Dyrektywa LCP, Dyrektywa IPPC

Transkrypt

1 Dyrektywa LCP, Dyrektywa IPPC Artur WYRWA AGH, University of Science and Technology, Kraków

2

3 INTRODUCTION Poland a coal based country Coal will remain the main primary energy fuel Poland the largest SO2 emitter in Europe Tough environmental standards- a major financial burden Large amount of coal used for direct consumption

4 Historical emissions of SO2, NO2,dust, net CO [ktons] [mln tons] SO2 NO2 PM2.5+PM10 CO2 Serie6 Source: National Emission Centre

5 Regulations UNCLRTAP - Goteborg Protocol UNFCCC - Kioto NEC, LCP, ETS CAFE

6 AGH University of Science and Historical and Forecasted SO2 emissions NEC Goteborg CP_MFR CP_CLE BL_CLE IC_CLE IC_MFR

7 GENERAL PICTURE Transboundary LCP (>50 MWth) SO 2, NO x, CO 2 SO 2, NO x, CO 2 ETS (>20 MWth) Non-LCP Local SO 2, NO x, CO 2

8 Dyrektywa 2001/80/WE w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania paliw LCP Directive (Large Combustion Plants) (Wcześniej 88/609/EWG)

9 Dyrektywa 2001/80/WE Opublikowana 27 listopada 2001 Państwa członkowskie UE miały obowiązek wprowadzić ją do swoich systemów prawnych do 27 listopada 2002 Polska wprowadziła ją do naszego systemu prawnego do czerwca 2003 r. (obowiązek wynika z ustawy wprowadzającej ustawę Prawo Ochrony Środowiska)

10 DIRECTIVE 2001/80/EC on the limitation of emissions of certain pollutants into the air from large combustion plants Sets the emission limit values for SO2 NOx and dust for LCPs Building permit (equivalent) Existing (1 July 1987) New (before 27 November 2002, put into operation before 27 November 2003) Ultra New Alternatively, existing plants might be inluded into National Emission Reduction Plan (NERP)

11 Celem nowej Dyrektywy jest nie tylko poprawa stanu środowiska, ale także ujednolicenie warunków konkurencyjnosci Parlament Europejski optował za wprowadzeniem restrykcyjnych standardów emisji uzasadniając stanowisko m.in. koniecznością ograniczania emisji gazów cieplarnianych ze względu na Protokół z Kioto oraz ustanowieniem poziomu gry dla zliberalizowanego europejskiego rynku energią elektryczną ze względu na rozszerzenie

12

13 AGH University of Science and SO2 Emission Limit Values for Solid Fuels (Existing plants) BC until HC until BC with AT LCP Directive HC with AT Biomass until HC, BC after Biomass after MWth mg SO2/Nm3

14 Standardy emisji dla najnowszych źródeł opalanych paliwami stałymi mocy > 100 MWt (uruchomionych po ) SO2 200 mg/nm3, NOx 200 mg/nm3, Pył 30 mg/nm3.

15 Kiedy istniejące źródła mogą nie spełnić wymagań Dyrektywy: Naturalna derogacja zawarta w Art Dyrektywy praca źródła przez godzin licząc od nie dłużej niż do , Warunkiem skorzystania z naturalnej derogacji jest zgłoszenie pisemne właściwemu organowi do r.

16 Alternatywnie do indywidualnych standardów emisji możliwe jest spełnienie wymagań Dyrektywy łącznie przez wszystkie istniejące duże źródła spalania w ramach tzw. Krajowego Planu Redukcji Emisji (KPRE)

17 Age of Power Plants in Poland Source: EDF-Polska Envinonment Worksop

18 AGH University of Science and Installed gross nominal power & cumulated commissionings in Cumulated comissioning in Poland 90 % Installed gross nominal power (MWe) Cumulated gross nominal power (lifetime = 60 years) Cumulated gross nominal power (lifetime = 50 years) Cumulated gross nominal power (lifetime = 40 years) G ross nom inal pow e r (M W e) Source: EDF-Polska Envinonment Worksop

19 Okresy przejściowego zaakceptowane w Traktacie Akcesyjnym : - dla SO 2 do 31 grudnia 2015r., - dla NOx do 1 stycznia 2016 r., - dla pyłu 31 grudnia 2017 r.

20 Łączny limit dla sektora w ramach KPRE obliczony jest w następujący sposób: Średnie ilości spalin, moce i jakość paliwa z lat oraz standardy emisji Dyrektywy są podstawą do obliczenia łącznego limitu emisji dla sektora w tonach/rok w latach i po 2015 r., Limity cząstkowe źródeł wycofywanych zmniejszają łączny limit dla sektora

21 Emissions [ton] = Waste gas flow rate [Nm3pa] * ELV [mg/nm3] * 1,0*10-9 W celu opracowania KPRE, maksymalną dopuszczalną roczną wielkość emisji (zwaną dalej pułapem emisji) wyliczono na podstawie następujących danych: średniej ilości spalin ze źródła w latach , - standardu emisji (wg Dyrektywy) zależnego od parametrów źródła. Emissions [ton] = ELV [mg/nm3] * FG flowrate [Nm3/GJc] * Chemical energy [GJc] * 10-9 Ze względu na zbliżony skład chemiczny oraz wartość opałową paliw spalanych w rozpatrywanych źródłach, zweryfikowane przez wielkości pomiarowe, przyjęto ujednolicone wskaźniki jednostkowe objętości spalin: 0,37 m 3 /MJ dla węgla kamiennego, 0,43 m 3 /MJ dla węgla brunatnego, - 0,27 m 3 /MJ dla paliw ciekłych i gazowych.

22 Chemical energy [GJc] = [ton/year]* 7,94 [GJ/ton] Chemical energy = GJ

23 Waste gas flow rate [Nm3pa] = Chemical energy [GJc]* FG flowrate [Nm3/GJc] Waste gas flow rate = [MJ] * 0,43 [m3/mj] Waste gas flow rate = [nm3pa] Emissions [ton] = [nm3pa] * 2000 [mg/m3] * 10-9 Emissions ( ) = ton

24 Limity SO 2 dla sektora dużych źródeł spalania wprowadzone w Traktacie: Emisja z sektora w latach i 2012 nie może przekroczyć odpowiednio: [ktonpa] Pollutant SO NOx Limit emisji dla sektora narzucony przez stronę unijną jest mniejszy od prognozowanej emisji przy uwzględnieniu list derogacyjnych,

25 National Emission Reduction Plan SO2 emissions [Mg/year] Total NERP D New Accesion Treaty Targets Pollutant SO NOx [ktons/year]

26 AGH University of Science and Historical and Forecasted SO2 emissions RAINS Calculations 1500 CP_CRE Scenario Road transport Source: KCIE Road transport Production processes Fuel production and conversion (other than Combustion in manufacturing industry Combustion in manufacturing industry Non-industrial combustion plants Non-industrial combustion plants Combustion in energy and transformation industries Power and Heat Plants SO2 emissions [ktons]

27 Observed differenes between emissions from RAINS to estimates of AEA Technology Study Source:AEAT

28 SO2 emissions(2000) from non-industrial SCIs by country (as percentage od overall European non-industrial SCI emissions) Source: AEAT/ED48256

29 Hypothesis With the planned decommissioning of a significant number of LCP units in the near future, one may question whether incurring high capital costs of flue gas treatment systems (FGTS) to fulfill the LCP Directive does make an economic sense Promotion of fuel conversion in the non-lcp sector, which currently uses more than 20 million tons of coal annually without any FGTS, from coal to gas or biomass (where appropriate), may have a better air quality impact This also applies to transformation of district only heating systems to CHPs to globally make the total heating system more efficient.

30 Hypothesis cont. Furthermore, one is lacking a more precise country-oriented, integrated assessment studies, which would provide guidance to optimally allocate the public funds to support environment protection investments with consideration of environmental, social and economical aspects. The project, inter alias, is a study to compare the local, regional and transboundary effects of investing into emission reduction within LCPs and SCIs. First step the study will be concentrated on south of Poland, where most coal is burned today

31 Przyszłość Polskiej Energetyki Do 2020 r. granicznie może wymagać odtworzenia 53% mocy systemu elektroenergetycznego, z tego 39,4% to odtworzenie przedwczesnych wymuszonych wycofań spowodowanych wymaganiami dyrektywy. Odtworzenia wymuszone dyrektywą w wariancie z wprowadzeniem KPRE w latach i będą odpowiednio o 32-38% mniejsze niż w wariancie ze standardami emisji z handlem emisjami, i odpowiednio o 40-43% mniejsze niż w wariancie ze standardami emisji bez handlu emisjami Z punktu widzenia minimalizacji wielkości odtworzonych mocy, KPRE jest wariantem zdecydowanie najkorzystniejszym z wariantów wdrożenia dyrektywy.

32 Co dalej? Polska miała czas na przedstawienie projektu KPRE Komisji Europejskiej do daty akcesji ( ),

33 Na pocieszenie Polska zgodę na finansowanie ze źródeł publicznych do 50 % kosztów kwalifikowanych dla inwestycji dostosowawczych do wymagań Dyrektywy 2001/80/WE