Opracowanie założeń i kluczowych elementów Programu Rozwoju w Polsce Kogeneracji. Raport z I etapu pracy

Transkrypt

1 Opracowanie założeń i kluczowych elementów Programu Rozwoju w Polsce Kogeneracji Raport z I etapu pracy Warszawa, czerwiec 2010

2 Opracowanie założeń i kluczowych elementów Programu Rozwoju w Polsce Kogeneracji Raport z I etapu pracy Umowa nr 501H/4433/0530/000 Zamawiający: Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych oraz Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie Autorzy pracy: Prof. nzw. dr hab. inż. Krzysztof Badyda Dr inż. Wojciech Bujalski Mgr inż. Małgorzata Kwestarz Dr inż. Rafał Laskowski Prof. dr hab. inż. Janusz Lewandowski Dr inż. Wiesław Szadkowski Prof. nzw. dr hab. inż. Krzysztof Wojdyga Kierownik pracy: Prof. dr hab. inż. Janusz Lewandowski Warszawa, kwiecień

3 Opracowanie założeń i kluczowych elementów Programu Rozwoju w Polsce Kogeneracji Spis treści Słownik wybranych pojęć Wstęp Formalne podstawy realizacji i zakres pracy Miejsce kogeneracji w Polityce energetycznej Polski do roku Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji, przede wszystkim ekologicznych i rynkowych, szczególnie w obszarze związanym z dyrektywami Pakietu oraz Dyrektywą IED Dotychczasowy rozwój i aktualny stan kogeneracji w Polsce Wielkość produkcji energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji Aktualne uwarunkowania rynkowe kogeneracji Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji wynikających z uregulowań prawnych wdrażających w Polsce Dyrektywę UE w sprawie wspierania kogeneracji Zachęty do projektowania jednostek kogeneracji o wielkości odpowiadającej zapotrzebowaniu na ciepło użytkownika Uproszczenie i usprawnienie procedur administracyjnych Zapewnienie obiektywnych przejrzystych i niedyskryminujących zasad uwzględniających właściwości technologii kogeneracji Koordynacja działań administracji Podsumowanie uwarunkowań wynikających z prawa energetycznego Wnioski dotyczące zakresu realizacji wskazywanych dotychczas działań wspierających rozwój kogeneracji Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji w obszarze związanym z dyrektywami Pakietu klimatyczno-energetycznego Podstawowe zapisy dyrektyw Pakietu Wpływ dyrektywy w sprawie handlu uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla na elektrociepłownie i ciepłownie Weryfikacja prognoz zmian cen ciepła i energii elektrycznej Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji w obszarze związanym dyrektywą o emisjach przemysłowych (IED) Najważniejsze zapisy dyrektywy i jej wpływ na krajową energetykę Wpływ dyrektywy na elektrociepłownie i ciepłownie Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej oraz emisji CO

4 3. Wstępna identyfikacja i ocena barier rozwoju kogeneracji Bariery utrudniające rozwój kogeneracji Bariery ekonomiczne Bariery emisyjne Bariery administracyjne i społeczne Bariery rozwoju systemów ciepłowniczych Analiza i ocena systemów wsparcia kogeneracji w krajach UE Opis stosowanych mechanizmów wsparcia w poszczególnych krajach w układzie geograficznym Geograficzni sąsiedzi Polski Basen Morza Bałtyckiego Europa Środkowa Europa Południowa Europa Zachodnia Ocena mechanizmów wsparcia Analiza wybranych krajów Podsumowanie Prognoza zapotrzebowania na ciepło do roku Ciepło sieciowe Ciepło lokalne Prognoza całkowitego i technicznego potencjału wysokosprawnej kogeneracji do roku Potencjał całkowity ciepła użytkowego, które może być wytwarzane w wysokosprawnej kogeneracji Potencjał techniczny wysokosprawnej kogeneracji Określenie (korekta) prognozowanych kosztów inwestycyjnych oraz kosztów zmiennych, szczególnie wynikających z Pakietu i Dyrektywy IED Opis metodyki obliczeń ekonomicznych Prognozy cen paliw, ciepła i energii elektrycznej Zestawienie kosztów Określenie poziomu koniecznego i uzasadnionego poziomu finansowego wsparcia kogeneracji Wsparcie dla nowych instalacji Wsparcie dla instalacji istniejących Korekta wielkości ekonomicznego potencjału kogeneracji i określenie ilościowych celów jej rozwoju do roku Potencjał ekonomiczny kogeneracji

5 10. Propozycja modeli promocji kogeneracji Mechanizmy administracyjno-prawne Mechanizmy finansowe Mechanizm wsparcia wspólny z OZE Dedykowane mechanizmy wsparcia Forma przekazywania wsparcia Przykładowe propozycje modeli wsparcia Bibliografia

6 Słownik wybranych pojęć Całkowity potencjał kogeneracji potencjał wysokosprawnej kogeneracji odpowiadający wielkości całkowitej produkcji ciepła użytkowego. Ciepło sieciowe ciepło wytworzone w źródle ciepła, a następnie przesłane siecią do przyłączonych do niej odbiorców (nazywane jest też ciepłem systemowym). Ciepło użytkowe ciepło wykorzystywane do ogrzewania pomieszczeń, przygotowania ciepłej wody, wykorzystywane jako para wodna lub gorąca woda w procesach technologicznych innych niż wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej oraz użyte do wytwarzania chłodu. C.w.u ciepła woda użytkowa, ciepła woda wykorzystywana głównie dla celów sanitarnych. Ekonomiczny potencjał kogeneracji część technicznego potencjału kogeneracji, którego wytwarzanie przy aktualnych uwarunkowaniach rynkowych jest opłacalne ekonomicznie. Energia finalna ilość energii użytecznej uzyskana z paliwa po uwzględnieniu strat wynikających z konwersji, transportu etc. dostarczona do użytkownika końcowego. Energia pierwotna energia chemiczna zawarta w paliwie w miejscu i stanie, w jakim paliwo pierwotnie się znajdowało. Generacja rozproszona wytwarzanie energii elektrycznej i (lub) ciepła głównie w małych obiektach wytwórczych; wytworzona energia elektryczna i ciepło wykorzystywane są lokalnie w budynkach (zespołach budynków) itp. IRR (ang. Internal Rate of Return) wewnętrzna stopa zwrotu; stopa dyskonta, dla której zaktualizowana wartość inwestycji netto (NPV) równa jest zero; wskaźnik wykorzystywany jest do oceny ekonomicznej efektywności inwestycji. Kogeneracja równoczesne wytwarzanie energii cieplnej i energii elektrycznej i/lub mechanicznej w trakcie tego samego procesu. Koszty zewnętrzne koszty, które na danym etapie rozwoju gospodarczego nie są przenoszone w ceny produktów. Jednostka mikrokogeneracji oznacza jednostkę kogeneracji o maksymalnej zdolności poniżej 50 kw. Kogeneracja na małą skalę oznacza jednostki kogeneracji z zainstalowaną zdolnością poniżej 1 MW. Sprawność referencyjna sprawność rozdzielnego wytwarzania energii elektrycznej (lub ciepła) w elektrowni (lub ciepłowni) w stosunku do której wyznaczana jest wielkość oszczędności paliwa w kogeneracji (wartość wskaźnika PES). 6

7 Techniczny potencjał wysokosprawnej kogeneracji ilość energii elektrycznej i ciepła wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, która uwzględniając warunki techniczne może być wytworzona z wykorzystaniem technologii wymienionych w załączniku I do Dyrektywy 2004/8/WE. Potencjał kogeneracji jest zwymiarowany mocą lub wielkością produkcji energii elektrycznej i ciepła. Technologia gazowa technologia energetyczna, w której paliwem jest gaz (ziemny, wielkopiecowy, koksowniczy itp.). Technologia kogeneracyjna technologia jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oraz energii mechanicznej. Technologia węglowa technologia energetyczna, w której paliwem jest węgiel kamienny lub brunatny. Wskaźnik (współczynnik) PES względna oszczędność energii pierwotnej wykorzystywanej do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Wskaźnik skojarzenia stosunek wytworzonych w kogeneracji ilości energii elektrycznej i ciepła. Wysokosprawna kogeneracja kogeneracja, która przynosi względną oszczędność paliwa (wskaźnik PES) 10% dla jednostek kogeneracyjnych o mocy elektrycznej powyżej 1 MW oraz PES > 0% dla jednostek o mocy równej lub mniejszej od 1 MW. 7

8 1. Wstęp 1.1. Formalne podstawy realizacji i zakres pracy Niniejsze opracowanie jest raportem zawierającym wyniki uzyskane w ramach I etapu pracy realizowanej na zamówienie Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych oraz Izby Gospodarczej Polskie Ciepłownictwo, w ramach Umowy Nr 501H/4433/0530/000. Zgodnie z umową zakres prac obejmuje następujące zagadnienia: 1. Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji, przede wszystkim ekologicznych i rynkowych, szczególnie w obszarze związanym z dyrektywami Pakietu oraz Dyrektywą IED. 2. Identyfikacja i ocena barier rozwoju kogeneracji. 3. Opracowanie prognozy zapotrzebowania na ciepło do 2030 roku spójnego z zapotrzebowaniem na energię elektryczną i paliwa określonym w ramach prac nad Polityką energetyczną. 4. Korekta wielkości całkowitego i technicznego potencjału kogeneracji. 5. Określenie (korekta) prognozowanych kosztów inwestycyjnych oraz kosztów zmiennych, szczególnie wynikających z Pakietu i Dyrektywy IED. 6. Określenie poziomu koniecznego i uzasadnionego poziomu finansowego wsparcia kogeneracji. 7. Korekta wielkości ekonomicznego potencjału kogeneracji i określenie ilościowych celów jej rozwoju do 2020 roku. 8. Propozycja modeli promocji kogeneracji. 9. Analiza skuteczności możliwych do zastosowania mechanizmów wspierania kogeneracji. 10. Przygotowanie propozycji zmian w obszarze prawa, przede wszystkim Prawa Energetycznego, koniecznych do likwidacji barier i stymulowania rozwoju kogeneracji. 11. Symulacja rozwoju kogeneracji w warunkach zaproponowanych mechanizmów i wybór mechanizmu, który pozwoli zrealizować wyznaczone cele ilościowe. 12. Analiza bezpośrednich kosztów wprowadzenia systemu wsparcia kogeneracji oraz ocena wymiernych i niewymiernych korzyści z tytułu rozwoju kogeneracji. 13. Opracowanie projektu dokumentu Program rozwoju w Polsce kogeneracji. 8

9 14. Przygotowanie danych koniecznych do przygotowania dokumentów towarzyszących, tj. oceny zgodności Programu ze średniookresową strategią rozwoju kraju oraz Strategiczną oceną oddziaływania na środowisko. 15. Przygotowanie Strategicznej oceny oddziaływania Programu na środowisko w ograniczonym zakresie. Pierwszy etap pracy obejmuje zagadnienia 1 8, z tym że identyfikacja i ocena barier rozwoju kogeneracji (rozdział 3) ma charakter wstępny i prace nad barierami będą kontynuowane w ramach etapu II Miejsce kogeneracji w Polityce energetycznej Polski do roku 2030 W dniu 10 listopada 2009 roku Rada Ministrów podjęła uchwałę w sprawie przyjęcia Polityki energetycznej Polski do 2030 roku. Zgodnie z tym dokumentem za podstawowe zostało uznanych 6 kierunków polityki energetycznej: Poprawa efektywności energetycznej, Wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii, Dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki jądrowej, Rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw, Rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii, Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko. Po raz pierwszy w historii formułowania polityki państwa w obszarze energetyki przyjęty dokument nie tylko zauważa technologię skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, ale uznaje ją za jedną z najistotniejszych dla realizacji aż 4 z wymienionych powyżej 6 kierunków, wyróżnionych podkreśloną czcionką. W celu poprawy efektywności energetycznej zapowiedziana została realizacja celu szczegółowego związanego z kogeneracją, tj.: Dwukrotny wzrost do roku 2020 produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w technologii wysokosprawnej kogeneracji, w porównaniu do produkcji w 2006 r. Zapowiadanym środkiem do realizacji tego celu jest działanie: 1.3. Stymulowanie rozwoju kogeneracji poprzez mechanizmy wsparcia, w tym w postaci świadectw pochodzenia, w szczególności dla kogeneracji ze źródeł poniżej 1 MW, oraz odpowiednią politykę gmin. 9

10 Istotnym załącznikiem do Polityki jest Program działań wykonawczych na lata , który uszczegóławia zapowiadane działania. Stymulowanie rozwoju kogeneracji ma się odbywać poprzez: 1. Przygotowanie i sukcesywne wdrażanie nowych zasad regulacji cen ciepła sieciowego, które zapewnią likwidację skrośnego finansowania produkcji ciepła w skojarzeniu przychodami z produkcji energii elektrycznej i certyfikatów poprzez wprowadzenie metody porównawczej (benchmarking) w zakresie sposobu ustalania cen ciepła od 2010 roku. 2. Utrzymanie systemu wsparcia energii elektrycznej w technologii wysokosprawnej kogeneracji na poziomie zapewniającym opłacalność inwestowania w nowe moce oraz zapewnienie przewidywalności tego systemu w perspektywie kolejnych 10 lat praca ciągła. 3. Uregulowanie rozporządzeniem procedury sporządzania przez gminy założeń i planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe oraz metod realizacji tych planów, w szczególności w planowaniu zostanie wprowadzony obowiązek tworzenia rankingu możliwych metod pokrycia zapotrzebowania na ciepło oraz wybór optymalnego wariantu w taki sposób, aby zapewnić realizację celów polityki energetycznej państwa oraz metod realizacji planów w roku Sporządzenie raportu oceniającego postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej w roku Prowadzenie oceny efektywności funkcjonującego systemu wsparcia energii z kogeneracji praca ciągła. 6. Rozważenie możliwości wprowadzenia w planach zagospodarowania przestrzennego obowiązku przyłączenia się do sieci ciepłowniczej dla nowych inwestycji realizowanych na terenach, gdzie istnieje taka sieć praca ciągła. Poprawie efektywności energetycznej służyć ma także działanie 1.7. Wsparcie inwestycji w zakresie oszczędności energii przy zastosowaniu kredytów preferencyjnych oraz dotacji ze środków krajowych i europejskich, a szczegółowy plan działań na najbliższe lata przewiduje między innymi: Wsparcie inwestycji w zakresie stosowania najlepszych dostępnych technologii w przemyśle, wysokosprawnej kogeneracji, ograniczenia strat przesyłowych w sieciach elektroenergetycznych i ciepłowniczych 1 oraz termomodernizacji budynków 1 Podkreślenie autorów pracy. 10

11 w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko oraz regionalnych programów operacyjnych praca ciągła. Z punktu widzenia rozwoju kogeneracji istotne są także wybrane zapisy związane z kierunkiem Wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii. Wśród działań szczegółowych przewiduje się tu: Działania legislacyjne mające na celu likwidację barier administracyjnych, w szczególności w zakresie inwestycji liniowych, w tym Rozważenie zasadności i ewentualne wprowadzenie rozwiązań mających na celu nadanie statusu celu publicznego inwestycjom w zakresie budowy elektrowni i elektrociepłowni do końca 2011 roku. Z kierunkiem tym związane jest także takie działanie jak: Wprowadzenie zmian do Prawa energetycznego w zakresie zdefiniowania odpowiedzialności organów samorządowych za przygotowanie lokalnych założeń i planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. Działanie to ma być realizowane poprzez: 1. Określenie sposobu egzekwowania odpowiedzialności organów samorządu terytorialnego za przygotowanie i realizację założeń oraz planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe i realizację w zakresie działania tych organów (zmiana ustawy Prawo energetyczne) 2010 r. 2. Rozważenie wprowadzenia zmian w prawie mających na celu umożliwienie planowania zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na poziomie powiatu lub województwa 2012 r Rozważenie możliwości i ewentualne wprowadzenie obowiązku uzgadniania przez gminy planów zagospodarowania przestrzennego z dostawcami mediów energetycznych 2012 r. Kolejne działanie 2.41 Zmiana mechanizmów regulacji poprzez wprowadzenie metod kształtowania cen ciepła z zastosowaniem cen referencyjnych oraz bodźców do optymalizacji kosztów zaopatrzenia powtórnie (wcześniej 1.3) zapowiada wprowadzenie wskaźnikowych (porównawczych) zasad kształtowania cen ciepła. Szczególnie istotne wydaje się być działanie Preferowanie skojarzonego wytwarzania energii jako technologii zalecanej przy budowie nowych mocy wytwórczych. Działanie to ma być realizowane poprzez: 1. Uwzględnienie w planach inwestycyjnych spółek z udziałem Skarbu Państwa zagospodarowania lokalnego potencjału ciepła użytkowego poprzez budowę jednostek skojarzonych praca ciągła. 11

12 2. Utrzymanie systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji. 3. Wykorzystanie obowiązków w zakresie przygotowania planów zaopatrzenia gmin w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe do zastępowania wyeksploatowanych rozdzielonych źródeł wytwarzania ciepła jednostkami kogeneracyjnymi praca ciągła. 4. Analiza możliwości i ewentualne uzupełnienie systemu wydawania zezwoleń na lokalizację nowych jednostek wytwórczych energii elektrycznej lub ciepła o obowiązek przedłożenia analizy możliwości wykorzystania technologii wysokosprawnej kogeneracji 2011 r. 5. Zastosowanie preferencji dla jednostek kogeneracyjnych w przetargach na nowe moce ogłaszane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Przy omawianiu kierunku: Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko nie zauważono możliwości, jakie w tym zakresie daje kogeneracja, ale w ramach działania: 6.4. Wykorzystanie przychodów z aukcji uprawnień do emisji CO 2 do wspierania działań ograniczających emisję gazów cieplarnianych przewiduje się...ustalenie priorytetów wykorzystania przychodów z aukcji uprawnień do emisji CO 2, w tym uwzględniających wsparcie: Budowy nowych jednostek wysokosprawnej kogeneracji zobowiązanych do zakupu od 2013 r. 100% uprawnień do emisji CO 2. Za najistotniejszy z przytoczonych zapisów należy uznać postawienie przez Radę Ministrów ilościowego celu rozwoju kogeneracji. Podwojenie produkcji energii elektrycznej do 2020 roku jest jednym z nielicznych celów ilościowych, jakie zostały postawione w dokumencie o charakterze politycznym. W jego kontekście należy rozpatrywać podstawowe zadanie, jakie powinno być zrealizowane w niniejszej pracy: opracowanie programu rozwoju kogeneracji, w którym zaproponowane zostaną mechanizmy wsparcia umożliwiające zrealizowanie tego celu. Wiele działań zapowiadanych w Polityce... wskazuje na sposoby usunięcia części barier rozwoju kogeneracji wskazanych między innymi w opracowanym w ramach pracy [16] dokumencie Strategia rozwoju w Polsce wysokosprawnej kogeneracji główne kierunki. Najważniejsze wydają się tu działania 1.3. oraz 2.42., które zawierają deklaracje utrzymania systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej 12

13 kogeneracji. Opracowanie propozycji uzasadnionego i jednocześnie skutecznego sposobu wsparcia jest najważniejszym celem szczegółowym pracy. Olbrzymią szansę rozwoju w Polsce kogeneracji stwarzają istniejące systemy ciepłownicze, które są obecnie zasilane w przeważającej większości ze źródeł ciepła nie stosujących technologii kogeneracyjnej. Niestety w ostatnim czasie następuje ciągły i znaczący spadek zapotrzebowania na ciepło sieciowe już przyłączonych do sieci obiektów, spowodowane uzasadnionym i racjonalnym zmniejszeniem zapotrzebowania na ciepło między innymi w wyniku termomodernizacji budynków, a z drugiej strony brak jest impulsów i działań administracji gminnej, które zachęcałyby inwestorów do podłączania do sieci nowych budynków. Zahamowanie tej niekorzystnej tendencji pozwoliłoby na bardziej efektywne zrealizowanie celu związanego z rozwojem kogeneracji, nakreślonego w Polityce energetycznej Polski. Tak więc istotne są w tym zakresie zapowiadane zmiany w obszarze sporządzania, a przed wszystkim egzekwowania gminnych planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. Również potencjalna zmiana zasad taryfikowania usług zaopatrzenia w ciepło poprzez odejście od formuły kosztowej na rzecz metody porównawczej ma dać możliwość właścicielom systemów ciepłowniczych uzyskania określonych dochodów umożliwiających wygenerowanie środków inwestycyjnych potrzebnych do rozwoju i powiększania zasięgu systemu. 13

14 2. Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji, przede wszystkim ekologicznych i rynkowych, szczególnie w obszarze związanym z dyrektywami Pakietu oraz Dyrektywą IED 2.1. Dotychczasowy rozwój i aktualny stan kogeneracji w Polsce Wielkość produkcji energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji Ewidencja wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji prowadzona jest aktualnie przez dwie instytucje: Agencję Rynku Energii S.A. (ARE) oraz Urząd Regulacji Energetyki (URE). Ewidencja w ARE tworzona jest na podstawie sprawozdań przesyłanych przez wytwórców, a w URE na podstawie nadsyłanych wniosków o wydanie świadectwa pochodzenia. Według danych ARE [1] w 2008 roku w wysokosprawnej kogeneracji, a więc wypełniającej zapisy Rozporządzenia Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 26 września 2007 r. (Dz.U. 185, poz. 1314) oraz Ustawy Prawo energetyczne wyprodukowano 25,012 TWh energii elektrycznej. Według danych URE [2] świadectwa pochodzenia dla produkcji z wysokosprawnej kogeneracji wydano dla 23,82 TWh. Wielkości te różnią się zatem o 1,192 TWh. Szczegółowe rozliczenia świadectw pochodzenia (skrót ŚP w tabelach) związanych z tą produkcją zestawiono w tabelach oraz 2.1.2, odpowiednio dla kogeneracji gazowej i poniżej 1 MW (świadectwa żółte ) oraz pozostałej (świadectwa czerwone ). Tabela Zestawienie danych dla żółtych 2 certyfikatów Jednostka II połowa Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom MWh końcowym Ilość wydanych świadectw pochodzenia MWh (ŚP) łącznie z KDT , ,975 Ilość wydanych ŚP bez KDT 3 MWh , ,970 Udział CHP wykonany wg wydanych ŚP % 0,277 1,603 Ilość energii elektrycznej wg umorzeń ŚP MWh , ,839 Udział wykonany wg umorzenia ŚP % 0,255 1,25 Udział wymagany wg rozporządzenia MG % 0,8 2,7 2 URE zmienia nomenklaturę nazewnictwa świadectw pochodzenia i zmienia nazwę z niebieskie na żółte (zgodnie z nazewnictwem obowiązującym na giełdzie). 3 W momencie sporządzania przedstawionych danych świadectwa pochodzenia z kogeneracji z KDT były wydawane i natychmiast umarzane. Nie wchodziły do określenia obowiązku. Obecnie sprawa jest w sądzie i po wyroku sądu może się okazać, że będą jednak wchodziły w obowiązek. Wyrok ten będzie miał szczególne znaczenie dla żółtych certyfikatów, gdyż w roku 2008 blisko 40% energii wyprodukowanej z gazu pochodziło z KDT. 14

15 Tabela Zestawienie danych dla czerwonych certyfikatów Jednostka II połowa Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom MWh końcowym Ilość wydanych świadectw pochodzenia MWh (ŚP) łącznie z KDT , ,739 Ilość wydanych ŚP bez KDT MWh , ,518 Udział CHP wykonany wg wydanych ŚP % 14,569 16,269 Ilość energii elektrycznej wg umorzeń ŚP MWh , ,308 Udział wykonany wg umorzenia ŚP % 12,564 13,418 Udział wymagany wg rozporządzenia MG % 16,5 19,0 Z porównania danych wynika, że znaczna część świadectw pochodzenia nie została umorzona (patrz tabela ). Przyczyn tego można upatrywać w kilku faktach: o świadectwa pochodzenia nie tracą ważności, o małe przedsiębiorstwa wolą nie umarzać świadectw, lecz wnosić opłatę zastępczą, ponieważ umarzanie wiąże się z wejściem na giełdę (ponoszenie kosztów bycia na giełdzie), a przy małym wolumenie sprzedaży koszty wynikające z różnicy umorzenia i opłaty zastępczej są niewielkie, o należy sądzić, że część nieumorzonych certyfikatów jest wynikiem oczekiwania na wyższą cenę w przyszłości, o inne nie rozpoznane przez URE i autorów. Tabela Porównanie ilości wydanych certyfikatów i umorzonych certyfikatów Jednostka Żółte Czerwone Ilość wydanych ŚP za okres II połowa MWh 2007 (bez KDT) , ,722 Ilość umorzonych ŚP do MWh , ,652 Ilość ŚP pozostałych na rynku MWh , ,07 Udział procentowy % (Umorzone/wydane) 91,6 86,2 Ilość wydanych ŚP za okres 2008 MW , ,518 Ilość umorzonych ŚP do MW , ,308 Ilość ŚP pozostałych na rynku MW , ,210 Udział procentowy % (umorzone/wydane) 78,0 82,5 Ilość świadectw na rynku narastająco MWh (nie umorzonych) , ,28 Należy zwrócić uwagę, że w 2008 roku wytwórca mógł otrzymać tylko jedno świadectwo. Spowodowało to, że energia wytworzona w kogeneracji z paliw odnawialnych 15

16 [TWh] była identyfikowana jako odnawialna (świadectwo zielone ), a nie była rozpoznana jako wytworzona w kogeneracji. Przypadek taki dotyczy spalania lub współspalania biomasy. Według danych ARE w 2008 roku z biomasy zostało wytworzone około 3,5 TWh energii elektrycznej. Ocenić można, że z wielkości tej około 1,2 TWh to produkcja, która mogłaby być zakwalifikowana jako skojarzona. Produkcję w skojarzeniu w 2008 roku ocenić więc można na poziomie 25 TWh, co jest zgodne z danymi URE. Zmiany produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu i jej udziału w całkowitej produkcji w latach przedstawiono na rys oraz Rys Wielkości produkcji energii elektrycznej w kogeneracji w latach Należy zwrócić uwagę, że w ostatnim okresie dwukrotnie następowała zmiana definicji energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji, odpowiednio w latach 2005 oraz 2007, a w połowie 2007 roku nastąpiła zmiana mechanizmu wsparcia kogeneracji i wprowadzono system zbywalnych świadectw pochodzenia (certyfikatów). Zgodnie z danymi ARE [1, 3] w wysokosprawnej kogeneracji w 2008 roku wyprodukowano 223,96 PJ ciepła. Zmiany wielkości ciepła wytworzonego w elektrowniach i elektrociepłowniach w kogeneracji, na tle całkowicie wyprodukowanego w tych zakładach, przedstawiono na rys Luka w produkcji ciepła w skojarzeniu w latach spowodowana jest brakiem krajowych danych statystycznych produkcji ciepła w skojarzeniu w źródłach przemysłowych. Można przypuszczać, że w tym okresie produkcja ciepła 16

17 w skojarzeniu była zbliżona do 300 PJ. Udział produkcji w skojarzeniu w produkcji całkowitej przedstawiono na rys % 18.00% 16.00% 14.00% 12.00% 10.00% 8.00% 6.00% 4.00% 2.00% 0.00% Rys Udział produkcji energii elektrycznej w kogeneracji w latach Rys Wielkość produkcji ciepła w elektrowniach i elektrociepłowniach, w tym w skojarzeniu 17

18 ,00% 95,00% 90,00% 85,00% 80,00% 75,00% 70,00% 65,00% 60,00% 55,00% 50,00% Rys Udział produkcji ciepła w skojarzeniu w elektrowniach i elektrociepłowniach, w całkowitej produkcji ciepła w tych zakładach Z punktu widzenia oceny kogeneracji istotna jest wielkość wskaźnika skojarzenia, tj. stosunku wytworzonej energii elektrycznej do ciepła. Zmiany tej wielkości w ostatnich latach zilustrowano na rys ,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0, Rys Średni wskaźnik skojarzenia wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w elektrociepłowniach 18

19 Analiza przedstawionych danych historycznych nie pozwala wyciągnąć jednoznacznych wniosków w zakresie oceny rozwoju w Polsce kogeneracji. Widoczny jest ciągły, choć niewielki wzrost zarówno bezwzględnej wielkości energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji, jak i jej udziału w całkowitej produkcji. Te wzrostowe tendencje zakłócają oczywiście zmiany definicji kogeneracji, jakie nastąpiły w latach 2005 oraz Ostania z nich, zgodna Dyrektywą 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii [4], nastąpiła w połowie 2007 roku. Dopiero zatem produkcja w 2008 roku wypełnia w całości wymagania stawiane przez tę dyrektywę. Przyrost produkcji nie może być zatem podstawą do oceny aktualnego systemu wsparcia w postaci zbywalnych świadectw pochodzenia. Jednocześnie można jednak wnioskować, że istniejący system wsparcia jest niewystarczający, skoro w ciągu ostatnich lat praktycznie nie pojawiły się nowe instalacje kogeneracyjne, a wykonane w wielu przedsiębiorstwach analizy techniczno-ekonomiczne wskazują na trudności w sfinansowaniu takich inwestycji. Zwrócić należy także uwagę, że od roku 1990 następuje praktycznie ciągły spadek całkowitej produkcji ciepła w elektrowniach i elektrociepłowniach, przy wyraźnie niższym spadku produkcji ciepła w skojarzeniu. Wprowadzenie pojęcia wysokosprawnej kogeneracji zgodne z definicją dyrektywy kogeneracyjnej spowodowało także wzrost wartości wskaźnika skojarzenia. Wynosi on obecnie około 0,4. Ponieważ większość technologii kogeneracyjnych charakteryzuje się wyższym wskaźnikiem skojarzenia, w przypadku wymiany urządzeń w istniejących instalacjach będzie następował jego wzrost. Stwarza to jeszcze pewien potencjał wzrostu produkcji w skojarzeniu energii elektrycznej przy niezmiennej produkcji ciepła Aktualne uwarunkowania rynkowe kogeneracji Rozpatrując uwarunkowania rynkowe, w jakich działa kogeneracja, należy rozdzielnie rozpatrzyć rynki obu produktów skojarzonego wytwarzania, tj. ciepła i energii elektrycznej. W przypadku ciepła mamy do czynienia z dwoma podstawowymi przypadkami: produkcja ciepła na potrzeby własne oraz wytwarzanie na sprzedaż, przy czym odbiorcą są tu zwykle pośrednio lub bezpośrednio podmioty wykorzystujące ciepło na potrzeby ciepłej wody użytkowej i ogrzewania pomieszczeń. W większości przypadków ciepło to jest dostarczane do odbiorców w ramach systemu ciepłowniczego, a wytwórca ciepła jest właścicielem 19

20 systemu lub dostawcą ciepła do systemu ciepłowniczego. Rynki ciepła mają więc charakter lokalny i rozdzielony; cena ciepła wytwarzanego w ciepłowniach i elektrociepłowniach do 2009 roku włącznie była regulowana, a taryfy podlegały zatwierdzaniu przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Ta kosztowna formuła powoduje, że cena ciepła w miejscowościach zasilanych z systemów ciepłowniczych różni się znacząco. Średnie ceny ciepła w 2008 roku w poszczególnych województwach w Polsce zestawiono w tabeli (wg danych URE). Tabela Średnioważone ceny ciepła ( ogółem ) oraz średnioważone stawki opłat za usługi przesyłowe dla pierwszego roku stosowania taryf zatwierdzonych w okresie styczeń grudzień 2008 r. (dane URE) Lp. Województwo średnioważona cena ciepła ogółem wytwarzanie [zł/gj] średnioważona stawka opłaty za usługi przesyłowe przesył [zł/gj] Razem wytwarzanie i przesył [zł/gj] *) 1 Mazowieckie 23,11 10,08 33,19 2 Dolnośląskie 29,58 12,52 42,1 3 Opolskie 30,98 12,46 43,44 4 Kujawsko-pomorskie 32,17 11,78 43,95 5 Wielkopolskie 29,42 13,55 42,97 6 Pomorskie 36,07 16,38 52,45 7 Warmińsko-mazurskie 30,32 12,74 43,06 8 Małopolskie 25, ,22 9 Podkarpackie 34,68 11,69 46,37 10 Śląskie 26,52 12,11 38,63 11 Łódzkie 28,81 11,36 40,17 12 Świętokrzyskie 37,12 12,77 49,89 13 Zachodniopomorskie 31,94 13,36 45,3 14 Lubuskie 33,98 11,91 45,89 15 Lubelskie 28,23 11,65 39,88 16 Podlaskie 27,55 12,48 40,03 17 Ogółem kraj 27,68 12,14 39,82 *) obliczenia własne źródło: Zróżnicowana jest zarówno cena wytwarzania, jak i dystrybucji (przesyłu). Najwyższa cena wytwarzania (w województwie świętokrzyskim 37,12 zł/gj) różni się od najniższej (mazowieckie 23,11 zł/gj ), aż o 14 zł, tj. o 60%. Różnice w przesyle są podobne, bo cena najwyższa (pomorskie) sięga 16,38 zł/gj, a najniższa (także mazowieckie) nieco ponad 10 zł/gj. Minimalna cena dostawy ciepła (wytwarzanie + przesył) wyniosła w 2008 roku 33,19 zł/gj, a maksymalna 52,45 zł/gj. Cena wytwarzania jest uzależniona od kosztów paliwowych. Ilustruje to porównanie średnich cen wytwarzania ciepła w 2009 roku (dane URE): z węgla 33,83 zł/gj, z gazu ziemnego 59,21 zł/gj oraz z oleju opałowego 75,93 zł/gj. Ponieważ ceny zestawiono w tabeli są średnimi ważonymi, można z dużą dokładnością przyjąć, że średnia dla kraju cena wytwarzania ciepła w 2008 roku (27,68 zł/gj) jest bliska średniej ceny ciepła z węgla. 20

21 Oznacza to, że w okresie nastąpił znaczący, bo ponad 20-procentowy wzrost ceny wytwarzania ciepła z węgla. Lokalność rynków ciepła powoduje, że niezwykle rzadko występuje tu bezpośrednia konkurencja wytwórców. Poziom cen jest natomiast utrzymywany nie tylko poprzez działania regulacyjne (URE), ale też konkurencyjne technologie zaopatrzenia w ciepło. Za taką technologię uważa się ogrzewanie gazowe. Stąd istotne jest porównanie cen ciepła w systemach ciepłowniczych z kosztami ogrzewania gazowego. Pojawienie się trwałej różnicy w cenie na korzyść gazu spowoduje bowiem, w rejonach gdzie gaz jest dostępny, masowe odłączanie się odbiorców od systemów ciepłowniczych. Koszty ogrzewania gazowego wyznaczono dla dwóch wariantów: ogrzewania indywidualnego oraz grupowego w budynku wielorodzinnym. Dla ogrzewania indywidualnego przyjęto, że dla przeciętnego odbiorcy zapotrzebowaniena moc będzie wynosiło ok. 15 kw, a zapotrzebowanie na energię na cele c.o. i c.w. ok kwh/rok (43,2 GJ). Przy tak przyjętych założeniach otrzymujemy: zamówienie mocy w gazie 1,54 m 3 /h, zużycie roczne gazu 1452 m 3 /rocznie (dodatkowo założono sprawność kotła równą 85%). Ceny gazu w Polsce są nieznacznie zróżnicowane, stąd koszt ciepła do ogrzewania budynków jednorodzinnych z gazu będzie (bez kosztów zakupu i obsługi kotła) zmieniała się od 56,34 zł/gj 4 w rejonie działania karpackiej spółki gazowej do 58,73 5 zł/gj w rejonie spółki wielkopolskiej. Koszt średni dla Polski (średnia arytmetyczna) wynosi zatem około 58 zł/gj. Dla hipotetycznego budynku wielorodzinnego przyjęto zapotrzebowanie na moc w wysokości 500 kw oraz zapotrzebowanie na ciepło w wysokości 4000 GJ. Zakładając sprawność kotła 85%, otrzymujemy zamówienie mocy w gazie, które wynosi 60 m 3 /h (590 kw), oraz roczne zużycie gazu na poziomie 134 tys. m 3 (4700 GJ). W stosunku do takiego odbiorcy stosowana jest taryfa W-7a, co oznacza, że koszty ciepła zmieniają się w zakresie 43,6 6 zł/gj (spółka karpacka) do 47,9 7 zł/gj (spółka pomorska). 4 Jednostkowe koszty zakupu gazu określone według taryfy W-3 dla Karpackiej Spółki Gazowniczej przy założeniu: zamówienie mocy w gazie 1,54 m 3 /h, zużycie roczne gazu 1452 m 3 /rocznie. 5 Jednostkowe koszty zakupu gazu określone według taryfy W-3 dla Wielkopolskiej Spółki Gazowniczej przy założeniu, zamówienie mocy w gazie 1,54 m 3 /h, zużycie roczne gazu 1452 m 3 /rocznie 6 Jednostkowe koszty zakupu gazu określona według taryfy W-7a dla Karpackiej Spółki Gazowniczej przy założeniu: zamówienie mocy w gazie 60 m 3 /h, zużycie roczne gazu 134 tys. m 3 /rocznie. 7 Jednostkowe koszty zakupu gazu określone według taryfy W-7a dla Pomorskiej Spółki Gazowniczej przy założeniu: zamówienie mocy w gazie 60 m 3 /h, zużycie roczne gazu 134 tys. m 3 /rocznie. 21

22 Powyższe koszty nie uwzględniają amortyzacji i konserwacji kotła gazowego. Można oszacować bardzo zgrubnie, że związany koszt wynosi 8 10 zł/gj (szacunki własne), a to oznacza, że koszt indywidualnego ogrzewania gazowego wynosi około 68 zł/gj, a grupowego 57 zł/gj. Warto zwrócić uwagę, że koszt ogrzewania grupowego nie jest wyższy niż średni koszt wytwarzania ciepła z gazu w systemach ciepłowniczych w roku 2009 (59,21 zł/gj; źródło Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Informacja 4/2010). Można ocenić, że koszt indywidualnego lub grupowego ogrzewania gazowego, w stosunku do którego nie są przewidywane żadne opłaty emisyjne, stanowi granice możliwego wzrostu cen ciepła z węgla wytwarzanego w systemach ciepłowniczych. Zupełnie inaczej niż w przypadku ciepła wygląda sytuacja ze sprzedażą energii elektrycznej. W kraju mamy teoretycznie do czynienia z jednym rynkiem wielu konkurujących ze sobą wytwórców energii elektrycznej i na takim rynku sprzedawana jest energia elektryczna wytwarzana w kogeneracji. W 2009 roku średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym osiągnęła poziom 197,21 zł/mwh. W 2008 roku wynosiła ona 155,44 zł za MWh. Wzrost ceny wyniósł zatem prawie 27%. Był więc wyższy niż w przypadku ciepła. Taki wzrost cen spowodowany był przede wszystkim wzrostem cen węgla oraz spodziewanym deficytem uprawnień do emisji CO 2 w okresie KPRU II, tj. w latach Rynek energii elektrycznej w Polsce zorganizowany jest na zasadzie tzw. miedzianej płyty, tj. nie uwzględnia lokalizacji wytwórcy w stosunku do odbiorcy oraz poziomu napięć, przy których energia wprowadzana jest do systemu. Z punktu widzenia kogeneracji jest to rozwiązanie niekorzystne. Elektrociepłownie zlokalizowane są głównie w obszarach miejskich o dużym zapotrzebowaniu na energię elektryczną. Energia elektryczna na lokalnym rynku dostarczana jest bez nadmiernych strat przesyłu i kosztów kilkakrotnego transformowania napięcia. Przy innej organizacji rynku można by zatem za sprzedaną energię elektryczną uzyskiwać wyższe ceny. Możliwy poziom takich cen określają średnie ceny sprzedaży energii elektrycznej przy różnym napięciu. Dla roku 2008 zestawiono je w tabeli Dodatkowym przychodem elektrociepłowni wytwarzającej energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji są przychody z tytułu sprzedaży certyfikatów tzw. czerwonych dla węgla (Ozk) oraz żółtych dla gazu i źródeł o mocy elektrycznej mniejszej niż 1 MW (Ozg). Średnia cena ich sprzedaży w roku 2008 wynosiła Ozk = 17,96 zł/mwh ( czerwone ) i Ozg = 117 zł/mwh ( żółte ), a w roku 2009 odpowiednie dla czerwonych certyfikatów Ozk = 19,32 zł/mwh i żółtych Ozg = 128,8 zł/mwh. 22

23 Tabela Średnie ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych [1] Wyszczególnienie Średnia cena zł/mwh 2008 w tym: opłata za en. el. opłata przesyłowa Odbiorcy na WN 241,37 178,53 62,84 Odbiorcy na SN 280,28 188,98 91,30 Odbiorcy komercyjni na nn 393,79 197,13 196,66 Średnia cena dla odbiorców posiadających umowy kompleksowe (wg art. 5 ust. 3 ustawy PE) 329,46 188,19 141,27 Sumaryczne jednostkowe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji wynosiły więc odpowiednio: w roku 2008: w roku 2009: - 172,40 zł/mwh dla energii wytwarzanej z węgla, - 271,44 zł/mwh dla energii wytwarzanej z gazu oraz w jednostkach o mocy elektrycznej mniejszej od 1 MW, - 216,53 zł/mwh dla energii wytwarzanej z węgla, - 326,11 zł/mwh dla energii wytwarzanej z gazu oraz w jednostkach o mocy elektrycznej mniejszej od 1 MW Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji wynikających z uregulowań prawnych wdrażających w Polsce Dyrektywę UE w sprawie wspierania kogeneracji Podstawowym aktem prawnym regulującym sprawy związane z kogeneracją jest Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii [4]. W Dyrektywie tej literalnie wymieniono następujące technologie, których dotyczy ten dokument: a) turbina gazowo-parowa z odzyskiwaczami ciepła b) turbina parowa przeciwprężna c) turbina parowa upustowo-kondensacyjna d) turbina gazowa z odzyskiwaczami ciepła e) silnik spalinowy 23

24 f) mikroturbiny g) silniki Stirlinga h) ogniwa paliwowe i) silniki parowe j) organiczny obieg Rankine a k) pozostałe rodzaje technologii lub ich kombinacje spełniające definicję przedstawioną w art. 3 lit. a). W Dyrektywie tej można wyróżnić trzy typy jednostek kogeneracyjnych: 1) jednostka kogeneracji oznacza jednostkę, która może działać w trybie kogeneracji; 2) jednostka mikrokogeneracji oznacza jednostkę kogeneracji o maksymalnej zdolności poniżej 50 kwe; 3) kogeneracja na małą skalę oznacza jednostki kogeneracji z zainstalowaną zdolnością poniżej 1 MWe Zachęty do projektowania jednostek kogeneracji o wielkości odpowiadającej zapotrzebowaniu na ciepło użytkownika W polskim prawie i rozporządzeniach regulacyjnych obowiązujących do czerwca 2007 r. występował brak zachęt do inwestowania i projektowania jednostek kogeneracji o wielkości odpowiadającej zapotrzebowaniu na moc cieplną. Podstawą wsparcia kogeneracji jest art. 9a. ust. 8 w 2 rozdziale Prawa Energetycznego dotyczącym dostarczania paliw i energii. W art. 9a. ust. 8 Prawa Energetycznego znajduje się zapis zobowiązujący przedsiębiorstwa energetyczne do przedstawienia do umorzenia świadectwa pochodzenia z kogeneracji, ewentualnie uiszczenia opłaty zastępczej. Artykuł ten ma treść:...przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotem i sprzedające tę energię odbiorcom końcowym przyłączonym do sieci na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej jest obowiązane, w zakresie określonym w przepisach wydanych na podstawie ust. 10: 1) uzyskać i przedstawić do umorzenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki świadectwa pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, dla energii 24

25 elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji znajdujących się na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej albo 2) uiścić opłatę zastępczą obliczoną w sposób określony w ust. 8a. 8a. Opłatę zastępczą, o której mowa w ust. 8 pkt 2, oblicza się według wzoru: Ozs = Ozg x Eog + Ozk x Eok, gdzie poszczególne symbole oznaczają: Ozs opłatę zastępczą, o której mowa w ust. 8 pkt 2, wyrażoną w złotych, Ozg jednostkową opłatę zastępczą, nie niższą niż 15% i nie wyższą niż 110% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b, wyrażoną w złotych za 1 MWh, Eog ilość energii elektrycznej równą różnicy pomiędzy ilością energii elektrycznej wynikającą z obowiązku określonego w przepisach wydanych na podstawie ust. 10, dla jednostek kogeneracji wymienionych w art. 9l ust. 1 pkt 1, i ilością energii elektrycznej wynikającą ze świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1, umorzonych przedsiębiorstwu energetycznemu w terminie, o którym mowa w art. 9m ust. 3, wyrażoną w MWh, Ozk jednostkową opłatę zastępczą, nie niższą niż 15% i nie wyższą niż 40% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b, wyrażoną w złotych za 1 MWh, Eok ilość energii elektrycznej równą różnicy pomiędzy ilością energii elektrycznej wynikającą z obowiązku określonego w przepisach wydanych na podstawie ust. 10, dla jednostek kogeneracji wymienionych w art. 9l ust. 1 pkt 2, i ilością energii elektrycznej wynikającą ze świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 2, umorzonych przedsiębiorstwu energetycznemu w terminie, o którym mowa w art. 9m ust. 3, wyrażoną w MWh. Wyżej wymieniony artykuł daje przedsiębiorstwu możliwość przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji lub uiszczenia opłaty zastępczej oraz określa sposób jej obliczenia. W znowelizowanym Prawie Energetycznym z dn. 11 marca 2010 r. zmieniony został art. 9.l w ten sposób, że świadectwa pochodzenia obejmują energię elektryczną wytwarzaną ze spalania metanu oraz biomasy. Treść ww. artykułu jest następująca: 25

26 Art. 9l. 1. Potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji jest świadectwo pochodzenia tej energii, zwane dalej świadectwem pochodzenia z kogeneracji. Świadectwo pochodzenia z kogeneracji wydaje się oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji w jednostce kogeneracji: 1) opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła poniżej 1 MW; 1a) opalanej metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych; 2) innej niż wymienionej w pkt 1 i 1a. 1a. W jednostce kogeneracji, w której są spalane paliwa gazowe lub metan uwalniany i ujmowany przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gaz uzyskiwany z przetwarzania biomasy w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych wspólnie z innymi paliwami, do energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji: Wprowadzony zapis rozszerza możliwość uzyskiwania świadectw pochodzenia dla jednostek instalacji odzysku metanu i produkcji gazu z biomasy pracujących w wysokosprawnej kogeneracji. W art 9a ust.1 prawa znajduje się zapis określający jednostkową opłatę zastępczą dla źródeł odnawialnych Ozj = 240 zł/mwh. W art. 9c w ust. 6 i 7 zapisane są obowiązki operatora systemu elektroenergetycznego. Zgodnie z tymi zapisami operator zobowiązany jest do zapewnienia pierwszeństwa w świadczeniu usług przesyłania oraz odbioru energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji Operator systemu elektroenergetycznego, w obszarze swojego działania, jest obowiązany zapewnić wszystkim podmiotom pierwszeństwo w świadczeniu usług przesyłania energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii oraz w wysokosprawnej kogeneracji, z zachowaniem niezawodności i bezpieczeństwa krajowego systemu elektroenergetycznego. 7. Operator systemu elektroenergetycznego, w obszarze swojego działania, jest obowiązany do odbioru energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w źródłach 26

27 znajdujących się na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej przyłączonych bezpośrednio do sieci tego operatora... Art. 9e ust. 1a PE przewiduje możliwość uzyskiwania podwójnych świadectw pochodzenia dla źródeł odnawialnych pracujących jednocześnie w kogeneracji:...potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w odnawialnym źródle energii jest świadectwo pochodzenia tej energii, zwane dalej świadectwem pochodzenia. 1a. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki wydaje świadectwa pochodzenia, o których mowa w ust. 1, oraz świadectwa pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, dla energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii spełniającej jednocześnie warunki wysokosprawnej kogeneracji. W art. 9e ust. 11 PE porządkuje przepisy dotyczące praw majątkowych dla świadectw pochodzenia, natomiast w ust. 18 zwalnia OŹE o mocy < 5 MW z opłat za: wpis do rejestru świadectw, za świadectwa pochodzenia i za licencję...podmiot, o którym mowa w ust. 9, jest obowiązany na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, odbiorcy końcowego oraz towarowego domu maklerskiego lub domu maklerskiego, o których mowa w art. 9a ust. 1a, lub innego podmiotu, któremu przysługują prawa majątkowe wynikające ze świadectwa pochodzenia, wydać dokument stwierdzający prawa majątkowe wynikające z tych świadectw przysługujące wnioskodawcy i odpowiadającą tym prawom ilość energii elektrycznej. 12. Wpis do rejestru świadectw pochodzenia oraz dokonane zmiany w rejestrze podlegają opłacie w wysokości odzwierciedlającej koszty prowadzenia rejestru. 13. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, odbiorcy końcowego oraz towarowego domu maklerskiego lub domu maklerskiego, o których mowa w art. 9a ust. 1a, którym przysługują prawa majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia, umarza, w drodze decyzji, te świadectwa w całości lub w części. 13a. Towarowy dom maklerski lub dom maklerski wykonując obowiązek, o którym mowa w art. 9a ust. 1 i 8, w odniesieniu do transakcji realizowanych na zlecenie odbiorców końcowych, może złożyć wniosek do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o umorzenie świadectw pochodzenia należących do innego podmiotu, któremu przysługują wynikające z tych świadectw prawa majątkowe, o ile dołączy pisemną zgodę tego podmiotu na zaliczenie tych świadectw do wypełnienia obowiązku przez towarowy dom maklerski lub dom maklerski. 27

28 14. Świadectwo pochodzenia umorzone do dnia 31 marca danego roku kalendarzowego jest uwzględniane przy rozliczeniu wykonania obowiązku określonego w art. 9a ust. 1 w poprzednim roku kalendarzowym. 15. Prawa majątkowe wynikające ze świadectwa pochodzenia wygasają z chwilą jego umorzenia. 16. Przedsiębiorstwo energetyczne, odbiorca końcowy oraz towarowy dom maklerski lub dom maklerski, o których mowa w art. 9a ust. 1a, wraz z wnioskiem o umorzenie świadectw pochodzenia jest obowiązany złożyć do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki dokument, o którym mowa w ust Prezes Urzędu Regulacji Energetyki przekazuje informacje o wydanych i umorzonych świadectwach pochodzenia podmiotowi prowadzącemu rejestr tych świadectw, o którym mowa w ust Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii o łącznej mocy elektrycznej nieprzekraczającej 5 MW zwalnia się z: 1) opłat, o których mowa w ust. 12; 2) opłaty skarbowej za wydanie świadectwa pochodzenia; 3) opłaty skarbowej za wydanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii, o której mowa w art. 32 ust. 1 pkt 1. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia r. (Dz. U. Nr 21, poz. 111) [6] w sprawie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w zakresie budowy lub przebudowy jednostek wysokosprawnego wytwarzania energii określa szczegółowe przeznaczenie, warunki i tryb udzielania pomocy publicznej na inwestycje związane z kogeneracją w ramach działania 9.1 Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko W ramach pomocy mogą być wspierane inwestycje w zakresie budowy lub przebudowy jednostek wytwarzających energię zapewniające wysokosprawną kogenerację. Pomoc może być udzielana zarówno na inwestycje regionalne, jak i środowiskowe. Maksymalna wartość pomocy na realizację inwestycji dla małych przedsiębiorstw może wynieść nawet 65% kosztów kwalifikowanych ( 7.3. p. 4 Rozporządzenia). W praktyce tak duże wsparcie nie było dotychczas udzielane. Podobnie Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia r. (Dz. U. Nr 21, poz.112) [7] w sprawie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w zakresie budowy lub 28

29 rozbudowy jednostek wytwarzających energię elektryczną lub ciepło z odnawialnych źródeł energii określa szczegółowe przeznaczenie, warunki i tryb udzielania pomocy publicznej na inwestycje między innymi w zakresie budowy lub rozbudowy jednostek wytwarzających...energię elektryczną ze źródeł odnawialnych w kogeneracji w układach niespełniających wymogów wysokosprawnej kogeneracji... W Ministerstwie Gospodarki trwają prace nad rozporządzeniem, które będzie podstawą do udzielania pomocy ze środków POIiŚ na rozwój sieci elektroenergetycznych i ciepłowniczych ( Projekt rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w zakresie budowy lub przebudowy sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej albo sieci ciepłowniczej ) 8. Projekt przewiduje udzielanie pomocy w formie dotacji na inwestycje w zakresie: budowy lub przebudowy sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej mającej na celu zmniejszenie strat sieciowych nie mniej niż 30%, na wytwarzanie energii elektrycznej lub ciepła oraz przebudowy lub budowy w miejsce istniejącego systemu ciepłowniczego sieci ciepłowniczej o największym potencjale obniżenia strat energii. Pomoc nie może być udzielana na rozbudowę lub budowę sieci elektroenergetycznej i sieci ciepłowniczej w celu przyłączenia nowych odbiorców lub wytwórców energii elektrycznej lub ciepła. Pomoc ma być udzielana do 2015 roku w formie konkursu, a maksymalna wartość pomocy może wynieść 85% luki w finansowaniu inwestycji. Pomoc ma być skierowana na inwestycje, których celem jest ograniczenie emisji CO 2 poprzez redukcję strat energii występujących przy dystrybucji energii elektrycznej oraz ciepła. Ponieważ projekt rozporządzenia (datowany na grudzień 2009 r.) nie uwzględnia nowych inwestycji, jest ograniczony w czasie, wymaga zmniejszenia o ponad 30% strat ciepła i do chwili obecnej nie został wprowadzony w życie, jego oddziaływanie na modernizację sieci elektroenergetycznych i ciepłowniczych pracujących w kogeneracji może być niewielkie. W art PE [5] dotyczącym kar pieniężnych nakładanych przez prezesa URE znajduje się następujący zapis: Art Karze pieniężnej podlega ten, kto:

30 1... 1a) nie przestrzega obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia Prezesowi URE świadectwa pochodzenia, świadectwa pochodzenia z biogazu lub świadectwa pochodzenia z kogeneracji albo nie uiszcza opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 1 i 8, lub nie przestrzega obowiązków zakupu energii elektrycznej, o których mowa w art. 9a ust. 6, lub nie przestrzega obowiązków zakupu ciepła, o których mowa w art. 9a ust. 7, lub przedkłada Prezesowi URE wnioski o wydanie świadectwa pochodzenia, świadectwa pochodzenia z biogazu lub świadectwa pochodzenia z kogeneracji zawierające dane lub informacje niezgodne ze stanem faktycznym... W ust 2a określono wysokość kary przy zaniechaniu obowiązku dotyczącego energii wytwarzanej w kogeneracji:...3) w zakresie nieprzestrzegania obowiązku, o którym mowa w art. 9a ust. 8, obliczona według wzoru: Ks = 1,3 x (Ozk Ozzk), gdzie poszczególne symbole oznaczają: Ks - minimalną wysokość kary pieniężnej, wyrażoną w złotych, Ozk opłatę zastępczą, obliczoną zgodnie z art. 9a ust. 8a, wyrażoną w złotych, Ozzk uiszczoną opłatę zastępczą, wyrażoną w złotych. Przedstawiony powyżej zapis informuje przedsiębiorstwo, że za niewypełnienie obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w kogeneracji będzie musiało zapłacić karę pieniężną, oraz umożliwia obliczenie wysokości przewidywanej kary. W artykule 9a ust.10 PE zobowiązuje ministra do określenia sposobu obliczania udziału energii elektrycznej wytwarzanej w kogeneracji Minister właściwy do spraw gospodarki określi, w drodze rozporządzenia, sposób obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji, o którym mowa w art. 9l ust. 1, oraz szczegółowy zakres obowiązku, o którym mowa w ust. 8, i obowiązku potwierdzania danych, o którym mowa w art. 9l ust. 8, w tym: 1) sposób obliczania: a) średniorocznej sprawności przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji, 30

31 b) ilości energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, c) ilości ciepła użytkowego w kogeneracji, d) oszczędności energii pierwotnej uzyskanej w wyniku zastosowania kogeneracji w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego; 2) sposoby wykorzystania ciepła użytkowego w kogeneracji przyjmowanego do obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji, o którym mowa w art. 9l ust. 1; 3) referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego, oddzielnie dla energii elektrycznej i ciepła, służące do obliczania oszczędności energii pierwotnej uzyskanej w wyniku zastosowania kogeneracji; 4) wymagania dotyczące pomiarów ilości energii elektrycznej i ciepła użytkowego w jednostkach kogeneracji oraz ilości paliw zużywanych do ich wytwarzania, w tym na potrzeby realizacji obowiązku potwierdzania danych, o którym mowa w art. 9l ust. 8; 5) wielkość i sposób obliczania udziałów ilości energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji, wynikającej z obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, lub uiszczenia opłaty zastępczej, w sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom końcowym, oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1 i 2; 6) maksymalną wysokość i sposób uwzględniania w kalkulacji cen energii elektrycznej ustalanych w taryfach przedsiębiorstw energetycznych, o których mowa w ust. 8: a) kosztów uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, b) poniesionej opłaty zastępczej, o której mowa w ust. 8 pkt 2 biorąc pod uwagę politykę energetyczną państwa, zobowiązania wynikające z umów międzynarodowych oraz uzasadnione technicznie i ekonomicznie możliwości wykorzystania krajowego potencjału wysokosprawnej kogeneracji... Obowiązek ten został zawarty w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 r. 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, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej 31

32 w wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z 2007 r. Nr 185, poz. 1314) [8]. Zgodnie z 13 przepisy rozporządzenia stosuje się od 1 lipca 2007 r. Wyżej wymienione rozporządzenie wprowadzone zostało w 2007 r. zgodnie z zapisem w Prawie Energetycznym. Od tego czasu Prawo Energetyczne było wielokrotnie nowelizowane, natomiast rozporządzenie nie. Rozporządzenie powinno zostać znowelizowane w ten sposób, aby zawierało zachęty do rozwoju kogeneracji. Do racjonalnego i efektywnego użytkowania paliw i energii odnoszą się także zapisy prawa energetycznego dotyczące obowiązku samorządu terytorialnego w planowaniu zaopatrzenia w energię. Art. 19 zobowiązuje gminy do uwzględniania w projekcie założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe lokalnych możliwości wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji. W art. 19 ust. 3 przy omawianiu zawartości projektu założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe PE określa obowiązek rozpatrzenia możliwości zastosowania kogeneracji:...art Wójt (burmistrz, prezydent miasta) opracowuje projekt założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, zwany dalej projektem założeń. 2. Projekt założeń sporządza się dla obszaru gminy co najmniej na okres 15 lat i aktualizuje co najmniej raz na 3 lata. 3. Projekt założeń powinien określać: 1) ocenę stanu aktualnego i przewidywanych zmian zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe; 2) przedsięwzięcia racjonalizujące użytkowanie ciepła, energii elektrycznej i paliw gazowych; 3) możliwości wykorzystania istniejących nadwyżek i lokalnych zasobów paliw i energii, z uwzględnieniem energii elektrycznej i ciepła wytwarzanych w odnawialnych źródłach energii, energii elektrycznej i ciepła użytkowego wytwarzanych w kogeneracji oraz zagospodarowania ciepła odpadowego z instalacji przemysłowych;... Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 r. w sprawie sposobu obliczania danych... w wysokosprawnej kogeneracji gwarantuje ustalone minimalne roczne 32

33 przyrosty energii elektrycznej, które mają być sukcesywnie zakupywane w poszczególnych latach. 9. Obowiązek uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectwa pochodzenia z kogeneracji lub uiszczenia opłaty zastępczej, o którym mowa w art. 9a ust. 8 ustawy, uznaje się za spełniony, jeżeli za dany rok kalendarzowy udział ilościowy sumy energii elektrycznej wynikającej z uzyskanych i umorzonych świadectw pochodzenia z kogeneracji lub z uiszczonej opłaty zastępczej w wykonanej całkowitej rocznej sprzedaży energii elektrycznej przez dane przedsiębiorstwo energetyczne odbiorcom wynosi nie mniej niż: 1) dla jednostki kogeneracji, o której mowa w art. 9l ust 1 pkt 1 ustawy a) 0,8% w II połowie 2007 r.; b) 2,7% w 2008 r.; c) 2,9% w 2009 r.; d) 3,1% w 2010 r.; e) 3,3% w 2011 r.; f) 3,5% w 2012 r.; 2) dla jednostki kogeneracji, o której mowa w art. 9l ust1 pkt2 ustawy a) 16,5% w II połowie 2007 r.; b) 19,0% w 2008 r.; c) 20,6% w 2009 r.; d) 21,3% w 2010 r.; e) 22,2% w 2011 r.; f) 23,2% w 2012 r.; Świadectwa pochodzenia energii elektrycznej z kogeneracji są to prawa majątkowe. Proces umarzania odbywa się poprzez Towarową Giełdę Energii na wniosek prezesa URE. Na giełdzie prowadzony jest również obrót tymi świadectwami. 33

34 Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 9 października 2006 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zapatrzenia w ciepło dla jednostek kogeneracyjnych o sprawności całkowitej większej niż 70% planowane i uzasadnione przychody ze sprzedaży ciepła obliczane są w sposób następujący: Pc = Pec Es x Ce gdzie poszczególne symbole oznaczają: Pc planowane przychody ze sprzedaży ciepła dla pierwszego roku stosowania taryfy [w zł]; Pec planowane łączne uzasadnione przychody ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej dla pierwszego roku stosowania taryfy, stanowiące sumę planowanych łącznych kosztów wytwarzania ciepła i energii elektrycznej oraz zwrotu z kapitału zaangażowanego w wykonywanie działalności gospodarczej związanej z wytwarzaniem ciepła i energii elektrycznej [w zł]; Es planowana wielkość sprzedaży energii elektrycznej dla pierwszego roku stosowania taryfy [w MWh]; Ce cena energii elektrycznej ustalona w taryfie dla danego źródła, zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 46 ust. 3 i 4 ustawy, lub cena planowana do uzyskania w warunkach konkurencji, o których mowa w art. 49 ustawy, dla pierwszego roku stosowania taryfy [w zł/mwh]. Przedstawiony powyżej wzór nie określa w sposób szczegółowy przychodu związanego z umorzeniem świadectw pochodzenia z kogeneracji. Gdyby w cenie energii elektrycznej Ce nie uwzględniono korzyści majątkowych uzyskanych z umorzenia świadectw pochodzenia energii elektrycznej z kogeneracji, to przedsiębiorstwo uzyskałoby podwójną korzyść, gdyż cena świadectw zostałaby opłacona raz przez odbiorców ciepła oraz drugi raz przez odbiorców energii elektrycznej. Wsparciem dla energii elektrycznej oraz dla ciepła wytarzanego w kogeneracji są przychody, jakie można uzyskać sprzedając prawa majątkowe uzyskane ze świadectw pochodzenia. Sposób określania cen ciepła uległ zmianie w wyniku nowelizacji prawa energetycznego, które zaczęło obowiązywać od 11 marca 2010 r. Zgodnie z tymi zmianami przy kalkulacji cen ciepła wytwarzanego w kogeneracji stosowane będą ustalane przez Prezesa URE wskaźniki referencyjne. Art w ust. 2 określającym zakres działania Prezesa URE nakłada na Prezesa obowiązek ustalania... 34

35 e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a, f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f; Przy czym przepisy art. 23 ust. 2 pkt 3 lit. e, w brzmieniu nadanym tą ustawą, w zakresie obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji oraz uiszczenia opłaty zastępczej, stosuje się do dnia 31 marca 2013 r. Z zapisu wynika, że istniejący system świadectw pochodzenia ma obowiązywać do 31 marca 2013 roku. Art. 47 ust. 2f wskazuje, że przychody ze sprzedaży ciepła przyjmowane do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie za ciepło należy obliczać przy zastosowaniu wskaźnika referencyjnego oraz że wskaźnik ten ma być ogłaszany przez Prezesa URE do 31 marca każdego roku (ust. 2g). 2f. Planowane przychody ze sprzedaży ciepła przyjmowane do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie dla ciepła dla jednostek kogeneracji oblicza się przy zastosowaniu wskaźnika referencyjnego ustalanego przez Prezesa URE zgodnie z metodologią określoną w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 5 i 6 i średnich cen sprzedaży ciepła, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c. 2g. W terminie do dnia 31 marca każdego roku Prezes URE ogłasza w Biuletynie URE wysokość wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w ust. 2f W art. 46 ust. 5 zawarty jest dla ministra właściwego do spraw gospodarki obowiązek określenia w drodze rozporządzenia szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf dla ciepła oraz szczegółowych zasad rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło. 4) uproszczony sposób kalkulacji cen i stawek opłat dla ciepła wytwarzanego w jednostce kogeneracji z zastosowaniem wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f; 5) sposób ustalania wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w pkt 4; 6) sposób uwzględniania w taryfach kosztów zakupu ciepła, o którym mowa w art. 9a ust. 7; Uproszczenie i usprawnienie procedur administracyjnych W art.7.1 Prawa Energetycznego przedstawione są zasady przyłączania do sieci. Art Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii jest obowiązane do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci z podmiotami ubiegającymi się o przyłączenie do sieci, na zasadzie równoprawnego traktowania, jeżeli istnieją techniczne i ekonomiczne warunki przyłączenia do sieci i 35

36 dostarczania tych paliw lub energii, a żądający zawarcia umowy spełnia warunki przyłączenia do sieci i odbioru. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne odmówi zawarcia umowy o przyłączenie do sieci, jest obowiązane niezwłocznie pisemnie powiadomić o odmowie jej zawarcia Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki i zainteresowany podmiot, podając przyczyny odmowy. 2. Umowa o przyłączenie do sieci powinna zawierać co najmniej postanowienia określające: termin realizacji przyłączenia, wysokość opłaty za przyłączenie, miejsce rozgraniczenia własności sieci przedsiębiorstwa energetycznego i instalacji podmiotu przyłączanego, zakres robót niezbędnych przy realizacji przyłączenia, wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego parametrów, warunki udostępnienia przedsiębiorstwu energetycznemu nieruchomości należącej do podmiotu przyłączanego w celu budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej do realizacji przyłączenia, przewidywany termin zawarcia umowy, na podstawie której nastąpi dostarczanie paliw gazowych lub energii, ilości paliw gazowych lub energii przewidzianych do odbioru, moc przyłączeniową, odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, a w szczególności za opóźnienie terminu realizacji prac w stosunku do ustalonego w umowie, oraz okres obowiązywania umowy i warunki jej rozwiązania. 3. Obowiązek, o którym mowa w ust. 1 zdanie pierwsze, nie dotyczy przypadku, gdy ubiegający się o zawarcie umowy o przyłączenie do sieci nie ma tytułu prawnego do korzystania z nieruchomości, obiektu lub lokalu, do których paliwa gazowe lub energia mają być dostarczane. 3a. Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci składa wniosek o określenie warunków przyłączenia do sieci, zwanych dalej warunkami przyłączenia, w przedsiębiorstwie energetycznym, do którego sieci ubiega się o przyłączenie. 3b. Wniosek o określenie warunków przyłączenia zawiera w szczególności oznaczenie podmiotu ubiegającego się o przyłączenie, określenie nieruchomości, obiektu lub lokalu, o których mowa w ust. 3, oraz informacje niezbędne do zapewnienia spełnienia wymagań określonych w art. 7a. 4. Przedsiębiorstwo, o którym mowa w ust. 1, jest obowiązane do spełniania technicznych warunków dostarczania paliw gazowych lub energii określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 9 ust. 1 4, 7 i 8 oraz w odrębnych przepisach i koncesji. 5. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii jest obowiązane zapewnić realizację i finansowanie budowy i rozbudowy sieci, w tym na potrzeby przyłączania podmiotów ubiegających się o 36

37 przyłączenie, na warunkach określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 9 ust. 1 4, 7 i 8 i art. 46 oraz w założeniach lub planach, o których mowa w art. 19 i Budowę i rozbudowę odcinków sieci służących do przyłączenia instalacji należących do podmiotów ubiegających się o przyłączenie do sieci zapewnia przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w ust. 1, umożliwiając ich wykonanie zgodnie z zasadami konkurencji także innym przedsiębiorcom zatrudniającym pracowników o odpowiednich kwalifikacjach i doświadczeniu w tym zakresie. 7. Podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci dzieli się na grupy, biorąc pod uwagę parametry sieci, standardy jakościowe paliw gazowych lub energii oraz rodzaj i wielkość przyłączanych urządzeń, instalacji i sieci. 8. Za przyłączenie do sieci pobiera się opłatę ustaloną na podstawie następujących zasad: 1) 2) 3) za przyłączenie źródeł współpracujących z siecią oraz sieci przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii pobiera się opłatę ustaloną na podstawie rzeczywistych nakładów poniesionych na realizację przyłączenia, z wyłączeniem odnawialnych źródeł energii o mocy elektrycznej zainstalowanej nie wyższej niż 5 MW oraz jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW, za których przyłączenie pobiera się połowę opłaty ustalonej na podstawie rzeczywistych nakładów. 8a. Podmiot ubiegający się o przyłączenie źródła do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv wnosi zaliczkę na poczet opłaty za przyłączenie do sieci, zwaną dalej zaliczką, w wysokości 30 zł za każdy kilowat mocy przyłączeniowej określonej we wniosku o określenie warunków przyłączenia, z zastrzeżeniem ust. 8b. 8b. Wysokość zaliczki nie może być wyższa niż wysokość przewidywanej opłaty za przyłączenie do sieci i nie wyższa niż zł. W przypadku gdy wysokość zaliczki przekroczy wysokość opłaty za przyłączenie do sieci, różnica między wysokością wniesionej zaliczki a wysokością tej opłaty podlega zwrotowi wraz z ustawowymi odsetkami liczonymi od dnia wniesienia zaliczki. 8c. Zaliczkę wnosi się w ciągu siedmiu dni od dnia złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia, pod rygorem pozostawienia wniosku bez rozpatrzenia. 8d. Do wniosku o określenie warunków przyłączenia podmiot, o którym mowa w ust. 8a, dołącza w szczególności wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego albo, w przypadku braku takiego planu, decyzję o warunkach zabudowy i 37

38 zagospodarowania terenu dla nieruchomości określonej we wniosku, jeżeli jest ona wymagana na podstawie przepisów o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym. Wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego lub decyzja o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu powinny potwierdzać dopuszczalność lokalizacji danego źródła energii na terenie objętym planowaną inwestycją, która jest objęta wnioskiem o określenie warunków przyłączenia. 8e. W przypadku urządzeń, instalacji lub sieci przyłączanych bezpośrednio do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv sporządza się ekspertyzę wpływu tych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, z wyjątkiem przyłączanych jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 2 MW, lub urządzeń odbiorcy końcowego o łącznej mocy przyłączeniowej nie większej niż 5 MW. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej zapewnia sporządzenie ekspertyzy. 8f. Koszty wykonania ekspertyzy, o której mowa w ust. 8e, uwzględnia się odpowiednio w nakładach, o których mowa w ust. 8 pkt 1 i 3. 8g. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej jest obowiązane wydać warunki przyłączenia w terminie: 1) 30 dni od dnia złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia przez wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kv, a w przypadku przyłączania źródła od dnia wniesienia zaliczki; 2)150 dni od dnia złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia przez wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv, a w przypadku przyłączania źródła od dnia wniesienia zaliczki. 8h. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej powinno potwierdzić pisemnie złożenie przez wnioskodawcę wniosku, określając w szczególności datę złożenia wniosku. 8i. Warunki przyłączenia są ważne, z zastrzeżeniem ustępu 8c zdanie drugie, dwa lata od dnia ich doręczenia. W okresie ważności warunki przyłączenia stanowią warunkowe zobowiązanie przedsiębiorstwa energetycznego do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej. 8j. W przypadku gdy przedsiębiorstwo energetyczne: 1) odmówi wydania warunków przyłączenia lub zawarcia umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej z podmiotem ubiegającym się o przyłączenie z powodu braku 38

39 technicznych lub ekonomicznych warunków przyłączenia, jest obowiązane niezwłocznie zwrócić pobraną zaliczkę; 2) wyda warunki przyłączenia po terminie, o którym mowa w ust. 8g, jest obowiązane do wypłaty odsetek od wniesionej zaliczki liczonych za każdy dzień zwłoki w wydaniu tych warunków; 3) wyda warunki przyłączenia, które będą przedmiotem sporu między przedsiębiorstwem energetycznym a podmiotem ubiegającym się o ich wydanie i spór zostanie rozstrzygnięty na korzyść tego podmiotu, jest obowiązane zwrócić pobraną zaliczkę wraz z odsetkami liczonymi od dnia wniesienia zaliczki do dnia jej zwrotu, o ile nie nastąpi przyłączenie. 8k. Stopę odsetek, o których mowa w ust. 8j, przyjmuje się w wysokości równej rentowności pięcioletnich obligacji skarbowych emitowanych na najbliższy dzień poprzedzający dzień 30 czerwca roku, w którym złożono wniosek o wydanie warunków przyłączenia, według danych opublikowanych przez ministra właściwego do spraw finansów publicznych oraz Główny Urząd Statystyczny. 8l. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej jest obowiązane sporządzać informacje dotyczące: 1) podmiotów (ich siedziby lub miejsca zamieszkania) ubiegających się o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv, lokalizacji przyłączeń, mocy przyłączeniowej, dat wydania warunków przyłączenia, zawarcia umów o przyłączenie do sieci i rozpoczęcia dostarczania energii elektrycznej, 2) wielkości dostępnej mocy przyłączeniowej dla stacji elektroenergetycznych lub ich grup, wchodzących w skład sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kv, a także planowanych zmianach tych wielkości w okresie następnych 5 lat, od dnia publikacji tych danych z zachowaniem przepisów o ochronie informacji niejawnych lub innych informacji prawnie chronionych. Informacje te przedsiębiorstwo aktualizuje co najmniej raz w miesiącu i zamieszcza na swojej stronie internetowej oraz udostępnia w swojej siedzibie do publicznego wglądu. 9. W przypadku gdy przedsiębiorstwo energetyczne odmówi przyłączenia do sieci z powodu braku warunków ekonomicznych, o których mowa w ust. 1, za przyłączenie do sieci przedsiębiorstwo energetyczne może ustalić opłatę w wysokości uzgodnionej z podmiotem ubiegającym się o przyłączenie do sieci w umowie o przyłączenie do sieci; przepisów ust. 8 nie stosuje się. 10. Koszty wynikające z nakładów na realizację przyłączenia podmiotów ubiegających się o przyłączenie, w zakresie, w jakim zostały pokryte wpływami z opłat za przyłączenie do sieci, 39

40 o których mowa w ust. 8 i 9, nie stanowią podstawy do ustalania w taryfie stawek opłat za przesyłanie lub dystrybucję paliw gazowych lub energii. 11. W umowie o przyłączenie do sieci ciepłowniczej mogą być ustalone niższe stawki opłat za przyłączenie do sieci niż ustalone na podstawie zasad określonych w ust Przyłączany podmiot jest obowiązany umożliwić przedsiębiorstwu energetycznemu, o którym mowa w ust. 1, w obrębie swojej nieruchomości budowę i rozbudowę sieci w zakresie niezbędnym do realizacji przyłączenia oraz udostępnić pomieszczenia lub miejsca na zainstalowanie układów pomiarowych, na warunkach określonych w umowie o świadczenie usługi przyłączenia do sieci. 13. Przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w ust. 1, jest obowiązane powiadomić przyłączany podmiot o planowanych terminach prac wymienionych w ust. 12 z wyprzedzeniem umożliwiającym przyłączanemu podmiotowi przygotowanie nieruchomości lub pomieszczeń do przeprowadzenia i odbioru tych prac. 14. Przedsiębiorstwo energetyczne ma obowiązek wydać, na wniosek zainteresowanego, oświadczenie, o którym mowa w przepisach prawa budowlanego, o zapewnieniu dostaw paliw gazowych lub energii oraz warunkach przyłączenia obiektu budowlanego do sieci. Art. 7a. 1. Przyłączane do sieci urządzenia, instalacje i sieci podmiotów ubiegających się o przyłączenie muszą spełniać wymagania techniczne i eksploatacyjne zapewniające: 1) bezpieczeństwo funkcjonowania systemu gazowego, systemu elektroenergetycznego albo sieci ciepłowniczej oraz współpracujących z tą siecią urządzeń lub instalacji służących do wytwarzania lub odbioru ciepła, zwanych dalej systemem ciepłowniczym ; 2) zabezpieczenie systemu gazowego, systemu elektroenergetycznego albo systemu ciepłowniczego przed uszkodzeniami spowodowanymi niewłaściwą pracą przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci; 3) zabezpieczenie przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci przed uszkodzeniami w przypadku awarii lub wprowadzenia ograniczeń w poborze lub dostarczaniu paliw gazowych lub energii; 4) dotrzymanie w miejscu przyłączenia urządzeń, instalacji i sieci parametrów jakościowych paliw gazowych i energii; 5) spełnianie wymagań w zakresie ochrony środowiska, określonych w odrębnych przepisach; 6) możliwość dokonywania pomiarów wielkości i parametrów niezbędnych do prowadzenia ruchu sieci oraz rozliczeń za pobrane paliwa lub energię. 40

41 2. Urządzenia, instalacje i sieci, o których mowa w ust. 1, muszą spełniać także wymagania określone w odrębnych przepisach, w szczególności: przepisach prawa budowlanego, o ochronie przeciwporażeniowej, o ochronie przeciwpożarowej, o systemie oceny zgodności oraz w przepisach dotyczących technologii wytwarzania paliw gazowych lub energii i rodzaju stosowanego paliwa. 3. Budowa gazociągu bezpośredniego lub linii bezpośredniej wymaga, przed wydaniem decyzji o pozwoleniu na budowę w rozumieniu przepisów prawa budowlanego, uzyskania zgody Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki; zgoda jest udzielana w drodze decyzji. 4. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, udzielając zgody, o której mowa w ust. 3, uwzględnia: 1) wykorzystanie zdolności przesyłowych istniejącej sieci gazowej lub sieci elektroenergetycznej; 2) odmowę świadczenia usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii elektrycznej istniejącą siecią gazową lub siecią elektroenergetyczną podmiotowi występującemu o uzyskanie zgody oraz nieuwzględnienie złożonej przez niego skargi na tę odmowę. Art W sprawach spornych dotyczących odmowy zawarcia umowy o przyłączenie do sieci, umowy sprzedaży, umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw lub energii, umowy o świadczenie usług transportu gazu ziemnego, umowy o świadczenie usługi magazynowania paliw gazowych, umowy, o której mowa w art. 4c ust. 3, umowy o świadczenie usługi skraplania gazu ziemnego oraz umowy kompleksowej, a także w przypadku nieuzasadnionego wstrzymania dostarczania paliw gazowych lub energii albo odmowy dostępu do internetowej platformy handlowej rozstrzyga Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, na wniosek strony. 2. W sprawach, o których mowa w ust. 1, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki może wydać na wniosek jednej ze stron postanowienie, w którym określa warunki podjęcia bądź kontynuowania dostaw do czasu ostatecznego rozstrzygnięcia sporu. Obowiązek wynikający z ust. 8a (pomyślany dla ograniczenia spekulacji) dla podmiotu ubiegającego się o przyłączenie źródła do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv wniesienia zaliczki na poczet opłaty za przyłączenie do sieci w wysokości 30 zł za każdy kilowat mocy przyłączeniowej jest barierą dla źródeł kogeneracyjnych. Wymóg ust. 8d dołączenia do wniosku o określenie warunków przyłączenia wypisu i wyrysu z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego (albo decyzji o warunkach 41

42 zabudowy i zagospodarowania terenu) potwierdzających dopuszczalność lokalizacji danego źródła energii na terenie objętym planowaną inwestycją wydłuża czas realizacji inwestycji i jest również barierą dostępu do sieci. Obowiązek wynikający z ust. 8e dla urządzeń, instalacji lub sieci przyłączanych bezpośrednio do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv sporządzania ekspertyzy wpływu tych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny (z wyjątkiem przyłączanych jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 2 MW, lub urządzeń odbiorcy końcowego o łącznej mocy przyłączeniowej nie większej niż 5 MW) jest kolejnym utrudnieniem dostępu do sieci, szczególnie dla małych źródeł. Art. 7 ust. 8 pkt 3 stanowi zachętę dla przyłączanych jednostek kogeneracji i podaje, że za przyłączenia odnawialnych źródeł energii o mocy < 5 MW oraz jednostek kogeneracji o mocy < 1 MW pobiera się połowę rzeczywistych nakładów (przy czym do dnia 31 grudnia 2011 r. opłatę za przyłączenia do sieci elektroenergetycznej jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej < 5 MW pobiera się w wysokości połowy obliczonej opłaty). Szczegółowe warunki przyłączania do sieci zawiera Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. (Dz. U. Nr 93, poz. 623, oraz z 2008 r. Nr 30, poz. 178 i Nr 162, poz. 1005) [21] Poniżej przedstawiono warunki przyłączenia do sieci zawarte w rozdziale 2 rozporządzenia: Rozdział 2 Kryteria podziału na grupy podmiotów ubiegających się o przyłączenie oraz warunki przyłączenia do sieci Podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci dzieli się na grupy, zwane dalej grupami przyłączeniowymi, według następujących kryteriów: 1) grupa I podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kv; 2) grupa II podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym 110 kv; 3) grupa III podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv, lecz niższym niż 110 kv; 42

43 4) grupa IV podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kv oraz mocy przyłączeniowej większej niż 40 kw lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym niż 63 A; 5) grupa V podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kv oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kw i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niż 63 A; 6) grupa VI podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłącze, które będzie, na zasadach określonych w umowie, zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż rok. 2. Napięcie znamionowe, o którym mowa w ust. 1, określa się w miejscu dostarczania energii elektrycznej. 4. Przyłączenie podmiotu do sieci następuje na podstawie umowy o przyłączenie do sieci, o której mowa w art. 7 ust. 1 ustawy, i po spełnieniu warunków przyłączenia do sieci, zwanych dalej warunkami przyłączenia. 5. Wymagania techniczne w zakresie przyłączania do sieci urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych elektroenergetycznych, urządzeń odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych oraz linii bezpośrednich określa załącznik nr 1 do rozporządzenia Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci, zwany dalej wnioskodawcą, składa wniosek o określenie warunków przyłączenia w przedsiębiorstwie energetycznym zajmującym się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, do którego sieci ubiega się o przyłączenie. 2. Wzór wniosku o określenie warunków przyłączenia ustala oraz udostępnia przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej; we wzorze wniosku dla podmiotu zaliczanego do II grupy przyłączeniowej powinien być określony co najmniej taki zakres informacji, jaki zawiera wzór wniosku ustalony przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego. 3. Przepisy ust. 1 i 2 stosuje się odpowiednio w przypadku zwiększenia, przez podmiot przyłączony do sieci, zapotrzebowania na moc przyłączeniową lub zmiany dotychczasowych warunków i parametrów technicznych pracy urządzeń, instalacji i sieci przyłączonego podmiotu Wniosek o określenie warunków przyłączenia powinien zawierać: 1) oznaczenie wnioskodawcy; 43

44 2) określenie mocy przyłączeniowej dla każdego miejsca dostarczania energii elektrycznej; 3) przewidywane roczne zużycie energii elektrycznej; 4) przewidywany termin rozpoczęcia dostarczania energii elektrycznej lub jej poboru; 5) parametry techniczne, charakterystykę ruchową i eksploatacyjną przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci, w przypadku podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I IV; 6) określenie minimalnej mocy wymaganej dla zapewnienia bezpieczeństwa osób i mienia, w przypadku wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej podmiotom zaliczanym do grup przyłączeniowych I III; 7) informacje techniczne dotyczące zakłóceń wprowadzanych przez urządzenia, instalacje i sieci wnioskodawcy oraz charakterystykę obciążeń, niezbędne do określenia warunków przyłączenia, w przypadku podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I IV. 2. Wniosek o określenie warunków przyłączenia dla wytwórców powinien zawierać dane i informacje, o których mowa w ust. 1, oraz: 1) określenie: a) maksymalnej rocznej ilości wytwarzania energii elektrycznej i ilości tej energii dostarczanej do sieci, b) mocy zainstalowanej, osiągalnej, dyspozycyjnej i pozornej jednostek wytwórczych, c) zakresu dopuszczalnych zmian obciążeń jednostek wytwórczych lub ich grup, d) liczby przyłączanych jednostek wytwórczych; 2) wielkość planowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną w celu pokrycia potrzeb własnych wytwórcy; 3) stopień skompensowania mocy biernej: a) związanej z odbiorem energii elektrycznej czynnej na potrzeby własne wytwórcy oraz b) związanej z wprowadzaniem wyprodukowanej energii elektrycznej do sieci. 3. Wniosek o określenie warunków przyłączenia farm wiatrowych powinien zawierać dane i informacje, o których mowa w ust. 1 i 2, oraz: 1) specyfikację techniczną turbiny wiatrowej; 2) charakterystykę mocy turbiny wiatrowej w funkcji prędkości wiatru. 4. Wniosek o określenie warunków przyłączenia może zawierać także wymagania dotyczące odmiennych od standardowych parametrów technicznych energii elektrycznej lub parametrów jej dostarczania, w tym: 1) dopuszczalnej zawartości interharmonicznych i wyższych harmonicznych; 2) dopuszczalnej asymetrii napięć; 3) dopuszczalnych odchyleń i wahań napięcia w miejscu dostarczania energii elektrycznej; 44

45 4) dopuszczalnego czasu trwania przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej. 5. Do wniosku o określenie warunków przyłączenia należy dołączyć: 1) dokument potwierdzający tytuł prawny wnioskodawcy do korzystania z obiektu, w którym będą używane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci; 2) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny określający usytuowanie obiektu, w którym będą używane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci, względem istniejącej sieci oraz usytuowanie sąsiednich obiektów; 3) wyciąg ze sprawozdania z badań jakości energii elektrycznej wytworzonej przez turbiny wiatrowe, jeżeli wniosek dotyczy warunków przyłączenia farm wiatrowych; 4) ekspertyzę wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, wykonaną w zakresie i na warunkach uzgodnionych z operatorem, na którego obszarze działania nastąpi przyłączenie, jeżeli wniosek składają podmioty zaliczane do I albo II grupy przyłączeniowej. 6. Przepisu ust. 5 pkt 4 nie stosuje się, jeżeli wniosek o określenie warunków przyłączenia składa: 1) wytwórca - dla jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 2 MW; 2) odbiorca końcowy - dla swoich urządzeń o łącznej mocy przyłączeniowej nie większej niż 5 MW Warunki przyłączenia określają w szczególności: 1) miejsce przyłączenia; 2) miejsce dostarczania energii elektrycznej; 3) moc przyłączeniową; 4) rodzaj przyłącza; 5) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem; 6) dane znamionowe urządzeń, instalacji i sieci oraz dopuszczalne graniczne parametry ich pracy; 7) dopuszczalny poziom zmienności parametrów technicznych energii elektrycznej; 8) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego; 9) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego i systemu pomiaroworozliczeniowego; 10) rodzaj i usytuowanie zabezpieczenia głównego, dane znamionowe oraz niezbędne wymagania w zakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i systemowej; 11) dane umożliwiające określenie w miejscu przyłączenia wartości prądów: 45

46 a) zwarć wielofazowych i czasów ich wyłączenia, b) zwarcia doziemnego i czasów ich wyłączenia lub trwania; 12) wymagany stopień skompensowania mocy biernej; 13) wymagania w zakresie: a) dostosowania przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego, b) przystosowania układu pomiarowo-rozliczeniowego do systemów zdalnego odczytu danych pomiarowych, c) zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami elektrycznymi powodowanymi przez urządzenia, instalacje lub sieci wnioskodawcy, d) wyposażenia urządzeń, instalacji lub sieci, niezbędnego do współpracy z siecią, do której ma nastąpić przyłączenie; 14) możliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych od standardowych; 15) dane i informacje dotyczące sieci niezbędne w celu doboru systemu ochrony przed porażeniami w instalacji lub sieci podmiotu, którego instalacje lub sieci będą przyłączane. 2. Warunki przyłączenia wytwórcy jako odbiorcy mocy i energii czynnej na potrzeby własne powinny określać: wymagania, dane i informacje, o których mowa w ust. 1, oraz wymagany stopień skompensowania mocy biernej podczas wprowadzania przez wytwórcę do sieci wyprodukowanej energii elektrycznej czynnej. 3. Warunki przyłączenia do sieci dystrybucyjnej oraz zakres i warunki wykonania ekspertyzy, o której mowa w 7 ust. 5 pkt 4, wymagają uzgodnienia z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego w przypadku: 1) urządzeń, instalacji i sieci należących do podmiotów zaliczanych do II grupy przyłączeniowej; 2) połączeń sieci krajowych i międzynarodowych o napięciu znamionowym 110 kv. 4. Przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem, przed wydaniem warunków przyłączenia dla podmiotu zaliczanego do I lub II grupy przyłączeniowej, uzgadnia je z operatorem, do którego sieci przedsiębiorstwo to jest przyłączone. 5. Operatorzy dokonują uzgodnień, o których mowa w ust. 3 i 4, w terminie nieprzekraczającym 60 dni od dnia złożenia dokumentacji dotyczącej warunków przyłączenia albo warunków połączenia sieci. 6. Warunki przyłączenia są przekazywane wnioskodawcy wraz z projektem umowy o przyłączenie do sieci. 46

47 7. Warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich określenia. 9. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej wydaje warunki przyłączenia w terminie: 1) 14 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę zaliczonego do IV, V lub VI grupy przyłączeniowej, przyłączanego do sieci o napięciu nie wyższym niż 1 kv; 2) 30 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę zaliczonego do III lub VI grupy przyłączeniowej, przyłączanego do sieci o napięciu powyżej 1 kv; 3) 3 miesięcy od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę zaliczonego do I lub II grupy przyłączeniowej Warunki połączenia koordynowanej sieci 110 kv pomiędzy operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz warunki połączenia sieci pomiędzy operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego a operatorem zagranicznym określa umowa; warunki te wymagają uzgodnienia z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego. 2. Warunki połączenia sieci pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi zajmującymi się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej niebędącymi operatorami określa umowa; warunki te wymagają uzgodnienia z operatorem lub operatorami prowadzącymi ruch tych sieci. 3. Uzgodnienia, o których mowa w ust. 1 i 2, są dokonywane w terminie nieprzekraczającym 60 dni od dnia złożenia dokumentów dotyczących połączenia sieci, określonych w umowie. Z przedstawionego powyżej fragmentu rozporządzenia widać, że wniosek o przyłączenie źródła pracującego w kogeneracji wymaga spełnienia szeregu bardzo szczegółowych warunków, niejednokrotnie bardzo czasochłonnych i pracochłonnych oraz trudnych do wykonania, a sam wymóg opracowania ekspertyzy wpływu źródła na system energetyczny jest skuteczną barierą dostępu do sieci, szczególnie dla małych źródeł. W dalszej kolejności spółki dystrybucyjne stawiają wysokie wymagania związane na przykład z koniecznością wybudowania infrastruktury przyłączeniowej, GPZ, stacji transformatorowych itp. Również przedsiębiorstwa gazowe w przypadku kogeneracji gazowej stawiają takie wymagania, które utrudniają inwestycje. Podobnie system umów na dostawę gazu oraz taryf nie wpływa korzystnie na inwestycje kogeneracyjne. 47

48 W art. 32 ust. 1 PE [5] dotyczącym obowiązku uzyskania koncesji zawarty jest następujący zapis:...art Uzyskania koncesji wymaga wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie: 1) wytwarzania paliw lub energii, z wyłączeniem wytwarzania: a) paliw stałych lub paliw gazowych, b) energii elektrycznej w źródłach o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nieprzekraczającej 50 MW niezaliczanych do odnawialnych źródeł energii lub do źródeł wytwarzających energię elektryczną w kogeneracji z wyłączeniem wytwarzania energii elektrycznej z biogazu rolniczego, c) ciepła w źródłach o łącznej mocy zainstalowanej cieplnej nieprzekraczającej 5 MW; Zapewnienie obiektywnych przejrzystych i niedyskryminujących zasad uwzględniających właściwości technologii kogeneracji Art. 23 ust. 2 w podpunkcie 18 przy omawianiu zakresu działania prezesa URE w celu zapewnienia stabilności i przejrzystości zasad rachunku ekonomicznego dla przedsiębiorstw wytwarzających energię elektryczną w kogeneracji określa jako jeden z obowiązków prezesa URE:...18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku: a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1 2, b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposobu jej obliczania, c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji: opalanych paliwami węglowymi, opalanych paliwami gazowymi, opalanych olejem opałowym, stanowiących odnawialne źródła energii w poprzednim roku kalendarzowym;... 48

49 Obowiązek obliczania i ogłaszania przez Prezesa URE średnich cen energii elektrycznej i ciepła pozwala na oszacowanie efektywności ekonomicznej nowych inwestycji kogeneracyjnych oraz pozwala obliczyć wielkość opłat zastępczych koniecznych do ich uiszczenia w przypadku braku świadectw pochodzenia Koordynacja działań administracji Działania administracyjne dotyczące rozwoju kogeneracji w Polsce są koordynowane przez Prezesa URE. Minister Gospodarki ma obowiązek co 4 lata opracowywać raport oceniający postęp w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji i ułatwieniach w dostępie do systemu elektroenergetycznego źródeł o mocy < 1 MW i przedkładać go Komisji Europejskiej. Zapis ten ma mobilizować ministra do tworzenia mechanizmów wsparcia kogeneracji w Polsce i ma służyć do monitorowania rozwoju kogeneracji w krajach członkowskich Unii Europejskiej. Głównym koordynatorem działań administracji w tym zakresie jest Urząd Prezesa Regulacji Energetycznej. Art. 23 prawa energetycznego ust. 2 w podpunkcie 18 przy omawianiu zakresu działania prezesa URE w celu zapewnienia stabilności i przejrzystości zasad rachunku ekonomicznego dla przedsiębiorstw wytwarzających energię elektryczną w kogeneracji określa jako jeden z obowiązków prezesa URE: 21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie. Minister Gospodarki ma obowiązek raportowania postępów w rozwoju kogeneracji w Komisji Europejskiej oraz udostępnienia raportu w Monitorze Polskim zgodnie z art. 9n ust. 1 prawa energetycznego. Art. 9n. 1. Minister właściwy do spraw gospodarki, co cztery lata, sporządza raport oceniający postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej i przedkłada go Komisji Europejskiej w terminie przez nią wyznaczonym. 2. Minister właściwy do spraw gospodarki ogłasza, w drodze obwieszczenia, w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej Monitor Polski, raport, o którym mowa w ust. 1, w terminie do dnia 21 lutego danego roku, w którym występuje obowiązek sporządzenia raportu. 49

50 3. Minister właściwy do spraw gospodarki informuje Komisję Europejską o podjętych działaniach ułatwiających dostęp do systemu elektroenergetycznego przedsiębiorstwom energetycznym zajmującym się wytwarzaniem energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji w jednostkach kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW. W art. 9l prawa energetycznego przedstawione są zasady oraz procedura wydawania świadectw pochodzenia z kogeneracji....art. 9l. 1. Potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji jest świadectwo pochodzenia tej energii, zwane dalej świadectwem pochodzenia z kogeneracji. Świadectwo pochodzenia z kogeneracji wydaje się oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji w jednostce kogeneracji: 1) opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła poniżej 1 MW; 1a) opalanej metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych; 2) innej niż wymienionej w pkt 1 i 1a. 1a. W jednostce kogeneracji, w której są spalane paliwa gazowe lub metan uwalniany i ujmowany przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gaz uzyskiwany z przetwarzania biomasy w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych wspólnie z innymi paliwami, do energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji: 1) w jednostce kogeneracji, o której mowa w ust. 1 pkt 1, zalicza się część energii elektrycznej odpowiadającą udziałowi energii chemicznej paliwa gazowego, 2) w jednostce kogeneracji, o której mowa w ust. 1 pkt 1a, zalicza się część energii elektrycznej odpowiadającą udziałowi energii chemicznej metanu uwalnianego i ujmowanego przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gazu uzyskiwanego z przetwarzania biomasy w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych w energii chemicznej paliw zużywanych do wytwarzania energii, obliczaną na podstawie rzeczywistych wartości opałowych tych paliw. 1b. Dla jednostki energii elektrycznej wyprodukowanej w wysokosprawnej kogeneracji, o której mowa w ust. 1 pkt 1 i 1a, wydaje się tylko jedno świadectwo pochodzenia z kogeneracji. 50

51 2. Świadectwo pochodzenia z kogeneracji określa w szczególności: 1) nazwę i adres przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji; 2) lokalizację, typ i moc zainstalowaną w której energia elektryczna została wytworzona; 3) ilość, rodzaj i średnią wartość opałową paliw, elektryczną i ciepło w jednostce kogeneracji;; 4) ilość ciepła użytkowego w kogeneracji i sposoby jego wykorzystania; 5) dane dotyczące ilości energii elektrycznej objętej świadectwem pochodzenia z kogeneracji, wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji w określonej jednostce kogeneracji; 6) okres, w którym została wytworzona energia elektryczna w wysokosprawnej kogeneracji; 7) ilość zaoszczędzonej energii pierwotnej wyrażoną w procentach, kwalifikującą do uznania energii elektrycznej za wytworzoną w wysokosprawnej kogeneracji; 8) kwalifikację jednostki kogeneracji do jednostek, o których mowa w ust. 1 pkt 1, 1a albo pkt 2 lub w art. 9a ust. 8d. 3. Świadectwo pochodzenia z kogeneracji wydaje Prezes Urzędu Regulacji Energetyki na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji, złożony za pośrednictwem operatora systemu elektroenergetycznego, na którego obszarze działania znajduje się jednostka kogeneracji określona we wniosku, w terminie 14 dni od dnia otrzymania wniosku. Do wydawania świadectw pochodzenia z kogeneracji stosuje się odpowiednio przepisy Kodeksu postępowania administracyjnego o wydawaniu zaświadczeń. 4. Wniosek, o którym mowa w ust. 3, zawiera: 1) nazwę i adres przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji; 2) określenie lokalizacji, typu i mocy zainstalowanej elektrycznej jednostki kogeneracji, w której energia elektryczna została wytworzona; 3) określenie rodzaju i średniej wartości opałowej paliw, z których została wytworzona energia elektryczna i ciepło w jednostce kogeneracji, oraz ilości tych paliw ustalone na podstawie pomiarów dokonanych za pomocą znaczonych urządzeń pomiaroworozliczeniowych; 4) określenie, na podstawie pomiarów dokonanych za pomocą oznaczonych urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych, ilości ciepła użytkowego w kogeneracji, z podziałem na sposoby jego wykorzystania; 51

52 5) określenie, na podstawie pomiarów dokonanych za pomocą oznaczonych urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych, danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji w danej jednostce kogeneracji; 6) określenie okresu, w którym została wytworzona energia elektryczna w wysokosprawnej kogeneracji; 7) określenie ilości energii pierwotnej wyrażonej w procentach, która została zaoszczędzona, kwalifikującej do uznania energii elektrycznej za wytworzoną w wysokosprawnej kogeneracji obliczonej na podstawie referencyjnych wartości dla wytwarzania rozdzielonego; 8) informacje o spełnieniu warunków uprawniających do wydania świadectwa pochodzenia z kogeneracji, dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostce kogeneracji, o której mowa w ust. 1 pkt 1, 1a albo 2 lub w art. 9a ust. 8d; Podsumowanie uwarunkowań wynikających z prawa energetycznego W prawie energetycznym znajdują się zapisy o obowiązku przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia energii wyprodukowanej w kogeneracji, ewentualnie uiszczenia opłaty zastępczej oraz określające kary za niedotrzymanie tego obowiązku. Prezes URE ma obowiązek wydawania i umarzania świadectw pochodzenia oraz corocznego ustalania i publikowania ceny energii elektrycznej wytwarzanej w kogeneracji. Przedstawione są zasady oraz procedura wydawania świadectw pochodzenia z kogeneracji. Dla nowo podłączanych źródeł o mocy mniejszej od 1 MW pracujących w kogeneracji zredukowana jest o połowę opłata przyłączeniowa. Opracowywane w gminach projekty założeń do planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe mają zawierać możliwości wykorzystania między innymi energii elektrycznej i ciepła wytwarzanych w kogeneracji. Projekty założeń mają być opracowywane co najmniej na okres 15 lat i co 3 lata mają być aktualizowane. W Prawie Energetycznym nie są zapisane sankcje za nieopracowanie założeń, a niektóre z wykonanych założeń są na tak niskim poziomie, że w praktyce są bezużyteczne. W Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia... przedstawiona jest szczegółowo metodyka obliczania niezbędnych danych, koniecznych do wypełnienia wniosków oraz wyznaczone są minimalne, roczne ilości procentowe udziału energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu do obowiązkowego zakupu do roku Rozporządzenie to wymaga nowelizacji, podobnie jak nowelizowane jest rozporządzenie dotyczące świadectw pochodzenia z OŹE z 2008 r. Z rozporządzenia wynika, 52

53 że możliwość uzyskania świadectw pochodzenia dających wsparcie dla kogeneracji będzie tylko do roku Brak informacji o wsparciu w latach następnych powoduje, że nie można uwzględniać tego faktu w projekcjach finansowych dla nowych inwestycji. Jest to istotna bariera rozwojowa dla powstawania nowych jednostek kogeneracyjnych. W Rozporządzeniach Ministra Gospodarki z dnia r. oraz z dnia r. (Dz. U. Nr 21, poz. 111) znajdują się zasady, warunki i tryb udzielania pomocy publicznej na inwestycje związane z kogeneracją w ramach działania 9.1 Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko , ale program posiada zbyt krótki horyzont czasowy dla realizacji poważniejszych inwestycji. Podobnie projekt rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w zakresie budowy lub przebudowy sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej albo sieci ciepłowniczej (datowany na 16 grudnia 2009 r.) ze względu na to że: jeszcze nie został uchwalony, jest ograniczony w czasie (do 2015 roku), a pomoc ma być udzielana w formie konkursu i ma dotyczyć jedynie istniejących sieci, prawdopodobnie nie wpłynie w znaczący sposób na rozwój krajowych źródeł kogeneracyjnych. Rozporządzenia Ministra Gospodarki nie zawierają szczegółowych zachęt do projektowania jednostek kogeneracji o wydajności odpowiadającej zapotrzebowaniu na ciepło użytkowe. Istniejący obecnie w polskim prawie oraz rozporządzeniach mechanizm wsparcia kogeneracji jest niewystarczający. Istniejące w PE zapisy dotyczące obowiązku zakupu energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu oraz szczegółowe rozporządzenia dotyczące kogeneracji są ograniczone do 2013 r. i są one niewystarczające dla rozwoju gospodarki skojarzonej w Polsce. W art. 9a ust. 7 Prawa Energetycznego zawarty jest dla przedsiębiorstw ciepłowniczych obowiązek zakupu ciepła wytwarzanego w odnawialnych źródłach energii, ale nie ma takiego samego obowiązku dla ciepła wytwarzanego w wysokosprawnej kogeneracji. Z art. 32 ust. 1 wynika, że niezależnie od zainstalowanej mocy prawo energetyczne nie zwalnia źródeł kogeneracyjnych z obowiązku uzyskania koncesji. 53

54 Zgodnie z PE wszystkie układy kogeneracyjne niezależnie od mocy wymagają uzyskania koncesji, jest to obowiązek uciążliwy szczególnie dla mikro kogeneracji. Tworzony system wsparcia jest niewystarczający do budowy nowych źródeł kogeneracyjnych, czy też przebudowy istniejących ciepłowni na elektrociepłownie. W Polsce istnieje duży potencjał dla rozwoju kogeneracji związany z powszechnym występowaniem scentralizowanych systemów ciepłowniczych. Niestety aktualnie w przypadku mniejszych miast w systemach tych ciepło produkowane jest oddzielnie, a przedsiębiorstwa ciepłownicze nie podejmują działań w kierunku produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji. W większości przypadków są to przedsiębiorstwa, których właścicielem są gminy. Ze względu na powszechne istnienie przedsiębiorstw ciepłowniczych w formie spółek prawa handlowego nie mają one możliwości pozyskiwania środków finansowych koniecznych do finansowania budowy nowych układów kogeneracyjnych. Z obowiązkiem zakupu energii elektrycznej z kogeneracji związany jest obowiązek planowania i zgłaszania wysokości produkcji operatorowi systemu z dwudobowym wyprzedzeniem. Ponieważ wielkość ta jest ściśle zależna od zapotrzebowania na ciepło, czyli przy wykorzystaniu ciepła dla celów ogrzewnictwa, prawdopodobieństwo jej prawidłowego zaplanowania jest funkcją prawdopodobieństwa prognozy pogody. Konsekwencją niedotrzymania planowanej produkcji jest obowiązek pokrycia kosztów zakupu niewyprodukowanej energii, po cenach znacznie wyższych niż cena własna. Mechanizm ten w znacznej mierze niweluje uprzywilejowaną pozycję energii wyprodukowanej w kogeneracji, jaki dał jej obowiązek zakupu. Do promowania kogeneracji powinno się stosować podobne mechanizmy wsparcia jak w przypadku energii wytworzonej ze źródeł odnawialnych. W prawie energetycznym uprzywilejowane są zapisy dotyczące świadectw pochodzenia dla energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych. Na przykład OŹE o mocy < 5 MW zwolnione są z opłat za: wpis do rejestru świadectw, za świadectwa pochodzenia i za koncesję. Rozporządzenie dotyczące przyłączenia wymaga spełnienia szeregu bardzo uciążliwych warunków, a wymóg opracowania ekspertyzy wpływu źródła na system energetyczny jest skuteczną barierą dostępu do sieci, szczególnie dla małych źródeł. Spółki dystrybucyjne stawiają również bardzo wysokie wymagania związane na przykład z koniecznością wybudowania np. infrastruktury przyłączeniowej, GPZ oraz stacji transformatorowych. 54

55 W przypadku kogeneracji gazowej spółki gazowe starają się utrudnić inwestycje, a system umów na dostawę gazu oraz taryf również nie wpływa korzystnie na inwestycje kogeneracyjne. Wejście w życie traktatu lizbońskiego stworzy zupełnie inną sytuację w obszarze stanowienia prawa w sektorze energetyki. Dyrektywy zostaną zastąpione rozporządzeniami unijnymi, które mają być bezpośrednio implementowane w poszczególnych państwach członkowskich. W związku z tym prawo nie będzie tworzone w Ministerstwie Gospodarki, ale w Brukseli Wnioski dotyczące zakresu realizacji wskazywanych dotychczas działań wspierających rozwój kogeneracji Wprowadzenie na szeroką skalę gospodarki skojarzonej może ograniczyć emisje o około 25 30%. W prawie polskim istnieją preferencje dla rozwoju kogeneracji, ale są one niewystarczające w chwili obecnej. Jeżeli chcemy ograniczyć emisje, podnieść sprawność energetyczną wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, to należy rozwijać kogenerację w sposób kompleksowy. W celu efektywnego wsparcia kogeneracji w Polsce należy zmienić zapisy legislacyjne w prawie energetycznym i rozporządzeniach oraz stworzyć sprawny system promujący kogenerację. Działania takie wskazano już wcześniej w trakcie prac nad określeniem krajowego potencjału rozwoju kogeneracji. Wskazano wtedy następujące obszary działań [16]: 1. Wspieranie energii produkowanej w kogeneracji, podobnie jak energii produkowanej w źródłach odnawialnych. 2. Podniesienie obligatoryjnego udziału energii produkowanej w kogeneracji w stosunku do ustalonego w istniejącym rozporządzeniu. 3. Wprowadzenie preferencji dla energii elektrycznej produkowanej w kogeneracji lub ograniczenie opłat środowiskowych. 4. Możliwie szybkie określenie mechanizmów wsparcia kogeneracji, jakie będą stosowane od 2013 roku (obecne mają być stosowane do 2013 r.). 5. Stworzenie systemu niskooprocentowanych kredytów i dotacji wspierających kogenerację w Polsce na przykład poprzez wydzielenie funduszy przeznaczonych na rozwój kogeneracji w istniejącym systemie wspierania inwestycji z funduszy ochrony środowiska. 55

56 6. Stworzenie systemu akumulacji środków na rozwój kogeneracji na przykład jako podatek od produkcji energii elektrycznej w elektrowniach. 7. Zmiana zasad usuwania ograniczeń sieciowych oraz związanych z tym kosztów. 8. Zmniejszenie opłat przesyłowych na rzecz wzrostu cen energii na rynku hurtowym (przy utrzymaniu cen energii elektrycznej dla odbiorcy końcowego) uzdrowienie rynku hurtowego. 9. Opracowanie programu rozwoju rozproszonych źródeł średniej i małej mocy, produkujących energię elektryczną i ciepło w kogeneracji. 10. Opracowanie programu rozwoju i promocji kogeneracji oraz wprowadzenia w polskim prawie i rozporządzeniach wykonawczych skutecznych rozwiązań prawnych wspierających rozwój kogeneracji. Poza tym praktyka pokazuje, że kogeneracja nie jest wspierana w planach zaopatrzenia w energię, w planach zagospodarowania przestrzennego lub w decyzjach o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu, np. poprzez wskazywanie rejonów tylko do uciepłownienia, a innych tylko do ogrzewania z lokalnych źródeł gazowych Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji w obszarze związanym z dyrektywami Pakietu klimatyczno-energetycznego Podstawowe zapisy dyrektyw Pakietu 5 kwietnia 2006 roku opublikowana została dyrektywa 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych. Rada Europejska w marcu 2007 r. zdecydowała, że Wspólnota Europejska w 2020 r. zmniejszy emisję CO 2 o 20% w stosunku do 1990 r., o 20% zmniejszy zużycie energii oraz o 20% zwiększy udział energii odnawialnej ( 3 razy 20 ). Założenia tak zwanego pakietu klimatyczno-energetycznego obejmują 3 dyrektywy, dyrektywę o efektywności wykorzystania energii oraz decyzję w sprawie redukcji emisji gazów cieplarnianych. Bezpośrednio związane z pakietem są następujące akty prawne: 56

57 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE [10]. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych [11]. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla oraz zmieniająca dyrektywę Rady 85/337/EWG, Euratom, dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2000/60/WE, 2001/80/WE, 2004/35/WE, 2006/12/WE, 2008/1/WE i rozporządzenie (WE) nr 1013/2006 [12]. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2006/32/WE z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych uchylająca dyrektywę Rady 93/76/EWG [22]. Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2009/406/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie wysiłków podjętych przez państwa członkowskie, zmierzających do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do roku 2020 zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych [13]. Dyrektywa 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych ma na celu zwiększenie stosowania energii ze źródeł odnawialnych. Dotyczy wspierania (środkami publicznymi) krajowych i regionalnych ośrodków promocji i wymiany energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto. Definiuje rodzaje energii odnawialnych. Określa obowiązkowe krajowe udziały energii ze źródeł odnawialnych. (...Każde państwo członkowskie zapewnia, aby jego udział energii ze źródeł odnawialnych we wszystkich rodzajach transportu w 2020 r. wynosił co najmniej 10% końcowego zużycia energii w transporcie w tym państwie członkowskim... ). Dyrektywa określa gwarancje pochodzenia jako dowód dla odbiorcy końcowego, że określona część lub ilość energii została wyprodukowana ze źródeł odnawialnych. Uznaje za niedopuszczalne stosowanie biopaliw i biopłynów, jeżeli mogłoby to prowadzić do niszczenia terenów o dużej bioróżnorodności. Zaleca stosowanie wzajemnych połączeń między sieciami poszczególnych krajów ułatwiających włączanie energii elektrycznej pochodzącej z odnawialnych źródeł energii. 57

58 W dyrektywie 2009/28/WE nie ma istotnych zapisów dotyczących kogeneracji. We wstępie w punkcie 55 dyrektywy znajduje się jedynie zastrzeżenie, aby nie uwzględniać obliczania gwarancji pochodzenia z kogeneracji, ponieważ są one już uwzględnione w dyrektywie kogeneracyjnej:...(55) W dyrektywie 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii [ ] stworzono gwarancje pochodzenia potwierdzające pochodzenie energii elektrycznej wytworzonej w wysoko efektywnych zakładach kogeneracyjnych. Takie gwarancje pochodzenia nie mogą być wykorzystywane do ujawniania zużycia energii ze źródeł odnawialnych zgodnie z art. 3 ust. 6 dyrektywy 2003/54/WE, ponieważ mogłoby to skutkować podwójnym liczeniem i podwójnym ujawnianiem... W załączniku V dyrektywy, dotyczącym zasady obliczania wpływu biopaliw, biopłynów i ich odpowiedników kopalnych na emisję gazów cieplarnianych, uwzględnia się ograniczenie emisji powstałej przy produkcji energii elektrycznej w kogeneracji. W punkcie C załącznika, dotyczącym metodologii obliczania emisji gazów cieplarnianych, od całkowitej emisji należy odjąć emisję uzyskaną dzięki zwiększonej produkcji energii elektrycznej w kogeneracji:...c. Metodologia 1. Emisję gazów cieplarnianych spowodowaną produkcją i stosowaniem paliw transportowych, biopaliw i biopłynów oblicza się w następujący sposób: E = eec + el + ep + etd + eu esca eccs eccr eee, gdzie: E = całkowita emisja spowodowana stosowaniem paliwa, eec = emisja spowodowana wydobyciem lub uprawą surowców, el = emisja w ujęciu rocznym spowodowana zmianami ilości pierwiastka węgla w związku ze zmianą sposobu użytkowania gruntów, ep = emisja spowodowana procesami technologicznymi, etd = emisja spowodowana transportem i dystrybucją, eu = emisja spowodowana stosowanym paliwem, 58

59 esca = wartość ograniczenia emisji spowodowanego akumulacją pierwiastka węgla w glebie dzięki lepszej gospodarce rolnej, eccs = ograniczenie emisji spowodowane wychwytywaniem dwutlenku węgla i jego sekwestracąi (składowaniem) w głębokich strukturach geologicznych, eccr = ograniczenie emisji spowodowane wychwytywaniem dwutlenku węgla i jego zastępowaniem, oraz eee = ograniczenie emisji dzięki zwiększonej produkcji energii elektrycznej w wyniku kogeneracji. W punkcie 16 załącznika dotyczącego metodologii (C) określa się sposób uwzględnienia ograniczenia emisji dzięki zwiększonemu wytwarzaniu energii elektrycznej w kogeneracji w następujący sposób: Ograniczenie emisji dzięki zwiększonemu wytwarzaniu energii elektrycznej w wyniku kogeneracji, eee, uwzględnia się w odniesieniu do nadwyżki energii elektrycznej produkowanej w ramach systemów produkcji paliwa stosujących kogenerację, z wyjątkiem przypadków, gdy paliwo stosowane w kogeneracji jest produktem ubocznym innym niż resztki pożniwne. W obliczeniach nadwyżki energii elektrycznej przyjmuje się, że wielkość jednostki kogeneracyjnej odpowiada minimum niezbędnemu, aby jednostka kogeneracyjna mogła dostarczać ciepło potrzebne do produkcji paliwa. Ograniczenie emisji gazów cieplarnianych związane z nadwyżką energii elektrycznej uznaje się za równe ilości gazów cieplarnianych, które zostałyby wyemitowane, gdyby w elektrowni stosującej to samo paliwo wyprodukowano taką samą ilość energii elektrycznej jak w jednostce kogeneracyjnej... Celem decyzji 2009/406/WE oraz dyrektywy 2009/29/WE jest zmniejszenie wielkości emisji gazów cieplarnianych z państw Unii Europejskiej o 20 proc., a po osiągnięciu porozumienia z krajami spoza Wspólnoty, stworzenie ram umożliwiających redukcję emisji tych gazów w Unii na poziomie 30 proc. Dyrektywa 2009/29/WE zmienia dyrektywę o handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (2003/87/WE). Celem dyrektywy jest przejście z systemu wydawanych obecnie bezpłatnie uprawnień do emisji do osiągnięcia całkowitej likwidacji przydziałów bezpłatnych uprawnień w roku Proces ten ma zachodzić stopniowo. Począwszy od roku 2013 równolegle do istniejącego systemu ma funkcjonować system aukcyjny, a liczba wydawanych uprawnień ma ulegać zmniejszeniu w sposób liniowy o 1,74% rocznie. Od 2013 roku państwa członkowskie mają sprzedawać na aukcji wszystkie uprawnienia, które nie są przydzielone jako bezpłatne, a 50% dochodów 59

60 uzyskanych ze sprzedaży uprawnień na aukcjach ma być przeznaczane na inwestycje proekologiczne lub zwiększanie efektywności energetycznej danego kraju. Wytwórcy energii elektrycznej począwszy od 2013 roku mają jedyną możliwość uzyskiwania potrzebnych uprawnień do emisji na aukcji. Istnieje przejściowe dopuszczenie możliwości bezpłatnego przydziału uprawnień do emisji instalacjom, które funkcjonowały przed 31 grudnia 2008 r., bądź instalacjom, dla których do tego dnia wszczęto proces inwestycyjny. Liczba bezpłatnie przydzielonych uprawnień nie może przekraczać 70% średniej rocznej zweryfikowanej emisji w 2013 roku. W części wprowadzającej dyrektywy w punkcie 19 znajduje się zapis dotyczący możliwości uzyskania bezpłatnych uprawnień do emisji po 2013 roku dla wysokosprawnej kogeneracji pod warunkiem, że zapotrzebowanie na ciepło użytkowe byłoby objęte bezpłatnym przydziałem uprawnień:...19) W związku z powyższym, począwszy od roku 2013, system aukcyjny powinien stać się regułą dla sektora energetycznego, z uwzględnieniem jego możliwości w zakresie obciążania swoich klientów zwiększonymi kosztami emisji CO 2 ; w przypadku wychwytywania i składowania CO 2 nie powinny być przydzielane jakiekolwiek bezpłatne uprawnienia, ponieważ zachęty w tym zakresie wynikają z faktu, że w odniesieniu do emisji, które są składowane, nie jest wymagane przedstawianie uprawnień do rozliczenia. Aby uniknąć zakłóceń konkurencji, wytwórcy energii elektrycznej mogą otrzymać bezpłatne uprawnienia w odniesieniu do emisji z produkcji ciepła i chłodzenia dystrybuowanego przez lokalne sieci ciepłownicze oraz za energię cieplną i chłodzenie uzyskiwane w ramach kogeneracji o wysokiej sprawności, określonej w dyrektywie 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii [ ], w przypadku gdy tego rodzaju energia cieplna wytwarzana przez instalacje w innych sektorach miałaby zostać objęta przydziałem bezpłatnych uprawnień... W punkcie 1 art. 10a dyrektywy (dotyczącym przejściowych zasad zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień) kwalifikuje się kogenerację jako energooszczędną technologię do przydziału bezpłatnych uprawnień:...1. Do dnia 31 grudnia 2010 r. Komisja przyjmuje w pełni zharmonizowane w całej Wspólnocie przepisy wykonawcze dotyczące przydziału uprawnień, o którym mowa w ust. 4, 60

61 5, 7 i 12, w tym wszelkie niezbędne przepisy dotyczące zharmonizowanego stosowania ust. 19. Środki te, mające na celu zmianę elementów innych niż istotne niniejszej dyrektywy poprzez jej uzupełnienie, przyjmuje się zgodnie z procedurą regulacyjną połączoną z kontrolą, o której mowa w art. 23 ust. 3. Przepisy, o których mowa w akapicie pierwszym, określają w stopniu, w jakim jest to możliwe, wspólnotowe wskaźniki ex ante tak, aby zapewnić przydział uprawnień w sposób, który dostarcza zachęt do redukcji emisji gazów cieplarnianych oraz do stosowania energooszczędnych technologii, uwzględniając najbardziej wydajne technologie, substytuty, alternatywne procesy produkcyjne, kogenerację o wysokiej sprawności, skuteczne odzyskiwanie energii gazów odlotowych, wykorzystanie biomasy oraz wychwytywanie i składowanie CO 2, jeśli takie instalacje są dostępne, oraz w sposób, który nie dostarcza zachęt do zwiększenia emisji. Nie dokonuje się żadnych przydziałów bezpłatnych uprawnień w odniesieniu do jakiejkolwiek formy wytwarzania energii elektrycznej, z wyjątkiem przypadków objętych art. 10c oraz energii wytwarzanej z gazów odlotowych... W punkcie 4 art. 10a dyrektywy dotyczącym przejściowych zasad dotyczących zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień jest zapis, że dla kogeneracji liczba uprawnień będzie malała liniowo o 1,74% rocznie:...4. Bezpłatne uprawnienia przydziela się sieciom ciepłowniczym, jak również kogeneracji o wysokiej sprawności, określonej w dyrektywie 2004/8/WE, w celu zaspokojenia ekonomicznie uzasadnionego popytu, w odniesieniu do wytwarzania energii cieplnej lub chłodu. W każdym roku następującym po roku 2013 całkowity przydział uprawnień dla takich instalacji w odniesieniu do wytwarzania energii cieplnej jest korygowany współczynnikiem liniowym, o którym mowa w art Dyrektywa 2009/31/WE w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla (dyrektywa CCS) zawiera podsumowanie dotychczasowych prac zmierzających do redukcji emisji gazów cieplarnianych poprzez wychwytywanie dwutlenku węgla (CO 2 ) z instalacji przemysłowych, jego transport na składowisko i zatłoczenie do odpowiedniej podziemnej formacji geologicznej w celu stałego składowania. Dyrektywa nakłada na operatorów obiektów energetycznych o mocy znamionowej > 300 MW wymóg dokonania oceny dostępności odpowiednich składowisk CO 2, pod kątem przyszłego wychwytywania dwutlenku węgla. Proponuje się stworzenie mechanizmu zachęt inwestycyjnych dla państw członkowskich i sektora prywatnego, tak aby do roku 2015 powstało i działało do 12 obiektów demonstracyjnych CCS, a następnie prawdopodobnie stosowanie składowisk (CO 2 ) 61

62 będzie obligatoryjne. Według obecnych zapisów instalacje CCS na razie nie będą obowiązkowe. W dyrektywie tej nie ma bezpośrednich zapisów dotyczących kogeneracji. Jest rzeczą oczywistą, że jednoczesne wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej charakteryzuje się wyższą sprawnością niż wytwarzanie ich oddzielnie, w związku z tym w procesie kogeneracji będzie mniej emisji dwutlenku węgla przeznaczonego do składowania. Dodatkowy rozwój kogeneracji w przyszłości będzie się opierał na średnich i małych źródłach. Dotychczasowe analizy wskazują na wyższy koszt lub nieopłacalność składowania dwutlenku węgla dla małych źródeł, dla których koszty składowania mogą być znacząco wyższe pomimo wysokiej sprawności źródeł kogeneracyjnych. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2006/32/WE z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych zakłada, że racjonalizacja zużycia paliw i energii wraz z poprawą efektywności energetycznej i wdrożenie systemu białych certyfikatów pozwoli na zmniejszenie do 2016 roku krajowego zużycia energii finalnej o 9% w odniesieniu do 2007 roku. Obniżenie zużycia energii ma być uzyskane przez poprawę efektywności wykorzystania energii przez odbiorców końcowych oraz przez racjonalizację zużycia energii nieodnawialnej. W załączniku III Dyrektywy obejmującym orientacyjną listę przykładów kwalifikujących środki poprawy efektywności energetycznej w dziale dotyczącym sektora przemysłowego znajduje się zapis dotyczący wysokosprawnej kogeneracji jako jednej z możliwości poprawy efektywności energetycznej. Projekt ustawy o efektywności energetycznej (opracowywany w Ministerstwie Gospodarki z dnia r.) do przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej zalicza między innymi modernizację lokalnych sieci ciepłowniczych i lokalnych źródeł ciepła. Projekt proponuje wprowadzenie systemu świadectw efektywności energetycznej oraz systemu auditingu efektywności energetycznej dla obiektów o powierzchni powyżej 250 m 2. Projekt nie odnosi się do kogeneracji jako czynnika zwiększającego efektywność energetyczną. W Decyzji Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2009/406/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie wysiłków podjętych przez państwa członkowskie, zmierzających do 62

63 zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych w celu realizacji do roku 2020 zobowiązań Wspólnoty dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych, brak jest bezpośrednich zapisów dotyczących rozwoju kogeneracji Wpływ dyrektywy w sprawie handlu uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla na elektrociepłownie i ciepłownie Konieczność nawet częściowego zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla znacząco zwiększy koszty wytwarzania w elektrowniach, elektrociepłowniach i ciepłowniach. Szczególnie istotny jest tu wzrost kosztów wytwarzania ciepła. Zbyt duża podwyżka cen ciepła, która zrekompensowałaby wzrost kosztów wytwarzania, w rejonach, gdzie jest dostępna sieć gazowa, może spowodować masowe odłączanie się odbiorców od sieci ciepłowniczej i przejście na ogrzewanie gazowe. Możliwą granicę wzrostu cen określa zatem koszt ogrzewania gazowego (rozdz ). Celowe jest zatem, aby określić, jak dużą liczbę uprawnień można będzie zakupić nie przekraczając tego poziomu kosztów. Wyniki obliczeń przy koszcie uprawnień 60 euro/mg 9 (240 zł/mg) przedstawiono w tabeli Cenę uprawnień do emisji przyjęto zgodnie z dokumentem Polityka energetyczna Polski do roku 2030 Załącznik 2 str

64 Tabela Zestawienie rezerwy kosztowej pomiędzy gazem a węglem dla wartości ceny ciepła z gazu 59,21 zł/gj i cenie uprawnień do emisji CO PLN/Mg Lp. Województwo Razem wytwarzanie i przesył [zł/gj] Rezerwa na zakup uprawnień PLN Ilość uprawnień, jakie mogą być zakupione [kg] Rok, w którym zabraknie środków na dokupienie uprawnień benchmark gazowy/węglowy 10 1 Mazowieckie 33,19 26, Dolnośląskie 42,1 17, / Opolskie 43,44 15, / Kujawskopomorskie 43, / , Wielkopolskie 42,97 16, / Pomorskie 52,45 6, / Warmińskomazurskie 43, / , Małopolskie 39,22 20, / Podkarpackie 46,37 12, / Śląskie 38,63 20, / Łódzkie 40,17 19, / Świętokrzyskie 49,89 9, / Zachodniopomorskie 45,3 13, / Lubuskie 45,89 13, / Lubelskie 39,88 19, / Podlaskie 40,03 19, / Ogółem kraj 39,82 19, /2022 Zestawienie zamieszczone w tabeli wskazuje, jak znacznie zróżnicowana będzie sytuacja przedsiębiorstw ciepłowniczych po wprowadzeniu konieczności zakupu uprawnień do emisji. W ostatniej kolumnie tej tabeli podano rok, w którym ilość możliwych do zakupienia uprawnień, łącznie z darmowym przydziałem ze wskaźnikiem gazowym (60 kg/gj) będzie mniejsza niż potrzeby produkcyjne. 10 Obliczenia wykonano przy założeniu, że zapotrzebowanie na emisję wynosi 107 kg/gj, dla benchmarku gazowego przydział wynosi 60 kg/gj, dla benchmarku węglowego 105 kg/gj oraz następuje liniowa zmiana wielkości darmowych uprawnień od 80% w roku 2013, 30% w roku 2020 i 0% w roku

65 kg/gj Lata Benchmark gazowy Benchmark węglowy Rys Ilość uprawnień, jaką będą musiały kupić przedsiębiorstwa ciepłownicze na 1 GJ energii cieplnej sprzedanej dla benchmarku gazowego i benchmarku węglowego Obliczenia wykonano przy założeniach: zapotrzebowanie na emisję wynosi 107 kg/gj, dla benchmarku gazowego przydział wynosi 60 kg/gj, dla benchmarku węglowego 105 kg/gj oraz następuje liniowa zmiana wielkości darmowych uprawnień od 80% w roku 2013, 30% w roku 2020 i 0% w roku 2028 W przypadku województwa mazowieckiego zakup nawet 100% uprawnień po cenie 60 euro nie spowoduje utraty konkurencyjności, a w przypadku województwa pomorskiego, świętokrzyskiego i podkarpackiego sytuacja taka może nastąpić już w roku 2013, o ile przydział darmowych uprawnień będzie związany ze wskaźnikiem gazowym, tj. 60 kg/gj. Pamiętając, że przydział darmowych uprawnień będzie się stopniowa zmniejszał, można określić rok, w którym w ciepłowni zabraknie środków na zakup uprawnień do emisji. Wprowadzenie obowiązku zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla będzie miało istotny wpływ na zmiany cen energii elektrycznej i ciepła. Prognozy zmian tych cen zamieszczone są w Załączniku Nr 2 do Polityki. Podjęto próbę wykorzystania tych prognoz do analiz ekonomicznych wykonywanych na potrzeby niniejszej pracy i stwierdzono, że wydają się one być zaniżone. Uzyskane wyniki zamieszczono poniżej Weryfikacja prognoz zmian cen ciepła i energii elektrycznej Założenia do obliczeń W celu weryfikacji spójności prognoz cen paliw, energii elektrycznej i ciepła przeprowadzono obliczenia porównawcze kosztów paliwowych (obejmujących zakup paliwa oraz uprawnień do emisji dwutlenku węgla) i przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i ciepła. 65

66 Do wykonania obliczeń niezbędne było przyjęcie szeregu założeń. Założenia te zostały zestawione w tabeli W obliczeniach przyjmowane były ceny dla roku 2008, a prognoza zmian cen (trend) zgodnie Polityką energetyczną... [9]. Dla roku 2009 przyjęto średnie ceny rzeczywiste, tzn. wartości średnie podane przez URE, które w kolejnych latach były zwiększane zgodnie z tym trendem (sposób wyznaczenia trendu zmian przedstawiono w rozdz W Polityce... podana jest tylko jedna ścieżka zmian cen dla ciepła. W związku z tym w dalszych obliczeniach dla ciepła z instalacji opalanych węglem i gazem przyjęto różne wartości cen w roku 2009, a jednakową ścieżkę zmian ich wartości. W obliczeniach istotne jest przyjęcie algorytmu pozyskania darmowych uprawnień dla instalacji energetycznych. W obliczeniach założono, że ciepłownie będę otrzymywały w okresie 2013 do 2026 darmowe uprawnienia. Ilość ich będzie zmieniała się liniowo od roku 2013, w którym przydział darmowych uprawnień będzie wynosił 80%, do roku 2027, gdzie przedsiębiorstwa ciepłownicze będą musiały nabywać 100% uprawnień. Nie jest jasne, według jakiego benchmarku będzie prowadzony przydział. W związku z tym obliczenia przeprowadzono dla benchmarku gazowego i benchmarku węglowego. Szczegółowe wartości przedstawiono w tabeli Podobnie przyjęto schemat przydziału uprawnień dla elektrowni. Założono, że elektrownie korzystające z derogacji w systemie handlu uprawnieniami do emisji, a więc elektrownie istniejące, będą w roku 2013 dostawały 80% darmowych uprawnień, a roku 2020 będą musiały nabywać 100% uprawnień. W okresie od 2013 do roku 2020 będzie następowała liniowa zmiana ilości darmowych uprawnień. Zmiany cen energii elektrycznej i ciepła powinny wynikać głównie ze zmiany cen zakupu paliw i kosztów emisji. W celu zapewnienia możliwości funkcjonowania przedsiębiorstw różnica przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i/lub ciepła pomniejszona o koszty paliwa uwzględniające koszty emisji powinna być na mniej więcej stałym poziomie. Punktem odniesienia dla cen ciepła jest produkcja ciepła w ciepłowni, a dla produkcji energii elektrycznej produkcja energii elektrycznej w elektrowni kondensacyjnej. W celu weryfikacji prognoz cen ciepła rozpatrzono typowy przypadek, tj. ciepłownię opalaną węglem kamiennym. Wykonano obliczenia przychodów i kosztów w odniesieniu do 1 GJ sprzedanego ciepła. Koszty, jakie uwzględniono, to zakup paliwa i uprawnień do emisji. Uprawnienia do emisji określono dla benchmarku gazowego i węglowego. Wyniki obliczeń przedstawiono na rysunku Istotna jest różnica pomiędzy przychodami i kosztami 66

67 zł/gj paliwowymi (koszty paliwa + emisji CO 2 ), dlatego na rysunku przedstawiono przebieg zmian tej wartości. Tabela Zestawienie przyjętych założeń do weryfikacji prognoz cen paliw, energii elektrycznej i ciepła Lp. Opis wartości Wartość Jednostka Źródło 1 Sprawność układu ciepłowniczego węglowego 80 % założenia własne 2 Sprawność układu ciepłowniczego gazowego 89 % założenia własne 3 Średnia sprawność w kondesacji istniejących założenia własne 36 % elektrowni 4 Darmowe emisje benchmark węglowy 105 kg/gj założenia własne 5 Darmowe emisje benchmark gazowy 60 kg/gj założenia własne 6 Emisyjność węgla 95 kg/gj założenia własne 7 Emisyjność gazu 54 kg/gj założenia własne 8 Koszty uprawnień CO PLN/Mg założenia własne 9 Cena ciepła w roku 2008 (węgiel kamienny) 25,46 zł/gj Energetyka cieplna w 10 Cena ciepła w roku 2008 (gaz ziemny GZ-50) 42,60 zł/gj liczbach 2008, URE 11 Cena węgla w roku ,00 zł/gj założenia własne 12 Cena gazu w roku ,00 zł/gj założenia własne 13 Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji w jednostce kogeneracji innej niż opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła poniżej 1 MW w roku Średnioważony koszt węgla zużywanego przez jednostki wytwórcze centralnie dysponowane opalane węglem, z uwzględnieniem kosztów transportu węgla w roku 2008 Średnia cena energii elektrycznej wytworzonej przez wytwórców eksploatujących jednostki centralnie dysponowane opalane węglem w roku ,11 zł/mwh 70,28 *) zł/mwh 159,05 zł/mwh *) jest to koszt jednostkowy zakupu paliwa przypadający na jednostkę wyprodukowanej energii Informacja 9/2009 (URE) w sprawie średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji oraz na rynku konkurencyjnym za 2008 rok Informacja Prezesa URE nr 12 /2009 średnioważony koszt węgla Koszt paliwowy (benchmark węglowy) zł/gj Przychody za ciepło zł/gj Koszt paliwowy (benchmark gazowy) zł/gj Rys Zmiana ceny 1 GJ ciepła oraz zmiana kosztu paliwowego (koszt zakupu i transportu paliwa, koszty emisji CO 2 ) wytwarzania 1 GJ ciepła przy zasilaniu węglem kamiennym w wariancie dla benchmarku węglowego i gazowego 67

68 zł/gj benchmark gazowy benchmark węglowy Rys Zmiana różnicy pomiędzy przychodami ze sprzedaży ciepła z ciepłowni opalanej węglem kamiennym a kosztem paliwowym obejmującym zakup uprawnień dla benchmarku gazowego i węglowego Podobne obliczenia wykonano dla kotłowni opalanej gazem. Określono koszty zakupu gazu w odniesieniu do 1 GJ ciepła. W kosztach uwzględniono koszty emisji CO 2. Wartość kosztu paliwa porównano z cenami ciepła dla systemów obecnie zasilanych z gazu. Na rysunku przedstawiono zmianę w czasie różnicy pomiędzy przychodami ze sprzedaży ciepła dla cen ciepła z ciepłowni opalanych gazem i kosztów zakupu gazu wraz kosztami emisji CO 2. 18,00 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0, Rys Zmiana w czasie różnicy pomiędzy przychodami ze sprzedaży ciepła z ciepłowni opalanej gazem a kosztem paliwowym obejmującym zakup gazu i zakup uprawnień do emisji CO 2 68

69 zł/gj Przedstawione powyżej wyniki uzyskano przy założeniu zgodnej z prognozami w Polityce... cenie uprawnień w wysokości 60 euro/mg. W przypadku cen uprawnień na poziomie 15 euro/mg cena ciepła w Polityce... wydaje się być zawyżona, a przy cenie 30 euro/mg zaniżona. Stały poziom marży, a więc także kosztów pozapaliwowych, utrzymywany jest przy cenie uprawnień około euro/mg benchmark gazowy (30 /Mg CO2) benchmark węglowy (30 /Mg CO2) benchmark gazowy (15 /Mg CO2) benchmark węglowy (15 /Mg CO2) Rys Zmiana różnicy pomiędzy przychodami ze sprzedaży ciepła z ciepłowni opalanej węglem a kosztem paliwowym obejmującym zakup gazu i zakup uprawnień dla dwóch cen uprawnień: 15 euro/mg oraz 30 euro/mg Przeprowadzone analizy wskazują jednoznacznie, że prognoza cen zamieszczona w Polityce... nie może być bezkrytycznie przyjęta do analiz ekonomicznych prowadzonych na potrzeby niniejszej pracy. Ponieważ ceny ciepła będą znacząco zależały od kosztu uprawnień, a przychody ze sprzedaży ciepła stanowią znaczący strumień środków w bilansie finansowym elektrociepłowni, to można uznać, że zaproponowane w rozdziale 7.1 wykorzystanie różnicowej metody oceny ekonomicznej opłacalności inwestycji wprowadzających skojarzone wytwarzanie, w której nie występuje strumień środków finansowych związanych ze sprzedażą ciepła, znajduje dodatkowe uzasadnienie. Weryfikacji prognozy cen energii elektrycznej dokonano w oparciu o porównanie przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i kosztów paliwowych wraz z zakupem uprawnień do emisji dla elektrowni opalanej węglem kamiennym. Wynik obliczeń kosztów i przychodów w odniesieniu do 1 MWh przedstawiono na rysunku Na rysunku tym przedstawiono również wartość różnicy między przychodem ze sprzedaży energii elektrycznej a kosztami zakupu paliw wraz z kosztami emisji. Podobnie jak w przypadku ciepła, również ta prognoza cen energii elektrycznej wydaje się być znacząco zaniżona. 69

70 zł/mwh zł/mwh przychody ze sprzedaży energii elektrycznej minus koszty paliwa zł/mwh Koszty paliwa zł/mwh Przychody ze sprzedaży en el zł/mwh Przychody ze sprzedaży en. el. minus koszty zakupu paliwa zł/mwh Rys Prognoza zmian cen energii elektrycznej (zł/mwh) oraz prognoza zmian cen kosztu paliwowego obejmującego zakup paliwa i koszty emisji Wpływ ceny uprawnień na różnice między przychodami a kosztami paliwa i uprawnień do emisji przedstawiono na rys /Mg 30 /Mg 15 /Mg Rys Wielkość różnicy pomiędzy przychodami ze sprzedaży energii elektrycznej a kosztami zakupu paliwa wraz z kosztami zakupu uprawnień dla różnych cen uprawnień do emisji CO 2 (zł/mwh) 70

71 2.4. Identyfikacja uwarunkowań rozwoju kogeneracji w obszarze związanym dyrektywą o emisjach przemysłowych (IED) Najważniejsze zapisy dyrektywy i jej wpływ na krajową energetykę Projekt dyrektywy o emisjach przemysłowych (DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL on industrial emissions) Dyrektywa IED opublikowany został w Brukseli 21 grudnia 2007 r. i oznaczony.com(2007) 844. Dyrektywa ta zmienia obowiązujące obecnie dyrektywy, przede wszystkim: IPPC (96/61) 11 oraz LCP (80/2001) 12 (także 78/176, 82/883, 92/112, 1999/13, 2000/76). W obszarze dotyczącym instalacji spalania proponowana dyrektywa znacząco zaostrza dopuszczalne standardy emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu oraz wprowadza powszechny zakres agregacji instalacji spalania (np. kotłów), z których spaliny odprowadzane są przez jeden komin, a nawet zlokalizowane w bliskim sąsiedztwie. Zgodnie z propozycją Komisji Europejskiej dyrektywa ma wejść w życie od 1 stycznia 2016 roku. Skalę zmian dopuszczalnych standardów zilustrowano na rys , oraz 2.4.3, na których porównano aktualnie obowiązujące w Polsce standardy (ostrzejsze niż to wymaga Dyrektywa 2001/89/WE) z nowymi propozycjami. Skutki wdrożenia dyrektywy w powyższym brzmieniu ocenione zostały w ramach pracy: Analiza wpływu zmian w ograniczeniach emisyjnych dla instalacji LCP zawartych w propozycji nowej dyrektywy IPPC na instalacje energetyczne w warunkach polskich [14] 13. Określono w niej między innymi koszty, jakie musi ponieść krajowa energetyka i ciepłownictwo, aby odtworzyć zużyte moce wytwórcze oraz dostosować się do wymogów dyrektywy w proponowanej postaci. Za pracą [14] w tabeli oraz na rys zestawiono wielkości tych kosztów. 11 Council Directive 96/61/EC of 24 September 1996 concerning integrated pollution prevention and control (Dyrektywa Rady 96/61/WE z dnia 24 września 1996 roku w sprawie zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i kontroli. 12 Directive 2001/80/EC of the European Parliament and of the Council of 23 October 2001on the limitation of emissions of certain pollutants into the air from large combustion plants (Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2001/80/WE z 23 października 2001 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania paliw. 13 [14] Analiza wpływu zmian w ograniczeniach emisyjnych dla instalacji LCP zawartych w propozycji nowej dyrektywy IPPC na instalacje energetyczne w warunkach polskich. Praca wykonana przez Uczelniane Centrum Badawcze Energetyki i Ochrony Środowiska Politechniki Warszawskiej na zamówienie Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, Warszawa, wrzesień

72 Standardy emisji NOx dla węgla brunatnego/kamiennego[mg/m3] instalacje istniejące Standardy emisji SO2 dla węgla brunatnego/kamiennego [mg/m3] instalacje istniejące Moc cieplna MW Rozporządzenie 2005 Rys Porównanie standardów emisji SO 2 dla węgla brunatnego/kamiennego [mg/m 3 ] od roku 2016 według Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 20 grudnia 2005 r. i Dyrektywy IED instalacje istniejące 700 IED Moc cieplna MW Rozporządzenie 2005 w. kamienny IED Rozporządzenie 2005 w. brunatny Rys Porównanie standardów emisji NO x dla węgla brunatnego/kamiennego [mg/m 3 ] od roku 2016 według Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 20 grudnia 2005 r. i Dyrektywy IED instalacje istniejące 72

73 Standardy emisji pyłu dla węgla brunatnego/kamiennego[mg/m3] instalacje istniejące Moc cieplna MW Rozporządzenie 2005 IED Rys Porównanie standardów emisji pyłu dla węgla brunatnego/kamiennego [mg/m 3 ] od roku 2016 według Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 20 grudnia 2005 r. i Dyrektywy IED instalacje istniejące Tabela Koszty inwestycyjne konieczne do wybudowania nowych źródeł w przypadku, gdy dyrektywa zostanie wdrożona w 2016 roku przy definicji źródło = komin [14] Wariant Bez nowej dyrektywy IPPC Nowa dyrektywa IPPC wdrożona w roku 2016 Rodzaj jednostek wytwórczych Moc zainstalowana Koszt inwestycyjny Moc zainstalowana Koszt inwestycyjny Nowe jednostki kogeneracyjne Nowe jednostki kondensacyjne Nowe jednostki szczytowe Suma kosztów nowych instalacji Rys Sumaryczne koszty inwestycyjne, jakie w horyzoncie do roku 2016 musi ponieść krajowa energetyka w wariantach z wdrożeniem oraz bez wdrożenia dyrektywy [14] Za całkowite inwestycyjne koszty wdrożenia dyrektywy uznano koszty dostosowania aktualnie istniejących i pozostawionych po 2016 roku instalacji do zmienionej definicji źródła 73

74 i zaostrzonych standardów emisji ( mln zł) oraz koszty nowych źródeł, których przyspieszona budowa zostałaby wymuszona wdrożeniem dyrektywy ( mln zł). Wynoszą one mln zł. Uwzględniając, że koszty modernizacji instalacji NO x dla instalacji powyżej 500 MW muszą być poniesione niezależnie od IPPC, ostatecznie otrzymuje się wynik mln zł. W wyniku pracy i przeprowadzonych analiz uznano, że koszty te nie są do zaakceptowania przez Polskę, a dodatkowo nie ma możliwości realizacji tak wielkiej liczby inwestycji do 2016 roku. Przeprowadzone analizy pozwoliły ustalić, że z polskiego punktu widzenia realny i ograniczający do akceptowanej wartości koszt dodatkowych inwestycji wymaga odsunięcia terminu wdrożenia dyrektywy w stosunku do istniejących instalacji do roku Takie też stanowisko przedstawił Rząd RP w negocjacjach z Komisją Europejską, postulując dodatkowo, aby z rygorów dyrektywy wyłączyć kotły o mocy mniejszej od 50 MW. Tak daleko posunięte stanowisko polskie nie znalazło poparcia innych krajów. Strona polska zmodyfikowała swoje stanowisko, proponując przesunięcie terminu wdrożenia dyrektywy dla instalacji wytwarzających ciepło dla celów ogrzewania pomieszczeń mieszkalnych i przygotowania ciepłej wody użytkowej, uznając ten obszar za szczególnie wrażliwy społecznie. Wnioski wprowadzające różnego rodzaju okresy przejściowe i wykluczenia zgłaszały także inne kraje członkowskie i w efekcie kraje członkowskie przyjęły projekt dyrektywy o emisjach przemysłowych w wersji z dnia 16 czerwca udostępnionej z oznaczeniami: 10898/09; ADD 1; ENV 423 CODEC 838 [15]. Projekt ten został skierowany do Parlamentu Europejskiego. Różnice między pierwotną i końcową wersją dyrektywy są znaczące, ograniczają zasięg dyrektywy oraz wprowadzają cały szereg okresów przejściowych. Należy zwrócić uwagę przede wszystkim na: podniesienie minimalnej mocy instalacji, która podlega dyrektywie, do 50 MW (pierwotnie 20 MW), wyłączenie z dyrektywy pojedynczych instalacji (kotłów, turbin gazowych) o mocy mniejszej od 15 MW (pierwotnie 3 MW), wprowadzenie mechanizmu krajowego planu przejściowego, który pozwala, aby grupa instalacji mogła stopniowo zmniejszać średnie standardy emisji z poziomu określonego w dyrektywie LCP w roku 2016 do poziomu określonego w dyrektywie IED w roku 2019, 74

75 dopuszczenie, aby instalacja, która w latach będzie pracowała sumarycznie nie więcej niż godzin, a potem zostanie zlikwidowana, nie musiała spełniać standardów dyrektywy IED, dopuszczenie znacząco wyższych standardów emisji dla instalacji szczytowych, tj. pracujących poniżej 1500 godzin/rok. Zgodnie z proponowanymi zapisami dyrektywy pojedyncze instalacje (kotły, turbiny gazowe) o mocy w paliwie mniejszej niż 15 MW nie podlegają agregacji i są wyłączone z działania dyrektywy. Interesujący jest zatem bilans instalacji o mocy większej od tej granicznej wielkości. W tabeli przedstawiono liczbę zakładów, kotłów, moc w paliwie, produkcję energii elektrycznej i ciepła oraz emisję dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu, z podziałem na sektory, dla instalacji o mocy w paliwie większej i równej 15 MW podlegających dyrektywie IED. Tabela Liczba zakładów, liczba kotłów, ich moc w paliwie, wielkość wytworzonej energii elektrycznej, ciepła oraz emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu, dla wszystkich pojedynczych instalacji podlegających dyrektywie IED Sektor przemysłu Liczba zakładów Liczba kotłów Moc w paliwie [MW] Produkcja energii elektrycznej brutto [GWh] Produkcja ciepła brutto [TJ] Emisja SO 2 [Mg] Emisja NO x [Mg] Emisja pyłu [Mg] EC EP EZ PEC Suma Wpływ dyrektywy na elektrociepłownie i ciepłownie W celu zbadania wpływu dyrektywy o emisjach przemysłowych na perspektywy rozwoju kogeneracji, wykorzystując dane zebrane w ramach pracy [14] oraz część uzyskanych w niej wyników, przeprowadzono badania skutków wdrożenia dyrektywy na elektrociepłownie i ciepłownie. Uwzględniono dwie wersje zapisów dyrektywy: wersję pierwotną, opracowaną przez KE, oraz wersję przyjętą przez kraje członkowskie. Dodatkowe obliczenia zostały wykonane na podstawie bazy danych z roku 2008 wszystkich przedsiębiorstw z sektorów elektrociepłownie zawodowe, elektrociepłownie przemysłowe i przedsiębiorstwa energetyki cieplnej. Niestety w przypadku elektrociepłowni autorzy pracy nie dysponują danymi, które pozwoliłyby wyeliminować z rozważań turbiny pracujące w 75

76 Moc [GW] Energia [PJ] kondensacji. Produkcja w kondensacji w elektrociepłowniach nie jest jednak znacząca, stąd wydaje się, że uzyskane wyniki można odnosić do wytwarzania skojarzonego. W przypadku elektrociepłowni i ciepłowni wdrożenie dyrektywy spowoduje praktycznie dla każdej istniejącej instalacji objętej dyrektywą konieczność budowy wysokowydajnych instalacji odsiarczania, odazotowania i odpylania spalin. W wielu przypadkach dotyczyć to będzie instalacji znacząco już zużytych, których okres eksploatacji dobiega końca. Pojawi się pytanie: dobudowywać instalacje oczyszczające do istniejącej zużytej instalacji czy wybudować nową. Analizy przeprowadzone w ramach pracy [24] wykazały, że jeżeli planowany okres eksploatacji jest krótszy niż 10 lat, to korzystniej jest wybudować nową jednostkę wytwórczą. Rezultat ten pozwala określić dwa scenariusze odstawiania istniejących jednostek: w wyniku naturalnego zużycia i przyspieszony na skutek wdrożenia dyrektywy. Przedstawiono je na rysunkach oraz Rysunek dotyczy mocy i energii w paliwie, a mocy elektrycznej i produkcji energii elektrycznej. W przypadku energii przyjęto stały czas wykorzystania mocy zainstalowanej, taki jak w roku Obliczenia przeprowadzono w dwóch wariantach, tj. bez dyrektywy (bez) i z wprowadzeniem dyrektywy (z). Uwzględniono zapisy dyrektywy w wersji przyjętej przez kraje członkowskie, tj. zgodnie ze stanem na dzień 26 czerwca lata Moc kotłów (bez) Moc kotłów (Z) Wsad do kotła (bez) Wsad do kotła (Z) Rys Porównanie scenariuszy odstawiania instalacji w wyniku naturalnego zużycia bez dyrektywy (bez) oraz w przypadku wdrożenia dyrektywy (z) moc i energia w paliwie. Produkcja dotyczy czasu wykorzystania mocy zainstalowanej takiego jak w 2008 roku 76

77 Moc [GW] Energia elektryczna [TWh] lata Moc elektryczna (bez) Produkcja energii elektrycznej (bez) Moc elektryczna (z) Produkcja energii elektrycznej (Z) Rys Porównanie scenariuszy odstawiania instalacji w wyniku naturalnego zużycia bez dyrektywy (bez) oraz w przypadku wdrożenia dyrektywy (z) moc i produkcja energii elektrycznej. Produkcja dotyczy czasu wykorzystania mocy zainstalowanej takiego jak w 2008 roku Uzyskane wyniki wyraźnie wskazują na znaczące obniżenie mocy zainstalowanej w roku 2016 zarówno dla mocy w paliwie, jak i mocy elektrycznej. W zapisach dyrektywy z 26 czerwca jest znaczne złagodzenie zapisów dla instalacji ciepłowniczych, które przesuwa termin obowiązywania zaostrzonych norm do roku Na wykresach przedstawionych na rysunkach i nie widać tego zjawiska. Wyjaśnienie można znaleźć na rysunkach i Widać na nich, że w strukturze mocy tylko niewielka część instalacji może być traktowana zgodnie z dyrektywą (tzn. zgodnie z art. 33e moc w paliwie mniejsza niż 200 MW i ponad 50% ciepła na potrzeby komunalne) jako instalacja ciepłownicza. W związku z tym główne skutki wprowadzenia dyrektywy występują w roku Mniejszy efekt (bo dla znacznie mniejszej mocy) następuje w roku Zjawisko to jeszcze lepiej widać na rysunkach i , na których przedstawiono oddzielnie zmiany mocy dla instalacji podlegające dyrektywie IED (bez ciepłowniczych) i jednostki ciepłownicze podlegające IED. 77

78 Moc elektryczna GW Moc w paliwie GW Lata IED Ciepłownicze NieIED Rys Moc w paliwie w kolejnych latach w rozbiciu na jednostki niepodlegające nowej dyrektywie IED (Nie IED), podlegające zgodnie z art. 33e tzw. ciepłownicze (Ciepłownicze) i wszystkie pozostałe, tzn. podlegające dyrektywie (IED), w przypadku wdrożenia dyrektywy (20XX z) i bez wdrażania dyrektywy (20XX bez) bez 2016 z 2020 bez 2020 z 2025 bez 2025 z 2030 bez 2030 z Lata IED Ciepłownicze NieIED Rys Moc elektryczna zainstalowana w kolejnych latach w rozbiciu na jednostki niepodlegające nowej dyrektywie IED (nie IED), podlegające zgodnie z art. 33e tzw. ciepłownicze (Ciepłownicze) i wszystkie pozostałe, tzn. podlegające dyrektywie (IED), w przypadku niewdrażania dyrektywy (20XX bez) i z wdrażaniem dyrektywy (20XX z) 78

79 Moc w paliwie GW Moc w paliwie GW Lata bez dyrektywy z dyrektywą Rys Zainstalowana moc w paliwie istniejących jednostek ciepłowniczych (zgodnie z art. 33e) w wybranych latach w przypadku wdrożenia dyrektywy i bez wdrażania dyrektywy Lata bez dyrektywy z dyrektywą Rys Zainstalowana moc w paliwie istniejących jednostek podlegających dyrektywie, ale nie podlegających zapisom z art. 33e (jednostki ciepłownicze) w wybranych latach w przypadku wdrożenia dyrektywy i bez wdrażania dyrektywy 79

80 Moc elektryczna GW Moc elektryczna GW 0,16 0,14 0,12 0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 0, Lata bez dyrektywy z dyrektywą Rys Zainstalowana moc elektryczna jednostek istniejących w kolejnych latach dla jednostek ciepłowniczych (podlegających zapisom z art. 33e) w przypadku wdrożenia dyrektywy i bez wdrażania dyrektywy Lata bez dyrektywy z dyrektywą Rys Zainstalowana moc elektryczna jednostek podlegających dyrektywie, ale nie podlegających zapisom z art. 33e (jednostki ciepłownicze) w przypadku wdrożenia dyrektywy i bez wdrażania dyrektywy 80

81 Analiza uzyskanych wyników pozwala stwierdzić, że wdrożenie dyrektywy o emisjach przemysłowych praktycznie podwaja moc instalacji, które w najbliższych latach trzeba będzie odstawić z eksploatacji i zastapić nowymi źródłami. Dostosowanie pozostawionych źródeł do wymagań dyrektywy wymaga poniesienia znaczących nakładów inwestycyjnych na wybudowanie instalacji oczyszczających spaliny. W analizach prowadzonych w ramach pracy [14] przyjęto zestawione poniżej koszty budowy takich instalacji. Średnie koszty instalacji odsiarczania spalin (odniesione do mocy w paliwie dostarczanym do komory spalania) przyjęto w wysokości: dla instalacji, dla których ma obowiązywać standard emisji dwutlenku siarki < 250 mg/m 3 (muszą być wyposażone w mokre instalacje odsiarczania): dla węgla brunatnego 0,35 mln zł/mw, dla węgla kamiennego 0,3 mln zł/mw, dla oleju (zasiarczonego) 0,2 mln zł/mw, dla instalacji, dla których ma obowiązywać standard emisji dwutlenku siarki > 250 oraz < 400 mg/m 3 głównie kotły rusztowe (muszą być wyposażone w półsuche instalacje odsiarczania lub inne o podobnej skuteczności), przyjęto: węgiel brunatny 0,18 mln zł/mw, węgiel kamienny 0,15 mln zł/mw, dla instalacji zasilanych węglem kamiennym lub olejem, dla których będzie obowiązywał standard emisji < 200 mg/m 3 (muszą być wyposażone w instalacje katalitycznego odazotowania spalin SCR), przyjęto koszt instalacji SCR 0,1 mln zł/mw, dla instalacji, które obecnie miały standard emisji pyłów większy od 200 mg/m 3, a według nowej dyrektywy IED będzie je obowiązywał standard 30 mg/m 3 lub mniejszy, przyjęto koszt instalacji odpylania 0,1 mln zł/mw. Przy takich założenia sumaryczne koszty inwestycji wynoszą 3629 mln zł. W celu określenia wzrostu kosztów wytwarzania z tytułu tych inwestycji przyjęto, że roczne koszty modernizacji to koszty kredytu w wysokości 100% wartości inwestycji. Kredyt zaciągnięty jest na okres 10 lat. Spłacany w ratach równych, kwartalnie. Oprocentowanie kredytu 8,5%. Przy takich założeniach roczny koszt obsługi zadłużenia wynosi 542 mln zł. Wynikający z tego kosztu wzrost kosztów wytwarzania ciepła i energii elektrycznej przedstawiono w tabeli Wzrost ten nie jest znaczący. W przypadku ciepła jest znacząco mniejszy niż zróżnicowanie ceny ciepła w różnych rejonach kraju. 81

82 Liczba sztuk Sumaryczna moc kotłów [MW] W polskim ciepłownictwie zainstalowana jest znacząca liczba kotłów rusztowych (głównie wodnych WR 10), których moc w paliwie oscyluje wokół 15 MW. Ilustruje to rys przedstawiający histogram liczby i sumarycznej mocy kotłów. W większości przypadków w obszarze MW są to podobne kotły o identycznej wydajności znamionowej, różniące się sprawnością lub o mocy powiększonej w wyniku modernizacji. Wydaje się, że w perspektywie wdrożenia dyrektywy kotły te powinny być poddane modernizacjom polegającym na zmniejszeniu mocy w paliwie, tak aby można je było wyłączyć spod działania dyrektywy. Dla celów niniejszej pracy przyjęto zatem, że graniczna jest moc 18 MW. Wyłączenie tej grupy kotłów skutkuje także w kilkunastu przypadkach spadkiem mocy zagregowanej w kominie (zakładzie), a tym samym wyłączeniem w związku z kryterium granicznej mocy 50 MW. Tabela Wpływ kosztów inwestycyjnych na koszty ciepła i energii elektrycznej Nazwa Jednostka 2016 Produkcja energii elektrycznej GWh/rok Produkcja ciepła TJ/rok Wsad do kotła TJ/rok Koszty przypisane do energii elektrycznej mln zł/rok 222 Koszty przypisane do energii cieplnej mln zł/rok 320 Wzrost kosztów jednostkowych energii elektrycznej zł/mwh 13 Wzrost kosztów jednostkowych ciepła zł/gj 2, Sztuk Moc Zakres mocy kotłów Rys Histogram liczby i sumarycznej mocy kotłów o mocy MW w przedziałach co 1 MW 82

83 2.5. Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej oraz emisji CO 2 Istotną i oczywistą zaletą technologii kogeneracyjnych w stosunku do rozdzielonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła jest oszczędność paliwa pierwotnego. Konsekwencją tego jest oczywiście zmniejszenie kosztów zewnętrznych wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Dodatkowo zmniejszenie kosztów zewnętrznych będzie efektem zmiany paliwa z węgla na gaz. Stąd z punktu widzenia określenia racjonalnej wielkości wsparcia kogeneracji istotna jest znajomość tych kosztów. Niestety nie są dostępne odpowiednie dane dla Polski i stąd wykorzystano tu wyniki uzyskane w ramach pracy : External Costs Research result on socio-environmental damages due to electricity and transport [18]. W tabeli zamieszczono dane dla poszczególnych krajów starej Unii Europejskiej. Tabela Koszty zewnętrzne dla wybranych krajów UE [eurocent/kwh] i rozpatrywanych w pracy paliw węgiel gaz olej biomasa kamienny+brunatny min max min max min max min max Belgia Niemcy Dania Hiszpania Finlandia Francja Grecja ,8 Irlandia ,5 0,5 Holandia ,2 0,2 Portugalia Szwecja ,3 0,3 Wielka Brytania Wartość średnia 4,08 7,33 1,25 2,33 4,40 7,00 1,17 1,57 w zakresie max/min Wartość średnia z CO 2 5,71 1,79 5,70 1,37 Wartość średnia bez CO 2 3,95 1,06 4,97 1,37 Wprowadzenie odpłatności za uprawnienia do emisji CO 2 powoduje, że koszty wynikające z emisji tego gazu wcześniej uważane za zewnętrzne stracą taki charakter. Stąd koszty zestawione w tabeli trzeba pomniejszyć o składową związaną z emisją CO 2. W 83

84 pracy [18] odpowiednie dane przedstawiono tylko dla Niemiec i zamieszczono je w tabeli Podana w tabeli wartość średnia bez CO 2 jest różnicą pomiędzy wartością średnią z CO 2 a kosztami ponoszonymi w związku z emisją gazów cieplarnianych zidentyfikowaną na rynku niemieckim (dane z tabeli 2.5.2). Dla oleju przyjęto taki sam koszt zewnętrzny związany z CO 2 jak dla gazu. Zdrowie, degeneracja materiałów, uprawy Tabela Analiza kosztów zewnętrznych w Niemczech [eurocent/kwh] Węgiel kamienny Węgiel brunatny Węgiel razem z udziałem 60/40 kamienny/brunatny Gaz 0,75 1,01 0,85 0,35 Ekosystem 0,2 0,78 0,43 0,04 Globalne ocieplenie (CO 2 ) 1,6 2 1,76 0,73 W przeprowadzonych analizach założono, że zgodnie z nową dyrektywą ETS przejściowo zachowany będzie darmowy przydział uprawnień do emisji CO 2 na potrzeby produkcji ciepła. Przyjęto, że przydział tych uprawnień z poziomu 80% w roku 2013 zmaleje liniowo do 30% w 2020 i do 0% w Od roku 2013 uprawnienia na potrzeby produkcji energii elektrycznej trzeba będzie w całości zakupić. Zgodnie z [9] przyjęto koszt uprawnień na poziomie 60 euro/mg. Uwzględniono dwa warianty przydziału darmowych uprawnień: 60 kg CO 2 /GJ ciepła z węgla lub gazu, 60 kg CO 2 /GJ ciepła z gazu oraz 105 kg CO 2 /GJ ciepła z węgla. Przyjęto uśrednioną emisyjność rozpatrywanych paliw, zgodnie z tabelą Tabela Emisyjność rozpatrywanych paliw Emisje jednostkowe do obliczeń kg CO 2 /GJ energii w paliwie Węgiel kamienny 94,5 Gaz ziemny 54 Biogaz 0 Olej lekki Biomasa 0 84

85 3. Wstępna identyfikacja i ocena barier rozwoju kogeneracji 3.1. Bariery utrudniające rozwój kogeneracji Identyfikacje barier rozwoju kogeneracji przeprowadzono w 2007 roku w trakcie prac nad określeniem potencjału kogeneracji w Polsce [16]. W większości pozostały one aktualne do dziś. Poprawę sytuacji zapowiada przyjęta przez Radę Ministrów Polityka energetyczna Polski do roku 2030 [9]. Dokument ten kogeneracji poświęca wiele miejsca i uważa tę technologię za jeden z najważniejszych sposobów realizacji 4 z 6 podstawowych kierunków działania. Są nimi: poprawa efektywności energetycznej, wzrost bezpieczeństwa energetycznego, rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii, ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko. Autorzy dokumentu zauważyli większość ze zidentyfikowanych barier i zapowiedzieli odpowiednie działania w najbliższej perspektywie czasowej, tj. w większości przypadków do końca 2010 roku. Znaczące zmiany likwidujące dwie istotne bariery zostały wprowadzone w ramach ostatniej nowelizacji ustawy Prawo energetyczne. Dotyczą one zaniechania obowiązku zatwierdzania taryf na ciepło oraz możliwości łączenia praw majątkowych związanych z wyważeniem w kogeneracji i z wykorzystaniem energii odnawialnej. Wskazany w 2007 roku [16] olbrzymi ekonomiczny potencjał kogeneracji wykorzystany jest w Polsce w niedostatecznym zakresie. W 2008 roku w Polsce wyprodukowano w skojarzeniu ok. 250 PJ (wielkość zostanie jeszcze zweryfikowana) ciepła, co oznacza, że wykorzystywane jest zaledwie około 64% potencjału uznanego za ekonomiczny. Pozwala to stwierdzić, że stosowane dotychczas w Polsce mechanizmy wsparcia kogeneracji były i są niewystarczające. Nie tylko nie jest wykorzystany potencjał kogeneracji zwymiarowany wielkością zapotrzebowania na ciepło użytkowe, ale też stosowane technologie kogeneracji charakteryzują się małym wskaźnikiem skojarzenia, tj. małym stosunkiem produkcji energii elektrycznej do produkcji ciepła. W 2008 roku wyprodukowane zostało w skojarzeniu zaledwie 25 TWh energii elektrycznej, co stanowi około 35% energii potencjalnie możliwej do wyprodukowania przy wykorzystaniu całego potencjału ekonomicznego. Przyczynami niedostatecznego rozwoju kogeneracji są bariery o charakterze ekonomicznym (finansowym), prawnym, administracyjnym i społecznym. Przy 85

86 zł/zł aktualnym poziomie rozwoju technologii energetycznych nie występują bariery o charakterze technicznym Bariery ekonomiczne Podstawowa bariera rozwoju kogeneracji ma charakter ekonomiczny. Kogeneracja wysokosprawna przetwarza energię chemiczną paliwa w energię elektryczną w bardzo efektywny sposób. Niesyty przy aktualnej strukturze cen i kosztów oraz dotychczasowym mechanizmie wsparcia inwestycje kogeneracyjne nie są efektywne. Najlepiej można to zobrazować porównując przychody z elektrociepłowni, elektrowni i ciepłowni odniesione do nakładów inwestycyjnych. Na rysunku 3.1 przedstawiono zależność różnicy rocznych przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i/lub ciepła pomniejszonej o roczne koszty paliwa. Wartość ta została odniesiona do wartości całkowitych nakładów inwestycyjnych. Wskaźnik ten przyjmuje najmniejsze wartości dla elektrociepłowni. Jednostkowe koszty inwestycyjne elektrociepłowni są najwyższe, a czas wykorzystania mocy zainstalowanej znacznie niższy niż w elektrowni. 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 C EC EL Rys Zależność różnicy przychodów i kosztów paliwowych odniesionych do adekwatnych kosztów inwestycyjnych Nigdy dotychczas ceny możliwe do uzyskania ze sprzedaży energii elektrycznej i ciepła nie kreowały sygnałów inwestycyjnych. Proponowana obecnie przez Prezesa URE opłata zastępcza za brak odpowiedniej liczby świadectw pochodzenia na poziomie 18 zł/mwh dla energii pochodzącej ze źródeł innych niż gazowe i z mikrokogeneracji jest zbyt 86

87 niska. Przeprowadzone w 2007 roku analizy wykazywały, że powinna ona być na poziomie 50 zł/mw [16]. Od tego czasu zmieniły się relacje cenowe pomiędzy paliwem, energią elektryczną i ciepłem i w ramach niniejszej pracy zostanie wskazana nowa minimalna wartość wsparcia. Ponieważ jednak po wprowadzeniu aktualnego mechanizmu wsparcia nie rozpoczęto żadnej inwestycji kogeneracyjnej wykorzystującej węgiel, należy domniemywać, że wysokość wsparcia w dalszym ciągu jest zbyt niska. Istotną barierą ekonomiczną są także wysokie koszty budowy sieci ciepłowniczych, co utrudnia powiększanie zasięgu systemu ciepłowniczego, a tym samym rozbudowę rynku ciepła poprzez podłączanie nowych odbiorców. Inwestor budujący nowe osiedle mieszkaniowe lub dom może kupić energię elektryczną z systemu elektroenergetycznego, natomiast lokalnie musi zapewnić zaopatrzenie w ciepło. Koszty samej instalacji ciepłowniczej (kocioł wodny, pompa ciepła itp.) są na tyle mniejsze od kosztów instalacji kogeneracyjnej, że nie są one budowane nawet w przypadku niższych w przyszłości kosztów eksploatacyjnych. Jest to szczególnie widoczne w przypadku działalności deweloperskiej. Dla dewelopera istotna jest bowiem minimalizacja kosztów budowy. Potencjał ekonomiczny kogeneracji określano przy granicznej wartości wskaźnika IRR > 10%. Dla inwestorów tradycyjnie związanych z energetyką poziom ten wydaje się satysfakcjonujący. W przypadku ciepła przemysłowego i budynków wielkokubaturowych inwestorem często są firmy, dla których przyjęty poziom IRR może się okazywać zdecydowanie zbyt niski Bariery emisyjne Emisyjne bariery rozwoju kogeneracji związane są przede wszystkim z omówionymi wcześniej dyrektywami o systemie handlu uprawnieniami do emisji (dyrektywa ETS) oraz o emisjach przemysłowych (dyrektywa IED). Nowa, obowiązująca od 2013 roku dyrektywa o handlu uprawnieniami do emisji CO 2 wprowadza docelowy obowiązek zakupu uprawnień na otwartych wspólnotowych aukcjach. Wprowadzenie w pełni odpłatnego nabywania uprawnień jest korzystne dla elektrociepłowni w porównaniu do ciepłowni i elektrowni, bo efekt oszczędności paliwa jest tutaj powiększony o odpowiadające mu zmniejszenie zapotrzebowania na uprawnienia. Niestety obowiązek zakupu uprawnień nie będzie dotyczył małych źródeł, co spowoduje, że wytwarzanie ciepła w systemach ciepłowniczych stanie się niekonkurencyjne, a rynek ciepła systemowego zacznie się gwałtownie zmniejszać. 87

88 Od 2016 roku ma zostać wprowadzona nowa dyrektywa o emisjach przemysłowych, nie tylko przesądzająca sprawę definicji na rzecz komina, ale także zaostrzająca dopuszczalne standardy emisji do poziomów, które wymagają stosowania wysokowydajnych, wtórnych metod oczyszczania spalin. Wprowadzenie tych dyrektyw spowoduje istotne zmiany konkurencyjności poszczególnych przedsiębiorstw. Powstaje sytuacja, w której jedno przedsiębiorstwo wyposażone np. w 4 kotły WR-10 (moc w paliwie > 50 MW, ale każdy z kotłów o mocy < 15 MW) nie będzie musiało wyposażać instalacji w wysokowydajne urządzenia oczyszczające spaliny, a przedsiębiorstwo wyposażone np. w dwa kotły WR-25 i jeden WR-5 taki obowiązek będzie miało. Dyrektywa znacząco zróżnicuje warunki działania przedsiębiorstw i podzieli je na grupy, które można przyrównać do kast. Wyróżnić można 7 takich grup: 1. Źródła bez żadnych ograniczeń emisyjnych (np. ogrzewanie piecowe). 2. Zakłady o mocy < 20 MW z kotłami < 5 MW brak ograniczeń emisyjnych (ewentualnie indywidualne z powodu nadmiernej immisji). 3. Zakłady o mocy < 20 MW z kotłami o mocy > 5 MW ograniczenie emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu zgodnie z [15]. 4. Zakłady o mocy > 20 MW z kotłami o mocy < 5 MW ograniczenia emisji CO 2 poprzez system handlu uprawnieniami (ETS). 5. Zakłady o mocy > 20 MW z kotłami o mocy > 5 MW ograniczenia emisji CO 2 poprzez system handlu uprawnieniami (ETS) oraz emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu zgodnie z [15]. 6. Zakłady z instalacjami nowymi (po 1987) > 50 oraz kotłami o mocy > 15 MW, nawet jeżeli moc w kominie < 50 MW podlegają systemowi handlu i nowej dyrektywie o emisjach przemysłowych. 7. Zakłady o mocy w kominie > 50 MW z kotłami o mocy > 15 MW podlegają systemowi handlu i nowej dyrektywie o emisjach przemysłowych. Konieczne będzie zatem wprowadzenie na poziomie kraju uregulowań prawnych, które zmienią tę sytuację, tj. wyrównają pozycje na rynku, a to może oznaczać tylko zwiększenie wymagań także dla instalacji małych, nie podlegających dyrektywie. Działania takie będą także konieczne wobec wymagań, jakie nakładają lub nałożą inne dyrektywy Unii Europejskiej, przede wszystkim Dyrektywa CAFE [17] oraz spodziewana nowa dyrektywa ustalająca dopuszczalne poziomy emisji dla krajów członkowskich (nowa Dyrektywa NEC). 88

89 3.4. Bariery administracyjne i społeczne Istotne znaczenie ograniczające rozwój kogeneracji mają także bariery administracyjne wynikające zarówno z aktualnego stanu prawnego, jak i niesprawnego działania administracji, przede wszystkim samorządowej. Nowe uregulowania prawne wprowadzają szereg obowiązków, które mogą być uciążliwe dla operatorów mini i mikro źródeł, takich jak obowiązek uzyskiwania koncesji, konieczność przeprowadzenia audytu itp., jak się wydaje łatwe do usunięcia lub co najmniej złagodzenia. Aktualne uregulowania prawne przesuwają odpowiedzialność za bezpieczeństwo energetyczne w zakresie zaopatrzenia ciepło z administracji centralnej na gminy. Podstawą działań gminy w tym zakresie są tzw. Założenia do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. Prawo nakłada na gminy obowiązek opracowania Założeń, ale niestety nie przewiduje sankcji za ich brak. W efekcie większość gmin w Polsce nie ma opracowanych Założeń, bardzo często plany opracowane są w wyniku przetargów przy minimalizacji kosztu i nieprofesjonalnie. W gminach, gdzie one są, nikt nie kontroluje, czy działania w zakresie objętym założeniami są realizowane. Stan taki wynika nie tylko ze wspomnianego wcześniej braku formalnych rygorów, ale także z braku kompetencji gmin w zakresie energetyki. W gminach nie są zatrudniani specjaliści w zakresie energetyki, a władze gminy nie widzą potrzeby zatrudniania takich osób. Zmiana tej sytuacji jest zapowiadana w Polityce energetycznej Polski do roku Istnieją także bariery rozwoju kogeneracji mające charakter społeczny i związane z postrzeganiem przez mieszkańców ogrzewania scentralizowanego jako gorszego, to jest mniej przyjaznego dla użytkownika. Opinie te mają swoje korzenie z okresu przed 1990 rokiem, kiedy to przedsiębiorstwa ciepłownicze same decydowały o tym, kogo, kiedy i na jakich warunkach zaopatrują w ciepło, kiedy to ciepło nie było towarem, lecz dobrem. Zdaniem autorów niestety zachowania takie nie wszędzie i nie do końca zostały wyeliminowane, choć przedsiębiorstwa ciepłownicze w większości mają świadomość tej sytuacji i wspólnie podjęły akcję promocyjną ciepła systemowego Bariery rozwoju systemów ciepłowniczych Znaczne zwiększenie produkcji ciepła i elektryczności w skojarzeniu możliwe będzie tylko w przypadku utrzymania produkcji ciepła w systemach ciepłowniczych na obecnym poziomie lub wzrostu zapotrzebowania na ciepło. Niestety w przygotowanych prognozach 89

90 (rozdz. 5) przewidywany jest spadek zapotrzebowania na ciepło lub w najlepszym razie utrzymanie zapotrzebowania na obecnym poziomie. Racjonalizacja zużycia ciepła oraz procesy termomodernizacyjne obiektów budowlanych w najbliższych latach w znaczący sposób ograniczą zapotrzebowanie na ciepło. Jest to zjawisko ze wszech miar korzystne, chociaż obniża to możliwości produkcji energii w skojarzeniu. Bariera zmniejszającego się zapotrzebowania na ciepło w systemach ciepłowniczych powinna być w sposób administracyjny i ekonomiczny łagodzona poprzez zachęty lub wręcz decyzje nakazujące podłączanie się do systemów ciepłowniczych. Obecnie zgodnie z ustawą Prawo Energetyczne [5] w Założeniach do planu zaopatrzenia w energię oraz w Planach zaopatrzenia pewne obszary miejskie wskazane są jako obszary, które powinny być zasilane z sieci ciepłowniczej. Założenia te jednak nie są obligatoryjne dla inwestorów. Należałoby rygorystycznie wymagać ustaleń zawartych w ww. dokumentach o zasięgu lokalnym. Kolejną barierą rozwoju systemów ciepłowniczych może być znaczący wzrost ceny ciepła spowodowany koniecznością modernizacji układów odpylania oraz budową nowych instalacji odsiarczania i odazotowanie spalin, które będą musiały powstać, aby spełnić wymagania dyrektywy europejskiej dotyczącej nowych standardów emisji zanieczyszczeń ze źródeł przemysłowych. Wzrost ceny za ciepło spowodowany również będzie koniecznością zakupu limitów emisji CO 2 przez producentów ciepła sieciowego w źródłach o mocach zainstalowanych przekraczających 20 MW. Czynniki te spowodują odłączanie się odbiorców ciepła od sieci ciepłowniczych i wpłyną na dalsze obniżenie zapotrzebowania na ciepło sieciowe. Pociągnie to za sobą obniżenie również produkcji ciepła w skojarzeniu. Inną barierą ekonomiczną, o której już wspomniano, są wysokie koszty budowy sieci ciepłowniczych oraz wysokie koszty jednostkowe instalacji małej mocy. Od przełamania tych barier zależy głównie wzrost produkcji ciepła i elektryczności w skojarzeniu. Jeżeli nie będzie wystarczającego zapotrzebowania na ciepło użytkowe, to niemożliwy będzie wzrost produkcji elektryczności w skojarzeniu. 90

91 4. Analiza i ocena systemów wsparcia kogeneracji w krajach UE Skróty i oznaczenia stosowane w tekście: CHP Combined Heat and Power, skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej; Ee energia elektryczna/elektryczność; FIT Feed-In Tariff taryfa stała, subsydiowana, preferencyjna określająca cenę zbycia energii elektrycznej; RES Renewable Energy Sources; źródła spalające paliwa odnawialne; Cena rynkowa w materiałach źródłowych pojawia się określenie market price, tj. cena uzyskana na rynku energii. Rynek energii ee rynek, na którym przedmiotem handlu jest energia elektryczna. Od 2007 r. mieszkańcy UE mogą swobodnie wybierać dostawcę energii elektrycznej [20]. Unia Europejska nie stanowi jeszcze, mimo podejmowanych od lat wysiłków, jednolitego wewnętrznego rynku energii, ponieważ jest wiele różnic pomiędzy państwami członkowskimi. Kraje te różnie radzą sobie z otwieraniem własnego rynku i oddawaniem go we władanie mechanizmom wolnego rynku i konkurencji. Trzeba jednak przyznać, że większość państw starej Unii już otworzyło swój rynek energetyczny w 100 proc. lub znajduje się na właściwej ku temu drodze. Są to: Szwecja, Dania, Finlandia, Niemcy, Austria, Hiszpania, Belgia, Holandia, Irlandia i Portugalia. Państwa skandynawskie (razem z nienależącą do UE Norwegią) stanowią zresztą najlepszy przykład współpracy w dziedzinie energii elektrycznej współpracy, której początki datują się jeszcze na lata 60. ubiegłego stulecia. Od 1999 r. w pełni otwarty na konkurencję jest rynek energii w Niemczech. Cechą charakterystyczną niemieckiego modelu jest wprowadzenie tzw. negocjowanego dostępu do sieci przesyłowej. Podczas gdy w innych krajach istnieje funkcja regulatora, w Niemczech wszystkie decyzje (np. ustalenie stawek przesyłowych) zapadają na skutek uzgodnień pomiędzy branżą energetyczną, organizacjami konsumenckimi i ochrony środowiska. Wielka Brytania uwolniła swój rynek usług energetycznych ostatecznie również w 1999 r. Wszystkie najważniejsze cele i zadania swojej polityki energetycznej Brytyjczycy sformułowali w tzw. Białej Księdze Energetyki, Our Energy Future Creating a Low Carbon Economy. Spośród największych państw UE, nadających ton wszystkim ważniejszym wydarzeniom, tylko Francuzi nie kwapią się do otwarcia swojego rynku energii. Decydująca w tym wypadku wydaje się być obrona interesów krajowego giganta 91

92 monopolisty Electricite de France (EdF). Do powszechnego wprowadzenia ujednoliconego zliberalizowanego rynku najmniej spieszą się: Włochy, Grecja, Luksemburg i wspomniana już Francja. Dla Włochów prawdziwym zmartwieniem jest nadmierne uzależnienie kraju od importu energii. Kwestia uzyskania większych własnych mocy wytwórczych jest w tej chwili dla tamtejszego sektora zdecydowanie ważniejsza od stopnia otwarcia lokalnego rynku energii. W interesie całej poszerzonej Unii Europejskiej jest jak najszybsze pełne otwarcie rynku energetycznego na całym obszarze Wspólnoty. Różne stopnie otwarcia obniżają zakres korzyści dla klientów, skutkują wyższymi cenami dla gospodarstw domowych i drobnych przedsiębiorców oraz zniekształcają konkurencję pomiędzy spółkami energetycznymi. Niepotrzebne bariery dla konkurencji mogą stwarzać też dysproporcje w opłatach dla operatorów za dostęp do sieci, a także niedostateczne sieciowe połączenia infrastrukturalne między państwami członkowskimi. Systemy elektroenergetyczne trzech krajów nadbałtyckich: Litwy, Łotwy i Estonii były przez lata połączone z systemem rosyjskim. Perspektywa wejścia do UE nakazywała więc pomyśleć o restrukturyzacji rynków i przedsiębiorstw energetycznych, a także o silniejszej integracji rynków wewnętrznych tych krajów oraz o powołaniu wspólnej giełdy energii elektrycznej. Analizowane kraje 14 : 1. Austria (1995) 10. Grecja (1981) 19. Portugalia (1986) 2. Belgia (1958) 11. Hiszpania (1986) 20. Rumunia (2007) 3. Bułgaria (2007) 12. Holandia (1958) 21. Słowacja (2004) 4. Cypr (2004) 13. Irlandia (1973) 22. Słowenia (2004) 5. Czechy (2004) 14. Litwa (2004) 23. Szwecja (1995) 6. Dania (1973) 15. Luksemburg (1958) 24. Węgry (2004) 7. Estonia (2004) 16. Łotwa (2004) 25. Wielka_Brytania (1973) 8. Finlandia (1995) 17. Malta (2004) 26. Włochy (1958) 9. Francja (1958) 18. Niemcy (1958/1990) 14 W niniejszym rozdziale wykorzystano następujące materiały: Financial and Regulatory Support for Cogeneration in EU August 2007 The European Association for Promotion of Cogeneration, Strony www właściwe dla ministerstw gospodarki i finansów krajów członkowskich, Euroheat & Power: District Heating and Cooling country by country/2007 survey, Euroheat & Power: District Heating and Cooling country by country/2009 survey, 6. Program Ramowy UE, Projekt DESIRE: Dissemination strategy on Electricity balancing for large Scale Integration of Renewable Energy Analysis of CHP designs and boundary conditions in different European countries. 92

93 4.1. Opis stosowanych mechanizmów wsparcia w poszczególnych krajach w układzie geograficznym Geograficzni sąsiedzi Polski Litwa Dla układów CHP spalających paliwa z grupy odnawialnych cena ee jest gwarantowana i wynosiła w 2007 r. 5,8 eurocenta/kwh. Ponadto dysponują 40% zniżką w kosztach przyłącza do sieci. Dla porównania koszt ee w 2007 r. z elektrowni atomowej wynosił 1,9 eurocenta/kwh. Pozostałe elektrociepłownie pogrupowane są w trzech kategoriach w funkcji mocy zainstalowanej elektrycznej (ponad 50 MW duże, pomiędzy 50 MW a 5 MW średnie, poniżej 5 MW małe). Dla nich ok. 50% to cena stała ustalana przez litewski URE ok. 2,9 eurocenta/kwh i jest to wartość powyżej ceny rynkowej. Warunkiem sprzedaży jest dostawa ciepła do sieci ciepłowniczej pracującej na potrzeby komunalne. Pozostała część produkcji podlega obrotowi na rynku ee. Słowacja System stałych taryf uzależnionych od technologii, daty rozpoczęcia produkcji i zużywanego rodzaju paliwa. W poniższej tabeli 4.1 przedstawiono dane liczbowe. Tabela 4.1. System taryf na Słowacji Rodzaj technologii układu skojarzonego euro/mwh a. Układy parowo-gazowe do 50 MW 1. Uruchomione przed ,05 2. Uruchomione po ,45 b. Turbiny gazowe z kotłem odzysknicowym 66,05 c. Silniki gazowe 1. Spalające gaz ziemny 75,05 2. Spalające gaz ziemny, ale włączone do eksploatacji po ,46 zainstalowane w ciepłowni 3. Spalające metan 63,05 d. Turbiny parowe przeciwprężne z wymiennikiem na potrzeby cieplne będącym chłodnicą kondensatu 1. Produkcja pary z gazu ziemnego 66,05 2. Produkcja pary z węgla brunatnego 60,04 3. Produkcja pary z węgla kamiennego, ale o mocy kotłów < 50 MWth 58,54 4. Produkcja pary z węgla kamiennego, ale o mocy kotłów > 50 MWth 50,74 e. Mikroturbiny 109,88 f. Silniki Stirlinga 109,88 g. Ogniwa paliwowe 109,88 h. Organiczny cykl Rankina 109,08 93

94 W przypadku współspalania różnych paliw z węglem kamiennym i brunatnym cena jest utrzymywana jak dla węgla, jeśli co najmniej 70% paliwa stanowi węgiel. Jeżeli jest to mieszanka o innej zawartości węgla, to cena jest proporcjonalna do udziału poszczególnych komponentów i ich wartości opałowej. Jeżeli przedsiębiorstwo było grantobiorcą pieniędzy rządowych bądź unijnych, to taryfy przytoczone powyżej w tabeli są redukowane proporcjonalnie do udziału finansów publicznych, tj. od 4% do 16% proporcjonalnie do udziału w dofinansowaniu kosztów inwestycyjnych odpowiednio na poziomie od 30% do 50%. Przykładowo udział dotacji był na poziomie 40% i skutkuje to obniżeniem ceny z taryfy o 8%. Dotyczy jedynie źródeł z grup: c, e, f, g i h (oznaczone na szaro). Dystrybutorzy traktują ee pochodzącą z kogeneracji na równi z energią ze źródeł odnawialnych, podobnie jak i lokalnych źródeł węglowych. Czechy Priorytetem jest redukcja emisji CO 2, co kieruje wszystkie mechanizmy na promocję paliw odnawialnych. Premia przyznawana jest w podziale na trzy kategorie i podgrupy ze względu na paliwa kopalne bądź odnawialne: do 1 MWe, do 5 MWe i powyżej 5 MWe. Producenci korzystający z paliw kopalnych sprzedają ee na rynku ee bądź w rozliczeniu autoprodukcji. Wysokość premii zmienia się, gdy producent sprzedaje ee wyłącznie w trakcie godzin szczytowych w podziale na 8 h/dobę lub 12 h/dobę. Premię wypłaca operator systemu w zależności od przyłącza elektrociepłowni dla sieci o niskim bądź wysokim napięciu. W przypadku paliw odnawialnych cena jest stała i jest sumą dwóch składowych cena sprzedaży do sieci + zielona premia. Paliwo kopalne 8h/dobę 12h/dobę < 1 MWe 12 euro/mwh 53 euro/mwh 35 euro/mwh 1 5 MWe 10 euro/mwh 40 euro/mwh 27 euro/mwh 5 MWe premia bez podziału na godziny 1,60 euro/mwh Paliwa odnawialne (wybrane) Biomasa do 1 MWe 121, euro/mwh, dla 1 5 MWe 103, ,60 euro/mwh, Współspalanie gaz ziemny + biomasa: tylko zielona premia dla < 1 MWe 45,80 euro/mwh, dla 1 5 MWe 28,37 euro/mwh i dla > 5 MWe 8,62 euro/mwh 94

95 Spalanie gazu pochodzącego z odgazowania zamkniętej kopalni 81, ,30 euro/mwh System grantów w Czechach promuje projekty z zakresu biomasy i biogazu. Są one współfinansowane przez granty w wysokości 70% kosztów inwestycyjnych dla miast, gmin, a 50% kosztów inwestycyjnych dla przedsiębiorstw. Niemcy Cena ee dla producentów z paliw kopalnych opisuje poniższy wzór: FP = P + DG + MP, gdzie: P premia w funkcji wielkości źródła i daty przystąpienia do systemu ewidencji produkcji ee z paliw kopalnych (tabela 4.2 poniżej). Tabela 4.2. Wysokości premii P [eurocent/kwh] Stare istniejące źródła 1,53 1,53 1,38 1,38 0,97 Nowe istniejące źródła 1,53 1,53 1,38 1,38 1,23 1,23 0,82 0,56 Zmodernizowane 1,74 1,74 1,74 1,69 1,69 1,64 1,64 1,59 1,59 Nowe CHP > 50 kwe ale < 2 MWe 2,56 2,56 2,40 2,40 2,25 2,25 2,10 2,10 1,94 Nowe, małe CHP < 50 kwe i ogniwa paliwowe 5,11 eurocenta/kwh przez 10 lat od przystąpienia do systemu i rozpoczęciu pracy ciągłej przed DG równoważne kosztom opłaty za użytkowanie sieci a uniknięte na skutek decentralizacji zasilania ok. 0,4 0,8 eurocenta/kwh w zależności od napięcia MP cena rynkowa ( ,74 euro/mwh) Czas trwania umowy 10 lat. Cena ee dla producentów z paliw odnawialnych jest sumą cena stała + bonus dla wybranych instalacji tabela 4.3. Gwarantowany horyzont utrzymania cen 20 lat. Przykład: CHP 130 kwe pracujący od 2007 r. w układzie zgazowania odchodów ze stajni otrzymuje przez kolejnych 20 lat 20,99 eurocentów/kwh. 95

96 Tabela 4.3. Wysokości kwoty bonusu Gaz wysypiskowy, z oczyszczalni Biomasa lub biogaz ścieków, odgazowanie kopalń < 150 kwe < 500 kwe < 5 MWe 5 < Mwe <20 < 500kWe < 5MWe > 5 MWe tylko gaz z odgazowani a kopalń ,50 9,90 8,90 8,40 7,67 6,65 6, ,33 9,75 8,77 8,27 7,55 6,55 6, ,16 9,60 8,64 8,15 7,44 6,45 6, ,99 9,46 8,51 8,03 7,33 6,35 6, ,83 9,32 8,38 7,91 7,22 6,25 6, ,67 9,18 8,25 7,79 7,11 6,16 6, ,51 9,04 8,13 7,67 7,00 6,07 6,07 Bonus za utylizację gnoju bądź świeżego materiału biologicznego 6,00 6,00 4,00 Bonus za CHP 2,00 2,00 2,00 2,00 Bonus za CHP współpracujący z technologią innowacyjną 2,00 2,00 2,00 Wsparcia pozataryfowe Ulgi w podatkach Na podstawie dwóch ustaw: Energiesteuergesetz i Stromsteuergesetz operator CHP uprawniony jest do zwolnienia z podatku: w wysokości 5,50 euro/mwh dla gazu ziemnego, 61,35 euro/1000 litrów oleju i 60,60 euro/tonę gazu ciekłego oraz instalacje CHP zwolnione są z podatku w wysokości 20,50 euro/mwhe. Ponadto układy do < 2 MWe bądź spalające paliwa odnawialne bez limitu mocy, jeżeli dostarczają ee do sieci publicznej, są zwolnione z podatku za paliwo. System grantów Projekty skierowane na spalanie biopaliw, wsparcie realizowane jest na poziomie rządowym. Przykład: ok. 24 euro/kw termiczny, ale minimalna kwota to 1000 euro i na poziomie landów praktycznie kwalifikowane są wszystkie małe projekty, tj. do 5 MWe Basen Morza Bałtyckiego Dania System promuje układy CHP rozproszone (systemy zdecentralizowane) przede wszystkim spalające paliwa odnawialne, ale i gaz ziemny. Małe CHP są dodatkowo dofinansowywane podczas procesu decentralizacji dużych elektrowni. Dofinansowanie zależy od rodzaju paliwa. Istniejące źródła o mocy większej od 5 MW są dotowane w wysokości ustalonej w funkcji dotacji otrzymanych w latach

97 Wsparcie płacone jest przez 20 lat od momentu podłączenia do sieci ee a trwa min. 15 lat począwszy od 1 stycznia 2004 data ustalona przez duńskie URE. Źródła do 5 MWe ubiegają się o dofinansowanie w funkcji godzin produkcji ee. System wsparcia powiązany jest z taryfą trójwarstwową (trójrzędową). W końcu 2006 roku cena ee w taryfie trójwarstwowej kształtowała się w relacjach następujących: w godzinach szczytu ok. 3 razy większa od ceny przypadającej na okres dolin czyli najniższej, a w godzinach pozostałych ok. dwukrotność najniższej. W taryfie bez podziału godzinowego cena wynosiła ok. ½ ceny szczytowej z taryfy trójwarstwowej. W przypadku zużycia biopaliw cena ee jest gwarantowana na poziomie ceny z godzin szczytowych przez 20 lat, a co najmniej 15 lat począwszy od 1 stycznia 2004 roku. Dla nowych źródeł odnawialnych (poza energetyką wiatrową) gwarantowana jest cena na poziomie maksymalnej z taryfy trójwarstwowej przez 10 pierwszych lat eksploatacji i przez kolejnych 10 2/3 tej ceny maksymalnej. Na prawach specjalnych są nowe biogazownie przyłączone do sieci przed końcem 2008 roku. Dla dużych centralnych źródeł CHP cena jest gwarantowana na poziomie 2/3 ceny maksymalnej z taryfy przez 10 lat, ale tylko dla ee pochodzącej ze spalania biomasy. Brak grantów i ulg podatkowych. Szwecja W 2003 roku dla energetyki odnawialnej system dotacji przekształcił się w system certyfikacji zielone certyfikaty. Zbywanie certyfikatów generuje zyski dla producentów. W Szwecji nie ma dodatkowych preferencji w taryfikacji ee pochodzącej z CHP. Szwedzki rząd stworzył fundusz Klimp (Program Inwestycji na rzecz Klimatu), którego celem jest redukcja emisji gazów cieplarnianych i konwersja w alternatywne źródła energii, jak i inwestycje w obszarze racjonalnego wykorzystania energii. Obniżone są stawki podatku dla paliw wykorzystywanych w układach kogeneracyjnych. Oczywiście biomasa itp. są zwolnione całkowicie, podobnie gaz ziemny. W przypadku układów CHP na gaz ziemny 79% emisji CO 2 jest bezpłatna, natomiast pozostałe 21% opodatkowane jest podatkiem CO 2 (opłata za emisję). Finlandia Silny nacisk położony jest na promocję paliw odnawialnych. 97

98 Brak preferencji w konstrukcji grup taryfowych, ale działa system grantów rządowych. Pomoc pokrywa 40% kosztów uzasadnionych inwestycji w projekt oparty na paliwach odnawialnych bądź nowych technologiach i 30% w projektach z profilu poszanowania energii lub z elementami energetyki odnawialnej. Mechanizm wspierania jest skoncentrowany na tabeli taryfikacji podatkowej. Paliwa przyjazne środowisku, tj. o zmniejszonej wielkości emisji zanieczyszczeń, posiadają niższe stawki podatkowe. Przykładowo gaz ziemny 1,904 eurocentów/m 3, torf jest zwolniony, ale olej jak olej ciężki 5,68 eurocenta/kg. W układach CHP opodatkowane jest jedynie paliwo zużyte na potrzeby wytworzenia ciepła. Dla układów CHP wprowadzony jest system dotacji podatkowych. Przykładowo CHP spalające zrębki drzewne 0,69 eurocentów/kwh oczywiście ee, surowce wtórne 0,25 eurocentów/kwh, z biogazu 0,42 eurocentów/kwh. W 2008 roku Finlandia wdrożyła system trójwarstwowej taryfy dla źródeł spalających biogaz, ale o mocy poniżej 20 MW. Estonia Od maja 2007 wprowadzono nowe kryteria (zgodne z Dyrektywą UE 2004/8/EC). Wsparcie finansowe w postaci stałych cen ee dotyczy: Grupa 1. Producentów spalających paliwa odnawialne, ale o mocy osiągalnej całkowitej nieprzekraczającej 100 MW, Grupa 2. CHP spalające torf, odpady komunalne, gaz kopalniany (metan z odgazowania kopalń), Grupa 3. CHP w miejsce starych ciepłowni o mocy poniżej 10 MWe. Producenci mogą wybrać jedną z trzech form wsparcia: Taryfę stałą (FIT) z pierwszeństwem sprzedaży w wysokości dla producentów z 1. grupy 7,35 eurocenta/kwh; a dla producentów 2. i 3. grupy 5,17 eurocenta/kwh. Sprzedawać na rynku na poziomie ok. 2,6 eurocenta/kwh i otrzymywać premię z TSO w wysokości 5,4 eurocenta/kwh dla grupy 1. oraz 3,2 eurocenta/kwh dla 2. i 3., (odpowiednik modelu polskiego) Prowadzić sprzedaż na rynku w cenie rynkowej oraz generować/otrzymywać świadectwa pochodzenia także podlegające sprzedaży. 98

99 Istnieje system grantów wspierających inwestycje w biopaliwa do 40% kosztów inwestycyjnych oraz w projekty związane z poszanowaniem energii na poziomie 30% kosztów inwestycyjnych tzw. uzasadnionych. Łotwa Narzucona jest forma ustalania stałej ceny w funkcji elektrycznej mocy zainstalowanej i rodzaju zużywanego paliwa (tabela 4.4 poniżej). Nie dotyczy to źródeł przemysłowych zużywających ciepło na własne potrzeby. Tabela 4.4. Taryfa stała preferencyjna dla ee Paliwa kopalne 2007 Mniejsze niż 0,5 MWe 0,9 x uśrednionej ceny taryfowej 45,5 euro/mwh Pomiędzy 0,5 MWe a 4 MWe 0,75 x uśrednionej ceny taryfowej 37,9 euro/mwh Większe niż 4 MWe URE zatwierdza cenę Biomasa i torf Mniejsze niż 0,5 MWe 1,12 x uśrednionej ceny taryfowej 56,6 euro/mwh Pomiędzy 0,5 MWe a 4 MWe 0,95 x uśrednionej ceny taryfowej 48,0 euro/mwh Większe niż 4 MWe URE zatwierdza cenę Łotwa podobnie jak Litwa nie posiada działających pozataryfowych mechanizmów wsparcia Europa Środkowa Bułgaria Promuje produkcję energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii i w układach CHP. Wprowadzony jest obligatoryjny zakup ee z wysokosprawnych źródeł kogeneracyjnych zarejestrowanych, tj. posiadających świadectwa pochodzenia, po cenach preferencyjnych dla wolumenu sprzedaży do 50 MWh i w cenach negocjowanych dla wolumenu powyżej 50 MWh. Planowane jest wprowadzenie zielonych certyfikatów, które zniesie system cen preferencyjnych. W Bułgarii działa dwupoziomowy system wspierania: 1. Źródła kogeneracyjne otrzymują preferencyjną cenę za ee, która została zakupiona przez NEK ( Narodowe Przedsiębiorstwo Elektryczne) w wysokości 43,69 euro/mwh. 99

100 2. Źródła spalające gaz ziemny płacą możliwie najniższą cenę za gaz. Cena ta ustalana jest jako zbliżona do ceny, jaką płacą lokalni dystrybutorzy do Bulgargazu, tj. Narodowego Przedsiębiorstwa Gazowniczego. Aktywne są dwa fundusze grantów. Pierwszy to rodzaj grantów fundowanych przez rząd oferujący pomoc finansową w projektach realizujących program podwyższania efektywności energetycznej u odbiorców końcowych (zgodnie z dyrektywą 2006/32/EC). Wszyscy odbiorcy o rocznym zużyciu 3000 MWh i więcej zobowiązani są do wykonania audytu efektywności (sprawności) energetycznej i niezbędnych pomiarów. Ten sam audyt jest podstawą o ubieganie się o środki z drugiego filaru funduszy, czyli Funduszu Efektywności Energetycznej (Energy Effciency Fund), w którym głównym donatorem jest Bank Światowy. Jest to ścieżka pozyskania środków na projekty kompleksowe, w tym także CHP, ale zawierające podniesienie sprawności energetycznej w budynkach, w przemyśle etc. Kryteria przyznania są następujące: Co najmniej 50% osiągniętych oszczędności powinno być w postaci energii mierzalnej (oszczędność ma być wykazana na urządzeniach pomiarowych licznikach), Projekt powinien wdrażać dobrze rozpoznaną technologię poprawy efektywności, Wartość projektu powinna zawierać się w przedziale do 2 milionów euro, Wkład własny co najmniej 10% kosztów inwestycyjnych, SPBT < 5 lat. Interesujący jest system kredytowania w 50% przejmowany przez banki komercyjne w partnerstwie z EEF (Bulgarian Energy Efficiency Fund) pod nazwą kredytu gwarantowanego. W tabeli 4.5 zamieszczono przykładowe warunki kredytowe. Tabela 4.5. Warunki kredytu gwarantowanego przez Bułgarski Fundusz Efektywności Energetycznej Beneficjent Oprocentowanie Czas Udział własny Samorząd terytorialny: gmina, miasto 2,5 5% Do 5 lat 10% 25% Klient korporacyjny 4 7% Do 5 lat 10% 25% Małe przedsiębiorstwo bądź osoba fizyczna 6 9% Do 5 lat 10% 25% 100

101 Rumunia skojarzonych. Rumunia nie posiada wdrożonego systemu wsparcia dla produkcji w układach Wsparcie CHP jest poprzez fundusze UE, np. realizowane w pakiecie sektorowego programu operacyjnego Wzrostu ekonomicznej konkurencyjności (Increase of Economic Competitiveness). Granty kierowane są przede wszystkim do dużych przedsiębiorstw modernizujących bądź budujących nowe układy CHP. CHP spalające odnawialne paliwa energia elektryczna jest gratyfikowana zielonymi certyfikatami. Przedsiębiorstwa dystrybucyjne są zobowiązane do odbioru energii zielonej. Zgodnie z przyjętym planem minimalny udział energii zielonej w systemie powinien wynosić od poziomu 0,7% w 2005 roku do 8,30% w Krzywą wzrostu zmieszczono w tabeli 4.6. Tabela 4.6. Minimalny udział energii zielonej Szacuje się, że w latach cena zielonych certyfikatów będzie się wahać na poziomie od 24 do 42 euro/certyfikat. Rok Udział % , , , , , ,30 Węgry Od 1 stycznia 2003 roku administrator systemu elektroenergetycznego ma obowiązek nabywać ee po cenach preferencyjnych (dotowanych) FIT od wytwórców z układów kogeneracyjnch. Poniżej w tabeli 4.7 taryfa zatwierdzona przez Węgierskie Biuro Energii w 2007 roku. Tabela 4.7. Taryfa trójstopniowa ee Szczyt Pozostałe Dolina Źródła odnawialne (układy solarne, geotermalne, energetyka wiatrowa, biomasa, hydroelektrownie < 5 MW, spalarnie odpadów 28,06 24,71 10,08 komunalnych) CHP bez produkcji ciepła dla sieci ciepłowniczej 6 50 MW CHP z produkcją do sieci ciepłowniczej > 50 MW 21,98 10,99 10,99 CHP < 6 MW, CHP 6 50 MW spalające gaz ziemny i pracujące na potrzeby sieci ciepłowniczej 35,12 19,97 8,71 CHP < 6 MW, CHP 6 50 MW spalające inne paliwa niż gaz ziemny, ale i pracujące na potrzeby sieci ciepłowniczej 26,33 14,97 8,71 (jednostki nie podano prawdopodobnie euro/mwh) 101

102 W 2007 roku Węgry przygotowywały się do zniesienia kontraktów długoterminowych w celu wyrównania szans na rynku energii elektrycznej. W perspektywie taryfy preferencyjne mają być zastąpione zielonymi certyfikatami. Austria Począwszy od 2002 roku, gdy po raz pierwszy pojawiła się Ustawa o zielonej energii elektrycznej, co roku pojawiają się taryfy preferencyjne, w tym także dla układów kogeneracyjnych. Dla CHP spalających paliwa kopalne wsparcie jest poprzez preferencyjne stawki w taryfach. W 2003 i 2004 były one stałe dla wszystkich producentów w układach CHP i wynosiły 1,5 eurocetna/kwh lub 1,25 eurocenta/kwh dla źródeł o niskiej sprawności. Od 2005 roku wartość ceny ee jest ustalana indywidualnie w oparciu o koszty uzasadnione. Producenci, którzy sprzedają ee na wolnym rynku, otrzymują dodatkowe wsparcie taryfą ee. Wsparcie to zakończyło się w 2008 roku dla starych źródeł, a dla zmodernizowanych ustanie w końcu roku Źródła kogeneracyjne spalające paliwa odnawialne mogą wspierać się preferencyjnymi taryfami dotyczącymi zielonej energii. Dotyczy to nowych źródeł, gdzie definicja nowe jest dwupłaszczyznowa. Rozgraniczeniem jest data wydania pozwolenia na budowę po roku i zostały uruchomione do roku lub w latach i zostały uruchomione do końca 2007, ale w paliwie musi być wysoki udział materiału biologicznego, tj. biomasy, odpadów komunalnych itp. Poniższa tabela 4.8 prezentuje stawki taryf preferencyjnych dla CHP spalających paliwa odnawialne. Jeżeli cena rynkowa będzie niższa od zredukowanej stawki taryfy, to wypłacona będzie różnica dla producenta. Taryfy obowiązują źródła stare przez 13 lat, a nowe przez 10, a dodatkowo przez dwa kolejne będzie następowała redukcja. W 2011 roku będzie wypłacane 75% stawki taryfy, a w roku 2012 jedynie 50%. Ponadto małe i mikro CHP pracujące na paliwach odnawialnych są także ujęte w taryfach preferencyjnych (FIT). 102

103 W postaci stałej Tabela 4.8. Taryfy specjalne (FIT) dla CHP spalających biomasę eurocenty/kwh Źródła nowe (10 lat plus 2 lata redukcji) eurocenty/kwh Źródła stare (13 lat ) < 2 MW 15,70 16,00 od 2 MW do 5 MW 15,00 15,00 od 5 MW do 10 MW 13,40 13,00 > 10 MW 11,30 10,20 W postaci płynnej Olej roślinny, olej organiczny itp. d < 300 kw 13,00 13,00 (do 200 kw) Olej roślinny, olej organiczny itp. > 300 kw 10,00 10,00 (powyżej 200 kw) Pozostałe płynne paliwa pochodzenia biologicznego 6,50 Układy kogeneracyjne spalające paliwa kopalne o mocy < 2 MW nie są wspierane przez Ustawę o Zielonej Energii. Pomoc jest na poziomie inwestycyjnym, ale projekt musi uzyskać pozwolenia na budowę do 30 września 2012 roku i elektrociepłownia zostać włączona do końca 2014 roku. W kosztach uzasadnionych nie można wykazać kosztów projektowania obiektów! Dotacja jest kalkulowana w następujących przedziałach mocy zainstalowanej: 100 euro/kw dla mocy szczytowej dla źródeł do 100 MW, 60 euro/kw dla źródeł o mocy zainstalowanej pomiędzy 100 MW a 400 MW, 40 euro/kw dla źródeł powyżej 400 MW. Domyślnie wykazywana moc jest mocą elektryczną. Austria postawiła sobie za cel budowę nowych układów skojarzonych łącznie o mocy rzędu 2000 MWe. Na ten cel przeznaczyła 60 milionów euro do roku Słowenia W 2004 roku Słowenia uchwaliła Narodowy Plan Energetyczny, w którym zapisano dwa istotne cele, które determinują system wsparcia CHP. Cele: do roku 2010 osiągnięcie poziomu 12% udziału energii odnawialnej w zapotrzebowaniu na energię pierwotną oraz 33,6 % udziału energii odnawialnej w produkcji ciepła. Małe układy CHP posiadają status QP (Qualified Electricity Producer) który gwarantuje producentowi, że produkuje energię elektryczną i ciepło z wysoką sprawnością (łączna >78%) lub używa paliw odnawialnych, a zatem jest proekologiczny. Operatorzy sieci mają obowiązek zakupu ee ze źródeł oznaczonych QP oraz podpisują długoterminowe kontrakty na 10 lat z ceną zagwarantowaną w taryfie ustalonej (FIT). Jeżeli sam producent zdecyduje się na sprzedaż ee na wolnym rynku, to przysługuje mu premia, 103

104 która zbliżona jest do różnicy pomiędzy ceną gwarantowaną a ceną uzyskaną na wolnym rynku. cena rynkowa + premia = cena z taryfy W tabeli 4.9 zestawiono wielkości cen taryfowych oraz premii. Biomasa Tabela 4.9. Taryfa i wysokość premii Taryfa preferencyjna euro/mwh Premia euro/mwh do 1 MWe 94,10 56,54 powyżej 1 MWe 91,18 53,62 Przemysłowe CHP do 1 MWe 70,94 CHP pracujące na sieć ciepłowniczą do 1 MWe 73,03 35,47 powyżej 1 MWe 68,85 31,30 Gaz wysypiskowy lub z oczyszczalni ścieków do 1 MWe 53,16 15,61 powyżej 1 MWe 49,53 11,98 Biogaz z odchodów zwierzęcych 120,89 83,33 Taryfy preferencyjne obowiązują przez pierwszych 5 lat pracy. Po 5 latach redukuje się je o 5%, a po 10 latach o 10%. Mikro CHP (< 36 kwe) mogą rozliczać się w taryfie dla odbiorców indywidualnych po tzw. niskim napięciu. Wsparcie pozataryfowe Zwolnienia podatkowe Zwolnienie z podatku CO 2 dla paliwa spalanego w układzie kogeneracyjnym do wielkości emisji 0,44 ton CO 2 /MWh generowanej energii elektrycznej w 2007 roku odpowiadało to 12,5 euro/tonę CO 2. Zwolnienie z podatku akcyzowego dla paliw używanych w układach CHP. Początkowo dotyczyło tylko paliwa do produkcji ee. Producenci do 1 MWe QP płacą minimalne koszty przesyłu na poziomie jak osoby indywidualne, np. mieszkańcy budynków wielorodzinnych. Fundusze i granty AURE dofinansowuje do 50% feasibilities study, projekt przygotowawczy, prace studialne i koncepcyjne, koszty przetargów, szczególnie przy projektowaniu lokalnych źródeł CHP bądź RES w kierunku decentralizacji produkcji. Inwestycję wspierają preferencyjnie oprocentowane kredyty udzielane z budżetu państwa poprzez Fundusz Środowiska Republiki Słowenii. 104

105 Europa Południowa Włochy Nie ma praktycznie żadnych mechanizmów wspierających inwestycję i eksploatację układów skojarzonych. Do 2007 roku układy skojarzone pracujące na potrzeby systemów ciepłowniczych miały prawo do zielonych certyfikatów. Zmiany nastąpiły po nowelizacji Włoskiego Prawa Finansowego. Od roku 2007 układy skojarzone nadal mogą otrzymywać zielone certyfikaty, ale co najmniej 80% zielonych certyfikatów musi pochodzić z instalacji RES. Zmiany mają pojawić się po wprowadzeniu białych certyfikatów. Białe certyfikaty będą także przyznawane wysokosprawnym układom kogeneracyjnym. Wymaga to jednak porozumienia ministra środowiska i ministra rolnictwa. W sierpniu 2007 roku były jedynie podpisane listy intencyjne. Malta Nie posiada gazu ziemnego, a jedyny kierunek rozwoju CHP upatrywany jest w biomasie. Do 2007 roku koncentrowano się na biokomponencie dodawanym do ropy naftowej, tworząc tzw. biodiesel. Do roku 2007 był zwolniony z podatku. W planach podstawą dla rozwoju kogeneracji jest wprowadzenie cen stałych preferencyjnych na ee (FIT). Brak innych systemów wsparcia, a nawet motywacji do podjęcia działań przez przedsiębiorstwa. Cypr Zdefiniowane są taryfy FIT zakupu ee z układów CHP w powiązaniu z ceną paliwa i godzinami produkcji. Cena paliwa bazowa w 2007 roku została ustalona na poziomie 50 funtów = 29,26 euro za tonę (Od 2008 roku obowiązuje euro. Kurs wymiany 1 = 0, CYP). Brak danych / wyjaśnienia, jakie paliwo przyjęto za poziom odniesienia, prawdopodobnie TOE (zgodnie z Międzynarodową Agencją Energetyczną (IEA) i Organizacją Współpracy Gospodarczej i Rozwoju (OECD) równowartość 41,868 GJ lub 11,630 MWh). Odpowiednio sprzedaż ee w godzinach: 7:00 23:00 jest po cenie 30 euro/mwh, 23:00 7:00 wynosi euro/mwh. 105

106 Zmiana ceny paliwa o każde 5 centów/tonę, czyli 8,54 eurocenta/tonę, skutkuje zmianą taryfy o 0,3 eurocenta/kwh. Dla układów RES cena gwarantowana wynosi 65 euro/mwh. System grantów planowano zmienić w 2008 roku. Do 2008 roku obowiązywał system dotacji pokrywający koszty inwestycyjne w wysokości: 30% dla przedsiębiorstw (maksymalna kwota funtów, tj. ok euro); 45% dla organizacji non-profit (maksymalna kwota funtów, tj. ok euro); 40% dla układów spalających biomasę dla przedsiębiorstw (maksymalna kwota funtów, tj euro); 55% dla pozostałych (maksymalna kwota dotacji nie przekracza funtów, tj. zaledwie euro). Dodatkowo organizacje non-profit dostają dotację do ceny wyprodukowanej ee w taryfie dziennej 6,54 eurocenta/kwh, a nocnej 5,72 eurocenta/kwh. Grecja Dnia 27 czerwca 2006 wprowadzono taryfy preferencyjne dla CHP i RES (FIT). Decyduje położenie układu CHP, bądź źródła na paliwa odnawialne. Jeżeli CHP jest przyłączone do sieci, to cena wynosi 73 euro/mwh, a jeżeli jest na wyspie i nie współpracuje z siecią krajową, to taryfa wynosi 84,6 euro/mwh. Te same kryteria i stawki dotyczą RES. W przypadku, gdy CHP spala biomasę, nie można taryf sumować, a zatem pozostaje się na tym samym poziomie. Istnieje system dotacji na inwestycję. Wielkość dotacji jest zmienna, ale może sięgać 55% kosztów, szczególnie w przypadku SMEs (Small and Medium Enterprises) Europa Zachodnia Holandia W 1988 Ustawa o Elektryczności wprowadziła MEP (Quality Environmental Electricity Generation) od 1 lipca Był to element grantów promujących przyjazne środowisku technologie produkcji ee. Po modyfikacjach został przemianowany na CNFE (Climate Neutral Fossil Energy) wspierający układy CHP także spalające paliwa kopalne. 106

107 Od 1 lipca 2004 MEP powrócił jako fundusz nagradzający instalacje CHP redukujące emisję CO 2. Redukcja jest ustalana indywidualnie dla każdej instalacji, tak jak i wysokość premii. Dotacja jest przyznawana w postaci certyfikatów. Dla CHP spalających np. biomasę zielone certyfikaty, a dla pozostałych niebieskie. Nacisk położony jest na parametryzowanie z perspektywy emisji CO 2. Wprowadzono indeks CO 2, który przedstawia, jaka ilość ee została wyprodukowana z neutralną emisją, czyli jaka ilość energii elektrycznej jest teoretycznie bezemisyjna w porównaniu z produkcją rozdzieloną na ciepło i ee. W 2007 roku dotacje kształtowały się na następującym poziomie: CHP z silnikami gazowymi 2,24 eurocenta/kwh energii elektrycznej neutralnej. CHP bez silników gazowych, ale o mocy poniżej 120 MW 2,09 eurocenta/kwh ee neutralnej. Elektrociepłownie powyżej 120 MW bez względu na technologię i spalane paliwo nie są objęte systemem grantów. Układy starsze niż 10 lat także tracą dotacje. W 2008 roku został wprowadzony system grantów gwarantujących bezpieczeństwo inwestycyjne, ale tylko dla projektów z grupy RES. Wsparcie pozataryfowe Program EIA Wsparcie w postaci zwolnienia z podatku inwestycji z zakresu oszczędzania energii czy energii zrównoważonej. Program został uruchomiony po 1 stycznia 2004 roku. 44% rocznych kosztów inwestycyjnych na wyposażenie, usługi konsultingowe itp. można było odliczyć od dochodu w danym roku kalendarzowym. Pozataryfowe preferencje to także kredyty oferowane na niższej stopie oprocentowania o 1 2% niż komercyjne na tzw. Zielone Projekty. Belgia Na terenie Belgii obowiązują cztery różniące się polityki energetyczne mające swoje poparcie w dokumentach legislacyjnych. Zatem są różne mechanizmy wsparcia CHP w zależności od regionu kraju. Każdy z landów inaczej zdefiniował jakość kogeneracji, a zatem każdy z regionów przyznaje zielone certyfikaty używając różnych kryteriów. Niemniej efekty finansowe są porównywalne. Żaden z regionów nie ma stałych taryf promocyjnych dla CHP. 107

108 Wsparcie na poziomie krajowym /federalnym Całkowite zwolnienie z podatku od produktów i zużywanego paliwa. CHP GQ (Good Quality) są uprawnione do ulgi podatkowej w wysokości 13,5% w pierwszym roku od zysku przedsiębiorstwa, a użytkownicy mieszkaniowi 15%, ale maksymalnie 750 euro/rok. Walonia 50% kosztów prac koncepcyjnych i projektowych jest płacone przez rząd. Można ubiegać się o finansowanie na poziomie 75% w przypadku sektora publicznego (UREBA) i prywatnego (AMURE). 30% kosztów inwestycyjnych CHP w sektorze publicznym i non-profit pokrywa program UREBA. W sektorze prywatnym koszty inwestycyjne mikro CHP pokrywane są w 20% (do progu Euro przez program Fond Energie ). Instalacje większej mocy także mają możliwości 20% grantu na koszty inwestycyjne. Najbardziej atrakcyjną formą są zielone certyfikaty. Instalacja musi uzyskać certyfikację wydaną przez Komisję Walonii do spraw Energii (CWaPE). Certyfikacja ważna jest przez 10 lat. Jeden zielony certyfikat odpowiada 456 kg CO 2 /MWh. Przykładowo elektrownia wiatrowa za wytworzoną 1 MWh dostaje jeden certyfikat, bo nie emituje CO 2. CHP może uzyskać 0,266 zielonego certyfikatu/mwh. Zielone certyfikaty są sprzedawane na rynku za średnią cenę w 2007 roku 92 euro. Prognozuje się, że w perspektywie roku 2012 dla CHP spalającego gaz ziemny zysk z obrotu certyfikatami wzrośnie z 10 do 40 euro/mwh. Dla porównania dla CHP z biomasy szacuje się wzrost z poziomu 100 do 200 euro/mwh. Flandria 10 20% kosztów inwestycyjnych może zostać zwrócone, jeżeli spodziewane są efekty środowiskowe. Do 14,5%, a w projektach demonstracyjnych do 35% kosztów inwestycyjnych może zostać odliczonych dla projektów zmniejszających energochłonność (zużycie energii). Program wsparcia przy użyciu zielonych certyfikatów we Flandrii ma dwie ścieżki: dla CHP i dla RES. Właściciel CHP otrzyma jeden certyfikat CHP, gdy oszczędzi 1 MWh energii pierwotnej. Wartość tego certyfikatu w 2007 roku wynosiła 40 euro. CHP spalający paliwo odnawialne otrzyma 1 zielony certyfikat za 1 wyprodukowaną MWh ee. Wartość tego certyfikatu wynosiła w 2007roku 110 euro. Bruksela 108

109 Program BRUREBA pokrywa 50% kosztów feasibility studies zarówno w publicznym jak i prywatnym sektorze rynku. 20% kosztów inwestycyjnych finansuje rząd także inwestorom publicznym jak i prywatnym. System zielonych certyfikatów w rejonie Brukseli jest najbardziej aktywny. Każde 217 kg CO 2 unikniętej emisji jest gratyfikowane zielonym certyfikatem wartym ok. 70 euro w 2007 roku. Luksemburg Dnia 30 maja 1994 roku uchwalono prawo, które zdecydowanie postawiło na promocje CHP. Zdjęto bariery zarówno legislacyjne jak i administracyjne w dostępie do sieci publicznej dla producentów indywidualnych. System wsparcia jest adresowany do każdej z trzech grup: 1. Przemysłu/biznesu, 2. Społeczności/osiedli mieszkaniowych, małych miasteczek itp., 3. Gospodarstw domowych, czyli użytkowników indywidualnych. Koszty inwestycyjne są dotowane w wysokości 40% w sektorze przemysłu, a 20% w przypadku społeczności. Dla tych grup realizowane są dopłaty do ee w wysokości przedstawionej w poniższej tabeli gdzie: Tabela Wysokość dopłat Taryfa Warunki 0,0731 (0,65 + 0,35 (I 6m /I o )) euro/kwh 1 Moc zainstalowana (kwe) 150 Moc: 111,55*R euro/kw Dzień: 0,0570*R euro/kwh 151 Moc zainstalowana (kwe) 1500 Noc: 0,0297*R euro/kwh R = 0,45 + 0,55(I 6m /I o ) + 0,30(G/G o ) I 6m średnia z 6 miesięcy cena dla odbiorcy I o wartość referencyjna cena ze stycznia 1993 G cena gazu ziemnego (w 1 kwartale 2004 wynosiła 0,2407 euro/nm 3 ) G o cena referencyjna styczeń 1993 wynosi: 0,176 euro/nm 3 W przypadku odnawialnych źródeł energii stosowanych w układach skojarzonych w przemyśle biogaz jest wykluczony. Dotacja do kosztów inwestycyjnych kształtuje się na 109

110 poziomie 40% w sektorze przemysłu i 33% dla społeczności. Może osiągnąć 66% dla instalacji biogazowni odpadów organicznych bądź ścieków. W przypadku źródeł RES taryfa jest preferencyjna i dodatkowo wsparta premią ekologiczną. Wartości liczbowe przedstawia kolejna tabela Tabela Wysokość premii ekologicznej Taryfa Warunki 0, ,025 euro/kwh 1 Moc zainstalowana (kwe) 500 (1,95 + (500/P) 0,75 ) x 2,63/ ,025 euro/kwh 501 Moc zainstalowana (kwe) Premia ekologiczna Warunki 0,025 euro/kwh 1 Moc zainstalowana (kwe) 3000 P moc zainstalowana [kw] CHP dla gospodarstw domowych Dla układów mikro CHP indywidualnych stosuje się granty inwestycyjne. Taryfa do rozliczeń jest stała (FIT) i identyczna jak dla dwóch poprzednich grup, tj. przemysłu i społeczności (tabela 4.12). Tabela Wysokość dotacji i taryfa rozliczenia sprzedaży ee Dotacja na inwestycję Warunki 25% do 3000 euro 1 Moc zainstalowana (kwe) 5 Taryfa Warunki 0,0731 (0,65 + 0,35 (I 6m /I o )) euro/kwh 1 Moc zainstalowana (kwe) 150 Ponadto inwestorzy indywidualni, społeczności jak i przedsiębiorstwa mogą aplikować po wsparcie finansowe przy projektach z grupy RES do Cegedel dystrybutora środków budżetowych. Francja We Francji są ściśle zdefiniowane minimalne warunki techniczne, jakie musi spełniać źródło, aby być podłączonym do sieci, czyli aby prowadzić sprzedaż, musi wejść do kontraktu. Od końca 2007 roku obowiązują kontrakty ozn. EDF (C-07). Jednak dominującym jest kontrakt oznaczony symbolem Kryteria dla CHP były i są następujące: CHP wymaga certyfikacji z odpowiedniego regionalnego urzędu (DRIRE) i włączenie do sieci następuje na wysokim napięciu; Kontrakt zwany kontraktem sprzedaży był podpisywany na 12 lat, bazował na kosztach unikniętych w porównaniu do układu gazowo-parowego i dotyczył źródeł o mocy pomiędzy 215 kw a 100 MW; 110

111 Całkowita sprawność powinna wynosić powyżej 65%; Udział ciepła w stosunku do produkcji energii elektrycznej powinien kształtować się na poziomie min. 50%. Nowe kontrakty post-2002 obowiązują instalacje o mocy poniżej 12 MWe. Podpisywane są na 12 lat, po tym okresie mogą być odnawiane, ale na mniej korzystnych warunkach gwarantujących ceny sprzedaży ee. Poziom nowych kontraktów finansowo jest zbliżony do kontraktu czy 99-02, ale warunki przyjęcia są zaostrzone: 1. Oszczędność energii pierwotnej co najmniej o 5% wyższa niż w układzie referencyjnym, czyli w układzie kombinowanym o mocy 650 MW ze sprawnością ee 54%; 2. Referencyjny kocioł ma sprawność pomiędzy 85 a 91% oraz 3. Straty na przesyle i dystrybucji nie większe niż 7% na niskim napięciu, 4% dla 20kV, 2,5 % dla 63 lub 90 kv oraz 0 % dla 225 kv. Wynagrodzenie jest kombinacją dwóch czynników (odpowiedniki opłat stałej i zmiennej): 1. Stały dodatek za moc gwarantowaną w okresie zimowym, na poziomie ok.10 45% całkowitego dochodu. Jest to wartość zmienna zależna od podpisanego kontraktu, a waha się od 153,46 euro/kw do 132,97 euro/kw dla sieci o różnych napięciach, schodząc do poziomu 85,11 euro/kw dla 225 kv. 2. Płatność związana z wielkością dostarczonej energii z kolei jako wynik trzech współczynników: Część proporcjonalna do wielkości dostarczonej energii do sieci waha się od 0,48 do 0,65 eurocenta/kwh w zależności od napięcia i schodzi do poziomu 0,31 eurocenta/kwh dla 225 kv; Część związana z płatnościami za gaz ziemny; Premia za oszczędność energii pierwotnej ok. 2 euro/mw dla 5%. Operator CHP może także podjąć decyzję i zgłosić źródło do dyspozycji operatora systemu elektroenergetycznego kupującego. Wówczas cena jest kalkulowana w omówiony powyżej sposób plus dodatek. Na dodatek składają się następujące czynniki: 7,26 euroceta/kw mocy gwarantowanej podczas zimy za każdym razem płatne, gdy instalacja jest włączana; Kupujący ponadto płaci na koniec każdego miesiąca zimowego stałą ratę za dyspozycyjność źródła zgodnie z kontraktem sprzedaży (jak wyżej). 111

112 W części zmiennej opłat wyróżnione są godziny minimalnego zapotrzebowania doliny 1,45 eurocenta/kwh oraz pozostałe płatne 2,16 eurocenta/kwh. Poza bezpośrednio taryfowym systemem wsparcia istnieje program grantów rządowych. Popularnym mechanizmem jest zaniechanie pobierania podatku za zużyty gaz ziemny (TICGN) przez pierwszych 5 lat eksploatacji. Firmy finansowe także wyspecjalizowały się w finansowaniu projektów z grupy efektywności energetycznej, np. SOFERRGIES. Hiszpania Hiszpania posiada jeden z bardziej zaawansowanych i szczegółowych systemów naliczania cen stałych preferencyjnych (FIT) wspartych pozostałymi instrumentami. Począwszy od 1994 roku ukazały się trzy Dekrety Królewskie dotyczące kogeneracji. CHP włączone do sieci przed 1 stycznia 2009 roku obejmują następujące preferencje: 1. Sprzedaż ee w taryfach preferencyjnych przez cały okres eksploatacji instalacji lub 2. Sprzedaż ee na rynku i otrzymywanie premii do roku. W tabeli 4.13 zamieszczono dane kwotowe przyporządkowane dla poszczególnych wytwórców w taryfie regulowanej (FIT) i premii preferencyjnej. Wpływy ze sprzedaży ee wynikają z poniższych wzorów. Dla dostawcy ee do sieci elektroenergetycznej: FPt = RT + Cr Pt lub FPt = RT*Chd + Cr + Cef Pt Gdy sprzedaje na rynku: FPm = DMP + P + PG + Cr + Cef Pt, gdzie: FPt finalna cena w oparciu o taryfę preferencyjną, FPm finalna cena przy sprzedaży na rynku ee, RT taryfa preferencyjna (FIT) w tabelach powyżej, Cr dodatek naliczany procentowo poniżej lub powyżej stałej ceny (co roku ustalonej). W 2007 r. cena wynosiła 7,8441 eurocentów/kwh. Wartości procentowe w poniższej tabeli 4.14, P premia z powyższych tabel, DMP średniodobowa cena na rynku energii, Cef dotyczy instalacji o mocy poniżej 100 MW i związany jest ze sprawnością wytwarzania układu CHP. Cef oblicza się ze wzoru: Cef = 1,1*(1/EEE min - 1/EEE j )*Cmp, 112

113 gdzie Cmp koszt gazu ziemnego, publikowany co kwartał przez właściwe ministerstwo. W tabeli podano przykładowe wartości Cef dla wartości Cmp = 19,97 euro/mwh (sierpień 2007). Tabela Wysokość taryfy FIT i premii Grupa Podgrupa Paliwo a.1 a.2 a.1.1 a.1.2 a.1.4 Gaz ziemny Diesel/LPG, olej napędowy Diesel/LPG Olej napędowy Węgiel inne Moc MW Taryfa regulowana (FIT) eurocenty/kwh Premia preferencyjna eurocenty/kwh 0,5 12,0400 0,5 < P 1 9, < P 10 7,7200 2, < P 25 7,3100 2, < P 50 6,9200 1,9147 P 0,5 13,2900 0,5 < P 1 11, < P 10 9,5900 4, < P 25 9,3200 4, < P 50 8,9900 3,8242 0,5 < P 1 10, < P 10 8,7600 3, < P 25 8,4800 3, < P 50 8,1500 2,9942 P 10 6,1270 3, < P 25 4,2123 1, < P 50 3,8294 0,9901 P 10 4,5953 1, < P 25 4,2123 1, < P 50 3,8294 0,6071 P 10 4,6000 1, < P 25 4,2100 1, < P 50 3,8300 0,6142 Wybrane elementy dla grupy a.1.2 (wybrane pozycje) Podgrupa Paliwo Moc MW a.1.3 Rośliny energetyczne Odpady z rolnictwa Biomasa leśna Biogaz wysypiskowy Czas Taryfa regulowana (FIT) eurocenty/kwh Premia preferencyjna eurocenty/kwh Pierwszych 15 lat 16, ,6608 Po 15 latach i dalej 11,8839 Pierwszych 15 lat 14, ,0964 Po 15 latach i dalej 12,3470 Pierwszych 15 lat 12,7998 8,4643 Po 15 latach i dalej 8,6294 Pierwszych 15 lat 10,7540 6,1914 Po 15 latach i dalej 8,0660 Pierwszych 15 lat 12,7998 8,4643 Po 15 latach i dalej 8,6294 Pierwszych 15 lat 11,8294 7,2674 Po 15 latach i dalej 8,0660 Pierwszych 15 lat 8,2302 4,0788 Po 15 latach i dalej 6,

114 Tabela Wartości Cr Rodzaj Indukcyjne Pojemnościowe Współczynnik mocy Kompensacja % Szczyt Pozostałe Dolina < 0, < 0,96 0, < 0,97 0, < 0,98 0, < 1 0, < 1 0, < 0,98 0, < 0,97 0, < 0,96 0, < 0, Tabela Wartości Cef [euro/mwh] EEE j EEE min Napęd zasadniczy EEE min + 5% EEE min + 10% EEE min + 15% EEE min + 20% (podstawowy) 55% Silnik gazowy 3,33 6,14 8,56 10,65 59% Turbina gazowa 2,91 5,40 7,55 9,43 Uwaga: Dla instalacji powyżej 1 MW kryteria EEE min są o 10% niższe. PG opłata za moc gwarantowaną zależna od czasu i wielkości mocy. Opłata za godziny i MW mocy zainstalowanej. Ma charakter opłaty za dostępność mocy dla systemu elektroenergetycznego i wynosi 2 euro/mw za godzinę. Pt kara za niedotrzymanie bądź przekroczenie wielkości produkcji ee. Kalkulowana jest wg poniższych wzorów: Pt za przekroczenie produkcji = cena maksymalna/średniodobową cenę rynkową Pt za niedotrzymanie produkcji = cena minimalna/średniodobową cenę rynkową W kwietniu 2007 roku Pt, tj. kara za przekroczenie produkcji, wynosiła 0,881, a za niedotrzymanie produkcji 1,085 eurocenta/kwh. Chd godzinowa dyskryminacja. Dla instalacji rozliczających się przy użyciu taryf preferencyjnych. W godzinach szczytowego zapotrzebowania bądź minimalnego (dolina) wartość z taryfy stałej preferencyjnej jest mnożona przez współczynnik Chd. Dla szczytu Chd = 1,0462, dla doliny Chd = 0,967. Godziny szczytu, dolin zależą od regionu i pory roku. Godzin pozostałych tzw. :flat nie wyróżniają. kategoriach: Portugalia W 1999 roku wprowadzono nowe cztery metody promowania CHP w następujących 114

115 1. Nowa metoda naliczania ceny dla sprzedawców ee do sieci publicznej narodowej SEP (Sistema Electrico Servico Publico); 2. Możliwość TPA (dostępu trzeciej strony) w usługach przesyłu ee; 3. Równouprawnienie w zasadach przyłączania CHP do sieci elektroenergetycznych SEP; 4. Nowe zasady wyznaczania maksymalnej mocy podłączanej do sieci SEP. Ceny stałe preferencyjne FIT obowiązują przez 10 lat, czyli 120 miesięcy dla CHP powyżej 10 MWe. Źródła, które rozpoczęły pracę po 1 stycznia 2003 roku, mają zagwarantowane ceny preferencyjne do 31 grudnia Po tej dacie będą rozliczane jak inni dostawcy do sieci publicznej SEP. Obliczane są wzorem: SPm = {FT + VT + ET]*f losses, gdzie: SPm miesięczna wypłata za dostarczoną ee do sieci, FT ustalony przez URE raz na rok wskaźnik unikniętych kosztów inwestycyjnych w nowych źródłach, VT zmienny w roku wskaźnik unikniętych kosztów paliwa, obsługi i napraw, ET wskaźnik środowiskowy oparty na unikniętych kosztach związanych z emisją CO 2, f losses współczynnik strat na sieci obejmuje uniknięte koszty przesyłu i dystrybucji. Koncepcja wskaźnika środowiskowego ET Opiera się na wskaźniku EEE (electrical equivalent efficiency) źródeł skojarzonych. Jako źródło referencyjne przyjęto CHP spalające gaz ziemny ze sprawnością wytwarzania ee 55%, które emituje 370 g/kwh. Wzrost o 1% EEE przekłada się na 4,1 g CO 2 /kwh produkowanej ee. Stąd wysokosprawne źródła o stosunkowo niskiej emisji CO 2 posiadają wysoki wskaźnik EET. W czasie EET podlega inflacji, a po 10 latach jest zredukowany o 50%. Przykładowe wielkości emisji w funkcji wskaźnika EET przedstawiono na poniższym rysunku 4.1. Mikro CHP są zdecydowanie bardziej uprzywilejowane niż źródła większej mocy. Cena sprzedaży ee obliczana jest z poniższego wzoru: SPm = (TP + Z)*E, gdzie: SPm miesięczne wpływy ze sprzedaży ee TP taryfa SEP dla sieci niskonapięciowej Z- współczynnik zależny od technologii: 115

116 E OTTO silnik 0,01 euro/kwh, Mikroturbina 0,015 euro/kwh, Silnik Sterlinga 0,02 euro/kwh, ilość ee dostarczona do systemu. Poza układem taryf preferencyjnych (FIT) istnieje wsparcie finansowe na poziomie działań inwestycyjnych. Dwa programy MAPE i SIME oferują granty i pożyczki, które są nieoprocentowane, na projekty promujące efektywność energetyczną, rozwój nowych źródeł i nowych technologii, jednak poza sektorem odbiorców mieszkaniowych. Rys Wielkość emisji CO 2 Wielka Brytania W Wielkiej Brytanii nie ma systemu cen (FIT) specjalnych, stałych dla ee produkowanej w CHP. W 2007 roku na terenie Wielkiej Brytanii pracowała jedynie jedna instalacja dotowana przez program Rządowe Ubezpieczenie Jakości (Government`s Quality Assurance). Pozataryfowe motywacje finansowe Good Quality CHP zwolnione są z opłaty za emisję zanieczyszczeń. W pierwszym roku eksploatacji nie jest naliczana amortyzacja. Dostępne są preferencyjne kredyty stosujące wydłużone okresy rozpoczęcia spłat kredytu. Mikrokogeneracja na użytek domowy (do 50 kwe) ma obniżoną stawkę podatku VAT do 5%. 116

117 Granty promują układy CHP zasilające lokalne sieci ciepłownicze. Systemy RES zarówno komunalne jak i przemysłowe czy w sektorze usługowym mogą ubiegać się o dofinansowanie w zakresie do 1 miliona funtów, tj. (1 GPB = 1,115 EUR) do euro. Irlandia Praktycznie nie ma mechanizmów wsparcia czy promocji CHP. Kogeneracja spalająca paliwa kopalne w ogóle nie jest brana pod uwagę w dużej skali. W 2006 roku rząd stworzył budżet w wysokości 65 milionów euro na lata 2006 do 2010 skierowany na CHP, biopaliwa i biomasę używaną na potrzeby grzewcze w budownictwie mieszkaniowym i sektorze usługowym. Rządowa agencja o nazwie Zrównoważona Energia Irlandii rozpoczęła program wparcia rozwoju małych CHP, tj. < 1 MWe spalających paliwa kopalne bądź biomasę (biogazownie). Nowy uruchomiony program skierowany jest na wsparcie już na poziomie prac koncepcyjnych nad instalacjami CHP o mocy > 50 kwe, ale < 1 MWe we wszystkich technologiach. Obejmuje finansowanie na starcie projektu, ale także dotuje inwestycję w fazie budowy Ocena mechanizmów wsparcia Na podstawie analizy systemów działających w poszczególnych krajach Unii Europejskiej zidentyfikowano sześć grup mechanizmów wsparcia: Taryfa FIT stała, preferencyjna cena transakcji zbycia ee; Premia dodawana do ceny dla transakcji na wolnym rynku ee; Certyfikaty świadectwa pochodzenia przede wszystkim zielone ; Subwencje/granty, tj. wsparcie w kosztach inwestycyjnych; Obniżenie stopy/zwolnienie z części podatku, przede wszystkim z opłat za emisję CO 2, tzw. podatku CO 2, lub odpis od przychodu przedsiębiorstwa; Inne np. preferencyjna cena gazu ziemnego, koszty przyłączenia do sieci elektroenergetycznej. Poniżej w tabeli 4.16 i 4.17 zestawiono mechanizmy działające w obszarze kraju, tworzące dodatkowe środki wsparcia np. w postaci zachęt inwestycyjnych. 117

118 Położenie geograficzne Litwa Kraj Tabela Wykaz stosowanych mechanizmów wsparcia CHP w krajach Unii Europejskiej Taryfa FIT X Rynek ee + premia Certyfikaty Granty na inwestycje Obniżenie stawki podatkowej bądź zwolnienie z opłaty grupy produktów np. za emisję CO 2 Odpisy od dochodu Inne Sąsiedzi Polski Słowacja X Czechy X biomasa, biogaz Niemcy X X biopaliwa X Dania X Szwecja X X Basen Morza Bałtyckiego Finlandia biopaliwa, efektywność energetyczna X Estonia X X X Łotwa Bułgaria X X Projekty kompleksowe Obniżona cena gazu Europa Środkowa Rumunia Węgry X X Austria X X Słowenia X X X X Europa Południowa Włochy Malta Cypr X X X X (biodiesel) Grecja X X 118

119 Położenie geograficzne Europa Zachodnia Kraj Cd. Tabela Wykaz stosowanych mechanizmów wsparcia CHP w krajach Unii Europejskiej Taryfa Rynek ee + Certyfikaty Granty na Obniżenie stawki podatkowej bądź FIT premia inwestycje zwolnienie z opłaty grupy produktów np. za emisję CO 2 Holandia X X Belgia X X X Luksemburg X X Francja X X X Hiszpania X X Portugalia X X Wielka Brytania X X Irlandia X Odpisy od dochodu Inne Kraj Taryfa FIT Tabela Wybrane kraje UE o największej liczbie stosowanych mechanizmów wsparcia CHP Rynek ee + Certyfikaty Granty na premia inwestycje Obniżenie stawki podatkowej bądź zwolnienie z opłaty grupy produktów np. za emisję CO 2 Niemcy X X biopaliwa X Słowenia X X X X Odpisy od dochodu Inne Francja X X X Estonia X X X Bułgaria X Projekty kompleksowe Obniżona cena gazu 119

120 Analiza wybranych krajów Spośród krajów Unii Europejskiej Niemcy plasują się na pierwszym miejscu w zakresie wprowadzonych mechanizmów wsparcia na etapie inwestycji i późniejszej eksploatacji układów skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej. W sektorze energetyki komunalnej zaopatrzenia miejskich systemów ciepłowniczych na terenie Niemiec [3, 4] w 2008 roku działało 1446 systemów ciepłowniczych wodnych oraz 77 parowych. Szacuje się, że w 84% systemach ciepło produkowane jest w skojarzeniu. Ciepło odpadowe z procesów przemysłowych wykorzystywane jest w 1% przedsiębiorstw. Udział gazu w dywersyfikacji paliw kształtuje się na poziomie 39%, a węgla kamiennego 42%. Należy jednak podkreślić, że od roku 2000, w którym moc układów CHP biogazowych wynosiła ok. 180 MW, wzrosła i w 2006 roku osiągnęła 1 GW. Zgodnie z prognozą KWK-Potenciale Deutschland und ihre Erschließung 2008 i 2007 opracowaną przez Instytut Gospodarki Energetycznej Uniwersytetu w Stuttgarcie (IER) i Instytut Energii w Bremen (BEI) potencjał CHP jest wystarczający, aby pokryć 37% zapotrzebowania na energię elektryczną w Niemczech. Układy skojarzone są postrzegane jako urządzenia łatwe do przystosowania do spalania różnych paliw włączając w to także paliwa odnawialne. W roku 2008 udział CHP wynosił 12,5%. Polityka energetyczna Niemiec przyjęła osiągnięcie poziomu 25% udziału CHP w wytwarzaniu energii elektrycznej do roku Jest to jedna ze ścieżek realizacji przyjętych w sierpniu 2007 roku trzech głównych kierunków rozwoju sektora energetycznego tego kraju: 1. Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju, 2. Osiągnięcie wysokiej efektywności ekonomicznej, 3. Zapewnienie zrównoważonego rozwoju środowiska. Oczywiście jak wszystkie kraje Unii Europejskiej Niemcy są zobligowani do redukcji emisji gazów cieplarnianych, w tym CO 2 z sektora energetycznego z poziomu 532,5 Mt do 495 Mt w latach Stąd jednym z kierunków rozwoju sektora jest modernizacja i rozbudowa systemów ciepłowniczych zasilanych z układów CHP. Wprowadzono system grantów dla inwestycji w miejskie systemy ciepłownicze w wysokości 20% kosztów uzasadnionych. W AGFW, paragraf 308 energia elektryczna produkowana w CHP jest uprzywilejowana w postaci priorytetu przyłączania do sieci i zakupu po cenach stałychpreferencyjnych. 120

121 W EEWärmeG, tj. prawie dotyczącym energetyki odnawialnej, systemy ciepłownicze w horyzoncie roku 2020 muszą w 50% czerpać ciepło ze źródeł odnawialnych bądź układów CHP. W tym przypadku ciepło wyprodukowane w skojarzeniu będzie traktowane tak jak ciepło z paliw odnawialnych. Z podsumowania roku 2006 [4] wynika, że w Niemczech zaplanowano szereg inwestycji na najbliższe 5 6 lat, tj. do roku Szacunkowo zaplanowano budowę ok. 100 instalacji o szerokim przedziale mocy pomiędzy 5 MW a 1500 MW o łącznej mocy 40 GW. 34 przedsiębiorstwa ciepłownicze zgłosiły projekty budowy elektrociepłowni o łącznej mocy 2200 MWe, a 29 zgłosiło plany modernizacji istniejących układów o mocy zainstalowanej 1250 MWe. Należy zaznaczyć, że w tym okresie 83% ciepła w systemach pochodziło z produkcji skojarzonej, 16% z ciepłowni, a jedynie 1% jako ciepło odpadowe ze źródeł przemysłowych. W sektorze ciepłowniczym udział poszczególnych paliw w produkcji ciepła w układach CHP przedstawiono w tabeli W roku 2006 udział CHP w produkcji ciepła plasował się na poziomie 89% łącznej produkcji, w tym 39% produkowano w oparciu o gaz ziemny. Tabela Produkcja ciepła w układach CHP w Niemczech Paliwo TJ % TJ % TJ % Węgiel kamienny Olej Gaz ziemny Paliwa odnawialne i odpady komunalne Razem: W dniu 19 marca 2002 roku została podpisana w Niemczech Ustawa dotycząca utrzymania, modernizacji i rozwoju układów CHP, w skrócie nosząca nazwę Nowa Ustawa CHP 15. Przeszła ona kolejno wiele nowelizacji wprowadzających bieżące dyrektywy Unii Europejskiej. Pierwszą zmianę wprowadzono po podpisaniu Protokołu w Kioto zgodnie z Dyrektywą 2004/101/EC we wrześniu 2005 roku. Kolejno modyfikowano artykuły 15 AGFW: Act for the retention, modernization and expansion of combined hest and power (Combined Heat and Power Act), 19 marca

122 w styczniu 2006 r., w październiku 2008 r. oraz w sierpniu 2009 roku. Prawdopodobnie w obecnym brzmieniu będzie obowiązywać co najmniej do końca 2010 roku. Ustawa zbudowana jest z 12 artykułów: 1. Cel ustawy 2. Zakres stosowania 3. Definicje i terminy 4. Połączenia, obowiązek zakupu, płatności 5. Kategorie CHP uprawnione do otrzymania premii 5a Nowe i rozbudowywane systemy (sieci) ciepłownicze uprawnione do otrzymania premii 6. Koncesjonowanie układów CHP 6a Koncesjonowanie nowych i rozbudowywanych systemów (sieci) ciepłowniczych 7. Wysokość premii i termin ich płatności 7a Płatność premii dla nowych i rozbudowywanych systemów (sieci) ciepłowniczych 8. Uzasadnienie dostarczania energii elektrycznej ze źródła skojarzonego 8a Notyfikacja nowych dostawców (podłączeń) 9. Ulgi, pomoc 9a Certyfikacja (świadectwa) pochodzenia energii elektrycznej z układów skojarzonych wysokosprawnych 10. Gwarancje (ceny) 11. Koszty 12. Audyt tymczasowy (zastępczy) Niewątpliwie bardzo interesujące są paragrafy dotyczące wsparcia nowych i rozbudowywanych systemów (sieci) ciepłowniczych ( 5a, 6a i 7a) 16. Ustawa wprowadziła możliwość uzyskania premii od operatora systemu, jeżeli nowy bądź rozbudowywany system (sieć) ciepłowniczy spełnia następujące warunki ( 5a i 6a): 1. Inwestycja została rozpoczęta nie wcześniej niż 1 stycznia 2009 roku i nie później niż 31 grudnia Co najmniej 60% dostarczanego ciepła pochodzi z produkcji skojarzonej. 3. Są to systemy licencjonowane zgodnie z art. 6a, tj. system (sieć) ciepłowniczy ubiegający się o wypłatę premii musi posiadać licencję. Aplikację do otrzymania licencji składa się do 28 lutego bieżącego roku na rok następny. 16 A.Topp: German CHP Modernisation Act A Summary, EuroHeat & Power, III/

123 4. Nowe podłączenia dla sieci ciepłowniczej rozbudowywanej oznaczają nowych odbiorców w rejonie, gdzie ciepło nie było dystrybuowane za pomocą sieci ciepłowniczej. 5. W przypadku, gdy sieć ciepłowniczą zasilają dwa źródła CHP, to pierwszeństwo zakupu ciepła jest przyznane dla źródła z wcześniejszą datą przyłączenia. W sytuacji, gdy rozwój sieci pozwoli na połączenie dwóch lub więcej systemów ciepłowniczych i w wyniku połączenia dostawcą ciepła staje się układ kogeneracyjny o dużej mocy, wówczas ten zespół CHP jest uprzywilejowany i przede wszystkim od niego system ciepłowniczy przyjmuje ciepło. Wysokość premii jest określana następująco zgodnie z 7a. Zarówno dla nowych jak i rozbudowywanych sieci ciepłowniczych zgodnie z 5a wynosi 1 euro/m trasy sieci ciepłowniczej, licząc na każdy mm (milimetr) średnicy nominalnej nowopołożonego rurociągu. Premia nie może przekroczyć 20% kosztów kwalifikowanych inwestycji w nową bądź rozbudowę istniejącej sieci ciepłowniczej. Maksymalna kwota wynosi 5 milionów euro na projekt. Rocznie łączna wielkość wypłaconych premii nie może przekraczać 150 milionów euro. Jeżeli wpłyną uzasadnione wnioski na sumę wyższą, o wypłacie decyduje data złożonego wniosku, a pozostałe są wypłacane w kolejnych latach. System wsparcia dla źródeł CHP jest także oparty na licencjonowaniu elektrociepłowni. Ustawa zdecydowanie wykluczyła elektrownie atomowe. Ustawa zdecydowanie podkreśla, że wypłata premii może być na podstawie niniejszej Ustawy CHP lub Ustawy o źródłach odnawialnych tzw. RES. Wprowadzono zakaz podwójnego finansowania wynikający z nabytych uprawnień z obu wymienionych aktów prawnych. Licencja układu CHP wydawana jest zgodnie z 5, 6 i 8. Wprowadzono klasyfikację źródeł na trzy kategorie (dotyczy źródeł o mocy większej od 50 kwee): 1. Źródła stare istniejące oddane do eksploatacji przed 31 grudnia 1989 r., 2. Źródła istniejące nowe eksploatację rozpoczęto pomiędzy r. a r., 3. Źródła stare modernizowane bądź zastąpione przez nowe, które rozpoczęły eksploatację po r., ale nie później niż r. 4. oraz źródła istniejące 1) i 2) które zostały lub zostaną zmodernizowane w latach r r. Warunkiem modernizacji jest utrzymanie kosztów uzasadnionych na poziomie 50% kosztów nowego układu CHP o porównywalnej mocy. 123

124 Poniżej w tabeli 4.19 zamieszczono proponowane wartości premii w zależności od kategorii źródła. Tabela Wartości liczbowe premii Źródła stare istniejące (1) Źródła istniejące nowe (2) Źródła stare modernizowane (3) 1,53 eurocent/kwh w 2002 i ,38 eurocent/kwh w 2004 i ,97 eurocent/kwh w ,53 eurocent/kwh w 2002 i ,38 eurocent/kwh w 2004 i ,23 eurocent/kwh w 2006 i ,82 eurocent/kwh w ,56 eurocent/kwh w ,74 eurocent/kwh w ,69 eurocent/kwh w 2005 i ,64 eurocent/kwh w 2007 i ,59 eurocent/kwh w 2009 i 2010 Całkowita kwota rocznych premii nie powinna przekraczać 4 miliardów euro. Małe układy skojarzone o mocy do 2 MW i ogniwa paliwowe otrzymują takie samo wsparcie w postaci premii jak źródła duże. Wielkość premii kształtuje się następująco: Małe CHP i ogniwa paliwowe 2,56 eurocent/kwh w 2002 i ,40 eurocent/kwh w 2004 i ,25 eurocent/kwh w 2006 i ,10 eurocent/kwh w 2008 i ,94 eurocent/kwh w Praktycznie układy oparte na ogniwach paliwowych subsydiowane są przez 10 lat w wysokości 5,11 eurocent/kwh. Na drugim miejscu w klasyfikacji ilościowej wprowadzonych mechanizmów wsparcia CHP uplasowała się Słowenia. Potencjał w systemach ciepłowniczych w tym kraju jest dużo mniejszy w porównaniu z Niemcami czy Polską. Liczba instalacji sieci ciepłowniczych to 48 w 36 miastach o łącznej mocy MW (dane z roku 2007). Udział CHP w produkcji energii elektrycznej w 2007 wynosił 37,7%, co odpowiadało TJ, przy 88,62% udziale węgla kamiennego jako głównego paliwa dla układów skojarzonych. Gaz ziemny zabrał 9,03% rynku paliw dla CHP. Stąd wszystkie mechanizmy mają na celu zwiększenie udziału gazu i paliw odnawialnych w produkcji energii elektrycznej i ciepła. 124

125 Dania jest krajem często stawianym na pierwszym miejscu w trakcie dyskusji o rozwoju rynku energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu z ciepłem, pomimo faktu, że tylko jeden z mechanizmów jest obowiązujący, tj. preferencyjna taryfa ee (FIT). Na poniższym rysunku 4.2 przedstawiono udział produkcji energii elektrycznej i cieplnej w układach skojarzonych na terenie Królestwa Danii [5] w latach W roku 2002 ciepło pochodzące z układów kogeneracyjnych miało ponad 80% udział w rynku ciepła, a energia elektryczna blisko 50%. Rys Udział CHP w produkcji ciepła i energii elektrycznej w Danii w latach Jeżeli przeanalizujemy rynek energii elektrycznej, to w Danii sukcesywnie począwszy od roku 1988 następował wzrost produkcji w układach skojarzonych pracujących na potrzeby systemów ciepłowniczych (kolor jasnoniebieski na rys. 4.3). Należy zauważyć, że pod koniec lat 80. układy CHP produkowały energię elektryczną na poziomie 1 TWh rocznie. Tak dynamiczny rozwój rynku CHP Dania zawdzięcza wprowadzeniu w latach 90. taryfy potrójnej (trójwarstwowej), preferującą stałą cenę energii elektrycznej, ale w podziale godzinowym. W efekcie nastąpił wzrost produkcji energii elektrycznej w systemach kogeneracyjnych z poziomu zaledwie kilku TWh w latach 90. do ponad 6 TWh w roku Niewątpliwie ingerencja państwa poprzez regulację cen energii elektrycznej oraz inne regulacje prawne spowodowały tak silny rozwój rynku energii produkowanej w kogeneracji. Ze względu na wysoki udział energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu prognozowany jest wzrost o około 5% rocznie w okresie do wysokości 20,48 TWh. Z prognozy tej wynika, że w roku 2010 wyprodukowanych zostanie 12,66 TWh. Zgodnie z danymi z raportu Euroelectric [6] (tabela 4.20) w roku 2010 prognozuje się roczną 125