Analiza wpływu wymagań prawnych na zmiany poziomu emisji zanieczyszczeń pyłowo-gazowych w ciepłownictwie polskim w latach

Transkrypt

1 Analiza wpływu wymagań prawnych na zmiany poziomu emisji zanieczyszczeń pyłowo-gazowych w ciepłownictwie polskim w latach Autorzy: Jacek Boba, Henryk Passia - Główny Instytut Górnictwa Tomasz Jurka 1 - Fabryka Papieru i Tektury Beskidy" S. A. ("Energetyka" - maj 2015) Ciepłownictwo polskie obejmuje grupę blisko 500 [1] przedsiębiorstw wchodzących w skład krajowego sektora energetycznego. Głównym rodzajem działalności tych podmiotów jest produkcja ciepła w postaci ciepłej wody użytkowej (c.w.u.) i centralnego ogrzewania (co.), a także najczęściej jego dystrybucja i obrót. Produkcja ciepła jest efektem konwersji energii pierwotnej zawartej w paliwie. W Polsce dominujący udział w strukturze paliwowej ciepłowni komunalnych ma węgiel kamienny. Spalanie paliw kopalnych w związku z produkcją ciepła powoduje powstawanie szeregu uciążliwości dla środowiska naturalnego, z których najważniejszą jest emisja zanieczyszczeń pyłowo-gazowych do powietrza atmosferycznego. Akcesja Polski do Unii Europejskiej wiązała się z koniecznością implementacji i transpozycji na grunt prawa krajowego szeregu dyrektyw i w konsekwencji dostosowania panujących realiów niemal wszystkich obszarów aktywności gospodarczej do warunków działalności obowiązujących we Wspólnocie Europejskiej. Jednym z najbardziej istotnych obszarów, w których Polska musiała dostosować swoje prawo do wymogów unijnych była ochrona środowiska. Traktat akcesyjny wymusił m.in. potrzebę redukcji emisji zanieczyszczeń uwalnianych do atmosfery z sektora energetycznego. Wejście Polski do Unii Europejskiej oznaczało konieczność przyjęcia dalszych zobowiązań w zakresie ochrony środowiska, tym samym w roku 2005 przedsiębiorstwa ciepłownicze musiały podjąć wyzwanie uczestnictwa w systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (EU ETS -The European Union Emissions Trading System). System ten jest odpowiedzią społeczności międzynarodowej na obawy związane z konsekwencjami ocieplenia klimatu, za przyczynę którego znaczna część naukowców uważa właśnie gazy cieplarniane. W 1992 roku w Nowym Jorku została sporządzona Ramowa Konwencja Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu [2], a następnie w ujęciu traktatowym został opracowany Protokół z Kioto [3] do tej konwencji. We wspomnianych 1 Dr inż. Jacek Boba, jboba@gig.eu; mgr inż. Tomasz Jurka, t.jurka@paper.com.pl; dr hab., prof. GIG Henryk Passia, hpassia@gig.eu

2 dokumentach ustalono kierunki działań zmierzających do redukcji emisji gazów szklarniowych. Na poziomie Wspólnoty Europejskiej odpowiedzią na międzynarodowe zobowiązania było m. in. wprowadzenie dyrektywy ustanawiającej system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych [4]. Zapisy wspomnianej dyrektywy zostały później w sposób istotny zmienione dyrektywą usprawniającą i rozszerzającą wspólnotowy system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych [5]. Również w zakresie emisji pozostałych zanieczyszczeń, w tym w szczególności dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu, od ponad 20 lat stopniowo zaostrzane są dopuszczalne pułapy emisji. Ostatnią najbardziej istotną zmianą w prawie Unii Europejskiej jest zaostrzenie standardów emisyjnych głównie w związku z implementacją dyrektywy o emisjach przemysłowych [6] oraz zmianą definicji źródła emisji z kocioł na emitor. W Polsce implementację zasadniczych zapisów dyrektywy EU ETS stanowiła ustawa z 2004 roku o handlu uprawnieniami do emisji do powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji [7], którą następnie zastąpiono ustawą z 2011 roku o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych [8]. Rodzaje instalacji zobligowanych do uczestnictwa w systemie handlu uprawnieniami do emisji zostały wymienione w rozporządzeniach Ministra Środowiska [9-12]. W zakresie spalania paliw do systemu obligatoryjnie włączone zostały wszystkie instalacje, których próg mocy przekracza 20 MW. W rozporządzeniu dotyczącym Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień (KPRU I) [13] zostało wymienionych 298 ciepłowni, natomiast w II okresie rozliczeniowym w KPRU II znalazły się 272 tego rodzaju instalacje [14]. Średnioroczna ilość alokowanego dwutlenku węgla dla tych instalacji wyniosła w pierwszym okresie rozliczeniowym ( ) Gg, natomiast w drugim okresie rozliczeniowym ( ) 9982 Gg. System handlu uprawnieniami do emisji jest instrumentem rynkowym, natomiast drugim instrumentem mającym za zadanie normalizować emisje zanieczyszczeń do powietrza są standardy emisyjne, którymi objęte są właściwie wszystkie ciepłownie, nawet te, w których zainstalowane źródła nie przekraczają mocy 20 MW, czyli nie są zobligowane do uczestnictwa w EU ETS. Standardy emisyjne zostały ustalone dla źródeł spalania paliw w zależności od mocy tych źródeł, rodzaju stosowanego paliwa oraz daty powstania/oddania do użytku źródła. Normatywy dotyczące stężeń substancji w gazach odlotowych zostały ustalone w rozporządzeniach Ministra Środowiska [15-17]. Standardami emisyjnymi objęto następujące rodzaje zanieczyszczeń emitowanych przez ciepłownie: dwutlenek siarki (SO 2 ), tlenki azotu (NO x ) i pył.

3 Metodyka badań W roku 2012 w ramach pracy statutowej Głównego Instytutu Górnictwa w Katowicach przeprowadzono badania ankietowe na grupie przedsiębiorstw sektora energetycznego, które z mocy obowiązującego prawa zostały zobligowane do uczestnictwa w EU ETS i otrzymały przydziały emisji dwutlenku węgla w KPRU II [18]. W efekcie przeprowadzonej akcji ankietowej zwrotnie otrzymano 120 wypełnionych formularzy. Największą liczbę respondentów stanowiły przedsiębiorstwa ciepłownicze i właśnie odpowiedzi uzyskane z tych przedsiębiorstwa stanowiły największy odsetek kompletnie wypełnionych formularzy (ok. 62%). Respondentów poproszono o podanie danych zbieżnych z informacjami, które są przekazywane do urzędów marszałków województw w ramach wymaganej prawem sprawozdawczości z zakresu ochrony środowiska, w tym emisji zanieczyszczeń do powietrza atmosferycznego za lata [19]. Wartości emisji dwutlenku węgla w poszczególnych latach zostały pozyskane z bazy prowadzonej przez Komisję Europejską [20]. Dane te są wyznaczane, gromadzone, przetwarzane i raportowane zgodnie z obowiązującymi prawem metodami referencyjnymi, a zatem charakteryzują się wysokim stopniem reprezentatywności i wiarygodności. Wśród danych, o których wpisanie do formularza ankiety zwrócono się do respondentów były m.in. informacje dotyczące charakterystyki działalności, produkcji energii, ilości zużytego paliwa i emisji podstawowych zanieczyszczeń. Wyniki badań Emisja zanieczyszczeń pyłowo-gazowych jest ubocznym efektem towarzyszącym spalaniu paliw, a jej charakterystyka zarówno ilościowa jak i jakościowa jest uzależniona przede wszystkim od: struktury paliwowej, sprawności wytwarzania energii, skuteczności urządzeń oczyszczających. Ciepłownictwo polskie na tle europejskiego wyróżnia swoista struktura paliwowa, w której zdecydowanie wiodącą pozycję zajmuje węgiel kamienny, którego zużycie do produkcji ciepła w roku 2011 wyniosło 74,1% [21]. Tego rodzaju struktura paliwowa jest podstawową cechą determinującą charakter emisji głównych zanieczyszczeń uwalnianych do powietrza atmosferycznego. Spalanie węgla kamiennego w procesie produkcji ciepła jest obarczone wysokimi poziomami emisji takich głównych zanieczyszczeń, jak dwutlenek siarki, pył i tlenki azotu. Węgiel kamienny ma również drugi po węglu brunatnym najbardziej niekorzystny jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla wynoszący 96,1 tco 2 /TJ[22].

4 Dla porównania wskaźnik emisji dwutlenku węgla dla gazu ziemnego wynosi 56,1 t CO 2 /TJ [22]. Badania ankietowe objęły m.in. dane dotyczące poziomu produkcji ciepła w latach Dane dotyczące tego okresu działalności badanych instalacji ciepłowniczych przedstawiono na rysunku 2. W okresie obserwowany jest stopniowy spadek produkcji ciepła w grupie badanych instalacji. Wyjątkiem jest rok 2010, w którym zanotowano wyraźny wzrost produkcji, związany ze szczególnie długą i mroźną zimą. Zasadniczym celem przeprowadzonej ankietyzacji było zbadanie poziomu emisji głównych zanieczyszczeń pyłowo--gazowych (SO 2, NO x, CO, pył, CO 2 ) uwalnianych do powietrza atmosferycznego przez sektor ciepłowniczy w Polsce. Dane zebrane w trakcie badań wykazują szereg wyraźnych trendów w zakresie zmian emisji głównych zanieczyszczeń.

5 Od początku badanego okresu w zakresie emisji dwutlenku siarki (rys. 3) zauważa się stopniowy spadek emisji, którego główne przyczyny to ograniczenie produkcji oraz stosowanie paliw o niższej zawartości siarki.

6 Spadek ten jest spowodowany potrzebą ograniczenia emisji SO 2 wynikającą głównie z konieczności dotrzymania standardów emisyjnych dotyczących danej instalacji. W Polsce koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze charakteryzują się rozdrobnioną strukturą pod względem wielkości źródła, z przewagą źródeł o niewielkiej mocy nieprzekraczającej 50 MW. Udział tego rodzaju źródeł wynosił w 2011 r. 52,3% [21]. Zaostrzenie standardów emisyjnych jest uzależnione przede wszystkim od wielkości źródła oraz od jego wieku. W tabeli 1 przedstawiono zmiany standardów emisyjnych dla źródeł o mocy do 50 MW w zakresie emisji związków siarki ze spalania węgla kamiennego i gazu ziemnego wysokometanowego, czyli paliw najczęściej stosowanych przez krajowych wytwórców ciepła. Związki siarki uwalniane do atmosfery w wyniku procesów konwersji energii powstają na etapie utleniania przede wszystkim pirytu oraz w mniejszym stopniu siarki organicznej, w które to substancje zasobne są stałe paliwa kopalne. Ograniczenie emisji SO 2 może być dokonane albo poprzez zmniejszenie zawartości związków siarki w węglu kamiennym, albo poprzez zastosowanie technik redukcyjnych (suche lub mokre metody odsiarczania). Budowa oraz eksploatacja urządzeń redukcyjnych w zakresie związków siarki jest przedsięwzięciem bardzo kosztownym, przez co wątpliwa jest zasadność stosowania tego rodzaju rozwiązań dla małych źródeł - zwłaszcza poniżej 50 MW, a więc dla przeważającej części polskich ciepłowni. Rozwiązaniem najmniej kosztownym jest stosowanie węgla kamiennego o małej zawartości siarki. W przypadku emisji tlenków azotu również zauważalny jest trend spadkowy (rys. 4), którego podstawową przyczyną jest spadek produkcji - podobnie jak w przypadku emisji SO 2. Na rysunku 5 został przedstawiony poziom emisji tlenku węgla. Gaz ten od połowy 2003 roku

7 nie podlega obowiązkowi dotrzymania standardów emisyjnych [23]. Jak wynika z rysunku 5 zauważalny jest znaczący spadek emisji tego zanieczyszczenia na przestrzeni lat Emisja CO w roku 2011 została zredukowana o 40,02% w stosunku do roku 2005, przy czym produkcja ciepła w analogicznych latach zmniejszyła się zaledwie o 12,48%. Poza ograniczeniem produkcji ciepła do tak znaczącego spadku emisji CO w sposób istotny przyczyniło się zwiększenie sprawności konwersji energii osiągnięte głównie dzięki modernizacji źródeł istniejących. Jak wynika z rysunku 6 w 2011 roku w stosunku do roku 2005 nastąpił wzrost sprawności wytwarzania ciepła o 7,5%. W badanym okresie nastąpił również znaczący spadek emisji pyłów emitowanych ze źródeł ciepłowniczych (rys. 7). Redukcja ilości uwalnianych pyłów może następować dzięki zastosowaniu metod pierwotnych mających na celu zmniejszenie ilości popiołu w węglu przez jego odpowiednie uszlachetnianie. Takie metody są szczególnie korzystne w przypadku źródeł o najmniejszej mocy. Spadek emisji pyłu w 2011 roku w odniesieniu do 2005 roku wynosi 50,24%. Emisja pyłów w ciepłowniach jest skutecznie redukowana przez zastosowanie urządzeń wychwytujących. Obecnie najczęściej stosowanymi urządzeniami eliminującymi pyły są elektrofiltry oraz filtry workowe. Przy czym dla małych źródeł ze względów

8 technicznych oraz z uwagi na niższe nakłady finansowe najczęściej stosowane są filtry workowe - ich bardzo wysoka skuteczność przekraczająca 99% zapewnia dotrzymanie standardów emisyjnych. Bardzo istotnym wyzwaniem, z którym od roku 2005 muszą borykać się przedsiębiorstwa ciepłownicze jest system handlu uprawnieniami do emisji oraz cel, jaki ten system zakłada - redukcja emisji dwutlenku węgla. Zgodnie z zapisami dyrektywy [5] w roku 2027 ma nastąpić całkowita odpłatność za jednostki CO 2. W roku 2013 bezpłatnych uprawnień przydzielono 80%, natomiast w roku 2020 będzie ich zaledwie 30% [24]. Z wyjątkiem roku 2010 na przestrzeni badanego okresu obserwuje się systematyczny trend spadkowy emisji dwutlenku węgla (rys. 8). Zmniejszenie emisji tego gazu cieplarnianego w roku 2011 w stosunku do roku 2005 o 17,74% jest wynikiem ograniczenia produkcji ciepła oraz zwiększenia sprawności wytwarzania energii (rys. 9).

9 Stopień redukcji emisji CO 2 nie jest tak wyraźny jak w przypadku pyłu. Wynika to z faktu, że ciepłownictwo nie ma dużego potencjału pozwalającego w sposób wysoce efektywny ograniczyć emisję dwutlenku węgla. Niewielka rezerwa redukcyjna istnieje w obszarze sprawności wytwarzania energii oraz w działaniach termomodernizacyjnych. Radykalną redukcję emisji CO 2 można osiągnąć głównie przez zmianę paliw, np. zastosowanie paliwa gazowego lub biomasy uznawanej jako zeroemisyjną pod względem CO 2. Podsumowanie Od roku 2013 formalnie wszystkie przedsiębiorstwa ciepłownicze muszą spełniać bardzo rygorystyczne wymogi dotyczące standardów emisyjnych w zakresie podstawowych zanieczyszczeń, takich jak: SO 2, NO x i pył. Dalsze ograniczanie emisji wspomnianych zanieczyszczeń będzie efektem wysiłków związanych z działaniami zmierzającymi do redukcji emisji dwutlenku węgla w następstwie zmniejszania przydziałów uprawnień do emisji wynikających z EU ETS. Przedsiębiorstwa wytwarzające ciepło są zwykle wyposażone w źródła o stosunkowo niewielkiej mocy. W polskim ciepłownictwie przeważają źródła o małych mocach -aż 52,3% źródeł nie przekraczało mocy 50 MW [21]. Ograniczenie emisji dwutlenku węgla w tego rodzaju małych źródłach wymaga sporych nakładów finansowych niezbędnych do przeprowadzenia stosownych inwestycji. Najbardziej radykalnym sposobem ograniczenia emisji dwutlenku węgla jest zmiana lub dywersyfikacja struktury paliw. W przypadku małych źródeł będzie następowała dywersyfikacja w kierunku zastosowania gazu ziemnego jako paliwa charakteryzującego się przede wszystkim bardzo niskimi wskaźnikami emisji takich zanieczyszczeń, jak SO 2 i pył, a więc objętych najbardziej restrykcyjnymi standardami emisyjnymi. Technologie redukcji emisji pyłów są od kilku dekad opanowane, a ich efektywność technologiczna pozwala na ograniczenie emisji cząstek stałych o ponad 99%. Wprowadzenie i eksploatacja filtrów workowych pozwalających na dotrzymanie obowiązujących standardów emisji w zakresie pyłów jest możliwe pod względem ekonomicznym również dla stosunkowo niewielkich źródeł zainstalowanych w polskich ciepłowniach.

10 Zgoła odmienna sytuacja panuje w przypadku emisji SO 2 ze źródeł o mocy poniżej 50 MW, gdzie dalsza redukcja emisji tego gazu stanowi duży problem. Ograniczenie emisji tego zanieczyszczenia można osiągnąć poprzez spalanie węgla o niskiej zawartości siarki, bądź poprzez zastosowanie technik redukcji, suchych lub mokrych (w paliwie lub poprzez kondycjonowanie spalin). Stosowanie technologii tego rodzaju powoduje pewne problemy, tak techniczne jak i finansowe. W przypadku zastosowania gazu ziemnego wysokometanowego emisje dwutlenku siarki są redukowane niemal całkowicie i jednocześnie osiąga się dodatkową redukcję emisji dwutlenku węgla z uwagi na fakt, że gaz ziemny ma najniższy wśród paliw kopalnych wskaźnik emisji CO 2. Zmiany prawne w zakresie standardów emisyjnych oraz system handlu uprawnieniami do emisji wymuszają na operatorach instalacji działania redukcyjne w zakresie podstawowych emisji zanieczyszczeń uwalnianych w ciepłownictwie polskim. Jak wynika z rysunku 10 na przestrzeni badanego okresu zauważalny jest trend spadkowy wskaźników emisji podstawowych zanieczyszczeń gazowo-pyłowych w odniesieniu do jednostki produkcji ciepła. W związku z implementacją dyrektywy IED [6] do krajowego porządku prawnego i związaną z tym zmianą definicji źródła z kocioł na emitor oraz zobowiązaniem Unii Europejskiej do dalszej redukcji emisji CO 2 należy się spodziewać, że ciepłownictwo polskie będzie podejmowało kolejne działania mające na celu ograniczenie zanieczyszczeń emitowanych do powietrza atmosferycznego.

11 PIŚMIENNICTWO [1 ] Energetyka cieplna w liczbach [2] Ramowa konwencja Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, sporządzona w Nowym Jorku dnia 9 maja 1992 r. (Dz.U. 1996nr53poz. 238). [3] Protokół z Kioto do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, sporządzony w Kioto dnia 11 grudnia 1997 r. (Dz.U nr 203 poz. 1684). [4] Dyrektywa 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r. ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie oraz zmieniająca dyrektywę Rady 96/61/WE. [5] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. [6] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola). [7] Ustawa z dnia 22 grudnia 2004 r. o handlu uprawnieniami do emisji do powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji (Dz.U nr 281 poz. 2784). [8] Ustawa z dnia 28 kwietnia 2011 r. o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (Dz.U nr 122 poz. 695). [9] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 30 września 2005 r. w sprawie rodzajów instalacji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji na lata (Dz.U nr 199 poz. 1646). [10] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 31 marca 2006 r. w sprawie rodzajów instalacji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji (Dz.U nr 60 poz. 429). [11] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 6 marca 2007 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie rodzajów instalacji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji. [12] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 27 lipca 2009 r. w sprawie rodzajów instalacji objętych wspólnotowym systemem handlu uprawnieniami do emisji (Dz.U nr 136 poz. 1120).

12 [13] Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 27 grudnia 2005 r. w sprawie przyjęcia Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji dwutlenku węgla na lata oraz wykazu instalacji czasowo wykluczonych ze wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji w okresie od dnia 1 stycznia 2005 r. do dnia 31 grudnia 2007 r. (Dz. U. Nr 264, poz. 2206). [14] Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 1 lipca 2008 r. sprawie przyjęcia Krajowego planu rozdziału uprawnień do emisji dwutlenku węgla na lata dla wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji (Dz. U. Nr 202, poz ze. zm.). [15] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 4 sierpnia 2003 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji (Dz.U nr 163 poz. 1584). [16] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 20 grudnia 2005 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji (Dz.U nr 260 poz ze zm.). [17] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 22 kwietnia 2011 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji (Dz.U nr 95 poz. 558). [18] Boba J., Stańczyk K., Jurka T., Praca statutowa Głównego Instytutu Górnictwa, Badania wpływu strategii ograniczania emisji C0 2 na zmiany wielkości emisji innych zanieczyszczeń gazowych oraz zanieczyszczeń pyłowych w sektorze energetycznym w Polsce, Katowice, 2012 (nieopublikowana). [19] Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska (Dz.U nr 62 poz. 627 ze zm.) [20] [21] Energetyka cieplna w liczbach Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa, wrzesień [22] V2_2_Ch2_Stationary_Combustion.pdf. [23] Ustawa z dnia 27 lipca 2001 r. o wprowadzeniu ustawy - Prawo ochrony środowiska, ustawy o odpadach oraz o zmianie niektórych ustaw (Dz.U nr 100 poz. 1085). [24] Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 31 marca 2014 r. w sprawie wykazu instalacji innych niż wytwarzające energię elektryczną, objętych systemem handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych w okresie rozliczeniowym rozpoczynającym się od dnia 1 stycznia 2013 r., wraz z przyznaną im liczbą uprawnień do emisji (Dz.U poz. 439).