Dostosowanie źródeł ciepła do wymagań dyrektyw UE: w sprawie emisji przemysłowych IED i emisji ze średnich instalacji spalania MCP

Dostosowanie źródeł ciepła do wymagań dyrektyw UE: w sprawie emisji przemysłowych IED i emisji ze średnich instalacji spalania MCP Wojciech Orzeszek XVII Konferencja Ekonomiczno-Techniczna Przedsiębiorstw Ciepłowniczych i Elektrociepłowni Czarna k/ustrzyk Dolnych, 26 28 sierpnia 2014 r. 1

Polskie przepisy określające wymagania emisyjne dla obiektów energetycznego spalania paliw OBOWIĄZUJĄCE: Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. prawo ochrony środowiska, Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 22 kwietnia 2011 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji (transponuje tzw. Dyrektywę LCP (Large Combustion Plants) w sprawie niektórych zanieczyszczeń z dużych źródeł spalania (Dyrektywa 2001/80/UE z 2001 r.), Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 4 listopada 2008 r. w sprawie wymagań w zakresie prowadzenia pomiarów wielkości emisji oraz pomiarów ilości pobieranej wody PRZYGOTOWYWANE, które transponują dyrektywę 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (tzw. dyrektywę IED): ustawa o zmianie ustawy - Prawo ochrony środowiska oraz niektórych innych ustaw (21 sierpnia 2014 roku została ogłoszona w Dzienniku Ustaw pod poz. 1101 ustawa z dnia 11 lipca 2014 r. Ustawa wchodzi w życie po upływie 14 dni od jej ogłoszenia, a więc 5 września 2014 roku) Projekt rozporządzenia Ministra Środowiska w sprawie standardów emisyjnych dla niektórych rodzajów instalacji, źródeł spalania paliw oraz urządzeń spalania lub współspalania odpadów Projekt rozporządzenia Ministra Środowiska w sprawie wymagań w zakresie prowadzenia pomiarów wielkości emisji oraz pomiarów ilości pobieranej wody, Projekt Uchwały Rady Ministrów oraz projekt rozporządzenia Ministra Środowiska i Ministra Gospodarki w sprawie Przejściowego Planu Krajowego (projekty jeszcze nie opublikowane) 2

Projekty nowych uregulowań UE określających wymagania emisyjne dla obiektów energetycznego spalania paliw opublikowane w 2013 r. Draft 1 przeglądu BREFu dla dużych źródeł spalania paliw zawiera tzw. konkluzje BAT dla dużych źródeł spalania, opublikowany w czerwcu 2013 r. i dotyczy obiektów o mocy cieplnej w paliwie 50 MWt i większych objętych dyrektywą 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych Projekt dyrektywy w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania (COM 2013/919 final), 2013/0442 (COD) (tzw. Dyrektywa MCP Medium Combustion Plants), opublikowany 18 grudnia 2013 r. i dotyczy obiektów o mocy cieplnej w paliwie 1-50 MWt. 3

Pakiet nowych regulacji dotyczących ochrony powietrza opublikowany 18 grudnia 2013 r. i przekazany przez Komisję Europejską do Parlamentu UE 1. Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów, Program Czyste powietrze dla Europy, COM(2013) 918 final, 2. Wniosek nt. DECYZJA RADY w sprawie przyjęcia zmiany Protokołu z 1999 r. do Konwencji z 1979 r. w sprawie transgranicznego zanieczyszczania powietrza na dalekie odległości w zakresie przeciwdziałania zakwaszeniu, eutrofizacji i powstawaniu ozonu w warstwie przyziemnej COM(2013) 917 final, 2013/0448 (NLE) (zmiana tzw. Protokołu z Goeteborga) 3. Wniosek nt. DYREKTYWY PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY w sprawie redukcji krajowych emisji niektórych rodzajów zanieczyszczenia atmosferycznego oraz zmiany dyrektywy 2003/35/WE (zmiana tzw. dyrektywy NEC: National Emission Ceilings) 4. Wniosek nt. DYREKTYWY PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania (COM 2013/919 final), 2013/0442 (COD) (tzw. Dyrektywa MCP Medium Combustion Plants) 4

Projekt dyrektywy w sprawie redukcji krajowych emisji niektórych rodzajów zanieczyszczenia atmosferycznego oraz zmiany dyrektywy 2003/35/WE (tzw. zmiana dyrektywy NEC: National Emission Ceilings) - wyjątki Wybrane krajowe zobowiązania do redukcji emisji dwutlenku siarki (SO2), tlenków azotu (NOx) i drobnych cząstek stałych (PM2,5): Redukcja SO 2 w porównaniu do 2005 r. Redukcja NOx w porównaniu do 2005 r. Redukcja pyłu PM 2,5 w porównaniu do 2005 r. Kraj Każdy rok od 2020 do 2029 Każdy rok od 2030 Każdy rok od 2020 do 2029 Każdy rok od 2030 Każdy rok od 2020 do 2029 Każdy rok od 2030 Polska 59% 78% 30% 55% 16% 40% EU 28 59% 81% 42% 69% 22% 51% Projekt dyrektywy określa także krajowe pułapy niemetanowych lotnych związków organicznych NMLZO, amoniaku NH3, oraz metanu CH4, Dla realizacji ww. celów projekt dyrektywy wymaga sporządzania przez Państwa Członkowskie krajowego programu kontroli zanieczyszczenia powietrza, który powinien być następnie aktualizowany co dwa lata 5

Projekt dyrektywy MCP w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania Zaawansowanie prac nad projektem dyrektywy MCP: Projekt dyrektywy został opublikowany 18 grudnia 2013 r. i przekazany przez Komisję Europejską do Parlamentu, Można szacować, że dyrektywa zostanie przyjęta w 2015 lub w 2016 r. Zakres : Projekt dyrektywy ma zastosowanie do obiektów energetycznego spalania, których nominalna moc cieplna jest równa lub większa niż 1 MWt i mniejsza niż 50 MWt niezależnie od rodzaju wykorzystywanego paliwa, Nie ma zastosowania m.in. do: - obiektów energetycznego spalania, które są objęte rozdziałem III lub IV dyrektywy 2010/75/UE (czyli dużych obiektów spalania o mocy 50 MWt i większych oraz spalających lub współspalających odpady); 6

Projekt dyrektywy MCP - Podstawowe wymagania dla źródeł istniejących obiekty istniejące > 5 50 MWt od 1 stycznia 2025 r., obiekty istniejące 1 5 MWt od 1 stycznia 2030 r., Nie dotyczy obiektów pracujących do 500 godzin/rok. Wtedy standard emisyjny pyłu wynosi 200 mg/nm 3. 7

Projekt dyrektywy MCP - Porównanie wymagań dla źródeł istniejących z polskimi przepisami Substancja Biomasa Inne paliwa stałe Paliwa płynne inne niż olej ciężki Olej ciężki Gaz ziemny Paliwa gazowe inne niż gaz ziemny Projekt dyrektywy MCP źródła istniejące SO 2 200 400 170 350-35 NOx 650 650 200 650 200 250 Pył 30 (45 dla mocy 5 MWt) 30 30 30 - - Rozporządzenie w sprawie standardów emisyjnych z instalacji źródła istniejące SO 2 800 1500 (1300) 1700 (850) 1700 (850) 35 600-800 NOx 400 400 450 (400) 450 (400) 300 (150) 300 (150) Pył 100 (200 dla mocy 5 MWt) 100 (200 dla mocy 5 MWt) 50 50 5 5-50 Konieczność ograniczenia spalanych rodzajów biomasy do niskosiarkowej Konieczność odsiarczania spalin przy spalaniu węgla kamiennego Zastosowanie elektrofiltrów lub filtrów tkaninowych + ewentualnie mokrych płuczek jako drugiego stopnia odpylania, Spalanie oleju lekkiego o zawartości siarki < 0,1 % i palniki niskoemisyjne w kotłach olejowych 8

Projekt dyrektywy MCP - Porównanie wymagań dla źródeł nowych z polskimi przepisami Substancja Biomasa Inne paliwa stałe Paliwa płynne inne niż olej ciężki Olej ciężki Projekt dyrektywy MCP źródła nowe Gaz ziemny Paliwa gazowe inne niż gaz ziemny SO 2 200 400 170 350-35 NO X 300 300 200 300 100 200 Pył 20 (25 dla mocy 5 MWt) 20 20 20 - - Rozporządzenie w sprawie standardów emisyjnych z instalacji źródła nowe SO 2 400 1300 (1500) 850 850 35 200-600 NOx 400 400 400 400 150 200 Pył 100 100 100 100 5 5-30 Obiekty nowe 1 rok od transpozycji dyrektywy (czyli 2,5 roku od jej wejścia w życie co oznacza ok. 2018/2019 rok); Nie dotyczy obiektów pracujących do 500 godzin/rok. Wtedy standard emisyjny pyłu wynosi 100mg/Nm 3. Konieczność ograniczenia spalanych rodzajów biomasy do niskosiarkowej Konieczność odsiarczania spalin przy spalaniu węgla Konieczność odazotowania spalin metodami pierwotnymi lub SNCR Zastosowanie elektrofiltrów lub filtrów tkaninowych + ewentualnie mokrych płuczek jako drugiego stopnia odpylania, Spalanie oleju lekkiego o zawartości siarki < 0,1 % i palniki niskoemisyjne w kotłach olejowych 9

Projekt dyrektywy MCP - Wartości odniesienia dla ustalenia emisji dopuszczalnych w obszarach o niedotrzymanych normach jakości powietrza Substancja Nominalna moc cieplna w paliwie (MWt) Biomasa Inne stałe paliwa Paliwa płynne Gaz ziemny Paliwa gazowe inne niż gaz ziemny NOx Pył 1-5 200 100 120 70 120 > 5-50 145 100 120 70 120 1-5 10 10 10 - - > 5-50 5 5 5 - - Wartości odniesienia są ostrzejsze niż standardy emisyjne IED - na poziomie wymagań projektu konkluzji BAT dla źródeł nowych o mocy > 300 MWt Mają obowiązywać w strefach, które nie zachowują zgodności z unijnymi normami jakości powietrza, chyba że Komisja otrzyma dowody, że: zastosowanie takich dopuszczalnych wielkości emisji pociągałby za sobą nieproporcjonalnie wysokie koszty oraz, że do planów ochrony jakości powietrza wymaganych na mocy art. 23 dyrektywy 2008/50/WE włączono inne środki zapewniające zgodność z normami jakości powietrza. 10

Projekt dyrektywy MCP - Strefy o niedotrzymanych normach jakości powietrza gdzie istnieje ryzyko stosowania wartości odniesienia dla ustalenia emisji dopuszczalnych zamiast standardów emisji dyrektywy MCP (wg danych GIOŚ pomiary z 2012 r.) Pył PM-10 NO2, Ozon (jego prekursorem są tlenki azotu) 11

Dyrektywa w sprawie emisji przemysłowych 2010/75/UE (tzw. dyrektywa IED: Industrial Emision Directive) Dyrektywa IED została wprowadzona w 2010 r. zastępując w jednym dokumencie 6 zakresów normowania działalności przemysłowej: 1. tzw. dyrektywę IPPC (Integrated Polution, Prevention & Control) w sprawie zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli pierwotnie wydaną jako dyrektywa 1996/61 w 1996 r. (Dyrektywa 2008/1/UE z 2008 r.), 2. dyrektywę w sprawie spalania odpadów (Dyrektywa 2000/76/UE z 2000 r.), 3. tzw. Dyrektywę LCP (Large Combustion Plants) w sprawie niektórych zanieczyszczeń z dużych źródeł spalania (Dyrektywa 2001/80/UE z 2001 r.), 4. tzw. dyrektywę VOC (lotne substancje organiczne Dyrektywa 1999/13/UE) 5. trzy dyrektywy dotyczące dwutlenku tytanu (78/176/EWG, 82/883/EWG i 92/112/EWG), 6. rozporządzenie Nr 166/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r. w sprawie ustanowienia Europejskiego Rejestru Uwalniania i Transferu Zanieczyszczeń. 12

Schemat działania dyrektywy IPPC, a obecnie IED Dyrektywa IED, która zastępuje dyrektywę IPPC Jedna dyrektywa na terenie całej Wspólnoty Europejskiej Zastosowanie najlepszych dostępnych technik BAT jest opisane w dokumentach referencyjnych (BREF-ach) 35 BREF-ów dla różnych rodzajów działalności przemysłowej Pozwolenia zintegrowane wydawane z uwzględnieniem spełnienia najlepszej dostępnej techniki BAT i standardów emisyjnych 50 000 instalacji w UE w tym 3453 na terenie Polski, w tym 317 instalacji spalania paliw na terenie Polski Te 317 instalacji odpowiada 317 wydanym pozwoleniom zintegrowanym wg stanu w maju 2013, Instalacją jest cała elektrownia, elektrociepłownia lub ciepłownia 13

BREF dla Dużych Źródeł Spalania tzw. BREF-LCP Reference Dokument BREF dla dużych źródeł spalania został przyjęty w 2006 r. przez Komisję Europejską, Obecnie trwają prace nad Przeglądem BREF-u dla Dużych Źródeł Spalania, które mogą zakończyć się w drugiej połowie 2015 r. W ramach przeglądu BREF-LCP zostaną określone konkluzje BAT dla Dużych Źródeł Spalania, które trzeba będzie uwzględnić przy wydawaniu pozwoleń zintegrowanych, W czerwcu 2013 r. opublikowano Draft 1 Przeglądu BREFu LCP, do którego zgłaszano uwagi w terminie do 30.09.2013. 14

Duże Źródła Spalania (> 50 MWt) w Dyrektywie IED: Dwa aspekty jednej regulacji IED Rozdział II IED Rozdział III Rozdział II IED: Podejście Najlepszych Dostępnych Technik (Best Available Techniques; BAT) i poziomów emisji powiązanych z najlepszymi dostępnymi technikami w ramach Konkluzji BAT (BAT- Associated Emission Levels; BAT AELs), Rozdział III IED: Standardy Emisji (Emission limit values, ELVs) i uregulowania dla Dużych Źródeł Spalania (stosowane dla istniejących instalacji od 2016 r., dla nowych instalacji już) 15

Dyrektywa IED wymaga aby w ramach BREF-ów zostały opracowane tzw. konkluzje BAT, które określą wymagania związane z najlepszymi dostępnymi technikami BAT na terenie całej Wspólnoty Europejskiej i nie ma potrzeby oddzielnego transponowania ich do prawa krajowego; Instalacje (w tym duże źródła spalania) zasadniczo powinny być doprowadzone do zgodności z konkluzjami BAT w terminie 4 lat od publikacji decyzji w sprawie konkluzji BAT, Po przeglądach odpowiednich BREF-ów Komisja Europejska przyjęła 5 konkluzji BAT dla przemysłu cementowego, szklarskiego, garbarni, produkcji żelaza i stali oraz związków chloro-alkalicznych. Przykład: Konkluzje BAT (BAT conclusions) Termin dostosowania do ww. decyzji w sprawie konkluzji BAT w zakresie produkcji cementu wapna i tlenku magnezu z 26 marca 2013 r. to 26 marca 2017!!! 16

Konkluzje BAT dla dużych źródeł spalania, zakres działalności Konkluzje BAT dla dużych źródeł spalania dotyczą przedstawionych poniżej działalności wyszczególnionych w Załączniku I do Dyrektywy 2010/75/EU: 1.1: Spalanie paliw w instalacjach o całkowitej mocy dostarczanej w paliwie wynoszącej 50 MW lub więcej, w urządzeniach składających się jednostek o mocy 15 MWt lub większej. 1.4: Zgazowanie węgla lub innych paliw w instalacjach o całkowitej mocy dostarczanej w paliwie wynoszącej 20 MWt lub więcej, tylko wtedy, gdy ta działalność jest bezpośrednio związana z procesem spalania. 5.2: Unieszkodliwianie lub odzyskiwanie odpadów w spalarni odpadów - tylko wtedy, gdy ma to miejsce w instalacjach spalania o całkowitej mocy dostarczanej w paliwie wynoszącej 50 MWt lub więcej. 17

Konkluzje BAT, rodzaje źródeł spalania W kolejnych podrozdziałach rozdziału 10 przeglądu BREFu konkluzje BAT dla LCP określają zalecenia i wymogi dla: spalania paliw stałych: węgiel kamienny i brunatny, spalania paliw stałych: stała biomasa i torf, spalania paliw płynnych: kotły olejowe opalane mazutem i kotły olejowe opalane olejem lekkim, spalania paliw płynnych: turbiny gazowe opalane olejem lekkim, spalania paliw gazowych: gaz ziemny, spalanie paliw gazowych: gazy procesowe w hutnictwie żelaza i stali, spalania paliw gazowych na platformach morskich, spalania wielopaliwowe, współspalania odpadów, gazyfikacji i instalacji IGCC. 18

Konkluzje BAT, wymagane średnioroczne stężenia zanieczyszczeń w ściekach ze źródeł spalania wyposażonych w mokre instalacje oczyszczania spalin Parametr Jednostka Poziomy emisji związane z najlepszymi dostępnymi technikami BAT AELs, Częstotliwość pomiarów Średnia z próbek w ciągu roku Chlorki jako Cl 1 500-1000 Siarczany jako SO 1 4 mg/l 300-1500 2 Azot ogólny N 1-50 Pomiary okresowe raz na miesiąc 1 BAT AELs nie są mają zastosowania przy używaniu zasolonej wody np. wody morskiej dla instalacji mokrego odsiarczania spalin 2 Niższa granica zakresu osiągana w przypadku mieszania ścieków z mokrego oczyszczania spalin z innymi ściekami przed wprowadzeniem do odbiornika Głównie problem chlorków, siarczanów i azotu w ściekach. Brak komercyjnie pewnych technik usuwania tych zanieczyszczeń. O ile wymagania nie będą złagodzone prawdopodobnie trzeba będzie odparować ścieki z mokrych instalacji odsiarczania spalin 19

Konkluzje BAT, wymagania poziomów emisji SOx, NOx i pyłu dla źródeł istniejących opalanych węglem kamiennym i brunatnym Moc w paliwie [MWt] IED - 2016r. - węgiel kamienny i brunatny, mg/nm3 Konkluzje BAT (BAT AELs) - wartości średnioroczne, mg/nm3 SO 2 NOx pył SOx (SO 2 + SO 3 ) NOx pył 50 100 400 300 30 150-400 100-270 2-20 100 300 250 200 25 80-200 100-180 2-20 >300 200 200 20 10-130 20-180 (fluidalne) 65-180 pyłowe 50-180 (fluidalne i w. brunatny) 1-15 1-10 (>1000 MWt) Konkluzje BAT nie wprowadzają łagodniejszych wartości dla obiektów pracujących szczytowo (< 1500 h/rok), dla których dyrektywa IED określa standard SO 2 800/mg/Nm 3 i 450 mgnox/nm 3 możliwe do osiągnięcia dla tego typu źródeł bez wtórnych metod oczyszczania spalin. 20

Konkluzje BAT, wymagania poziomów emisji dla źródeł istniejących i nowych w zakresie CO i NH 3 opalanych węglem kamiennym i brunatnym Nominalna moc cieplna instalacji spalania (MWth) BAT-AEL dla CO (średnia roczna - mg/nm 3 ) BAT-AEL dla NH 3 (średnia roczna - mg/nm 3 ) Częstotliwość monitorowania <100 10 100 < 5 100-300 10 100 < 5 > 300 FBC (w. kamienny i brunatny) i PC dla węgla brunatnego 12 80 <1 3.5 Ciągły pomiar > 300 PC w. kamienny 1 55 <1 3.5 Problemy z jednoczesnym dotrzymaniem CO i NO x, szczególnie w jednostkach bez instalacji SCR (lub SNCR dla mniejszych obiektów) Ciągły pomiar emisji (SO2, NOx, pył, CO, NH3) także dla obiektów 50-100 MWt 21

Konkluzje BAT, wymagania dotyczące poziomów emisji dla źródeł istniejących i nowych N 2 O BAT AELs dla N 2 O ze spalania z węgla kamiennego i brunatnego w kotłach fluidalnych Instalacja spalania Substancja zanieczyszczająca BAT-AEL (średnia z próbek uzyskanych w ciągu roku - mg/nm 3 ) Częstotliwość monitorowania CFBC N 2 O 20 150 dwa razy/rok Problem może być istotny przy zmianach obciążenia i przy niskich obciążeniach w kotłach fluidalnych 22

Konkluzje BAT, wymagania dotyczące poziomów emisji dla źródeł istniejących opalanych węglem kamiennym i brunatnym: Rtęć Problem bardziej istotny w jednostkach opalanych węglem brunatnym, Mogą także wystąpić problemy w jednostkach opalanych węglem kamiennym w przypadku węgli o podwyższonej zawartości rtęci i braku SCR oraz odsiarczania spalin. W przypadku ciepłowni komunalnych dotrzymanie wymagań dla rtęci będzie oznaczać m.in. potrzebę zaopatrzenia w węgiel z kopalń o niskiej zawartości rtęci. 23

Konkluzje BAT, wymagania dotyczące poziomów emisji HCl i HF opalanych węglem kamiennym i brunatnym Substancja zanieczyszczająca BAT-AEL (średnia z próbek uzyskanych w ciągu roku - mg/nm 3 ) Częstotliwość monitorowania HCl <1 5 HF <0.1 2 4 razy/rok Problem istotny w kotłach fluidalnych opalanych węglem kamiennym, W ciepłowniach komunalnych opalanych węglem dla spełnienia wymagań HCl i HF trzeba będzie zastosować wysoko skuteczne półsuche lub mokre instalacje odsiarczania spalin 24

Konkluzje BAT, wymagania dotyczące poziomów emisji SOx, NOx, pyłu i rtęci dla źródeł nowych opalanych węglem kamiennym i brunatnym Moc w paliwie [MWt] 50 100 100 300 >300 IED - 2016r. - węgiel kamienny i brunatny, mg/nm3 SO 2 NOx pył Konkluzje BAT (BAT AELs) - wartości średnioroczne, mg/nm3 SOx (SO 2 + SO 3 ) NOx 400 300 20 150-200 100-200 2-15 200 200 20 80-150 100-150 2-10 150, (200 fluidalne) 150, (200 dla pyłowych w. brunatny) 20 Dla porównania: Wartości odniesienia dla źródeł o mocy 5-50 MWt wg projektu dyrektywy MCP w obszarach o przekroczonych normach jakości powietrza 10-75 20-150 (fluidalne) 65-100 pyłowe 50-150 (fluidalne i w. brunatny) pył <5 (<3 dla >1000 MWt) - 100 5 Rtęć (węgiel kamienny) 0,5-5 µg/nm 3 0,2-2 µg/nm 3 25

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 PROCES ZAOSTRZANIA WYMAGAŃ DLA DUŻYCH ISTNIEJĄCYCH ŹRÓDEŁ SPALANIA Termin publikacji PROCES ZAOSTRZANIA WYMAGAŃ DLA DUŻYCH ISTNIEJĄCYCH ŹRÓDEŁ SPALANIA 1988 Dyrektywa LCP 88/609/EWG...Normy emisji dla źródeł nowych, dla istniejących w EU15 łączne pułapy emisji na lata 1993 i 1998 1996 Dyrektywa IPPC 96/60/WE Pozwolenia zintegrowane dla źródeł istniejących SO2 2001 Dyrektywa LCP 2001/80/WE NOx Pył NOx 2001 LCP Naturalna Derogacja 20 000 h 20 000 h pracy Wyłaczenie 2003 Traktat Akcesyjny, derogacje NOx NOx NOx 2003 Traktat Akcesyjny, derogacje, SO2 SO2 SO2 2003 Traktat Akcesyjny, derogacje, Pył Pył, ciepłownie komunalne Pył 2006 "Stary" BREF LCP Najlepsza dostępna technika BAT dla dużych źródeł spalania 2010 Dyrektywa IED 2010/75/WE SO2 NOx Pył 2010 IED, Przejściowy Plan Krajowy do 30.06.2020 2010 IED, Naturalna Derogacja 17 500 h 17 500 h pracy Wyłaczenie 2010 IED, Derogacja dla małych systemów ciepłowniczych Normy emisji LCP jak w roku 2015 SO2 NOx Pył 2014 Przegląd BREFu LCP, dostosowanie do konkuzji BAT w cztery lata od publikacji decyzji o ich przyjęciu SOx, NOx, Pył, CO, NH3,N2O,HCl,HF,Rtęć, Ścieki, 2023??? Czy i kiedy będzie następny przegląd BREFu LCP i konkuzji BAT Co dalej? Termin dostosowania do wymagań Pułapy emisji SO2 NOx Pył Konieczność dostosowania do konkluzji BAT ok. roku 2019 może skrócić do roku 2019 derogacje wynikające z art. 32 35 dyrektywy IED, - w tym derogację dla zakładów zasilających sieci ciepłownicze z 2022 do 2019 r. Dostosowując się do konkluzji BAT 2014 trzeba uwzględnić możliwość wprowadzenia następnego zaostrzenia wymagań za kolejne ok. 8 lat 26

Dostosowanie do wymagań Konkluzji BAT Próba złagodzenia wymagań Wyciąg z listy życzeń dotyczących Przeglądu BREFu LCP 30 września 2013 r. minął termin zgłaszania uwag do pierwszego Draftu BREF LCP. Niektóre z polskich uwag to: Pozostawienie wyjątków dla źródeł objętych elastycznymi mechanizmami przejściowymi wynikającymi z art. 32-35 dyrektywy IED tzn.: Przejściowym Planem Krajowym do 30.06 2020 r., Derogacją Naturalną 17 500 godzin pracy od 1.1.2016 do 31.12.2023 r., Derogacją dla Małych Ciepłowni o mocy < 200 MWt do 31.12.2022 r., Pozostawienie wyjątków dla źródeł szczytowych i awaryjnych zgodne z dyrektywą IED (< 1500 h/rok SO 2 i NO x, < 500 h/rok, źródła gazowe), Zachowanie górnych poziomów BAT AELs dla źródeł istniejących w zakresie SO 2, NO x, pyłu na poziomie części 1 załącznika V dyrektywy IED, Rezygnacja z określania BAT AELs dla emisji: CO, NH 3, N 2 O, HCl, HF, rtęci, 27

Dostosowanie do wymagań Konkluzji BAT Próba złagodzenia wymagań Wyciąg z listy życzeń dotyczących Przeglądu BREFu LCP, ciąg dalszy Lista życzeń dotyczących złagodzenia wymagań konkluzji BAT w dużej części może okazać się listą niespełnionych marzeń Dlatego nie czekając na opublikowanie decyzji w sprawie konkluzji BAT trzeba rozpocząć przygotowania zmierzające do oceny i zapewnienia zgodności instalacji z konkluzjami BAT, Bez dostosowania do wymagań konkluzji BAT od 2019 r. instalacjom spalania grozi cofnięcie lub ograniczenie pozwolenia zintegrowanego co oznaczałoby brak zgody na ich dalszą eksploatację, Tylko w wyjątkowych przypadkach, które określa Art. 15 punkt 4 dyrektywy IED jako odstępstwo od konkluzji BAT mogą być stosowane standardy emisji określone w załączniku V do dyrektywy IED. Artykuł ten będzie wprowadzony przez art. 204 zmienianej ustawy Prawo Ochrony Środowiska, której projekt od 14 lutego br. jest procedowany w Sejmie 28

Ok. 6 miesięcy 1 rok 4 lata Maksymalnie do 6 miesięcy od publikacji konkluzji BAT Prace przedinwestycjne oraz przygotowane i realizacja inwestycji dostosowawczych Procedura zmiany pozwolenia zintegrowanego po publikacji konkluzji BAT wg. projektu zmiany ustawy Prawo Ochrony Środowiska (zmieniony art. 215) Publikacja konkluzji BAT w Dzienniku Urzędowym UE (określona data z drugiej połowy 2015 r.) Początek analizy warunków pozwolenia przez organ Zawiadomienie prowadzącego instalację Ewentualne przedłożenie dodatkowych informacji przez prowadzącego na wezwanie organu Brak konieczności zmiany pozwolenia (instalacja jest już dostosowana) Wynik analizy Konieczność zmiany pozwolenia Wezwanie do: dostosowania do konkluzji BAT w terminie 4 lat od publikacji złożenia wniosku o zmianę pozwolenia w terminie 1 roku Analiza zasadności odstępstwa od konkluzji BAT (art. 204 ust 2 ustawy POŚ) Brak wniosku o p. zintegr. Cofnięcie lub ograniczenie pozwolenia bez odszkodowania Złożenie wniosku (z ewentualnym wnioskiem o odstępstwo czasowe lub rzeczowe) Wydanie pozwolenia lub jego zmiany Możliwość uzyskania odstępstwa od konkluzji BAT, lub określenia późniejszego terminu dostosowania gdy koszty przewyższają korzyści dla środowiska Dostosowanie się do wymagań konkluzji BAT (określona data z drugiej połowy 2019 r. praktycznie początek sezonu grzewczego 2019/2020) 29

PODSUMOWANIE Obiekty o mocy 50 MWt i większej Konkluzje BAT dla LCP bardzo istotnym dokumentem zaostrzającym wymagania emisyjne i inne wymogi eksploatacyjne przede wszystkim dla instalacji opartych na węglu, Konkluzje BAT będą miały charakter wiążący (prawdopodobnie od II połowy 2019r.), Proponowane w projekcie Konkluzji BAT dla LCP poziomy emisji powiązane z BAT (BAT AELs) są znacznie ostrzejsze niż standardy emisyjne w załączniku V dyrektywy IED, Zostaną wprowadzone nowe obowiązki generujące zagrożenia dla źródeł spalania w kontekście emisji rtęci, HCl i HF, N 2 O, CO, NH 3, jakości ścieków z IOS, a także sprawności wytwarzania, Konieczność dostosowania do konkluzji BAT najprawdopodobniej skróci derogacje wynikające z art. 32 35 dyrektywy IED (w tym np. derogację dla zakładów zasilających sieci ciepłownicze z 2022 r. do 2019 r.) w zakresie pozostałych zanieczyszczeń poza SO 2, NOx i pyłem. Pomimo ograniczenia zakresu derogacji dla małych systemów ciepłowniczych do SO 2, NOx i pyłu warto rozważyć wystąpienie o nią na podstawie art. 146 b projektu zmiany ustawy POŚ wdrażającego art. 35 dyrektywy IED. Termin zgłoszenia derogacji upływa zgodnie z projektem ustawy 30 czerwca 2015 r. 30

PODSUMOWANIE, cd Formułując założenia nt dostosowania źródła spalania do Konkluzji BAT warto przewidywać gotowość dostosowania się do kolejnego zaostrzenia wymagań ochrony środowiska, które może nastąpić przy kolejnej rewizji BREFu LCP, Nie czekając na decyzję w sprawie przyjęcia konkluzji BAT dla LCP w ramach strategii rozwoju źródeł trzeba rozpocząć prace dostosowawcze do zaostrzonych wymagań. Czteroletni okres od czasu publikacji decyzji w sprawie konkluzji BAT na dostosowanie może okazać się za krótki Źródła o mocy 1-50 MWt W programach rozwoju źródeł o mocy < 50 MWt należy uwzględnić projekt dyrektywy MCP oraz lokalne zanieczyszczenie powietrza, Nie należy liczyć, że standardy emisji pyłu projektu dyrektywy MCP ulegną złagodzeniu, biorąc pod uwagę że zostały wprost przeniesione ze zmiany protokołu z Goeteborga. Ogólnie wszystkie źródła Presja na ograniczenie emisji do powietrza będzie wynikać także z konieczności dotrzymania krajowych pułapów emisyjnych zawartych w projekcie zmiany dyrektywy NEC oraz z konieczności dotrzymania norm jakości powietrza, które obecnie na znacznej części kraju nie są dotrzymane. 31

BARDZO DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ Energoprojekt-Warszawa SA deklaruje współpracę przy opracowaniu Strategii (koncepcji) rozwoju źródeł wytwarzania energii z uwzględnieniem aspektów dostosowania do zaostrzonych wymagań wynikających z projektu Konkluzji BAT dla dużych źródeł spalania i projektu dyrektywy MCP worzeszek@energoprojekt.pl, tel. 22 5224374, www.energoprojekt.pl Energoprojekt-Warszawa SA, 00-950 Warszawa ul Krucza 6/14, Skrzynka pocztowa 184 32