Rządowy projekt ustawy o zmianie ustawy - Prawo ochrony środowiska oraz niektórych innych ustaw

– 95 –
ustawę – Poś stosowne deklaracje o chęci skorzystania z tego odstępstwa operatorzy
źródeł powinni złożyć do dnia 1 stycznia 2014 r.,
•
derogacje dla ciepłownictwa – odstępstwa od wymagań emisyjnych określonych
w dyrektywie IED dotyczą okresu od 1 stycznia 2016 r. do 31 grudnia 2022 r.,
a warunkiem ich zastosowania jest, zgodnie z projektem ustawy zmieniającej ustawę –
Poś, złożenie przez prowadzącego instalację, do organu właściwego do wydania
pozwolenia na emisję, w terminie do dnia 30 czerwca 2015 r., dokumentów
potwierdzających spełnienie określonych warunków.
Zasady i warunki skorzystania z powyższych mechanizmów derogacyjnych przez
podmioty prowadzące instalacje spalania paliw zostaną ustalone w ustawie – Poś.
Na podjęcie decyzji o skorzystaniu z derogacji dotyczących naturalnego odstawienia po
przepracowaniu maksymalnie 17500 godzin (albo 32 000 godzin) i źródeł zasilających sieci
ciepłownicze, operatorzy mają czas do dnia 1 stycznia 2014 r. lub 30 czerwca 2015 r.
Zakresu i skutków projektowanej zmiany wymagań, w szczególności dla operatorów
źródeł spalania paliw, nie można obecnie dokładnie ocenić. Są one bowiem warunkowane
wieloma czynnikami, w tym indywidualnymi decyzjami operatorów co do dalszej
eksploatacji źródeł, ewentualnie zastąpienia ich nowymi obiektami. Strategia dostosowania
do wymagań w poszczególnych zakładach może się znacznie różnić, począwszy od realizacji
różnych działań technicznych w obrębie eksploatowanych źródeł spalania, a skończywszy na
wyłączeniu źródła lub ograniczeniu jego mocy poprzez wyłączenie części kotłów. Każdy
operator będzie także indywidualnie decydował o skorzystaniu z możliwych mechanizmów
derogacyjnych. Z informacji przekazywanych do KOBIZE w raportach wprowadzanych do
Krajowej bazy wynika, że w części zakładów, które będą objęte wymaganiami dyrektywy
IED, eksploatowane są urządzenia redukcyjne gwarantujące dotrzymanie nowych
zaostrzonych standardów. Jednakże wiele źródeł (szczególnie źródeł średniej mocy) nie
posiada instalacji ograniczających emisje zanieczyszczeń gazowych do powietrza,
a w przypadku wielu z tych, które posiadają instalacje oczyszczania spalin, ich modernizacja
nie zapewni dotrzymania zaostrzonych standardów. Konieczne więc będzie wybudowanie dla
tych źródeł nowych, wysokosprawnych instalacji odsiarczania lub odazotowania spalin oraz
wysokosprawnych urządzeń odpylających. Wobec wielu uwarunkowań dla poszczególnych
operatorów, nie jest możliwe określenie zakresu i kosztów realizacji działań, które
gwarantować będą zgodność eksploatacji dużych źródeł spalania paliw z wymaganiami
wynikającymi z dyrektywy IED, przenoszonymi do polskiego prawa przepisami niniejszego
projektu.
Z dokumentu pt. „Stanowisko Polski nt. wdrożenia projektu dyrektywy o emisjach
przemysłowych w związku z koniecznością zaspokojenia potrzeb Polski w zakresie ciepła
i energii elektrycznej” (przygotowanego w 2008 r. na podstawie opracowania wykonanego
przez Politechnikę Warszawską pt. „Analiza wpływu zmian w ograniczeniach emisyjnych dla
instalacji LCP zawartych w propozycji nowej dyrektywy IPPC na instalacje energetyczne
w warunkach polskich”, oceniającego wpływ regulacji prawnych zamieszczonych
w ówczesnym projekcie dyrektywy IED na możliwości pokrycia zapotrzebowania Polski na
– 96 –
ciepło oraz energię elektryczną w okresie do 2030 roku) wynika, że szersze niż dotychczas
definiowanie źródła emisji (tzw. podejście „źródło = komin”) spowoduje włączenie do grupy
„dużych źródeł spalania” dodatkowych 775 kotłów, co stanowi ok. 15% udziału
w zainstalowanej mocy cieplnej. Źródła te są odpowiedzialne za ok. 1% produkcji energii
elektrycznej i ok. 24 % produkcji ciepła. Zaostrzone wymagania emisyjne dotyczyć będą
ponad 1100 kotłów w 269 zakładach, co wymagałoby przystosowania do tych wymagań do
końca 2015 roku ponad 1000 kotłów w ponad 250 zakładach (są to dane ustalone bez
uwzględnienia mechanizmów derogacyjnych i przyjętego ostatecznie w dyrektywie
niestosowania zasady łączenia do kotłów o jednostkowej mocy mniejszej niż 15 MW).
Nakłady na dostosowywanie źródeł do wymagań dyrektywy IED będą ponoszone równolegle
z nakładami koniecznymi do poniesienia na odbudowę znacznej liczby wyeksploatowanych
źródeł.
Ocena zamieszczona w ww. opracowaniu została wykonana przy wielu wstępnych
założeniach, w szczególności odnośnie do tempa wzrostu zapotrzebowania na energię
elektryczną i cieplną, deficytu ciepła i energii elektrycznej w skali kraju, kosztów budowy lub
modernizacji instalacji oczyszczających spaliny w istniejących źródłach lub budowy nowych
źródeł spełniających standardy. Założono także, że operator ma do wyboru tylko dwa
rozwiązania: dobudowanie instalacji oczyszczania spalin do istniejącego, już znacznie
wyeksploatowanego źródła lub odstawienie źródła i ewentualne wybudowanie w jego miejsce
nowego, a podstawą decyzji w każdym przypadku jest rachunek ekonomiczny. Przyjęto przy
tym, że jeżeli od wdrożenia dyrektywy IED do zakończenia żywotności instalacji pozostanie
nie więcej niż 10 lat, to nieopłacalnym jest budowanie dla tego źródła instalacji oczyszczania
spalin. Przeprowadzone na potrzeby cytowanego opracowania analizy wykazały, że w skali
całego sektora wytwarzania energii elektrycznej i ciepła wdrożenie dyrektywy IED od roku
2016 (bez uwzględnienia wprowadzonych ostatecznie dyrektywą mechanizmów
derogacyjnych), wiązać się będzie z przyspieszonym odstawieniem źródeł o mocy w paliwie
wynoszącej 34 GW. Odstawienia, które są niezależne od wdrożenia dyrektywy i wynikają ze
zużycia technicznego instalacji określono na ok. 41 GW. W przypadku mocy elektrycznej
odstawienia w związku z koniecznością wdrożenia dyrektywy – na warunkach określonych w
ówczesnym projekcie dyrektywy – oceniono na ok. 8 GW, natomiast w związku ze zużyciem
technicznym instalacji – na ok. 9 GW. Stwierdzono także, że w 2016 roku, niezależnie od
postanowień dyrektywy IED, wskutek naturalnego zużycia instalacji wystąpi deficyt w
produkcji ciepła na poziomie ponad 25% zapotrzebowania. Wprowadzenie wymagań
dyrektywy wpłynie na zwiększenie deficytu ciepła do poziomu ok. 50 % potrzeb. Porównanie
bilansów ciepła i energii elektrycznej w kolejnych latach dla wariantu bez dyrektywy
i z dyrektywą wskazuje, że w roku 2025 zacierają się skutki wdrożenia dyrektywy.
Według analiz zamieszczonych w cytowanym opracowaniu koszty inwestycyjne
konieczne do poniesienia w celu dostosowania źródeł pozostających w eksploatacji po
wdrożeniu dyrektywy IED wyniosą ok. 2,3 mld € (podsektor elektrowni zawodowych –
ok. 0,42 mld €, elektrociepłowni – ok. 1,00 mld €, ciepłowni zawodowych – ok. 0,64 mld €,
elektrociepłowni przemysłowych – ok. 0,27 mld €). W opracowaniu oszacowano także na
ok. 10,2 mld € koszty budowy nowych źródeł, których przyspieszona odbudowa zostanie
– 97 –
wymuszona wdrożeniem dyrektywy IED. Koszty te, co już wcześniej podkreślono, zostały
obliczone przy wielu założeniach upraszczających, na etapie prac nad projektem dyrektywy
IED, bez uwzględnienia mechanizmów derogacyjnych wprowadzonych w ostatecznej wersji
dyrektywy.
W ocenie skutków projektowanego rozporządzenia uwzględnić należy także, że
realizacja budowy lub modernizacji instalacji oczyszczania spalin i dostosowywania źródeł
spalania do zaostrzonych standardów emisyjnych wpływa na ograniczenie kosztów
zewnętrznych (obejmujących nierekompensowane przez producentów energii szkody
zdrowotne, środowiskowe i materialne). Koszty zewnętrzne przypadające na emisję 1 tony
SO2 i pyłu, wynikające z produkcji energii elektrycznej, wycenione w ramach prac Unii
Europejskiej – V Programu Ramowego pod nazwą ExternE – Pol (przedstawione
w opracowaniu pt. „Aspekty finansowe projektów budowy i modernizacji IOS
współfinansowanych z funduszy europejskich oraz doświadczenia z rozliczania efektów
ekologicznych”, Energopomiar Sp. z o.o.), wynoszą:
– dla elektrowni zawodowych opalanych węglem kamiennym: pył PM10 – 11422 €/t,
SO2 – 4576 €/t,
–
ogółem dla elektrowni opalanych węglem kamiennym i brunatnym oraz
elektrociepłowni zawodowych: pył PM10 – 10547 €/t, SO2 – 4541 €/t.
Z cytowanego wcześniej „Stanowiska Polski nt. wdrożenia projektu dyrektywy
o emisjach przemysłowych w związku z koniecznością zaspokojenia potrzeb Polski w
zakresie ciepła i energii elektrycznej” wynika, że efektem realizacji działań dostosowawczych
zapewniających zgodność eksploatacji źródeł spalania paliw z wymaganiami dyrektywy IED
w roku 2016 powinno być znaczące zmniejszenie rocznej emisji substancji do powietrza
z tych źródeł: dwutlenku siarki – o ponad 60%, tlenków azotu – o ponad 50% i pyłu –
o ok. 70 %. Korzyści społeczne, wynikające ze zmniejszenia emisji tych zanieczyszczeń, to
przede wszystkim zmniejszenie utraty zdrowia i ograniczenie śmiertelności społeczeństwa,
obniżenie spadku plonów, zmniejszenie niszczenia budowli i budynków.

3.
Konsultacje

Projekt został poddany konsultacjom z następującymi podmiotami:
1) Liga Ochrony Przyrody;
2) Polska Akademia Nauk;
3) Krajowa Izba Gospodarcza;
4) Związek Leśników Polskich RP;
5) Polski Klub Ekologiczny;
6) Biuro Wsparcia Lobbingu Ekologicznego;
7) Polskie Towarzystwa Przyjaciół Przyrody „Pro Natura”;
8) Centrum Prawa Ekologicznego;
9) Polska Zielona Sieć;
10) Ośrodek Badawczo-Rozwojowy Ekologii Miast „OBREM”;
– 98 –
11) Wydział Inżynierii Środowiska, Politechniki Warszawskiej;
12) Towarzystwo Gospodarcze – Polskie Elektrownie;
13) Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych;
14) Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie;
15) Izba Energetyki Przemysłowej;
16) Biuro Studiów i Projektów Energetycznych „Energoprojekt”;
17) Polska Izba Gospodarcza Przemysłu Drzewnego;
18) Polska Izba Druku;
19) Polska Izba Przemysłu Chemicznego;
20) Instytut Technologii Organicznej i Tworzyw Sztucznych Wydziału Chemicznego
Politechniki Wrocławskiej;
21) Polska Izba Przemysłu Farmaceutycznego i Wyrobów Medycznych;
22) Izba Gospodarcza „Farmacja Polska”;
23) Politechnika Szczecińska;
24) Politechnika Wrocławska;
25) Stowarzyszenie Producentów Kosmetyków i Środków Czystości;
26) Hutnicza Izba Przemysłowo-Handlowa;
27) SDCM Stowarzyszenie Dystrybutorów Części Motoryzacyjnych;
28) Motofocus;
29) Polskie Stowarzyszenie Laboratoriów Emisyjnych;
30) Instytut Ekologii Terenów Uprzemysłowionych;
31) Instytut Ochrony Środowiska;
32) Instytut Ochrony Roślin;
33) Instytut na Rzecz Ekorozwoju,– Komisja Wspólna Rządu i Samorządu Terytorialnego;
34) wojewodowie;
35) marszałkowie województw;
36) Główny Inspektorat Sanitarny;
37) Dyrektor Generalny PGL Lasy Państwowe;
38) NFOŚiGW;
39) Państwowa Rada Ochrony Środowiska;
40) Państwowa Rada Ochrony Przyrody.
Ponadto, projekt został umieszczony na ogólnodostępnej stronie internetowej
Rządowego Procesu Legislacyjnego w zakładce „Rządowy Proces Legislacyjny”, do której
odesłanie znajduje się także na stronie Ministerstwa Środowiska w zakładce „Prawo” –
„Projekty aktów prawnych”.
Do projektu rozporządzenia uwagi zgłosili:
1) Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych (PTEZ);
2) Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie (TGPE);
3) PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. (PGE);
4) PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.;
5) Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie (dalej IGCP);
6) PGNiG Termika S.A.;
– 99 –
7) Polska Izba Przemysłu Chemicznego (PIPC);
8) TAURON Wytwarzanie S.A.;
9) Stowarzyszenie Producentów Cementu (SPC);
10) Marszałek Województwa Mazowieckiego;
11) Marszałek Województwa Opolskiego;
12) Marszałek Województwa Śląskiego;
13) Wojewoda Mazowiecki;
14) Wojewoda Warmińsko-Mazurski;
15) KOBIZE;
16) NFOŚIGW;
17) PKN;
18) CEE Bankwatch Network;
19) WIOŚ w Gdańsku.
Ponadto Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A. zgłosiły uwagi w trybie
ustawy o działalności lobbingowej w procesie stanowienia prawa.
Wymienione wyżej podmioty wniosły ponad 100 uwag, z których część miała charakter
redakcyjno-porządkowy lub legislacyjny. Po przeprowadzeniu szczegółowych analiz ponad
60 uwag uwzględniono w całości lub w części. Najważniejsze uwagi merytoryczne, które
wpłynęły na zmianę brzmienia przepisów projektu rozporządzenia (w stosunku do wersji
projektu przekazanego do konsultacji) dotyczyły:
− § 3 i 5 – doprecyzowania lub zmiany niektórych definicji, a także dodatkowego
zdefiniowania pewnych pojęć (niektóre definicje zamieszczone w konsultowanym
projekcie zostały przeniesione do projektu ustawy w sprawie zmiany ustawy – Poś oraz
niektórych innych ustaw, co wiąże się z decyzją o uregulowaniu w ustawie – Poś kwestii
czasowych odstępstw od ogólnych wymagań emisyjnych dopuszczonych przepisami
art. 32–35 dyrektywy IED),
− § 6 ust. 1 i § 45 – objęcia wymaganiami emisyjnymi małych kotłów o nominalnej mocy
cieplnej od 0,5 do 1 MW w późniejszym terminie – od 1 stycznia 2016 r.
− § 7 ust. 2 i 3 – wyraźnego stwierdzenia w projekcie, że standardami emisyjnymi obejmuje
się wyłącznie „najnowsze” turbiny gazowe,
− § 10–13 – rezygnacji ze stosowania zasad łączenia dla celów ustalenia wymagań
emisyjnych dla źródeł, które korzystać będą z dopuszczonych tymi przepisami czasowych
odstępstw od wymagań ogólnych,
− § 11 ust. 1 pkt 2 – braku zapisu o wymaganiach dla przypadku gdy zakład zdeklaruje
wyłączenie instalacji spalania paliw do 2023 r., a np. z przyczyn ekonomicznych nie
będzie mógł tego zrealizować i instalacja będzie pracowała po 2023 r.,
− § 13 ust. 1 – innej niż w dyrektywie IED daty rozpoczęcia stosowania odstępstw
(1 stycznia 2015 r. zamiast 1 stycznia 2016 r.),
− § 14 – skorygowania odwołania do pkt IV.2. lub IV.3. załącznika 2 oraz jednoznacznego
określenia standardu emisyjnego NOx dla źródeł objętych zał.2 pkt IV.2. o nominalnej
mocy cieplnej >50 i < 500 oraz > 500 MW,