ZMIANY PRAWNE DOTYCZĄCE OCZYSZCZANIA SPALIN W ENERGETYCE KONWENCJONALNEJ - PERSPEKTYWA DŁUGOTERMINOWA DLA POLSKI

Transkrypt

1 ZMIANY PRAWNE DOTYCZĄCE OCZYSZCZANIA SPALIN W ENERGETYCE KONWENCJONALNEJ - PERSPEKTYWA DŁUGOTERMINOWA DLA POLSKI Autorzy: Dina Czajczyńska, Renata Krzyżyńska, Wojciech Mazurek, Anna Bryszewska-Mazurek ( Rynek Energii 6/2018) Słowa kluczowe: limity emisyjne, oczyszczanie spalin, spalanie węgla, konkluzje BAT Streszczenie. Polska jest krajem, który swoją gospodarkę energetyczną opiera w większości na spalaniu węgla. Pomimo sukcesywnego dążenia w kierunku wymaganego poziomu produkcji energii pierwotnej ze źródeł alternatywnych, nadal jesteśmy uzależnieni od prądu elektrycznego i ciepła powstającego ze spalania paliw kopalnych. Najczęściej stosowana w naszym kraju metoda oczyszczania spalin z elektrowni i elektrociepłowni to odpylanie spalin w elektrofiltrach i odsiarczanie mokre z użyciem mleka wapiennego i produkcją gipsu. Obecnie kontroli podlega wiele zanieczyszczeń, w tym ditlenek siarki, tlenki azotu (NO X) oraz pył. Dalsze użytkowanie istniejących elektrowni konwencjonalnych jest uzależnione od spełnienia szeregu warunków nałożonych przez Unię Europejską, w tym najistotniejszych: norm emisyjnych. Spełnienie rosnących wymagań emisyjnych stanowi poważne wyzwanie technologiczne i ekonomiczne dla Polski, w której większość instalacji oczyszczania spalin wymaga modernizacji lub wymiany. Skuteczność oczyszczania spalin należy poprawiać poprzez stosowanie najlepszych dostępnych technik (BAT) lub poszukiwanie nowych, efektywnych. Dokumenty o strategicznym znaczeniu dla polskiej energetyki to Dyrektywa w sprawie emisji przemysłowych z 2010 roku oraz najnowsze Konkluzje BAT dla dużych obiektów energetycznego spalania (Large Combustion Plants - LCP). Do 2021 roku istniejące instalacje muszą zostać zmodernizowane, w taki sposób, aby poprawić efektywność usuwania ze spalin wymienionych wyżej zanieczyszczeń oraz uwzględnić usuwanie ze strumienia gazów odlotowych dodatkowych zanieczyszczeń - takich jak: CO, HCl, HF oraz metale ciężkie - do poziomów ustalonych w najnowszych wytycznych. W niniejszym artykule zostaną omówione te oraz prognozowane zmiany prawne dotyczące oczyszczania spalin w energetyce konwencjonalnej w perspektywie długoterminowej. 1. WSTĘP W 2015 roku w Polsce nieco ponad 12,5 % energii uzyskaliśmy ze źródeł odnawialnych i było to 8644 toe (ton oleju ekwiwalentnego). Jednak w tym największy udział miała biomasa (około 72%), która stosowana jako paliwo stałe również przyczynia się do zwiększania emisji zanieczyszczeń [1]. Wyznaczony na 2020 rok udział 15 % źródeł odnawialnych w całkowitej produkcji energii wydaje się być możliwy do osiągnięcia [2], jednakże nie zmienia to w znaczący sposób faktu, że Polska jest uzależniona od energii powstającej w wyniku spalania paliw kopalnych głównie węgla kamiennego i brunatnego. Pozycja węgla w polskim bilansie energetycznym jest ugruntowana, chociaż prognozy zmian w jego wykorzystaniu różnią się od siebie znacząco [3]. Zgodnie z zapisami zawartymi w Polityce Energetycznej Polski do roku 2030 nadal ma być to dominujące źródło energii dla naszego kraju [4]. W Polsce ponad 72 % mocy elektrycznej zainstalowanej stanowiły elektrownie i elektrociepłownie zasilane węglem (stan na czerwiec 2017) [5]. Zużycie węgla energetycznego i koksowego spadło w ostatnich latach, a brunatnego nieznacznie wzrosło [6]. Największe elektrow-

2 nie/elektrociepłownie naszego kraju to: Bełchatów, Kozienice, Turów, Połaniec, Rybnik, Jaworzno III, Pomorzany, Dolna Odra, Pątnów i Łaziska. Część z nich wchodzi w skład zespołów elektrowni, np. Pątnów jest największą spośród Zespołu PAK (Pątnów, Adamów, Konin). Zasadniczo są one wyposażone w podobne instalacje oczyszczania spalin. Dla przykładu, Bełchatów to największa opalana węglem brunatnym elektrownia w całej Europie. Moc wytwarzana sięga aż 5472 MW, co sprawia, że jest to jedna z 25 największych elektrowni świata. W elektrowni działa 13 bloków energetycznych (12 o mocy MW i jeden o mocy 858 MW). Energia produkowana w Bełchatowie stanowi około 20 % krajowej produkcji, zaś prąd z tego obiektu jest najtańszy w kraju [7]. Energetyka konwencjonalna wiąże się nieuchronnie z emisjami szkodliwych związków do środowiska, wśród których najbardziej podkreślane są ditlenek siarki (SO2), tlenki azotu (NOX) oraz pyły. Systematyczne podwyższanie poziomu ochrony środowiska (między innymi: dostosowanie prawa polskiego do wytycznych Unii Europejskiej), a w tym wypadku wprowadzanie skutecznych metod usuwania zanieczyszczeń ze strumienia powstających gazów odlotowych, doprowadziło do dużego zmniejszenia emisji wspomnianych wyżej zanieczyszczeń z sektora energetyki. W latach był to spadek odpowiednio o 60%, 25% oraz 66% dla SO2, NOX oraz pyłów [1]. Daje się również zauważyć, że standardy emisyjne dla energetyki konwencjonalnej sukcesywnie od wielu lat są podwyższane, aby jak najbardziej ograniczyć jej negatywny wpływ na środowisko oraz zdrowie człowieka. 2. DOTYCHCZASOWE UNORMOWANIA PRAWNE W prawie polskim kluczowym dokumentem określającym wymagane poziomy emisji dla różnego rodzaju zakładów przemysłowych jest Rozporządzenie Ministra Środowiska w sprawie standardów emisyjnych dla niektórych rodzajów instalacji, źródeł spalania paliw oraz urządzeń spalania lub współspalania odpadów. Podstawą wydania tego rozporządzenia jest z kolei Ustawa Prawo Ochrony Środowiska. Pierwsze takie rozporządzenie weszło w życie w 2003 roku [9] i jego treść była dostosowana do wymogów unijnych (Dyrektywa LCP), co było jednym z koniecznych warunków, jakie musiała spełnić Polska przed wejściem do wspólnoty. Dokument strategiczny: Polityka energetyczna Polski do 2030, który uchwalony został w 2009 roku w bardzo ograniczonym zakresie porusza temat ograniczenia szkodliwości spalin z sektora energetyki. Większy nacisk położono w nim na gazy cieplarniane oraz technologie redukcji emisji oraz wychwytu i magazynowania CO2. W odniesieniu do pozostałych składników gazów odlotowych pojawia się informacja, że należy wprowadzić dopuszczalne produktowe wskaźniki emisji dla SO2 i NOX, aby spełnić wymagania Traktatu Akcesyjnego dla Polski [4]. Niestety, tempo w jakim Unia Europejska podwyższa standardy emisyjne poprzez kolejne dokumenty, sprawiło, że ten zapis od dawna już jest nieaktualny. Dotrzymanie

3 wszystkich limitów, które sukcesywnie się ukazują, dla wielu zakładów energetycznego spalania okazuje się być nieprawdopodobnym. 3. NOWE WYTYCZNE I PRZEPISY PRAWA W 2010 roku czyli zaledwie rok po ukazaniu się Polityki energetycznej Polski do Dyrektywa LCP została zastąpiona nową Dyrektywa o Emisjach przemysłowych (Industrial Emissions Directive IED). Nowa dyrektywa zaczęła obowiązywać 6 stycznia 2011 roku i miała być transponowana do prawa krajowego państw członkowskich do 7 stycznia 2013 roku [10]. W stosunku do poprzedniej, wprowadziła ona sporo istotnych zmian. Najważniejsze to: 1) Za źródło został uznany komin, a nie jak dotychczas kocioł. Spowodowało to agregację mocy dla małych źródeł, których moc każdego z kotłów była poniżej 50 MW, ale mających wspólny komin. Wcześniej nie obowiązywały ich standardy emisyjne, teraz - tak. Ponadto, obiekty tworzone przez baterię kotłów dużej mocy muszą sprostać znacznie wyższym limitom emisyjnym dla większego źródła. Przykładowo, elektrociepłownia, którą tworzą 4 kotły o mocy 50 MW każdy mogła wyemitować 2000 mg SO2/Nm 3, a zgodnie z Dyrektywą LCP już tylko 150 mg SO2/Nm 3. 2) Zaostrzono limity emisji dla SO2, NOX i pyłów. 3) Wprowadzono obowiązek dorocznych pomiarów emisji całkowitej rtęci ze źródeł opalanych węglem, co wyraźnie sugerowało, że w niedalekiej przyszłości również zostaną wprowadzone standardy emisyjne w zakresie tego metalu. 4) Zdefiniowano BREF (BAT Reference Document) oraz Konkluzje BAT (Best Available Techniques). Od tego momentu konkluzje BAT są przyjmowane w formie decyzji Komisji Europejskiej i stają się aktem prawnie wiążącym [11]. Skutkiem tego, określając warunki pozwolenia zintegrowanego dla konkretnej instalacji, w odróżnieniu od wcześniejszych przepisów, według których BREFs były jedynie niewiążącym dokumentem referencyjnym przy określaniu BAT, obecnie właściwy organ ma obowiązek uwzględnić wymagania zawarte w konkluzjach BAT. Dyrektywa o emisjach przemysłowych została transponowana do polskiego prawa. Przede wszystkim, kluczowe zapisy zostały zawarte w Ustawie Prawo Ochrony Środowiska, której najnowszy tekst jednolity ogłoszono 10 lutego 2017 roku [12]. Co ciekawe, Smolak, Makola i Maśnicki [13,14] podkreślają błędy w transpozycji niektórych przepisów Dyrektywy, które mogą pociągnąć za sobą kary finansowe nałożone przez Komisję Europejską. Chociaż część zapisów powiązanych z IED ma swoje odpowiedniki w Ustawie, to niektóre z nich nie powinny być stosowane, ze względu na brak zgodności z prawem unijnym. W najbliższym czasie przepisy ustawy powinny być poprawione celem uzgodnienia ich treści z prawem międzynarodowym.

4 Drugi niezmiernie ważny dokument, czyli Konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik w obszarze energetycznego spalania, ukazał się 17 sierpnia 2017 roku. Termin przewidziany na dostosowanie instalacji do nowych wymogów wynosi 4 lata od dnia publikacji decyzji w Dzienniku Urzędowym Komisji Europejskiej, a zatem upływa on w połowie 2021 r. Co prawda, już we wstępie zaznaczono, że nie są one sformułowane w charakterze nakazu, ale zastosowanie innych technik jest dopuszczalne, jeśli zapewniają co najmniej równoważny poziom ochrony środowiska. Zgodnie z już wspomnianymi zapisami z Dyrektywy IE, państwa członkowskie są teraz zobowiązane do przestrzegania wyznaczonych w Konkluzjach limitów emisji dla poszczególnych zanieczyszczeń, których osiągnięcie powinno być możliwe, gdy zostaną zastosowane proponowane najlepsze dostępne techniki. Najnowsze Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 4 listopada 2014 r. w sprawie standardów emisyjnych dla niektórych rodzajów instalacji, źródeł spalania paliw oraz urządzeń spalania lub współspalania odpadów uwzględnia limity emisyjne zawarte w Dyrektywie o emisjach przemysłowych [15]. Należy wkrótce spodziewać się nowelizacji rozporządzenia, które uwzględni Konkluzje BAT. Ponieważ czas na dostosowanie instalacji do wymogów zawartych w Konkluzjach jest bardzo krótki, wiele zakładów nie będzie w stanie tego terminu dotrzymać. Z kolei, nowopowstające zakłady muszą się liczyć z poważnymi trudnościami w przyznawaniu pozwoleń zintegrowanych. Komisja Europejska zatwierdziła dla Polski Przejściowy Plan Krajowy (PPK) obejmujący 48 obiektów energetycznych, dla których odroczono stosowanie zaostrzonych poziomów emisji do 30 czerwca 2020 roku. Część inwestycji (być możne nawet jeszcze nieukończonych), które pozwoliłyby instalacjom na spełnienie wymogów IED, nie będzie w stanie sprostać rygorystycznym limitom określonym w Konkluzjach BAT. Należy przyznać, że bezpieczeństwo energetyczne Polski jest zagrożone, ponieważ obiekty energetyczne, które nie zostały zmodernizowane, będą do 2023 roku sukcesywnie zamykane. Łącznie do likwidacji kwalifikuje się ponad 7000 MW mocy cieplnej [16]. Najnowszy Projekt Polityki energetycznej Polski do 2050 roku [17] zakłada, że Polska będzie chciała przeciwdziałać dalszemu zaostrzaniu polityki klimatycznej, jeśli nadal nie zostanie osiągnięte globalne porozumienie, a główni emitenci nie rozpoczną porównywalnych działań. Może się to okazać posunięciem niezbędnym do zrealizowania jednego z projektów priorytetowych utrzymania niezależności energetycznej dzięki krajowym zasobom węgla. Planowane są inwestycje w czyste technologie węglowe (CTW), np. wzbogacanie czy zgazowanie węgla. Dodatkowo duże nadzieje pokładane są w energetyce jądrowej, która między 2030 a 2035 r. powinna osiągnąć 6000 MW mocy zainstalowanej, która w znaczącej części zastąpi przestarzałe bloki węglowe. W Projekcie [17] podkreślono, że transformacja w kierunku gospodarki niskoemisyjnej będzie się wiązała ze znaczącymi kosztami dostosowawczymi do kolejnych pakietów unijnych regulacji zaostrzających standardy emisyjne. Największe wydatki, związane z inwestycjami w infrastrukturę energetyczną, przypadną około 2020 r., sięgając nawet 2% PKB. Przyznano, że koszty te będą rzutować na ceny energii dla użytkowników końcowych.

5 wielkość emisji, 4. PORÓWNANIE DOTYCHCZASOWYCH NORM EMISJI Z NOWYMI 4.1. Ditlenek siarki (SO2) Zgodnie z Dyrektywą LCP, obiekt energetycznego spalania węgla miał wyznaczany dopuszczalną wartość emisji SO2 w zależności od ilości wytwarzanej energii. Dla najmniejszych obiektów (50 MW) było to aż 2000 mg/nm 3, a dla największych (>500 MW) 400 mg/nm 3. Natomiast, gdy osiągnięcie tych limitów było niemożliwe, to wystarczyło osiągnąć wymagany stopień odsiarczania. Dla instalacji najmniejszych (<100MW) było to zaledwie 60%, chociaż dla największych (<500 MW) było to już 94 lub 92%. Dyrektywa IED zaostrzyła te limity do poziomu ukazanego na wykresie poniżej, było to odpowiednio 400, 250 i 200 mg/nm 3. Najnowsze konkluzje BAT podają jeszcze bardziej rygorystyczne wymagania. Dla największych nowobudowanych obiektów (>300 MW) dopuszczalne wartości emisji średnioroczne to 75 mg/nm 3, a dobowe 110 mg/nm 3. Co ciekawe, w przypisie do tabeli zawartej w konkluzjach powiedziano wprost, że spełnienie tych wytycznych jest możliwe przy zastosowaniu paliwa o niskiej zawartości siarki w połączeniu z wysokoefektywnym mokrym odsiarczaniem. Dopuszczono również złagodzenie wymogów dla obiektów zasilanych węglem brunatnym o mocy nominalnej powyżej 300 MW mg/nm moc źródła, MW LCPD Rys.1. Dopuszczalne wielkości emisji SO 2 w zależności od mocy źródła wg Dyrektywy LCP, Dyrektywy IE oraz Konkluzji BAT 4.2. Tlenki azotu (NOX) Dla NOX dopuszczalna wartości emisji wynosiła 600 mg/nm 3 dla obiektów poniżej 500 MW oraz 500 mg/nm 3 dla największych instalacji. Trzy wyjątki wymienione w Dyrektywie LCP dodatkowo łagodziły jeszcze te wymagania w szczególnych przypadkach. Dyrektywa o Emisjach Przemysłowych zaostrzyła te wymagania do 300 lub 200 mg/nm 3. Natomiast, Konkluzje BAT stanowią limity emisyjne na poziomie 85 mg/nm 3 w skali roku lub 125 w skali doby dla największych nowych obiektów. W wypadku istniejących źródeł normy te są nieco łagodniejsze. Warto dodać, że w poziomy emisji są sformułowane w formie przedziału wartości, co sugeruje kolejne obostrzenia w niedalekiej przyszłości.

6 wielkość emisji, mg/nm LCPD moc źródła, MW IED Konkluzje BAT (średnia roczna) Rys.2. Dopuszczalne wielkości emisji NO X w zależności od mocy źródła wg Dyrektywy LCP, Dyrektywy IE oraz Konkluzji BAT 4.3. Pył W wypadku pyłu sukcesywne obostrzenia są również bardzo wyraźne. O ile w roku 2001 limit emisji wynosił 100 mg/nm 3 dla mniejszych obiektów energetycznego spalania lub 50 dla największych, to już Dyrektywa o Emisjach Przemysłowych ustala go na poziomie 30, 25 lub 20 mg/nm 3 w zależności od mocy źródła. Obecne przepisy narzucają wszystkim emiterom taki sam limit 5 mg pyłu na każdy metr sześcienny spalin w odniesieniu do warunków normalnych. W praktyce jest to zmiana o 2000% w przeciągu 16 lat. Na szczęście, w wypadku pyłu dobrze znane i skuteczne technologie jego usuwania ze spalin zazwyczaj pozwalają na sprostanie tym wymaganiom. Wysokosprawne elektrofiltry zapewniają skuteczność odpylania dochodzącą do 99,9%. Elektrofiltry oraz filtry workowe są zalecane jako Najlepsze Dostępne Techniki w procesach usuwania pyłu w dużych obiektach energetycznego spalania [18]. wielkość emisji, mg/nm LCPD IED 5 moc źródła, MW Rys. 3. Dopuszczalne wielkości emisji pyłu w zależności od mocy źródła wg Dyrektywy LCP, Dyrektywy IE oraz Konkluzji BAT.

7 4.4. Pozostałe zanieczyszczenia W Konkluzjach BAT pojawiły się również normy emisji dla substancji dotychczas nielimitowanych. Są wśród nich: CO (tlenek węgla), rtęć (Hg) i jej związki, nieorganiczne związki chloru wyrażone jako HCl (chlorowodór) oraz nieorganiczne związki fluoru wyrażone jako HF (fluorowodór). Również dla tych zanieczyszczeń standardy emisyjne podane zostały w formie przedziałów wartości, dla których wymagana wielkość emisji zależy od technologii zastosowanej w konkretnym obiekcie oraz rodzaju spalanego paliwa. Zestawienie tych limitów pokazano w tab. 1. Tabela 1 Poziomy emisji CO, Hg, HCl i HF z dużych obiektów energetycznego spalania wg Konkluzji BAT (wg [18]) Zanieczyszczenie Paliwo Typ obiektu Moc zainstalowana, MW Jednostka Poziom emisji CO Hg HCl HF węgiel kamienny węgiel brunatny istniejący nowy istniejący nowy istniejący nowy istniejący nowy <300 < mg/nm <5-100 <300 < <1-3 <300 < <1-2 µg/nm 3 <300 < <1-5 <300 < <1-4 < mg/nm 3 < <100 < <1-3 mg/nm 3 <100 < < STOSOWANE ROZWIĄZANIA I PROPONOWANE ULEPSZENIA Warto podkreślić, że polskie elektrownie, to obiekty wiekowe. Większość zbudowano w latach 60-tych i 70-tych ubiegłego wieku. Jedna z najnowszych - Elektrownia Opole powstała w latach , jednak ona również jest wymieniana w dokumentach unijnych, jako jednostka wymagająca modernizacji [19]. Na chwilę obecną jedynie nieliczne elektrownie zostały zmodernizowane w odpowiednim stopniu, a pozostałe tego wymagają. Jednak wprowadzenie najnowszych Konkluzji BAT niesie za sobą konieczność kolejnych wielomilionowych inwestycji, bez których elektrownie nie będą mogły funkcjonować. Co ciekawe, państwo nie może udzielić znaczącej pomocy finansowej tym elektrowniom, bo naruszałoby to

8 przepisy o konkurencyjności przedsiębiorstw. W związku z tym, aby zapewnić bezpieczeństwo energetyczne oraz stworzyć elektrowniom konwencjonalnych możliwość zarobienia środków na nowoczesne instalacje oczyszczania spalin, politykę energetyczną Polski postanowiono nadal opierać na energii wytwarzanej z dostępnego i taniego nośnika węgla [19]. Należy się jednak spodziewać wzrostu cen energii elektrycznej i ciepła w najbliższych latach, zwłaszcza dla regionów obsługiwanych przez zakłady energetyczne wymagające gruntownej modernizacji. Najpopularniejsze na świecie metody oczyszczania spalin z dużych obiektów energetycznego spalania to mokre wapniakowe i wapienne instalacje odsiarczania (wykazujące również dużą skuteczność usuwania HCl i HF) oraz selektywna (SCR) i nieselektywna redukcja katalityczna (NSCR) do usuwania NOX. Do wysokosprawnego usuwania pyłu wykorzystuje się natomiast elektrofiltry lub filtry workowe, a do redukowania zawartości rtęci iniekcje węgla aktywnego. Wszystkie wspomniane techniki są wymienione jako BAT [18]. Skuteczność metod mokrych kształtuje się na poziomie 90-95% [20]. Ze względu na wysoką sprawność i stosunkowo małe zużycie taniego sorbentu znalazły one powszechne zastosowanie w sektorze energetycznym. Szacuje się, że ponad 90 % instalacji odsiarczania gazów odlotowych na całym świecie pracuje w oparciu o tę metodę. Ponadto, końcowym produktem jest sztuczny gips, który może być wykorzystany w produkcji materiałów budowlanych [20,21]. Do odazotowania spalin najczęściej stosuje się SCR. Metoda ta oparta jest na redukcji tlenków azotu do azotu gazowego i wody w obecności katalizatora. Reduktorem wykorzystywanym do tego procesu jest amoniak. Stosowanie tej metody może wiązać się z emisją amoniaku [22], stąd Konkluzje BAT wprowadzają kontrolę tego związku. Poziom emisji NH3 do powietrza z zastosowania SCR lub SNCR wynosi 3-10 mg/nm 3 (średnia roczna lub średnia z okresu pobierania prób) [18]. Ponieważ sprostanie wymaganiom stawianym w Konkluzjach BAT oraz kolejnym spodziewanym obostrzeniom w zakresie emisji zanieczyszczeń ze spalania węgla wymaga stosowania złożonego systemu oczyszczania spalin, naturalnymi kierunkami rozwoju będą: wprowadzanie metod jednoczesnego usuwania wielu zanieczyszczeń w jednej instalacji, poprawianie efektywności instalacji już funkcjonujących, poszukiwanie nowych wysokoefektywnych i ekonomicznie uzasadnionych metod usuwania ze spalin zanieczyszczeń gazowych, pyłowych oraz metali ciężkich. Wszystkie powyższe zadania są obecnie intensywnie rozwijane w ośrodkach naukowych i przemysłowych [20,21].

9 6. ROKOWANIA DLA POLSKI Wytwarzanie zdecydowanej większości energii elektrycznej i cieplnej w procesach spalania stawia Polskę w bardzo niekorzystnym położeniu, ponieważ koszty oczyszczania gazów odlotowych, które jest niezbędne, są wysokie. Szacowane początkowo nakłady finansowe na wdrożenie dyrektywy IED w formie zaproponowanej przez Komisję Europejską byłyby ogromne. Strona polska postulowała konieczność wprowadzenia zmian do proponowanego projektu. Pomimo, że nie wszystkie zostały zaakceptowane to ostateczna wersja dyrektywy została znacząco zmieniona w stosunku do pierwotnej. Uwzględniono między innymi różne okresy przejściowe oraz jej ograniczono zasięg [23]. Najważniejszą zmianą jaka pojawiła się w unijnym prawie wraz z IED, jest zmiana statusu prawnego Konkluzji BAT i dokumentów BREF. Od teraz nie ma już konieczności tworzenia nowej Dyrektywy, aby wprowadzić nowe poziomy emisji. Publikowanie nowych Konkluzji BAT, będzie owocowało sukcesywnym podwyższaniem standardów emisyjnych. Już pierwsze - opublikowane w ubiegłym roku stawiają pod znakiem zapytania funkcjonowanie wielu zakładów energetycznego spalania na terenie naszego kraju. Pojawienie się kolejnych, może tylko pogorszyć i tak trudną sytuację polskiej energetyki. Zgodnie z raportem Komisji Europejskiej z 2013 roku, możemy spodziewać się w przyszłości wprowadzenia ograniczeń dla źródeł coraz mniejszych (1 50 MW), co może skutkować koniecznością kolejnych inwestycji w instalacje oczyszczania spalin dla niewielkich lokalnych ciepłowni na paliwo stałe lub ich likwidacji, gdy inwestycja nie będzie opłacalna [24]. Likwidacja lokalnych ciepłowni, z kolei doprowadzić może wręcz do pogorszenia jakości powietrza, ponieważ wielu mieszkańców nie zechce korzystać z ciepła wytwarzanego z gazu, które jest zdecydowanie droższe i powróci do ogrzewania indywidualnego, co wiąże się z dodatkową niską emisją trudną do kontrolowania i zmniejszenia. Zaproponowany pod koniec 2013 roku projekt tzw. Dyrektywy MCP (Medium Combustion Plants) odnosi się do obiektów, których nominalna moc źródła zawarta jest w przedziale od 1 do 50 MW. Część z tych przepisów miałaby obowiązywać od 2025 roku [25]. Proponowane standardy emisyjne dla tych obiektów energetycznego spalania spowodują konieczność poniesienia wysokich kosztów środowiskowych. Wzrost ceny ciepła dla końcowego odbiorcy związany z inwestycjami niezbędnymi do wypełnienia nowych wytycznych oszacowano na nawet 25 % [26]. 7. PODSUMOWANIE Od wielu lat państwa członkowskie Unii Europejskiej zmierzają do poprawienia jakości środowiska, w którym żyjemy. W tych działaniach szczególne miejsce zajmuje sektor energetyki, ponieważ energia jest jednym z dóbr niezbędnych do rozwoju cywilizacyjnego, a jednocześnie energetyka konwencjonalna jest jednym z największych emiterów zanieczyszczeń, szczególnie do powietrza. Sukcesywne podwyższanie wymagań stawianych dużym obiektom

10 energetycznego spalania doprowadziło do znacznego ograniczenia emisji szkodliwych substancji takich jak SO2, NOX i pyły. Dokumenty uchwalone ostatnimi czasy przez ograny decyzyjne UE, takie jak Dyrektywa o Emisjach Przemysłowych oraz Konkluzje BAT dotyczące dużych obiektów energetycznego spalania, wpisują się w założenia idei zrównoważonego rozwoju. Polska, jako kraj członkowski, stara się dostosowywać swoje prawo do przepisów wspólnotowych poprzez implementację istotnych zapisów do prawa krajowego. Niestety, nie zawsze jest możliwe dokonanie niezbędnych zmian w czasie, który jest narzucany ponadnarodowo. Z taką sytuacją przyszło się zmierzyć Polsce. Pomimo wynegocjowania Krajowego Planu Przejściowego, nasze państwo znalazło się w niekorzystnym położeniu. Coraz bardziej restrykcyjne zapisy w kwestii emisji z sektora energetyki mogą okazać się niemożliwe do zrealizowania w wielu przedsiębiorstwach. Spodziewane w przyszłości kolejne edycje Konkluzji BAT dla dużych obiektów energetycznego spalania oraz wprowadzenie Dyrektywy MCP powinny zmotywować sektor polskiej energetyki konwencjonalnej do podjęcia już dzisiaj stanowczych działań mających na celu dotrzymanie kroku pozostałym państwom członkowskim Unii Europejskiej. Dzięki temu kolejne obostrzenia w zakresie emisji zanieczyszczeń do powietrza nie będą zaskoczeniem dla polskich przedsiębiorców i pozwolą im na dalsze konkurencyjne funkcjonowanie na rynku energii. Praca zrealizowana w ramach zlecenia statutowego Katedry Klimatyzacji, Ogrzewnictwa, Gazownictwa i Ochrony Powietrza, Wydział Inżynierii Środowiska, Politechnika Wrocławska - nr 0401/0007/17. LITERATURA [1] Główny Urząd Statystyczny. Ochrona środowiska Warszawa: Zakład Wydawnictw Statystycznych; [2] Główny Urząd Statystyczny. Energia ze źródeł odnawialnych w 2015 roku. Warszawa: Zakład Wydawnictw Statystycznych; [3] Olkuski T, Suwała W, Wyrwa A. Perspektywy energetyki węglowej w Polsce i w świecie. Rynek Energii nr 4, [4] Ministerstwo Gospodarki. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Warszawa: [5] Agencja Rynku Energii S.A. Informacja Statystyczna o Energii Elektrycznej. Biuletyn miesięczny 2017;6 (282).

11 [6] Grudziński Z, Stala-Szlugaj K. Pozycja węgla kamiennego w bilansie paliw i energii w kraju. Polityka Energetyczna 2014;17: [7] Oto 10 największych elektrowni w Polsce, 10-najwiekszych-elektrowni-w-polsce.html [accessed October 2, 2017]. [8] Dyrektywa 2001/80/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 października 2001 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych obiektów energetycznego spalania. Dziennik Urzędowy Wspólnot Europejskich; [9] Rozporządzenie Ministrwa Środowiska z dnia 4 sierpnia 2003 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji. Dziennik Ustaw Rzeczypospolitej Polskiej Nr 163, poz. 1584, ; [10] The Industrial Emissions Directive - Environment - European Commission (accessed October 9, 2017). [11] Pacek-Łopalewska A. Dyrektywa o emisjach przemysłowych. Kilka uwag na temat nowego charakteru prawnego BREFs. Elektroenergetyka. Współczesność i Rozwój 2011;2: [12] Kancelaria Sejmu. Obwieszczenie Marszałka Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 10 lutego 2017 r. w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu ustawy Prawo ochrony środowiska [13] Smolak M, Makola J. Konkluzje BAT kolejny krok ku ograniczaniu emisji zanieczyszczeń z dużych instalacji spalania. Warszawa: [14] Smolak M, Maśnicki J. Ograniczona redukcja emisji przemysłowych. Opinia w przedmiocie transpozycji wybranych postanowień Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych [15] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 4 listopada 2014 r. w sprawie standardów emisyjnych dla niektórych rodzajów instalacji, źródeł spalania paliw oraz urządzeń spalania lub współspalania odpadów. Dziennik Ustaw Rzeczypospolitej Polskiej, poz. 1546, 1-78; [16] Wilczyński M. Dyrektywa UE o ograniczeniu emisji przemysłowych a polska energetyka węglowa. 2016, (accessed October 10, 2017).

12 [17] Ministerstwo Gospodarki. Projekt Polityki energetycznej Polski do 2050 roku. Warszawa: [18] Komisja Europejska. Decyzja Wykonawcza Komisji (UE) 2017/1442 z dnia 31 lipca 2017 r. ustanawiająca konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik (BAT) w odniesieniu do dużych obiektów energetycznego spalania zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/U. Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej, L 212/1-82; [19] Kryk B. Kontrowersje Polskiej Polityki Energetycznej w Kontekście realizacji wymogów unijnych. Ekonomia i Prawo 2012;XI: [20] Krzyżyńska R. Zintegrowane oczyszczanie spalin z SO2, NOx i Hg w układach mokrego odsiarczania spalin. Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej; Wrocław [21] Mazurek J. Praca doktorska: Opracowanie modelu obliczeniowego pionowego absorbera natryskowego do odsiarczania spalin kotłowych. Politechnika Wrocławska, [22] Benson SA, Laumb JD, Crocker CR, Pavlish JH. SCR catalyst performance in flue gases derived from subbituminous and lignite coals. Fuel Process Technol 2005;86: doi: /j.fuproc [23] Badyda K, Niewiński GM. Wybrane skutki dla Polski wdrożenia dyrektywy IED. Nierówności Społeczne a Wzrost Gospodarczy 2015;41: [24] European Commission. Report from the Commission on the reviews undertaken under Article 30(9) and Article 73 of Directive 2010/75/EU on industrial emissions addressing emissions from intensive livestock rearing and combustion plants. Brussels, Belgium: [25] Komisja Europejska. Wniosek: Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania. 2013/ [26] Grudziński Z, Stala-Szlugaj K. Koszty środowiskowe a użytkowanie węgla kamiennego w obiektach o mocy do 50 MW. Rocznik Ochrona Środowiska 2016;18:

13 LEGAL CHANGES IN THE CONTEXT OF CLEANING OF EXHAUST GASES IN CONVENTIONAL POWER PLANTS - LONG-TERM PERSPECTIVE FOR POLAND Key words: emission standards, exhaust gases cleaning, coal combustion, BREF Summary. Poland is a country which power industry is mainly based on coal combustion. Despite the successive pursuit towards the required level of primary energy production from alternative sources, we are still dependent on electricity and heat generated from the combustion of fossil fuels. The most commonly used in Poland method of cleaning exhaust gases from power plants is dust extraction in electrostatic precipitators and wet desulphurization by lime slurry. Currently, emission of many pollutants are controlled, including sulfur dioxide (SO 2), nitrogen oxides (NO X) and dust. The continued use of existing conventional power plants depends on the fulfillment of a number of conditions imposed by the European Union, including the most important: emission standards. Meeting the growing emission requirements is a major technological and economic challenge for Poland, in which majority of exhaust gases treatment installations require modernization or replacement. The efficiency of exhaust gases treatment should be improved throughout implementation of the Best Available Techniques (BAT) or seeking for new, effective ones. Documents of strategic importance for the Polish power industry are the Industrial Emissions Directive of 2010 and the latest BREF for Large Combustion Plants (LCP). Until 2021, existing installations must be modernized in order to improve the efficiency of removal of the abovementioned pollutants and to give possibility to removing extra pollution - such as CO, HCl, HF and heavy metals - to the levels set in the latest guidelines. This article will discuss these and forecast legal changes regarding exhaust gas cleaning in conventional power plants in the long-term perspective. Dina Czajczyńska, mgr inż., doktorantka, Katedra Klimatyzacji, Ogrzewnictwa, Gazownictwa i Ochrony Powietrza, Wydział Inżynierii Środowiska, Politechnika Wrocławska; dina.czajczynska@pwr.edu.pl Renata Krzyżyńska, dr hab. inż. prof.nadzw. PWr, p.o. Kierownika Katedry Klimatyzacji, Ogrzewnictwa, Gazownictwa i Ochrony Powietrza, Wydział Inżynierii Środowiska, Politechnika Wrocławska; renata.krzyzynska@pwr.edu.pl Wojciech Mazurek, dr inż., p.o. Zastępcy Kierownika Katedry Klimatyzacji, Ogrzewnictwa, Gazownictwa i Ochrony Powietrza, Wydział Inżynierii Środowiska, Politechnika Wrocławska; wojciech.mazurek@pwr.edu.pl Anna Bryszewska-Mazurek, dr inż., adiunkt, Katedra Klimatyzacji, Ogrzewnictwa, Gazownictwa i Ochrony Powietrza, Wydział Inżynierii Środowiska, Politechnika Wrocławska; anna.bryszewska-mazurek@pwr.edu.pl