DG ENV Mr Karl FALKENBERG. Brussels, 31 December 2012 WS-DD/ /12

Ref. Ares(2013)3774-03/01/2013 DG ENV 0 3. 01. 2013 Permanent Representation of the Republic of Poland to the European Union in Brussels 'a/ """""" ATTR: INFO: O- Brussels, 31 December 2012 WS-DD/9407-106/12 Mr Karl FALKENBERG Director General DG Environment European Commission Dear Mr. Falkenberg, Please find enclosed draft of Transitional National Plan prepared in accordance with Directive on Industrial Emissions and Commission's Decision on 10 February 2012 establishing provisions on transitional national plans, laid down in the Directive of European Parliament and of the Council 75/2010/EU of 24 November 2010 on industrial emissions. Yours sincerely, Jerzy Drożdż Aiïibassador Enclosures: Aforementioned Transitional National Plan Rue Stevin 139 1000 Brussels, Belgium Tel: +32 2 7804 200 Fax: +32 2 7804 297/298 E-mail: bruksela.ue.sekretariat@msz.gov.pl

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy Załącznik nr..d... do pisma nr. U&L-m Аи /»533 ti Ρ RO J E KT Z dnia Przejściowy Plan Krajowy Warszawa, 12 grudnia 2012 i

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy Spis treści 1 Cel dokumentu 3 2 Zakres stosowania PPK 5 2.1 Obiekty podlegające zgłoszeniu do PPK 5 2.2 Obiekty niepodlegające zgłoszeniu do PPK 6 3 Zasady określania pułapów emisyjnych dla obiektów uczestniczących w PPK 8 4 Eksploatacja obiektów w trakcie obowiązywania PPK 11 5 Bilansowanie emisji i sprawozdawczość w ramach PPK 11 5.1 Bilansowanie i kontrola pułapów emisyjnych 11 5.2 Zmiany w PPK 13 5.3 Sprawozdawczość dla Komisji Europejskiej 14 6 Wykaz środków, które będą stosowane dla dopilnowania, aby wszystkie obiekty spalania ujęte w planie przestrzegały najpóźniej ud dnia 1 lipca 2020 r. dopuszczalnych wielkości emisji określonych w załączniku V do dyrektywy 2010/75/UE... 14 7 Łączne pułapy emisji i sposoby osiągnięcia celów określonych w PPK 16 8 Załączniki do PPK 17 9 Słowniczek pojęć używanych w dokumencie 17 2

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy 1 Cel dokumentu Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 roku w sprawie emisji przemysłowych 1 (Dyrektywa 2010/75/UE) wprowadziła szereg bardzo istotnych modyfikacji do dotychczasowej regulacji dotyczącej zintegrowanej ochrony środowiska. Do najistotniejszych zmian zaliczyć można znaczne zaostrzenie standardów emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów z obiektów spalania 2. Zgodnie z Dyrektywą 2010/75/UE, już od 1 stycznia 2016 roku zaostrzone standardy emisyjne powinny spełnić co do zasady zarówno istniejące 3 jak i nowe obiekty spalania przy czym w odniesieniu do tych ostatnich wymagania emisyjne są szczególnie restrykcyjne. Z drugiej strony, Dyrektywa 2010/75/UE wprowadza mechanizmy derogacyjne, dzięki którym możliwym powinno być odsunięcie w czasie obowiązku stosowania nowych standardów emisyjnych w zakresie dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłów. W swym założeniu, derogacje dają istniejącym obiektom spalania czas na przeprowadzenie inwestycji zmierzających do technicznego dostosowania się do zaostrzonych wymogów emisyjnych (np. czas potrzebny na wybudowanie odpowiednich instalacji odsiarczania czy odazotowania spalin). Uzasadnieniem dla mechanizmów derogacyjnych jest również okresowe zwolnienie istniejących obiektów od przestrzegania nowych wymagań emisyjnych w sytuacji, gdy dodatkowa modernizacja takiego byłaby niecelowa (np. z uwagi na planowane jego wyłączenie z eksploatacji). Tak więc spełnienie przesłanek zastosowania danego mechanizmu derogacyjnego pozwalać powinno, po 1 stycznia 2016 roku, na eksploatację derogowanego w oparciu o wymagania emisyjne łagodniejsze niż wynikające z załącznika V część 1 Dyrektywy 2010/75/UE. Znaczna część starszych obiektów nie będzie w stanie spełnić 1 stycznia 2016 roku zaostrzonych standardów emisyjnych wprowadzonych przez Dyrektywę 2010/75/UE. Obiekty takie (bez zastosowania odpowiedniego mechanizmu derogacyjnego) z uwagi na niespełnienie wymagań emisyjnych będą musiały zostać wyłączone. To z kolei oznaczać 1 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) (Dz. Urz. UE L 334 z 17.12.2010, str. 17). Obiekt spalania oznacza każde urządzenie techniczne, w którym paliwa są utleniane w celu wykorzystania wytworzonego w ten sposób ciepła (art. 3 pkt 25 Dyrektywy 2010/75/UE). 3 Pojęcia istniejącego oraz nowego spalania nie są pojęciami prawnymi na gruncie Dyrektywy 2010/75/UE. Tym niemniej opierając się na tej regulacji za istniejące obiekty spalania uznać można obiekty spalania, którym udzielono pozwolenia zintegrowanego przed dniem 7 stycznia 2013 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o wydanie pozwolenia przed tym dniem, pod warunkiem, że zostały one oddane do eksploatacji nie później niż dnia 7 stycznia 2014 r. Obiekty, którym wydano pozwolenie zintegrowane lub które oddano do eksploatacji po tych datach to obiekty nowe. 3

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy będzie spadek dostępnych mocy (elektrycznych i cieplnych) już na początku roku 2016. Możliwość skorzystania z mechanizmów derogacyjnych jest więc niezwykle istotna nie tylko z punktu widzenia interesów prowadzących instalacje, lecz również z punktu widzenia bezpieczeństwa dostaw energii. Przejściowy Plan Krajowy jest jednym z mechanizmów elastycznych ujętych w Dyrektywie 2010/75/UE, który stwarza możliwość odsunięcia w czasie konieczności dostosowania istniejących obiektów spalania w zakresie emisji SO2, NOx i pyłu do wymogów Dyrektywy 2010/75/UE (standardów emisyjnych) ujętych w jej załączniku V część 1. Niniejszy dokument jest polskim Przejściowym Planem Krajowym (zwanym dalej również PPK) dla istniejących obiektów spalania paliw o mocy w paliwie wsadowym od 50 MW, którym udzielono pierwszego pozwolenia przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operator złożył kompletny wniosek o pozwolenie przed tą data, pod warunkiem, że obiekt ten oddano do eksploatacji nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r. W odniesieniu do każdego spalania objętego przez PPK obejmuje on emisje co najmniej jednego z następujących zanieczyszczeń: tlenki azotu (NOx), dwutlenek siarki (SO2) i pył. Uczestnictwo w PPK jest dobrowolne i zależy od spełnienia przesłanek wskazanych w Dyrektywie 2010/75/UE oraz w Decyzji wykonawczej Komisji z dnia 10 lutego 2012 roku dotyczącej PPK 4 (Decyzja 2012/115/UE). W PPK znalazły się obiekty spalania, których prowadzący zdecydowali się na uczestnictwo w tym mechanizmie derogacyjnym. Zasady uczestnictwa w PPK opisane zostały w niniejszym dokumencie. Przejściowy Plan Krajowy będzie obowiązywał w okresie od dnia 1 stycznia 2016 r. do dnia 30 czerwca 2020 r. Obiekty uczestniczące w PPK, w ciągu obowiązywania PPK będą musiały wywiązywać się z dotrzymania przyznanych pułapów emisji na każdy rok obowiązywania planu. Dany obiekt spalania będzie mógł funkcjonować w okresie obowiązywania PPK dotrzymując dopuszczalne wielkości emisji określone 4 Decyzja wykonawcza Komisji (2012/115/UE) z dnia 10 lutego 2012 roku ustanawiająca przepisy dotyczące przejściowych planów krajowych, o których mowa w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (Dz. Urz. UE L 52 z 24.2.2012, str. 12). 4

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy w pozwoleniu mającym zastosowanie w dniu 31 grudnia 2015 r. w szczególności zgodne z wymogami dyrektyw 2001/80/WE 5 i 2008/1/WE 6. Po zakończeniu uczestnictwa w PPK, obiekty korzystające z tego mechanizmu zobowiązane będą do przestrzegania standardów emisyjnych na ogólnych zasadach wskazanych w Dyrektywie 2010/75/UE. 2 Zakres stosowania PPK Zasady tworzenia PPK uregulowane zostały w art. 32 Dyrektywy 2010/75/UE oraz w Decyzji 2012/115/UE. 2.1 Obiekty podlegające zgłoszeniu do PPK Poniżej podano główne zasady dotyczące warunków uczestnictwa w PPK na lata 2016-2020. W PPK mogą uczestniczyć obiekty spalania, którym udzielono pierwszego pozwolenia 7 przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operator złożył kompletny wniosek o pozwolenie przed tą datą, pod warunkiem, że obiekt ten oddano do eksploatacji nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r., które jednocześnie nie należą do grupy obiektów wyraźnie wykluczonych z uczestnictwa w PPK. Ponadto w PPK mogą uczestniczyć tylko całe obiekty spalania - zgodnie z postanowieniami art. 29 Dyrektywy 2010/75/UE - czyli wszystkie kotły podłączone do wspólnego emitora lub wszystkie kotły zgodnie z art. 29 ust. 2 tej dyrektywy. W obrębie danego spalania, do PPK może być zgłaszana grupa wszystkich kotłów, które spełniają warunki uczestnictwa w tym planie. Do PPK mogą być zgłaszane obiekty spalania zgodnie z interpretacją art. 3 punkt 25 i art. 29 Dyrektywy 2010/75/UE. Przykładowo kiedy 5 Dyrektywa 2001/80/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 października 2001 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych instalacji spalania; Dz. Urz. WE L 309 z 27.11.2001, str. 1 (Dz. Urz. UE Polskie wydanie specjalne, rodz. 15, t. 6 str. 299). Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2008/1/WE z dnia 15 stycznia 2008 r. dotyczącą zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli (Dz. Urz. UE L 24 z 29.1.2008, str. 8). Zgodnie z Dyrektywą 2010/75/UE, pozwolenie oznacza pisemne zezwolenie na eksploatację całości lub części instalacji, spalania, spalarni odpadów lub współspalarni odpadów. 5

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy grupa kotłów tworząca według przepisów Dyrektyw 2010/75/UE obiekt spalania odprowadza spaliny przez wspólny komin, to zgłoszeniu może ulec cały obiekt spalania (cała grupa kotłów). Do PPK mogą być zgłaszane obiekty, w przypadku których nastąpiło zwiększenie mocy o co najmniej 50 MWt, dokonane między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. Do PPK mogą być zgłaszane obiekty w obrębie których jest lub była eksploatowana część spalania (kocioł), w stosunku do której zastosowano wyłączenie, o którym mowa w art. 4 ust. 4 Dyrektywy 2001/80/WE i która zostanie wyłączona do dnia 31 grudnia 2015 r. W takim przypadku ww. część nie jest brana pod uwagę przy wyliczeniach pułapu dla całego spalania pod względem mocy w paliwie i ilości spalonego paliwa i czasu funkcjonowania w latach 2001-2010. 2.2 Obiekty niepodlegające zgłoszeniu do PPK Obiekty spalania, należące do jednej z pięciu grup obiektów wskazanych w art. 32 ust. 1 akapit 2 Dyrektywy 2010/75/UE i Decyzji 2012/115/UE tzn.: 1. Obiekty, które skorzystają z ograniczonego odstępstwa obowiązującego w całym okresie eksploatacji (art. 33 Dyrektyw 2010/75/UE), czyli w przypadku których: a) operator spalania zobowiąże się w pisemnym oświadczeniu przedstawionym właściwemu organowi najpóźniej do 1 stycznia 2014 r., że w okresie od 1 stycznia 2016 r. do 31 grudnia 2023 r. obiekt nie będzie eksploatowany dłużej niż 17 500 godzin, b) przedłoży corocznie właściwemu organowi zapis czasu funkcjonowania od 1 stycznia 2016 r. do 31 grudnia 2023 r., c) dopuszczalne wielkości emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu określone w pozwoleniu dla spalania mającym zastosowanie w dniu 31 grudnia 2015 r., w szczególności zgodne z wymogami dyrektyw 2001/80/WE i 2008/1/WE, są utrzymane co najmniej przez pozostały okres eksploatacji spalania. Obiekty spalania o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie ponad 500 MW, opalane paliwem stałym, którym udzielono pierwszego pozwolenia po dniu 1 lipca 1987 r., muszą przestrzegać dopuszczalnych wielkości emisji tlenków azotu określonych w załączniku V część 1, oraz d) w stosunku do których nie zastosowano wyłączenia, o którym mowa w art. 4 ust. 4 dyrektywy 2001/80/WE. Warunkiem wyłączenia jest zaniechanie 6

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy działania dłużej niż 20 000 godzin funkcjonowania w okresie od dnia 1 stycznia 2008 r. i nie później niż do dnia 31 grudnia 2015 r. 2. Obiekty energetyczne funkcjonujące w obrębie rafinerii opalanych gazami o niskiej wartości opałowej, pozyskiwanymi z pozostałości po procesach zgazowania lub rafinacji albo z pozostałości po destylacji i konwersji w procesie rafinacji ropy naftowej wykorzystywanymi na własne potrzeby, jako samodzielne paliwo lub razem z innymi paliwami; Również obiekty, które nie są eksploatowane przez operatora rafinerii, ale są zlokalizowane na terenie rafinerii i stosują ww. paliwa. 3. Obiekty spalania, do których ma zastosowanie art. 35 Dyrektywy 2010/75/UE, czyli obiekty spełniające łącznie następujące warunki: a) moc 2 200MW, b) pierwsze pozwolenie udzielone przed dniem 27 listopada 2002 r. lub złożenie kompletnego wniosku o pozwolenie nastąpiło przed tą datą, pod warunkiem, że obiekt oddano do eksploatacji nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r., c) co najmniej 50 % produkcji ciepła użytkowego wytwarzanego w obiekcie (średnia krocząca z pięciu lat) dostarczanych jest w postaci pary lub gorącej wody do publicznej sieci ciepłowniczej, oraz d) dopuszczalne wielkości emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu określone w jego pozwoleniu mającym zastosowanie w dniu 31 grudnia 2015 r., w szczególności zgodnie z wymogami dyrektyw 2001/80/WE i 2008/1/WE, są utrzymane co najmniej do dnia 31 grudnia 2022 r. 4. Obiekty spalania w stosunku do których zastosowano wyłączenie, o którym mowa w art. 4 ust. 4 Dyrektywy 2001/80/WE - źródła, które korzystają z derogacji naturalnych w ramach Dyrektywy 2001/80/WE 20 000 h" czyli te, które oddano do użytkowania przed dniem 29 marca 1990 r., dla których prowadzący takie źródła zobowiązał się w pisemnej deklaracji złożonej właściwemu organowi ochrony środowiska do dnia 30 czerwca 2004 r., że źródło będzie użytkowane nie dłużej niż do dnia 31 grudnia 2015 r., a czas jego użytkowania w okresie od dnia 1 stycznia 2008 r. do dnia 31 grudnia 2015 r. nie przekroczy 20 000 godzin. 5. Obiekty spalania, które w dowolnym momencie podczas okresu stosowania PPK będą objęte przepisami rozdziału IV dyrektywy 2010/75/UE dotyczącymi spalarni odpadów i współspalarni odpadów. 7

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy Dodatkowo wskazać należy, iż PPK nie ma zastosowania do obiektów spalania, które wymienione zostały wyraźnie w art. 28 Dyrektywy 2010/75/UE m.in. pieców baterii koksowniczych, nagrzewnic Cowpera, czy też urządzeń technicznych wykorzystywanych w napędzie pojazdu, statku lub statku powietrznego 8. Dyrektywa 2010/75/UE w art. 32 odnosi się do uczestnictwa w PPK obiektów spalania. Zgodnie z postanowieniami tego przepisu, przepisami Decyzji 2012/115/UE oraz koncepcją interpretacji regulacji dotyczących mechanizmów elastycznych uregulowanych w Dyrektywie 2010/75/UE proponuje się następujące podejście: W przypadku gdy w obiekcie spalania (grupie kotłów) znajdują się kotły (części obiektów spalania) korzystające z innych mechanizmów elastycznych (17500 godzin, art. 34, art. 35) lub nie kwalifikujące się do PPK z innych powodów (data uruchomienia), taki obiekt nie może być zgłoszony do PPK. Część spalania nie może być objęta przepisami art. 33, 34 i 35 Dyrektyw 2010/75/UE, gdy obiekt jest ujęty w PPK. 3 Zasady określania pułapów emisyjnych dla obiektów uczestniczących w PPK Pułapy emisji określone zgodnie z postanowieniami Dyrektywy 2010/75/UE wyznaczane są na podstawie średniej ilości wyemitowanych spalin w latach 2001-2010 pomnożonej przez odpowiedni pułapowy standard emisji. Dla roku 2016, pułapowy standard emisji wyliczany jest zgodnie z Dodatkiem C zamieszczonym w załączniku do Decyzji 2012/115/UE. Dla roku 2019, pułapowy standard emisji wyliczany jest zgodnie z Dodatkiem D zamieszczonym w załączniku do Decyzji 2012/115/UE. Pułapy dla lat 2017 i 2018 określa się w sposób zapewniający liniowy spadek pułapów między 2016 r. a 2019 r. Pułap na pierwszą połowę roku 2020 stanowi połowę pułapu wyliczonego dla roku 2019. Pułapy dla obiektów uczestniczących w PPK zostały podane w Załączniku nr 3 (na rok 2016) i załączniku nr 4 (na rok 2019). W tabelach ww. załączników znajdują się one w kolumnach oznaczonych jako Udział w pułapie emisji...". Pułap dla każdego jest udziałem w łącznych pułapach emisji dla całej grupy uczestników PPK (Tabela nr 1). Obiekt spalania może uczestniczyć w PPK w zakresie co najmniej jednego z zanieczyszczeń: dwutlenek siarki, tlenki azotu, pył. 8 Pełny katalog wyłączeń zawarty został w art. 28 Dyrektywy 2010/75/UE 8

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy Dla celów obliczenia pułapów emisji na lata 2016-2020 dla danego spalania standardy emisji zostały określone na podstawie rodzaju paliwa i mocy termicznej jednostek spalania (kotłów) na dzień 31 grudnia 2010 r. zsumowanej dla emitora, przez który odprowadzane są spaliny z tych kotłów. W jednym przypadku, jak podano w załączniku nr 6, zastosowano odstępstwo polegające na określeniu standardów względem maksymalnej technologicznej mocy w paliwie z jaką jest w stanie funkcjonować dany obiekt spalania w przypadku jeżeli taka technologicznie uwarunkowana moc jest mniejsza od łącznej mocy wszystkich kotłów podłączonych do wspólnego emitora. Moc taka musi odpowiadać warunkom określonym w pozwoleniu dla spalania na dzień 31 grudnia 2010 r. Dopuszczalny ładunek emisji dla spalania określony zostanie na podstawie pomnożenia średniej ilości spalin i przyjętego pułapowego standardu emisji. Ponadto należy przyjąć poniższe założenia. Średnia ilość spalin ze źródła pracy w latach 2001-2010, dla okresu od 1 stycznia 2020 r. do 30 czerwca 2020 r. - należy brać pod uwagę połowę średniorocznego przepływu spalin. Pułapowy standard emisji na potrzeby obliczenia pułapu dla roku 2016 określa się wg. Dodatku C zamieszczonego w Załączniku do Decyzji 2012/115/UE. W przypadku obiektów, których czas funkcjonowania nie przekracza 1500 godzin rocznie do obliczenia pułapów emisyjnych stosowane są standardy emisji zgodnie postanowieniami Decyzji 2012/115/UE (uwagi dotyczące tabel C.1 i D.1 i D.2). Należy zwrócić uwagę, że dla obiektów spalania o całkowitej mocy nominalnej dostarczonej w paliwie ponad 500 MWt opalanych paliwem stałym, do wyliczenia pułapu emisyjnego NOx na rok 2016 stosuje się standard w wysokości 200 mg/nm 3 (zgodnie z Dodatkiem C zamieszczonym w załączniku do Decyzji 2012/115/UE). Pułapowy standard emisji na potrzeby obliczenia pułapu dla roku 2019 określa się zgodnie z Dodatkiem D zamieszczonym w załączniku do Decyzji 2012/115/UE. Pułap emisji na lata 2017 i 2018 określa się w sposób zapewniający liniowy spadek pułapów między 2016 r. a 2019 r. Pułap emisji na pierwszą połowę roku 2020 stanowi połowę pułapu wyliczonego dla roku 2019. Pułap emisji dla roku 2016, 2019, 2020 oblicza się korzystając z następującego wzoru: Pułap emisji (Mg/rok) = średnia Ilość spalin (Nm 3 /rok) x Pułapowy Standard Emisji (mg/nm 3 ) /10 9 9

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy Na etapie obliczenia pułapów emisyjnych na cele PPK uwzględnia się całkowitą moc termiczną spalania. W przypadku wielopaliwowego, standard emisji oblicza się sumując standardy dla danych paliw pomnożone przez współczynnik wagowy wynikający z maksymalnego udziału mocy w paliwie dla danego rodzaju paliwa w całkowitej mocy w paliwie spalania. Dla każdego rodzaju paliwa standard obliczany jest przez przyjęcie całkowitej mocy w paliwie całego spalania. Do obliczeń uwzględnia się średnią arytmetyczną ilość paliwa spalonego w latach 2001-2010 w ramach danego spalania. Do obliczeń nie uwzględnia się paliwa rozpałkowego. Ilość spalin jest obliczona metodą która opiera się na danych dotyczących masy spalanego paliwa i jego wartości opałowej. Po obliczeniu objętości spalin odniesionej do jednostki energii chemicznej zawartej w paliwie określa się objętość wyemitowanych spalin dla każdego źródła. Średnia ilość spalin (Nm 3 /rok) = Mp ai (Mg/rok) * Wu śr(gj/mg) * Vj Sp (Nm 3 /GJ) gdzie: M pai (Mg/rok) - średnia arytmetyczna ilość paliwa spalonego w latach 2001-2010, Wu śr(gj/mg) - średnia wartość opałowa w latach 2001-2010, Vjsp (Nm 3 /GJ) - wskaźnik jednostkowy objętości spalin (Nm 3 /GJ). Średnie zużycie paliwa jest wynikiem sumy rocznych zużyć danego paliwa podzielonej przez liczbę rozpatrywanych lat (10). Ze względu na zbliżony skład chemiczny oraz wartość opałową paliw spalanych w rozpatrywanych źródłach, przyjęto ujednolicone wskaźniki jednostkowe objętości spalin (Vjsp): - 360 Nm 3 /GJ dla węgla kamiennego, - 420 Nm 3 /GJ dla węgla brunatnego, biomasy, mułów węglowych, innych paliw stałych o wartości opałowej poniżej 16000 kj/kg; - 270 Nm 3 /GJ dla paliw ciekłych i gazowych spalanych w kotłach, - 850 Nm 3 /GJ dla gazu ziemnego spalanego w turbinach gazowych, - 443 Nm 3 /GJ dla gazu konwertorowego i wielkopiecowego. Dla jednostek wielopaliwowych należy zsumować objętości spalin dla poszczególnych paliw. 10

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy 4 Eksploatacja obiektów w trakcie obowiązywania PPK Obiekty spalania objęte PPK nie będą musiały spełniać w latach 2016-2020 standardów określonych w Dyrektywie 2010/75/UE (Załącznik V część I). Instalacje te będą musiały dotrzymać standardów emisji dwutlenku siarki (SO2), tlenków azotu (NOx) i pyłu określonych w pozwoleniu dla instalacji, które będą miały zastosowanie w dniu 31 grudnia 2015 r. w szczególności zgodnie z wymaganiami dyrektywy 2001/80/WE i 2008/1/WE. Dodatkowo, instalacje te będą musiały dotrzymać rocznych maksymalnych pułapów emisji (SO2, NOx, pył) określonych w PPK. Regulacje określające podstawy tworzenia PPK oraz warunki uczestnictwa w nim nie przewidują żadnych ograniczeń w stosunku do obiektów, którym przyznane zostały derogacje traktatowe. Dlatego też przyjęto stanowisko, zgodnie z którym korzystanie z imiennych derogacji wynikających z Traktatu Akcesyjnego 9 nie pozbawia możliwości uczestnictwa w PPK i to nawet wówczas gdy derogacje traktatowe dotyczą tlenków azotu. W takim przypadku - dla określenia standardu emisyjnego można kierować się regułą, iż korzystanie z derogacji traktatowych nie powinno pogarszać sytuacji prawnej, korzystającego z tej derogacji traktatowej w odniesieniu do możliwości skorzystania z instrumentów elastycznych przewidzianych w Dyrektywie 2010/75/UE. Podejście takie zastosować można praktycznie w odniesieniu do standardów emisji tlenków azotu. Zatem jeżeli dla danego w zakresie tlenków azotu obowiązują derogacje traktatowe w latach 2016-2017, to derogacje te będą mogły być utrzymane dla takiego uczestniczącego w PPK w zakresie obowiązującego standardu emisji w latach 2016-2017. W przypadku derogacji traktatowych w zakresie emisji SO2, jeżeli kończą się one w 2015 r., standard do wyliczenia pułapów jak i do eksploatacji emisji na lata 2016-2020 określa się bez uwzględnienia tych derogacji. Uczestnictwo w PPK nie wiąże się z koniecznością zaprzestania eksploatacji po 30 czerwca 2020 r., ani koniecznością ponownej rejestracji i spełniania standardów jak dla obiektów najnowszych z Załącznika V część II. 5 Bilansowanie emisji i sprawozdawczość w ramach PPK 5.1 Bilansowanie i kontrola pułapów emisyjnych Na podstawie art. 41 Dyrektywy 2010/75/UE przyjęte zostały odpowiednie przepisy wykonawcze tj. Decyzja 2012/115/UE odnośnie przejściowych planów krajowych, 9 Traktat Akcesyjny z 16 kwietnia 2003 r. (Dz. Urz. UE L 236 z 23.09.2003, str. 17). 11

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy w szczególności zasady określania pułapów emisji oraz związanego z nimi monitorowania i sprawozdawczości. Na podstawie analizy tych przepisów można założyć, iż z punktu widzenia wymagań Dyrektywy 2010/75/UE dopuszczalne powinno być bilansowanie emisji w ramach szerszej grupy podmiotów uczestniczących w PPK. Z uwagi na brak szczegółowych przepisów dotyczących bilansowania w Dyrektywie 2010/75/UE oraz Decyzji 2012/115/UE, podstawy, zasady i zakres bilansowania powinny zostać uregulowane w odpowiednich przepisach wewnętrznego prawa krajowego. W świetle tych przepisów: Dopuszczalnym powinno być wspólne rozliczanie z pułapów emisyjnych obiektów spalania wchodzących w skład: 1. tej samej instalacji IPPC, 2. tego samego zakładu/prowadzącego instalację, 3. prowadzących instalację wchodzących w skład tej samej grupy kapitałowej. Rozliczanie rocznych emisji danego zanieczyszczenia odbywać się powinno w sposób analogiczny do sposobu wyznaczania pułapów. Ładunki emisji obliczane będą na podstawie ilości spalonych paliw, ilości wyemitowanych spalin obliczonych przez zastosowanie tych samych współczynników co do obliczenia pułapów emisyjnych oraz przyjęciu uśrednionych rzeczywistych stężeń wylotowych. Przy czym stężenia rzeczywiste będą wyznaczane dla: instalacji posiadających monitoring ciągły emisji na podstawie uśrednionych na okres roku stężeń średnich miesięcznych, instalacji nieposiadających monitoringu ciągłego na podstawie pomiarów okresowych. W rozliczaniu emisji powinny być brane pod uwagę wszystkie paliwa podstawowe jakie spala obiekt w danym roku podlegającym rozliczeniu. Ilości spalanych paliw zostaną określone na podstawie raportów dotyczących emisji CO2 za dany rok sprawozdawczy. W rozliczaniu emisji nie będzie brane pod uwagę paliwo rozpałkowe. Pułap emisji i emisja rzeczywista wyznaczane są z dokładnością do 0,01 Mg. Weryfikacja emisji prowadzona będzie w każdym roku objętym PPK przez porównanie raportu emisji dla danego /obiektów spalania z pułapem emisji dla danego /obiektów (np. wchodzących w skład jednej instalacji lub szeregu instalacji w ramach grupy kapitałowej). Nie będzie możliwości bankingu (przenoszenia) ładunku emisji na następne lata rozliczeniowe ani możliwości jego wcześniejszego wykorzystania z następnych lat rozliczeniowych. 12

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy Za niewywiązanie się w danym roku rozliczeniowym z odpowiedniego pułapu emisji przewidziane będą sankcje karne lub administracyjne. 5.2 Zmiany w PPK Zaprzestanie eksploatacji objętego PPK lub wyłączenie takiego spod wymagań Dyrektywy 2010/75/UE nie oznacza możliwości zwiększenia całkowitych rocznych emisji z pozostałych obiektów objętych planem. W takim przypadku konieczna będzie aktualizacja listy obiektów uczestniczących w PPK i związana z tym korekta pułapów emisyjnych. W przypadku zaprzestania eksploatacji części spalania (kotła) w ramach danego spalania następować będzie korekta pułapu określonego dla tego spalania. Zgłoszenie spalania do derogacji PPK nie powinno pozbawiać możliwości skorzystania z derogacji uregulowanej w art. 33 bądź art. 35 Dyrektywy 2010/75/UE po spełnieniu ogólnych przesłanek zastosowania tych mechanizmów derogacyjnych. W takim przypadku obiekt spalania należy usunąć z PPK w momencie, kiedy operator powiadomi właściwy organ o decyzji wyboru odstępstwa uregulowanego w art. 33 bądź art. 35 Dyrektywy 2010/75/UE. Decyzja o skorzystaniu przez operatora z alternatywnych mechanizmów derogacyjnych w stosunku do PPK może być podjęta w okresie, kiedy PPK poddany będzie ocenie KE. Podczas obowiązywania PPK, obiekt spalania może zostać wyłączony z PPK w wyniku decyzji prowadzącego. Chęć wyjścia z PPK powinna być zgłoszona do Ministerstwa Środowiska do dnia 1 czerwca roku poprzedzającego rok, od początku którego dany obiekt nie zamierza uczestniczyć w PPK. Wyjście z PPK oznacza eksploatację zgodnie w wymaganiami Dyrektywy 2010/75/UE bez jakichkolwiek odstępstw. Obiekt taki będzie zobowiązany do spełnienia dopuszczalnych wielkości emisji z Załącznika V część 1 Dyrektywy 2010/75/UE. Obiekt, który został wyłączony z PPK na skutek decyzji prowadzącego obiekt lub z jakichkolwiek innych przyczyn nie może ponownie przystąpić do PPK. Dane dotyczące wysokości pułapów emisji, listy obiektów spalania uczestniczących w PPK oraz dane dotyczące prowadzących obiekty spalania będą podlegały corocznej aktualizacji. 13

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy Tak więc w stosunku do wszystkich obiektów spalania ujętych w PPK będą mogły zostać zastosowane ww. środki w celu zapewnienia by obiekty te przestrzegały najpóźniej od dnia 1 lipca 2020 r. dopuszczalnych wielkości emisji określonych w załączniku V do dyrektywy 2010/75/UE. Kontrola przestrzegania wymagań ochrony środowiska w tym warunków pozwoleń zintegrowanych powierzona jest w Polsce wyspecjalizowanym organom inspekcji ochrony środowiska. 7 Łączne pułapy emisji i sposoby osiągnięcia celów określonych w PPK Realizacja PPK doprowadzi do bardzo istotnej redukcji emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu dla grupy wszystkich obiektów uczestniczących. Realizacja bieżących celów PPK oraz celu głównego jakim jest dostosowanie obiektów do wymagań dyrektywy 2010/75/UE będzie kombinacją monitoringu kontrolnego i działań technicznych polegających na prowadzeniu modernizacji obiektów energetycznych. W zakresie działań technicznych dla osiągnięcia celów PPK przewiduje się: wykorzystanie pełnych możliwości technicznych istniejących instalacji odsiarczania spalin (wydłużenie czasu pracy obiektów energetycznych wyposażonych w instalacje odsiarczana spalin, pełne wykorzystanie skuteczności odsiarczania tych instalacji), budowę kolejnych instalacji odsiarczania: o w przypadku obiektów o mocy 50 < Ρ < 500 MW będzie stosowany węgiel o małej zawartości siarki (0,3-0,6%) lub zostaną wybudowane instalacje półsuchego lub mokrego odsiarczania spalin, zależnie od indywidualnych warunków, o w przypadku obiektów o mocy Ρ > 500 MW zostaną wybudowane instalacje mokrego odsiarczania spalin, poprawienie procesów spalania dla ograniczenia emisji tlenków azotu, modernizację instalacji odpylania spalin, budowę instalacji wtórnego odazotowania spalin SNCR i SCR, współspalanie biomasy w tradycyjnych kotłach na paliwa stałe węglowe, prowadzenie modernizacji istniejących kotłów, polegających na przystosowaniu palenisk do 100% spalania biomasy. W niektórych przypadkach zakładane jest wyłączenie spalania lub znaczne ograniczenie jego mocy (wyłączenie części kotłów) przed dniem 1 lipca 2020 r., dzieje się tak w przypadkach kiedy zakładane modernizacje dla danego nie pozwolą na dotrzymanie standardów emisyjnych wynikających z Dyrektywy 2010/75/UE w dniu 16

Rzeczpospolita Polska - Przejściowy Plan Krajowy 1 lipca 2020 dla konfiguracji technicznej przed dokonaniem wspomnianego wyłączenia. W tabeli nr 1 przedstawiono zestawienie pułapów dla wszystkich uczestników PPK na lata 2016-2020 (Tabela B.3 z Decyzji 2012/115/UE). Tabela 1. Łączne pułapy emisji [Mg] dla uczestników PPK soa 202 248,6 j 163 489,2 124 729,8 : 85 970,3 42 985,2 NOx Pył " i 10 ^993 5 956 1»Sit?! 8 Załączniki do PPK Załącznik 1 - Wykaz obiektów spalania ujętych w Przejściowym Planie Krajowym (dane podstawowe) Załącznik 2 - Wykaz obiektów spalania ujętych w Przejściowym Planie Krajowym (zużycie paliw 2001-2010, dane techniczne) Załącznik 3 - Pułapy emisji [Mg] na 2016 r. dla obiektów spalania ujętych w Przejściowym Planie Krajowym Załącznik 4 - Pułapy emisji [Mg] na 2019 r. dla obiektów spalania ujętych w Przejściowym Planie Krajowym Załącznik 5 - Efekty ekologiczne zastosowania PPK Załącznik 6 - Odstępstwo dla SW-SOLAR Czarna Woda Sp. z o.o. Załącznik?- Pułapy emisji [Mg] na lata 2016, 2017, 2018, 2019 i 2020 dla poszczególnych obiektów objętych PPK 9 Słowniczek pojęć używanych w dokumencie emitor - rozumie się przez to strukturę zawierającą jeden lub więcej przewodów służących do odprowadzania gazów odlotowych do powietrza, która może obejmować różne rodzaje konstrukcji, w tym: rury, kolumny, kraty konstrukcyjne, kratownice lub inne konstrukcje zawierające kilka przewodów kominowych SCR - metoda katalityczna odazotowania spalin (z ang. Selective Catalytic Reduction) SNCR - metoda niekatalityczna odazotowania spalin (z ang. Selective Non-Catalytic Reduction) 17

Załącznik nr 1 Do Przejściowego Planu Krajowego Wykaz obiektów spalania ujętych w Przejściowym Planie Krajowym (dane podstawowe)

A В C D E F G H Numer Nazwa Potożenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie 1 Enea Wytwarzanie S.A. (Kozienice) (Bloki nr 1/2,3,4,5,6,7,8) 2 Enea Wytwarzanie S.A. (Kozienice) (Bloki nr 9,10) Świerże Górne, 26-900 Kozienice Świerże Górne, 26-900 Kozienice Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy uruchomienie 1972 uruchomienie 1978 Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty r. (MW) (średnia dla lat przejściowym 2001-2010) planem krajowym 4115,2 nie NOx 2697,4 nie NOx 3 Elektrociepłownia Białystok (K6, K7) 4 Elektrociepłownia Białystok (K5, K8) ul. Gen. Władysława Andersa 3,15-124 Białystok ul. Gen. Władysława andersa 3,15-124 Białystok 20.07.1970 297,8 nie 20.07.1971 272,1 nie 5 Elektrownia "Rybnik" S.A. (KI) 44-207 Rybnik, Podmiejska 24.09.1966 589 nie 6 Elektrownia "Rybnik" S.A. (K5, K6, K8) 44-207 Rybnik, Podmiejska 01.10.1973 1767 nie 2

A В C D E F G H Numer Nazwa Potożenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 7 Elektrownia "Rybnik" S.A. (K2, K3, K4, K7) po raz pierwszy listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (średnia dla lat 2001-2010) 44-207 Rybnik, Podmiejska 24.10.1967 2356 nie Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty przejściowym planem krajowym 8 TAU RON Wytwarzanie S.A - oddział Elektrociepłownia Katowice w Katowicach (KI) 9 Tauron Ciepło SA Zakład Wytwarzania Tychy (Kl, K5) 10 Tauron Ciepło S.A. Zakład Wytwarzania Nowa (KP-1,2,3,4,5) 40-301 Katowice, Siemianowicka 60 ul. Przemysłowa 47, 43-100 Tychy 41-308 Dąbrowa Górnicza, al. J. Piłsudskiego 92 23.06.1997 378 nie 1975 283 nie 1987 1170 nie 11 Tauron Ciepło S.A. Zakład Wytwarzania Nowa (K6) 41-308 Dąbrowa Górnicza, al. J. Piłsudskiego 92 1987 438 nie 3

A В C D E F G H Numer Nazwa Potożenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie 12 PGNiG TERMIKA SA EC Siekierki (Kl, K2, КЗ, К4) 13 PGNiG TERMIKA SA EC Siekierki (K5, K6, К7, KIO, Kil, К14, К15, К16) 14 PGNiG TERMIKA SA EC Żerań (K4, K5, KfB*l/2) 15 PGNiG TERMIKA SA EC Żerań (KfB*l/2, KfA, K9, KIO, Kil, K12) 16 Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A. (1K1,1K2,2K, 3K,KW-l,KW-2) ul. Augustówka 30, 02-981 Warszawa ul. Augustówka 30, 02-981 Warszawa ul. Modlińska 15, 03-216 Warszawa ul. Modlińska 15, 03-216 Warszawa ul. Gdyńska 54,61-016 Poznań Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (irednla dla lat 2001-2010) 1962 724 nie 1970 2056 nie 1956 700 nie 1970 1334 nie 28.10.1971 87,5 1 198,7 nie NOx Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty przejściowym planem krajowym 4

A В C D E F G H Numer Nazwa Potożenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie 17 Elektrociepłownia Zakłady Azotowe "Puławy" S.A. (KI, K2, K3, K4, K5) 24-110 Puławy al. Tysiąclecia Państwa Polskiego 13 Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (średnia dla lat 2001-2010) Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty 1963 850 nie S02 przejściowym planem krajowym 18 Elektrociepłownia Elbląg (K5, K6, K7) 19 Dalkia Łódź SA Elektrociepłownia EC-3 (KI, K2, K3, K6, K9) 20 Dalkia Łódź SA Elektrociepłownia EC-3 (K4, K7, K8) 82-300 Elblag, ul. Elektryczna 20a 91-342 Łódź, ul. Pojezierska 70 91-342 Łódź, ul. Pojezierska 70 16.07.1975 372 nie 31.12.1968 761,0 nie NOx 31.12.1972 411,0 <1500 5

A В C D E F G H Numer Nazwa Położenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania 0 co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie 21 Dalkia Łódź SA Elektrociepłownia EC-4 (K2, K3, K4, K5, K6) 90-975 Łódź, ul. J. Andrzejewskiej 5 w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, {średnia dla lat 2001-2010) 31.12.1977 852,0 nie Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty przejściowym planem krajowym 22 Dalkia Łódź SA Elektrociepłownia EC-4 (K7) 90-975 Łódź, ul. J. Andrzejewskiej 6 25.11.1983 339,0 nie 23 Elektrociepłownia Czechnica (Kl, K3) 24 Elektrociepłownia Czechnica (K2, K4) 25 Elektrociepłownia Wrocław (Kl, KW-3) 55-011 Siechnice, ul. Fabryczna 22 55-011 Siechnice, ul. Fabryczna 23 50-220 Wrocław, ul. Łowiecka 24 1954 226 nie 1954 201,1 nie 1970 352,1 nie 6

A В C D E F G H Numer Nazwa Położenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie 26 Elektrociepłownia Wrocław (KW-2, K2, K3, KW- 5) 27 PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów (Kl, K2, K3, K4, K5, K6) 28 PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów (K7, K8, K9, KIO, Kil, K12) 50-220 Wrocław, ul. Łowiecka 24 97-406 Bełchatów 5 ul. Energetyczna 7 97-407 Bełchatów 5 ul. Energetyczna 7 w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (średnia dla lat 2001-2010) 1978 957,5 nie Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty 18.10.1975 5946 nie pył 18.10.1975 5946 nie pył przejściowym planem krajowym 7

A В C D E F G H Numer Nazwa Położenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie 29 PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Elektrownia Opole (Kl, K2, КЗ, K4) 30 PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Elektrownia Turów (KI, K2, K3, K4, K5, K6) 31 PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Zespół Elektrowni Dolna Odra - Elektrownia Dolna Odra (Kl, K2) Oata złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (średnia dla lat 2001-2010) Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty przejściowym planem krajowym 46-021 Brzezie k. Opola 22.09.1980 3808 nie NOx, pył 59-916 Bogatynia, ul. Energetyczna 1 74-105 Nowe Czarnowo 76 k. Gryfina 21.08.1959-189 3594 nie NOx 17.11.1971 1126,2 nie 8

A В C D E F G H Numer Nazwa Potożenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło 32 PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Zespół Elektrowni Dolna Odra - Elektrownia Dolna Odra (K5, K6, K7, K8) 33 PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Zespół Elektrowni Dolna Odra - Elektrownia Pomorzany (Benson A, Benson B, KWI, KW2) 74-105 Nowe Czarnowo 76 k. Gryfina 70-010 Szczecin, ul. Szczawiowa 25/26 uruchomienia tego po raz pierwszy między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r, (całkowite zwiększenie w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (średnia dla lat 2001-2010) Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt 28.03.1974 2252,4 nie NOx 22.08.1960 451,5 nie spalania NIE jest objęty przejściowym planem krajowym 9

A В C D E F G H Numer Nazwa Położenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie 34 PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Zespół Elektrociepłowni Bydgoszcz - Elektrociepłownia Bydgoszcz II Kl, K2, КЗ, K4 35 Elektrownia Skawina S.A. (K3, K4) 85-950 Bydgoszcz, ul. ul. Energetyczna 1 32-050 Skawina, ul. Piłsudskiego 10 Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (średnia dla lat 2001-2010) 8.02.1975 746 nie 10.07.1969 358 nie Zanieczyszczenia (S02, N0x, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty przejściowym planem krajowym 36 Elektrownia Skawina S.A. (K5, K6, K8, K9, KIO, Kil) 37 Soda Polska Ciech S.A. (K1,K2,K3,K4) 32-050 Skawina, ul. Piłsudskiego 10 ul. Fabryczna 4, 88-101 Inowrocław 10.07.1969 1193 nie 1991 355,6 nie 10

A В C D E F G H Numer Nazwa Potożenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie 38 Soda Polska Clech S.A (К1,К2,КЗ) 39 Soda Polska Clech S.A. (K4, K5) ul. Przemysłowa 30, 88-160 Janikowo ul. Przemysłowa 30, 88-160 Janikowo Data ztożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania 1986 o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (średnia dla lat 2001-2010) 180 nie 1986 194 nie Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty przejściowym planem krajowym " 40 ENERGA Elektrownie Ostrołęka SA - Elektrownia Ostrołęka B (Kl, K2, КЗ) 41 ЕС Anwil S.A. (Kl, К2, КЗ) 07-401 Ostrołęka ul. Elektryczna 5 Toruńska 222, 87-805 Włocławek 07.07.1967 1668 nie NOx 1996 580,00 nie 42 Toruńska Energetyka Cergia SA-ECl (Kl, K2) 43 Elektrociepłownia "Będzin"S.A. - (K5, К6, К7) Ceramiczna 6, 87-100 Toruń Małobądzka 141, 42-530 Będzin 1991 334,00 nie przed 1992 340,00 nie 11

A В C D E F G H Numer Nazwa Położenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla Data wydania pierwszego pozwolenia dla o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla 44 Elektrociepłownia "KRAKÓW" S.A. - (Kl, K2) Ciepłownicza 1, 31-587 Kraków spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy spalania spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (średnia dla lat 2001-2010) 1976 666,00 nie Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty przejściowym planem krajowym 45 Elektrociepłownia "KRAKÓW" S.A. - (КЗ, K4) Ciepłownicza 1, 31-587 Kraków 1976 666,00 nie 46 Elektrociepłownia Gdańska - (Kl, K5) Wiślna 6, 80-555 Gdańsk 1966 234,00 nie 47 Elektrociepłownia Gdańska - (K4, K6) 48 Elektrociepłownia Gdańska-(K7, K9, KIO) Wiślna 6, 80-555 Gdańsk - 1966-261,00 502 - Wiślna 6, 80-555 Gdańsk 1973 540,00 nie 49 Elektrociepłownia Gdynia - (K5, K6, K7) Pucka 118, 81-036 Gdynia 1971 520,20 nie 12

A В C D E F G H Numer Nazwa Położenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie 50 Elana Energetyka Sp. z o.o. EC1 - (KI, K2, K3, K4, K5, K6) Marii Skłodowskiej-Curie 73, 87-100 Toruń Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (średnia dla lat 2001-2010) 1974 184,40 nie Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty przejściowym planem krajowym 51 Ciepłownia FENICE w Kluczach - (K6, K7) 52 Ciepłownia FENICE w Tychach-(Kl, K2, КЗ, K4) 53 Ciepłownia FENICE w Rzeszowie - (K2, КЗ, K4) 54 Ciepłownia FENICE w Rzeszowie-(K5, Кб) 55 Ciepłownia FIBRIS S.A. w Przemyślu (КЗ, K2) Osada 4A, 32-310 Klucze 1983 64,00 nie Nox Turyńska 100, 43-100 Tychy 1972 168,89 nie 35-078 RZESZÓW, HETMAŃSKA 120 35-078 RZESZÓW, HETMAŃSKA 120 Ofiar Katynia 17, 37-700 Przemyśl 1956 94,80 nie S02, NOx 1973 107,80 nie pył 1974 67,73 nie 56 Fortum Częstochowa - (KI, K2, K3, K4, K5) Rejtana 37/39, 42-200 Częstochowa 1981 207,00 nie 13

A В C D E F G H Numer Nazwa Położenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie w MW); 57 IP Kwidzyn-(KWI, KW2, KW3, KW4, KK) Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (średnia dla lat 2001-2010) Lotnicza 1, 82-500 Kwidzyn 1992 539,35 nie Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty przejściowym planem krajowym 58 KZPP"Koniecpol"S. A-EC - (KI, K2, K3) Kolejowa 3, 42-230 Koniecpol 1998 98,21 nie 59 Elektrociepłownia PCC Rokita SA (KI, K2, K8) Sienkiewicza 4, 56-120 Brzeg Dolny 1995 193,95 nie 60 PEC Gliwice Sp. z О.О., Ciepłownia Gliwice - (Kl, K2, K3) 61 Ciepłownia nr3 PEC Tarnobrzeg - (KI, K2, K3) 62 SFW Energia Sp. z o.o. ZC Gliwice - K2, K3, K4 Królewskiej Tamy 135, 44-100 Gliwice 1993 293,70 nie Tarnobrzeg, ul. Borów BN 1978 51,00 nie Św. Urbana 17 44-100 Gliwice 1986 86,10 nie 14

A В C D E F G H Numer Nazwa Położenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie w MW); 63 SW-SOLAR Czarna Woda Sp. z o.o. - (K2, K3) Mickiewicza 10, 83-262 Czarna Woda Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (średnia dla lat 2001-2010) 1999 68,94 nie Zanieczyszczenia (S02, N0x, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty przejściowym planem krajowym 64 SW-SOLAR Czarna Woda Sp. z o.o. -EC Czarnków - (Kl, K2, КЗ) 65 ZAK S.A. - Elektrociepłownia - (K4, К5, К6) 66 ZAK S.A. - Elektrociepłownia - (К7, К8, К9) 67 Z.Ch."POLICE"SA ЕС 2 -(Kl, К2) Przemysłowa 2, 64-700 Czarnków Mostowa 30A, 47-220 Kędzierzyn-Koźle Mostowa 30A, 47-220 Kędzierzyn-Koźle 1993 90,08 nie 1976 237,00 nie 1976 237,00 nie Kuźnicka 1, 72-010 Police 1990 360,00 nie 68 РАК - Elektrownia Pątnów (Kl, К2, КЗ, К4, К5, К6) Kazimierska 45, 62-510 Pątnów 1987 3 624,00 nie 15

A В C D E F G H Numer Nazwa Potożenie (adres) LUB Jakiekolwiek zwiększenie 69 ZE PAK SA- Elektrownia Konin - (K85, K86, Kill, K112) 70 ZE PAK SA - Elektrownia Adamów - (KI, K2, КЗ, K4, K5) Przemysłowa 156. 52-510 Konin Przemysłowa 1, 62-700 Turek Data złożenia wniosku o pierwsze pozwolenie dla spalania wraz z datą uruchomienia tego po raz pierwszy Data wydania pierwszego pozwolenia dla spalania o co najmniej 50 MW całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie dla spalania, które nastąpiło między dniem 27 listopada 2002 r. a dniem 31 grudnia 2010 r. (całkowite zwiększenie w MW); Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie na dzień 31 grudnia 2010 r. (MW) Roczny czas funkcjonowani a w godzinach każdego energetyczneg o spalania, (średnia dla lat 2001-2010) 1983 686,00 nie 1991 1 750,00 nie Zanieczyszczenia (S02, NOx, pył),dla których dany obiekt spalania NIE jest objęty przejściowym planem krajowym 71 Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Przemyślu Spółka z o.o. Ciepłownia Zasanie - (K2/1, K2/2, K3, K4) Emilii Plater 8, 37-700 Przemyśl 21.05.1990, 30.12.1995 70,69 nie 72 Elektrociepłownia Spółki Energomedia Sp. z o.o. (KI, K2, K3) ul. Fabryczna 22, 32-540 Trzebinia 04.01.1988 119,1 nie 16