Ochrona środowiska

przyspieszonym, prawdopodobnie w pierwszym półroczu 2013 roku, ma zostać wprowadzony tzw. „mały trójpak”. Czasu nie pozostało dużo, ponieważ w dniu 25 listopada 2011 roku Komisja Europejska wszczęła wobec Rzeczypospolitej Polskiej dwa postępowania formalne w sprawie braku notyfikacji transpozycji oraz nieprawidłowej transpozycji krajowych środków wykonawczych dla odpowiednich dyrektyw (Ministerstwo Gospodarki 2012).

Celem zmiany ustawy Prawo Energetyczne przez „mały trójpak” jest w szczególności zapewnienie pełnej implementacji przepisów dyrektyw Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawach promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego. Poprawka wprowadzi zmiany dotyczące rozdziału działalności sieciowej (przesyłu i dystrybucji) od działalności w zakresie wytwarzania i obrotu paliwami gazowymi i energią elektryczną, oraz magazynowania paliw gazowych. Nałożony zostanie obowiązek obrotu paliwami gazowymi poprzez giełdę towarową (minimum 15%), wprowadzone zostaną ułatwienia dla mikroinstalacji, oraz pojęcie przemysłowych odbiorców energochłonnych, dla których koszty konsumpcji energii elektrycznej mają być niższe. Proponowane zmiany nie dotyczą ciepłownictwa bezpośrednio, natomiast pośrednio – tak: np. liberalizacja rynku gazowego wpłynie na koszty działalności sektora (Ministerstwo Gospodarki 2012).

3.3. Ochrona środowiska

Nieodłącznym elementem prowadzenia działalności gospodarczej jest wykorzystywanie

środowiska do zaspokajania potrzeb ludzkich. Swoboda funkcjonowania podmiotów gospodarczych powodujących zagrożenia ekologiczne oraz źle prowadzona polityka państwa, przejawiająca się m.in. brakiem odpowiednich regulacji prawnych spowodowała, że konieczne stało się aktywne uczestnictwo państwa w procesach podejmowania decyzji gospodarczych. Wolny rynek okazał się w tym przypadku mechanizmem nieskutecznym, i co najważniejsze – nieefektywnym w zakresie ochrony środowiska. Analiza skutków tego faktu spowodowała, że obecnie trudno sobie wyobrazić nowoczesną gospodarkę bez mniejszej lub większej interwencji państwa w obszarze zarządzania środowiskiem (Kudełko M. 2003).

Rozwój świata oparty pod względem energetycznym głównie na paliwach kopalnych, powoduje degradację zasobów naturalnych. Spalanie paliw stałych niesie zagrożenia i związane z nimi efekty zewnętrzne, takie jak powstawanie kwaśnych deszczy, niszczenie warstwy ozonowej, globalne zmiany klimatyczne oraz lokalne nadmierne zanieczyszczenia atmosfery.

32 Kwaśne deszcze powstają na skutek spalania paliw stałych zawierających SO₂ i NO_x, zarówno w źródłach stacjonarnych, jak i mobilnych. W skali globalnej produkcja energii elektrycznej i ciepła jest odpowiedzialna za około 70% emisji SO₂, przy czym spalanie węgla stanowi z tego 70%. Emisja NOx powodowana jest głównie przez sektor transportowy i energetyczny. Lokalne zanieczyszczenia atmosferyczne (tzw. smogi) powodowane są zwiększoną emisją zanieczyszczeń, przede wszystkim SO2 i pyłów z instalacji grzewczych. Zjawiska te powstają głównie w dużych miastach w wyniku zwiększonego zapotrzebowania na energię w okresie spadków temperatury otoczenia. Za niszczenie warstwy ozonowej odpowiadają przede wszystkim CFC, halony, ale także NOx. Jednym z najpoważniejszych zagrożeń powodowanych przez sektor energetyczny, na które zwraca się w ostatnich latach szczególną uwagę, jest problem globalnych zmian klimatycznych. Mimo poważnych kontrowersji w ocenie istnienia oraz skali zjawiska globalnego ocieplenia, nie ulega wątpliwości, że wpływ sektora energetycznego na wskaźnik koncentracji gazów cieplarnianych w atmosferze jest znaczny (Kudełko M. 2003).

Aby minimalizować niekorzystny wpływ działalności człowieka (w tym sektora ciepłowniczego) na środowisko wprowadza się krajowe i międzynarodowe programy przeciwdziałania wzrostowi zanieczyszczeń. Najgłośniejszym tematem działań w ostatnich latach jest problem emisji gazów cieplarnianych, w tym głównie dwutlenku węgla – CO₂. Należy podkreślić, że obecnie nie ma spotkania, konferencji, czy poważnej dyskusji o przyszłości ciepłownictwa bez poruszenia tematu limitów CO₂ dla systemów ciepłowniczych.

Za początek formalnych działań międzynarodowych na rzecz ograniczenia emisji CO₂ można uznać Konferencję Narodów Zjednoczonych „Środowisko i Rozwój”, która odbyła się między 3 a 14 czerwca 1992 roku w Rio de Janeiro w Brazylii. Konferencja ta, w której uczestniczyli reprezentanci 172 krajów, zwana jest popularnie Szczytem Ziemi. Odbyła się ona w 20 rocznicę pierwszej Konferencji Narodów Zjednoczonych dotyczącej problematyki

środowiska naturalnego, zwołanej w Sztokholmie w 1972 roku. Szczyt miał na celu uświadomienie przedstawicielom elit rządzących problematyki wyczerpywania zasobów naturalnych, wpływu rozwoju ekonomicznego na środowisko oraz pogłębiania się różnic pomiędzy państwami. Zwrócenie uwagi decydentom, że trwanie takiego stanu rzeczy doprowadzi do degradacji środowiska, rozszerzania się stref ubóstwa, głodu, chorób i analfabetyzmu na świecie. Rezultatem konferencji było podpisanie międzynarodowych porozumień, w tym Ramowej Konwencji w sprawie Zmian Klimatu (ang: United Nations Framework Convention on Climate Change – UNFCCC lub FCCC). Konwencja jest umową określającą założenia międzynarodowej współpracy dotyczącej redukcji emisji gazów

33 cieplarnianych, odpowiedzialnych za zjawisko globalnego ocieplenia. Konwencja sama w sobie nie ma skutków prawnych w postaci kar lub zobowiązań wobec jej beneficjentów, jest tylko zachęceniem uczestników do działań w kierunkach przez nią wyznaczonych. Dokładne limity i zobowiązania zostały wyznaczone dopiero przez przyjęte w późniejszym terminie protokoły.

Najwyższym organem konwencji jest Konferencja Stron odbywająca się co roku w dwóch pierwszych tygodniach grudnia (ostatnie: 2008 rok – Poznań, 2009 rok – Kopenhaga, 2010 rok – Cancun, 2011 rok – Durban, 2012 rok – Katar). Przełomową okazała się Konferencja w Kioto, gdzie wynegocjowano protokół, prawnie wiążące porozumienie, w ramach którego kraje uprzemysłowione zostają zobligowane do redukcji ogólnej emisji gazów powodujących efekt cieplarniany średnio o 5,2% do roku 2012, w porównaniu z rokiem 1990. Należy podkreślić, że uwzględniając plany rozwoju gospodarki jest to redukcja o 29% w stosunku do zakładanej emisji. Narodowe pułapy są określone oddzielnie dla każdego kraju (grupy krajów). Przykładowo Unia Europejska otrzymała łącznie poziom redukcji emisji o 8%, USA 6%, Rosja 0%, a Australia wzrost o 8%. Polska nie była wówczas członkiem Wspólnoty Europejskiej (akcesja 1 maja 2004 roku) i otrzymała limit 6%. Podpisanie protokołu z Kioto nie powodowało jego wejścia w życie, aby to się stało musiał zostać ratyfikowany przez poszczególne władze narodowe. Warunkiem było spełnienie tzw. zasady 2 razy 55, tj. ratyfikowanie go przez minimum 55 krajów mających przynajmniej 55% udział w światowej emisji gazów cieplarnianych. Unia Europejska ratyfikowała protokół w maju 2002 roku, a Polska w grudniu 2002 roku. Decydującą rolą była ratyfikacja przez Rosję w listopadzie 2004 roku. W listopadzie protokół został podpisany przez Organizację Narodów Zjednoczonych i zgodnie z procedurą wszedł w życie 16 lutego 2005 roku. Stany Zjednoczone, pomimo że są jednym z największym emitentów, wycofały się z powziętych wcześniej zobowiązań i do dzisiaj nie ratyfikowały protokołu. Dodatkowo zaskakuje to w świetle faktu, że były wiceprezydent USA, Albert Arnold Gore junior (potocznie nazywany Al Gore) w 2007 roku otrzymał Pokojową Nagrodę Nobla za walkę z globalnym ociepleniem.

Protokół z Kioto zainicjował kilka mechanizmów wspomagających zarządzanie i redukcję emisji w krajach objętych porozumieniem. Należy do nich najważniejszy i najbardziej znany – Mechanizm Handlu Emisjami (Emission Trading). Mechanizm dopuszcza zakup i sprzedaż przyznanych uprawnień do emisji w ramach podmiotów uczestniczących w handlu na zasadzie wolnego rynku. W obszarze Wspólnoty Europejskiej został on ustanowiony Dyrektywą 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 roku „ustanawiającą program handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych na obszarze Wspólnoty i zmieniającą Dyrektywę Rady 96/61/WE”, a następnie zaktualizowany Dyrektywą Parlamentu

34 Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 roku „zmieniającą dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych”. Najistotniejsze zapisy zamieszczone w Dyrektywach zostaną omówione w dalszej części tekstu. Kolejnym mechanizmem, polegającym na możliwości inwestowania w projekty przez kraje wysokorozwinięte w krajach o niższych kosztach redukcji, w zamian za jednostki równoważne uprawnieniom do emisji, jest Mechanizm Wspólnych Działań (Joint Implementation – JI). Jednostki równoważne są to Jednostki Emisji Unikniętej o oznaczeniu ERU (Emission Reduction Unit). W opracowaniach równie często jest wymieniany Mechanizm Czystego Rozwoju (Clean Development Mechanism – CDM), generujący jednostki równoważne CER (Certificate of Emission Reduction), otrzymywane w wyniku inwestycji w krajach rozwijających się, na które nałożony został limit emisji. Powołany został również Mechanizm Aktywacji Absorpcji CO2 przez Rośliny, który ma potęgować działania na rzecz zalesiania terenów. Tutaj jednostki równoważne posiadają oznaczenie RMU (Removal Unit) i mogą być przyznane również dla krajów nie będących stroną protokołu z Kioto.

Obecnie system handlu emisjami (Emission Trading System – ETS) obejmuje emisję gazów cieplarnianych z instalacji, w których jest prowadzona działalność powodująca ich emisję, spełniającą wartości progowe odniesione do zdolności produkcyjnych zwanych „instalacjami objętymi systemem”, oraz lotnictwo (Ustawa 2011b). Czyli w praktyce obejmuje wszystkie ciepłownie i elektrociepłownie powyżej 20 MW mocy w przeliczeniu na wprowadzane paliwo. Centralnym elementem europejskiego systemu handlu emisjami jest wspólna „waluta” handlowa w postaci uprawnień na emisję. Jedno zezwolenie daje prawo do wyemitowania jednej tony CO₂ (Kudełko M. i inni 2011). System polega na corocznych przydziałach emisyjnych, określanych indywidualnie dla każdej instalacji i rozliczeniu wykonanej emisji CO2 w stosunku do przyznanych uprawnień. W przypadku nadwyżki emisji przedsiębiorstwo zobowiązane jest do dokupienia uprawnień w celu ich umorzenia, natomiast w odwrotnej sytuacji, gdy emisja była niższa, operator instalacji może zbyć uprawnienia na rynku otrzymując gratyfikację finansową za uzyskany efekt ekologiczny.

Przydział darmowej emisji CO2 dla instalacji regulują Krajowe Plany Rozdziału Uprawnień (KPRU). Obecnie kończy się drugi okres rozliczeniowy za lata 2008–2012, poprzedni obowiązywał w latach 2005–2007. Przydziały dla instalacji obliczane są na podstawie danych historycznych. Do tej pory ciepłownictwo nie miało problemu z niedoborem uprawnień, pomimo oparcia większości produkcji na „wysokoemisyjnym” węglu. Jednakże od 2013 roku. zmienia się system rozliczeń i emisja CO2 stanie się znaczącym kosztem w produkcji ciepła, a co za tym idzie podniesie konkurencyjność paliw „niskoemisyjnych”, w tym np. gazu ziemnego.

35 Przydział darmowych emisji dla instalacji wytwarzających ciepło od 2013 roku będzie określany na podstawie benchmarku gazowego – wskaźnika emisyjności, który został określony na poziomie 0,0623 uprawnienia na jeden wyprodukowany GJ ciepła. Wielkość roczną produkcji ciepła ustala się w oparciu o dane historyczne. Dodatkowo wstępna wartość przydziału jest korygowana współczynnikiem określonym dla każdego roku: 2013 – 0,8000; 2014 – 0,7286; 2015 – 0,6571; 2016 – 0,5857; 2017 – 0,5143; 2018 – 0,4429; 2019 – 0,3714; 2020 – 0,3000 (Decyzja KE 2011). Jednakże specjalnymi zasadami zostali objęci klienci prywatni np. domy, mieszkania, apartamenty, zdefiniowani jako „prywatne gospodarstwa domowe” (Regulski B. 2012). Gospodarstwa domowe dostaną większe przydziały darmowych uprawnień, jednak w tym wypadku również nastąpi ich redukcja w czasie, aż do 2020 roku. Całkowita likwidacja przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji CO2 dla ciepłownictwa ma nastąpić do 2027 roku (Szymczak J. 2013).

Z poniższej symulacji widać wyraźnie (tabela 1), że polskie przedsiębiorstwa ciepłownicze będą miały duży problem z kosztem emisji CO2, dlatego już teraz powinny przygotowywać rozwiązania techniczne, finansowe i organizacyjne, które zapewnią im minimalizację tego niekorzystnego zjawiska kosztowego.

Tabela 1. Symulacja deficytu uprawnień dla ciepła według zasady ogólnej w warunkach polskich oraz dla gospodarstw domowych, uprawnienie/GJ

Rok Średni wskaźnik emisyjny

Przydział darmowych uprawnień dla ciepła

według benchmarku gazowego

Przydział darmowych uprawnień dla ciepła

dla gospodarstw domowych 2013 0,112 0,051 0,090 2014 0,112 0,046 0,073 2015 0,112 0,042 0,059 2016 0,112 0,037 0,046 2017 0,112 0,033 0,035 2018 0,112 0,028 0,028 2019 0,112 0,023 0,023 2020 0,112 0,019 0,019

Źródło: Regulski B., 2012 – Mechanizmy ETS w ciepłownictwie po 2013. Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie

36 W celu kontroli i zarządzania handlem emisjami została stworzona jednostka organizacyjna o nazwie KOBiZE – Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami. Jest to podmiot powołany Ustawą z dnia 17 lipca 2009 r. o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji. KOBiZE podlega Ministrowi Środowiska i jest odpowiedzialny za prowadzenie corocznej inwentaryzacji, bilansowanie i prognozowanie emisji zanieczyszczeń oraz opracowywanie ew. planów redukcji emisji i raportów m.in. do konwencji UNFCCC, zgodnie z wymogami Protokołu z Kioto. Zakres działań KOBiZE obejmuje zakres działań KASHUE (Krajowy Administrator Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji), który prowadzi działalność wyłącznie na potrzeby wspólnotowego systemu handlu emisjami. Rolę KOBiZE pełni Instytut Ochrony Środowiska w Warszawie (NFOŚiGW).

Poza handlem emisjami CO2, polskie Prawo ochrony środowiska określa standardy emisyjne dla gazów i pyłów wprowadzanych do atmosfery. Są to limity, określone w zależności od prowadzonego procesu technologicznego, rodzaju działalności i wieku instalacji, a spełnienie ich umożliwia dopuszczenie instalacji do pracy.

Pierwszym dokumentem mówiącym o dopuszczalnych wielkościach emisji było Rozporządzenie Ministra Ochrony Środowiska, Zasobów Naturalnych i Leśnictwa z dnia 12 lutego 1990 roku w sprawie ochrony powietrza przed zanieczyszczeniem. Rozporządzenie określało maksymalne emisje SO₂, NO₂ i pyłu w energetycznym procesie spalania paliw. Kolejnymi aktami prawnymi zmieniającymi standardy emisyjne były następujące rozporządzenia: „w sprawie wprowadzenia do powietrza substancji zanieczyszczających z procesów technologicznych i operacji technicznych” z 8 września 1998 roku, oraz „w sprawie wprowadzania do powietrza substancji zanieczyszczających z procesów technologicznych i operacji technicznych” z 30 lipca 2001 roku. Po przystąpieniu Polski do Unii Europejskiej, krajowe prawo ochrony środowiska wymagało dostosowania do rozwiązań wspólnotowych. Należało dostosować same zapisy prawa, jak i wprowadzić nowe standardy dla instalacji. Zmianę tą wprowadziło rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 4 sierpnia 2003 roku „w sprawie standardów emisyjnych z instalacji”. Obecnie obowiązuje rozporządzenie z dnia 20 grudnia 2005 roku, które nie wprowadziło istotnych zmian ilościowych, a jedynie zaktualizowało poprzedni dokument.

Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 20 grudnia 2005 roku „w sprawie standardów emisyjnych z instalacji” określa szczegółowo, co następuje:

• standardy emisyjne z instalacji w zakresie wprowadzania gazów lub pyłów do powietrza zróżnicowane w zależności od rodzaju działalności, procesu technologicznego lub

37 operacji technicznej oraz terminu oddania instalacji do eksploatacji, terminu zakończenia jej eksploatacji lub dalszego łącznego czasu jej eksploatacji,

• sytuacje uzasadniające przejściowe odstępstwa od standardów oraz granice odstępstw, • warunki uznawania standardów za dotrzymane,

• wymagania w zakresie stosowania określonych rozwiązań technicznych zapewniających ograniczenie emisji,

• sposoby postępowania w razie zakłóceń w procesach technologicznych i operacjach technicznych dotyczących eksploatacji,

• rodzaje zakłóceń, gdy wymagane jest wstrzymanie użytkowania instalacji,

• przypadki, w których prowadzący instalację powinien poinformować o zakłóceniach wojewódzkiego inspektora ochrony środowiska, termin, w jakim informacja ta powinna zostać złożona oraz jej wymaganą formę.

Najważniejsze z punktu widzenia ciepłownictwa są cztery pierwsze załączniki, określające ilościowo standardy emisyjne dla paliw spalanych na cele energetyczne. Paragrafy rozporządzenia nr 6 i 9 dokonują kategoryzacji instalacji spalania paliw w podziale w zależności od czasu otrzymania pozwolenia na budowę, oddania do eksploatacji i ewentualnej daty zakończenia użytkowania:

• Załącznik nr 1 – Standardy emisyjne dwutlenku siarki, tlenków azotu w przeliczeniu na dwutlenek azotu i pyłu, ze źródeł spalania dla których pierwsze pozwolenie na budowę lub odpowiednik tego pozwolenia wydano przed dniem 1 lipca 1987 roku, zwanych dalej „źródłami istniejącymi” (Rozporządzenie Ministra Środowiska 2005);

• Załącznik nr 2 – Standardy emisyjne ze źródeł, dla których pierwsze pozwolenie na budowę wydano po dniu 30 czerwca 1987 roku, zwanych dalej „źródłami nowymi”, jeżeli wniosek o wydanie pozwolenia na budowę złożono przed dniem 27 listopada 2002 roku, a źródła zostały oddane do użytkowania nie później niż do dnia 27 listopada 2003 roku (Rozporządzenie Ministra Środowiska 2005);

• Załącznik nr 3 – Standardy emisyjne ze źródeł nowych, dla których wniosek o wydanie pozwolenia na budowę złożono po dniu 26 listopada 2002 roku lub które zostały oddane do użytkowania po dniu 27 listopada 2003 roku; z turbin gazowych, dla których decyzje o pozwoleniu na budowę wydano po 30 czerwca 2002 roku lub które zostały oddane do użytkowania po dniu 27 listopada 2003 roku; ze źródeł istotnie zmienionych po dniu 27 listopada 2003 roku (Rozporządzenie Ministra Środowiska 2005);

38 • Załącznik nr 4 – Standardy emisyjne ze źródeł istniejących, które oddano do użytkowania przed dniem 29 marca 1990 roku, dla których prowadzący takie źródła zobowiązał się w pisemnej deklaracji, złożonej właściwemu organowi ochrony środowiska do dnia 30 czerwca 2004 roku, że źródło będzie użytkowane nie dłużej niż do dnia 31 grudnia 2015 roku, a czas jego użytkowania w okresie od dnia 1 stycznia 2008 roku do dnia 31 grudnia 2015 roku nie przekroczy 20 000 godzin (Rozporządzenie Ministra

Środowiska 2005).

Poniżej zestawiono w tabelach 2 i 3 standardy emisyjne dla SO2 i pyłu opublikowane w Rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 20 grudnia 2005 roku. Wybrano wyłącznie limity aktualnie obowiązujące i mające obowiązywać w przyszłości, pomijając prezentację danych archiwalnych.

Tabela 2. Standardy emisyjne dwutlenku siarki (tabela pomija źródła mające indywidualnie ustalane standardy lub mające zostać wyłączone z eksploatacji do końca 2015 roku)

Wyszczególnienie < 5 ≥ 5 i < 50 ≥ 50 i < 100 ≥ 100 i < 225 ≥ 225 i < 500 > 500

Źródła istniejące oddane do użytkowania przed 29.03.1990 roku (Załącznik nr 1) 1 500 1 500 1 500 1 500 spadek liniowy od 1 500 do 400 400

Źródła istniejące oddane do użytkowania po 28.03.1990 roku (Załącznik nr 1)

1 500 1 300 1 300 spadek liniowy od 850 do 400

400

Źródła nowe oddane do

użytkowania przed 29.03.1990 roku (Załącznik nr 2)

1 500 1 300 1 300 spadek liniowy od 850 do 400

400

Źródła nowe oddane do użytkowania po 28.03.1990 roku (Załącznik nr 2)

1 500 1 300 1 300 spadek liniowy od 850 do 400

400

Źródła nowe oddane do użytkowania po 27.11.2003 roku (Załącznik nr 3)

1 500 1 300 850 200 200 200

Źródło: Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 20 grudnia 2005 roku – w sprawie standardów emisyjnych z instalacji

39 Tabela 3. Standardy emisyjne pyłu (tabela pomija źródła mające indywidualnie ustalane standardy lub mające zostać wyłączone z eksploatacji do końca 2015 roku)

Wyszczególnienie Okres

obo-wiązywania < 5 ≥ 5 i < 50 ≥ 50 i < 100 ≥ 100 i < 500 > 500

Źródła istniejące oddane do użytkowania przed 29.03.1990 roku (Załącznik nr 1) do 31.12.2015 700 400 100 100 50 od 01.01.2016 200 100 100 100 50

Źródła istniejące oddane do użytkowania po 28.03.1990 roku (Załącznik nr 1) do 31.12.2015 630 400 100 100 50 od 01.01.2016 200 100 100 100 50

Źródła nowe oddane do

użytkowania przed 29.03.1990 roku (Załącznik nr 2) do 31.12.2015 700 400 100 100 50 od 01.01.2016 200 100 100 100 50

Źródła nowe oddane do

użytkowania po 28.03.1990roku, dla których decyzję o pozwoleniu na budowę wydano przed

07.10.1998 roku (Załącznik nr 2) do 31.12.2015 630 400 100 100 50 od 01.01.2016 200 100 100 100 50

Źródła nowe oddane do

użytkowania po 28.03.1990roku, dla których decyzję o pozwoleniu na budowę wydano po 06.10.1998 roku (Załącznik nr 2) do 31.12.2015 630 400 50 50 50 od 01.01.2016 200 100 50 50 50

Źródła nowe oddane do

użytkowania po 27.11.2003 roku (Załącznik nr 3)

100 100 50 30 30

Źródło: Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 20 grudnia 2005 roku – w sprawie standardów emisyjnych z instalacji

Po dokonaniu przeglądu sytuacji rynkowej i odniesieniu uzyskanych informacji do wprowadzonych standardów, widać, że dla kotłów węglowych, powszechnie stosowanych w ciepłownictwie, największe zmiany będą spowodowane nowymi limitami emisji SO₂ i pyłów. Stosunkowo wyższe limity dla tlenków azotu wynikają z trudności w ich redukcji i pociągałyby konieczność bardzo wysokich inwestycji. Dla każdej substancji występuje zróżnicowanie dopuszczalnej ilości mg/m³ w zależności od mocy źródła. Łagodniej potraktowano mniejsze

źródła, co daje im możliwość dostosowania technologii przy pomocy mniej kosztownych modernizacji. Rozpatrując emisję SO2 dla źródeł poniżej 50 MW, wystarcza zmiana jakościowa wykorzystywanego węgla, tj. spalanie węgla z zawartością siarki poniżej 0,6% oraz wartościach opałowych powyżej 23–24 GJ/Mg. Dla źródeł większej mocy, lub przy braku dostępności na rynku węgla o podanych parametrach, źródła muszą być wyposażone w instalacje do

40 odsiarczania spalin, co wiąże się z inwestycjami i podniesieniem kosztów eksploatacji. Jak widać z tabeli, bardzo znacząco ograniczono dopuszczalne standardy emisji dla pyłów. Istniejące

źródła są już wyposażane w instalacje odpylania, których skuteczność odpylania musi zostać podniesiona przed rokiem 2016. Stosuje się tutaj dwa rodzaje technologii odpylania, pierwsza to baterie multicyklonów w kombinacji z filtrami workowymi, a druga technologia oparta jest na elektrofiltrach. Multicyklony są znacznie tańsze pod względem inwestycyjnym i eksploatacyjnym, ale ich obecna sprawność odpylania zapewnia skuteczność do 100 mg/m³. Prace nad jej rozwojem cały czas trwają i może uda się w przyszłości uniknąć kosztów zabudowy drogich elektrofiltrów dla nowych instalacji (Kirsek S., Studencka J. 2009).

Rozpatrując standardy emisyjne dla instalacji spalających paliwa kopalne, nie można pominąć Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 roku w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) – Industrial Emission Directive w skrócie IED, która weszła w życie 7 stycznia 2011 roku. Nie można jeszcze mówić o jej bezpośredniej mocy prawnej w stosunku do rynku polskiego, ponieważ nie ma wydanych polskich rozporządzeń, jednakże należy się spodziewać,

że zostaną przygotowane w niedalekiej przyszłości. Jest to o tyle ważne, że dyrektywa istotnie zaostrza zatwierdzone limity emisji, szczególnie dla źródeł przemysłowych (dostawa ciepła powyżej 50% na potrzeby zakładów przemysłowych), których nie obejmują okresy przejściowe, tj. nowe limity będą obowiązywały już od 2016 roku. Dyrektywa odnosi się do wszystkich instalacji spalania powyżej mocy 50 MW termicznych. Limity wyznaczono dla trzech grup instalacji: od 50 do 100 MW, od 100 do 300 MW i instalacji powyżej 300 MW. Tabela 4 przedstawia limity emisji dla instalacji pracujących bez ograniczeń czasowych. W dyrektywie wydzielono instalacje mające ograniczony czas pracy i przeznaczone do derogacji, oraz źródła szczytowe, ale nie są one istotnym przedmiotem rozważań z punktu widzenia tej pracy.

41 Tabela 4. Limity emisyjne dla instalacji pracujących bez ograniczeń czasowych

Źródło ^Rodzaj emisji Instalacja od 50 do 100 MW Emisja [mg/Nm³] Instalacja od 100 do 300 MW Emisja [mg/Nm³] Instalacja powyżej 300 MW Emisja [mg/Nm³]

Pozwolenie na budowę ^przed

07.I.2013 po 07.I.2013 przed 07.I.2013 po 07.I.2013 przed 07.I.2013 po 07.I.2013 Kocioł węglowy (6% O₂ w spalinach) SO_x 400 400 250 200 200 150 NOx 300 300 200 200 200 150 Pył 30 20 25 20 20 10 Kocioł biomasowy (6% O2 w spalinach) SOx 200 200 200 200 200 150 NO_x 300 250 250 200 200 150 Pył 30 20 20 20 20 20 Kocioł olejowy (3% O2 w spalinach) SO_x 350 350 250 200 200 150 NOx 450 300 200 150 150 100 Pył 30 20 25 20 20 10 Kocioł gazowy (3% O₂ w spalinach) SOx 35 35 35 35 35 35 NOx 100 100 100 100 100 100 Pył 5 5 5 5 5 5 CO 100 100 100 100 100 100 Turbina gazowa (5% O2 w spalinach) SO_x na na na na na na NOx 50 50 50 50 50 50 Pył na na na na na na CO 100 100 100 100 100 100 Silnik spalinowy (15% O2 w spalinach) SO_x na na na na na na NOx 100 75 100 75 100 75 Pył na na na na na na CO 100 100 100 100 100 100

Źródło: Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 roku w sprawie emisji