Szkodliwość energetyki węglowej dla środowiska i jej skutki ekonomiczne

Wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego wiąże się z najbardziej szkodliwym, w porównaniu z innymi źródłami energii, wpływem na zdrowie ludności i środowisko przyrodnicze. Przy czym, bardziej szkodliwy jest wpływ energetyki opartej na węglu brunatnym (Rys. 3.27).

Rys. 3.27. Widok na kopalnię węgla brunatnego i elektrownię.

W procesie spalania węgla emitowane są do środowiska, w postaci gazów (CO₂ i CO, SO₂, NO_x), pyłów i popiołów, liczne szkodliwe pierwiastki (znaczna cześć tablicy Mendelejewa) i związki chemiczne, z których niektóre są truciznami (jak arsen, kadm, chrom, rtęć, ołów) lub mają działanie rakotwórcze (jak zwłaszcza „cząstki respirabilne” PM2.5 zawarte w pyłach).

Polska elektroenergetyka emituje rocznie:

– ok. 720 tys. t SO₂ i 250 tys. t NO_x; – ok. 150 mln t CO₂ i 30 tys. t CO;

– ok. 10 t rtęci;

– Zanieczyszczenia w postaci żużla, popiołów i pyłów (ok. 40 tys. t).

Dwutlenek siarki i tlenki azotu powodują choroby dróg oddechowych, oraz kwaśne deszcze przyczyniające się do degradacji gleby i zwiększenia korozji. Dwutlenek węgla jest oczywiście gazem cieplarnianym, zaś tlenek węgla – trującym.

Oprócz tego elektrownie węglowe (i - choć w mniejszym stopniu - także kopalnie) emitują do środowiska także znaczne ilości materiałów promieniotwórczych (różnych radionuklidów), o wiele więcej i znacznie bardziej szkodliwych dla zdrowia (są to bowiem izotopy ciężkich metali: uranu, toru, a zwłaszcza radu o dużej radiotoksyczności Ra²²⁶ i Ra²²⁸) niż emitowane przez elektrownie jądrowe (głównie radioaktywne gazy szlachetne).

Radionuklidy te – podobnie jak inne odpady emitowane przez energetykę węglową – są w sposób zupełnie niekontrolowany rozpraszane w środowisku (w popiołach i pyłach, oraz w wodach z odwodnień kopalń zrzucanych do rzek), powodując skażenia powietrza, gruntu i wód. ⁹⁸

Rys. 2.28. Porównanie ilości odpadów wytwarzanych rocznie przez elektrownię węglową i jądrową.

Elektrownia węglowa o mocy 1000 MWe zużywa rocznie ok. 3 mln t węgla (kamiennego), wytwarzając ok. 7 mln t odpadów różnego rodzaju, w większości gazowych (w tym: ok. 6 mln t CO₂, ok. 35 tys. t SO₂, 15 tys. t NO_x, ok. 2 tys. t CO), oraz co najmniej ok. 450 tys. t odpadów stałych (popiół).

Dla porównania: elektrownia jądrowa o tej samej mocy zużywa rocznie ok. 20 t uranu (w postaci UO₂), wytwarzając odpady promieniotwórcze o łącznej objętości ok. 180 m³, w tym:

ok. 3 m³ odpadów wysokoaktywnych - po przetworzeniu wypalonego paliwa (lub wypalone paliwo bez przetworzenia - ok. 13 m³), ok. 10-22 m³ odpadów średnioaktywnych, reszta to odpady niskoaktywne: 155-160 m³ (Rys. 3.28).

Dewastujący wpływ na środowisko ma także wydobycie obu rodzajów węgla:

– Kopalnie węgla brunatnego (odkrywkowe) dewastują środowisko na dużych obszarach, powodując obniżenie poziomu wód gruntowych;

– Kopalnie węgla kamiennego powodują „szkody górnicze” i zrzucają do rzek zasolone wody z odwodnień, zawierające znaczne ilości promieniotwórczego radu;

– Działalność górnicza powoduje lokalne zagrożenia sejsmiczne.

98 W raporcie UNSCEAR (Sources and Effects of Ionising Radiation. United Nations Scientific Committee on the Effects of Atomic Radiation. 2000) energetyka konwencjonalna, której podstawę stanowi spalanie surowców

Ok. 3 mln t węgla / rok Ok. 7 mln t odpadów / rok, w

większości gazowych: ok. 6 mln t CO2, 35 tys. t SO2, 15 tys. t NOx; oraz co najmniej 450 t popiołu

20 t uranu / rok

Ok. 180 m³ odpadów / rok, w tym ok. 3 m³ wysokoaktywnych, 10-20 m³ średnioaktywnych, reszta to odpady niskoaktywne

Świadomość szkód w zdrowiu ludzi i środowisku powodowanych przez energetykę węglową jest coraz większa, szczególnie w UE. Szkody powodowane wytwarzaniem energii z różnych źródeł można oszacować ilościowo (obliczając tzw. „koszty zewnętrzne” wytwarzania energii), gdzie w szczególności przypisuje się wartości liczbowe także cenie życia i zdrowia ludzkiego.

Przez ostatnich kilkanaście lat KE prowadziła intensywne prace nad oceną liczbową kosztów zewnętrznych energii, w ramach interdyscyplinarnego programu badawczego ExternE⁹⁹. Koszty zewnętrzne obejmują: koszty zdrowotne, koszty szkód w środowisku, koszty efektu cieplarnianego i koszty możliwych awarii (Rys. 3.29). Analizy wykazały, że zdecydowanie dominują koszty zdrowotne i koszty efektu cieplarnianego, które łącznie stanowią ok. 98%

Węgiel kamienny - obecnie Niemcy Węgiel kamienny - obecnie Polska Węgiel brunatny - obecnie Niemcy Węgiel brunatny - obecnie Polska Węgiel kamienny - PF Węgiel kamienny - IGCC Węgiel kamienny - PFBC Węgiel brunatny - AFBC Węgiel brunatny - IGCC Gaz ziemny - GTCC Biomasa - EC parowa Gaz syntezowy z biomasy - agregat z silnikiem Wiatr - na lądzie Wiatr - na morzu Woda Jądrowe

Koszt zewnętrzny [€¢/kWh]

Rys. 3.29. Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej w różnych technologiach [oprac. wł. na podst. ExternE-Pol].

Studium ExternE w latach 2002-4 zostało rozszerzone na 3 kraje kandydujące wówczas do Unii Europejskiej: Polskę, Czechy i Węgry (ExternE-Pol)¹⁰⁰¹⁰¹.

Koszty zewnętrzne wytwarzania energii w polskich elektrowniach węglowych oszacowano na od 6,30 €¢/kWh (węgiel kamienny) do 6,45 €¢/kWh (węgiel brunatny). To ok. 2-krotnie więcej niż „wewnętrzne” koszty wytwarzania energii elektrycznej w Polsce.

Koszty zewnętrzne energetyki węglowej są 20-100-krotnie (dane dla poszczególnych krajów znacznie się różnią) wyższe od kosztów zewnętrznych dla energetyki jądrowej, włączając cykl paliwowy (Rys. 3.30).

99 External Costs. Research results of socio-environmental damages due to electricity and transport. European Commission. (EUR 20198) Brussels, 2003.

100 Externalities of Energy: Extension of accounting framework and Policy applications. Final Technical Report ExternE-Pol, Version 2, August 2005. ExternE – Externalities of Energy. A Research Project of the European Commission.

101 Andrzej Strupczewski i Uroš Radović: Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej w Polsce. Biuletyn Miesięczny PSE SA – 1/2 2006.

Rys. 3.30. Koszty całkowite wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w różnych technologiach [oprac. wł. na podst. ExternE-Pol].

W UE, gdzie najwięcej do powiedzenia mają zamożne „stare kraje”, wartość i jakość życia ludzkiego jest wysoko ceniona, stąd szczególne uwrażliwienie Unii na kwestie stanu środowiska i jego ochrony. W ostatnim czasie dominującą kwestią stała się ochrona klimatu i związane z tym dążenie do znacznego ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, zwłaszcza CO₂. Zagadnienia te są i zapewne pozostaną jednym z priorytetów polityki unijnej. Należy więc liczyć się z dalszymi zaostrzeniami norm emisji zanieczyszczeń – co szczególnie uderzać będzie w energetykę węglową, skutkując ograniczeniem możliwości jej rozwoju i zmniejszając konkurencyjność w stosunku do innych nisko- lub bez-emisyjnych źródeł, zwłaszcza energetyki jądrowej. Tendencje te wyraźnie w kolejnych dyrektywach UE, wprowadzających coraz surowsze normy emisji zanieczyszczeń.

W Akcie Przystąpienia do UE Polska uzyskała następujące okresy przejściowe na stosowanie Dyrektywy z 23.10.2001r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania paliw (tzw. nowa dyrektywa LCP) – dla istniejących źródeł wytwórczych energii elektrycznej:

 8 letni (od 1.01.2008 r. do 31.12.2015 r.) na emisję SO₂ z elektrowni zawodowych i elektrociepłowni przemysłowych oraz elektrociepłowni i ciepłowni zawodowych;

 2 letni (od 1.01.2016 r. do 31.12.2017 r.) na emisję NO_x z elektrowni i elektrociepłowni zawodowych i przemysłowych.

Normy emisji zanieczyszczeń ustalone w Dyrektywie LCP, których znaczna część polskich elektrowni węglowych nie była w stanie spełnić, zostały jeszcze znacznie zaostrzone w uchwalonej przez Parlament Europejski 7.07.2010 r. nowej dyrektywie w sprawie emisji przemysłowych, zastępującej kilkanaście dyrektyw, w tym:

– Dyrektywę „IPPC” - Integrated Pollution Prevention and Control (96/61/WE) w sprawie zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli

– Dyrektywę „LCP” - Large Combustion Plants (2001/80/WE) w sprawie emisji zanieczyszczeń z dużych obiektów przemysłowych.

Nowe, surowsze normy emisji SO , NO i pyłów będą obowiązywać od 2016 r., jednakże Łączne koszty wytwarzania energii elektrycznej w Polsce

216

Energetyka węglowa obecna Węgiel kamienny - PF Węgiel kamienny - AFBC Węgiel kamienny - IGCC Węgiel brunatny - PF Węgiel brunatny - AFBC Gaz ziemny - GTCC Słoma - EC parowa Zrębki drewna - EC parowa Biogaz - agregat kogeneracyjny Wiatr na lądzie Woda - MEW Jądrowe - EPR Jądrowe - AP1000 EJ Flamanville 3 (12.2008)

koszt [zł/MWh]

koszty zęwnętrzne koszty węwnętrzne

Stare elektrownie zostaną zwolnione z przestrzegania zaostrzonych limitów - o ile zostaną wyłączone do końca 2023 r. a po 2016 r. przepracują nie więcej jak 17 500 godz.

Elektrownie nie spełniające wymagań i nie nadające się do modernizacji muszą być wyłączone z eksploatacji! Łącznie do 2030 r. ponad 14 000 MW (do 2020 r. - ok. 7000 MW wycofanych z eksploatacji i ponad 4200 MW poddanych „głębokiej modernizacji”). Stare bloki energetyczne muszą być zastąpione nowoczesnymi, o wysokiej sprawności, wyposażonymi w instalacje oczyszczania spalin spełniające wymagania dyrektyw UE.

Jednak jeszcze większym wyzwaniem dla polskiej energetyki węglowej są ograniczenia emisji dwutlenku węgla wprowadzone w ramach tzw. pakietu energetyczno-klimatycznego UE „3x20”.

Pakiet energetyczno-klimatyczny (przyjęty przez Parlament Europejski oraz Radę Europejską marcu 2007 r.) określa następujące cele europejskiej polityki energetycznej w kontekście zmian klimatycznych:

 zobowiązanie UE osiągnięcia redukcji emisji gazów cieplarnianych o co najmniej 20 % do 2020 r. w porównaniu z poziomami emisji z 1990 r., oraz 30% redukcji do 2030 r. - pod warunkiem zawarcia kompleksowego porozumienia międzynarodowego w sprawie zmian klimatycznych;

 cel dla UE jako całości: osiągnięcia 20% udziału energii odnawialnej w całkowitym zużyciu energii do 2020 r., w tym 10 % udziału biopaliw;

 cel zwiększenia o 20% efektywności energetycznej (tj. zmniejszenia o 20% łącznego zużycia energii pierwotnej).

Wg. pierwotnej propozycji Komisji Europejskiej, poczynając od 2013 r. całość pozwoleń na emisję CO₂ – dotychczas darmowych w ramach przyznanych krajom limitów i rozdzielanych przez nie pomiędzy poszczególnych emitentów (dla polskiej elektroenergetyki na lata 2008-2012 przydzielono 142 mln t/a) – miała być kupowana na aukcjach w ramach tzw. Emission Trading Scheme (ETS). Celem jest wymuszenie redukcji emisji CO₂ za pomocą bodźców ekonomicznych – wysokich opłat za pozwolenia na emisje.

Takie rozwiązanie spowodowałoby jednak duży skokowy wzrost cen energii elektrycznej w krajach – takich jak Polska i kilka innych krajów (głównie nowych członków UE), których elektroenergetyka oparta jest w dużym stopniu na węglu. Kraje te – pod przewodnictwem Polski – stworzyły wspólny front obrony interesów swojej energetyki i konsumentów. W rezultacie długich negocjacji na spotkaniu Rady Europejskiej 11-12 grudnia 2008 r. zawarto kompromis, łagodzący dla nich skutki ekonomiczne polityki „ochrony klimatu” prowadzonej przez UE. Kompromis polega na stopniowym zwiększaniu obowiązku zakupu pozwoleń na emisję CO2 na aukcjach - dla istniejących źródeł energii elektrycznej i tych, których budowę rozpoczęto przed końcem 2008 r.: od poziomu 30% w 2013 r. do 100% w 2020 r.

Dla nowych źródeł 100 % pozwoleń na emisję CO₂ miało być kupowane na aukcjach – jednakże w lipcu 2010 r. Polsce udało się wynegocjować z Komisją Europejską przydział bezpłatnych pozwoleń dla nowych elektrowni o mocy do 15 GW.

Zawarty kompromis polityczny w sprawie pozwoleń na emisje CO₂ został uwzględniony w treści nowej Dyrektywy 2009/29/WE z 23.04.2009 r. zmieniającej dyrektywę 2003/87/WE „w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych”.

Tym niemniej wielkość ograniczenia emisji CO2 do 2020 r. nie została zmniejszona, co spowoduje duży wzrost kosztów wytwarzania w elektrowniach węglowych, które będą musiały kupować coraz większą część pozwoleń na emisję lub stosować kosztowne (inwestycyjnie i eksploatacyjnie) instalacje sekwestracji CO2 (CCS). Wolumen pozwoleń na emisję CO2 dostępnych na aukcjach będzie stopniowo redukowany aby w 2020 r. wielkość emisji była mniejsza o 21% w stosunku do poziomu z 2005 r., co skutkować będzie wzrostem cen pozwoleń (ocenia się, że mogą one osiągnąć lub przekroczyć poziom 60 €/tCO₂).

Co więcej, podejmowane są inicjatywy zmierzające do dalszych dużych ograniczeń emisji CO2 przez kraje rozwinięte do 2050 r.:

– Przywódcy państw G-8 podczas szczytu w Japonii 8.07.2008 r. podjęli zobowiązanie o redukcji emisji o 50%¹⁰².

– Liderzy reprezentujący producentów energii elektrycznej z dużych, uprzemysłowionych krajów (z Europy, Kanady, USA, Australii i Japonii) uzgodnili plan redukcji emisji o 60-80%¹⁰³.

Oprócz tego można spodziewać się wprowadzenia nowych limitów emisji zanieczyszczeń: rtęci oraz bardzo drobnych pyłów - tzw. cząstek respirabilnych PM2.5 (o wymiarach < 2,5μm), które mogą być wchłaniane przez organizm człowieka w procesie oddychania, zwiększając zachorowalność na raka płuc.

Limity emisji rtęci obowiązują już w USA (stosowny przepis wydano dnia 15.03.2005r.)¹⁰⁴. Prace zmierzające do ograniczenia emisji tego pierwiastka do środowiska prowadzone są też w UE – opracowano projekt rezolucji PE wzywającej KE do jak najszybszego wprowadzenia dopuszczalnych wartości emisji rtęci dla różnych rodzajów działalności, w szczególności procesów spalania węgla o dużej skali.¹⁰⁵

Wg. danych Komisji Europejskiej emisja rtęci z polskich elektrowni wyniosła w 2000 r.

10,2 ton. Wprowadzenie limitów emisji rtęci wymusiłoby stosowanie kosztownych instalacji usuwania rtęci z gazów spalinowych (wg. danych amerykańskich możliwe jest usunięcie do 70% rtęci), co skutkowałoby dodatkowym istotnym wzrostem kosztów wytwarzania w elektrowniach węglowych.