Dyrektywa LCP, Dyrektywa IPPC Artur WYRWA AGH, University of Science and Technology, Kraków
INTRODUCTION Poland a coal based country Coal will remain the main primary energy fuel Poland the largest SO2 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 4500 500 4000 450 3500 400 3000 2500 2000 1500 350 300 250 200 150 1000 500 0 0 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 [ktons] [mln tons] 100 50 SO2 NO2 PM2.5+PM10 CO2 Serie6 Source: National Emission Centre
Regulations UNCLRTAP - Goteborg Protocol UNFCCC - Kioto NEC, LCP, ETS CAFE
1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 AGH University of Science and Historical and Forecasted SO2 emissions NEC Goteborg 2001 2002 2005 2010 2015 2020 CP_MFR CP_CLE BL_CLE IC_CLE IC_MFR
GENERAL PICTURE Transboundary LCP (>50 MWth) SO 2, NO x, CO 2 SO 2, NO x, CO 2 ETS (>20 MWth) Non-LCP Local SO 2, NO x, CO 2
Dyrektywa 2001/80/WE w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania paliw LCP Directive (Large Combustion Plants) (Wcześniej 88/609/EWG)
Dyrektywa 2001/80/WE Opublikowana 27 listopada 2001 Państwa członkowskie UE miały obowiązek wprowadzić ją do swoich systemów prawnych do 27 listopada 2002 Polska wprowadziła ją do naszego systemu prawnego do czerwca 2003 r. (obowiązek wynika z ustawy wprowadzającej ustawę Prawo Ochrony Środowiska)
DIRECTIVE 2001/80/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 2002, put into operation before 27 November 2003) 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 energią elektryczną ze względu na rozszerzenie
2500 2000 1500 1000 500 0 AGH University of Science and SO2 Emission Limit Values for Solid Fuels (Existing plants) BC until 31.12.2007 HC until 31.12.2007 BC with AT LCP Directive HC with AT Biomass until 31.12.2007 HC, BC after 01.01.2008 Biomass after 01.01.2008 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 MWth mg SO2/Nm3
Standardy emisji dla najnowszych źródeł opalanych paliwami stałymi mocy > 100 MWt (uruchomionych po 27.11.2003) SO2 200 mg/nm3, NOx 200 mg/nm3, Pył 30 mg/nm3.
Kiedy istniejące źródła mogą nie spełnić wymagań Dyrektywy: Naturalna derogacja zawarta w Art. 4.4. Dyrektywy praca źródła przez 20 000 godzin licząc od 1.01.2008 nie dłużej niż do 31.12.2015, Warunkiem skorzystania z naturalnej derogacji jest zgłoszenie pisemne właściwemu organowi do 30.06.2004 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
2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 AGH University of Science and Installed gross nominal power & cumulated commissionings in Cumulated comissioning in Poland 90 % 34 000 32 000 30 000 28 000 26 000 24 000 22 000 20 000 18 000 16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 Installed gross nominal power (MWe) Cumulated gross nominal power (lifetime = 60 years) Cumulated gross nominal power (lifetime = 50 years) Cumulated gross nominal power (lifetime = 40 years) G ross nom inal pow e r (M W e) 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 Source: EDF-Polska Envinonment Worksop
Okresy przejściowego zaakceptowane w Traktacie Akcesyjnym : - dla SO 2 do 31 grudnia 2015r., - dla NOx do 1 stycznia 2016 r., - dla pyłu 31 grudnia 2017 r.
Łączny limit dla sektora w ramach KPRE obliczony jest w następujący sposób: Średnie ilości spalin, moce i jakość paliwa z lat 1996-2000 oraz standardy emisji Dyrektywy są podstawą do obliczenia łącznego limitu emisji dla sektora w tonach/rok w latach 2008 2015 i po 2015 r., Limity cząstkowe źródeł wycofywanych zmniejszają łączny limit dla sektora
Emissions [ton] = Waste gas flow rate [Nm3pa] * ELV [mg/nm3] * 1,0*10-9 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 1996-2000, - standardu emisji (wg Dyrektywy) zależnego od parametrów źródła. Emissions [ton] = ELV [mg/nm3] * FG flowrate [Nm3/GJc] * Chemical energy 96-00 [GJc] * 10-9 Ze względu na zbliżony skład chemiczny oraz wartość opałową paliw spalanych w rozpatrywanych źródłach, zweryfikowane przez wielkości pomiarowe, przyjęto ujednolicone wskaźniki jednostkowe objętości spalin: 0,37 m 3 /MJ dla węgla kamiennego, 0,43 m 3 /MJ dla węgla brunatnego, - 0,27 m 3 /MJ dla paliw ciekłych i gazowych.
Chemical energy 96-00 [GJc] = 2 495 742 [ton/year]* 7,94 [GJ/ton] Chemical energy 96-00 = 19 843 148 GJ
Waste gas flow rate [Nm3pa] = Chemical energy 96-00 [GJc]* FG flowrate [Nm3/GJc] Waste gas flow rate = 19 843 148 000 [MJ] * 0,43 [m3/mj] Waste gas flow rate = 8 532 553 750 [nm3pa] Emissions [ton] = 8 532 553 750 [nm3pa] * 2000 [mg/m3] * 10-9 Emissions (2008-2015) = 17 065 ton
Limity SO 2 dla sektora dużych źródeł spalania wprowadzone w Traktacie: Emisja z sektora w latach 2008 2010 i 2012 nie może przekroczyć odpowiednio: [ktonpa] Pollutant 2008 2010 2012 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 801 142 NERP 738 727 D 20 000 53 033 New 9 382 Accesion Treaty Targets Pollutant 2008 2010 2012 SO2 454 428 358 NOx 254 251 239 [ktons/year]
3000 2500 2000 1500 1000 500 0 AGH University of Science and Historical and Forecasted SO2 emissions 3000 2500 2000 RAINS Calculations 1500 CP_CRE Scenario 1000 500 0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2005 2010 2015 2020 Road transport Source: KCIE 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 SO2 emissions [ktons]
Observed differenes between emissions from RAINS to estimates of AEA Technology Study Source:AEAT
SO2 emissions(2000) 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 20 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 2020 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 2015 2018 i 2015 2020 będą odpowiednio o 32-38% mniejsze niż w wariancie ze standardami emisji z handlem emisjami, i odpowiednio o 40-43% 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 (1.05 2004),
Na pocieszenie Polska zgodę na finansowanie ze źródeł publicznych do 50 % kosztów kwalifikowanych dla inwestycji dostosowawczych do wymagań Dyrektywy 2001/80/WE