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Plano de Transição Nacional (PTN)

janeiro 2013

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Plano de Transição Nacional, APA, I.P., janeiro 2013

Índice

1. Resumo ........................................................................................................................................ 3

2. Enquadramento ............................................................................................................................ 4

3. Instalações de combustão abrangidas pelo plano de transição nacional ............................................. 5

4. Determinação dos limiares de emissão nacionais ............................................................................. 9

4.1. Pressupostos ........................................................................................................................................... 9

4.2. Calculo dos limiares de emissão em 2016 e 2019, por instalação ........................................................ 10

4.2.1. Metodologia ................................................................................................................................... 10

4.2.2. Valores limite de emissão aplicáveis no cálculo dos limiares de emissão em 2016 ...................... 11

4.2.3. Valores limite de emissão aplicáveis no cálculo dos limiares de emissão em 2019 ...................... 12

4.3. Limiares de emissão nacionais .............................................................................................................. 15

4.3.1. Calculo dos limiares de emissão em 2016 e 2019 .......................................................................... 15

4.3.2. Calculo dos limiares de emissão em 2017, 2018 e 2020 ................................................................ 15

5. Alterações posteriores ao plano de transição nacional ................................................................... 16

6. Verificação de cumprimento ........................................................................................................ 17

7. Comunicação à Comissão ............................................................................................................. 18

8. Medidas de redução para o cumprimento dos limiares de emissão nacionais ................................... 19

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Plano de Transição Nacional aplicável às instalações de combustão

incluídas no capítulo III da Diretiva 2010/75/EU

1. Resumo

A Diretiva 2010/75/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 24 de novembro de 2010 (DEI),

relativa às emissões industriais prevê no seu capítulo III, para as instalações de combustão às quais

tenha sido concedida a primeira licença antes de 27 de novembro de 2002 ou cujos operadores

tenham apresentado um pedido de licença completo antes dessa data, desde que a instalação

tenha entrado em funcionamento até 27 de novembro de 2003, a possibilidade de aplicar um

plano de transição nacional (PTN), durante o período compreendido entre 1 de janeiro de 2016 e

30 de junho de 2020. Neste plano constam as emissões (em massa) de um ou mais dos seguintes

poluentes: óxidos de azoto (NOx), dióxido de enxofre (SO2) e partículas (PTS), sendo que no caso

das turbinas a gás apenas as emissões de NOx podem ser abrangidas pelo plano.

No âmbito do PTN é fixado um limiar nacional, para cada poluente, com base no limiar anual das

emissões de todas as instalações abrangidas pelo plano. Estas instalações podem ficar isentas do

cumprimento dos valores limite de emissão (VLE) a que se refere o n.º 2 do artigo 30.º da DEI para

os poluentes sujeitos ao plano ou, quando aplicáveis, das taxas de dessulfurização a que se refere

o artigo 31.º do mesmo diploma.

A DEI determina ainda que, no mínimo, são mantidos os VLE referentes às emissões de NOx, SO2 e

PTS, fixados na licença ambiental (LA) aplicável a 31 de dezembro de 2015, designadamente nos

termos da Diretiva 2001/80/CE, de 23 de outubro de 2001 e da Diretiva 2008/1/CE, de 15 de

janeiro de 2008.

A 10 de fevereiro de 2012, a Comissão Europeia (CE) adotou a Decisão de Execução n.º

2012/115/UE, que estabelece regras relativas aos PTN referidos na DEI.

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2. Enquadramento

No âmbito do Decreto-Lei nº 178/2003, de 5 de agosto, foi consignada a possibilidade de certas

instalações de combustão com potência térmica nominal igual ou superior a 50 MWth

beneficiarem do Plano Nacional de Redução de Emissões (PNRE) com início a 1 de janeiro de 2008.

Com a publicação da DEI são estipuladas as regras para a abrangência das instalações de

combustão no PTN, para o período entre 1 de janeiro de 2016 e 30 de junho de 2020, revogando

na data da sua entrada em vigor o PNRE.

Para verificar a abrangência deste plano teve-se em conta o estabelecido na Decisão de Execução

n.º 2012/115/UE, as regras para o cálculo cumulativo da potência térmica nominal total, bem

como os seguintes aspetos:

1. O PTN não pode incluir nenhuma instalação de combustão:

o À qual seja aplicável o n.º 1 do artigo 33.º da DEI relativo à derrogação por tempo de

vida limitado;

o Que funcione em refinarias que queimem gases de baixo poder calorífico provenientes

da gaseificação de resíduos de refinaria ou de resíduos da destilação e conversão da

refinação de petróleo bruto para consumo próprio, com ou sem outros combustíveis;

o À qual seja aplicável o artigo 35.º da DEI relativo a instalações de aquecimento locais;

o Que beneficiem do previsto no artigo 6º do Decreto-lei nº 178/2003, relativo à

derrogação da 20000 horas.

2. As instalações de combustão com uma potência térmica nominal total superior a 500 MW

que queimem combustíveis sólidos, às quais a primeira licença tenha sido concedida

depois de 1 de julho de 1987, devem respeitar os VLE de NOx fixados na Parte 1 do anexo V

da DEI.

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Em conformidade com o exposto, a Agência Portuguesa do Ambiente, I.P., conjuntamente com os

operadores das instalações abrangidas, e com a Direcção-Geral de Energia e Geologia (DGEG)

selecionou as instalações a incluir no PTN, para o período entre 1 de janeiro de 2016 e 30 de junho

de 2020, e para as quais foram estabelecidos os objetivos a atingir, bem como definidas as

medidas para a sua consecução.

3. Instalações de combustão abrangidas pelo plano de transição nacional

O universo das instalações abrangidas pelo PTN, em Portugal, compreende 13 unidades

industriais, tal como indicado no quadro A.1 a seguir discriminado.

No entanto, até 1 de janeiro de 2014, poderão existir alterações ao universo previsto tendo em

conta que os operadores dispõem, até essa data, da possibilidade de notificar a autoridade

competente da sua intenção de adotar a derrogação relativa ao período de funcionamento,

prevista no artigo 33.º da DEI.

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Quadro A.1. - Instalações incluídas no plano de transição nacional

A B C D E F G H

Número

Nome da instalação

Localização da

instalação

Data apresentação primeiro pedido licenciamento da instalação e data que a instalação

entrou pela 1ª vez em funcionamento

OU Data do primeiro

licenciamento da instalação

Qualquer aumento de, pelo menos, 50 MW da potência

térmica nominal total da instalação de combustão que

tenha ocorrido entre 27 novembro 2002 e 31 dezembro

2010 (indicar a ampliação de capacidade em MW)

Potência térmica nominal em 31-

12-2010 (MW)

Número anual de horas de

funcionamento (média no

período 2001-2010)

Poluente ou poluentes (SO2,

NOx, PTS) relativamente aos quais a instalação NÃO é abrangida

pelo plano de transição nacional

1 Cogeração

Energética de Pasta - Cacia

Cacia-Aveiro Portugal

- 24-10-1989 - 99 8047 -

2a

Cogeração Energética de Pasta - Lavos

(caldeira a biomassa) Lavos-

Figueira Foz Portugal

- 14-08-1989 - 89 8022 -

2b

Cogeração

Energética de Pasta - Lavos

(caldeira a fuelóelo)

- 26-08-1991 - 89 1837 -

3

Cogeração Energética de

Pasta - Setúbal (caldeira a biomassa)

Setúbal Portugal

- 02-09-1989 - 134 7633 -

4 Repsol ACE Sines

Portugal - 1984 - 432 8211 -

5 Central

Termelétrica do Pego

Pego-Abrantes Portugal

- 30-11-1993 - 1632 7286 -

7


6a

Central de Cogeração SOPORGEN (Turbina1 + Caldeira1) Lavos-

Figueira Foz Portugal

- 13-10-2000 - 81 7739 SO2, PTS

6b

Central de Cogeração SOPORGEN (Turbina2 + Caldeira2)

- 13-10-2000 - 81 8152 SO2, PTS

7a

Central Termelétrica

Sines (Caldeira 1 + Caldeira 2)

Sines

Portugal

- 1985 - 1540 8114 -

7b

Central Termelétrica

Sines (Caldeira 3 + Caldeira 4)

- 1987 - 1540 8200 -

8a

Central CC Tapada do

Outeiro (Turbina1)

Medas-Gondomar

Portugal

- 29-03-1999 - 605 6105 SO2, PTS

8b


Outeiro (Turbina2)

- 17-08-1999 - 605 6208 SO2, PTS

8c


Outeiro (Turbina3)

- 23-04-1999 - 605 6435 SO2, PTS

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Quadro A.1. - Instalações incluídas no plano de transição nacional (Continuação)

A I J K L M

Número

Indicar se a

instalação é turbina a

gás ou motor a

gás

Quantidade anual de combustível utilizada (média no período 2001-2010) (TJ/ano)

Caudal anual médio de

gases residuais

(média no período 2001-

2010) (Nm3/ano)

Quantidade anual enxofre (S) presente nos

combustíveis sólidos produzidos no país

utilizados na instalação de combustão (média período 2001-2010)

(tpa)

Fator(es) conversão utilizado(s), caso o

caudal gases residuais tenha sido calculado a partir das quantidades

de combustível utilizadas (por tipo de combustível)(Nm3/GJ)

hulha linhite biomassa outros

combustíveis sólidos

combustíveis líquidos

combustíveis gasosos

- -

1 - - - 1060 - 472 12 1626000000 - -

2a - - - 1004 - 202 - 951904826 - -

2b - - - - - 258 - 131656233 - -

3 - - - 1886 - 99 - 1164000000 - -

4 - - - - - 3768 2154 2341000000 - -

5 - - - - 36159 4001 - 16040000000 - -

6a Sim - - - - - 2036 1774402242 - -

6b Sim - - - - - 2151 1937582638 - -

7a - - - - 40407 - - 15547923171 - -

7b - - - - 40765 - - 16149605427 - -

8a Sim - - - - - 11950578 9814419932 - -

8b Sim - - - - - 12377936 10151124632 - -

8c Sim - - - - - 12653426 10394450792 - -.

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4. Determinação dos limiares de emissão nacionais

4.1. Pressupostos

Tendo por base o universo de instalações e as suas caraterísticas de funcionamento, importa

agora, especificar a forma de aplicação de alguns conceitos generalistas que foram utilizados no

âmbito dos cálculos para os limiares de emissão nacionais.

Instalação de combustão - regras de cálculo cumulativo

Para o conceito de instalação de combustão, e em conformidade com o artigo 29.º da DEI,

considera-se que, caso os efluentes gasosos resultantes de duas ou mais instalações de combustão

separadas, com potência superior a 15 MWth, forem expelidos por uma chaminé comum, o

complexo formado por essas instalações é considerado como uma só instalação de combustão

com uma capacidade igual à soma das capacidades das diferentes instalações envolvidas. Nesta

definição encontram-se abrangidas as instalações da Central Termelétrica do Pego e da Repsol,

ACE.

Funcionamento normal

No âmbito do presente plano, entende-se como funcionamento normal, a condição que abrange

todos os períodos de funcionamento de uma instalação, à exceção das operações de arranque,

paragem e de manutenção do respetivo equipamento, em consonância com a Decisão da

Comissão n.º 2012/249/UE de 7 de maio de 2012, relativa à determinação dos períodos de

arranque e paragem.

Instalações “Multifuel”- condição particular de exceção

Para efeitos do cálculo dos limiares de emissão individuais importa clarificar que as instalações

que recorrem a combustíveis auxiliares para as operações de arranque e paragem não são

consideradas como “instalações multifuel”.

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4.2. Calculo dos limiares de emissão em 2016 e 2019, por instalação

4.2.1. Metodologia

No caso geral, o cálculo das contribuições de cada instalação para os limiares de emissão em 2016

e 2019 é baseado nos requisitos definidos na Decisão de Execução da Comissão n.º 2012/115/UE,

e expresso em toneladas por ano (tpa), por meio da seguinte equação:

Contribuição para o limiar (tpa) = Caudal de gases residuais (Nm3 pa) × VLE (mg/Nm3) × 1,0 × 10-9

em que:

Caudal de gases residuais é o caudal volúmico de gases residuais expresso em metros cúbicos por

ano (Nm3pa), em média calculada para o período 2001-2010. É expresso à temperatura (273 K) e

pressão (101,3 kPa) normais, considerando o teor de oxigénio de referência pertinente (o mesmo

utilizado para o valor limite de emissão, VLE) e após correção em função do teor de vapor de água;

VLE é o valor limite de emissão aplicável ao poluente em causa, correspondente à potência

térmica nominal total da instalação de combustão no seu todo, expresso em mg/Nm3,

considerando um teor volúmico de oxigénio nos gases residuais de 6 %, no caso dos combustíveis

sólidos, 3 %, no caso dos combustíveis líquidos e gasosos (em instalações de combustão que não

sejam turbinas a gás nem motores a gás), e 15 %, no caso das turbinas a gás e dos motores a gás.

No caso específico de instalações de combustão que queimam diversos tipos de combustível

(simultaneamente ou não), no período 2001-2010, e/ou são constituídas por diversos tipos de

instalação é necessário aplicar diversos VLE e/ou diversas condições de referência no cálculo da

contribuição dessas instalações de combustão para os limiares de emissão. Assim, nestes casos o

calculo a efetuar é o seguinte:

Contribuição para o limiar (tpa) = Σ [Caudal de gases residuais (Nm3pa) × VLE (mg/Nm3) × 1,0 × 10–9]

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Esta equação pressupõe que, para cada tipo de combustível utilizado no período 2001-2010, se

multiplique o volume médio anual de gases residuais (Nm3/ano) pelo VLE aplicável, adicionando-

se a seguir os resultados das multiplicações correspondentes a todos os tipos de combustíveis

utilizados.

É necessário que, para cada tipo de combustível, o volume de gases residuais e o VLE

multiplicados entre si sejam expressos ao mesmo teor de referência de oxigénio.

Procede-se do mesmo modo no caso das instalações de combustão que, no período 2001-2010,

tendo em conta o artigo 29.º da DEI, tenham consistido numa combinação de diversos tipos de

instalação.

Nos pontos 4.2.2. e 4.2.3. apresentam-se os pressupostos utilizados na determinação dos VLE

aplicáveis no cálculo dos limiares de emissão em 2016 e 2019.

4.2.2. Valores limite de emissão aplicáveis no cálculo dos limiares de emissão em 2016

De acordo com o n.º 3 do artigo 32.º da DEI, o(s) limiar(es) de emissão para 2016 são calculados

com base nos VLE relevantes definidos nos anexos III a VII da Diretiva 2001/80/CE, aplicáveis a 1

de janeiro de 2016 nos termos da Diretiva 2001/80/CE, tendo em conta as disposições seguintes:

Os VLE determinam-se com base na potência térmica nominal total da instalação de

combustão no seu todo, à data de 31 de dezembro de 2010, e na média calculada para o

período 2001-2010 do consumo do(s) no(s) tipo(s) de combustível utilizado(s) e das horas

anuais de funcionamento;

O VLE aplicável aos óxidos de azoto no caso das turbinas a gás abrangidas pelo PTN é o

fixado no anexo VI, parte B, da Diretiva 2001/80/CE;

No caso das instalações de combustão que utilizaram diversos tipos de combustível no

período 2001-2010, devem indicar-se os VLE aplicáveis a cada tipo combustível.

Para o cálculo dos limiares de emissão das instalações atualmente incluídas no PNRE aplicam-se-

lhes os mesmos pressupostos.

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4.2.3. Valores limite de emissão aplicáveis no cálculo dos limiares de emissão em 2019

De acordo com o n.º 3 do artigo 32.º da DEI, os limiares de emissão para 2019 são calculados com

base nos VLE relevantes fixados na parte 1 do anexo V, da mesma diretiva aplicáveis a 1 de janeiro

de 2019 nos termos da DEI.

Os VLE são determinados com base na potência térmica nominal total da instalação de combustão

no seu todo, à data de 31 de dezembro de 2010, e na média calculada para o período 2001-2010

do consumo do(s) no(s) tipo(s) de combustível utilizado(s) e das horas anuais de funcionamento.

No caso das instalações de combustão que utilizaram diversos tipos de combustível no período

2001-2010, devem indicar-se os VLE aplicáveis a cada combustível.

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Quadro B.1. - Limiares de emissão para 2016

A B C D E F G H I J K

Número Nome

Teor de oxigénio

de referência

(%)

VLE aplicável

ao SO2 (mg/Nm

3)

Taxa de dessulfuração

pertinente (se aplicável)

Contribuição da instalação para o limiar

de SO2 em 2016 (tpa)

VLE aplicável ao NOx

(mg/Nm3)

Contribuição da instalação para o limiar de NOx em 2016 (tpa)

VLE aplicável

às PTS (mg/Nm

3)


de PTS em 2016 (tpa)

Obs

1 Cogeração Energética de Pasta - Cacia 6 160 - 260 400 650 100 163

2a Cogeração Energética Pasta - Lavos (caldeira biomassa)

6 2000 - 1904 600 571 100 95

2b Cogeração Energética Pasta - Lavos (caldeira fuelóleo) 3 1700 - 224 450 59 50 7

3 Cogeração Energética Pasta - Setúbal (caldeira a biomassa)

6 160 - 186 400 466 95 111

4 Repsol ACE 3 250 - 585 395 926 34 79

5 Central Termeléctrica do Pego 6 200 - 3208 200 3208 20 321

6a Central Cogeração SOPORGEN (Turbina1 + Caldeira1) 15

- - - 90 160 - -

6b Central Cogeração SOPORGEN (Turbina2 + Caldeira2)

- - - 90 174 - -

7a Central Termeléctrica Sines (Caldeira 1 + Caldeira 2) 6 6

200 - 3110 200 3110 20 311

7b Central Termeléctrica Sines (Caldeira 3 + Caldeira 4) 200 - 3230 200 3230 20 323

8a Central CC Tapada do Outeiro (Turbina1)

15

- - - 90 883 - -

8b Central CC Tapada do Outeiro (Turbina2) - - - 90 914 - -

8c Central CC Tapada do Outeiro (Turbina3) - - - 90 936 - -

SOMA LIMIAR

TOTAL DE SO2

LIMIAR TOTAL DE

NOx

LIMIAR TOTAL DE PTS

12707 15286 1408

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Quadro B.2. - Limiares de emissão para 2019

A B C D E F G H I J K

Número Nome

Teor de oxigénio

de referência

(%)

VLE aplicável

ao SO2 (mg/Nm

3)

Taxa de dessulfuração

pertinente (se aplicável)

Contribuição da instalação para o limiar de SO2 em 2019 (tpa)

VLE aplicável ao NOx

(mg/Nm3)

Contribuição da instalação para o limiar de NOx em 2019 (tpa)

VLE aplicável

às PTS (mg/Nm

3)


de PTS em 2019 (tpa)

Obs

1 Cogeração Energética de Pasta - Cacia 6 160 - 260 300 488 30 49

2a Cogeração Energética Pasta - Lavos (caldeira a biomassa)

6 200 - 190 300 286 30 29

2b Cogeração Energética Pasta - Lavos (caldeira a fuelóleo) 3 350 - 46 450 59 30 4

3 Cogeração Energética Pasta - Setúbal (caldeira a biomassa)

6 160 - 186 250 291 20 23

4 Repsol ACE 3 140 - 328 205 479 15 34

5 Central Termeléctrica do Pego 6 200 - 3208 200 3208 20 321

6a Central Cogeração SOPORGEN (Turbina1 + Caldeira1) 15

- - - 75 133 - -

6b Central Cogeração SOPORGEN (Turbina2 + Caldeira2)

- - - 75 145 - -

7a Central Termeléctrica de Sines (Caldeira 1 + Caldeira 2) 6 200 - 3110 200 3110 20 311

7b Central Termeléctrica de Sines (Caldeira 3 + Caldeira 4) 6 200 - 3230 200 3230 20 323

8a Central CC Tapada do Outeiro (Turbina1)

15

- - - 75 736 - -

8b Central CC Tapada do Outeiro (Turbina2) - - - 75 761 - -

8c Central CC Tapada do Outeiro (Turbina3) - - - 75 780 - -

LIMIAR

TOTAL DE SO2

LIMIAR TOTAL DE

NOx

LIMIAR TOTAL DE PTS

SOMA 10558 13705 1093

15


4.3. Limiares de emissão nacionais

4.3.1. Calculo dos limiares de emissão em 2016 e 2019

Os limiares de emissão totais por poluente em 2016 e 2019, são determinados somando a

contribuição de cada instalação para o limiar de emissão correspondente ao respetivo ano:

limiar em 2016 (tpa) = Σ [contribuição de cada instalação para o limiar em 2016]

limiar em 2019 (tpa) = Σ [contribuição de cada instalação para o limiar em 2019]

4.3.2. Calculo dos limiares de emissão em 2017, 2018 e 2020

Os limiares em 2017 calculam-se pela seguinte equação:

limiar em2017 = limiar em2016 - (limiar em2016 - limiar em2019)/ 3

Os limiares em 2018 calculam-se pela seguinte equação:

limiar em2018 = limiar em2016 - 2 *(limiar em2016 - limiar em2019)/3

Os limiares no primeiro semestre de 2020 correspondem a metade dos limiares em 2019:

limiar em 2020 = limiar em 2019/2

Os limiares de emissão totais, por poluente, em 2016, 2017, 2018, 2019 e 1º semestre de 2020 são

os seguintes:

Quadro B.3. - Limiares de emissão nacionais (toneladas por ano)

2016 2017 2018 2019 2020

(1 de janeiro a 30 de junho)

SO2 12707 11990 11274 10558 5279

NOx 15286 14759 14232 13705 6853

PTS 1408 1303 1198 1093 547

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5. Alterações posteriores ao plano de transição nacional

A aprovação do PTN pela CE é efetuada no máximo 12 meses após a sua submissão pelo Estado

Membro. Após esta aprovação quaisquer alterações que ocorram ao nível das instalações de

combustão que possam ter incidências nos limiares de emissão aplicáveis, deverão ser

comunicadas à APA, nomeadamente:

a) A opção por parte de uma instalação de combustão, até 1 de janeiro de 2014, pela

derrogação por tempo de vida limitado em conformidade com o artigo 33.º da DEI;

b) Encerramento de uma instalação de combustão incluída no PTN ou redução da potência

térmica nominal total para menos de 50 MW;

c) Qualquer situação em que uma instalação de combustão comece a coincinerar resíduos

após 31 de dezembro de 2015 e que, em consequência, fique abrangida pelo capítulo IV

da DEI relativo à incineração e co-incineração de resíduos, o que a excluiria do PTN.

As alterações referidas em b) e c) devem ser notificadas, pelo respetivo operador, seis meses

antes da sua concretização, por forma a proceder-se à redução do limiar de emissão nacional na

proporção da contribuição afeta à instalação excluída.

Para os efeitos do n.º 6 do artigo 32.º da DEI, não será obrigatório comunicar à Comissão as

seguintes alterações, dado não afetarem o limiar ou limiares de emissão aplicáveis:

a) Redução ou aumento da potência térmica nominal total após 31 de dezembro de 2010

(exceto no caso de resultar uma potência total inferior a 50 MW);

b) Redução ou aumento do número de horas anuais de funcionamento após 2010;

c) Alterações ao nível da utilização de combustível (tipo, quantidade) verificadas após 2010

(exceto a reconversão para a queima de resíduos, que qualificaria a instalação como

instalação de coincineração de resíduos abrangida pelo capítulo IV da DEI e a excluiria do

PTN).

Não obstante não ser necessário reportar esta informação à CE ela deve ser submetida à APA no

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âmbito das obrigações de reporte do autocontrolo de emissões de poluentes atmosféricos, bem

como as alterações que afetem o nome da instalação (p.e., devidas a mudança de operador).

6. Verificação de cumprimento

Compete à APA, I.P. a verificação da conformidade das emissões de NOx, SO2 e PTS das várias

instalações de combustão abrangidas pelo PTN, com os respetivos limiares de emissão bem como

à análise dos relatórios de autocontrolo das emissões de poluentes atmosféricos.

Neste sentido, com início a 1 de janeiro de 2016, tendo em conta as regras de cálculo cumulativo

definidas no artigo 29.º da DEI e por forma a permitir a verificação do cumprimento dos limiares

de emissão individuais e nacionais, os operadores das instalações incluídas no PTN deverão

determinar as emissões de SO2, NOx e PTS e reportar trimestralmente à APA, I.P., conjuntamente

com o envio do autocontrolo, por instalação e descriminada por mês, em conformidade com os

requisitos de reporte definidos pela APA, a seguinte informação:

As emissões anuais totais (toneladas/ano) de SO2, de NOx e de PTS;

O número de horas de funcionamento da instalação de combustão;

A quantidade total de consumo de energia, relacionada com o valor calorífico líquido

(TJ/ano), discriminada segundo as seguintes categorias de combustíveis: carvão, lenhite,

biomassa, turfa, outros combustíveis sólidos (indicar o tipo), combustíveis líquidos, gás

natural, outros gases (especificar o tipo).

Assim, a APA, I.P., deverá proceder à verificação dos valores reportados e acumulados nos 4

trimestres, pelos operadores, relativamente às emissões totais anuais de SO2, NOx e PTS das

instalações incluídas no PTN e efetuar a sua comparação com os objetivos definidos.

Acresce ainda que todas as instalações incluídas neste PTN, têm licença ambiental, emitida no

âmbito do diploma relativo à prevenção e controlo integrados da poluição, onde são estipulados

todas as obrigações do operador nos vários domínios de ambiente e verificáveis pelo organismo

responsável pela fiscalização e inspeção do ambiente.

18


7. Comunicação à Comissão

De forma a dar cumprimento às regras de execução estabelecidas pela Decisão de Execução da

Comissão n.º 2012/115/UE, de 10 de fevereiro de 2012, a APA, I.P. comunicará anualmente à CE,

no prazo de 12 meses, para cada uma das instalações de combustão abrangidas pelo plano, os

dados especificados no n.º 3 do artigo 72.º a DEI.

Por outro lado, a APA, I.P., anualmente a partir de 1 de janeiro 2016, elaborará um inventário das

emissões de SO2, NOx e PTS e do consumo de energia de todas as instalações de combustão

incluídas no PTN, contendo a seguinte informação:

As emissões anuais totais (toneladas/ano) de SO2, de NOx e de PTS;

A quantidade total anual de consumo de energia, relacionada com o valor calorífico líquido

(TJ/ano), discriminada segundo as seguintes categorias de combustíveis: carvão, lenhite,

biomassa, turfa, outros combustíveis sólidos (indicar o tipo), combustíveis líquidos, gás

natural, outros gases (especificar o tipo).

De três em três anos, no prazo de 12 meses a contar do fim do período dos três anos em causa, é

comunicado à Comissão um resumo dos inventários. Os dados anuais por instalação contidos

nesses inventários são facultados à CE, a pedido desta.

19


8. Medidas de redução para o cumprimento dos limiares de emissão nacionais

Para efeitos do n.º 4 do artigo 32.º da DEI, são definidas as medidas previstas para cada uma das

instalações para assegurar o cumprimento atempado dos VLE que serão aplicáveis a partir de 1 de

julho de 2020. No Quadro D apresentam-se as metas de redução das emissões de SO2, de NOx e de

PTS entre 2016 e 2020.

Quadro D - Objetivo de redução das emissões nacionais entre 2016 e 2020 (tpa)

Período de cumprimento

Emissões nacionais (tpa)

SO2 NOx PTS

2016 12707 15286 1408

2017 11990 14759 1303

2018 11274 14232 1198

2019 10558 13705 1093

Objetivo de redução nacional entre 2016 e 2017 (tpa) 717 527 105

Objetivo de redução nacional entre 2016 e 2017 (%) 6 4 7







Cada uma das instalações de combustão abrangidas pelo PTN terá que implementar as medidas

consideradas necessárias para garantir que, o mais tardar a 1 de julho de 2020, cumprirão os VLE

aplicáveis, estabelecidos no Anexo V da DEI.

20


Face à atual instabilidade económica nacional e europeia, e não sendo possível ter previsões

fiáveis dos futuros regimes de funcionamento das instalações em causa, em particular as do setor

elétrico, optou-se por proceder à identificação das medidas possíveis, sem quantificar a redução

de emissão a elas inerente. Assim, com base na informação disponibilizada pelos operadores,

perspetiva-se desenvolver as ações/medidas que constam do Quadro E e que permitirão às

instalações de combustão incluídas no PTN atingir os limiares de emissão entre 2016 e 2020 e,

consequentemente os VLE estabelecidos no Anexo V da DEI a partir de 1 de julho de 2020.

Quadro E - Medidas de redução das emissões entre 2016 e 2020 (tpa)

Instalação de combustão Medidas a aplicar até 2020

1

Implementação de medidas de melhoria da eficiência dos equipamentos fim

de linha instalados, nomeadamente através do reforço da capacidade de

tratamento externo dos gases de exaustão por otimização do electrofiltro

existente e/ou reforço do nº de campos. Em última análise, terá de ser

providenciada a instalação dum novo precipitador.

2a

Melhoria do sistema de transporte e distribuição de casca na caldeira de

biomassa: construção de silo de casca; Melhoria da eficiência dos

equipamentos fim de linha instalados para tratamento dos gases de

exaustão: Otimização do electrofiltro e/ou reforço do n.º de campos.

2b

Serão aplicadas as medidas necessárias ao cumprimento dos VLE aplicáveis,

através de estudos de custo eficácia (BREF ECM) tendo em conta as

características técnicas da caldeira, potencial de redução da carga poluente e

tipo de combustível disponível no mercado. (A caldeira funciona apenas em

pequenos períodos, sendo o único combustível utilizado o fuelóleo industrial

de baixo teor de enxofre (< 1%), adquirido no mercado).

3

Otimização do controlo das condições de combustão para redução e

estabilização das emissões atmosféricas, nomeadamente de NOx (na

sequência do projeto de reformulação tecnológica da caldeira implementado

em Outubro e Novembro de 2012); Melhoria da eficiência dos equipamentos

21


de fim-de-linha instalados para redução das emissões de Partículas (possíveis

ações: otimização do electrofiltro existente, reforço do n.º de campos,

instalação de ciclone a montante do electrofiltro).

4

Estudos de avaliação custo vs. benefício de equipamentos integrados ou de

fim de linha; Estudo de viabilidade de condições físicas para implantação de

novos equipamentos; Estudos de optimização de condições processuais.

5

Considera-se que não venham a ser necessárias medidas na medida em que

atualmente esta instalação já consegue níveis de emissão que satisfazem

essas condições.

6a e 6b


atualmente estas instalações já conseguem níveis de emissão que satisfazem

essas condições.

7a e 7b


atualmente estas instalações já conseguem níveis de emissão que satisfazem

essas condições.

8a, 8b e 8c

Otimização de emissões em toda a gama de condições ambientais e cargas;

Instalação de controlador inteligente com compensação integral de

condições ambientais e perda de carga nos filtros; Estudo de viabilidade de

melhoria de estabilidade de combustão e consequente redução de emissões.

Inclui redução de ar de arrefecimento da camara de combustão e

queimadores; Potencial de redução de emissões de NOx por injeção de

água/vapor na aspiração da turbina ou camara de combustão; Viabilidade de

instalação de desnitrificação (SCR).

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