Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 10 kwietnia 2017 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji

Rozporządzenie określa sposób obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa

pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowy zakres obowiązku potwierdzania danych dotyczących

ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, w tym

1)

sposób obliczania

a)

średniorocznej sprawności przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną

lub mechaniczną i ciepło użytkowe w kogeneracji, zwanej dalej „średnioroczną sprawnością

ogólną”,

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, zwanej dalej „oszczędnością

energii pierwotnej”;

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 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, zwanej dalej „ustawą”;

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 ustawy;

5)

wymagania dotyczące pomiarów, rejestracji i sposobu obliczania ilości energii elektrycznej

i ciepła użytkowego wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w jednostkach kogeneracji,

o których mowa w art. 9l ust. 1 i 1a ustawy, w tym wymagania dotyczące pomiarów bezpośrednich

ilości energii elektrycznej i ciepła użytkowego oraz ilości paliw zużywanych do ich

wytwarzania, dokonywanych na potrzeby wydawania świadectw pochodzenia, o których mowa

w art. 9l ustawy;

6)

maksymalną wysokość i sposób uwzględniania w kalkulacji cen energii elektrycznej ustalanych

w taryfach przedsiębiorstw energetycznych, o których mowa w art. 9a ust. 1 ustawy

a)

kosztów uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji,

o których mowa w art. 9l ust. 1 ustawy,

b)

poniesionej opłaty zastępczej, o której mowa w art. 9a ust. 1 pkt 2 ustawy.

1.

Do obliczania ilości energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, średniorocznej

sprawności ogólnej oraz wielkości oszczędności energii pierwotnej stosuje się wartości

określane na podstawie rzeczywistych parametrów funkcjonowania jednostki kogeneracji

w normalnych warunkach jej pracy oraz dane dotyczące ilości i jakości wytwarzania

energii elektrycznej i ciepła użytkowego w okresie od dnia 1 stycznia do dnia 31 grudnia

danego roku.

2.

Dla jednostki kogeneracji o mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 50 kW, zwanej

dalej „jednostką mikrokogeneracji”, obliczenia, o których mowa w ust. 1, mogą być

wykonane na podstawie parametrów i wartości określonych w dokumentacji technicznej

tej jednostki oraz czasu jej pracy w ciągu roku.

3.

Przepisy ust. 1 i 2 stosuje się do obliczania ilości energii elektrycznej z wysokosprawnej

kogeneracji i wielkości oszczędności energii pierwotnej, określonych we wniosku o

wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji, obejmujących okres jednego miesiąca

lub kilku następujących po sobie miesięcy danego roku kalendarzowego, oraz dla jednostek

kogeneracji nowo budowanych, z wyjątkiem wartości średniorocznej sprawności ogólnej,

oznaczonej symbolem „ η”, o którym mowa w § 3 ust. 1, oraz wartości współczynnika określającego stosunek

energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji, które przyjmuje

się na podstawie wartości planowanych dla danego roku kalendarzowego.

4.

Sposób obliczania danych stosowanych do obliczania ilości energii elektrycznej z wysokosprawnej

kogeneracji oraz wielkości oszczędności energii pierwotnej, o których mowa w ust.

1, dla różnych rodzajów i układów urządzeń wchodzących w skład jednostki kogeneracji

określa załącznik do rozporządzenia.

1.

Średnioroczną sprawność ogólną, oznaczoną symbolem „ η” i wyrażoną w procentach, oblicza się według wzoru

\(

\eta = {{3,6 \cdot A_b + Q_{uq} } \over {Q_b - Q_{bck} }} \cdot 100\%

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Ab

-

całkowitą ilość energii elektrycznej brutto, rozumianą jako sumę ilości wytworzonej

energii elektrycznej brutto i ilości energii elektrycznej odpowiadającej energii mechanicznej

brutto, wytworzonych w jednostce kogeneracji, w [MWh],

Quq

-

ilość ciepła użytkowego w kogeneracji, w [GJ],

Qb

-

ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w jednostce kogeneracji, w [GJ],

Qbck

-

ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych do wytworzenia ciepła użytkowego

w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji, w [GJ].

2.

Ilość wytworzonej energii elektrycznej brutto oblicza się jako sumę ilości wytworzonej

energii elektrycznej brutto zmierzonej na zaciskach generatorów lub ogniw paliwowych

wchodzących w skład jednostki kogeneracji.

3.

Ilość energii elektrycznej odpowiadającej energii mechanicznej brutto wytworzonej

w jednostce kogeneracji oblicza się jako sumę ilości energii wykorzystanej na potrzeby

własne jednostki kogeneracji do bezpośredniego napędzania urządzeń lub dostarczonej

na zewnątrz tej jednostki. Energię mechaniczną przelicza się na energię elektryczną

w stosunku 1:1.

4.

Ilość ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczoną symbolem „ Quq”, o którym mowa w ust. 1, obejmuje ilość ciepła użytkowego w kogeneracji uzyskanego

z upustów i wylotów turbin parowych, kotłów odzysknicowych, ciepłowniczych turbin

gazowych i silników spalinowych, stanowiących wyodrębniony zespół urządzeń jednostki

kogeneracji, oraz dostarczonego do instalacji lub sieci ciepłowniczej i przeznaczonego

1)

do ogrzewania budynków i przygotowania ciepłej wody użytkowej;

2)

do przemysłowych procesów technologicznych;

3)

dla obiektów wykorzystywanych do produkcji rolnej, roślinnej lub zwierzęcej, w celu

zapewnienia odpowiedniej temperatury i wilgotności w tych obiektach;

4)

do wytwarzania chłodu w przypadkach, o których mowa w pkt 1-3.

5.

Do ilości ciepła użytkowego w kogeneracji nie wlicza się ciepła wykorzystywanego do

dalszego wytwarzania energii elektrycznej lub mechanicznej oraz ciepła użytkowego

wytworzonego w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji.

6.

Ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w jednostce kogeneracji określa

się na podstawie wartości opałowej tych paliw i ich ilości, stosując metodę bezpośrednią.

7.

W przypadku gdy stosowanie metody bezpośredniej, o której mowa w ust. 6, z powodów

technicznych jest niemożliwe lub koszty jej stosowania są niewspółmiernie wysokie

w stosunku do wartości energii z wysokosprawnej kogeneracji wytworzonej w jednostce

kogeneracji, a metoda pośrednia daje co najmniej taką samą dokładność jak metoda bezpośrednia,

to ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w jednostce wytwórczej, w

skład której wchodzą jednostki kogeneracji, można rozdzielić na poszczególne urządzenia

wchodzące w skład tej jednostki wytwórczej, stosując metodę pośrednią.

1.

Ilość energii dostarczonej do jednostki kogeneracji z innych procesów, zwanej dalej

„równoważnikiem paliwowym”, należy doliczyć do ilości energii chemicznej, oznaczonej

symbolem „ Qb”, o której mowa w § 3 ust. 1, zawartej w paliwach zużytych w jednostce kogeneracji,

o której mowa w art. 9l ust. 1

1)

pkt 1 ustawy, gdy równoważnik paliwowy pochodzi ze spalania paliwa gazowego;

2)

pkt 1a ustawy, gdy równoważnik paliwowy pochodzi ze spalania metanu uwalnianego i

ujmowanego podczas dołowych robót górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych

kopalniach węgla kamiennego lub gazu uzyskiwanego z przetwarzania biomasy w rozumieniu

art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach

ciekłych

(Dz. U. z 2017 r. poz. 285 i 624);

3)

pkt 2 ustawy, w pozostałych przypadkach, w tym gdy równoważnik paliwowy jest w postaci

odzyskanego ciepła odpadowego.

2.

Równoważnik paliwowy oblicza się z uwzględnieniem współczynnika określającego zmianę

ilości wytwarzanej energii elektrycznej lub mechanicznej w wyniku dostarczenia energii

z innych procesów przy stałej ilości energii chemicznej zawartej w zużytych paliwach,

zwanego dalej „współczynnikiem zmiany mocy”, z wyłączeniem przypadku, o którym mowa

w ust. 3.

3.

Dla jednostki kogeneracji, która po raz pierwszy wytworzyła energię elektryczną po

dniu 31 grudnia 2015 r., odzyskane ciepło odpadowe przelicza się na równoważnik paliwowy

w stosunku 1:1.

4.

Współczynnik zmiany mocy wyznacza się na podstawie aktualnych pomiarów przeprowadzonych

oddzielnie dla każdego strumienia energii dostarczonej do jednostki kogeneracji z

innego procesu lub wyprowadzonej z tej jednostki.

5.

Sposób określania

1)

ilości

a)

energii chemicznej, oznaczonej symbolem „ Qb”, o którym mowa w § 3 ust. 1,

b)

wytworzonej energii elektrycznej i mechanicznej brutto, o której mowa w § 3 ust. 2

i 3,

c)

ciepła użytkowego w kogeneracji dla różnych układów urządzeń wchodzących w skład jednostki

kogeneracji, o której mowa w § 3 ust. 4,

2)

równoważnika paliwowego,

3)

współczynnika zmiany mocy

- jest zawarty w załączniku do rozporządzenia.

1.

Obliczona zgodnie z art. 3 pkt 36 ustawy ilość energii elektrycznej z kogeneracji,

oznaczona symbolem „ Abq”, o którym mowa w § 6 ust. 3, jest równa ilości energii elektrycznej z wysokosprawnej

kogeneracji, pod warunkiem uzyskania przez jednostkę kogeneracji oszczędności energii

pierwotnej, oznaczonej symbolem „ PES ”, o której mowa w § 6 ust. 1, obliczonej w sposób określony w tym przepisie, w wysokości

określonej w art. 3 pkt 38 ustawy.

2.

Wartość współczynnika określającego stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do

ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczonego symbolem „ C”, o którym mowa w pkt 1.6 załącznika do rozporządzenia, oblicza się na podstawie

rzeczywistych parametrów technologicznych jednostki kogeneracji, dla danego przedziału

czasowego, w sposób określony w tym załączniku.

3.

Jeżeli określenie wartości współczynnika określającego stosunek energii elektrycznej

z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczonego symbolem „ C”, o którym mowa w pkt 1.6 załącznika do rozporządzenia, nie jest technicznie możliwe

w wyniku pomiarów, do obliczeń przyjmuje się następujące wartości domyślne współczynnika

oznaczonego symbolem „ C”

1)

0,95 dla turbiny gazowej w układzie kombinowanym z odzyskiem ciepła,

2)

0,45 dla turbiny parowej przeciwprężnej,

3)

0,45 dla turbiny parowej upustowo-kondensacyjnej,

4)

0,55 dla turbiny gazowej z odzyskiem ciepła,

5)

0,75 dla silnika spalinowego

- pod warunkiem że obliczona ilość energii elektrycznej z kogeneracji jest niższa

lub równa całkowitej produkcji energii elektrycznej z tej jednostki.

4.

W przypadku jednostki kogeneracji będącej w pierwszym roku eksploatacji, dla której

nie można wyznaczyć wartości współczynnika określającego stosunek energii elektrycznej

z kogeneracji do ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczonego symbolem „ C”, o którym mowa w pkt 1.6 załącznika do rozporządzenia, na podstawie danych pomiarowych

przyjmuje się wartość współczynnika na podstawie danych konstrukcyjnych.

1.

Oszczędność energii pierwotnej, oznaczoną symbolem „ PES ”, wyrażoną w procentach, oblicza się według wzoru

\(

PES = \left( {1 - {1 \over {{{\eta _{qc} } \over {\eta _{refc} }} + {{\eta _{qe} }

\over {\eta _{refe} }}}}} \right) \cdot 100\%

\)

-

gdzie poszczególne symbole oznaczają

ηqc

-

sprawność wytwarzania ciepła użytkowego w kogeneracji, w [%],

ηqe

-

sprawność wytwarzania energii elektrycznej z kogeneracji, w [%],

ηrefc

-

referencyjną wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego ciepła, w [%],

ηrefe

-

referencyjną wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej,

w [%].

2.

Sprawność wytwarzania ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczoną symbolem „ ηqc”, wyrażoną w procentach, oblicza się według wzoru

\(

\eta _{qc} = {{Q_{uq} } \over {Q_{bq} }} \cdot 100\%

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Quq

-

ilość ciepła użytkowego w kogeneracji, o której mowa w § 3 ust. 1, w [GJ],

Qbq

-

ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych do wytwarzania energii elektrycznej

z kogeneracji i ciepła użytkowego w kogeneracji, w [GJ].

3.

Sprawność wytwarzania energii elektrycznej z kogeneracji, oznaczoną symbolem „ηqe”, wyrażoną w procentach, oblicza się według wzoru

\(

\eta _{qe} = {{3,6 \cdot A_{_{bq} } } \over {Q_{bq} }} \cdot 100\%

\)

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Abq

-

ilość energii elektrycznej z kogeneracji, w [MWh],

Qbq

-

ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych do wytwarzania energii elektrycznej

z kogeneracji i ciepła użytkowego w kogeneracji, w [GJ].

4.

Ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych do wytwarzania energii elektrycznej

z kogeneracji i ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczoną symbolem „ Qbq”, o którym mowa w ust. 2, wyrażoną w [GJ], oblicza się według wzoru

Qbq = Qb - Qbck - Qbek

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Qb

-

ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w jednostce kogeneracji, w [GJ],

Qbck

-

ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych do wytworzenia ciepła użytkowego

w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji, w [GJ],

Qbek

-

ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych do wytworzenia energii elektrycznej

w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji, w [GJ].

5.

Referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego

1)

energii elektrycznej, oznaczone symbolem „ ηrefe”, o których mowa w ust. 1, ustala się w oparciu o zharmonizowane wartości referencyjnych

sprawności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej określone w załączniku

I do rozporządzenia delegowanego Komisji (UE) 2015/2402 z dnia 12 października 2015 r.

w sprawie przeglądu zharmonizowanych wartości referencyjnych sprawności dla rozdzielonej

produkcji energii elektrycznej i ciepła w zastosowaniu dyrektywy Parlamentu Europejskiego

i Rady 2012/27/UE i uchylającego decyzję wykonawczą Komisji 2011/877/UE

(Dz. Urz. UE L 333 z 19.12.2015, str. 54), zwanego dalej „rozporządzeniem (UE) 2015/2402”,

2)

ciepła, oznaczone symbolem „ ηrefc”, o których mowa w ust. 1, ustala się w oparciu o zharmonizowane wartości referencyjnych

sprawności dla rozdzielonej produkcji ciepła określone w załączniku II do rozporządzenia

(UE) 2015/2402

- w odniesieniu do następujących warunków atmosferycznych: temperatura otoczenia 15°C,

ciśnienie atmosferyczne 1013 hPa oraz wilgotność względna 60%.

6.

Referencyjną wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej

„ ηrefe” należy korygować w celu dostosowania średniej rocznej temperatury otoczenia wynoszącej

dla warunków panujących w Polsce 8°C do warunków atmosferycznych, o których mowa w

ust. 5, zgodnie z zasadami zawartymi w załączniku III do rozporządzenia (UE) 2015/2402.

7.

Referencyjną wartość sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej,

oznaczoną symbolem „ ηrefe”, koryguje się ze względu na straty sieciowe poprzez współczynniki korekcyjne określone

w załączniku IV do rozporządzenia (UE) 2015/2402.

8.

Referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej

lub ciepła i współczynników korekcyjnych ustala się w oparciu o zasady określone w

art. 2-6 rozporządzenia (UE) 2015/2402.

1.

Pomiaru ilości energii elektrycznej wytworzonej w jednostce kogeneracji, w tym na

potrzeby realizacji obowiązku potwierdzania danych, o którym mowa w art. 9l ust. 8

ustawy, dokonuje się na zaciskach generatorów lub ogniw paliwowych wchodzących w skład

jednostki kogeneracji.

2.

Pomiaru ilości ciepła użytkowego w kogeneracji, o której mowa w § 3 ust. 4, dokonuje

się na granicy bilansowej jednostki kogeneracji lub wyodrębnionego zespołu urządzeń

wchodzących w skład tej jednostki.

3.

Pomiaru ilości paliw zużywanych w jednostce kogeneracji dokonuje się na granicy bilansowej

tej jednostki lub wyodrębnionego zespołu urządzeń jednostki kogeneracji.

4.

Miejsca pomiarów i granicę bilansową jednostki kogeneracji, o których mowa w ust.

1-3, oznacza się na schemacie wyodrębnionego zespołu urządzeń wchodzących w skład

tej jednostki, o którym mowa w art. 9l ust. 10 ustawy.

1.

Koszty uzasadnione uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia z

kogeneracji albo poniesienia opłaty zastępczej uwzględnia się w kalkulacji cen energii

elektrycznej ustalanych w taryfach przedsiębiorstw energetycznych realizujących te

obowiązki, przyjmując, że każda jednostka energii elektrycznej sprzedawana przez dane

przedsiębiorstwo energetyczne odbiorcom końcowym jest w tej samej wysokości obciążona

tymi kosztami.

2.

Maksymalna wysokość kosztów, o których mowa w ust. 1, uwzględnianych w kalkulacji

cen energii elektrycznej ustalanych w taryfach jest równa kosztom

1)

uzyskania świadectw pochodzenia z kogeneracji, obliczonym według wzoru

Ksm = Ozg · Epg + Ozk · Epk + Ozm · Epm

gdzie poszczególne symbole oznaczają

Ksm

-

maksymalny koszt uzasadniony uzyskania świadectw pochodzenia z kogeneracji, w [zł],

Ozg

-

jednostkową opłatę zastępczą, o której mowa w art. 9a ust. 1 pkt 2 ustawy, dla jednostek

kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1 ustawy, w [zł/MWh],

Epg

-

ilość energii elektrycznej wynikającą ze świadectw pochodzenia z kogeneracji wydanych

dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art.

9l ust. 1 pkt 1 ustawy, które przedsiębiorstwo energetyczne planuje przedstawić do

umorzenia, w [MWh],

Ozk

-

jednostkową opłatę zastępczą, o której mowa w art. 9a ust. 1 pkt 2 ustawy, dla jednostek

kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 2 ustawy, w [zł/MWh],

Epk

-

ilość energii elektrycznej wynikającą ze świadectw pochodzenia z kogeneracji wydanych

dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art.

9l ust. 1 pkt 2 ustawy, które przedsiębiorstwo energetyczne planuje przedstawić do

umorzenia, w [MWh],

Ozm

-

jednostkową opłatę zastępczą, o której mowa w art. 9a ust. 1 pkt 2 ustawy, dla jednostek

kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1a ustawy, w [zł/MWh],

Epm

-

ilość energii elektrycznej wynikającą ze świadectw pochodzenia z kogeneracji wydanych

dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art.

9l ust. 1 pkt 1a ustawy, które przedsiębiorstwo energetyczne planuje przedstawić do

umorzenia, w [MWh];

2)

opłaty zastępczej poniesionej w roku poprzedzającym rok sporządzania taryfy, z uwzględnieniem

ust. 4.

3.

Ilość energii elektrycznej, oznaczonej symbolami „ Epg”, „ Epk” i „ Epm”, o których mowa w ust. 2, nie może być większa od ilości energii elektrycznej wynikającej

z zakresów obowiązków, o których mowa w art. 9a ust. 11 ustawy, pomniejszonej o ilość

energii wynikającą z poniesionej opłaty zastępczej w roku poprzedzającym rok sporządzania

taryfy.

4.

W przypadku gdy przedsiębiorstwo energetyczne w roku poprzedzającym rok sporządzania

taryfy zrealizowało obowiązek, o którym mowa w art. 9a ust. 1 ustawy, uiszczając opłatę

zastępczą w wysokości odpowiadającej ilości energii elektrycznej większej niż 20%

ilości energii elektrycznej wynikającej z obowiązku uzyskania i umorzenia świadectw

pochodzenia z kogeneracji albo uiszczenia opłaty zastępczej, w kosztach, o których

mowa w ust. 1, uwzględnia się 80% kosztów poniesionej opłaty zastępczej.

Rozporządzenie wchodzi w życie z dniem następującym po dniu ogłoszenia.