UCZELNIANE CENTRUM BADAWCZE

UCZELNIANE CENTRUM BADAWCZE ENERGETYKI I OCHRONY ŚRODOWISKA Opracowanie wariantowych propozycji i zakresu szczególnego traktowania instalacji podlegających dyrektywie w sprawie emisji przemysłowych Warszawa, lipiec 2009

Opracowanie wariantowych propozycji i zakresu szczególnego traktowania instalacji podlegających dyrektywie w sprawie emisji przemysłowych Umowa nr: 501H/4433/0512/000 Zamawiający: Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie Autorzy pracy: dr inŝ. Wojciech Bujalski prof. nzw. dr hab. inŝ. Krzysztof Badyda dr inŝ. Rafał Laskowski prof. dr hab. inŝ. Janusz Lewandowski Kierownik pracy: prof. dr hab. inŝ. Janusz Lewandowski Str. 2

Spis treści 1 WSTĘP... 5 2. TREŚĆ DYREKTYWY W SPRAWIE EMISJI PRZEMYSŁOWYCH W OBSZARZE DOTYCZĄCYM INSTALACJI SPALANIA... 8 2.1. SZCZEGÓŁOWE ZAPISY DOTYCZĄCE INSTALACJI SPALANIA W PIERWOTNEJ WERSJI PROJEKTU DYREKTYWY Z 21.12.2007... 8 2.2. UWAGI DO ZAPISÓW DOTYCZĄCYCH INSTALACJI SPALANIA W PIERWOTNEJ WERSJI PROJEKTU DYREKTYWY Z 21.12.2007... 12 2.3. SZCZEGÓŁOWE ZAPISY DOTYCZĄCE INSTALACJI SPALANIA W PIERWOTNEJ WERSJI PROJEKTU DYREKTYWY Z 26.06.2009... 16 2.4. OMÓWIENIE RÓśNIC ZAPISÓW DOTYCZĄCYCH INSTALACJI SPALANIA W PIERWOTNEJ WERSJI PROJEKTU DYREKTYWY Z 21.12.2007 ORAZ PROJEKTU DYREKTYWY Z 26.06.2009... 31 3. PRACE WYKONANE NA PODSTAWIE BAZY DANYCH Z ROKU 2008, WSPOMAGAJĄCE NEGOCJACJE POLSKI Z KOMISJĄ EUROPEJSKĄ... 33 3.1. OPRACOWANIE MAPY DROGOWEJ KRAJOWEGO PLANU DLA POTRZEB NEGOCJACJI MŚ Z KOMISJĄ EUROPEJSKĄ... 33 3.2. KONSULTACJE WSPOMAGAJĄCE PRZYGOTOWANIE ZMIENIONEGO STANOWISKA NEGOCJACYJNEGO Z KE W ZAKRESIE DYREKTYWY O EMISJACH PRZEMYSŁOWYCH (IED)... 34 3.2.1. Analiza struktury istniejących jednostek kotłowych... 34 3.2.2. Autorskie opracowanie scenariuszy zachowań operatorów na podstawie danych pozyskanych w 2008 roku, w tym wstępne określenie potrzeby i skali występowania o okresy przejściowe... 34 4. PRACE WYKONANE NA PODSTAWIE BAZY DANYCH Z ROKU 2009... 36 4.1. OPRACOWANIE WZORU ANKIETY ROZSYŁANEJ DO OPERATORÓW W CELU IDENTYFIKACJI STANU AKTUALNEGO (ROK 2008) W ZAKRESIE PRODUKCJI I EMISJI ORAZ SPODZIEWANYCH ZACHOWAŃ DOSTOSOWAWCZYCH DO IED... 37 4.2. WERYFIKACJA LISTY ADRESOWEJ OPERATORÓW ŹRÓDEŁ CIEPLNYCH O MOCY > 20 MW (W PRZYPADKU DEFINICJI ŹRÓDŁO EMISJI = ZAKŁAD )... 39 4.3. SZCZEGÓŁOWA ANALIZA WYNIKÓW ANKIETY PRZY ZAŁOśENIU PROPONOWANYCH W PROCESIE NEGOCJACYJNYM UŁATWIEŃ DOSTOSOWAWCZYCH... 41 4.3.1. Uwagi ogólne... 41 4.3.2. Produkcja i emisje z instalacji objętych ankietą z podziałem na podsektory... 42 4.3.3. Odstawianie instalacji na skutek naturalnego zuŝycia... 48 4.3.4. Zbiorcza analiza wyników ankiety z punktu widzenia ostatecznej wersji projektu dyrektywy... 50 4.4. OCENA POTRZEBY WPROWADZENIA DODATKOWYCH ODSTĘPSTW OD WYMAGAŃ DYREKTYWY IED WRAZ Z UZASADNIENIEM... 52 4.5. IMIENNE ZESTAWIENIE ŹRÓDEŁ W POSZCZEGÓLNYCH KATEGORIACH INSTALACJI... 54 Str. 3

4.6. OCENA MOśLIWOŚCI ZASPOKOJENIA ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO, ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ I MOC W ROZWAśANYCH WARIANTACH... 55 4.6.1. Analiza danych o produkcji i mocy instalacji zgromadzonych w bazie danych na tle produkcji krajowej... 55 4.6.2. Prognoza zapotrzebowania na energię i moc elektryczną oraz ciepło... 57 4.6.3. Przyjęte załoŝenia... 59 4.6.4. Algorytm obliczeń... 60 4.6.5. Odstawienia źródeł spalania w wyniku wdroŝenia dyrektywy... 63 4.6.6. MoŜliwości zaspokojenia zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną... 68 4.6.7. Emisja dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu w horyzoncie do 2030 roku... 73 4.6.8. Koszty inwestycyjne... 79 4.7. OCENA WYNIKÓW NEGOCJACJI NAD ZAPISAMI DYREKTYWY... 82 5. PODSUMOWANIE I WNIOSKI... 85 6. LITERATURA... 89 ZAŁĄCZNIKI 1 - MAPA DROGOWA REALIZACJI NARODOWEGO PLANU WYPEŁNIENIA ZOBOWIĄZAŃ WSPÓLNOTOWYCH W ENERGETYCE (W OBSZARZE LCP)... 91 ZAŁĄCZNIK 2 - ANALIZA STRUKTURY ZAINSTALOWANYCH KOTŁÓW... 98 ZAŁĄCZNIK 3 AUTORSKIE SCENARIUSZE ZACHOWAŃ OPERATORÓW NA PODSTAWIE DANYCH POZYSKANYCH W 2008 ROKU, W TYM WSTĘPNE OKREŚLENIE POTRZEBY I SKALI WYSTĘPOWANIA O OKRESY PRZEJŚCIOWE... 103 ZAŁĄCZNIKI 4 WZÓR ANKIETY... 105 ZAŁĄCZNIKI 5 ZESTAWIENIE ZAKŁADÓW, KTÓRE NIE ZNALAZŁY SIĘ W BAZIE DANYCH ZA ROK 2008... 108 ZAŁĄCZNIKI 6 IMIENNE ZESTAWIENIE ŹRÓDEŁ W POSZCZEGÓLNYCH KATEGORIACH INSTALACJI W ANALIZOWANYCH WARIANTACH... 114 Str. 4

1 Wstęp Niniejszy raport zawiera sprawozdanie z pracy realizowanej na zamówienie Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, zgodnie z umową nr 501H/4433/0512/000. Celem pracy jest określenie skali koniecznych działań dostosowawczych, jakie musi podjąć krajowa energetyka i ciepłownictwo w obszarze duŝych źródeł spalania, w związku z wdroŝeniem opracowywanej aktualnie DYREKTYWY PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY w sprawie emisji przemysłowych (DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL on industrial emissions)[1], [2]. Zakres pracy obejmuje zestawione poniŝej zadania: 1. Opracowanie mapy drogowej Krajowego Planu dla potrzeb negocjacji MŚ z Komisją Europejską. 2. Konsultacje wspomagające przygotowanie zmienionego stanowiska negocjacyjnego z KE w zakresie dyrektywy o emisjach przemysłowych (IED). 3. Opracowanie wzoru ankiety rozsyłanej do operatorów w celu identyfikacji stanu aktualnego (rok 2008) w zakresie produkcji i emisji oraz spodziewanych zachowań dostosowawczych do IED. 4. Weryfikacja listy adresowej operatorów źródeł cieplnych o mocy > 20 MW (w przypadku definicji źródło emisji = zakład ). 5. Autorskie opracowanie scenariuszy zachowań operatorów na podstawie danych pozyskanych w 2008 roku (dane dotyczące lat 2005/2007), w tym wstępne określenie potrzeby i skali występowania o okresy przejściowe. 6. Szczegółowa analiza wyników ankiety przy załoŝeniu proponowanych w procesie negocjacyjnym ułatwień dostosowawczych. 7. Ocena potrzeby wprowadzenia dodatkowych odstępstw od wymagań dyrektywy IED wraz z uzasadnieniem. 8. Imienne zestawienie źródeł w poszczególnych kategoriach instalacji w analizowanych wariantach. 9. Ocena moŝliwości zaspokojenia zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i moc w rozwaŝanych wariantach. 10. Szczegółowa ocena skali trudności dostosowania się krajowych źródeł LCP do IED oraz Str. 5

ostateczne określenie potrzeby i zakresu występowania o okresy przejściowe. Uzasadnienie proponowanych odstępstw. Uzgodniono, Ŝe w pracy zostaną uwzględnione: wyniki przeprowadzonej ankiety, dotychczasowy przebieg negocjacji projektu dyrektywy IED, wyniki pracy UCBEiOŚ z 2008 r. pt. Analiza wpływu zmian w ograniczeniach emisyjnych dla instalacji LCP zawartych w propozycji nowej dyrektywy IPPC na instalacje energetyczne w warunkach polskich. Ustalono takŝe, Ŝe produktem pracy będzie: raport; imienne zestawienie źródeł producentów energii elektrycznej i ciepła zawierające dane identyfikujące to źródło, informacje o produkcji i emisji, informacje o planach w stosunku do instalacji w zaleŝności od rozwaŝanego wariantu wdroŝenia dyrektywy IED (instalacje oczyszczania spalin, wyłączenia z eksploatacji, ograniczenie czasu pracy), ocenę ekspercką spodziewanych zachowań dostosowawczych; bilans ubytków mocy elektrycznej (zbiorczy i w ramach poszczególnych zakładów) w poszczególnych wariantach analizy. W ramach pracy działania były prowadzone dwutorowo. Jeden tor działań obejmował bieŝące konsultacje wspomagające proces negocjacji prowadzony przez Ministerstwo Środowiska z Komisją Europejską (KE). Drugi związany był z pozyskaniem danych do szczegółowych analiz mających na celu określenie sposobu przystosowania się Polski do nowych przepisów wynikających z nowej dyrektywy IED. Dwutorowość działania wynikała z trybu negocjacji. W związku z tym, Ŝe prace konsultacyjne musiały się toczyć równolegle z procesem pozyskiwaniem aktualnych danych część zadań została opracowana na podstawie bazy danych z 2008 (dane pozyskane w 2008 roku z lat 2005/2007) a część zadań została opracowana na podstawie bazy danych z 2009. Opracowanie zostało, więc podzielone na dwie części gdzie w pierwszej części przedstawiono obliczenia wykonane na podstawie bazy danych z 2008 (rozdział 3) i część druga gdzie wyniki oparte są na bazie danych z 2009 (rozdział 4). Autorzy nie mogli wykorzystać danych z bazy z roku 2008 do poszerzenia i informacji o kotłach wykonując obliczenia na podstawie bazy danych z roku, 2009 poniewaŝ bazy były nie kompatybilne. W bazie z roku 2008 brak było informacji o numerze kotła (np. numer Str. 6

stacyjny). Brak tej informacji uniemoŝliwiał jednoznaczną identyfikację kotłów zawartych w bazie danych z roku 2009 w bazie danych z roku 2008. NaleŜy tez podkreślić, Ŝe przy opracowywaniu poszczególnych zadań, których wyniki przedstawiono w rozdziale 3, były przyjmowane załoŝenia wynikające z aktualnej propozycji treści dyrektywy w momencie przeprowadzania analiz. W związku z tym, Ŝe załoŝenia negocjacyjne zmieniały się podczas pracy to przy poszczególny obliczeniach były przyjmowane róŝne załoŝenia wejściowe. Rozdział 3 w momencie przekazywania opracowania stanowi juŝ materiał archiwalny ze względu na to, Ŝe został opracowany na podstawie danych z 2008 (dane produkcyjne z lat 2007 lub 2005)) oraz nieaktualnych w momencie przekazywania opracowania załoŝeniach dotyczących zapisów w dyrektywie IED. Końcowe wyniki przedstawione w rozdziale 4 uzyskano, przy załoŝeniach wynikających z propozycji treści dyrektywy z dnia 26 czerwca 2009 [1], zaakceptowanej na spotkaniu ministrów środowiska krajów członkowskich [2]. W rozdziale 2 raportu zamieszczono tłumaczenia fragmentów dyrektywy dotyczących szczególnych wymagań emisyjnych stawianych duŝym źródłom spalania (LCP). Str. 7

2. Treść dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych w obszarze dotyczącym instalacji spalania 2.1. Szczegółowe zapisy dotyczące instalacji spalania w pierwotnej wersji projektu dyrektywy z 21.12.2007 Projekt dyrektywy o emisjach przemysłowych (DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL on industrial emissions) Dyrektywa IED - opublikowany został w Brukseli 21 grudnia 2007 r. i oznaczony.com(2007) 844 [1]. Dyrektywa ta zmienia obowiązujące obecnie dyrektywy, przede wszystkim: IPPC (96/61) 1 [3] oraz LCP (80/2001) 2 [4] (takŝe 78/176, 82/883, 92/112, 1999/13, 2000/76). W obszarze dotyczącym instalacji spalania proponowana dyrektywa znacząco zaostrza dopuszczalne standardy emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu oraz wprowadza powszechny zakres agregacji instalacji spalania (np. kotłów), z których spaliny odprowadzane są przez jeden komin, a nawet zlokalizowane w bliskim sąsiedztwie. Szczegółowe zapisy dotyczące instalacji spalania w pierwotnej wersji Dyrektywy przestawiono poniŝej. ROZDZIAŁ III Przepisy szczegółowe dotyczące instalacji spalania Artykuł 31 Zakres Niniejszy rozdział stosuje się do instalacji spalania zaprojektowanych w celu wytwarzania energii, których moc cieplna spalania jest równa lub większa niŝ 50 MW, niezaleŝnie od rodzaju wykorzystanego paliwa. Niniejszego rozdziału nie stosuje się do następujących instalacji spalania: a) obiektów, w których produkty spalania są wykorzystywane do bezpośredniego ogrzewania, suszenia lub dowolnej innej obróbki przedmiotów lub materiałów; b) instalacji oczyszczania gazów odlotowych przeznaczonych do oczyszczania gazów odlotowych przez spalanie, które nie są prowadzone jako niezaleŝne instalacje spalania; 1 Council Directive 96/61/EC of 24 September 1996 concerning integrated pollution prevention and control (Dyrektywa Rady 96/61/WE z dnia 24 września 1996 roku w sprawie zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i kontroli [3] 2 Directive 2001/80/EC of the European Parliament and of the Council of 23 October 2001 on the limitation of emissions of certain pollutants into the air from large combustion plants (Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2001/80/WE z 23 października 2001 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z duŝych Źródeł spalania paliw [4] Str. 8

c) urządzeń do regeneracji katalizatorów w krakowaniu katalitycznym; d) urządzeń do konwersji siarkowodoru w siarkę; e) reaktorów wykorzystywanych w przemyśle chemicznym; f) pieców baterii koksowniczych; g) nagrzewnic Cowpera; h) wszelkich urządzeń technicznych wykorzystywanych w napędzie pojazdu, statku lub statku powietrznego; i) turbin gazowych stosowanych na platformach morskich; j) obiektów wykorzystujących jako paliwo odpady stałe lub płynne inne niŝ odpady określone w art. 38 ust. 2 lit. a) Artykuł 32 Zasady łączenia 1. W przypadku, gdy gazy odlotowe z dwóch lub większej liczby instalacji spalania są odprowadzane przez wspólny komin, połączenie stworzone przez takie obiekty uwaŝa się za pojedynczą instalację spalania, a ich zdolności dodaje się. 2. W przypadku, gdy dwie lub większa liczba oddzielnych instalacji spalania, dla których wydano pozwolenie lub złoŝono kompletny wniosek o wydanie pozwolenia przed upływem terminu, o którym mowa w art. 72 ust. 2, jest instalowanych w taki sposób, Ŝe uwzględniając czynniki techniczne i ekonomiczne, ich gazy odlotowe mogłyby być, odprowadzane przez wspólny komin, to połączenie uformowane przez takie obiekty uwaŝa się pojedynczą instalację spalania, a ich zdolności dodaje się Artykuł 33 Dopuszczalne wielkości emisji 1. Gazy odlotowe z instalacji spalania odprowadza się w sposób kontrolowany za pomocą komina o jednym lub większej ilości przewodów kominowych, którego wysokość jest obliczana w taki sposób, aby zabezpieczać zdrowie ludzi oraz środowisko. 2. Wszystkie pozwolenia dla instalacji zawierających instalacje spalania, którym przyznano pozwolenie lub które złoŝyły kompletny wniosek przed dniem, o którym mowa w art. 72 ust. 2, pod warunkiem Ŝe zostały one wprowadzone do eksploatacji nie później niŝ rok po tym dniu, zawierają warunki zapewniające, Ŝe emisje do powietrza z tych obiektów nie przekraczają dopuszczalnych wielkości emisji ustanowionych w części 1 załącznika V 3. Wszystkie pozwolenia dla instalacji obejmujących instalacje spalania nieujęte w ust. 2 zawierają warunki mające 3 Zapisy Załącznika V przedstawiono w dalszej części rozdziału razem z treścią dyrektywy w postaci przyjętej przez kraje członkowskie Str. 9

zapewnić, Ŝe emisje do powietrza z tych obiektów nie przekraczają dopuszczalnych wielkości emisji określonych w części 2 załącznika V 3. 4. Właściwy organ moŝe udzielić odstępstwa, maksymalnie na sześć miesięcy, od obowiązku przestrzegania dopuszczalnych wielkości emisji ditlenku siarki, określonych w ust. 2 i 3, w odniesieniu do instalacji spalania, w której w tym celu normalnie wykorzystuje się paliwo o małej zawartości siarki, w przypadku, gdy operator nie jest w stanie przestrzegać dopuszczalnych wartości emisji z powodu braku paliwa o małej zawartości siarki, wynikającego z powaŝnych niedoborów. Państwa członkowskie bezzwłocznie informują Komisję o wszelkich odstępstwach udzielonych na mocy ust. 1. 5. Właściwy organ moŝe udzielić odstępstwa od obowiązku przestrzegania dopuszczalnych wielkości emisji określonych w ust. 2 i 3, w przypadku, gdy instalacja spalania, wykorzystująca wyłącznie paliwo gazowe, musi wyjątkowo uciekać się do wykorzystania innych paliw z powodu nagłego zakłócenia w dostawie gazu, i z tego powodu musiałaby być wyposaŝona w urządzenie do oczyszczania gazów odlotowych. Okres, na jaki odstępstwo zostało udzielone, nie przekracza 10 dni, chyba Ŝe istnieje nadrzędna potrzeba utrzymania dostaw energii. Operator bezzwłocznie informuje właściwy organ o kaŝdym takim przypadku, o którym mowa w pierwszym akapicie. Państwa członkowskie niezwłocznie powiadamiają Komisję o wszelkich odstępstwach udzielonych zgodnie z pierwszym akapitem. 6. W przypadku rozbudowy instalacji dopuszczalne wielkości emisji określone w części 2 załącznika V stosuje się do j części obiektu, której dotyczy zmiana, oraz ustala się je w odniesieniu do nominalnej mocy cieplnej całej instalacji spalania. Artykuł 34 Niesprawność lub awaria urządzeń słuŝących redukcji emisji 1. Państwa członkowskie zapewniają określone w pozwoleniach procedur postępowania w przypadku niesprawności lub awarii urządzeń słuŝących redukcji emisji. 2. W razie awarii właściwe organy wymagają, aby operator ograniczył lub wstrzymał działanie obiektu, jeŝeli w ciągu 24 godzin nie uda się przywrócić normalnych warunków działania, lub aby obiekt działał, wykorzystując paliwo zanieczyszczające w niskim stopniu. Operator powiadamia właściwy organ w ciągu 48 godzin od wystąpienia niesprawności lub awarii urządzenia słuŝącego redukcji emisji. Łączny czas działania obiektu bez sprawnych urządzeń słuŝących redukcji emisji nie moŝe przekroczyć 120 godzin w ciągu 12-miesięcznego okresu. Właściwy organ moŝe udzielić odstępstwa od wyznaczonych limitów określonych w akapicie pierwszym i trzecim w jednym z następujących przypadków a) istnieje nadrzędna potrzeba utrzymania dostaw energii; Str. 10

b) instalacja spalania, w której nastąpiła awaria, byłaby przez ograniczony czas zastąpiony innym obiektem, który spowodowałby ogólny wzrost poziomu emisji. Artykuł 35 Monitorowanie emisji do powietrza 1. Państwa członkowskie zapewniają monitorowanie substancji zanieczyszczających powietrze zgodnie z częścią 3 załącznika V 2. Instalacja i działanie zautomatyzowanych urządzeń monitorujących podlega kontroli i corocznym testom nadzorczym zgodnie z częścią 3 załącznika V. 3. Właściwy organ określa lokalizację punków pobierania próbek lub punktów pomiarowych słuŝących do celu monitorowania emisji. 4. Wszystkie wyniki monitorowania są rejestrowane, przetwarzane i prezentowane w sposób umoŝliwiający właściwemu organowi sprawdzenie zgodności z warunkami eksploatacji i dopuszczalnymi wielkościami emisji zawartymi w pozwoleniu. Artykuł 36 Zgodność z dopuszczalnymi wielkościami emisji Uznaje się, Ŝe dopuszczalne wielkości emisji do powietrza są przestrzegane, jeśli spełnione są warunki określone w części 4 załącznika V. Artykuł 37 Instalacje spalania wielopaliwowego 1. W przypadku instalacji spalania wielopaliwowego, w których wykorzystuje się jednocześnie dwa lub więcej paliw, właściwy organ ustala dopuszczalne wielkości emisji według następujących etapów: a) przyjęcie odpowiednie dopuszczalne wielkości emisji dla kaŝdego rodzaju paliwa i zanieczyszczenia, odpowiadające nominalnej mocy cieplnej całej instalacji spalania, zgodnie z częścią 1 i 2 załącznika V; b) określenie dopuszczalnej wielkości emisji waŝone ze względu na rodzaj paliwa, które oblicza się, mnoŝąc jednostkowe dopuszczalne wartości emisji określone w lit. a) przez moc cieplną dostarczaną w kaŝdym paliwie i dzieląc otrzymany wynik przez moc cieplną dostarczaną we wszystkich rodzajach paliw; c) zsumowanie dopuszczalnych wielkości emisji waŝonych ze względu na rodzaj paliwa. 2. W przypadku instalacji spalania wielopaliwowego, wykorzystujących na własne potrzeby jako samodzielne paliwo lub razem z innymi paliwami pozostałości po destylacji i po procesie rafinacji ropy naftowej Komisja moŝe zmienić ust. 1 w celu ustalenia średniej wielkości emisji ditlenku siarki dla wszystkich takich obiektów o nominalnej mocy cieplnej 50 MW lub wyŝszej. Str. 11

Środki te, mające na celu zmianę elementów innych niŝ istotne niniejszej dyrektywy, przyjmuje się zgodnie z procedurą regulacyjną połączoną z kontrolą, o której mowa w art. 69 ust. 2. W celu zapewnienia istniejącym instalacjom wystarczającego czasu na dostosowanie techniczne do nowych wymogów niniejszej dyrektywy, niektóre nowe wymogi powinny mieć zastosowanie do tych instalacji po upływie określonego okresu od daty zastosowania niniejszej dyrektywy. Instalacje spalania potrzebują czasu na zainstalowanie niezbędnych urządzeń słuŝących do redukcji emisji w celu spełnienia wymagań dotyczących dopuszczalnych wielkości emisji określonych w załączniku V. 2.2. Uwagi do zapisów dotyczących instalacji spalania w pierwotnej wersji projektu dyrektywy z 21.12.2007 Zgodnie z propozycją Komisji Europejskiej Dyrektywa ma wejść w Ŝycie od 1 stycznia 2016 roku. Skalę zmian dopuszczalnych standardów zilustrowano na rys. 2.1, 2,2 oraz 2,3, na których porównano aktualnie obowiązujące w Polsce standardy (ostrzejsze niŝ to wymaga Dyrektywa 2001/80/WE [4]) z nowymi propozycjami. Standardy emisji SO2 dla węgla brunatnego/kamiennego [mg/m3] instalacje istniejące 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 Moc cieplna MW Rozporządzenie 2005 IED Rys. 2.1. Porównanie standardów emisji SO 2 dla węgla brunatnego/kamriennego [mg/m3] od roku 2016 według Rozporządzenia Ministra Środowisrka z dnia 20 grudnia 2005 r. i Dyrektywy IED instalacje istniejące Str. 12

700 Standardy emisji NOx dla węgla brunatnego/kamiennego[mg/m3] instalacje istniejące 600 500 400 300 200 100 0 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 Moc cieplna MW Rozporządzenie 2005 w. kamienny IED Rozporządzenie 2005 w. brunatny Rys. 2.2. Porównanie standardów emisji NO x dla węgla brunatnego/kamiennego [mg/m3] od roku 2016 według Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 20 grudnia 2005 r. i Dyrektywy IED instalacje istniejące Standardy emisji pyłu dla węgla brunatnego/kamiennego[mg/m3] instalacje istniejące 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 Moc cieplna MW Rozporządzenie 2005 IED Rys. 2.3. Porównanie standardów emisji pyłu dla węgla brunatnego/kamiennego [mg/m3] od roku 2016 według Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 20 grudnia 2005 r. i Dyrektywy IED instalacje istniejące Skutki wdroŝenia Dyrektywy w powyŝszym brzmieniu ocenione zostały w ramach pracy: Analiza wpływu zmian w ograniczeniach emisyjnych dla instalacji LCP zawartych w propozycji nowej dyrektywy IPPC na instalacje energetyczne w warunkach polskich Str. 13

[5] 4. Określono w niej miedzy innymi koszty, jakie musi ponieść krajowa energetyka i ciepłownictwo, aby odtworzyć zuŝyte moce wytwórcze oraz dostosować się do wymogów dyrektywy w proponowanej postaci. Za pracą [1] w tabeli 2.1 oraz na rys. 2.4. zestawiono wielkości tych kosztów. Tabela 2.1 Koszty inwestycyjne koniecznych do wybudowania nowych źródeł w przypadku, gdy dyrektywa zostanie wdroŝona w 2016 roku przy definicji źródło =komin [1] Wariant Bez nowej dyrektywy IPPC Nowa dyrektywa IPPC wdroŝona w roku 2016 Rodzaj jednostek wytwórczych Nowe jednostki kogeneracyjne Nowe jednostki kondensacyjne Nowe jednostki szczytowe Suma kosztów nowych instalacji Moc zainstalowana Koszt inwestycyjny Moc zainstalowana Koszt inwestycyjny 3 036 12 751 6 211 26 086 1 338 7 359 5 429 29 860 2 347 3 638 2 163 3 353 6 721 23 748 13 803 59 298 Z dyrektywą Bez dyrektywy 0 10 000 20 000 30 000 40 000 50 000 60 000 70 000 80 000 Nowe jednostki kogeneracyjne Nowe jednostki szczytowe Nowe jednostki kondensacyjne Modernizacja jednostek Rys. 2.4 Sumaryczne koszty inwestycyjne, jakie w horyzoncie do roku 2016 musi ponieść krajowa energetyka w wariantach z wdroŝeniem oraz bez wdroŝenia dyrektywy [1] Za całkowite inwestycyjne koszty wdroŝenia Dyrektywy uznano koszty dostosowania aktualnie istniejących i pozostawionych po 2016 roku instalacji do zmienionej definicji źródła i zaostrzonych standardów emisji (11397 mln zł) oraz koszty nowych źródeł, których przyspieszona budowa zostałaby wymuszona wdroŝeniem dyrektywy (35550 mln zł.). Wynoszą one 46 947 mln zł. Uwzględniając, Ŝe koszty modernizacji instalacji NO x dla instalacji powyŝej 500 MW muszą być poniesione niezaleŝnie od IPPC, ostatecznie otrzymuje się wynik 43 692 mln zł. 4 [5] Analiza wpływu zmian w ograniczeniach emisyjnych dla instalacji LCP zawartych w propozycji nowej dyrektywy IPPC na instalacje energetyczne w warunkach polskich Praca wykonana przez Uczelniane Centrum Badawcze Energetyki i Ochrony Środowiska Politechniki Warszawskiej na zamówienie Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, Warszawa, wrzesień 2008 Str. 14

W wyniku pracy i przerowadzonych analiz uznano, Ŝe koszty te nie są do zaakceptowania przez Polskę, a dodatkowo nie ma moŝliwości realizacji tak wielkiej liczby inwestycji do 2016 roku. Przeprowadzone analizy pozwoliły ustalić, Ŝe z polskiego punktu widzenia realny i ograniczający do akceptowanej wartości koszt dodatkowych inwestycji wymaga odsunięcia terminu wdroŝenia dyrektywy w stosunku do istniejących instalacji do roku 2025. Takie teŝ stanowisko przedstawił Rząd RP w negocjacjach z Komisją Europejska, postulując dodatkowo, aby z rygorów dyrektywy wyłączyć kotły o mocy mniejszej od 50 MW. Tak daleko posunięte stanowisko polskie nie znalazło poparcia innych krajów. Wykorzystując analizy przeprowadzone w niniejszej pracy i omówione w rozdziale 3, strona polska zmodyfikowała swoje stanowisko proponując przesuniecie terminu wdroŝenia dyrektywy dla instalacji wytwarzających ciepło dla celów ogrzewania pomieszczeń mieszkalnych i przygotowania ciepłej wody uŝytkowej, uznając ten obszar za szczególnie wraŝliwy społecznie. Wnioski wprowadzające róŝnego rodzaju okresy przejściowe i wykluczenia zgłaszały takŝe inne kraje członkowskie i w efekcie kraje członkowskie przyjęły projekt dyrektywy o emisjach przemysłowych w wersji z dnia 26 czerwca udostępnionej z oznaczeniami: 11320/09; ENV 423 CODEC 898 [2]. Projekt ten zostanie skierowany do Parlamentu Europejskiego. PoniŜej przedstawiono zmienione zapisy dyrektywy w obszarze dotyczącym instalacji spalania (rozdz. 3 dyrektywy) oraz wybrane definicje. Przytoczony tekst jest kompilacją udostępnionej oficjalnej polskiej wersji dyrektywy z dnia 22 kwietnia 2009 oraz tłumaczenia z języka angielskiego wykonanego przez autorów niniejszej pracy tych fragmentów dyrektywy, które nie mają oficjalnej polskiej wersji. Str. 15

2.3. Szczegółowe zapisy dotyczące instalacji spalania w pierwotnej wersji projektu dyrektywy z 26.06.2009 Definicje Artykuł 3 Do celów niniejszej dyrektywy stosuje się następujące definicje:. (19) instalacja spalania oznacza kaŝde urządzenie techniczne, w którym paliwa są utleniane w celu wykorzystania wytworzonego w ten sposób ciepła. (19a) komin oznacza strukturę zawierającą jeden lub więcej przewodów słuŝących odprowadzaniu gazów odlotowych do powietrza (22c) mały system wydzielony oznacza mały system wydzielony zdefiniowany w art. 2 ust. 26 dyrektywy 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającej dyrektywę 96/92/WE ROZDZIAŁ III Przepisy szczegółowe dotyczące instalacji spalania Artykuł 31 Zakres Niniejszy rozdział stosuje się do instalacji spalania, których całkowita moc cieplna spalania jest równa lub większa niŝ 50 MW, niezaleŝnie od rodzaju wykorzystanego paliwa. Niniejszego rozdziału nie stosuje się do następujących instalacji spalania: a) obiektów, w których produkty spalania są wykorzystywane do bezpośredniego ogrzewania, suszenia lub dowolnej innej obróbki przedmiotów lub materiałów; b) instalacji oczyszczania gazów odlotowych przeznaczonych do oczyszczania gazów odlotowych przez spalanie, które nie są prowadzone jako niezaleŝne instalacje spalania; c) urządzeń do regeneracji katalizatorów w krakowaniu katalitycznym; d) urządzeń do konwersji siarkowodoru w siarkę; e) reaktorów wykorzystywanych w przemyśle chemicznym; f) pieców baterii koksowniczych; g) nagrzewnic Cowpera; h) wszelkich urządzeń technicznych wykorzystywanych w napędzie pojazdu, statku lub statku powietrznego; i) turbin gazowych stosowanych na platformach morskich; Str. 16

j) obiektów wykorzystujących jako paliwo odpady stałe lub płynne inne niŝ odpady określone w art. 3 ust. 20 lit. b Artykuł 32 Zasady łączenia 1. W przypadku, gdy gazy odlotowe z co najmniej dwóch odrębnych instalacji spalania są odprowadzane przez wspólny komin, połączenie stworzone przez takie obiekty uwaŝa się za pojedynczą instalację spalania, a ich zdolności dodaje się w celu wyliczenia całkowitej mocy cieplnej spalania. 2. W przypadku, gdy co najmniej dwie oddzielne instalacje spalania, którym po raz pierwszy wydano pozwolenie lub które złoŝyły kompletny wniosek o wydanie takiego pozwolenia 1 lipca 1987 r. lub po tej dacie są instalowane w taki sposób, Ŝe uwzględniając czynniki techniczne i ekonomiczne, ich gazy odlotowe mogłyby być zgodnie z oceną właściwego organu odprowadzane przez wspólny komin, to połączenie uformowane przez takie obiekty uwaŝa się za pojedynczą instalację spalania, a ich zdolności dodaje się w celu wyliczenia całkowitej mocy cieplnej spalania. 3. W celu wyliczenia całkowitej mocy cieplnej spalania połączenia instalacji spalania, o którym mowa w ust. 1 i 2, nie uwzględnia się pojedynczych instalacji spalania o mocy cieplnej spalania poniŝej 15 MW. Artykuł 33 Dopuszczalne wielkości emisji 1. Gazy odlotowe z instalacji spalania odprowadza się w sposób kontrolowany za pomocą komina o co najmniej jednym przewodzie kominowym, którego wysokość jest obliczana w taki sposób, aby zabezpieczać zdrowie ludzi oraz środowisko. 2. Wszystkie pozwolenia dla instalacji zawierających instalacje spalania, którym przyznano pozwolenie lub które złoŝyły kompletny wniosek przed dniem, o którym mowa w art. 71 ust.15, pod warunkiem, Ŝe zostały one wprowadzone do eksploatacji nie później niŝ rok po tym dniu, zawierają warunki gwarantujące, Ŝe emisje do powietrza z tych obiektów nie przekraczają dopuszczalnych wielkości emisji ustanowionych w części 1 załącznika V5. 3. Wszystkie pozwolenia dla instalacji obejmujących instalacje spalania nieujęte w ust. 2 zawierają warunki mające zagwarantować, Ŝe emisje do powietrza z tych obiektów nie przekraczają dopuszczalnych wielkości emisji określonych w części 2 załącznika V. Wszystkie instalacje spalania, którym przyznano odstępstwo, o którym mowa w art. 4 ust. 4 dyrektywy 2001/80/WE, i które będą eksploatowane po 1 stycznia 2016 r. podlegają dopuszczalnym wielkościom emisji określonym w załączniku V, część 2. 3a. Dopuszczalne wielkości emisji określone w załączniku V obowiązują w stosunku do emisji z kaŝdego wspólnego komina i w zaleŝności od całkowitej mocy cieplnej spalania danej instalacji spalania. 5 W artykule tym nie ma podanej daty. Z kontekstu róŝnych zapisów dyrektywy i wcześniejszych wersji dokumentu moŝna domniemywać, Ŝe chodzi tu o datę 27 listopada 2002 r. Str. 17

4. Właściwy organ moŝe udzielić odstępstwa, maksymalnie na sześć miesięcy, od obowiązku przestrzegania dopuszczalnych wielkości emisji ditlenku siarki, określonych w ust. 2 i 3, w odniesieniu do instalacji spalania, w której w tym celu normalnie wykorzystuje się paliwo o małej zawartości siarki, w przypadku gdy operator nie jest w stanie przestrzegać dopuszczalnych wartości emisji z powodu braku paliwa o małej zawartości siarki, wynikającego z powaŝnych niedoborów. Państwa członkowskie bezzwłocznie informują Komisję o wszelkich odstępstwach udzielonych na mocy ust. 1. 5. Właściwy organ moŝe udzielić odstępstwa od obowiązku przestrzegania dopuszczalnych wielkości emisji określonych w ust. 2 i 3, w przypadku, gdy instalacja spalania, wykorzystująca wyłącznie paliwo gazowe, musi wyjątkowo uciekać się do wykorzystania innych paliw z powodu nagłego zakłócenia w dostawie gazu, i z tego powodu musiałaby być wyposaŝona w urządzenie do oczyszczania gazów odlotowych. Okres, na jaki odstępstwo zostało udzielone, nie przekracza 10 dni, chyba Ŝe istnieje nadrzędna potrzeba utrzymania dostaw energii. 6. W przypadku rozbudowy instalacji spalania, dopuszczalne wielkości emisji określone w części 2 załącznika V stosuje się do części obiektu, której dotyczy zmiana, oraz ustala się je w odniesieniu do nominalnej mocy cieplnej całej instalacji spalania. W przypadku zmiany w instalacji spalania, która moŝe mieć konsekwencje dla środowiska, dla zakładu o mocy cieplnej 50 MWth lub więcej, dopuszczalne wartości emisji określone w części 2 załącznika V stosuje się do części zakładu, która została zmieniona w stosunku do łącznej nominalnej mocy cieplnej całego spalania. 7. Dopuszczalne wartości emisji określone w części 1 i części 2 załącznika V, nie stosuje się do następujących obiektów energetycznego spalania: (a) dla silników wysokopręŝnych; (b) kotłów odzysknicowych w instalacji do produkcji miazgi (recovery boilers within installations for the production of pulp). Artykuł 33 a Stopień odsiarczania Dla instalacji spalających paliwa stałe, która dzięki cechom tego paliwa, nie moŝe osiągnąć dopuszczalnych wartości emisji dla dwutlenku siarki określonych w Artykule 33 (2) i (3), państwa członkowskie mogą stosować warunki minimalnego stopnia odsiarczania określone w części 5 Załącznika V, zgodnie z zasadą przedstawiona w części 6 Załącznika V. Artykuł 33 b Przejściowy plan krajowy 1. W okresie od 1 stycznia 2016 r. do 31 grudnia 2020 r. państwa członkowskie mogą sporządzić i wdroŝyć przejściowy plan krajowy obejmujący instalacje spalania, którym przyznano pierwsze Str. 18

pozwolenie przed 27 listopada 2002 r., pod warunkiem, Ŝe zakład oddano do eksploatacji nie później niŝ 27 listopada 2003 r. W odniesieniu do kaŝdej instalacji spalania objętej planem plan ten obejmuje emisje co najmniej jednej z następujących zanieczyszczeń: tlenki azotu (NO x ), ditlenek siarki (SO 2 ) i pył. W przypadku turbin gazowych plan moŝe obejmować jedynie emisje NO x. Przejściowy Plan Krajowy nie obejmuje instalacji spalania: - do których stosuje się art 33c (1); - w rafineriach spalających gazy o niskiej wartości opałowej z gazyfikacji pozostałości rafineryjnych lub destylacji i konwersji pozostałości z rafinacji ropy naftowej na potrzeby własne, samodzielnie lub z innymi paliwami, - do których ma zastosowanie art 33e. 2. Instalacje spalania objęte planem mogą zostać zwolnione z wymogu zgodności z dopuszczalnymi wielkościami emisji, o których mowa w art. 33 ust. 2, w odniesieniu do zanieczyszczeń objętych planem lub, w stosownych przypadkach, z wymogu zgodności ze stopniami odsiarczania, o których mowa w art. 33a. Dopuszczalne wartości emisji SO2, NOx i pyłu określone w zezwoleniu dla instalacji spalania na 31 grudnia 2015, w szczególności zgodnie z wymaganiami dyrektywy 2008/1/EC i 2001/80/WE, są co najmniej utrzymane. Instalacje spalania o łącznej nominalnej mocy cieplnej większej niŝ 500 MWth na paliwo stałe, którym zostały przyznane pierwsze zezwolenia po 1 lipca, 1987, są zgodne z dopuszczalnymi wartościami emisji NOx określonych w części 1 załącznika V. 3. Dla kaŝdego zanieczyszczenia objętego planem wyznacza się w przejściowym planie krajowym pułap określający maksymalne roczne emisje dla wszystkich instalacji objętych planem na podstawie całkowitej rzeczywistej nominalnej mocy cieplnej kaŝdej z instalacji na dzień 31 grudnia 2010 r., jej rzeczywistej liczby godzin funkcjonowania w ciągu roku oraz jej zuŝycia paliwa, uśrednionych na podstawie danych z ostatnich dziesięciu lat funkcjonowania do roku 2010 włącznie. Pułap na rok 2016 wylicza się na podstawie odpowiednich dopuszczalnych wielkości emisji określonych w załącznikach III do VII dyrektywy 2001/80/WE lub, w przypadku turbin gazowych, na podstawie dopuszczalnych wielkości emisji dla NO x ustalonych dla takich instalacji w części B załącznika VI dyrektywy 2001/80/WE. Pułap na rok 2019 i 2020 wylicza się na podstawie dopuszczalnych wielkości emisji określonych w części 1 załącznika V lub, w stosownych przypadkach, na podstawie stopni odsiarczania ustalonych w części 5 załącznika V. Pułapy na lata 2017 i 2018 określa się w sposób zapewniający liniowy spadek pułapów między latami 2016 a 2019. Zaprzestanie funkcjonowania jednej z instalacji objętych przejściowym planem krajowym lub wyłączenie tej instalacji z zakresu zastosowania rozdziału III nie oznacza moŝliwości zwiększenia całkowitych rocznych emisji z pozostałych instalacji objętych tym planem. Str. 19

4. Przejściowy plan krajowy zawiera takŝe przepisy dotyczące monitorowania i sprawozdawczości zgodne z przepisami wykonawczymi ustanowionymi zgodnie z Artykułem 37a(b), jak równieŝ środki przewidziane dla kaŝdej instalacji w celu zapewnienia terminowej zgodności z dopuszczalnymi wielkościami emisji, które będą obowiązywać po 1 stycznia 2020 r. 5. Nie później niŝ 1 stycznia 2013 r. państwa członkowskie przedłoŝą Komisji swoje przejściowe plany krajowe. W terminie dwunastu miesięcy od otrzymania planu Komisja dokonuje jego oceny. JeŜeli Komisja nie zgłasza zastrzeŝeń w terminie dwunastu miesięcy od otrzymania planu, plan przedłoŝony przez dane państwo członkowskie uznaje się za zaakceptowany. JeŜeli Komisja uwaŝa, Ŝe plan nie jest zgodny z przepisami wykonawczymi, ustanowionego zgodnie z artykułem 37a (b), informuje o tym Państwo Członkowskie, Ŝe jego plan nie moŝe zostać przyjęty. W odniesieniu do oceny nowej wersji planu, które Państwo Członkowskie przekazuje Komisji, w terminie określonym w poprzednim akapicie, wynosi sześć miesięcy. 6. Państwa członkowskie informują Komisję o wszelkich późniejszych zmianach w planie. Artykuł 33 c Ograniczone odstępstwo wieczyste 1. W okresie od 1 stycznia 2016 r. do 31 grudnia 2023 r. instalacje spalania mogą być zwolnione ze zgodności z dopuszczalnymi wielkościami emisji, o których mowa w art. 33 ust. 2 oraz, w stosownych przypadkach, ze stopniami odsiarczania, o których mowa w art. 33a, a takŝe z włączenia ich do przejściowego planu krajowego, o którym mowa w art. 33 b, na następujących warunkach: a) operator instalacji spalania zobowiąŝe się w pisemnym oświadczeniu przedstawionym właściwemu organowi najpóźniej do dnia 1 stycznia 2014 r. Ŝe począwszy od dnia 1 stycznia 2016 r. i nie później niŝ do dnia 31 grudnia 2023 r. instalacja ta nie będzie działała dłuŝej niŝ 20 000 godzin funkcjonowania; b) operator zobowiąŝe się do przedkładania corocznie właściwemu organowi zapisu godzin funkcjonowania od dnia 1 stycznia 2016 r.; c) dopuszczalne wielkości emisji SO 2, NO x i pyłu określone w pozwoleniu dotyczącym instalacji spalania, zgodne w szczególności z wymogami dyrektyw 2008/1/WE i 2001/80/WE, będą przestrzegane co najmniej przez pozostały okres eksploatacji instalacji spalania. Instalacje spalania o łącznej nominalnej mocy cieplnej większej niŝ 500 MWth na paliwo stałe, którym zostały przyznane pierwszego zezwolenia po 1 lipca 1987, są zgodne z dopuszczalnymi wartościami emisji NOx określonych w części 1 załącznika V. d) instalacja spalania nie otrzymała pozwolenia, o którym mowa w art. 4 ust. 4 dyrektywy 2001/80/WE. 2. Najpóźniej dnia 1 stycznia 2016 r. kaŝde państwo członkowskie przekazuje Komisji wykaz wszelkich instalacji spalania, do których ma zastosowanie ustęp pierwszy, obejmujący ich Str. 20

nominalną moc cieplną, rodzaje wykorzystywanego paliwa i mające zastosowanie dopuszczalne wielkości emisji SO 2, NO x i pyłu. W odniesieniu do instalacji objętych pierwszym ustępem państwa członkowskie corocznie przekazują Komisji ewidencję godzin funkcjonowania od dnia 1 stycznia 2016 r. 4. W przypadku, gdy instalacja spalania o łącznej nominalnej mocy cieplnej większej niŝ 1 500 MWth, która rozpoczęła działalność przed dniem 31 grudnia 1986 i jest na stałe paliwo o wartości opałowej netto mniejszej niŝ 5 800 kj / kg, zawartości wilgoci większą niŝ 45 % masowo, suma wilgoci i zawartości popiołu większej niŝ 60% masy tlenku wapnia, a zawartość popiołu większej niŝ 10%, liczba godzin pracy, o których mowa w pkt 1 (a) jest 32 000. Artykuł 33 d Małe systemy wydzielone Do 31 grudnia 2019 r. instalacje spalania stanowiące na dzień, o którym mowa w art. 74, część małego systemu wydzielonego mogą być zwolnione ze zgodności z dopuszczalnymi wielkościami emisji, o których mowa w art. 33 ust. 2 oraz, w stosownych przypadkach, ze stopniami odsiarczania, o których mowa w art. 33a. Przed tą datą dopuszczalne wielkości emisji określone w pozwoleniach tych instalacji spalania, zgodne w szczególności z wymogami dyrektyw 2008/1/WE i 2001/80/WE, muszą być co najmniej utrzymane. Instalacje spalania o łącznej nominalnej mocy cieplnej większej niŝ 500 MWth na paliwa stałe, którym zostały przyznane pierwsze zezwolenia po 1 lipca 1987, są zgodne z dopuszczalnymi wartościami emisji NOx określonych w części 1 załącznika V. Artykuł 33e Ciepłownie i elektrociepłownie komunalne 1. Do 31 grudnia 2023, zakład moŝe być zwolniony z obowiązku przestrzegania dopuszczalnych wartości emisji określonych w artykule 33 (2) oraz odsiarczania, o którym mowa w art 33a na następujących warunkach: (a) całkowita nominalna moc cieplna nie przekracza 200 MWth; (b) zakładowi przyznano pierwsze zezwolenie przed 27 listopada 2002 lub operator złoŝył kompletny wniosek o zezwolenie przed tą datą, pod warunkiem, Ŝe zakład oddano do eksploatacji nie później niŝ 27 listopada 2003; (c) przynajmniej 50% ciepła produkowanego przez zakład, jako średnia krocząca przez okres pięciu lat, jest dostarczana w postaci pary lub gorącej wody do publicznej sieci ciepłowniczej, (d) dopuszczalne wartości emisji dla SO 2, NOx i pyłu określone w zezwoleniu na 31 grudnia 2015, w szczególności zgodne z wymaganiami dyrektywy 2008/1/EC i 2001/80/WE, są co najmniej utrzymane w tym okresie. Str. 21

2. Najpóźniej do dnia 1 stycznia 2016 kaŝde państwo członkowskie przekaŝe Komisji wykazy wszystkich obiektów energetycznego spalania, do których odnosi się ustęp 1, w tym ich całkowitą nominalną moc cieplną, rodzaj spalanych paliw i wartości emisji SO 2, NO x i pyłu. W dodatku, państwa członkowskie, dla instalacji spalania dla której akapit 1 ma zastosowanie i podczas okresu wspomniano w tym akapicie, informują Komisję corocznie o proporcji dostarczonej w postaci pary albo gorącej wody do publicznej sieci dla kaŝdej instalacji (średnia z pięciu lat). Artykuł 36 Zgodność z dopuszczalnymi wielkościami emisji Uznaje się, Ŝe dopuszczalne wielkości emisji do powietrza są przestrzegane, jeśli spełnione są warunki określone w części 4 załącznika V. Artykuł 37 Instalacje spalania wielopaliwowego W przypadku instalacji spalania wielopaliwowego, w których wykorzystuje się jednocześnie dwa lub więcej paliw, właściwy organ ustala dopuszczalne wielkości emisji według następujących etapów: a) przyjęcie odpowiedniej dopuszczalnej wielkości emisji dla kaŝdego rodzaju paliwa i zanieczyszczenia, odpowiadającej nominalnej mocy cieplnej całej instalacji spalania, zgodnie z zał. V, cz. 1 i 2; b) określenie dopuszczalnej wielkości emisji waŝonej ze względu na rodzaj paliwa, którą oblicza się, mnoŝąc poszczególne dopuszczalne wielkości emisji określone w lit. a) przez moc cieplną dostarczaną w kaŝdym paliwie i dzieląc otrzymany wynik przez całkowitą moc cieplną dostarczaną we wszystkich rodzajach paliw; c) zsumowanie dopuszczalnych wielkości emisji waŝonych ze względu na rodzaj paliwa. Artykuł 71 Transpozycja 1. Państwa członkowskie wprowadzą w Ŝycie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania 2, 3(4), 3(14)-(18), 4(2), 5, 6, 8(1), 9(2) b), 12(8), 13(1) e), 14, 15(1) d), 15(3)-(5), 16(2)-(5), 17, 18 (2)-(4), 22(2)-(3), 22(4) b) oraz d), 23, 24, 25, 26 (1) d), 26(2), 26(3) c)-g), 29 a)-b), 30, 32, 33(3), 35(2)-(4), 36, 37(2), 43(5), 65(2), 65(4), 66-67 oraz 70, oraz Załączników: punkty 1.1, 2.5(c), 3.5, 4.7, 5.2, 5.3, 6.1(c), 6.4(b), 6.6, 6.9, 6.10 Załącznika I: punkt 1(b) Załącznika IV; część 1-4 Załącznika V; punkt b) części 1, punkty 2.2, 3.1 i 3.2 części 4, punkty 2.5 i 2.6 części 6 Załącznika VI; punkt 3 części 7 Załącznika VII; punkt 1 i 2(c) części 1 i punkty 2-3 części 3 Załącznika VIII do 6..nie później 2 lata po wprowadzeniu. Państwa członkowskie zaczną stosować te przepisy od tego samego dnia. Przepisy przyjęte przez państwa członkowskie zawierają odniesienie do niniejszej dyrektywy lub odniesienie takie towarzyszy ich urzędowej publikacji. Metody dokonywania takiego odniesienia określane są przez państwa członkowskie. 6 z konsultacji jakie przeprowadzono w polskim przedstawicielstwie przy KE wynik,. Ŝe będzie to data z 2012 Str. 22

2. Państwa członkowskie przekazują Komisji teksty podstawowych przepisów prawa krajowego przyjętych w dziedzinie objętej niniejszą dyrektywą. ZAŁĄCZNIK V Przepisy techniczne dotyczące instalacji spalania Część 1 Dopuszczalne wielkości emisji dla instalacji spalania, o których mowa w art. 33 ust. 2. (dla instalacji, które otrzymają pozwolenie przed 2012 rokiem) 1. Wszystkie dopuszczalne wielkości emisji oblicza się w temperaturze 273,15 K, pod ciśnieniem 101,3 kpa i po odliczeniu zawartości pary wodnej w gazach odlotowych, przy znormalizowanej zawartości O 2 wynoszącej 6% dla paliw stałych, 3% dla instalacji spalania wykorzystujących paliwa płynne i gazowe, oraz 15% dla turbin i silników gazowych. 2. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/nm 3 ) SO 2 dla instalacji spalania wykorzystujących paliwa stałe lub płynne z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych. Nominalna moc Węgiel kamienny i Biomasa Torf Paliwa płynne cieplna (MWTH) brunatny 50-100 400 200 300 350 100-300 250 200 300 250 > 300 200 200 200 200 Instalacje spalania stosujące paliwa stałe, które otrzymały pozwolenie przed dniem 27 listopada 2002 r. oraz które w ciągu roku działają przez okres nie dłuŝszy niŝ 1500 godzin funkcjonowania (średnia krocząca z pięciu lat) podlegają dopuszczalnej wielkości emisji ditlenku siarki wynoszącej 800 mg/nm 3. Instalacje spalania stosujące paliwa płynne, które otrzymały pozwolenie przed dniem 27 listopada 2002 r. oraz które w ciągu roku działają przez okres nie dłuŝszy niŝ 1500 godzin funkcjonowania (średnia krocząca z pięciu lat), podlegają dopuszczalnej wielkości emisji ditlenku siarki wynoszącej 850 mg/nm 3 w przypadku instalacji o nominalnej mocy cieplnej nieprzekraczającej 300 MW th oraz wynoszącej 400 mg/nm 3 w przypadku instalacji o nominalnej mocy cieplnej większej niŝ 300 MW th. Część instalacji spalania odprowadzająca gazy odlotowe osobnym przewodem wspólnego komina moŝe podlegać dopuszczalnym wielkościom emisji określonym w tym punkcie, jeŝeli łączna liczba godzin funkcjonowania wszystkich takich części w obrębie jednej instalacji spalania nie przekracza 1 500 godzin funkcjonowania rocznie jako średnia krocząca z pięciu lat. W takich przypadkach emisje z tego przewodu są monitorowane osobno. Str. 23

3. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/nm 3 ) SO 2 dla instalacji spalania wykorzystujących paliwa gazowe z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych. Instalacja spalania, spalająca gazy o niskiej wartości opałowej z gazyfikacji pozostałości rafineryjnych, której przyznano zezwolenie przed 27 listopada 2002 lub operator, który przedłoŝył kompletnego wniosku o zezwolenie przed tą datą, pod warunkiem, Ŝe zakład został oddany do eksploatacji nie później niŝ 27 listopad 2003, podlegają wartości dopuszczalnej emisji dla SO 2 800 mg/nm 3. Ogółem 35 Gaz skroplony 5 Gazy niskokaloryczne z pieców koksowniczych 400 Niskokaloryczne gazy wielkopiecowe 200 4. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/nm 3 ) NO x instalacji spalania wykorzystujących paliwa stałe lub płynne z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych. Nominalna moc Węgiel kamienny i brunatny Biomasa i torf Paliwa płynne cieplna (MWth) 50-100 300 300 450 450 w przypadku spalania sproszkowanego węgla brunatnego 100-300 200 250 200 (1) > 300 200 200 150 (1) Uwaga 1 Dopuszczalna wartość emisji 450 mg/nm3 dla instalacji spalających pozostałości z rafinacji ropy naftowej na potrzeby własne o łącznej nominalnej mocy cieplnej nie przekraczającej 500 MWth, którym przyznano zezwolenie przed 27 listopada, 2002 lub operator przedłoŝył kompletny wniosek o zezwolenie przed tą datą, pod warunkiem, Ŝe zakład został oddany do eksploatacji nie później niŝ 27 listopada 2003. Instalacje spalania w chemicznych instalacjach spalające pozostałości płynne paliwa na potrzeby własne o łącznej nominalnej mocy cieplnej nie przekraczającej 500 MWth, którym przyznano zezwolenie przed 27 listopada, 2002, lub operator, który przedłoŝył kompletny wniosek o wydanie zezwolenia przed tą datą, pod warunkiem, Ŝe zakład został oddany do eksploatacji nie później niŝ 27 listopada 2003, podlegają dopuszczalnej wartości emisji NOx do 450 mg/nm 3. Instalacje spalania stosujące paliwa stałe lub płynne, o nominalnej mocy cieplnej nieprzekraczającej 500 MW, które otrzymały pozwolenie przed dniem 27 listopada 2002 r. oraz które w ciągu roku działają przez okres nie dłuŝszy niŝ 1500 godzin (średnia krocząca z pięciu lat) podlegają dopuszczalnej wielkości misji NO x wynoszącej 450 mg/nm 3. Instalacje spalania stosujące paliwa stałe o nominalnej mocy cieplnej wynoszącej ponad 500 MW, które otrzymały pozwolenie przed dniem 1 lipca 1987 r. oraz które w ciągu roku działają przez okres nie dłuŝszy niŝ 1500 godzin funkcjonowania (średnia krocząca z pięciu lat) podlegają dopuszczalnej wielkości emisji NO x wynoszącej 450 mg/nm 3. Str. 24

Instalacje spalania stosujące paliwa płynne, o całkowitej nominalnej mocy cieplnej wynoszącej powyŝej 500 MW th, które otrzymały pozwolenie przed dniem 27 listopada 2002 r. oraz które w ciągu roku działają przez okres nie dłuŝszy niŝ 1500 godzin funkcjonowania (średnia krocząca z pięciu lat) podlegają dopuszczalnej wielkości emisji NO x wynoszącej 400 mg/nm 3. Część instalacji spalania odprowadzająca gazy odlotowe osobnym przewodem wspólnego komina moŝe podlegać dopuszczalnym wielkościom emisji określonym w tym punkcie, jeŝeli łączna liczba godzin funkcjonowania wszystkich takich części w obrębie jednej instalacji spalania nie przekracza 1 500 godzin funkcjonowania rocznie jako średnia krocząca z pięciu lat. W takich przypadkach emisje z tego przewodu są monitorowane osobno. 4a. Turbiny gazowe (w tym CCGT) spalające lekkie i średnie destylaty jako paliwa płynne podlegają dopuszczalnej wartości emisji NOx 90 mg/nm3 i CO 100 mg/nm 3. Turbiny gazowe uŝywane w nagłych wypadkach, które pracują mniej niŝ 500 godzin rocznie nie są objęte do dopuszczalnych wartości emisji określonych w niniejszym punkcie. Operator takich obiektów rejestrują godziny pracy tych obiektów. 5. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/nm 3 ) NO x oraz CO dla instalacji spalania opalanych gazem. NO x CO Instalacje spalania spalające gaz ziemny z wyjątkiem turbin 100 100 gazowych i silników gazowych Instalacje spalania spalające gaz wielkopiecowy z wyjątkiem 200 (4) turbin gazowych i silników gazowych Instalacje spalania spalające gaz rafineryjny z wyjątkiem 200 (4) turbin gazowych i silników gazowych Turbiny gazowe (łącznie z CCGT) wykorzystujące jako 50 (2)(3) 100 paliwo gaz ziemny (1) Turbiny gazowe (łącznie z CCGT) wykorzystujące jako paliwo gaz inny niŝ ziemny (4) 120 Silniki gazowe 100 100 Uwagi: (1) Gaz ziemny jest naturalnie występującym metanem o zawartości nie większej niŝ 20% (objętościowo) składników obojętnych i innych składników. (2) 75 mg/nm3 w następujących przypadkach, gdy wydajność turbiny gazowej jest ustalona przy obciąŝeniu podstawowym według normy ISO: (i) turbiny gazowe wykorzystywane w połączonych systemach cieplnych i energii elektrycznej o ogólnej wydajności większej niŝ 75%; (ii) turbiny gazowe wykorzystywane w obiektach cyklu łączonego o rocznej średniej ogólnej wydajności elektrycznej większej niŝ 55%; Str. 25