Niecałe dwa lata dzielą nas od wejścia w życie nowych regulacji unijnych dla średnich obiektów energetycznego spalania. Dyrektywa MCP zaostrza normy emisji, które dotyczą nie tylko zakładów energetyki cieplnej i przemysłowych, ale i wielu obiektów użyteczności publicznej. Wyzwaniem pozostaje polski system ciepłowniczy, który należy do największych w Europie i jednocześnie najbardziej emisyjnych. Trudno twierdzić, że jest w pełni gotowy na zmiany, a czas nagli.
Na terenie UE jest zlokalizowane ok. 143 000 średnich obiektów energetycznego spalania. Służą do wytwarzania energii elektrycznej, ogrzewania i chłodzenia budynków publicznych oraz mieszkaniowych, jak również dostarczania ciepła i pary do procesów przemysłowych. Aktualna polityka klimatyczna dąży do zwiększenia efektywności energetycznej i redukcji emisji we wszystkich sektorach. Ciepłownictwo i przemysł są w tym zakresie nie lada wyzwaniem. Zwłaszcza w Polsce, w której największym problemem pozostają koszty i brak długoterminowej strategii modernizacji systemów grzewczych. Nie chodzi bowiem tylko o wypełnienie limitów w 2025 r., ale myślenie o transformacji w szerszej perspektywie.
Niecałe dwa lata do wejścia w życie przepisów to tylko początek drogi, jaka czeka polskie przedsiębiorstwa. Nadejdzie moment, w którym środki doraźne przestaną wystarczyć i staniemy twarzą w twarz z celami zwiększenia udziału OZE (podniesiony w 2023 r. cel to już 42,5% udziału źródeł odnawialnych) oraz stworzenia efektywnych systemów energetycznych ciepłowniczych i chłodniczych. Wówczas pozostaniemy z pytaniem – co dalej?
Dlatego dziś przyglądamy się szczegółowo dyrektywie MCP, która określi nie tylko limity, ale również model rejestracji obiektów i częstotliwość monitorowania emisji.
Czym jest dyrektywa MCP?
Dyrektywą MCP (Medium Combustion Plants) potocznie określamy ogłoszoną w listopadzie 2015 r. Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/2193. Dotyczy ona ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania, a więc obiektów o nominalnej mocy cieplnej między 1 MW a 50 MW niezależnie od rodzaju stosowanego paliwa.
Dyrektywa została wprowadzona do polskiego prawodawstwa w 2018 r. Obejmuje przepisy służące ograniczaniu emisji dwutlenku siarki (SO₂), tlenków azotu (NOx) i pyłu do powietrza ze średnich obiektów, w celu zmniejszenia negatywnego wpływu ich działalności na środowisko naturalne i zdrowie obywateli. Dyrektywa określa również zasady monitorowania emisji tlenku węgla (CO).
Jakie będą dopuszczalne wielkości emisji?
Dopuszczalne wielkości emisji zależą od takich czynników jak rodzaj średniego obiektu, rodzaj i udział wykorzystywanego paliwa czy moc cieplna (MW). Kluczowe są także terminy.
- Instalacje o mocy większej niż 5 MW są zobowiązane dostosować się do nowych norm do 1 stycznia 2025 r.
- Instalacje o mocy nieprzekraczającej 5 MW do 1 stycznia 2030 r.
MCP: Dopuszczalne emisje w istniejących obiektach
Nie opłaca się bagatelizować nowych przepisów, gdyż niespełnienie wymogów będzie skutkowało nałożeniem niemałych kar finansowych. W dłuższej perspektywie może to zagrażać wypłacalności przedsiębiorstw. Poniższe tabele zawierają dopuszczalne wielkości emisji w odniesieniu do istniejących średnich obiektów energetycznego spalania[1]:
Tab. 1. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) dla istniejących średnich obiektów energetycznego spalania, o nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i nie większej niż 5 MW, innych niż silniki i turbiny gazowe
Tab. 2. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) dla istniejących średnich obiektów energetycznego spalania, o nominalnej mocy cieplnej większej niż 5 MW, innych niż silniki i turbiny gazowe
Tab. 3. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) dla istniejących silników i turbin gazowych
MCP: Wielkości emisji dla nowych obiektów
Dyrektywa wskazuje także dopuszczalne wielkości emisji dla nowych średnich obiektów energetycznego spalania, a więc tych utworzonych po 19 grudnia 2018 r.[2]:
Tab. 1. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) dla nowych średnich obiektów energetycznego spalania, innych niż silniki i turbiny gazowe
Tab. 2. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) dla nowych silników i turbin gazowych
Limity, rejestracja i stały monitoring
Dyrektywa uwzględnia także zasady związane z rejestracją nowych i istniejących obiektów oraz zapisy dotyczące częstotliwości kontroli i monitorowania emisji przez operatora:
- w przypadku średnich obiektów o nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 1 MW i nie większej niż 20 MW – raz na trzy lata,
- w przypadku średnich obiektów o nominalnej mocy przekraczającej 20 MW – raz w roku.
Pomiary dotyczą zanieczyszczeń, dla których w dyrektywie ustanowiono dopuszczalną wielkość emisji w odniesieniu do danego obiektu oraz emisji CO we wszystkich obiektach. Co istotne, pierwsze pomiary przeprowadzane będą już w ciągu czterech pierwszych miesięcy od uzyskania pozwolenia, rejestracji obiektu lub od daty rozpoczęcia eksploatacji w zależności od tego, która z tych dat jest późniejsza.
Stan systemów ciepłowniczych w Polsce to głównie wyzwania
Zapotrzebowanie na energię cieplną w Polsce wynika z potrzeb ogrzewania kubaturowego przestrzeni mieszkaniowych, budynków sektora publicznego, miejsc pracy oraz ciepła procesowego dla potrzeb przemysłowych. W 2020 r. przekroczyło 79 TWh[3]. W ponad 75% było to ciepło generowane ze spalania paliw stałych, głównie węgla kamiennego.
Ze względu na wysoki stopień zużycia paliw konwencjonalnych w generacji ciepła krajowy sektor ciepłowniczy emituje rocznie ok. 68 mln ton CO2. Głównymi źródłami zanieczyszczeń są ciepłownie i elektrociepłownie, które cechują przestarzałe i nieefektywne systemy. To je najsilniej dotkną zmiany prawa z początkiem stycznia 2025 r.
Jak wskazują przedstawiciele Najwyższej Izby Kontroli także dotychczasowe działania administracji publicznej nie przyczyniły się do zmniejszenia zanieczyszczeń i rozwoju efektywnych systemów ciepłowniczych. Te, definiowane są jako systemy, które do produkcji ciepła lub chłodu wykorzystują co najmniej w 50% OZE lub w 50% ciepło odpadowe, lub w 75% ciepło pochodzące z kogeneracji, lub w 50% wykorzystują połączenie ww. energii i ciepła[4]. Co więcej, nie prowadzono monitoringu, nie planowano i nie przygotowano strategii modernizacji ciepłownictwa, działając przede wszystkim w sposób doraźny[5]. W rezultacie w Polsce borykamy się z niskim odsetkiem systemów ciepłowniczych, które spełniają kryteria nowych regulacji unijnych, w tym związanych z efektywnością energetyczną.
A gdzie są szanse?
Wypełnienie limitów wynikających z dyrektywy MCP, zwiększenie udziału OZE i poprawa efektywności energetycznej muszą zostać osiągnięte poprzez wymianę przestarzałych i nieefektywnych instalacji oraz urządzeń grzewczych. Obawę niezmiennie budzą koszty tego typu inwestycji. W ostatnich latach regulacje unijne w centrum stawiają odnawialny wodór wytwarzany z energii elektrycznej pochodzącej z OZE. Jego łączne zużycie w sektorach europejskiej gospodarki ma przekroczyć 20 mln ton w 2030 r., a na ten cel planowane są instrumenty finansowe, m.in. Europejskiego Banku Wodoru. Ich zadaniem jest uatrakcyjnienie ceny wodoru i zwiększenie jej konkurencyjności na tle tradycyjnych paliw. Nie inaczej będzie z wykorzystaniem wodoru w ciepłownictwie.
Kocioł wodorowo-tlenowy – droga do modernizacji sektora ciepłowniczego
Rozwijany przez nas kocioł wodorowo-tlenowy jest odpowiedzią na nasilające się problemy transformacji średnich obiektów. To efektywne i ekologiczne urządzenie, którego działanie opiera się na spalaniu substratów w postaci czystego wodoru i czystego tlenu (nie powietrza), dzięki czemu osiągamy eliminację emisji CO2, jak również SOx, NOx, pyłów i spalin, zapewniając zeroemisyjność produkcji ciepła.
W przypadku dostarczania paliwa i utleniacza bezpośrednio z elektrolizera przyłączonego do farmy OZE rozwiązanie pozwoli na wykorzystanie w obiegu zamkniętym, bez strat kominowych, energii odnawialnej do zasilania sieci ciepłowniczej. Umożliwi także obniżenie czasu, rozmiaru i kosztów inwestycji, dzięki możliwości wykorzystania istniejącej infrastruktury i sieci przesyłowych. Rozwiązanie nie ingeruje bowiem w system dystrybucji ciepła ani instalacji wewnętrznych u odbiorców ciepła, ponieważ rozprowadza je w jednakowy sposób, co istniejące systemy. Wymianie ulega źródło energii oraz paliwo.
Rozwiązania wykorzystujące paliwo wodorowe już dziś są dużą szansą dla dekarbonizacji średnich obiektów, przyczyniając się do osiągania celów środowiskowych i eliminując rosnące koszty uprawnień do emisji, kar oraz samych paliw.
[1] DYREKTYWA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY (UE) 2015/2193 z dnia 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania
[2] DYREKTYWA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY (UE) 2015/2193 z dnia 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania
[3] Opracowanie własne na podstawie Eurostat, 2020
[4] Ustawa Prawo energetyczne
[5] NIK Najwyższa Izba Kontroli, Ciepło ucieka, czas ucieka – rozwój efektywnych systemów ciepłowniczych, 2023
