PROGNOZA ODDZIAŁYWANIA NA ŚRODOWISKO dokumentu

PROGNOZA ODDZIAŁYWANIA NA ŚRODOWISKO
dokumentu
„PROGRAM ROZWOJU KOGENERACJI W POLSCE”
Warszawa, styczeń 2011
Spis treści
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Streszczenie w języku niespecjalistycznym
Wstęp
Tło problemu – wprowadzenie
Cel i zakres. Prognozy
Zawartość, główne cele Programu oraz jego powiązania z innymi dokumentami.
4.1. Zawartość Programu rozwoju kogeneracji w Polsce
4.2. Miejsce Kongeneracji w „Polityce energetycznej Polski do roku 2030”
4.3. Identyfikacja uwarunkowań rozwoju Kogeneracji
4.3.1. Dotychczasowy rozwój i aktualny stan kogeneracji w Polsce
4.3.2. Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji w aspekcie wdrażania
Dyrektywy UE w sprawie wspierania kogeneracji
4.3.3.
Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji w obszarze związanym
dyrektywą o emisjach przemysłowych (IED)
4.3.4.
Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej oraz emisji CO2
2
15
17
21
25
25
26
27
27
28
30
31
4.4. Wstępna identyfikacja i ocena barier rozwoju Kogeneracji
31
4.4.1. Bariery utrudniające rozwój kogeneracji
32
4.4.2. Bariery ekonomiczne
32
4.4.3. Bariery emisyjne
33
4.4.4. Bariery administracyjne i społeczne
34
4.4.5. Bariery rozwoju systemów ciepłowniczych
34
4.4.6. Wsparcie rozwoju kogeneracji – Analiza problemu w wybranych krajach
35
4.5. Prognoza zapotrzebowania na ciepło do roku 2030
36
4.6. Prognoza całkowitego i technicznego potencjału wysokosprawnej kogeneracji
do roku 2030
37
4.7. Określenie poziomu koniecznego i uzasadnionego poziomu finansowego
wsparcia Kogeneracji
47
Powiązania z innymi dokumentami
49
5.1. Zawartość projektu Polityki energetycznej Polski do 2030 roku
49
5.2. Główne cele i kierunki działań przyjęte w projekcie Polityki
50
5.3.Powiązania z innymi dokumentami
53
Wpływ realizacji Programu na środowisko
55
6.1. Ochrona powietrza i klimatu
55
6.2. Nowe wyzwania emisyjne na tle dotychczasowej polityki UE w tym zakresie
59
6.3. Kierunki integracji aspektów ochrony powietrza w polityce energetycznej i
ekologicznej Państwa
61
6.4. Wyzwania i wymagane zmiany istniejącego stanu prawnego-ocena
zaawansowania w Polsce
63
6.5. Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko
68
6.6 Oddziaływanie na środowisko przyrodnicze
72
6.7. Gospodarka wodno-ściekowa
75
7. Rekomendacje
79
7.1. Spełnienie wymagań najlepszej dostępnej techniki BAT
80
7.2. Opis i analiza wykorzystanych danych i zastosowanych metod oceny
81
7.3. Skutki dla zabudowy i zagospodarowania przestrzennego i ocena zgodności z MPZP 83
7.4. Proponowane działania minimalizujące ujemny wpływ na środowisko
90
7.5. Propozycja monitoringu oddziaływania na etapie budowy i eksploatacji
92
7.6. Analiza możliwych konfliktów społecznych związanych z planowanym przedsięwzięciem
oraz zagrożenia i korzyści dla innych użytkowników środowiska
93
7.7. Analiza przedsięwzięcia z punktu widzenia spełnienia wymagań, o których mowa
w art. 143 ustawy poś oraz z punktu widzenia najlepszej dostępnej techniki bat
94
Wnioski
97
Literatura
100
1
STRESZCZENIE W JĘZYKU NIESPECJALISTYCZNYM
Celem strategicznej oceny oddziaływania na środowisko projektu „Programu Rozwoju
w Polsce Kogeneracji” jest zapewnienie możliwie wysokiego poziomu ochrony środowiska
jako całości oraz równoważenia rozwoju kraju w segmencie „Polityki Energetycznej Polski”
do 2030r. Dla przeprowadzenia tego procesu opracowano „Prognozę Oddziaływania na
Środowisko”, która ocenia w jakim stopniu projekt „Programu Rozwoju w Polsce
Kogeneracji” uwzględnia zasady zrównoważonego rozwoju, określając prawdopodobne
skutki środowiskowe wdrożenia.
W „Programie…” jako nadrzędne kryterium przyjęto ocenę zgodności celów projektu
„Programu Rozwoju w Polsce Kogeneracji” z celami unijnych i krajowych dokumentów
strategicznych, w tym dokumentów określających politykę rozwoju kraju, politykę
energetyczną, a głównie politykę ekologiczną Polski. Oceniono potencjalny wpływ ustaleń
projektu „Programu…” na poszczególne komponenty środowiska.
Ze względu na powiązania rozwoju Kogeneracji w Polsce (będącego elementem
Polityki Energetycznej kraju) z innymi dziedzinami społeczno gospodarczymi ustalenia
programu oraz Prognozy oddziaływania tego Programu na środowisko uwzględnione zostały
następujące dokumenty strategiczne:
 Strategia Rozwoju Kraju
 Koncepcja Przestrzennego Zagospodarowania Kraju
 Krajowa Strategia Rozwoju Regionalnego
 Polityka Energetyczna Polski 2030r wraz z opracowaną do niej oceną
strategiczną oddziaływania na środowisko
 Inne dokumenty strategiczne dotyczące przemysłu, rolnictwa, leśnictwa oraz
budownictwa.
Umacnianie się koncepcji ekorozwoju w kształtowaniu procesów społecznogospodarczych pozwala myśleć nie tylko o działaniach chroniących środowisko przyrodnicze,
ale także stwarzać podstawowy do odbudowy utraconych jego walorów.
Mając powyższe na uwadze Rada Ministrów w dniu 10 listopada 2009 r. Uchwałą Nr
202/2009 przyjęła nową „Politykę energetyczną Polski do 2030 roku” w miejsce „Polityki
energetycznej Polski do 2025 roku” z dnia 4 stycznia 2005 r.
Aktualna „Polityka…” oprócz zmian merytorycznych wynikających bardzo z dużego
postępu technologicznego wytwarzania energii oraz bardzo istotnego wzrostu wymagań
ekologicznych zawiera również podwaliny pod przebudowę struktury pozyskiwania i
2
wytwarzania energii. Można nawet stwierdzić, że istniejące i perspektywiczne wymogi
ekologiczne (głównie emisja CO2) stanowią podstawę formułowania kierunków i celów
krajowej polityki energetycznej, kompatybilnej z polityką UE.
Przedstawiona prognoza oddziaływania odnosi się do dokumentów i treści „Programu
Rozwoju Wysokosprawnej Kogeneracji w Polsce” oraz w szczególności z Ustawy z dnia 3
października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale
społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko.
Merytoryczną/formalną podstawę opracowania raportu stanowi dział IV, ustawy z
dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale
społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (Dz.U.
Nr 199, poz. 1227) z 2008 roku. Aktualne, polskie przepisy prawne w tym zakresie pozostają
w pełnej zgodności z postanowieniami dyrektywy SEA, uwzględniając także przepisy
dyrektyw dotyczących obszarów Europejskiej Sieci Ekologicznej Natura 2000.
Merytoryczną bazą była również pozytywnie przyjęta prognoza oddziaływania na środowisko
założeń „Polityki energetycznej Polski do 2030 r.”, wykonana w czerwcu 2009 r. na
zamówienie Ministra Gospodarki przez Proeko CDM Sp. z o.o.
W celu przeprowadzenia postępowania tzw. strategicznej oceny oddziaływania na środowisko
i skutków jej realizacji sporządza się w pierwszej kolejności prognozę oddziaływania na
środowisko, która zgodnie z art. 51 ust. 2 ustawy UIOŚ ma określać, analizować i oceniać:
-
istniejący stan środowiska oraz potencjalne zmiany tego stanu w przypadku braku
realizacji projektowanego dokumentu;
-
stan środowiska na obszarach objętych przewidywanym znaczącym oddziaływaniem;
-
istniejące problemy ochrony środowiska istotne z punktu widzenia realizacji
projektowanego dokumentu, w szczególności dotyczące obszarów podlegających
ochronie na podstawie ustawy z dnia 16 kwietnia 2004 r. o ochronie przyrody,
-
cele ochrony środowiska ustanowione na szczeblu międzynarodowym, wspólnotowym i
krajowym, istotne z punktu widzenia projektowanego dokumentu, oraz sposoby, w jakich
te cele i inne problemy środowiska zostały uwzględnione podczas opracowywania
dokumentu;
-
przewidywane znaczące oddziaływania, w tym oddziaływania bezpośrednie, pośrednie,
wtórne, skumulowane, krótkoterminowe, średnioterminowe i długoterminowe, stałe i
chwilowe oraz pozytywne i negatywne, na cele i przedmiot ochrony obszaru Natura 2000
oraz integralność tego obszaru, a także na środowisko, a w szczególności na:
o różnorodność biologiczną, zwierzęta, rośliny,
3
o ludzi,
o wodę, powietrze i powierzchnię ziemi,
o krajobraz,
o klimat,
o zasoby naturalne,
o zabytki i dobra materialne.
z
uwzględnieniem
zależności
między
tymi
elementami
środowiska
i
między
oddziaływaniami na te elementy.
 Charakter ocenianego projektu
Projekt „Programu rozwoju kogeneracji w Polsce” jest dokumentem wyznaczającym cele
krótko i długookresowej strategii rozwoju tego segmentu Polityki Energetycznej Polski
2030r. Program określa ramowe zasady i warunki dostosowania działań oraz zmian formalnoprawnych umożliwiających osiągnięcie założonych celów, którymi są: podniesienie
sprawności wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (Kogeneracji), zmniejszenie kosztów
tego wytwarzania, a również bardzo istotnego ograniczenia presji na środowisko.
Polski sektor energetyczny, obejmujący elektrownie zawodowe i przemysłowe,
elektrociepłownie i przemysł paliwowy, na wytwarzaniu energii z tzw. odnawialnych źródeł
kończąc, zmuszony jest zmierzyć się z narastającymi w ostatnich latach poważnymi
wyzwaniami, mającymi zarówno swój wymiar krajowy, jak i globalny. Występujące w kraju
uwarunkowania wyjściowe emisji zanieczyszczeń i gospodarki energetycznej, nasilające się
w
skali
globalnej,
wymuszają
podejmowanie
odpowiednio
zaplanowanych
i
skoordynowanych działań, mających na celu:
 znaczące zwiększenie efektywności energetycznej polskiej gospodarki, w miarę
możliwości przy powstrzymaniu, a co najmniej spowolnieniu wzrostu poziomu
konsumpcji energii pierwotnej;
 co najmniej utrzymanie, a docelowo zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego
kraju;
 znaczące (proporcjonalne do ww. celu) ograniczenie emisji zanieczyszczeń do
wszystkich komponentów środowiska, w tym głównie ograniczenie emisji CO2,
 jeszcze większe ograniczenie presji na środowisko, związanych z pozyskiwaniem
nośników i wytwarzaniem oraz konsumpcją energii.
Szczególnie w tej ostatniej sferze ciążą na Polsce poważne zobowiązania międzynarodowe, w
tym w kwestii przeciwdziałania zmianom klimatu oraz ograniczania emisji do powietrza
4
zanieczyszczeń
mogących
przemieszczać
się
na
dalekie
odległości,
nakazujące
systematycznie i znacząco ograniczać emisję dwutlenku węgla, dwutlenku siarki, tlenków
azotu, pyłów i innych substancji charakterystycznych dla procesów spalania nieodnawialnych
źródeł energii.
Polska energetyka, a w zakresie wytwarzania i konsumpcji energii przez całą drugą
połowę XX oraz obecnie, stanowi najpoważniejsze źródło oddziaływania na środowisko,
mimo że w ostatniej dekadzie XX wieku oraz pierwszej XXI miał miejsce w Polsce ogromy
postęp w ograniczaniu uciążliwości energetyki.
W dniu 10 listopada 2009 roku Rada Ministrów podjęła uchwałę w sprawie przyjęcia
„Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”. Zgodnie z tym dokumentem za podstawowe
zostało uznanych 6 kierunków polityki energetycznej:
 Poprawa efektywności energetycznej,
 Wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii,
 Dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie
energetyki jądrowej,
 Rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw,
 Rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii,
 Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.
Po raz pierwszy w historii formułowania polityki państwa w obszarze energetyki przyjęty
dokument nie tylko zauważa technologię skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej
i ciepła, ale uznaje ją za jedną z najistotniejszych dla realizacji aż 4 z wymienionych powyżej
6 kierunków, wyróżnionych podkreśloną czcionką.
W celu poprawy efektywności energetycznej zapowiedziana została realizacja celu
szczegółowego związanego z kogeneracją, tj.: „Dwukrotny wzrost do roku 2020 produkcji
energii elektrycznej wytwarzanej w technologii wysokosprawnej kogeneracji, w porównaniu
do produkcji w 2006 r.”
Należy podkreślić, że przeprowadzona w ramach niniejszej Prognozy analiza
potwierdza, iż zamierzenia zawarte w „Programie Rozwoju Kogeneracji w Polsce” są zbieżne
z Polityką Energetyczną Polski do 2030 roku, z zapisami Strategii Rozwoju Kraju, oraz
Narodowej Spójności, opracowanej i zaakceptowanej w 2006 roku przez Komisję Europejską.
Przedstawiając bezpośrednie skutki realizacji przedstawionego Programu należy
zauważyć, że odnosi się on do sfery mającej podstawowe znaczenie dla rozwoju Kraju z
uwagi na fakt, że wytwarzanie i konsumpcja energii stanowi fundament aktualnie
5
funkcjonującego systemu społeczno-gospodarczego i warunkuje poziom życia oraz
konsumpcji zbiorowej i indywidualnej.
Zgodnie z obowiązującą w Polsce zasadą zrównoważonego rozwoju, której przyznano rangę
konstytucyjną formalne i praktyczne wypełnienie wymogów ochrony środowiska musi
stanowić warunek konieczny dla programowania i realizacji procesów przebudowy,
modernizacji i rozbudowy infrastruktury energetycznej.
Realizacja przedstawionego w „Programie…” scenariusza oznacza w praktyce
realizacje na terenie praktycznie całego kraju setek szczegółowych zamierzeń, z których
zdecydowana większość powodować będzie określone, nie tylko negatywne, ale bardzo
często także pozytywne skutki środowiskowe, a szczególnie w zakresie ochrony zmian
klimatu i ochrony powietrza spełniające wymagania dyrektywy o emisjach przemysłowych
(IED z 21 grudnia 2007r.)
Cel nadrzędny Programu został rozpisany na kilka celów operacyjnych. Najważniejszy
z nich to konieczność systemowego wdrożenia Kogeneracji w Polsce polegającego na
stworzeniu mechanizmów prawnych oraz ekonomicznych umożliwiających powszechne
stosowanie tego rozwiązania z bardzo dobrym efektem gospodarczym i ochrony środowiska.
Źródłami bowiem obecnej niewydolności gospodarki w tym zakresie jest niespójny system
organizacyjno-prawny, ekonomiczno-finansowy oraz brak instrumentów wykonawczych,
warunkujących skuteczność funkcjonalną, ekonomiczną oraz skuteczność w ograniczeniu
presji na środowisko produkcji energii elektrycznej i ciepła. Stąd postulat wdrożenia
„Programu rozwoju Kogeneracji w Polsce” jest w pełni zasadny.
 Problemy i obszary problemowe wdrożenia „Programu rozwoju Kogeneracji w
Polsce”
W projekcie „Programu rozwoju Kogeneracji w Polsce” przedstawiono obszerną diagnozę
stanu gospodarki elektroenergetycznej w kontekście możliwości pokrycia rosnących potrzeb
w tym zakresie, sprawności wytwarzania oraz możliwości spełnienia ekologicznych
krajowych i unijnych wymagań ochrony środowiska.
W ocenie oddziaływania na środowisko skoncentrowano się natomiast na identyfikacji
środowiskowych problemów związanych z wdrożeniem ww. Programu, wskazując przede
wszystkim na te, których rozwiązanie wymaga podjęcia przez administrację rządową i
samorządową różnego szczebla decyzji prawnych i administracyjnych umożliwiających jego
wdrożenie. Program wśród priorytetowych działań na rzecz podnoszenia efektywności
energetycznej wytwarzania energii elektrycznej i ciepła i związanym z tym bardzo istotnym
6
ograniczeniem wpływu na środowisko w porównaniu z wytwarzaniem rozdzielonym –
osobno energia elektryczna i osobno ciepło na potrzeby centralnego ogrzewania i ciepłej
wody użytkowej.
Do kategorii najważniejszych możliwych oddziaływań programu kogeneracji na
środowisko można zaliczyć:
 emisje substancji powodujących zanieczyszczenie atmosfery (przede wszystkim
podczas eksploatacji instalacji spalania paliw.
 przekształcenia powierzchni ziemi (podczas budowy) oraz jej fizycznych i
chemicznych właściwości.
 emisje hałasu (podczas budowy i eksploatacji praktycznie wszystkich obiektów tego
typu);
 zmiany lokalnego mikroklimatu (zwłaszcza podczas eksploatacji dużych obiektów);
 zanieczyszczenie wód, zaburzenie stosunków wodnych;
 degradację krajobrazu;
Warto jednak podkreślić, że powyższa lista ma jedynie charakter poglądowy. Podczas
realizacji konkretnych inwestycji część wymienionych wyżej oddziaływań oraz ich skutki
mogą w ogóle nie występować, lub objawiać się w pomijalnej, mało znaczącej skali, a
ponadto ich natężenie może zmienić się w czasie, różniąc się istotnie w fazie budowy i
eksploatacji instalacji. W dalszej części prognozy przedstawiono w związku z tym
podstawowe
informacje
na
temat
najważniejszych
z
punktu
widzenia
skutków
środowiskowych rodzajów oddziaływań.
Zagrożeń tych można będzie jednak uniknąć, lub znacząco je zredukować, w
przypadku stworzenia preferencji dla rozwoju energetyki rozproszonej, wykorzystującej
odpadową biomasę roślinną i płynną do wytwarzania biogazu jako źródła energii
elektrycznej, a także ciepła wytwarzanego w kogeneracji, głównie na potrzeby lokalne.
Tradycyjne metody konwersji paliw kopalnych w energię elektryczną i cieplną
stanowią obecnie główne źródło oddziaływań na środowisko w Polsce, wpływając w
szczególności na poziom zanieczyszczenia powietrza. Podejmowane w minionym 20-leciu
działania pozwoliły ten problem istotnie ograniczyć i zapewnić redukcję emisji
podstawowych zanieczyszczeń ze spalania paliw (pyłu, dwutlenku siarki i tlenków azotu)
odpowiednio o ponad 85%, 65% i 50%. Wprowadzone w roku 2008 i planowane po roku
2015 dalsze zaostrzenie standardów emisyjnych powinno zapewnić kolejne spadki emisji
nawet w sytuacji szybkiego wzrostu produkcji energii w oparciu o węgiel.
7
Przystąpienie przez Polskę do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w Sprawie
Zmian Klimatu postawiło przed inwestorami zupełnie nowe wyzwania. Dla sprostania
wymogom nowoczesności nie wystarcza już ograniczenie emisji tradycyjnych zanieczyszczeń
powietrza – dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu, ale sprawa pierwszoplanową staje się
obniżenie ładunku gazów cieplarnianych, a przede wszystkim dwutlenku węgla. Budowa
nowych obiektów energetycznych musi umożliwiać spełnienie tych wymogów i gwarantować
redukcję emisji CO2, widząc przy tym potrzebę racjonalizowania podejścia do ograniczenia
emisji CO2 (energetyka odnawialna, kogeneracja itp.).
Bardzo pozytywnym bodźcem dla osiągnięcia tego celu: zwiększenia efektywności
energetycznej i bezpieczeństwa dostaw, oraz poprawy stanu jakości środowiska i jej
wymogów w skali kraju, może być promocja rozwoju sieci tzw. rozproszonych źródeł energii.
Ewentualny problem oddziaływania „źródeł rozproszonych” na lokalne warunki środowiska
ma wymiar hipotetyczny, bowiem odpowiednie ustalenie standardów emisyjnych i ich
egzekwowanie powinno zapewnić dotrzymywanie wymogów jakości środowiska, przy
jednoczesnych niewątpliwych korzyściach związanych ze zwiększeniem efektywności
wytwarzania energii i redukcji jej strat w systemach przesyłowych.
Głównym celem polityki energetycznej w tym obszarze jest zapewnienie ciągłego pokrycia
zapotrzebowania na energię przy uwzględnieniu maksymalnie możliwego wykorzystania
krajowych zasobów oraz przyjaznych środowisku technologii, tym bardziej, że obecne
uzależnienie polskiej gospodarki od importu gazu wynosi ponad 70% a ropy naftowej ponad
95%.
Racjonalną alternatywą stają się małe źródła skojarzone o mocach od kilkudziesięciu
kilowatów do kilkudziesięciu megawatów.
Kluczowym zatem obszarem dla realizacji polityki energetycznej jest dążenie do
poprawy efektywności energetycznej gospodarki (wytwarzanie, konsumpcja i przesył). W
związku z tym niniejszy projekt „Programu rozwoju kogeneracji w Polsce” wyznacza bardzo
ambitne cele w tym zakresie.
 Oddziaływanie ustaleń projektu „Programu…” na środowisko
Przyjęte w Programie cele strategiczne i operacyjne, zakładając ich skuteczne wdrożenie,
przyczynią się do poprawy stanu gospodarowania węglem/paliwami, zaopatrzenie
miejscowych odbiorców energii elektrycznej i ciepła oraz poprawę jakości powietrza
atmosferycznego na miejskich obszarach i lokalizacji odbioru energii i ciepła oraz w skali
8
kraju, stanowiąc pierwszy etap wdrożenia wymogów Polityki Ekologicznej Polski do 2030r
oraz Polityki Ekologicznej.
Najkorzystniejszymi skutkami realizacji ustaleń projektu Programu będą:
 podniesienie sprawności wytwarzania energii elektrycznej i ciepła i związane z tym
ograniczenie zużycia węgla/paliwa w stosunku do wywarzania rozdzielnego,
 ograniczenie emisji zanieczyszczeń do powietrza, głównie CO2 oraz SO2, NOx i pyłu
w stopniu zgodnym z krajowymi i unijnymi wymaganiami formalno-prawymi.
 szczególnie istotne jest tu ograniczenie dwutlenku węgla (CO2), podejrzewanego za
główny czynnik zmian klimatu.
 drugim bardzo istotnym i pozytywnym aspektem wdrożenia Programu będzie
ograniczenie niekorzystnego obecnie stanu jakości powietrza (w strefach) w zakresie
PM10 i PM2,5,
 podniesienie sprawności wytwarzania oraz znaczne ograniczenie zużycia węgla
spowoduje
również
ograniczenie
wywarzania
odpadów
oraz
jednostkowe
zmniejszenie ilości pobieranej wody i odprowadzonych ścieków,
 racjonalnego, oszczędnego korzystania z zasobów ze środowiska,
 poprawy skuteczności w administrowaniu środowiskiem na miejskich obszarach
realizacji wysokosprawnej Kogeneracji,
 stworzenie efektywnego ekologicznie, ekonomicznie i skutecznego pod względem
prawnym systemu zarządzania rozwojem Kogeneracji.
Poprawa jakości środowiska (głównie ochrony powietrza i zmian klimatu) poza spełnieniem
wymagań środowiskowych wpłynie korzystnie na związane z nimi ekosystemy, a także
gatunki i siedliska cenne pod względem przyrodniczym.
Szczególną uwagę należy też zwrócić na istotne ograniczenie emisji CO 2 (gazu
odpowiedzialnego za efekt cieplarniany) oraz poprawę niekorzystnego obecnie stanu jakości
powietrza w strefach w zakresie PM10 i PM2,5, za które to przekroczenia Polska będzie
musiała ponosić bardzo znaczne kary płacone na konto Unii Europejskiej, a w przypadku CO2
za wykup uprawnień do jego emisji.
 Rozwiązywanie problemów
Optymalne rozwiązanie problemów wprowadzenia Programu Kogeneracji w Polsce,
uwzględniającej rozwój zrównoważony, w tym ograniczenie emisji CO2 oraz ograniczenie
ilości stref z przekroczeniami jakości powietrza w strefach wymaga skoordynowania działań
9
planistyczno-programowych na szczeblu krajowym i regionalnym. Dotyczy to szczególnie
przedstawionych w projekcie Programu
Poprawę sytuacji zapowiada przyjęta przez Radę Ministrów „Polityka energetyczna
Polski do roku 2030” [9]. Dokument ten kogeneracji poświęca wiele miejsca i uważa tę
technologię za jeden z najważniejszych sposobów realizacji 4 z 6 podstawowych kierunków
działania. Są nimi:

poprawa efektywności energetycznej,

wzrost bezpieczeństwa energetycznego,

rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii,

ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.
Wskazany w 2007 roku olbrzymi ekonomiczny potencjał kogeneracji wykorzystany
jest w Polsce w niedostatecznym zakresie. W 2008 roku w Polsce wyprodukowano
w skojarzeniu ok. 250 PJ ciepła, co oznacza, że wykorzystywane było zaledwie około 64%
potencjału uznanego za ekonomiczny. Pozwala to stwierdzić, że stosowane dotychczas w
Polsce mechanizmy wsparcia kogeneracji były i są niewystarczające. Nie tylko nie jest
wykorzystany potencjał kogeneracji zwymiarowany wielkością zapotrzebowania na ciepło
użytkowe, ale też stosowane technologie kogeneracji charakteryzują się małym wskaźnikiem
skojarzenia, tj. małym stosunkiem produkcji energii elektrycznej do produkcji ciepła. W 2008
roku wyprodukowane zostało w skojarzeniu zaledwie 25 TWh energii elektrycznej, co
stanowi około 35% energii potencjalnie możliwej do wyprodukowania przy wykorzystaniu
całego potencjału ekonomicznego. Przyczynami niedostatecznego rozwoju kogeneracji są
opisane w Programie oraz Prognozie OOS bariery o charakterze ekonomicznym
(finansowym), prawnym, administracyjnym i społecznym w pełni możliwe do pokonania.
Przy aktualnym poziomie rozwoju technologii energetycznych nie występują bariery o
charakterze technicznym.
W celu osiągnięcia pozytywnego efektu wdrożenia Kogeneracji w Polsce oraz
pokonania występujących barier konieczne jest wdrożenie systemu wsparcia.
Spośród krajów Unii Europejskiej Niemcy plasują się na pierwszym miejscu
w zakresie wprowadzonych mechanizmów wsparcia na etapie inwestycji i późniejszej
eksploatacji układów skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej.
Z przeprowadzonej analizy wynika, że stała, preferencyjna taryfa dotycząca ceny
sprzedaży energii elektrycznej na poziomie wytwórca – operator systemu jest w wielu krajach
UE niezbędnym mechanizmem. Poza ceną tzw. FIT stosowane są systemy dopłat określane
10
bonusami bądź premiami uzależnione od wielkości instalacji, rodzaju spalanego paliwa czy
też godzin pracy.
Zasługujące także na uwagę mechanizmy to obniżona cena gazu ziemnego lub
zredukowana stawka podatku paliwowego. Atutem są niewątpliwie granty inwestycyjne
oparte o programy funduszy UE bądź indywidualne granty rządowe czy samorządów
terytorialnych. Na poziomie inwestycji ciekawą zachętą dla przedsiębiorstw są ulgi
podatkowe, jak zmniejszenie stawki podatkowej czy zwolnienie z opłat za niektóre produkty.
Należy zwrócić uwagę, że postawienie celu podwojenia wytwarzania w kogeneracji
do roku 2020 w przyjętej „Polityce energetycznej Polski do roku 2030” ma swoje
odpowiedniki w celach stawianych przez rządy innych krajów, a w przypadku Niemiec cel
ten jest identyczny. Podobny cel został już wcześniej zrealizowany w Danii.
Z przeprowadzonego przeglądu można wyciągnąć wnioski co do wyboru
mechanizmów wsparcia, które powinny być rozpatrzone w niniejszej pracy. Są to:

Działania prowadzące do rozwoju rynku ciepła użytkowego głównie poprzez zapisy
prawne pozwalające nakładać na określonych obszarach obowiązek podłączania
nowych budynków do sieci ciepłowniczej;

Mechanizm pozwalający wytwórcy energii elektrycznej w skojarzeniu uzyskiwać
wyższe od rynkowych przychody z wytwarzania energii elektrycznej; mechanizm ten
może być zrealizowane zarówno poprzez obrót świadectwami pochodzenia, jak i stałe
ceny; wysokość dodatkowych środków może być zależna od rodzaju paliwa oraz
mocy i wieku instalacji;

Dofinansowanie inwestycji (granty), uzależnione zarówno od rodzaju paliwa, jak i
wielkości instalacji.
Należy zatem rozważyć możliwość ujednolicenia systemów wsparcia wytwarzania
energii elektrycznej w skojarzeniu oraz ze źródeł odnawialnych. Porównywanie obu
technologii powinno następować poprzez wielkość unikniętej emisji CO2 lub uniknięte koszty
zewnętrzne.
Na etapie opracowywania wyżej wymienionych dokumentów powinny nastąpić
uściślenia sposobów rozwiązywania problemu wprowadzania Kogeneracji, z uwzględnieniem
wymogów ochrony środowiska.
Ważnym elementem działań na rzecz ochrony środowiska jest identyfikacja i zarządzanie
ochroną środowiska na obszarach miast wprowadzających rozwój źródeł kogeneracyjnych.
Istotnym narzędziem ochrony środowiska identyfikującym uciążliwości i konflikty
11
środowiskowe i społeczne będą Oceny Oddziaływania na Środowisko projektowanych
przedsięwzięć.
Przedstawione w projekcie Programu cele i kierunki działań powinny stać się
przesłankami energetycznego kształtowania przestrzennego rozwoju kraju i regionów/miast.
W Programie powinny znaleźć się rekomendacje dotyczące wyznaczania w
Koncepcjach rozwoju miast i infrastruktury ich zaopatrzenia w energię elektryczną oraz
ciepło wyznaczenia:
 obszarów problemowych gospodarki energetycznej w aspekcie wytwarzania i
dystrybucji energii elektrycznej i ciepła,
 obszarów problemowych stanu jakości powietrza atmosferycznego w zakresie PM10 i
PM2,5
 obszarów ważnych w kraju z tego tytułu
 określenie warunków wdrożenia tych działań w zakresie technicznym oraz zmian
prawa
 Środowiskowe i gospodarcze skutki braku realizacji projektu Programu
Brak realizacji projektu Programu w najbliższych latach (do 2016) będzie powodować
liczne negatywne konsekwencje gospodarcze i środowiskowe. Utrzymanie mało wydajnego
systemu rozdzielnej gospodarki energetycznej będzie prowadzić do nieskoordynowanych
działań inwestycyjnych i planistycznych, skutkując nieefektywnym wykorzystywaniem
paliwa/węgla,
pogorszenia
stanu
jakości
środowiska
oraz
środków
finansowych
przeznaczonych na realizację Polityki Energetycznej Polski 2030.
Brak realizacji projektu Programu będzie oznaczać kontynuację dotychczasowej polityki
w tej dziedzinie, co prawdopodobnie spowoduje:
 nieosiągnięcie celów wynikających z ustawodawstwa europejskiego co wywoła
dotkliwe sankcje ze strony Wspólnoty,
 niedostateczną kontrolę nad działaniami zmierzającymi do optymalnego z punktu
widzenia gospodarczego i ekologicznego poprawy jakości środowiska,
 czasowe lub przestrzenne ograniczenia zapotrzebowania ludności lub przemysłu
na energię elektryczną i ciepło.
 Podsumowanie
12
Projekt „Programu rozwoju Kogeneracji w Polsce” opiera się na analizie Polityki
Energetycznej Polski 2030 i wyborze najbardziej optymalnego wariantu osiągnięcia
zawartych tam zadań.
Analiza ta wskazuje, że najbardziej racjonalne działania powinny rozpocząć się
wprowadzeniem do realizacji przedstawionego w projekcie „Programu rozwoju Kogeneracji
w Polsce”.
Projekt Programu koncentruje się na niezbędnych elementach systemowej realizacji
PEP 2030, do których zalicza:
 spójne prawo z bieżącą oceną jego wykonalności
 system ekonomiczno-finansowy przybliżający samofinansowanie rozwoju
Kogeneracji
13
1.
Wstęp
Niniejsze opracowanie jest załącznikiem do I etapu pracy pt. „Program Rozwoju w Polsce
Kogeneracji” i stanowi prognozę oddziaływania na środowisko w/w „Programu”. Program
wraz z Prognozą realizowane są na zamówienie Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni
Zawodowych przez Uczelniane Centrum Badawcze Energetyki i Ochrony Środowiska
Politechniki Warszawskiej na podstawie Umowy nr 501H/4433/0530/000 z 2009r.
Bazą formalną jej wykonania są opracowania:
 Opracowanie założeń i kluczowych elementów „Programu Rozwoju w Polsce
Kogeneracji – UCBEiOŚ Politechniki Warszawskiej z czerwca 2010 r.,
 Polityka energetyczna Polski do 2030 r. – RM, listopad 2009 r.,
 Prognoza oddziaływania na środowisko dokumentu „Polityka energetyczna Polski do
20130 r. – Ministerstwo Gospodarki/Proeko CDM Sp. z o.o. Warszawa, czerwiec
2009 r.
Od 1990 roku w sektorze paliwowo - energetycznym dokonywane są systemowe
przekształcenia, a celem tych przekształceń jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego
państwa, rozumianego jako stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i
perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i
ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu coraz ostrzejszych wymagań ochrony
środowiska.
Kluczowym bowiem założeniem strategii rozwoju kraju oraz działania w ochronie
środowiska jest przekonanie, że społecznie oczekiwany i humanitarnie uzasadniony rozwój i
postęp cywilizacyjny może być rozwijany w pełnej zgodności z wymogami ekologii.
Umacnianie się koncepcji ekorozwoju w kształtowaniu procesów społeczno-gospodarczych
pozwala myśleć nie tylko o działaniach chroniących środowisko przyrodnicze, ale także
stwarzać podstawowy do odbudowy utraconych jego walorów.
Mając powyższe na uwadze Rada Ministrów w dniu 10 listopada 2009 r. Uchwałą Nr
202/2009 przyjęła nową „Politykę energetyczną Polski do 2030 roku” w miejsce „Polityki
energetycznej Polski do 2025 roku” z dnia 4 stycznia 2005 r.
Aktualna „Polityka…” oprócz zmian merytorycznych wynikających z bardzo dużego postępu
technologicznego
wytwarzania
energii
oraz
bardzo
istotnego
wzrostu
wymagań
ekologicznych zawiera również podwaliny pod przebudowę struktury pozyskiwania i
wytwarzania energii. Można nawet stwierdzić, że istniejące i perspektywiczne wymogi
ekologiczne (głównie emisja CO2) stanowią podstawę formułowania kierunków i celów
krajowej polityki energetycznej, kompatybilnej z polityką UE.
14
Zatem jednym z najbardziej istotnych zagadnień uzasadniających celowość realizacji
inwestycji przemysłowych/energetycznych jest efekt ekologiczno-ekonomiczny określany i
oceniany w ocenach oddziaływania na środowisko takich działań.
Oceny oddziaływania na środowisko obok planów zagospodarowania przestrzennego,
instytucji opłat i kar oraz działań proekologicznych stały się w Polsce podstawowym
instrumentem ochrony środowiska. Zmiany zachodzące obecnie sytuują procedurę OOS jako
uniwersalny system zarządzania środowiskiem.
W działaniach na rzecz ochrony środowiska podejmowanych na szczeblu globalnym,
wspólnotowym czy krajowym (sektorowym) bardzo dużą wagę przykłada się do planów i
programów działania ustalających cele, zadania, hierarchię i harmonogram realizacji zadań.
W systemie prawa polskiego ustawa Prawo Ochrony Środowiska wprowadziła cały system
wymaganych OOŚ.
Projekty takich dokumentów jak: polityki, strategie, plany lub programy, których
opracowywanie przewidziane jest w ustawach, a które sporządzają centralne lub wojewódzkie
organy administracji publicznej wymagają przeprowadzenia postępowania w sprawie oceny
oddziaływania na środowisko. Odnosi się to do projektów dokumentów sektorowych z
zakresu przemysłu, energetyki, transportu, telekomunikacji, gospodarki wodnej, gospodarki
odpadami, leśnictwa, rolnictwa, rybołówstwa, turystyki oraz wykorzystywania terenów (art.
46 pkt 2 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego
ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na
środowisko), a także do zmian do przyjętych dokumentów. Postępowanie w sprawie oceny
oddziaływania na środowisko przeprowadza się na podstawie prognozy, której zakres jest
wspólny dla projektów wszystkich sektorowych dokumentów strategicznych i zapisany został
w art. 51 w/w. ustawy . Regulacje te są jedynymi odnoszącymi się do zakresu prognoz
sporządzanych do projektów dokumentów sektorowych.
Aktualna „Polityka…” oprócz zmian merytorycznych wynikających z bardzo dużego Należy
zaznaczyć, że postępowanie w sprawie oceny oddziaływania na środowisko przeprowadza się
w przypadku projektów tych dokumentów strategicznych, które łącznie spełniają następujące
kryteria:
 dotyczą: przemysłu, energetyki, transportu, telekomunikacji, gospodarki wodnej,
gospodarki odpadami, leśnictwa, rolnictwa, rybołówstwa, turystyki oraz wykorzystywania
terenów;
 są opracowywane przez centralne lub wojewódzkie organy administracji publicznej;
 obowiązek ich opracowywania wynika z ustaw.
15
Organ odpowiedzialny za sporządzenie dokumentu sektorowego wraz z prognozą winien
zapewnić możliwość udziału społeczeństwa w postępowaniu w sprawie oceny oddziaływania
na środowisko, zebrać uwagi i wnioski oraz poinformować o sposobie ich wykorzystania,
zgodnie z art. 54 i 55 w/w. ustawy.
Procedurę taką dla dokumentu „Polityka energetyczna Polski do 2030r” przeprowadził
Minister Gospodarki w roku 2009. Problem potrzeby rozwoju wysokosprawnej kogeneracji
zawarty jest w ww. dokumencie, a wykonana prognoza oddziaływania na środowisko dla
„Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” w ramach „Strategicznej oceny oddziaływania
na środowisko” w pełni potwierdza potrzebę rozwoju wysokosprawnej kogeneracji. Całość
procedury „Strategicznej oceny …” została zakończona we wrzeniu 2009 r., dając podstawę
do przyjęcia uchwały Rady Ministrów w sprawie wdrożenia „Polityki energetycznej Polski do
2030 r.”. Na bazie zawartych tam informacji oraz ustaleń i uzgodnień przedstawiony w
niniejszym opracowaniu „Program rozwoju wysokosprawnej kogeneracji mógłby być
realizowany.
Przedstawiona w niniejszym załączniku ocena oddziaływania uszczegóławia zagadnienia
wpływu na środowisko tego segmentu „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”, mając
na względzie prawdopodobną potrzebę sformułowania dla niej osobnego dokumentu
rządowego lub sektorowego. Przedstawione w załączniku informacje wpływu tego Programu
na środowisko mają być pomocne dla ewentualnego uzasadnienia takiej potrzeby. Stanowić
będzie również materiał wyjściowy dla właściwego organu do przeprowadzenia procedury
„Strategicznej oceny oddziaływania na środowisko Programu Rozwoju Wysokosprawnej
Kogeneracji w Polsce” wzorując się na takich dokumentach dla Polityki energetycznej Polski
do 2030 roku.
2.
Tło problemu - wprowadzenie
Polski sektor energetyczny, obejmujący szerokie spektrum branż, począwszy od przemysłu
wydobywczego – kopalnie węgla kamiennego i brunatnego oraz wydobycie ropy i gazu –
poprzez elektrownie zawodowe i przemysłowe, elektrociepłownie i przemysł paliwowy, na
wytwarzaniu energii z tzw. odnawialnych źródeł kończąc, zmuszony jest zmierzyć się z
narastającymi w ostatnich latach poważnymi wyzwaniami, mającymi zarówno swój wymiar
krajowy, jak i globalny. Występujące w kraju uwarunkowania wyjściowe nasilające się w
skali globalnej, wymuszają podejmowanie odpowiednio zaplanowanych i skoordynowanych
działań, mających na celu:
16
 znaczące zwiększenie efektywności energetycznej polskiej gospodarki, w miarę
możliwości przy powstrzymaniu, a co najmniej spowolnieniu wzrostu poziomu
konsumpcji energii pierwotnej;
 co najmniej utrzymanie, a docelowo zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego
kraju;
 jeszcze większe ograniczenie presji na środowisko, związanych z pozyskiwaniem
nośników i wytwarzaniem oraz konsumpcją energii.
Szczególnie w tej ostatniej sferze ciążą na Polsce poważne zobowiązania międzynarodowe, w
tym w kwestii przeciwdziałania zmianom klimatu oraz ograniczania emisji do powietrza
zanieczyszczeń
mogących
przemieszczać
się
na
dalekie
odległości,
nakazujące
systematycznie i znacząco ograniczać emisję dwutlenku węgla, dwutlenku siarki, tlenków
azotu, pyłów i innych substancji charakterystycznych dla procesów spalania nieodnawialnych
źródeł energii.
Polska energetyka, a w szerszym wymiarze wytwarzanie i konsumpcja energii we wszystkich
sektorach gospodarki, w drugiej połowie XX oraz obecnie, stanowiła najpoważniejsze źródło
oddziaływania na środowisko, mimo że w ostatniej dekadzie XX wieku oraz pierwszej XXI
wieku miał miejsce w Polsce ogromy postęp w ograniczaniu uciążliwości energetyki.
Należy podkreślić, że przeprowadzona w ramach niniejszej Prognozy analiza potwierdza, iż
zamierzenia zawarte w „Programie rozwoju kogeneracji w Polsce” są zbieżne z Polityką
Energetyczną Polski do 2030 roku, z zapisami Strategii Rozwoju Kraju, Polskiej Polityki
Energetycznej oraz Narodowej Spójności, opracowanej i zaakceptowanej w 2006 roku przez
Komisję Europejską.
Przedstawiając bezpośrednie skutki realizacji przedstawionego Programu należy zauważyć, że
odnosi się on do sfery mającej podstawowe znaczenie dla rozwoju Kraju z uwagi na fakt, że
wytwarzanie i konsumpcja energii stanowi fundament aktualnie funkcjonującego systemu
społeczno-gospodarczego i warunkuje poziom życia ora konsumpcji zbiorowej i
indywidualnej.
Zgodnie z obowiązującą w Polsce zasadą zrównoważonego rozwoju, której przyznano rangę
konstytucyjną, koszty środowiskowe należy bezwzględnie minimalizować, a formalne i
praktyczne wypełnienie wymogów ochrony środowiska musi stanowić warunek konieczny
dla programowania i realizacji procesów przebudowy, modernizacji i rozbudowy
infrastruktury energetycznej.
Realizacja przedstawionego w „Programie…” scenariusza oznacza w praktyce realizacje na
terenie praktycznie całego kraju setek szczegółowych zamierzeń, z których zdecydowana
17
większość powodować będzie określone, nie tylko negatywne, ale także pozytywne skutki
środowiskowe.
Podstawowym źródłem negatywnych oddziaływań na środowisko będzie oczywiście
eksploatacja urządzeń wytwarzających energię elektryczną i cieplną.
Spaliny z procesów termicznej konwersji paliw węglowych na energię, pogarszają lokalnie
jakość powietrza, mogą być źródłem zanieczyszczenia gleb oraz utrudniać warunki bytowania
ludzi, ssaków, ptaków, płazów, gadów i owadów, a także niektórych cennych i wrażliwych
gatunków roślin.
Do kategorii najważniejszych możliwych oddziaływań programu kogeneracji na środowisko
można zaliczyć:
 emisje substancji powodujących zanieczyszczenie atmosfery (przede wszystkim
podczas eksploatacji instalacji spalania paliw.
 przekształcenia powierzchni ziemi (podczas budowy) oraz jej fizycznych i
chemicznych właściwości.
 emisje hałasu (podczas budowy i eksploatacji praktycznie wszystkich obiektów tego
typu);
 zmiany lokalnego mikroklimatu (zwłaszcza podczas eksploatacji dużych obiektów);
 zanieczyszczenie wód, zaburzenie stosunków wodnych;
 degradację krajobrazu;
Warto jednak podkreślić, że powyższa lista ma jedynie charakter poglądowy. Podczas
realizacji konkretnych inwestycji część wymienionych wyżej oddziaływań oraz ich skutki
mogą w ogóle nie występować, lub objawiać się w pomijalnej, mało znaczącej skali, a
ponadto ich natężenie może zmienić się w czasie, różniąc się istotnie w fazie budowy i
eksploatacji instalacji. W dalszej części prognozy przedstawiono w związku z tym
podstawowe
informacje
na
temat
najważniejszych
z
punktu
widzenia
skutków
środowiskowych rodzajów oddziaływań.
Zagrożeń tych można będzie jednak uniknąć, lub znacząco je zredukować, w przypadku
stworzenia preferencji dla rozwoju energetyki rozproszonej, wykorzystującej odpadową
biomasę roślinną i płynną do wytwarzania biogazu jako źródła energii elektrycznej, a także
ciepła wytwarzanego w kogeneracji, głównie na potrzeby lokalne.
Tradycyjne metody konwersji paliw kopalnych w energię elektryczną i cieplną stanowią
obecnie główne źródło oddziaływań na środowisko w Polsce, wpływając w szczególności na
poziom zanieczyszczenia powietrza. Podejmowane w minionym 20-leciu działania pozwoliły
ten problem istotnie ograniczyć i zapewnić redukcję emisji podstawowych zanieczyszczeń ze
18
spalania paliw (pyłu, dwutlenku siarki i tlenków azotu) odpowiednio o ponad 85%, 65% i
50%. Wprowadzone w roku 2008 i planowane po roku 2015 dalsze zaostrzenie standardów
emisyjnych powinno zapewnić kolejne spadki emisji nawet w sytuacji szybkiego wzrostu
produkcji energii w oparciu o węgiel.
Przystąpienie przez Polskę do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w Sprawie
Zmian Klimatu postawiło przed inwestorami zupełnie nowe wyzwania. Dla sprostania
wymogom BAT nie wystarcza już ograniczenie emisji tradycyjnych zanieczyszczeń
powietrza – dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu, ale sprawa pierwszoplanową staje się
obniżenie ładunku gazów cieplarnianych, a przede wszystkim dwutlenku węgla. Budowa
nowych obiektów energetycznych musi umożliwiać spełnienie tych wymogów i gwarantować
redukcję emisji CO2, widząc przy tym potrzebę racjonalizowania podejścia do ograniczenia
emisji CO2 (energetyka odnawialna, kogeneracja itp.).
Bardzo pozytywnym bodźcem dla osiągnięcia tego celu: zwiększenia efektywności
energetycznej i bezpieczeństwa dostaw, ale jednocześnie obarczonym pewnym ryzykiem
pogorszenia jakości środowiska w skali lokalnej, może być promocja rozwoju sieci tzw.
rozproszonych źródeł energii. Problem oddziaływania „źródeł rozproszonych” na lokalne
warunki środowiska ma wymiar hipotetyczny – odpowiednie ustalenie standardów
emisyjnych i ich egzekwowanie powinno zapewnić dotrzymywanie wymogów jakości
środowiska, przy jednoczesnych niewątpliwych korzyściach związanych ze zwiększeniem
efektywności wytwarzania energii i redukcji jej strat w systemach przesyłowych.
Głównym celem polityki energetycznej w tym obszarze jest zapewnienie ciągłego pokrycia
zapotrzebowania na energię przy uwzględnieniu maksymalnie możliwego wykorzystania
krajowych zasobów oraz przyjaznych środowisku technologii, tym bardziej, że obecne
uzależnienie polskiej gospodarki od importu gazu wynosi ponad 70% a ropy naftowej ponad
95%.
Racjonalną alternatywą stają się małe źródła skojarzone o mocach od kilkudziesięciu
kilowatów do kilkudziesięciu megawatów.
Kluczowym zatem obszarem dla realizacji polityki energetycznej jest dążenie do poprawy
efektywności energetycznej gospodarki (wytwarzanie, konsumpcja i przemysł). W związku z
tym niniejszy projekt „Programu rozwoju kogeneracji w Polsce” wyznacza bardzo ambitne
cele w tym zakresie.
Obok systemu „białych certyfikatów” istnieje potrzeba promocji wysokosprawnej
kogeneracji. Ministerstwo Gospodarki uznało, że rozwój wysokosprawnej kogeneracji jest
bardzo istotny dla krajowej polityki energetycznej, dając temu wyraz w treści „Polityki
19
energetycznej Polski do 2030 roku” poprzez założenie dwukrotnego wzrostu do 2020r.
produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w technologii wysokosprawnej kogeneracji, w
porównaniu do produkcji w 2006 r.
3. Cel i zakres. Prognozy
Niniejszy raport dotyczy strategii rozwoju kraju objętej pracami studialnymi, dotyczącymi
sformułowania „Programu rozwoju wysokosprawnej kogeneracji w Polsce”, który
przewidywany jest jako wyodrębniony segment „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”
„Program…” ma przyczynić się do spełnienia polskich i europejskich standardów oraz norm
ochrony środowiska dotyczących wysokosprawnej kogeneracji. Poprzez ich realizację
możliwe będzie osiągnięcie poprawy efektywności energetycznej wytwarzania energii
elektrycznej, ciepła oraz poprawy stanu środowiska w stopniu zgodnym z krajowymi i
międzynarodowymi standardami w tym zakresie.
Celem wykonania oceny jest określenie potencjalnego oddziaływania planowanego
„Programu…” na środowisko oraz jego poszczególne komponenty i określenie w tym
zakresie możliwości jego realizacji w proponowanym zakresie i miejscach (lokalizacjach), z
uwzględnieniem zastosowanych metod zapobiegawczych, kompensacyjnych itp. w świetle
standardów i norm ochrony środowiska.
Analiza
środowiskowa
ma
właśnie
na
celu
rozpoznanie
głównych
problemów
środowiskowych w obszarze krajowym i lokalnym planowanego przedsięwzięcia (programu).
Jej celem jest także identyfikacja wpływu proponowanego „Programu Wysokosprawnej
Kogeneracji” na środowisko, na obszarze kraju, oraz na obszarach lokalnego oddziaływania
budowanych pojedynczych źródeł.
Na
podstawie
istniejących
informacji
i
badań
przewiduje
się
zidentyfikowanie
najważniejszych problemów (kolizje i zagrożenia). Podstawą oszacowania wpływu na
środowisko są aktualne wytyczne, polityki rozwoju energetyki oraz istniejące i
perspektywiczne, krajowe i unijne standardy w zakresie ochrony środowiska, odnoszące się
do zakresu objętego przedmiotowym zadaniem.
Przedstawiona prognoza oddziaływania powinna się odnieść do dokumentów i treści
„Programu rozwoju kogeneracji w Polsce” oraz w szczególności z Ustawy z dnia 3
października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale
społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko.
Prognoza oddziaływania na środowisko „Programu Rozwoju Kogeneracji w Polsce” to
problem wieloaspektowy i dość złożony. Przedstawione w niniejszym rozdziale opracowania
20
informacje dotyczące oddziaływania proponowanego „Programu…” stanowią bardzo
syntetyczny (zbieżny z informacjami I etapu pracy) obszar ewentualnych uciążliwości dla
środowiska wynikających z jego realizacji. Przy formułowaniu występujących w skali kraju, a
odnoszących się do założeń „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” wykorzystano
informacje zawarte w OOŚ dla w/w strategii.
Merytoryczną/formalną podstawę opracowania raportu stanowi dział IV, ustawy z dnia 3
października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale
społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (Dz.U.
Nr 199, poz. 1227) z 2008 roku. Aktualne, polskie przepisy prawne w tym zakresie pozostają
w pełnej zgodności z postanowieniami dyrektywy SEA, uwzględniając także przepisy
dyrektyw dotyczących obszarów Europejskiej Sieci Ekologicznej Natura 2000.
Merytoryczną bazą była również pozytywnie przyjęta prognoza oddziaływania na środowisko
założeń „Polityki energetycznej Polski do 2030 r.”, wykonana w czerwcu 2009 r. na
zamówienie Ministra Gospodarki przez Proeko CDM Sp. z o.o.
W celu przeprowadzenia postępowania tzw. strategicznej oceny oddziaływania na środowisko
i skutków jej realizacji sporządza się w pierwszej kolejności prognozę oddziaływania na
środowisko, która zgodnie z art. 51 ust. 2 ustawy UIOŚ ma zawierać:
-
informacje o zawartości, głównych celach projektowanego dokumentu oraz jego
powiązaniach z innymi dokumentami;
-
informacje o metodach zastosowanych przy sporządzaniu prognozy;
-
propozycje dotyczące przewidywanych metod analizy skutków realizacji postanowień
projektowanego dokumentu oraz częstotliwości jej przeprowadzania;
-
informacje o możliwym transgranicznym oddziaływaniu na środowisko;
-
streszczenie sporządzone w języku niespecjalistycznym.
Prognoza ma ponadto określać, analizować i oceniać:
-
istniejący stan środowiska oraz potencjalne zmiany tego stanu w przypadku braku
realizacji projektowanego dokumentu;
-
stan środowiska na obszarach objętych przewidywanym znaczącym oddziaływaniem;
-
istniejące problemy ochrony środowiska istotne z punktu widzenia realizacji
projektowanego dokumentu, w szczególności dotyczące obszarów podlegających
ochronie na podstawie ustawy z dnia 16 kwietnia 2004 r. o ochronie przyrody,
-
cele ochrony środowiska ustanowione na szczeblu międzynarodowym, wspólnotowym i
krajowym, istotne z punktu widzenia projektowanego dokumentu, oraz sposoby, w jakich
21
te cele i inne problemy środowiska zostały uwzględnione podczas opracowywania
dokumentu;
-
przewidywane znaczące oddziaływania, w tym oddziaływania bezpośrednie, pośrednie,
wtórne, skumulowane, krótkoterminowe, średnioterminowe i długoterminowe, stałe i
chwilowe oraz pozytywne i negatywne, na cele i przedmiot ochrony obszaru Natura 2000
oraz integralność tego obszaru, a także na środowisko, a w szczególności na:
o różnorodność biologiczną, zwierzęta, rośliny,
o ludzi,
o wodę, powietrze i powierzchnię ziemi,
o krajobraz,
o klimat,
o zasoby naturalne,
o zabytki i dobra materialne.
z
uwzględnieniem
zależności
między
tymi
elementami
środowiska
i
między
oddziaływaniami na te elementy.
Prognoza powinna również przedstawiać:
-
rozwiązania mające na celu zapobieganie, ograniczanie lub kompensację przyrodniczą
negatywnych oddziaływań na środowisko, mogących być rezultatem realizacji
projektowanego dokumentu, w szczególności na cele i przedmiot ochrony obszaru
Natura 2000 oraz integralność tego obszaru;
-
biorąc pod uwagę cele i geograficzny zasięg dokumentu oraz cele i przedmiot ochrony
obszaru Natura 2000 oraz integralność tego obszaru - rozwiązania alternatywne do
rozwiązań zawartych w projektowanym dokumencie wraz z uzasadnieniem ich wyboru
oraz opis metod dokonania oceny prowadzącej do tego wyboru albo wyjaśnienie braku
rozwiązań alternatywnych, w tym wskazania napotkanych trudności wynikających z
niedostatków techniki lub luk we współczesnej wiedzy.
Informacje zawarte w prognozie oddziaływania na środowisko, o których mowa w art. 51 ust.
2 ustawy UIOŚ, powinny być opracowane stosownie do stanu współczesnej wiedzy i metod
oceny oraz dostosowane do zawartości i stopnia szczegółowości projektowanego dokumentu
oraz etapu przyjęcia tego dokumentu w procesie opracowywania projektów dokumentów z
nim powiązanych. Prognoza dla danego dokumentu powinna także uwzględniać informacje
zawarte w prognozach oddziaływania na środowisko sporządzonych dla innych, przyjętych
już dokumentów, powiązanych z projektem dokumentu będącego przedmiotem postępowania.
22
Należy zatem podkreślić, że analizowany dokument wymienia zagadnienia ochrony i
poprawy stanu środowiska jako jeden ze swoich priorytetów, a z przeprowadzonych analiz
wynika, że istotna część proponowanych w Programie działań powinna takim celom służyć.
Prognoza winna również zawierać informacje, w tym rozsądne rozwiązania alternatywne,
jakie mogą być racjonalnie wymagane w tym dokumencie, mając na uwadze, iż pewne
kwestie mogą być ocenione w bardziej odpowiedni sposób na innych szczeblach (np. na
etapie postępowania w sprawie oceny oddziaływania na środowisko planowanych
przedsięwzięć).
Dokument skierowany do oceny ma bowiem bardzo syntetyczny charakter i nie zawiera w
szczególności informacji takich jak np. wyjściowa diagnoza sektorowa i środowiskowa,
szczegółowe cele ilościowe i harmonogram ich osiągania, indykatywna lista projektów,
harmonogram i kryteria wyboru priorytetów do realizacji, rozwiązań alternatywnych itp.
Dlatego też, wychodząc z założenia, że ostateczny zakres prognozy oddziaływań na
środowisko powinien w maksymalnym możliwym stopniu odpowiadać na. kluczowe pytania
wynikające z obowiązujących przepisów prawa, niektóre zagadnienia zostały opracowane w
drodze analizy innych dokumentów programowych lub prawnych.
Jako podstawowe założenie, wynikające wprost z cytowanych wyżej przepisów
dyrektywnych przyjęto, że - zgodnie ze swoją nazwą - strategiczne oceny oddziaływania na
środowisko
powinny
w
pierwszym
rzędzie
koncentrować
się
na
generalnych
uwarunkowaniach, potrzebach i celach (określanych i determinowanych przede wszystkim w
skali międzynarodowej, krajowej i makroregionalnej, a nie lokalnej) oraz alternatywnych
rozwiązaniach możliwych do zastosowania podczas realizacji Polityki pojmowanej jako
spójnego i kompleksowego dokumentu strategicznego. W tym kontekście Prognoza powinna
udzielać przede wszystkim odpowiedzi na pytanie:
-
jakie będą/mogą być skutki środowiskowe (pozytywne i negatywne) realizacji
„Programu rozwoju w Polsce Kogeneracji” ?
-
które z możliwych scenariuszy realizacji postanowień „Programu rozwoju w Polsce
Kogeneracji” rodzić będą najkorzystniejsze skutki środowiskowe?
W Prognozie zawarto także:
-
ocenę aspektów środowiskowych związanych z realizacją „Programu rozwoju w Polsce
Kogeneracji”
oraz
23
-
rekomendacje rozwiązań mających na celu zapobieganie, ograniczanie i kompensację
przyrodniczą negatywnych oddziaływań na środowisko, wynikających z realizacji
„Programu rozwoju w Polsce Kogeneracji”.
Zgodnie z wymaganiami w ramach prac nad Prognozą przeprowadzono:
-
analizę i ocenę wpływu planowanych w ramach Polityki przedsięwzięć na zdrowie ludzi;
-
analizę i ocenę stanu i funkcjonowania obszarów chronionych, w tym objętych ochroną w
ramach sieci Natura 2000;
-
analizę możliwości wystąpienia konfliktów planowanych przedsięwzięć z celami
ochrony obszarów przyrodniczych;
-
identyfikację priorytetów i kierunków działań wskazanych w Polityce sprzecznych z
wymogami prawa oraz celami ochrony środowiska ustalonych na szczeblach wyższych
(krajowym, wspólnotowym i międzynarodowym);
-
wskazanie
działań
eliminujących
i
ograniczających
oddziaływania
planowanych przedsięwzięć na środowisko.
4. Zawartość, główne cele Programu oraz jego powiązania z innymi
dokumentami.
4.1. Zawartość Programu rozwoju kogeneracji w Polsce
Analizowany projekt „Programu rozwoju kogeneracji w Polsce” stanowi analityczny wstępny
materiał programowy mający na celu przedstawienie informacji i obliczeń uzasadniających
wprowadzenie tego segmentu przyjętej przez Radę Ministrów w listopadzie 2009 r. „Polityki
energetycznej Polski do 2030 r. do rangi samodzielnego dokumentu rozwoju Kogeneracji w
Polsce, kompatybilnego z założeniami w/w Polityki.
Pierwszeństwo (w czasie) wdrażania tego Programu autorzy uzasadniają:
 szansę szybkiego rozwoju w Polsce kogeneracji stwarzają istniejące systemy
ciepłownicze, które są obecnie zasilane w przeważającej większości ze źródeł ciepła
we stosującej technologii ko generacyjnej,
 w pełni opracowaną technologią wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w
Kogeneracji,
 opracowane techniki i technologie oczyszczania spalin do poziomów co najmniej
spełniających obecne i perspektywiczne normy emisyjne,
 bardzo znacznym ograniczeniem emisji CO2, SO2, NOx, i pyłu wynikające z
podniesienia sprawności wytwarzania,
24
 potencjalnie bardzo korzystne lokalizacje w aspekcie oddziaływania przedsięwzięcia
na środowisko,
 wdrożenie tego Programu nie ogranicza działań w innych segmentach „Polityki
energetycznej Polski do 2030 roku”, dając szansę jak najwcześniejszego rozpoczęcia
działań tam zawartych i przez to możliwość spełnienia odpowiednich wymagań
krajowych i polityki unijnej.
4.2. Miejsce Kongeneracji w „Polityce energetycznej Polski do roku 2030”
W dniu 10 listopada 2009 roku Rada Ministrów podjęła uchwałę w sprawie przyjęcia
„Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”. Zgodnie z tym dokumentem za podstawowe
zostało uznanych 6 kierunków polityki energetycznej:
 Poprawa efektywności energetycznej,
 Wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii,
 Dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie
energetyki jądrowej,
 Rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw,
 Rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii,
 Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.
Po raz pierwszy w historii formułowania polityki państwa w obszarze energetyki przyjęty
dokument nie tylko zauważa technologię skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej
i ciepła, ale uznaje ją za jedną z najistotniejszych dla realizacji aż 4 z wymienionych powyżej
6 kierunków, wyróżnionych podkreśloną czcionką.
W celu poprawy efektywności energetycznej zapowiedziana została realizacja celu
szczegółowego związanego z kogeneracją, tj.: „Dwukrotny wzrost do roku 2020 produkcji
energii elektrycznej wytwarzanej w technologii wysokosprawnej kogeneracji, w porównaniu
do produkcji w 2006 r.”
Ten najistotniejszy z zapisów należy uznać postawienie przez Radę Ministrów ilościowego
celu rozwoju kogeneracji. Podwojenie produkcji energii elektrycznej do 2020 roku jest
jednym z nielicznych celów ilościowych, jakie zostały postawione w dokumencie o
charakterze politycznym.
4.3. Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji
4.3.1. Dotychczasowy rozwój i aktualny stan kogeneracji w Polsce
Ewidencja wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji prowadzona jest aktualnie
przez dwie instytucje: Agencję Rynku Energii S.A. (ARE) oraz Urząd Regulacji Energetyki
25
(URE). Ewidencja w ARE tworzona jest na podstawie sprawozdań przesyłanych przez
wytwórców, a w URE na podstawie nadsyłanych wniosków o wydanie świadectwa
pochodzenia. Według danych ARE [1] w 2008 roku w wysokosprawnej kogeneracji, a więc
wypełniającej zapisy Rozporządzenia Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 26 września 2007 r.
(Dz.U. 185, poz. 1314) oraz Ustawy „Prawo energetyczne” wyprodukowano 25,012 TWh
energii elektrycznej. Według danych URE [2] świadectwa pochodzenia dla produkcji
z wysokosprawnej kogeneracji wydano dla 23,82 TWh.
Rozpatrując uwarunkowania rynkowe, w jakich działa kogeneracja, autorzy Programu
rozdzielnie rozpatrzyli rynki obu produktów skojarzonego wytwarzania, tj. ciepła i energii
elektrycznej. W przypadku ciepła mamy do czynienia z dwoma podstawowymi przypadkami:
produkcja ciepła na potrzeby własne oraz wytwarzanie na sprzedaż, przy czym odbiorcą są tu
zwykle pośrednio lub bezpośrednio podmioty wykorzystujące ciepło na potrzeby ciepłej
wody użytkowej i ogrzewania pomieszczeń. W większości przypadków ciepło to jest
dostarczane do odbiorców w ramach systemu ciepłowniczego, a wytwórca ciepła jest
właścicielem systemu lub dostawcą ciepła do systemu ciepłowniczego. Rynki ciepła mają
więc charakter lokalny i rozdzielony;
Lokalność rynków ciepła powoduje, że niezwykle rzadko występuje tu bezpośrednia
konkurencja wytwórców. Poziom cen jest natomiast utrzymywany nie tylko poprzez działania
regulacyjne (URE), ale też konkurencyjne technologie zaopatrzenia w ciepło. Za taką
technologię uważa się ogrzewanie gazowe. Stąd istotne jest porównanie cen ciepła
w systemach ciepłowniczych z kosztami ogrzewania gazowego. Pojawienie się trwałej
różnicy w cenie na korzyść gazu spowoduje bowiem, w rejonach gdzie gaz jest dostępny,
masowe odłączanie się odbiorców od systemów ciepłowniczych.
Można ocenić, że koszt indywidualnego lub grupowego ogrzewania gazowego,
w stosunku do którego nie są przewidywane żadne opłaty emisyjne, stanowi granice
możliwego wzrostu cen ciepła z węgla wytwarzanego w systemach ciepłowniczych.
4.3.2. Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji w aspekcie wdrażania
Dyrektywy UE w sprawie wspierania kogeneracji
Podstawowym aktem prawnym regulującym sprawy związane z kogeneracją jest Dyrektywa
2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania
kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii
[4]. W Dyrektywie tej literalnie wymieniono następujące technologie, których dotyczy ten
dokument:
a) turbina gazowo-parowa z odzyskiwaczami ciepła
26
b) turbina parowa przeciwprężna
c) turbina parowa upustowo-kondensacyjna
d) turbina gazowa z odzyskiwaczami ciepła
e) silnik spalinowy
f) mikroturbiny
g) silniki Stirlinga
h) ogniwa paliwowe
i) silniki parowe
j) organiczny obieg Rankine’a
k) pozostałe
rodzaje
technologii
lub
ich
kombinacje
spełniające
definicję
przedstawioną w art. 3 lit. a).
W Dyrektywie tej można wyróżnić trzy typy jednostek kogeneracyjnych:
1) „jednostka kogeneracji” oznacza jednostkę, która może działać w trybie
kogeneracji;
2) „jednostka mikrokogeneracji” oznacza jednostkę kogeneracji o maksymalnej
zdolności poniżej 50 kWe;
3) „kogeneracja na małą skalę” oznacza jednostki kogeneracji z zainstalowaną
zdolnością poniżej 1 MWe.
Zachęty
do
projektowania
jednostek
kogeneracji
o
wielkości
odpowiadającej
zapotrzebowaniu na ciepło użytkownika
W polskim prawie i rozporządzeniach regulacyjnych obowiązujących do czerwca
2007 r. występował brak zachęt do inwestowania i projektowania jednostek kogeneracji
o wielkości odpowiadającej zapotrzebowaniu na moc cieplną. Podstawą wsparcia
kogeneracji jest art. 9a. ust. 8 w 2 rozdziale Prawa Energetycznego dotyczącym dostarczania
paliw i energii.
W art. 9a. ust. 8 Prawa Energetycznego znajduje się zapis zobowiązujący
przedsiębiorstwa energetyczne do przedstawienia do umorzenia świadectwa pochodzenia z
kogeneracji, ewentualnie uiszczenia opłaty zastępczej.
Wyżej wymieniony artykuł daje przedsiębiorstwu możliwość przedstawienia do umorzenia
świadectw pochodzenia z kogeneracji lub uiszczenia opłaty zastępczej oraz określa sposób jej
obliczenia.
W znowelizowanym Prawie Energetycznym z dn. 11 marca 2010 r. zmieniony został
art. 9.l w ten sposób, że świadectwa pochodzenia obejmują energię elektryczną wytwarzaną
ze spalania metanu oraz biomasy.
27
Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26.01.2009 r. (Dz. U. Nr 21, poz. 111)
[6] w sprawie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w zakresie budowy lub
przebudowy jednostek wysokosprawnego wytwarzania energii określa szczegółowe
przeznaczenie, warunki i tryb udzielania pomocy publicznej na inwestycje związane z
kogeneracją w ramach działania 9.1 Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko
2007–2013. W ramach pomocy mogą być wspierane inwestycje w zakresie budowy lub
przebudowy jednostek wytwarzających energię zapewniające wysokosprawną kogenerację.
Pomoc może być udzielana zarówno na inwestycje regionalne, jak i środowiskowe.
Maksymalna wartość pomocy na realizację inwestycji dla małych przedsiębiorstw może
wynieść nawet 65% kosztów kwalifikowanych (§ 7.3. p. 4 Rozporządzenia). W praktyce tak
duże wsparcie nie było dotychczas udzielane.
Podobnie Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 03.02.2009 r. (Dz. U. Nr 21,
poz.112) [7] w sprawie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w zakresie budowy lub
rozbudowy jednostek wytwarzających energię elektryczną lub ciepło z odnawialnych źródeł
energii określa szczegółowe przeznaczenie, warunki i tryb udzielania pomocy publicznej na
inwestycje między innymi w zakresie budowy lub rozbudowy jednostek wytwarzających
Do racjonalnego i efektywnego użytkowania paliw i energii odnoszą się także zapisy
prawa energetycznego dotyczące obowiązku samorządu terytorialnego w planowaniu
zaopatrzenia w energię.
Art. 19 zobowiązuje gminy do uwzględniania w projekcie założeń do planu
zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe lokalnych możliwości
wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji. W art. 19 ust. 3 przy omawianiu
zawartości projektu założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa
gazowe PE określa obowiązek rozpatrzenia możliwości zastosowania kogeneracji.
4.3.3. Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji w obszarze związanym
dyrektywą o emisjach przemysłowych (IED)
Projekt dyrektywy o emisjach przemysłowych (DIRECTIVE OF THE EUROPEAN
PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL on industrial emissions) – Dyrektywa IED –
opublikowany został w Brukseli 21 grudnia 2007 r. i oznaczony .COM(2007) 844. Dyrektywa
ta zmienia obowiązujące obecnie dyrektywy, przede wszystkim: IPPC (96/61) oraz LCP
(80/2001) (także 78/176, 82/883, 92/112, 1999/13, 2000/76). W obszarze dotyczącym
instalacji spalania proponowana dyrektywa znacząco zaostrza dopuszczalne standardy emisji
dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu oraz wprowadza powszechny zakres agregacji
instalacji spalania (np. kotłów), z których spaliny odprowadzane są przez jeden komin,
28
a nawet zlokalizowane w bliskim sąsiedztwie. Zgodnie z propozycją Komisji Europejskiej
dyrektywa ma wejść w życie od 1 stycznia 2016 roku.
Skutki wdrożenia dyrektywy w powyższym brzmieniu ocenione zostały w ramach pracy:
„Analiza wpływu zmian w ograniczeniach emisyjnych dla instalacji LCP zawartych w
propozycji nowej dyrektywy IPPC na instalacje energetyczne w warunkach polskich”
.Określono w niej między innymi koszty, jakie musi ponieść krajowa energetyka i
ciepłownictwo, aby odtworzyć zużyte moce wytwórcze oraz dostosować się do wymogów
dyrektywy w proponowanej postaci.
W celu zbadania wpływu dyrektywy o emisjach przemysłowych na perspektywy
rozwoju kogeneracji, wykorzystując dane zebrane w ramach w/w pracy oraz część
uzyskanych w niej wyników, przeprowadzono badania skutków wdrożenia dyrektywy na
elektrociepłownie i ciepłownie. Produkcja w kondensacji w elektrociepłowniach nie jest
jednak znacząca, stąd wydaje się, że uzyskane wyniki można odnosić do wytwarzania
skojarzonego.
W przypadku elektrociepłowni i ciepłowni wdrożenie dyrektywy spowoduje
praktycznie dla każdej istniejącej instalacji objętej dyrektywą konieczność budowy
wysokowydajnych instalacji odsiarczania, odazotowania i odpylania spalin. W wielu
przypadkach dotyczyć to będzie instalacji znacząco już zużytych, których okres eksploatacji
dobiega końca. Pojawi się pytanie: dobudowywać instalacje oczyszczające do istniejącej
zużytej instalacji czy wybudować nową. Analizy przeprowadzone w ramach licznych prac
wykazały, że jeżeli planowany okres eksploatacji jest krótszy niż 10 lat, to korzystniej jest
wybudować nową jednostkę wytwórczą. Rezultat ten pozwala określić dwa scenariusze
odstawiania istniejących jednostek: w wyniku naturalnego zużycia i przyspieszony na skutek
wdrożenia dyrektywy.
Analiza uzyskanych wyników pozwala stwierdzić, że wdrożenie dyrektywy o
emisjach przemysłowych praktycznie podwaja moc instalacji, które w najbliższych latach
trzeba będzie odstawić z eksploatacji i zastapić nowymi źródłami.
Dostosowanie pozostawionych źródeł do wymagań dyrektywy wymaga poniesienia
znaczących nakładów inwestycyjnych na wybudowanie instalacji oczyszczających spaliny.
W polskim ciepłownictwie zainstalowana jest znacząca liczba kotłów rusztowych
(głównie wodnych – WR 10), których moc w paliwie oscyluje wokół 15 MW. W większości
przypadków w obszarze 15–18 MW są to podobne kotły o identycznej wydajności
znamionowej, różniące się sprawnością lub o mocy powiększonej w wyniku modernizacji.
Wydaje się, że w perspektywie wdrożenia dyrektywy kotły te powinny być poddane
29
modernizacjom polegającym na zmniejszeniu mocy w paliwie, tak aby można je było
wyłączyć spod działania dyrektywy. Wyłączenie tej grupy kotłów skutkuje także w kilkunastu
przypadkach spadkiem mocy zagregowanej w kominie (zakładzie), a tym samym
wyłączeniem w związku z kryterium granicznej mocy 50 MW.
4.3.4.
Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej oraz emisji CO2
Istotną i oczywistą zaletą technologii kogeneracyjnych w stosunku do rozdzielonego
wytwarzania
energii
elektrycznej
i
ciepła
jest
oszczędność
paliwa
pierwotnego.
Konsekwencją tego jest oczywiście zmniejszenie kosztów zewnętrznych wytwarzania energii
elektrycznej i ciepła. Dodatkowo zmniejszenie kosztów zewnętrznych będzie efektem zmiany
paliwa z węgla na gaz. Stąd z punktu widzenia określenia racjonalnej wielkości wsparcia
kogeneracji istotna jest znajomość tych kosztów. Niestety nie są dostępne odpowiednie dane
dla Polski i stąd istnieje konieczność ich opracowania.
Wprowadzenie odpłatności za uprawnienia do emisji CO2 powoduje, że koszty
wynikające z emisji tego gazu wcześniej uważane za zewnętrzne stracą taki charakter.
4.4. Wstępna identyfikacja i ocena barier rozwoju Kogeneracji
4.4.1.
Bariery utrudniające rozwój kogeneracji
Identyfikacje barier rozwoju kogeneracji przeprowadzono w 2007 roku w trakcie prac nad
określeniem potencjału kogeneracji w Polsce. Należały do nich w większości pozostały one
aktualne do dziś. Poprawę sytuacji zapowiada przyjęta przez Radę Ministrów „Polityka
energetyczna Polski do roku 2030”. Dokument ten poświęca kogeneracji wiele miejsca i
uważa tę technologię za jeden z najważniejszych sposobów realizacji 4 z 6 podstawowych
kierunków działania. Są nimi:

poprawa efektywności energetycznej,

wzrost bezpieczeństwa energetycznego,

rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii,

ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.
Znaczące zmiany likwidujące dwie istotne bariery zostały wprowadzone w ramach
ostatniej nowelizacji ustawy Prawo energetyczne. Dotyczą one zaniechania obowiązku
zatwierdzania taryf na ciepło oraz możliwości łączenia praw majątkowych związanych
z wytwarzaniem w kogeneracji i z wykorzystaniem energii odnawialnej.
Wskazany w 2007 roku olbrzymi ekonomiczny potencjał kogeneracji wykorzystany
jest w Polsce w niedostatecznym zakresie. W 2008 roku w Polsce wyprodukowano
30
w skojarzeniu ok. 250 PJ ciepła, co oznacza, że wykorzystywane było zaledwie około 64%
potencjału uznanego za ekonomiczny. Pozwala to stwierdzić, że stosowane dotychczas w
Polsce mechanizmy wsparcia kogeneracji były i są niewystarczające. Nie tylko nie jest
wykorzystany potencjał kogeneracji zwymiarowany wielkością zapotrzebowania na ciepło
użytkowe, ale też stosowane technologie kogeneracji charakteryzują się małym wskaźnikiem
skojarzenia, tj. małym stosunkiem produkcji energii elektrycznej do produkcji ciepła. W 2008
roku wyprodukowane zostało w skojarzeniu zaledwie 25 TWh energii elektrycznej, co
stanowi około 35% energii potencjalnie możliwej do wyprodukowania przy wykorzystaniu
całego potencjału ekonomicznego. Przyczynami niedostatecznego rozwoju kogeneracji są
bariery o charakterze
ekonomicznym
(finansowym),
prawnym,
administracyjnym
i
społecznym. Przy aktualnym poziomie rozwoju technologii energetycznych nie występują
bariery o charakterze technicznym.
4.4.2. Bariery ekonomiczne
Podstawowa bariera rozwoju kogeneracji ma charakter ekonomiczny. Kogeneracja
wysokosprawna przetwarza energię chemiczną paliwa w energię elektryczną w bardzo
efektywny sposób. Niestety przy aktualnej strukturze cen i kosztów oraz dotychczasowym
mechanizmie wsparcia inwestycje kogeneracyjne nie są efektywne.
Istotną barierą ekonomiczną są także wysokie koszty budowy sieci ciepłowniczych, co
utrudnia powiększanie zasięgu systemu ciepłowniczego, a tym samym rozbudowę rynku
ciepła poprzez podłączanie nowych odbiorców. Inwestor budujący nowe osiedle
mieszkaniowe lub dom może kupić energię elektryczną z systemu elektroenergetycznego,
natomiast lokalnie musi zapewnić zaopatrzenie w ciepło. Koszty samej instalacji
ciepłowniczej (kocioł wodny, pompa ciepła itp.) są na tyle mniejsze od kosztów instalacji
kogeneracyjnej, że nie są one budowane nawet w przypadku niższych w przyszłości kosztów
eksploatacyjnych.
4.4.3.
Bariery emisyjne
Emisyjne bariery rozwoju kogeneracji związane są przede wszystkim z omówionymi
wcześniej dyrektywami o systemie handlu uprawnieniami do emisji (dyrektywa ETS) oraz
o emisjach przemysłowych (dyrektywa IED).
Nowa, obowiązująca od 2013 roku dyrektywa o handlu uprawnieniami do emisji CO2
wprowadza docelowy obowiązek zakupu uprawnień na otwartych wspólnotowych aukcjach.
Wprowadzenie w pełni odpłatnego nabywania uprawnień jest korzystne dla elektrociepłowni
w porównaniu do ciepłowni i elektrowni, bo efekt oszczędności paliwa jest tutaj powiększony
31
o odpowiadające mu zmniejszenie zapotrzebowania na uprawnienia. Niestety obowiązek
zakupu uprawnień nie będzie dotyczył małych źródeł, co spowoduje, że wytwarzanie ciepła w
systemach ciepłowniczych stanie się niekonkurencyjne, a rynek ciepła systemowego zacznie
się gwałtownie zmniejszać.
Od 2016 roku ma zostać wprowadzona nowa dyrektywa o emisjach przemysłowych,
nie tylko przesądzająca sprawę definicji na rzecz „komina”, ale także zaostrzająca
dopuszczalne standardy emisji do poziomów, które wymagają stosowania wysokowydajnych,
wtórnych metod oczyszczania spalin. Wprowadzenie tych dyrektyw spowoduje istotne
zmiany konkurencyjności poszczególnych przedsiębiorstw. Powstaje sytuacja, w której jedno
przedsiębiorstwo wyposażone np. w 4 kotły WR-10 (moc w paliwie > 50 MW, ale każdy
z kotłów o mocy < 15 MW) nie będzie musiało wyposażać instalacji w wysokowydajne
urządzenia oczyszczające spaliny, a przedsiębiorstwo wyposażone np. w dwa kotły WR-25
i jeden WR-5 taki obowiązek będzie miało.
Konieczne będzie zatem wprowadzenie na poziomie kraju uregulowań prawnych,
które zmienią tę sytuację, tj. wyrównają pozycje na rynku, a to może oznaczać tylko
zwiększenie wymagań także dla instalacji małych, nie podlegających dyrektywie. Działania
takie będą także konieczne wobec wymagań, jakie nakładają lub nałożą inne dyrektywy Unii
Europejskiej, przede wszystkim Dyrektywa CAFE oraz nowa dyrektywa ustalająca
dopuszczalne poziomy emisji dla krajów członkowskich.
4.4.4.
Bariery administracyjne i społeczne
Istotne znaczenie ograniczające rozwój kogeneracji mają także bariery administracyjne
wynikające zarówno z aktualnego stanu prawnego, jak i niesprawnego działania administracji,
przede wszystkim samorządowej. Nowe uregulowania prawne wprowadzają szereg
obowiązków, które mogą być uciążliwe dla operatorów mini i mikro źródeł, takich jak
obowiązek uzyskiwania koncesji, konieczność przeprowadzenia audytu itp., jak się wydaje
łatwe do usunięcia lub co najmniej złagodzenia. Aktualne uregulowania prawne przesuwają
odpowiedzialność za bezpieczeństwo energetyczne w zakresie zaopatrzenia ciepło z
administracji centralnej na gminy. Podstawą działań gminy w tym zakresie są tzw. „Założenia
do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe”. Prawo nakłada na
gminy obowiązek opracowania „Założeń…”, ale niestety nie przewiduje sankcji za ich brak.
W efekcie większość gmin w Polsce nie ma opracowanych „Założeń…”, bardzo często plany
opracowane są w wyniku przetargów przy minimalizacji kosztu i nieprofesjonalnie.
W gminach, gdzie one są, nikt nie kontroluje, czy działania w zakresie objętym założeniami
32
są realizowane. Stan taki wynika nie tylko ze wspomnianego wcześniej braku formalnych
rygorów, ale także z braku kompetencji gmin w zakresie energetyki.
Istnieją także bariery rozwoju kogeneracji mające charakter społeczny i związane
z postrzeganiem przez mieszkańców ogrzewania scentralizowanego jako gorszego, to jest
mniej przyjaznego dla użytkownika. Opinie te mają swoje korzenie z okresu przed 1990
rokiem, kiedy to przedsiębiorstwa ciepłownicze same decydowały o tym, kogo, kiedy i na
jakich warunkach zaopatrują w ciepło, kiedy to ciepło nie było towarem, lecz „dobrem”.
4.4.5. Bariery rozwoju systemów ciepłowniczych
Znaczne zwiększenie produkcji ciepła i elektryczności w skojarzeniu możliwe będzie tylko w
przypadku utrzymania produkcji ciepła w systemach ciepłowniczych na obecnym poziomie
lub wzrostu zapotrzebowania na ciepło. Niestety w przygotowanych prognozach
przewidywany jest spadek zapotrzebowania na ciepło lub w najlepszym razie utrzymanie
zapotrzebowania na obecnym poziomie. Racjonalizacja zużycia ciepła oraz procesy
termomodernizacyjne obiektów budowlanych w najbliższych latach w znaczący sposób
ograniczą zapotrzebowanie na ciepło. Jest to zjawisko ze wszech miar korzystne, chociaż
obniża to możliwości produkcji energii w skojarzeniu.
Kolejną barierą rozwoju systemów ciepłowniczych może być znaczący wzrost ceny
ciepła spowodowany koniecznością modernizacji układów odpylania oraz budową nowych
instalacji odsiarczania i odazotowanie spalin, które będą musiały powstać, aby spełnić
wymagania dyrektywy europejskiej dotyczącej nowych standardów emisji zanieczyszczeń ze
źródeł przemysłowych. Wzrost ceny za ciepło spowodowany również będzie koniecznością
zakupu limitów emisji CO2 przez producentów ciepła sieciowego w źródłach o mocach
zainstalowanych przekraczających 20 MW. Czynniki te spowodują odłączanie się odbiorców
ciepła od sieci ciepłowniczych i wpłyną na dalsze obniżenie zapotrzebowania na ciepło
sieciowe. Pociągnie to za sobą obniżenie również produkcji ciepła w skojarzeniu. Inną barierą
ekonomiczną, o której już wspomniano, są wysokie koszty budowy sieci ciepłowniczych oraz
wysokie koszty jednostkowe instalacji małej mocy.
Od przełamania tych barier zależy głównie wzrost produkcji ciepła i elektryczności
w skojarzeniu. Jeżeli nie będzie wystarczającego zapotrzebowania na ciepło użytkowe, to
niemożliwy będzie wzrost produkcji elektryczności w skojarzeniu.
4.4.6.
Wsparcie rozwoju kogeneracji – Analiza problemu w wybranych krajach
W celu osiągnięcia pozytywnego efektu wdrożenia Kogeneracji w Polsce konieczne jest
wdrożenie systemu wsparcia. W tym celu w pracy przeanalizowano problem w wielu krajach
33
europejskich. Efekty tej analizy wskazują, że w szeregu państw rozwiniętych takie systemy są
wdrażane.
Spośród krajów Unii Europejskiej Niemcy plasują się na pierwszym miejscu
w zakresie wprowadzonych mechanizmów wsparcia na etapie inwestycji i późniejszej
eksploatacji układów skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej.
W opracowaniu przedstawiono sześć mechanizmów działających na terenie państw
członkowskich Unii Europejskiej. Brak jest danych, które pozwalałyby jednoznacznie
wskazać mechanizm najskuteczniejszy. Zakłada się jednak, że wybrane dzielnice, osiedla są
zasilane wyłącznie z sieci ciepłowniczej. W ten sposób generuje rynek ciepła dla lokalnej
ciepłowni, a tym samym daje gwarancje odbioru ciepła dla nowej instalacji CHP.
Z przeprowadzonej analizy wynika, że stała, preferencyjna taryfa dotycząca ceny
sprzedaży energii elektrycznej na poziomie wytwórca – operator systemu jest w wielu krajach
UE niezbędnym mechanizmem. Poza ceną tzw. FIT stosowane są systemy dopłat określane
bonusami bądź premiami uzależnione od wielkości instalacji, rodzaju spalanego paliwa czy
też godzin pracy.
Zasługujące także na uwagę mechanizmy to obniżona cena gazu ziemnego lub
zredukowana stawka podatku paliwowego. Atutem są niewątpliwie granty inwestycyjne
oparte o programy funduszy UE bądź indywidualne granty rządowe czy samorządów
terytorialnych. Na poziomie inwestycji ciekawą zachętą dla przedsiębiorstw są ulgi
podatkowe, jak zmniejszenie stawki podatkowej czy zwolnienie z opłat za niektóre produkty.
Należy zwrócić uwagę, że postawienie celu podwojenia wytwarzania w kogeneracji
do roku 2020 w przyjętej „Polityce energetycznej Polski do roku 2030” ma swoje
odpowiedniki w celach stawianych przez rządy innych krajów, a w przypadku Niemiec cel
ten jest identyczny. Podobny cel został już wcześniej zrealizowany w Danii.
Z przeprowadzonego przeglądu można wyciągnąć wnioski co do wyboru
mechanizmów wsparcia, które powinny być rozpatrzone w niniejszej pracy. Są to:

Działania prowadzące do rozwoju rynku ciepła użytkowego głównie poprzez zapisy
prawne pozwalające nakładać na określonych obszarach obowiązek podłączania
nowych budynków do sieci ciepłowniczej;

Mechanizm pozwalający wytwórcy energii elektrycznej w skojarzeniu uzyskiwać
wyższe od rynkowych przychody z wytwarzania energii elektrycznej; mechanizm ten
może być zrealizowane zarówno poprzez obrót świadectwami pochodzenia, jak i stałe
ceny; wysokość dodatkowych środków może być zależna od rodzaju paliwa oraz
mocy i wieku instalacji;
34

Dofinansowanie inwestycji (granty), uzależnione zarówno od rodzaju paliwa, jak i
wielkości instalacji.
Należy zatem rozważyć możliwość ujednolicenia systemów wsparcia wytwarzania
energii elektrycznej w skojarzeniu oraz ze źródeł odnawialnych. Porównywanie obu
technologii powinno następować poprzez wielkość unikniętej emisji CO2 lub uniknięte koszty
zewnętrzne.
4.5. Prognoza zapotrzebowania na ciepło do roku 2030
Ciepło sieciowe
Jako podstawę określenia prognozy zapotrzebowania na ciepło sieciowe do roku 2030
przyjęto dane źródłowe z opracowania wykonanego w latach 2006 i 2007 pt: „Analiza
krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji”. Etap I i II wykonanej w UCBEiOŚ
Politechniki Warszawskiej. W opracowaniu tym przyjęto metodykę prognozowania rozwoju
sektora energii wprowadzoną przez Międzynarodową Agencję Energii Atomowej (IAEA) i
powszechnie stosowaną na świecie w badaniach energetycznych. W metodyce tej za
generalną siłę sprawczą wzrostu zapotrzebowania na energię jest uznawany wzrost
gospodarczy, opisany za pomocą zmiennych makroekonomicznych. Gospodarkę kraju dzieli
się na część zużywającą energię (odbiorców finalnych) i na sektor energii, zajmujący się
pozyskaniem nośników energii pierwotnej, wytwarzaniem nośników energii finalnej oraz
transportem i dystrybucją energii. Do odbiorców finalnych zalicza się następujące sektory:
przemysł, budownictwo, transport, rolnictwo, usługi wraz z sektorem publicznym oraz
gospodarstwa domowe.
4.6. Prognoza całkowitego i technicznego potencjału wysokosprawnej kogeneracji
do roku 2030
Zgodnie z definicjami zawartymi w dyrektywie kogeneracyjnej [4] potencjał, jaki niesie za
sobą kogeneracja, związany jest z możliwościami wytwarzania energii elektrycznej w oparciu
o wytwarzanie ciepła użytkowego. Przy określonym strumieniu tego ciepła ilość
wyprodukowanej w kogeneracji energii elektrycznej będzie zależała od zastosowanej
technologii, a zainstalowana moc elektryczna instalacji kogeneracyjnej dodatkowo od czasu
pracy instalacji.
Prognoza całkowitego i technicznego potencjału kogeneracji do roku 2030 bazuje na
metodyce i wynikach otrzymanych w ramach realizacji opracowania „Analiza krajowego
potencjału wysokosprawnej kogeneracji” wykonanego w latach 2006–2007 przez Uczelniane
35
Centrum Badawcze Energetyki i Ochrony Środowiska Politechniki Warszawskiej [16].
Prognoza zapotrzebowania na ciepło użytkowe wykonana w ww. opracowaniu bazowała na
założeniu bardzo optymistycznego wzrostu PKB 6–7% rocznie (zalecanego przez MG);
jednocześnie nie uwzględniono w dostatecznym stopniu wzrostu efektywności energetycznej
u odbiorców ciepła.
Tabela 4.6.1. Prognoza zapotrzebowania na ciepło użytkowe do roku 2030
PJ
2005
2010
2015
2020
2025
2030
produkcja lokalna
490
492
492
512
543
549
ciepło sieciowe
298
295
298
301
301
285
Razem
788
787
790
813
844
834
POTENCJAŁ CAŁKOWITY CIEPŁA UŻYTKOWEGO, KTÓRE MOŻE BYĆ WYTWARZANE W WYSOKOSPRAWNEJ
KOGENERACJI
Do określenia całkowitego potencjału wysokosprawnej kogeneracji przyjęto sumę
produkcji ciepła sieciowego i ciepła lokalnego. Zgodnie z opracowaną prognozą
zapotrzebowania na ciepło użytkowe i energię elektryczną całkowity potencjał ciepła
użytkowego, który może być wytwarzany w kogeneracji, zamieszczono w tabeli 4.6.2. Dla lat
po 2008 roku za dodatkową ilość ciepła użytkowego należy uznać różnicę między całkowitą
produkcją ciepła a produkcją ciepła w wysokosprawnej kogeneracji. W prognozie
zapotrzebowania na ciepło (rozdz. 5) wykazano, że wzrost produkcji ciepła będzie minimalny
lub wręcz zapotrzebowanie na nie będzie spadało. Dlatego przyjęto założenie, że w
porównaniu do roku 2005 nastąpi tylko minimalny wzrost produkcji ciepła w skojarzeniu w
źródłach istniejących i wynosić będzie średnio rocznie 0,3%. Daje to wzrost o około 0,83 PJ
rocznie w porównaniu do roku 2005.
36
Tabela 4.6.2. Całkowity potencjał produkcji ciepła użytkowego
L.p.
1.
Produkcja
ciepła
[PJ]
(potencjał całkowity)
2.
Ciepło w skojarzeniu [PJ]
(źródła istniejące)
3.
2005
2007 2008 2010 2015 2020 2025 2030
831
831
831
832
836
859
890
878
224
224
224
227
230
234
238
607
608
608
609
629
656
640
277
Ciepło w wysokosprawnej
kogeneracji
[PJ] (źródła
istniejące)
4.
Dodatkowy
całkowity
potencjał
ciepła[PJ] poz.
554
1 – poz. 3
POTENCJAŁ TECHNICZNY WYSOKOSPRAWNEJ KOGENERACJI
Przez techniczny potencjał wysokosprawnej kogeneracji – rozumie się ilość energii
elektrycznej i ciepła wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, która uwzględniając
warunki techniczne, może być wytworzona z wykorzystaniem technologii wymienionych
w załączniku I do Dyrektywy 2004/8/WE. Potencjał kogeneracji jest zwymiarowany mocą
lub wielkością produkcji energii elektrycznej i ciepła.
Przyjęto, że podstawą do wyznaczenia technicznego potencjału kogeneracji jest
wyznaczony wcześniej całkowity potencjał ciepła równy zapotrzebowaniu na ciepło
użytkowe. Ciepło to w ogólnym przypadku może być wytwarzane w:
a) już istniejących centralnych systemach ciepłowniczych, gdzie przez system
ciepłowniczy rozumie się źródło (lub źródła) ciepła połączone systemem rurociągów
z wieloma odbiorami; systemem ciepłowniczym jest zatem zarówno miejski system
ciepłowniczy zaopatrujący mieszkańców w ciepło dla celów ogrzewania i ciepłej
wody użytkowej, jak i system przemysłowy zaopatrujący w ciepło technologiczne
zakład przemysłowy i innych odbiorców;
b) nowo wybudowanych systemach ciepłowniczych;
c) instalacjach ciepłowniczych o charakterze indywidualnym (jedno źródło, jeden
odbiorca).
Przy aktualnie opanowanych technicznie technologiach teoretycznie można uznać,
że całość zapotrzebowania na ciepło mogłaby zostać wyprodukowana w skojarzeniu.
W praktyce w krajowych warunkach, gdzie 25% zapotrzebowania na ciepło dla celów
37
ogrzewania pomieszczeń pokrywa się przy wykorzystaniu ogrzewania piecowego, należy
przyjąć, że nie będzie skojarzonego wytwarzania w już istniejących budynkach
mieszkalnych w rejonach, gdzie aktualnie nie ma systemów sieciowych. Można zatem
uznać, że dodatkowy potencjał ciepła związany z wprowadzeniem kogeneracji możliwy
jest w istniejących systemach ciepłowniczych, w których dotychczas nie ma skojarzonego
wytwarzania, w istniejących ciepłowniach przemysłowych, elektrociepłowniach nowych
zakładów przemysłowych, nowych osiedlach o zwartej zabudowie oraz w budynkach
wielkokubaturowych (biurowce, szpitale, centra handlowe itp.).
W celu określenia potencjału technicznego kogeneracji przeanalizowano i oszacowano
go w 5 kategoriach zapotrzebowania na ciepło użytkowe:

dodatkowy potencjał w ciepłej wodzie użytkowej,

dodatkowy potencjach w energetyce zawodowej (w istniejących systemach) na
potrzeby grzewcze budynków,

dodatkowy potencjach w energetyce przemysłowej,

dodatkowy potencjał w obiektach wielkokubaturowych ( EC – indywidualne),

dodatkowy potencjał w chłodzie.
Potencjał techniczny ciepłej wody pozwoli dodatkowo produkować rocznie około 2,36 TWh
(wariant węglowy) lub 4,72 TWh (wariant gazowy) energii elektrycznej w skojarzeniu przy
nowych mocach zainstalowanych odpowiednio do wariantu 310 MW lub 620 MW.
Potencjał techniczny rozwoju kogeneracji w obszarze ogrzewania budynków związany
jest z wprowadzeniem kogeneracji do już istniejących systemów sieciowych. Wielkością
wyjściową do określenia potencjału jest prognoza produkcji w systemach sieciowych.
Wielkość tę należy pomniejszyć o określony wyżej potencjał związany z c.w.u., ciepło już
produkowane w kogeneracji oraz zwiększoną produkcję w istniejących EC zawodowych.
Odpowiedni bilans przedstawiono w tabeli 4.6.3.
Tabela 4.6.3. Dodatkowy potencjał techniczny produkcji ciepła sieciowego na potrzeby
ogrzewania pomieszczeń
Rok
2005 2010
2015 2020 2025 2030
Produkcja ciepła sieciowego [PJ]
341
340
344
347
Produkcja w skojarzeniu w 2008 + potencjał
c.w.u. [PJ]
200
200
217
217
141
140
127
130
347
329
217
217
130
112
Dodatkowy potencjał techniczny produkcji
ciepła użytkowego [PJ]
38
Potencjał techniczny produkcji energii 19,5
elektrycznej [TWh] – wariant węglowy
17,6
18,0
18,0
15,5
8
19,44
4
6
6
6
4,26
4,23
3,83
3,93
3,93
3,38
35,2
36,1
36,1
31,1
Potencjał techniczny wyrażony w mocy
zainstalowanej [GW] – wariant węglowy
Potencjał techniczny produkcji energii 39,1
elektrycznej [TWh] – wariant gazowy
7
38,89
8
1
1
1
8,51
8,45
7,67
7,85
7,85
6,76
Potencjał techniczny wyrażony w mocy
zainstalowanej [GW] – wariant gazowy
Potencjał techniczny na potrzeby ogrzewania pomieszczeń pozwoli dodatkowo
produkować rocznie ok. 16–19 TWh (wariant węglowy) lub 31–39 TWh (wariant gazowy)
energii elektrycznej w skojarzeniu przy nowych mocach zainstalowanych odpowiednio do
wariantu 3,4–4,2 GW lub 6,7–8,4 GW. Należy tu zauważyć, że wyniki prognozy
makroekonomicznej i badanie ankietowe wykonane w roku 2006 wskazują na nieznaczne
tylko wykorzystanie tego potencjału.
Kolejna część potencjału technicznego związana jest ze wzrostem produkcji ciepła
w elektrociepłowniach przemysłowych oraz wprowadzeniem kogeneracji w ciepłowniach
przemysłowych. Podobnie jak w przypadku EC zawodowych w latach 2006–2008 nastąpił
spadek produkcji ciepła. W roku 2007 produkcja ciepła w EC przemysłowych wynosiła
136 PJ, aby w roku 2008 spaść do poziomu 118 PJ. W dalszych analizach uwzględniono, że
produkcja ciepła w EC przemysłowych w wyniku racjonalizacji produkcji i zużycia ciepła
utrzyma się na poziomie produkcji z roku 2008. Przyjęto na lata następne spadek produkcji
w wysokości 1% rocznie. W ciepłowniach przemysłowych również uwzględniono spadek
produkcji ciepła do wysokości 2 PJ rocznie. Wyniki analizy zamieszczono w tabeli 4.6.4.
Tabela 4.6.4. Prognoza produkcji ciepła w skojarzeniu w zakładach przemysłowych
2005 2010 2015 2020 2025
2030
Produkcja ciepła w EC – przemysłowych [PJ]
124,5 120
W tym produkcja ciepła w skojarzeniu [PJ] – 112,1 96
114
108
102
94
91
86
81
76
23
22
22
20
100
90
80
70
wg prognozy
Dodatkowy potencjał techniczny ciepła w 12,4
24
EC (produkcja – produkcja skojarzona w
2005)
Produkcja
ciepła
w
ciepłowniach 116,3 110
przemysłowych [PJ]
39
W tym produkcja ciepła w skojarzeniu [PJ] – –
–
20
30
30
30
111
116
111
106
43
52
51
48
123
112
101
88
wg prog.
Razem produkcja ciepła w skojarzeniu [PJ] – 112,1 96
wg prog.
Przyrost skojarzonej produkcji ciepła od 0
0
2005[PJ] wg prog.
Dodatkowy potencjał techniczny ciepła w 128,7 134
energetyce przemysłowej [PJ]
Dodatkowy potencjał techniczny produkcji 17,88 18,61 17,08 15,56 14,17 12,50
energii elektrycznej
[TWh] – wariant
węglowy
Dodatkowy potencjał techniczny wyrażony 2,98
3,10
2,85
2,59
2,36
2,08
w mocy zainstalowanej [GW] – wariant
węglowy
Dodatkowy potencjał techniczny produkcji 35,75 37,22 34,17 31,11 28,33 25,00
energii elektrycznej
[TWh] – wariant
gazowy
Dodatkowy potencjał techniczny wyrażony 5,96
6,20
5,69
5,19
4,72
4,17
w mocy zainstalowanej [GW] – wariant
gazowy
Potencjał techniczny produkcji energii elektrycznej w zakładach przemysłowych może
pozwolić na wyprodukowanie energii elektrycznej w wysokości ok. 15 TWh lub 31 TWh
w zależności od wariantu przy nowo zainstalowanych mocach odpowiednio ok. 2,5 GW lub 5
GW. W tabeli 4.6.5 zamieszczono prognozę wzrostu produkcji ciepła w skojarzeniu
w lokalnych źródłach w budynkach wielkogabarytowych. Produkcja ta pomniejszona o
produkcję skojarzoną w 2005 roku stanowi dodatkowy potencjał techniczny. W przypadku
budynków wielkokubaturowych potencjał techniczny produkcji ciepła i energii elektrycznej
w skojarzeniu nie jest duży, ale pozwala na zwiększenie produkcji energii elektrycznej o
około 2–3 TWh.
Tabela 4.6.5. Dodatkowy potencjał techniczny ciepła dla budynków wielkogabarytowych oraz
rolnictwa i oczyszczalni ścieków
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Rolnictwo [TJ]
63
41
41
41
41
41
40
Oczyszczalnie ścieków [TJ]
964
2 861
2 861
2 861
2 861
2 861
Uczelnie [TJ]
208
208
208
208
208
208
Szpitale [TJ]
7 229
7 403
7 239
7 175
7 175
7 175
Rolnictwo [TJ]
696
696
696
696
696
696
Hotele [TJ]
76
88
101
113
113
113
Hipermarkety [TJ]
469
788
788
788
788
788
Rekreacja [TJ]
119
169
169
169
169
169
Razem [TJ]
9824
12 254 12 103 12 051 12 051 12 051
Potencjał techniczny produkcji 1,36
energii elektrycznej
1,71
1,68
1,67
1,67
1,67
0,28
0,28
0,28
0,28
0,28
3,42
3,36
3,33
3,33
3,33
0,57
0,56
0,56
0,56
0,56
[TWh] –
wariant węglowy
Potencjał techniczny wyrażony w 0,23
mocy zainstalowanej [GW] –
wariant węglowy
Potencjał techniczny produkcji 2,72
energii elektrycznej
[TWh] –
wariant gazowy
Potencjał techniczny wyrażony w 0,45
mocy zainstalowanej [GW] –
wariant gazowy
Potencjał techniczny związany z produkcją chłodu jest znacznie wyższy niż sama
produkcja chłodu z ciepła. Produkcja chłodu rozkłada się na okres około 3 miesięcy, tj. ok.
2200 godzin w okresie, kiedy nie jest produkowane ciepło grzewcze. Przy zaprzestaniu
produkcji chłodu to samo ciepło można wykorzystać do ogrzewania pomieszczeń. To
oznacza, że związany strumień ciepła będzie wykorzystywany przez cały rok, którego długość
w stosunku do mocy znamionowej przy całorocznym zapotrzebowaniu na ciepło wynosi
średnio 7200 godzin. Potencjał techniczny związany z produkcją chłodu jest większy od
produkcji chłodu w stosunku 7200/2200, tj. ok. 3,3 razy. Prognozę potencjału technicznego
związanego z wytwarzaniem chłodu z ciepła pozostawiono na niezmienionym poziomie tak
jak w opracowaniu z roku 2006/2007, a wyniki przedstawiono w tabeli 4.6.6.
Podsumowując wyniki z powyższych analiz, w tabeli 4.6.7 przedstawiono prognozę
dodatkowego potencjału technicznego produkcji ciepła w skojarzeniu.
41
Tabela 4.6.6. Dodatkowy potencjał techniczny ciepła związany z wytwarzaniem chłodu z
ciepła
2005 2010 2015 2020 2025 2030
Zapotrzebowanie
na
chłód
(wariant 0.040
0.81
1.62
2.43
3.0
3.6
2,7
5,3
8,0
10,0
12,0
0,375
0,736
1,111
1,389
1,667
0,188
0,368
0,556
0,694
0,833
0,750
1,472
2,222
2,778
3,333
0,375
0,736
1,111
1,389
1,667
maksymalny) [PJ]
Techniczny potencjał ciepła [PJ]
0,1
Potencjał techniczny produkcji energii 0,014
elektrycznej [TWh] – wariant węglowy
Potencjał techniczny wyrażony w mocy 0,007
zainstalowanej [GW] – wariant węglowy
Potencjał techniczny produkcji energii 0,028
elektrycznej [TWh] – wariant gazowy
Potencjał techniczny wyrażony w mocy 0,014
zainstalowanej [GW] – wariant gazowy
Tabela 4.6.7. Prognoza dodatkowego potencjału technicznego produkcji ciepła w skojarzeniu
2005 2010 2015
2020
2025
2030
Ciepła woda użytkowa [PJ]
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
Ciepło do ogrzewania budynków
141
140
127
130
130
112
Ciepło dla celów przemysłowych
128,7
134
123
112
101
88
Budynki wielkokubaturowe
9,8
12,2
12,1
12,0
12,0
12,0
Produkcja chłodu
0,1
2,7
5,3
8,0
10,0
12,0
techniczny zwymiarowany produkcją 297
306
284
279
270
241
Razem
dodatkowy
potencjał
ciepła użytkowego
W tabeli 4.6.8 zestawiono prognozę potencjału całkowitego i potencjału technicznego
produkcji ciepła użytkowego. Można w tym miejscu przypomnieć, że ciepło użytkowe to
zgodnie z definicją z Prawa Energetycznego lub dyrektywy 08/2004: „ciepło użytkowe w
kogeneracji – ciepło wytworzone w kogeneracji, służące zaspokojeniu niezbędnego
zapotrzebowania na ciepło lub chłód, które gdyby nie było wytworzone w kogeneracji,
zostałoby pozyskane z innych źródeł”. Czyli potencjał całkowity ciepła obejmuje całkowitą
produkcję ciepła użytkowego w kraju.
Tabela 4.6.8. Składowe potencjału technicznego ciepła
L.p.
Potencjał kogeneracji
2010
2015
2020
2025
2030
42
1. Całkowity
potencjał
zwymiarowany
kogeneracji 832
836
859
890
878
227
230
234
238
potencjał 608
609
629
656
640
techniczny 306
284
279
270
241
530
511
509
504
479
147,2
141,9 141,4 140,0
133,0
67,5
65,3
61
produkcją
ciepłą
użytkowego [PJ] – z tabeli 6.2
2. Całkowity
potencjał
kogeneracji
istniejących
źródłach
potencjałowi
technicznemu
w 224
równy
w
istniejących źródłach [PJ] – z tabeli 6.3
3. Dodatkowy
całkowity
kogeneracji [PJ]
poz. 1 – poz. 2
4. Dodatkowy
potencjał
kogeneracji [PJ] –
z tabeli 6.9
5. Potencjał
techniczny
zwymiarowany
całkowity
produkcją
ciepła
użytkowego [PJ] poz. 2 + poz. 4
Potencjał
techniczny
6. zwymiarowany
całkowity
produkcją
ciepła
użytkowego [TWh]
Potencjał techniczny produkcji energii
7. elektrycznej
[TWh]
–
wariant
węglowy
Potencjał
techniczny
wyrażony
64,6
64,3
w
8. mocy zainstalowanej [GW] – wariant
węglowy
9.
14,7
14,2
14,0
13,9
13,5
110,1 104,7 103,3
102,4
97,2
Potencjał techniczny produkcji energii
elektrycznej [TWh] – wariant gazowy
Potencjał
techniczny
wyrażony
w
10. mocy zainstalowanej [GW] – wariant
gazowy
Część
11.
potencjału
zwymiarowanego
całkowitego
produkcją
23,9
22,8
22,5
22,3
21,1
78
98
120
152
161
ciepła
użytkowego [PJ] nie do wykorzystania
poz. 3 – poz. 5
43
Do dalszych analiz przyjęto potencjał techniczny produkcji ciepła zamieszczony
w wierszu 6 tabeli 4.6.8. W analizach określenia wielkości potencjału technicznego
i ekonomicznego przyjęto założenie konieczności budowy nowych źródeł kogeneracyjnych
w dwóch wariantach. W pierwszym wariancie przyjęto, że paliwem podstawowym będzie
węgiel kamienny i nowe układy kogeneracyjne budowane będą w oparciu o turbiny
przeciwprężne (ciepłownicze). Taki wariant nazwano wariantem węglowym. W drugim
wariancie (wariant gazowy) przyjęto, że paliwem podstawowym będzie gaz ziemny (metan)
i nowe układy kogeneracyjne budowane będą w oparciu o układy gazowo-parowe
z odzyskiem ciepła (CCGT), turbiny gazowe (GT) z odzyskiem ciepła oraz silniki spalinowe
napędzane gazem ziemnym, biogazem lub gazem z odmetanowania kopalń węgla
kamiennego. Powstanie też kilka układów kogeneracyjnych ze spalaniem biomasy ORC
(Organiczny Cykl Rankina), chociaż w całkowitym potencjale ta technologia będzie
pomijalnie mała.
W roku 2008 produkcja ciepła w skojarzeniu wyniosła 62,2 TWh co stanowi ok. 27
% ciepła produkowanego w Polsce. Potencjał techniczny ciepła w roku 2010 wynosi 147,2
TWh, a w następnych latach będzie się minimalnie zmniejszał.
W roku 2010 moc elektryczna zainstalowana w oparciu o potencjał techniczny
kogeneracji powinna wynosić 14,7 GW, a przy większym czasie pracy w latach następnych
spada ona do 13,5 GW. W porównaniu z rokiem 2008 (6,2 GW) daje to ponad dwukrotny
wzrost.
W roku 2008 produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu wyniosła 25,0 TWh, co
stanowi ok. 16,1% energii elektrycznej wyprodukowanej w Polsce. Potencjał techniczny
kogeneracji zwymiarowany produkcją energii elektrycznej w roku 2010 wynosi 116 TWh, a
w następnych latach będzie się powoli zmniejszał, aby w roku 2030 osiągnąć wartość 103
TWh. Czyli jeżeli cały potencjał techniczny byłby wykorzystany, to produkcja energii
elektrycznej w skojarzeniu zwiększyłaby się ponad czterokrotnie.
Wykorzystanie
potencjału
technicznego
zwymiarowanego
produkcją
ciepła
użytkowego i zwymiarowanego produkcją energii elektrycznej w skojarzeniu przyniesie
wymierne efekty ograniczenia zużycia energii zawartej w paliwie, jak również ograniczy
emisję dwutlenku węgla i innych zanieczyszczeń do atmosfery. W roku 2008 przy produkcji
ciepła w ilości 62,2 TWh i energii elektrycznej w ilości 25 TWh w skojarzeniu zaoszczędzono
w porównaniu do produkcji rozdzielonej 63 PJ energii zawartej w paliwie. Dało to
zmniejszenie emisji dwutlenku węgla o 6 milionów ton.
44
Z przedstawionych dla lat 2010–2030 oszczędności energii pierwotnej (PES) i zmniejszenie
emisji CO2 w przypadku, kiedy wykorzystany by został cały potencjał zwymiarowany
produkcją ciepła użytkowego i energii elektrycznej. W wariancie węglowym wynika że,
oszczędności w paliwie pierwotnym przez cały prognozowany okres wynoszą około 145 PJ
rocznie, redukcja emisji dwutlenku węgla wynosi około 14 milionów ton. A koszty
inwestycyjne w zależności od mocy zainstalowanej zmieniają się od 15 do 17 mld euro.
W wariancie gazowym wykorzystanie całego potencjału technicznego da oszczędności
w paliwie pierwotnym około 180 PJ rocznie. Redukcja emisji dwutlenku węgla wyniesie
około 12 milionów ton dwutlenku węgla rocznie i będzie niższa niż w wariancie węglowym
ze względu na znacznie wyższą produkcję energii elektrycznej. Znacznie wyższe będą
również nakłady inwestycyjne na nowe instalacje kogeneracyjne. Na rysunku 6.10 pokazano
te zależności.
Wykonane analizy, których wyniki przedstawione zostały w analizowanym
opracowaniu wykazały, że istniejący potencjał techniczny ciepła użytkowego jest
wystarczający, aby do roku 2020 podwoić produkcję energii elektrycznej w skojarzeniu.
W wariancie węglowym możliwe jest zwiększenie produkcji 2,5 razy, a w wariancie
gazowym produkcję można zwiększyć ponad czterokrotnie. Koszty budowy nowych instalacji
kogeneracyjnych w przypadku całkowitego wykorzystania potencjału technicznego
przekraczają 20 mld euro (przyjęto średnie ceny dla technologii węglowej 1400 euro/kW, a
dla gazowej 700 euro/kW odniesione do mocy elektrycznej). Znaczące są oszczędności
w paliwie pierwotnym i wynoszą około 150 PJ w obu wariantach oraz znaczne zmniejszenie
emisji dwutlenku węgla o 14 mln t w wariancie węglowym i o 12 mln t w wariancie
gazowym przy znacznie większej produkcji energii elektrycznej.
4.7. Określenie poziomu koniecznego i uzasadnionego poziomu finansowego
wsparcia kogeneracji
Obserwowane skutki dotychczasowego systemu wsparcia kogeneracji wskazują, że celowe
jest niezależne przeanalizowanie warunków finansowych dla nowopowstających instalacji,
a więc obciążonych koniecznością zwrotu nakładów inwestycyjnych, i instalacji istniejących,
które takich kosztów nie ponoszą.
Kolejnym bardzo istotnym zagrożeniem dla kogeneracji jest skokowa zmiana
wymogów dotyczących ochrony środowiska dla instalacji powyżej 20 oraz powyżej 50 MW
termicznych w paliwie. Pierwszy z tych progów jest granicą systemu handlu uprawnieniami
do emisji dwutlenku węgla, a drugi – stosowania dyrektyw o emisjach przemysłowych (IED).
W związku z dyrektywą IED operatorzy instalacji będą musieli ponieść znaczne nakłady
45
inwestycyjne w celu przystosowania instalacji spalania do wymogów dyrektywy, a
eksploatacja takich instalacji będzie znacznie droższa. Konieczny będzie też zakup uprawnień
do emisji CO2. Taki mechanizm zaburzy konkurencyjność na rynku dostawy ciepła i nie
tylko. W momencie, kiedy dyrektywa IED i konieczność zakupu uprawnień do emisji
zaczęłyby obowiązywać bez dodatkowych uregulowań, to ciepło z indywidualnych małych
źródeł, pracujących bez kontroli jakości spalania, będzie znacznie tańsze niż ciepło. W
związku z tym, aby bronić rynku ciepła sieciowego, a tym samym nie zwiększać emisji
rozproszonej,
proponuje
się
wprowadzenie
opłat
emisyjnych
dla
„małych
i
indywidualnych” źródeł. Mechanizm ten również będzie bronił jakości powietrza, ponieważ
zapobiegnie ucieczce wytwarzania ciepła do źródeł o niskiej efektywności. Realizacja tego
celu może być bardzo różna. Jednym z mechanizmów możliwych do zastosowania jest
podatek paliwowy.
Jeszcze innym, jak się wydaje najłatwiejszym rozwiązaniem będzie opracowanie systemu
wsparcia kierowanego do wytwarzania ciepła w kogeneracji. Środki na ten cel mogłyby
pochodzić z dochodów ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2.
Z przedstawionych analiz wynika, że aby kogeneracja mogła się rozwijać i aby możliwe było
osiągnięcie zakładanego w „Polityce energetycznej Polski do 2030 roku” celu ilościowego
produkcji energii elektrycznej w kogeneracji, należy wprowadzić różnorodne metody
promocji tej technologii.
Z punktu widzenia gospodarki kraju mechanizmy wsparcia kogeneracji muszą:

zapewnić utrzymanie istniejącego rynku wytwarzania skojarzonego,

zapewnić rozwój (budowa nowych mocy) rynku skojarzonego,

zminimalizować koszty wsparcia poniesione przez państwo.
Z punktu widzenia inwestorów (eksploatatorów):

zapewnić wsparcie w wysokości zachęcającej do eksploatacji układów skojarzonych,

zapewnić wsparcie w wysokości zachęcającej do budowy nowych instalacji
skojarzonych,

zapewnić wsparcie w wysokości dającej konkurencyjną pozycję na rynku energii
elektrycznej w dostatecznie długim horyzoncie czasu.
MECHANIZMY ADMINISTRACYJNO-PRAWNE
Mechanizmy tej grupy metod wsparcia powinny eliminować bariery administracyjnoprawne w rozwoju kogeneracji. Szereg takich barier można zauważyć w rozwoju
pozyskiwania nowych odbiorców ciepła sieciowego.
46
Podstawowym mechanizmem, który mógłby w znaczący sposób przyczynić się do rozwoju
rynku ciepła sieciowego z kogeneracji, jest prawne uprzywilejowanie ciepła sieciowego na
obszarach znajdujących się w zasięgu sieci. Wymagałoby to wprowadzenia odpowiednich
zapisów do Prawa energetycznego, np. w formie: „Na obszarach znajdujących się
w zasięgu sieci ciepłowniczej preferowane powinno być wykorzystywanie do ogrzewania
budynku ciepła z systemu zasilanego z kogeneracji, o ile inwestor nie wykaże, że inny
sposób ogrzewania jest ekonomicznie uzasadniony”.
Produkcja ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji przynosi wymierne korzyści.
Kogeneracja jest wspierana i musi być wspierana, aby była konkurencyjna wobec innych
systemów zasilania w ciepło. Obecnie wsparcie dla źródeł odnawialnych kierowane jest bez
względu na lokalizację. W związku z tym często wsparcie dla energii odnawialnych
kierowane jest w miejsca zasilane z sieci. Mechanizmy wsparcia dla energii odnawialnej są
bardzo silne, więc kogeneracja jest wypierana z tych rejonów.
Wiele krajów europejskich posiada wspólny mechanizm wsparcia energii odnawialnej i z
kogeneracji. Energia elektryczna ze źródeł odnawialnych nie może być równoważna energii
ze źródeł odnawialnych. W takim przypadku przeliczenie energii elektrycznej może być
wykonywane po kosztach znikniętych lub prościej po unikniętej emisji dwutlenku węgla.
5. Powiązania z innymi dokumentami
5.1. Zawartość projektu Polityki energetycznej Polski do 2030 roku
Analizowany projekt Polityki energetycznej Polski do roku 2030 to syntetyczny dokument
ramowy, który koncentruje się na określeniu głównych kierunków rozwoju i modernizacji
szeroko rozumianego sektora energetyki. W jego pierwszej wersji z września 2008 r. jako
priorytetowe kwestie wskazywano:
I.
Poprawę efektywności energetycznej;
II.
Wzrost bezpieczeństwa energetycznego;
III.
Rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw;
IV.
Rozwój konkurencyjności rynków paliw i energii;
V.
Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.
Obecnie zestaw priorytetowych kierunków działania uzupełniono i przedstawia się on
następująco:
I.
Poprawa efektywności energetycznej;
II.
Wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii;
47
III.
Dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie
energetyki jądrowej;
IV.
Rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw;
V.
Rozwój konkurencyjności rynków paliw i energii;
VI.
Ograniczanie oddziaływania energetyki na środowisko.
Sześć wskazanych w projekcie Polityki energetycznej Polski do 2030 roku, wyżej
wymienionych podstawowych kierunków zmian w sektorze energetycznym określa pola
działań jakie mają być podejmowane dla osiągnięcia celów głównych dokumentu - w tym w
szczególności wzrostu bezpieczeństwa energetycznego kraju -z uwzględnieniem założeń
polityki energetycznej DE oraz zgodnie z zasadami zrównoważonego rozwoju i wymogami
ochrony środowiska. W tym kontekście polityka energetyczna służyć ma zapewnieniu
rozwoju zabezpieczającego potrzeby energetyczne obecnego pokolenia bez stwarzania
zagrożenia niewystarczającej podaży energii dla przyszłych pokoleń, w tym rozwoju
infrastruktury przesyłowej, dystrybucyjnej oraz magazynowej paliw i energii.
Polityka wyznacza także ramy działań, które powinny zostać podjęte dla realizacji nowego
podejścia uwzględniającego:
- rosnące zapotrzebowanie na energię krajów rozwijających;
- znaczny wzrost cen surowców energetycznych;
- awaryjność systemów energetycznych oraz konsekwencje tych awarii;
- wzrastające zanieczyszczenie środowiska.
5.2 Główne cele i kierunki działań przyjęte w projekcie Polityki
Dla każdego z wyszczególnionych powyżej kierunków w projekcie Polityki sformułowane
zostały cele główne, cele szczegółowe, działania jakie powinny zostać podjęte na rzecz ich
realizacji oraz prognozowane efekty ich realizacji.
Dla każdego z 6 wyróżnionych priorytetowych kierunków działań w projekcie Polityki
sformułowane zostały cele główne, cele szczegółowe, działania jakie powinny zostać podjęte
na rzecz ich realizacji oraz prognozowane efekty ich realizacji.
Poniżej zaprezentowano natomiast syntetyczną charakterystykę przywoływanych w Polityce
priorytetowych obszarów działań.
Szczególną rolę analizowany dokument przypisuje działaniom na rzecz poprawy
efektywności energetycznej (I). Jako element priorytetowy Polityki zamierzenia i działania
w tym zakresie determinować będą realizację wszystkich pozostałych celów. Główne cele
Polityki energetycznej Polski do 2030 roku w tym obszarze to:
48
-
dążenie do utrzymania zeroenergetycznego wzrostu gospodarczego, tj. rozwoju
gospodarki następującego bez wzrostu zapotrzebowania na energię pierwotną
-
konsekwentne zmniejszanie energochłonności polskiej gospodarki do poziomu UE-15.
Oznacza to konieczność podejmowania kompleksowych działań w zakresie poprawy
efektywności energetycznej (takich jak m.in. zwiększanie sprawności wytwarzania energii,
efektywności wykorzystania już wytworzonej energii, zmniejszanie strat sieciowych w
przesyle i dystrybucji, kształtowanie korzystnej struktury rocznego i szczytowego
zapotrzebowania na
moc) do realizacji
jednej
z
podstawowych zasad strategii
zrównoważonego rozwoju Unii Europejskiej, tzw. zasady decouplingu (rozdzielania), tj.
takiego planowania, stymulowania i realizacji rozwoju społeczno-gospodarczego, aby ogół
działań
podejmowanych
w
tym
zakresie
nie
powodował
adekwatnego
wzrostu
zapotrzebowania na energię pierwotną (rozdzielenie zmian zapotrzebowania na energię od
kierunku i tempa rozwoju gospodarczego).
Wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii (II) projekt Polityki definiuje jako
stabilizację dostaw paliw i energii gwarantujących zaspokojenie potrzeb krajowych, przy
akceptowalnych
społecznie
i
gospodarczo
cenach,
z
jednoczesną
optymalizacją
wykorzystania zasobów krajowych oraz dywersyfikacją źródeł i kierunków dostaw paliw
trudno dostępnych, bądź niedostępnych w kraju - ropy naftowej, paliw ciekłych i gazowych.
Gwarantowanie bezpieczeństwa energetycznego w ujęciu technicznym wiązać się powinno
również z koniecznością modernizacji i rozbudowy mocy wytwórczych oraz infrastruktury
przesyłowej kraju.
Polityka zakłada, że dla zagwarantowania bezpieczeństwa energetycznego kraju wspierane
będą działania na rzecz:
-
rozwoju technologii pozwalających na pozyskiwanie paliw płynnych i gazowych w
oparciu o surowce krajowe;
-
zwiększania zdolności przesyłowych surowców oraz sieci dystrybucji paliw wraz z
infrastrukturą przeładunkową;
-
rozbudowy istniejących mocy wytwórczych;
-
przedsięwzięć naukowo-badawczych zmierzających w kierunku poszukiwania rozwiązań
niskoemisyjnych w obszarze metod wytwarzania energii elektrycznej;
-
podjęcia wszelkich koniecznych działań mających na celu przygotowanie do podjęcia
ostatecznej decyzji w kwestii rozwoju (bądź rezygnacji) w Polsce energetyki jądrowej
oraz podstaw prawnych, instytucjonalnych i systemowych tego rozwoju (jeżeli decyzja
taka zapadnie);
49
-
lokalizacji mocy wytwórczych w bliskim sąsiedztwie odbiorców energii, co pozwoli na:
o podniesienie lokalnego bezpieczeństwa energetycznego;
o zmniejszenie strat przesyłowych.
Wzrost konkurencyjności rynków paliw i energii (V) ma natomiast odgrywać szczególną
rolę w sferze społeczno-gospodarczej optymalizując koszty produkcji, w tym nakłady na
wdrażanie nowych metod obniżania emisji i zwiększania efektywności procesów
wytwarzania i przesyłu energii, co powinno ograniczać w konsekwencji, jak się wydaje
nieuchronny wzrost cen energii finalnej i paliw.
Dalsze ograniczanie oddziaływania energetyki na środowisko (VI) osiągane będzie
głównie poprzez obniżanie emisji zanieczyszczeń specyficznych dla sektora energetycznego –
CO2, SO2, NOx i pyłu w szczególności drogą standaryzacji poziomów emisyjnych ze źródeł
istniejących, modernizowanych i nowych oraz poprzez rozwój i promocję technologii
niskoemisyjnych, kogeneracji oraz sieci źródeł rozproszonych, dzięki czemu obniżona
zostanie także emisja gazów cieplarnianych z dużych źródeł spalania.
Rozpoczęcie realizacji działań realizujących większość ww. celów i kierunków
kształtujących sektor energetyczny w kraju przewidziano na lata 2009-2012 rok, jednak
skutki tych działań będą miały efekt długofalowy, umożliwiając osiągnięcie wszystkich celów
określonych w Polityce w horyzoncie czasowym do 2030 roku, a celów pośrednich do 2020.
Realizacja polityki energetycznej kraju powinna być również wspomagana działaniami rządu
na forum Unii Europejskiej wraz z wykorzystywaniem pełnego pakietu dostępnych
instrumentów polityki wspólnotowej oraz zagranicznej, oraz świadomym kształtowaniem
polityki unijnej nie naruszającej bezpieczeństwa energetycznego Polski oraz innych państw,
dla których nasz kraj będzie pełnił rolę integratora rynku północnego z krajami bałtyckimi
oraz emisariusza praktycznego wdrażania europejskich standardów z państwami trzecimi (np.
poprzez budowę połączeń i rozwój handlu energią elektryczną z Litwą, Ukrainą i Białorusią).
Dla realizacji zdefiniowanych w Polityce działań zostanie wykorzystany, w niektórych
przypadkach przystosowany istniejący lub w pewnym zakresie tworzony od podstaw system
narzędzi w formie:
-
regulacji prawnych w formie ustaw i rozporządzeń;
-
bieżących działań regulacyjnych, monitujących Prezesa URE;
-
efektywnego wykorzystania nadzoru właścicielskiego przez Skarb Państwa;
-
wsparcia w drodze rynku certyfikatów, ulg i zwolnień podatkowych;
-
inicjatyw wykazywanych przez jednostki samorządu terytorialnego (m.in. w drodze
stosowania partnerstwa publiczno-prywatnego (PPP));
50
-
wsparcia finansowego ze środków publicznych projektów inwestycyjnych, prac
badawczo-rozwojowych;
-
działań edukacyjno-informacyjnych;
-
działań na forum Unii Europejskiej, na rzecz kształtowania polityki energetycznej UE
wrażliwej na uwarunkowania energetyki polskiej;
-
aktywnego członkostwa w sektorowych organizacjach międzynarodowych.
Realizacja polityki energetycznej będzie też wspomagana prowadzeniem okresowych prac
analitycznych i prognostycznych, mających na celu zdiagnozowanie wpływu pojawiających
się nowych uwarunkowań w otoczeniu prawnym oraz gospodarczym na możliwe rezultaty
planowanych działań. Wyniki tych prac będą natomiast na bieżąco uwzględniane przy
doborze optymalnych zestawów narzędzi dla osiągnięcia zakładanych celów polityki.
Konsekwencją wdrożenia postanowień Polityki będzie realizacja puli działań inwestycyjnych
i innych prac mogących ingerować w środowisko, na które składać się będą modernizacje i
rozpowszechnianie
wprowadzania technik i technologii przyjaznych środowisku /
zapewniających efektywność energetyczną:
-
zastosowanie najlepszych dostępnych technologii w przemyśle, wysokosprawnej
kogeneracji, ograniczenia strat w sieciach elektroenergetycznych i ciepłowniczych oraz
termomodemizacji budynków;
-
pilotażowe inwestycje zgazowania i upłynniania węgla;
-
redukcja emisji CO2 poprzez modernizację i doposażenie infrastruktury energetycznej,
rozwój technologii czystego węgla, dywersyfikację struktury paliwowej oraz źródeł
dostaw paliw;
-
rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii;
-
budowa nowych jednostek wysokosprawnej kogeneracji, zobowiązanych do zakupu
od 2013 r. 100% uprawnień do emisji CO2;
-
budowa instalacji CCS oraz prace badawcze w tym zakresie;
-
wdrożenie w przedsiębiorstwach górniczych działań dla ograniczenia ilości odpadów
powstających przy eksploatacji węgla;
-
projekty w zakresie ograniczania ilości zanieczyszczeń w energetyce;
-
projekty w zakresie ochrony środowiska;
-
wsparcie projektów w zakresie redukcji emisji.
5.3 Powiązania z innymi dokumentami
Krajowe dokumenty strategiczne determinujące cele Polityki
51
Cele i zadania określone w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku, definiują kierunki
zmian i rozwoju szeroko pojętego sektora energetycznego, w odniesieniu do potrzeb i
wyzwań wynikających z możliwych scenariuszy rozwoju kraju i związanych z tym zmian
zapotrzebowania na różne rodzaje energii lub jej nośników, w odniesieniu do konieczności
dalszej znaczącej redukcji emisji podstawowych emisji energetycznych oraz wobec
różnorodnych uwarunkowań geopolitycznych i zjawisk globalnych (efekt klimatyczny,
wzrost cen i rosnąca niepewność dostaw nośników energii), determinujących w
szczególności poziom bezpieczeństwa energetycznego i ekologicznego kraju. Zapisy Polityki
są przez to ściśle powiązane z celami wyznaczanymi przez inne krajowe dokumenty
strategiczne, opracowywane i przyjmowane na najwyższych szczeblach decyzyjnych kraju, w
okresie poprzedzającym przyjęcie Polityki lub też cele te i zadania uszczegółowiają, nawet
jeżeli in extenso do postanowień tych dokumentów się nie odwołują. Poniżej przedstawiono
listę w/w dokumentów opisanych w prognozie oddziaływania na środowisko Polityki
energetycznej Polski do 2030 r. wraz z określeniem ich korelacji. Przedstawiona analiza
zawartych tam informacji i zaleceń wskazuje na dużą zbieżność z „Programem rozwoju
Kogeneracji w Polsce” w zakresie podniesienia sprawności wytwarzania, ochrony
środowiska, w tym gazów cieplarniczych oraz ograniczenia strat przesyłowych energii
elektrycznej. Dokumentami tymi są:
 Strategia Rozwoju Państwa na lata 2007-2015,
 Polityka Ekologiczna Państwa na lata 2009-2012 z perspektywą do 2016 r.,
 Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko,
 Program Operacyjny Rozwój Polski Wschodniej
 Program Rozwoju Obszarów Wiejskich na lata 2007-2013
 Strategia Lizbońska
 Strategia Geteborgska
 VI Program Działań na Rzecz Środowiska
 Pakiet klimatyczno-energetyczny
 Krajowa Strategia Ochrony i Zrównoważonego Użytkowania Różnorodności
Biologicznej
Analiza w/w dokumentów potwierdza ich dużą zbieżność celów zarówno prognozy
efektywności wytwarzania, jak i ograniczania wpływu na środowisko rozumianego jako
ograniczenia wydobycia węgla, transportu oraz wpływu na newralgiczne komponenty
środowiska.
52
6. Wpływ realizacji Programu na środowisko
6.1. Ochrona powietrza i klimatu
Cele i proces tworzenia Strategii Tematycznej Ochrony Powietrza (STOP) oraz mechanizmy
wspierające jej realizację; dyrektywa CAFE i modyfikowana dyrektywa pułapowa.
Z uwagi na wejście w życie Strategii Ochrony Powietrza (Stopu) i wynikającej z niej
Dyrektywy CAFE jak również sygnalizowanej nowelizacji dyrektywy pułapowej w pierwszej
części niniejszego rozdziału poddano wnikliwej analizie ww. dokumenty. Podane tam zapisy
będą bowiem miały decydujące znaczenie na sformułowanie aktualnych scenariuszy emisji w
zasadzie wszystkich klasycznych (SO2, NOx, pył, NH3, CO2) zanieczyszczeń. W świetle
zawartych tam zapisów zdaniem autorów pracy będą musiały ulec radykalnej zmianie
istniejące scenariusze emisji tych zanieczyszczeń. W drugiej części niniejszego rozdziału
przedstawiono
bardzo
syntetyczne
informacje
dotyczące
poszczególnych
sektorów
gospodarczych w aspekcie perspektyw rozwoju i emisji zanieczyszczeń.
Strategia Tematyczna Ochrony Powietrza (STOP) została opracowana przez Komisję.
Europejską jako pierwsza w ramach 6-tego Programu Działań na rzecz Środowiska i
ogłoszona w dniu 21 września 2005 roku na Konferencji Prasowej Unijnego Komisarza ds.
Środowiska. Podstawowym celem STOP-u jest ograniczenie negatywnego wpływu
zanieczyszczeń powietrza na zdrowie ludzkie i ekosystemy w horyzoncie roku 2020 na tyle,
na ile jest to możliwe przy podjęciu dodatkowych zobowiązań ponad te, które wynikają z
obowiązującego już prawodawstwa (ISPRA).
Podstawy prawne, techniczne i organizacyjne STOP-u oraz ocena możliwości spełnienia
długoterminowych celów przez istniejące prawodawstwo i uregulowania unijne i
zaproponowanie dalszych przedsięwzięć, które by wypełniły lukę, było zadaniem Programu
CAFE (Cleaner Air for Europe-Czystsze Powietrze dla Europy), zainicjowanego przez
Komisję Europejską w 2001 roku.
W trakcie prac nad STOP-em wykorzystano najlepszą dostępną informację, czyli wyniki
najnowszych badań oddziaływania zanieczyszczeń na zdrowie i wybrane komponenty
środowiska oraz analizy ekonomiczne koszt-korzyść. Ponadto, zapewniono optymalne
zastosowanie modelowania zintegrowanego uzyskując w efekcie odpowiedź na stopień
53
zamykania luki pomiędzy celami długoterminowymi, zawartymi w 6 Programie Działań na
rzecz Środowiska (PDŚ) a możliwą odpowiedzią.
Wpływ zanieczyszczeń na zdrowie oraz ich skutki środowiskowe były oceniane na podstawie
7 indykatorów. Były nimi:

Skrócenie długości życia PM 2,5 (ilość zgonów)

Przedwczesne zgony z powodu ponadnormatywnego stężenia ozonu (krótszy czas
życia)

Uszkodzenie ekosystemów leśnych z powodu ponadnormatywnego stężenie ozonu
wyrażonego AOT 40 (stężenie krytyczne 5 ppm x ilość godzin w okresie sezonu
wegetacyjnego 01.04-30.09)

Uszkodzenie ekosystemów leśnych z powodu nadmiernych ładunków kwasowości

Uszkodzenie pół naturalnych ekosystemów (siec NATURA 2000) z powodu
nadmiernych ładunków kwasowości

Zakwaszenie jezior z powodu ładunków kwasowości

Uszkodzenie ekosystemów z powodu nadmiernych ładunków azotu pokarmowegoeutrofizacja.
W procesie zgodnie uznano, opierając się na badaniach Światowej Organizacji Zdrowia
(WHO), że siłą sprawczą samej Strategii jest wskaźnik skrócenia życia wskutek wdychania
zanieczyszczeń w tym głównie pyłu drobnego o wymiarach poniżej 2,5 mikrona (PM2,5).
Stan zanieczyszczenia powietrza dwutlenkiem siarki, tlenków azotu i pyłem drobnym jest
więc powodowany przez wszelkiego rodzaju procesy spalania, zarówno w źródłach
stacjonarnych jak i ruchomych, w szczególności zaś niższe pod względem wysokości
emitorów i mniej sprawne energetycznie ciepłownie komunalne, kotłownie osiedlowe i
indywidualne paleniska spalające paliwa stale. Wyniki pierwszych scenariuszy związanych z
realizacją obecnego prawodawstwa unijnego wykazały, iż w skali UE-25 powodować one
mogą bardzo istotny negatywny wpływ na zdrowie ludzi. Podobnie, większość ekosystemów
leśnych, a zwłaszcza wodnych będzie wciąż zakwaszanych i eutrofizowanych przez ponad
krytyczne ładunki stanowiące konsekwencje nadmiernej emisji dwutlenku siarki, tlenków
azotu i amoniaku. Negatywny wpływ na zdrowie i ekosystemy roślinne będzie także
wywierać w okresie docelowym skumulowana dawka ozonu troposferycznego, wynikająca z
nadmiernej emisji nie tylko tlenków azotu ale i lotnych związków organicznych.
W tej sytuacji w celu zwymiarowania poziomu ambicji samej Strategii, Komisja Europejska
zaproponowała scenariusz tzw. Maksymalnej Fizycznej Technicznej Redukcji (MFTR)
emisji zanieczyszczeń, który oparty został o istniejące najlepsze techniki (BAT) ograniczania
54
emisji lub te, które są już w zasięgu możliwości, niezależnie od kosztów jego realizacji.
Scenariusz ten zdecydowanie obniżał krajowe pułapy emisyjne w porównaniu do tych, które
zostały zawarte w Traktacie o Rozszerzeniu i Dyrektywie Pułapowej oraz zawierał szereg
dodatkowych przedsięwzięć o charakterze technicznym rozciągających się nie tylko na źródła
stacjonarne, jak małe instalacje spalania i stacje paliw płynnych, ale przede wszystkim na
źródła ruchome, głownie pojazdy
Przykładowo scenariusz MFTR przewidywał m.in. takie przedsięwzięcia dla ograniczenia
emisji dwutlenku siarki jak odsiarczanie spalin o najwyższej skuteczności (do co najmniej
200 mg/m3, a więc dwukrotnie niższej od obecnego standardu emisyjnego LCP), modyfikacje
procesu spalania w małych instalacjach spalających biomasę, nisko siarkowe paliwa w
paleniskach domowych (węgiel i olej), odsiarczanie spalin w elektrociepłowniach
przemysłowych oraz kontrolę procesu spalania w mniejszych jednostkach kotłów
przemysłowych.
Niemniej, krajowy pułap emisji dwutlenku siarki wyznaczony tym scenariuszem dla Polski
wynosi zaledwie 200 kiloton. Zakładając, iż udział dużych energetycznych źródeł spalania
powyżej 50 MWt (sektor LCP) w całkowitej emisji krajowej tego zanieczyszczenia w roku
2020 będzie nadal wynosić ~ 50 % to pułap sektorowy wyniesie zaledwie 100 kiloton, czyli
trzykrotnie mniej niż pułap rekomendowany w Traktacie o Rozszerzeniu.(300 Kiloton).
Podobnie drastycznie są zaostrzone pułapy tlenków azotu i pyłu drobnego
Ostatecznie poziom ambicji STOP-u jest nieco niższy niż scenariusza MFTR, bo zakłada w
perspektywie roku 2020 ograniczenie stężenia pyłu drobnego o frakcji poniżej 2,5 mikrona do
75 % oraz stężenia ozonu troposferycznego do 60 % w stosunku do wartości, które mogłyby
być osiągnięte poprzez realizację scenariusza MFTR. Praktycznie oznacza to redukcję emisji
SO2 o 82%, NOx o 60%, VOC o 51%, amoniaku o 27% i pierwotnego PM2,5 o 59% w
okresie dwudziestolecia 2020-2000. A to oznacza z kolei drastyczne obniżenie krajowych
pułapów emisyjnych tych zanieczyszczeń.
Reasumując opracowana w wyniku Programu CAFE Strategia skutkuje dodatkowymi
zobowiązaniami dla krajów członkowskich. W szczególności jej wymogi będą trudne
spełnienia w krajach takich jak Polska, których bilans energetyczny oparty jest o paliwa stale
i energetykę konwencjonalną, a efektywność energetyczna gospodarki jako całości
pozostawia jeszcze wiele do życzenia.
Zaproponowany, jako wspierający Strategię pakiet legislacyjny, zarówno w zakresie jakości
powietrza i wymogów monitoringu oraz redukcji zanieczyszczeń w źródłach poprzez m.in.
rewizję stosownych dyrektyw, zwłaszcza dyrektywy ramowej dot. jakości powietrza i
55
dyrektyw córek, dyrektywy pułapowej, dyrektywy LCP oraz dyrektywy IPPC będzie bardzo
kosztowny w realizacji. Ponadto, zaostrzone będą standardy emisyjne pojazdów
mechanicznych (normy EURO) i statków oraz wymogi dotyczące stosowanych przez nie
paliw. Dodatkowo, dotknięty będzie też sektor bytowo-komunalny poprzez wprowadzenie
standardów środowiskowych, zarówno w samej instalacji kotłowej jak i wymogów
odniesionych do paliw.
Równolegle z ogłoszeniem Strategii opublikowano, projekt nowej dyrektywy w sprawie
zarządzania jakością powietrza i czystszego powietrza w Europie (dyrektywa CAFE), która
scala i upraszcza dotychczasowe dyrektywy w tej dziedzinie, lecz zarazem wprowadza nowy
standard jakości powietrza odnoszący się do pyłów drobnych o wymiarze poniżej 2, 5
mikronów. Projekt ten zastępuje Dyrektywę Ramową w sprawie oceny i zarządzania jakością
powietrza nr 96/62/WE oraz trzy pierwsze dyrektywy córki (DC).
Wart podkreślenia jest fakt, iż planowana rewizja w/w dyrektyw dość jednoznacznie zmierza
w kierunku synergii zarządzania jakością powietrza i ochroną klimatu poprzez uwzględnianie
w scenariuszach bazowych do Strategii, w tym także w scenariuszu MFTR przewidywanej
ceny pozwolenia na emisję 1 tony dwutlenku węgla. Przyjęto jej dwie wartości; pierwszą w
wysokości 20 euro/t dla “scenariusza polityki klimatycznej” (PK) i drugą na poziomie, dużo
wyższym, bo 90 euro/t dla “scenariusza podkreślającego politykę klimatyczną”(PPK).
Ponadto, do gry weszła także, jeszcze wtedy uzgadniana w Parlamencie Europejskim,
dyrektywa o efektywności końcowej użytkowania energii.
A zatem STOP jak i projekt dyrektywy CAFE jednoznacznie wymuszają na krajach
członkowskich dalszą i pełniejszą integrację zadań ochrony powietrza i polityki energetycznej
Unii Europejskiej oraz krajów członkowskich. Przykładowo, w przypadku Polski wielkość
emisji dwutlenku siarki wyniosłaby w roku 2020 dla aktualnego prawodawstwa (ISPRA) w
scenariuszu PK 554 kiloton i w scenariuszu MFTR 223 kiloton, zaś dla scenariusza PPK
odpowiednio 385 kiloton i 178 kiloton. Ta integracja ma więc bardzo konkretny wymiar w
krajowym pułapie emisyjnym.
Można więc stwierdzić, iż STOP i dyrektywa CAFE wprowadzają III generację zarządzania
jakością powietrza. Stanowią ją wspólnie standardy jakości powietrza, w tym nowy standard
dla pyłu drobnego o frakcji 2,5 (PM 2,5) mikrona i redukcja narażenia ludności na
oddziaływanie tego zanieczyszczenia, zawarte w projekcie dyrektywy oraz restrykcyjne
pułapy emisyjne, niezbędne dla osiągnięcia celów Strategii Tematycznej.
Zaostrzone
wymogi,
które
wprowadza
dyrektywa
CAFE
wymuszają
w
ramach
przygotowanego programu odniesienie się danej jednostki samorządu terytorialnego do
56
wykonania postanowień związanych dyrektyw unijnych (m.in. dyrektywy LCP, pułapowa i
IPPC) oraz sporządzenie konkretnego programu redukcji emisji
6.2. Nowe wyzwania emisyjne na tle dotychczasowej polityki UE w tym zakresie
O ile proces legislacyjny związany z tworzeniem nowego prawodawstwa w odniesieniu do
standardów jakości powietrza był bezpośrednio związany ze STOP-em, o tyle całkiem
niezależnie podąża proces rewizji Dyrektywy pułapowej.
Jest on bowiem wpisany z
założenia w treść samej Dyrektywy (art. 10).
Artykuł ten upoważnia Komisję Europejską do podjęcia rewizji Dyrektywy kierując się
długoterminowymi celami do osiągnięcia przez kraje unijne, zarówno zdrowotnymi jak i
ekologicznymi, które zdefiniowała właśnie Strategia Tematyczna Ochrony Powietrza.
Równoczesne w procesie rewizji powinny być uwzględnione m.in. takie elementy jak koszty i
korzyści odniesione ze zrewidowanych pułapów emisyjnych i określone w oparciu o
najnowsze modele zintegrowane czy tzw. ocen kompleksowych (integrated assessment
modeling) wykorzystujące najlepsze dostępne dane wejściowe.
Należy oczekiwać, iż w świetle wymogów STOP-u rewidowany pułap emisyjny np. dla
dwutlenku siarki powinien się kształtować dla Polski pomiędzy 200 Kt a 600 Kt, należy
jednak sądzić, że zdecydowanie bliżej tej pierwszej liczby. Oznaczałoby to siedmiokrotny
spadek emisji dwutlenku siarki w kraju w dekadzie 2010-2020 względem pułapów z
Protokołu z Goeteborga (1400 kiloton) i trzykrotny względem traktatowych pułapów
sektorowych przełożonych na emisję krajową.
Z uwagi na fakt, iż o emisjach zanieczyszczeń ujętych w dyrektywie CAFE w największym
stopniu decyduje sektor energetyczny, a więc w perspektywie unijna polityka energetyczna
oraz jej realizacja przez kraje członkowskie Komisja Europejska przystąpiła do
opracowywania
unijnych
negocjowanych pułapów
scenariuszy
energetycznych
rzutujących
na
wysokość
emisyjnych krajów członkowskich.
Jak już wspomniano scenariusz MFTR zakłada przy założonej synergii polityki klimatycznej
krajowy poziom emisji dwutlenku siarki w roku 2020 na poziomie pomiędzy 178 i 223
kiloton.
Wypracowanie roboczych scenariuszy emisyjnych stanowiących podstawę rewizji Dyrektywy
pułapowej zostało tradycyjnie powierzone przez Komisję Europejską Międzynarodowemu
Instytutowi Analizy Systemów Stosowanych (IIASA) w Laxenburgu pod Wiedniem. Wyniki
tych prac posłużą także do rewizji pułapów emisyjnych zawartych w Protokole z Goeteborga
57
w ramach Konwencji EKG ONZ w spawie przenoszenia zanieczyszczeń powietrza na dalekie
odległości.
Kluczowe dla opracowania scenariuszy przez IIASA, opartych o modelowanie zintegrowane
(oceny
kompleksowe)
przy
pomocy
nowej
wersji
modelu
zwanego
GAINS
(Greenhousegases-Air Pollution Integration and Simulation) uwzględniającego synergię
polityki ochrony powietrza i klimatu są prognozy aktywności sektorowej. Dotyczą one trzech
sektorów energetyki, transportu i rolnictwa.
Wobec kolejnego poszerzenia UE oraz podjęcia na marcowym Szczycie Przywódców Państw
UE, znamiennego zobowiązania 3x20% do osiągnięcia w 2020 roku, które oznacza 20 %
spadek emisji gazów cieplarnianych wobec 1990 roku, 20 % udział źródeł odnawialnych w
generowaniu energii elektrycznej i 20 % wzrost efektywności energetycznej, mierzony takim
samym zmniejszeniem wsadu w paliwie nastąpiła korekta tego scenariusza energetycznego.
Nie ulega wątpliwości, że to zobowiązanie o charakterze politycznym już dziś determinuje
zarówno politykę ekologiczną i energetyczną, w skali całej Unii jak i krajów członkowskich.
Następny, dostosowany do tego zobowiązania unijny scenariusz, nazwany “spójnym” został
wykonany przez IIASA pod potrzeby rewizji dyrektywy pułapowej i zaprezentowany w
wersji finalnej w lipcu 2007 (NEC report Nr 5).
Przy jego konstrukcji, IIASA przejęła na
tyle na ile było to możliwe w/w cele polityczne, dalsze przedsięwzięcia unijne w sektorze
transportu, ograniczające emisje zanieczyszczeń w spalinach jak EURO 5 i EURO 6 oraz
skutki wspólnej polityki rolnej uwzględniającej w tym sektorze wymogi Dyrektywy IPPC
(konieczność pozwoleń zintegrowanych i stosowania najlepszych dostępnych technik (BAT)
w odniesieniu także do dużej skali hodowli zwierząt i drobiu.
Należy jeszcze dodać, że po optymalizacji przedsięwzięć do podjęcia w skali UE-27 pułap
dwutlenku siarki dla Polski w roku 2020 uległ dalszemu zmniejszeniu do 172 Kiloton. A więc
o 15 % niżej niż w scenariuszu CAFE. Równocześnie obliczenia IIASA wskazują na
konieczność pilnego zapobiegania zjawisku eutrofizacji, a więc drastycznego obniżania emisji
związków azotu, głownie jego tlenków oraz amoniaku. W świetle powyższego zaistniały
dwie siły sprawcze unijnej polityki ochrony powietrza, pyl drobny o frakcji poniżej 2,5
mikrona i związki azotu.
Spójny scenariusz stanowi na dzień dzisiejszy podstawę rewizji dyrektywy pułapowej, choć
różnice pomiędzy nim a scenariuszami krajów członkowskich, i nie tylko Polski, są bardzo
istotne. Wg. raportu IIASA (NEC report Nr 5) energetyczne scenariusze krajowe zwiększają
wobec scenariusza spójnego, emisję dwutlenku węgla o 31 %, dwutlenku siarki o 68 %,
58
tlenków azotu o 19 % i pyłu drobnego PM 2,5 o 14 %. A to uniemożliwi realizację celów
STOP i dotrzymanie standardów jakości powietrza dyrektywy CAFE.
W kontekście zapisów traktatowych, zwłaszcza w odniesieniu do wyznaczonych w nim
pułapów sektorowych LCP, dokument z 2005 roku wyraźnie stwierdza, że należy podjąć
renegocjacje Traktatu. Ponadto, podtrzymuje rolę węgla kamiennego i brunatnego w
wytwarzaniu energii elektrycznej i cieplnej (zamraża ich zużycie), ale, co jest słuszne, pod
warunkiem stosowania czystych technologii spalania węgla i utylizacji dwutlenku węgla ze
spalin. PEP-2030 zakłada też wprowadzenie krajowego systemu handlu uprawnieniami do
emisji dwutlenku siarki i tlenków azotu, jako narzędzia ułatwiającego wywiązywanie się
Polski z przyjętych zobowiązań ograniczenia emisji tych związków.
Aktualnie tworzona jest nowa polityka energetyczna Polski do roku 2030 (NPEP-2030). Jej
przedwyborcza wersja z października br. Została oparta o optymistyczna prognozę wzrostu
PKB na poziomie 5-6 % i uwzględnia bezpieczeństwo dostaw nośników energetycznych,
konkurencyjność gospodarki i wymogi zrównoważonego rozwoju. Ten wariant polityki
energetycznej nie uwzględnia jednak unijnych celów 3x20 %, gdyż Ministerstwo Gospodarki
nadal oczekuje na wyniki dwóch istotnych ekspertyz dotyczących krajowego potencjału
energii odnawialnej i poprawy efektywności energetycznej.
Niezależnie jednak od ich wyników, ten wariant polityki stawia głównie na bezpieczeństwo
energetyczne z niedocenieniem wymogów ekologicznych i miast podjąć do końca unijne
wyzwanie integrując politykę energetyczną z polityką klimatyczną i polityką ekologiczną
“ucieka” w energetykę jądrową jako panaceum miast poważnego rozważenia czystych
technologii węglowych i potencjału wychwytywania i składowania dwutlenku węgla (CCS),
o czym wspomina aktualna jeszcze polityka.
6.3 Kierunki integracji aspektów ochrony powietrza w polityce energetycznej i
ekologicznej Państwa
Z przedstawionych wyników różnych scenariuszy emisyjnych, niezależnie czy to miało
miejsce w ramach STOP-u, czy w trakcie jeszcze trwających symulacji pod potrzeby rewizji
dyrektywy pułapowej wynika, iż pułapy emisyjne, czy to krajowe czy sektorowe muszą ulec
kilkakrotnemu obniżeniu, przy czym dla dwutlenku siarki jest ono siedmiokrotne w
perspektywie roku 2020.
Już scenariusze emisyjne w ramach STOP-u były wystarczająco drastyczne, gdy tymczasem
rewizja dyrektywy pułapowej prowadzi jeszcze do ich zaostrzenia. Ponadto, w wyniku rewizji
wprowadzony zostanie prawdopodobnie kolejny pułap dotyczący emisji pierwotnej pyłu PM
2,5. KE planuje ponadto w ramach rewizji dyrektywy IPPC zastąpienie jej nową dyrektywą
59
tzw. “przemysłową”(integracja w jednym akcie normatywnym 7-miu dyrektyw emisyjnych
jak LCP, spalarnie, odpadowa itp. oraz obecna IPPC) i wprowadzenie ogólnoeuropejskiego
BAT-u, ustalonego na najniższym poziomie BREF-u.
Już skutki STOP-u, w aspekcie tworzących się wymogów jakości powietrza są dla polskiej
gospodarki wręcz niemożliwe do spełnienia. Podobnie będzie ze zrewidowanymi pułapami
emisji zanieczyszczeń, przynajmniej w odniesieniu do dwutlenku siarki i pyłu drobnego a
może także i tlenków azotu. W sektorze energetycznego spalania i to nie tylko w dużych
obiektach, ale także i tych mniejszych, o mocy pomiędzy 20 a 50 MWt musi dokonać się
bowiem drastyczne ograniczenie emisji.
Jednym z wymuszanych sposobów poprawy sytuacji będzie zmiana paliwa z węgla na gaz,
gdyż nie opłaca się inwestować w wyposażenie kotłów będących po dekapitalizacji w
kosztowne urządzenia do odsiarczania i denitryfikacji spalin.
Z kolei, i to niezależnie, sektorowi bytowo-komunalnemu grozi zakaz spalania paliw stałych.
Precedens taki wprowadzono już np. we Włoszech.
Aktualna „Polityka energetyczna do 2030 roku” wprowadza prymat bezpieczeństwa
energetycznego i zasady zrównoważonego rozwoju. A to oznacza, że z powodu
bezpieczeństwa energetycznego, pomimo niedotrzymywania zobowiązać traktatowych,
określone obiekty muszą być eksploatowane. Z kolei Strategia Lizbońska równoważy aspekty
ekonomiczne, ekologiczne i środowiskowe, a to oznacza, iż aspekty ekologiczne nie powinny
drastycznie ograniczać wzrostu gospodarczego, w tym planowanego wzrostu produkcji
energii elektrycznej i jej zużycia. Ale właśnie takich analiz pokazujących KE polskie
dylematy brak. Analizowany „Program …” wychodzi naprzeciw tym potrzebom i może
stanowić jeden z elementów „Polityki …”
Otóż spełnienie traktatowych pułapów sektorowych nie będzie możliwie, chociażby z uwagi
na bezpieczeństwo energetyczne kraju, oraz konieczność pilnej i bardzo kosztownej
dywersyfikacji paliwowej polegającej m.in. na ograniczeniu zużycia węgla i zastąpienia go
np. gazem przez krajową energetykę. Niezależnie, od braku takich ilości gazu w podpisanych
kontraktach importowych, taka substytucja skutkowałaby podwyżką cen energii elektrycznej i
ciepła, przekładających się na osłabienia tempa rozwoju gospodarczego oraz, co naturalne w
takich warunkach, pogorszenia się stopy życiowej społeczeństwa. Aspekt społeczny
cytowanej już Strategii Lizbońskiej. Ponadto, warto podkreślić, że zużycie energii
elektrycznej per capita wynosi aktualnie w Polsce poniżej 50 % średniej UE-15, a to oznacza
prawo do dalszej „elektryfikacji” społeczeństwa.. Równocześnie, pomimo większej
60
energochłonności polskiej gospodarki, nie uda się zrekompensować zużycia podobnym
wskaźnikiem obniżenia efektywności energetycznej czy oszczędności energii.
Prognoza wzrostu produkcji energii elektrycznej może wynosić w perspektywie roku 2030
średnio 1 – 1.5% rocznie, natomiast ciepła poniżej 0.5%, a to oznacza możliwość wypełnienia
sektorowych pułapów traktatowych kilka lat później oraz osiągnięcie rekomendowanego w
Traktacie na poziomie 300 Kiloton dla sektora LCP pułapu dwutlenku siarki dopiero pod
koniec dekady 2010-2020. Problem w tym, że to horyzont docelowy STOP-u, a wspomniany
na wstępie scenariusz MFTR przewiduje dla sektora LCP wtedy już tylko 100 Kiloton. I tak
wygląda w praktyce sytuacja sektora LCP bez podejmowania “rewolucyjnych zmian.
Niezależnie, już dziś jest oczywiste, że należy podjąć zdecydowane działania na rzecz
ograniczania emisji dwutlenku siarki, zwłaszcza w elektrowniach zawodowych poprzez
intensyfikację odsiarczania spalin oraz wybudowanie nowych instalacji odsiarczania spalin na
wszystkich dużych blokach energetycznych.. Bowiem obecna produkcja energii elektrycznej
spełniająca standardy emisji dwutlenku siarki wymagane Dyrektywą LCP wynosi niewiele
ponad 60 TWh, a to stanowi 60 % energii elektrycznej aktualnie produkowanej.
Uważa się zatem, że wszystkie duże bloki energetyczne, jako minimum, powinny być
wyposażone w instalacje do odsiarczania spalin spełniające wymogi Dyrektywy LCP i BAT
<200 mg/m3, stosować kombinacje metod pierwotnych w celu ograniczenia emisji tlenków
azotu, a po 01.01.2016 odazotowanie spalin gwarantujące dopuszczalną wielkość emisji na
poziomie 200 mg/m3 i odpylanie zapewniające stężenie końcowe pyłu <50 mg/m3.
Skuteczności te dotyczą źródeł o nominalnej mocy cieplnej > 500 MWt, spalających paliwa
stałe, a więc takie jakie spala tzw. energetyka zawodowa.
6.4. Wyzwania i wymagane zmiany istniejącego stanu prawnego-ocena
zaawansowania w Polsce
W kontekście wyzwań STOP-u i dyrektyw CAFE i Pułapowej problem w Polsce stanowią
niemal wszystkie bloki energetyczne, które jak wspomniano muszą w wersji źródło-komin
spełnić od początku 2008 roku standardy emisyjne Dyrektywy LCP. W dodatku, polska
energetyka i ciepłownictwo będzie musiała zmierzyć się z pojęciem BAT, wynikającym z
rewidowanej Dyrektywy IPPC i wydanych jej obiektom pozwoleń zintegrowanych, które
przewidują dotrzymanie nowych standardów emisyjnych (od 01.01.2008) i zastosowanie
najlepszych, dostępnych technik, BAT.
Aktualna wersja BREF dla dużych źródeł energetycznego spalania paliw (sektora LCP) o
mocy>50 MWt została wypracowana przez TGR ds. LCP i opublikowana w czerwcu 2006
roku. (BREF 2006).
61
Oczywiście w BREF pojęcie BAT rozciąga się na wszystkie fazy procesu wytwarzania
energii elektrycznej, od rozładunku paliwa poczynając a kończąc na podgrzewaniu gazów
odlotowych, ale najistotniejsze w kontekście STOP i Dyrektywy CAFE są zalecenia BREF
2006 dotyczące standardów emisyjnych. pyłu, dwutlenku siarki i tlenków azotu w spalinach.
I tak dla pyłu BAT polegający na zainstalowaniu elektrofiltru lub filtru tkaninowego powinien
umożliwić stężenie pyłu w źródle o mocy >300 MW, opalanym węglem kamiennym lub
brunatnym, na wylocie z komina rzędu od 5-20 mg/Nm3 dla instalacji istniejących i od 10-20
mg/Nm3 dla nowych. Z kolei dla dwutlenku siarki, dla takiego samego źródła i klasycznego
kotła pyłowego, przy zastosowaniu klasycznej mokrej metody wapiennej, 20-200 mg/Nm3
dla instalacji istniejących i od 10-20 mg/Nm3 dla nowych. I wreszcie stężenie tlenków azotu,
także dla kotła pyłowego opalanego węglem kamiennym powinno wynieść przy zastosowaniu
BAT (kombinacja przedsięwzięć pierwotnych i odazotowania spalin-metoda SCR) od 90-200
mg/Nm3 dla instalacji istniejących i od 90 -150 mg/Nm3 dla instalacji nowych, zaś dla węgla
brunatnego od 50-200 mg/Nm3, dla obu instalacji stosując wyłącznie kombinację metod
pierwotnych.
Zdaniem Ministerstwa Środowiska zawarte w BREF techniki i możliwe do osiągnięcia dzięki
ich zastosowaniu, metody redukcji zanieczyszczeń, stanowią jedynie wytyczne, a zatem nie są
obowiązującym standardem, ani też nie narzucają stojącej za nim techniki. BREF podaje na
ogół szereg technik, które umożliwiają osiągniecie konkretnego efektu emisyjnego. Ponadto,
BAT to jedynie określony sposób zarządzania i wykonywania działalności branżowej, tutaj
produkcji energii elektrycznej, zapewniający w odniesieniu do całokształtu działań w obrębie
elektrowni, możliwie najmniejszą presję na środowisko (powietrze, woda i powierzchnia
ziemi).
Prowadzi to do wniosku, iż BAT jest raczej pojęciem lokalnym a nie ogólnoeuropejskim, tym
bardziej, iż koszty zainstalowania danej technologii czy zastosowania określonej techniki
spełniającej wymogi BAT zależą de facto od warunków lokalnych, zaś ich koszt jest rożny,
zależnie od kraju i miejsca eksploatacji.
Należy jednak dodać, iż BAT był użyty jedynie w trakcie konstrukcji scenariusza MFTR pod
potrzeby STOP i Dyrektywy CAFE, w dodatku dla obiektów nowych, gdzie często stosuje się
kombinacje różnych metod i technik redukcji, a scenariusz ten okazał się w skali całej UE-25
zbyt ambitny i kosztowny w realizacji. Niemniej poziom ambicji przyjęty w STOP, poprzez
konkretnie zwymiarowane cele długoterminowe wskazuje na oczekiwania w skuteczności
redukcji emisji zanieczyszczeń, wyższe niż standardy LCP, gdyż one są juz w prawodawstwie
istniejącym (ISPRA). Ale to otwiera drogę do ich zaostrzenia, alternatywnie bądź w ramach
62
rewizji Dyrektywy LCP lub pośrednio poprzez rewizję Dyrektywy IPPC (niższe BREF-y).
Z kolei inaczej może przedstawiać się sytuacja dla obiektów nowych, które zgodnie z duchem
Dyrektywy IPPC i prac Biura IPPC w Sewilli powinny być tak zaprojektowane, by osiągały
poziomy emisji zgodne z BREF 2006 i nawet ich dolnym poziomem. Ale nie należy
zapominać, że to nadal tylko wytyczna, ale postęp techniczny dokonuje się dość szybko i
należy go brać pod uwagę.
Nie ulega wątpliwości, że BREF dla obiektów LCP powinien być przedmiotem dalszych
uzgodnień, ale raczej w łonie Grupy Roboczej NECPI, negocjującej rewizję Dyrektywy IPPC,
z którą jest nierozłącznie powiązany. Natomiast krytyczne zdanie EUROELECTRIC może
stanowić dla Polski istotne wsparcie. Nie zmienia to jednak faktu o bezwzględnej
konieczności stosowania już dziś standardów LCP, poza obiektami, które uzyskały
„derogacje” w ToP.
Poza koniecznością stosowania standardów emisyjnych i zaostrzonego BAT, bardzo istotnym
wyzwaniem jest przygotowanie programów naprawczych, możliwie w skali co najmniej
wojewódzkiej lub najlepiej jednego planu ogólnokrajowego.
Dyrektywa CAFE w tym zakresie określa informacje natury ogólnej, jakie powinny być
zawarte w lokalnych, regionalnych lub krajowych planach lub programach na rzecz poprawy
jakości powietrza atmosferycznego jak np. nazwą regionu, miasta czy stacji pomiarowej,
rodzaju strefy (obszar miejski, przemysłowy, lub wiejski) oraz szacunkowej wielkości
zanieczyszczonego obszaru (km2) oraz liczbą ludności poddanej działaniu zanieczyszczenia,
ale także informacje bezwzględnie wymagane na mocy tejże i dotyczące wkomponowania w
taki plan i program działań na rzecz ograniczenia zanieczyszczenia powietrza.
Równocześnie, Państwa Członkowskie, w możliwym zakresie, powinny zapewniają spójność
z pozostałymi planami wymaganymi w celu osiągnięcia odpowiednich celów dotyczących
środowiska naturalnego, które dla nas wynikają np. z Traktatu o Rozszerzeniu, a dla innych
bezpośrednio z Dyrektywy pułapowej czy Dyrektywy LCP, jeśli sporządzone zostały krajowe
plany redukcji. Prowadzi to wprost do zależności planów i programów strefowych (każdy kraj
ma inną ich delimitację, niekoniecznie jak w Polsce wg podziału administracyjnego) od
planów i programów sporządzanych w większej skali np. regionalnej czy krajowej i stąd
szersze ich nazewnictwo w Dyrektywie.
Przygotowywanie planów i programów ochrony powietrza jest wpisane do ustawy Prawo
ochrony środowiska i wynika wprost z transpozycji cytowanych wyżej dyrektyw. Powstały
nawet wytyczne sporządzania takich planów, ale datują się one jeszcze sprzed wejścia Polski
do U (.„Zasady sporządzania naprawczych programów ochrony powietrza w strefach”, 2003
63
roku, wydane przez Ministerstwo Środowiska). Tymczasem powstała nowa sytuacja, zarówno
prawna (wymóg Dyrektywy CAFE) jak i w środowisku atmosferycznym (niedotrzymywanie
standardów jakości powietrza) i konieczność ich “zalegalizowania w ramach Dyrektywy
CAFE.
Ponadto, do poważnych przeszkód zaliczono brak pogłębionych analiz skutków
podejmowanych działań, a w związku z tym podejmowanie działań mało skutecznych, a
niekiedy nawet nie przynoszących żadnych efektów. Jako najważniejsze kierunki
pokonywania przeszkód zostały uznane m.in. lepsze współdziałanie pomiędzy władzami
różnych szczebli, propagowanie wymiany doświadczeń w zakresie dobrych praktyk, zachęty
publiczne oraz zwiększanie świadomości społecznej w zakresie problematyki ochrony
powietrza.
Uznano przy tym za konieczne wypracowanie europejskich wytycznych, zarówno
strategicznych jak i technicznych porządkujących przygotowywanie planów ochrony
powietrza. O ile wytyczne strategiczne dowiązywałyby się do wymagań prawnych o tyle
te techniczne, a więc pragmatyczne, miały by za zadanie pokazywać pakiet
przedsięwzięć służących ochronie powietrza i opartych w części o BAT (BREF 2006) i
najlepsze praktyki. Za bardzo istotne dla skuteczności programów uznano zapewnienie
środków i odpowiedni „montaż finansowy” przedsięwzięć.
Niezależnie, od planów naprawczych, konieczne będzie też opracowanie szczególnych
planów, planów redukcji narażenia, nawet tam, gdzie nie są przekraczane standardy jakości
PM 2,5 w celu ograniczenia tła tego zanieczyszczenia o 20 % w dekadzie 2010-2020.
Podstawę ich wypełnienia będą stanowić wyniki monitoringu PM 2,5 z trzylecia 2008 (2009)2010 i 2018-2020.
Wnioski dotyczące przygotowania kraju do tworzonego i modyfikowanego aktualnie
prawodawstwa unijnego w zakresie ochrony powietrza.
Przystępując do oceny przygotowania kraju do wypełniania tworzonego i modyfikowanego
aktualnie prawodawstwa unijnego w zakresie ochrony powietrza (w oparciu o STOP i CAFE)
należy po pierwsze dokonać takiej oceny w odniesieniu do już obowiązującego
prawodawstwa ISPRA. Ale zanim taka ocena zostanie sformułowana konieczny jest stosowny
komentarz.
Po pierwsze istnieje brak spójności pomiędzy dyrektywami unijnymi oraz wymogami
Traktatu o Rozszerzeniu w odniesieniu do rozbieżności liczbowych dotyczących pułapów
sektorowych i krajowych oraz bezwzględnego obowiązku stosowania BAT (Dyrektywa LCP
a BREF). Rozbieżności te można uzasadniać m.in. interpretacją, iż np. standardy LCP to
wymogi minimalne, a pułapy sektorowe (grupowe) to wymogi maksymalne bo odnoszące się
64
co najmniej do dolnego poziomu BREF 2006. Podobnie skutkowałaby rewizja Dyrektywy
IPPC. Ale faktem jest, że pułapy te zostały uzgodnione pod presją czasową (konieczność
terminowego zakończenia negocjacji akcesyjnych, w dodatku
bez uwzględnienia zdania
środowiska energetycznego), natomiast co do losu nowej dyrektywy IPPC trzeba jeszcze
poczekać.
Równocześnie w trakcie procesu CAFE polskie stanowisko negocjacyjne, poza pryncypialną
negacją czy to poziomu ambicji STOP czy proponowanej wysokości wartości dopuszczalnej
PM 2,5 nie było poparte stosowną dokumentacją dotyczącą prognoz stanu środowiska i
ewentualnych założeń do perspektywicznej polityki ekologicznej/ochrony powietrza oraz
dalszego rozwoju jej instrumentów.
W szczególności nie udało się ani przekazać ani zweryfikować prognoz aktywności i emisji w
sektorach energetyki, transportu i rolnictwa, wobec czego scenariusze CAFE były oparte o
dane wygenerowane przez IIASA na podstawie prognoz KE. Ponadto, PEP-2025 został
praktycznie przekazany po wypracowaniu bazowego unijnego scenariusza energetycznego
(PRIMES), który po dzień dzisiejszy ma prymat nad narodowymi politykami energetycznymi.
Z uwagi na przeciągające się sprawy proceduralne związane z uzgadnianiem Krajowego
Programu Redukcji Emisji (KPRE) i ostateczną negację przez UKIE celowości jego
przedstawienia KE nie było możliwe powiązanie tego Programu z PEP-2025, a takie związki
były w polityce energetycznej założone.
Pomimo regulacji ustawowej nie został stworzony krajowy system handlu uprawnieniami do
emisji zanieczyszczeń klasycznych, pomimo rozpoczęcia w Ministerstwie Środowiska oceny
potencjalnych skutków wpływu takiego systemu na redukcję emisji dwutlenku siarki. I
powiązania go z unijnym systemem handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. A
system ten będzie determinować osiąganie celów STOP.
Podobnie, choć było bardzo zasadne nie powołano Zespołu Roboczego ds. STRATEGII i
CAFE
w
ramach
Ministerstwa
Środowiska,
składającego
się
z
przedstawicieli
zainteresowanych resortów, towarzystw gospodarczych i organizacji ekologicznych, pomimo
roboczych ustaleń zmierzających w tym kierunki. W tej sytuacji wystąpiła luka informacyjna
pomiędzy informacją dostępną w resorcie, a sektorami gospodarczymi realizującymi
konkretne przedsięwzięcia.
W trakcie trwania procesu CAFE Polska, mimo oczekiwań, nie ratyfikowała Protokółu z
Goteborga, którego pułapy emisyjne zostały przejęte przez KE i zawarte w Traktacie o
Rozszerzeniu. Jak już podkreślono pułapy te w świetle CAFE są wyjątkowo korzystne dla
Polski i powinny były jak najszybciej uzyskać status prawny i odpowiednią rangę.
65
6.5. Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko
Głównymi celami polityki energetycznej w tym obszarze są:

Ograniczenie emisji CO2 do 2020 roku przy zachowaniu wysokiego poziomu bezpieczeństwa
energetycznego.

Ograniczenie emisji SO2 i NOx oraz pyłów (w tym PM10 i PM2,5) do poziomów wnikających
z obecnych i projektowanych regulacji unijnych.

Ograniczenie negatywnego oddziaływania energetyki na stan wód powierzchniowych i
podziemnych.

Minimalizacja składowania odpadów poprzez jak najszersze wykorzystanie ich w gospodarce

Zmiana struktury wytwarzania energii w kierunku technologii niskoemisyjnych.
Działania na rzecz ograniczenia oddziaływania energetyki na środowisko.
Działania te obejmują:
 Stworzenie systemu zarządzania krajowymi pułapami emisji gazów cieplarnianych i
innych substancji.
 Wprowadzenie w wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła dopuszczalnych
produktowych wskaźników emisji jako narzędzia pozwalające zmniejszać poziomy
emisji SO2 i NOx ,w tym osiągnąć pułapy ustalone w Traktacie Akcesyjnym dla Polski.
 Realizacja zobowiązań wynikających z nowej dyrektywy ETS dla elektroenergetyki i
ciepłownictwa.
 Wykorzystanie przychodów z aukcji uprawnień do emisji CO2 do wspierania działań
ograniczających emisję gazów cieplarnianych.
 Wprowadzenie standardów budowy nowych źródeł energetycznych w systemie
przygotowania do wychwytywania CO2 oraz określenie krajowych możliwości
geologicznego składowania dwutlenku węgla.
 Stosowanie zamkniętych obiegów chłodzenia o dużej efektywności w elektrowniach i
elektrociepłowniach.
Przewidywane efekty działań na rzecz ograniczenia oddziaływania
Przewidywane działania pozwolą na ograniczenie emisji SO2, NOx i pyłów zgodnie z
zobowiązaniami przyjętymi przez Polskę. Działania na rzecz ograniczenia emisji CO2
powinny doprowadzić do znacznego zmniejszenia wielkości emisji w jednostkę
produkowania energii.
66
Najważniejszymi elementami polityki energetycznej realizowanymi na szczeblu regionalnym
i lokalnym powinny być:
 dążenie do oszczędności paliw i energii w sektorze publicznym poprzez realizację
działań określonych
w Krajowym
Planie
Działań na
rzecz
efektywności
energetycznej;
 maksymalizacja
wykorzystania
istniejącego
lokalnie
potencjału
energetyki
odnawialnej, zarówno w produkcji energii elektrycznej, ciepła, chłodu, produkcji
skojarzonej, jak również do wytwarzania biopaliw ciekłych i biogazu.;
 zwiększenie wykorzystania technologii wysokosprawnego wywarzania ciepła i energii
elektrycznej w układach skojarzonych, jako korzystnej alternatywy dla zasilania
systemów ciepłowniczych i dużych obiektów w energię;
 rozwój scentralizowanych lokalnie systemów ciepłowniczych, który umożliwia
osiągnięcie poprawy efektywności i parametrów ekologicznych procesu zaopatrzenia
w ciepło oraz podniesienie lokalnego poziomu bezpieczeństwa energetycznego;
Oddziaływanie na jakość powietrza (emisje SO2, NOx i pyły)
Podstawowymi czynnikami decydującymi o uciążliwości sektora energetycznego są emisje
zanieczyszczeń zawierających przede wszystkim tlenki węgla, siarki i azotu, a także cząstki
stałe i rtęć. Wielkości emisji z energetyki jest przy tym determinowana przez kilka czynników
– w największym stopniu o uciążliwości sektora decyduje oczywiście zapotrzebowanie na
dostarczaną energię i paliwa, sprawność wytwarzania, a następnie efektywność systemów
ograniczania emisji.
Nie ulega wątpliwości, że promocja rozwoju nowych, bezemisyjnych źródeł energii, w tym
OZE oraz energetyki atomowej, przy jednoczesnym nacisku na poprawę efektywności
energetycznej, poprzez zwiększenie sprawności wytwarzania, redukcję strat przesyłowych i
racjonalizację zużycia, spowodują obniżenie emisji zanieczyszczeń typowych dla spalania
konwencjonalnych paliw stałych, ciekłych i gazowych. Spowoduje to generalne obniżenie
presji na jakość powietrza.
Istotne pozytywne efekty w wymiarze lokalnym może także przynieść rozwój energetyki
rozproszonej, w tym zwłaszcza instalacji wytwarzających energię w Kogeneracji. Związana z
tym eliminacja niskoefektywnych indywidualnych źródeł ciepła, stanowiących dziś w
miastach jedno z najważniejszych źródeł tzw. niskiej emisji, sprzyjać będzie poprawie jakości
powietrza we wszystkich mierzonych wskaźnikach.
Z przeprowadzonych analiz modelowych wynika, że w pierwszym okresie (do roku 2020)
realizacja „Programu…” będzie mieć przede wszystkim pośredni wpływ na zmiany poziomu
67
emisji dwutlenku węgla oraz tlenków azotu. W przypadku dwutlenku węgla, mimo szybkiego
wzrostu zapotrzebowania na energię, to wobec przewidywanej większej efektywności zużycia
i zmiany struktury paliw spodziewać się można docelowo nawet pewnego dalszego spadku
emisji
krajowej.
Oszacowanie
zmniejszenia
emisji
zanieczyszczeń
wynikające
z
wprowadzenia kogneracji przedstawiono w poniższych tabelach.
Razem (węgiel + węgiel)
Nowe (węgiel)
Istniejące (węgiel)
Tabela 6.1. Zestawienie wyników oszczędności emisji w przypadku realizacji potencjału w
technologii węglowej
Rok
2008
2010
2015
2020
Produkcja ciepła
PJ
Produkcja energii elektrycznej
TWh
Paliwo
224
224
224
224
25
25
25
25
PJ
418
418
418
418
Oszczędność paliwa
PJ
63
63
63
63
Oszczędność emisji CO2
tys. Mg
5 927
5 927
5 927
5 927
3
23
23
23
23
Ilość spalin
mld m
Oszczędność emisji SO2
Mg
34 810
34 810
34 810
5 802
Oszczędność emisja Pył
Mg
2 321
2 321
2 321
580
Oszczędność emisji NOx
Mg
13 924
13 924
13 924
5 802
Produkcja ciepła
PJ
168
177
167
163
Produkcja energii elektrycznej
TWh
23
25
23
23
Paliwo
PJ
335
353
334
325
Oszczędność paliwa
PJ
50
53
50
49
Oszczędność emisji CO2
tys. Mg
4 751
5 007
4 737
4 613
3
19
20
19
18
Ilość spalin
mld m
Oszczędność emisji SO2
Mg
11 162
11 762
11 129
3 612
Oszczędność emisja Pył
Mg
1 860
1 960
1 855
361
Oszczędność emisji NOx
Mg
9 302
9 801
9 274
3 612
Produkcja ciepła
PJ
392
401
391
387
Produkcja energii elektrycznej
TWh
48
49
48
47
Paliwo
PJ
753
771
752
744
Oszczędność paliwa
PJ
113
116
113
112
Oszczędność emisji CO2
tys. Mg
10 679
10 934
10 664
10 540
3
42
43
42
41
Ilość spalin
mld m
Oszczędność emisji SO2
Mg
45 972
46 571
45938
9 414
Oszczędność emisji Pył
Mg
4 181
4 281
4 175
941
Oszczędność emisji NOx
Mg
23226
23 725
23 198
9 414
Tabela 6.2. Zestawienie wyników oszczędności emisji w przypadku realizacji potencjału w
technologii gazowej
Rok
2008
2010
2015
2020
68
Produkcja ciepła
PJ
Produkcja energii elektrycznej
TWh
Paliwo
224
224
224
224
25
25
25
25
PJ
418
418
418
418
Oszczędność paliwa
PJ
63
63
63
63
Oszczędność emisji CO2 z oszczędności
tys. Mg
5 927
5 927
5 927
5 927
tys. Mg
0
0
0
0
3
23
23
23
23
paliwa
Istniejące (węgiel)
Oszczędność emisji CO2 z konwersji paliwa
Ilość spalin
mld m
Oszczędność emisji SO2 z oszczędności
Mg
34 810
34 810
34 810
5 802
Oszczędność emisji SO2 z konwersji paliwa
Mg
0
0
0
0
Oszczędność emisja Pył z oszczędności
Mg
2 321
2 321
2 321
580
Oszczędność emisja Pył z konwersji paliwa
Mg
0
0
0
0
Oszczędność emisji NOx z oszczędności
Mg
13 924
13 924
13 924
5 802
Oszczędność emisji NOx z konwersji paliwa
Mg
0
0
0
0
Produkcja ciepła
PJ
168
177
167
163
Produkcja energii elektrycznej
TWh
47
49
46
45
Paliwo
PJ
447
471
446
434
Oszczędność paliwa
PJ
76
80
76
74
Oszczędność emisji CO2 z oszczędności
tys. Mg
4 103
4 323
4 091
3 983
tys. Mg
18 101
19073
18 047
17 572
3
paliwa
paliwa
paliwa
paliwa
Nowe (węgiel)
Oszczędność emisji CO2 z konwersji paliwa
Ilość spalin
mld m
20,5
21,6
20,5
19,9
Oszczędność emisji SO2 z oszczędności
Mg
718
757
716
697
Oszczędność emisji SO2 z konwersji paliwa
Mg
94 996
100 097
94 712
28 006
Oszczędność emisja Pył z oszczędności
Mg
103
108
102
100
Oszczędność emisja Pył z konwersji paliwa
Mg
15 933
16 789
15 886
2 625
Oszczędność emisji NOx z oszczędności
Mg
6 154
6 485
6 136
996
Oszczędność emisji NOx z konwersji paliwa
Mg
46 481
48 977
46 342
26 249
Produkcja ciepła
PJ
392
401
391
387
Produkcja energii elektrycznej
TWh
71
74
71
70
Paliwo
PJ
865
889
864
852
Oszczędność paliwa
PJ
139
143
138
136
Oszczędność emisji CO2 z oszczędności
tys. Mg
10 030
10250
10 018
9 910
paliwa
paliwa
węgiel)
Razem (wegiel +
paliwa
paliwa
69
Oszczędność emisji CO2 z konwersji paliwa
tys. Mg
18 101
19 073
18 047
17 572
3
43,7
44,8
43,7
43,1
Ilość spalin
mld m
Oszczędność emisji SO2 z oszczędności
Mg
35 528
35 566
35 525
6 499
Oszczędność emisji SO2 z konwersji paliwa
Mg
94 996
100 097
94 712
28 006
Oszczędność emisja Pył z oszczędności
Mg
2 423
2 429
2 423
680
Oszczędność emisja Pył z konwersji paliwa
Mg
15 933
16 789
15 886
2 625
Oszczędność emisji NOx z oszczędności
Mg
20 078
20 409
20 060
6 797
Mg
46 481
48 977
46 342
26 249
paliwa Oszczędność emisji SO2
paliwa
paliwa
Oszczędność emisji NOx z konwersji paliwa
6.6 Oddziaływanie na środowisko przyrodnicze
W raporcie dokonano wstępnej oceny wpływu realizacji „Programu rozwoju w Polsce
Kogeneracji” budowy Elektrowni C na awifaunę lęgową i przelotną. Jednakże biorąc pod
uwagę
lokalizację
przewidywanych
inwestycji
w
zainwestowanym
terenie
miast
(posiadających system ciepłowniczy) można z dużym prawdopodobieństwem założyć, że w
sposób bezpośredni nie wpłynie negatywnie na przedmiot ochrony obu ostoi.
W wyniku lokalizacji systemów ciepłowniczych na terenie kraju można stwierdzić, że w
bezpośrednim obszarze oddziaływania przyszłych przedsięwzięć oraz w jego bliskim
sąsiedztwie nie będą występować chronione siedliska przyrodnicze z Załącznika I Dyrektywy
siedliskowej oraz 13 gatunków roślin podlegających ochronie w naszym kraju. W trakcie prac
budowlanych z uwagi na realizację budowy na terenie istniejących źródeł ciepła nie
zniszczone zostaną również stanowiska jakiegokolwiek gatunku chronionego. Można również
stwierdzić, że realizacja „Programu Rozwoju w Polsce Kogeneracji” nie wpłynie istotnie na
obniżenie waloru przyrodniczego w regionie. W celu wykonania pełnej waloryzacji terenu, a
następnie określenia pełnego zakresu wpływu przedsięwzięcia oraz wytypowania działań
minimalizujących, ograniczających i ewentualnie kompensujących negatywny wpływ
przedsięwzięcia na awifaunę i szatę roślinną, prawdopodobne jest wykonanie aktualnych,
zaplanowanych metodycznie prac terenowych.
Uzasadnione jest dokonanie analizy istniejącego stanu środowiska przyrodniczego (stanu
początkowego) na terenie oraz w zasięgu oddziaływania projektowanej inwestycji, która
będzie stanowić bazę do wyjściowej oceny stanu środowiska przyrodniczego przed realizacją
inwestycji do późniejszych ocen porównawczych tego stanu także w kontekście zapisów
ustawy o zapobieganiu szkodom w środowisku i ich naprawie z dnia 13 kwietnia 2007r.
(Dz.U.07.75.493).
70
Oddziaływanie na gatunki i siedliska objęte ochroną w ramach obszarów NATURA 2000
W celu oszacowania wpływu planowanych inwestycji na różnorodność biologiczną
analizowano rozmieszczenie obszarów spełniających
kryteria
dyrektywy ptasiej
i
siedliskowej.
W wyniku przeprowadzonych analiz stwierdzono, że uwarunkowania środowiskowe
wdrożenia „Programu Rozwoju Wysokosprawnej Kogeneracji” z uwagi na lokalizację tych
źródeł głównie w miastach (posiadających system ciepłowniczy) będzie pomijalna.
Oddziaływanie na klimat
Jedną z najczęściej podnoszonych w ostatnim czasie w debacie publicznej kwestii ochrony
środowiska jest oddziaływanie sektora energetycznego na zmiany klimatyczne. Nie ulega
przy tym wątpliwości, że procesy spalania paliw, a w węższym ujęciu wytwarzania energii
elektrycznej i cieplnej są jednym z głównych antropogenicznych źródeł emisji dwutlenku
węgla do atmosfery.
Protokół z Kioto jest prawnie wiążącym porozumieniem, w ramach którego kraje
uprzemysłowione są zobligowane do redukcji ogólnej emisji gazów powodujących efekt
cieplarniany o 5,2% do roku 2012 w porównaniu z rokiem 1990. Na mocy postanowień
Protokołu kraje, które zdecydowały się na jego ratyfikację, zobowiązały się do redukcji do
2012r. własnych emisji dwutlenku węgla, metanu, tlenku azotu, HFC (halogenków
alkilowych) i PFC (perfluorowęglowodorów) – gazów powodujących efekt cieplarniany.
Narodowe pułapy obniżania wahają się od 8% dla Unii Europejskiej, 7% dla USA, 6% dla
Japonii, 0% dla Rosji oraz możliwy wzrost dla Australii o 8% i 10% dla Islandii. Mimo
działań na podstawie postanowień Konwencji ONZ o ochronie klimatu podejmowanych od
szeregu lat sytuacja w tym zakresie nie tylko nie ulega poprawie, ale raczej się pogarsza.
Globalna rejestrowana emisja CO2 szybko rośnie.
Z analizy dostępnych danych wynika, że praktycznie wszystkie państwa i/lub grupy państw –
sygnatariuszy Konwencji, za wyjątkiem grupy krajów Aneksu i tzw. economies in transition,
do których należy również Polska oraz Federacja Rosyjska, zwiększyły i to istotnie swoje
emisje. Od przyjętego w protokole z Kioto roku bazowego 1990 globalna emisja wzrosła o
ponad 33%, Chiny zwiększyły ją prawie 3-krotnie, USA o ponad 20%, a EU-15 o ponad 3%.
Polska w tym samym okresie zredukowała swoją emisję o ponad 1/3, do poziomu około 342
mln ton rocznie. Zgodnie ze zobowiązaniem wynikającym z Protokołu z Kioto Polska
zobligowana jest do redukcji w okresie 2008-2012 o 6% emisji gazów cieplarnianych w
odniesieniu do roku bazowego (1988). Cel ten został zrealizowany już na początku lat 90tych. Poziom emisji CO2 w ostatnich latach również nieznacznie się obniża.
71
Realizacja postanowień Programu może przyczynić się w pierwszym okresie – do 2020 roku
– do zahamowania wzrostu emisji CO2, a w perspektywie roku 2030 do jej dalszego
obniżenia, w zależności od przyjętego wariantu realizacyjnego od kilkunastu do
kilkudziesięciu milionów ton rocznie.
Oddziaływanie na faunę i florę
Ocena wpływu na zwierzęta oparta została przede wszystkim na analizie zagrożenia, jakie
może spowodować realizacja planowanych inwestycji dla zwierząt poprzez wypłaszanie z
siedlisk i miejsc lęgowych. I w tym przypadku (podobnie jak oddziaływanie na obszary
NATURA 2000) z uwagi na przewidywane lokalizacje źródeł, wdrożenie Programu będzie
miało pomijalny wpływ na środowisko.
Oddziaływania na krajobraz i dziedzictwo kulturowe
Z uwagi na przewidywaną lokalizację źródeł w miastach i głównie na obecnych terenach
źródeł ciepłowniczych miast oddziaływanie na krajobraz i dziedzictwo kulturowe będzie
nieistotne.
Wpływ na klimat akustyczny
Eksploatacja nowych źródeł kogeneracyjnych bloku, ze względu na specyfikę produkcji, jaką
jest wytwarzanie energii elektrycznej, oznacza jego ciągłą pracę w niewielkim stopniu
uzależnioną od pory doby.
Z uwagi na to, nowy blok i cała infrastruktura z nim związana, nie może spowodować
przekroczenia wartości dopuszczalnych zarówno w odniesieniu do pory dnia jak i pory nocy
określonych dla najbliżej położonych terenów podlegających ochronie akustycznej.
Przeprowadzone obliczenia modelowe emisji hałasu określające wpływ nowych obiektów i
urządzeń wykazały, że źródła, które mają największy udział i najistotniejsze znaczenie w
imisji hałasu na granicy terenów podlegających ochronie to wentylatory powietrza i spalin.
Powstający poziom emisji hałasu z tych urządzeń może powodować występowanie
przekroczeń wartości dopuszczalnej w odniesieniu do pory nocy na granicy terenów, na
których aktualnie występuje zabudowa mieszkaniowa.
Wpływ na klimat akustyczny ograniczać się będzie do najbliższego sąsiedztwa istniejących,
modernizowanych i nowobudowanych obiektów energetycznych. Nie przewiduje się
zasadniczego wzrostu populacji narażonej na ponadnormatywny hałas z tych źródeł.
6.7. Gospodarka wodno-ściekowa
Do pracy nowych źródeł kogeneracyjnych spalających węgiel niezbędne jest dostarczenie
wody, wykorzystywanej w następujących obiegach:
72
1) obieg parowo – wodny i obieg ciepłowniczy
2) obieg chłodzący (podczas ewentualnej pracy bloku na kondensację)
3) Instalacja Odsiarczania Spalin (w przypadku wyboru metody mokrej odsiarczania spalin)

Dla potrzeb uzupełniania strat w obiegu chłodzącym i parowo-wodnym bloku
wykonana zostanie Stacja Uzdatniania Wody (SUW), w której metodami fizykochemicznymi
produkowana
będzie
woda
zdekarbonizowana
i
woda
zdemineralizowana o parametrach wymaganych przez dostawcę kotła.

W uzasadnionych przypadkach realizacji „Programu rozwoju w Polsce Kogeneracji”
przewiduje się zastosowanie dla nowych jednostek zamkniętego obiegu chłodzącego z
chłodnią wentylatorową odprowadzającą ciepło do atmosfery.

Instalacja odsiarczania spalin wymaga stałego uzupełniania ilości wody krążącej w
systemie. Woda wprowadzona do systemu jest w pewnej części recyrkulowana w
obrębie instalacji, natomiast w pozostałej opuszcza ją bezzwrotnie:
- w fazie gazowej razem z oczyszczonymi spalinami (parowanie),
- w fazie stałej w postaci wody chemicznie związanej z gipsem i w postaci
wody wolnej,
- w fazie ciekłej w postaci ścieków.
Na potrzeby socjalno-bytowe woda będzie pobierana z miejskich wodociągów lub z własnego
ujęcia wód podziemnych.
W wyniku pracy nowego bloku i instalacji pomocniczych będą powstawały następujące
rodzaje ścieków:
a)
odsoliny z chłodni wentylatorowych
b) woda odrzucona z odwróconej osmozy w SUW
c)
zneutralizowane ścieki z regeneracji jonitów, z końcowej demineralizacji wody
d) silnie zasolone ścieki oczyszczone z IOS
e)
woda opadowe z terenu inwestycji
f)
ścieki socjalno-bytowe
Ad. a), b), c), e)
Ścieki te kierowane będą do zakładowej oczyszczalni ścieków deszczowo-przemysłowych,
której wydajność pokrywać będzie docelowe potrzeby.
Ponadto do projektowanej kanalizacji deszczowo-przemysłowej odprowadzane będą:
-
wody opadowe z odwodnienia dachów budynków,
-
wody opadowe z odwodnienia dróg i placów
-
ścieki po akcji gaśniczej oraz ze zmywania rejonów „czystych”,
73
-
wody opadowe z rejonu gospodarki olejowej i elektrofiltrów (wstępnie oczyszczone w
separatorze substancji ropopochodnych)
-
ścieki po akcji gaśniczej oraz ze zmywania w rejonie gospodarki olejowej i
elektrofiltrów (wstępnie oczyszczone w separatorze substancji ropopochodnych)
-
ścieki ze zmywania kotłowni i maszynowni,
-
wody opadowe oraz ścieki po akcji gaśniczej z mis olejowych transformatorów
(wstępnie oczyszczone w separatorze substancji ropopochodnych)
Przewiduje się, że część tych ścieków zostanie zagospodarowana w instalacjach do
zmywania.
Ścieki powstające w Instalacji Odsiarczania Spalin będą neutralizowane i poddawane
procesowi oczyszczania z nadmiarowych zawiesin oraz metali ciężkich w mechanicznochemicznej oczyszczalni ścieków.
Oczyszczone ścieki będą odprowadzane do kanalizacji miejskiej.
Na terenie lokalizacji źródeł ko generacyjnych najczęściej istnieje system kanalizacji
sanitarnej składający się z:
-
układu kolektorów wraz z przyłączeniami,
-
pompowni ścieków sanitarnych,
-
rurociągu tłocznego ścieków sanitarnych z pompowni do kolektora miejskiego.
Ścieki sanitarne odprowadzane będą, od wszystkich przyborów sanitarnych zlokalizowanych
w poszczególnych budynkach, do zewnętrznej sieci kanalizacji sanitarnej, a następnie
przepompowywane do kolektora miejskiego.
Oddziaływanie na Główne Zbiorniki Wód Podziemnych i wody podziemne.
Źródłem zanieczyszczeń wód podziemnych w fazie realizacji przedsięwzięcia, podobnie jak
w przypadku wód powierzchniowych mogą być spływy deszczowe i roztopowe z terenu
budów oraz zanieczyszczenia wypłukiwane z materiałów używanych do budowy, ponadto
nieodpowiednie składowanie materiałów budowlanych, niewłaściwa lokalizacja zaplecza
budowy, zanieczyszczenie wód np. w wyniku poważnej awarii substancjami chemicznymi lub
spowodowanie zmian właściwości fizycznych.
Oddziaływania na wody podziemne źródeł Programu ograniczać się będzie do najbliższego
sąsiedztwa istniejących, modernizowanych i nowobudowanych źródeł energetycznych.
Oddziaływanie na wody powierzchniowe
Pewne ryzyko niezbilansowania zasobów i przyśpieszonej eutrofizacji wód wiąże się z
przewidywanym wzrostem (o około 20%) ilości wód wykorzystywanych na cele chłodnicze.
Natomiast podobnie jak dla wód podziemnych wpływ ten będzie ograniczony do minimum i z
74
uwagi na lokalizację ścieki odprowadzane będą do kanalizacji i dalej do miejskiej
oczyszczalni.
Oddziaływanie w zakresie gospodarki odpadami.
Przewidziane w ramach Programu działania będą sprzyjać redukcji odpadów generowanych
podczas wydobycia i spalania paliw konwencjonalnych (węgiel kamienny i węgiel brunatny).
Prace związane z budową nowych źródeł prowadzone będą na terenie już energetycznie
zagospodarowanym i wolnym od zabudowy. W związku z powyższym nie będzie
konieczności przeprowadzania dużych przekładek ani wyburzeń generujących największe
ilości odpadów w fazie budowy.
W związku z prowadzeniem prac budowlanych powstaną oprócz odpadów powstaną
jednorazowo głównie odpady zaliczane do grupy 15 - Odpady opakowaniowe; sorbenty,
tkaniny do wycierania, materiały filtracyjne i ubrania ochronne nieujęte w innych grupach.
Firmy
świadczące
usługi
w
zakresie
wykonania
robót
budowlano-montażowych
projektowanego bloku będą zobowiązane do zagospodarowania odpadów wytworzonych
w związku z tymi pracami.
Roboty ziemne makroniwelacyjne zostaną wykonane w taki sposób, aby bilans robót
ziemnych, z uwzględnieniem wykopów obiektowych, był minimalny.
-
Humus zebrany w czasie robót ziemnych będzie częściowo wykorzystany do rekultywacji
terenu, a reszta będzie zagospodarowana przez wykonawcę prac.
-
Grunty zostaną wykorzystane dla celów rekultywacji, a pozostałe ilości (nie
wykorzystane, nie nadające się do wbudowania w nasypy), będą zagospodarowane przez
wykonawcę prac.
W wyniku eksploatacji nowych źródeł opalanych węglem kamiennym będą powstawać
następujące rodzaje odpadów technologicznych (powstające w procesie produkcji energii,
procesów oczyszczania gazów odlotowych, uzdatniania wody oraz procesów oczyszczania
ścieków):

Popioły lotne i żużle z węgla,

Stałe odpady z wapniowych metod odsiarczania,

Osady z zakładowych oczyszczalni ścieków instalacji odsiarczania spalin,

Odpady z przechowywania i przygotowania paliw,

Odpady z uzdatniania wody pitnej oraz do celów technologicznych,

Inne niewymienione odpady,
75
Dodatkowo powstawać będą odpady powstające w wyniku eksploatacji urządzeń i obiektów,
prowadzenia prac warsztatowych i remontowo-konserwatorskich i inne odpady wynikające z
funkcjonowania zaplecza biurowego, przebywania pracowników i utrzymania terenu.
W wyniku eksploatacji nowych źródeł powstawać będą znaczne ilości odpadów
paleniskowych (popioły i żużle paleniskowe), które stanowić będą ok. 95% wszystkich
powstających odpadów. Zakłada się, iż całość odpadów paleniskowych magazynowana
będzie na terenie elektrociepłowni, a następnie przekazywana odbiorcom zewnętrznym do
wykorzystania/odzysku.
Planowane do realizacji gospodarki odpadami powstającymi w wyniku eksploatacji nowych
źródeł zgodne będą z obowiązującymi przepisami prawa.
Konsekwencje środowiskowo – społeczno – ekonomiczne
Występujące w skali globalnej i lokalnej skutki bezpośrednie mogą powodować określone
następstwa generalnie w trzech obszarach:
 środowiskowym,
 społecznym,
 gospodarczym.
Wzajemne relacje w tym zakresie powinien przedstawiać rachunek potencjalnych kosztów i
korzyści lub takich skutków, które wywołując korzystne zmiany w jednym miesiącu (np.
odciążenie centrów miast) determinują koszty w drugim, traktowane dalej jako relacja
koszty/korzyści.
Wybór i ocena konsekwencji oparta jest na podejściu horyzontalnym biorącym pod uwagę
bezpieczeństwo ekologiczne oraz społeczne opisywane kryteriami jakości i komfortu życia
oraz możliwości rozwoju gospodarczego.
7. Rekomendacje
Przeprowadzone w ramach prac nad niniejszą Prognozą analizy pozwalają na sformułowanie
ogólnej konkluzji, że proponowany w Programie zestaw i zakres działań oraz zarysowane w
tym dokumencie kierunki rozwoju wysokosprawnej kogeneracji w Polsce służyć powinny
realizacji podstawowych celów w tym zakresie, w tym długofalowej i trwałej poprawy
efektywności energetycznej, zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego oraz ograniczenia,
bądź racjonalizacji presji na środowisko.
76
Analizowany projekt „Program Rozwoju Kogeneracji w Polsce”
jest syntetycznym
dokumentem ramowym, w którym określono główne założenia i kierunki rozwoju i
modernizacji szeroko rozumianego sektora energetyki zgodnych z polityką unijną.
Należy z uznaniem podkreślić, że analizowany dokument szczególną rolę przypisuje
działaniom na rzecz poprawy efektywności energetycznej, w tym głównie kogeneracji i sieci
źródeł rozproszonych. Zamierzenia i działania w tym zakresie determinować będą realizację
wszystkich
pozostałych
celów,
minimalizując
i
optymalizując
jednocześnie
skalę
oddziaływania na środowisko ze strony sektora energetycznego.
Ograniczanie oddziaływania tych źródeł na środowisko osiągane ma być głównie poprzez
obniżanie zużycia paliwa na jednostkę energii i z tym związane również obniżenie emisji
zanieczyszczeń specyficznych dla sektora energetycznego – CO2, SO2, NOx, w szczególności
drogą standaryzacji poziomów emisyjnych ze źródeł istniejących, modernizowanych i
nowych oraz poprzez rozwój i promocję technologii niskoemisyjnych, Kogeneracji oraz sieci
źródeł rozproszonych.
Program Rozwoju Wysokosprawnej Kogeneracji dla Polski można uznać za noszący
znamiona dokumentu podsektorowego Polityki Energetycznej o wymiarze strategicznym,
uwzględniającego postanowienia polityk horyzontalnych i stanowiącego element PEP do
2030r.
Realizacja wskazanych w Programie działań w okresie nadchodzących 20 lat może
doprowadzić do zmodernizowania i zdecydowanej poprawy stanu technicznego oraz
efektywności głównie wielu istniejących źródeł ciepłowniczych oraz rozwoju nowych źródeł
kogeneracyjnych.
Z uwagi na istniejącą w kraju lokalizację systemów ciepłowniczych należy zauważyć, że w
praktyce oznacza to realizację na terenie praktycznie całego kraju szeregu szczegółowych
zamierzeń, z których zdecydowana większość powodować będzie określone (w większości
pozytywnie) skutki środowiskowe.
Biorąc pod uwagę ramowy, strategiczny charakter dokumentu należy zatem sformułować
podstawowe rekomendacje, ukierunkowane na wzmocnienie możliwości realizacji celów
zapisanych w analizowanym dokumencie.
Wychodząc z założenia, że zaproponowany w Programie zestaw działań generalnie
przyczynia się do zmniejszenia presji na środowisko i można stwierdzić, że założone cele
kierunkowe określono na możliwym do osiągnięcia, ale mającym jeszcze pewne rezerwy
poziomie, w związku z czym konieczne jest podkreślenie, że:
77
1. Działania w zakresie efektywności energetycznej powinny być z jednakową
intensywnością prowadzone w dwóch komplementarnych obszarach- możliwie
szybkiej poprawy efektywności wykorzystania energii pierwotnej (poprzez wzrost
sprawności urządzeń wytwórczych i preferencje dla procesów kogeneracji) oraz
redukcji zapotrzebowania na energię finalną, zwłaszcza w sektorze usług i
gospodarstw domowych oraz w transporcie.
2. Kwestii poprawy efektywności należy podporządkować przyjmowane na potrzeby
realizacji polityki instrumentarium, w tym standardy środowiskowe i energetyczne,
oraz elastyczne mechanizmy bilansowania najważniejszych emisji (CO2, SO2, NOx) –
stworzy to preferencje dla instalacji o najwyższej sprawności energetycznej.
3. Kwestii wdrożenia programów (grantów) wspomagających ekonomicznie realizacje
Programu Rozwoju Wysokosprawnej Kogeneracji.
7.1. Spełnienie wymagań najlepszej dostępnej techniki BAT
BREF dla źródeł spalania paliw dla nowych elektrowni i elektrociepłowni rekomenduje
uzyskanie w kooperacji sprawności cieplnej netto przy spalaniu węgla kamiennego i przy
bezpośrednim chłodzeniu wodą. Dla źródeł opalanych węglem kamiennym odsiarczanie
spalin i używanie niskosiarkowych paliw jest traktowane jako BAT i przewiduje się, że oba
warunki będą spełnione w nowej instalacji. Przy redukcji emisji NOx jako BAT traktuje się
metody pierwotne i/lub wtórne odazotowanie, a w rozważanych przypadkach przewiduje się,
że będzie to odazotowanie w instalacji katalitycznej SCR. BREF dla kotłów istniejących i
nowych rekomenduje uzyskanie średnich ruchowych emisji pyłu na poziomie 5-25 mg/m3u
przewidując zastosowanie dla kotłów pyłowych elektrofiltrów lub filtrów tkaninowych. Na
etapie studium wykonalności nowych bloków rozstrzygnięty zostanie ten problem. BAT
dotyczący systemów chłodzenia wymaga zastosowania otwartego systemu z jednorazowym
przepływem wody lub w przypadku braku dostępności wody – recyrkulacji w zamkniętym
obiegu chłodzącym. Taki system zostanie zastosowany w przypadku niniejszej inwestycji. W
zakresie przeciwdziałania emisji zanieczyszczeń do wód zastosowane technologie w nowej
elektrowni spełniają wymagania BAT.
Emisje do powietrza
Nowe kotły pracujące z emisjami nie przekraczającymi emisji gwarantowanych SO 2, NOx i
pyłu będzie spełniać obowiązujące dla nowych instalacji standardy emisji oraz poziomy
emisji BAT określone w BREFie dla nowych instalacji spalania. Kotły te będą w stanie
spełnić także zaostrzone wymagania emisyjne, jakie są spodziewane do wprowadzenia dla
78
instalacji spalania od 2016 r. zgodnie z projektem Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i
Rady w sprawie emisji przemysłowych.
Oddziaływania transgraniczne
Analiza przeprowadzona w ramach oceny oddziaływania planowanego przedsięwzięcia na
środowisko wykazała, że zarówno jego realizacja jak i eksploatacja nie będzie powodować
znaczącego oddziaływania transgranicznego, a tym samym nie będzie wymagała
przeprowadzenia postępowania dotyczącego transgranicznego oddziaływania na środowisko o
którym mowa w art. 58 – 69 ustawy prawo ochrony środowiska.
7.2. Opis i analiza wykorzystanych danych i zastosowanych metod oceny
Przy wykonywaniu raportu o oddziaływaniu na środowisku bazowano na: przepisach
prawnych, decyzjach administracyjnych, materiałach uzyskanych od inwestora oraz na
dostępnej literaturze technicznej.
Ocenę emisji do powietrza w przyszłości przeprowadzono w oparciu o przeliczenia bilansowe
i stechiometryczne wynikające z dostępnej wiedzy inżynierskiej uwzględniając także badania
wykonane w ZEO S.A. oraz w innych elektrociepłowniach opalanych węglem kamiennym.
Obliczenia prognostyczne wykonano wg metodyki określonej w rozporządzeniu Ministra
Środowiska z dnia 5 grudnia 2002 r. w sprawie wartości odniesienia dla niektórych substancji
w powietrzu (Dz. U. nr 1/2003 poz. 12) z wykorzystaniem programu Komin.
W formułowaniu ocen wpływu gospodarki wodno-ściekowej na środowisko stosowano
zasadę prostego prognozowania wynikowego, opierając się na dostępnych materiałach oraz
doświadczeniach eksploatacyjnych innych obiektów energetycznych.
Do oceny wpływu planowanego przedsięwzięcia na stan klimatu akustycznego posłużono się
metodą obliczeniową opartą na modelu matematycznym propagacji hałasu przy
wykorzystaniu znajomości poziomów mocy akustycznej poszczególnych źródeł i obiektów.
W obliczeniach modelowych wykorzystano dane gwarancyjne producentów i dostawców
poszczególnych urządzeń oraz wyniki pomiarów wykonanych w ramach pomiarów
gwarancyjnych dla podobnych urządzeń już pracujących w innych elektrowniach.
Polityka energetyczna państwa zakłada wykorzystanie węgla jako głównego paliwa dla
elektroenergetyki
w
celu
zagwarantowania
odpowiedniego
stopnia
bezpieczeństwa
energetycznego kraju.
Instalacja odazotowania spalin
Redukcję NOx zakłada się metodami pierwotnymi i wtórnymi. W kotle przewiduje się
zabudowę nowoczesnych palników i dysz powietrza dodatkowego umożliwiających niską
79
emisję NOx. Realne jest osiągnięcie w nowym kotle emisji poniżej 300 mg/Nm3. Ponadto dla
osiągnięcia
wymaganych
standardów
emisji
przewiduje
się
zabudowę
instalacji
katalitycznego usuwania tlenków azotu przy użyciu wodnego roztworu (25%) wody
amoniakalnej. Katalizatory zabudowane będą na kilku półkach w pionowym kanale spalin
powyżej obrotowego podgrzewacza powietrza.
Woda amoniakalna na potrzeby instalacji redukcji tlenków azotu dowożona będzie
cysternami do dwóch zbiorników magazynowych o pojemności zapewniającej retencję
minimum 14 dni.
Instalacja odpylania spalin
Przewiduje
się
zasadnicze
odpylanie
spalin
po
wyjściu
z
kotła
w
odpylaczu
elektrostatycznym. Dodatkowe usuwanie pyłu ze spalin odbywać się będzie także w
absorberze podczas przemywania spalin wodną zawiesiną mączki wapiennej.
Instalacja odsiarczania spalin
Zakłada się odsiarczanie spalin metodą mokrą, z użyciem jako sorbentu wodnej zawiesiny
mączki kamienia wapiennego. Planowany poziom emisji poniżej 200mg/Nm3 spalin suchych
przy 6% O2. Produktem reakcji będzie gips o własnościach umożliwiających wykorzystanie
go w budownictwie. Dla osiągnięcia wymaganej temperatury spalin na wlocie do absorbera
przewiduje się na kanałach spalin zabudowę wymiennika ciepła. Odebrane w nim ciepło
zwiększy sprawność bloku. Instalacja IOS składać się będzie z:
węzła absorpcji (jeden absorber, o maksymalnym przepływie spalin 3 mln Nm3/h –
założono typ natryskowy-wieżowy, pompy cyrkulacyjne 4-5 sztuk i upustowe 2 sztuki
zlokalizowane w wydzielonym budynku pompowni technologicznej zlokalizowanej w
rejonie absorbera),
węzła odwadniania - hydrocyklony gipsu (odwadnianie wstępne), ustawione w budynku
- pompowni technologicznej
- filtry taśmowe (odwadnianie końcowe), zlokalizowane w przyległym budynku
węzła magazynowania sorbentu i przygotowania zawiesiny sorpcyjnej, (zakłada się
zabudowę dwóch zbiorników magazynowych),
magazynu gipsu,
węzła oczyszczania ścieków zlokalizowanego pod filtrami odwadniania końcowego,
instalacji pomocniczych (m.in. zbiornik i 2 sztuki pomp wody procesowej, zbiornik
zrzutu awaryjnego wraz z pompą, dmuchawy powietrza dotleniającego, estakady,
rurociągi).
80
Wykorzystywanie terenu w fazie realizacji i eksploatacji
W trakcie realizacji, podjęte będą środki ostrożności w celu nie dopuszczenia do
skażenia gleby w wyniku rozlania się produktów ropopochodnych w czasie pracy sprzętu i
pojazdów mechanicznych.
Firmy zaangażowane do prac budowlanych zostaną zobowiązane do zagospodarowania
odpadów wytworzonych w związku z wykonywanymi przez nie pracami. Odpady z okresu
budowy będą w pierwszej kolejności poddawane odzyskowi, a jeżeli z przyczyn
technologicznych będzie on niemożliwy lub nie będzie uzasadniony z przyczyn
ekologicznych
lub
ekonomicznych,
odpady
z
budowy
będą
przekazywane
do
unieszkodliwienia.
Po zakończeniu prac budowlanych teren budowy zostanie uporządkowany.
W fazie eksploatacji funkcje wykorzystania terenu zostaną zmienione w stosunku do stanu
sprzed realizacją przedsięwzięcia z rolniczego i leśnego na przemysłowe.
7.3. Skutki dla zabudowy i zagospodarowania przestrzennego i ocena zgodności z
MPZP
Projektowane nowe inwestycje nie zmienią zasadniczo istniejącego przemysłowego
zagospodarowanie terenu. Teren ten nabierze typowego charakteru przemysłowego.
Projektowane inwestycje realizowane będą zasadniczo na terenach określonych w
obowiązującym
miejscowym
planie
zagospodarowania
przestrzennego
jako
tereny
przemysłowe oraz tereny obiektów produkcyjnych, składów i magazynów.
Emisje zanieczyszczeń do powietrza
Biorąc pod uwagę planowane terminy uruchomienia nowych bloków i zwiększające
się znaczenie wymagań BAT, uważa się za uzasadnione projektowanie źródeł, które będą
spełniały poziomy emisji BAT ostrzejsze niż standardy emisji (np. SO2 i NOx na poziomie
100 mg/m3u zamiast 200 mg/m3u. W związku z zamiarem zaostrzenia dyrektywy IPPC przez
Komisje Europejską nie można wykluczyć ustalenia w przyszłości dla nowych jednostek
standardów emisji SO2 i NOx nawet na poziomie kilkudziesięciu mg/Nm3).
Oddziaływanie na wody powierzchniowe
Analiza możliwości poboru wód powierzchniowych dla potrzeb nowych bloków wskazuje, że
dla lokalizacji miast nad rzekami będzie możliwy pobór z tych rzek.
Łączne zapotrzebowanie wody dla nowych bloków będzie niewielkie i istniejące przepływy
będą wystarczające.
81
Zastosowanie chłodni wentylatorowych ograniczy ewentualne zapotrzebowanie na wody
powierzchniowe. Jest to jednak woda pobierania bezzwrotnie. Woda powierzchniowa
wykorzystywana będzie między innymi w SUW do przygotowania wody zdekarbonizowanej
i zdemineralizowanej.
Analiza możliwości odprowadzania oczyszczonych ścieków z Instalacji Odsiarczania Spalin
oraz odsolin z chłodni i ścieków z stacji przygotowania wody.
Ścieki z odsiarczania spalin przed zrzutem do wód powierzchniowych powinny zostać
oczyszczane w standardowej oczyszczalni ścieków, stanowiącej integralną część instalacji.
Najistotniejszymi etapami usuwania zanieczyszczeń ze ścieków w oczyszczalni są
następujące procesy:
– neutralizacja,
– dozowanie siarczków,
– desaturacja,
– usuwanie osadu,
– odwadnianie osadu
Ścieki z odsiarczania spalin po standardowym oczyszczeniu będą charakteryzowały się
ponadnormatywnymi w stosunku do wymagań stawianym oczyszczonym ściekom
przemysłowym wprowadzanym do wód stężeniami chlorków, jak i podwyższoną
temperaturą. Zastosowanie chłodnicy ścieków jako ostatniego etapu ich dostosowania do
standardów jakości zapewni im temperaturę poniżej 350C w każdych warunkach
eksploatacyjnych.
Emisja hałasu
Zgodnie z rozporządzeniem Ministra Środowiska z dnia 14 czerwca 2007 r. w sprawie
dopuszczalnych poziomów hałasu w środowisku (Dz. U. nr 120/2007, poz. 826) dla obiektów
przemysłowych wartości równoważnego poziomu dźwięku A odnoszą się do jednej
najniekorzystniejszej godziny pory nocnej (22:00 – 06:00) oraz do 8 najniekorzystniejszych
godzin pory dziennej (06:00 – 22:00). Wartości dopuszczalne określane są dla terenów o
przeznaczeniu ochrony uzdrowiskowej, szpitali, domów opieki, terenów rekreacyjnowypoczynkowych oraz terenów zabudowy mieszkaniowej i zabudowy związanej ze stałym
lub wielogodzinnym pobytem dzieci i młodzieży. W zależności od przeznaczenia terenu oraz
pory doby, różne są wartości dopuszczalnego poziomu hałasu. Wartości te określone są w
załączniku do ww. rozporządzenia.
82
Nowe bloki, ze względu na specyfikę produkcji, jaką jest wytwarzanie energii elektrycznej i
ciepła, będą pracowały w ruchu ciągłym co oznacza, że praca takiego obiektu będzie w
niewielkim stopniu uzależniona od pory doby. Ze względu na to należy mieć na uwadze
konieczność
dotrzymania
ostrzejszych
wymagań
środowiskowych
tj.
zapewnienie
dotrzymania wartości dopuszczalnych w odniesieniu do pory nocy.
Nowe bloki i cała infrastruktura z nim związana nie może spowodować przekroczenia
wartości dopuszczalnych określonych dla najbliżej położonych terenów podlegających
ochronie akustycznej - głównie dotyczy to terenów, na których zlokalizowana jest zabudowa
mieszkaniowa.
Gospodarka odpadami oraz wpływ na powierzchnię ziemi
Prace związane z budową źródeł kogeneracyjnych prowadzone będą na terenie (istniejącym
terenie ciepłowni), wolnym od zabudowy mieszkaniowej. W związku z powyższym nie
będzie konieczności przeprowadzania istotnych przekładek ani wyburzeń.
Niemniej jednak w trakcie wykonywania prac związanych z budową nowych bloków
wykonywane będą następujące prace:

wykonanie wykopów pod projektowane obiekty,

wykonanie robót żelbetowych w zakresie fundamentów, ław fundamentowych,
konstrukcji żelbetowych kanałów, posadzek, itp. dla projektowanych obiektów,

montaż
konstrukcji
stalowej
budynku
głównego
oraz
konstrukcji
obiektów
towarzyszących i pomocniczych,

wykonanie
robót
ogólnobudowlanych,
instalacyjnych
i
wykończeniowych
w realizowanych obiektach oraz dróg dojazdowych do realizowanych obiektów,

montaż urządzeń i wyposażenia technologicznego w realizowanych obiektach,

realizacja trasy estakad rurociągów,.

likwidacja placu budowy i uporządkowanie placu budowy.
W związku z w/w pracami powstawać będą odpady budowlane, w skład których mogą
wchodzić np. drewno, części nieżelazne i żelazne, tworzywa sztuczne, papier, tektura, frakcje
organiczne, odpady wielkogabarytowe i niebezpieczne (resztki farb, lakierów itp.)
Zgodnie z art. 3.1 ustawy z dnia 27.04.2001r. o odpadach wytwórcą odpadów powstających w
wyniku świadczenia usług w zakresie budowy, rozbiórki, remontu obiektów jest podmiot,
który świadczy usługę chyba, że umowa o świadczenie usługi stanowi inaczej.
83
W związku z powyższym, firmy świadczące usługi w zakresie wykonania robót budowlanomontażowych projektowanego Bloku będą zobowiązane do zagospodarowania odpadów
wytworzonych w związku z tymi pracami.
Odpady z fazy budowy będą w pierwszej kolejności poddawane odzyskowi, a jeżeli
z przyczyn technologicznych będzie on niemożliwy lub nie będzie uzasadniony z przyczyn
ekologicznych lub ekonomicznych, odpady z budowy będą przekazywane do składowania.
W zakresie gospodarki odpadami wytwarzanymi w fazie budowy projektowanego
przedsięwzięcia, wykonawcy robót zostaną zobowiązani do realizacji zasady ograniczania
ilości odpadów i ich negatywnego oddziaływania na środowisko poprzez prowadzenie
następujących działań organizacyjnych:

szkolenie pracowników w zakresie prawidłowego postępowania z odpadami,

kontrolowanie
ilości
wytwarzanych
odpadów,
poprzez
prowadzenie
ilościowej
i jakościowej ewidencji odpadów,

prowadzenie racjonalnej gospodarki materiałami wykorzystywanymi do realizacji robót
budowlano-montażowych,
w
tym
w
szczególności
materiałów
izolacyjnych
i antykorozyjnych zawierających substancje niebezpieczne,

prowadzenie selektywnej zbiórki odpadów oraz gromadzenie ich w specjalistycznych
pojemnikach,

przekazywanie do odzysku odpadów, posiadających właściwości umożliwiające przy
aktualnym stanie techniki, technologii i organizacji ich wykorzystanie.
Wpływ na krajobraz i ukształtowanie terenu, stan gleb, florę i faunę
Budowa nowych obiektów nie będzie wymagała istotnego przekształcenia terenu,
aktualnie w większości zabudowanego istniejącą infrastrukturą źródła ciepła. Wykonanie prac
wiązać się będzie z koniecznością prowadzenia stosunkowo niewielkich robót ziemnych
związanych z posadowieniem obiektów i uzbrojeniem terenu w sieci technologiczne.
Głębokość wykopów wynikać będzie z warunków posadowienia budowli i urządzeń. Prace
budowlane, a zwłaszcza przemieszczenia mas ziemnych, stanowić będą niewielki dysonans w
krajobrazie. Niewielkie negatywne oddziaływanie na krajobraz będzie jednak ograniczone
wyłącznie do okresu budowy. Po zakończeniu prac teren obiektu zostanie zagospodarowany
zgodnie z koncepcją architektoniczną.
Typ krajobrazu nie ulegnie zmianie. Teren o charakterze przemysłowym nadal ..na zostanie i
nabierze cech krajobrazu bardziej przemysłowego. Wpływ na dobra materialne, zabytki i
krajobraz kulturowy
84
W granicach ogrodzenia projektowanych jednostek kogeneracyjnych nie znajdują się żadne
stanowiska archeologiczne, obiekty wpisane do rejestru zabytków oraz obiekty wpisane do
ewidencji obiektów zabytkowych.
Wpływ na zdrowie ludzi
Prace budowlane, jakie są i będą prowadzone na terenie przewidzianym pod zabudowę
Bloku nie będą miały negatywnego wpływu na okolicznych mieszkańców.
Ludzie zatrudnieni na samej budowie będą stosowali zasady BHP i wykonywali wszelkie
prace budowlane zgodnie z przepisami budowlanymi.
Zanieczyszczenia powietrza (dwutlenek siarki, dwutlenek azotu, pył) emitowane z nowego Bloku
mogą wpływać na organizm ludzki w sposób długofalowy. Człowiek narażony jest na działanie
mieszaniny tych związków, mogących wywoływać odległe skutki w postaci chorób o charakterze
cywilizacyjnym.
Ocena wpływu określonych zanieczyszczeń, a tym bardziej pojedynczych związków chemicznych
na rozwój różnego typu chorób (np. choroby infekcyjne dróg oddechowych, choroby układu
krążenia, choroby alergiczne) jest jednak bardzo trudna do ustalenia, ponieważ wyniki
prowadzonych badań są niejednoznaczne. Przyjmuje się, że istniejące normy imisji są granicą
poniżej której według obecnej wiedzy nie powodują zagrożenia dla zdrowia ludzi. W
rozpatrywanych przypadkach lokalne oddziaływanie tych źródeł będzie stanowić niewielki procent
wartości dopuszczalnych.
W związku z powyższym prognozuje się, że nowe obiekty, z racji ograniczonej emisji takich
zanieczyszczeń jak dwutlenek siarki, dwutlenek azotu, czy pył zawieszony nie przyczynią się
do pogorszenia stanu zdrowotności mieszkańców zamieszkujących obszar potencjalnego
oddziaływania tych źródeł.
Wpływ na wzajemne oddziaływanie między elementami środowiska
Na podstawie analizy wpływów przedsięwzięcia na poszczególne elementy
środowiska nie przewiduje się istotnego wpływu przedmiotowych inwestycji na wzajemne
oddziaływanie między nimi. W związku z realizacją i późniejszą eksploatacją rozpatrywanych
przedsięwzięć nie będą występowały zintegrowane problemy środowiskowe.
Możliwe oddziaływania transgraniczne
Nowe źródła kogeneracyjne będą spełniać dopuszczalne stężenia zanieczyszczeń w
powietrzu w swoim sąsiedztwie, gdzie występują największe oddziaływania. Uwzględniając
85
powyższe oraz położenie systemów ciepłowniczych na terenie kraju, z reguły w znacznej
odległości od granicy państwa, należy się spodziewać, że stężenia zanieczyszczeń na
granicy krajów sąsiadujących z Polska, z dużym zapasem spełnią dopuszczalne wartości w
powietrzu.
Możliwość wystąpienia poważnej awarii przemysłowej
Dyrektywa Seveso II określa ogólne wytyczne dotyczące przeciwdziałaniu i zarządzaniu
zagrożeniami jakie stwarzają poważne awarie z udziałem substancji niebezpiecznych.
Zgodnie z artykułem 1 Dyrektywy, mając na uwadze skuteczne i konsekwentne zapewnienie
wysokiego poziomu ochrony we Wspólnocie, celem zapisów zawartych w Dyrektywie jest
zapobieganie poważnym
awariom,
w których istotną rolę odgrywają substancje
niebezpieczne, ograniczenie ich skutków dla ludności i środowiska naturalnego.
Dyrektywa jest wdrażana w Polsce poprzez odpowiednie zapisy w ustawie Prawo ochrony
środowiska. Ustawa ta definiuje pojęcie „Poważnej awarii” jako zdarzenie, w szczególności
emisja, pożar lub eksplozja, powstałe w trakcie procesu przemysłowego, magazynowania lub
transportu, w którym występuje jedna lub więcej niebezpiecznych substancji, prowadzące do
natychmiastowego powstania zagrożenia życia lub zdrowia ludzi lub środowiska lub
powstania takiego zagrożenia z opóźnieniem.
Obiekty, instalacje i urządzenia wchodzące w skład źródeł kogeneracyjnych nie należą do
tych o zwiększonym ryzyku lub o dużym ryzyku wystąpienia poważnej awarii przemysłowej i
nie podlegają obowiązkowi posiadania programu zapobiegania poważnym awariom
przemysłowym w rozumieniu art. 248 ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 roku Prawo ochrony
środowiska.
Zgodnie
z
definicją
poważna
awaria
przemysłowa
jest
sytuacją,
w
której
prawdopodobieństwo bezpośredniego kontaktu człowieka z substancjami niebezpiecznymi
jest szczególnie wysokie przede wszystkim ze względu na możliwość uwolnienia się do
środowiska substancji niebezpiecznych.
Zagrożenia takie mogłyby wystąpić jedynie w sytuacjach określanych zazwyczaj jako awarie,
których efektem mogłoby być zanieczyszczenie gruntu lub wód gruntowych spowodowane
wyciekiem substancji, a w niektórych przypadkach także zanieczyszczenie powietrza
spowodowane możliwością zaistnienia pożaru lub wybuchu oparów substancji zmieszanych z
powietrzem albo bezpośredniego odparowania uwolnionych gazowych frakcji substancji
niebezpiecznych ze względu na ich toksyczny charakter.
86
Zasięg ewentualnych skutków spowodowanych ww. sytuacjami awaryjnymi mogącymi
wystąpić w trakcie eksploatacji elektrowni ograniczony jest do jej bezpośredniego otoczenia.
Sytuacje awaryjne mogą powodować utrudnienia krótkotrwałe, lokalne, łatwe do likwidacji i
nie stwarzające zagrożenia dla środowiska.
W trakcie dotychczasowej eksploatacji w tego typu źródeł nie występowały sytuacje
awaryjne, których skutki powodowałyby zagrożenie pracy obiektu oraz środowiska w jego
otoczeniu.
Ze względu na wymagania emisyjne stawiane nowym kotłom przez obowiązujące przepisy
ochrony środowiska, by dotrzymać wielkości emisji tlenków azotu, przewiduje się zabudowę
katalitycznej metody oczyszczania spalin (SCR). Do procesu katalitycznej redukcji emisji
NOx wymagany jest amoniak. W instalacjach SCR używa się, w zależności od wybranej
technologii, trzech możliwych czynników zawierających amoniak: czysty amoniak, wodę
amoniakalną, mocznik.
Dla każdego z tych czynników instalacja rozładunku, magazynowania i doprowadzania do
kotła jest projektowana z uwzględnieniem i zastosowaniem wszystkich możliwych
zabezpieczeń w zakresie minimalizacji ujemnego wpływu na środowisko.
Najlepszym i najbardziej efektywnym reagentem w instalacjach SCR jest czysty amoniak.
Jednak ze względu na niską temperaturę wrzenia ciekłego amoniaku i stosunkowo szybkie
parowanie, stanowi on bardzo duże niebezpieczeństwo dla środowiska ze względu na
możliwość skażenia atmosfery w sytuacjach ewentualnych awarii spowodowanych jego
uwolnieniem (rozszczelnienie instalacji, wyciek, pęknięcie zbiornika itp.). Nawet niewielkie
zaburzenia w pracy instalacji na skutek np. przegrzania zbiorników magazynowych mogą
spowodować otwarcie zaworów bezpieczeństwa i uwolnienie gazowego amoniaku, które
spowoduje wystąpienie krótkotrwałych, ale znacznie przekraczających dopuszczalne wartości
stężeń amoniaku w powietrzu.
Z uwagi na powyższe, przy analizie korzyści i zagrożeń wynikających z przewidzianej do
zastosowania metody oczyszczania spalin, w przypadku realizowanej inwestycji przewidziano
użycie jako reagenta wody amoniakalnej zamiast amoniaku.
Technologia wykorzystująca wodę amoniakalną zamiast amoniaku oraz magazynowanie jej w
zbiornikach bezciśnieniowych w znacznym stopniu zwiększa bezpieczeństwo całej instalacji.
Zaletą stosowania wody amoniakalnej jest to, że ciśnienie gazowego amoniaku zawartego w
25% wodzie amoniakalnej jest w temperaturze otoczenia ponad 20 razy niższe i przez to jego
wydzielenie się do atmosfery jest wolniejsze. Dużo prostsza jest także likwidacja
ewentualnych wycieków. W przypadku ewentualnej awarii przy zastosowaniu jako reagenta
87
wody amoniakalnej spodziewany rejon zagrożenia będzie obejmował jedynie teren w
bezpośrednim rejonie źródła, podczas gdy w przypadku znacznej awarii lub rozszczelnienia
się zbiornika magazynowego amoniaku spodziewany rejon zagrożenia obejmował będzie
teren w znacznym promieniu od źródła, a zasięg oddziaływania obłoku pierwotnego oraz
wtórnego może wynosić odpowiednio 800 i 400 metrów na kierunku wiejącego wiatru.
Stacje rozładunku i magazynowania powinny być wyposażone w system kontroli szczelności
składający się z czujników stężenia amoniaku, systemu alarmowego świetlnego i
akustycznego.
7.4. Proponowane działania minimalizujące ujemny wpływ na środowisko

Ochrona powietrza:
 Zastosowanie mokrej lub półsuchej wapiennej instalacji odsiarczania spalin,
 Zastosowanie pierwotnych i wtórnych metod ograniczenia emisji tlenków azotu z
wykorzystaniem wody amoniakalnej jako reagenta,
 Odpylanie spalin w filtrze tkaninowym.

Ochrona przed hałasem:
 dobór urządzeń pod kątem zapewnienia możliwie najniższych parametrów emisji
hałasu z punktu widzenia oddziaływania akustycznego na tereny podlegające ochronie
tj. tereny zabudowy mieszkaniowej zlokalizowane w rejonie projektowanych źródeł
ko generacyjnych,
 zastosowanie rozwiązań technicznych ograniczających emisję hałasu z urządzeń, w
sposób zapewniający dotrzymanie na granicy najbliżej zlokalizowanej zabudowy
mieszkaniowej wartości poniżej 45 dB(A), tj. wartości dopuszczalnej w odniesieniu
do pory nocy.

Gospodarka wodno-ściekowa
–
zamykanie obiegów wody technologicznej w celu zmniejszenia zużycia,
–
powtórne wykorzystanie oczyszczonych ścieków w celu zmniejszenia ich emisji do
wód.

Gospodarka odpadami i ochrona powierzchni ziemi:
Okres budowy
-
Prowadzenie selekcji odpadów powstających w okresie prac budowlanych ze
88
szczególnym uwzględnieniem odpadów klasyfikowanych jako niebezpieczne,
-
Maksymalne gospodarcze wykorzystanie odpadów z okresu budowy,
-
Bezpieczne dla środowiska gromadzenie odpadów na terenie budowy
(ze
szczególnym
uwzględnieniem
odpadów
klasyfikowanych
jako
niebezpieczne),
-
Rekultywacja i uporządkowanie terenu po zakończeniu prac budowlanych.
Okres eksploatacji
-
Bezpieczne dla środowiska selektywne magazynowanie odpadów na terenie
źródła (ze szczególnym uwzględnieniem odpadów klasyfikowanych jako
niebezpieczne),
-
Maksymalne wykorzystanie odpadów technologicznych: odpadów popiołów i
żużli paleniskowych, gipsu
-
Przekazywanie
powstających
odpadów
do
wykorzystania/odzysku
lub
unieszkodliwienia wyłącznie firmom posiadającym decyzje w wymaganym
zakresie

Ochrona przyrody
-
W przypadku stwierdzenia gniazdowania chronionych gatunków ptaków na
terenie budowy, należy określić ramy czasowe wykonywanych prac
-
Po ustaleniu charakteru migracji ptaków przelotnych nad obszarem inwestycji,
należy ustalić najbardziej newralgiczny okres i uwzględnić go w realizacji prac,
polegających na budowie wysokich elementów infrastruktury przemysłowej
7.5. Propozycja monitoringu oddziaływania na etapie budowy i eksploatacji
W zakresie emisji do powietrza
Na etapie eksploatacji wymagany będzie ciągły monitoring emisji zanieczyszczeń do
powietrza, zgodnie z obowiązującymi przepisami.
W zakresie emisji hałasu
Metodyki referencyjne oraz częstotliwość prowadzenia pomiarów hałasu w środowisku
pochodzącego od instalacji lub urządzeń określa rozporządzenie Ministra Środowiska w
sprawie wymagań w zakresie prowadzenia pomiarów wielkości emisji z dnia 23 grudnia 2004
roku (Dz. U. Nr 283, poz.2842).
Zgodnie z ww. rozporządzeniem, dla zakładu na terenie którego eksploatowane są instalacje
lub urządzenia emitujące hałas, istnieje obowiązek prowadzenia okresowych pomiarów
89
hałasu w środowisku. W przypadku rozpatrywanej instalacji prowadzący będzie miał
obowiązek wykonywania pomiarów nie rzadziej niż raz na dwa lata.
Okres budowy i późniejsza eksploatacja instalacji nie będzie wymagała prowadzenia
dodatkowych pomiarów monitoringowych w tym zakresie.
W zakresie gospodarki wodno-ściekowej
Na etapie eksploatacji proponuje się następujący monitoring:
–
prowadzenie
ciągłego
monitoringu
ilości
pobranych
wód
powierzchniowych/podziemnych na potrzeby socjalno-bytowe,
–
prowadzenie ciągłego monitoringu ilości pobranych wód powierzchniowych na potrzeby
uzupełniania strat w obiegu chłodzącym, na potrzeby SUW, i ewentualnie na potrzeby
IOS,
–
prowadzenie ciągłego monitoringu ilości odprowadzanych oczyszczonych ścieków z IOS
i ewentualnie odsolin z chłodni,
–
prowadzenie okresowego monitoringu jakości odprowadzanych do kanalizacji ścieków
technologicznych i socjalno-bytowych, lub zgodnie z umową zawartą pomiędzy
właścicielem kanalizacji miejskiej do której będą odprowadzane ścieki socjalno-bytowe a
ZEO S.A.
W zakresie gospodarki odpadowej
Wytwórcą odpadów z okresu realizacji inwestycji będą firmy świadczące usługi w zakresie
wykonania robót budowlano-montażowych. Będą one zobowiązane do kontrolowania ilości
wytwarzanych odpadów, poprzez prowadzenie ilościowej i jakościowej ewidencji odpadów,
Monitoring gospodarki odpadami w fazie eksploatacji projektowanego obiektu będzie
obejmował prowadzenie ewidencji rodzajów wytwarzanych odpadów, ilości wytwarzanych
odpadów poszczególnych rodzajów oraz
sposobów postępowania
z
odpadami z
wykorzystaniem następujących dokumentów:
1)
karty ewidencji odpadu,
2)
karty przekazania odpadu.
Ponadto sporządzane będą sprawozdania, obejmujące wykonanie rocznych zbiorczych
zestawień danych o:

rodzajach i ilości wytworzonych odpadów,

rodzajach i ilości odpadów poddanych odzyskowi,

rodzajach i ilości unieszkodliwionych odpadów,

instalacjach i urządzeniach służących do odzysku odpadów.
90
W zakresie ochrony powierzchni ziemi
Przed rozpoczęciem prac budowlanych proponuje się przeprowadzenie analizy jakości gruntu
w rejonie realizowanej inwestycji w celu określenia stanu początkowego.
W zakresie ochrony przyrody
Monitoring stanu technicznego maszyn i urządzeń w okresie budowy, zwłaszcza w
odniesieniu do prac wykonywanych w obrębie lokalizacji szczególnie atrakcyjnej
przyrodniczo.
Należy w przyszłości monitorować cenne siedliska przyrodnicze w pobliżu projektowanych
bloków źródeł kogeneracyjnych, oraz te pozostające w zasięgu oddziaływania jej emisji.
7.6. Analiza możliwych konfliktów społecznych związanych z planowanym
przedsięwzięciem oraz zagrożenia i korzyści dla innych użytkowników środowiska
Obowiązek ochrony uzasadnionych interesów osób trzecich wynika m.in. z ustawy z dnia 7
lipca 1994 r. Prawo budowlane. Według art. 5 ust. 1 pkt 9 ww. ustawy obiekt budowlany
wraz ze związanymi z nim urządzeniami budowlanymi należy, biorąc pod uwagę
przewidywany okres użytkowania, projektować i budować w sposób określony w przepisach,
w tym techniczno-budowlanych, oraz zgodnie z zasadami wiedzy technicznej, zapewniając
poszanowanie, zapewnienie dostępu do drogi publicznej oraz zapewnienie maksymalnej
ochrony środowiska, występujących w obszarze oddziaływania obiektu, uzasadnionych
interesów osób trzecich. Bardziej precyzyjne określenie poziomu konfliktogenności w tym
zakresie jest możliwe na etapie oceny oddziaływania na środowisko poszczególnych zadań i
przygotowaniu raportów z przeprowadzonych ocen.
7.7. Analiza przedsięwzięcia z punktu widzenia spełnienia wymagań, o których
mowa w art. 143 ustawy poś oraz z punktu widzenia najlepszej dostępnej techniki
bat
Komisja Europejska w celu wymiany informacji o najlepszych dostępnych technikach BAT
zainicjowała opracowanie dokumentów referencyjnych tzw. BREFów dla poszczególnych
rodzajów
działalności
wymienionych
w
aneksie
I dyrektywy 96/61/WE. Celem
publikowanych BREFów jest wymiana informacji o najlepszych dostępnych technikach dla
udostępnienia właściwym
władzom
ochrony środowiska informacji
referencyjnych
(porównawczych) do uwzględnienia przy wydawaniu pozwoleń zintegrowanych dla ochrony
środowiska jako całości i ograniczenia transgranicznego zanieczyszczenia powietrza.
Poziomy emisji proponowane w BREFach, nie mają charakteru standardów emisji, ale
przeglądu zalecanych technik i średnich emisji zalecanych do osiągnięcia.
Dla rozpatrywanych przypadków analizę przeprowadzono w oparciu o dokumenty
referencyjne Komisji Europejskiej opracowane przez Europejskie Biuro ds. Zintegrowanego
91
Zapobiegania Zanieczyszczeniom (European Integrated Pollution Prevention and Control
Bureau) w Sewilli tzw. BAT Reference Document – BREF.
Sprawność bloku
BREF dla rozpatrywanych źródeł spalania paliw dla nowych obiektów rekomenduje
uzyskanie sprawności cieplnej netto przy spalaniu węgla kamiennego przewidując
zastosowanie nadkrytycznych parametrów pary i podwójnego przegrzewu oraz odpowiednich
materiałów dla uzyskania tych parametrów pracy.
BREF formułuje następujące zastrzeżenie dotyczące sprawności wytwarzania: „Należy
pamiętać, że poziomy BAT nie są osiągalne we wszystkich warunkach eksploatacyjnych.
Sprawność energetyczna jest najlepsza dla parametrów projektowych instalacji. Rzeczywista
sprawność energetyczna w okresie eksploatacji instalacji może być niższa ze względu na
zmiany obciążenia w czasie pracy, jakości paliwa itp. Sprawność energetyczna również zależy
od systemu chłodzenia elektrowni, geograficznej lokalizacji i zużycia energii w systemie
oczyszczania spalin.
Techniki ograniczania emisji SO2
Techniki zapobiegania i kontroli emisji SO2 w instalacjach spalania węgla kamiennego
uważane za BAT w tym zakresie wymieniono w rozdziale 4.5 BREFu pt. Najlepsze dostępne
techniki (BAT) przy spalaniu węgla kamiennego i brunatnego dla instalacji nowych
i istniejących przedstawiono w tablicy 4.68 BREFU.
Generalnie dla obiektów opalanych węglem kamiennym odsiarczanie spalin i
używanie niskosiarkowych paliw jest traktowane jako BAT. Stosowanie niskosiarkowych
paliw jest traktowane jako działanie uzupełniające (szczególnie dla źródeł o mocy powyżej
100 MWt), ale samo jako takie zazwyczaj nie jest wystarczające dla wymaganej redukcji
emisji SO2.
Zapobieganie, ograniczanie oraz monitorowanie oddziaływania przedsięwzięcia na
środowisko w fazie budowy i eksploatacji
W zakresie ochrony powietrza
–
Zastosowanie ciągłego monitoringu emisji zanieczyszczeń w spalinach za kotłami przed
wprowadzeniem ich atmosfery
W zakresie ochrony akustycznej
–
Na etapie eksploatacji monitoring w zakresie emisji hałasu należy prowadzić co najmniej
raz na 2 lata zgodnie z wymogami formalnymi.
W zakresie gospodarki wodno-ściekowej:
92
–
prowadzenie ciągłego monitoringu ilości odprowadzanych oczyszczonych ścieków z IOS
i odsolin z chłodni,
–
prowadzenie okresowego monitoringu jakości odprowadzanych oczyszczonych ścieków z
IOS i odsolin z chłodni, zgodnie z wymaganiami obowiązującego w tym zakresie prawa,
–
prowadzenie ciągłego monitoringu ilości pobranych wód powierzchniowych na potrzeby
uzupełniania strat w obiegu chłodzącym, na potrzeby SUW, na potrzeby IOS,
–
prowadzenie okresowego monitoringu jakości odprowadzanych, oczyszczonych ścieków
z SUW, zgodnie z wymaganiami obowiązującego w tym zakresie prawa.
W zakresie gospodarki odpadowej
Wytwórcą odpadów z okresu realizacji inwestycji będą firmy świadczące usługi w
zakresie
wykonania
robót
budowlano-montażowych.
Będą
one
zobowiązane
do
kontrolowania ilości wytwarzanych odpadów, poprzez prowadzenie ilościowej i jakościowej
ewidencji odpadów,
Monitoring gospodarki odpadami w fazie eksploatacji projektowanego obiektu będzie
obejmował prowadzenie ewidencji rodzajów wytwarzanych odpadów, ilości wytwarzanych
odpadów poszczególnych rodzajów oraz
sposobów postępowania
z
odpadami z
wykorzystaniem następujących dokumentów:
3)
karty ewidencji odpadu,
4)
karty przekazania odpadu.
Ponadto sporządzane będą sprawozdania, obejmujące wykonanie rocznych zbiorczych
zestawień danych o:

rodzajach i ilości wytworzonych odpadów,

rodzajach i ilości odpadów poddanych odzyskowi,

rodzajach i ilości unieszkodliwionych odpadów,

instalacjach i urządzeniach służących do odzysku odpadów.
W zakresie ochrony powierzchni ziemi
Przed rozpoczęciem prac budowlanych proponuje się przeprowadzenie analizy jakości
gruntu w rejonie realizowanej inwestycji w celu określenia stanu początkowego.
W zakresie ochrony przyrody
Monitoring stanu technicznego maszyn i urządzeń w okresie budowy.
Należy w przyszłości monitorować cenne siedliska przyrodnicze w pobliżu projektowanych
źródeł kogeneracyjnych, oraz te pozostające w zasięgu oddziaływania jej emisji.
93
Ograniczenie transgranicznego oddziaływania na środowisko
Jak wykazano uprzednio, oddziaływanie transgraniczne realizowanej inwestycji nie
będzie znaczące.
Potrzeba utworzenia obszaru ograniczonego użytkowania
Nie stwierdzono możliwości niedotrzymania standardów jakości środowiska poza
terenem przewidzianym pod inwestycję, zatem nie ma potrzeby ustanawiania obszaru
ograniczonego użytkowania ze względu na to przedsięwzięcie.
Kompensacja przyrodnicza
Wstępnie ocenia się, ze działania kompensujące nie będą niezbędne przy zastosowaniu
przewidzianych działań minimalizujących. Będzie to można potwierdzić ostatecznie dopiero
po przeprowadzeniu aktualnego monitoringu przyrodniczego gatunków zwierząt, roślin i
grzybów w strefie bezpośredniego oddziaływania.
Analiza porealizacyjna
Zaleca się wykonanie analizy porealizacyjnej po pierwszym roku eksploatacji
wnioskowanej instalacji i z uwzględnieniem pomiarów gwarancyjnych oraz ww. analizy
akustycznej.
Po zrealizowaniu inwestycji zaleca się wykonanie pomiarów hałasu przy źródłach i przy
najbliższych zabudowaniach mieszkalnych podlegających ochronie akustycznej.
8. Wnioski
W polskim systemie elektroenergetycznym ze względu na wyeksploatowanie istniejących
bloków energetycznych oraz zwiększające się zapotrzebowanie na energię elektryczną
konieczna jest budowa nowych mocy źródeł wytwarzania pracujących w wysokosprawnej
Kogeneracji.
Zgodnie z „Polityką Energetyczną Polski do 2030 r.” budowa nowych mocy wytwórczych w
celu zrównoważenia krajowego popytu i utrzymania niezbędnych rezerw mocy na poziomie
minimum 15% maksymalnego zapotrzebowania na energię elektryczną.
Polityka energetyczna państwa zakłada wykorzystanie węgla jako głównego paliwa dla
elektroenergetyki
w
celu
zagwarantowania
odpowiedniego
stopnia
bezpieczeństwa
energetycznego kraju.
Ochrona powietrza
Budowa nowych źródeł w przewidzianej technologii zapewni dotrzymanie standardów
emisyjnych.
94
Pomimo zmian i zaostrzeń wymagań w zakresie norm jakości powietrza w związku z
dostosowywaniem polskiego prawa do prawa unijnego rozpatrywane źródła kogeneracyjne
mogą z zapasem dotrzymywać parametry jakości powietrza. Z przeprowadzonych
modelowych obliczeń rozprzestrzeniania dla podobnych obiektów wynika, że w przypadku
emisji wyznaczonych na poziomie wynikającym z dotrzymania standardów emisji, przy
zakładanej produkcji, wyniki obliczonych stężeń w zakresie wszystkich rozpatrywanych
zanieczyszczeń będą znacznie niższe od wartości dopuszczalnych.
Ochrona wód
Proponowane inwestycje będą się wiązać z poborem wód oraz z emisją ścieków do wód.
Proponowane rozwiązania technologiczne inwestycji zostaną tak zaprojektowane, aby
zminimalizować oddziaływanie nowych źródeł na wody powierzchniowe i podziemne.
Wszystkie powstające ścieki będą poddawane oczyszczeniu i dopiero odprowadzane do wód
powierzchniowych.
Analiza
wpływu
odprowadzanych
ścieków
podobnych
do
przewidzianych w Programie ma nieznaczący ich wpływ.
Wszystkie proponowane rozwiązania gospodarki wodnej i ściekowej planowanej
inwestycji spełniać będą ponadto wymagania najlepszej dostępnej techniki BAT.
Ochrona powierzchni ziemi
W ramach prac związanych z budową nowych bloków prowadzone będę prace ziemne
związane z posadowieniem obiektów i uzbrojeniem terenu. Prace budowlane, a zwłaszcza
przemieszczenia mas ziemnych, spowodują pewne przekształcenie terenu. Prace związane z
przemieszczaniem mas ziemnych związane będą z terenem budowy i ograniczone będą do
okresu
budowy.
Powstające
masy
ziemne
zagospodarowywane
będą
w
ramach
wykonywanych prac niwelacyjnych.
Wszystkie powstające odpady zagospodarowywane będą zgodnie z obowiązującymi
przepisami prawnymi i nie będą powodować zanieczyszczenia powierzchni ziemi.
Emisja hałasu
Na etapie prowadzenia prac budowlano-montażowych, ze względu na typowy
charakter oddziaływania akustycznego przy prowadzeniu tego typu prac oraz odległości, w
jakich występuje najbliżej położona zabudowa mieszkaniowa podlegająca ochronie, nie
należy spodziewać się znaczącego oddziaływania w zakresie emisji hałasu. Przy tej fazie prac
i praktycznie braku technicznych możliwości ograniczenia emisji hałasu, należy dążyć do
prac w godzinach dziennych, maksymalnego skrócenia czasu ich trwania w zakładanym
harmonogramie budowy oraz takiego zaprojektowania budynków aby stanowiły ekrany
akustyczne.
95
Eksploatacja nowego bloku, ze względu na specyfikę produkcji, jaką jest wytwarzanie energii
elektrycznej, oznacza jego ciągłą pracę w niewielkim stopniu uzależnioną od pory doby.
Z uwagi na to, nowy blok i cała infrastruktura z nim związana, nie może spowodować
przekroczenia wartości dopuszczalnych zarówno w odniesieniu do pory dnia jak i pory nocy
określonych dla najbliżej położonych terenów podlegających ochronie akustycznej.
Odpady
Wszystkie odpady powstające na etapie budowy nowego bloku będą selektywnie
magazynowane na terenie zakładu, a następnie zagospodarowywane w sposób bezpieczny dla
środowiska, zgodnie z ustawą z dnia 27 kwietnia 2001r. o odpadach.
W wyniku eksploatacji nowych bloków powstawać będą znaczne ilości odpadów
paleniskowych (popioły i żużle paleniskowe oraz gips), które stanowić będą ok. 95%
wszystkich powstających odpadów. Zakłada się, iż całość odpadów paleniskowych
magazynowana będzie na terenie elektrowni a następnie przekazywana odbiorcom
zewnętrznym do wykorzystania/odzysku.
Planowana do realizacji gospodarka odpadami powstającymi w wyniku eksploatacji nowego
bloku zgodna będzie z obecnie obowiązującymi przepisami prawa.
Oddziaływanie na ludzi, zwierzęta i rośliny
Prognozuje się, że nowe obiekty, z racji ograniczonej emisji takich zanieczyszczeń jak
dwutlenek siarki, dwutlenek azotu, czy pył zawieszony nie przyczynią się do pogorszenia stanu
zdrowotności mieszkańców zamieszkujących obszar potencjalnego oddziaływania tych obiektów.
Przewiduje się, że również z uwagi na lokalizację tego typu źródeł że nie wpłyną one
znacząco na zwierzęta i rośliny uwzględniając dyrektywę ptasią i siedliskową.
W celu określenia pełnego zakresu wpływu przedsięwzięcia oraz wytypowania działań
minimalizujących, ograniczających i ewentualnie kompensujących negatywny wpływ
przedsięwzięcia na awifaunę i szatę roślinną, nieodzowne jest wykonanie na etapie
szczegółowych lokalizacji aktualnych, zaplanowanych metodycznie przyrodniczych prac
terenowych.
Wydaje się, że skala możliwego wpływu rozpatrywanych stacjonarnych przedsięwzięć
energetycznych na krajobraz i dziedzictwo kulturowe, w tym zabytki archeologiczne jest
stosunkowo niewielka.
Ocenia się, że napędzanie w globalnym społeczeństwie strachu przed globalnym ociepleniem
jest zarazem napędzaniem przez polityków postępu technologicznego, który z redukowanej
sfery zbrojeń można już stopniowo przenosić w obszar wytwarzania energii elektrycznej i
ciepła (energetyka odnawialna, jądrowa, wysokosprawna kogeneracja) wychodząc z
96
założenia, że światowy rynek inwestycyjny w tym zakresie jest obecnie większy niż w sferze
zbrojeń.
Z tego punktu widzenia konwencjonalne metody wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w
układzie rozdzielnym stają się zbyt nieefektywne, gdyż w produkcji energii elektrycznej
olbrzymia ilość energii jest tracona pod postacią ciepła odpadowego.
Zidentyfikowano jednocześnie pozytywne oddziaływania związane z realizacją Programu.
Polegać one będą na docelowym zmniejszeniu presji na eksploatację zasobów
nieodnawialnych i emisji podstawowych zanieczyszczeń, dzięki poprawie efektywności
energetycznej i rozwojowi alternatywnych źródeł energii.
97
Literatura
1. Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 roku .- Prawo ochrony środowiska (tekst jednolity:
Dz.U. 2008 nr 25 poz. 125 z późniejszymi zmianami);
2. Ustaw z dnia 18 lipca 2001 roku – Prawo wodne (tekst jednolity: Dz.U. 2005 nr 239
poz. 2019 z późniejszymi zmianami);
3. Koncepcja Polityki Przestrzennego Zagospodarowania Kraju, 2001;
4. Najważniejsze problemy ochrony przyrody w Polsce, Państwowa Rada Ochrony
Przyrody, maj 2007;
5. Analiza zanieczyszczeń powietrza pyłem PM10 i PM2.5 z uwzględnieniem zawartości
metali ciężkich i WWA, NFOŚiGW;
6. Stan obecny i potencjał energetyki odnawialnej w Polsce, EC BREC IEO, 2008;
7. Raport 2030, PKEE, 2008;
8. Prognoza oddziaływania na środowisko Programu Operacyjnego Infrastruktura i
Środowisko, PROEKO CDM sp. z o.o., Warszawa 2007;
9. Degórski M., 2007, Przyrodnicze aspekty zagospodarowania przestrzennego kraju –
przesłanki i rekomendacje dla KPZK, Instytut Geografii i Przestrzennego
Zagospodarowania PAN, Warszawa;
10. Kasprzyk K., Karaczun Z.M., Rzeszot U., 2006, Prognoza oddziaływania na
środowisko projektu Strategii Rozwoju Kraju 2007-2015, Warszawa;
11. http://www.gios.gov.pl/ - strona internetowa Głównego Inspektoratu Ochrony
Środowiska;
12. http://ieo.pl/ - strona internetowa Instytutu Energetyki Odnawialnej;
13. Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 roku
w sprawie wspierania Kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe
na rynku wewnętrznym energii;
14. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. (ze zmianami) Prawo energetyczne;
15. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 stycznia 2009 r. w sprawie udzielania
pomocy publicznej na inwestycje w zakresie budowy lub przebudowy jednostek
wysokosprawnego wytwarzania energii (Dz.U. nr 21, poz. 111)
16. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 3 lutego 2009 r. w sprawie udzielania
pomocy publicznej na inwestycje w zakresie budowy lub przebudowy jednostek
wytwarzających energię elektryczną lub ciepło z odnawialnych źródeł energii (Dz.U.
nr 21, poz. 112)
17. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 r. w sprawie sposobu
obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z
Kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do
umorzenia tych świadectw, uiszczenia opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzenia
danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej
Kogeneracji (Dz.U. z 2007r. Nr 185, poz. 1314);
18. Polityka energetyczna Polski do 2030 r. Ministerstwo
www.mg.gov.pl/Gospodarka/Energetyka/Polityka+energetyczna/
Gospodarki,
98
19. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r.
w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w
następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE;
20. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r.
zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia
wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych;
21. Analiza wpływu zmian w ograniczeniach emisyjnych dla instalacji LCP zawartych w
propozycji nowej dyrektywy IPPC na instalacje energetyczne w warunkach polskich.
Opracowanie UCBEiOŚ Politechnika Warszawska, 2008;
22. Analiza krajowego potencjału wysokosprawnej Kogeneracji. Opracowanie UCBEiOŚ
Politechnika Warszawska, 2006-2007;
23. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych
warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz.U. Nr 93, poz. 623,
oraz z 2008 r. Nr30, poz. 178 i Nr 162, poz. 1005);
24. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2006/32/WE z dnia 5 kwietnia 2006 r. w
sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych.
99