Czerwone certyfikaty - mechanizm wsparcia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła

Transkrypt

1 Czerwone certyfikaty - mechanizm wsparcia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła Autor: Jacek Dreżewski prezes Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych prezes Zarządu Vattenfall Heat Poland SA ( Wokół Energetyki luty 2006) W końcu stycznia br. Ministerstwo Gospodarki opublikowało i przekazało do konsultacji społecznych projekt nowelizacji ustaw - Prawo energetyczne oraz Prawo ochrony środowiska, mający na celu m.in. wdrożenie do ustawodawstwa polskiego postanowień dyrektywy 2004/8/WE z 1 1 lutego 2004 r w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na wewnętrznym rynku energii (kogeneracyjnej) Kogeneracja, zwana również skojarzeniem, oznacza wytwarzanie w tym samym procesie technologicznym ciepła oraz energii elektrycznej. Skojarzone wytwarzanie tych dwóch produktów pozwala na pełniejsze wykorzystanie energii pierwotnej paliwa. Korzyści wynikające z wyższej sprawności przemiany energii pierwotnej w mające powszechne zastosowanie nośniki energii legły u podstaw wydania przez Unię Europejską dyrektywy kogeneracyjnej. Ze względu na niemożność transportowania wytworzonego w elektrociepłowniach ciepła na duże odległości, jednostki te są zwykle lokowane w pobliżu miejsc zaopatrzenia. W Polsce elektrociepłownie zasilają systemy ciepłownicze większości dużych miast, w tym Warszawy, Krakowa, Katowic, Poznania, Łodzi i Gdańska. Dlatego rozważając potencjalne konsekwencje nowych regulacji należy mieć na uwadze fakt, iż ewentualne niedociągnięcia legislacyjne mogą stanowić potencjalne zagrożenie dla dostaw ciepła do aglomeracji miejskich. Przed przystąpieniem do oceny merytorycznej projektu warto najpierw skupić się na obowiązkach nakładanych na państwa członkowskie przez dyrektywę kogeneracyjną oraz na uwarunkowaniach rozwoju kogeneracji w Polsce. Dyrektywa kogeneracyjną Celem dyrektywy kogeneracyjnej jest stworzenie jednolitych ram dla wspierania rozwoju skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w państwach członkowskich. Funkcjonujące dotychczas systemy wsparcia dla energii skojarzonej opierają się na różnych definicjach skojarzenia i odmiennych kryteriach, uprawniających wytwórców do otrzymywania wsparcia (np. efektywność wytwarzania, wielkość źródeł). Dyrektywa ujednolica definicje, odnoszące się do wytwarzania skojarzonego oraz precyzuje kryteria uprawniające wytwórców do otrzymywania pomocy publicznej. W myśl dyrektywy wsparciem może zostać objęta energia elektryczna wytwarzana w tzw. wysokosprawnym skojarzeniu. Skojarzenie wysokosprawne dla źródeł o mocy powyżej 1 MWe oznacza minimum 10-proc. oszczędność energii pierwotnej, uzyskaną w procesie skojarzonym w stosunku do rozdzielonego wytwarzania tej samej ilości energii elektrycznej i ciepła; w przypadku zaś źródeł o mocy poniżej 1 MWe wystarczy uzyskanie jakiejkolwiek oszczędności energii pierwotnej. W przeciwieństwie do dyrektywy 2001/77/EC o promocji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii, dyrektywa kogeneracyjną nie określa celów indykatywnych rozwoju produkcji skojarzonej. Celem dyrektywy jest

2 wykorzystanie potencjału kogeneracji w każdym państwie członkowskim w maksymalnym możliwym stopniu. Służyć temu ma m.in. nałożony na państwa członkowskie obowiązek przeprowadzenia analizy krajowego potencjału kogeneracji oraz obowiązek sprawozdawczy wobec Komisji Europejskiej w zakresie stopnia realizacji tego potencjału. Pozostawienie w gestii państw członkowskich obowiązku analizy potencjału rozwoju kogeneracji, a tym samym wyznaczenia celu indykatywnego wynika z zasady subsydiarności, w myśl której działania, które mogą zostać wykonane lepiej na szczeblu państw członkowskich nie powinny być podejmowane na szczeblu unijnym. Rozwiązanie to przyjęte zostało ze względu na kompleksowość analizy potencjału kogeneracji oraz odmienne uwarunkowania ekonomiczne (dostępność różnych nośników energii pierwotnej) oraz klimatyczne (różny poziom zapotrzebowania na ciepło użyteczne i chłód) w poszczególnych państwach. Na podstawie przeprowadzonej analizy oraz po zidentyfikowaniu barier dla pełnego wykorzystania potencjału kogeneracji państwa członkowskie indywidualnie decydują o ewentualnej konieczności wprowadzenia mechanizmu wsparcia dla skojarzenia wysokosprawnego. Dyrektywa wymaga, by wprowadzane mechanizmy wsparcia nie wywierały negatywnego wpływu na rynkowy obrót energią elektryczną. Proponowane mechanizmy wsparcia będą oceniane przez Komisję Europejską. Kogeneracja w Polsce Potencjał kogeneracji w Polsce może być w dzisiejszych warunkach szacowany na ok TWh. Potencjał ten może być osiągnięty poprzez podniesienie efektywności wytwarzania w źródłach istniejących, przebudowę części istniejących ciepłowni na elektrociepłownie oraz poprzez budowę scentralizowanych systemów zaopatrzenia odbiorców w ciepło w mniejszych miejscowościach, w których takie systemy jeszcze nie istnieją. Przy obecnej produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu wysokosprawnym szacowanej na ok. 24 TWh pełne wykorzystanie potencjału kogeneracji w Polsce oznaczałoby konieczność podwojenia ilości energii produkowanej w skojarzeniu. Rodzi się pytanie, czy w chwili obecnej istnieją warunki ku temu, by potencjał ten został wykorzystany i czy istniejący system handlu energią skojarzoną przenosi odpowiednie sygnały zachęcające do nowych inwestycji. Na dzień dzisiejszy energia elektryczna produkowana w skojarzonych źródłach energii o średniorocznej sprawności na poziomie co najmniej 70 proc. podlega obowiązkowi zakupu przez przedsiębiorstwa, sprzedające energię odbiorcom końcowym. Przedsiębiorstwa zobowiązane muszą się wykazać odpowiednim udziałem energii skojarzonej w całości energii dostarczonej klientom końcowym. Pomimo zwolnienia wytwórców energii skojarzonej z obowiązku przedkładania taryf dla energii elektrycznej do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, co miało miejsce 1 stycznia 2005 r., ceny energii skojarzonej w sposób pośredni nadal kształtowane są przez Prezesa URE. Około 90 proc. sprzedaży energii odbiorcom końcowym odbywa się w dalszym ciągu po cenach regulowanych, a Prezes URE co roku ustala spółkom dystrybucyjnym pewien kalkulacyjny budżet na pokrycie kosztów zakupu energii skojarzonej. Wobec tego średnia cena energii skojarzonej na rynku oscyluje wokół wielkości przyjętej przez Prezesa URE przy ustalaniu taryf dla spółek dystrybucyjnych. Wyznaczona w ten sposób cena energii skojarzonej jest zbyt niska, by stanowić zachętę do podejmowania nowych inwestycji w sektorze. Większość źródeł skojarzonych, jakie powstały w ostatnich latach, wybudowana została dzięki kontraktom długoterminowym na zakup produkowanej przez nie energii elektrycznej. Cena ustalona w

3 kontraktach długoterminowych znacznie przewyższa poziom cen rynku energii skojarzonej. W tych warunkach trudno mówić o klimacie sprzyjającym rozwojowi skojarzonego wytwarzania energii. Konkurencyjne rynki energii elektrycznej, na których podaż znacznie przewyższa popyt charakteryzują się tym, iż poziom cen kształtuje się na poziomie zbliżonym do kosztów zmiennych produkcji energii elektrycznej. Dopiero wzrost popytu do poziomu wymagającego uruchomienia wszystkich istniejących jednostek pozwala na ukształtowanie się cen pokrywających wszystkie koszty produkcji, a tym samym na wysłanie odpowiednich sygnałów inwestycyjnych. W krajach, gdzie liberalizacja rynków energii elektrycznej jest bardziej zaawansowana i gdzie ukształtowały się płynne rynki terminowe o dużym wolumenie obrotów, ceny kontraktów terminowych dają wyobrażenie o poziomie cen energii elektrycznej oczekiwanym w przyszłości. W warunkach polskich, gdzie najdłuższy horyzont czasowy zawieranych transakcji sięga jednego roku, rynek nie wysyła odpowiednich sygnałów inwestycyjnych. Dodatkowym zniechęcającym do inwestycji czynnikiem jest istniejąca w kraju nadwyżka mocy produkcyjnych. Sytuację w Polsce komplikuje również fakt, iż rynek konkurencyjny jest rynkiem silnie zdeformowanym. Chodzi tu przede wszystkim o kontrakty długoterminowe oraz tzw. generację wymuszoną, których koszty klienci końcowi ponoszą w opłacie przesyłowej. Obydwa te elementy skutkują poważnym dopływem środków finansowych do części wytwórców, dzięki którym mogą oni pokryć znaczną część kosztów stałych produkcji. To pozwala wytwórcom na sprzedaż pozostałej energii na rynku konkurencyjnym po cenach zaniżonych, nieodzwierciedlających wszystkich kosztów wytwarzania. Według szacunków Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych, rzeczywista cena sprzedaży energii na rynku hurtowym to ok. 140 zł/mwh, podczas gdy cena rynku konkurencyjnego to zaledwie 118 zł/mwh. Do czasu usunięcia tych deformacji nie można liczyć na to, iż rynek konkurencyjny będzie przesyłał czytelne sygnały inwestycyjne. Rozważając sytuację elektrociepłowni, należy również wziąć pod uwagę fakt, iż na lokalnych rynkach ciepła są one zmuszone do konkurowania z subsydiowanymi instalacjami lokalnymi, pracującymi w oparciu o gaz ziemny. Z różnych względów ceny gazu dla mniejszych odbiorców kształtują się wciąż na poziomie nieodzwierciedlającym rzeczywistych kosztów dostarczenia im tego surowca. O ile, np. w Niemczech, gaz dostarczany odbiorcom indywidualnym jest ponaddwukrotnie droższy od gazu dostarczanego odbiorcom przemysłowym, o tyle w Polsce różnice te sięgają zaledwie kilkunastu procent. W normalnych warunkach ciepło produkowane w elektrociepłowniach byłoby o wiele bardziej konkurencyjne. Jakie wnioski płyną z przytoczonych powyżej faktów? Po pierwsze, nie do końca uczciwa konkurencja z ciepłem produkowanym w oparciu o subsydiowany gaz ziemny oznacza ograniczone możliwości wzrostu cen ciepła. W związku z tym, wszystkie koszty elektrociepłowni, w tym źródeł nowych, których nie pokrywają przychody ze sprzedaży ciepła, muszą być pokryte poprzez uzyskiwanie odpowiednich przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej. Przychody uzyskiwane ze sprzedaży energii elektrycznej w systemie dzisiejszym pozwalają na kontynuowanie działalności przez podmioty istniejące, nie przyczyniają się jednak do powstawania nowych skojarzonych źródeł energii. Po drugie, ze względu na nieprawidłowe funkcjonowanie rynku energii elektrycznej oraz inne czynniki, w tym min. nadmiar mocy zainstalowanej w systemie, rynek nie przesyła odpowiednich sygnałów cenowych, zachęcających do podejmowania nowych inwestycji. Wprowadzając

4 mechanizm wsparcia zakładający sprzedaż energii skojarzonej na rynku konkurencyjnym, a takie rozwiązanie przewiduje projekt Ministerstwa Gospodarki, należy zagwarantować elektrociepłowniom taki dodatkowy strumień dochodów, który będzie je zachęcał do rozwijania produkcji. Jaki system wsparcia? Powszechnie akceptowaną przez uczestników krajowego rynku energii i popieraną przez PTEZ koncepcją wsparcia dla energii skojarzonej jest wprowadzenie dla tej energii czerwonych certyfikatów. Od października 2005 r. gromadzone są pierwsze doświadczenia w handlu certyfikatami zielonymi. Podobna konstrukcja mechanizmu wsparcia dla energii skojarzonej ułatwi wprowadzenie nowych rozwiązań i szybkie zapoznanie się z nimi przez uczestników rynku. Ponadto istnieją pozytywne przykłady świadczące o skuteczności mechanizmu certyfikatów w rozwijaniu wspieranej technologii. W Wielkiej Brytanii w ciągu zaledwie 3 lat funkcjonowania systemu certyfikatów wielkość mocy zainstalowanej w objętych wsparciem odnawialnych źródłach energii uległa podwojeniu. Wprowadzenie systemu certyfikatów wiąże się z koniecznością utworzenia na nie popytu. Ponieważ kupno certyfikatów oznacza dodatkowy koszt, dobrowolny popyt na certyfikaty spotykany jest tylko w społeczeństwach o dużej zamożności i świadomości ekologicznej (np. Holandia). Nałożenie na określone przedsiębiorstwa energetyczne obowiązku zakupu określonej liczby certyfikatów jest jednocześnie bardzo prostym narzędziem, dającym możliwość sterowania tempem rozwoju określonej technologii. Sukcesywne ustalanie obowiązku znacznie powyżej istniejącej podaży certyfikatów powoduje dynamiczny rozwój wspieranych źródeł. System certyfikatów wg koncepcji Ministerstwa Gospodarki Proponowany przez Ministerstwo Gospodarki sposób implementacji mechanizmu wsparcia opartego na czerwonych certyfikatach budzi pewne wątpliwości. Po pierwsze, przyjęta przez Ministerstwo koncepcja gwarancji pochodzenia jako odpowiednika certyfikatu i nośnika praw majątkowych jest sprzeczna z wymaganiami dyrektywy kogeneracyjnej. W myśl dyrektywy gwarancja pochodzenia nie powinna przenosić żadnej wartości, a tylko stanowić dowód na to, iż sprzedawana przez producenta energia spełnia określone kryteria technologiczne. Gwarancja pochodzenia powinna być wydawana po spełnieniu przez producenta określonych wymagań w odniesieniu do średniorocznej sprawności przemiany energii pierwotnej. Nie jest możliwe wystawianie gwarancji pochodzenia w cyklu miesięcznym dla energii produkowanej w ciągu roku, dla którego sprawność średnioroczna nie jest jeszcze znana. Wystawianie gwarancji pochodzenia w cyklu miesięcznym może prowadzić do wystawienia zbyt dużej lub zbyt małej liczby gwarancji pochodzenia w stosunku do ilości energii skojarzonej wysokosprawnej, rzeczywiście wyprodukowanej. Taka ewentualność stoi w sprzeczności z wymogiem dyrektywy zapewnienia dokładności i niezawodności systemu wydawania gwarancji pochodzenia oraz pokrycia gwarancjami pochodzenia całej wyprodukowanej w skojarzeniu wysokosprawnym energii. Dodatkowym mankamentem rozwiązania przyjętego przez Ministerstwo Gospodarki jest możliwość wystąpienia znacznych opóźnień w wystawianiu gwarancji pochodzenia przez Prezesa URE. Wydaje się prawdopodobne, iż ze względu na kompleksowość danych

5 zawartych we wniosku oraz konieczność weryfikacji obliczeń przeprowadzonych przez wytwórcę, 2 tygodnie mogą się okazać terminem zbyt krótkim na rozpatrzenie wniosków ponad 150 podmiotów. Istnieje obawa, iż Prezes URE zmuszony będzie stosunkowo często korzystać z przewidzianej w projekcie możliwości bezterminowego zawieszenia procesu wystawiania gwarancji poprzez zlecenie wytwórcy przeprowadzenia audytu. Ze względu na niezgodność rozwiązania proponowanego przez Mnisterstwo Gospodarki z zapisami dyrektywy, jak również możliwe utrudnienia w terminowym wystawianiu gwarancji pochodzenia przez Prezesa URE, PTEZ proponuje wprowadzenie odrębnego dokumentu - świadectw pochodzenia -jako nośnika praw majątkowych. Dzięki temu gwarancje pochodzenia mogłyby być wystawiane w cyklu rocznym, po zweryfikowaniu rzeczywiście osiągniętej przez wytwórcę sprawności średniorocznej. Z kolei wytwórcy mieliby możliwość realizowania na bieżąco przychodów ze sprzedaży energii i praw majątkowych. W celu zagwarantowania płynności rynku świadectw pochodzenia wystawianie tych dokumentów powinno się znajdować w gestii wytwórców. Prezes URE po zakończeniu danego roku kalendarzowego weryfikowałby zgodność wystawionych świadectw z ilością energii skojarzonej wysokosprawnej, wyprodukowanej przez poszczególnych producentów w ciągu całego roku. Ponadto Prezes URE powinien mieć zagwarantowaną możliwość ewentualnej kontroli samodzielnie lub przez jednostkę akredytowaną poczynań poszczególnych producentów w ciągu roku. Producenci powinni na bieżąco informować Prezesa URE o ilości energii wyprodukowanej i liczbie wystawionych świadectw pochodzenia. Nadużycia w związku z prawem do samodzielnego wystawiania świadectw pochodzenia powinny być surowo karane. Drugą, bardzo istotną z punktu widzenia PTEZ uwagą do projektu nowelizacji przygotowanego przez Ministerstwo Gospodarki jest brak zapisu o konieczności przeprowadzenia analizy krajowego potencjału kogeneracji. Biorąc pod uwagę wagę tej analizy dla prawidłowej implementacji dyrektywy kogeneracyjnej, brak odpowiedniego zapisu może narazić Polskę na zarzut nieprawidłowej implementacji dyrektywy. W tym wypadku wymóg nakładany przez dyrektywę powinien skutkować nałożeniem przez ustawodawcę odpowiedniego obowiązku na ministra. Kolejnym, niepokojącym z punktu widzenia funkcjonowania całego mechanizmu wsparcia elementem projektu jest sposób ustalania opłaty zastępczej. Wniesienie przez przedsiębiorstwa zobowiązane opłaty zastępczej jest alternatywną metodą wypełnienia przez nie obowiązku zakupu certyfikatów. Ustalenie minimalnej opłaty zastępczej na poziomie 15 proc. ceny rynku konkurencyjnego, czyli ok. 17 zł, będzie oznaczało znaczny spadek przychodów części wytwórców. Brak możliwości pokrycia przez wytwórców kosztów wytwarzania doprowadzi do stopniowego ograniczania produkcji skojarzonej, a projektowany system wsparcia w efekcie okaże się systemem, ograniczającym podaż energii skojarzonej wysokosprawnej. Z teoretycznego punktu widzenia opłata zastępcza powinna być ustalona na takim poziomie, by suma opłaty zastępczej i ceny energii na rynku konkurencyjnym pokrywały przynajmniej koszty wejścia na rynek nowych inwestycji. W sytuacji, gdy podaż certyfikatów kształtuje się poniżej zapotrzebowania na nie, opłata zastępcza stanowi górną granicę wzrostu ceny certyfikatów. PTEZ postuluje ustalenie opłaty zastępczej w takiej wysokości, która nie stawiałaby pod znakiem zapytania zasadności wprowadzania całego systemu. Ostatnim kluczowym z punktu widzenia PTEZ elementem mechanizmu wsparcia, którego brak w projekcie Ministerstwa Gospodarki może spowodować niemożność pokrycia przez

6 elektrociepłownie kosztów produkcji bieżącej, jest cena minimalna dla praw majątkowych, wynikających z certyfikatów. W myśl przygotowywanego projektu nowelizacji Prawa energetycznego elektrociepłownie będą sprzedawać energię elektryczną na rynku konkurencyjnym. Poziom cen na tym rynku jest znacznie niższy od poziomu cen na obecnie funkcjonującym rynku energii skojarzonej, a różnica sięga ponad 20 zł. O ile cena rynku energii skojarzonej pozwala elektrociepłowniom na pokrycie uzasadnionych kosztów wytwarzania energii elektrycznej, to niższa o 20 zł cena rynku konkurencyjnego pozostawia część kosztów bez pokrycia. Wprowadzenie ceny minimalnej dla praw majątkowych, wynikających z certyfikatów jest konieczne, aby zapewnić elektrociepłowniom możliwość pokrycia tych kosztów, których nie będą one w stanie odzyskać sprzedając energię na rynku konkurencyjnym (tzw koszty osierocone). W tym kontekście warto zauważyć, iż gdyby rynek energii w Polsce funkcjonował prawidłowo, zastosowanie ceny minimalnej nie byłoby konieczne, gdyż rzeczywista hurtowa cena energii w Polsce kształtuje się na poziomie zbliżonym do dzisiejszej ceny energii skojarzonej. Określając wysokość ceny minimalnej, należy również uwzględnić korzyści, jakie przynosi skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła dla gospodarki i środowiska, które nie są uwzględniane w dzisiejszych cenach rynkowych. Dlaczego warto wspierać kogenerację? Oczywiście, można sobie zadać pytanie, po co to wszystko: Uprzywilejowanie określonej technologii w stosunku do innych metod wytwarzania danego dobra powoduje naruszenie warunków konkurencji, a w konsekwencji może prowadzić do wzrostu cen i kosztów ponoszonych przez konsumentów. Promocja kogeneracji jest odstępstwem Unii od przyjętej przez nią polityki promowania konkurencji i pozwala na zastosowanie dodatkowych mechanizmów wsparcia dla technologii o wysokiej sprawności. Jakie korzyści związane ze skojarzonym wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła uzasadniają przyznanie źródłom skojarzonym prawa do wsparcia publicznego: Po pierwsze, produkcja skojarzona generuje oszczędności w zużyciu paliw pierwotnych. Oszczędności te mogą sięgać nawet 30 proc. w stosunku do rozdzielonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Przewiduje się, że przy obecnym tempie wzrostu zapotrzebowania na energię pierwotną w roku 2030 uzależnienie Unii od zewnętrznych dostaw nośników energii sięgnie 70 proc. Zmniejszenie zużycia paliw pierwotnych przyczynia się do zwiększenia samowystarczalności energetycznej poszczególnych państw członkowskich i Unii ogółem. Szacuje się, iż w wypadku Polski oszczędność paliwa pierwotnego dzięki produkcji skojarzonej sięga ok. 3,3 min ton węgla. Warto dodać, iż istniejące w Polsce instalacje mają stosunkowo niską efektywność, a jej podniesienie może przyczynić się do znacznego wzrostu oszczędności paliwa pierwotnego. Po drugie, dzięki znacznemu zmniejszeniu zużycia paliw pierwotnych kogeneracja przyczynia się do ograniczenia emisji substancji szkodliwych do atmosfery. W skali europejskiej ma to szczególne znaczenie w kontekście zobowiązań do redukcji emisji C0 2 podjętych przez Unię w ramach protokołu z Kioto. Oszczędność emisji dwutlenku węgla powstała dzięki produkcji skojarzonej w istniejących w Polsce instalacjach sięga ok. 7 min ton. Oszczędność ta może wzrosnąć nawet 3-krotnie dzięki pełnemu wykorzystaniu potencjału rozwoju kogeneracji w kraju. Zmniejszenie emisji substancji szkodliwych oznacza również ograniczenie kosztów zewnętrznych wytwarzania energii i ciepła. Koszty zewnętrzne są to koszty ponoszone przez

7 społeczeństwo w związku z daną działalnością, które nie znajdują odzwierciedlenia w cenie produktu finalnego powstałego w toku tej działalności. Według badań prowadzonych w ramach unijnego programu ExternE koszty zewnętrzne produkcji energii elektrycznej przejawiają się przede wszystkim w jej negatywnym wpływie na stan zdrowia ludności i środowiska naturalnego. Szacuje się, iż koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej w źródłach kondensacyjnych opalanych węglem oscylują w granicach od 4,1-7,3 eurocenta/kwh. Produkcja energii elektrycznej w procesie skojarzonym pozwala na ograniczenie kosztów zewnętrznych wytwarzania o 1,37 2,44 eu-rocenta/kwh, co w skali kraju dla instalacji istniejących oznacza oszczędność rzędu od 1,2-2,2 mld zł. Jak wynika z przytoczonych powyżej argumentów, wspieranie rozwoju kogeneracji znajduje uzasadnienie w korzyściach, osiąganych dzięki znacznej poprawie efektywności przemiany energii pierwotnej paliwa w ciepło i energię elektryczną. Pozostaje tylko pytanie, w jaki sposób wsparcie to wprowadzić w życie. O ile system wsparcia oparty na certyfikatach jest powszechnie akceptowany, to zaproponowany przez Ministerstwo Gospodarki sposób wdrożenia tego mechanizmu może zaowocować znacznym pogorszeniem warunków funkcjonowania istniejących elektrociepłowni. Nie pozwoli również na rozwój tej niezwykle efektywnej energetycznie technologii. Przyjęcie projektu nowelizacji w kształcie zaproponowanym przez Ministerstwo Gospodarki może doprowadzić do tego, że wdrożenie do polskiego systemu prawnego dyrektywy kogeneracyjnej, mającej na celu wspieranie kogeneracji, doprowadzi faktycznie do jej ograniczenia.