Obwieszczenie Ministra Gospodarki z dnia 16 lutego 2012 r. w sprawie raportu oceniającego postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej

Elektronicznie podpisany

przez Jaroslaw Deminet

Data: 2012.03.01

15:16:36 +01'00'

MONITOR POLSKI

w.

rcl

.go

v.p

l

DZIENNIK URZĘDOWY RZECZYPOSPOLITEJ POLSKIEJ

Warszawa, dnia 1 marca 2012 r.

Pozycja 108

OBWIESZCZENIE

MINISTRA GOSPODARKI 1)

z dnia 16 lutego 2012 r.

w sprawie raportu oceniającego postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej

w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej

Na podstawie art. 9n ust. 2 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625,

z późn. zm.2)) ogłasza się raport oceniający postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej

w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej, stanowiący załącznik do obwieszczenia.

ww

Minister Gospodarki: W. Pawlak

 inister Gospodarki kieruje działem administracji rządowej – gospodarka, na podstawie § 1 ust. 2 rozporządzenia Prezesa Rady MiniM

strów z dnia 18 listopada 2011 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Gospodarki (Dz. U. Nr 248, poz. 1478).

2)

Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2006 r. Nr 104, poz. 708, Nr 158, poz. 1123 i Nr 170,

poz. 1217, z 2007 r. Nr 21, poz. 124, Nr 52, poz. 343, Nr 115, poz. 790 i Nr 130, poz. 905, z 2008 r. Nr 180, poz. 1112 i Nr 227,

poz. 1505, z 2009 r. Nr 3, poz. 11, Nr 69, poz. 586, Nr 165, poz. 1316 i Nr 215, poz. 1664, z 2010 r. Nr 21, poz. 104 i Nr 81, poz. 530

oraz z 2011 r. Nr 94, poz. 551, Nr 135, poz. 789, Nr 205, poz. 1208, Nr 233, poz. 1381 i Nr 234, poz. 1392.

1)

Załącznik do obwieszczenia Ministra Gospodarki

Załącznik do obwieszczenia

Ministra Gospodarki

2012 r.

z dnia 16 lutego 2012 r. (poz. 108)

w.

rcl

.go

v.p

l

z dnia

ww

RAPORT OCENIAJĄCY POSTĘP OSIĄGNIĘTY

W ZWIĘKSZANIU UDZIAŁU ENERGII ELEKTRYCZNEJ

WYTWARZANEJ W WYSOKOSPRAWNEJ

KOGENERACJI W CAŁKOWITEJ KRAJOWEJ

PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Warszawa, luty 2012 r.

Spis Treści

w.

rcl

.go

v.p

l

Wstęp .......................................................................................................................................... 4

1.

Rozwój wysokosprawnej kogeneracji w Polsce................................................................. 5

Moc zainstalowana elektryczna i produkcja energii elektrycznej w wysokosprawnej

kogeneracji ............................................................................................................................. 5

Moc cieplna osiągalna i produkcja ciepła .............................................................................. 6

2.

Transpozycja Dyrektywy 2004/8/WE ................................................................................ 8

3.

Potencjał państwa w zakresie zwiększania udziału wysokosprawnej kogeneracji ............ 9

Prognoza zapotrzebowania na ciepło ..................................................................................... 9

Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną .............................................................. 11

Potencjał techniczny kogeneracji ......................................................................................... 12

Potencjał ekonomiczny wysokosprawnej kogeneracji ......................................................... 13

Oszczędności energii pierwotnej .......................................................................................... 16

Redukcja emisji CO2 ............................................................................................................ 17

Paliwa dla wysokosprawnej kogeneracji.............................................................................. 18

4.

Identyfikacja barier rozwoju wysokosprawnej kogeneracji ............................................. 21

Bariery ekonomiczne............................................................................................................ 22

Bariery związane z emisjami................................................................................................ 22

Bariery rozwoju systemów ciepłowniczych ......................................................................... 23

Bariery społeczne ................................................................................................................. 23

Ograniczenia zasobów paliwowych ..................................................................................... 23

Procedury administracyjne ................................................................................................... 23

Środki mające na celu likwidację przeszkód........................................................................ 24

5.

Gwarancje pochodzenia i systemy wsparcia .................................................................... 25

Wsparcie nowych inwestycji ................................................................................................ 25

Mechanizm wsparcia przedsiębiorców wytwarzających energię elektryczną w

wysokosprawnej kogeneracji ............................................................................................... 25

System świadectw pochodzenia ........................................................................................... 26

ww

Ilość umorzonych świadectw ............................................................................................... 27

Wysokość opłat zastępczych ................................................................................................ 28

6.

Konkluzje i Wnioski......................................................................................................... 30

7.

Arkusze danych ................................................................................................................ 31

Wstęp

w.

rcl

.go

v.p

l

Raport oceniający postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej

wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii

elektrycznej, zwany dalej „Raportem”, jest sporządzany na podstawie art. 9n ust. 1 ustawy

z dnia 10 kwietnia 1997 r. — Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, z poźn.

zm.), zwanej dalej „ustawą - Prawo energetyczne”, w związku z art. 9 ustawy z dnia 12

stycznia 2007 r. o zmianie ustawy — Prawo energetyczne, ustawy — Prawo ochrony

środowiska oraz ustawy o systemie oceny zgodności (Dz. U. Nr 21, poz. 124), zwanej dalej

„ustawą z 2007 r.”.

Raport wykonano zgodnie z wytycznymi zawartymi w art. 6 ust. 3 i art. 10 ust. 2

dyrektywy 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie

promowania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku

wewnętrznym oraz zmieniającej dyrektywę 92/42/EWG (Dz. Urz. UE L 52 z 21.02.2004,

str. 50, z późn. zm.; Dz. Urz. UE Polskie wydanie specjalne, rozdz. 12, t. 3, str. 3), zwanej

dalej „Dyrektywą 2004/8/WE”, oraz w oparciu o wzór sprawozdania załączony do Wniosku

Komisji Europejskiej z dnia 11 kwietnia 2011 r. (ENER/PL/jma/pc/S-309427)

o sprawozdanie zgodnie z art. 6 ust. 3 i art. 10 ust. 2 Dyrektywy 2004/8/WE.

Struktura Raportu wynika z ww. wzoru sprawozdania, określającego główne rozdziały

Raportu oraz pytania pomocnicze, na które państwa członkowskie powinny odpowiedzieć

w krajowych raportach.

Z uwagi na fakt, iż wraz z wejściem systemu wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji

w 2007 r. zaczęto w statystyce rozróżniać wysokosprawną kogenerację od wytwarzania

w skojarzeniu, dane dotyczące wysokosprawnej kogeneracji obejmują lata 2007 – 2010.

Prognozy zawarte w

prognostycznego MARKAL.

Raporcie

zostały

opracowane

na

podstawie

modelu

Do sporządzenia Raportu wykorzystano m.in.

opracowanie p.n. Analiza danych na potrzeby „Raportu oceniającego postęp osiągnięty

w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej

kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej” wykonane na

zlecenie Ministerstwa Gospodarki przez Konsorcjum, pod przewodnictwem spółki

EU-Consult sp. z o.o. (Gdańsk, wrzesień 2011 r.);

2)

opracowania statystyczne Agencji Rynku Energii SA, zwanej dalej „ARE”, oraz

Głównego Urzędu Statystycznego, zwanego dalej „GUS”;

3)

„Program rozwoju w Polsce kogeneracji” wykonany przez Uczelniane Centrum

Badawcze Energetyki i Ochrony Środowiska Politechniki Warszawskiej

(Warszawa, listopad 2010 r.);

4)

„Sprawozdanie roczne z działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w 2010 r.”

- Urząd Regulacji Energetyki, zwany dalej „URE”;

5)

raporty krajowe Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki – URE;

6)

„Bilans Zasobów Kopalin i Wód Podziemnych w Polsce (wg stanu na 31 XII 2010 r.)”

- Państwowy Instytut Geologiczny.

ww

1)

1.

Poz. 108

Rozwój wysokosprawnej kogeneracji w Polsce

i

produkcja

energii

elektrycznej

w.

rcl

.go

v.p

l

Moc zainstalowana elektryczna

w wysokosprawnej kogeneracji

Całkowita moc zainstalowana w krajowym systemie elektroenergetycznym, zwanym

dalej „KSE”, na koniec 2010 r. wyniosła 35 949 MW. Zdecydowana większość mocy (91 %)

zainstalowana jest w elektrowniach i elektrociepłowniach, zwanych dalej „EC”, zawodowych

(w 2010 r. – 32 757 MW). Zarówno wielkości mocy zainstalowanych, jak i udziały

poszczególnych typów elektrowni nie zmieniły się znacząco w ostatnich 15 latach. Od 1995 r.

całkowita moc zainstalowana zmieniła się o 2 789 MW (czyli niespełna o 8 %). Niewielkie

przyrosty mocy związane z oddaniem nowych bloków energetycznych zostały

skompensowane przez wycofywanie przestarzałych jednostek. Moc zainstalowana

w elektrociepłowniach zawodowych na koniec 2006 r. wyniosła 5 810 MW, a na koniec

2010 r. – 6 163 MW.

Całkowita produkcja energii elektrycznej w Polsce w 2010 r. wyniosła 15 7658 GWh,

co oznacza zmianę spadkowego trendu zapoczątkowanego w 2008 r., a wynikającego

ze światowego kryzysu gospodarczego. Proporcje udziałów poszczególnych typów elektrowni

są podobne jak dla mocy zainstalowanej. Jeszcze bardziej widoczna jest dominacja elektrowni

cieplnych w grupie elektrowni zawodowych, wynikająca z niskiej wartości czasu

wykorzystania mocy zainstalowanej w pozostałych elektrowniach zawodowych, głównie

elektrowniach wodnych.

Produkcja energii elektrycznej w kogeneracji w elektrowniach i elektrociepłowniach

zawodowych i przemysłowych w 2005 r. wyniosła 21 702 GWh (13,8 % całkowitej produkcji

energii elektrycznej brutto). W 2010 r. produkcja ta osiągnęła wielkość 26 377 GWh (16,7 %

całkowitej produkcji energii elektrycznej brutto), co oznacza wzrost o 21,5 % w stosunku do

wartości z 2005 r. Natomiast biorąc pod uwagę okres 2007-2010 należy zauważyć, że dopiero

2010 r., przyniósł zauważalny wzrost w zakresie wytwarzania energii elektrycznej

w kogeneracji w grupie elektrowni cieplnych, EC zawodowych i EC przemysłowych.

Produkcja energii elektrycznej w kogeneracji w Polsce realizowana jest w znaczącym

udziale w elektrociepłowniach zawodowych (w roku 2010 – 18 832 GWh, 71,4 % produkcji

ogółem w kogeneracji). Elektrociepłownie przemysłowe (o mocy powyżej 0,5 MW) w 2010 r.

w kogeneracji wytworzyły 5 753 GWh energii elektrycznej (21,8 % produkcji ogółem

w kogeneracji). Nieznaczny udział (6,8 % w 2010 r.) w produkcji w kogeneracji mają

elektrownie zawodowe.

ww

Dane o produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji obejmują nie

tylko grupę wytwórców zawodowych i przemysłowych, ale również jednostki niezależne,

których produkcja została zakwalifikowana do wysokosprawnej kogeneracji. Całkowita

produkcja energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji w 2010 r. wyniosła 26 892

GWh. Oznacza to wzrost rocznej produkcji w stosunku do 2007 r. o 1 961 GWh (7,9 %).

Jednocześnie udział energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji

w całkowitej ilości energii elektrycznej brutto wyprodukowanej w Polsce wzrósł z 15,6 %

w 2007 r. do 17,1 % w 2010 r.

Tabela 1. Moce i produkcja energii elektrycznej w jednostkach wysokosprawnej kogeneracji [Dane ARE]

jednostki

miary

2007 r.

2008 r.

2009 r.

2010 r.

MW

27 453,0

28 865,5

27 758,5

30 007,5

GWh

24 931,0

25 012,7

24 775,2

26 891,8

jednostek o mocy poniżej 1 MW

GWh

4,5

7,6

14,2

9,7

jednostek opalanych gazem

GWh

2 513,9

2 892,2

2 875,7

2 990,8

pozostałych jednostek

GWh

22 412,6

22 112,9

21 885,3

23 891,3

Produkcja energii elektrycznej ogółem

GWh

159 348,0 155 494,0 151 720,0 157 658,0

Udział energii elektrycznej wytwarzanej w

wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej

krajowej produkcji energii elektrycznej

%

15,6 %

w.

rcl

.go

v.p

l

Moce i produkcja energii elektrycznej w

jednostkach wysokosprawnej kogeneracji

Moc osiągalna elektryczna

Produkcja energii elektrycznej,

w tym

16,1 %

16,3 %

17,1 %

Podobne udziały mają poszczególne typy źródeł w produkcji energii elektrycznej

w wysokosprawnej kogeneracji. Elektrociepłownie zawodowe w 2010 r. wytworzyły 18 608

GWh, co stanowi 69,2 % całkowitej produkcji w wysokosprawnej kogeneracji. W 2007 r.

produkcja w EC zawodowych zakwalifikowana jako energia elektryczna z wysokosprawnej

kogeneracji wyniosła 17 580 GWh, co oznacza, że w 2010 r. była o 5,8 % wyższa

w porównaniu z 2007 r. Wielkości produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej

kogeneracji w Polsce przedstawiono w tabeli poniżej. Z uwagi na brak danych dla

wysokosprawnej kogeneracji w latach 1995-2006, nie zostały one ujęte w analizie.

Tabela 2. Produkcja energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji w Polsce w latach 2007-2010

[GWh], [Dane ARE]

Wyszczególnienie

2007 r.

2008 r.

2009 r.

2010 r.

ogółem produkcja w wysokosprawnej kogeneracji,

w tym

24 931

25 013

24 775

26 892

elektrownie i elektrociepłownie zawodowe, w tym

19 753

20 327

20 123

20 862

elektrociepłownie zawodowe

17 580

18 194

18 218

18 608

EC przemysłowe o mocy powyżej 0,5 MW

4 641

4 686

4 645

5 690

ww

Udział energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji opalanej gazem lub o mocy

elektrycznej źródła poniżej 1 MW w całkowitej ilości energii elektrycznej wytwarzanej

w wysokosprawnej kogeneracji wynosił 12 % w latach 2008-2010. Pozostałe 88 %

wytworzyły inne jednostki kogeneracyjne, głównie oparte na węglu kamiennym. Udział

kogeneracji wykorzystującej metan z kopalni i gaz uzyskany z biomasy nie przekroczył 1 %

w 2010 r., uzyskując zaledwie 101,1 GWh.

Moc cieplna osiągalna i produkcja ciepła

Sumaryczna moc cieplna osiągalna w ciepłowniach przedsiębiorstw dystrybucyjnoprodukcyjnych oraz elektrowniach i elektrociepłowniach zawodowych w 2006 r. wynosiła

50 712 MW, z czego 25 656 MW zainstalowane było w ciepłowniach, natomiast 25 056 MW

w elektrowniach i EC. W 2009 r. moc cieplna osiągalna wynosiła 43 673 MW (ciepłownie

– 15 205 MW, elektrownie i EC – 28 467 MW). Struktura ta pokazuje, że udział mocy

w.

rcl

.go

v.p

l

cieplnej elektrowni i elektrociepłowni znacząco się zwiększa, przy dość wyraźnych ubytkach

mocy w ciepłowniach przedsiębiorstw dystrybucyjno-produkcyjnych.

Tabela 3. Moce i produkcja ciepła w jednostkach wysokosprawnej kogeneracji [Dane ARE]

Moce i produkcja ciepła w jednostkach

wysokosprawnej kogeneracji

jednostki

miary

2007 r.

2008 r.

2009 r.

2010 r.

Moc osiągalna cieplna

MW

21 375,9

20 808,2

20 477,5

25 340,8

Produkcja ciepła

TJ

224 297,7 223 960,9 224 802,5 251 960,5

W 2010 r. z wysokosprawnej kogeneracji uzyskano 251 960,5 TJ ciepła. W latach 20072009 produkcja ciepła w wysokosprawnej kogeneracji oscylowała w granicach 224 000 TJ, co

stanowiło 43-44 % całkowitej produkcji, podczas gdy w 2010 r. udział ten osiągnął wartość

48,5 %. Znaczący udział (w 2010 r. – 68,6 %) w produkcji ciepła w wysokosprawnej

kogeneracji mają elektrociepłownie zawodowe, które razem z elektrowniami w 2010 r.

wytworzyły w kogeneracji 172 857 TJ (dla porównania – w 2009 r. – 166 424 TJ).

Produkcja ciepła poza układami wysokosprawnej kogeneracji (w elektrowniach

cieplnych

zawodowych,

elektrociepłowniach

zawodowych

i elektrociepłowniach

przemysłowych) wynosiła w 2010 r. 47 556 TJ, a dla porównania jeszcze w 2007 r. produkcja

ciepła poza wysokosprawną kogeneracją wynosiła 83 093 TJ. Zmniejszenie produkcji ciepła

poza układami wysokosprawnej kogeneracji spowodowane jest modernizacjami starzejących

się układów ciepłowniczych w kierunku wysokosprawnej kogeneracji lub ich wyłączeniami.

Prognoza produkcji ciepła w poprzednim Raporcie dla EC systemowych, obejmujących

elektrownie i elektrociepłownie zawodowe, przewidywała produkcję w 2010 r. w tych

jednostkach na poziomie 209 000 TJ. W 2010 r. produkcja ta wyniosła 232 880 TJ. Prognoza

produkcji ciepła w Raporcie dla EC przemysłowych przewidywała wzrost produkcji

ze 125 000 TJ w 2005 r. do 147 000 TJ w 2010 r.. Produkcja ciepła w EC przemysłowych

w 2006 r. wyniosła 145 867 TJ, a do 2010 r. zanotowała znaczący spadek do wartości

126 659 TJ. Trzeba jednak podkreślić, że po 2008 r. część EC przemysłowych została

zaliczona do EC zawodowych i niezależnych, powiększając produkcję w tej drugiej grupie.

Należy uznać, że prognozowano zbliżoną do rzeczywistej łączną produkcję ciepła w EC

systemowych i EC przemysłowych.

Tabela 4. Produkcja ciepła w elektrowniach, elektrociepłowniach i ciepłowniach

(zawodowych i niezawodowych) w Polsce w latach 2006-2010 [TJ] [Dane ARE]

Wyszczególnienie

2006 r.

2007 r.

2008 r.

2009 r.

2010 r.

[TJ]

528 877

513 947

526 702

513 039

519 343

Elektrownie, EC i ciepłownie zawodowe

287 651

281 206

289 882

288 673

314 686

Wysokosprawna kogeneracja

b.d.

224 298

223 961

224 802

251 961

Elektrownie i EC zawodowe

189 939

189 342

211 976

212 604

232 880

Elektrownie i EC zawodowe w skojarzeniu

171 180

171 274

159 970

166 424

172 857

EC przemysłowe

145 867

136 118

118 832

115 306

126 659

ww

Ogółem produkcja ciepła

95 359

96 624

117 989

109 060

77 997

Ciepłownie zawodowe

97 713

91 863

77 907

76 069

81 806

w.

rcl

.go

v.p

l

Ciepłownie niezawodowe

Ciepło wyprodukowane w wysokosprawnej kogeneracji przeznaczane jest głównie

(w ok. 60 %) do ogrzewania budynków i przygotowania ciepłej wody użytkowej, zwanej

dalej „CWU”. Resztę ciepła wykorzystuje się w przemysłowych procesach technologicznych

(ok. 40 %). Pozostałe sposoby wykorzystania ciepła z wysokosprawnej kogeneracji można

uznać za pomijalnie małe. Poniższa tabela przedstawia sposób wykorzystania ciepła

użytkowego z jednostek wysokosprawnej kogeneracji objętych świadectwami pochodzenia

z kogeneracji.

Tabela 5. Sposoby wykorzystania ciepła z wysokosprawnej kogeneracji w latach 2007-2010 [Dane URE]

Rok

wytworzenia

Ogrzewanie

budynków i

przygotowanie ciepłej

wody użytkowej

W przemysłowych

procesach

technologicznych

W obiektach

wykorzystujących

ciepło do produkcji

rolnej i zwierzęcej

Wtórne

wytwarzanie

chłodu

Inne

Łącznie

[GJ]

II połowa

2007 r.

68 694 082,15

41 133 118,07

153 434,72

57 774,00

0,00

110 038 408,95

2008 r.

75 688 539,52

48 268 114,98

480 377,54

b.d.

0,00

124 437 032,04

2009 r.

142 148 348,34

105 535 738,92

1 000 057,24

72 676,00

29,00

248 756 849,50

2010 r.

145 911 101,20

94 117 893,45

723 547,29

63 567,67

b.d.

240 816 109,61

2.

Transpozycja Dyrektywy 2004/8/WE

Aktualny stan prawny w zakresie wspierania i promowania kogeneracji jest wynikiem

implementacji Dyrektywy 2004/8/WE, która zobowiązuje państwa członkowskie do

wprowadzenia w życie przepisów ustawowych, wykonawczych i administracyjnych,

niezbędnych do jej implementacji najpóźniej do 21 lutego 2006 r.

Dyrektywa 2004/8/WE została wdrożona ustawą z 2007 r., która weszła w życie w dniu

24 lutego 2007 r. Przepisy wdrażające nowy mechanizm promowania energii pozyskanej

w wysokosprawnej kogeneracji oraz sprzyjające rozwojowi produkcji energii elektrycznej

w wysokosprawnej kogeneracji zaczęły obowiązywać w dniu 1 lipca 2007 r.

ww

Zgodnie z wytycznymi Dyrektywy 2004/8/WE wprowadzono i usankcjonowano system

certyfikacji energii elektrycznej pozyskiwanej w procesie wysokosprawnej kogeneracji oraz

ustalono obowiązkowy charakter tej certyfikacji względem podmiotów ubiegających się o

system wsparcia. Nałożony został również obowiązek zakupu świadectw lub wniesienia

opłaty zastępczej na podmioty sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym,

proporcjonalnie do ilości dostarczanej przez nich tej energii.

Postanowienia ustawy z 2007 r. zostały rozwinięte 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 w wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. Nr 185, poz. 1314), zwanym dalej

„rozporządzeniem z 2007 r.”. Przepisy rozporządzenia z 2007 r., oprócz implementacji

Dyrektywy 2004/8/WE, wdrażały decyzję Komisji 2007/74/WE z dnia 21 grudnia 2006 r.,

w.

rcl

.go

v.p

l

ustanawiającą zharmonizowane wartości referencyjne wydajności dla rozdzielonej produkcji

energii elektrycznej i ciepła zgodnie z dyrektywą 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego

i Rady (Dz. Urz. UE L 32 z 6.02.2007, str. 183)

Rozporządzenie z 2007 r. zostało zastąpione rozporządzeniem Ministra Gospodarki

z dnia 26 lipca 2011 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku

o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego obowiązku uzyskania

i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku

potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej (Dz. U. Nr 176, poz. 1052),

zwanym dalej „rozporządzeniem z 2011 r.”, które implementuje decyzję Komisji

2008/952/UE z dnia 19 listopada 2008 r. w sprawie określenia szczegółowych wytycznych

dotyczących wykonania i stosowania przepisów załącznika II do dyrektywy 2004/8/WE

Parlamentu Europejskiego i Rady (Dz. Urz. UE L 338 z 17.12.2008, str. 55).

3.

Potencjał

państwa

w

wysokosprawnej kogeneracji

zakresie

zwiększania

udziału

Prognoza zapotrzebowania na ciepło

Poniżej przedstawiono prognozę zapotrzebowania na ciepło w sektorze gospodarstw

domowych opartą na prognozach liczby ludności, powierzchni użytkowej mieszkań oraz

wskaźników zużycia ciepła do przygotowania CWU i wskaźnika standardu cieplnego.

Założono, że wskaźnik liczby osób w jednym mieszkaniu będzie spadał od wartości 2,87

(w 2009 r.) do 2,54 w 2020 r. Ponadto przyjęto, że wskaźnik przeciętnej powierzchni

użytkowej jednego mieszkania wzrośnie z 70,5 m2 w 2009 r. do 73,2 m2 w 2020 r. Średni

wskaźnik standardu cieplnego dla 2005 r. w gospodarstwach domowych wynosi 120 kWh/m2.

Założono, że do 2020 r. wskaźnik ten będzie ulegał poprawie (redukcji) o 1 % r/r.

Wskaźnik zużycia ciepła do przygotowania CWU w 2005 r. oszacowano na 2 090

kJ/osobę. Wskaźnik ten nie będzie ulegał znaczącym zmianom do 2020 r. Należy

przypuszczać, że zwiększona efektywność wykorzystania CWU może być kompensowana

większym zużyciem ciepłej wody na osobę.

Tabela 6. Prognoza zapotrzebowania na ciepło użytkowe w sektorze „gospodarstwa domowe”

2010 r.

2015 r.*

2020 r.*

Mieszkania [tys. ]

13 412,7

14 132,4

14 893,7

Powierzchnia użytkowa mieszkań, [tys m2]

949 616

1 017 530 1 090 216

Ludność [tys.]

38 092,0

38 016,1

37 829,9

Zapotrzebowanie na ciepło do przygotowania CWU

[PJ]

79,2

78,7

77,9

Zapotrzebowanie

pomieszczeń [PJ]

389,7

395,6

400,3

468,9

474,3

478,2

ww

Wyszczególnienie

na

ciepło

do

ogrzewania

Łączne zapotrzebowanie na ciepło w gospodarstwach

domowych [PJ]

*

wartości prognozowane

w.

rcl

.go

v.p

l

W kolejnej tabeli przedstawiono prognozę zapotrzebowania na ciepło użytkowe

w przemyśle i usługach. Prognozę tą opracowano na podstawie zmian PKB przy

uwzględnieniu trendu zmian energochłonności pierwotnej PKB.

Tabela 7. Prognoza zapotrzebowania na ciepło użytkowe w przemyśle i usługach

[na podstawie danych ARE i GUS]

Jednostka

miary

2010 r.

2015 r.*

2020 r.*

Zapotrzebowanie na ciepło

użytkowe w przemyśle

PJ

281,7

313,2

358,7

Zapotrzebowanie na ciepło

użytkowe w usługach

PJ

160,6

178,6

204,5

L.p.

Wyszczególnienie

1

2

*

wartości prognozowane

Na poniższym wykresie przedstawiono prognozę zapotrzebowania na ciepło użytkowe.

Prognoza przewiduje wzrost zapotrzebowania na ciepło użytkowe do wartości 1 043 PJ

w 2020 r. (14 % w stosunku do 2010 r.).

Wykres 1. Prognoza zapotrzebowania na ciepło użytkowe [PJ] [na podstawie danych ARE i GUS]

Zapotrzebowanie na ciepło

[PJ]

1200

1000

800

600

400

200

0

2010 r.

Przemysł, budownictwo i rolnictwo

2015 r.

Gospodarstwa domowe

2020 r.

Usługi

Wytwarzanie chłodu

2010 r.

2015 r.*

2020 r.*

Przemysł, budownictwo i rolnictwo [PJ]

281,7

313,2

358,7

Gospodarstwa domowe [PJ]

468,9

474,3

478,2

Usługi [PJ]

160,6

178,6

204,5

Wytwarzanie chłodu [PJ]

0,50

1,00

2,00

Ogółem [PJ]

911,7

967,0

1043,4

ww

Wyszczególnienie

*

wartości prognozowane

Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną

w.

rcl

.go

v.p

l

Prognozę krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną opracowano na podstawie

danych o zużyciu energii elektrycznej w sektorach krajowej gospodarki. Trendy zmian

zostały wyznaczone w oparciu o dane historyczne i na ich podstawie zostały skorygowane

założenia Polityki energetycznej Polski do 2030 roku, która stanowi załącznik do

obwieszczenia Ministra Gospodarki z dnia 21 grudnia 2009 r. w sprawie polityki

energetycznej państwa do 2030 r. (M. P. z 2010 r. Nr 2, poz. 11), zwana dalej „Polityką

energetyczną Polski do 2030 r.”. Przewiduje się, że zużycie energii elektrycznej w przemyśle

i transporcie będzie nieznacznie spadać, wzrośnie natomiast zapotrzebowanie na energię

elektryczną w sektorze usług i w gospodarstwach domowych. Prognoza zakłada, że w latach

2010-2020 nastąpi wzrost całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną o 14,5 %.

Zapotrzebowanie na energię elektryczną [TWh]

Wykres 2. Prognoza krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną [TWh]

[na podstawie danych ARE]

180

164,1

160

140

136,7

120

27,5

100

80

153,5

144,5

38,3

34,3

30,7

34,8

40,4

46,9

54,5

5,3

4,8

4,3

3,9

68,7

68,1

67,5

66,9

2006 r.

2010 r.

2015 r.

2020 r.

60

40

20

0

Przemysł

Rolnictwo

Transport

Usługi

Gospodarstwa domowe

OGÓŁEM

2006 r.

2010 r.

2015 r. *

2020 r. *

OGÓŁEM [TWh]

136,7

144,5

153,5

164,1

Przemysł [TWh]

68,7

68,1

67,5

66,9

Rolnictwo [TWh]

0,4

0,5

0,5

0,5

Transport [TWh]

5,3

4,8

4,3

3,9

Usługi [TWh]

34,8

40,4

46,9

54,5

Gospodarstwa domowe [TWh]

27,5

30,7

34,3

38,3

ww

Wyszczególnienie

*

wartości prognozowane

Potencjał techniczny kogeneracji

w.

rcl

.go

v.p

l

Potencjał techniczny wysokosprawnej kogeneracji wynika w głównej mierze z ilości

produkcji ciepła użytkowego. Przy prognozowanym zapotrzebowaniu na ciepło użytkowe

obliczono produkcję ciepła ogółem. W 2010 r. produkcja ciepła w wysokosprawnej

kogeneracji wynosiła 252,0 PJ. Produkcja ciepła przy założonym zapotrzebowaniu na ciepło

użytkowe w 2010 r. wynosi 995,9 PJ. Zatem pozostała część wyprodukowanego ciepła

stanowi teoretyczny potencjał wysokosprawnej kogeneracji. Część tego ciepła jest

wytwarzania w kogeneracji, lecz nie spełnia kryteriów w zakresie oszczędności energii

pierwotnej i sprawności całkowitej produkcji energii elektrycznej i ciepła. Może stanowić

jednak potencjał dla wysokosprawnej kogeneracji. W tabeli poniżej, przedstawiono

teoretyczny potencjał kogeneracji.

Tabela 8. Teoretyczny potencjał kogeneracji [PJ]

*

Wyszczególnienie

2010 r.

2015 r.*

2020 r.*

Całkowita produkcja ciepła [PJ]

995,9

1046,7

1120,1

Aktualna produkcja w wysokosprawnej kogeneracji [PJ]

252,0

252,0

252,0

Teoretyczny potencjał wysokosprawnej kogeneracji [PJ]

743,9

794,7

868,1

wartości prognozowane

Zgodnie z przyjętymi założeniami potencjał techniczny wysokosprawnej kogeneracji

stanowi ta cześć zapotrzebowania na ciepło użytkowe, która może być pokrywana z jednostek

pracujących w wysokosprawnej kogeneracji, spełniających kryteria oszczędności energii

pierwotnej. Projekcję potencjału technicznego wysokosprawnej kogeneracji przedstawiono na

poniższym wykresie.

Wykres 3. Projekcja potencjału technicznego wysokosprawnej kogeneracji [PJ]

700

600

500

400

300

200

100

ww

Potencjał techniczny

wysokosprawnej kogeneracji [PJ]

800

0

2010 r.

2015 r.

Aktualna produkcja w wysokosprawnerj kogeneracji

Ciepło dla celów przemysłowych

Produkcja chłodu

RAZEM

2020 r.

Ciepła woda użytkowa

Budynki wielkokubaturowe

Ciepło do ogrzewania budynków

2010 r.

2015 r.*

2020 r.*

w.

rcl

.go

v.p

l

Wyszczególnienie

Poz. 108

*

Aktualna produkcja w wysokosprawnej kogeneracji [PJ]

252,0

252,0

252,0

Ciepła woda użytkowa [PJ]

19,8

21,2

23,4

Ciepło do ogrzewania budynków [PJ]

126,6

160,8

211,7

Ciepło dla celów przemysłowych [PJ]

138,0

156,6

186,5

Budynki wielkokubaturowe [PJ]

13,6

16,1

20,5

Produkcja chłodu [PJ]

0,5

1,0

2,0

RAZEM [PJ]

550,5

607,6

696,0

wartości prognozowane

Potencjał ekonomiczny wysokosprawnej kogeneracji

Do określenia potencjału ekonomicznego wzięto pod uwagę zróżnicowane technologie

wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w wysokosprawnej kogeneracji. Podstawowym

kryterium ekonomicznym jest koszt krańcowy energii elektrycznej i ciepła. Analiza

uwzględnia przychody związane ze sprzedażą praw majątkowych do świadectw pochodzenia

energii elektrycznej z kogeneracji i wytworzonej w odnawialnych źródłach energii.

Potencjał ekonomiczny wysokosprawnej kogeneracji (wykres poniżej) obejmuje

aktualną na 2010 r. produkcję ciepła w wysokosprawnej kogeneracji oraz przyrosty produkcji

ciepła w wysokosprawnej kogeneracji w istniejących elektrociepłowniach. Ponadto do

potencjału ekonomicznego kogeneracji, można zaliczyć

ciepło wytwarzane na potrzeby CWU;

2)

20% ciepła do ogrzewania pomieszczeń w systemach ciepłowniczych zasilanych

z ciepłowni;

3)

ciepło wytwarzane na potrzeby budynków wielkokubaturowych;

4)

80% ciepła wytwarzanego dla celów przemysłowych;

5)

ciepło wytworzone dla potrzeb produkcji chłodu w sezonie letnim.

ww

1)

Wykres 4. Potencjał ekonomiczny wysokosprawnej kogeneracji [PJ]

Potencjał

ekonomiczny

Potencjał

ekonomiczny

wysokosprawnej

kogeneracji

[PJ]

wysokosprawnej

kogeneracji

[PJ]

w.

rcl

.go

v.p

l

500

400

300

200

100

0

2010 r.

2015 r.

Aktualna produkcja w skojarzeniu

Ciepło do ogrzewania budynków

Budynki wielkokubaturowe

Przyrost produkcji w istniejących EC

Uciepłownienie elektrowni

Produkcja chłodu

Ciepła woda użytkowa

Ciepło dla celów przemysłowych

Ogółem potencjał ekonomiczny

Wyszczególnienie

2010 r.

2015 r.*

2020 r.*

Aktualna produkcja w skojarzeniu [PJ]

224,3

224,3

224,3

Przyrost produkcji w istniejących EC [PJ]

27,7

27,7

27,7

Ciepła woda użytkowa [PJ]

18,3

19,8

21,2

Ciepło do ogrzewania budynków [PJ]

24,2

25,3

32,2

Uciepłownienie elektrowni [PJ]

9,7

9,7

9,7

Ciepło dla celów przemysłowych [PJ]

108,8

110,4

125,3

Budynki wielkokubaturowe [PJ]

13,6

13,6

16,1

Produkcja chłodu [PJ]

0,5

1,0

2,0

Ogółem potencjał ekonomiczny [PJ]

427,1

431,9

458,4

wartości prognozowane

ww

*

2020 r.

Przedstawione prognozy uwzględniają mechanizmy wspierania kogeneracji oraz źródeł

odnawialnych. Założono również konieczność ponoszenia kosztów związanych z wydaniem

uprawnień do emisji CO2 od 2015 r. Systemem tym objęte są obiekty spalające paliwa,

o mocy cieplnej dostarczanej w paliwie powyżej 20 MJ/s.

Mechanizm wspierania wysokosprawnej kogeneracji został odwzorowany w modelu na

podstawie zapotrzebowania na energię elektryczną oraz określonego w rozporządzeniu

z 2007 r., obowiązkowego udziału energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji.

w.

rcl

.go

v.p

l

Do prognozy przewidziano stopniowy wzrost wartości jednostkowej opłaty zastępczej do

2020 r.

Wykres 5. Prognoza produkcji ciepła przy wykorzystaniu potencjału technicznego wysokosprawnej

kogeneracji [PJ]

1200

Produkcja ciepła

Produkcja[PJ]

ciepła [PJ]

1000

800

600

400

200

0

2010 r.

Źródła lokalne

Ciepłownie zawodowe

*

2015 r.

Elektrownie i EC zawodowe

Ciepłownie niezawodowe

2020 r.

EC przemysłowe

Ogółem produkcja ciepła

EC lokalne

Wyszczególnienie

2010 r.

2015 r.*

2020 r.*

Źródła lokalne [PJ]

501,0

375,8

250,5

Elektrownie i EC zawodowe [PJ]

194,4

307,8

285,6

EC przemysłowe [PJ]

115,3

100,9

91,6

EC lokalne [PJ]

0,0

104,9

362,8

Ciepłownie zawodowe [PJ]

76,1

64,7

53,3

Ciepłownie niezawodowe [PJ]

109,1

92,7

76,3

Ogółem produkcja ciepła [PJ]

995,9

1046,7

1120,1

ww

wartości prognozowane

w.

rcl

.go

v.p

l

Wykres 6. Prognoza produkcji energii elektrycznej przy wykorzystaniu potencjału technicznego

wysokosprawnej kogeneracji [TWh]

Produkcja energii TWh

elektrycznej [TWh]

250

200

150

100

50

0

2010 r.

Elektrownie cieplne systemowe

EC lokalne

2015 r.

2020 r.

EC zawodowe

Pozostałe

EC przemysłowe

Ogółem produkcja energii elektrycznej

Wyszczególnienie

2010 r.

2015 r.*

2020 r.*

Elektrownie cieplne systemowe [PJ]

121,6

143,6

144,5

EC zawodowe [PJ]

22,9

37,9

35,6

EC przemysłowe [PJ]

7,5

6,7

6,0

EC lokalne [PJ]

0,0

13,1

45,4

Pozostałe [PJ]

5,4

14,2

14,9

Ogółem produkcja energii elektrycznej [PJ]

157,4

215,5

246,4

Ogółem produkcja w wysokosprawnej kogeneracji [PJ]

16,8

22,3

25,4

*

wartości prognozowane

Oszczędności energii pierwotnej

ww

Oszczędność energii pierwotnej (węgla kamiennego) wynikającą z zastosowaniu

kogeneracji przedstawiono na poniższym wykresie. Do obliczenia jej przyjęto wartości

referencyjne sprawności rozdzielonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oraz

sprawności rozpatrywanych technologii kogeneracyjnych. Obliczony wskaźnik oszczędności

energii pierwotnej wynikającej z zastosowania technologii wysokosprawnej kogeneracji jest

na poziomie 19-20 %. Przyjęto, że rozwój wysokosprawnej kogeneracji przyniesie 20 %

oszczędności energii pierwotnej.

Wykres 7. Oszczędność energii pierwotnej wynikająca z zastosowania wysokosprawnej kogeneracji

Oszczędność energii pierwotnej

mln Mg węgla kamiennego (W = 25 MJ/kg)

w.

rcl

.go

v.p

l

14,0

*

12,0

11,8

10,0

8,0

8,3

6,0

5,3

4,0

2,0

0,0

2010 r.

2015 r.*

2020 r.*

wartości prognozowane

Redukcja emisji CO2

Możliwą do osiągnięcia redukcję emisji CO2 wynikającą z wykorzystania instalacji

wysokosprawnej kogeneracji przedstawiono na poniższym wykresie. Przedstawiona wielkość

emisji CO2, jest to ilość emitowanego CO2, którego można uniknąć przy wykorzystaniu

jednostek wysokosprawnej kogeneracji opartej na węglu kamiennym w stosunku do produkcji

rozdzielonej w elektrowniach i ciepłowniach węglowych.

Wykres 8. Redukcja emisji CO2 wynikająca z zastosowania wysokosprawnej kogeneracji

35

32,5

Redukcja emisji CO2 [Mln Mg]

30

25

22,9

20

15

14,5

10

5

ww

0

2010 r.

2015 r.*

2020 r.*

*

wartości prognozowane

Paliwa dla wysokosprawnej kogeneracji

w.

rcl

.go

v.p

l

Dostępne technologie wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w wysokosprawnej

kogeneracji, mogą jako paliwo wykorzystywać węgiel, gaz ziemny, odpady komunalne

i wybrane palne odpady przemysłowe oraz biopaliwa. Teoretycznie w kogeneracji możliwe

jest także wykorzystanie jako źródła energii paliwa jądrowego, ciepła geotermalnego czy

energii słonecznej, jednak przy obecnym rozwoju technologii energetycznych i krajowych

uwarunkowaniach są one praktycznie niemożliwe do wykorzystania.

W polskich warunkach węgiel i gaz ziemny stanowią podstawowy potencjał paliwowy

wysokosprawnej kogeneracji. Aktualnie produkcja energii elektrycznej w wysokosprawnej

kogeneracji z węgla jest dziesięciokrotnie większa niż z gazu ziemnego. Jednakże

wprowadzenie systemu odpłatnych uprawnień do emisji oraz zwiększonych wymagań

środowiskowych spowoduje relatywny wzrost ekonomicznej opłacalności instalacji

zasilanych gazem. Poniżej przedstawiono zużycie paliw w wysokosprawnej kogeneracji.

Tabela 9. Zużycie paliw w wysokosprawnej kogeneracji w latach 2007-2010 [Dane URE]

Rodzaj paliwa

Jedn.

Grupa

II połowa

2007 r.

2008 r.

2009 r.

2010 r.

Węgiel kamienny

Mg

13 874 761,55 18 065 100,06 33 797 353,52 40 168 474,66

Węgiel brunatny

Drewno opałowe oraz

odpady drzewne

Biomasa pochodzenia

rolniczego

Odpady komunalne

ulegające biodegradacji

Nieodnawialne odpady

komunalne i przemysłowe

Mg

39 871 594,00 30 912 336,50 46 684 578,70 47 678 667,50

Mg

1 127 535,34

1 853 242,62

3 839 055,42

3 050 444,48

44 060,25

130 107,65

1 174 560,65

1 756 810,14

Mg

32 542,47

36 397,14

137 859,46

77 410,38

Mg

24,76

b.d.

572,08

262,48

Olej napędowy

Mg

221,00

197,10

4 827,19

2 912,49

Olej opałowy

Mg

506 041,87

754 050,88

1 118 053,38

1 198 501,01

Biopaliwa

Odpady ulegające

biodegradacji

Mg

Nieodnawialne odpady

Mg

Gaz ziemny

tys.m3

556 845,61

848 563,32

1 050 486,92

1 279 744,02

3

105 962,34

95 483,45

160 304,13

185 631,28

1 881,46

6 467,08

469 794,13

411 540,52

1 728 503,73

2 450 224,00

7 336,47

2 324 127,72

10 081,32

2 244 989,33

32 025,71

Stałe

Mg

Ciekłe

Mg

297 828,00

tys.m

Biogaz

tys.m3

Gaz koksowniczy

tys.m3

Gazowe

186 688,82

201 661,90

3

tys.m

ww

Inne gazy odlotowe

Inne

Metan

309 880,00

1 944 431,44

1 000 094,83

2 726,70

Gaz rafineryjny

Gaz wielkopiecowy

832,12

tys.m3

tys.m3

tys.m3

1 443 254,32

62 889,69

Perspektywę możliwości wykorzystania obu tych paliw określają m.in. ich cena

i dostępność. W perspektywie najbliższych kilkudziesięciu lat nie pojawią się ograniczenia

w dostępie do węgla kamiennego. Natomiast pewne ograniczenia mogą wystąpić

w przypadku dostępu do gazu ziemnego. O ile prowadzone inwestycje i zawarte kontrakty

zabezpieczą ilościowo zwiększone zużycie, to w wielu przypadkach ograniczeniem

w.

rcl

.go

v.p

l

możliwości wykorzystania gazu w kogeneracji jest słabo rozwinięta sieć gazowa. Dotyczy to

przede wszystkim obszarów Polski północno-wschodniej, środkowego wybrzeża oraz

częściowo województw świętokrzyskiego i łódzkiego.

Węgiel kamienny i brunatny

Krajowe zasoby węgla kamiennego wynoszą około 40 mld ton przy krajowej rocznej

produkcji około 75 mln ton i zużyciu w energetyce zawodowej około 40 mln ton. Przy stanie

obecnego rozpoznania złóż można stwierdzić, iż zasoby węgla są wystarczające

w perspektywie do 2050 r.

Krajowe zasoby węgla brunatnego wynoszą około 20 mld ton, z czego 1,3 mld ton to

zasoby złóż zagospodarowanych, co przy krajowym wydobyciu około 56 mln ton rocznie

zapewnia dostawy węgla do energetyki na około 20 lat przy zbliżonym poziomie zużycia.

Należy jednak zwrócić uwagę na intensyfikację wydobycia i zużycia węgla brunatnego,

choćby na nowy blok 833 MW elektrowni Bełchatów II.

Gaz ziemny

W 2010 r. stan wydobywanych zasobów gazu ziemnego wynosił około 147 mld m3

(w tym około 65 mld m3 w zasobach przemysłowych). Roczne wydobycie gazu wynosi około

4,2 mld m3 (w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy) i pokrywa około 30 %

krajowego zapotrzebowania. Znaczne zwiększenie wielkości wydobycia krajowego może

wystąpić w przypadku rozpoczęcia eksploatacji gazu ze złóż niekonwencjonalnych (głównie

shale gas). W przyszłości gaz z łupków może odgrywać istotną rolę w pokryciu

zapotrzebowania o ile koszty jego wydobycia będą konkurencyjne w porównaniu do kosztów

importu.

Obecnie należy jednak przyjąć, że głównym zabezpieczeniem pokrycia

zapotrzebowania na gaz jest jego import gazociągami przesyłowymi, w szczególności

gazociągiem jamalskim przez Białoruś oraz gazociągami przesyłowymi przez terytorium

Ukrainy. Wybudowany Gazociąg Północny także może odegrać rolę w zapewnieniu

bezpieczeństwa dostaw gazu do Polski na drodze reimportu gazu z Niemiec w sytuacji

sporów ekonomiczno-politycznych między Rosją a Ukrainą i Białorusią.

Gazoport LNG – najważniejszy projekt w zakresie dywersyfikacji źródeł dostaw gazu

ziemnego do Polski - jest na etapie realizacji. Zakończenie budowy zaplanowano na połowę

2014 r. Terminal LNG pozwoli na odbiór do 5 mld m3 gazu ziemnego rocznie, z możliwością

rozbudowy do 7,5 mld m3, będzie więc strategicznym źródłem gazu ziemnego dla energetyki

i innych sektorów gospodarki.

Biogaz i Biopaliwa

Rodzaje paliw gazowych (biogazu) to głównie

produkt fermentacji metanowej: gnojowicy, obornika i odpadów roślinnych;

metan ze składowisk odpadów;

zgazowanie biomasy (drewna).

ww

1)

2)

3)

Potencjał dwóch pierwszych źródeł oceniany jest na kilkadziesiąt PJ rocznie.

W warunkach klimatycznych Polski obecnie najlepsze efekty przynosi zgazowanie

odpadów niecelulozowych. Przykładem mogą być średniej wielkości biogazownie

funkcjonujące w Polsce wyposażone w agregaty i produkujące nie tylko energię elektryczną,

ale i ciepło na potrzeby własne i pobliskich mieszkańców.

w.

rcl

.go

v.p

l

Efektywne zgazowanie odpadów celulozowych mogłoby być prowadzone za pomocą

sieci zawodowych biogazowni, wyposażonych w instalacje wzbogacania i oczyszczania

biogazu, i pracujących na potrzeby sieci gazu ziemnego.

Metody energetycznego wykorzystania zasobów niecelulozowych biomasy osiągnęły

poziom opłacalności rynkowej i to nie tylko dzięki mechanizmom wsparcia, ale także

z powodu rozwiązywania w ten sposób problemów składowania i utylizacji tych odpadów.

Potencjał dostępnych w Polsce biopaliw wyznaczony został w ramach prac nad Polityką

energetyczną Polski do 2030 r. Po pominięciu biopaliw przeznaczonych dla silników

spalinowych (bioetanol, biodiesel), potencjał ekonomiczny i rynkowy zestawiono w poniższej

tabeli. W ocenie wzięto pod uwagę także zapotrzebowanie na energię odnawialną, przy

założeniu, że Polska zrealizuje swoje zobowiązania na 2020 r. w postaci 15 % udziału energii

wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii, zwanych dalej „OZE” w całkowitym zużyciu

energii.

Porównanie zapotrzebowania i obecnego potencjału pozwala jednoznacznie stwierdzić,

że w świetle wspomnianych już zobowiązań w perspektywie do 2020 r. potencjał rynkowy

biomasy można uznać za wystarczający.

Tabela 10. Potencjał ekonomiczny oraz możliwości jego wykorzystania – potencjał rynkowy biopaliw

Biopaliwo

Potencjał

ekonomiczny

Potencjał rynkowy

do 2030 r.

- drewno opałowe

24 452 TJ

24 452 TJ

1 540 MWt

- odpady stałe suche

16 5931 TJ

150 000 TJ

16 000 MWt

*)

- odpady mokre – biogaz

123 066 TJ

(kogeneracja)

- uprawy energetyczne

- celulozowe – kogeneracja

*)

- kiszonki kukurydzy – biogaz

(kogeneracja)*)

Razem

80 000 TJ

9 TWhe

1 640 MWe

47 060 TJ

2 340 MWt

286 719 TJ

286 719 TJ

145 600 TJ

120 600 TJ

81 638 TJ

827 406 TJ

7,7 TWhe

1180 MWe

92 768 TJ

3 940 MWt

81 638 TJ

9,3 TWhe

1 690 MWe

48 022 TJ

2 410 MWt

743 409 TJ

ww

*)

Zakładane współczynniki skojarzenia (stosunek wytworzonej energii elektrycznej do ciepła): dla

systemów kogeneracyjnych na paliwa stałe – 0,3, dla systemów kogeneracyjnych na biogaz – 0,7

Odpady komunalne

W Polsce wytwarzanych jest około 10 milionów ton odpadów komunalnych rocznie.

Zasadniczy wpływ na możliwość wykorzystania odpadów komunalnych na cele energetyczne

ma obszar, z jakiego zostały zebrane (miejski czy wiejski). Z punktu widzenia możliwości

wykorzystania odpadów jako paliwa dla kogeneracji, szczególne znaczenie mają odpady

w.

rcl

.go

v.p

l

gromadzone w dużych aglomeracjach miejskich, o liczbie mieszkańców powyżej 100 tysięcy.

W Polsce aglomeracji takich jest 39 i zamieszkuje w nich łącznie około 11 milionów

mieszkańców, którzy produkują w sumie 3,3 miliona ton odpadów rocznie.

O wykorzystaniu odpadów jako paliwa decyduje ich wilgotność oraz wartość opałowa.

Obecnie wilgotność odpadów komunalnych utrzymuje się w przedziale 40 % do 50 %,

a wartość opałowa zależy od składu frakcyjnego (średnia wartość opałowa to 8,11 MJ/kg).

Bilans energetyczny odpadów w skali kraju i dużych aglomeracji zestawiono w tabeli

poniżej. W tabeli podano także możliwą do uzyskania z tych odpadów produkcję energii

elektrycznej i ciepła przy wykorzystaniu wysokosprawnej kogeneracji.

Tabela 11. Potencjał energetyczny odpadów

Potencjał energetyczny

Potencjalna produkcja

Potencjalna produkcja

[TJ/rok]

ciepła w kogeneracji

energii elektrycznej w

[TJ/rok]

kogeneracji [GWh/rok]

Odpady krajowe

59 300

4 118

1 716

Odpady z dużych miast

31 637

2 197

915

Należy zwrócić uwagę, że odpady z dużych miast, stanowiące 33 % odpadów

krajowych, zawierają w sobie ponad połowę potencjału energetycznego wszystkich odpadów.

Stosunkowo wysoka wartość opałowa sprawia, że odpady z dużych miast mogą być spalane

w instalacjach energetycznych samodzielnie. Natomiast niska wartość opałowa odpadów

spoza obszarów wielkomiejskich może utrudniać spalanie bez stosowania paliw

wspomagających.

W perspektywie kolejnych lat spodziewać się należy zarówno wzrostu ilości odpadów,

jak i ich wartości opałowej.

4.

Identyfikacja barier rozwoju wysokosprawnej kogeneracji

Wśród przyczyn niedostatecznego rozwoju kogeneracji możemy wyróżnić bariery

o charakterze ekonomicznym (finansowym), środowiskowym, infrastrukturalnym, prawnym,

administracyjnym i społecznym. Przy aktualnym poziomie rozwoju technologii

energetycznych nie występują bariery o charakterze technicznym. Znaczna część ww. barier

została zidentyfikowana, a poprawę sytuacji oraz działania mające na celu zniesienie

większości spośród zidentyfikowanych niedogodności, zapowiada Polityka energetyczna

Polski do 2030 r.

ww

Znaczące zmiany, likwidujące dwie istotne bariery, zostały wprowadzone w ostatniej

nowelizacji ustawy - Prawo energetyczne. Dotyczą one zaniechania obowiązku zatwierdzania

taryf na ciepło oraz możliwości łączenia praw majątkowych związanych z wytwarzaniem

w wysokosprawnej kogeneracji przy wykorzystaniu energii odnawialnej.

W ustawie z dnia 15 kwietnia 2011 r. o efektywności energetycznej (Dz. U. Nr 94,

poz. 551) wprowadzono zapisy promujące wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła

w wysokosprawnej kogeneracji mające na celu obligatoryjne przyłączanie do sieci

ciepłowniczej nowopowstałych budynków.

Bariery ekonomiczne

w.

rcl

.go

v.p

l

Na bariery ekonomiczne składają się w głównej mierze czynniki kształtujące kondycję

całej gospodarki krajowej, w szczególności wysokie koszty kredytów inwestycyjnych,

wahania cen na rynku paliw, brak stabilności kursów walut oraz wysokie koszty z tytułu

ochrony środowiska.

Według obowiązujących przepisów prawa system wsparcia oparty na świadectwach

pochodzenia, poprzez który inwestorzy często bilansują swoje koszty będzie obowiązywał do

31 marca 2013 r. Brak regulacji określających dalsze funkcjonowanie systemu wsparcia dla

wysokosprawnej kogeneracji, może stanowić dodatkową barierę przy podejmowaniu decyzji

dotyczących nowych inwestycji czy prowadzenia działań modernizujących istniejące bloki.

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.

Rozwoju kogeneracji nie ułatwiają także występujące problemy związane

z przyłączeniem instalacji kogeneracyjnej do sieci elektroenergetycznej. W wielu

przypadkach koszty przyłączenia, jakie ponieść musi inwestor, stanowią znaczący udział

kosztów całej inwestycji.

Bariery związane z emisjami

Emisyjne bariery rozwoju kogeneracji związane są przede wszystkim z wymaganiami

określonymi w dwóch dyrektywach

1)

2)

2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r.

ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie

oraz zmieniająca dyrektywę Rady 96/61/WE zrewidowana dyrektywą 2009/29/WE,

(Dz. Urz. UE L 275 z 25.10.2003, str. 32, z późn. zm.; Dz. Urz. UE Polskie wydanie

specjalne, rozdz. 15, t. 7, str. 631), zwana dalej „Dyrektywą ETS”;

2010/75/UE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie

emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola),

(Dz. Urz. UE L 334 z 17.12.2010, str. 17), zwana dalej „Dyrektywą IED”.

ww

Główną barierą związaną z emisjami jest przyznawany limit emisji dwutlenku węgla.

Według danych Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBiZE),

elektrociepłownie zawodowe w 2010 r. przekroczyły limit przyznanych uprawnień do emisji

o około 0,3 mln ton CO2 (tzn. 0,1% całej emisji Polski). Znamienne jest to, że na okres

rozliczeniowy 2008–2012 nie przewidziano przydziału dla instalacji dodatkowych. Jeżeli

zakłada się, że rozwój kogeneracji ma w znacznej mierze być wynikiem rozwoju systemów

ciepłowniczych zasilanych z dużych elektrociepłowni zawodowych, to należy przewidzieć

zwiększenie limitu emisji CO2 na poszczególne lata kolejnego okresu rozliczeniowego.

Oznaczałoby to ograniczenie limitu emisji dla innych sektorów, w tym elektrowni

systemowych.

Dyrektywa ETS wprowadza docelowy obowiązek zakupu uprawnień na otwartych

wspólnotowych aukcjach. Wprowadzenie w pełni odpłatnego nabywania uprawnień jest

korzystne dla elektrociepłowni w relacji 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, a tym

samym spowoduje, że wytwarzanie ciepła w systemach kogeneracyjnych stanie się

niekonkurencyjne w stosunku do lokalnego wytwarzania ciepła, co może doprowadzić do

znacznego zmniejszenia się rynku ciepła systemowego.

Bariery rozwoju systemów ciepłowniczych

w.

rcl

.go

v.p

l

Racjonalizacja zużycia ciepła oraz procesy termomodernizacyjne obiektów

budowlanych w najbliższych latach w znaczący sposób ograniczą zapotrzebowanie na ciepło.

Jest to zjawisko pod każdym względem pozytywne, aczkolwiek obniża to możliwości

produkcji energii w wysokosprawnej kogeneracji.

Kolejną barierą rozwoju systemów ciepłowniczych może być znaczący wzrost ceny

ciepła spowodowany koniecznością modernizacji układów oczyszczania gazów odlotowych,

aby spełnić rosnące wymagania dotyczące ochrony środowiska oraz koniecznością zakupu

uprawnień do emisji CO2 przez producentów ciepła sieciowego w źródłach o mocach

zainstalowanych przekraczających 20 MW. Wzrost ceny ciepła może powodować odłączanie

się jego odbiorców od sieci ciepłowniczych co wpłynie na dalsze obniżanie zapotrzebowania

na ciepło sieciowe (wyprodukowane w wysokosprawnej kogeneracji).

Inną barierą, o której już wspomniano, są wysokie koszty budowy sieci ciepłowniczych

oraz wysokie koszty jednostkowe instalacji małej mocy.

Bariery społeczne

Bariery społeczne możemy podzielić na dwie grupy. Pierwsza z nich wywodzi się

z niechęci właścicieli budynków do przyłączania się do sieci ciepłowniczej, a spowodowana

jest procedurami i kosztami przyłączenia budynku do centralnej sieci ciepłowniczej.

Drugą barierą społeczną jest niewielka liczba nowych inwestycji związanych

z rozwojem mikrokogeneracji. Sytuacja ta spowodowana jest głównie wysokim kosztem, jak

również brakiem informacji o sposobie eksploatacji i efektywności (energetycznej

i ekonomicznej) mikrokogeneracji, zachęcających do jej stosowania. Przykładowe wdrożenia

tych rozwiązań i upowszechnienie wyników eksploatacyjnych, jak również preferencyjne

warunki kredytowania inwestycji, mogłyby przyczynić się do zmiany tej sytuacji, choć nie

zniosłyby jej zupełnie.

Ograniczenia zasobów paliwowych

Na rynku biomasy (produkowanej na cele energetyczne), występuje silna konkurencja

spowodowana obowiązkiem procentowego udziału energii odnawialnej, w wolumenie energii

elektrycznej. Z mniejszymi odbiorcami biomasy energetycznej konkurują elektrownie i duże

elektrociepłownie zawodowe. Użytkują one biomasę głównie na drodze współspalania

z węglem. Wprawdzie dzięki temu kreują polski rynek biomasy, ale jednocześnie

przyczyniają się do zahamowania rozwoju źródeł energii odnawialnej małej skali.

ww

Zauważyć można również konkurencję w przeznaczeniu areału upraw, między

plantacjami biomasy celulozowej a biomasy na cele produkcji paliw płynnych. Tu z kolei

silniejszy wydaje się sektor paliw płynnych. Areał plantacji celulozowych roślin

energetycznych, w porównaniu na przykład z areałem upraw rzepaku jest znacznie mniejszy.

W przypadku paliw węglowych i gazowych poza ograniczeniami związanymi z emisją

zanieczyszczeń do powietrza oraz wzrostem cen tych paliw, nie występują inne bariery.

Procedury administracyjne

Zmiany wprowadzone w ustawie – Prawo energetyczne znoszą obowiązek

koncesjonowania wytwarzania energii w kogeneracji w źródłach małej i średniej mocy, za

wyjątkiem źródeł biogazowych. W ten sposób znika jedna z barier administracyjnych.

Decyzja wydaje się słuszna w sytuacji, kiedy właściciele obiektów budowlanych

w.

rcl

.go

v.p

l

o zapotrzebowaniu na moc cieplną 50 kW i więcej, zostaną zobligowani do zastosowania

własnego źródła kogeneracyjnego.

Aktualne uregulowania prawne przesuwają odpowiedzialność za bezpieczeństwo

energetyczne w zakresie zaopatrzenia w 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 nie przewiduje sankcji za ich brak. W efekcie większość gmin w Polsce nie

ma opracowanych „Założeń…”. Ponadto 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 urzędach gminnych brakuje wyspecjalizowanej kadry w zakresie

energetyki. Zmiana tej sytuacji jest zapowiadana w „Polityce energetycznej Polski do roku

2030”.

Środki mające na celu likwidację przeszkód

Aby zwiększyć wolumen sprzedaży, wytwórcy i dystrybutorzy ciepła prowadzą

intensywne działania marketingowe, w szczególności wśród potencjalnych nowych

odbiorców.

Mając na celu ułatwienie przedsiębiorcom rozpoczęcie działalności gospodarczej w ww.

zakresie, na stronie internetowej URE, zostały opublikowane informacje dotyczące procedury

ubiegania się o wydanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w kogeneracji, które

znajdują się w tzw. „Pakietach Informacyjnych”.

Na stronie internetowej URE publikowane są również liczne opinie i komunikaty

mające na celu przypomnienie przedsiębiorstwom energetycznym o ciążących na nich

obowiązkach oraz wyjaśniające wątpliwości co do sposobu ich realizacji. Zostały

zamieszczone także wzory wniosków o wydanie świadectw pochodzenia z kogeneracji,

a także wskazania jakie niezbędne załączniki należy dołączyć do wniosku, aby uzyskać

świadectwa pochodzenia z kogeneracji.

W pełni rozumiejąc sytuację podmiotów planujących inwestycję w instalacje

wysokosprawnej kogeneracji, Ministerstwo Gospodarki podjęło współpracę z Polskim

Towarzystwem Elektrociepłowni Zawodowych oraz Izbą Gospodarczą Ciepłownictwo

Polskie w celu wypracowania założeń do programu rozwoju kogeneracji w Polsce do roku

2030. W programie tym przewidziane jest m.in. ustalenie dalszego mechanizmu wsparcia dla

wysokosprawnej kogeneracji. Finalna wersja programu będzie poddana konsultacjom

społecznym i międzyresortowym.

ww

Obligatoryjne przyłączanie do sieci ciepłowniczej nowych budynków powstających na

terenie działania systemu dystrybucji ciepła sieciowego, które do ustawy

z dnia 7 lipca 1994 r. - Prawo budowlane (Dz. U. z 2010 r. Nr 243, poz. 1623, z późn. zm.)

wprowadza ustawa z dnia 15 kwietnia 2011 r. o efektywności energetycznej, stwarza

dodatkowe możliwości pozyskiwania nowych odbiorców. Powyższy obowiązek nie

występuje, gdy przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją

ciepła odmówiło wydania warunków przyłączenia do sieci albo dostarczanie ciepła do obiektu

z sieci ciepłowniczej zapewnia mniejszą efektywność energetyczną, aniżeli z innego

indywidualnego źródła ciepła, które może być wykorzystane do dostarczania ciepła do tego

obiektu.

Do prawidłowego funkcjonowania przepisów ww. ustawy konieczne zapewne okażą się

doprecyzowujące jej postanowienia rozporządzenia, które mają ukazać się w 2012 r.

5.

Poz. 108

Gwarancje pochodzenia i systemy wsparcia

w.

rcl

.go

v.p

l

Wsparcie nowych inwestycji

W Polsce nie występują obecnie sformalizowane mechanizmy wsparcia budowy

nowych mocy wytwórczych, które sprzyjałyby podejmowaniu decyzji inwestycyjnych.

Wyjątek stanowią preferencyjne zasady przyłączania odnawialnych źródeł energii o mocy

elektrycznej zainstalowanej poniżej 5 MW oraz jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej

zainstalowanej poniżej 1 MW − za przyłączenie pobiera się połowę opłaty ustalonej na

podstawie rzeczywistych nakładów − polegające na partycypacji w nakładach na przyłączenie

w 50 % przez operatora systemu dystrybucyjnego lub operatora systemu przesyłowego.

Pozostali wytwórcy ponoszą opłatę kalkulowaną na podstawie 100 % nakładów

inwestycyjnych ponoszonych na realizację przyłączeń.

Inwestorzy mogą starać się o wsparcie finansowe z Narodowego Funduszu Środowiska

i Gospodarki Wodnej, zwanego dalej „NFOŚiGW”, w ramach Programu dla przedsięwzięć

w zakresie odnawialnych źródeł energii i obiektów wysokosprawnej kogeneracji, którego

celem jest zwiększenie produkcji energii z odnawialnych źródeł energii i obiektów

wysokosprawnej kogeneracji. Budżet programu wynosi 1 400 mln zł. Program wdrażany jest

w latach 2009-2015. Formą dofinansowania przedsięwzięć jest pożyczka, w wysokości od

4 mln zł do 50 mln zł. Beneficjenci, wyłaniani na zasadzie konkursu, są zobowiązani wykazać

m.in. iż minimalny koszt całkowity przedsięwzięcia wynosi 10 mln zł.

W ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko działanie

9.2 Wysokosprawne wytwarzanie wspierane są inwestycje w zakresie przebudowy i budowy

jednostek wytwarzania energii elektrycznej oraz ciepła w skojarzeniu spełniające wymogi

wysokosprawnej kogeneracji. Nabór projektów w ramach działania odbywa się w trybie

konkursowym. I konkurs został ogłoszony 27 lutego 2009 r. a II - 25 sierpnia 2010 r.

Mechanizm wsparcia przedsiębiorców wytwarzających energię elektryczną

w wysokosprawnej kogeneracji

Mechanizm wsparcia przedsiębiorców wytwarzających energię elektryczną

w wysokosprawnej kogeneracji polega na obowiązkowym odbiorze, przesyle lub dystrybucji

tej energii przez operatora systemu dystrybucyjnego, z zachowaniem niezawodności

i bezpieczeństwa KSE oraz wydawaniu przez Prezesa URE świadectw pochodzenia

z kogeneracji, które mogą być przedmiotem obrotu na Towarowej Giełdzie Energii S.A.

ww

Powyższy mechanizm wsparcia został uzupełniony o preferencyjne warunki

przyłączania źródeł kogeneracji, które, jak wyżej wspomniano korzystają z obniżonej opłaty

za przyłączenie. Zgodnie z art. 7 ust. 8 ustawy – Prawo energetyczne za przyłączenie do sieci

elektroenergetycznej jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej

1 MW, pobiera się połowę opłaty ustalonej na podstawie rzeczywistych nakładów. Ponadto

w myśl art. 5 ustawy z 2007 r., do 31 grudnia 2011 r. opłatę za przyłączenie do sieci

elektroenergetycznej jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej nie wyższej

niż 5 MW, pobiera się w wysokości połowy obliczonej opłaty.

System świadectw pochodzenia

w.

rcl

.go

v.p

l

Fakt pochodzenia energii elektrycznej z kogeneracji jest potwierdzany przez Prezesa

URE poprzez przyznanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji. Świadectwa pochodzenia

wydawane są na podstawie wniosku wytwórcy (posiadacza koncesji), potwierdzonego przez

operatora systemu elektroenergetycznego w zakresie wielkości produkcji za dany okres.

W systemie polskim funkcjonują trzy rodzaje świadectw pochodzenia poświadczające

wytworzenie energii elektrycznej w kogeneracji

1)

świadectwa pochodzenia energii wytworzonej w jednostkach opalanych paliwami

gazowymi lub o mocy zainstalowanej poniżej 1 MW;

2)

świadectwa energii wytworzonej w pozostałych źródłach kogeneracyjnych;

3)

świadectwa pochodzenia dla jednostek kogeneracji opalanych metanem uwalnianym

i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub

zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gazem uzyskiwanym

z przetwarzania biomasy.

Wytwórcy, którzy uzyskali świadectwa pochodzenia z kogeneracji mogą odsprzedać je

za pośrednictwem Towarowej Giełdy Energii S.A. podmiotom zobowiązanym do ich zakupu,

zyskując w ten sposób dodatkowy przychód z działalności polegającej na wytwarzaniu

energii. System wsparcia kogeneracji jest „domknięty” przez zapisy ustawy – Prawo

energetyczne umożliwiające wymierzenie kary pieniężnej przedsiębiorstwom, które nie

wypełniły obowiązku umorzenia odpowiedniej ilości świadectw pochodzenia z kogeneracji

lub uiszczenia opłaty zastępczej.

Obowiązek uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia

z kogeneracji lub wniesienia opłaty zastępczej został nałożony na przedsiębiorstwa zajmujące

się wytwarzaniem lub obrotem energią elektryczną i sprzedające tę energię do odbiorców

końcowych.

W celu wypełnienia powyższego obowiązku przedsiębiorstwa zobowiązane mogą

1)

umorzyć odpowiednie świadectwa pochodzenia;

2)

uiścić opłatę zastępczą na konto NFOŚiGW, która przeznaczona powinna być na

wspieranie odnawialnych źródeł energii i źródeł kogeneracyjnych znajdujących się na

terytorium Polski.

Zgodnie z ustawą – Prawo energetyczne, do zadań Prezesa URE należy kontrola

przestrzegania przez przedsiębiorstwa energetyczne ww. obowiązków. Jest ona

przeprowadzana po zakończeniu każdego roku kalendarzowego (po dniu 31 marca).

Zgodnie z zapisami obowiązującego prawa opisany powyżej system wsparcia będzie

funkcjonował do dnia 31 marca 2012 r.

ww

Wspomnianą wcześniej ustawą z 2007 r., w 2010 r. zostały wprowadzone znaczące

zmiany w zakresie systemu wsparcia energii wytwarzanej w źródłach odnawialnych oraz

w wysokosprawnej kogeneracji. W myśl dodanego art. 9e ust. 1a ustawy – Prawo

energetyczne, przedsiębiorcy wytwarzający energię elektryczną i ciepło w OZE, spełniającym

jednocześnie warunki wysokosprawnej kogeneracji, od 11 marca 2010 r. mogą ubiegać się

o wydanie, dla tej samej ilości wytworzonej energii elektrycznej, świadectwa pochodzenia

OZE i jednocześnie świadectwa pochodzenia z kogeneracji. Zostały tym samym rozwiane

dotychczasowe wątpliwości interpretacyjne dotyczące możliwości otrzymania dwóch

w.

rcl

.go

v.p

l

rodzajów świadectw pochodzenia dla tej samej ilości wytworzonej energii elektrycznej w

źródle odnawialnym, spełniającym jednocześnie warunki wysokosprawnej kogeneracji.

Ustawą z 2007 r., od dnia 11 marca 2010 r. został rozszerzony system wsparcia dla

energii wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji poprzez wprowadzenie mechanizmu

wsparcia w postaci świadectw pochodzenia dla źródeł opalanych 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 z dnia 25 sierpnia 2006 r.

o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (Dz. U. Nr 169, poz. 1199, z późn. zm.).

Wprowadzono również możliwość wydawania różnych rodzajów świadectw pochodzenia

z kogeneracji dla jednej jednostki wytwórczej opalanej różnymi paliwami

(tzw. „współspalanie w kogeneracji” art. 9l ust. 1a i 1b ustawy – Prawo energetyczne).

W poniższej tabeli przedstawiono produkcję energii elektrycznej w wysokosprawnej

kogeneracji, potwierdzoną wydanymi świadectwami pochodzenia z kogeneracji, za lata 20072010.

Tabela 12. Produkcja energii elektrycznej w kogeneracji, w latach 2007-2010, wg stanu na 6 maja 2011 r.

[Dane URE]

II połowa

Rodzaj jednostki kogeneracji

Opalane paliwami gazowymi lub o

mocy zainstalowanej poniżej 1 MW,

O łącznej mocy elektrycznej

zainstalowanej powyżej1 MW,

nieopalone paliwami gazowymi

(w tym z przetwarzania biomasy

i metanem z kopalń)

Opalane metanem uwalnianym

i ujmowanym przy dołowych robotach

górniczych w czynnych,

likwidowanych lub zlikwidowanych

kopalniach węgla kamiennego lub

gazem uzyskiwanym z przetwarzania

biomasy,

Suma

2007 r.

2008 r.

2009 r.

2010 r.

Ilość energii

[MWh]

Ilość energii

[MWh]

Ilość energii

[MWh]

Ilość energii

[MWh]*

1 122 692,206

2 977 398,975

3 067 284,567

3 027 677,956

9 404 012,861

21 215 354,097 21 829 489,134 22 929 512,881

-

-

-

101 083,135

10 526 705,07

24 192 753,07

24 896 773,70

26 058 273,97

* Wydane za okres wytworzenia od dnia 11 marca 2010 r.

Ilość energii elektrycznej po uwzględnieniu umorzeń korekcyjnych;

ww

W 2010 r. Prezes URE wydał pierwsze cztery świadectwa pochodzenia z kogeneracji,

dla jednostek kogeneracji opalanych metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych

robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla

kamiennego, na łączną ilość 33 334,76 MWh.

Ilość umorzonych świadectw

Zgodnie z ustawą - Prawo energetyczne, przedsiębiorstwa energetyczne prowadzące

działalność gospodarczą polegającą na wytwarzaniu lub obrocie energią elektryczną

w.

rcl

.go

v.p

l

i sprzedające tę energię odbiorcom końcowym, w celu wywiązania się z ustawowego

obowiązku, występują do Prezesa URE z wnioskami o umorzenie świadectw pochodzenia

z kogeneracji.

Poniższa tabela przedstawia wolumen energii wynikający z umorzonych świadectw

pochodzenia z kogeneracji w latach 2008-2010 (w danym roku mogą być umarzane

świadectwa wydane w bieżącym roku oraz w latach poprzednich).

Tabela 13. Wolumen energii wynikający z umorzonych świadectw pochodzenia z kogeneracji [MWh],

[Dane URE]

Rok umorzenia

(obejmujący umorzenia świadectw wydanych w

danym roku oraz w roku poprzednim do danego)

2008 r.

2009 r.

2010 r.

Wolumen energii wynikający z umorzonych

świadectw pochodzenia z kogeneracji [MWh]

16 147 735,05

21 471 058,95

14 761 411,37

Wysokość opłat zastępczych

Prezes URE oblicza i publikuje jednostkowe opłaty zastępcze na podstawie średniej

ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. Przy ich ustalaniu Prezes

URE uwzględnia

1)

ilość energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji;

2)

różnicę pomiędzy kosztami wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej

kogeneracji i cenami sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym;

3)

poziom cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych;

4)

poziom zagospodarowania dostępnych ilości metanu uwalnianego i ujmowanego przy

dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych

kopalniach węgla kamiennego oraz gazu uzyskiwanego z przetwarzania biomasy.

Tabela 14. Wysokość opłat zastępczych obowiązujących w latach 2007-2011[Dane URE]

Ozg

2007

2008

2009

2010

2011

Wysokość opłaty zastępczej [zł/MWh]

117,00

117,00 128,80

128,80

127,15

% średniej ceny sprzedaży energii

elektrycznej na rynku

konkurencyjnym;

97,7 %

97,7 %

100 %

82,9 % 64,5 %

Wysokość opłaty zastępczej [zł/MWh]

17,96

17,96

19,32

23,32

29,58

% średniej ceny sprzedaży energii

elektrycznej na rynku

konkurencyjnym;

15 %

15 %

15 %

15 %

15 %

Wysokość opłaty zastępczej [zł/MWh]

-

-

-

59,16

59,16

% średniej ceny sprzedaży energii

elektrycznej na rynku

konkurencyjnym;

-

-

-

30 %

30 %

ww

Ozk

Rok

Ozm

w.

rcl

.go

v.p

l

Ozg - jednostkowa opłata zastępcza, nie niższa niż 15 % i nie wyższa niż 110 % średniej

ceny sprzedaży na rynku konkurencyjnym, energii elektrycznej wytworzonej

w jednostkach opalanych paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej

elektrycznej źródła poniżej 1 MW,

Ozk - jednostkowa opłata zastępcza, nie niższa niż 15 % i nie wyższa niż 40 % średniej ceny

sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym wytworzonej w jednostkach

o łącznej mocy elektrycznej zainstalowanej powyżej1 MW, nieopalone paliwami

gazowymi (w tym z przetwarzania biomasy i metanem z kopalń)

Ozm - jednostkowa opłata zastępcza, nie niższa niż 30 % i nie wyższa niż 120 % średniej

ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, wytworzonej

w jednostkach opalanych metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych

robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach

węgla kamiennego lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy.

Tabela 15. Średnie ceny sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji

w latach 2007-2010 [Dane URE]

średnia cena sprzedaży energii elektrycznej

wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji

w jednostkach kogeneracji

Rok

opalanych paliwami gazowymi lub o łącznej

mocy zainstalowanej elektrycznej źródła

poniżej 1 MW

o łącznej mocy elektrycznej zainstalowanej

powyżej1 MW, nieopalone paliwami

gazowymi (w tym z przetwarzania biomasy

i metanem z kopalń)

[zł/MWh]

opalanych metanem uwalnianym i

ujmowanym przy dołowych robotach

górniczych w czynnych, likwidowanych lub

zlikwidowanych kopalniach węgla

kamiennego lub gazem uzyskiwanym z

przetwarzania biomasy

ww

Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej

na rynku konkurencyjnym

[zł/MWh]

2007

2008

2009

2010

133,79

150,51

191,03

187,74

126,79

152,11

199,89

190,47

-

-

249,65

243,59

128,80

155,44

197,21

195,32

Informacje o wysokościach opłat zastępczych oraz średnich cen sprzedaży energii

elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji zamieszczane są na stronie

internetowej URE.

6.

Poz. 108

Konkluzje i Wnioski

w.

rcl

.go

v.p

l

Analizując przedstawione w Raporcie dane i wyniki dotyczące rozwoju kogeneracji

stwierdzono, iż w badanym okresie czasu w Polsce wystąpił postęp w zwiększaniu produkcji

energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji – z poziomu około 15,6 % w 2007 r. do

poziomu około 17 % w 2010 r.

Wzrost produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji potwierdza

również fakt, iż od 2007 r. systematycznie wzrasta ilość wydawanych przez Prezesa URE

świadectw pochodzenia z kogeneracji.

Jednakże, aby utrzymać oraz zwiększyć rosnący trend udziału wysokosprawnej

kogeneracji, należy rozważyć możliwość wprowadzenia dodatkowego finansowego

mechanizmu wsparcia, zachęcającego do modernizacji istniejących jednostek w kierunku

wysokosprawnej kogeneracji oraz dla inwestorów angażujących środki w nowe inwestycje.

Wdrożone w Polsce prawne systemy prokogeneracyjne zakładają podporządkowanie

tego aspektu energetyki mechanizmom administracyjnym. Zaletą tego procesu jest

uregulowanie większości aspektów kogeneracji. Jednak prawna normalizacja w zakresie

promocji kogeneracji sięga końca 2012 r. Zasadne jest, aby mechanizmy legislacyjnej

regulacji obowiązywały w dłuższym horyzoncie czasowym, tak, aby inwestorzy posiadali

stabilną sytuację administracyjno-prawną.

ww

Reasumując sytuację na rynku dostawców paliw, można stwierdzić, że w perspektywie

10 lat struktura zaopatrzenia w gaz może ulec istotnym zmianom (perspektywa wykorzystania

gazu łupkowego), przy czym zmiany te pozytywnie wpłyną na bezpieczeństwo dostaw gazu

i jego cenę. Również dostępność paliw węglowych nie będzie barierą rozwoju kogeneracji.

paliwo

energia

cieplna

energia

elektryczna

paliwo

energia

cieplna

energia

elektryczna

paliwo

energia

cieplna

energia

elektryczna

Dane ogólne

2002 r.

2004 r.

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

ogółem

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

ogółem

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

ogółem

21,2

19,7

[PJ]

381,1

332,4

48,7

1108,7

966,9

47,2

76,5

[TWh]

918,3

15,3

5,9

1055,1

26,8

20,4

26,3

[TWh]

46,0

1,9

[GW]

308,6

6,4

354,6

8,3

48,1

77,9

[TWh]

[PJ]

[GW]

15,4

6,1

214,3

27,2

20,1

26,2

[TWh]

413,7

[GW]

57,7

6,3

111,4

8,2

[PJ]

[GW]

38,3

85,4

Producenci,

dla których

jest to

podstawowa

działalność

[TWh]

53,7

1,9

85,0

Wytwarzanie

energii

cieplnej w

ramach

kogeneracji

11,2

7,6

Udział CHP

w produkcji

energii

elektrycznej

ogółem

24,8

15,4

23,0

[TWh]

2,1

Wytwarzanie

energii przez

producentów

na potrzeby

własne,

moc,

wsad paliwa

[GW]

4,1

6,3

[GW]

Wytwarzanie

energii przez

producentów, dla

których jest to

podstawowa

działalność,

moc,

wsad paliwa

141,8

29,4

11,5

136,8

29,9

11,8

199,4

47,2

13,6

Producenci

wytwarzający

na potrzeby

własne

dot. ciepła

51,3

49,0

51,3

Udział

CHP w

produkcji

energii

cieplnej

ogółem

w.

rcl

.go

v.p

l

Wytwarzanie

energii

elektrycznej

w

kogeneracji1,

moc,

wsad paliwa

dot. energii elektrycznej

Monitor Polski

2005 r.

Tabela 16. Dane ogólne dotyczące wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w wysokosprawnej kogeneracji [Dane ARE]

Arkusze danych

ww

7.

paliwo

energia

cieplna

energia

elektryczna

paliwo

energia

cieplna

energia

elektryczna

paliwo

energia

cieplna

energia

elektryczna

paliwo

energia

cieplna

energia

elektryczna

paliwo

energia

cieplna

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

ogółem

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

ogółem

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

ogółem

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

ogółem

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

ogółem

8,5

6,8

1,7

18,9

20,3

18,8

19,4

19,8

[PJ]

121,6

80,7

40,9

337,8

224,3

47,8

77,0

[TWh]

983,9

16,2

6,4

1096,1

24,8

21,4

27,7

[TWh]

40,7

1,5

[GW]

357,5

7,2

398,3

8,7

[PJ]

[GW]

45,6

71,8

[TWh]

996,6

16,7

5,5

1130,7

24,8

20,5

26,1

[TWh]

49,1

1,4

[GW]

364,8

7,2

413,9

8,6

[PJ]

[GW]

42,1

72,1

[TWh]

966,0

15,4

6,2

1092,9

25,3

20,2

26,4

[TWh]

48,2

1,7

[GW]

367,3

7,1

415,5

8,8

[PJ]

[GW]

44,6

72,5

[TWh]

986,4

16,2

5,9

1126,7

26,3

21,7

27,6

[TWh]

49,6

1,8

[GW]

348,4

7,2

397,9

9,0

[PJ]

[GW]

44,5

73,5

[TWh]

5,9

15,7

20,1

26,5

26,0

[GW]

[TWh]

10,8

113,5

29,2

8,7

112,1

26,2

8,1

134,1

30,0

10,0

126,8

27,9

10,1

140,3

29,0

50,0

32

49,5

50,4

49,3

50,8

w.

rcl

.go

v.p

l

[GW]

ww

2006 r.

2007 r.

2008 r.

2009 r.

Monitor Polski

2010 r.

energia

elektryczna

2006 r.

paliwo

energia cieplna

energia

elektryczna

paliwo

energia cieplna

energia

elektryczna

paliwo

energia cieplna

energia

elektryczna

paliwo

energia cieplna

energia

elektryczna

pozostałe

85,4

[TWh]

76,5

[TWh]

[PJ]

[TWh]

[GW]

[TWh]

[PJ]

[GW]

1524,7

73,5

26,0

26,5

1489,8

8,5

26,3

26,8

[TWh]

[GW]

1409,7

8,3

77,9

26,2

27,2

[PJ]

[GW]

[TWh]

[GW]

[TWh]

[PJ]

[GW]

525,1

8,2

23,0

24,8

[TWh]

[GW]

6,3

[GW]

31,9

1,6

162,1

27,5

9,5

7,9

2,1

0,5

207,5

2,2

34,7

11,5

9,7

225,5

2,7

38,2

12,1

10,5

166,2

2,9

30,4

8,3

7,8

1,9

35,6

0,6

1,8

0,5

2,3

28,6

0,6

1,7

0,5

2,2

14,2

0,6

0,7

0,7

0,7

0,3

1326,2

43,9

16,3

15,6

1241,6

5,6

39,4

14,6

13,9

1151,8

4,9

37,6

14,5

13,2

338,4

4,7

53,6

15,7

14,2

4,0

2,8

0,3

0,1

0,2

3,5

0,1

0,5

0,1

0,3

2,5

0,1

0,3

0,1

0,2

6,3

0,0

0,8

0,2

0,3

0,1

1,6

0,1

0,0

0,1

1,6

0,0

0,1

0,0

0,1

1,3

0,0

0,1

0,0

0,1

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

w.

rcl

.go

v.p

l

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

wsad

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

wsad

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

wsad

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

wsad

Turbina

turbina

turbina

turbina

CCGT z

parowa

gazowa z

silnik

OGÓŁEM

parowa

odzyskiem

upustowoodzyskiem spalinowy

przeciwprężna

ciepła

kondensacyjna

ciepła

33

Monitor Polski

2005 r.

2004 r.

2002 r.

Technologie

ww

Tabela 17. Technologie wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w wysokosprawnej kogeneracji [Dane ARE]

2010 r.

paliwo

energia cieplna

energia

elektryczna

paliwo

energia cieplna

energia

elektryczna

paliwo

energia cieplna

energia

elektryczna

paliwo

energia cieplna

9,0

0,6

2,7

5,7

0,0

0,0

0,0

26,1

24,8

71,8

[TWh]

[TWh]

77,0

[TWh]

[PJ]

459,4

27,7

24,8

[TWh]

[GW]

1494,3

8,7

[PJ]

[GW]

[GW]

1527,6

8,6

166,8

42,9

22,3

[PJ]

[GW]

[TWh]

[GW]

[TWh]

[PJ]

[GW]

1472,3

8,8

161,8

[TWh]

[GW]

40,4

24,9

[TWh]

22,7

2,5

0,7

2,6

35,1

0,6

2,6

0,7

2,7

34,0

0,6

2,5

0,6

2,7

33,9

0,6

2,4

0,6

2,5

146,5

26,3

8,4

7,3

136,4

2,1

24,4

8,2

6,7

118,7

2,0

21,6

7,4

6,4

106,9

1,9

20,5

8,5

6,3

285,0

47,5

15,6

17,4

1317,9

5,9

44,3

15,8

16,3

1370,3

5,9

142,1

14,1

33,5

1327,7

6,2

138,5

15,6

31,4

2,8

0,4

0,1

0,2

2,4

0,0

0,3

0,1

0,2

2,6

0,0

0,4

0,1

0,2

1,7

0,0

0,2

0,1

0,1

1,8

0,2

0,0

0,2

2,2

0,0

0,2

0,0

0,1

2,0

0,0

0,2

0,1

0,1

2,0

0,0

0,2

0,1

0,1

0,6

0,1

0,0

0,0

0,3

0,0

0,1

0,0

0,0

0,2

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

w.

rcl

.go

v.p

l

[GW]

34

Monitor Polski

2009 r.

2008 r.

2007 r.

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

wsad

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

wsad

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

wsad

moc

energia

wytworzona

moc

energia

wytworzona

wsad

ww

energia

elektryczna