EMISJA GAZÓW CIEPLARNIANYCH W CIĄGU LOGISTYCZNYM PALIW SILNIKOWYCH

Transkrypt

1 Delfina Rogowska 1, Aleksander Mazanek 3 Instytut Nafty i Gazu Państwowy Instytut Badawczy w Krakowie Janusz Jakóbiec 2 Akademia Górniczo Hutnicza w Krakowie EMISJA GAZÓW CIEPLARNIANYCH W CIĄGU LOGISTYCZNYM PALIW SILNIKOWYCH Wstęp Dla producentów paliw silnikowych jednym z najistotniejszych aktów prawnych jest Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/30/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 98/70/WE odnoszącą się do specyfikacji benzyny i olejów napędowych oraz wprowadzającą mechanizm monitorowania i ograniczania emisji gazów cieplarnianych oraz zmieniającą dyrektywę Rady 1999/32/WE odnoszącą się do specyfikacji paliw wykorzystywanych przez statki żeglugi śródlądowej oraz uchylająca dyrektywę 93/12/EWG [1]. Dyrektywa potocznie nazywana jest dyrektywą FQD od angielskich słów Fuel Quality Directive. Do najistotniejszych wprowadzonych zmian należy zwiększenie maksymalnej zawartości biokomponentów w paliwach silnikowych. Dyrektywa ta również wśród wielu zapisów, nakłada na dostawców paliw obowiązek ograniczania emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia. W szczególności art. 7a ust.2 mówi: Państwa członkowskie wymagają od dostawców możliwie stopniowego zmniejszania emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia w przeliczeniu na jednostkę energii uzyskanej z paliw i energii dostarczonej o maksymalnie 10 % do dnia 31 grudnia 2020 r. w stosunku do podstawowej normy dla paliw, o której mowa w ust. 5 lit. b) dyrektywy FQD. Zmniejszenie to składa się z: a) 6 % do dnia 31 grudnia 2020 r. Dla celów zmniejszenia emisji państwa członkowskie mogą wymagać od dostawców spełnienia następujących celów przejściowych: 2 % do dnia 31 grudnia 2014 r. i 4 % do dnia 31 grudnia 2017 r.; b) wskaźnikowego celu dodatkowego 2 % do dnia 31 grudnia 2020 r., z zastrzeżeniem art. 9 ust. 1 lit. h), osiąganego za pośrednictwem jednej lub obu następujących metod: zaopatrzenia transportu w energię dostarczaną w celu stosowania we wszelkiego rodzaju pojazdach drogowych lub maszynach jezdnych nieporuszających się po drogach (w tym w statkach żeglugi śródlądowej), ciągnikach rolniczych i leśnych oraz statkach rekreacyjnych; wykorzystania wszelkich technologii (w tym wychwytywania i składowania dwutlenku węgla) umożliwiających zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia dostarczonego paliwa lub energii w przeliczeniu na jednostkę energii c) wskaźnikowego celu dodatkowego 2 % do dnia 31 grudnia 2020 r., z zastrzeżeniem art. 9 ust. 1 lit. i), osiąganego za pośrednictwem wykorzystania kredytów nabytych w ramach mechanizmu czystego rozwoju protokołu z Kioto, na warunkach określonych w dyrektywie 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r. ustanawiającej system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie, w celu redukcji w sektorze dostaw paliw. 1 Mgr inż. Delfina Rogowska, Instytut Nafty i Gazu Państwowy Instytut Badawczy w Krakowie 2 Prof. dr hab. inż. Janusz Jakóbiec, Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie, Wydział Energetyki Paliw, Katedra Technologii Paliw 3 Dr inż. Aleksander Mazanek, Instytut Nafty i Gazu Państwowy Instytut Badawczy w Krakowie Logistyka 5/

2 Z wymienionych powyżej trzech celów, cel pierwszy wyznaczający minimalną wartość redukcji emisji na 6% jest celem obowiązkowym, pozostałe dwa, to cele dodatkowe. Dyrektywa nie podała jednak metodologii obliczania emisji gazów cieplarnianych a jedynie w ust. 5 artykułu 7a zapisano konieczność podania wszystkich środków niezbędnych do wprowadzenia w życie wspomnianego artykułu. Wskaźnik redukcji ma być liczony od średniej europejskiej wielkości emisji wyznaczonej dla roku 2010, tzw. linii bazowej, identycznej dla wszystkich dostawców paliw, niezależnie od ich stopnia zaawansowani technologicznego. Dyrektywa zobowiązała również Komisję Europejską do opracowania sposobu wyznaczenia tej wartości. Zgodnie z dyrektywą od dostawców wymaga się raportowania intensywności emisji gazów cieplarnianych, ilości, pochodzenia i miejsca zakupu paliw i energii dostarczonej. Metodyka wyznaczania intensywności emisji GHG powinna równoważyć konieczność zastosowania dokładnych pomiarów, minimalizację działań administracyjnych i jednocześnie zachęcać dostawców paliw do działań mających na celu redukcje emisji gazów cieplarnianych. Cykl życia paliw silnikowych Cykl życia produktu został zdefiniowany w normie PN EN ISO [2] Zarządzanie środowiskowe - Ocena cyklu życia - Wymagania i wytyczne, w normie podano wymagania i procedury niezbędne do oceny cyklu życia (popularnie określane LCA). Zgodnie z definicją podaną w normie, cykl życia to kolejne i powiązane ze sobą etapy systemu wyrobu, od pozyskania lub wytworzenia surowca z zasobów naturalnych do ostatecznej likwidacji. Ocena w cyklu życia może być przeprowadzana dla wszystkich produktów obecnych na rynku, nie tylko dla paliw silnikowych. W sposób obrazowy cykl życia produktu przedstawiono na rysunku 1. Zużycie zasobów środowiska naturalnego Materiał/energia wejściowa Pozyskanie surowców Przetwarzanie surowców Wytwarzanie produktu Dystrybucja i użytkowanie produktu Utylizacja produktu Materiał/energia wyjściowa Oddziaływanie na środowisko Rys. 1. Cykl życia produktu źródło: [opracowanie własne] Cykl życia produktu zaczyna się w momencie pozyskania surowca do wytworzenia produktu, często, surowce te są przetwarzane a następnie z półproduktów powstaje oceniany produkt. Nie jest to koniec jego cyklu życia, następną fazą jest dystrybucja i użytkowanie produktu, a ostatnią faza w cyklu życia jest utylizacja produktu. Na każdym z etapów korzysta się z zasobów środowiska naturalnego (zużycie paliw kopalnych, wody, powietrza, innych minerałów), te zasoby składają się na energię wejściową oraz materiały wejściowe. Na każdym z etapów następuje również oddziaływanie na środowisko, poprzez emisję różnych substancji, w tym szkodliwych, ale także np. hałasu do środowiska naturalnego. Powyższy schemat w przypadku konwencjonalnych paliw silnikowych będzie miał postać taka, jak to pokazano na rysunku Logistyka 5/2015

3 Zużycie zasobów środowiska naturalnego Paliwa kotłowe, energia elektryczna, energia zawarta w parze technologicznej, substancje pomocnicze, reagenty, katalizatory Materiał/energia wejściowa Wydobycie ropy naftowej Transport ropy naftowej do rafinerii Przerób ropy naftowej w rafinerii Dystrybucja produktu Spalenie paliwa w silniku samochodowym Materiał/energia wyjściowa Emisja GHG, ścieki, odpady (np. zużyty katalizator, hałas) Oddziaływanie na środowisko Rys. 2. Cykl życia konwencjonalnych paliw silnikowych źródło:[opracowanie własne] Cykl życia węglowodorowych paliw silnikowych rozpoczyna się w momencie poszukiwania, wydobycia ropy naftowej. Kolejnym etapem jest jej transport do rafinerii. Następnie przerób ropy naftowej do paliw silnikowych, co na rysunku 2 przedstawiono w środkowym kwadracie. Po wyprodukowaniu paliw w rafinerii następuje ich dystrybucja na stacje paliw do ostatecznego odbiorcy. Cykl życia kończy się w momencie spalenia paliw w silniku samochodowym, dzięki temu, nie występuje problem utylizacji zużytego produktu. Przeprowadzenie każdego z etapów wymaga korzystania z zasobów środowiska naturalnego, a także generuje emisje do środowiska gazów cieplarnianych ścieków, hałasu i itp. Dyrektywa FQD skupia się tylko na jednej kategorii wpływu: globalnym ociepleniu, w związku z tym zobowiązuje ona producentów paliw silnikowych do monitorowania i ograniczania emisji gazów cieplarnianych. Należy tu zwrócić uwagę na fakt, że obowiązek nałożony jest na dostawców paliw (w praktyce rafinerie), co oznacza, ze uwzględniać muszą również emisje gazów cieplarnianych wygenerowane przez niezależne podmioty zewnętrzne (np. dostawców ropy naftowej). W zależności od ścieżki produkcji, udział emisji na poszczególnych etapach może się różnić, natomiast zawsze największa część zostaje przypisana dla etapu spalania w silniku samochodowym. Na rysunku 3, w sposób schematyczny, przedstawiono rozkład emisji GHG w cyklu życia niskosiarkowego oleju napędowego [3]. Logistyka 5/

4 Rys. 3 Rozkład emisji GHG w cyklu życia niskosiarkowego oleju napędowego [3] W dalszej części artykułu zostaną omówione główne źródła emisji gazów cieplarnianych na poszczególnych etapach cyklu życia paliw silnikowych. Wydobycie ropy naftowej i jej transport do rafinerii Poszukiwanie i wydobycie ropy naftowej jest momentem pozyskania surowca do produkcji paliw silnikowych. Wielkość emisji gazów cieplarnianych na tym etapie zależy głównie od [4]: czasu eksploatacji pola naftowego; stosunku objętości rozpuszczonego gazu złożowego do ilości wydobytej ropy; głębokości szybu; ciśnienia wydobycia; lepkości ropy naftowej; ciężaru właściwego ropy według American Petroleum Institute (API), pozwalającego na szybkie zdiagnozowanie, czy ropa jest lekka, czy ciężka ; typu wydobywanego surowca (konwencjonalne ropy, piaski roponośne, inne surowce); sposobu wydobycia ropy naftowej (na lądzie, na morzu, metodą odkrywkową itp.). Według [5], na przykładzie ropy norweskiej i nigeryjskiej, w obliczeniach emisji GHG uwzględnia się następujące czynniki: gaz złożowy uwalniany do atmosfery; gaz złożowy spalany w pochodniach; odsiarczony gaz złożowy spalany w turbinach gazowych; prace wiertnicze, konserwacja odwiertu; wykorzystanie oleju napędowego. Do źródeł emisji GHG wykazanych powyżej należy dodać emisję lotną. Jest to niecelowe i niekontrolowane uwalnianie gazów cieplarnianych do atmosfery, powstające na zaworach oraz uszczelkach urządzeń i aparatury, trudne do oszacowania. Wskaźniki dla oceny tej emisji zostały opracowane przez Kanadyjskie Stowarzyszenie Producentów Naftowych (CAPP), amerykańską Agencję Ochrony Środowiska (EPA) oraz Międzynarodowe Stowarzyszenie Producentów Ropy i Gazu (OGP) [4, 6]. Według obliczeń przeprowadzonych w [5], największy udział emisji GHG stanowi spalanie gazu złożowego w turbinach, natomiast w przypadku ropy nigeryjskiej zrzuty gazu złożowego do atmosfery. Spalanie gazu podczas wydobycia ropy naftowej, powoduje emisję do atmosfery około 400 mln ton CO2 rocznie, co stanowi około 1,5% światowej emisji CO2[4]. Natomiast wydobycie kilograma ropy naftowej w Nigerii wiąże się z uwolnieniem 0,2961 gco2eq do atmosfery [5]. Dlatego też są duże naciski społeczności europejskiej na ograniczanie tej emisji. Można to przeprowadzić między innymi poprzez działania takie, jak 502 Logistyka 5/2015

5 powtórne wstrzykiwanie gazu do odwiertu, skraplanie i eksport gazu, skierowanie go do syntez chemicznych itp. [4]. Szczególnie korzystne jest ponowne zatłaczanie CO2 do odwiertu, z tego względu, ze gaz ten wykorzystywany jest w procesach intensyfikacji wydobycia ropy naftowej EOR Enhanced Oil Recovery. Ilość zużytego ditlenku węgla zależna jest od pojemności przestrzeni porowej i głębokości zalegania złoża. W większości przypadków multi-kontaktowych procesów wypierania ropy naftowej gęstość CO2 oscyluje w przedziale kg/m 3. Ze względu na znaczną efektywność tego procesu prowadzone są badania nad jego optymalizacją [7]. Kolejnym etapem w cyklu życia paliw silnikowych, na którym ma miejsce emisja gazów cieplarnianych jest transport ropy do rafinerii. Na tym etapie znaczenie mają [5]: odległości pomiędzy polami naftowym a rafinerią; gęstości ropy; rodzaju zastosowanego transportu (morski, rurociągowy). Według obliczeń przedstawionych w [5] transport tankowcem 1 tony ropy na odległość 1 km generuje emisję 0,0254 gco2eq. Przerób ropy w rafinerii Pierwszą instalacją na którą kierowana jest ropa naftowa, po przyjęciu do rafinerii jest instalacja destylacji, gdzie ma miejsce rozdział jej na poszczególne frakcje, które poddawane są dalszej obróbce w celu uzyskania komponentów paliwowych i innych produktów. Komponenty są następnie mieszane ze sobą oraz z komponentami zakupionymi i dodatkami uszlachetniającymi. Oprócz paliw silnikowych w rafinerii produkowanych jest także wiele innych produktów, np. oleje smarowe, asfalty itp. Dlatego też niezwykle ważne jest ustalenie procedury alokacji emisji GHG do produktów naftowych. Głównym źródłem emisji GHG na tym etapie jest przede wszystkim wykorzystanie mediów energetycznych niezbędnych do prowadzenia procesów. Są to głównie energia elektryczna, para technologiczna, paliwa kotłowe, a także woda chłodząca. Zużycie poszczególnych mediów jest alokowane do produktów rafineryjnych [3]. Paliwa kotłowe mogą być zakupione z zewnątrz (np. gaz ziemny), lub mogą to być produkty rafineryjne (gaz rafineryjny, olej opałowy, koks naftowy).rodzaj wykorzystanego paliwa kotłowego w sposób bezpośredni rzutuje na wielkość emisji GHG generowaną na tym etapie. Wynika to z tego, że poszczególne paliwa kotłowe charakteryzują się różnym wskaźnikiem emisji GHG w odniesieniu do energii w nich zawartej. Dla zobrazowania wielkości zróżnicowania tych wartości, w tabeli 1 przedstawiono wskaźniki emisji dla wybranych paliw kotłowych. Wartości te zostały zaczerpnięte z opracowania przygotowanego przez Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami [8]. Tabela 1. Wskaźniki emisji paliw kotłowych wg KOBIZE [8] lp. Paliwo Wskaźnik emisji kgco2eq/gj 1. Gaz ziemny 55,82 2. Biogaz 54,33 3. Koks naftowy 99,83 4. Gaz płynny 62,64 5. Olej opałowy lekki 73,33 6. Oleje opałowe 76,59 7. Gaz rafineryjny 66,07 8. Odpady przemysłowe/komunalne niebiogeniczne 140,14 Dane przedstawione w tabeli 1 wskazują, na prawie trzykrotną różnicę w wielkości emisji wygenerowanej przez spalenie 1 GJ danego paliwa. Tylko z tytułu zmiany paliwa kotłowego, na etapie produkcji paliw w rafinerii możliwe jest znaczące obniżenie emisji GHG (również po zaalokowaniu do paliw). Należy tu zwrócić również uwagę na fakt, że zmiana paliwa kotłowego zazwyczaj wiąże się ze zmianą sprawności kotła, dzięki czemu możliwe jest dalsze obniżanie emisji GHG. Logistyka 5/

6 Istotnym medium energetycznym w rafinerii jest energia elektryczna. Może ona być zarówno produkowana w rafinerii, jak i nabywana z sieci, od zewnętrznego dostawcy. W pierwszym przypadku emisja GHG będzie w znaczącym stopniu uzależniona od stosowanego paliwa kotłowego i sprawności kotłów w zakładzie energetycznym producenta paliwa. W drugim przypadku istotny jest wskaźnik emisji GHG dla dostarczanej energii elektrycznej określony przez jej wytwórcę. W zależności od zasobów naturalnych, uwarunkowań geograficznych i poziomu rozwoju technologii w kraju, wykorzystywanych odnawialnych źródeł energii, wskaźniki te będą się różnić. Średnie wartości dla poszczególnych krajów były wyznaczane przez wiele ośrodków badawczych, wybrane zostały zaproponowane do projektu dyrektywy ustanawiającej metodykę obliczania emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia konwencjonalnych paliw silnikowych [9], co cytując za [10] przedstawiono w tabeli 2. Tabela 2. Średnie wskaźniki emisji GHG dla energii elektrycznej w krajach UE L.p. Kraj wskaźnik emisji (gco2eq/mj) Austria 86,1 Belgia 111,7 Bułgaria 251,7 Cypr 283,1 Czechy 222,8 Dania 211,1 Estonia 442,5 Finlandia 116,1 Francja 40,6 Niemcy 196,1 Grecja 324,2 Węgry 188,3 Irlandia 241,7 Włochy 196,7 Łotwa 156,4 Litwa 48,3 Holandia 198,9 Polska 329,2 Portugalia 208,3 Rumunia 301,1 Słowacja 98,1 Słowenia 167,2 Hiszpania 177,5 Szwecja 21,9 Wielka Brytania 182,8 Zróżnicowanie wartości zapisanych w tabeli 2 wynika ze struktury produkcji energii elektrycznej w danym kraju. W Polsce zdecydowane znaczenie mają dwa główne paliwa - węgiel kamienny i brunatny, a udział produkcji z tych paliw oscyluje w okolicach 90%, jednak na uwagę zasługuje fakt wzrostu produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych [11]. W 2011 r. - 33% wzrost wytwarzania w źródłach wykorzystujących biomasę w energetyce przemysłowej oraz 18% wzrost wytwarzania w technologii współspalania w energetyce zawodowej. Postępujący rozwój technologiczny, stymulowany między innymi przez politykę Unii Europejskiej promująca odnawialne źródła energii, sprawia, że wskaźniki te systematycznie się zmniejszają, co na podstawie analiz prowadzonych przez European Environment Agency [10], przedstawiono na rysunku Logistyka 5/2015

7 EU-27 średni współczynnik emisji dla energii elektrycznej, kgco 2 e/kwh EU-27 udział energii elektrycznej ze źródeł odnawilanych, % całkowitej produkcji 0,50 Logistyka - nauka 18% 0,48 0,46 0,44 0,42 0,40 0,38 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0,36 0% EU-27 średni współczynnik emisji dla energii elektrycznej EU-27 udział energii elektrycznej ze źródeł odnawilanych Rys. 4. Kierunek zmian współczynników emisji GHG w powiązaniu z udziałem odnawialnych źródeł energii dla energii elektrycznej średnia dla 27 krajów UE [10] Wartości podane zarówno w tabeli 2 jak i przedstawione na rysunku 3, są to wartości uśrednione. W rzeczywistości, w zależności od stosowanych rozwiązań będą różnić się dla poszczególnych dostawców, nawet w ramach jednego kraju. I tak np. w Polsce, każdy z dostawców energii elektrycznej podaje inne wskaźniki emisji CO2 w odniesieniu do MWh. W przypadku PGE wartość ta wynosi 0,774 MgCO2/MWh [12], a dla Enei 0,4244 MgCO2/MWh [13]. Kolejnym sposobem ograniczania jest modernizacja i poprawa efektywności energetycznej prowadzenia procesów rafineryjnych. Można tu wymienić takie działania jak np. stosowanie palników niskoemisyjnych (wymiana podczas remontów głównych), recyrkulacji części spalin do strefy spalania czy stosowanie technik dopalania [14]. Najefektywniejszym sposobem ograniczania emisji gazów cieplarnianych na tym etapie jest zmiana paliw kotłowych. Światowy koncern naftowy Repsol wdrożył program poprawy efektywności energetycznej i ograniczania emisji gazów cieplarnianych, dzięki któremu w rafinerii w Tarragonie udało się ograniczyć emisję gazów cieplarnianych o 282 kt/rok. Efekt ten osiągnięto dzięki wielotorowemu działaniu i nakładom 44 M. Zakres przeprowadzonych działań oraz ich udział w wyniku końcowym przedstawiono w tabeli 3 [15]. Logistyka 5/

8 Tabela 3. Efektywność działań na etapie produkcji paliw w rafinerii na przykładzie rafinerii w Tarragonie, na podstawie [15] Obszar działania Udział w całkowitym obniżeniu emisji GHG, % 1. Zmiana paliwa Modyfikacja projektowa jednostek 31 rafineryjnych 3. Przegląd kryteriów działania 8 4. Poprawa pracy urządzeń 7 5. Optymalizacja wykorzystania jednostek 7 6. Wymiana urządzeń 5 Dystrybucja gotowych produktów Przedostatnim etapem w cyklu życia paliw silnikowych jest ich magazynowanie i dystrybucja do ostatecznego odbiorcy na stacje paliw. W Polsce są dwa główne podmioty przerabiające ropę naftową i produkujące paliwa silnikowe: PKN ORLEN S.A. oraz Grupa LOTOS S.A. Paliwa przez nich produkowane dystrybuowane są z pośrednictwem baz magazynowych poprzez rurociągi produktowe, transportem kolejowym i drogowym. Transport rurociągowy i kolejowy służy do przesyłu produktów na dalsze odległości, natomiast transport kołowy, powinien obsługiwać dowóz produktów na odległość do 150 km [16]. Dostawcy paliw silnikowych, na tym etapie głównie inwestują w bardziej efektywne systemy magazynowania paliw. W wyniku uzyskuje się systemy magazynowe pozwalające zmniejszyć emisje węglowodorów do atmosfery (nawet o 75%), dzięki czemu zmniejsza się straty produktu, przy danej konstrukcji zbiornika uzyskać wyższą niż standardowa pojemność magazynową, co pozwala na danej powierzchni przechowywać większe ilości produktu (park 11 zbiorników o zmodernizowanej konstrukcji jest równoważny parkowi 12 tradycyjnych zbiorników) [17]. Spalanie w silniku samochodowym Ostatnim etapem w cyklu życia paliw silnikowych jest ich spalenie w silniku samochodowym. Wielkość emisji GHG generowanej na tym etapie zależna jest od wielu czynników, takich jak infrastruktura drogowa, zaawansowanie technologiczne parku samochodowego, klimat i inne. Dostawca paliw silnikowych nie ma możliwości stymulowania zmian tych czynników celem obniżenia emisji. Jednak do realizacji celów nałożonych dyrektywą FQD (tj. ograniczenie emisji o przynajmniej 6% w cyklu życia paliw silnikowych do roku 2020), przyjęto, że spalanie biopaliw w silniku samochodu generuje zerową emisję GHG. Takie podejście wynika z założenia, że ilości ditlenku węgla zasymilowane przez rośliny w procesie fotosyntezy są równoważne tym uwolnionym w procesie spalania. Tak więc do celów realizacji dyrektywy FQD uwzględnia się jedynie emisję GHG powstałą podczas produkcji biokomponentów/biopaliw. Przyjmując za Ustawodawcą takie założenia, można stwierdzić, że praktycznie dostawca paliw silnikowych, na etapie spalania paliwa w silniku może ograniczać emisję GHG poprzez stosowanie biopaliw [1]. Efektywność tej metody zależna jest stosowanego biopaliwa i jego ścieżki produkcji. Według [18] w przypadku paliw do silników o zapłonie iskrowym najbardziej efektywne jest stosowania etanolu z trzciny cukrowej (wartość typowa emisji 24 gco2eq/mj), najmniej etanolu z pszenicy (57 gco2eq/mj) a dla FAME ze zużytego oleju (10g CO2eq/MJ), z oleju palmowego wg nieokreślonej technologii 54gCO2eq/MJ). Podsumowanie Analiza wpływu produktu na środowisko naturalne w cyklu życia pozwala na kompleksową ocenę zagrożeń pojawiających się podczas produkcji i użytkowania a także utylizowania danego wyrobu. W przypadku paliw silnikowych obowiązek ograniczania emisji w cyklu życia został wprowadzony dyrektywą FQD i nałożony na dostawców paliw. Największa emisja GHG występuje na etapie spalania paliwa w silniku, a kolejno dla etapu przerobu i wydobycia ropy. Na każdym z etapów możliwe jest wdrożenie narzędzi obniżających szkodliwe działanie na środowisko naturalne, są to głównie zmiany technologiczne, paliw kotłowych, w zakresie pozyskania energii elektrycznej. Jedynie dla etapu spalania jedynym narzędziem pozostaje dodawanie biokomponentów. 506 Logistyka 5/2015

9 Streszczenie W artykule przedstawiono zagadnienia emisji GHG (gazów cieplarnianych) w cyklu życia paliw silnikowych. Cykl życia paliw dzieli się na kilka etapów: wydobycie ropy naftowej, transport do rafinerii, przerób w rafinerii do paliw silnikowych, magazynowanie i dystrybucja paliw oraz ostatni etap spalanie w silniku samochodowym. Specyfika każdego etapu jest różna, a wiec na każdym z nich występują rożne źródła emisji GHG. Oddzielnie dla każdego z etapów wskazano i pokrótce omówiono poszczególne źródła emisji GHG. W artykule oprócz źródeł emisji GHG omówiono również stosowane metody jej redukcji. W przedstawionym materiale położono szczególny nacisk na te etapy, na których producent paliw ma największą możliwość zarządzania emisją GHG (etapy wydobycia i przerobu ropy). Może to zostać osiągnięte poprzez takie działania jak poprawa efektywności energetycznej, zmiana paliw kotłowych, redukcja emisji generowanej na pochodniach oraz wynikająca z nieintencjonalnego uwalniania GHG do atmosfery i inne. Słowa kluczowe: Cykl życia, emisja gazów cieplarnianych, paliwa silnikowe GREENHOUSE GAS EMISSIONS IN THE LOGISTICS CHAIN MOTOR FUELS Abstract In the article, issues concerning GHG (greenhouse gases) emission in the motor fuel life cycle have been discussed. The life cycle of fuels is divided into few stages: crude oil extraction, transport to a refinery, processing at the refinery to obtain motor fuels, fuel storage and distribution, and the final stage: combustion in a car engine. The specifics are different for each stage, therefore, for each of them there is a different GHG emission source. Individual GHG emission sources, separately for each stage, have been indicated and briefly discussed. In the article, apart from the GHG emission sources, the applied GHG emission reduction method has been presented. The document puts special emphasizes on the stages, where the fuel producer has the best capability of managing the GHG emission (stages of crude oil extraction and processing). It can be achieved through activities such as improvement of energy efficiency, changing of heating fuels, and reduction of flaring and venting GHG emission. Keywords: Life cycle, GHG emmision, motor fuels Literatura: 1 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/30/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmie-niająca dyrektywę 98/70/WE odnoszącą się do specyfikacji benzyny i olejów napędowych oraz wprowadzającą mechanizm monitorowania i ograniczania emisji gazów cieplarnianych oraz zmieniającą dyrektywę Rady 1999/32/WE odnoszącą się do specyfikacji paliw wyko-rzystywanych przez statki żeglugi śródlądowej oraz uchylająca dyrektywę 93/12/EWG 2 PN-EN ISO 14044:2009 Zarządzanie środowiskowe - Ocena cyklu życia - Wymagania i wy-tyczne 3 Keesom W., Unnasch S., Moretta J., Life Cycle Assessment Comparison of North American and Imported Crudes. Alberta Energy Research Institute File No AERI 1747, July Assessment of Direct and Indirect GHG Emissions Associated with Petroleum Fuels. LLC, February 2009, 5 Antosz A., Syrek H., Emisje gazów cieplarnianych w procesach wydobycia i transportu ropy naftowej. Nafta-Gaz nr 4/2012, str Carbon Intensity of Crude Oil in Europe Crude. Energy Redefined LLC, December 2010, ttp:// ICCT_crudeoil_Europe_De2010.pdf, dostęp: październik Habera Ł., Ocena zjawisk fazowych w procesie wypierania ropy naftowej dwutlenkiem wę-gla, na modelu złoża typu Slim Tube. Nafta-Gaz nr 5/2010, str dostęp kwiecień 2013 Logistyka 5/

10 9 Draft Directive laying down calculation methods and reporting requirements pursuant to Di-rective 98/70/EC of the European Parliament and of the Council relating to the quality of pet-rol and diesel fuels 10 dostęp: maj dostęp: maj Mihułka M. i in. Charakterystyka technologiczna rafinerii ropy i gazu w Unii Europejskie Ministerstwo Środowiska Warszawa, wrzesień 2003 r. Avaible at RAFINERIE.pdf dostęp maj Nieto R., Driving Repsol sustainable energy and climate improvement programme. WTG 7th Annual Global Refining Summit, Barcelona, 23 May Wiśnicki B, Kujawski A., Breitsprecher M., Analiza rozwoju systemu dystrybucji paliw płyn-nych w Polsce, LogForum 2009, Vol. 5 Issue 4 No Dijk M. van,. A Comprehensive Approach to Tank Design and Tank Equipment Selection. WTG 7th Annual Global Refining Summit, Barcelona, 23 May Dyrektywa Parlamentu Europejskiego I Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r.w spra-wie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE, L 140/ Logistyka 5/2015