Wymagania dla wytwórców energii elektrycznej wynikające z akcesji

Wymagania dla wytwórców energii elektrycznej wynikające z akcesji

Wymagania dla wytwórców energii elektrycznej wynikające z akcesji Polski
do Unii Europejskiej
Autorzy: Stanisław Tokarski, dyrektor ds. strategii i zarządzania PKE S.A.; Jerzy
Janikowski, starszy specjalista ds. rynków europejskich.
(„Energetyka” – 11/2004)
W chwili wytyczania strategicznego celu polskiej polityki, jakim stało się wstąpienie naszego
kraju do Unii Europejskiej, sektor energetyki stanął przed nowym wyzwaniem - potrzebą
dostosowania się do funkcjonowania według zasad, które obowiązują podmioty unijne.
Nasze dostosowanie kojarzyło się początkowo ze znacznym ograniczeniem emisji
zanieczyszczeń. W Unii Europejskiej powyższe zagadnienie było regulowane dyrektywą
88/609/EWG z 24 listopada 1988 roku, która została częściowo przeniesiona do polskiego
prawa już w 1990 roku! Były to zarazem pierwsze unijne regulacje, z którymi zmierzył się
krajowy sektor energetyki. Początek lat 90. to także wynikające z procesu transformacji
ustrojowej rozbicie wspólnoty węgla i energetyki, które nie miało związku z rozpoczynaną
właśnie przez Polskę integracją europejską.
Powstające nowe samodzielne przedsiębiorstwa działały w myśl zasad gospodarki rynkowej podobnie jak w krajach Unii Europejskiej, jednak energetyka jest wszędzie traktowana jako
sektor strategiczny dla gospodarek narodowych i podlega pewnym szczególnym, wyjątkowym regułom.
Można także powiedzieć, że polska energetyka „przystąpiła" do Unii Europejskiej już w 1995
roku, kiedy to zsynchronizowano nasz system energetyczny z systemem UCTPE (obecnie
UCTE).
Liberalizacja rynku energii i jej skutki
Zasadniczym wydarzeniem, które miało ogromne konsekwencje dla energetyki w całej Unii
Europejskiej, było przyjęcie w 1 996 roku dyrektywy 96/92/EC, która deregulowała rynki
energii elektrycznej we wszystkich krajach członkowskich. To właśnie ten dokument przesądził o warunkach funkcjonowania całego sektora. Energia - zamiast powszechnie
dostępnym dobrem -stała się towarem, jak każdy inny.
Uwolnienie rynku, wprowadzone wspomnianą dyrektywą, zaowocowało spadkiem cen
energii elektrycznej - w pierwszym rzędzie dla dużych odbiorców przemysłowych. Dochody
wytwórców znacznie spadły, co doprowadziło do upadków, fuzji bądź też przejęć wielu
spółek z branży. W sektorze nastąpiła silna konsolidacja oraz wzrost stopnia koncentracji.
Można powiedzieć, że obecnie europejski rynek energii jest zdominowany przez siedmiu
dużych graczy. Należą do nich: EDF, E-ON, RWĘ, E/ectrebel, Enel, Endessa i Vattenfall.
Proces uwalniania rynku kontynuowano. Kolejne regulacje prawne dały możliwości
dowolnego wyboru dostawców energii coraz szerszej grupie klientów, a od lipca 2007 roku
przywilej ten będzie przysługiwał również każdemu obywatelowi kraju członkowskiego Unii
Europejskiej. Zasadniczo, od około 2002 roku mówi się już w Europie o postliberalizacyjnym
rynku energii elektrycznej. W wielu krajach prąd reklamowany jest w środkach masowego
przekazu tak samo jak mydło, szampon czy proszek do prania. Kilku firmom udało się nawet
wykreować dla niego własne marki. Przykładem może być przede wszystkim niemiecki
koncern EnBW, który wprowadził markę Yello Strom czy też czeski CEZ ze swoją „tęczową
elektrycznością".
Szukając sposobów utrzymania się na rynku, przedsiębiorstwa energetyczne zmuszone
zostały do znacznego ograniczenia swoich kosztów. Pozbywano się nadmiaru majątku (np.
posiadanych nadwyżek mocy wytwórczych bądź przesyłowych), redukowano zatrudnienie,
zmniejszano zakres przeprowadzanych remontów. Inwestorzy zaczęli wycofywać się z
branży. Skutkiem takich działań był między innymi brak mocy, który doprowadził do odbicia
się cen energii w górę.
Obecnie osiągnęły one poziom, jaki miały przed uwolnieniem rynku, i prognozowany jest ich
dalszy wzrost. Nie przekłada się to jednak na zwiększenie wpływów przedsiębiorstw
energetycznych.
Wzrost cen wiąże się bowiem także z obłożeniem energii podatkami, czego doskonałym
przykładem może być choćby wprowadzona w Polsce akcyza. Profity osiągają zatem budżety
państwowe, a nie firmy energetyczne. Pomimo coraz szerszego stosowania technologii energooszczędnych w zakładach przemysłowych i gospodarstwach domowych, prognozowany
jest stały wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną we wszystkich krajach Unii
Europejskiej na poziomie około 1,5 proc. rocznie. Będą zatem potrzebne nowe moce
wytwórcze.
Wkrótce wejdą także w życie zapisy wprowadzane poprzez kolejne dyrektywy, mające na
celu ograniczanie emisji szkodliwych zanieczyszczeń, promocję odnawialnych źródeł energii,
wspieranie wytwarzania energii w skojarzeniu czy też handel emisjami gazów cieplarnianych.
W ich wyniku konieczne będzie zastąpienie wielu starych elektrowni nowymi. Oznacza to
inwestycje, których poziom w samych tylko krajach „starej UE" do 2030 roku szacowany jest
na około 500-600 GW!
Niestety, stopy zwrotu kapitału w sektorze są niskie, a sam proces inwestycyjny długotrwały.
Skutkiem tej sytuacji jest poważny problem z zapewnieniem inwestowania w sektorze.
Zaniechanie odpowiednio wcześnie wprowadzonych zachęt może skutkować gwałtownymi
skokami cen energii elektrycznej i problemami dla całej gospodarki, a szczególnie dla
gospodarstw domowych. Także ryzyko awarii systemowych, które w ostatnich latach
wystąpiły w Europie i Ameryce Północnej, bez zapewnienia stosownego poziomu inwestycji
nie zmniejszy się. Komisja Europejska zaproponowała pakiet rozwiązań znany pod nazwą
SoS (Security of Sup-ply). Nie ma jednak jednoznacznych opinii na jego temat i wielu
ekspertów kwestionuje jego sens, pokładając jednocześnie dużą nadzieję w samych
mechanizmach rynkowych. Uważają oni, że należałoby dać tym mechanizmom szansę, aby
mogły w pełni zadziałać.
Bez wątpienia widzi się obecnie w Europie problem zapewnienia inwestowania w energetyce,
nie ma jednak jasności czy zostanie on rozwiązany poprzez nowe regulacje prawne, czy też
pozostanie oddany samemu rynkowi.
Regulacje Unii Europejskiej mające bezpośredni wpływ na sektor energetyczny
Przed dokonaniem bardziej szczegółowych rozważań na temat unijnych przepisów warto w
tym miejscu zaznaczyć, że polski sektor elektroenergetyczny jest bardzo specyficznym
wyjątkiem w skali całej europejskiej energetyki.
Około 97 proc. energii elektrycznej wytwarza się w naszym kraju poprzez spalanie paliwa
stałego, przede wszystkim węgla kamiennego. Polska nie posiada energetyki jądrowej, do
produkcji energii elektrycznej nie wykorzystuje się też ropy naftowej, a gaz ma w zasadzie
znaczenie marginalne (zasadniczo z powodu ceny tych dwóch ostatnich nośników oraz
konieczności ich importu z krajów politycznie niestabilnych). Polska energetyka wodna
wykorzystuje w praktyce wszystkie istniejące w kraju możliwości i nie da się jej już bardziej
rozbudowywać.
Monokultura węgla jako paliwa dla polskiej elektroenergetyki powoduje zaś, że wymagania
dyrektyw odnoszących się do ochrony środowiska naturalnego są szczególnie kosztowne dla
naszego kraju. Poza przepisami już funkcjonującymi istnieje także ryzyko wprowadzenia
nowych ograniczeń (np. dotyczących rtęci), na które krajowa energetyka może być
szczególnie wrażliwa.
Dyrektywa 96/92/EC, Dyrektywa 2003/54/EC (IEM), Regulacja EC No 1228/2003
Przepisy te otwierają rynek energii w poszczególnych krajach Unii Europejskiej oraz
prowadzą do stworzenia jednego europejskiego rynku energii elektrycznej. Ponadto, celem
uzyskania niezależności, wymagane jest wydzielenie OSP (Operator Systemu Przesyłowego)
oraz OSD (Operator Systemu Dystrybucyjnego) z przedsiębiorstw zintegrowanych pionowo.
Zakłada się także zwiększenie przepustowości połączeń transgranicznych pomiędzy
poszczególnymi krajami Unii Europejskiej.
Polskie przepisy są zgodne z regulacjami europejskimi i można powiedzieć, że stopień
otwarcia rynku w Polsce przewyższa nawet ten, jaki można zaobserwować w niektórych
krajach „starej" Unii. Ostatnie unijne regulacje przełożyły się także na zmiany w polskim prawie energetycznym.
Nie oznacza to jednak, że nie występują żadne problemy. Niestety, polski sektor energetyczny
jest bardzo rozdrobniony, co przy pełnym otwarciu rynku, wymaganym ostatnio
wprowadzoną dyrektywą 2003/54/EC (IEM), i konkurencji ze strony silnych, zintegrowanych
koncernów europejskich stawia go na dużo słabszej pozycji. Unijne koncerny to bardzo silni
gracze, którzy mają doświadczenie w walce o klienta na własnych oraz na zagranicznych
rynkach. Polskie firmy w porównaniu z nimi są dużo słabsze. Jeżeli nie zostaną skonsolidowane i wzmocnione (a póki co jest jeszcze na to szansa), to wcześniej czy później przejmą je
zachodni konkurenci, bądź upadną.
Warto patrzeć na kroki podejmowane w tym zakresie np. w Czechach, które po początkowych
próbach sprzedania narodowego koncernu energetycznego CEZ zachodniemu inwestorowi
zmieniły strategię. CEZ został wzmocniony, rozbudowano jego działalność w zakresie
dystrybucji oraz rozpoczęto zakupy przedsiębiorstw z branży energetycznej za granicą.
Skutek jest taki, że CEZ oferuje energię po niskich, konkurencyjnych cenach, jego zyski
rosną, a samo przedsiębiorstwo ma ambicję stać się jednym z liczących się na europejskim
rynku graczy.
Dyrektywa 96/61/EC (IPPC)
Zapisy tej dyrektywy zostały w pełni implementowane do polskiego prawa przed kilkoma
laty. Wymagają one między innymi uzyskania przez zakłady przemysłowe tak zwanych
pozwoleń zintegrowanych. Zagadnienie komplikuje się jednak z powodu konieczności
zastosowania w przedsiębiorstwach ubiegających się o takie pozwolenie najlepszej dostępnej
techniki (BAT) opisanej w unijnych dokumentach referencyjnych (BREF). Dokumenty te
(BREF) nie zostały jednak ostatecznie przyjęte, a zgłaszane w nich propozycje pozostają
dalekie od standardów możliwych do wykorzystania w energetyce zawodowej pracującej na
paliwie węglowym. Od ostatecznego kształtu BREF zależeć będą skutki, jakie wywoła w
polskim sektorze energetycznym konieczność uzyskiwania pozwoleń zintegrowanych. Zapisy
BREF obecnie stanowić mają tylko pewien cel bądź wyznacznik, pokazujący kierunek
podejmowanych działań, w praktyce jednak należy się spodziewać, że mogą one zostać
przyjęte w przyszłości jako nowe normy dotyczące ochrony środowiska.
Dyrektywy 2001/80/EC (LCP) oraz 2001/81/EC (NEC)
Obie dyrektywy odnoszą się do ograniczenia w krajach Unii Europejskiej emisji do powietrza
niektórych rodzajów zanieczyszczeń, a dotyczą w pierwszej kolejności dużych instalacji
paleniskowych.
Podczas negocjacji akcesyjnych w zawartym traktacie zostały ustalone ograniczenia dla
polskich zakładów przemysłowych odnoszące się do poszczególnych zanieczyszczeń. Łączne
limity na emisję dwutlenku siarki z dużych źródeł spalania wyglądają w poszczególnych
latach następująco:
• 2008 r.
454 tyś. Mg/a
• 2010 r.
426 tyś. Mg/a
• 201 2 r.
358 tyś. Mg/a.
Dla porównania emisja dwutlenku siarki w 2001 roku wynosiła 878 tyś Mg!
Podobne limity ustalone zostały także dla tlenków azotu i ich wartości przedstawiają się, jak
następuje:
• 2008 r.
• 2010 r.
• 201 2 r.
254 tyś. Mg/a
251 tyś. Mg/a
239 tyś. Mg/a.
W 2001 roku emisja tlenków azotu była na poziomie 270 tyś. Mg.
Ograniczenia te są bardzo restrykcyjne i gdyby we wszystkich polskich dużych źródłach
spalania zastosować normy emisji wprowadzane dyrektywą LCP, to zsumowane wartości
dopuszczalnych emisji poszczególnych zanieczyszczeń byłyby wyższe niż przytoczone powyżej limity! Pozostawienie więc takich zapisów jest po prostu nieakceptowalne, tym bardziej że
Polska uzyskała zgodę na odstępstwa od nowych norm dla źródeł wymienionych w tzw. liście
derogacyjnej. W porozumieniu z przedstawicielami sektorów objętych wymaganiami
dyrektywy LCP Ministerstwo Środowiska przygotowuje propozycję Krajowego Planu
Redukcji Emisji (KPRE), który odzwierciedlałby potrzeby polskiej gospodarki i możliwe do
realizacji działania zakładów przemysłowych w zakresie drastycznego ograniczenia emisji.
Tylko taki sposób implementacji dyrektywy LCP jest możliwy do przeprowadzenia w
warunkach polskich. W przeciwnym razie sektor energetyki (i nie tylko) zmuszony będzie do
nieuzasadnionego ekonomicznie przedwczesnego wycofywania z pracy wielu źródeł.
Dyrektywa 2001/77/EC (RES)
Dyrektywa zakłada stały wzrost zużycia energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł
odnawialnych, który jest konieczny nie tylko w celu zredukowania emisji gazów
cieplarnianych, ale także do obniżenia emisji takich związków, jak S02 czy NOX.
Kraje członkowskie zobowiązywane są do przyjęcia narodowych celów związanych z ilością
konsumpcji energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych według przejrzystego
schematu. Zakłada się także wprowadzenie certyfikowania i gwarantowania pochodzenia
energii elektrycznej z tych źródeł, które ma na celu spowodowanie lepszej orientacji klientów.
Państwa członkowskie dysponują różnymi mechanizmami, które mogą być wykorzystane
przy wspieraniu sprzedaży „zielonej" energii elektrycznej. Jest to na przykład pomoc przy
inwestycjach, obniżanie lub refundacja podatków i bezpośrednia kompensacja płaconej ceny.
Przyjmuje się, że adekwatny wzrost udziału elektryczności wytworzonej ze źródeł
odnawialnych może nastąpić wtedy, gdy zostanie w Unii Europejskiej wykreowany rynek na
taką właśnie energię. Będzie ona wówczas mogła konkurować z energią pochodzącą ze źródeł
konwencjonalnych. Nasz kraj powinien zatem, zgodnie z wymaganiami powyższej
dyrektywy, zwiększać systematycznie udział odnawialnych źródeł energii w produkcji energii
elektrycznej. Z uwagi na warunki panujące w Polsce trudno będzie jednak osiągnąć założone
cele. Już od dawna energetyka wodna w naszym kraju wykorzystuje do maksimum dostępne
możliwości. Szersze zastosowanie farm wiatrowych także nie jest łatwe - po pierwsze ze
względu na znaczne ograniczenie miejsc, gdzie można byłoby takie obiekty wybudować, po
drugie z uwagi na dużą niestabilność takiego źródła i po trzecie ze względu na stosunkowo
bardzo wysokie koszty tak pozyskiwanej energii. Liczącym się zasobem, jakim mogłaby tutaj
dysponować Polska, pozostaje w zasadzie tylko biomasa.
Dyrektywa 2003/87/EC (GHG)
Jest to kolejny dokument unijny, którego zapisy mają bezpośredni wpływ na sektor
energetyczny. Dyrektywa ta ustanawia schemat handlu pozwoleniami na emisję gazów
cieplarnianych, a w swoim załączniku wyszczególniającym rodzaje działalności objęte jej
wymaganiami wymienia wprost między innymi instalacje paleniskowe o mocy wejściowej
przekraczającej 20 MW.
Kraje członkowskie zobowiązane są do zapewniania, że od 1 stycznia 2005 roku żadna
instalacja wymieniona w załączniku dyrektywy nie będzie mogła funkcjonować bez
posiadania odpowiedniego zezwolenia wydanego przez kompetentne władze. Przyznawanie
pozwoleń ma być także skoordynowane z pozwoleniami zintegrowanymi przyznawanymi na
podstawie dyrektywy 96/61/EC (dyrektywa IPPC). Każde z państw członkowskich powinno
rozwinąć narodowy plan alokacji pozwoleń na każdy z wymienianych w dyrektywie okresów
(najpierw na trzy lata od 1 stycznia 2005 roku, potem od 1 stycznia 2008 roku na każde
kolejne pięć lat). Pozwolenia mają być zbywalne - co oznacza, że obniżając własną emisję i
posiadając nadmiar pozwoleń (w stosunku do aktualnych potrzeb) można je odsprzedać
innemu podmiotowi. Brak pozwolenia pociąga natomiast za sobą dotkliwe kary finansowe.
Ilości emisji przyznane Polsce wynikają jeszcze z warunków funkcjonowania naszej
gospodarki w poprzednim systemie gospodarczym. Polska poczyniła w międzyczasie bardzo
wiele w zakresie ochrony środowiska i bardzo mocno zredukowała swoje emisje. Dzięki temu
obecnie posiadamy spory nadmiar pozwoleń, nie wiadomo jednak czy wprowadzany system
handlu zadziała i czy polska gospodarka będzie mogła na nim zarobić. Jest to jednak szansa
dla krajowej elektroenergetyki i należy mieć nadzieję, że dzięki wspólnym staraniom branży
energetycznej i rządu uda się ją wykorzystać.
Dyrektywa 2004/8/EC (CHP)
Celem dyrektywy jest wzrost sprawności energetycznej oraz umocnienie bezpieczeństwa
zasilania poprzez stworzenie schematu promowania i rozwijania wysokosprawnego
wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej w skojarzeniu. Wytwarzanie energii w skojarzeniu
ma być oparte na użytecznym zapotrzebowaniu na ciepło i zapewniać oszczędności energii
pierwotnej przy uwzględnieniu specyficznych krajowych warunków dotyczących klimatu
oraz ekonomii. Jest to swego rodzaju szansa dla krajowych elektrociepłowni, aby uzyskać
pewne wzmocnienie na rynku. Dużo jednak zależy i od nich samych (dyrektywa wspiera
tylko wysokosprawną kogenerację) i od postawy rządu, który przygotowuje wymagane tzw.
schematy wsparcia.
Wstępna ocena stanu otwarcia energetyki na dzień akcesji do UE - wyzwania stojące
przed sektorem
Poziom techniczny polskich elektrowni i elektrociepłowni jest mniej więcej porównywalny z
poziomem tych zakładów przemysłowych w krajach unijnych (oczywiście adekwatnie do
wieku zainstalowanych urządzeń), a kultura eksploatacji odpowiada średniej europejskiej. Z
powodu braku inwestycji mamy mniej młodszych mocy wytwórczych, co przekłada się
również na średnią sprawność wytwarzania energii w elektrowniach.
Wyzwania
Dalsza liberalizacja rynku a zapewnienie inwestowania w energetyce
Polska energetyka staje przed kolejnymi wyzwaniami, do których w pierwszej kolejności
trzeba zaliczyć dalszą liberalizację rynku. Podobnie sytuacja wygląda jednak w wielu innych
krajach „starej" Unii Europejskiej. Zasadniczą różnicą jest natomiast wyjątkowe rozdrobnienie polskiego sektora. W sytuacji tworzenia jednego paneuropejskiego rynku energii i
rozbudowy połączeń transgranicznych polskie firmy znajdą się na dużo gorszej pozycji niż
ich duzi, silnie zintegrowani pionowo europejscy konkurenci.
Tematem często poruszanym przy okazji uwalniania rynku jest problem kontraktów
długoterminowych (KDT). Dzięki tym kontraktom od początku lat 90. udało się wielu
polskim wytwórcom wybudować nowoczesne instalacje ochrony powietrza, tak by spełnić
obowiązujące wówczas unijne normy. Były to ogromne wydatki i bez zabezpieczeń w postaci
KDT nie udałoby się ich sfinansować. Obecnie kontrakty długoterminowe postrzegane są
przez niektórych jako przeszkody do pełnej liberalizacji rynku i rozważa się możliwość ich
rozwiązywania.
W świetle kolejnego problemu stojącego przed energetyką unijną i oczywiście także polską,
jakim jest zapewnienie inwestowania, wydaje się, że konieczne będzie zbudowanie innych
mechanizmów (kontraktów wieloletnich, kontraktów przerywalnych lub podobnych).
Uwolnienie rynku energii elektrycznej spowodowało znaczny spadek stopy zwrotu kapitału w
sektorze energetycznym. Doprowadziło to do wycofywania się inwestorów i cała unijna
energetyka, w tym także polska, staje powoli w obliczu braku odpowiedniej ilości mocy.
Przyjęte niedawno unijne regulacje spowodują ponadto wycofywanie kolejnych jednostek,
które nie spełnią nowych norm. Zwiększenie zapotrzebowania na energię elektryczną przy
braku odpowiedniej ilości mocy spowoduje oczywiście wzrost cen energii, a to z kolei da
impuls wyzwalający dla rynkowych mechanizmów uruchamiających inwestycje. Biorąc
jednak pod uwagę, że cykl inwestycyjny jest tutaj stosunkowo długi realne staną się coraz
częstsze wyłączenia poszczególnych grup odbiorców czy wręcz awarie systemowe a ceny
prądu mogą wzrosnąć do poziomu przekraczającego możliwości płatnicze wielu klientów.
Problem zapewnienia inwestowania w energetyce zaczyna być więc bardzo poważny ze
względu na zagrożenie bezpieczeństwa zasilania. Zostało to dostrzeżone także w Komisji
Europejskiej. Wśród wypowiedzi wielu europejskich ekspertów dotyczących tego właśnie
tematu często usłyszeć można o propozycjach kontraktów na dostawę energii, które
umożliwiłyby z jednej strony zapewnienie odbiorcom stabilnych warunków zasilania, a z
drugiej dały wytwórcom możliwość pozyskiwania finansowania nowych inwestycji. Problem
zapewnienia inwestowania dotyczy zarówno energetyki europejskiej jak i polskiej.
Specyfika polskich wytwórców energii - alternatywa - odpowiedni KPRE czy brak mocy
w systemie
Specyfika paliwa wykorzystywanego przez polski sektor wytwarzania stawia go w bardzo
trudnej sytuacji na tle wytwórców z innvch kraiów Unii Eurooeiskiei.
Wprowadzone nowe unijne przepisy ograniczające emisje zanieczyszczeń w sposób
szczególny odnoszą się do elektrowni węglowych. Polska wprowadzając je może
wykorzystać Krajowy Plan Redukcji Emisji, co wydaje się jedynym możliwym
rozwiązaniem. Limity w traktacie akcesyjnym są dla naszego kraju niższe niż w możliwym
do realizacji KPRE. Trzeba jednak podkreślić, że zapisy KPRE muszą w pełni odzwierciedlać
potrzeby polskiej gospodarki i możliwości polskich wytwórców energii. W przeciwnym razie
grozić będzie Polsce brak mocy w systemie energetycznym. Istotnym wydaje się tutaj
wykorzystanie zapisów traktatu akcesyjne-go wraz z tzw. listą derogacyjną. Jest to jedno z
kluczowych zagadnień i od sposobu jego rozwiązania zależeć będzie przyszłość polskiej
energetyki.
Rola węgla w najbliższej przyszłości, zagrożenia dla tego paliwa
Zagadnieniem związanym bezpośrednio z bezpieczeństwem zasilania jest także sprawa
zapewnienia bezpieczeństwa dostaw paliw dla energetyki. Jest to temat aktualny i ważny
zarówno dla Unii Europejskiej (przewija się w wielu wypowiedziach i propozycjach regulacji
prawnych) jak i dla Polski. W przypadku naszego kraju istotne jest określenie roli węgla w
Polityce Energetycznej do 2025 roku. Jest to w chwili obecnej jedyne pierwotne źródło
energii, które zapewnia Polsce stabilne i odporne na sytuację geopolityczną funkcjonowanie
energetyki. Trzeba jednak zaznaczyć, że zagrożeniem dla węgla mogą być próby dalszego
zaostrzania obowiązujących obecnie przepisów bądź też wprowadzanie nowych regulacji.
Jedną z nich może stać się próba ograniczania emisji par rtęci. Jako jedno z głównych źródeł
takich zanieczyszczeń wymieniane jest spalanie węgla. Przepisy takie jeszcze co prawda nie
funkcjonują, ale już się o takich możliwościach wspomina. Na rysunku 4 przedstawiono, jak
ogromne znaczenie miałyby one właśnie dla polskiej energetyki.