Program Rozwoju w Polsce Kogeneracji

Program rozwoju kogeneracji w Polsce

Warszawa, kwiecień 2010

Program rozwoju kogeneracji w Polsce Streszczenie Kogeneracja jest technologią jednoczesnego (skojarzonego) wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Pozwala ona wykorzystać ciepło, które w układach kondensacyjnych, stosowanych w rozdzielnym

wytwarzaniu

energii

elektrycznej,

jest

rozpraszane

do

otoczenia.

Wykorzystanie technologii kogeneracyjnej pozwala zatem w istotny sposób zmniejszyć zużycie paliw pierwotnych oraz ograniczyć emisję do otoczenia produktów spalania, w tym dwutlenku węgla. Zalety kogeneracji spowodowały, że uznana ona została za technologię preferowaną do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, stąd kraje UE przyjęły Dyrektywę 2004/8/WE z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na wewnętrznym rynku energii. Dyrektywa wprowadza pojęcie wysokosprawnej kogeneracji, tj. skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, które pozwala zaoszczędzić minimum 10% paliwa. Dyrektywa zobowiązuje kraje członkowskie do wspierania

wysokosprawnej

kogeneracji,

tak

aby

stworzyć

inicjatywy

niezbędne

do zaspokojenia potrzeby stabilnych realiów gospodarczych i administracyjnych dla inwestowania w nowe instalacje kogeneracyjne. Zalety kogeneracji dostrzeżono także w dokumencie „Polityka energetyczna Polski do roku 2030”. Uznano w nim kogenerację za technologię, która pozwala poprawić efektywność energetyczną gospodarki, zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne kraju, pozytywnie wpływać na rozwój rynku energii oraz zmniejszyć emisję zanieczyszczeń. Stąd jako jeden z celów ilościowych polityki energetycznej kraju uznano „dwukrotny wzrost do roku 2020 produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w technologii wysokosprawnej kogeneracji, w porównaniu do produkcji w 2006 r.” Podstawowym zadaniem programu rozwoju w Polsce wysokosprawnej kogeneracji jest realizacja zobowiązań kraju zdefiniowanych w Dyrektywie, a przede wszystkim celu ilościowego określonego w „Polityce energetycznej Polski do roku 2030” – podwojenie do 2020 roku produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji. Po

implementacji

dyrektywy

kogeneracyjnej

UE

do

polskiego

„Prawa

energetycznego” wprowadzono mechanizm wsparcia wysokosprawnej kogeneracji, którego celem miał być rozwój skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Zachętą dla potencjalnego inwestora jest postanowienie zawarte w art. 9a. ust. 8 Prawa energetycznego 2

wprowadzające obowiązek przedstawienia do umorzenia świadectwa pochodzenia energii pochodzącej z kogeneracji, ewentualnie uiszczenia opłaty zastępczej oraz kary za niedotrzymanie tego obowiązku. Niestety po prawie dwuipółletnim funkcjonowaniu systemu wsparcia kogeneracji w Polsce można stwierdzić, że nie następuje widoczny wzrost wytwarzania w kogeneracji oraz nie są budowane nowe instalacje. Oznacza to, że dotychczasowy system wsparcia nie jest wystarczający. W ramach prac nad programem zweryfikowano potencjał rozwoju kogeneracji i stwierdzono, że istniejący potencjał ekonomiczny jej rozwoju w znacznej mierze nie jest jeszcze wykorzystany i pozwala zrealizować cel ilościowy określony w „Polityce energetycznej”. „Program rozwoju w Polsce kogeneracji” identyfikuje występujące obecnie bariery rozwoju technologii skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Mają one charakter zarówno administracyjno – prawny jak i ekonomiczny. Stąd proponowane nowe mechanizmy wsparcia obejmują oba te obszary. Mechanizmy te można podzielić na trzy podstawowe grupy:  wsparcie działalności operacyjnej instalacji istniejących,  wsparcie działań inwestycyjnych związanych z budową nowych źródeł skojarzonych,  wsparcie rozwoju rynku ciepła sieciowego stanowiącego podstawę rozwoju kogeneracji. Uznano że dwa pierwsze działania powinny zostać objęte głównie mechanizmami ekonomicznymi. Ostatnie zadanie powinno być bardzo silnie wspierane poprzez mechanizmy administracyjno-prawne. Obserwacja dotychczasowego rozwoju kogeneracji oraz przeprowadzone analizy wykazują, że celowe jest zróżnicowanie wsparcia dla instalacji istniejących nieobciążonych kosztami inwestycyjnymi oraz nowych, w których obciążenie takie ma poważny udział w kosztach działalności przedsiębiorstwa. Stąd proponuje się, aby utrzymać istniejący system świadectw pochodzenia z opłatą zastępczą w wysokości, która powoduje, że sprzedaż świadectwa zapewnia opłacalność wytwarzania w instalacjach istniejących (certyfikaty operacyjne). Przychody uzyskiwane ze sprzedaży świadectw pochodzenia powinny także, wytwórcom podlegającym ograniczeniom emisyjnym(CO2, SO2, NOx, pył) wynikającym z dyrektyw UE, zrekompensować zwiększone, w stosunku do pozostałych producentów, koszty wytwarzania. 3

W przypadku instalacji nowych proponuje się wprowadzenie mechanizmu stosowanego w większości krajów UE, tj. wsparcia w postaci dofinansowania inwestycji (granty inwestycyjne).

Instalacje

nowe

dodatkowo

powinny

uczestniczyć

we

wspólnym

z instalacjami istniejącymi systemie certyfikatów operacyjnych. Wprowadzenie odpłatnych uprawnień do emisji w istotny sposób zwiększy koszty wytwarzania oraz przepływy finansowe, a tym samym wzrośnie wrażliwość zysku finansowego przedsiębiorstwa na relacje między ceną uprawnień, paliwa oraz energii elektrycznej i ciepła. Spodziewać się można niestabilnych zachowań cen świadectw pochodzenia. Stąd proponuje się, aby uzależnić wielkość opłaty zastępczej od bieżącej uśrednionej sytuacji rynkowej przedsiębiorstwa wytwarzającego ciepło i energię elektryczną spełniającego warunki wysokosprawnej kogeneracji. Do rozdzielania wsparcia inwestycyjnego proponuje się zorganizowanie systemu konkursów

prowadzonych

przez

NFOŚiGW.

Prezes

NFOŚiGW

byłby ustawowo

zobowiązany do organizacji okresowych konkursów na inwestycje w kogenerację. W budżecie NFOŚiGW zostałby utworzony specjalny fundusz ze środków uzyskanych z aukcji uprawnień do emisji CO2. Wśród mechanizmów administracyjno- prawnych proponuje się między innymi:  na obszarach znajdujących się w zasięgu sieci ciepłowniczej preferowane powinno być wykorzystywanie do ogrzewania budynku ciepła z systemu zasilanego z kogeneracji, o ile inwestor nie wykaże, że inny sposób ogrzewania jest ekonomicznie uzasadniony;  na obszarze będącym w zasięgu sieci nie powinny być dofinansowywane technologie konkurencyjne w stosunku do kogeneracji;  rozważenie wprowadzenia obowiązku zakupu ciepła z kogeneracji,  uproszczenie

procedury

uzyskiwania

zgody

na

przełączenie

do

sieci

elektroenergetycznej i gazowej. Za ważne z punktu widzenia rozwoju kogeneracji uznano działania zapowiedziane już w załączniku do dokumentu „Polityka energetyczna…” związane z: 

zmianą organizacji rynku energii elektrycznej,



likwidacją barier inwestycyjnych, w szczególności w zakresie inwestycji liniowych.

W opracowanym „Programie rozwoju w Polsce kogeneracji” zwrócono uwagę na potrzebę społecznej promocji kogeneracji, przedstawiono sposoby monitorowania realizacji programu oraz określono jego plan finansowy. 4

Program rozwoju kogeneracji w Polsce Spis treści Słownik wybranych pojęć

7

1. Idea kogeneracji

8

2. Stan kogeneracji w Polsce

10

3. Podstawy prawne tworzenia programu wsparcia kogeneracji

13

4. Potencjał kogeneracji w Polsce

16

5. Bariery rozwoju kogeneracji

22

5.1. Bariery ekonomiczne

23

5.2. Bariery emisyjne

24

5.3. Bariery administracyjne i społeczne

26

5.4. Bariery rozwoju systemów ciepłowniczych

27

6. Cel ilościowy programu rozwoju kogeneracji

28

7. Paliwa dla kogeneracji

30

7.1. Węgiel i gaz ziemny

30

7.2. Biopaliwa

31

7.3. Odpady komunalne

33

8. System wsparcia kogeneracji

34

8.1. Mechanizmy administracyjno-prawne

35

8.2. Mechanizmy finansowe

39

8.2.1. System wsparcia dla istniejących instalacji poprzez system praw majątkowych w postaci świadectw pochodzenia

41

8.2.2. System grantów dla nowych inwestycji

44

9. Społeczna promocja kogeneracji

46

10. Sposób monitorowania i oceny stopnia osiągania celów programu

47

Bibliografia

56

5

Załączniki: 1.

Program działań wykonawczych

2.

Ocena oddziaływania Programu na środowisko

6

Słownik wybranych pojęć Całkowity potencjał kogeneracji – potencjał wysokosprawnej kogeneracji odpowiadający wielkości całkowitej produkcji ciepła użytkowego. Ciepło sieciowe – ciepło wytworzone w źródle ciepła, a następnie przesłane siecią do przyłączonych do niej odbiorców (nazywane jest też ciepłem systemowym). Ciepło użytkowe – ciepło wykorzystywane do ogrzewania pomieszczeń, przygotowania ciepłej wody, wykorzystywane jako para wodna lub gorąca woda w procesach technologicznych innych niż wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej oraz użyte do wytwarzania chłodu. C.w.u. – ciepła woda użytkowa, ciepła woda wykorzystywana głównie do celów sanitarnych. Ekonomiczny potencjał kogeneracji – część technicznego potencjału kogeneracji, którego wytwarzanie przy aktualnych uwarunkowaniach rynkowych jest opłacalne ekonomicznie. Energia finalna – ilość energii użytecznej uzyskana z paliwa po uwzględnieniu strat wynikających z konwersji, transportu etc. dostarczona do użytkownika końcowego. Energia pierwotna – energia chemiczna zawarta w paliwie w miejscu i stanie, w jakim paliwo pierwotnie się znajdowało. Generacja rozproszona – wytwarzanie energii elektrycznej i (lub) ciepła głównie w małych obiektach wytwórczych; wytworzona energia elektryczna i ciepło wykorzystywane są lokalnie w budynkach (zespołach budynków) itp. IRR (ang. Internal Rate of Return) – wewnętrzna stopa zwrotu; stopa dyskonta, dla której zaktualizowana wartość inwestycji netto (NPV) równa jest zero; wskaźnik wykorzystywany jest do oceny ekonomicznej efektywności inwestycji. Kogeneracja – równoczesne wytwarzanie energii cieplnej i energii elektrycznej i/lub mechanicznej w trakcie tego samego procesu. Koszty zewnętrzne – koszty, które na danym etapie rozwoju gospodarczego nie są przenoszone w ceny produktów. Jednostka mikrokogeneracji – oznacza jednostkę kogeneracji o maksymalnej zdolności poniżej 50 kW. Kogeneracja na małą skalę – oznacza jednostki kogeneracji z zainstalowaną zdolnością poniżej 1 MW. Techniczny potencjał wysokosprawnej kogeneracji – ilość energii elektrycznej i ciepła wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, która uwzględniając warunki techniczne może 7

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

1. Idea kogeneracji W Polsce około 95% energii elektrycznej wytwarzane jest w elektrowniach cieplnych. Współczesne elektrownie cieplne osiągają sprawności przekraczające 45% w przypadku bloków parowych na węgiel, do prawie 60% w przypadku bloków gazowo-parowych zasilanych gazem ziemnym. Taki poziom sprawności wynika w znacznej mierze z praw fizyki. W elektrowni cieplnej konieczne jest istnienie tak zwanego dolnego źródła ciepła, którego rolę pełni woda chłodząca. W Polsce dominują bloki parowe i w ich przypadku do układu chłodzenia odprowadzane jest 45–50% ciepła uzyskanego ze spalania w kotle paliwa (rys. 1.1). Sprawność elektrowni cieplnej rośnie wraz z obniżaniem temperatury wody chłodzącej, stąd woda ta ma zwykle temperaturę około 20–30oC i jest bezużyteczna. Jednocześnie w ciepłownictwie jako nośnik ciepła używana jest woda (woda sieciowa) o temperaturze 60–110oC, wytwarzana często w kotle wodnym. Ideą kogeneracji jest jednoczesne (skojarzone) wytwarzanie energii elektrycznej i ciepłej wody (lub pary wodnej) dla celów użytkowych. Wymaga to podniesienia temperatury wody na wylocie z turbozespołu, ale efekt kogeneracji jest bardzo korzystny i w stosunku do rozdzielnego wytwarzania uzyskuje się znaczącą oszczędność paliwa. Porównanie efektów wytwarzania 8

rozdzielnego i skojarzonego przedstawiono na rysunku 1.2. Przy średnich parametrach wytwarzania kogeneracja pozwala zaoszczędzić około 20% paliwa.

Spaliny kotła 10%

Para wodna 90%

Energia elektryczna

Turbozespół

Paliwo 100%

40–45%

Kocioł 45– 50%

Woda chłodząca

Rys. 1.1. Schemat wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni cieplnej w bloku parowym

paliwo

100

Rys. 1.2. Mechanizm uzyskiwania w kogeneracji oszczędności paliwa

Niestety, szczególnie w przypadku ciepła wytwarzanego na potrzeby ogrzewania pomieszczeń zapotrzebowanie ogranicza się do około 7 miesięcy w roku. Czas pełnego wykorzystania instalacji kogeneracyjnych jest na tyle krótki, że bez dodatkowego wsparcia energia elektryczna wytwarzana w skojarzeniu nie jest konkurencyjna na rynku, przy aktualnej organizacji tego rynku w Polsce.

9

2. Stan kogeneracji w Polsce Według danych ARE [1] w 2008 roku w wysokosprawnej kogeneracji, a więc wypełniającej zapisy Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 roku (Dz.U. nr 185, poz. 1314) oraz Ustawy „Prawo energetyczne”, wyprodukowano 25,012 TWh energii elektrycznej. Według danych URE [2] świadectwa pochodzenia dla produkcji z wysokosprawnej kogeneracji wydano dla 23,82 TWh. Należy zwrócić uwagę, że w 2008 roku wytwórca mógł otrzymać tylko jedno świadectwo. Spowodowało to, że energia wytworzona w kogeneracji z paliw odnawialnych była identyfikowana jako odnawialna (świadectwo „zielone”), a nie była rozpoznana jako wytworzona w kogeneracji. Przypadek taki dotyczy spalania lub współspalania biomasy. Według danych ARE w 2008 roku z biomasy zostało wytworzone około 3,5 TWh energii elektrycznej. Ocenić można, że z wielkości tej około 1,2 TWh to produkcja, która mogłaby być zakwalifikowana jako skojarzona. Produkcję w skojarzeniu w 2008 roku ocenić więc można na poziomie 25 TWh, co jest zgodne z danymi URE. Zmiany produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu i jej udziału w całkowitej produkcji w latach 1980–2008 przedstawiono na rysunku 2.1 oraz 2.2. Należy zwrócić uwagę, że w ostatnim okresie dwukrotnie następowała zmiana definicji energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji odpowiednio w latach 2005 oraz 2007, a w połowie 2007 roku nastąpiła zmiana mechanizmu wsparcia kogeneracji i wprowadzono system zbywalnych świadectw pochodzenia (certyfikatów). 28 26 24

[TWh]

22 20 18 16 14 12

Rys. 2.1. Wielkości produkcji energii elektrycznej w kogeneracji w latach 1980–2008

10

20% 19%

18% 17% 16% 15% 14% 13% 12% 11% 10%

Rys. 2.2. Udział produkcji energii elektrycznej w kogeneracji w latach 1980–2008

Zgodnie z danymi ARE [1, 3] w wysokosprawnej kogeneracji w 2009 roku wyprodukowano 224,80 PJ ciepła. Zmiany wielkości ciepła wytworzonego w elektrowniach i elektrociepłowniach w kogeneracji na tle całkowicie wyprodukowanego w tych zakładach przedstawiono na rysunku 2.3. PJ 550 525 500

475 450 425 400

375 350 325

300 275 250

225

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

200

lata Produkcja ciepła

w tym w skojarzeniu

Rys. 2.3. Wielkość produkcji ciepła w elektrowniach i elektrociepłowniach, w tym w skojarzeniu

Luka w produkcji ciepła w skojarzeniu w latach 1994–2002 spowodowana jest brakiem krajowych danych statystycznych dotyczących produkcji ciepła w skojarzeniu w źródłach 11

przemysłowych. Można przypuszczać, że w tym okresie produkcja ciepła w skojarzeniu była zbliżona do 300 PJ. Udział produkcji w skojarzeniu w produkcji całkowitej przedstawiono na rysunku 2.4.

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

Rys. 2.4. Udział produkcji ciepła w skojarzeniu w elektrowniach i elektrociepłowniach w całkowitej produkcji ciepła w tych zakładach

Z punktu widzenia oceny kogeneracji istotna jest wielkość wskaźnika skojarzenia, tj. stosunku wytworzonej energii elektrycznej do ciepła. Zmiany tej wielkości w ostatnich latach zilustrowano na rysunku 2.5.

Rys. 2.5. Średni wskaźnik skojarzenia wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w elektrociepłowniach

Analiza przedstawionych danych historycznych nie pozwala wyciągnąć jednoznacznych wniosków w zakresie oceny rozwoju w Polsce kogeneracji. Widoczny jest ciągły, choć niewielki wzrost zarówno bezwzględnej wielkości energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji, jak i jej udziału w całkowitej produkcji. Te wzrostowe tendencje zakłócają 12

oczywiście zmiany definicji kogeneracji, jakie nastąpiły w latach 2005 oraz 2007. Ostatnia z nich, zgodna Dyrektywą 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 roku w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii [4] nastąpiła w połowie 2007 roku. Dopiero zatem produkcja w 2008 roku wypełnia w całości wymagania stawiane przez tę dyrektywę. Przyrost produkcji nie może być zatem podstawą do oceny aktualnego systemu wsparcia w postaci zbywalnych świadectw pochodzenia. Zwrócić należy także uwagę, że od roku 1990 następuje praktycznie ciągły spadek całkowitej produkcji ciepła w elektrowniach i elektrociepłowniach, przy wyraźnie niższym spadku produkcji ciepła w skojarzeniu. Wprowadzenie systemu wsparcia kogeneracji, zgodne z definicją dyrektywy kogeneracyjnej, spowodowało także wzrost wartości wskaźnika skojarzenia. Wynosi on obecnie około 0,4, co stwarza jeszcze pewien potencjał wzrostu produkcji w skojarzeniu energii elektrycznej przy niezmiennej produkcji ciepła.

3. Podstawy prawne tworzenia programu wsparcia kogeneracji Podstawowym aktem prawnym, który jest podstawą stosowanych w Unii Europejskiej systemów wsparcia skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, jest Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii [4]. Dyrektywa wprowadza pojęcie wysokosprawnej kogeneracji, tj. jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, którego efektem jest przynajmniej 10-procentowa oszczędność paliwa pierwotnego w stosunku do wytwarzania rozdzielonego1. W Dyrektywie stwierdza się, że potencjał skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej jako środek służący do oszczędzania energii jest obecnie niewystarczająco wykorzystywany we Wspólnocie. Promowanie wysokosprawnej skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe stanowi priorytet dla Wspólnoty i niesie ze sobą potencjalne korzyści wynikające ze skojarzenia, związane z oszczędzaniem energii pierwotnej, unikaniem strat w sieci i zmniejszeniem emisji, w szczególności gazów cieplarnianych. Efektywne wykorzystanie energii poprzez stosowanie skojarzenia może również przyczynić się do poprawy bezpieczeństwa dostaw energii i konkurencyjności UE. Jest to

1

Warunek ten nie dotyczy tzw. kogeneracji na małą skalę i mikrokogeneracji, tj. jednostek o mocy < 1 MW.

13

tym bardziej istotne, że obecne uzależnienie krajów Unii Europejskiej od importu paliw w wysokości 50% może wzrosnąć w roku 2030 do 70%, jeżeli zostaną zachowane obecne tendencje. Należy zatem podjąć odpowiednie kroki, żeby zapewnić lepsze wykorzystanie tych możliwości w ramach wewnętrznego rynku energetycznego. W preambule do dyrektywy podkreśla się, że poprawa wytwarzania kogeneracji stanowi środek prowadzący do osiągnięcia zgodności z protokołem z Kioto, przede wszystkim w zakresie CO2. Do celów Dyrektywy zaliczono m.in. ustanowienie ujednoliconej metody obliczania energii elektrycznej otrzymanej ze skojarzenia oraz wyznaczenie niezbędnych wskazówek do wdrożenia tej metody przy zastosowaniu metodologii opracowanych przez europejskie organizacje standaryzacyjne. Energii elektrycznej produkowanej w jednostkach posiadających status wysokosprawnej kogeneracji zapewnia się tzw. gwarancje pochodzenia. Programy wsparcia promujące kogenerację powinny być skupione na popieraniu kogeneracji wynikającej z gospodarczo uzasadnionego zapotrzebowania na ciepło i chłód. Wsparcie państwowe powinno być zgodne z warunkami wytycznych wsparcia państwowego dla ochrony środowiska. Państwa członkowskie powinny stworzyć inicjatywy niezbędne do zaspokojenia potrzeby stabilnych realiów gospodarczych i administracyjnych dla inwestowania w nowe jednostki kogeneracyjne. Mają temu służyć programy wsparcia o czasie realizacji co najmniej czterech lat. Komisja zamierza monitorować i zbierać doświadczenia uzyskane podczas stosowania przez kraje członkowskie programów wsparcia. W Dyrektywie literalnie wymieniono technologie, których dotyczy ten dokument. Są to: a) turbina gazowo-parowa z odzyskiwaczami ciepła, b) turbina parowa przeciwprężna, c) turbina parowa upustowo-kondensacyjna, d) turbina gazowa z odzyskiwaczami ciepła, e) silnik spalinowy, f) mikroturbina, g) silnik Sterlinga, h) ogniwo paliwowe, i) silnik parowy, j) organiczny obieg Rankine’a,

14

k) pozostałe rodzaje technologii lub ich kombinacje spełniające definicję przedstawioną w art. 3 lit. a) dyrektywy, W Dyrektywie wyróżniono trzy typy jednostek kogeneracyjnych:  „jednostka kogeneracji” oznacza jednostkę, która może działać w trybie kogeneracji;  „jednostka mikrokogeneracji” oznacza jednostkę kogeneracji o maksymalnej zdolności poniżej 50 kWe;  „kogeneracja na małą skalę” oznacza jednostki kogeneracji z zainstalowaną zdolnością poniżej 1MWe. Dyrektywa nałożyła na państwa członkowskie obowiązek przeprowadzenia analizy krajowego potencjału dla stosowania kogeneracji o wysokiej wydajności, włączając w to mikrokogenerację o wysokiej wydajności. Państwa członkowskie powinny także, po raz pierwszy najpóźniej do 21 lutego 2007 roku, a następnie co cztery lata, na wniosek Komisji złożony co najmniej sześć miesięcy przed wyznaczonym terminem, ocenić postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału kogeneracji o wysokiej wydajności w całkowitej produkcji energii. W dniu 10 listopada 2009 roku Rada Ministrów podjęła uchwałę w sprawie przyjęcia „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” [5]. Zgodnie z tym dokumentem za podstawowe zostało uznanych 6 kierunków polityki energetycznej:  Poprawa efektywności energetycznej,  Wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii,  Dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki jądrowej,  Rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw,  Rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii,  Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko. Po raz pierwszy w historii formułowania polityki państwa w obszarze energetyki przyjęty dokument nie tylko zauważa technologię skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, ale uznaje ją za jedną z najistotniejszych technologii dla realizacji aż 4 spośród wymienionych powyżej 6 kierunków – zostały one wyróżnione podkreśloną czcionką. W celu poprawy efektywności energetycznej zapowiedziana została realizacja celu szczegółowego związanego z kogeneracją, tj.: „Dwukrotny wzrost do roku 2020 produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w technologii wysokosprawnej kogeneracji, w porównaniu do produkcji w 2006 r.”. Zapowiadanym środkiem do realizacji tego celu jest działanie: „1.3. 15

Stymulowanie rozwoju kogeneracji poprzez mechanizmy wsparcia, w tym w postaci świadectw pochodzenia, w szczególności dla kogeneracji ze źródeł poniżej 1 MW, oraz odpowiednią politykę gmin”. W polskim prawie i rozporządzeniach regulacyjnych obowiązujących do czerwca 2007 roku występował brak zachęt do inwestowania i projektowania jednostek kogeneracji o wielkości odpowiadającej zapotrzebowaniu na moc cieplną. Obecnie po implementacji dyrektywy kogeneracyjnej UE do polskiego Prawa energetycznego [6] wprowadzono mechanizm wsparcia wysokosprawnej kogeneracji, którego celem miał być rozwój skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Zachętą dla potencjalnego inwestora jest postanowienie zawarte w art. 9a. ust. 8 Prawa energetycznego (PE) wprowadzające obowiązek przedstawienia do umorzenia świadectwa pochodzenia energii pochodzącej z kogeneracji, ewentualnie uiszczenia opłaty zastępczej oraz kary za niedotrzymanie tego obowiązku. Niestety po prawie dwuipółrocznym funkcjonowaniu systemu wsparcia kogeneracji w Polsce można stwierdzić, że nie następuje widoczny wzrost wytwarzania w kogeneracji oraz nie są budowane nowe instalacje. Oznacza to, że dotychczasowy system wsparcia nie jest wystarczający. Podstawowym celem programu rozwoju w Polsce wysokosprawnej kogeneracji jest realizacja celów ogólnych zdefiniowanych w Dyrektywie, a przede wszystkim celu ilościowego określonego w „Polityce energetycznej Polski do roku 2030” – podwojenie do 2020 roku produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji.

4. Potencjał kogeneracji w Polsce Zgodnie z definicjami zawartymi w dyrektywie kogeneracyjnej [4], potencjał, jaki niesie ze sobą kogeneracja, związany jest z możliwościami wytwarzania energii elektrycznej w oparciu o wytwarzanie ciepła użytkowego. Przy określonym strumieniu tego ciepła ilość wyprodukowanej w kogeneracji energii elektrycznej będzie zależała od zastosowanej technologii, a zainstalowana moc elektryczna instalacji kogeneracyjnej dodatkowo od czasu pracy instalacji. Prognoza całkowitego i technicznego potencjału kogeneracji do roku 2030 bazuje na „Raporcie oceniającym postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej” opublikowanym w Obwieszczeniu Ministra Gospodarki z dnia 12 grudnia 2007

16

roku [7]2. Raport ten zawierał informacje na temat potencjału kogeneracji, jednak bazował na prognozie wzrostu zapotrzebowania na ciepło, które wobec nowej polityki energetycznej Unii Europejskiej oraz „Polityki energetycznej Polski do roku 2030” należy uznać za zawyżoną. Skorygowaną prognozę zapotrzebowania na ciepło użytkowe do roku 2030 zamieszczono w tabeli 4.1. Tabela 4.1. Prognoza zapotrzebowania na ciepło użytkowe do roku 2030 Rok Produkcja lokalna [PJ] Ciepło sieciowe [PJ] Razem [PJ]

2005 490 298 788

2010 492 295 787

2015 492 298 790

2020 512 301 813

2025 543 301 844

2030 549 285 834

W przypadku prognozy produkcji ciepła sieciowego wystąpi różnica pomiędzy produkcją a zapotrzebowaniem na ciepło. Wynika to z uwzględnienia strat przesyłowych oraz potrzeb własnych. W tabeli 4.2 uwzględniono te czynniki. Tabela 4.2. Prognoza produkcji ciepła użytkowego do roku 2030 Rok Produkcja lokalna [PJ] Ciepło sieciowe [PJ] Razem [PJ]

2005 490 341 831

2010 492 340 832

2015 492 344 836

2020 512 347 859

2025 543 347 890

2030 549 329 878

Całkowity potencjał kogeneracji jest zwymiarowany wielkością produkcji ciepła użytkowego. Część tego ciepła już obecnie wytwarzana jest w wysokosprawnej kogeneracji, stąd z punktu widzenia wzrostu wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu istotny jest potencjał dodatkowy, jeszcze nie wykorzystany. Pewien problem sprawia tu wzmiankowana już wcześniej, a dokonana w połowie 2007 roku zmiana definicji kogeneracji. Od roku 2007 wyróżniane i ewidencjonowane jest ciepło z wysokosprawnej kogeneracji zdefiniowanej zgodnie z dyrektywą kogeneracyjną. Z porównania danych za rok 2005 oraz 2007 i 2008 wynika, że w wysokosprawnej kogeneracji wytwarzane jest o około 50 PJ ciepła mniej niż wytwarzane w skojarzeniu według wcześniej stosowanej definicji. Prognozę zmian całkowitego potencjału kogeneracji przedstawiono w tabeli 4.3.

2

Obwieszczenie Ministra Gospodarki z dnia 12 grudnia 2007 r. w sprawie raportu oceniającego postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej. Monitor Polski Nr 1/2008 poz.12.

17

Tabela 4.3. Całkowity potencjał produkcji ciepła użytkowego Rok Produkcja ciepła [PJ] (potencjał całkowity) Ciepło w skojarzeniu [PJ] (źródła istniejące) Ciepło w wysokosprawnej kogeneracji [PJ] (źródła istniejące) Dodatkowy potencjał całkowity ciepła [PJ] poz. 1 – poz. 3

2005 831 277

554

2007 831

2008 831

2010 832

2015 836

2020 859

2025 890

2030 878

224

224

224

227

230

234

238

607

608

608

609

629

656

640

Przy aktualnie opanowanych technicznie technologiach teoretycznie można uznać, że całość zapotrzebowania na ciepło mogłaby zostać wyprodukowana w skojarzeniu. W praktyce, w krajowych warunkach, gdzie 25% zapotrzebowania na ciepło dla celów ogrzewania pomieszczeń zaspokaja się przy wykorzystaniu ogrzewania piecowego, należy przyjąć, że nie będzie skojarzonego wytwarzania w już istniejących budynkach mieszkalnych w rejonach, gdzie aktualnie nie ma systemów sieciowych. Można zatem uznać, że dodatkowy potencjał ciepła związany z wprowadzeniem kogeneracji możliwy jest w istniejących systemach ciepłowniczych, w których dotychczas nie ma skojarzonego wytwarzania, w istniejących przemysłowych,

ciepłowniach nowych

przemysłowych, osiedlach

o

elektrociepłowniach

zwartej

zabudowie

nowych

oraz

w

zakładów budynkach

wielkokubaturowych (biurowce, szpitale, centra handlowe itp.). W celu określenia potencjału technicznego kogeneracji przeanalizowano i oszacowano go w 5 kategoriach zapotrzebowania na ciepło użytkowe:  dodatkowy potencjał w ciepłej wodzie użytkowej,  dodatkowy potencjał w energetyce zawodowej (w istniejących systemach) na potrzeby grzewcze budynków,  dodatkowy potencjał w energetyce przemysłowej,  dodatkowy potencjał w obiektach wielkokubaturowych ( EC – indywidualne),  dodatkowy potencjał w chłodzie. Wyniki tych analiz zestawiono w tabeli 4.4 [8]. Tabela 4.4. Prognoza dodatkowego potencjału technicznego produkcji ciepła w skojarzeniu Rok Ciepła woda użytkowa [PJ] Ciepło do ogrzewania budynków [PJ] Ciepło dla celów przemysłowych [PJ] Budynki wielkokubaturowe oraz rolnictwo i oczyszczalnie ścieków [PJ] Produkcja chłodu [PJ] Razem dodatkowy potencjał techniczny zwymiarowany produkcją ciepła użytkowego [PJ]

2005 17,0 141 128,7

2010 17,0 140 134

2015 17,0 127 123

2020 17,0 130 112

2025 17,0 130 101

2030 17,0 112 88

9,8

12,2

12,1

12,0

12,0

12,0

0,1

2,7

5,3

8,0

10,0

12,0

297

306

284

279

270

241

18

Potencjał techniczny ciepła użytkowego, które może być wytworzone w skojarzeniu z energią elektryczną przy określonej technologii, determinuje wielkość wytworzonej energii elektrycznej. Podstawowe dwie grupy technologii, które należy tu wyróżnić, to technologia węglowa (turbina przeciwprężna, turbina upustowo-kondensacyjna itp.) oraz gazowa (turbina gazowo-parowa z odzyskiwaczami ciepła, turbina gazowa z odzyskiwaczami ciepła, silnik spalinowy itp.). W przypadku technologii węglowej wskaźnik skojarzenia wynosi ok. 0,5, a dla technologii gazowych osiąga wartość 1. Oznacza to, że w przypadku technologii gazowej przy takiej samej produkcji ciepła można wytworzyć dwa razy więcej energii elektrycznej. W tabeli 4.5 zestawiono prognozę potencjału całkowitego i potencjału technicznego

produkcji ciepła użytkowego oraz technicznego potencjału kogeneracji

w przypadku obu tych grup technologii. Tabela 4.5. Składowe potencjału technicznego ciepła

1.

Potencjał kogeneracji

2010

2015

2020

2025

2030

Całkowity potencjał kogeneracji zwymiarowany produkcją ciepła użytkowego [PJ] z tabeli 4.2

832

836

859

890

878

224

227

230

234

238

608 306

609 284

629 279

656 270

640 241

530

511

509

504

479

147,2

141,9

141,4

140,0

133,0

67,5

65,3

64,6

64,3

61

14,7

14,2

14,0

13,9

13,5

110,1

104,7

103,3

102,4

97,2

23,9

22,8

22,5

22,3

21,1

78

98

120

152

161

Całkowity potencjał kogeneracji w istniejących źródłach 2. równy potencjałowi technicznemu w istniejących źródłach [PJ] z tabeli 4.3 3. Dodatkowy całkowity potencjał kogeneracji [PJ] 4. Dodatkowy potencjał techniczny kogeneracji [PJ] Potencjał techniczny całkowity zwymiarowany produkcją 5. ciepła użytkowego [PJ] Potencjał techniczny całkowity zwymiarowany produkcją 6. ciepła użytkowego [TWh] Potencjał techniczny produkcji energii elektrycznej 7. [TWh] – wariant węglowy Potencjał techniczny wyrażony w mocy zainstalowanej 8. [GW] – wariant węglowy Potencjał techniczny produkcji energii elektrycznej 9. [TWh] – wariant gazowy Potencjał techniczny wyrażony w mocy zainstalowanej 10. [GW] – wariant gazowy Część potencjału całkowitego zwymiarowanego produkcją 11. ciepła użytkowego [PJ] nie do wykorzystania w kogeneracji

Z punktu widzenia kosztów skojarzonego wytwarzania niezwykle istotnym elementem jest zmienność zapotrzebowania na ciepło. Przykładowy uporządkowany wykres obciążeń w przypadku zapotrzebowania na ciepło dla celów komunalnych (ogrzewanie pomieszczeń i c.w.u.) przedstawiono na rysunku 4.1. 19

Aktualnie średni czas wykorzystania mocy zainstalowanej dla jednostek kogeneracyjnych w elektrociepłowniach wytwarzających ciepło dla celów komunalnych wynosi ok. 4600 godzin w ciągu roku. Uznano, że czas ten stanowi granice opłacalności budowy nowych jednostek. Przy takim założeniu analiza wykresów uporządkowanych dla różnych kierunków wykorzystania ciepła użytkowego pozwala zaliczyć do potencjału ekonomicznego cały potencjał techniczny związany z wytwarzaniem c.w.u., 55% potencjału technicznego dla ciepła dla celów ogrzewania pomieszczeń oraz 85% tego potencjału dla ciepła wykorzystywanego dla celów przemysłowych.

Ciepło wytworzone w czasie 4600 godzin = 55% ciepła wytworzonego dla celów ogrzewania pomieszczeo

Rys. 4.1. Przebieg zmian wartości średniomiesięcznych mocy dla układu z ciepłą wodą użytkową i bez ciepłej wody użytkowej w jednostkach bezwymiarowych, tj. moc/moc maksymalna (wykres uporządkowany)

Określenie potencjału ekonomicznego dla produkcji ciepła użytkowego i energii elektrycznej, podobnie jak dla potencjału technicznego, wykonano w dwóch wariantach:  wariant węglowy – nowe inwestycje w technologii z wykorzystaniem węgla kamiennego,  wariant gazowy – nowe inwestycje w technologii z wykorzystaniem gazu ziemnego. W tabeli 4.6 oraz na rysunku 4.2 przedstawiono potencjał ekonomiczny produkcji ciepła użytkowego oraz potencjał ekonomiczny produkcji energii elektrycznej dla obu tych technologii z uwzględnieniem obecnej struktury wytwarzania, w której dominuje technologia węglowa. Tabela 4.6. Potencjał ekonomiczny produkcji energii elektrycznej w wariancie węglowym i gazowym Rok 2010 2015 2020 2025 2030 Potencjał ekonomiczny ciepła [TWh] 122,6 119,5 119,0 118,0 113,9 Potencjał ekonomiczny energii elektrycznej wariant węglowy [TWh] 55,4 54,0 53,3 53,3 50,7 Potencjał ekonomiczny energii elektrycznej wariant gazowy [TWh] 86,0 82,3 80,9 79,8 74,6

20

140 TWh MWh

120 100 80 60 40

lata

20 0 2010

2015

potencjał w cieple

2020

2025

potencjał ee ww

2030

potencjał ee wg

Rys. 4.2. Potencjał ekonomiczny produkcji ciepła i energii elektrycznej w wariancie węglowym (ee ww) i gazowym (ee wg)

Z powyższych zestawień wynika, że w porównaniu ze stanem w roku 2008 możliwe jest prawie podwojenie produkcji ciepła w skojarzeniu z 62,2 TWh do średnio 118 TWh w okresie lat 2010–2030. Możliwe jest również podwojenie produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu w wariancie węglowym i ponad 3-krotne zwiększenie produkcji energii elektrycznej w wariancie gazowym. W tabeli 4.7 oraz na rysunku 4.3 przedstawiono zestawienie mocy elektrycznej istniejących źródeł kogeneracyjnych oraz potencjał ekonomiczny mocy elektrycznej zainstalowanej dla wariantu węglowego i gazowego. Tabela 4.7. Moc elektryczna zainstalowana w źródłach kogeneracyjnych istniejących i dodatkowy (bez mocy istniejących instalacji) potencjał ekonomiczny mocy elektrycznej do roku 2030 Rok

2010

2015

2020

2025

2030

Moc instalacji istniejących [GW]

5,4

5,6

5,6

5,6

5,6

Potencjał ekonomiczny mocy elektrycznej w. węglowy [GW]

5,62

5,36

5,38

5,30

4,89

Potencjał ekonomiczny mocy elektrycznej w. gazowy [GW]

11,23

10,72

10,76

10,61

9,78

Zgodnie z Dyrektywą 2004/8/WE potencjał kogeneracji określany jest także z podziałem

na

kierunki

użytkowania

ciepła.

Niewykorzystany

jeszcze

potencjał

ekonomiczny kogeneracji zwymiarowany produkcją energii elektrycznej dla dwóch wariantów – węglowego i gazowego – zestawiono w tabeli 4.8.

21

12

moc [GW]

10 8 6 4 2 0 2005

2010

2015

instalacje istniejące

2020

2025

2030 lata

potencjał ek. w.w

2035

potencjał ek. w.g

Rys. 4.3. Istniejąca moc zainstalowana i potencjał elektryczny mocy zainstalowanej (bez mocy istniejących instalacji) dla wariantu węglowego (ww) i gazowego (wg)

Tabela 4.8. Potencjał ekonomiczny produkcji energii elektrycznej z podziałem na kierunki użytkowania ciepła; ww – wariant węglowy, wg – wariant gazowy Rok

2010 ww

2015

2020

2025

2030

wg

ww

wg

ww

wg

ww

wg

ww

wg

Ogrzewanie [TWh]

10,7 21,4

9,7

19,4

9,9

19,9

9,9

19,9

8,6

17,11

Ciepła woda [TWh]

2,4

4,7

2,4

4,7

2,4

4,7

2,4

4,7

2,4

4,7

Przemysł [TWh]

15,8 31,6

14,5

29,0

13,2 26,4 11,9 23,8

10,4

20,8

Budynki wielkokubaturowe [TWh]

0,9

1,9

0,9

1,85

0,9

1,83

0,9

1,83

0,9

1,83

Chłód [TWh]

0,4

0,8

0,7

1,5

1,1

2,2

1,4

2,8

1,7

3,3

Potencjał już wykorzystany [TWh]

25,6 25,6

25,8

25,8

25,8 25,8 26,8 26,8

26,8

26,8

Razem [TWh]

55,4 86,0

54,0

82,3

53,3 80,9 53,3 79,8

50,7

74,6

5. Bariery rozwoju kogeneracji Wskazany wcześniej olbrzymi ekonomiczny potencjał kogeneracji wykorzystany jest w Polsce mniej niż w połowie. Pozwala to stwierdzić, że stosowane dotychczas w Polsce mechanizmy wsparcia kogeneracji były niewystarczające. Przyczyną niedostatecznego rozwoju kogeneracji są bariery o charakterze ekonomicznym (finansowym), prawnym, administracyjnym

i

społecznym.

Przy

aktualnym

poziomie

rozwoju

technologii

energetycznych nie występują bariery o charakterze technicznym. Znaczna część tych barier jest zidentyfikowana, a poprawę sytuacji zapowiada przyjęta przez Radę Ministrów „Polityka energetyczna Polski do roku 2030” [5].

22

Autorzy dokumentu zauważyli większość z zidentyfikowanych barier i zapowiedzieli odpowiednie działania w najbliższej perspektywie czasowej, tj. w większości przypadków do końca 2010 roku. Znaczące zmiany likwidujące dwie istotne bariery zostały wprowadzone w ramach ostatniej nowelizacji ustawy Prawo energetyczne. Dotyczą one zaniechania obowiązku zatwierdzania taryf na ciepło oraz możliwości łączenia praw majątkowych związanych z wytwarzaniem w kogeneracji i z wykorzystaniem energii odnawialnej. 5.1. Bariery ekonomiczne Podstawowa bariera rozwoju kogeneracji ma charakter ekonomiczny. Kogeneracja wysokosprawna przetwarza energię chemiczną paliwa w energię elektryczną w bardzo efektywny sposób. Niestety przy aktualnej strukturze cen i kosztów oraz dotychczasowym mechanizmie wsparcia inwestycje kogeneracyjne nie są efektywne. Najlepiej można to zobrazować porównując przychody z elektrociepłowni, elektrowni i ciepłowni odniesione do nakładów inwestycyjnych. Na rysunku 5.1 przedstawiono różnicę między rocznymi przychodami ze sprzedaży energii elektrycznej i/lub ciepła a rocznymi kosztami paliwa. Wartość ta została odniesiona do wartości całkowitych nakładów inwestycyjnych. Wskaźnik ten przyjmuje najmniejsze wartości dla elektrociepłowni, a największe dla ciepłowni. Jednostkowe koszty inwestycyjne elektrociepłowni są najwyższe, a czas wykorzystania mocy zainstalowanej znacznie niższy niż w elektrowni.

0,6 0,5

zł/zł

0,4 0,3

0,2 0,1 0 C

EC

EL

Rys. 5.1. Różnica przychodów i kosztów paliwowych odniesionych do kosztów inwestycyjnych; C – ciepłownia, EC – elektrociepłownia, EL - elektrownia

Nigdy dotychczas ceny możliwe do uzyskania ze sprzedaży energii elektrycznej i ciepła nie kreowały sygnałów inwestycyjnych. Proponowana obecnie przez Prezesa URE opłata 23

zastępcza za brak odpowiedniej liczby świadectw pochodzenia na poziomie 18 zł/MWh dla energii pochodzącej ze źródeł innych niż gazowe i z mikrokogeneracji jest zbyt niska. Przeprowadzone w 2007 roku analizy wykazywały, że powinna ona być na poziomie 50 zł/MWh [7]. Od tego czasu zmieniły się relacje cenowe pomiędzy paliwem, energią elektryczną i ciepłem i w ramach niniejszej pracy zostanie wskazana nowa minimalna wartość wsparcia. Ponieważ jednak po wprowadzeniu aktualnego mechanizmu wsparcia nie rozpoczęto żadnej inwestycji kogeneracyjnej wykorzystującej węgiel, należy domniemywać, że wysokość wsparcia w dalszym ciągu jest zbyt niska. Istotną barierą ekonomiczną są także wysokie koszty budowy sieci ciepłowniczych, co utrudnia powiększanie zasięgu systemu ciepłowniczego, a tym samym rozbudowę rynku ciepła poprzez podłączanie nowych odbiorców. Inwestor budujący nowe osiedle mieszkaniowe lub dom może kupić energię elektryczną z systemu elektroenergetycznego, natomiast lokalnie musi zapewnić zaopatrzenie w ciepło. Koszty samej instalacji ciepłowniczej (kocioł wodny, pompa ciepła itp.) są na tyle mniejsze od kosztów instalacji kogeneracyjnej, że nie są one budowane nawet w przypadku niższych w przyszłości kosztów eksploatacyjnych. Jest to szczególnie widoczne w przypadku działalności deweloperskiej. Dla dewelopera istotna jest bowiem minimalizacja kosztów budowy. Potencjał ekonomiczny kogeneracji określano przy granicznej wartości wskaźnika IRR > 10%. Dla inwestorów tradycyjnie związanych z energetyką poziom ten wydaje się satysfakcjonujący. W przypadku ciepła przemysłowego i budynków wielkokubaturowych inwestorem często są firmy, dla których przyjęty poziom IRR może się okazywać zdecydowanie zbyt niski. 5.2. Bariery emisyjne Emisyjne bariery rozwoju kogeneracji związane są przede wszystkim z dyrektywami o systemie handlu uprawnieniami do emisji (Dyrektywa ETS) [10] oraz o emisjach przemysłowych (Dyrektywa IED) [9]. Nowa, obowiązująca od 2013 roku dyrektywa o handlu uprawnieniami do emisji CO2 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,

24

że wytwarzanie ciepła w systemach ciepłowniczych stanie się niekonkurencyjne, a rynek ciepła systemowego zacznie się gwałtownie zmniejszać. Od 2016 roku ma zostać wprowadzona nowa dyrektywa o emisjach przemysłowych nie tylko przesądzająca sprawę definicji na rzecz „komina”, ale także zaostrzająca dopuszczalne standardy emisji do poziomów, które wymagają stosowania wysokowydajnych, wtórnych metod oczyszczania spalin. Wprowadzenie tych dyrektyw spowoduje istotne zmiany konkurencyjności poszczególnych przedsiębiorstw. Powstaje sytuacja, w której jedno przedsiębiorstwo wyposażone np. w 4 kotły WR-10 (moc w paliwie > 50 MW, ale każdy z kotłów o mocy < 15 MW) nie będzie musiało wyposażać instalacji w wysokowydajne urządzenia oczyszczające spaliny, a przedsiębiorstwo wyposażone np. w dwa kotły WR-25 i jeden WR-5 taki obowiązek będzie miało. Dyrektywa znacząco zróżnicuje warunki działania przedsiębiorstw i podzieli je na grupy, które można przyrównać do kast. Wyróżnić można 7 takich grup: 1. Źródła bez żadnych ograniczeń emisyjnych (np. ogrzewanie piecowe). 2. Zakłady o mocy < 20 MW z kotłami < 5 MW – brak ograniczeń emisyjnych (ewentualnie indywidualne z powodu nadmiernej immisji). 3. Zakłady o mocy < 20 MW z kotłami o mocy > 5 MW – ograniczenie emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu zgodnie z [15]. 4. Zakłady o mocy > 20 MW z kotłami o mocy < 5 MW – ograniczenia emisji CO2 poprzez system handlu uprawnieniami (ETS). 5. Zakłady o mocy > 20 MW z kotłami o mocy > 5 MW – ograniczenia emisji CO2 poprzez system handlu uprawnieniami (ETS) oraz emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu zgodnie z [15]. 6. Zakłady z instalacjami nowymi (po 1987 roku) o mocy > 50 z kotłami o mocy > 15 MW, nawet jeżeli moc w kominie < 50 MW – podlegają systemowi handlu i nowej dyrektywie o emisjach przemysłowych. 7. Zakłady o mocy w kominie >50 MW z kotłami o mocy > 15 MW – podlegają systemowi handlu i nowej dyrektywie o emisjach przemysłowych. Konieczne będzie zatem wprowadzenie na poziomie kraju uregulowań prawnych, które zmienią tę sytuację, tj. wyrównają pozycje na rynku, a to może oznaczać tylko zwiększenie wymagań także dla instalacji małych, nie podlegających Dyrektywie. Działania takie będą także konieczne wobec wymagań, jakie nakładają lub nałożą inne dyrektywy Unii Europejskiej, przede wszystkim Dyrektywa CAFE [11] oraz spodziewana nowa dyrektywa ustalająca dopuszczalne poziomy emisji dla krajów członkowskich (nowa Dyrektywa NEC). 25

5.3. Bariery administracyjne i społeczne Istotne znaczenie ograniczające rozwój kogeneracji mają także bariery administracyjne wynikające zarówno z aktualnego stanu prawnego, jak i niesprawnego działania administracji, przede wszystkim samorządowej. Nowe uregulowania prawne wprowadzają szereg obowiązków, które mogą być uciążliwe dla operatorów mini- i mikroźródeł, takich jak obowiązek uzyskiwania koncesji, konieczność przeprowadzenia audytu itp., jak się wydaje łatwe do usunięcia lub co najmniej złagodzenia. Aktualne uregulowania prawne przesuwają odpowiedzialność za bezpieczeństwo energetyczne w zakresie zaopatrzenia 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 niestety nie przewiduje sankcji za ich brak. W efekcie większość gmin w Polsce nie ma opracowanych „Założeń…”, bardzo często

plany

opracowane

są

w

wyniku

przetargów

przy

minimalizacji

kosztu

i nieprofesjonalnie. W gminach, gdzie one są, nikt nie kontroluje, czy działania w zakresie objętym założeniami są realizowane. Stan taki wynika nie tylko ze wspomnianego wcześniej braku formalnych rygorów, ale także z braku kompetencji gmin w zakresie energetyki. W gminach nie są zatrudniani specjaliści w zakresie energetyki, a władze gminy nie widzą potrzeby zatrudniania takich osób. Zmiana tej sytuacji jest zapowiadana w „Polityce energetycznej Polski do roku 2030”. Rozwoju kogeneracji nie ułatwiają także problemy związane z przyłączeniem instalacji kogeneracyjnej do sieci elektroenergetycznej. Bariera ta związana jest z aktualnie obowiązującym rozporządzeniem przyłączeniowym3. Rozporządzenie to nie zapewnia równych pozycji przyszłemu producentowi energii elektrycznej i operatorowi systemu. Jednostronnie obarcza producenta obowiązkiem wykonania ekspertyzy określającej wpływ nowej instalacji na system, i to na warunkach określonych przez operatora. W wielu przypadkach koszty przyłączenia, jakie ponieść musi inwestor, stanowią znaczący udział kosztów całej inwestycji. Należy też zwrócić uwagę, że poza obszarem legislacyjnym znalazły się mechanizmy przyłączania źródeł kogeneracyjnych do sieci energetycznych dla wyprowadzenia produkcji

3

Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 20 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych sieci.

26

energii elektrycznej oraz przyłączania do sieci gazowych celem pozyskiwania paliwa gazowego do kogeneracji. W obecnym stanie Prawa energetycznego [6] (Art. 7 ust. 8d) pojawia się sytuacja, w której spółki dystrybucyjne nie chcą wydawać warunków dlatego, że potencjalnej elektrociepłowni nie ma opisanej szczegółowo w planach zagospodarowania przestrzennego. Tak szczegółowych planów zagospodarowania przestrzennego, w których byłaby informacja, że w określonym miejscu będzie elektrociepłownia na określone paliwo i mocy, niestety nie ma. Występują w kraju sytuacje, że właściciel ciepłowniczej sieci dystrybucyjnej i jednocześnie ciepłowni nie chce dopuścić do tej sieci ciepła z kogeneracji. Dostępu takiego nie można także w praktyce wyegzekwować wykorzystując zasadę TPA. Problem wymaga rozwiązania, a odpowiednio uwarunkowany obowiązek zakupu mógłby takie rozwiązanie stanowić. Istnieją także bariery rozwoju kogeneracji mające charakter społeczny i związane z postrzeganiem przez mieszkańców ogrzewania scentralizowanego jako gorszego, to jest mniej przyjaznego dla użytkownika. Opinie te mają swoje korzenie w okresie przed 1990 rokiem, kiedy to przedsiębiorstwa ciepłownicze same decydowały o tym kogo, kiedy i na jakich warunkach zaopatrują w ciepło, kiedy to ciepło nie było towarem, lecz „dobrem”. Zdaniem autorów zachowania takie niestety nie wszędzie i nie do końca zostały wyeliminowane, choć przedsiębiorstwa ciepłownicze w większości mają świadomość tej sytuacji i wspólnie podjęły akcję promocyjną „ciepła systemowego”. 5.4. Bariery rozwoju systemów ciepłowniczych Znaczne zwiększenie produkcji ciepła i elektryczności w skojarzeniu możliwe będzie tylko w przypadku utrzymania produkcji ciepła w systemach ciepłowniczych na obecnym poziomie lub wzrostu zapotrzebowania na ciepło. Niestety w przygotowanych prognozach (rozdz. 4) przewidywany jest spadek zapotrzebowania na ciepło lub w najlepszym razie utrzymanie zapotrzebowania na obecnym poziomie. Racjonalizacja zużycia ciepła oraz procesy termomodernizacyjne obiektów budowlanych w najbliższych latach w znaczący sposób ograniczą zapotrzebowanie na ciepło. Jest to zjawisko pod każdym względem korzystne, chociaż obniża to możliwości produkcji energii w skojarzeniu. Bariera zmniejszającego się zapotrzebowania na ciepło w systemach ciepłowniczych powinna być w sposób administracyjny i ekonomiczny łagodzona poprzez zachęty lub wręcz decyzje nakazujące podłączanie się do systemów ciepłowniczych. Obecnie zgodnie z ustawą Prawo Energetyczne [6] w „Założeniach do planu zaopatrzenia w energię… „ oraz w „Planach 27

zaopatrzenia…” pewne obszary miejskie wskazane są jako obszary, które powinny być zasilane z sieci ciepłowniczej. Założenia te jednak nie są obligatoryjne dla inwestorów. Należałoby rygorystycznie wymagać ustaleń zawartych w ww. dokumentach o zasięgu lokalnym. Kolejną barierą rozwoju systemów ciepłowniczych może być znaczący wzrost ceny ciepła spowodowany koniecznością modernizacji układów odpylania oraz budową nowych instalacji odsiarczania i odazotowanie spalin, które będą musiały powstać, aby spełnić wymagania dyrektywy europejskiej dotyczącej nowych standardów emisji zanieczyszczeń ze źródeł przemysłowych. Wzrost ceny za ciepło spowodowany również będzie koniecznością zakupu limitów emisji CO2 przez producentów ciepła sieciowego w źródłach o mocach zainstalowanych przekraczających 20 MW. Czynniki te spowodują odłączanie się odbiorców ciepła od sieci ciepłowniczych i wpłyną na dalsze obniżenie zapotrzebowania na ciepło sieciowe. Pociągnie to za sobą obniżenie również produkcji ciepła w skojarzeniu. Inną barierą ekonomiczną, o której już wspomniano, są wysokie koszty budowy sieci ciepłowniczych oraz wysokie koszty jednostkowe instalacji małej mocy. Od przełamania tych barier zależy w znacznej mierze wzrost produkcji ciepła i elektryczności w skojarzeniu. Jeżeli nie będzie wystarczającego zapotrzebowania na ciepło użytkowe, to niemożliwy będzie wzrost produkcji elektryczności w skojarzeniu.

6. Cel ilościowy programu rozwoju kogeneracji W „Polityce energetycznej Polski do roku 2030” [5] zapisano, że jednym z celów tej polityki jest dwukrotny, w stosunku do roku 2006, wzrost wytwarzania energii elektrycznej w kogeneracji do roku 2020. Nie jednoznacznie, czy wzrost ten dotyczy wielkości bezwzględnej produkcji, czy jej udziału w produkcji całkowitej. Jak to wskazano w p.2 w połowie 2007 roku w polskim prawie, zgodnie z Dyrektywa 2004/8/WE [4] wprowadzono pojecie wysokosprawnej kogeneracji i przyjęto, że wspierane jest skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła spełniające warunki takie kogeneracji. Zmiana ta spowodowała, że produkcja energii elektrycznej uznawanej za wytwarzaną w kogeneracji zmniejszyła się (rys.2.1). Stąd wydaje się racjonalne odnoszenie wzrostu produkcji w stosunku do roku 2008 i w taki sposób zwymiarowano cel ilościowy rozwoju kogeneracji. W roku 2008 wyprodukowano w Polsce około 25 TWh energii elektrycznej w skojarzeniu (w wysokosprawnej kogeneracji), zatem podwojenie wielkości bezwzględnej oznacza, że w roku 2020 powinno zostać wyprodukowane 50 TWh. Udział produkcji w wysokosprawnej kogeneracji w roku 2008 wynosił 16% produkcji całkowitej o wielkości 28

156,2 TWh. Podwojenie udziału oznacza jego wzrost do 32%, co przy prognozowanej w 2020 roku produkcji [5] 169,3 TWh oznacza produkcję w skojarzeniu w wysokości 52,9 TWh. Zrealizowanie takiego programu wymaga zbudowania w latach 2012–2020 znaczącej liczby nowych instalacji o mocy elektrycznej około 6000 MW. Przyjmując, że realizacja programu rozwoju kogeneracji rozpocznie się w roku 2012, należy założyć, że widoczny wzrost produkcji nastąpi nie wcześniej niż w roku 2014. Nie będzie on oczywiście liniowy, stąd wydaje się, że uzasadnione jest przyjęcie potęgowego przyrostu udziału wytwarzania w kogeneracji, zgodnie z tabelą 6.1. Wynikający z tak wzrastającego udziału wzrost bezwzględnej wielkości produkcji przedstawiono na rysunku 6.1, a wielkość nowych mocy wprowadzanych do eksploatacji w kolejnych latach na rysunku 6.2. Udziały zestawione w tabeli 6.1 powinny być podstawą do określenia przez Prezesa URE wielkości obowiązku umorzenia odpowiedniej liczby świadectw przez końcowych sprzedawców energii elektrycznej. Należy przy tym dążyć do sytuacji, aby liczba ta była niewiele większa niż możliwości produkcyjne, tak aby wartość świadectwa była możliwie bliska wielkości opłaty zastępczej. W sposób ciągły należy też analizować strukturę paliwową nowych instalacji, tak aby właściwie określić wielkości rynków dla poszczególnych paliw (węgiel, gaz ziemny, metan z odgazowania kopalni węgla oraz biogaz). Tabela 6.1. Prognozowany wzrost udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji, który zapewni realizacja podwojenia produkcji Rok Udział produkcji w skojarzeniu [%]

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

16,00

16,10

16,20

16,30

16,50

16,70

18,33

20,11

22,07

24,96

27,12

29,46

32,00

35,00 30,00

60,0

Udział [%]

Produkcja [TWh] 50,0

25,00 40,0 20,00 30,0 15,00 20,0 10,00 10,0

5,00

0,00 0,0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 udział

rok

produkcja

Rys. 6.1. Prognoza produkcji energii elektrycznej oraz udziału energii wytworzonej w kogeneracji w całkowitej produkcji energii elektrycznej

29

MW

1200 1000 800 600 400 200 0

Rys. 6.2. Prognoza rocznych przyrostów mocy elektrycznej instalacji kogeneracyjnych

7. Paliwa dla kogeneracji Wymienione w dyrektywie kogeneracyjnej [4] technologie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w krajowych warunkach 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 słońca, jednak przy obecnym rozwoju technologii energetycznych i krajowych uwarunkowaniach mają one – z punktu widzenia rozwoju w Polsce tej technologii – znaczenie pomijalnie małe. Stąd w niniejszym opracowaniu dla oceny dostępności paliw dla rozwoju kogeneracji nie zostały one uwzględnione. 7.1. Węgiel i gaz ziemny W polskich warunkach węgiel i gaz ziemny stanowią podstawowy potencjał paliwowy kogeneracji. Aktualnie produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu z węgla jest dziesięciokrotnie większa niż z gazu ziemnego (w roku 2008 odpowiednio 1,943 TWh z gazu oraz 19,715 TWh z węgla, głównie kamiennego). Wprowadzenie systemu odpłatnych uprawnień do emisji oraz zwiększonych wymagań odnośnie oczyszczenia spalin spowoduje relatywny wzrost ekonomicznej opłacalności instalacji zasilanych gazem. Perspektywę możliwości wykorzystania obu tych paliw określają ich cena i dostępność. Zgodnie z prognozami zamieszczonymi w „Polityce energetycznej” [5] przewiduje się utrzymanie stabilnego poziomu cen zarówno węgla, jak i gazu (tabela 7.1). W perspektywie najbliższych kilkudziesięciu lat nie pojawią się ograniczenia w dostępie do węgla kamiennego. Niestety pewne ograniczenia występują w przypadku dostępu do gazu 30

ziemnego. O ile prowadzone inwestycje i zawarte kontrakty zabezpieczą ilościowo zwiększone zużycie, to w wielu przypadkach ograniczeniem możliwości wykorzystania gazu w kogeneracji jest słabo rozwinięta sieć gazowa. Dotyczy to przede wszystkim Polski północno-wschodniej, środkowego wybrzeża oraz częściowo województw świętokrzyskiego, częstochowskiego i łódzkiego. Ilustruje to rysunek 7.1, na którym przedstawiono krajową sieć rurociągów przesyłowych. Tabela 7.1. Prognoza cen paliw podstawowych w imporcie do Polski (ceny stałe w USD w roku 2007) [1]

Gaz ziemny Węgiel energetyczny

Jednostka

2010

2015

2020

2025

2030

USD/1000m3

406,9

376,9

435,1

462,5

488,3

USD/t

140,5

121,0

133,5

136,9

140,3

www.geoland.pl/dodatki/infrastruktura_i/pgnig.htm

Rys. 7.1. Krajowa sieć przesyłowa gazu ziemnego

7.2. Biopaliwa Potencjał dostępnych w Polsce biopaliw wyznaczony został w ramach prac nad „Polityką energetyczną” [5]. Po pominięciu biopaliw przeznaczonych dla silników spalinowych (bioetanol, biodiesel) potencjał ekonomiczny i rynkowy zestawiono w tabeli 7.2 [5]. W dokumencie tym oceniono także zapotrzebowanie na energię odnawialną, przy

31

założeniu, że Polska zrealizuje swoje zobowiązania na rok 2020 w postaci 15-procentowego udziału energii z OZE w całkowitym zużyciu energii. Związane wielkości zapotrzebowania w zakresie biopaliw wykorzystywanych do produkcji energii elektrycznej i ciepła zestawiono w tabeli 7.3. Porównanie zapotrzebowania i obecnego potencjału pozwala jednoznacznie stwierdzić, że w świetle wspomnianych już zobowiązań w perspektywie do 2020 roku potencjał rynkowy biomasy można uznać za wystarczający. Tabela 7.2. Potencjał ekonomiczny oraz możliwości jego wykorzystania – potencjał rynkowy biopaliw Potencjały biopaliw

Potencjał ekonomiczny

Potencjał rynkowy do 2030 r.

- drewno opałowe

24452 TJ

24452 TJ

1540 MWt

- odpady stałe suche

165931 TJ

150000 TJ

16000 MWt

- odpady mokre – biogaz*)

123066 TJ

80000 TJ 9 TWhe

1640 MWe

47060 TJ

2340 MWt

(kogeneracja)

- uprawy energetyczne - celulozowe – kogeneracja

*)

286719 TJ

286719 TJ

145600 TJ

120600 TJ

- kiszonki kukurydzy – biogaz (kogeneracja)*)

7,7 TWhe

1180 MWe

92768 TJ

3940 MWt

81638 TJ

Razem

81638 TJ 9,3 TWhe

1690 MWe

48022 TJ

2410 MWt

827406 TJ

743409 TJ

*)

Zakładane współczynniki skojarzenia (stosunek wytworzonej energii elektrycznej do ciepła): dla systemów kogeneracyjnych na paliwa stałe – 0,3, dla systemów kogeneracyjnych na biogaz – 0,7

Tabela 7.3. Zapotrzebowanie na energię finalną brutto z OZE w podziale na rodzaje energii [TJ] 2010

2015

2020

2025

2030

Energia elektryczna

29936

63476

112483

136335

142196

Biomasa stała

12498

21068

37359

39900

41654

Biogaz

1315

5891

14424

23262

24811

187640

211278

261922

295115

318967

180665

192413

226334

245799

265158

Biogaz

3023

10739

21064

31401

33494

Razem

415077

504865

673586

771812

826280

Ciepło Biomasa stała

32

7.3. Odpady komunalne W Polsce wytwarzanych jest około 10 milionów Mg (ton) odpadów komunalnych rocznie. Ich skład jest silnie zróżnicowany i zależy od kilku czynników, a zasadniczy wpływ ma tu obszar, z jakiego zostały zebrane (miejski czy wiejski). Skład frakcyjny odpadów, uśredniony dla kraju oraz dla dużych miast i aglomeracji, przedstawiono w tabeli 7.4. Tabela 7.4. Skład frakcyjny odpadów w Polsce – wartości średnie dla kraju i dużych aglomeracji miejskich

Frakcja Organiczne Celulozowe Tworzywa sztuczne Tekstylne Szkło i metale Inne niepalne

Zawartość uśredniona dla kraju [%] 30 25 5 2 10 28

Zawartość uśredniona dla dużych miast [%] 34 19,9 13,6 6,7 12,7 13,1

Z punktu widzenia możliwości wykorzystania odpadów jako paliwa dla kogeneracji szczególne znaczenie mają odpady gromadzone w dużych aglomeracjach miejskich. Stąd oddzielnie wyznaczono potencjał energetyczny dla odpadów produkowanych w całym kraju oraz dla odpadów z aglomeracji miejskich o liczbie mieszkańców powyżej 100 tysięcy. Aglomeracji takich jest w Polsce 39 i zamieszkuje w nich łącznie 10,98 miliona mieszkańców. Statystyczny Polak produkuje od 250 do 300 kg śmieci rocznie, przy czym górna granica dotyczy mieszkańców dużych aglomeracji miejskich, a dolna mieszkańców wsi i małych miast. Można zatem przyjąć, że mieszkańcy dużych aglomeracji 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 jeszcze od składu frakcyjnego. Dla składu zgodnie z tabelą 7.4 przyjmuje ona wartości zestawione w tabeli 7.5. Tabela 7.5. Wartości opałowe odpadów – wielkości średnie dla kraju, aglomeracji miejskich i terenów poza aglomeracjami Średnia dla kraju

Wartość opałowa [MJ/kg] 8,11

Średnia dla aglomeracji miejskich

11,55

Średnia dla terenów poza miastami

6,41

33

Bilans energetyczny odpadów w skali kraju i dużych aglomeracji zestawiono w tabeli 7.6. W tabeli tej podano także możliwą do uzyskania z tych odpadów produkcję energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu. Tabela 7.6. Potencjał energetyczny odpadów oraz możliwa do uzyskania z nich produkcja w skojarzeniu Potencjał energetyczny

Potencjalna produkcja

Potencjalna produkcja

[TJ/rok]

ciepła w kogeneracji

energii elektrycznej w

[TJ/rok]

kogeneracji [GWh/rok]

Odpady krajowe

59300

4118

1716

Odpady z dużych miast

31637

2197

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 samodzielnie w instalacjach energetycznych. 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. Przykładowo w Niemczech na jednego mieszkańca przypada 460 kg odpadów o wartości opałowej ok. 9 MJ/kg.

8. System wsparcia kogeneracji Z przeprowadzonych w ramach pracy [8] analiz jednoznacznie wynika, że aby możliwe było osiągnięcie zakładanego w „Polityce energetycznej” [5] celu ilościowego produkcji energii elektrycznej w kogeneracji, konieczne jest wprowadzenie różnorodnych metod promocji tej technologii. Z punktu widzenia gospodarki kraju mechanizmy wsparcia kogeneracji muszą:  zapewnić utrzymanie istniejącego rynku wytwarzania skojarzonego,  zapewnić rozwój (budowa nowych mocy) rynku skojarzonego,  zminimalizować koszty wsparcia poniesione przez państwo. Z punktu widzenia inwestorów (eksploatatorów):  zapewnić wsparcie w wysokości zachęcającej do eksploatacji układów skojarzonych,

34

 zapewnić wsparcie w wysokości zachęcającej do budowy nowych instalacji skojarzonych,  zapewnić wsparcie w wysokości dającej konkurencyjną pozycję na rynku energii elektrycznej w dostatecznie długim horyzoncie czasu. Mechanizmy wsparcia można podzielić na dwie podstawowe kategorie:  mechanizmy administracyjno-prawne (pozafinansowe),  mechanizmy finansowe zwiększające ekonomiczną atrakcyjność kogeneracji. Trudno jest określić, czy któryś z mechanizmów jest ważniejszy lub skuteczniejszy. Aby osiągnąć zakładany cel, niezbędne jest określenie optymalnego zestawu mechanizmów z punktu widzenia gospodarki kraju. Mechanizmy administracyjne mogą być z punktu widzenia państwa bezkosztowe, a w efekcie zastąpić działanie mechanizmów finansowych, które wiązałyby się z wydatkami ze strony państwa. W pracy [8] zdefiniowano zakres działań, które powinny być wspierane. Działania te możemy podzielić następująco:  wsparcie działalności operacyjnej instalacji istniejących,  wsparcie działań inwestycyjnych związanych z budową nowych źródeł skojarzonych,  wsparcie rozwoju rynku ciepła sieciowego stanowiącego podstawę rozwoju kogeneracji. Dwa pierwsze działania powinny zostać objęte głównie mechanizmami finansowymi. Ostatnie zadanie powinno być bardzo silnie wspierane poprzez mechanizmy administracyjnoprawne. 8.1. Mechanizmy administracyjno-prawne Mechanizmy tej grupy metod wsparcia powinny eliminować bariery administracyjnoprawne w rozwoju kogeneracji. Szereg takich barier można zauważyć w rozwoju pozyskiwania nowych odbiorców ciepła sieciowego. Podstawowym mechanizmem, który mógłby w znaczący sposób przyczynić się do rozwoju rynku ciepła sieciowego z kogeneracji, jest prawne uprzywilejowanie ciepła sieciowego na obszarach znajdujących się w zasięgu sieci. Wymagałoby to wprowadzenia odpowiednich zapisów do Prawa energetycznego, np. w formie: „Na obszarach znajdujących

się

w

zasięgu

sieci

ciepłowniczej

preferowane

powinno

być

35

wykorzystywanie do ogrzewania budynku ciepła z systemu zasilanego z kogeneracji, o ile inwestor nie wykaże, że inny sposób ogrzewania jest ekonomicznie uzasadniony” 4. Preferencje takie powinny być uwzględniane w planach zaopatrzenia gmin w energię i w planach zagospodarowania przestrzennego. Obecnie ciepło sieciowe konkuruje na całym obszarze z ciepłem ze źródeł indywidualnych. W wielu rejonach poprowadzone są sieci ciepłownicze i sieci gazowe. Konkurencja taka tylko pozornie jest korzystna dla mieszkańców, bo w efekcie muszą oni ponieść koszty związane z budową obu systemów. Przeznaczenie wybranych rejonów do zasilania w ciepło sieciowe wpłynie korzystnie na rozwój systemów ciepłowniczych, jak również na optymalizację kosztów po stronie dostawców innych nośników. Produkcja ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji przynosi wymierne korzyści. Kogeneracja jest wspierana i ma być wspierana, czyli ma być konkurencyjna dla innych systemów zasilania w ciepło. Obecnie wsparcie dla odnawialnych źródeł kierowane jest bez względu na lokalizację. W związku z tym często wsparcie dla energii odnawialnych kierowane jest w miejsca zasilane z sieci. Mechanizmy wsparcia dla energii odnawialnej są bardzo silne, więc kogeneracja jest wypierana z tych rejonów. W związku z tym proponuje się na obszarze będącym w zasięgu sieci wprowadzić zakaz dofinansowywania dla technologii konkurencyjnych w stosunku do kogeneracji (np. kolektorów słonecznych). Taki akt prawny pozwoli uniknąć konkurowania różnych mechanizmów wsparcia w tym samym rejonie. W celu uproszczenia procedury uzyskiwania zgody na przełączenie do sieci elektroenergetycznej i gazowej proponuje się: – zmianę art. 7 ust. 8d Prawa energetycznego tak, aby do uzyskania takiej zgody było wystarczające, by w miejscowym planie zagospodarowania działka, na której ma powstać elektrociepłownia, leżała w obszarze, na którym dopuszczona jest działalność przemysłowa, – określenie na poziomie rozporządzenia Ministra Gospodarki zakresu ekspertyzy, jakiej może żądać operator przed wydaniem decyzji przyłączeniowej. Mechanizmy wspomagające rozwój odnawialnych źródeł energii obejmują między innymi obowiązek zakupu ciepła wytworzonego z takich źródeł. Wydaje się celowe

4

Zrealizowano poprzez zapisy Ustawy z dnia 15 kwietnia 2011 r. o efektywności energetycznej

36

rozważanie obowiązku zakupu ciepła z kogeneracji. Obowiązek taki mógłby być uwarunkowany ceną zakupu nie wyższą niż cena ciepła dotychczas doprowadzanego do systemu. W przypadku gdy dystrybucją ciepła zajmuje się podmiot gospodarczy, który jednocześnie ciepło wytwarza, wymagałoby to oddzielnego taryfowania wytwarzania i dystrybucji. Kolejnym bardzo istotnym zagrożeniem dla kogeneracji jest skokowa zmiana wymogów dotyczących ochrony środowiska dla instalacji powyżej 20 oraz powyżej 50 MW w paliwie. Pierwszy z tych progów jest granicą systemu handlu uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla [11], a drugi stosowania dyrektyw o emisjach przemysłowych (IED) [10]. W związku z dyrektywą IED operatorzy instalacji będą musieli ponieść znaczne nakłady inwestycyjne w celu przystosowania instalacji spalania do wymogów dyrektywy, jak również eksploatacja takich instalacji będzie znacznie droższa. Konieczny będzie też zakup uprawnień do emisji CO2. Taki mechanizm zaburzy konkurencyjność na rynku dostawy ciepła i nie tylko. W momencie, kiedy dyrektywa IED i konieczność zakupu uprawnień do emisji zaczęłyby obowiązywać bez dodatkowych uregulowań, ciepło z indywidualnych małych źródeł, pracujących bez kontroli jakości spalania, będzie znacznie tańsze niż ciepło z dużych systemów ciepłowniczych. W związku z tym, aby bronić rynku ciepła sieciowego, a tym samym nie zwiększać emisji rozproszonej, w perspektywie kilku lat konieczne będzie wprowadzenie opłat emisyjnych dla „małych i indywidualnych” źródeł. Mechanizm ten będzie również bronił jakości powietrza, ponieważ zapobiegnie ucieczce wytwarzania ciepła do źródeł o niskiej efektywności. Rozwojowi kogeneracji nie sprzyja także aktualna organizacja rynku energii elektrycznej i ciepła. Niedoskonałości tego rynku są od wielu lat zauważane i w przyjętym dokumencie „Polityka energetyczna Polski do roku 2030” zapowiedziane są w tym zakresie właściwe zmiany. Zapowiadane są: 1.

„Wdrożenie

efektywnego

mechanizmu

bilansowania

energii

elektrycznej

wspierającego bezpieczeństwo dostaw energii, handel na rynkach terminowych i rynkach dnia bieżącego, oraz identyfikację i alokację indywidualnych kosztów dostaw energii”. 2. „Wdrożenie nowego modelu rynku energii elektrycznej, polegającego m.in. na wprowadzeniu rynku dnia bieżącego, rynków: rezerw mocy, praw przesyłowych oraz zdolności wytwórczych, jak również mechanizmu zarządzania usługami systemowymi i generacją wymuszoną systemu”.

37

3. „Zmiana mechanizmów regulacji poprzez wprowadzenie metod kształtowania cen ciepła z zastosowaniem cen referencyjnych oraz bodźców do optymalizacji kosztów zaopatrzenia w ciepło”. Będący

załącznikiem

do

tego

dokumentu

program

działań

wykonawczych

uszczegóławia te zapisy i zawiera dodatkowo terminy realizacji: 1. Opracowanie przez operatora systemu przesyłowego krajowego systemu opłat węzłowych w miejsce opartego o ceny uśrednione (model miedzianej płyty) – 2010 r. 2. Podjęcie przez Radę Ministrów decyzji odnośnie wdrożenia modelu oraz przyjęcie programu dochodzenia do tego systemu wraz z zestawem działań osłonowych dla grup i obszarów dotkniętych negatywnymi skutkami wynikającymi z przyjętych rozwiązań – 2010 r. 3. Opracowanie założeń informatycznego systemu wymiany informacji koniecznych do wdrożenia rozwiązań – 2010 r. 4. Zmiana systemu wyceny energii elektrycznej (towaru) i rezerw mocy w kierunku zastosowania cen krańcowych oraz kosztów alternatywnych – 2010 r. 5. Opracowanie przez operatora systemu przesyłowego prawno-organizacyjnej koncepcji umożliwiającej powszechne wdrożenie rozwiązań w obszarze hurtowego rynku energii elektrycznej, z wprowadzeniem rynku dnia bieżącego pozwalającego uczestnikom tego rynku na istotne przybliżenie okresu zawierania kontraktów i przygotowania grafików do rzeczywistego czasu ich realizacji oraz z wprowadzeniem rynków: rezerw mocy, praw przesyłowych oraz zdolności wytwórczych, jak również mechanizmu zarządzania usługami systemowymi i generacją wymuszoną systemu – 2010 r. 6. Przygotowanie nowych zasad regulacji cen ciepła sieciowego poprzez wprowadzenie metody porównawczej – 2010 r. Rozwój kogeneracji w wielu wypadkach uwarunkowany jest rozwojem sieci ciepłowniczych. Obecnie istnieje szereg barier, które utrudniają prowadzenie inwestycji sieciowych (inwestycji liniowych, związanych przede wszystkim z uzyskiwaniem zgody właścicieli działek na takie inwestycje). Problem ten także został dostrzeżony w „Polityce energetycznej…” i w Programie działań wykonawczych zapowiadane są: „Działania legislacyjne, mające na celu likwidację barier inwestycyjnych, w szczególności w zakresie inwestycji liniowych, w tym: 1. Przygotowanie założeń do zmiany przepisów, które ułatwią realizację inwestycji liniowych w energetyce – 2009/2010 r. 38

2. Przygotowanie projektu ustawy ułatwiającej realizację inwestycji liniowych w energetyce – 2010 r. 3. Opracowanie projektów regulacji prawnych upraszczających procedury realizacji inwestycji liniowych w energetyce oraz umożliwiających uregulowanie stanu prawnego i eksploatację istniejącego majątku sieciowego, w tym regulacji dotyczących gospodarki nieruchomościami, postępowania administracyjnego, planowania i zagospodarowania przestrzennego, ochrony gruntów rolnych i leśnych, ochrony środowiska oraz ochrony przyrody – 2010 r. 4. Wdrożenie nowych regulacji prawnych – od 2011 r. 5. Monitorowanie tempa inwestycji oraz okresowe raporty z postępów w rozwoju infrastruktury liniowej – praca ciągła. 6. Rozważenie zasadności i ewentualne wprowadzenie rozwiązań mających na celu nadanie statusu celu publicznego inwestycjom w zakresie budowy elektrowni i elektrociepłowni – 2011 r. Wszystkie te działania są korzystne z punktu widzenia kogeneracji i powinny być traktowane jako elementy programu jej rozwoju. 8.2. Mechanizmy finansowe Ekonomiczne warunki działania kogeneracji należy oceniać poprzez porównanie z konkurencyjnymi w stosunku do niej technologiami wytwarzania rozdzielonego, tj. ciepłowni i elektrowni. O atrakcyjności każdej z nich dla potencjalnego inwestora decyduje relacja między przychodami a kosztami, pośród których podstawowe znaczenie mają nakłady inwestycyjne i koszty paliowe. Niestety przy aktualnych relacjach cenowych kogeneracja wypada w takim porównaniu mniej korzystnie niż technologie rozdzielone, co zilustrowano wcześniej na rysunku 5.1. Przy relatywnie mniejszej atrakcyjności inwestycyjnej skojarzone wytwarzanie pozwala istotnie zmniejszyć koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, a przede wszystkim zmniejszyć zużycie paliwa pierwotnego, co uzasadnia stosowanie finansowego wsparcia

kogeneracji.

Obserwacja

dotychczasowego

rozwoju

kogeneracji

oraz

przeprowadzone analizy [8] wykazują, że celowe jest zróżnicowanie wsparcia dla instalacji istniejących nieobciążonych kosztami inwestycyjnymi oraz nowych, w których obciążenie takie ma poważny udział w kosztach działalności przedsiębiorstwa. W Polsce istnieje już system wspierania preferowanych technologii energetycznych, przede wszystkim wykorzystujących źródła odnawialne, ale też wysokosprawnej kogeneracji. 39

Są to systemy, które wprowadziły świadectwa pochodzenia dla energii wytworzonej w preferowany sposób i nadały im charakter zbywalnych praw majątkowych (system certyfikatów „zielonych”, „czerwonych”, „żółtych”). System taki stosowany jest tylko w kilku krajach europejskich, a ostatnio także w Polsce budzi szereg wątpliwości. Ze względu na potrzebę spójności stosowanych systemów wsparcia, dopóki systemy takie w kraju istnieją, to należy zachować go także w przypadku wytwarzania w kogeneracji. Stąd proponuje się, aby utrzymać istniejący system świadectw pochodzenia z opłatą zastępczą w wysokości, która powoduje, że sprzedaż świadectwa zapewnia opłacalność wytwarzania w instalacjach istniejących (certyfikaty operacyjne). W przypadku instalacji nowych proponuje się wprowadzenie mechanizmu stosowanego w większości krajów UE, tj. wsparcia w postaci dofinansowania inwestycji (granty inwestycyjne).

Instalacje

nowe

dodatkowo

powinny

uczestniczyć

we

wspólnym

z instalacjami istniejącymi systemie certyfikatów operacyjnych. Ogólny schemat systemu wsparcia uwzględniający oba te elementy przedstawiono na rysunku 8.1.

Wsparcie wysokosprawnej kogeneracji

Wsparcie działalności operacyjnej

Wsparcie działalności inwestycyjnej

Celem wsparcia jest zapewnienie rentowności działalności tylko operacyjnej.

Celem wsparcia jest zapewnienie rentowności działalności inwestycyjnej mającej na celu rozbudowę mocy wytwórczych.

Wysokość wsparcia winna zapewnić rentowność operacyjną dla instalacji istniejących.

Rentowność musi być na poziomie zapewniającym rentowność budowy nowych mocy, tj. między innymi bez darmowych uprawnień do emisji CO 2.

Rys. 8.1. Schemat obrazujący mechanizm finansowego wsparcia kogeneracji

Proponowany mechanizm wsparcia nowych inwestycji kogeneracyjnych w postaci grantów inwestycyjnych rozdzielanych w konkursach nie jest jedynym możliwym do zastosowania.

40

Mechanizm taki ma szereg zalet. Pozwala on między innymi uniknąć różnicowania wielkości wsparcia pod względem technologii. Rozważyć można także propozycje alternatywne takie jak specjalna taryfa uwzględniająca zwrot kosztów inwestycyjnych lub dopłata do energii elektrycznej. Zaletą systemu dopłat w stosunku do specjalnej taryfy byłaby możliwość przyznawania ich w systemie konkursów i nie wymagało powrotu do obowiązku zatwierdzania taryfy. Mechanizmy takie mogłyby wspomagać inwestora przez okres ok. 10 lat. W każdym przypadku pozostaje problem wygenerowania środków finansowych koniecznych do realizacji programu budowy nowych instalacji kogeneracyjnych.

8.2.1. System wsparcia dla istniejących instalacji poprzez system praw majątkowych w postaci świadectw pochodzenia

Przeprowadzone analizy wskazują [8], że wprowadzenie odpłatnych uprawnień do emisji w istotny sposób zwiększy koszty wytwarzania, zwiększy przepływy finansowe, a tym samym wzrośnie wrażliwość zysku finansowego przedsiębiorstwa na relacje między ceną uprawnień, paliwa oraz energii elektrycznej i ciepła. Spodziewać się można niestabilnych zachowań cen świadectw pochodzenia. Stąd proponuje się, aby uzależnić wielkość opłaty zastępczej od bieżącej uśrednionej sytuacji rynkowej przedsiębiorstwa wytwarzającego ciepło i energię elektryczną spełniającego warunki wysokosprawnej kogeneracji. Podstawą do określania wielkości opłaty zastępczej powinna być wartość względnego zysku netto z działalności operacyjnej (wielkość marży operacyjnej – ROS, return on sale) średniego przedsiębiorstwa wytwarzającego ciepło i energię elektryczną w kogeneracji. Podobnie jak to jest obecnie, Prezes URE ogłaszałby wielkość opłaty na kolejne lata, ale jej wysokość określana byłaby na takim poziomie, aby zysk operacyjny średniego przedsiębiorstwa był nie mniejszy niż średni zysk przedsiębiorstw wytwarzających energię elektryczną (elektrowni i elektrociepłowni). W sytuacji zmieniającej się nawet corocznie wysokości opłaty istotne jest, aby jej wysokość była określana w sposób przewidywalny. Stąd proponuje się, aby Prezes URE publikował informacje nie tylko o wysokości opłaty, ale też o wartościach średnich cen i kosztów, dla jakich wyznaczył wartość opłaty. Powinny to być:  wielkości uśrednionego zysku z działalności operacyjnej, dla jakiego wyznaczona została wysokość opłaty, 41

 cena uprawnień do emisji,  cena paliwa,  cena energii elektrycznej,  cena ciepła,  wskaźnik skojarzenia,  koszty pozapaliwowe odniesione do jednostki wyprodukowanej energii elektrycznej. Zachowany byłby dotychczasowy podział świadectw pochodzenia kogeneracji na cztery rynki (gaz i węgiel, metan z instalacji odmetanowienia kopalni oraz biogaz). Przewidywany poziom opłaty zastępczej Przeprowadzono analizę, która pozwoliłaby oszacować poziom opłaty zastępczej w kolejnych latach. Obliczenia wykonano dla średniej struktury kosztów elektrociepłowni zasilanych paliwem węglowym jak w roku 2009. Przyjęto następujące dodatkowe założenia:  wskaźnikiem określającym rentowność w poszczególnych latach jest ROS (return on sale) = zysk netto/przychody,  obliczenia przeprowadzono dla trzech wartości ROS, tj. 5%, 7,5%, 10%,  instalacje istniejące otrzymują uprawnienia na ciepło i energię elektryczną zgodnie z dyrektywą,  całkowita sprawność instalacji wynosi 78%, a wskaźnik skojarzenia 40%,  ceny energii elektrycznej i ciepła wzrastają o koszt uprawnień do emisji CO2

zakupionych na aukcji (30 €/Mg). Wyniki obliczeń przedstawiono na rysunku 8.2. Przy założonych relacjach cenowych i wartościach ROS na poziomie nie wyższym niż 7,5% technologie węglowe nie wymagałyby wsparcia. Wystarczy jednak, że – w warunkach konkurencji – kosztów uprawnień nie będzie można w całości przenieść w ceny ciepła i energii elektrycznej i wtedy nawet przy tak małych wartościach ROS wsparcie jest już konieczne (rys. 8.3).

42

30 25

zł/MWh

20 15 10 5

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

0

ROS=5,0%

ROS=7,5%

ROS=10,0%

Rys. 8.2. Wartość wsparcia operacyjnego (wysokość opłaty zastępczej) w poszczególnych latach dla średniej aktualnej struktury kosztów i cen oraz wzrostu cen ciepła i energii elektrycznej o koszty zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla – technologia węglowa 70 60 zł/MWh

50 40 30 20 10 0 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 Ceny bazowe

Ceny o 5% niższe

Ceny o 10% niższe

Rys. 8.3. Wartość wsparcia operacyjnego (wysokość opłaty zastępczej) w poszczególnych latach dla średniej aktualnej struktury kosztów i cen oraz wzrostu cen ciepła i energii elektrycznej o koszty zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla – technologia węglowa, dla wartości ROS = 7,5% przy cenach bazowych oraz cenach za ciepło i energię elektryczną o 5% i 10% niższych

W przypadku technologii gazowych wsparcie potrzebne będzie w każdym przypadku, co ilustruje rysunek 8.4.

43

160

140

zł/MWh

120 100

80 60 40 20

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

0

ROS=5,0%

ROS=7,5%

ROS=10,0%

Rys. 8.4. Wartość wsparcia operacyjnego (wysokość opłaty zastępczej) w poszczególnych latach dla średniej aktualnej struktury kosztów i cen oraz wzrostu cen ciepła i energii elektrycznej o koszty zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla – technologia gazowa

8.2.2. System grantów dla nowych inwestycji

Do rozdzielania wsparcia inwestycyjnego proponuje się zorganizowanie systemu konkursów na dofinansowanie inwestycji zwiększających produkcje w kogeneracji. Utworzony zostałby Fundusz Rozwoju Kogeneracji, a zarządzający funduszem (np. Prezes NFOŚiGW) byłby ustawowo zobowiązany do organizacji okresowych konkursów na inwestycje w kogenerację. Na konkurs składane byłyby wnioski zawierające:  zobowiązanie do wytworzenia w nowej instalacji kogeneracyjnej określonej rocznej minimalnej ilości energii elektrycznej,  lub (i) zobowiązanie do powiększenia rynku ciepła poprzez inwestycje w rozwój sieci, w wyniku czego zostanie wytworzona dodatkowa energia elektryczna w kogeneracji,  oczekiwaną wielkość wsparcia (zł/MWh rocznie) odniesioną do jednostki zadeklarowanej dodatkowo wyprodukowanej w kogeneracji energii elektrycznej. Ocena wielkości niezbędnego wsparcia W pracy [8] dokonano wstępnej oceny możliwych do poniesienia nakładów na granty inwestycyjne. Dla wyznaczonych ścieżek zmian wartości wsparcia operacyjnego określono 44

wielkości wsparcia inwestycyjnego dla wybranych technologii. W tym celu przyjęto następujące założenia:  nowe instalacje otrzymują darmowe uprawnienie na ciepło, ale nie otrzymują uprawnień na energię elektryczną.  sprawność całkowita nowej instalacji wynosi: o

technologia węglowa – 0,8 przy współczynniku skojarzenia 0,5;

o

technologia gazowa – 0,8 przy współczynniku skojarzenia 1,25.

 wsparcie dobierano tak, aby wartość IRR była większa od 10%. Uzyskane wyniki przedstawiono w tabeli 8.1 oraz na rysunku 8.5. W pracy [8] dla wartości ROS 7,5% porównano wielkości wsparcia inwestycyjnego w zależności od wielkości mocy instalacji oraz rodzaju paliwa. Wyniki przedstawiono na rysunku 8.6. Z zestawienia przedstawionego w tabeli 8.1 jednoznacznie wynika, że wielkość procentowa wsparcia inwestycji dla technologii gazowych jest znacznie większa niż dla technologii węglowych. Szczególnie duże różnice są dla większych mocy jednostkowych. Procentowe wielkości wsparcia dla technologii węglowych i gazowych zbliżają się do siebie dla mocy najmniejszych. Nieco inny obraz jednak otrzymuje się analizując wielkość wsparcia wyrażoną w €/MW zainstalowanej mocy elektrycznej. Widać z niego, że przy dużych mocach jednostkowych wsparcie dla technologii gazowych jest tylko nieco większe niż dla technologii węglowych. Za to dla mniejszych mocy jednostkowych technologie gazowe (w odniesieniu do 1 MW mocy elektrycznej) są znacznie tańsze (rys. 8.6). Tabela 8.1. Zestawienie wielkości wsparcia inwestycyjnego wyrażonego w procentach wartości inwestycji w zależności od wielkości wsparcia operacyjnego wyrażonego w wysokości żądanej wielkości ROS dla inwestycji istniejącej dla różnych technologii ROS = 5,0% ROS = 7,5% ROS = 10,0% Kocioł fluidalny z turbiną parową o mocy ok. 50 MW (CFB_50_WW) 17% 17% 7% Kocioł fluidalny z turbiną parową o mocy ok. 100 MW (CFB_100_WW) 7% 7% 0% Kocioł pyłowy z turbiną parową o mocy ok. 100 MW (PB_100_WW) 9% 9% 0% Kocioł węglowy z turbiną parową o mocy ok. 5 MW (PB_5_WW) 34% 33% 26% Układ gazowo-parowy o mocy ok. 100 MW (UPG_100_GG) 32% 22% 12% Układ gazowo-parowy o mocy ok. 50 MW (UPG_50_GG) 45% 37% 29% Turbina gazowa o mocy ok. 5 MW z odzysknicowym kotłem wodnym (TG_5_GG) 39% 29% 20% Turbina gazowa o mocy ok. 1 MW z odzysknicowym kotłem wodnym (TG_1_GG) 45% 36% 27% Silnik tłokowy o mocy ok. 1 MW zasilany gazem z odzysknicowym kotłem wodnym (SG_1_GG) 43% 32% 21%

45

700 €/kW elektyczny

600 500

400 300

200 100

5,0%

7,5%

10,0%

CFB_50_WW

CFB_100_WW

PB_100_WW

PB_5_WW

UPG_100_GG

UPG_50_GG

TG_5_GG

TG_1_GG

SG_1_GG

Rys. 8.5. Zależność wielkości wsparcia inwestycyjnego wyrażonego w €/MW mocy zainstalowanej elektrycznej od wielkości wsparcia operacyjnego wyrażonego w wysokości żądanej wielkości ROS dla inwestycji istniejącej dla różnych technologii; oznaczenia technologii zgodnie z tabelą 8.1

Wsparcie inwestycji w €/kW

600

500 400 300 200

100 0 0

20

40

60

80

100

120

Moc elektryczna instalacji MW Węgiel

Gaz

Rys. 8.6. Zależność wielkości wsparcia inwestycyjnego wyrażonego w €/MW mocy zainstalowanej elektrycznej od mocy instalacji (w tym technologii) i rodzaju paliwa

9. Społeczna promocja kogeneracji Społeczeństwo polskie charakteryzuje bardzo ograniczona wiedza o energetyce, w szkole nie są przekazywane praktycznie żadne informacje o technologiach przetwarzania energii, a przede wszystkim o technologiach wytwarzania energii elektrycznej. Jest zatem zrozumiałe, że wiedza o kogeneracji i zrozumienie jej zalet praktycznie nie istnieje. Wydaje się natomiast, że trudno jest uruchomić znaczący program wspierania wybranej technologii energetycznej bez zrozumienia jej zalet. Skutecznie udało się to w przypadku energii elektrycznej pozyskiwanej z odnawialnych źródeł energii (OZE), stąd wydaje się, że celowe będzie

zorganizowanie

kampanii

promocyjnej

porównującej

energię

elektryczną

wyprodukowaną w wysokosprawnej kogeneracji z energią wyprodukowaną z OZE. Efekt 46

wytwarzania w kogeneracji może być bowiem częściowo porównywalny z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła ze źródeł odnawialnych, gdyż można także powiedzieć, że część energii elektrycznej dzięki kogeneracji można wytworzyć nie spalając paliwa. Wyjaśnia to rysunek 9.1. 27 – 17 = 10 MW „bez paliwa” wytwarzanie w skojarzeniu

wytwarzanie rozdzielone paliwo 100 – 60 = 40

17

elektrownia 42%

53

ciepłownia

60

ciepło

88% suma

27

energia elektryczna

100

elektro ciepłownia 80% Oszczędnośd emisji CO2 proporcjonalna do zmniejszenia zużycia paliwa

paliwo 100

Rys. 9.1. Interpretacja wytwarzania w kogeneracji części energii elektrycznej bez paliwa -

Wydaje się, że celowe będzie utworzenie przez producentów energii elektrycznej i ciepła

w

skojarzeniu

wspólnej

marki

i

wspólne

promowanie

wytwarzania

w

wysokosprawnej kogeneracji. Dobrym do naśladowania przykładem może być wspólna promocja „ciepła sieciowego”.

10. Sposób monitorowania i oceny stopnia osiągania celów programu Dyrektywa kogeneracyjna [4] w artykule 6 p. 3 nakłada na państwa członkowskie obowiązek: „Państwa Członkowskie, po raz pierwszy najpóźniej do 21 lutego 2007 r., a następnie co cztery lata, na wniosek Komisji złożony co najmniej sześć miesięcy przed wyznaczonym terminem, oceniają postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału kogeneracji o wysokiej wydajności w całkowitej produkcji energii”. W artykule 10 p. 3 stwierdza ponadto: „Państwa Członkowskie przedkładają Komisji dane statystyczne dotyczące krajowej produkcji energii elektrycznej i ciepła z kogeneracji po raz pierwszy przed końcem grudnia 2004 r. z danymi za rok 2003, a następnie corocznie, zgodnie z metodologią przedstawioną w załączniku II. Państwa Członkowskie przedkładają również roczne statystyki dotyczące istniejących

zdolności

produkcyjnych

kogeneracji

oraz

paliw

wykorzystywanych

w kogeneracji. Państwa Członkowskie mogą również przedstawiać statystyki dotyczące oszczędności w energii pierwotnej uzyskanych dzięki stosowaniu kogeneracji, zgodnie z metodologią przedstawioną w załączniku III”. 47

Niezależnie od obowiązków nałożonych na administrację państwową przez dyrektywę konieczne jest bieżące śledzenie wielkości produkcji w skojarzeniu oraz trwających procesów inwestycyjnych. W najbliższym czasie spodziewać się można dynamicznie zmieniających się relacji między przychodami i kosztami wytwarzania w skojarzeniu. Zmienna będzie także struktura paliwowa inwestycji. Należy zatem przewidzieć możliwości operacyjnego korygowania zarówno wielkości obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw pochodzenia, jak i ilości środków finansowych przeznaczanych na inwestycyjne wsparcie kogeneracji.

11. Plan finansowy programu Plan finansowy programu rozwoju kogeneracji musi uwzględniać dwa proponowane mechanizmy: wsparcie operacyjne i wsparcie inwestycyjne. Wsparcie operacyjne realizowane byłoby z wykorzystaniem dotychczasowego mechanizmu certyfikatów – zbywalnych praw majątkowych. Utrzymany powinien być dotychczasowych system rozróżniający certyfikaty w zależności od stosowanego paliwa (czerwone – węgiel, żółte – gaz oraz brązowe – metan, biogaz). W systemie takim koszty wsparcia ponoszą bezpośrednio odbiorcy energii elektrycznej (wsparcie operacyjne wliczone w cenę energii elektrycznej). Odbiorcy ciepła nie są obciążani tymi kosztami. System wsparcia inwestycyjnego musi zostać utworzony od podstaw, a przeprowadzone analizy wykazały, że racjonalny byłby tu system grantów inwestycyjnych przyznawanych w procedurze konkursowej. Przy przyjęciu takiej koncepcji powinien zostać utworzony wydzielony Fundusz Rozwoju Kogeneracji zarządzany np. przez Prezesa NFOŚiGW. Rozstrzygnięcia wymaga określenie sposobu zasilania takiego funduszu środkami finansowymi, mogłyby być to np. część środków uzyskanych ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2. Graficzną ilustrację schematu proponowanego sposobu wsparcia kogeneracji przedstawiono na rys.11.1 Wsparcie inwestycyjne dla nowych instalacji może być udzielane jednorazowo w momencie realizacji inwestycji lub ratalnie w okresie spłaty kredytu, z którego finansowana byłaby inwestycja. Obie te możliwości mają różnorodne wady i zalety, stąd przeprowadzono symulacje rozwoju kogeneracji w obu tych przypadkach [8]. W wariancie wsparcia ratalnego założono, że byłoby ono rozłożone na 10 lat.

48

EC - istniejące

i tycj wes e in

emisję CO2 Opłaty za

arci

Wsp

ty z

za a at d pł prą Elektrownia zawodowa

CO 2

O

Operator systemu elektroenergetycznego

EC - nowe

a e mi sję

ci ąd oś pr n l a z ła j ia ta ła dz yjne p e O c ci j ar era jne sp op cy a W r pe io rąd śc o ap n z al a iał łat dz Op e i rc pa Ws

Op ła

Opłata za prąd

Odbiorca energii elektrycznej

e rci i pa racj s e W n ge ko Fundusz Rozwoju

Opłaty za In emisję CO2 c ne Minister Finansów ele

Kogeneracji

.

Rys. 11.1. Graficzna ilustracja schematu przepływu środków finansowych wspierających kogenerację w proponowanym wariancie z wydzielonym Funduszem Rozwoju Kogeneracji zasilanym środkami finansowymi z aukcji uprawnień do emisji

Dla zobrazowania różnic w przepływach finansowych dla obu typów wsparcia przedstawiono uproszczoną symulację przepływów (wydatków na cele wsparcia inwestycji). Założono tu, że wzrost wytwarzania w kogeneracji będzie następował zgodnie ze scenariuszem przedstawionym w rozdz. 6 (rys. 6.2 oraz 6.3). Analizę przeprowadzono dla uproszczonej struktury inwestycji. Nowe instalacje podzielono arbitralnie na trzy kategorie pod względem wielkości, tj.: 

od 0 do 25 MW elektrycznych (0–25),



powyżej 25 do 75 MW elektrycznych (> 25–75),



powyżej 75 MW elektrycznych (> 75).

Na podstawie uproszczonych analiz [8] określono udziały w całkowitej mocy nowych instalacji wyróżnionych wyżej grup: 

od 0 do 25 MW – 5%,



powyżej 25 do 75 MW – 20%,



powyżej 75 MW – 75%.

Na podstawie relacji między wysokością koniecznego wsparcia dla poszczególnych grup (rys. 8.6) przyjęto, że w kategorii powyżej 75 MW powstaną obiekty wykorzystujące węgiel, w kategorii od 0 do 25 MW powstaną tylko obiekty spalające gaz ziemny, a kategoria

49

powyżej 25 do 75 MW będzie zawierała obiekty w 50% gazowe i w 50% węglowe. W tabeli 11.1 zestawiono podstawowe założenia do modelu rozwoju inwestycji kogeneracyjnych. Tabela 11.1. Zestawienie podstawowych założeń do modelu rozwoju kogeneracji dla poszczególnych kategorii obiektów

Udział w rynku nowych instalacji Rodzaj paliwa Czas wykorzystania mocy zainstalowanej h/rok Średni wskaźnik skojarzenia Jednostkowa wielkość wsparcia mln zł/MW

Istniejące

0–25

>25–75

>75

–

5%

75%

węgiel

gaz

20% 50% węgiel 50% gaz

węgiel

4600 0,4

4600 1

4600 0,75

4600 0,5

0

1,4

1,2

0,48

Przy przyjętych założeniach określono wielkość produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji z podziałem na poszczególne kategorie. Wyniki obliczeń przedstawiono na rysunku 11.2.

60

TWh/rok

50 40 30 20 10 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Istniejące

>75

25-75

0-25

Rys. 11.2. Zmiana wielkości produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji w poszczególnych latach z rozbiciem na kategorie obiektów

Przy tak przyjętej ścieżce rozwoju kogeneracji oraz zgodnie z założeniami przyjętymi w tabeli 11.1 określono wielkości rocznych nakładów na wsparcie inwestycji. Wyniki przedstawiono na rysunku 11.3. Alternatywą dla tego rozwiązania jest wsparcie przekazywane w ratach. W celu wykonania odpowiednich obliczeń niezbędne było przyjęcie dodatkowych założeń:

50

 wsparcie będzie przekazywane w równych ratach,  inwestycja musi być skredytowana,  wysokość wsparcia musi pokrywać koszty kredytu,  oprocentowanie kredytu wynosi 8% w skali roku, spłata w ratach równych,  okres wsparcia wynosi 10 lat,  wysokość wsparcia operacyjnego ustalana jest tak, że dla instalacji istniejących zapewnione jest ROS = 7,5%.

1 400 1 200

mln zł/rok

1 000 800 600 400 200

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

0

Rys. 11.3. Przebieg zmian całkowitej wartości wsparcia dla nowych inwestycji w przypadkach, gdy wsparcie przekazywane byłoby jednorazowo po ukończeniu inwestycji

Przebieg zmian wielkości wsparcia dla takiego modelu dofinansowania nowych inwestycji kogeneracyjnych przedstawiono na rysunku 11.4. W przypadku wsparcia jednorazowego w latach końcowych pojawiają się większe wydatki, ponieważ w końcowym okresie wchodzą w realizację droższe (z punktu widzenia dofinansowania) inwestycje gazowe (małe).

51

1 400 1 200

mln zł/rok

1 000 800 600 400 200

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

0

Rys. 11.4. Przebieg zmian całkowitej wartości wsparcia dla nowych inwestycji w przypadkach, gdy wsparcie przekazywane byłoby w równych ratach przez okres 10 lat (wsparcie pokrywa koszty kredytu)

W przypadku wypłaty jednorazowej niestety od razu pojawiają się duże kwoty koniecznego wsparcia. W metodzie ratalnej na początku programu wydatki są małe, co będzie odpowiadało niewielkiej jeszcze ilości środków z aukcji uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Niestety jest pewnego rodzaju zagrożenie związane z tym, że zobowiązania są długoterminowe. Jak widać, w latach 2020, 2021 następuje kumulacja wydatków. W przypadku wydatków jednorazowych takie zagrożenie nie istnieje, bo bardzo dobrze można skorelować wielkość rocznych wydatków z możliwością pozyskania źródeł finansowania. Bardzo istotną cechą jest możliwość egzekwowania spełnienia obowiązków. Celem jest nie przyrost mocy wytwórczej, lecz przyrost produkcji. W związku z tym istotne jest, aby nowe instalacje prowadziły produkcję energii w wysokosprawnej kogeneracji. W przypadku systemu ratalnego jest więc łatwa możliwość egzekwowania tego wymogu. W przypadku jednorazowej wypłaty mechanizm ten jest znacznie trudniejszy. Porównanie słabych i mocnych stron obu sposobów wsparcia inwestycji przedstawiono w tabeli 11.2.

52

Tabela 11.2. Mocne i słabe strony dwóch systemów wsparcia inwestycji kogeneracyjnych Jednorazowe wsparcie Mocne strony Słabe strony  kwota dotacji nie pokrywa kosztów kredytowania  od pierwszych lat działania programu wielkość przez szereg lat wsparcia będzie znacząca  łatwo można wycenić wielkość wsparcia, jaka będzie wymagana od państwa w danym roku  zmniejszenie ryzyka inwestycji (szybszy zwrot pieniędzy), co powinno przenieść się na obniżenie jednostkowych kosztów kredytu  korzystnie wpłynie na zdolności kredytowe sektora (mniejsze zadłużenie sektora – większa możliwość inwestycyjna w innych dziedzinach) Szanse Zagrożenia  krótszy okres działania programu  inwestor po otrzymaniu wsparcia nie będzie realizował produkcji Wsparcie rozłożone w latach Mocne strony Słabe strony  w początkowym okresie wartość dotacji będzie  kwota dotacji musi pokrywać kredytowanie przez stosunkowo niska wiele lat  łatwa kontrola realizacji produkcji w wysokosprawnym mechanizmie Szanse Zagrożenia  dłuższy okres działania programu (trudna do przewidzenia przyszłość), po zadeklarowaniu przez państwo pomocy dla danej instalacji program musi być realizowany przez szereg lat – trudno przewidzieć, co będzie się działo w kolejnych latach realizacji programu

W proponowanym modelu wsparcia nowych instalacji kogeneracyjnych zakłada się, że wykorzystane do tego celu byłyby środki pozyskane z aukcji uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Istotne jest zatem porównanie wielkości tych środków z kosztami wsparcia. Przy uwzględnieniu, że podstawową pulę uprawnień sprzedawanych na aukcjach będą stanowić uprawnienia konieczne do produkcji energii elektrycznej, można przyjąć, że przy cenie 30 €/Mg w 2013 roku z aukcji powinno się uzyskać minimum około 4 mld zł (rys. 11.5). Suma ta w roku 2020 wzrośnie do poziomu 14 mld zł.

53

16000

Przychody z aukcji [mln zł]

14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

rok

Rys. 11.5. Prognozowane przychody z aukcji uprawnień do emisji dwutlenku węgla dla energetyki

Wsparcie nowych inwestycji kogeneracyjnych nigdy nie przekroczyłoby więc 10% tych dochodów. Podstawową zaletą kogeneracji jest zwiększenie efektywności generacji ciepła i energii elektrycznej. To bezpośrednio przekłada się na zmniejszenie zużycia paliwa, a tym samym na zmniejszenie emisji zanieczyszczeń do atmosfery. Zmniejszenie emisji dotyczy także CO2, poprzez co Polska będzie mogła się łatwiej wywiązać ze swoich zobowiązań. Ograniczenie emisji nie jest celem samym w sobie, a istotna jest tu ochrona środowiska, w tym zmniejszenie efektu cieplarnianego. Emisja zanieczyszczeń wiąże się ze zwiększeniem kosztów leczenia ludności, zwiększeniem degradacji budowli itd. – kosztami zewnętrznymi wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Zmniejszenie emisji wiąże się więc ze zmniejszeniem kosztów, co można traktować jako przychód. Jeżeli zestawić koszty ponoszone przez państwo w postaci wsparcia inwestycji i przychody wynikające ze zmniejszenia kosztów zewnętrznych, otrzyma się wyniki jak przedstawiono na rysunku 11.6.

54

Rys. 11.6. Porównanie korzyści dla gospodarki kraju (wsparcie inwestycyjne – zmiana kosztów zewnętrznych) z wprowadzenia mechanizmów wsparcia w przypadku dwóch sposobów wsparcia inwestycji: jednorazowego i w ratach

55

Bibliografia 1. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2009. ARE S.A., Warszawa 2010 2. Energia z kogeneracji, Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa www.ure.gov.pl/portal/pdb/457/Energia_z_kogeneracji.html

3. Statystyka Ciepłownictwa Polskiego 2009. ARE S.A., Warszawa 2010 4. Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii 5. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Ministerstwo Gospodarki. www.mg.gov.pl/Gospodarka/Energetyka/Polityka+energetyczna/

6. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne. (Dz.U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, 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 oraz z 2009 r. Nr 3, poz. 11, Nr 69, poz. 586, Nr 165, poz. 1316 i Nr 215, poz. 1664) 7. Obwieszczenie Ministra Gospodarki z dnia 12 grudnia 2007 r. w sprawie raportu oceniającego postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej. Monitor Polski Nr 1/2008, poz. 12 8. Opracowanie założeń i kluczowych elementów „Programu rozwoju w Polsce kogeneracji”, opracowanie Uczelnianego Centrum Badawczego Energetyki i Ochrony Środowiska PW wykonane na zamówienie Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych i Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie – etap I oraz II, Warszawa 2010 9. Directive 2010/75/EC of the European Parliament and of the Council of 24 November 2010 on industrial emissions (integrated pollution prevention and control) 10. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniająca

dyrektywę

2003/87/WE

w

celu

usprawnienia

i

rozszerzenia

wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych 11. Directive 2008/50/EC of the European Parliament and of the Council of 21 May 2008

on ambient air quality and cleaner air for Europe

56