Aspekty formalno-prawne i ekonomiczne rozproszonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (J. Paska) 1. Regulacje prawne

Transkrypt

1 . Regulacje prawne Regulacje UE Directive 009/8/EC of the European Parliament and of the Council of 3 April 009 on the promotion of electricity produced from renewable energy sources and amending and subsequently repealing Directives 00/77/EC and 003/30/EC. Official Journal of the European Union, L 40/ Directive 009/7/EC of the European Parliament and of the Council of 3 July 009 concerning common rules of internal market in electricity and repealing Directive 003/54/EC. Official Journal of the European Union, L / Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady nr 006/3/WE z dnia 5 kwietnia 006 r. w sprawie poprawy efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych Dz. U. WE L 4 z Directive 004/8/EC of the European Parliament and of the Council of February 004 on the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal energy market and amending Directive 9/4/EEC. Official Journal of the European Union. L 5/ Commission Decision of December 006 establishing harmonized efficiency reference values for separate production of electricity and heat in application of Directive 004/8/EC of the European Parliament and of the Council. Official Journal of the European Union. L 3/ European Commission: Green Paper Towards a European strategy for the security of energy supply. Brussels 00. Communication of the European Commission: Green Paper A European strategy for sustainable, competitive and secure energy COM (006) 05. Communication from the Commission to the European parliament, the council, the European economic and social committee and the committee of the regions by 00 Europe's climate change opportunity COM (008) 3 final, COM (008) 6 final, COM (008) 7 final, COM (008) 8 final, COM (008) 9 final. Regulacje krajowe Prawo energetyczne. Ustawa z dnia 0 kwietnia 997 z późniejszymi zmianami. Ustawa z dnia 5 kwietnia 0 r. o efektywności energetycznej. Dz. U. nr 94 poz. 55. Polityka energetyczna Polski do 030 r. z listopada 009 r. Ustawa z dnia 6 lipca 00 r. o ratyfikacji Protokołu z Kioto do Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu. Dz. U. 00 nr 44 poz. 07. Strategia rozwoju energetyki odnawialnej. Sejm Rzeczypospolitej Polskiej. Dokument Sejmowy nr 5 z 000 r. Krajowy Plan Działań w Zakresie Energii ze Źródeł Odnawialnych. Ministerstwo Gospodarki. Warszawa 00 r. Raport określający cele w zakresie udziału energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii znajdujących się na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, w krajowym zużyciu energii elektrycznej na lata Minister Gospodarki, Warszawa, 0 r. Polityka ekologiczna państwa w latach z perspektywą do roku 06. Ministerstwo Środowiska. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 8 października 0 w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii. Dz. U. z 0 r., poz. 9. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 6 lipca 0 w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczenia opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji. Dz. U. Nr 76, poz. 05. Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 6 listopada 008 r. w sprawie metodologii obliczania charakterystyki energetycznej budynku i lokalu mieszkalnego lub części budynku stanowiącej samodzielną całość technicznoużytkową oraz sposobu sporządzania i wzorów świadectw ich charakterystyki energetycznej. Dz. U., 008, nr 0, poz. 39. Tablica. Analiza porównawcza wybranych unijnych i polskich regulacji prawnych Cel Dyrektywy UE Polska Określenie celów i sposobów rozwoju OZE Dyrektywa Polityka energetyczna Polski, Strategia Rozwoju Energetyki 009/8/EC Odnawialnej Stworzenie ogólnych zasad funkcjonowania Dyrektywa rynku energii elektrycznej 009/79/EC Ustawa Prawo Energetyczne Wspieranie rozwoju OZE Dyrektywa 009/8/EC Ustawa Prawo Energetyczne, Rozporządzenie OZE Wspieranie rozwoju kogeneracji Dyrektywa 004/8/EC Ustawa Prawo Energetyczne, Rozporządzenie kogeneracyjne Racjonalne zużycie energii Dyrektywa 006/3/EC Ustawa o efektywności energetycznej Ustawa o wspieraniu przedsięwzięć termomodernizacyjnych, rozporządzenie dot. charakterystyki energetycznej budynku

2 [%] Rys.. Obecny (005 r.) i zakładany (00 r.) udział 0 energii z OZE w finalnym zużyciu energii w krajach 0 UE, wg dyrektywy 009/8/EC 0 Austria Belgia Bulgaria Dania Finlandia Francja Niemcy Grecja Holandia Hiszpania Irlandia Wlochy Luksemburg Portugalia Szwecja Kraje UE Wlk. Brytania Czechy POLSKA Estonia Cypr 005 r. 00 r. Litwa Malta Rumunia Slowacja Slowenia Wegry "Obowiązek" OZE % , 3,6 4,8 6 7, z z , 3,6 5, 7 8,7 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 z ,7 0,4 0,4 0,4 0,9,4,9,4,9 z , z z z z Lata 5, 0,6,3 3, 0 9 6,5 5 0,7,9 3, 3,3 3,5 5 0,8 0,6 0,9,,3,5,8,3 0 0, Lata Duża kogeneracja Mała kogeneracja Kogeneracja metanowa Rys.. Wysokość obowiązkowego udziału energii elektrycznej z OZE i ze źródeł skojarzonych (wysokosprawna kogeneracja) w rocznej sprzedaży wg rozporządzeń Ministra Gospodarki. System wsparcia i promocji źródeł odnawialnych Aktualnie system wsparcia koncesjonowanych/zarejestrowanych źródeł rozproszonych, tzn. źródeł odnawialnych (OZE) i produkujących energię elektryczną w kogeneracji (CHP) oraz wytwórców biogazu rolniczego (BIO), został oparty o następujące obowiązki (rys. 3):. a) zakupu świadectw pochodzenia (w tym biogazowych) lub b) uiszczenia opłaty zastępczej,. zakupu energii elektrycznej (dotyczy tylko OZE), 3. przesyłu i odbioru energii elektrycznej oraz odbioru biogazu rolniczego z instalacji przyłączonych bezpośrednio do sieci danego operatora (parametry określone w rozporządzeniu). Wytwórca OZE Energia Aplikacje Wydanie świadectw Obowiązek Sprzedawca z urzędu (OSP/OSD) Pomiary i potwierdzenie danych Raportowanie Rys. 3. Realizacja wsparcia koncesjonowanych źródeł rozproszonych: URE Urząd Regulacji Energetyki, TGE Towarowa Giełda Energii, OSP operator elektroenergetycznego systemu przesyłowego, OSD - operator elektroenergetycznego systemu dystrybucyjnego, OSDg operator systemu dystrybucji gazu, PE przedsiębiorstwo energetyczne, DM dom maklerski, TDM towarowy dom maklerski Obowiązek Sprzedawcy energii do odbiorcy końcowego Umorzenie Kontrola realizacji celu Urząd Regulacji Energetyki Rys. 4. Realizacja wsparcia energii elektrycznej z OZE: obowiązek wprowadzenia do sieci i świadectwa pochodzenia

3 Spoglądając na problematykę wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w OZE z punktu widzenia podmiotów zobowiązanych, w pewnym uproszczeniu można wyróżnić obowiązki: uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia (ŚP) albo uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej (fizycznej) wytwarzanej w OZE, zapewnienia pierwszeństwa w świadczeniu usług przesyłania lub dystrybucji, pokrycia części kosztów opłaty przyłączeniowej, potwierdzenia danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w OŹE. Podstawowe założenia mechanizmu zbywalnych świadectw pochodzenia: Wszystkie OZE posiadają koncesje OZE generuje dwa produkty: energię i świadectwa pochodzenia Świadectwa pochodzenia są wystawiane przez Prezesa URE Obowiązek () zakupu całej produkcji energii w OZE przez sprzedawcę z urzędu po cenach rynkowych (średnia cena energii na rynku konkurencyjnym) Obowiązek () posiadania świadectw pochodzenia spoczywa na podmiotach (wytwórcach i przedsiębiorstwach obrotu) sprzedających energię elektryczną odbiorcom końcowym Obrót prawami majątkowymi wynikającymi ze świadectw pochodzenia odbywa się na rynku giełdowym (TGE) Wysokość opłaty zastępczej: O z = O zj (E o E u ) gdzie: O z - opłata zastępcza; O zj - jednostkowa opłata zastępcza; E o - ilość energii elektrycznej, wyrażona w MW h, wynikająca z obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. (ŚP z OZE), w danym roku; E u - ilość energii elektrycznej, wyrażona w MW h, wynikająca ze świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust., które przedsiębiorstwo energetyczne przedstawiło do umorzenia w danym roku. Cena energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w obowiązku zakupu (obowiązek ) dla roku 03: 98,93 zł/(mw h). Wysokość jednostkowej opłaty zastępczej ( obowiązek ) w 03 roku: 97,35 zł/(mw h). Wysokość kary za niewypełnienie obowiązku zakupu: K = C c (E oo E oz ) gdzie: K oz minimalna wysokość kary pieniężnej, wyrażona w złotych; C c średnia cena sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim roku kalendarzowym (na rynku konkurencyjnym), wyrażona w zł/(mw h); E oo ilość oferowanej do zakupu energii elektrycznej wytworzonej w OZE, wyrażona w MW h; E oz ilość zakupionej energii elektrycznej wytworzonej w OZE w danym roku, wyrażona w MW h. Kara za niewypełnienie obowiązku zakupu energii z OZE jest płacona na konto NFOSiGW. 3. System wsparcia i promocji wytwarzania skojarzonego Na system ten składają się (rys. 5): Pierwszeństwo przesyłu. Obowiązek odbioru energii elektrycznej. Obowiązkowy udział w sprzedaży odbiorcom końcowym. Świadectwa pochodzenia z kogeneracji (ŚP z K), służące do rozliczenia powyższego obowiązku, trzech rodzajów: o dla jednostek o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła do MW lub opalanych paliwami gazowymi żółte certyfikaty (mała kogeneracja specjalna grupa technologiczna), o dla jednostek o mocy powyżej MW innych niż opalane paliwami gazowymi, metanem i gazem z przetwarzania biomasy - czerwone certyfikaty (duża kogeneracja normalna grupa technologiczna); o dla jednostek opalanych gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy lub metanem uwalnianym i ujmowanym przy odmetanowaniu kopalń fioletowe certyfikaty. Rys. 5. Realizacja wsparcia energii elektrycznej z kogeneracji Kryterium uznania wytwarzania w wysokosprawnej kogeneracji i warunkiem uzyskania świadectwa pochodzenia jest (tablica): 3

4 Uzyskanie oszczędności energii pierwotnej 0%. Uzyskanie oszczędności energii w jednostkach o mocy zainstalowanej MW. Średnioroczna sprawność przemiany energii paliwa w energię elektryczną i ciepło: o 75% dla jednostek takich jak turbiny parowe przeciwprężne, turbiny gazowe z odzyskiem ciepła, silnik spalinowy, mikroturbina, silnik Stirlinga, ogniwo paliwowe; o 80%, dla jednostek z układem gazowo-parowym z odzyskiem ciepła i turbin parowych upustowo kondensacyjnych. Kryterium oceny instalacji Kryterium mocy P Obliczanie ilości elektrycznej z kogeneracji przypisywanej na świadectwie pochodzenia ŚP CHP TAK (specjalna grupa technologiczna) Warunki Czy instalacja jest o mocy P MW? NIE (normalna grupa technologiczna) Kryterium oszczędności energii pierwotnej PES Kryterium sprawności η Czy instalacja daje oszczędność PES > 0? Czy instalacja daje oszczędność PES 0%? TAK TAK NIE NIE (wysokosprawna kogeneracja) (wysokosprawna kogeneracja) Czy sprawność jest przynajmniej równa progowej (η 80% lub η 75%)? Czy sprawność jest przynajmniej równa progowej (η 80% lub η 75%)? TAK NIE TAK NIE Ilość energii z kogeneracji na SP E sk Energia elektryczna z kogeneracji na ŚP równa wytworzonej energii elektrycznej EE A bq = EE Energia elektryczna z kogeneracji na ŚP równa iloczynowi współczynnika i ilości ciepła użytecznego A bq = C Q uq/3,6 Brak ŚP Energia elektryczna z kogeneracji na ŚP równa wytworzonej energii elektrycznej EE A bq = EE Energia elektryczna z kogeneracji na ŚP równa iloczynowi współczynnika i ilości ciepła użytecznego A bq = C Q uq/3,6 η - dla turbin upustowo-kondensacyjnych i układów parowo-gazowych;η - dla pozostałych technologii, w tym turbin przeciwprężnych, C współczynnik określający stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji, w GJ/GJ (wskaźnik skojarzenia). Brak ŚP PES = 00 ηqc ηqe + ηrefc ηrefe gdzie: PES oszczędność energii pierwotnej, wyrażona w %; η qc - sprawność wytwarzania ciepła użytkowego w kogeneracji, w %; η refc referencyjna wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego ciepła, w %; η qe - sprawność wytwarzania energii elektrycznej w kogeneracji, w %; η refe referencyjna wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej, w %. Wysokość opłaty zastępczej: O zs = O zg E og + O zk E ok + O zm E om gdzie: O zs - opłata zastępcza; O zg - jednostkowa opłata zastępcza, nie niższa niż 5% i nie wyższa niż 0% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym (źródła gazowe i o mocy do MW); E og - ilość energii elektrycznej równa różnicy pomiędzy ilością energii elektrycznej wynikającą z obowiązku dla jednostek o mocy nie wyższej niż MW lub opalanych gazem, a ilością energii elektrycznej wynikająca z SP z K wydanych dla tych jednostek, które przedsiębiorstwo umorzyło w danym roku; O zk - jednostkowa opłata zastępcza, nie niższa niż 5% i nie wyższa niż 40% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym; E ok - ilość energii elektrycznej równia różnicy pomiędzy ilością energii elektrycznej wynikającą z obowiązku dla jednostek o mocy powyżej MW i nie opalanych gazem, a ilością energii elektrycznej wynikająca z SP z K wydanych dla tych jednostek, które przedsiębiorstwo umorzyło w danym roku; O zm - jednostkowa opłata zastępcza, nie niższa niż 30% i nie wyższa niż 0% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym; E om - ilość energii elektrycznej równia różnicy pomiędzy ilością energii elektrycznej wynikającą z obowiązku dla jednostek opalanych gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy lub metanem uwalnianym i ujmowanym przy odmetanowaniu kopalń, a ilością energii elektrycznej wynikająca z SP z K wydanych dla tych jednostek, które przedsiębiorstwo umorzyło w danym roku. Obowiązujące w roku 03: O zg = 49,30 zł/(mw h) 75,06% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym; O zk = 9,84 zł/(mw h) 5% średniej ceny; O zm = 60,00 zł/(mw h), tj. 30,7% średniej ceny sprzedaży. Kara za niewypełnienie obowiązku przedstawienia do umorzenia ŚP z K lub uiszczenia opłaty zastępczej nie może być mniejsza niż: K =,3 (O zk O zzk ) gdzie: K - kara w danym roku; O zk - opłata zastępcza do zapłacenia w danym roku; O zzk - opłata zastępcza zapłacona w danym roku. Kara za nie wypełnienie obowiązku CHP stanowi dochód NFOŚiGW i może być przeznaczona wyłącznie na wspieranie wysokosprawnej kogeneracji. 4

5 4. Metodyka UE obliczania kosztów wytwarzania energii elektrycznej i/lub ciepła w źródłach rozproszonych SCI ( + IDC) CRF FOM OE = + + VOM + FC + CC + CTS 8760 LF 8760 LF SCI CRF SCI CRF FOM OH = + RCH = + + VOM + FC 8760 LF 8760 LF 8760 LF C (5) C (6) gdzie: COE jednostkowy równoważny koszt wytwarzania energii elektrycznej, w /(MW h); COH - jednostkowy równoważny koszt wytwarzania ciepła, w /toe; SCI jednostkowe nakłady inwestycyjne (specific overnight capital investment) na obiekt wytwórczy, w /MW (lub w /toe); IDC oprocentowanie (zamrożenie) nakładów inwestycyjnych w czasie budowy obiektu; CRF rata kapitałowa (stopa zwrotu kapitału); LF roczny stopień wykorzystania zdolności wytwórczej obiektu (load factor) ; FOM równoważne (za cały okres eksploatacji) roczne koszty eksploatacyjne (operacyjne) stałe, w /MW (lub w /toe); VOM - równoważne jednostkowe koszty eksploatacyjne zmienne, w /(MW h) (lub w /toe) ; FC - równoważne jednostkowe koszty paliwa, w /(MW h) (lub w /toe); CC - równoważne jednostkowe koszty emisji CO, w /(MW h); CTS - równoważne jednostkowe koszty transportu i składowania wychwyconego CO, w /(MW h) (tylko w przypadku elektrowni wyposażonych w instalacje CCS ). Wszystkie wartości są odnoszone do mocy zainstalowanej netto (MW) lub energii wytwarzanej netto (MW h). IDC jest obliczane z uwzględnieniem czasu budowy obiektu CT i rozkładu nakładów inwestycyjnych podczas budowy, zaś rata kapitałowa CRF okresu eksploatacji (życia) obiektu: CT CT ( k ) IDC = W k ( + r), k= n d ( + d) ( + d) CRF (7) = n gdzie: CT czas budowy obiektu; W k względne nakłady inwestycyjne poniesione w roku k; r stopa oprocentowania; d rzeczywista (realna) stopa dyskonta; n czas eksploatacji (życia) obiektu. 5. Podstawowe dane i koszty wytwarzania wg UE Elektrownie Z silnikami Diesla Tablica. Charakterystyka wybranych technologii rozproszonego wytwarzania energii elektrycznej 3 Moc jednostek, kw Sprawność netto, % Czas budowy, lat Czas eksploatacji, lat Jednostkowe nakłady inwestycyjne 4, 005/kW Koszty utrzymania i remontów (VOM + FOM), 005/kW Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej 5, 005/(MW h) Małe wodne < 5 (0) MW Fotowoltaiczne Heliotermiczne 0 MW Wiatrowe na 3 00 MW lądzie Wiatrowe na morzu MW Na biomasę 5 MW Biogazowe Na biogaz składowiskowy 4,4 MW Odpowiednik rocznego względnego czasu wykorzystania mocy zainstalowanej (T i/8760). CCS Carbon Capture and Storage (wychwytywanie i składowanie CO ). W obliczeniach przyjęto dla większości technologii LF = 0,85; za wyjątkiem: systemy fotowoltaiczne 0,; systemy heliotermiczne 0,4; elektrownie wiatrowe na lądzie 0,3; elektrownie wiatrowe na morzu 0,39; duże elektrownie wodne 0,5; małe elektrownie wodne 0,57. Przyjęto dla wszystkich rozpatrywanych technologii r = 0, (0%) oraz d = 0, (0%). Koszty operacyjne stałe FOM obejmują koszty utrzymania (remonty), liczone jako proporcjonalne od nakładów inwestycyjnych; koszty wynagrodzeń, liczone przy założeniu rocznego wynagrodzenia 55 tys. i określonej liczby zatrudnionych; oraz narzuty w wysokości 30% wynagrodzeń. Koszty paliwa FC obliczano dla dwóch scenariuszy (umiarkowanego i wysokiego wzrostu). W przypadku elektrowni jądrowych koszty paliwa obejmują cały cykl paliwowy, łącznie ze składowaniem odpadów. W przypadku systemów heliotermicznych założono roczne zużycie 385 TJ gazu ziemnego (układ hybrydowy). Koszty emisji CC uwzględniono jedynie dla lat 00 i 030. Przyjęto, że opłata za emisję t CO wyniesie 4 w roku 00 i 47 w roku 030. W przypadku elektrowni z instalacjami CCS zastosowano koszt transportu i składowania CO w wysokości 0 /t. Koszty likwidacji obiektu uwzględniono jedynie dla elektrowni jądrowych, przyjmując, że są one wliczone, zarówno w wartość SCI, jak też FOM. W cenach roku 005. Stan na rok 007 w cenach roku 005. I więcej budowane są również systemy fotowoltaiczne o mocach 0 i więcej MW. Układ hybrydowy z kotłem gazowym. 5

6 Technologia Moc jednostek, kw Tablica 3. Charakterystyka wybranych technologii wytwarzania ciepła 8 Sprawność, % Czas eksploatacji, lat Jednostkowe nakłady inwestycyjne, 005/kW Koszty utrzymania i remontów (VOM + FOM), 005/kW Jednostkowe koszty wytwarzania ciepła COH, 005/toe Koty wodne gazowe Koty wodne olejowe Koty wodne węglowe Biomasa zrębki drewna Biomasa - pelety Kolektory słoneczne 3, Geotermalne pompy ciepła Ogrzewanie elektryczne ANALIZA MOŻLIWOŚCI WPROWADZENIA SYSTEMU FEED-IN TARIFF DLA MIKRO I MAŁYCH INSTALACJI OZE. IEO ec brec. Warszawa, lipiec 0 r. Wyniki obliczeń średnich (w zakresach mocy) kosztów produkcji energii (zł/kwh, stan na 0 rok) z rożnych OZE dla rożnych zakresów mocy (kolorami wyróżnione mikroźrodła i małe źródła OZE) Instalacje OZE objęte analizą Zakres mocy zainstalowanej w mikro- i malych instalacjach [kw] kosztów i taryf Małe elektrownie wiatrowe,00,0 0,7 Systemy fotowoltaiczne zintegrowane z budynkiem,49,9,09 Systemy fotowoltaiczne wolnostojące,07 Mikro i małe biogazownie rolnicze,57,03 0,64 Mikro i małe jednostki kogeneracyjne na biopłyny,39,0 0,99 0,90 Małe elektrownie wodne 0,75 8 Przyjęto LF = 0,; za wyjątkiem kolektorów słonecznych 0,08 (takie wartości LF odpowiadają średniemu rocznemu czasowi pracy obiektu do produkcji ciepła, z mocą nominalną, by pokryć zapotrzebowanie na ciepło przez typowy europejski dom o powierzchni 0 m lub niewielki budynek wielorodzinny o powierzchni 550 m do temperatury 0/9/ C przy średniej rocznej temperaturze zewnętrznej 8,8 C. Przyjęto d = 0,5 (5%). 6

7 Zestawienie referencyjnych parametrów technologii OZE proponowanych do objęcia systemem taryf FiT i wyniki LCOE w górnych zakresach mocy wraz z wynikami analizy wrażliwości wysokości LCOE na wybrane parametry (CF, stawka VAT na urządzenia) Nazwa technologii OZE (mikroźródła i małe źródła) Moc maksymalna źródła dla FiT CAPEX OPEX Założony (bazowy) czas pracy w ciągu roku z mocą nominalną capacity factor - CF Rekomendowana taryfa FiT (LCOE) Przyjęty jako w praktyce minimalny CF min Koszt LCOE max dla CF min Przyjęty jako w praktyce maksymalny CF max Koszt LCOE min dla CF max Zmiana LCOE w zakresie CF max - CF min Koszt LCOE dla VAT=8% (na urządzenia) kw zł/kw zł/kw h/a zł/kwh h/a zł/kwh h/a zł/kwh % zł/kwh % Mikro i małe elektrownie wiatrowe ,0 600, ,9 50,09 9 Małe elektrownie wiatrowe , , , ,64 9 Mikro systemy fotowoltaiczne zintegrowane z budynkiem ,0 700, ,97 4,04 3 Małe systemy fotowoltaiczne ,0 700, ,9 4 0,97 wolnostojące Mikro i małe biogazownie rolnicze , , ,5 30,30 4 Małe biogazownie rolnicze , , ,67 0,6 3 Małe elektrownie wodne , , ,5 4 0,66 Mikro i małe jednostki kogeneracyjne na biopłyny ,5 4000, , 6, 3 Zmiana LCOE przy obniżeniu VAT z 3% do 8% 7