Nowe zasady rozliczania kolorowych certyfikatów szansa na optymalizację kosztów zakupu energii elektrycznej przez odbiorców dr Zdzisław Muras Departament Przedsiębiorstw Energetycznych Warszawa 29 kwietnia 2010 r.
Zawartość prezentacji 1. Podstawy prawne 2. Polityka energetyczna i Dyrektywa 2009/28/WE 3. Przygotowane zmiany systemów wsparcia 4. Obrót giełdowy a wypełnienie obowiązków 5. Zestawienie ilościowe 2
Podstawowe dokumenty prawne Ustawa - Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw: - ostatnia istotna zmiana m.in. dla energii zielonej oraz dla energii kogeneracyjnej, - podpisana przez prezydenta RP 20 stycznia 2010 r. - Dz. U. z 2010 r. Nr 21 poz. 104
Podstawowe dokumenty prawne Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii (Dz. U. z 2008 r. Nr 156, poz. 969) 4
Podstawowe dokumenty prawne Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectw pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczenia opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. Nr 185, poz. 1314). Projekt rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 15 kwietnia 2010 r. Próba zawarcia przepisów ograniczających wpływ kolorów na przedsiębiorców przemysłowych? 5
Ambitne cele ilościowe 3 x 20% Podstawą europejskiej polityki energetycznej do 2020 r. są: 1. 20% redukcja emisji gazów cieplarnianych w stosunku do poziomu z 1990 r.; 2. 20% zmniejszenie zużycia energii; 3. 20% udział energii ze źródeł odnawialnych w zużyciu energii w UE do 2020 r. Cele te są celami całej UE nie koniecznie wszystkich Państw Członkowskich. 1. Dla e.e. z OZE w Polsce oznacza to 15% udział. 2. W odniesieniu do kogeneracji 18% w łącznym zużyciu e.e. w 2020 r. (szacuje się, że pozwoli to na redukcję emisji 65 MtCO 2 /rok). 6
Priorytety zawarte w Polityce energetycznej Polski do 2030 r. w odniesieniu do OZE i CHP I. Rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw (15%; 10%-2020 r.) i II. Dwukrotny wzrost do roku 2020 produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w technologii wysokosprawnej kogeneracji w porównaniu do poziomu z roku 2006 (zawarte w priorytecie dotyczącym poprawy efektywności energetycznej), oraz III. Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko, a także IV. Wzrost bezpieczeństwa energetycznego. 7
8 Priorytety zawarte w Polityki energetycznej Polski do 2030 r. w odniesieniu do OZE i CHP Narzędzia: 1. Utrzymanie mechanizmu wsparcia poprzez działanie rynków świadectw pochodzenia; 2. Zachęty podatkowe w tym głownie poprzez utrzymanie zwolnienia z akcyzy; 3. Przygotowanie zmian pozwalających na bezpośrednie wsparcie finansowe budowy OZE z funduszy europejskich i funduszy ochrony środowiska; 4. Przygotowanie programu biogazowi rolniczych; 5. Stymulowanie rozwoju kogeneracji poprzez mechanizmy wsparcia, w tym w postaci świadectw pochodzenia, z uwzględnieniem kogeneracji ze źródeł poniżej 1 MW, oraz odpowiednią politykę gmin. 6. Maksymalizacja istniejącego potencjału energetyki odnawialnej zarówno do wytwarzania e.e., ciepła, chłodu, produkcji w kogeneracji i biogazu. 7. Wprowadzenie dodatkowych instrumentów wsparcia zachęcających do szerszego wykorzystania ciepła i chłodu pochodzących z odnawialnych źródeł energii.
Funkcjonujący system wsparcia - wprowadzane zmiany 9
Krajowe regulacje prawne jako narzędzia wspierania rozwoju OZE, CHP i Biogazu System wsparcia koncesjonowanych/zarejestrowanych źródeł rozproszonych w postaci źródeł odnawialnych i produkujących energię elektryczną w kogeneracji oraz wytwórców biogazu rolniczego (BIO) został oparty o obowiązki, odpowiednio: 1. a) zakupu świadectw pochodzenia (w tym biogazowych) lub b) uiszczenia opłaty zastępczej, 2. zakupu energii elektrycznej (tylko OZE), 3. obowiązek przesyłu i odbioru energii elektrycznej oraz odbioru biogazu rolniczego z instalacji przyłączonych bezpośrednio do sieci danego operatora (parametry określone w rozporządzeniu).
ŚP OZE i BIO świadectwa Zielone i Brązowe certyfikaty Potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej w źródle odnawialnym jest świadectwo pochodzenia OZE Potwierdzeniem wytworzenia biogazu rolniczego oraz wprowadzenia go do sieci OSDg jest świadectwo pochodzenia biogazu - ŚPBIO. Wypełnienie obowiązku z art. 9a ust. 1 może nastąpić świadectwami OZE lub BIO (w dowolnym układzie ilościowym). 11
Świadectwa pochodzenia z kogeneragcji Trzy rodzaje świadectw kogeneracyjnych: 1. dla jednostek o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła do 1 MW lub opalanych paliwami gazowymi - żółte certyfikaty, 2. dla jednostek o mocy powyżej 1 MW innych niż opalane paliwami gazowymi, metanem i gazem z przetwarzania biomasy - czerwone certyfikaty, 3. dla jednostek opalanych gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy* lub metanem uwalnianym i ujmowanym przy odmetanowaniu kopalń (poziom opłaty 30-120%) fioletowe certyfikaty, 4. współspalanie gazu z biomasy i metanu również kwalifikuje do uzyskania odpowiedniej ilości świadectw. *biomasa - stałe lub ciekłe substancje pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, które ulegają biodegradacji, pochodzące z produktów, odpadów i pozostałości z produkcji rolnej oraz leśnej, przemysłu przetwarzającego ich produkty, a także części pozostałych odpadów, które ulegają biodegradacji, a w szczególności surowce rolnicze.
Wsparcie kogeneracji Przepisy określające system wsparcia dla 1 i 2 rodzaju ŚPzK stosuje się do dnia: 31 marca 2013 r. (de facto do 31.12.2012). 3 rodzaj SPzK do dnia 31.03.2019 (de facto 31.12.2018).
Zakres obowiązków ŚW OZE i BIO: 2010, 2011, 2012 10,4% CHP: Certyfikaty czerwone: 2010-21,3% 2011 22,2% 2012 23,2% Certyfikaty żółte: 2010 3,1% 2011 3,3% 2012 3,5% Certyfikaty fioletowe: 2010 1,4% 2011 1,6% 2012 1,6% Białe certyfikaty? 14
zł/mwh Średnie ceny energii elektrycznej od 2003 r. do 2010 r. e.e. "czarna" kogeneracja "czerwona" kogeneracja "żółta" e.e. "zielona" 500 400 300 200 100 0 IV V VI VII VIII IX X XI Taryfa 15
16 Rozliczenie wypełnienia obowiązków
System wsparcia źródeł rozproszonych Sprzedawca z Urzędu (obecnie Obrotowcy SD) albo OSP/OSD/OSDg przesył i odbiór albo odbiór Wytwórca OZE/CHP/ BIO URE Świadectwa Pochodzenia Prawa Majątkowe Obowiązek 2 PE sprzedające e.e. odbiorcom końcowym, DM i TDM odbiorcy końcowi, Prawa Majątkowe TGE 17
Umarzanie ŚP do 31 marca Wniosek o wydanie dok. potwierdzającego ilość PMŚP do umorzenia Dokument AA TGE AA Dokument w formie elektronicznej Informacja o umorzonych ŚP w formie elektronicznej Podmiot AA AA zobowiązany Wniesienie opłaty zastępczej Dokument z TGE potwierdzający ilość PMŚP Decyzja o umorzeniu ŚP OZE i CHP URE Kontrola wypełnienia obowiązku NFOŚiGW
Rozliczenie obowiązków (art. 9a ust. 1 i 8 ustawy Prawo energetyczne) Wezwanie do przedstawienia dokumentów niezbędnych do zweryfikowania wypełnienia obowiązków Podmiot zobowiązany Oświadczenie o wielk. sprzedaży do odb. końcowych Umorzenie ŚP (OZE) i ŚP (CHP) Potwierdzenie wniesienia opłaty zastępczej Decyzja o wymierzeniu kary pieniężnej URE Umorzenie zgłoszonych ŚP Musi nastąpić najpóźniej 31 marca Wniesienie opłaty zastępczej NFOŚiGW Inform. o wniesionej opłacie Dokument w formie papierowej i elektronicznej 19
Do określenia podstawy obowiązku: Wyjątki 1) Nie wlicza się energii elektrycznej, którą przedsiębiorca wyprodukował i zużył na potrzeby własne brak elementu kupna/sprzedaży 2) Obowiązek doliczenia energii elektrycznej dostarczonej odbiorcy końcowemu w związku z niezbilansowaniem, przez sprzedawcę energii, nawet jeśli jednocześnie pełni funkcję podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe, w wykonanej całkowitej rocznej sprzedaży energii elektrycznej na rzecz odbiorcy końcowego, zatem również jako podstawę do obliczenia udziału ilościowego energii niezbędnego do wypełnienia obowiązku, określonego w art. 9a ust. 1 i ust. 8 upe
Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK Podmiot zobowiązany 1) Przedsiębiorstwa energetyczne, 2) odbiorcy końcowi oraz 3) towarowe domy maklerskie lub domy maklerskie - są obowiązane do realizacji obowiązków dotyczących świadectw pochodzenia ze źródeł odnawialnych/biogazowych oraz kogeneracyjnych. Przedmiot zobowiązania: Uzyskanie i przedstawienie do umorzenia zielonych/brązowych certyfikatów oraz czerwonych, żółtych i fioletowych certyfikatów lub Uiszczenie opłaty zastępczej
Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK Zakres obowiązku poszczególnych podmiotów: 1) przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotem i sprzedające tę energię odbiorcom końcowym, 2) odbiorca końcowy będący członkiem giełdy towarowej w odniesieniu do transakcji zawartych we własnym imieniu na giełdzie towarowej, 3) towarowy dom maklerski lub dom maklerski w rozumieniu ustawy o giełdach towarowych w odniesieniu do transakcji realizowanych na zlecenie odbiorców końcowych na giełdzie towarowej.
Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK Zakres obowiązku poszczególnych podmiotów: Ustawa przewiduje możliwość realizacji obowiązków zakupu przez odbiorcę końcowego i DM oraz TDM jedynie w przypadku dokonywania obrotu na TGE ale już nie na rynkach regulowanych
Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK Obowiązki odbiorcy końcowego posiadającego koncesję OEE: Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na obrót energią elektryczną, w terminie miesiąca od zakończenia roku kalendarzowego, w którym zakupiło energię elektryczną w wyniku transakcji zawartej na giełdzie towarowej za pośrednictwem towarowego domu maklerskiego lub domu maklerskiego, jest obowiązane do przekazania towarowemu domowi maklerskiemu lub domowi maklerskiemu deklaracji o ilości energii elektrycznej zakupionej w wyniku tej transakcji i zużytej na własny użytek oraz przeznaczonej do dalszej odsprzedaży.
Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK Obowiązki i uprawnienia DM i TDM: 1. Na podstawie deklaracji przedsiębiorstwa posiadającego koncesję OEE oraz w odniesieniu do zakupów realizowanych na potrzeby pozostałych odbiorców końcowych dokonujących zakupów za pośrednictwem DM lub TDM wykonanie obowiązków OZE i CHP. 2. Realizacja zlecenia nabycia e.e. na giełdzie przez DM lub TDM może nastąpić po złożeniu przez składającego zlecenie zabezpieczenia na pokrycie realizacji obowiązków OZE i CHP. 3. Wysokość zabezpieczenia oraz sposób złożenia określa umowa.
Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK TDM lub DM, odbiorca końcowy lub przedsiębiorstwo energetyczne, lub inny podmiot któremu przysługują PMŚP: 1. może żądać wydania przez TGE lub inny rynek regulowany prowadzący RPMSP dokumentu stwierdzającego prawa majątkowe wynikające z tych świadectw przysługujące wnioskodawcy, 2. złożyć wniosek o umorzenie określonej ilości świadectw, wraz z dokumentem potwierdzającym ilość PMSP wydanych przez TGE 3. TDM lub DM realizujący obowiązki OZE i CHP może także złożyć wniosek o umorzenie Świadectw należących do innego podmiotu, o ile dodatkowo dostarczy pisemną zgodę tego podmiotu na zaliczenie tych świadectw do wypełnienia obowiązku.
Obowiązek 2 pozyskanie i umorzenie ŚP i ŚPzK Nowe uprawnienia PURE w zakresie kontroli realizacji obowiązku art. 28 ust. 2: Prezes URE ma prawo wglądu do dokumentów, żądania przedstawienia dokumentów lub informacji mających znaczenie dla oceny wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a, art. 9e, art. 9l, art. 9m i art. 9o lub badania zgodności ze stanem faktycznym deklaracji, o której mowa w art. 9a ust. 1b, z zachowaniem przepisów o ochronie informacji niejawnych i innych informacji prawnie chronionych.
Wysokość kary OZE Kara za niewypełnienie obowiązku przedstawienia do umorzenia ŚP lub uiszczenia opłaty zastępczej energii odnawialnej nie może być mniejsza niż: K 1,3 O z O zz Gdzie: K Kara w danym roku O z Opłata zastępcza do zapłacenia w danym roku O zz Opłata zastępcza zapłacona w danym roku Art. 56 ust. 1 pkt 1a i ust. 2a pkt 1 Kara za nie wypełnienie obowiązku zakupu energii z OZE stanowi dochód NFOŚiGW Kary i opłaty zastępcze mają być przeznaczane wyłącznie na wsparcie OZE
Wysokość kary CHP Kara za niewypełnienie obowiązku przedstawienia do umorzenia ŚP z K lub uiszczenia opłaty zastępczej nie może być mniejsza niż: K 1,3 O O zk zzk Gdzie: K Kara w danym roku O zk Opłata zastępcza do zapłacenia w danym roku O zzk Opłata zastępcza zapłacona w danym roku Art. 56 ust. 1 pkt 1a i ust. 2a pkt 3 Kara za nie wypełnienie obowiązku CHP stanowi dochód NFOŚiGW i może być przeznaczona wyłącznie na wspieranie wysokosprawnej kogeneracji
Wysokość kary OZE+CHP Kara za nieprzedkładanie lub przekładnie niezgodnych ze stanem faktycznym deklaracji o zużyciu ee. na potrzeby własne nie może być mniejsza niż: K 1,3xO + 1,3xO o za zb Gdzie: Ko Kara w danym roku O za Opłata zastępcza od energii OZE niewykazanej w danym roku O zz Opłata zastępcza od energii CHP niewykazanej w danym roku Art. 56 ust. 1 pkt 1f i ust. 2c Kara za nie wypełnienie obowiązku zakupu energii z OZE stanowi dochód NFOŚiGW Kary i opłaty zastępcze mają być przeznaczane wyłącznie na wsparcie OZE i CHP
Kary pieniężne (art. 56 ust1 pkt 1a i 1f) Kara pieniężna może zostać nałożona za: niewypełnienie obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia Prezesowi URE świadectw pochodzenia, świadectw pochodzenia biogazu lub świadectw pochodzenia z kogeneracji albo uiszczenia opłaty zastępczej, nie przestrzeganie obowiązku zakupu ee. lub ciepła odnawialnego podmioty zobowiązane (próg minimalny i maksymalny kary)
Kary pieniężne (art. 56 ust1 pkt 1a i 1f) Kara pieniężna może zostać nałożona za: przedkładanie Prezesowi URE wniosku o wydanie świadectw pochodzenia, świadectw pochodzenia biogazu lub świadectw pochodzenia z kogeneracji zawierające dane i informacje niezgodne ze stanem faktycznym zarówno wytwórca jak i operator (do 15% przychodu), nie przedkładanie lub przedkładanie niezgodną ze stanem faktycznym TDM lub DM deklaracji o zużyciu e. e. na własne potrzeby lub odsprzedanej do dalszego obrotu - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesje OEE (próg minimalny i maksymalny kary).
Kary pieniężne (art. 56 ust 6a) Prezes URE może odstąpić od wymierzenia kary, jeżeli stopień szkodliwości czynu jest znikomy, a podmiot zaprzestał naruszania prawa lub zrealizował obowiązek
34 Przepisy wprowadzające Ustawa wchodzi w życie po upływie 30 dni (11 marca 2010 r.) od dnia jej ogłoszenia z wyjątkiem: Przepisów art. 9a (odnoszącego się do obowiązków OZE i CHP w tym podmiotów zobowiązanych do jego realizacji, sposobu wyznaczenia opłat zastępczych (pkt. 9 nowelizacji) które wchodzą w życie po upływie 6 miesięcy od dnia ogłoszenia ustawy, Przepisów art. 9o-9s dotyczących kwestii wytwarzania biogazu rolniczego oraz prowadzenia rejestru podmiotów wykonujących taką działalność przez ARR który wchodzi w życie od dnia 1 stycznia 2011, Przepisów art. 9a ustawy w zakresie dotyczącym świadectw pochodzenia biogazu rolniczego stosuje się od dnia 1 stycznia 2011 r.
35 Krajowy potencjał
Moc zainstalowana koncesjonowanych instalacji OZE Stan na 16.04.2010 r. Moc zainstalowana [MW] Rodzaj źródła OZE 2008 r. 2009 r. 2010 r. (1) (2) (3) (4) Elektrownie na biogaz 54,615 70,888 75,990 Elektrownie na biomasę 231,990 252,490 252,490 Elektrownie wytwarzające e.e. z prom. słonecznego - 0,001 0,012 Elektrownie wiatrowe 451,090 724,657 828,246 Elektrownie wodne 940,576 945,210 945,830 Współspalanie - (38 jednostek) (39 jednostek) Łącznie 1 678,271 1 993,246 2 102,568 36
Produkcja energii elektrycznej oraz świadectwa pochodzenia w latach 2005-2009 Stan na 30.03.2010 r. Rodzaj OZE Rok 2005 Rok 2006 Rok 2007 Rok 2008 Rok 2009 Ilość energii [MWh] Ilość energii [MWh] Ilość energii [MWh] Ilość energii [MWh] Ilość energii [MWh] Elektrownie na biogaz (1) (2) (3) (4) (5) (6) 104 465,281 116 691,863 161 767,939 220 882,924 293 105,386 Elektrownie na biomasę Elektrownie wiatrowe Elektrownie wodne 467 975,678 503 846,206 545 764,936 560 967,435 525 919,895 135 291,628 257 037,412 472 116,429 806 079,751 1 028 862,054 2 175 559,099 2 029 635,604 2 252 659,312 2 152 821,687 2 374 643,314 Współspalanie 877 009,321 1 314 336,612 1 797 217,058 2 751 954,127 4 073 590,057 * 3 760 301,007 4 221 547,697 5 229 525,674 6 492 705,924 8 296 120,706 Łącznie (5 150 SP) (4 223 SP) (5 739 SP) (6 933 SP) (8493 SP) *) w tym elektrownie wytwarzające energię elektryczną z promieniowania słonecznego 37
Moc zainstalowana instalacji CHP korzystających z systemu wsparcia Stan na 16.04.2010 r. Rodzaj jednostki kogeneracji Moc zainstalowana [MW] Liczba jednostek (1) (2) (3) "Niebieskie" 857,381 22 "Czerwone" 29 007,695 92 38
Produkcja energii elektrycznej oraz świadectwa pochodzenia CHP od II połowy 2007 r. do 2009 r. Stan na 30.03.2010 r. Rodzaj jednostki kogeneracji II połowa 2007 r. Rok 2008 Rok 2009 Ilość energii [MWh]* Ilość energii [MWh]* Ilość energii [MWh] (1) (2) (3) (3) "Niebieskie" 1 122 692,206 2 977 398,975 3 069 754,644 "Czerwone" 9 405 003,581 20 842 105,739 21 060 012,576 * ) wraz z ŚP z K dla jednostek objętych KDT 39
Zrealizowana struktura technologii wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w 2008 roku Stan na 30.03.2010 r. Produkcja energii elektrycznej brutto w 2008 r. 100% (155 494 GWh - źródło ARE) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej powyżej 1 MW innych niż opalanych paliwami gazowymi - 13,40 % (20 842 GWh)*) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej poniżej 1 MW lub opalanych paliwami gazowymi - 1,92 % (2 978 GWh) *) OZE 4,18 % (6492 GWh) * ) Wielkość produkcji w wysokosprawnej kogeneracji, wraz z KDT, odniesiona do produkcji w 2008 r. 40
Planowana struktura technologii wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w 2009 roku Produkcja energii elektrycznej brutto w 2008 r. 100% (155 494 MWh - źródło ARE) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej powyżej 1 MW innych niż opalanych paliwami gazowymi - 16,46 % (25 587 GWh)*) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej poniżej 1 MW lub opalanych paliwami gazowymi - 2,32 % (3 602 GWh) *) OZE 6,95 % (10 806 GWh) * ) Wielkość produkcji określona względem sprzedaży do odb. końcowych (121 180 GWh, dane URE za 2008 r.), odniesiona do produkcji w 2008 r. 41
Zrealizowana struktura technologii wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w 2009 roku Stan na 30.03.2010 r. Produkcja energii elektrycznej brutto w 2009 r. 100% (151 697 GWh - źródło ARE) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej powyżej 1 MW innych niż opalanych paliwami gazowymi - 13,88 % (21 060 GWh)*) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej poniżej 1 MW lub opalanych paliwami gazowymi - 2,02 % (3 070 GWh) OZE 5,47 % (8 296 GWh) 42
Planowana struktura technologii wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w 2010 roku Produkcja energii elektrycznej brutto w 2009 r. 100% (151 697 GWh - źródło ARE) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej powyżej 1 MW innych niż opalanych paliwami gazowymi - 17,88 % (27 118 GWh)*) Produkcja e.e. w wysok. spr. kog. w jed. kog. o łącznej mocy zainstalowanej poniżej 1 MW lub opalanych paliwami gazowymi - 2,60 % (3 947 GWh) *) OZE 8,73 % (13 241 GWh) * ) Wielkość produkcji określona względem sprzedaży do odb. końcowych (127 315 GWh, planowane dane za 2010 r.), odniesiona do produkcji w 2009 r. 43
44 Mapa instalacji OZE
dziękuję za uwagę Warszawa 29 kwietnia 2010 r.