Umowa nr: 501H/4433/0482/000. Zamawiający: Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie. Autorzy pracy:

Transkrypt

1 Analiza wpływu zmian w ograniczeniach emisyjnych dla instalacji LCP zawartych w propozycji nowej dyrektywy IPPC na instalacje energetyczne w warunkach polskich Etap I Warszawa, czerwiec 2008

2 Analiza wpływu zmian w ograniczeniach emisyjnych dla instalacji LCP zawartych w propozycji nowej dyrektywy IPPC na instalacje energetyczne w warunkach polskich Umowa nr: 501H/4433/0482/000 Zamawiający: Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie Autorzy pracy: dr inŝ. Wojciech Bujalski prof. nzw. dr hab. inŝ. Krzysztof Badyda dr inŝ. Andrzej Kądzielawa dr inŝ. Rafał Laskowski prof. dr hab. inŝ. Janusz Lewandowski dr inŝ. Grzegorz Niewiński dr inŝ. Krzysztof Wojdyga Kierownik pracy: prof. dr hab. inŝ. Janusz Lewandowski 2

3 Spis treści 1. Wstęp Identyfikacja oraz porównanie standardów emisyjnych wynikających z propozycji nowej dyrektywy IPPC STANDARDY DLA ŹRÓDEŁ OPALANYCH WĘGLEM STANDARDY DLA ŹRÓDEŁ OPALANYCH GAZEM ZIEMNYM STANDARDY DLA ŹRÓDEŁ OPALANYCH GAZEM KOKSOWNICZYM ORAZ WIELKOPIECOWYM STANDARDY DLA ŹRÓDEŁ OPALANYCH PALIWAMI CIEKŁYMI STANDARDY DLA ŹRÓDEŁ OPALANYCH BIOMASĄ STANDARDY DLA TURBIN GAZOWYCH STANDARDY EMISYJNE DLA ŹRÓDEŁ OBJĘTYCH DEROGACJAMI PORÓWNANIE WYMOGÓW DYREKTYWY 2001/80/WE I PROPOZYCJI NOWEJ DYREKTYWY IPPC DLA ŹRÓDEŁ ISTNIEJĄCYCH PODSUMOWANIE ITERATURA Identyfikacja uwarunkowań pakietu klimatycznego" i ogólna ocena ich wpływu na sposoby dostosowania sektora do wymagań w Nowej Dyrektywie IPPC PROPOZYCJA DYREKTYWY [3.1] ZMIENIAJĄCEJ DYREKTYWĘ 2003/87/WE (ETS) PROPOZYCJA DYREKTYWY W SPRAWIE GEOLOGICZNEGO SKŁADOWANIA DWUTLENKU WĘGLA PROPOZYCJA DYREKTYWY W SPRAWIE PROMOWANIA STOSOWANIA ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH DECYZJA W SPRAWIE STARAŃ ZMIERZAJĄCYCH DO OGRANICZENIA EMISJI GAZÓW CIEPLARNIANYCH STANOWISKO RZĄDU POLSKIEGO W SPRAWIE PAKIETU KLIMATYCZNEGO PODSUMOWANIE LITERATURA Opracowanie modelu emisyjnego pozwalającego na dokonanie porównań skutków implementacji zaostrzonych standardów nowej Dyrektywy IPPC BAZA DANYCH MODELU EMISYJNEGO INFORMACJE O PRODUKCJI I EMISJACH DLA POSZCZEGÓLNYCH SEKTORÓW Z BAZY DANYCH Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło uŝytkowe w Polsce do roku

4 5.1.ZAŁOśENIA I METODYKA PROGNOZY SYTUACJA DEMOGRAFICZNA PRODUKT KRAJOWY BRUTTO ZUśYCIE ENERGII FINALNEJ ZAPOTRZEBOWANIE NA ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ ZAPOTRZEBOWANIE NA CIEPŁO SIECIOWE LITERATURA Charakterystyka technicznych moŝliwości krajowego systemu przesyłowego z uwzględnieniem potencjału połączeń międzysystemowych AKTUALNY STAN SYSTEMU PRZESYŁOWEGO Ocena strat energii elektrycznej w sieci przesyłowej Identyfikacja przyczyn i technicznych skutków ograniczeń przesyłowych Stan zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej w 2007 roku PLANOWANY ROZWÓJ KRAJOWEGO SYSTEMU PRZESYŁOWEGO Aktualny stan realizacji projektów inwestycyjnych pośrednio wpływających na zwiększenie zdolności przesyłowej KSP Inwestycje rozwojowe i modernizacyjne aktualnie realizowane do roku Planowane inwestycje w latach REALIZACJA INWESTYCJI BEZPOŚREDNIO WPŁYWAJĄCYCH NA ZWIĘKSZENIE ZDOLNOŚCI PRZESYŁOWYCH WSPÓŁPRACY MIĘDZYSYSTEMOWEJ Przedsięwzięcia inwestycje przewidywane w ramach rozwoju połączeń transgranicznych do roku Uszczegółowienie realizowanych inwestycji bezpośredni wpływających na połączenia międzysystemowe PODSUMOWANIE LITERATURA Prognoza trwałego odstawiania jednostek wytwórczych STRUKTURA WIEKOWA JEDNOSTEK I KRYTERIUM ODSTAWIANIA JEDNOSTEK SZCZEGÓŁOWY HARMONOGRAM ODSTAWIANIA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH ZBIORCZE ZESTAWIENIA SKUTKÓW ODSTAWIENIA JEDNOSTEK KRYTERIUM ODSTAWIANIA JEDNOSTEK W WYNIKU WDROśENIA NOWEJ DYREKTYWY IPPC Załącznik: Zestawienie źródeł spalania rozpatrywanych w pracy

5 1 Wstęp Niniejszy raport zawiera sprawozdanie z I etapu pracy realizowanej na zamówienie Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, zgodnie z umowa nr 501H/4433/0482/000. Zakres pracy obejmuje omówione poniŝej zadania. 1. Identyfikacja oraz porównanie wartości standardów emisyjnych dla źródeł istniejących i nowych, wynikających z projektu dyrektywy Parlamentu Europejskiego i rady w sprawie emisji przemysłowych z (COM wersja ostateczna), zmieniającej obowiązujące obecnie dyrektywy 96/61/WE (tzw. dyrektywa IPPC) oraz 2001/80/WE (tzw. dyrektywa LCP) zwanej dalej Nową Dyrektywą IPPC" z wartościami wynikającymi z innych regulacji tj.: Rozporządzenia Ministra Środowiska z 20 grudnia 2005 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji, Dyrektywy 2001/80/WE z 23 października 2001 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z duŝych źródeł spalania paliw, wytycznych BREF (BAT) dla LCP z czerwca 2006 r, z wykazaniem wpływu róŝnych definicji źródła spalania tj. źródło = kocioł oraz źródło = komin na istniejący majątek wytwórczy, z uwzględnieniem źródeł o mocy MW (tak, jak określa to projekt Nowej Dyrektywy IPPC ). 2. Identyfikacja uwarunkowań pakietu klimatycznego" i ocena ich wpływu na sposoby dostosowania sektora do wymagań proponowanych w Nowej Dyrektywie IPPC". Identyfikacja dotyczyć ma: - wersji pakietu klimatycznego" proponowanej przez Komisję Europejską i opublikowanej w dniu , - wersji pakietu klimatycznego" zmodyfikowanego zgodnie ze stanowiskiem Rządu Polskiego lub sugestiami Ministerstwa Gospodarki, - wersji pakietu klimatycznego" zgodnego z projektem Komisji, ale przy załoŝeniu, Ŝe Nowa Dyrektywa IPPC zacznie obowiązywać od roku Opracowanie modelu emisyjnego pozwalającego na dokonanie porównań skutków implementacji zaostrzonych standardów Nowej dyrektywy IPPC. Obliczenia mają być wykonane przy upraszczających załoŝeniach, które szczegółowo zostaną przedstawione 5

6 Zamawiającemu do akceptacji. Obliczenia oparte zostaną na bazie źródeł spełniających wymogi definicji LCP, z uwzględnieniem definicji źródło = komin oraz alternatywnie dla porównania skutków zmiany definicji źródło = kocioł. Obliczenia będą wykonane wariantowo, ze wskazaniem skutków emisyjnych wprowadzenia obecnych i proponowanych w Nowej dyrektywie IPPC ograniczeń emisyjnych. Jako punkt bazowy do obliczeń krajowych skutków emisyjnych maja być wykorzystane dane produkcyjne z 2007 roku w odniesieniu do podsektorów energetyki zawodowej (elektrowni i elektrociepłowni) oraz dla pozostałych źródeł najbardziej aktualne dostępne dane (nie wcześniejsze jednak niŝ z roku 2005), z uwzględnieniem ścieŝki wzrostu produkcji energii elektrycznej według uzgodnionych z Zamawiającym załoŝeń. Obliczenia będą uwzględniać prognozę wpływu spalania biomasy w tej grupie źródeł na wielkość emisji poszczególnych zanieczyszczeń. W opracowanym modelu uwzględnione zostaną standardowe paliwa. Proponuje się aby były to: - węgiel brunatny - zgodnie z prognozami dla złóŝ krajowych (Bełchatów- Szczerców, Turów, PAK) - węgiel kamienny - 2 standardowe gatunki paliwa - sieciowy gaz ziemny - w indywidualnych przypadkach paliwo dotychczas wykorzystywane w źródle. 4. Opracowanie metodyki oraz kryteriów oceny moŝliwości pracy źródeł w warunkach określonych w Nowej Dyrektywie IPPC. Powinny to być kryteria ekonomiczne, uwzględniające z jednej strony konieczne nakłady finansowe na dostosowanie instalacji, a z drugiej przewidywany czas Ŝycia" instalacji. 5. Wykonanie uproszczonej wariantowej (ze względu na wariantowe podejście do pakietu klimatycznego : w wersji Komisji Europejskiej i wersji modyfikowanej prze Rząd RP) prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło do roku 2030, celem określenia skutków regulacji, proponowanych w Nowej Dyrektywie IPPC nie tylko dla aktualnej produkcji energii elektrycznej i ciepła, ale takŝe w perspektywie roku Prognoza ta ma uwzględniać skutki wdroŝenia pakietu klimatycznego" przy wykorzystaniu dostępnych informacji rządowych i eksperckich. 6

7 6. Przedstawienie, w oparciu o metodykę, o której mowa w pkt. 4 i uzgodnienie z Zamawiającym scenariuszy wycofań i modernizacji istniejących źródeł, budowy nowych źródeł oraz budowy połączeń transgranicznych, spowodowanych przyjęciem standardów emisyjnych z Nowej Dyrektywy IPPC dla definicji źródło = kocioł oraz źródło = komin i ocena moŝliwości bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego w całym okresie i w poszczególnych latach tego okresu. Przedstawienie struktury źródeł pozwalających na pokrycie prognozowanego jw. zapotrzebowania na energię elektryczną ciepło w poszczególnych latach analizowanego okresu Analiza wyników obliczeń emisyjnych, w tym: określenie sumarycznej wielkości emisji CO 2, SO 2, NO x i pyłu z sektora LCP ze źródeł istniejących przy standardach emisji według obecnie obowiązujących regulacji oraz wynikających z regulacji proponowanych w Nowej Dyrektywa IPPC; określenie sumarycznej wielkości emisji CO 2, SO 2, NO x i pyłu) z nowych źródeł niezbędnych do pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło, o którym mowa w pkt. 5; określenie szacunkowych wymaganych skuteczności instalacji ograniczających emisję (SO x, pył, NO x ) dla istniejących instalacji LCP, wskazanie (kategorii, ilości) źródeł wymagających modernizacji/zabudowy nowych instalacji; wskazanie (kategorii, ilości) źródeł niezdolnych do kontynuacji produkcji w wyniku zaostrzenia standardów analizowanych zanieczyszczeń; oszacowanie wielkości potrzeb inwestycyjnych w źródła nowe (wraz z określeniem technologii) wynikających z zaostrzenia standardów emisji do poziomów, proponowanych w Nowej Dyrektywie IPPC przy uzgodnionym zapotrzebowaniu na energię elektryczną i ciepło; oszacowanie wielkości kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych dostosowania się do proponowanych regulacji prawnych, obejmujących zarówno budowę instalacji oczyszczających spaliny, jak i budowę nowych źródeł. W przeprowadzonej analizie kategoryzacja źródeł będzie przeprowadzona w dwóch płaszczyznach: dla róŝnych zakresów mocy, wieku urządzeń oraz zwyczajowo wyróŝnianych 7

8 podsektorów wytwarzania: elektrowni, elektrociepłowni, ciepłowni i elektrociepłowni przemysłowych. 8. Oszacowanie skutków wprowadzenia Nowej dyrektywy IPPC (przy definicji źródło = komin i źródło = kocioł dla sektora LCP i porównanie w stosunku do skutków wynikających z obowiązujących standardów emisyjnych w zakresie wymaganych inwestycji w nowe i istniejące obiekty wraz z oceną rozkładu geograficznego w zakresie ciepłownictwa i elektrociepłowni oraz określeniem ubytków jednostek systemowych zasilających krajowy system elektroenergetyczny. Wskazanie potencjalnego wpływu poszczególnych zapisów Nowej Dyrektywy IPPC, zaostrzających wymogi emisyjne, na poszczególne podsektory wytwarzania. 9. Ocena wpływu nowych rozwiązań prawnych na koszty wytwarzania i ceny energii elektrycznej oraz ciepła. 10. Opracowanie wniosków końcowych wynikających z analizy obliczeń emisyjnych oraz oszacowania skutków dla energetyki (sektora LCP). Porównanie uzyskanych wyników analizy i wniosków z wynikami analiz wykonanych na zlecenie Komisji Europejskiej odnośnie polskiego sektora LCP, które Komisja Europejska zastosowała przy przygotowaniu projektu Nowej Dyrektywy IPPC (dostępne na stronie internetowej Analiza zostanie wykonana: - dla wszystkich źródeł energetycznego spalania paliw o mocy cieplnej w paliwie od 20 MW w rozbiciu na producentów energii elektrycznej i ciepło - w oparciu o moŝliwie aktualne dane dot. źródeł: - dla elektrowni i elektrociepłowni z 2007 r. - dla pozostałych źródeł nie wcześniej niŝ dla 2005 r. 11. Wypracowanie wniosków przydatnych dla opracowania Polityki Energetycznej do 2030 roku. 12. Opracowanie streszczenia dla administracji rządowej (w języku polskim i angielskim). 8

9 13. Przygotowanie komunikatu dla prasy (w języku polskim i angielskim). 14. Sporządzenie prezentacji (Power Point) do zaprezentowania na konferencji prasowej. Zgodnie z uwagami Ministerstwa Gospodarki, praca obejmuje analizy dla wszystkich źródeł energetycznego spalania paliw o mocy większej od 20 MW. Wymagało to udostępnienia przez KASHUE bazy danych źródeł o mocy z zakresu MW, stworzonej w ramach przygotowywania projektu KPRU II lub zaktualizowanej przez KASHUE. I etap pracy obejmował zakres punktów 1 6 i niniejszy raport jest sprawozdaniem z realizacji zadań związanych z tymi punktami. Zgodnie zakresem pracy w p. 2 oprócz omówienia związanych regulacji prawnych przewidywano takŝe ich ocenę wpływu róŝnych definicji źródła spalania tj. źródło = kocioł oraz źródło = komin na istniejący majątek wytwórczy, z uwzględnieniem źródeł o mocy MW. PoniewaŜ realizacja tego zadania nie jest moŝliwa przed zakończeniem pracy nad punktami 7 9, zostanie ono zrealizowane w ramach etapu II. Z podobnych przyczyn w przypadku punku 6 podano scenariusz wycofań uwzględniający tylko zuŝycie instalacji. W etapie II zostaną zidentyfikowane źródła, które naleŝało będzie wycofać z powodu niemoŝliwości lub nieopłacalności ich dostosowania do zmienionej dyrektywy IPPC. Wtedy takŝe będzie moŝliwe przedstawienie pełnego obrazu polskie energetyki po roku 2016 łącznie z pełna ocena zapotrzebowania na moc i energie elektryczną oraz ciepło. 9

10 2. Identyfikacja oraz porównanie standardów emisyjnych wynikających z propozycji nowej dyrektywy IPPC Proces akcesji do Unii Europejskiej włączył krajową energetykę w wymuszanie ograniczeń emisyjnych drogą wprowadzania kolejnych zaostrzeń obowiązujących standardów emisji pyłu, tlenków siarki oraz tlenków azotu. Coraz bardziej surowe są wymogi stawiane starzejącym się jednostkom kotłowym w obiektach istniejących, kwalifikowanych jako zbudowane po roku 1990 (według nowszych regulacji oddane do uŝytku po 28 marca 2003). Zmiany wprowadzone w drodze przeniesienia na rodzimy grunt wymogów Dyrektywy 2001/80/WE, których istotna część weszła w Ŝycie na początku roku 2008, nie stanowią tu jednakŝe ostatniego wyzwania. Przedmiotem rozwaŝań w niniejszym rozdziale jest identyfikacja oraz porównanie wartości standardów emisyjnych wynikających z propozycji [2.1] przygotowywanej dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych, zmieniającej obowiązujące obecnie dyrektywy, przede wszystkim: IPPC (96/61) [2.3] oraz LCP (80/2001) [2.5] (takŝe 78/176, 82/883, 92/112, 1999/13, 2000/76). Propozycja ta, pochodząca z 21 grudnia 2007 uzyskała miano Nowej dyrektywy IPPC. Zakres jej działania jest szerszy niŝ poprzedniczki o tej nazwie. Nie wchodzi ona oficjalnie w skład opublikowanego później, w dniu 23 stycznia 2008 Pakietu Klimatycznego, analizowanego w rozdziale następnym. Jest jednak z nim związana, silnie rzutując na ograniczenia emisyjne tlenków siarki, azotu i pyłu. W dokumencie proponowane jest między innymi wprowadzenie zasady dopuszczenia jedynie najlepszych dostępnych technik (BAT), to jest zgodnych z dokumentem referencyjnym (BREF). Nowelizacja obejmuje źródła o mocy powyŝej 20 MW dla instalacji spalających paliwa, do produkcji energii granica ta wynosi 50 MW - odniesienie do strumienia energii doprowadzanego w paliwie. Jako źródło emisji proponuje się traktować komin (art. 32 w [2.1]). W tabelach prezentowanych w dalszej części rozdziału przedstawiono dynamikę zmian standardów emisyjnych obowiązujących w istniejących oraz nowych źródłach korzystających z paliw kopalnych pochodzenia organicznego. W dalszej kolejności przedstawiono analogiczne porównanie równieŝ dla biomasy i innych paliw stosowanych w energetyce, w tym utylizowanych w kotłach energetycznych gazów odpadowych z hutnictwa. Dynamika zmian wymogów wynika z kolejno wydawanych w kraju rozporządzeń Ministra 10

11 Środowiska. Pierwsze z tych rozporządzeń [2.10] zostało opublikowane w dniu 12 lutego 1990, kolejne ogłaszano w latach: 1998 [2.9], 2001 [2.8], 2003 [2.7] oraz ostatnie [2.6] w roku Podstawą do sformułowania wymogów w dwóch ostatnich rozporządzeniach były, w części dotyczącej instalacji LCP, w decydującej mierze zalecenia wspomnianej dyrektywy 2001/80 [2.5]. Równocześnie przez szereg lat na forum Unii Europejskiej, w oparciu o dyrektywę 96/61 w wersji dotychczasowej [2.3] opracowywano zalecenia dla najnowszych dostępnych technik (BAT). Sfinalizowano je w roku 2006 i przedstawiono w formie obszernego dokumentu zawierającego między innymi (bardzo restrykcyjne) propozycje standardów emisyjnych dla urządzeń spełniających wymogi BAT w instalacjach energetycznych [2.4]. Obok sformułowanych dodatkowo w tym dokumencie zaleceń dotyczących uzyskiwanej sprawności są to więc kolejne propozycje zaostrzenia wymogów środowiskowych. Wymagania sprawnościowe w istocie przekładają się na ograniczanie emisyjności w zakresie CO 2. Dopełnienie przygotowanych tabel stanowią informacje o kolejnych zamierzonych zmianach regulacji unijnych związanych z propozycją dyrektywy [2.1], na tle wcześniejszych zaleceń BREF. Nowelizacja standardów emisyjnych miałaby nastąpić od roku 2016, a więc za niecałe 8 lat. Obecnie obowiązujący program zmian wymogów emisyjnych sięga horyzontu tego właśnie roku. Z terminem tym związane jest na przykład zaplanowane juŝ w Dyrektywie 2001/80/WE znaczące zaostrzenie wymogów dotyczących dopuszczalnej emisji NO x dla źródeł o największej mocy powyŝej 500 MW w paliwie (do 200 mg/m 3 stanowiące praktycznie wymuszenie budowy instalacji DENOX w znacznej ich części). Zgodnie z art. 2 Dyrektywy 2001/80/WE [2.5] źródło nowe oznacza źródło spalania paliw, dla którego pierwsze pozwolenie na budowę lub w przypadku braku takiej procedury, pierwsze pozwolenie na uŝytkowanie wydano 1 lipca 1987 lub po tej dacie. Źródło istniejące oznacza źródło spalania paliw, dla którego pierwsze pozwolenie na budowę lub w przypadku braku takiej procedury, pierwsze pozwolenie na uŝytkowanie wydano przed 1 lipca Dopuszczalne wielkości emisji (standardy) zapisane w załącznikach III VII (w ich częściach A) do Dyrektywy 2001/80/WE przyjmują wartości jednakowe dla źródeł istniejących i tych źródeł nowych, dla których pozwolenia na budowę (uŝytkowanie), będą przedmiotem wniosku przed 27 listopada 2002, pod warunkiem ich oddania do uŝytkowania przed 27 listopada Źródła nowe, które tego warunku nie spełniają odpowiadać powinny wymogom surowszym, zapisanym w części B wymienionych załączników. 11

12 W rozporządzeniu [2.5] powyŝszy podział na źródła nowe oraz istniejące został zachowany. Standardy emisyjne w tym rozporządzeniu podane zostały osobno: dla źródeł istniejących, nowych, jeŝeli wniosek o wydanie pozwolenia na budowę złoŝono przed dniem 27 listopada 2002 r., a źródła zostały oddane do uŝytkowania nie później niŝ do dnia 27 listopada 2003 r. oraz nowych dla których wniosek o wydanie pozwolenia na budowę złoŝono po dniu 26 listopada 2002 r. lub które zostały oddane do uŝytkowania po dniu 27 listopada2003 r. takŝe osobno w [2.5] zostały wyznaczone (złagodzone) standardy emisyjne dla źródeł istniejących, które oddano do uŝytkowania przed dniem 29 marca 1990 r., dla których prowadzący takie źródła zobowiązał się w pisemnej deklaracji, złoŝonej do dnia 30 czerwca 2004 r., Ŝe źródło będzie uŝytkowane nie dłuŝej niŝ do dnia 31 grudnia 2015 r., a czas jego uŝytkowania w okresie od dnia 1 stycznia 2008 r. do dnia 31 grudnia 2015 r. nie przekroczy godzin. Prawo do złagodzonych standardów emisji określane jest mianem derogacji. dodatkowo w [2.5] pojawia się grupa instalacji, które uzyskały derogacje imienne na mocy Traktatu Akcesyjnego. Zostały one w rozporządzeniu wymienione z nazwy. W rozporządzeniu [2.6] traktowane są jako osobna kategoria wśród źródeł istniejących, dla których wyznaczone zostały łagodniejsze dopuszczalne wielkości emisji. Derogacje w których przewidziano moŝliwość pracy ograniczoną pułapem godzin pracy po raz pierwszy pojawiły się w krajowych regulacjach w rozporządzeniu z roku 2003 [2.7]. Dotyczyły one paliw stałych (węgiel kamienny, węgiel brunatny, koks), biomasy, paliw ciekłych i gazowych. Zapisy tego rozporządzenia z niewielką zmianą wymogów (standardy emisji pyłu dla biomasy) przeniesione zostały do [2.6]. Wykaz obowiązujących w przepisach polskich na tle regulacji unijnych standardów dla tej grupy instalacji przedstawiono osobno, w rozdz.2.8. Podobnie po raz pierwszy w polskich przepisach w Rozporządzeniu [2.7] pojawiły się derogacje imienne. Obejmują one listę instalacji wymienionych w Rozporządzeniach [2.7] i [2.6] ze wskazaniem indywidualnym rodzaju zanieczyszczenia, którego dotyczy odstępstwo od standardu. Poszczególne instalacje mają zróŝnicowane indywidualnie terminy końcowe działania derogacji. Dla poszczególnych zanieczyszczeń przyjęto co prawda ramowe terminy wspólne, ale w niektórych przypadkach są one skrócone. Terminy wspólne to: od dnia 31 stycznia 2007 do dnia 31 grudnia 2015 (lub krócej) dla dwutlenku siarki, 12

13 od dnia 1 stycznia 2016 do dnia 31 grudnia 2017 dla tlenków azotu, od dnia 1 stycznia 2008 do dnia 31 grudnia 2017 (lub krócej) dla pyłu. Tak zróŝnicowanie indywidualnie odstępstwa dla poszczególnych źródeł, powodują, Ŝe dla celów niniejszej pracy konieczne jest tu indywidualne rozpatrzenie kaŝdego z przypadków osobno. Porównywanie kolejnej kategorii odstępstw od standardów ogólnych uznano więc za wnoszące istotnej informacji porównawczej Standardy dla źródeł opalanych węglem Porównania dla standardów emisyjnych ze źródeł spalających węgiel, wynikającego ze zmian w kolejnych rozporządzeniach Ministra Środowiska oraz zamierzonego zaostrzenia standardów IPPC dla źródeł istniejących dokonano w tabl.2.1 (standardy emisji SO 2 ), tabl.2.2 (standardy emisji NO x ) oraz 2.3 (standardy emisji pyłu). Podane w ostatnich kolumnach dane dotyczące zaleceń BREF (BAT) przedstawiono jako przedziały, zestawione z wartości krańcowych, podanych w [2.4] propozycji, zróŝnicowanych dla poszczególnych technologii spalania. W tabelach nie uwzględniono odstępstw od standardów proponowanych w rozporządzeniach krajowych dla instalacji objętych systemem derogacji. Są one znacznie bardziej liberalne od prezentowanych i dotyczą obiektów przewidywanych do wyłączenia w okresie do planowego wejścia w Ŝycie propozycji nowej dyrektywy IPPC. W oparciu o analizę danych prezentowanych w tabelach moŝna stwierdzić, Ŝe w przypadku kotłów węglowych w elektrowniach cieplnych, posiadających status obiektów istniejących standardy emisyjne uległy w Polsce ostatnio zaostrzeniu: w stosunku do pyłów od początku roku 2007, zaś w stosunku do emisji tlenków siarki od początku roku Zapowiedź kolejnego zaostrzenia wymogów sformułowana w obecnie obowiązującym rozporządzeniu [2.6] dotyczy tlenków azotu ma to nastąpić od roku 2016 w największych kotłach (powyŝej 500 MW w paliwie) - z obecnego poziomu 500 mg/m 3 do 200 mg/m 3. Jest to zgodne z wymogami przedstawionymi w Dyrektywie 2001/80/WE. NaleŜy podkreślić szczególnie restrykcyjny charakter wymogów BAT dla technologii węglowych oraz instalacji o mniejszej mocy. Zalecenia idą tu w kierunku znaczącego, w porównaniu z Dyrektywą 80/2001, zaostrzenia standardów. Zgodna z tą linią propozycja z [2.1] obniŝenia do 400 mg/m 3 progu dopuszczalnej emisji SO 2 dla mocy od 50 MW (w paliwie) oznacza w praktyce wprowadzenie obowiązku wysokosprawnego odsiarczania juŝ dla małych kotłów energetycznych i duŝych ciepłowniczych, szczególnie jeśli wziąć pod 13

14 uwagę traktowanie jako źródła emisji komina. Dwa kotły WR-25 (po 29 MW mocy dostarczanej w paliwie kaŝdy) podlegać juŝ mają, w myśl [2.1] temu obowiązkowi. NaleŜy podkreślić, Ŝe w myśl stosowanej w Polsce interpretacji przepisów, dotychczas taka instalacja nie była traktowana jako objęta zakresem działania dyrektywy LCP, tak więc standardy emisyjne były dla niej wyznaczane w ramach przepisów krajowych. Tabl.2.1. Standardy emisji SO 2 dla węgla brunatnego/kamiennego [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 6% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące, porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE, BAT oraz propozycją [2.1]. Tam gdzie w komórkach zaznaczono jedną wielkość, jest ona wspólna dla obu paliw. Moc cieplna źródła [MWt] (98/01)* do 2006 (98/01)* do /WE*** 2003/05** 2003/05## Propozycja IPPC <10 -/2000 -/ /2000 -/ / / / / / # / / # / / wymogi BAT zróŝnicowane, zaleŝnie od technologii/paliwa - podano wartości skrajne liniowa zmiana w zakresie MWt (# MWt) * - węgiel brunatny/kamienny ** - wartości obowiązujące od roku urządzenia zbudowane przed *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW, paliwa stałe poza biomasą ## - urządzenia zbudowane po w rozumieniu rozporządzeń 98/01 instalacje nowe BAT Proponowane standardy dla źródeł o nieco tylko większej mocy okazują się jeszcze bardziej surowe (250 mg/m 3 powyŝej 100 MW oraz 200 mg/m 3 dla źródeł o mocy powyŝej 300 MW w paliwie). Jest to pięciokrotne w stosunku do Dyrektywy 2001/80/WE zaostrzenie dla instalacji mniejszych oraz 2-krotne dla największych, jeśli nie brać pod uwagę uwarunkowań wynikających z traktowania jako źródło komina (specyfika polskiej interpretacji przepisów). Instalacje średniej mocy, w tym szczególnie pracujące na wspólny komin podlegać mogą jeszcze większemu zaostrzeniu wymogów. Wprowadzone w naszym kraju od początku roku 2008 obniŝenie standardów dla emisji SO 2 podlegać miałoby więc w perspektywie kilku (ośmiu) zaledwie lat kolejnej istotnej zmianie równieŝ dla instalacji objętych praktycznie obowiązkiem odsiarczania (zaostrzenie wymogów z 400 do 200 mg/m 3 ). Maszyny i urządzenia w instalacjach energetycznych projektowane są z reguły na około 25 lat pracy. Niektóre z właśnie zbudowanych instalacji odsiarczania mogą się więc okazać, z uwagi na wskazane zaostrzenie przepisów nieprzydatne do dalszej eksploatacji juŝ od roku Powodem moŝe okazać się niemoŝność spełnienia zaostrzonych wymagań (jeśli brak jest rezerw na modernizacje). 14

15 Propozycje [2.1] zmian wymogów dotyczących emisji NO x (tabl.2.2) moŝna uznać za równie radykalne w porównaniu do zapisów Dyrektywy 2001/80/WE. Stosunkowo liberalne wymogi obecne (600 mg/m 3 ), moŝliwe praktycznie we wszystkich przypadkach do spełnienia metodami pierwotnymi zastąpić ma progowy wymóg 200 mg/m 3 juŝ dla instalacji o mocy od 100 MW w paliwie. Jedynie małe ( MW) kotły spalające węgiel brunatny pozostawiono w zakresie bardziej liberalnych, bliskich dotychczasowym wymagań emisyjnych. Z punktu widzenia krajowej energetyki proponowana zmiana dotknie praktycznie wszystkie instalacje węglowe z kotłami energetycznymi o wydajności mniejszej niŝ 650 t/h. Te ostatnie zostały juŝ, jak wspomniano, objęte planowaną od roku 2016 zmianą wynikającą z Dyrektywy 2001/80/WE. DuŜe i średnie instalacje z kotłami wodnymi (ciepłowniczymi) znajdą się równieŝ w obszarze działania tego zapisu. W praktyce oznacza on wymuszenie budowy instalacji usuwania tlenków azotu ze spalin (metody wtórne). Dotychczas obowiązujące w Polsce standardy emisyjne w zakresie NO x, nieco surowsze od wynikających z Dyrektywy 2001/80/WE (tabl.2.2.), nie wymuszały korzystania z metod wtórnych. Wystarczające było stosowanie metod pierwotnych, sprowadzających się do odpowiedniego kształtowania procesu spalania, najczęściej korzystania z palników niskoemisyjnych przy podziale paliwo/powietrze do strefy spalania, stosowania powietrza OFA, recyrkulacji spalin zabiegów łączonych z odpowiednim przygotowaniem węgla w procesie mielenia. Dla spełnienia zaostrzonego do 200 mg/m 3 NO x standardu w większości przypadków będzie to zabieg niewystarczający. Tabl.2.2. Standardy emisji NO x dla węgla brunatnego/kamiennego[mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 6% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące, porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE, BAT oraz propozycją [2.1]. Tam gdzie w komórkach zaznaczono jedną wielkość, jest ona wspólna dla obu paliw Moc cieplna źródła [MWt] (98/01) do 2006 (98/01) do /WE*** Rozp. 2003/05 ** Propozycja IPPC <5 -/400 -/ /400 -/ /400 -/ / / /400 1 / 600/ ##/ / / / /400 1 / 600/ / BAT / / /400 1 / 600/ / / (200)* 500(200)* standardy dla instalacji zbudowanych po (uznanych za istniejące, ale wcześniej ze statusem nowych, gdy kryterium była data budowy dla których wniosek o wydanie pozwolenia na budowę złoŝono po dniu 26 listopada 2002 r. lub które zostały oddane do uŝytkowania po dniu 27 listopada 2003 r.) ** - wartości obowiązujące od roku 2008 (* od roku wartość w nawiasie) *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW, paliwa stałe poza biomasą ## - tylko dla palenisk pyłowych na węgiel brunatny 15

16 Decyzja o kontynuacji eksploatacji kotłów w instalacjach istniejących po roku 2016 będzie więc w istocie w wielu przypadkach oznaczać konieczność wprowadzenia do elektrowni instalacji usuwania NO x ze spalin (DENOX), na przykład zastosowanie katalizatorów. Działanie zmiany w przepisach obowiązujących obecnie rozciąga się na wszystkie źródła (tu kotły) o mocy przekraczającej 500 MW dostarczanej w paliwie. Dotyczy to prawie wszystkich bloków 200, 360 i 500 MW jeśli będą planowane do dalszej eksploatacji. Według [2.11] w roku 2005 pracowało takich kotłów 80 (62 w blokach 200 MW, 16 w blokach 360 MW oraz 2 w blokach 200 MW). Przed rokiem 1995 powstały jedynie nieliczne spośród nich (2 w Elektrowni Opole, 6 kotłów fluidalnych w Elektrowni Turów). Kotły te stanowiły źródło pary dla bloków energetycznych o łącznej mocy zainstalowanej MW na MW ogółem w elektrowniach cieplnych zawodowych (blisko 2/3 mocy zainstalowanej w polskich elektrowniach węglowych). Tabl.2.3. Standardy emisji pyłu dla węgla brunatnego/kamiennego[mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 6% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące, porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE, BAT oraz propozycją [2.1]. Tam gdzie w komórkach zaznaczono jedną wielkość, jest ona wspólna dla obu paliw Moc cieplna źródła [MWt] (98/01) do 2006 (98/01) do /WE*** 2003/05** (do 2015) 2003/05 (po 2015) Propozycja IPPC < (630*) / / / / / / / / / w Rozp. z roku 2003 przedłuŝono obowiązywanie tych standardów do roku 2008 * wartość 630 obowiązuje dla źródeł istniejących zbudowanych po , poza tym wartości jednakowe dla obu klas źródeł istniejących ** wartości obowiązujące od roku 2007, w rozpatrywanym zakresie mocy źródeł wymogi są identyczne przed i po 2015 r., inaczej jest dla instalacji o mniejszej mocy *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW, paliwa stałe poza biomasą BAT Ewentualna nowa zmiana w przepisach wynikająca z [2.1] moŝe prowadzić wymuszenie budowy instalacji DENOX równieŝ w mniejszych instalacjach. Dotyczyć będzie praktycznie wszystkich, z nielicznymi wyjątkami, kotłów energetycznych w energetyce zawodowej (ponad 300), licznych kotłów w energetyce przemysłowej (praktycznie wszystkie energetyczne kotły węglowe o wydajności od około 50 t/h wzwyŝ oraz kotły o mniejszej mocy, ale pracujące w instalacjach na wspólny komin). Dodatkowo regulacją objęte zostaną kotły ciepłownicze w instalacjach pracujących na wspólny komin, jeśli ich łączna moc przekracza poziom 50 MW w paliwie. Dotychczas wydawało się, Ŝe dalsza eksploatacja 16

17 jednostek kotłowych w tej klasie mocy ( MW w paliwie) jest moŝliwa do kontynuacji po roku 2015 w warunkach określonych standardami emisyjnymi poza ten horyzont czasowy (planowane zmiany standardów tylko dla jednostek największych powyŝej 500 MW). Podobne cechy ma propozycja nowej regulacji w zakresie standardów emisyjnych dla pyłu (tabl.2.3). Określone w polskich przepisach wymagania zawarte w rozporządzeniach [2.7] i [2.6] określają perspektywę proponowanych zmian w horyzoncie czasowym 2015 roku. Propozycja [2.1] stanowi wyraźne, kilkakrotne zaostrzenie dopuszczalnej granicy zanieczyszczenia spalin. Będzie ona wymuszać co najmniej głębokie modernizacje instalacji odpylania (rozbudowa oraz/lub przebudowa odpylaczy), która najczęściej będzie musiała być łączona z dodatkowymi zabiegami wokół instalacji odsiarczania spalin. Niektóre sposoby dogrzewania spalin za instalacjami odsiarczania uniemoŝliwiają dotrzymania tak restrykcyjnych wymogów, szczególnie w odniesieniu do obiektów istniejących, gdzie z reguły stosunkowo niedawno prowadzono prace przystosowawcze do poprzednich zaostrzeń regulacji. Zaostrzenie kolejne nie powinno następować w przedziale czasu mniejszym od oczekiwanego zwrotu nakładów inwestycyjnych na działania poprzednie. W energetyce okresy te są stosunkowo długie z uwagi na kapitałochłonność inwestycji i przekraczają często 10 lat. Nowa propozycja, jeśli miałaby wejść w Ŝycie, powinna być poprzedzona, podobnie jak to miało miejsce w działaniach poprzednich, co najmniej kilkuletnim okresem przejściowym, w którym instalacje działające obecnie miałyby moŝliwość dostosowania do nowych wymogów lub wejścia w okres eksploatacji końcowej (do racjonalnie określonego okresu na ich zuŝycie). Powstanie dwóch dokumentów BREF oraz Dyrektywy 2001/80/WE - róŝni zaledwie okres 5 lat, przy czym prace nad BREF-em dla energetyki trwały juŝ od kilku lat w momencie ogłoszenia Dyrektywy, zaś zakończyły się praktycznie w roku Tzw. final draft BREF-u ukazał się z datą listopad Wersja finalna pierwotnie została ogłoszona w maju 2005, powtórnie [2.4] w czerwcu Od listopada 2004 w dokumencie dokonywano juŝ tylko niewielkich poprawek, choć kraje korzystające z węgla jako podstawowego paliwa, w tym Polska, w głosowaniu nad przyjęciem ostatecznej jego wersji były zdecydowanie przeciwne tak ostrym zapisom. Rzeczywista róŝnica czasowa to więc zaledwie 3, góra 4 lata. RóŜnice wymogów dla urządzeń istniejących między Dyrektywą, BREF oraz propozycją dyrektywy [2.1] widoczne są w ostatnich kolumnach tabl.2.1, 2.2. oraz 2.3. Są one szczególnie drastyczne w przypadku instalacji o mniejszej mocy. Jak moŝna stwierdzić, propozycje nowej dyrektywy są próbą zamiany dotychczasowych zaleceń BREF w obowiązujące regulacje. 17

18 Propozycje ustawiono co prawda na górnym poziomie zaleceń BREF, ale wzrost wymogów dla paliw węglowych jest i tak bardzo wysoki, szczególnie dotkliwy dla obiektów o mniejszej mocy. Wymogi dotyczące instalacji nowych są oczywiście bardziej surowe (tabl.2.4, tabl.2.5 oraz tabl.2.6). Przy obecnych przepisach w duŝych instalacjach energetycznych obowiązują następujące typowe poziomy dopuszczalnej zawartości zanieczyszczeń w spalinach: 200 mg/m 3 w przypadku dwutlenku siarki, 200 mg/m 3 w przypadku tlenków azotu, 30 mg/m 3 w przypadku pyłów. Według propozycji nowej dyrektywy miałoby nastąpić obniŝenie tych progów do poziomu: 150 mg/m 3 w przypadku dwutlenku siarki, 150 mg/m 3 w przypadku tlenków azotu, ale z pozostawieniem obecnego poziomu 200 mg/m 3 dla instalacji mniejszych, 10 mg/m 3 dla instalacji większych (powyŝej 300 MW) oraz 20 mg/m 3 dla instalacji mniejszych w przypadku pyłów. Tabl.2.4. Standardy emisji SO 2 dla węgla brunatnego/kamiennego [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 6% O 2 w spalinach suchych instalacje nowe. Porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE, BAT i propozycją [2.1]. Tam gdzie w komórkach zaznaczono jedną wielkość, jest ona wspólna dla obu paliw. Moc cieplna Rozp 80/WE*** Rozp. Propozycja BAT źródła [MWt (98/01) 2003/05* IPPC < / (200#) (200#) * z pozwoleniami na budowę wydanymi po lub oddane do uŝytku po *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW, paliwa stałe poza biomasą liniowa zmiana w zakresie MW # - propozycja standardu 200 mg/m 3 - dotyczy palenisk fluidalnych (CFB, PFBC) Tabl.2.5. Standardy emisji NO x dla węgla brunatnego/kamiennego[mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 6% O 2 w spalinach suchych instalacje nowe, porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE, BAT oraz propozycją [2.1]. Tam gdzie w komórkach zaznaczono jedną wielkość, jest ona wspólna dla obu paliw Moc cieplna Rozp 80/WE*** Rozp. 2003/05* Propozycja BAT źródła [MWt (98/01) IPPC < / / / / / / / / * z pozwoleniami na budowę wydanymi po lub oddane do uŝytku po *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW, paliwa stałe poza biomasą 18

19 Tabl.2.6. Standardy emisji pyłu dla węgla brunatnego/kamiennego [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 6% O 2 w spalinach suchych instalacje nowe, porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE, BAT oraz propozycją [2.1]. Wymagania w rozwaŝanym zakresie mocy są wspólne dla obu paliw Moc cieplna * 2001** 80/WE*** 2003/05* Propozycja BAT źródła [MWt IPPC < * z pozwoleniami na budowę wydanymi po lub oddane do uŝytku po ** - obowiązywało źródła, dla których pozwolenia na budowę wydano po *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW, paliwa stałe poza biomasą Zaostrzenie standardów dla instalacji nowych wyraŝa, jak się wydaje, stan dostępnych na rynku najlepszych technologii, które w perspektywie najbliŝszych kilku lat (od roku 2016) powinny być powszechnie wdraŝane w nowo budowanych obiektach. Ta część propozycji [2.1], jako dotycząca instalacji, do których planowania właśnie się przystępuje lub które będą dopiero planowane, nie budzi takich wątpliwości jak zapisana w tabl , dotycząca instalacji istniejących. Koszty ich wdroŝenia sprowadzą się do podwyŝszenia nakładów inwestycyjnych i pewnego wzrostu kosztów eksploatacyjnych będących wynikiem zwiększenia zuŝycia substancji aktywnych (sorbenty siarki, amoniak) oraz ewentualnie mediów pomocniczych (woda, para, energia elektryczna), słuŝących obniŝeniu emisji substancji szkodliwych do nowych, zaostrzonych progów emisyjnych Standardy dla źródeł opalanych gazem ziemnym Dynamikę standardów emisyjnych dla źródeł korzystających z gazu ziemnego jako paliwa wynikającą ze zmian w kolejnych rozporządzeniach Ministra Środowiska, na tle obecnych i planowanych regulacji europejskich przedstawiono w tabl Prezentowane wartości nie dotyczą wymagań dla turbin gazowych. Dla nich wymogi emisyjne formułowane są osobno (rozdz.2.7), z uwzględnieniem specyfiki procesu spalania (wysokie wartości współczynnika nadmiaru powietrza skutkujące duŝą zawartością tlenu w spalinach). Kolejne prezentowane w rozdziale tabele dotyczą standardów emisyjnych SO 2, NO x, pyłu oraz CO, wspólnie dla źródeł nowych i istniejących. 19

20 Tabl.2.7. Standardy emisji SO 2 dla gazu ziemnego [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 3% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące oraz nowe. Porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE, BAT oraz propozycji nowej dyrektywy IPPC. Wymogi są identyczne dla urządzeń istniejących i nowych we wszystkich przypadkach Moc cieplna źródła [MWt] Rozp Rozp (98/01) 80/WE*** Rozp. 2003/05 Propozycja IPPC BAT < < <10 *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW Tabl.2.8. Standardy emisji NO x dla gazu ziemnego [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 3% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące / nowe. Porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE, BAT oraz propozycji nowej dyrektywy IPPC. Tam gdzie w komórkach zaznaczono jedną wielkość, jest ona wspólna dla urządzeń istniejących i nowych. Moc cieplna źródła [MWt] Rozp.1990** Rozp (98/01) 80/WE*** Rozp. 2003/05 Propozycja IPPC <5 220/ / / / / / / / / ** wartość wyjściowa podana była w g/gj, zastosowano przelicznik na mg/m 3 równy 3.7 *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW BAT W tabelach zaznaczono, poza prezentowanymi wcześniej dla węgla, wymogi sformułowane w pierwszym z rozporządzeń regulujących emisję z roku 1990 [2.10]. Wówczas wymogi emisyjne dla gazu były pomijane (podano je jedynie dla NO x ). Dla przypomnienia naleŝy zaznaczyć, Ŝe poziom dopuszczalny emisji został tam wyraŝony w g/gj w stosunku do strumienia energii dostarczanej wynikającego z wartości opałowej paliwa. Uwagę zwraca praktyczny brak zróŝnicowania wymagań ze względu na moc oraz wiek (okres powstawania) urządzeń. Pewne, choć umiarkowane róŝnice moŝna zauwaŝyć jedynie w odniesieniu do tlenków azotu. Uderzającym jest brak zaostrzenia wymagań dla kotłów gazowych takŝe w propozycjach wynikających z nowej dyrektywy IPPC. Jedyną nowością w stosunku do Dyrektywy 2001/80/WE jest tu wprowadzenie propozycji standardów emisyjnych dla CO oraz zaostrzenie wymogów emisyjnych NO x w urządzeniach istniejących do poziomu wymaganego od urządzeń nowych. Standardy emisyjne dla tlenku węgla w rozporządzeniach krajowych nie pojawiały się, poza rozporządzeniami z lat 1998 oraz 2001 ([2.8] i [2.7]). 20

21 Tabl.2.9. Standardy emisji pyłu dla gazu ziemnego [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 3% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące / nowe. Porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE, BAT oraz propozycji nowej dyrektywy IPPC. Wymogi są identyczne dla urządzeń istniejących i nowych we wszystkich przypadkach Moc cieplna źródła [MWt] Rozp Rozp (98/01) 80/WE*** Rozp. 2003/05 Propozycja IPPC < < <5 *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW BAT Tabl Standardy emisji CO dla gazu ziemnego [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 3% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące / nowe. Porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE, BAT oraz propozycji nowej dyrektywy IPPC. Wymogi są identyczne dla urządzeń istniejących i nowych we wszystkich przypadkach. Uwaga! W rozporządzeniach 2003/05 standardy dla CO nie były podawane Moc cieplna źródła [MWt] Rozp Rozp (98/01) Propozycja IPPC BAT < # # # - wartość budziła rozbieŝne opinie w dyskusji nad limitami BAT Wytłumaczeniem powyŝszej sytuacji jest niska emisyjność gazu ziemnego jako paliwa zdecydowanie ekologicznego. Emisja SO 2 jest mała z uwagi na odsiarczanie gazu ziemnego stosowane z zasady w miejscu wydobycia. Niemniej jednak zwraca uwagę, Ŝe jedynie w tym miejscu autorzy projektu nowej dyrektywy zdecydowali się nie przepisać do swojej propozycji zaleceń BREF (tabl.2.7). Propozycja [2.1] odnośnie dopuszczalnej emisji SO 2 polega na utrzymaniu poziomu obecnego. Jest to o tyle zastanawiające, Ŝe akurat ten parametr byłby łatwy do utrzymania na poziomie proponowanym w BREF. Utrzymanie niskiej emisji pyłu z instalacji opalanych gazem równieŝ jest naturalnym wynikiem własności tego paliwa. Z punktu widzenia interesu krajowych uŝytkowników instalacji opalanych gazem wpływ proponowanych zmian jest marginalny w porównaniu ze skalą zmian dotyczących energetyki węglowej Standardy dla źródeł opalanych gazem koksowniczym oraz wielkopiecowym Gaz koksowniczy oraz wielkopiecowy są paliwami stosowanymi w polskich instalacjach LCP przede wszystkim w przemyśle hutniczym oraz elektrociepłowniach 21

22 pracujących na rzecz tego przemysłu. Są one często spalane w kotłach przystosowanych równocześnie do korzystania z innych paliw (zwykle węgla, równieŝ utylizowanych w tych kotłach paliw odpadowych). Prezentowane standardy emisyjne mają więc często wpływ cząstkowy na zobowiązania dla korzystających z nich źródeł, w proporcji do wsadu energetycznego z tych paliw pochodzącego. Dynamikę standardów emisyjnych dla źródeł korzystających z tych paliw wynikającą ze zmian w rozporządzeniach Ministra Środowiska [2.8], [2.7] i [2.6], na tle obecnych i planowanych regulacji europejskich przedstawiono w tabl Podobnie jak w przypadku gazu ziemnego prezentowane w rozdziale tabele dotyczą standardów emisyjnych SO 2, NO x, pyłu oraz CO, wspólnie dla źródeł nowych i istniejących. Tabl Standardy emisji SO 2 dla gazu koksowniczego (wielkopiecowego) [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 3% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące / nowe. Porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE oraz BAT. Moc cieplna źródła [MWt]] Rozp (98/01) 80/WE*** Rozporządzenie 2003/05 Propozycja IPPC BAT < / 400 (200) / / 400 (200) 400 (200) / / 400 (200) 400 (200) 5-20 *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW Tabl Standardy emisji NO x dla gazu koksowniczego (wielkopiecowego) [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 3% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące / nowe. Porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE oraz BAT. Tam gdzie w komórkach zaznaczono jedną wielkość, jest ona wspólna dla obu paliw Moc cieplna źródła [MWt]] Rozp (98/01) 80/WE*** Rozp. 2003/05 Propozycja IPPC BAT < / / / / / / *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW Tabl Standardy emisji pyłu dla gazu koksowniczego (wielkopiecowego) [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 3% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące / nowe. Porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE oraz BAT. Tam gdzie w komórkach zaznaczono jedną wielkość, jest ona wspólna dla obu paliw Moc cieplna źródła [MWt]] Rozp (98/01) 80/WE*** 2003/05 Propozycja IPPC <50 10 (50) - 10 (50) / 10 (30) (50) 10 (50) / 10 (30) 10 (50) / 10 (30) 10 (30) < (50) 10 (50) / 10 (30) 10 (50) / 10 (30) 10 (30) <5 *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW BAT 22

23 Propozycja [2.1] w odniesieniu do standardów emisyjnych dla SO 2 sprowadza się do rozszerzenia wymogów juŝ obowiązujących w Polsce dla urządzeń nowych na istniejące. Podobnie jest w przypadku ograniczeń emisyjnych z tych paliw dla pyłów. Zaostrzenie wymogów dla obu grup instalacji proponowane jest w odniesieniu do tlenków azotu. Propozycja nowej dyrektywy IPPC okazuje się stosunkowo liberalna w odniesieniu do zawartości siarki w spalinach z gazów przemysłowych, jeśli brać pod uwagę, Ŝe w BREF wspomina się o moŝliwości bardzo starannego oczyszczania tych gazów (zawartość H 2 S w przedziale mg/m 3 ), co umoŝliwia uzyskanie emisji SO 2 na poziomie 5 20 mg/m 3. Emisja tlenku węgla jest równieŝ przedmiotem rozwaŝań w propozycji zmian w dyrektywie IPPC. Zgodnie z rozporządzeniami Ministra Środowiska z lat 1998 oraz 2001 w regulacjach krajowych przyjęto dopuszczalny poziom 150 mg/m 3. Tabl Standardy emisji tlenku węgla dla gazu koksowniczego (wielkopiecowego) [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 3% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące oraz nowe. Porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE oraz BAT. Wielkości wspólne dla obu paliw Moc cieplna źródła [MWt]] Rozp (98/01) Propozycja IPPC BAT < # # # - wartość budziła rozbieŝne opinie w dyskusji nad limitami BAT Jak moŝna zauwaŝyć na podstawie prezentowanych w niniejszym rozdziale porównań, podobnie jak w przypadku paliw węglowych w propozycji nowej dyrektywy IPPC zakłada się (poza limitem dla SO 2 ) wprowadzenie do standardów górnych granic zalecanych w BREF Standardy dla źródeł opalanych paliwami ciekłymi Porównania standardów emisji dla paliw ciekłych przeprowadzono w tabl.2.15 (dla SO 2 ), tabl.2.16 oraz tabl.2.17 dla emisji NO x (osobno urządzenia nowe oraz istniejące ) i w podobnym układzie (dwie osobne tabele tabl.2.18 i tabl.2.19) dla zanieczyszczeń pyłowych. W historii przepisów krajowych uwzględniono wszystkie rozporządzenia, poczynając od regulacji obowiązującej dla grupy B z [2.10], to jest dla urządzeń istniejących od końca roku 1997, z zastosowaniem przelicznika jednostek g/gj na mg/m 3 podanego w tabl Pokazanie pełnej dynamiki zmian utrudniają pewne niekonsekwencje w zapisach ostatnich rozporządzeń wynikające po części z wprowadzenia w Dyrektywie 2001/80/WE 23

24 dodatkowej kategorii źródeł nowych : zbudowanych po roku 2002 oraz kilkakrotnych niekiedy zmian poszczególnych standardów zapisywanych w tych rozporządzeniach. Wymogi emisyjne wynikające z propozycji [2.1] sprowadzają się w praktyce do zastosowania górnych wartości standardów proponowanych w BREF. Podobnie jak w przypadku paliw węglowych widoczne jest wyraźne zaostrzenie wymogów emisyjnych w odniesieniu do instalacji istniejących. Przy czym zaostrzenie to ma nieznacznie łagodniejszy charakter niŝ w przypadku paliw węglowych, szczególnie dla źródeł o umiarkowanej mocy. W klasie mocy MW pozostawiono na przykład obowiązujący obecnie limit 450 mg/m 3 dla emisji NO x, wywodzący się z Dyrektywy 2001/80/WE, zaostrzono jednak limit dla SO 2 oraz pyłu. Tabl Standardy emisji SO 2 dla paliw ciekłych [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 3% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące oraz nowe. Porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE, BAT oraz propozycji nowej dyrektywy IPPC instalacje istniejące / nowe Moc cieplna rozp.1990 rozp 98/01** 80/WE*** rozp 2003/05$ Propozycja BAT źródła [MWt] grupa B IPPC < / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / liniowa zmiana w podanym przedziale mocy przelicznik g/gj na mg/m 3 = 3.57 ** wartości które miały obowiązywać w okresie od 1 stycznia 2006 do 31 grudnia 2010 (tylko urządzenia istniejące, dla urządzeń nowych wówczas bezterminowo) *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW, instalacje istniejące i nowe zbudowane przed rokiem 2002 traktowane jednakowo $ - wartości obowiązujące od roku 2008 Tabl Standardy emisji NO x dla paliw ciekłych [mg/m 3 ] w przeliczeniu na warunki normalne, przy zawartości 3% O 2 w spalinach suchych instalacje istniejące. Porównanie z wymogami Dyrektywy 2001/80/WE, BAT oraz propozycji nowej dyrektywy IPPC Moc cieplna rozp.1990 rozp 98/01** 80/WE*** Rozp 2003/05# Propozycja źródła [MWt] grupa B IPPC BAT < / / ** wartości które miały obowiązywać w okresie od 1 stycznia 2006 do 31 grudnia 2010 *** wymagania dla urządzeń powyŝej 50 MW # - wartości obowiązujące od roku 2008, standardy 400 oraz 450 mg/m 3 obowiązują zaleŝnie od wieku źródła oraz terminu (zbudowane przed/po roku 28 marca 1990) 24