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Consideraciones ambientales de la producción de energía eléctrica en España (II/II)

Susana Ortiz

Doctora Ingeniera Industrial por la UPM (promoción de 1986), especialidad de Organización Industrial. Inició su trayectoria profesional en la ETSI Industriales de Madrid hasta febrero del 2001, cuando pasó a formar parte

Este artículo es una continuación del publicado en el número anterior de la revista. En dicho artículo se planteaba cómo todas las opciones tecnológicas presentes en el equipo de generación instalado en España, como en el resto de los países, tienen, de una forma u otra, una incidencia ambiental. Es importante tener en cuenta que la componente ambiental par ticipa también en la planificación energética y, por lo tanto, en el proceso de decisión a la hora de elegir una opción u otra. La cuestión que se plantea en este artículo es cómo se miden y cuantifican los nuevos valores límites de emisión de SO2 impuestos por la normativa comunitaria en el ámbito de las centrales térmicas españolas y los costes que supondrían para el sector eléctrico español el cumplimiento de dicha normativa y su impacto en la capacidad de generación de nuestro país.

del Dpto. de Organización Industrial del ICAI. Su trayectoria de investigación se desarrolla dentro del campo de la economía del sector eléctrico y la estructura financiera de las empresas de este sector.

Comentarios a: [email protected] 18

Cálculo de las emisiones anuales totales correspondientes a las instalaciones incluidas en la burbuja

Para las GIC existentes en funcionamiento en España en el año 2000, se determinan, en una primera parte los Valores Límite de Emisión de SO2, NOx y par tículas, aplicables a cada una de ellas, para posteriormente, en función del caudal promedio de emisión y

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de los VLE de cada instalación, determinar la aportación de cada instalación a la burbujas totales de emisiones de SO2, NOx y partículas del PNRE-GIC. La contribución individual de cada instalación al objetivo de emisiones del PNRE (burbuja por cada contaminante SO2, NOx y par tículas) se determina de la forma siguiente: • Contribución de la instalación a la burbuja (t/año): caudal gases emisión promedio (Nm3/año) x VLE (mg/Nm3) x 1,0x10E-9. Donde: • El caudal de gases de emisión promedio por cada instalación (en Nm3/año) se expresa en condiciones normales de temperatura (273 K), presión (101,3 kPa) y contenido de oxígeno, una vez corregido el contenido de vapor de agua. VLE es el valor límite de emisión (en mg/Nm3) de cada contaminante SO2, NOx y partículas, suponiendo un contenido de oxígeno en los gases de emisión del 6%, en el caso de los combustibles sólidos, y del 3% en el caso de combustibles líquidos y gaseosos. Los VLE se determinan para cada instalación en función de la Parte A de los Anexos III a VII de la Directiva GIC. En los casos en que se aplique un índice de desulfuración, la contribución individual

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de cada instalación al objetivo de emisiones del PNRE (burbuja de SO2) se determina de la forma siguiente: • Contribución de la instalación a la burbuja (t/año): Emisiones de SO2 sin equipo de reducción (t/año) x (1 – (índice de desulfuración, en tanto por uno (%/100))). Cálculo de las emisiones totales objetivo del PNRE

Una vez calculadas las contribuciones individuales de emisiones de SO2, NOx y partículas de las instalaciones, como se indica en este capítulo, ya sea por cálculo de los VLE aplicables con el caudal de gases de emisión correspondiente, o mediante la utilización de un índice de desulfuración, la emisiones totales objetivo nacionales correspondientes del PNRE se determinan como suma de las aportaciones individuales. (Emisiones nacionales objetivo PNRE =∑ (emisiones individuales)). Para los períodos comprendidos desde el 1 de enero de 2016 hasta el 31 de diciembre de 2017 y a par tir del 1 de enero de 2018, no se han realizado los cálculos por estimar que estas instalaciones, cuya vida media promedio actual es de 25 años, necesitarán de un estudio detallado para realizar nuevas inversiones y adecuarlas a los nuevos VLE de NOx, o, en su defecto, determinar el máximo número de horas que podrían funcionar. En las instalaciones que no puedan conseguir los valores límite debido a las características del combustible por su elevado contenido en azufre, se aplicará un índice de desulfuración para determinar la contribución de dichas instalaciones al objetivo de emisiones del PNRE. En el caso español este criterio se ha aplicado a dos instalaciones: las centrales térmicas de Teruel y de As Pontes. Para la Central Térmica de Teruel se ha aplicado un índice de desulfuración del 92%, ya que los trabajos del montaje de la instalación de desulfuración se realizaron en el año 1999. Debido a dicho montaje, hubo una actividad discontinua durante un trimestre, por lo que se ha introducido una corrección en las emisiones del año 1999, para tener en cuenta dicha circunstancia, en el entendimiento de que una parada de una instalación por mejoras tecnológicas no puede penalizar a la misma. En el caso de la Central Térmica de Puentes se ha aplicado un índice de desulfuración del 94% con respecto al combustible utilizado en el período 1996-2000.

Tanto en una central como en la otra, el índice de desulfuración, como figura en el artículo 2.4 de la Directiva GIC, se aplica a la reducción entre las emisiones de SO2 evitadas en la instalación con respecto a las características del combustible a la entrada en las instalaciones que, en el caso de la Central Térmica de Teruel, incluye el lavadero de carbones que dispone dicha central, previo a la introducción del combustible en caldera. Asimismo, se considera que en el índice de desulfuración se incluyen las retenciones de SO2 en cenizas. Las dos últimas columnas de la Tabla 1 incluyen, de forma resumida, las actuaciones que está previsto realizar en las instalaciones para el cumplimiento de los objetivos totales nacionales de emisión de las burbujas de reducción de emisiones de SO2, NOx y partículas de PNRE-GIC. Al indicar las medidas, se señalan las técnicas de reducción empleadas y los porcentajes referidos al año 2001. Estos valores no representan en todos los casos los porcentajes óptimos de reducción posibles para las medidas utilizadas. Tomando como base el año 2001 la capacidad de desulfuración de las instalaciones del sector eléctrico no es en ningún caso inferior al 90%, lo que supone garantizar el cumplimiento por empresa y conjunto global de la burbuja española, incluso con un incremento de demanda superior a la producción real del año 2001. Mejores tecnologías disponibles (MTD)

La eliminación de contaminantes procedentes de los combustibles que se emplean en las grandes instalaciones puede realizarse en la etapa de precombustión, combustión o postcombustión: • Previas a la combustión disminuyendo el azufre de los combustibles • Durante la combustión se hace intervenir una reacción de neutralización a alta temperatura mediante la acción de cal o caliza • Posteriormente a la combustión se produce una neutralización química que se lleva a cabo: – En vía húmeda: se da después de la eliminación del polvo, lo que da lugar a fangos de sulfatos. – En vía semiseca: el lavado anteriormente utilizado es reemplazado en este caso por la fina pulverización de una solución neutralizadora en los gases de combustión; éstos evaporan el agua y dan como resultado un polvo seco. Consideraciones ambientales de la producción de energía eléctrica en España (II/II)

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Tabla 1.Valores límite de emisión y cálculo de burbujas de emisión Tipo de Instalación

combustible

Burbuja de SO2 Burbuja de SO2 de 2008

a partir de

VLE de SO2

VLE de SO2

Objetivo para

Referencias

2008/2015

a partir de

el índice de

VLE SO2

3

3

en %

a 2015 (tpa)

2016 (tpa)

(mg/NM )

Alcudia I-II

Hulla de importación 98,0 Fuel oil 1,9 Gas oil 0,1

2.549

2.549

400

400

Anexo IIIA

Caletillas V-VI

Fuel-BIA 99,9 Diésel 0,1

1.563

1.563

1.700

1.700

Anexo IVA

Compostilla I-II-III

Antracita nacional 98,6 Fuel oil 0,6 Gas oil 0,9

5.199

5.199

400

400

Anexo IIIA

Compostilla IV-V

Antracita nacional 99,5 Fuel oil 0,2 Gas oil 0,3

6.963

6.963

400

400

Anexo IIIA

Foix I

Fuel oil 51,7 Gas natural 48,3

477

477

224

224

Anexo IVA y Anexo

Jinamar IV-V

Fuel oil 99,9 Gas-oil 0,1

2.466

2.466

1.245

1.245

Anexo IVA

Litoral I

Hulla importada 99,5 Gas oil 0,5

4.196

4.196

400

400

Anexo IIIA

Los barrios I

Hulla importada 99,8 Gas oil 0,2

4.631

4.631

400

400

Anexo IIIA

Puentes I-II-III-IV

Lignito pardo local 99,5 Fuel oil 0,4 Gas oil 0,1

19.405

19.405

94

Anexo IIIA Not

Teruel I-II-III

Lignito negro local 97,1 Gas natural 3,1

27.361

27.361

92

Anexo IIIA Not

Anllares

Antracita local 99,1 Fuel oil 0,7 Gas oil 0,3

3.673

3.673

400

400

Anexo IIIA

La robla 1

Antracita local 84,3 Antrac. importada 7,5 Coque 2,7 Fuel oil 5,2 Gas oil 0,2

2.113

2.113

400

400

Anexo IIIA

La robla II

Antracita local 91,8 Antrac. importada 5,4 Coque 0,9 Fuel oil 1,9 Gas oil 0,1

3.452

3.452

400

400

Anexo IIIA

Meirama I

Lignito pardo 76,8 Subbituminoso 9,8 Hulla 12,1 Fuel oil 1,2 Gas oil 0,1

5.541

5.541

400

400

Anexo IIIA

Narcea I

Antracita local 24,0 Antracita impor. 50,1 Coque 0,3 Fuel oil 25,5 Gas oil 0,1

1.725

1.725

1.507

1.507

Anexo IIIA

Narcea II

Antracita local 54,6 Antracita impor. 36,9 Coque 0,1 Fuel oil 8,3 Gas-oil 0,2

2.625

2.625

511

511

Anexo IIIA

Narcea III

Antracita local 83,6 Antracita impor. 14,4 Fuel oil 0,7 Gas oil 0,3

4.760

4.760

400

400

Anexo IIIA

Aboño I

Carbón 84,8 Fuel oil 0,6 Coque 1,3 Gas alto horno 13,3 Gas batería

3.522

3.522

458

458

Anexo IIIA Anexo I

Aboño II

Carbón 78,7 Fuel oil 0,2 Gas alto horno 18,9 Gas batería coque 2,2

6.680

6.680

484

484

Anexo IIIA Anexo I

Soto III

Carbón 99,4 Fuel oil 0,6

2.872

2.872

400

400

Anexo IIIA

Puentenuevo

Hulla nacional Antracita nacional

2.300

2.300

400

400

Anexo IIIA

Puertollano

Hulla nacional

1.535

1.535

400

400

Anexo IIIA

Lada IV

Hulla de Impotación 43,5 Hulla nacional 55,4

2.765

2.765

400

400

Anexo IIIA

Pasajes I

Hulla 99,7 Antracita 0 Fuel oil 0,1 Gas oil 0,2

1.698

1.698

400

400

Anexo IIIA

Velilla I

Antracita nacional 51,3 Hulla nacional 32,6 Hulla de import. 15,6

2.316

2.316

800

800

Art. 5.1

Velilla II

Antracita nacional 56,5 Hulla nacional 26,3 Hulla de import. 16,0

2.836

2.836

400

400

Anexo IIIA

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2016 (mg/Nm ) desulfuración en %

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Tabla 1.Valores límite de emisión y cálculo de burbujas de emisión Periodo de cumplimiento 2008 a 2015 Medidas de aplicación

Reducción de emisiones alcanzadas con las mediadas de aplicación comparadas con las emisiones de 2001 (%)

Técnica y porcentaje

SO2

DGC semiseca, reactivo cal. Optimización de la combustión. Cambio a quemadores de bajo NOx. Captación polvo en DGC semiseca

80

Reducción factor producción. Optimización de combustible Optimización de la combustión, uso gas, y quemadores de bajo NOx

10

DGC húmeda (existente) en G3. Optimización de la combustión. Captación polvo DGC

86

DGC húmeda (nuevas) del 90% para G4 y G5. Optimización de la combustión y cambio a quemadores de bajo NOx optimización combustión 8 a 12%

90

Reducción del factor de producción uso de gas natural

99

Reducción del factor de producción. Optimización de combustible, uso de gas. Optimización de la combustión y cambio a quemadores de bajo NOx

22

Optimización de la combustión DGC húmeda (nueva). Optimización de la combustión. Captación de polvo en proceso de DGC

90-95

Proyecto de transformación de calderas con cambio a combustible de menor % de Azufre. 80-Instalación de quemadores de bajo NOx y mejoras en precipitador Mejora de la DGC existente para adecuación a combustible. Optimización de la combustión 93 y del sistema de molienda. Captación de polvo en proceso de DGC

93

Utilizacion combustibles Mejora precipitadores

55

Utilizacion combustibles Mejora precipitadores

90

Desulfuración de gases, cambios combustión Mejora precipitadores

95

Modificación caldera con cambio combustible de bajo azufre, Cambios combustión, Mejora precipitadores

95

Reducción de producción

90

Utilización combustibles Mejora prcipitadores

75

Utilización combustibles, Cambios combustión Mejora precipitadores

15

Mejora del MIX Quemadores de bajo NOx

11

Desulfuración de los gases de combustión por Vía Húmeda, Quemadores de bajo NOx

83

Desulfuración de los gases de combustión por Vía Húmeda, Quemadores de bajo NOx

83

Desulfuración y rehabilitación Precipitador Electroestático

57

Modificación mix de combustible (en estudio Desulfuración) y Rehabilitación Precipitador Electroestático

65

Reducción horas operación (0-20%). Sistema de control de la combustión (10-20%) Mezcla del carbón nacional con carbón bajo azufre (20-30%)

37

Reducción horas de operación (0-30%). Sistema de control de la combustión (10-20%) Carbón bajo azufre (10-30%).

47

Reducción horas de operación (80-90%). Mezcla del carbón nacional con carbón bajo azufre (20-30%)

93

FGD (85-95% desulfuración y 60-80% reducción partículas). Sistema de control de la combustión (0-20% NOX)

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Tabla 2. Principales procesos de eliminación de gases contaminantes.

Técnicas de eliminación de gases contaminantes

Procesos de

Procesos de

Procesos de

absorción

adsorción

combustión

El efluente gaseoso que contiene el contaminante a eliminar se pone en contacto con un líquido en el que el contaminante se disuelve

Los gases, vapores y líquidos se retienen sobre una superficie sólida como consecuencia de reacciones químicas y/o fuerzas superficiales. Se produce una difusión desde la masa gaseosa hasta la superficie exterior del sólido y de las moléculas del gas dentro de los poros de sólido seguida de la adsorción propiamente dicha de las moléculas el gas en la superficie del sólido

– en vía seca: la reacción de neutralización tiene lugar bajo la forma gas/sólido. Se realiza en un reactor cuyo dimensionamiento debe hacerse cuidadosamente. De una forma general, se exponen los procesos y las mejores tecnologías existentes para la reducción de contaminantes (Tabla 2), las cuales serían necesarias para reducir las actuales emisiones de SO2 procedentes de cada una de las centrales de combustión del sector eléctrico español. El contenido de azufre de los lignitos pardos y negros es alto, lo que provoca la necesidad de quemar mayores cantidades para producir la misma cantidad de energía, lo que conduce a mayores emisiones de contaminantes. El lavado de carbones, especialmente cier tos tipos de lignitos utilizados en España, disminuye su poder calorífico y por lo tanto el rendimiento de la central, pero elimina grandes cantidades de azufre. La gasificación de carbones y otros combustibles y la combustión en lecho fluidizado permiten la eliminación de contaminantes en las etapas iniciales de la combustión. En la Tabla 3 se han seleccionado las mejores tecnologías disponibles que podrían ser aplicables al sistema eléctrico español. Estas tecnologías pueden concretarse en tres sistemas: sistemas con depuradores húmedos, sistemas con depuradores secos y sistemas de inyección absorbente. La documentación utilizada para el análisis de cada una de las tecnologías de depuración ha sido obtenida a partir de un estudio realizado por la consultora belga ERM de las mejores tecnologías aplicables a las Grandes Instalaciones de Combustión. 22

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Transforma los compuestos orgánicos y determinadas sustancias inorgánicas en dióxido de carbono y vapor de agua

Para las nuevas instalaciones, los costes de control de SO2 para plantas con carbón incurren en cerca del 15-20% del coste de electricidad, dependiendo de los límites de la emisión, y de otras condiciones técnicas y económicas. El control de partículas agrega al coste de electricidad en un 3-4% aunque la mayoría de las centrales eléctricas con carbón se equipan con estos dispositivos. Los costes de dispositivos de control de contaminantes en plantas existentes son siempre más altos que al instalarlas en las plantas nuevas. Esto es debido a que las plantas existentes pueden tener restricciones en espacio y el equipo existente puede necesitar ser modificado para la implantación del sistema de control. Se requeriría un análisis detallado de unidad-por-unidad para seleccionar la tecnología más rentable para una central eléctrica con carbón. No obstante en la Tabla 3 se indican las tecnologías que en principio podrían ser más aconsejables y el coste aproximado de capital y operación. Los costes para el control de contaminantes son específicos para cada tipo de central, ya que su funcionamiento puede variar. Dependen de los factores técnicos y financieros tales como el grado de dificultad de modificación de la instalación existente, del tamaño de la unidad, del factor de capacidad, del coste requerido, de la eficacia del sistema y del tipo de interés. Consecuencias de la aplicación de la Directiva al sistema eléctrico español

El Plan Nacional español de Reducción de Emisiones de las grandes instalaciones de combustión existentes (PNRE) viene

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Tabla 3. Principales técnicas de control para SO2 Desulfuración de gases de combustión (FGC) Uso de combustible de bajo contenido en azufre

Puede producir importantes reducciones en emisiones de SO2 La elección del tipo de combustible depende de factores económicos de las GIC.

Técnicas de

Técnicas de captación de partículas

Costes de capital (/Kwe)

Cámara de sedimentación por gravedad Colectores de inercia Ciclones Precipitadores electroestáticos

Gastos de operación (/tonelada eliminada)

Depuradores húmedos

100-185 €

215-485 €

Depuradores secos

77-131 €

231-408 €

Procesos de inyección de absorbente

46-131 €

354-677 €

Dependerá de las

Electrofiltros

circunstancias concretas

Filtros industriales

Sistemas regenerables

Lavadores y absorbedores húmedos

Eliminación conjunta de SO2 y NOX

combustión avanzadas

333 € 146-481€

262-600 €

Separadores húmedos

establecido legalmente en el Real Decreto 430/2004, por el que se ha transpuesto a la legislación española la Directiva 2001/80/CE (Directiva GIC). El PNRE se elaborará, aplicará y cumplirá sin perjuicio de la establecido en la Ley 16/2002 (Ley IPPC), que ha trasladado a la legislación española la Directiva 96/61/CE relativa a la prevención y control integrados de la contaminación (Directiva IPPC). La Directiva IPPC, y la Ley IPPC, establecen que para las instalaciones a las que aplica, para que puedan estar operativas, precisan de un permiso que, en el caso español, de acuerdo con la citada Ley IPPC, se denomina “autorización ambiental integrada” que es otorgada por el órgano competente de la comunidad autónoma donde se encuentre ubicada la instalación. Las instalaciones reguladas figuran en el Anexo I de dichas disposiciones, incluyéndose entre ellas las instalaciones de combustión de potencia térmica o superior a 50 Mw (GIC). Las instalaciones existentes, para seguir en funcionamiento, deberán disponer de la correspondiente autorización ambiental integrada antes del 30 de octubre de 2007. También podrán seguir funcionando, cumpliendo con los requisitos de carácter ambiental exigidos por la normativa sectorial aplicable, aquellas instalaciones para las que en dicha fecha el órgano competente de la comunidad autónoma no haya otorgado dicha autorización ambiental, siempre y cuando hayan presentado la solicitud de autorización integrada antes del 1 de enero de 2007, según se establece en la disposición transitoria primera de la Ley IPPC.

La autorización ambiental integrada debe especificar, entre otros temas, los valores límite de emisión aplicables a la instalación que se determinarán de acuerdo con las características técnicas de la instalación, su implantación geográfica y las características locales del medio ambiente. Por tanto, de acuerdo con la Ley IPPC, las autorizaciones ambientales integradas que se otorguen en su momento a las GIC existentes incluidas en el PNRE deben contener unos valores límite de emisión para los contaminantes SO 2, NO x y par tículas que sean coherentes con lo que establecido en el PNRE. Esto es aplicable tanto a las GIC que tengan compromisos de reducción de emisiones al figurar en las correspondientes “burbujas” como las GIC excluidas por acoger se a la excepción de las 20.000 horas. Aceptado el PNRE, a partir del año 2008, las instalaciones involucradas en el mismo deberán poseer la Autorización Ambiental Integrada derivada de la Ley 16/2002 de IPPC, además de cumplir las exigencias de la Directiva GIC, y bajo el supuesto de no superar los valores límite de emisión del entorno próximo, las CC AA estarán en disposición de otorgar dicha autorización. La inclusión en el PNRE-GIC de cier tas instalaciones, así como las actuaciones que se vayan a realizar en las instalaciones que se incluyan en el mismo, ya sean de tipo tecnológico, de acomodación de número de horas operativas, de cambio de combustibles, etc. vienen condicionadas por el marco global previsto de actuaciones en el sector energético español. En par ticular, para el sector eléctrico se establece la coexistencia de dos tipos de Consideraciones ambientales de la producción de energía eléctrica en España (II/II)

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planificación, la vinculante en lo referente a las infraestructuras de transporte y distribución eléctricas y la indicativa en cuanto a la generación y comercialización. Otros de los pilares básicos de la política energética española, compatible con el medio ambiente, lo constituyen el fomento de las energías renovables y el apoyo a las acciones de ahorro y eficiencia energética. Esta situación supone para el parque eléctrico español un impor tante cambio tanto a nivel tecnológico como económico, ya que tiene que hacer una fuer te inversión de capital en sistemas de desulfuración, cambiar de combustible introduciendo otros con menos contenido de azufre independientemente de las repercusiones en el sector de la minería, especialmente la de lignitos, o limitar las horas de operación de las centrales hasta alcanzar los VLE máximos permitidos. Debido al carácter estratégico del carbón autóctono para la contribución al autoabastecimiento energético y para el desarrollo social de determinadas comarcas españolas, se establecen planes de la minería del carbón en España en los cuales entre otros aspectos, se establecen las medidas, instrumentos y mecanismos necesarios para garantizar la compra por las empresas de generación eléctrica de una cuota de producción de carbón nacional por lo que existe igualmente una relación clara entre estos planes de la minería y el PNRE-GIC.

Conclusiones Para el conjunto nacional de instalaciones existentes la aplicación del PNRE-GIC será de obligado cumplimiento junto con lo establecido para las mismas según la Ley 16/2002 (Ley IPPC). Las correspondientes burbujas de dióxido de azufre entre otros, cuyos VLE aparecen en el PNRE-GIC, no han de superarse por las emisiones anuales de dichas GIC a partir del 1 de enero de 2008. El PNRE-GIC ha sido elaborado considerando los aspectos relacionados con las condiciones de dispersión de los contaminantes y la legislación relativa a estas condiciones, para determinar los emplazamientos donde las tecnologías aplicables suponen la optimización de los beneficios ambientales. Con las reducciones propuestas en el PNRE-GIC y en relación con los contaminantes involucrados en la Directiva de 24

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GIC, se ha pretendido conseguir el objetivo del techo considerando incluso la entrada de nuevas instalaciones necesarias para cubrir la demanda energética prevista a lo largo del período de funcionamiento del PNRE-GIC. Con ello se van a mejorar las condiciones ambientales atmosféricas en el marco de los compromisos internacionales del Convenio de Ginebra sobre Contaminación Transfronteriza y de la Estrategia Comunitaria para Combatir la Acidificación. También se han considerado, en relación con la calidad del aire ambiente, las Directivas de Calidad del Aire, y la Directiva de IPPC (transpuesta a la legislación española en la Ley 16/2002) con la aplicación de la mejores técnicas y tecnologías existentes para adecuar las condiciones ambientales del medio ambiente local. Esta normativa se ha tenido en cuenta desde el punto de vista de los emplazamientos donde deben aplicarse tecnologías para conseguir el objetivo de no superar los límites de emisión, y desde el punto de vista de la selección de la propia tecnología de reducción. De la aplicación del PNRE-GIC se espera conseguir reducciones del 80% de las emisiones de SO2, del 11% de NOx y del 53% de partículas procedentes de las grandes instalaciones de combustión existentes. Varias centrales, si se aplica la normativa comunitaria de forma estricta, tendrán que reducir sus horas de funcionamiento aunque realizarán las inversiones necesarias para reducir sus emisiones de SO2. ¿Será el sector eléctrico español capaz de afrontar las exigencias, no sólo desde lo que supondría de coste para el sector, sino sin dejar de atender el suministro eléctrico? Referencias Directiva 2003/87/CE de 13 de octubre sobre comercio de emisiones. Directiva 2001/80/CE de 23 de octubre sobre limitación de emisiones a la atmósfera de determinados agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión. Libro Verde sobre el comercio de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Unión Europea. COM (2000) 08/03/2000. Medio Ambiente y Electricidad. Consideraciones desde la Ingeniería. Comité de Energía y Recursos Naturales. Diciembre 1999. Monografía nº19. Protocolo de Kyoto. Resolución del Consejo Europeo sobre la aprobación del protocolo de Kyoto, 25 de abril de 2002 (2002/358/CE).