Aby dobrze zrozumieć, czym są konkluzje BAT, musimy się cofnąć do lat 90. Wtedy to, wraz z rosnącą świadomością ekologiczną, w Unii Europejskiej postanowiono uregulować aspekt środowiskowy funkcjonowania dużych instalacji przemysłowych. W 1996 roku weszła w życie dyrektywa w sprawie zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli (IPPC), która wprowadziła pozwolenia zintegrowane, których wymagania powinny opierać się na najlepszych dostępnych technikach (BAT) opisanych w BREF, dokumencieobszernym, mającym charakter raczej podsumowania technik ochrony środowiska z danej branży niż aktu prawnego (którym nie był i nie jest). To z nich organy ochrony środowiska powinny czerpać wiedzę, umożliwiającą ustalanie warunków funkcjonowania danego zakładu. Natomiast sam BREF powstawał w tzw. procesie sewilskim – powołane w tym celu Biuro IPPC w Sewilli stworzyło Techniczną Grupę Roboczą (TWG), w skład której wchodzić mieli eksperci z krajów członkowskich, przemysłu i organizacji pozarządowych. Bazując na rzeczywistych danych  z europejskich instalacji, mieli w sposób apolityczny ustalić, jakie poziomy emisji są możliwe do osiągnięcia i do czego powinien przemysł dążyć. Tak jak wspomniano wyżej – były to wskazówki i wytyczne – a nie wymagania do obligatoryjnego spełnienia. Zmieniła to dopiero dyrektywa w sprawie emisji przemysłowych (IED), która wprowadziła mechanizm polegający w dużym uproszczeniu na wykorzystaniu fragmentu BREF, zawierającego podsumowanie poziomów emisji wynikających z analizowanych technik i nadaniu mu rangi aktu prawnego – wiążącego dla danej branży.

Teoretycznie więc wymagania, które są zawarte  w tym dokumencie – konkluzjach BAT – powinny bazować na zebranych danych oraz ich ocenie przez ekspertów technicznych. Zatem nie powinno być istotnych problemów z ich dotrzymaniem. Tak niestety nie jest.

Po pierwsze – ekonomia

Ten aspekt, mimo zawarcia w definicji techniki BAT odniesienia do jej dostępności, nie był w ogóle brany pod uwagę. Są sytuacje, w których mimo teoretycznej dostępności danej techniki na rynku, nie da się jej zastosować w istniejących obiektach ze względu na ograniczenia techniczne i ekonomiczne. Doskonałym przykładem są tutaj źródła szczytowe, czyli przeznaczone do pracy poniżej 1500 h/rok. Mimo że część wymagań jest dla tej kategorii źródeł złagodzona, nadal są one zbyt wyśrubowane – trzeba pamiętać, że taka jednostka (lub jej oznaczona część) musi przez te dwa miesiące pracy zarobić na siebie i na ewentualne modernizacje, które są niezbędne do dotrzymania nowych poziomów. W trakcie prac TWG zaproponowano zróżnicowanie wymagań dla źródeł pracujących poniżej 5000 h/rok, niestety propozycja ta nie została uwzględniona.

Musimy pamiętać, że zmieniający się rynek energii (m.in. rosnący udział nieregulowanych OZE) oraz wymaganie, aby na noc jednostki były odstawiane, będzie miał istotny wpływ na ekonomikę możliwości modernizacyjnych. Nie wspominając o środowiskowym aspekcie częstych rozruchów i zatrzymań – są to warunki działania inne niż normalne (tzw. ONTOC), w trakcie których wymagania emisyjne nie obowiązują w związku z brakiem możliwości poprawnego działania urządzeń oczyszczania spalin. A to tony siarki i pyłu wprowadzanych wprost do środowiska.

Po drugie – głosowania polityczne zamiast dyskusji technicznej

W przypadku prac TWG w Sewilli zawsze podkreślany jest aspekt techniczny tego procesu. Natomiast należy zwrócić uwagę, że często – zwłaszcza w sytuacjach politycznie drażliwych – proces techniczny jest zastępowany przez politykę. Anegdotyczny jest już przypadek, w którym jeden z krajów mocno zabiegający o zaostrzenie emisji dla danej branży przemysłowej, zapytany, ile właściwie tego typu zakładów jest u niego zlokalizowanych, odpowiadał z rozbrajającą szczerością, że w zasadzie to nie ma żadnego, ale jego „green industry” z chęcią zarobi na modernizacjach.

Nie tak kontrowersyjna, ale mimo wszystko podobna sytuacja miała miejsce w pracach nad wymaganiami dla węgla brunatnego. Praktycznie wszystkie kraje, w których takie obiekty są eksploatowane, wskazywały na nieprawidłowe określenie poziomu emisji NOx, które celowo wymuszają olbrzymie inwestycje w skali podsektora przy stosunkowo niewielkiej korzyści dla środowiska. Niestety, kraje te zostały potraktowane jak mniejszość podczas głosowania i pozostało im jedynie zgłosić zdanie odrębne (tzw. split view), będące formą protestu. O ustaleniu wymagań dla węgla brunatnego zdecydowało kilka aktywnych krajów (i eksperci NGOs) oraz milcząca większość, której sprawy węgla brunatnego zwyczajnie nie interesują.

Po trzecie – ważne jest to, czego nie ma

Teoretycznie konkluzje BAT są proste w użyciu – odnajdujemy swoją instalację w tabelce, ze względu na jej moc, paliwo lub technikę – i mamy poziom, który musimy dotrzymać. Ale oczywiście diabeł tkwi w szczegółach. Analizując zapisy, znajdujemy mnóstwo niejasności, które wymagają interpretacji – a nie znając kulisów czy też szerszego kontekstu, może być o to trudno. Pierwszą, najważniejszą są zakresy poziomów emisji BAT (tzw. BAT-AELs) – czy trzeba dotrzymywać wartość górną czy dolną? Tutaj na szczęście polski ustawodawca definiując graniczną wielkość emisji, zdecydował, że chodzi o górną. Podobnie w kwestii uznania instalacji za nową lub istniejącą (wg definicji – liczy się data uzyskania pozwolenia) – ale czy chodzi o pozwolenie emisyjne/zintegrowane czy też na budowę? Czy musi być ostateczne? Tutaj Ministerstwo Środowiska nie ma możliwości regulacji ustawowych – wydaje jedynie interpretacje. Akurat w tej sprawie wiadomo, że chodzi o pozwolenie emisyjne, a przesądza data  wydania decyzji (niektóre pozwolenia zintegrowane nie stały się jeszcze ostateczne od 2015 roku, wskutek przeciągających się odwołań…).

Generalnie w konkluzjach BAT panuje zasada – jeśli nie ma w nich konkretnego zapisu i nie da się wysnuć sposobu postępowania z zapisów np. dyrektywy IED – kraje członkowskie mają swobodę w interpretacji niejasności. Część z tych wątpliwości zostało już zauważone przez resort środowiska i stosowne interpretacje powstały lub powstaną w najbliższej przyszłości – idą one raczej w stronę urealnienia nowych wymogów, co jest korzystne dla energetyki – o ile inne regulacje (np. wspomniane IED) na to pozwalają.

Komisja Europejska jest tutaj jednak częściowo usprawiedliwiona – konkluzje są adresowane do wszystkich krajów i muszą uwzględniać specyficzne niekiedy rozwiązania prawne tam stosowane. Niestety nie ułatwia to podejmowania decyzji inwestycyjnych czy szacowania ich ryzyka.

Cały artykuł został opublikowany w nr 7/2017 dwumiesięcznika "Energetyka Cieplna i Zawodowa".