CAFE, Dyrektywa LCP Artur WYRWA AGH, University of Science and Technology, Kraków
Worldwide & EU environment policies Issues International Conventions Control & Command Expected results Health & future generations (2) 2 21 CAFE Clean Air For Europe 25 New regulations expected 1999 Goteborg Protocol - LCP Directive (21) - NEC Directive (21) 21-212? 28 & 21 targets Greenhouse effect (199) 199 1992 UNFCCC United Nation Framework Convention on Climate Change 1997 Kyoto Protocol - CHP Directive - CO 2 ETS Directive - REN Directive - Eco-building Directive -... 28-212 1 st Kyoto Protocol targets Acid rains (1969) 198 197 1979 UNCLRTAP United Nation Convention on Long Range Trans-boundary Air Pollutants Source:Prof. Louis Jestin
6th EAP EU environment policies Thematic Strategy on air pollution CAFE - Levels that do not give rise to negative impacts on and risk to human health and the environemnt Coherent and integrated Priorities for future action -review existing legislation -review of NEC Directive -better air pollution modeling forecasting.. To develop, collect and validate scientific information Review current policies Assess progress towards long-term objectives
Service contracts launched under CAFE Energy Baseline Scenario- National Technical University of Athens (PRIMES) Integrated assessment modelling International Institue for Applied System Analysis (RAINS model) Cost-Benefit Analyses AEA Technology Health Aspects Centre of Envitonment & Health (WHO)...Review
Alternative environmental interim objectives up to 22
Loss in statistical life expectancy
Acid and nitrogen deposition
Abatement costs by sector in 22 (millions of euros per year)
The RAINS model: Scenario analysis mode Energy/agriculture projections Driving forces Emission control options Emissions Costs Atmospheric dispersion Health & environmental impact indicators
Integrated assessment in CAFE with the RAINS model Energy/agriculture projections Driving forces Emission control options Emissions Costs BASELINE SCENARIO OPTIMIZATION Atmospheric dispersion Health and environmental impacts Environmental targets
Historical and Forecasted SO2 emissions 16 14 12 NEC Goteborg 1 8 6 4 2 21 22 25 21 215 22 CP_MFR CP_CLE BL_CLE IC_CLE IC_MFR
Dyrektywa 21/8/WE w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania paliw LCP Directive (Large Combustion Plants) (Wcześniej 88/69/EWG)
DYREKTYWA Posiada charakter wiążący, nie ma powszechnego charakteru obowiązywania Nie odnosi się bezpośrednio do wszyskich obywateli ale do krajów członkowskich Formułuje cele ktróre adresaci, dowolnymi środkami są zobowiązani osiągnąć W państwach wydawane są akty prawne zmierzające do realizacji dyrektywy
GENERAL PICTURE ETS (>2 MWth) Transboundary LCP (>5 MWth) SO 2, NO x, CO 2 SO 2, NO x, CO 2 Non-LCP Local SO 2, NO x, CO 2
Dyrektywa 21/8/WE Opublikowana 27 listopada 21 Państwa członkowskie UE miały obowiązek wprowadzić ją do swoich systemów prawnych do 27 listopada 22 Polska wprowadziła ją do naszego systemu prawnego do czerwca 23 r. (obowiązek wynika z ustawy wprowadzającej ustawę Prawo Ochrony Środowiska)
DIRECTIVE 21/8/EC on the limitation of emissions of certain pollutants into the air from large combustion plants Sets the emission limit values for SO2 NOx and dust for LCPs Building permit (equivalent) Existing (1 July 1987) New (before 27 November 22, put into operation before 27 November 23) Ultra New Alternatively, existing plants might be inluded into National Emission Reduction Plan (NERP)
Celem nowej Dyrektywy jest nie tylko poprawa stanu środowiska, ale także ujednolicenie warunków konkurencyjnosci Parlament Europejski optował za wprowadzeniem restrykcyjnych standardów emisji uzasadniając stanowisko m.in. koniecznością ograniczania emisji gazów cieplarnianych ze względu na Protokół z Kioto oraz ustanowieniem poziomu gry dla zliberalizowanego europejskiego rynku energi elektryczną ze względu na rozszerzenie
SO2 Emission Limit Values for Solid Fuels (Existing plants) 25 BC until 31.12.27 HC until 31.12.27 mg SO2/Nm3 2 15 LCP Directive BC with AT HC with AT 1 Biomass until 31.12.27 5 HC, BC after 1.1.28 Biomass after 1.1.28 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 MWth
Standardy emisji dla najnowszych źródeł opalanych paliwami stałymi mocy > 1 MWt (uruchomionych po 27.11.23) SO2 2 mg/nm3, NOx 2 mg/nm3, Pył 3 mg/nm3.
Kiedy istniejące źródła mogą nie spełnić wymagań Dyrektywy: Naturalna derogacja zawarta w Art. 4.4. Dyrektywy praca źródła przez 2 godzin licząc od 1.1.28 nie dłużej niż do 31.12.215, Warunkiem skorzystania z naturalnej derogacji jest zgłoszenie pisemne właściwemu organowi do 3.6.24 r.
Alternatywnie do indywidualnych standardów emisji możliwe jest spełnienie wymagań Dyrektywy łącznie przez wszystkie istniejące duże źródła spalania w ramach tzw. Krajowego Planu Redukcji Emisji (KPRE)
Age of Power Plants in Poland Source: EDF-Polska Envinonment Worksop
I n s t a l e d g r o s s n o m i na l p ow e r & c u m u l a t e d c o m m i s s i o n i n g s i n P o l a n d 5 1 1 5 2 2 5 1 9 3 1 9 4 1 9 5 1 9 6 1 9 7 1 9 8 1 9 9 2 2 1 2 2 2 3 2 4 2 5 2 6 2 7 G r o s s n o m i n a l p o w e r ( M W e ) 2 4 6 8 1 1 2 1 4 1 6 1 8 2 2 2 2 4 2 6 2 8 3 3 2 3 4 I n s t a l e d g r o s sn o m i n a l p o we r ( M W e ) C u mu l a t e d g r o s sn o m i n a l p o we r (lif e t i me = 6 y ea r s ) C u mu l a t e d g r o s sn o m i n a l p o we r (lif e t i me = 5 y ea r s ) C u mu l a t e d g r o s sn o m i n a l p o we r (lif e t i me = 4 y ea r s ) Cumulated comissioning in Poland 9 % Source: EDF-Polska Envinonment Worksop
Okresy przejściowego zaakceptowane w Traktacie Akcesyjnym : - dla SO 2 do 31 grudnia 215r., - dla NOx do 1 stycznia 216 r., - dla pyłu 31 grudnia 217 r.
Łączny limit dla sektora w ramach KPRE obliczony jest w następujący sposób: Średnie ilości spalin, moce i jakość paliwa z lat 1996-2 oraz standardy emisji Dyrektywy są podstawą do obliczenia łącznego limitu emisji dla sektora w tonach/rok w latach 28 215 i po 215 r., Limity cząstkowe źródeł wycofywanych zmniejszają łączny limit dla sektora
Emissions [ton] = Waste gas flow rate [Nm3/yr] * ELV [mg/nm3] * 1,*1-9 W celu opracowania KPRE, maksymalną dopuszczalną roczną wielkość emisji (zwaną dalej pułapem emisji) wyliczono na podstawie następujących danych: średniej ilości spalin ze źródła w latach 1996-2, - standardu emisji (wg Dyrektywy) zależnego od parametrów źródła. Emissions [ton] = ELV [mg/nm3] * FG flowrate [Nm3/GJc] * Chemical energy 96- [GJc] * 1-9 Ze względu na zbliżony skład chemiczny oraz wartość opałową paliw spalanych w rozpatrywanych źródłach, zweryfikowane przez wielkości pomiarowe, przyjęto ujednolicone wskaźniki jednostkowe objętości spalin:,37 m 3 /MJ dla węgla kamiennego,,43 m 3 /MJ dla węgla brunatnego, -,27 m 3 /MJ dla paliw ciekłych i gazowych.
Chemical energy 96- [GJc] = 2 495 742 [ton/year]* 7,94 [GJ/ton] Chemical energy 96- = 19 843 148 GJ
Waste gas flow rate [Nm3pa] = Chemical energy 96- [GJc]* FG flowrate [Nm3/GJc] Waste gas flow rate = 19 843 148 [MJ] *,43 [m3/mj] Waste gas flow rate = 8 532 553 75 [nm3/yr] Emissions [ton] = 8 532 553 75 [nm3pa] * 2 [mg/m3] * 1-9 Emissions (28-215) = 17 65 ton
Limity SO 2 dla sektora dużych źródeł spalania wprowadzone w Traktacie: Emisja z sektora w latach 28 21 i 212 nie może przekroczyć odpowiednio: [ktonpa] Pollutant 28 21 212 SO2 454 428 358 NOx 254 251 239 Limit emisji dla sektora narzucony przez stronę unijną jest mniejszy od prognozowanej emisji przy uwzględnieniu list derogacyjnych,
National Emission Reduction Plan SO2 emissions [Mg/year] Total 81 142 NERP 738 727 D 2 53 33 New 9 382 Accesion Treaty Targets Pollutant 28 21 212 SO2 454 428 358 NOx 254 251 239 [ktons/year]
INTRODUCTION AGH University of Science and Poland a coal based country Coal will remain the main primary energy fuel Poland the largest SO 2 emitter in Europe Tough environmental standards- a major financial burden Large amount of coal used for direct consumption
Historical emissions of SO2, NO2,dust, net CO2 45 4 35 3 25 2 15 1 5 1988 1989 199 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2 21 22 [ktons] 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 [mln tons] SO2 NO2 PM2.5+PM1 CO2 Serie6 Source: National Emission Centre
3 Historical and Forecasted SO2 emissions 3 SO2 emissions [ktons] 25 2 15 1 5 25 2 15 1 5 RAINS Calculations CP_CRE Scenario 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2 21 22 25 21 215 22 Source: KCIE Road transport Road transport Production processes Fuel production and conversion (other than Combustion in manufacturing industry Combustion in manufacturing industry Non-industrial combustion plants Non-industrial combustion plants Combustion in energy and transformation industries Power and Heat Plants
Observed differenes between emissions from RAINS to estimates of AEA Technology Study Source:AEAT
SO2 emissions(2) from non-industrial SCIs by country (as percentage od overall European non-industrial SCI emissions) Source: AEAT/ED48256
Hypothesis With the planned decommissioning of a significant number of LCP units in the near future, one may question whether incurring high capital costs of flue gas treatment systems (FGTS) to fulfill the LCP Directive does make an economic sense Promotion of fuel conversion in the non-lcp sector, which currently uses more than 2 million tons of coal annually without any FGTS, from coal to gas or biomass (where appropriate), may have a better air quality impact This also applies to transformation of district only heating systems to CHPs to globally make the total heating system more efficient.
Hypothesis cont. Furthermore, one is lacking a more precise country-oriented, integrated assessment studies, which would provide guidance to optimally allocate the public funds to support environment protection investments with consideration of environmental, social and economical aspects. The project, inter alias, is a study to compare the local, regional and transboundary effects of investing into emission reduction within LCPs and SCIs. First step the study will be concentrated on south of Poland, where most coal is burned today
Przyszłość Polskiej Energetyki Do 22 r. granicznie może wymagać odtworzenia 53% mocy systemu elektroenergetycznego, z tego 39,4% to odtworzenie przedwczesnych wymuszonych wycofań spowodowanych wymaganiami dyrektywy. Odtworzenia wymuszone dyrektywą w wariancie z wprowadzeniem KPRE w latach 215 218 i 215 22 będą odpowiednio o 32-38% mniejsze niż w wariancie ze standardami emisji z handlem emisjami, i odpowiednio o 4-43% mniejsze niż w wariancie ze standardami emisji bez handlu emisjami Z punktu widzenia minimalizacji wielkości odtworzonych mocy, KPRE jest wariantem zdecydowanie najkorzystniejszym z wariantów wdrożenia dyrektywy.
Co dalej? Polska miała czas na przedstawienie projektu KPRE Komisji Europejskiej do daty akcesji (1.5 24),
Na pocieszenie Polska zgodę na finansowanie ze źródeł publicznych do 5 % kosztów kwalifikowanych dla inwestycji dostosowawczych do wymagań Dyrektywy 21/8/WE