Informaţii pentru modificarea, completarea şi clarificarea unor aspecte din Planul Naţional de Tranziţie pentru România (TNP), ca urmare a întrebărilor formulate de

Comisia Europeană (CE)

Ca urmare a întrebărilor formulate de CE în data de 29 august şi 19 noiembrie a.c., cu privire la unele aspecte din TNP, documentul prezintă în continuare detalii şi justificări care să clarifice aspectele sesizate.

PARTEA I1. Domeniul de aplicare

1.1. (din scrisoarea transmisă de CE în data de 29 august 2013)RăspunsuriInstalațiilor menționate în adresa CE la nr.: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 13, 14, 15, 16, 18, 19, 20, 21, 22, 24, 36 și 40 din TNP-România, li s-a acordat prima autorizație de funcționare cu mult timp înainte de 27 noiembrie 2002, fiind puse în operare în același an în care au fost autorizate să funcționeze. De altfel, instalațiile la care s-a făcut referire fiind instalații existente așa cum sunt definite de art. 2 pct. 10 din Directiva 2001/80/CE, au beneficiat de perioade de tranziție, aşa cum este prevăzut în anexa VII, capitolul 9, secţiunea D, pct. 3 din Tratatul de Aderare a Republicii Bulgaria şi a României la UE.

Considerând faptul că: - prin prima autorizație de funcționare se înțelege primul document prin care s-a decis și autorizat

punerea în funcțiune a instalației respective;- în toate cazurile menționate mai sus anul emiterii primei autorizații de funcționare coincide cu

anul punerii în funcțiune a instalației,pentru operatorii acestor instalații, în prima versiune a documentației TNP transmisă de autoritățile române, s-a considerat că este suficient să se menționeze în prima coloană, sub D din tabelul A1, anul primei puneri în funcțiune - deşi acest an este și cel al acordării primei autorizații de funcționare, care ar fi trebuit înscris şi în coloana a doua (unde trebuie menționată data acordării primei autorizații).

Ulterior, aceaste informaţii au fost modificate prin înscrierea în coloana a doua, sub D din tabelul A1, a anului acordării primei autoriza ț ii de func ț ionare ș i excluderea din prima coloană a datelor privind prima punere în func ț iune.

Nici uneia dintre instala ț iile men ț ionate nu i-a fost acordată prima autoriza ț ie de func ț ionare după data de 27 noiembrie 2002, ci înainte de acestă dată.Instala ț iile men ț ionate fiind eligibile, din acest punct de vedere, pentru includerea în TNP.

1.2. (din scrisoarea transmisă de CE în data de 29 august 2013)RăspunsuriPentru instalațiile menționate de CE la nr.: 28, 29, 30, 31, 32 și 33 din TNP-România, sunt valabile aceleaşi explicații ca şi pentru instalațiile de la punctul 1.1. referitoare la coincidența/confuzia în completare, dintre anul primei puneri în funcțiune şi cel al acordării primei autorizații de funcționare.Mai este de adăugat şi faptul că, pentru operatorii acestor instalații s-a menționat, în prima versiune a documentației transmisă de autoritățile române, în a doua coloană sub D din tabelul A1, nu anul acordării primei autoriza ț ii de func ț ionare, așa cum a fost apreciat de către CE, ci anul acordării primei autorizații integrate de mediu în conformitate cu prevederile Directivei 96/61/CE (IPPC).

Este cunoscut însă, faptul că România a aderat la UE în anul 2007 (negocierile pentru aderarea României la UE s-au încheiat în noiembrie 2004, iar semnarea Tratatului de Aderare a avut loc în aprilie 2005). Legislația UE privind prevenirea şi controlul integrat al poluării a fost transpusă şi a intrat în vigoare, la nivel naţional în aprilie 2002, primele autorizații integrate de mediu, în România, au fost acordate începând cu anul 2003. Până în acel an instalațiile au funcționat în baza primei autorizații de funcționare acordată în acelaşi an cu anul primei puneri în funcțiune.

1

Aceste informaţii au fost modificate prin includerea în coloana a doua sub D din tabelul A1, a anului acordării primei autoriza ț ii de func ț ionare şi excluderea din prima coloană a datelor privind prima punere în func ț iune ș i excluderea din a doua coloană a datelor privind acordarea autoriza ț iei integrate de mediu (ex 2006, 2007 etc.).

Nici uneia dintre instala ț iile men ț ionate nu i-a fost acordată prima autoriza ț ie de func ț ionare după data de 27 noiembrie 2002 ci înainte de acestă dată.Instala ț iile men ț ionate fiind eligibile, din acest punct de vedere, pentru includerea în TNP.

1.3. (din scrisoarea transmisă de CE în data de 29 august 2013)CE: “Pentru instalaţia de la numărul 23, TNP menționează că operarea a fost sistată în 1989 şi că (instalația) a fost reabilitată în 2007. O autorizație pentru această instalație, reabilitată a fost emisă în 2007. Pe această bază, instalația 23 nu este eligibilă pentru includerea în TNP, deoarece nu îndeplineşte criteriile prevăzute la articolul 32 alineatul (1) din IED.”Instalaţia de la numărul 23 din TNP-România este Electrocentrale Paroşeni S.A. nr. 2 (ex S.C. Termoelectrica S.A.-S.E. Paroşeni nr.2)

Cu privire la această instalaţie au mai fost transmise de căre CE, întrebări suplimentare în data de 19 noiembrie 2013, respectiv:“1.1. Conform informațiilor primite, instalația 23 a avut prima autorizație eliberată în 1964, dar a încetat operarea în 1989. Aceasta a fost apoi " reabilitată " și s-a repus în funcțiune în 2007. Prima autorizație integrată a fost acordat în 2007.Autoritățile române sunt invitate să furnizeze informații precise și detaliate cu privire la motivele pentru care această instalație este considerată a fi eligibilă pentru includerea în TNP .1.2. Pentru instalația 36, tabelele furnizate pe 24 septembrie 2013 indică faptul că până în 2007 a fost utilizată exclusiv păcură, că instalația a fost închisă în perioada 2008-2010 și s-a redeschis în 2010, folosind doar gaze naturale.Autoritățile române sunt invitate să clarifice situația acestei instalații, în special în ce măsură autorizația emisă în 1973 a continuat să se aplice la instalația redeschisă în 2010.”

RăspunsuriClarificări cu privire la observa ț iile CE privind eligibilitatea acestor instala ț ii (de la numerele 23 şi 36) sunt prezentate în partea a II a a acestui document.

1.4. (din scrisoarea transmisă de CE în data de 29 august 2013)RăspunsuriNici o instala ț ie mare de ardere sau păr ț i ale vreunei instala ț ii mari de ardere care intră sub inciden ț a art. 4.4. din Directiva 2001/80/CE nu face obiectul TNP-România.Nici uneia din instala ț iile men ț ionate de CE la nr. 5, 9, 10, 11, 14, 16, 17, 21, 22, 23 din TNP-România nu i-a fost acordată derogarea prevăzută de art. 4.4. din Directiva 2001/80/CE.Se poate constata acest aspect şi din consultarea listei instala ț iilor mari de ardere care intră sub inciden ț a art. 4.4. din Directiva 2001/80/CE raportată de România la CE ș i încărcată în re ț eaua EIONET – Reportnet în luna aprilie 2013.(http://cdr.eionet.europa.eu/ro/eu/lcpart44/envuvmpea/RO_2012_opt_out_art_4_4.xls/manage_document)

1.5. (din scrisoarea transmisă de CE în data de 29 august 2013)RăspunsuriInstalațiile de la nr.: 37, 38, 39 și 42 se află pe amplasamentul rafinăriilor. Precizăm că nici una dintre cele 4 instalaţii la care se face referire, nu utilizează combustibilii men ționați la art. 32 (1) (b) din Directiva 2010/75/UE (IED).În instalațiile de la nr. 38 şi 39 au fost și vor fi utilizați, drept combustibili gazoși, fie amestec de gaz natural și gaz de rafinărie, fie numai gaz natural, fie numai gaz de rafinărie. Deoarece, Directiva 2001/80/CE nu prevede VLE pentru NOx, diferite pentru cei doi combustibili gazoşi, respectiv: gaz natural și gaz de rafinărie. VLE pentru NOx folosită pentru calculul contribuţiilor la plafoanele de emisii

2

pentru anul 2016 fiind 300 mg/Nm3, nu a mai fost necesară defalcarea calculelor în tabelul B1, pe cele două tipuri de combustibili gazoși. 2. Factorii de conversie și debitele gazelor reziduale - 2.1 și 2.2 (din scrisoarea transmisă de CE în data de 29 august 2013.)Această întrebare a fost înlocuită cu întrebarea 2.1 din scrisoarea CE transmisă în data de 19.11. 2013.

2. Factorii de conversie ș i debitele gazelor reziduale (solicitarea CE din data de 19.11.2013): “2.1. Comisia remarcă faptul că mulți factori de conversie (debitul de gaz rezidual per cantitatea de combustibil utilizat), raportați în TNP sunt mult mai mari decât cei prevăzuți în literatura de specialitate și decât cei raportați pentru instalații similare de către alte state membre. Este de asemenea cazul câtorva instalații pentru care factorii de conversie nu au fost explicit raportați de autoritățile române, dar ar putea fi calculați pe baza valorii raportate de combustibil utilizat și debitul gazelor reziduale. De asemenea, Comisia a observat că pentru instalațiile 19 și 20, debitele de gaze reziduale pentru biomasă au fost incorecte .Prin urmare, autorită ț ilor române li se solicită să revizuiască ș i să verifice debitele medii anuale de gaze reziduale şi factorii de conversie pentru to ț i combustibilii şi toate instala ț iile din TNP, asigurându-se , în special, că valorile ș i factorii raporta ț i ș i utiliza ț i în calcule sunt exprima ț i la un con ț inut de oxigen corect. Această solicitare este valabilă în special pentru toate cazurile în care factorii de conversie sunt mai mari decât 375 Nm 3 /GJ.

Această întrebare înlocuiește întrebările 2.1 și 2.2 din anexa la scrisoarea noastră trimisă pe 29 august 2013.”

RăspunsuriInstala ț iile nr. 1, nr.2, nr. 3 şi nr. 4 - Debitul mediu anual de gaze de ardere a fost măsuratInstala ț ia de la nr. 5 - S.C.TERMICA S.A Suceava nr.1 - a solicitat excluderea din TNP.

Instala ț iile de la nr. 6 ș i nr. 7 – au fost verificate şi revizuite: factorii de conversie utilizaţi, debitele medii anuale ale gazelor reziduale precum și contribuțiile la plafoanele de emisii; s-au operat modificările necesare în tabelele A1, B1 și B2.Instala ț ia de la nr. 8 - au fost verificate şi revizuite: factorii de conversie utilizaţi, debitele medii anuale ale gazelor reziduale precum și contribuțiile la plafoanele de emisii; s-au operat modificările necesare în tabelele A1, B1 și B2.Instala ț iile de la nr. 25, nr. 26 ș i nr. 27 - au fost verificate şi revizuite: factorii de conversie utilizaţi, debitele medii anuale ale gazelor reziduale precum și contribuțiile la plafoanele de emisii; s-au operat modificările necesare în tabelele A1, B1 și B2.Instala ț ia de la nr. 13 – au fost verificate şi revizuite valorile debitelor medii anuale ale gazelor reziduale defalcate pe tipuri de combustibil precum și contribuțiile la plafoanele de emisii; s-au operat modificările necesare în tabelele A1, B1 și B2.Instala ț ia de la nr. 42 - instalaţia mare de ardere cu putere termică nominală de 74,25 MW de pe amplasamentul S.C. ROMPETROL RAFINARE S.A. RAFINĂRIA VEGA Ploieşti va utiliza după data de 1 ianuarie 2016 și combustibilul păcură; au fost completate corespunzător tabelele B1, B2 cu valori limită de emisie şi contribuţii la plafoanele de emisie NOx pentru acest combustibil.Instala ț iile de la nr. 14, 15 şi 16 - după noua solicitare a autorităților pentru protecția mediului din data de 27.11.2013 privind revizuirea debitelor de gaze reziduale, operatorii a menținut valorile din versiunea initială a tabelelor A1, B1 și B2 justificând aceasta pentru că:

- debitul mediu anual de gaze de ardere (Nm3) a fost măsurat şi exprimat în condiţii de temperatură standard (273,15 K), presiune standard (101,3 kPa), conţinutul relevant de oxigen de referintă (6% pentru combustibili solizi şi 3% pentru combustibili lichizi şi gazoşi) şi de corecţia pentru conţinutul de vapori de apă.

- deoarece cazanele energetice ard simultan mai multe tipuri de combustibil (lignit, gaze naturale şi pacură), debitele de gaze de ardere pentru fiecare tip de combustibil au fost estimate prin

3

calcul în funcţie de debitul mediu anual de gaze de ardere, de participaţia fiecărui combustibil, respectiv continuţul energetic al acestora.

- debitele de combustibil introduse în cazan sunt monitorizate continuu iar puterea calorifică inferioară este determinată zilnic pentru cărbune, continuu pentru gaze naturale şi trimestrial pentru păcură.

Instala ț iile de la nr. 21 ș i nr. 22 - au fost verificate şi revizuite: factorii de conversie utilizaţi, debitele medii anuale ale gazelor reziduale precum și contribuțiile la plafoanele de emisii; s-au operat modificările necesare în tabelele A1, B1 și B2.Instala ț ia de la nr. 17 - au fost verificate şi revizuite debitele medii anuale ale gazelor reziduale defalcate pe tipuri de combustibil, reintroducându-se în tabelul A1 și consumul de păcură și debitul de gaze reziduale aferent; s-au operat modificările necesare în tabelele B1 și B2 completându-se cu valorile limită de emisie pentru păcură și contribuţiile la plafoanele de emisie pentru acest combustibil. Instala ț iile de la nr. 28 ș i nr. 29 - au fost verificate şi revizuite: factorii de conversie utilizaţi, debitele medii anuale ale gazelor reziduale precum și contribuțiile la plafoanele de emisii; s-au operat modificările necesare în tabelele A1, B1 şi B2.Instala ț iile de la nr. 9, nr. 10 ș i nr. 11 - au fost verificate şi revizuite: factorii de conversie utilizaţi, debitele medii anuale ale gazelor reziduale precum și contribuțiile la plafoanele de emisii; s-au operat modificările necesare în tabelele A1, B1 şi B2.Instala ț ia de la nr. 36 – au fost verificate şi revizuite: factorii de conversie utilizaţi, debitele medii anuale ale gazelor reziduale precum și contribuțiile la plafoanele de emisii; s-au operat modificările necesare în tabelele A1, B1 și B2; conform strategiei operatorului s-a preconizat ca începând cu anul 2016 instalația să funcționeze integral cu gaze naturale; în consecință, în calculul contribuțiilor la plafoanele de emisii pentru perioada 2016 - 2020 , prezentate în tabelele B1 ÷ B3, au fost utilizate doar valorile limită de emisie aferente combustibilului gazos.Instala ț ia de la nr. 18 - instalația a utilizat păcură numai în perioada 2001 – 2005 (cinci ani); şi a utilizat gaze 8 ani (în perioada 2006 – 2007 nu a funcționat) așa încât a fost recalculat și debitul de gaze reziduale aferent combustibilului gaze naturale și s-au operat modificările necesare în tabelele A1, B1 și B2.Instala ț iile de la nr. 19 ș i nr. 20 - factorul de conversie mai mare (425 Nm3/GJ) pentru lignitul utilizat în aceste instalații se datorează puterii calorifice mici a acestui combustibil, respectiv 1850 kcal/kg; combustibilul biomasă a fost utilizat doar trei ani (în perioada 2008 – 2010) astfel încât a fost recalculată media anuală a consumului de biomasă aceasta fiind raportată la cei trei ani de func ționare și nu la întreaga perioadă 2001 - 2010, aşa cum a fost prezentat în varianta inițială. Au fost efectuate modificările necesare în tabelele A1, B1 și B2. Instala ț iile de la nr. 13, 14, 15, 16, 17, 19 ș i 20 Aceste instalații funcționează cu combustibil de bază (determinant) lignit indigen cu o putere calorifică inferioară, de 1850 Kcal/Kg, adică 7,743 MJ/Kg (1 cal (calorie) = 4,1855 J).În documentul recomandat de CE în ceea ce priveşte factorii de conversie, respectiv „Validated methods for flue gas flow rate calculation with reference to EN 12952-15” (Graham D., Hamevie H., van Beek R. and Blank F.), din informațiile de la paginile 18, 21, 23 și 27 se poate trage concluzia că pentru combustibil solid (cărbune) cu putere calorifică 24,33 MJ/Kg factorul de conversie utilizat ( Agenția Europeană de Mediu) este de 360 Nm3/GJ la o concentrație de oxigen în gazele reziduale de 6 % şi cca 260 Nm3/GJ la o concentrație de oxigen în gazele reziduale de 0 %.Având în vedere relația de invers proporționalitate dintre factorul de conversie și puterea calorifică, aceasta este explica ț ia pentru valorile mai mari decât de obicei ale raportului dintre debitul de gaze reziduale ș i cantitatea de combustibil utilizat exprimat în GJ pentru instala ț iile men ț ionate. Instala ț iile de la nr. 21, 22 ș i 23 Aceste instalații funcționează cu combustibil de bază (determinant) huilă indigenă cu o putere calorifică inferioară de 3300 Kcal/Kg adică 13,812 MJ/Kg (1 cal (calorie) = 4,1855 J).În aceste condiții explicația, pentru valorile mai mari decât de obicei ale raportului dintre debitul de gaze reziduale și cantitatea de combustibil utilizat, exprimat în GJ, pentru instalațiile menționate, este similară cu cea prezentată pentru. instalațiile nr. 13, 14, 15, 16, 17, 19 și 20.

4

Întrebarea 2.2. din scrisoarea CE transmisă în data de 19.11. 2013.CE: “2.2. Autorităților române li se solicită să clarifice de ce cantitățile de combustibil raportate pentru instalațiile de la nr.: 17, 18, 30, 31, 32 şi 33 din tabelul A1 anexat la scrisoarea din data de 24 septembrie 2013, sunt diferite de cantitățile raportate în TNP transmis la data de 21 decembrie 2012. ”RăspunsuriInstala ț ia de la nr. 17 - diferențele dintre valorile cantităților medii anuale de combustibil din documentaţiile transmise în decembrie 2012 şi cele din luna septembrie 2013. În prezentul document au fost efectuate modificările necesare, în sensul că mediile s-au calculat prin raportare la numărul anilor în care instalația a funcționat cu acel combustibil și nu la întreaga perioadă de 10 ani, 2001 - 2010.Instala ț ia de la nr. 18 - instalația a utilizat păcură numai în perioada 2001 – 2005 (cinci ani) iar mediile anuale ale debitelor transmise în documentația TNP din 2012 au fost calculate prin împărțire la 10 ani în loc de 5 ani; de asemenea instalația a utilizat gaze doar 8 ani (în perioada 2006 – 2007 nu a funcționat) așa încât a fost recalculat şi debitul de gaze reziduale aferent combustibilului gaze naturale și s-au operat modificările necesare în tabelele A1, B1 și B2.Instala ț iile de la nr. 30(CAF1), nr. 31(CAF2), nr. 32(CAF3) şi nr. 33(CAF4). În prezentul document au fost efectuate modificările necesare, în sensul că, mediile s-au calculat prin raportare la numărul anilor în care instalația a funcționat cu acel combustibil şi nu la întreaga perioadă de zece ani 2001 - 2010.

2.3. (din scrisoarea CE transmisă în data de 29 august 2013)Referitor la instala ț ia de la nr. 41 (Centrala Termică a SC MICHELIN ROMANIA SA (ex SC Victoria SA)RăspunsConfirmăm faptul că debitul mediu de gaze reziduale rezultate prin utilizarea combustibilului păcură a fost calculat ca medie pe cei 3 ani.

3. Valorile limită de emisie (din scrisoarea CE transmisă în data de 29 august 2013)3.1.- referitor la lipsa VLE pentru combustibil lichid la calcul contribu ț ilor la plafoanele de emisii ptr. 2016 ș i/sau 2019 RăspunsuriInstalația de la nr. 3 – nu mai utilizează combustibilul păcură (nici în prezent și conform strategiei operatorului s-a preconizat că nici în perioada 2016 – 2020).Instalația de la nr. 4 - conform strategiei operatorului s-a preconizat ca începând cu anul 2016, instalația să funcționeze integral cu combustibil solid; în consecință, în calculul contribuțiilor la plafoanele de emisii pentru perioada 2016 - 2020, prezentate în tabelele B1 ÷ B3, au fost utilizate doar valorile limită de emisie aferente combustibilului solid.Instalația de la nr. 5 – operatorul a solicitat excluderea instalației din TNP.

5

Instalația de la nr. 6 - nu mai utilizează combustibilul păcură (nici în prezent și conform strategiei operatorului s-a preconizat că nici în perioada 2016 – 2020).Instalația de la nr. 7 – operatorul a renunțat la utilizarea păcurii și la utilizarea gazului de furnal (conform strategiei operatorului s-a preconizat că atât în prezent cât și în perioada 2016 – 2020 nu va mai utiliza astfel de combustibili).Instalația de la nr. 8 - operatorul a renunțat la utilizarea combustibilului păcură (atât în prezent cât și în perioada 2016 – 2020).Instalațiile de la nr. 9, 10 şi 11 - conform strategiei operatorului s-a preconizat ca începând cu anul 2016, cele trei instalații să funcționeze integral cu gaze naturale; în consecință, în calculul contribuțiilor la plafoanele de emisii pentru perioada 2016 - 2020, prezentate în tabelele B1 ÷ B3, au fost utilizate doar valorile limită de emisie aferente combustibilului gazos.Instalația de la nr. 17 - au fost verificate şi revizuite debitele medii anuale ale gazelor reziduale defalcate pe tipuri de combustibil, reintroducându-se în tabelul A1 și consumul de păcură și debitul de gaze reziduale aferent; s-au operat modificările necesare în tabelele B1 și B2 completându-se cu valorile limită de emisie pentru păcură ș i contribuţiile la plafoanele de emisie pentru acest combustibil . Instalația de la nr. 18 – operatorul a renunțat la utilizarea combustibilului păcură (atât în prezent cât și în perioada 2016 – 2020).Instalațiile de la nr. 21 şi nr. 22 - au fost făcute modificările necesare completându-se tabelele B1 și B2 cu valorile limită de emisie pentru păcură și au fost recalculate contribuţiile la plafoanele de emisie pe anii 2016 și 2019, introducând în tabele valorile revizuite. Instalația de la nr. 28 - conform strategiei operatorului s-a preconizat ca începând cu anul 2016 instalația să funcționeze integral cu gaze naturale; în consecință, în calculul contribuțiilor la plafoanele de emisii pentru perioada 2016 - 2020, prezentate în tabelele B1 ÷ B3, au fost utilizate doar valorile limită de emisie aferente combustibilului gazos.Instalația de la nr. 29 - conform strategiei operatorului s-a preconizat ca începând cu anul 2016 instalația să funcționeze integral cu gaze naturale; în consecință, în calculul contribuțiilor la plafoanele de emisii pentru perioada 2016 - 2020, prezentate în tabelele B1 ÷ B3, au fost utilizate doar valorile limită de emisie aferente combustibilului gazos.Instalațiile de la nr. 32 și nr. 33 - au fost făcute modificările necesare completându-se tabelele B1 și B2 cu valorile limită de emisie pentru păcură și au fost recalculate contribuţiile la plafoanele de emisie pe anii 2016 și 2019, introducând în tabele valorile revizuite.Instalația de la nr. 36 - conform strategiei operatorului s-a preconizat ca începând cu anul 2016 instalația să funcționeze integral cu gaze naturale; în consecință, în calculul contribuțiilor la plafoanele de emisii pentru perioada 2016 - 2020, prezentate în tabelele B1 ÷ B3, au fost utilizate doar valorile limită de emisie aferente combustibilului gazos.Instalația de la nr. 41 - nu mai utilizează combustibilul păcură din anul 2003 (nici în prezent şi nici în perioada 2016 – 2020).Instalația de la nr. 42 – instalaţia mare de ardere cu putere termică nominală de 74,25 MW de pe amplasamentul S.C. ROMPETROL RAFINARE S.A. RAFINĂRIA VEGA Ploieşti va utiliza după data de 1 ianuarie 2016 şi combustibilul păcură; au fost completate corespunzător tabelele B1, B2 cu valori limită de emisie şi contribuţii la plafoanele de emisie pentru NOx pentru acest combustibil.

Referitor la lipsa VLE pentru combustibilul gaz de furnal la calcul contribu ț iei la plafoanele de emisii penrtu 2016 şi/sau 2019RăspunsuriInstalația de la nr. 7 - operatorul a renunțat la utilizarea gazului de furnal (atât în prezent cât și în perioada 2016 – 2020).

Referitor la lipsa VLE pentru combustibiul gazos (gaz natural) la calcul contribu ț iei la plafoane de emisii pentru. 2016 şi/sau 2019RăspunsuriInstalațiile de la nr. 21 și nr. 22 – Au fost efectuate modificările necesare completând tabelele B1 și B2 cu valorile limită de emisie pentru combustibil gazos (gaz natural), recalculând contribuţiile la plafoanele de emisie pe anii 2016 și 2019 și au fost introduse în tabele valorile revizuite.

6

3.2. Referitor la VLE pentru NOx 2016 combustibili lichizi ș i gazo ș i – Instala ț ia de la nr. 18 (SC CET Govora SA)RăspunsuriCa urmare a observațiilor formulate de CE, au fost modificate tabelele A1 și B1, după cum urmează:

- în tabelul A1 a fost modificat consumul de păcură, fiind inserată valoarea ”39,50 TJ”şi a fost precizat factorul de conversie aferent acestui combustibil;

- întrucât operatorul a renunțat la utilizarea combustibilului păcură (atât în prezent cât și în perioada 2016 – 2020), informaţiile cu privire la acest aspect au fost modificate, în tabelul B1, eliminându-se VLE pentru NOx păcură (și evident contribuția la plafoanele de emisii NOx);

- tabelul B1 a fost modificat, prin înlocuirea valoarii de 400 mg/Nm3, pentru VLE NOx aferent combustibilului gazos cu valoarea 200 mg/Nm3, modificând corespunzător și contribuția la plafoanele de emisii NOx.

3.3.Referitor la instala ț ia de la nr. 39 – justificarea utilizării VLE NOx pentru 2019 = 450 mg/Nm3 pentru combustibili lichiziRăspunsuriInstalația mare de ardere de la nr. 39 se află pe amplasamentul unei rafinării și va utiliza combustibil lichid rezultat din producție drept combustibil necomercial, pentru consumul propriu.În conformitate cu prevederile Deciziei 2012/115/UE, Anexa D, Tabelul D1, Nota 7, valoarea limită de emisie aplicabilă pentru instalațiile de ardere din cadrul instalațiilor chimice care folosesc reziduurile lichide rezultate din producție, drept combustibil necomercial, pentru consumul propriu, este 450 mg/Nm3.

Întrebarea 3 din scrisoarea CE transmisă pe data de 19.11. 2013Referitor la VLE NOx pentru combustibilul cărbune în 2016 utilizate pentru instala ț iile de la nr. 21 ș i 22 RăspunsuriÎn prezentul document, VLE pentru NOx pentru combustibilul cărbune în 2016 pentru instalațiile de la nr. 21 şi 22 au fost modificate în tabelul B1 (valoarea 500 mg/Nm3 a fost înlocuită cu valoarea 200 mg/Nm3) și au fost modificate de asemenea și contribuțiile la plafonul național de emisii pentru NOx.

4. Instalația de la nr. 37: extindere și modificări (din scrisoarea CE transmisî în data de 29 august 2013)4.1. Referitor la extinderea cu mai mult de 50 MW a instala ț iei în anul 2007 RăspunsuriPentru instalația de la nr. 37 (SC OLTCHIM SA Sucursala Petrochimică Bradu - fost OMV PETROM S.A. nr.1 Combinatul Petrochimic ARPECHIM Piteşti), în tabelul A1 a fost inserată puterea termică a fiecărei părți a instalației, respectiv 100 MW (parte inițială) + 100 MW (parte extinsă). Întrucât instalația de ardere este proiectată să răspundă exclusiv cerințelor instalațiilor chimice de pe amplasament, cele două părți ale instalației au funcționat numai câte una într-un an (alternativ) având aceeaşi putere termică nominală fiecare, cealaltă fiind rezervă. De aceea cantitatea medie anuală de gaz natural utilizat (TJ/an) și debitul mediu anual de gaze reziduale au aceleași valori pentru fiecare dintre cele două părți ale instalației, respectiv 2070 TJ/an și 733092409 Nm3/an, acestea fiind valorile medii anuale de funcționare ale întregii instalații ca și cum aceasta ar avea numai 100 MW.Au fost incluse în tabelul B1 valorile VLE pentru NOx aferente anului 2016 pentru combustibilul gaz natural 300 mg/Nm3 pentru partea inițială și 150 mg/Nm3 pentru partea extinsă.4.2.Referitor la VLE 2016 şi contribu ț ii ale instala ț iilor care au suferit modificări substan ț iale conform art. 10 din Directiva 2001/80/CERăspunsul este prezentat în Partea a II-a a prezentului document

5. Recalcularea plafoanelor (din scrisoarea CE transmisă în data de 29 august 2013)CE: “Pe baza informaţiilor actualizate şi corectate furnizate în conformitate cu punctele anterioare, autorităţilor române li se solicită să recalculeze contribuţiile tuturor instalaţiilor la plafoanele TNP, precum şi plafoanele totale pentru fiecare dintre anii 2016-2020.”

7

şi întrebarea 4 din scrisoarea CE transmisă în data de 19.11. 2013CE: “Autorităţilor române li se solicită să verifice şi să corecteze contribuţiile calculate la plafoanele TNP (şi totalul plafoanelor) pentru fiecare instalaţie inclusă în TNP, ţinând cont în special de corecţiile menţionate la punctele anterioare.”

Răspuns:S-a procedat la recalcularea contribuţiile tuturor instalaţiilor la plafoanele TNP, precum şi a plafoanelor totale pentru fiecare dintre anii 2016-2020, ţinând cont în special de modificările prezentate anterior.

6. Observaţii (din scrisoarea CE transmisă în data de 29 august 2013)

Răspuns:6.1. Autorităţile române vor comunica Comisiei până la 1 ianuarie 2016 o listă a tuturor instalaţiilor care vor beneficia de o derogare în temeiul Articolul 35 din IED. Astfel de instalaţii vor fi retrase din TNP conform articolului 32 alineatul (1) litera (c) din IED și toate plafoanele TNP vor fi ajustate în consecinţă. 6.2.Cantităţile medii anuale de sulf din combustibili solizi indigeni utilizați pentru instalațiile 19, 20, 21, 22 și 23, au fost indicate în tabelul A1 dar nu au fost folosite pentru calculul contribuțiilor la plafoane TNP, calculul acestora bazându-se pe VLE pentru SO2 .

PARTEA II - Explicaţii pentru justificarea eligibilităţii instalaţiilor de la nr. 23 şi 36Întrebarea CE din data de 29 august 2013“1.3. Pentru instalația de la nr. 23, TNP menţionează că operarea a fost sistată în 1989 şi că (instalaţia) a fost reabilitată în 2007. O autorizaţie pentru această instalaţie reabilitată a fost emisă în 2007. Pe această bază, instalaţia 23 nu este eligibilă pentru includerea în TNP, deoarece nu îndeplineşte criteriile prevăzute la articolul 32 alineatul (1) din IED.”

Întrebarea CE din data de 19 noiembrie 2013“1.1. Conform informaţiilor primite, instalația 23 a avut prima autorizaţie eliberată în 1964, dar a încetat operarea în 1989. Aceasta a fost apoi" reabilitată" şi s-a repus în funcţiune în 2007. Prima autorizaţie integrată a fost acordat în 2007 . Autorităţile române sunt invitate să furnizeze informaţii precise şi detaliate cu privire la motivele pentru care această instalaţie este considerată a fi eligibilă pentru includerea în TNP .1.2. Pentru instalaţia 36, tabelele furnizate pe 24 septembrie 2013 indică faptul că până în 2007 a fost utilizată exclusiv păcură, că instalația a fost închisă în perioada 2008-2010 și s-a redeschis în 2010, folosind doar gaze naturale .Autorităţile române sunt invitate să clarifice situaţia acestei instalaţii, în special în ce măsură autorizaţia emisă în 1973 a continuat să se aplice la instalaţia redeschisă în 2010.”

Răspuns: a) Pentru instalaţia de la nr. 23 din TNP (S.C. TERMOELECTRICA S.E. Paroşeni nr. 2), anul acordării primei autorizaţii de funcţionare coincide cu anul primei puneri în funcţiune a instalaţiei, respectiv 1964.Potrivit prevederilor Anexei VII din Tratatul de Aderare S.C. TERMOELECTRICA S.E. Paroşeni nr. 2 compusă din 1 cazan de abur Benson x 467 MWt + 1 cazan de apă fierbinte x 120 MWt, a fost exceptată de la respectarea prevederilor art. 4 (3) din Directiva 2001/80/CE. Deoarece conform Art. 2 (10) din Directiva 2001/80/CE, pentru a fi considerată existentă o astfel de instalaţie trebuie să fi primit autorizaţia iniţială de construcţie sau, în absenţa unei astfel de proceduri, autorizaţia iniţială de funcţionare înainte de 1 iulie 1987, rezultă că instalaţia, conform. art. 32 din Directiva 2010/75/UE, ar putea fi eligibilă pentru includerea în TNP, fiind din categoria celor cărora “li s-a acordat prima autorizaţie înainte de 27 noiembrie 2002”.

8

Instalaţia de la nr. 23 se compune dintr-un cazan de apă fierbinte (CAF) de 120 MWt şi un cazan de abur (CA) nr.4 de 467 MWt reabilitat în anul 2004 în baza acordului de mediu nr.116/21.12.2000. Acest cazan a fost reabilitat în anii 2004 -2005. Are conectată o turbină care a fost modernizată în anul 2004. Cazanul de abur este dotat cu arzătoare cu formare redusă de oxizi de azot. Modernizările realizate au condus la conformare instalaţiei cu prevederile Directivei 2001/80/CE (LCP) pentru poluanţii oxizi de azot şi pulberi, urmând ca în urma finalizării instalaţiei de desulfurare, instalaţia să fie conformă şi cu valorile limită de emisie impuse de Directiva 2001/80/CE (LCP) pentru dioxid de sulf. Faţă de instalaţia autorizată în 1964 s-au păstrat: coşul de evacuare în atmosferă a gazelor reziduale, sistemul de alimentare cu combustibil solid şi gazos, sistemele de producere apă demineralizată, etc.

b)Pentru instalaţia de la nr. 36 din TNP (S.C. ALUM S.A. Tulcea nr.1), anul acordării primei autorizaţii de funcţionare coincide cu anul primei puneri în funcţiune a instalaţiei, respectiv 1973.Conform unui raţionament similar cu cel aplicat pentru instalaţia de le nr. 23, punctul a) instalaţia ar putea fi eligibilă pentru a fi inclusă în TNP întrucât în Anexa VII, capitolul 9, secţiunea D, punctul 3 (Directiva 2001/80/CE) – Tratatul de Aderare, exceptează această instalaţie de la respectarea prevederilor art. 4 (3) din Directiva 2001/80/CE şi în prezent instalaţia funcţionează folosind drept combustibil atât gazul natural cât şi păcura.

S.C. ALUM S.A. Tulcea nr.1 a utilizat până în luna februarie 2007, combustibil lichid – păcură. În perioada 2007-2010 instalaţia a funcţionat intermitent pentru a permite realizarea lucrărilor de modernizare care au condus la conversia parţială a sistemelor de ardere, de la păcură la gaz natural. Au fost realizate lucrări de montaj a arzătoarelor mixte – combustibil multiplu (gaz natural + păcură) cu NOx redus la cazanele C2AP şi C105, înlocuire conducte, ventilatoare, izolaţii. S-a realizat racordul la conducta de gaz metan şi s-a construit reţeaua proprie de distribuţie. În prezent, instalaţia funcţionează cu gaze naturale şi în cazul întreruperii furnizării sau scăderii presiunii gazelor, instalaţia funcţionează folosind drept combustibil păcura. S.C. ALUM S.A. Tulcea nr.1 este conformă cu prevederile Directivei 2001/80/CE (LCP).

9