Przed inwestorami planującymi budowę nowej jednostki wytwórczej oraz właścicielami tych obecnie pracujących stoi wiele wymogów formalnych. Nikogo nie dziwi konieczność uzyskania decyzji środowiskowej. Problem pojawia się, kiedy osiągnięcie dozwolonego pułapu emisyjnego wymusza zaangażowanie ogromnego kapitału, często odbierając takiej jednostce konkurencyjność – pisze Karol Wolański, współpracownik BiznesAlert.pl, SKN Energetyki Szkoła Główna Handlowa.
Dlaczego zależy nam na zmniejszeniu emisji NOx?
Pod pojęciem NOx rozumie się sumę udziałów tlenków azotu NO (tlenek azotu II) oraz NO2 (tlenek azotu IV, dwutlenek azotu) zawartych w spalinach przeliczonych na NO2. Dotychczas nie wlicza się do nich N2O (podtlenku azotu), który uznawany jest za gaz cieplarniany, ale w kotłach powstaje w zdecydowanie mniejszym stężeniu. NO w atmosferze utlenia się do NO2, który następnie reagując z wodą tworzy kwas azotowy i azotawy, składniki kwaśnych deszczy. Te natomiast działają destrukcyjnie na ekosystemy leśne oraz zbiorniki wodne. U ludzi prowadzi do powstania chorób płuc takich jak astma, a także podrażnień dróg oddechowych. W reakcjach z węglowodorami, pod wpływem światła słonecznego, prowadzi do powstania ozonu (gazu cieplarnianego), a ten staje się składnikiem tzw. smogu fotochemicznego.
Standardy emisyjne
W celu kontroli emisji zanieczyszczeń do środowiska powstają akty prawne ustawowo regulujące akceptowalną zawartość substancji szkodliwych w spalinach. Obecnie obowiązujące normy zawarte są w Rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 1 marca 2018 r. w sprawie standardów emisyjnych dla niektórych rodzajów instalacji, źródeł spalania paliw oraz urządzeń spalania lub współspalania odpadów. Skupmy się na kotłach na paliwa stałe, bo to właśnie one mają największy udział w polskim miksie energetycznym. Obecne limity emisji NOx to 300 mg/m3 dla źródeł 50 – 100 MW, 250 (biomasa i torf) lub 200 (pozostałe paliwa stałe) mg/m3 dla źródeł 100 – 300 MW oraz 200 mg/m3 dla źródeł powyżej 300 MW mocy dostarczonej w paliwie. Aby sprostać tym wymaganiom kotły muszą być wyposażane w zmodernizowane palniki niskoemisyjne oraz instalację SNCR (selektywnej niekatalitycznej redukcji NOx) lub tylko instalację SCR (selektywnej katalitycznej redukcji NOx). Koszty takiej modernizacji są znaczne. Przykładowo, dla kotła OP-650 zabudowanie instalacji SCR kosztować będzie ok. 40 mln zł. Cena instalacji SNCR jest kilkukrotnie niższa i wynosi ok. 5 mln zł, natomiast przy obecnych dość rygorystycznych pułapach emisyjnych nie jest ona wystarczająca i musi zostać wsparta inwestycją w palniki niskoemisyjne. W takim przypadku koszt modernizacji wyniesie już 35 mln zł*.
Dokument referencyjny BAT wydany przez Komisję Europejską delikatnie zaostrza obecne normy emisyjne. Przykładowo, od 2021 kotły na węgiel kamienny lub brunatny o mocy dostarczonej w paliwie powyżej 300 MW będą mogły emitować maksymalnie 150 mg/m3 (obiekty istniejące) lub 85 mg/m3 (obiekty nowe) NOx. Takie wartości są możliwe do uzyskania jedynie przy zastosowaniu SCR. Łatwo dojść do wniosku, że przy podejmowaniu decyzji o budowie lub modernizacji kotła węglowego dużej mocy, dylemat drogi, ale lepszy SCR czy tańszy, ale gorszy SNCR staje się przeszłością.
Czystsza przyszłość
Czytając Decyzję wykonawczą Komisji Europejskiej 2017/1442 z dnia 31 lipca 2017 r. ustanawiającą konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik (BAT) w odniesieniu do dużych obiektów energetycznego spalania zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE łatwo zauważyć kierunek, w którym zmierza Europa. Emisje substancji szkodliwych mają dążyć do zera. Rozwiązanie jednego problemu daje miejsce na dyskusję nad kilkoma kolejnymi, zbliżając się do limitu technologicznego redukcji emisji NOx, SOx oraz pyłu zauważane zostają inne substancje takie jak rtęć, chlorowodór czy fluorowodór. Energetyka konwencjonalna przeżywa ciężki okres, a wygląda na to, że będzie już tylko trudniej utrzymać jej opłacalność.
