlenku węgla są morza i oceany. W wodzie

morskiej, jako w wyniku procesów geofizycznych, ale również 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, że ten rezerwuar wystarczy jeszcze na długo, nie

uwzględniając ciągłego zwiększania masy CO

2

w wyniku erupcji podwodnych wulkanów.

Ocenia się, że 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 przybliżeniu stały poziom dwutlenku węgla – ok. 2 900 mld Mg. Jak z tego wynika udział

działalności człowieka w bilansie CO

2

w atmosferze jest w przybliżeniu równy 1%. W powietrzu

wdychanym przez człowieka udział CO

2

liczony w procentach masy powietrza jest

w przybliżeniu 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 uważają, że 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, chociaż można w tych zmianach wskazać na pewne tendencje

i w dłuższym 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 można wyróżnić nawet roczne przyrosty lodu. Zawarte w

background image

31

nich izotopy wodoru i tlenu pozwalają określić, jaka temperatura panowała w okresie tworzenia

kolejnej warstwy. Molekuły wody zawierające ciężkie izotopy deuteru lub tlenu

18

O znajdujące

się w parze wodnej w niskiej temperaturze kondensują szybciej niż molekuły składające się

z lekkich izotopów. Stosunek koncentracji lekkich i ciężkich izotopów pozwala na określenie

temperatury w momencie kondensacji. W pęcherzykach uwięzionego w lodzie powietrza

znajduje się również CO

2

, CH

4

, itd., które można określić ilościowo metodami spektralnymi.

Badania te wykazały, że przeciętnie co 15 tys. lat temperatura ziemi wzrastała i wzrostowi temu

towarzyszył wzrost CO

2

. Wyciągnięto stąd wniosek, że CO

2

jest przyczyną wzrostu temperatury,

i że analogiczny proces ma miejsce obecnie. Z pomiarów wynikało, że 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., można

być zaniepokojonym o przyszłość Ziemi. Autorzy raportu IPCC ogłosili, że 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 już twierdzą, że może się podnieść o kilkadziesiąt centymetrów.

Metody badania rdzeni lodowych wykorzystują największe osiągnięcia nauki, ale mierzone

są ilości śladowe np. ciężkich izotopów, składu mikropęcherzyków powietrza itd. W takim

przypadku niepewność pomiaru jest bardzo duża. Uwzględniając również trudności w określeniu

wielkości wpływowych na wynik pomiaru, niektórzy badacze uważają, że otrzymane

z pomiarów wartości CO

2

są zaniżone. Jednocześnie należy zauważyć, że pośrednie pomiary

CO

2

w rdzeniach lodowych przeprowadzono przy założeniu, że w lodzie polarnym nie występuje

płynna woda, co jest błędnym założeniem. W każdym lodzie, łącznie z arktycznym występuje

płynna woda, w której CO

2

jest 70 razy bardziej rozpuszczalne niż np. azot. Dlatego badając

pęcherzyki powietrza mierzy się tylko CO

2

w gazie, natomiast nie uwzględnia się nasycenia

wody CO

2

, które może być bardzo duże. Dlatego ocenia się, że wyniki pomiaru zawartości CO

2

w pęcherzykach rdzeni lodowych są zaniżone 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, że

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

background image

32

Rdzenie lodowe umożliwiały zidentyfikowanie cykliczności zmiany temperatur na

przestrzeni setek tysięcy lat. Udokumentowany cykl o okresie 12 000 lat obejmuje również nasz

czas, w którym występują wyraźne zmiany temperatury. Na wykresach można zauważyć inne

cykle o krótszym czasie trwania, nakładające się na cykle o czasie trwania 1500 lat, o mniejszej

skali zmiany temperatur. W czasach nowożytnych, od II-go do VI-go wieku temperatura Ziemi

obniżyła 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 wiążą 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 zależność pomiędzy wielkością zachmurzenia

a natężeniem promieniowania kosmicznego i nasłonecznieniem. Okazało się, że 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, że

ostatnie kilkanaście lat było okresem wyjątkowego „spokoju” słońca, co w efekcie sprzyjało

również powstawaniu chmur.

4.4. Zjawiska fizykalne w efekcie cieplarnianym

Aby zrozumieć mechanizm powstawania efektu cieplarnianego należy 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.

background image

33

Każda cząsteczka gazu o liczbie atomów równej lub większej niż trzy, przedstawiając ją

w sposób bardzo poglądowy, może mieć w różny sposób ułożone atomy – np. w cząsteczce

wody dwa atomy wodoru mogą być względem tlenu w różny sposób ułożone. Analizując te

różne rozłożenia atomów można stwierdzić, że część z nich ma oś symetrii. Wzdłuż każdej osi

może wystąpić rezonans cząsteczkowy oscylacyjny o ściśle określonej częstotliwości. Jeżeli

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

.

Każdemu przemieszczeniu atomów musi towarzyszyć dysypacja energii, którą w tym przypadku

można interpretować jako ciepło wydzielone w wyniku oddziaływania pól, powodujące wzrost

energii termicznej cząsteczki. Jeżeli wydziela się ciepło, to ta energia musi być pobrana

z jakiegoś źródła. Tym źródłem jest fala elektromagnetyczna – i cząsteczki zwiększając swą

energię zmniejszają natężenie 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 już wspomniano, może być kilka – i dla każdej

częstotliwości rezonansowej cząsteczka „wycina” inną falę elektromagnetyczną. Zjawiska

związane z rezonansem cząsteczek wieloatomowych są bardziej złożone niż to wynika

z przedstawionego opisu. W cząsteczkach wieloatomowych występuje również 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 należy 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.

background image

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 zbliżoną do krzywej promieniowania ciała doskonale czarnego

opisanego równaniem Plancka. Promieniowanie dochodzące do powierzchni Ziemi ma mniejsze

natężenie, 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, że

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 niż CO

2.

9

http://pl.wikipedia.org/wiki/efektcieplarniany

background image

35

Całkowite lub częściowe wycięcie fal widma promieniowania słonecznego oraz ziemskiego

nastąpiło w wyniku rezonansów cząsteczkowych, głównie H

2

O – kilku rezonansów dla różnych

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 już

wspomniano ciepło Ziemi jest wypromieniowywane w przestrzeń kosmiczną. Natężenie tego

Rys.4.2. Udział wycięcia długości fal przez poszczególne gazy cieplarniane.

promieniowania jest zależne od różnicy czwartych potęg (!) temperatury powierzchni Ziemi i jej

atmosfery. Jeżeli temperatura atmosfery (chmur) wzrasta, różnica temperatur maleje i tym

samym natężenie promieniowania termicznego zmniejsza się i temperatura Ziemi nie obniża 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, podwyższając również 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.

Należy zwrócić uwagę na bardzo duży udział H

2

O w postaci pary wodnej oraz wody (po

kondensacji) znajdujących się w chmurach, w tworzeniu cieplnej otuliny Ziemi, utrudniającej

background image

36

wypromieniowywanie ciepła z Ziemi. W różnych pracach, w których analizuje się wpływ H

2

O

na efekt cieplarniany pojawiają się szacunki jeszcze wyższe 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 życiu codziennym. Jeżeli

w nocy niebo jest bezchmurne, to ranek jest chłodny. Znika wtedy osłona chmur i natężenie

promieniowania Ziemi jest proporcjonalne do różnicy czwartych potęg Ziemi oraz kosmosu –

mówimy, że nastąpiło wypromieniowanie ciepła. Osłona chmur zatrzymuje ciepło na Ziemi,

podwyższając jej temperaturę. Jest to jednocześnie „z życia 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

, chociaż CO

2

„wycina” z widma promieniowania w sposób

znaczący cztery częstotliwości (lub długości fali). Należy podkreślić, że 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

można 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.

background image

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 różne 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 różnych, niekiedy

przypadkowych miejscach globu. Sposób pomiaru wpływał na wynik, wprowadzając wiele

kontrowersji. Stwierdzono np., że w okresie II wojny światowej temperatura globu zaczęła

wzrastać, natomiast po zakończeniu wojny maleć. Po dokładniejszej analizie okazało się, że

temperatura na lądzie nie wykazywała wzrostu natomiast mocno wzrastała temperatura oceanów.

Wyjaśnienie tego faktu ma charakter anegdotyczny. Ze względu na dużą 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, że 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 dużą wartość ciepła parowania mogła się ochładzać –

z drugiej strony nagrzewała się od słońca. Jednak te procesy parowania i grzania z reguły były

background image

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 duży 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

można żartobliwie powiedzieć, że 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, że ilość dwutlenku węgla w atmosferze nie zależy od miejsca pomiaru. Pomiaru

stężenia CO

2

w atmosferze można było wykonać praktycznie w dowolnym miejscu globu.

W 1958 roku Keeling rozpoczął pomiary stężenia 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 użyto metod eliminujących wpływ CO

2

pochodzenia

wulkanicznego

11

. Dane pomiarowe wskazują na wzrost objętościowego stężenia 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 stężenia CO

2

są zbliżone do otrzymanych w Mauna Loa. Porównując oba

wykresy można wyciągnąć wniosek o współzależności wzrostu temperatury Ziemi oraz

stężenia CO

2

w atmosferze. Autorzy raportów IPCC przyjęli, że wykresy te są dowodem na

spowodowanie zmian temperatury przez rosnące w atmosferze stężenie CO

2

, jednoznacznie

wskazując CO

2

jako przyczynę, a wzrost temperatury jako skutek.

Należy zauważyć, że skale czasowe obu wykresów są różne, co nie sprzyja obiektywnej

ocenie. Do interesujących wniosków można dojść nakładając na siebie oba wykresy, po

dopasowaniu skal czasowych, co można łatwo wykonać za pomocą komputera, otrzymując na

ekranie wykresy przedstawione na rysunku 4.4. Należy zauważyć, że 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

background image

39

wolniejszy. Jeżeli te lokalne zmiany wzrostu krzywej Keelinga skojarzy się ze zmianami

temperatury, to można zauważyć, że po zmniejszeniu temperatury (linia łamana), po pewnym

czasie następuje zmniejszenie narastania krzywej stężenia CO

2

. Ten efekt można zaobserwować

przy wzroście temperatury – stężenie CO

2

wzrasta, ale z pewnym opóźnieniem za

Rys.4.4. Nałożone wykresy temperatury oraz stężenia CO

2

w atmosferze.

wzrostem temperatury. Ta prawidłowość dotyczy całego wykresu i wnioski te trudno

uznać za przypadkowe. Oznacza to, że wzrost temperatury z pewnym opóźnieniem

intensyfikuje uwolnienie CO

2

z oceanów.

Uwzględniając fakt, że oceany są obiektem o bardzo dużej pojemności cieplnej i średniej

rezystancji termicznej, termiczna stała czasowa oceanów jest bardzo duża - nagrzewanie odbywa

się bardzo wolno. Intensywność uwalniania CO

2

zależy 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 dużej termicznej stałej czasowej obiektu jakim jest ocean.

Na marginesie należy zauważyć, że wybór miejsca pomiaru – wyspy na Pacyfiku był jednym

z najlepszych. Zmierzono CO

2

uwalniane z oceanu, który otacza Hawaje i którego temperatura

zależy głównie od intensywności promieniowania słonecznego.

Szkoda, że autorzy, mając do dyspozycji znacznie więcej punktów pomiarowych nie

wyznaczyli funkcji interkorelacji – można by wówczas obliczyć czas, po którym wzrastało

stężenie CO

2

przy zmianach temperatury. W pomiarach korelacyjnych czas ten jest nazywany

czasem opóźnienia transportowego.

background image

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 można

mnożyć – 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, że 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 już 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 śnieżnej na Półkuli Północnej była większa o 64% od średniej

z lat 1967 – 2008, i była największa od 42 lat.

Jednocześnie duńskie służby meteorologiczne podały, że 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 niższa od średniej temperatury stycznia 2007 roku

o 0,75° C. Porównanie tej temperatury ze wzrostem temperatury w całym XX wieku, który wg

background image

41

IPCC wyniósł 0,76°C, i który jest wiązany z efektem cieplarnianym może 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, również dane dotyczące dnia bieżącego dawałyby wyniki bardzo rozbieżne.

W opinii krytyków raporty, szczególnie IV Raport IPCC, zostały skompromitowane, ale mimo to

nadal stanowi swoistą „biblię” dla urzędników ONZ i dużej części polityków UE.

„Newsweek” z 26.07.2009 roku, jako komentarz do artykułu omawiającego Pakiet

klimatyczno-energetyczny pt. „Kosztowne złudzenie” cytuje wypowiedzi różnych 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 duży 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 – „zrównoważony rozwój”, obecnie specjalnej

doradcy ONZ ds. zmian klimatycznych:

„Kwestionowanie istnienia naukowego konsensusu w sprawie globalnego

ocieplenia jest niemoralne”.

Konsensus w nauce nie istnieje. Nie można mówić, że fizycy umówili się, że prawo

grawitacji obowiązuje w 90 procentach. Jeżeli ktoś mówi o naukowym konsensusie (i to w

dodatku polityk) oznacza to, że 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:

background image

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 wyważony wypowiedzieli się polscy naukowcy. Komitet Nauk Geologicznych

Polskiej Akademii Nauk przyjął 12 lutego 2009 roku „ Stanowisko w sprawie zagrożenia

globalnym ociepleniem”. W stanowisku zwrócono uwagę na 10 fundamentalnych aspektów tego

problemu, wskazując na skomplikowaną współzależność procesów zachodzących w litosferze,

hydrosferze, atmosferze i biosferze, wskazując na zmienność klimatu, jako na podstawową cechę

klimatu Ziemi. Stwierdzono, że od 12 tysięcy lat Ziemia znajduje się w kolejnej fazie

cyklicznego ocieplenia i jest w pobliżu jego maksymalnego natężenia. Okresy wzrostu gazów

cieplarnianych w atmosferze, niekiedy do wartości kilkakrotnie większej w porównaniu ze

stanem obecnym towarzyszyły zawsze dawniejszym ociepleniom, również przed pojawieniem

się człowieka na Ziemi. Naukowcy wskazują na aktywność wulkaniczną szczególnie wzdłuż

granic płyt litosfery pod wodą oceanów, jako na ogromne źródło CO

2

, dostarczanej różną 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 uważają „za konieczne podjęcie

różnodyscyplinarnych badań opartych na wszechstronnym monitoringu i modelowaniu wpływu

na klimat innych czynników niż tylko stężenie CO

2

”.

background image

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 ważne 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 branżach: 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 niż 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

background image

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

sprzedaży umowy mogły być zawierane wyłącznie między operatorami instalacji (prowadzącymi

instalacje). Wyjątek stanowiła sprzedaż uprawnień w ramach wspólnotowego systemu handlu –

wtedy stroną umowy mogła być osoba fizyczna. Dużym 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 upoważnionych 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, żółty – limity z Protokołu z Kioto (źródło – L.H.Gabryś).

Przekroczenie limitów emisji wiązało się z karami pieniężnymi 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

background image

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 -

nadwyżka wynosiła 34 mln Mg CO

2

i operatorzy instalacji nie mieli problemów

z przekroczeniami. Przyznanie przez Komisję nie tylko Polsce, ale i innym państwom dużych

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 że dane mające wpływ na wartość emisji są niewiarygodne

( m.in. przewidywany wzrost PKB), obniżyła limit do 208,5 mln Mg CO

2

. Polska zaskarżyła

decyzję Komisji do sądu unijnego w Luksemburgu uzasadniając zaskarżenie wpływem zbyt

małych limitów na wzrost cen energii elektrycznej dla mieszkańców, ponieważ wytwórcy

energii musieli by dokupywać pozwolenia na emisje CO

2

. Sąd w Luksemburgu uznał, że

państwa członkowskie UE mają szerokie kompetencje w ustalaniu planów rozdziału emisji i

jednocześnie zakwestionował sposób uzasadnienia obniżki uprawnień do emisji przez Komisję,

w którym ograniczono się do przedstawienia własnych danych, ignorując dane przestawione

przez Polskę. W związku z tym sąd unieważnił 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 branże,

przy czym nie obyło się bez protestów i poprawek. Następnie dokument z przyznanymi branżom

udziałami w limicie był ratyfikowany przez Komisję Europejską. Udział branż w limicie

uprawnień do emisji CO

2

przedstawiono w tabeli 5.1. Jeżeli dalsze postępowanie dotyczące

zwiększenia limitów dla Polski zakończy się sukcesem, wartości limitów uprawnień dla

poszczególnych branż 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

background image

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 również zapisy umożliwiające handel emisjami CO

2

z przyznanych

Polsce w Protokole z Kioto.

Grupa instalacji / branża

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 żelaza 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) wdrożeń

0,15

background image

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

najważniejsze 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 również 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, że konieczne są zmiany systemu, które wymuszą oczekiwaną w perspektywie

roku 2020 redukcję emisji CO

2

. Przyjęto, że 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 sprzedaży

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 podwyżką cen energii.

Rynek uprawnień do emisji CO

2

, na okres rozpoczynający się w roku 2013 powinien

działać już od 2011 roku, co pozwoli na dopracowanie systemu, tak aby w trzecim okresie

handlu uprawnieniami nie było żadnych trudności.

background image

48

W Dyrektywie wskazano, że kraje najmniej rozwinięte, mimo że 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 zależności od tego, która z tych

emisji będzie większa,

-10% rozdzielonych zostanie nowym członkom UE w ramach mechanizmu

solidarnościowego, przy czym uprawnienia te państwa sprzedają również na aukcjach,

-2% uprawnień otrzymają państwa, których emisje gazów cieplarnianych w 2005 roku

były co najmniej 20% niższe, 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 umożliwiające obliczanie

emisji w przypadku różnych 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 sprzedaży 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 zagrożenie „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

background image

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. Każdego roku pula nieodpłatnych uprawnień do emisji

będzie zmniejszała się o 10% wartości bazowej; w roku 2020 wszystkie uprawnienia będą

nabywane już 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 możliwym zakresie wartości rynkowej bezpłatnych

uprawnień przydzielonych”. (Art.10c).

Dyrektywa przewiduje również kary za nieuprawnione emisje, przy czym sankcje te od

dnia 1 stycznia 2013 roku są podwyższone 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 niż 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 dużej 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 dużą pulę uprawnień do emisji

CO

2

, które mogą stać się przedmiotem obrotu handlowego. Mimo tego, że w skali globalnej

background image

50

handel „emisjami Kioto” już się rozpoczął, w Polsce brakowało podstawy prawnej do sprzedaży

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 należy 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 zużytego 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,

różnych formach aktywności wpływających na emisję CO

2

oraz substancji

szkodliwych.

Wszystkie informacje są gromadzone i przetwarzane w Krajowej Izbie, znajdującej się

w Krajowym Ośrodku.

Każdy podmiot korzystający ze środowiska do końca lutego każdego roku, sporządza

raport dotyczący poprzedniego roku kalendarzowego, z którego informacje gromadzi się

w Krajowej Izbie. Jeżeli z informacji w kolejnych raportach wynika, że nastąpiła istotna zmiana

background image

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 bieżąco 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 również 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 sprzedaży 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 również procedurę przy realizacji projektów wspólnych wdrożeń 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 również projektów wspólnych wdrożeń 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 użytkowanych

background image

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 przecież

zwiększona asymilacja CO

2

w procesie fotosyntezy jest najbardziej właściwym i najbardziej

skutecznym sposobem zmniejszenia CO

2

w powietrzu.

background image

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, że 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 może wydać niewiążącą

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, że 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

background image

54

podwyższających 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, demontażu 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 złożu w czasie zatłaczania i po jego zakończeniu.

Na etapie zatłaczania CO

2

najczęściej utrzymywany jest w fazie nadkrytycznej (gęsta

faza gazowa). Przyjmując, że gradient ciśnienia hydrostatycznego jest w przybliżeniu 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, zależnie od

geofizycznych właściwości skały.

Najlepszymi miejscami do składowania CO

2

są sczerpane złoża ropy naftowej i gazu.

Wtłaczanie CO

2

do złoża stosowane jest obecnie w niektórych kopalniach, w celu zwiększenia

wydajności złoża. Wtłoczone do złoża CO

2

może występować w trzech postaciach – gazowej,

rozpuszczonej w wodzie oraz związanej chemicznie z minerałami. Miarą potencjalnych

background image

55

możliwości magazynowania CO

2

jest współczynnik określający stosunek masy gazu w złożu o

określonej objętości do masy gazu, która wypełniłaby całą objętość złoża. Wartość tego

współczynnika charakteryzującego pojemność warstwy zawiera się w granicach od 0,45 dla skał

porowatych o dużej przepuszczalności CO

2

, do mniej niż 0,20 dla skał o słabej

przepuszczalności. CO

2

można składować również 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, jeżeli nie

spowoduje to zagrożenia 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 budżetu gminy, a

w 40% będzie wpłacana na wydzielone konto Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska - z

tego wydzielonego konta będzie finansowana działalność KAPS CO

2

.

background image

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 już 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 możliwości składowania CO

2

sczerpane złoża gazu oraz ropy. Potencjalne możliwości

składowania CO

2

są bardzo duże – sięgają kilkunastu mld ton CO

2

, głównie na Niżu Polskim.

Jednak ich dokładna ocena, bez szczegółowych badań nie jest możliwa.

background image

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 można 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 można 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, że niektóre kraje nie

podają danych dotyczących emisji lub podają je z opóźnieniem, przy czym ich interpretacja

może budzić wątpliwości. Najprościej ilość emitowanego CO

2

można 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, że cały węgiel w procesach energetycznych ulega utlenianiu, to szacując wartości

opałowe można w przybliżeniu obliczyć masę CO

2

. Problemem jest dokładne obliczenie ilości

węgla w masie paliwa oraz wyznaczenie wartości opałowej paliwa, która może 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 natężenia

przepływu spalin umożliwia 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 rozróżniają emisji całkowitej od emisji przypisanej elektroenergetyce.

background image

58






Rys.7.1. Szacunkowy udział poszczególnych branż w globalnej emisji CO

2

,

z uwzględnieniem rodzajów paliw.

Na rys.7.1 przedstawiono szacunkowy udział poszczególnych branż 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) zbliża 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 możliwość 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 można 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

background image

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, że 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, już 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

background image

60

energii elektrycznej”

13

. W tabeli 7.1 przedstawiono przybliżony budżet surowców i emisji

elektrowni o mocy 1200 MW, przyjmując, że jej sprawność

η

e

= 36%; jest to względnie duża

wartość sprawności dla tego typu elektrowni. Wartości podane w tabeli są przybliżonymi, 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. Budżet 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 zużywana w całym procesie technologicznym to 1,5 tys. m

3

na godzinę lub

36 tys. m

3

na dobę. Zużycie węgla można łatwo przeliczyć na liczbę pociągów, które codziennie

muszą dostarczyć węgiel. Na dobę ta elektrownia potrzebuje 14 400 Mg węgla (24·600 Mg).

Przyjmując, że 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, że 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.

background image

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 założeniu ciągłej pracy przy maksymalnej mocy.

Zmniejszenie emisji CO

2

w blokach kondensacyjnych można uzyskać poprzez

wymuszenienie w kotle spalania fluidalnego i podwyższanie 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 różnicą, że para z wyjścia turbiny jest doprowadzona do regeneratora R w kotle K

i po wyjściu z kotła jej temperatura wynosi T

z

. Sprawność bloku zależy 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, że 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

background image

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.

Należy zaznaczyć, że wyższa sprawność przekłada się na mniejsze zużycie 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, że ciśnienie pary przekroczy 35 MPa,

a jej temperatura będzie wyższa niż 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 już 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 – sprężarka, 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

background image

63

Powietrze jest sprężane w sprężarce S o stopniu sprężania 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 sprzężone 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

background image

64

absorbenty, nadające się do separacji CO

2

o małym stężeniu w gazach spalinowych; w kotłach

ze spalaniem pyłowym stężenie CO

2

w spalinach jest rzędu kilku , kilkunastu procent.

Najczęściej stosowane są dwa absorbenty aminowe: monoetanoloaminy (MEA) oraz

metyldiaetanolaminy (MDEA) - ten ostatni umożliwia selektywną absorpcję H

2

S w obecności

CO

2

. MEA tworzy silnie korozyjne środowisko i dlatego jest stosowany w roztworze wodnym -

jej stężenie nie jest większe niż 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 ważnym jest usunięcie SO

2

- w procesie absorpcji jego stężenie nie powinno

przekraczać 10ppm, a w spalinach z kotła jest rzędu 200 ppm. Podstawową reakcję zachodzącą

w kolumnie absorbera można 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: Obniżenie emisji CO

2

z sektora energetycznego – możliwe ścieżki

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

background image

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 należy uwzględnić energię

potrzebną do sprężenia CO

2

na wyjściu desorbera. Instalacje usuwania CO

2

, pracujące

w różnych blokach – z reguły o małej mocy powodują zmniejszenie sprawności bloku o 8-13

punktów procentowych. Oznacza to, że sprawność bloku bez instalacji równa około 36 procent,

maleje do 28-23 procent. W konsekwencji, chcąc wyprodukować tę samą ilość energii

elektrycznej należy do trzech istniejących bloków, które wyposażono w układ wychwytania CO

2

dobudować czwarty blok i tym samym zwiększyć zużycie 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

background image

66

Do kotła doprowadzony jest z tlenowni czysty tlen i jednocześnie pył węglowy. Ilość

wytwarzanych gazów przy spalaniu tlenowym paliwa jest w przybliżeniu trzykrotnie mniejsza

niż w technologii spalania powietrzem. Aby w przypadku spalania tlenowego ograniczyć

znacznie wyższą 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 sprężanie CO

2

zużywają 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%

Sprężanie CO

2

-

3,5%

Sprawność

42,7%

34%

background image

67

- separację tlenu i azotu w tlenowni,

- zagazowanie paliwa,

- oczyszczanie gazu syntezowego (procesowego),

- spalanie gazu syntezowego w turbinie gazowej.

Zagazowaniu można 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 różnych 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 niż

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

background image

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

założenia 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 niż 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, że nowo budowane bloki energetyczne z sekwestracją CO

2

będą

blokami z technologią IGCC.

Rozwój technologii IGCC będzie wypadkową zwiększonych kosztów inwestycji oraz

możliwości zwiększenia sprawności bloków, również 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 każdym bloku znajdują

się turbiny gazowe o mocy 464MW każda, 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, że 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 możliwości i koszty ograniczenia emisji CO

2

z elektrowni węglowych.

Ogrzewnictwo. pl. – portal internetowy.

background image

69

elektrycznej o ok. 40 procent. Wzrost cen energii elektrycznej jest mniejszy niż 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. Należy 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 już wspomniano do turbiny gazowej należy doprowadzić gaz oczyszczony, przy

czym zawartość zanieczyszczeń musi być znacznie mniejsza niż 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 dużą zawartość CO

2

w spalinach (ponad

95 procent), w przypadku gdy sekwestracja CO

2

stanie się obligatoryjna, umożliwi 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 inżynier

W. Murdoch odkrył, że 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 użyteczności 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.

background image

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 może 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 złożem 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 złożem fluidalnym: węgiel o wymiarach poniżej 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 powyżej

1500˚C, co powoduje konieczność chłodzenia reaktora.

background image

71

Otrzymany w wyniku reakcji chemicznych gaz przed doprowadzeniem go do komory

spalania wymaga usunięcia różnych substancji szkodliwych dla pracy turbiny gazowej. Gaz

doprowadzony do turbiny może mieć zawartość pyłów znacznie mniejszą niż wymogi ochrony

ś

rodowiska, mniej niż 5 ppm, przy czym maksymalna średnica ziarna powinna być mniejsza niż

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 należy

usunąć również 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 można uzyskać czystą płynną siarkę, stanowiącą

przedmiot sprzedaży.

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 wyższą

temperaturę spalania niż 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 obniża 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

krąży 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

background image

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 sprężaniu i już 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 również 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 może 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 może 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

background image

73

7.6. Membrany separujące CO

2

Membrana stanowi przegrodę rozdzielającą dwa gazy i jednocześnie umożliwiającą

przenikanie wyróżnionego gazu. Ten wyróżniony 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 zależy od jej struktury, różnicy ciśnień pomiędzy membranami, stężenia, temperatur,

potencjałów elektrycznych i innych czynników

18

. Układ separacji gazów można przedstawić

w postaci schematu na rys 7.8.

Rys.7.8. Schemat membranowej separacji gazów: S - sprężarka

Dla wychwytu dwutlenku węgla, rozdziału CO oraz H

2

stosuje się membrany polimerowe lub

ceramiczne. Pojedyncza membrana nie pozwala na osiągnięcie wystarczającego stężenia, dlatego

buduje się kaskady membran, połączonych w różne układy, m.in. takie w których retentat wraca

do ponownej permeacji na początek układu kaskadowego. Pewnym problemem jest wykonanie

powierzchni membran dla dużych przepływów gazu. Zużycie energii głównie do napędu

sprężarek w zależności 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

background image

74

negacji wpływu CO

2

na globalne ocieplenie

19

. „Zieloni” nadal uważają, że 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, że na znaczną skalę przemysłową ta technologia może być

wprowadzona około 2030 roku; również IPCC przewiduje, że w 2050 roku (40-70)%

bloków energetycznych nie będzie przystosowana do wychwytywania CO

2

.



Sekwestracja CO

2

wymaga bardzo dużo energii – zdaniem „Zielonych” sprawność

elektrowni spadnie o ok. 20 procent, co spowoduje konieczność budowy jednej

dodatkowej elektrowni przy założeniu, że produkcja energii nie może być mniejsza po

wprowadzeniu CCS, i będzie to skutkowało dodatkowym zużyciem kopalin. Elektrownie

wyposażone w CCS będą zużywały 90% słodkiej wody więcej.



Podziemne składowanie miliardów ton CO

2

może być technicznie niewykonalne –

transport CO

2

, z – jak się ocenia, 6000 instalacji do roku 2050 na odległość powyżej 100

km jest nieopłacalny; nie ma również żadnych gwarancji bezpieczeństwa składowania.

Jako ilustracje zagrożenia w „Raporcie…” przypomniano zdarzenie, które miało miejsce

w Kamerunie w 1986 roku, kiedy duży „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 może 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 żadnych

uregulowań prawnych dotyczących odpowiedzialności za zagrożenia występujące

w dużej skali, po upływie dłuższego 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.

background image

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 już wcześniej, w projekcie Pakietu

przedstawionego przez Komisję w styczniu 2008 roku. Przyjmowano, że 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 już uprzednio dokonały dużych

ograniczeń w emisji CO

2

. Do tej grupy państw należy 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

. Należy pamiętać, że 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, że część uprawnień do emisji w latach 2013 – 2020 będzie

przyznana bezpłatnie, to dodatkowy przydział uprawnień w tym okresie można uśrednić

przyjmując wartość średnią w okresie roku równą 4,5 mln Mg CO

2.

W szacunkach dokonanych

przez Komisję przyjęto cenę jednego upoważnienia 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 przybliżeniu 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.

background image

76

Pozornie jest to duża kwota, ale w zestawieniu z kosztami gospodarczymi i społecznymi

wdrożenia Pakietu oraz potrzebami inwestycyjnymi okazuje się niewielką. Na marginesie należy

zauważyć, że po powrocie z podpisania Pakietu delegacja rządowa ogłosiła, że 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, że 10% redystrybucji uprawnień było już 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 niż w roku 2004.

Zdaniem Komisji Polska może uzyskać dodatkowe dochody ze sprzedaży uprawnień do emisji

CO

2

w ramach rynku europejskiego. Uwzględniając fakt, że zużycie per capita energii

elektrycznej w Polsce jest dwa razy mniejsze niż wynosi średnia w UE, należy 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, że 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 doposażenie 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.

background image

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, że emisje elektrowni zawodowych w roku 2013 będą

w przybliżeniu 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, że

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, możliwa jest sytuacja, w której z braku inwestycji nie

zostaną wykorzystane limity nieodpłatnych uprawnień do emisji CO

2

. Należy dodać, że 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 niż 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 należy zauważyć, że Komisja nie przedstawiła żadnej konkretnej

propozycji rozwiązania systemu aukcjoningu po roku 2020. Pomysły, aby ze środków

uzyskanych ze sprzedaży uprawnień do emisji – już na poziomie europejskiego aukcjoningu

finansować inwestycje proekologiczne w krajach trzecich spotkały się ze sprzeciwem,

szczególnie państw - nowych członków UE. Nie ma również żadnej gwarancji że środki

wydatkowane przez firmy działające w Polsce na aukcyjny zakup uprawnień wrócą do budżetu

Polski. Jeżeli środki te nie znajdą się w budżecie 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 już wspomniano koszty inwestycji w obecnych

warunkach

gospodarczych

zostaną

zawsze

przeniesione

na

odbiorcę

końcowego.

background image

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 można również 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. Jeżeli 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, należy doliczyć kwotę rzędu (120…210) zł. Z tego

wynika, że cena energii może wzrosnąć przeszło dwukrotnie.

Wprowadzenie „darmowych” uprawnień do emisji CO

2

nie zmieni sytuacji, gdyż zgodnie

z zapisem noty 17215² otrzymanie tych uprawnień jest warunkowane wartością inwestycji, które

w ostatecznym rozrachunku znajdą pokrycie jedynie w kieszeni odbiorcy końcowego – czasem

rozłożone na lata spłat kredytów, ale wtedy będą zwiększone o odsetki. Wprowadzenie

zeroemisyjnych technologii również będzie skutkowało wzrostem ceny energii elektrycznej

o koszty sekwestracji CO

2

oraz ewentualnego zgazowania. Z różnych analiz wynikało, że

w 2013 roku cena energii elektrycznej może wzrosnąć (2-3)krotnie. Wzrost ceny energii

elektrycznej wpłynie znacząco na koszty produkcji we wszystkich energochłonnych branżach,

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, że 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 sprzedaży uprawnień stanowiłyby parapodatek

unijny, o znaczących kwotach, na przeznaczenie którego państwa te miałyby bardzo ograniczony

wpływ. Z analiz wynika, że kwota ta w Polsce może wynosić nawet 34 mld zł rocznie.

Wydatkowanie tak dużych 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

background image

79

naturalnymi cyklami aktywności słonecznej, należy 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 może być informacja podana przez brytyjskich naukowców

22

, że

„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.


background image

80

9. Rozwój wysokosprawnej kogeneracji

9.1. Uwarunkowania prawne

Rozwój kogeneracji, czyli wytwarzania w tym samym procesie technologicznym energii

elektrycznej oraz ciepła użytkowego (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. Jeżeli odbiorca zużywa 30 jednostek energii elektrycznej (wyrażonych 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

zużycia 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 zużytego przy produkcji rozdzielonej – 30%.

Wytwarzanie energii elektrycznej oraz ciepła w jednym cyklu technologicznym

wpisuje się w podstawowy priorytet Unii Europejskiej – zrównoważony rozwój. Definicja

23

Komisja Wspólnot Europejskich; Komunikat Komisji do Rady Europejskiej i Parlamentu Europejskiego –

Europejska Polityka Energetyczna. Bruksela 10.01.2007.

background image

81

Rys. 9.1. Ilustracja oszczędności paliwa w przypadku wytwarzania energii

elektrycznej w kogeneracji.

zrównoważonego 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”:

„Zrównoważony rozwój jest to rozwój, który spełnia potrzeby obecnego

pokolenia bez uniemożliwiania przyszłym pokoleniom spełnienia

ich własnych potrzeb”.

Kogeneracja umożliwia przy wytworzeniu jednoczesnym energii elektrycznej i ciepła

zaoszczędzenie dla przyszłych pokoleń 30% paliwa pierwotnego – jeżeli już musimy zużyć 70%

paliwa.

W sierpniu 2009 roku Ministerstwo Gospodarki przedstawiło już 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:

background image

82

„Stymulowanie rozwoju kogeneracji poprzez mechanizmy wsparcia, z uwzględnieniem

kogeneracji ze źródeł poniżej 1 MW oraz odpowiednią politykę gmin”.

W podpunkcie 3.1.2 dotyczącym wytwarzania energii elektrycznej określono jako jeden

z celów:

„Dążenie 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 użytkowego 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

użytkowe 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

background image

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 użytkowe 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 niższą sprawnością, przy czym podstawą obliczenia energii elektrycznej jest wytworzone

ciepło użytkowe, pomnożone przez współczynnik zależny 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 użytkowego, w jednostkach kogeneracyjnych o mocy elektrycznej

większej niż 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 należy zakwalifikować jako kogeneracyjny o wysokiej sprawności.

W tym celu należy obliczyć średnioroczną sprawność ogólną i porównać ją ze średniorocznymi

background image

84

sprawnościami granicznymi (w zależności 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 użytkowe – dostarczone do sieci ciepłowniczej lub do procesu

produkcyjnego [GJ],

Q

b

– energia chemiczna w paliwie (całkowita wartość opałowa) [GJ],

Q

bek

–energia chemiczna paliw zużytych 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 należy zainstalować przyrządy

pomiarowe, umożliwiające pomiar wszystkich wielkości występujących w równaniu

określającym sprawność oraz współczynnik PES. Ze względu na fakt, że wyniki obliczeń są

podstawą rozliczeń finansowych, przy czym kwoty przepływów finansowych są najczęściej

bardzo wysokie, pomiary te należy wykonywać z możliwie małą niepewnością.

Na

podstawie

zdefiniowanych

sprawności

wytwarzania

ciepła

użytkowego

w kogeneracji:

%

100

=

bq

uq

qc

Q

Q

η

gdzie:

Q

bq

– energia chemiczna paliw zużyta 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].

background image

85

Na podstawie zdefiniowanych sprawności wytwarzania ciepła użytkowego 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 zależą 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 również referencyjne sprawności oddzielnego wytwarzania

ciepła użytkowego. Dla jednostki opalanej węglem kamiennym, w przypadku bezpośredniego

wykorzystania gazów spalinowych sprawność jest równa 80% (niezależnie od roku oddania

instalacji do eksploatacji); dla jednostki opalanej gazem ziemnym – 82%.

Jak już 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, złożony 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 rozróżnia się dwa

rodzaje świadectw pochodzenia: z kogeneracji z jednostek zasilanych gazem lub o mocy

background image

86

elektrycznej mniejszej niż 1 MW, oraz z pozostałych rodzajów kogeneracji. Potocznie

ś

wiadectwa pochodzenia energii elektrycznej po zarejestrowaniu na TGE nazywa się

certyfikatami – koloru żółtego dla kogeneracji gazowej i jednostek mocy elektrycznej mniejszej

niż 1MW oraz czerwonego dla innych jednostek.

Spółki obrotu, sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym muszą spełnić

warunek sprzedaży 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 (żółte oraz czerwone certyfikaty) i przedstawić je

łącznie z rocznym sprawozdaniem Prezesowi URE, jako dowód wywiązania się z obowiązku

sprzedaży „energii” żółtej 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, pomnożonej przez brakującą liczbę świadectw

pochodzenia, która wpływa na wydzielone konto Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska,

z przeznaczeniem na dofinansowanie rozwoju kogeneracji. Środki ze sprzedaży 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

background image

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 należy 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 wdrożenia pakietu energetyczno –

klimatycznego dla Polski w okresie do roku 2030”, Załącznik 4: „Analiza możliwości

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 użytkowe,

przeprowadzono analizę możliwości zaspokojenia potrzeb oraz określono warunki rozwoju

kogeneracji. Uwzględniając, że metodyka analizy oraz modele rozwoju gospodarczego w obu

dokumentach są różne, wyniki nie pokrywają się, chociaż są zbliżone. 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 możliwości rozwoju kogeneracji należy zdefiniować dwa pojęcia:

background image

88

Potencjał techniczny kogeneracji jest częścią całkowitego ciepła użytkowego, które przy

aktualnej technologii może być wyprodukowane w kogeneracji. Teoretycznie produkcja

ciepła w kogeneracji może pokryć zapotrzebowanie na całkowite ciepło użytkowe

pokrywające cały potencjał techniczny kogeneracji, ale trudno już wliczyć do potencjału

technicznego ciepło aktualnie wytwarzane w piecach, w mieszkaniach, które szacuje się

w przybliżeniu na 25 procent całkowitego ciepła użytkowego.

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 różnicę wyników finansowych. Następnie przyjmując, że analiza dotyczy

kogeneracji wysokosprawnej, można 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.

Należy podkreślić, że te jednostkowe kwoty, obliczone dla typowych warunków

eksploatacyjnych, stanowią minimum opłacalności inwestycji.

2

.

9.5. Ciepło użytkowe

Podstawą do zaliczenia energii elektrycznej jako wyprodukowanej w kogeneracji jest

ciepło użytkowe wyprodukowane w kogeneracji przy określonym współczynniku skojarzenia,

dlatego analizę potencjału kogeneracji należy rozpocząć od analizy ciepła. Ciepła poza

szczególnymi sytuacjami, w dłuższym okresie czasu nie można magazynować i dlatego można

przyjąć, że podobnie jak w przypadku energii elektrycznej, produkcja i konsumpcja musi

odbywać się w czasie rzeczywistym – czyli aktualne zapotrzebowanie jest równoważone

produkcją. Jednak całkowite zapotrzebowanie na ciepło i jego zużycie jest trudne do określenia.

2

Analiza krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji

ICBEiOŚ – Pol. Warszawska, ITC- Politechnika Śląska, ARE-2007.

background image

89

O ile produkcję i zużycie ciepła sieciowego można obliczyć dokładnie, to ciepło lokalne

można jedynie oszacować. Wskaźniki wzrostu zapotrzebowania na ciepło są wrażliwe na

zjawiska kryzysowe w gospodarce i niepewność oszacowania produkcji i zużycia 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 zużycie 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 również wynikają duże potrzeby w zakresie ciepła sieciowego –

tabela 9.3. Ze względu na stosowanie przez analityków różnych modeli oraz różnych

prognostycznych programów komputerowych, wyniki analiz nie pokrywają się, chociaż są

zbliżone. Dodatkowym utrudnieniem przy porównywaniu analiz są różnice interpretacyjne

wielkości definicyjnych – np. dotyczące ciepła użytkowego, uwzględniającego lub nie

uwzględniającego ciepła potrzeb własnych elektrociepłowni.

Z danych w tabeli 2 wynika, że w latach 2005 – 2020 nastąpi duży 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 wdrożenia pakietu energetyczno – klimatycznego dla Polski w okresie do

roku 2030. Załącznik 4: Analizy możliwości wykorzystania potencjału kogeneracji w ramach Pakietu: Badania
Systemowe „EnergSys” Sp.zo.o , październik 2007.

background image

90

Tabela 9.3. Produkcja ciepła sieciowego w PJ podziale na producentów.

Niepokojący jest fakt, że 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 niż

30 lat, w tym 38 – więcej niż 50 lat. Są to instalacje wyeksploatowane o niskiej sprawności, nie

spełniające wymogów ekologicznych, które trzeba możliwie 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

background image

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 przybliżeniu dwukrotny wzrost produkcji energii

elektrycznej ze wszystkich źródeł. Z tabeli 9.4 wynika, że wzrost produkcji energii elektrycznej

kogeneracji będzie również w przybliżeniu 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, należy zauważyć, że 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 może on wymusić działania

inwestycyjne w zakresie budowy instalacji kogeneracyjnych. Należy również uwzględnić

związany z nimi wzrost cen u odbiorcy końcowego, który bez wprowadzenia mechanizmów

osłonowych i wspomagających inwestycje może być bardzo odczuwalny. Jest to problem ważny

uwzględniając fakt, że dużo średniej wielkości miast posiada tylko ciepłownie, które należałoby

zastąpić elektrociepłowniami.

background image

92

Produkcja chłodu z kogeneracji jest aktualnie rozwinięta w minimalnym zakresie,

głównie w zastosowaniach przemysłowych. Z programów wynika, że 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, również dla c.w.u. oraz c.o. Temperatura dostarczonej ciepłej wody musi być

trochę wyższa (o ok. 15-20˚C), w porównaniu z aktualną temperaturą, co może mieć wpływ na

straty ciepła w sieci.

Rozwój kogeneracji musi być wspomagany nie tylko mechanizmami wprowadzanymi

centralnie, ale również prawem lokalnym, szczególnie na poziomie gmin i miast. Kogeneracja

musi znaleźć swoje miejsce w „założeniach do planów zapotrzebowania w ciepło, energię

elektryczną i paliwa ciekłe”. Problem polega na tym, że w urzędach gmin, miast nie ma

kompetentnych pracowników, którzy poprowadziliby gospodarkę energetyczną gminy, miasta,

zapewniającą rozwój energetyki we wszystkich obszarach.



























background image

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 zużycia 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.

Należy zauważyć, że 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

. Jeżeli uwzględni się działania ukierunkowane bezpośrednio na redukcję emisji CO

2,

to sumaryczna emisja może 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 zużycie energii nakładać

się będzie wzrost zużycia energii wynikający z rozwoju gospodarczego i społecznego. Proces ten

będzie przebiegał w różnych państwach inaczej, zależnie m.in. od poziomu konsumpcji energii,

poziomu technologicznego oraz świadomości społecznej.

W przypadku UE działania prooszczędnościowe w znacznym stopniu skompensują

wzrost zużycia energii – szacuje się, że nawet w 50-ciu procentach. Inna sytuacja występuje

w Polsce, w której zużycie energii elektrycznej na mieszkańca w przybliżeniu jest równa

połowie zużycia energii na mieszkańca UE. Poziom zużycia energii elektrycznej na mieszkańca

danego kraju jest jednym ze wskaźników rozwoju cywilizacyjnego kraju. Dlatego w Polsce

należy się spodziewać znacznie szybszego wzrostu zużycia energii niż 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 zużywając

background image

94

mniej”

26

. „Zielone Księgi” dotyczące różnej 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 zużywając mniej” Bruksela 22 czerwca

2005 r. COM (2005) 265

background image

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,

- możliwości 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, że główną barierę dla podwyższenia

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 obniżki 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 wciąż wymagają wsparcia państwa i koniecznym jest

rozszerzenie tej formy działalności na inne państwa. Ważnym elementem kształtowania

ś

wiadomości konsumenckiej jest znajomość bieżącej ceny energii elektrycznej. Dlatego

kluczowym problemem jest wprowadzenie w całej UE systemu pomiarów w czasie

rzeczywistym, umożliwiających konsumentowi śledzenie aktualnej ceny energii i minimalizację

zużycia w okresach wysokich cen. Prowadzenie tych nowych technologii oraz wymuszenie

energooszczędności wymaga ogromnej kampanii edukacyjno – szkoleniowej. Przewiduje się, że

będzie ona adresowana do trzech grup:

- mieszkańców, na temat sposobów zmniejszenia zużycia 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

background image

96

ź

ródeł produkcji paliw i energii, czystych ekologicznie technologii spalania węgla,

inteligentnych sieci energetycznych oraz efektywności energetycznej. Propozycje Komisji

dotyczą również stymulowania zakupów pojazdów przez podmioty publiczne – uwzględniając,

ż

e tylko w 15 starych krajach UE podmioty te kupują ok. 100 tys. samochodów osobowych, 100

tys. dostawczych, 45 tys. ciężarówek i autobusów, wprowadzenie w specyfikacji przetargowej

dodatkowych wymogów dotyczących energooszczędności, skutkowały rozwojem produkcji

pojazdów energooszczędnych. Przykładów w „Zielonej Księdze” jest więcej. Dużo uwagi

poświęca się sposobom wdrożenia dyrektywy dotyczącej charakterystyki energetycznej

budynków (2002/9/WE). Szacuje się, że 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 powyżej 1000 m

2

.

Z

kolei

„Zielona

Księga”

omawia

propozycje

i

możliwości

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,

- wdrożenia technologii wysokosprawnych w blokach o parametrach nadkrytycznych

zasilanych węglem,

- wprowadzenia białych certyfikatów jako instrumentu rynkowego działającego

proefektywnościowo.

Działania prooszczędnościowe mają objąć również transport lotniczy oraz kołowy.

Proponuje się zmianę polityki ustalania cen za korzystanie z dróg przez ciężkie pojazdy

towarowe w ramach Transeuropejskiej Sieci Transportowej. Przewiduje się, że 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 życia. Efektywność energetyczna zależy w głównej mierze

od technologii - dlatego działania prooszczędnościowe wymuszają rozwój technologii, a więc

background image

97

przenoszą się na rozwój otoczenia technicznego człowieka i pośrednio kształtują jego

ś

wiadomość.

„Zielona Księga” zainicjowała debatę na temat możliwości ograniczenia zużycia

energii przez UE o 20% w porównaniu z prognozami na 2020 roku w ekonomicznie uzasadniony

sposób. Skonkretyzowanie tych możliwości 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

wiąże 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 już 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.

Każde 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. Każdy kolejny plan musi zawierać również 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, że sektor ten będzie odgrywał w tym zakresie wzorcową rolę.

background image

98

Jednocześnie wszystkie działania w tym sektorze powinny być propagowane i promowane przez

różne środki informacyjne, również 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, pożyczek, gwarancji bankowych i innych instrumentów finansowych

dla ESCO, niezależnych 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 ważną 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, służących 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 uważa 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 każde państwo

UE powinno stworzyć warunki, aby odbiorcy końcowi energii elektrycznej, ciepła, gazu mieli

możliwość nabycia po konkurencyjnych cenach indywidualnych liczników, które będą mierzyć

zużycie energii przez odbiorcę końcowego i jednocześnie informować go o czasie korzystania

z energii. Dystrybutorzy energii lub spółki prowadzące sprzedaż odbiorcom końcowym muszą

udostępnić informację o:

- aktualnych cenach i bieżącym zużyciu energii,

-„historii” poboru energii, co umożliwi porównanie np. okresowych krajowych

obciążeń w skali rok/rok,

-instytucjach i organizacjach w których można uzyskać informację o środkach poprawy

efektywności energetycznych.

background image

99

Ogólne zasady pomiarów i weryfikacji oszczędności energii zawarto w Załączniku IV

Dyrektywy 2006/32/WE. Załącznik zawiera również informacje dotyczące trybu postępowania

w przypadkach gdy dokładnych pomiarów, z różnych względów nie można wykonać i ocenę

energooszczędności należy przeprowadzić szacunkowo. W załącznikach umieszczono również

wykazy rynków, obszarów użytkowania energii oraz obiektów i technologii, w których możliwa

jest realizacja procedur energooszczędnościowych.

background image

100

11. Zamiast podsumowania.



Polityka energetyczna Unii Europejskiej została opracowana i przyjęta przy założeniu, że

za zmiany klimatu odpowiada antropogeniczny CO

2

i przeciwdziałanie tym zmianom jest

jednym z głównych celów UE. Zmniejszeniu emisji CO

2

ma służyć 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 złóż na obecnym poziomie,

w przewidywalnym okresie czasu będą się kończyły. Działania które prowadzą do

oszczędzania paliw pierwotnych, aby możliwie w jak największej części pozostały dla

przyszłych pokoleń, są zbieżne z głównym priorytetem UE – zasadą zrównoważonego

rozwoju. Dlatego należy rozwijać wytwarzanie odnawialnej energii elektrycznej w

ź

ródłach różnych rodzajów, oszczędzać energię poprzez zwiększenie efektywności

energetycznej nie tylko odbiorników ale i sieci przemysłowej, oraz wprowadzać

wysokosprawne technologie, w których za mniej paliwa można 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 umożliwił 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

zaangażowano 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.

background image

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, że ok. 95% energii elektrycznej

w Polsce wytwarzanej jest z węgla kamiennego i brunatnego, poniesie ona najwyższe

koszty wdrożenia 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, że w

roku 2030 Polska będzie składowała od 70 do 90 mln Mg CO

2

– jest to w przybliżeniu

połowa emisji CO

2

sektora energetycznego. Przeznaczenie tak dużych 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 każdego racjonalnie myślącego człowieka. Nie można „gazu

ż

ycia” zakopywać pod ziemię!. Przecież CO

2

wraz z H

2

O w obecności promieniowania

słonecznego w roślinach tworzy tlen i glukozę, która przekształca się w cukry złożone

(celulozę itd.). Codziennie wycina się 8000 ha lasów tropikalnych, zmniejszając globalną

zdolność asymilacji CO

2

. Obliczono, że 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 można obliczyć, że w ciągu roku drzewa te

pochłoną ok. 5 Mg CO

2

. Wszystkie otaczające nas przedmioty z drewna to „zamrożone”

CO

2

. Może, 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. Można przewidzieć, że

próba położenia rurociągu w pobliżu miasteczka lub wioski wywołała gwałtowne

protesty ludności. Rozszczelnienie lub pękniecie rurociągu i wypływ gazu pod dużym

ciśnieniem może 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. Należy zwrócić uwagę, że otrzymanie „darmowych” uprawnień do emisji

27

Chachulski Zb.: Chirurgia drzew. Wydawnictwo LEGRAF 2000.

background image

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

. Jeżeli

jednak uwzględni się, że 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 już 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 wyższa sprawność skutkuje mniejszym

zużyciem paliwa. Technologie te, szczególnie stosowane w układach z turbinami

gazowymi wymagają dokładnego oczyszczania gazów, co jest ważne ze względu na

wymogi ochrony środowiska.



Sposobem na oszczędność paliwa pierwotnego jest rozpowszechnienie wysokosprawnej

kogeneracji. Jest to kierunek, który należy rozwijać nie tylko w zakresie zastępowania

ciepłowni elektrociepłowniami, ale również w zakresie rozwoju mikrokogeneracji. Małe

zespoły turbina gazowa – generator, w pełni zautomatyzowane, powinny zasilać nie tylko

obiegi ciepłej wody (użytkowej 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 możliwości oszczędzania paliw pierwotnych oraz energii elektrycznej

i ciepła kryją się w zwiększeniu efektywności energetycznej. Jest to zakres działań które

należy realizować we wszystkich sferach życia – dotyczy nie tylko efektywności

energetycznej urządzeń które codziennie nas otaczają i z których korzystamy, ale również

oszczędności energii potrzebnej do wyprodukowania tych urządzeń. Działania w tym

zakresie maja głęboki sens i poza efektami oszczędnościowymi należy zauważyć, że

zmniejszenie zużycia o 20% energii elektrycznej odpowiada w przybliżeniu 20%

background image

103

zmniejszenia emisji CO

2

. Ale Dyrektywa 2006/32/WE nie została objęta Pakietem

klimatyczno – energetycznym; być może działało tu inne lobby.



Z nałożenia wykresów zmian temperatury oraz zmian CO

2

w atmosferze ( rys.4.4)

jednoznacznie wynika, że wpierw następowały zmiany temperatury powierzchni Ziemi, a

po pewnym czasie – w tym samym kierunku, zmieniało się stężenie CO

2

w atmosferze.

Należy zauważyć, że w żadnej 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. Najwyższą 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 można stwierdzić, że zasadnicze uzasadnienie Pakietu klimatyczno –

energetycznego, dotyczące przyczynowo – skutkowego działania antropogenicznego CO

2

na zmiany klimatu, okaże 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 też znajdzie

jakieś uzasadnienie dla podtrzymania handlu emisjami i sekwestracji CO

2

? Znając

bezwładność biurokracji, zwłaszcza unijnej odstąpienie od przyjętych i wdrożonych

dyrektyw może być bardzo trudne i trwać wiele lat. A w tym czasie my wszyscy

będziemy płacili rachunek za dogmat globalnego ocieplenia w wersji Raportu IPCC.


Wyszukiwarka

Podobne podstrony:
Efekt Cieplarniany
Nadciąga wielkie ochłodzenie, EFEKT CIEPLARNIANY - GLOBALNE OCIEPLENIE
Nadciąga wielkie ochłodzenie, EFEKT CIEPLARNIANY - GLOBALNE OCIEPLENIE
CO2 i efekt cieplarniany(1)
efekt cieplarniany, Materiały, Geologia, Geologia Historyczna
Wielkie kłamstwo, EFEKT CIEPLARNIANY - GLOBALNE OCIEPLENIE
7 Efekt cieplarniany
Globalne ocieplenie - naukowy fakt czy komercyjny mit, EFEKT CIEPLARNIANY - GLOBALNE OCIEPLENIE
efekt cieplarniany, lo 1 lebork, fizyka
EFEKT CIEPLARNIANY StN
Jak powstaje efekt cieplarniany
4. ZANIK WARSTWY OZONOWEJ I EFEKT CIEPLARNIANY2, Studia, Polibuda Politechnika Warszawska, chemia śr
Rozmowa z klimatologiem, EFEKT CIEPLARNIANY - GLOBALNE OCIEPLENIE
Efekt cieplarniany
Kłamstwo wymierzone w naszą cywilizację, EFEKT CIEPLARNIANY - GLOBALNE OCIEPLENIE
efekt cieplarniany
omówienie prezentacji prof. Jaworowskiego Klimatem rządzi słońce, EFEKT CIEPLARNIANY - GLOBALNE OCIE
Polityka, EFEKT CIEPLARNIANY - GLOBALNE OCIEPLENIE, Kontrowersyjna polityka UE
Efekt Cieplarniany

więcej podobnych podstron