M.P. 2008 nr 1 poz. 12

12 OBWIESZCZENIE MINISTRA GOSPODARKI1) 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 Na podstawie art. 9n ust. 2 ustawy z dnia 10 kwiet nia 1997 r. — Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, z późn. zm.2)) ogłasza się w załączni ku do obwieszczenia raport oceniający postęp osią gnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wy twarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowi tej krajowej produkcji energii elektrycznej. Minister Gospodarki: W. Pawlak ———————

1) Minister Gospodarki kieruje działem administracji rządowej — gospodarka, na podstawie § 1 ust. 2 rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 16 listopada 2007 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Gospodarki (Dz. U. Nr 216, poz. 1593).

2) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2006 r. Nr 104, poz. 708, Nr 158, poz. 1123 i Nr 170, poz. 1217 oraz z 2007 r. Nr 21, poz. 124, Nr 52, poz. 343, Nr 115, poz. 790 i Nr 130, poz. 905. Załącznik do obwieszczenia Ministra Gospodarki z dnia 12 grudnia 2007 r. (poz. 12) RAPORT OCENIAJÑCY POST¢P OSIÑGNI¢TY W ZWI¢KSZANIU UDZIA¸U ENERGII ELEKTRYCZNEJ WYTWARZANEJ W WYSOKOSPRAWNEJ KOGENERACJI W CA¸KOWITEJ KRAJOWEJ PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ Monitor Polski Nr 1 — 8 — Poz. 12 Monitor Polski Nr 1 — 9 — Poz. 12 Spis treści

1. Wstęp   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 10

2. Informacja o dotychczasowym wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu   .  .  .  .  .  .  .  . 10

3. Wdrożenie dyrektywy 2004/8/WE do polskiego systemu prawnego   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 12

4. Całkowity prognozowany potencjał kogeneracji i uwarunkowania rozwoju gospodarki skojarzonej w Rzeczypospolitej Polskiej   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 13 4.

1. Prognoza zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 13 4.

2. Sytuacja Rzeczypospolitej Polskiej w zakresie paliw i jej wpływ na rozwój kogeneracji   .  .  .  .  .  . 15

5. Potencjał techniczny kogeneracji   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 16 5.

1. Wielkość potencjału technicznego   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 16 5.

2. Technologie kogeneracji   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 16

6. Efektywny ekonomicznie potencjał kogeneracji  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 17

7. Oszczędność energii pierwotnej uzyskana poprzez wykorzystanie kogeneracji   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 19

8. Bariery rozwoju kogeneracji   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 20 8.

1. Bariery ekonomiczne   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 20 8.

2. Bariery prawne   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 21 8.

3. Bariery administracyjne i społeczne   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 21

9. Wnioski   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 21

1. Wstęp Niniejszy Raport oceniający postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarza nej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajo wej produkcji energii elektrycznej jest wypełnieniem upoważnienia zawartego w art. 9n ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. — Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, z późn. zm.) w związku z art. 9 ustawy z dnia 12 stycznia 2007 r. o zmianie ustawy — Prawo energetyczne, ustawy — Prawo ochrony środo wiska oraz ustawy o systemie oceny zgodności (Dz. U. Nr 21, poz. 124). W preambule do dyrektywy 2004/8/WE Parlamen tu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie promowania kogeneracji w oparciu o zapo trzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrz nym energii oraz zmieniającej dyrektywę 92/42/EWG (Dz. Urz. UE L 52 z 21.02.2004, s. 50; Dz. Urz. Polskie wydanie specjalne, rozdz. 12, t. 3, s.

3) stwierdzono m.in., że potencjał skojarzonej gospodarki cieplno -elektrycznej jako środek służący do oszczędzania energii jest obecnie niewystarczająco wykorzystywa ny we Wspólnocie. Promowanie wysokosprawnej ko generacji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użyt kowe stanowi priorytet dla Wspólnoty i niesie ze sobą potencjalne korzyści wynikające ze skojarzenia związa ne z oszczędzaniem energii pierwotnej, unikaniem strat w sieci i zmniejszeniem emisji, w szczególności gazów cieplarnianych. Efektywne wykorzystanie energii poprzez stoso wanie skojarzenia (kogeneracji) może również przy czynić się do poprawy bezpieczeństwa dostaw energii i konkurencyjności Unii Europejskiej. Jest to tym bar dziej istotne, ponieważ obecne uzależnienie kra jów Unii Europejskiej od importu energii w wysokości 50 % może wzrosnąć w roku 2030 do 70 %, jeżeli zo staną zachowane obecne tendencje. Należy zatem podjąć odpowiednie kroki, żeby zapewnić lepsze wy korzystanie możliwości, jakie stwarza kogeneracja w ramach wewnętrznego rynku energii. W preambule dyrektywy 2004/8/WE podkreśla się, że stosowanie ko generacji stanowi środek prowadzący do osiągnięcia znacznych redukcji emisji CO2 i wypełnienia zobowią zań protokołu z Kioto. Ponadto w preambule wprowadza się pojęcie „wy sokosprawna kogeneracja”, precyzując, że oszczęd ność względna energii pierwotnej powyżej 10 % upo ważnia do używania tego terminu do energii wytworzo nej w procesie skojarzonym. Do celów dyrektywy zali czono m.in. ustanowienie ujednoliconej metody obli czania energii elektrycznej otrzymanej z kogeneracji oraz przygotowanie wytycznych do wdrożenia tej me tody przy zastosowaniu metodologii opracowanych przez europejskie organizacje standaryzacyjne. Energii elektrycznej produkowanej w wysoko sprawnej kogeneracji zapewnia się gwarancje pocho dzenia. Państwa członkowskie zobowiązane zostały do przeprowadzenia analizy potencjału zastosowania wy sokosprawnej kogeneracji oraz analizy barier rozwoju wytwarzania skojarzonego. Postęp krajów członkow skich w wykorzystaniu potencjału kogeneracji będzie monitorowany przez Komisję Europejską. Państwa członkowskie powinny być zachęcane do stworzenia mechanizmów niezbędnych do zapewnie nia stabilnych podstaw gospodarczych i administracyj nych istotnych dla inwestowania w nowe jednostki ko generacyjne. Mają temu służyć programy wsparcia o okresie realizacji co najmniej czterech lat. Programy wsparcia produkcji skojarzonej powinny być skupione na promowaniu kogeneracji wynikającej z gospodarczo uzasadnionego zapotrzebowania na ciepło i chłód (cie pło użytkowe). Państwowe wsparcie dla kogeneracji powinno być zgodne ze wspólnotowymi wytycznymi dotyczącymi pomocy państwa na rzecz ochrony środo wiska naturalnego (Dz. Urz. WE C 37 z 03.02.2001, s. 3; Dz. Urz. WE Polskie wydanie specjalne, rozdz. 8, t. 2, s. 76). Ponadto państwa członkowskie powinny zadbać o to, aby w systemach wsparcia publicznego przestrze gano zasady stopniowego wycofywania. Komisja za mierza monitorować i zbierać doświadczenia uzyskane podczas stosowania przez kraje członkowskie progra mów wsparcia.

2. Informacja o dotychczasowym wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu W Rzeczypospolitej Polskiej rozwój skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła związany jest przede wszystkim z rozwojem systemów ciepłowni czych zaopatrujących aglomeracje miejskie w ciepło dla celów grzewczych i w ciepłą wodę użytkową. Pierwszy taki system powstał w 1954 r. w Warszawie. Szczególnie intensywny rozwój systemów następował w latach 70. ubiegłego wieku. Ocenia się, że suma ryczna długość sieci ciepłowniczych w Rzeczypospoli tej Polskiej wynosi około 18 tys. km, a system war szawski o długości 1550 km jest największym syste mem ciepłowniczym w Unii Europejskiej. Niestety w wielu systemach ciepłowniczych, szczególnie pre dysponowanych do stosowania kogeneracji, ciepło wytwarzane jest w kotłowniach. Największy potencjał rozwoju kogeneracji występuje właśnie w takich sys temach. Wielkość produkcji ciepła w systemach sie ciowych, w tym ciepła wytworzonego w skojarzeniu, przedstawiono na rys. 11). Monitor Polski Nr 1 — 10 — Poz. 12 ———————

1) Przedstawione w Raporcie historyczne dane statystyczne pochodzą z opracowań Agencji Rynku Energii S.A. Udział produkcji ciepła w skojarzeniu w całkowitej produkcji ciepła sieciowego rósł systematycznie w anali zowanym okresie, co było spowodowane przede wszyst kim zmniejszaniem się zapotrzebowania na ciepło. Dotychczas stosowane były dwie podstawowe for my promocji kogeneracji, tj. poprzez nałożenie na za kłady energetyczne obowiązku zakupu energii elek trycznej wyprodukowanej w skojarzeniu po cenach kontrolowanych lub poprzez obowiązek dysponowa nia w wolumenie sprzedawanej energii elektrycznej określonego urzędowo udziału energii skojarzonej. Pierwsza forma stosowana była do 2004 r., z tym że obowiązek zakupu do 1989 r. należy traktować umownie, wobec gospodarki planowej i deficytu ener gii elektrycznej. W ramach obowiązku zakupu w różny sposób określana była cena energii. Do 1997 r. miała ona charakter ceny urzędowej, a od 1998 do 2004 r. określana była przez wytwórcę i podlegała zatwierdze niu przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Wielkość produkcji energii elektrycznej w skojarze niu na tle całkowitej ilości wytworzonej energii elek trycznej przedstawiono na rys. 2. Monitor Polski Nr 1 — 11 — Poz. 12 Rys.

1. Produkcja ciepła sieciowego, w tym w skojarzeniu, w latach 1980—2005, dla lat 1994—2002 nie przedstawiono produkcji ciepła w skojarzeniu ze względu na brak danych o wielkości produkcji skojarzonej w źródłach przemysłowych w tym okresie Rys.

2. Produkcja energii elektrycznej, w tym w skojarzeniu, w latach 1980—2005 Systematyczny wzrost udziału produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu, jaki następował od 1990 r., pozornie uległ zmniejszeniu w 2005 r. wobec zmiany kryterium uznawania energii elektrycznej za skojarzo ną — podniesienie minimalnej sprawności przemiany energii chemicznej paliwa w energię elektryczną i cie pło łącznie z 65 % do 70 %. Funkcjonujący do dnia 30 czerwca 2007 r. sys tem wspierania źródeł skojarzonych oparty był na obowiązku zakupu nałożonym na podmioty sprze dające energię elektryczną odbiorcom końcowym. Podmioty te obowiązane były wykazać, iż określony procent energii dostarczanej przez nie odbiorcom końcowym pochodzi ze źródeł skojarzonych. W przypadku niedostatecznej podaży energii skoja rzonej na rynku podmioty zobowiązane zwolnione były z konieczności pełnego wypełnienia obowiąz ku. W ten sposób poziom obowiązku automatycznie dostosowywany był do zmiennej podaży energii skojarzonej na rynku, bez konieczności ponoszenia przez te podmioty kosztów np. opłat zastępczych. Obowiązkowi zakupu podlegała energia wyprodu kowana w źródłach, których sprawność ogólna wy nosiła co najmniej 70 %. Cena zakupu energii w ramach obowiązku była w sposób pośredni kształtowana przez Prezesa Urzę du Regulacji Energetyki, który corocznie w procesie zatwierdzania taryf dla spółek dystrybucyjnych okreś lał uzasadniony poziom kosztu zakupu przez te pod mioty energii elektrycznej ze skojarzenia. Zwykle ak ceptowany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki poziom kosztu realizacji obowiązku zakupu przekra czał prognozowane ceny rynku konkurencyjnego o kil kanaście złotych. Cena zakupu energii elektrycznej w ramach obo wiązku była następnie negocjowana w umowach dwustronnych. Ârednia cena w tych kontraktach nie przekraczała poziomu określonego ex ante przez Pre zesa Urzędu Regulacji Energetyki. Dostęp źródeł skojarzonych do sieci przesyłowej jest uprzywilejowany. Na operatorów sieci elektro energetycznych nałożony jest obowiązek odbioru energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu. Po nadto muszą oni zapewnić tej energii pierwszeństwo przesyłu.

3. Wdrożenie dyrektywy 2004/8/WE do pol skiego systemu prawnego W dniu 12 stycznia 2007 r. Sejm Rzeczypospolitej Polskiej uchwalił ustawę o zmianie ustawy — Prawo energetyczne, ustawy — Prawo ochrony środowiska oraz ustawy o systemie oceny zgodności. Niniejsza ustawa dokonuje w zakresie swojej regulacji wdroże nia dyrektywy 2004/8/WE. Ustawa weszła w życie w dniu 24 lutego 2007 r. Przepisy wprowadzające no wy system wspierania energii z wysokosprawnej ko generacji weszły w życie w dniu 1 lipca 2007 r. i mają na celu, zgodnie z dyrektywą, promować kogenerację oraz tworzyć korzystne warunki rozwoju produkcji skojarzonej w Rzeczypospolitej Polskiej. W znowelizowanej ustawie — Prawo energetyczne znajduje się szereg przepisów porządkujących zagad nienia związane z kogeneracją. W art. 3 wprowadzono zgodne z dyrektywą definicje podstawowych pojęć dotyczących kogeneracji, ciepła użytkowego w koge neracji, wielkości sprawności granicznych oraz wyso kosprawnej kogeneracji. Zgodnie z wymogami dyrektywy ustawa wprowa dza system certyfikacji energii elektrycznej z wysoko sprawnej kogeneracji. Do otrzymania świadectwa po chodzenia z kogeneracji, potwierdzającego wytworze nie określonej ilości energii w skojarzeniu wysoko sprawnym, uprawnieni są wszyscy wytwórcy, którzy posiadają odpowiednią koncesję, złożyli wniosek i do pełnili określonych wymogów formalnych i pomiaro wych. Podmiotem odpowiedzialnym za wydawanie świadectw pochodzenia jest Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Certyfikacja energii jest obowiązkowa w stosunku do podmiotów chcących korzystać z no wego systemu wsparcia, obowiązującego od dnia 1 lipca 2007 r. Wbudowane mechanizmy kontrolne powodują, że wymogi dokładności, rzetelności i odporności niniej szego systemu na korupcję zostaną dotrzymane. Producent po wyprodukowaniu energii elektrycz nej w wysokosprawnej kogeneracji występuje do Pre zesa Urzędu Regulacji Energetyki z wnioskiem o wy danie świadectwa pochodzenia dla tej energii. Wnio ski powinny obejmować energię wyprodukowaną w ciągu jednego lub kilku następujących po sobie miesięcy danego roku kalendarzowego. Ilość produ kowanej energii w wysokosprawnej kogeneracji w trakcie roku obliczana jest na podstawie planowanej średniorocznej sprawności przemiany energii che micznej paliwa w energię elektryczną i ciepło. Każdo razowo przy składaniu wniosku o wydanie świadec twa pochodzenia wyprodukowanie określonego w nim wolumenu energii elektrycznej z wysokospraw nej kogeneracji potwierdzane jest przez odpowiednie go operatora sieci elektroenergetycznych. Po zakoń czeniu danego roku kalendarzowego wytwórca zobo wiązany jest złożyć Prezesowi Urzędu Regulacji Ener getyki sprawozdanie z produkcji zrealizowanej w cią gu roku. W sprawozdaniu rocznym, w obliczeniach, brana jest pod uwagę rzeczywista osiągnięta spraw ność przemiany energii paliwa w ciepło i energię elek tryczną. Sprawozdania roczne weryfikowane są przez niezależne i kompetentne jednostki, akredytowane przez Polskie Centrum Akredytacji. Na podstawie Monitor Polski Nr 1 — 12 — Poz. 12 sprawozdań rocznych przeprowadzona jest weryfika cja ilości świadectw pochodzenia wystawionych dla danego producenta (obowiązkowe umorzenie części świadectw pochodzenia lub wystawienie dodatkowej ich ilości). Nieprawidłowości w wypełnianiu wnios ków o wydanie świadectw pochodzenia podlegają ka rze. Podmioty, które wystąpią do Prezesa Urzędu Re gulacji Energetyki z wnioskiem o wydanie świa dectw pochodzenia dla energii wyprodukowanej w 2007 r., powinny do pierwszego wniosku załączyć opinię akredytowanej jednostki, potwierdzającą możliwość i prawdopodobną wielkość produkcji energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w 2007 r. Nowym systemem wsparcia objęta została cała energia produkowana w wysokosprawnej kogenera cji. Wydawane dla tej energii świadectwa pochodze nia objęte są obowiązkiem zakupu. Obowiązek zakupu świadectw nałożony został na podmioty sprzedające energię odbiorcom końcowym. W każdym roku przed siębiorstwa zobowiązane są do zakupienia odpowied niej ilości świadectw pochodzenia, proporcjonalnej do ilości energii dostarczanej klientom końcowym. Obo wiązek może być również wypełniony w drodze wnie sienia opłaty zastępczej. Âwiadectwa pochodzenia wydawane są odrębnie dla dwóch grup źródeł: — opalanych paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 1 MW, — dla pozostałych źródeł. Dla każdego rodzaju świadectw ustalony został od rębny zakres obowiązku zakupu oraz odmienny po ziom opłaty zastępczej. Wysokość opłaty zastępczej będzie corocznie wyznaczana przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w ramach określonego w usta wie zakresu: 15—110 % średniej ceny energii na ryn ku konkurencyjnym dla źródeł małych i gazowych oraz 15—40 % tej ceny dla pozostałych źródeł koge neracyjnych. W ramach nowego systemu wspierania źródeł ko generacyjnych zniesiony został dotychczas obowiązu jący obowiązek zakupu energii produkowanej w skoja rzeniu. Utrzymane zostały preferencje w dostępie do sieci elektroenergetycznych. Nowy system wsparcia ma zgodnie z przyjętą no welizacją obowiązywać do dnia 31 marca 2013 r. Zgodnie z ustawą — Prawo energetyczne wpły wy z opłat zastępczych oraz kar pieniężnych kierowa ne są na konto Narodowego Funduszu Ochrony Ârodowiska i Gospodarki Wodnej i mają być przezna czone wyłącznie na wspieranie odnawialnych źródeł energii lub wysokosprawnej kogeneracji. Zapisy ww. ustawy zostały uszczegółowione w roz porządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 26 wrześ nia 2007 r. w sprawie sposobu obliczania danych po danych we wniosku o wydanie świadectwa pochodze nia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obo wiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elek trycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. Nr 185, poz. 1314), które poprzedzone było roz porządzeniem Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 9 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła (Dz. U. Nr 267, poz. 2657). Przepisy rozporządzenia wdrażają Wytycz ne do implementacji dyrektywy 2004/8/WE, jak rów nież decyzję Komisji 2007/74/WE z dnia 21 grud nia 2006 r. ustanawiającą zharmonizowane wartości referencyjne wydajności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła zgodnie z dyrektywą 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (Dz. Urz. UE L 32 z 06.02.2007, s. 183).

4. Całkowity prognozowany potencjał koge neracji i uwarunkowania rozwoju gospo darki skojarzonej w Rzeczypospolitej Pol skiej 4.

1. Prognoza zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną Zgodnie z dyrektywą 2004/8/WE potencjał rozwoju kogeneracji związany jest z wielkością zapotrzebowa nia na ciepło użytkowe i chłód. Do opracowania pro gnozy zapotrzebowania na ciepło wykorzystano trzy metody badawcze: — analizę (prognozę makroekonomiczną) wyko rzystującą modele makroekonomiczne rozwoju gospodarki energetycznej w skali kraju, — badanie ankietowe producentów i użytkowni ków ciepła, — analizę porównawczą, badającą tendencje roz woju Rzeczypospolitej Polskiej, w tym energo chłonność gospodarki oraz jednakowe wskaźni ki zapotrzebowania na różne postacie energii, w porównaniu z innymi krajami Unii Europej skiej. Wyniki prognozy przedstawione zostały na rys. 3. Wyróżniono na nim podstawowe kierunki użytkowa nia, tj. przemysł, budownictwo i rolnictwo, gospodar stwa domowe, usługi oraz wytwarzanie chłodu. Monitor Polski Nr 1 — 13 — Poz. 12 W ramach prognozy określono także strukturę wy twarzania ciepła przy założeniu kontynuacji wcze śniejszych trendów i polityki państwa w odniesieniu do wytwórców ciepła i energii elektrycznej. Zapotrze bowanie na ciepło może zostać pokryte ze źródeł scentralizowanych (ciepło sieciowe) oraz źródeł lokal nych. W zakresie ciepła wytwarzanego w źródłach scentralizowanych wytwórcy podzieleni zostali na kil ka kategorii, przede wszystkim na elektrociepłownie i ciepłownie (kotłownie). Prognozę produkcji w źró dłach lokalnych oraz scentralizowanych przedstawio no na rys. 4. Monitor Polski Nr 1 — 14 — Poz. 12 Rys.

3. Prognoza zapotrzebowania na ciepło w przemyśle, budownictwie i rolnictwie, gospodarstwach domowych, usługach oraz do wtórnego wytwarzania chłodu Rys.

4. Prognoza produkcji ciepła w źródłach lokalnych i scentralizowanych (ciepło sieciowe) z podziałem na grupy wytwórców (scenariusz business as usual) Dla rozwoju kogeneracji istotny jest także rozwój rynku energii elektrycznej, z tego też powodu w pro gnozie poddano analizie również zapotrzebowanie na energię elektryczną. Wyniki przeprowadzonej analizy wskazują na: — umiarkowany wzrost zapotrzebowania na cie pło, tj. o około 30 % do 2020 r., — szybki wzrost zapotrzebowania na finalną ener gię elektryczną, tj. około 50 % do 2020 r. Wzrost zapotrzebowania na ciepło jest zróżnico wany dla poszczególnych zakresów użytkowania. W ciągu 15 lat wyniesie on: — 16 % dla ciepła technologicznego, — 21 % dla ciepłej wody użytkowej, — 40 % dla ogrzewania pomieszczeń. Tak znaczący przyrost zapotrzebowania na ciepło dla celów grzewczych wynika z prognozowanego, bardzo intensywnego rozwoju usług oraz budownictwa miesz kalnego. W prognozie uwzględniono dotychczasowe trendy spadku zapotrzebowania na ciepło w istniejących budynkach, będące wynikiem termomodernizacji. Przy zachowaniu dotychczasowych tendencji spo dziewać się można niewielkiego wzrostu produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu, który nie pozwoli na zwiększenie udziału skojarzonej energii elektrycz nej w całkowitej krajowej produkcji. 4.

2. Sytuacja Rzeczypospolitej Polskiej w zakresie pa liw i jej wpływ na rozwój kogeneracji W 2005 r. całkowite zużycie energii pierwotnej (paliw) wyniosło 3931,6 PJ. Strukturę zużycia po szczególnych paliw przedstawiono na rys.

5. Struktu ra ta jest znacząco różna od struktury występującej w innych krajach Unii Europejskiej. Główne różnice dotyczą: — ponad czterokrotnie większego udziału wę gla w zużyciu krajowym (Rzeczpospolita Polska — 62 %, UE — 15 %), — prawie dwukrotnie mniejszego zużycia gazu ziemnego i paliw ciekłych (Rzeczpospolita Polska — 35 %, UE — 63 %), — braku energetyki jądrowej w strukturze zużycia energii pierwotnej w Rzeczypospolitej Polskiej (w UE 16 %). Monitor Polski Nr 1 — 15 — Poz. 12 Rys.

5. Struktura zużycia paliw w Rzeczypospolitej Polskiej w 2005 r. Struktura krajowego zużycia paliw w znacznej mie rze jest wynikiem ich dostępności w Rzeczypospolitej Polskiej. Znaczące zasoby węgla kamiennego i brunat nego oraz praktycznie zupełny brak zasobów ropy powodują, że prawie 90 % pozyskanej energii pier wotnej stanowi węgiel. Strukturę pozyskania energii pierwotnej w Rzeczypospolitej Polskiej przedstawia rys. 6. Rys.

6. Struktura pozyskania energii pierwotnej w Rzeczypospolitej Polskiej w 2005 r. Konsekwencją przedstawionej struktury pozyska nia energii pierwotnej są relacje między cenami paliw, jakie mogą być wykorzystywane w kogeneracji. W 2005 r. kształtowały się one na poziomie: — węgiel kamienny — 10 zł/GJ, — gaz ziemny — 24 zł/GJ, — biomasa — 20 zł/GJ. Relacje te powodują, że gaz ziemny nie jest konku rencyjny cenowo w stosunku do węgla kamiennego.

5. Potencjał techniczny kogeneracji 5.

1. Wielkość potencjału technicznego Zgodnie z postanowieniami dyrektywy 2004/8/WE rozwój kogeneracji powinien bazować na zapotrzebo waniu na ciepło użytkowe. Przez techniczny potencjał kogeneracji na potrzeby analizy rozumiana była zatem ta część ciepła użytkowego, która przy aktualnym roz woju technologii energetycznych może być, z tech nicznego punktu widzenia, wyprodukowana w koge neracji. Teoretycznie, przy obecnym rozwoju technolo gii wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, można by przyjąć, że potencjał techniczny kogeneracji stanowi całkowite zapotrzebowanie na ciepło użytkowe. Jed nak obecnie w kraju jeszcze około 25 % zapotrzebo wania na ciepło do celów ogrzewania pomieszczeń za spokajane jest z wykorzystaniem indywidualnego ogrzewania piecowego. Należy więc przyjąć, że istnie jące budynki mieszkalne zlokalizowane poza obsza rem systemów ciepłowniczych tylko sporadycznie bę dą dołączane do tych systemów i ciepło użytkowe dla takich budynków nie będzie produkowane w skojarze niu. Część potencjału technicznego jest już wykorzysta na — w 2005 r. 277 PJ ciepła zostało wytworzone w kogeneracji. Obszarem zainteresowania kogeneracji powinien być zatem dodatkowy, dotychczas niewyko rzystany potencjał techniczny, który ilustruje rys. 7. Monitor Polski Nr 1 — 16 — Poz. 12 Rys.

7. Techniczny potencjał kogeneracji równy produkcji skojarzonej ciepła w 2005 r. oraz dodatkowemu potencjałowi technicznemu w wyodręb nionych kierunkach użytkowania. Grupa „budynki wielkokubaturo we” zawiera też rolnictwo oraz oczyszczalnie ścieków Można zatem uznać, że dodatkowy potencjał tech niczny związany jest z wprowadzeniem kogeneracji w systemach ciepłowniczych, w których dotychczas nie ma skojarzonego wytwarzania, w ciepłowniach przemysłowych, elektrociepłowniach w nowych zakła dach przemysłowych, nowych osiedlach o zwartej za budowie zlokalizowanych w pobliżu istniejących sys temów ciepłowniczych oraz w budynkach wielkokuba turowych (biurowce, szpitale, centra handlowe itp.). 5.

2. Technologie kogeneracji Dla oceny ekonomicznej potencjału kogeneracji wytypowano szereg technologii kogeneracyjnych, perspektywicznych w polskich uwarunkowaniach w zakresie dostępności paliw oraz stosowanych obec nie technologiach rozdzielonego wytwarzania ciepła. Specyfika Rzeczypospolitej Polskiej jest związana z po siadaniem znaczących zasobów węgla oraz niespoty kaną w innych krajach w tak dużej skali produkcją cie pła użytkowego w systemach sieciowych o mocach w zakresie od kilkudziesięciu do kilkuset MW w cie płowniach, bez skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej. Wprowadzenie kogeneracji w tych syste mach stanowi w Rzeczypospolitej Polskiej najistotniej szą i najłatwiejszą do wykorzystania część krajowego potencjału. Stąd w rozważanych technologiach zna czący udział mają technologie węglowe o relatywnie dużych mocach. Zestawienie tych technologii przed stawiono w tabeli

1. W pierwszej kolumnie tej tabeli podano kolejność w rankingu technologii, ocenianych z punktu widzenia efektywności ekonomicznej, od dzielnie dla technologii wykorzystujących węgiel (W1—W

5) oraz gaz ziemny (G1—G6). Dla każdej technologii wyznaczano współczynnik oszczędności paliwa PES. Wartość współczynnika PES jest podstawą oceny społecznej efektywności kogene racji, a tym samym uzasadnionego poziomu jej wsparcia. Założono, że zgodnie z ostatnio wprowadzo nym systemem wspieranie kogeneracji następuje po przez obrót świadectwami pochodzenia (tzw. czerwo ne certyfikaty). Monitor Polski Nr 1 — 17 — Poz. 12 Tabela

1. Zestawienie technologii rozpatrywanych przy ekonomicznej ocenie potencjału kogeneracji

6. Efektywny ekonomicznie potencjał koge neracji Ponieważ potencjał kogeneracji określają potrzeby w zakresie ciepła użytkowego, do oceny wielkości efektywnego ekonomicznie potencjału przyjęto założe nie, zgodnie z którym z punktu widzenia potencjalnego inwestora możliwe są do wyboru dwa rozwiązania: — produkcja ciepła w układzie rozdzielonym, — skojarzona produkcja energii elektrycznej i cie pła. Z punktu widzenia inwestora w analizie opisanej sytuacji istotna jest efektywności wykorzystania do datkowych środków inwestycyjnych, koniecznych do budowy elektrociepłowni. Za miernik efektywności ekonomicznej przyjęto wskaźnik IRR (Internal Rate of Return — wewnętrzna stopa zwrotu). Dla wszystkich strumieni finansowych, jakie są uwzględniane przy obliczaniu wskaźnika IRR, wyznaczono różnicę między przypadkiem skojarzonej i rozdzielnej produkcji ciepła. Przyjęto, że zgodnie z obowiązującym stanem praw nym kogeneracja wspierana jest poprzez przyznanie Ranking Rodzaj technologii Zakres mocy elektrycznej [MW] Zakres rocznej produkcji ciepła [TJ] Rodzaj paliwa W1 Wymiennik na upuście turbiny kondensacyjnej dużejmocy (uciepłownienie turbiny kondensacyjnej) — — — W2 Turbina parowa z kotłem fluidalnym lub paleniskiemrusztowym 3—10 100—500 węgiel kamienny W3 Turbina parowa z kotłem fluidalnym 60—120 2000—6200 węgiel kamienny W4 Turbina parowa z kotłem pyłowym 60—120 2000—6200 węgiel kamienny W5 Turbina parowa z kotłem fluidalnym 30—60 1000—3100 węgiel kamienny G1 Silnik spalinowy na gaz 0,5—2 10—75 gaz ziemny G2 Blok gazowo-parowy 60—120 1000—3100 gaz ziemny G3 Blok gazowo-parowy 30—60 500—1600 gaz ziemny G4 Turbina gazowa z kotłem wodnym 3—10 70—350 gaz ziemny G5 Turbina gazowa z kotłem wodnym 1—3 20—100 gaz ziemny G6 Ogniwo paliwowe (po 2010 r.) 1—10 15—250 gaz ziemny Silnik spalinowy na olej 0,05—0,2 1—7,5 olej opałowy Elektrociepłownia na biomasę (turbina parowa) 3—10 100—500 biomasa Elektrociepłownia na biogaz (silnik) 0,1—0,5 2—15 biogaz wytwórcom energii elektrycznej spełniającej warunek wysokosprawnej kogeneracji (określonej zgodnie z dyrektywą 2004/8/WE) zbywalnych świadectw po chodzenia. W ramach analiz poszukiwano minimalnej wartości świadectw pochodzenia, przy której wskaźnik IRR przekroczy wartość 10 %, uznaną za wartość pro gową dla podjęcia inwestycji w jednostkę kogeneracji. Rozpatrywano czas wykorzystania mocy znamionowej instalacji w przedziale od 7200 godzin/rok, co odpo wiada wytwarzaniu ciepłej wody użytkowej (c.w.u.), do 4600 godzin/rok, co jest średnim czasem wykorzy stania mocy zainstalowanej w przypadku wytwarzania ciepła dla celów c.w.u. oraz ogrzewania pomieszczeń. Założono także, że wartość świadectw nie może być wyższa niż wartości unikniętych kosztów zewnętrz nych. W przypadku technologii wykorzystujących ja ko paliwo węgiel uwzględniono redukcję kosztów ze wnętrznych wynikającą z oszczędności paliwa, a w przypadku technologii gazowych z tytułu oszczęd ności paliwa i dodatkowo zmiany paliwa z węgla na gaz. W wyniku analiz ustalono, że minimalny, opłacal ny czas wykorzystania mocy znamionowej instalacji nie powinien być krótszy niż 6000 godzin/rok, a war tość świadectwa pochodzenia odpowiednio: — 120 zł/MWh dla jednostek kogeneracji opala nych paliwami gazowymi, — 50 zł/MWh dla pozostałych jednostek (technolo gie węglowe). Ranking technologii przedstawiono w tabeli 1 od dzielnie dla obu paliw. Kolejność w rankingu wyzna cza wielkość minimalnej wartości świadectwa, które skutkuje uzyskaniem wartości IRR powyżej 10 %. Biorąc pod uwagę powyższe warunki graniczne, można przyjąć, że z potencjału technicznego kogene racji do efektywnego ekonomicznie potencjału koge neracji można zaliczyć: — ciepło wytwarzane na potrzeby c.w.u., — około 20 % ciepła dla potrzeb ogrzewania po mieszczeń, w systemach ciepłowniczych zasila nych dotychczas z ciepłowni, oraz 100 %, kiedy system może być zasilany ciepłem z uciepłow nionej pobliskiej elektrowni kondensacyjnej, — ciepło wytwarzane na potrzeby budynków wiel kokubaturowych, — ciepło wytworzone w istniejących elektrocie płowniach w wyniku rozszerzenia rynku, — 80 % ciepła wytwarzanego dla celów przemy słowych, — ciepło wytworzone dla potrzeb produkcji chło du w sezonie letnim oraz odpowiadające mu mocą ciepło dla celów grzewczych w sezonie ciepłowniczym. Bilans efektywnego ekonomicznie potencjału (po tencjał ekonomiczny) kogeneracji przedstawiono na rys. 8. Monitor Polski Nr 1 — 18 — Poz. 12 Rys.

8. Efektywny ekonomicznie potencjał kogeneracji z podziałem na wy różnione kierunki użytkowania ciepła Wykorzystanie efektywnego ekonomicznie poten cjału kogeneracji spowoduje znaczące zwiększenie pro dukcji energii elektrycznej w skojarzeniu. Wielkość ta za leży od wykorzystanych technologii (węglowe czy gazo we), stąd na rys. 9 przedstawiono możliwą do osiągnię cia wielkość produkcji w skojarzeniu w dwóch skrajnych wariantach, na tle prognozowanej całkowitej produkcji energii elektrycznej w Rzeczypospolitej Polskiej. W 2005 r. w skojarzeniu wytworzone było 21,7 TWh energii elektrycznej. Oznacza to, że wykorzy stywane jest około 36 % efektywnego ekonomicznie potencjału kogeneracji. Przyjmując cel strategiczny rozwoju kogeneracji na poziomie pełnego wykorzysta nia potencjału ekonomicznego, to należałoby wpro wadzić mechanizmy, które będą powodowały zwięk szanie produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu o 8,5 % rocznie dla technologii węglowych lub 13,5 % dla technologii gazowych.

7. Oszczędność energii pierwotnej uzyskana poprzez wykorzystanie kogeneracji Zależnie od technologii skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła przynosi od 10 % do 18 % oszczędności paliwa (PES), w stosunku do wytwarza nia rozdzielnego. Jako że większe wartości PES wystę pują w instalacjach dużej mocy, które przeważają w Rzeczypospolitej Polskiej, można przyjąć, że średnia wartość PES będzie w Rzeczypospolitej Polskiej wyno siła około 15 %. Pozwala to oszacować hipotetyczne oszczędności paliwa, które byłyby skutkiem pełnego wykorzystania potencjału technicznego i ekonomicz nego kogeneracji. Wielkości te zestawiono na rys. 10. Monitor Polski Nr 1 — 19 — Poz. 12 Rys.

9. Produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu przy wykorzystaniu peł nego potencjału ekonomicznego, na tle całkowitej produkcji energii elektrycznej w Rzeczypospolitej Polskiej Rys.

10. Hipotetyczne zmniejszenie ilości paliwa (w przeliczeniu na węgiel kamienny o wartości opałowej 25 MJ/kg) przeznaczanego do wy twarzania energii elektrycznej i ciepła w przypadku pełnego wyko rzystania technicznego i ekonomicznego potencjału kogeneracji Wielkość oszczędności paliwa w przypadku tech nologii węglowych określa bezpośrednio wielkość re dukcji emisji dwutlenku węgla. W przypadku techno logii gazowych, co w polskich warunkach oznacza w większości przypadków zmianę paliwa z węgla w produkcji rozdzielonej na gaz w produkcji skojarzo nej, zmniejszenie emisji będzie znacząco większe. Sa ma tylko wymiana paliwa skutkuje bowiem zmniejsze niem emisji o około 300 kg/MWh przy produkcji ener gii elektrycznej oraz 30 kg/GJ przy wytwarzaniu ciepła. Wielkość zmniejszonej emisji CO2 z tytułu oszczędno ści paliwa przy wykorzystaniu potencjału ekonomicz nego kogeneracji oraz zamianie paliwa z węgla na gaz ziemny zestawiono w tabeli 2. Monitor Polski Nr 1 — 20 — Poz. 12 Tabela

2. Zmniejszenie emisji CO2 w wyniku wykorzystania potencjału ekonomicznego kogeneracji [mln MG] Jednym z najistotniejszych efektów wprowadzania kogeneracji jest zmniejszenie kosztów zewnętrznych wynikających ze spalania paliw. W przypadku techno logii węglowej koszty uniknięte są iloczynem zaosz czędzonego paliwa oraz jednostkowego kosztu ze wnętrznego spalania węgla. Zgodnie z założeniami wysokość tych kosztów przyjęto na podstawie wyni ków programu ExternE. Dla spalania węgla wynoszą one 24 zł/GJ. W przypadku zmiany paliwa na gazowe dodatkowo trzeba uwzględnić zmniejszenie kosztów z tytułu niższych kosztów zewnętrznych spalania gazu niż węgla. Różnica ta wynosi około 18 zł/GJ przy pro dukcji ciepła oraz 160 zł/MWh przy produkcji energii elektrycznej. Wielkości kosztów zewnętrznych uniknię tych w wyniku wykorzystania potencjału ekonomicz nego kogeneracji zestawiono w tabeli 3. Zmniejszenie emisji CO2 2005 2010 2015 2020 Technologia węglowa 14,2 16,0 16,6 17,1 Zamiana paliwa z węgla na gaz ziemny 49,5 56,0 58,0 59,6 Tabela

3. Uniknięte koszty zewnętrzne z tytułu wykorzystania potencjału ekonomicznego kogeneracji [mld zł/rok] Uniknięte koszty zewnętrzne 2005 2010 2015 2020 Technologia węglowa 3,58 4,04 4,19 4,31 Zamiana paliwa z węgla na gaz ziemny 29,92 33,79 35,02 36,01

8. Bariery rozwoju kogeneracji Wskazany potencjał kogeneracji wykorzystany jest w Rzeczypospolitej Polskiej w porównaniu do możli wych do osiągnięcia korzyści w niedostatecznym za kresie. W 2005 r. w Rzeczypospolitej Polskiej wyprodu kowano w skojarzeniu 277 PJ ciepła oraz 21,7 TWh energii elektrycznej. Jednocześnie stosowane dotych czas technologie kogeneracji charakteryzują się w wielu wypadkach małym wskaźnikiem skojarzenia, tj. małym stosunkiem produkcji energii elektrycznej do produkcji ciepła. Przyczyną niedostatecznego roz woju kogeneracji są bariery o charakterze ekonomicz nym (finansowym), prawnym, administracyjnym i społecznym. Przy aktualnym poziomie rozwoju tech nologii energetycznych bariery o charakterze technicz nym posiadają znikome znaczenie. 8.

1. Bariery ekonomiczne Podstawowa bariera rozwoju kogeneracji ma cha rakter ekonomiczny. Ceny energii elektrycznej i ciepła na krajowych rynkach konkurencyjnych, z uwzględnie niem rynku bilansującego, nie kreują sygnałów inwe stycyjnych w zakresie źródeł skojarzonych. Istotną barierą ekonomiczną są także wysokie koszty budowy sieci ciepłowniczych oraz wysokie koszty jednostkowe instalacji małej mocy, które mo głyby znaleźć zastosowanie w kogeneracji rozproszo nej. Podmiot podejmujący inwestycję budowlaną po za zakupem energii elektrycznej z systemu elektro energetycznego musi zapewnić zaopatrzenie obiektu w ciepło. Koszty samej instalacji ciepłowniczej (kocioł wodny, pompa ciepła itp.) są na tyle niższe od kosztów instalacji kogeneracyjnej, że źródła skojarzone nie są budowane nawet w przypadku niższych w przyszłości kosztów eksploatacyjnych. Jest to szczególnie widocz ne w przypadku działalności deweloperskiej, w przy padku której istotna jest minimalizacja kosztów bu dowy. Istnieje ryzyko, że wprowadzony system wsparcia oparty wyłącznie o świadectwa pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji nie wy kreuje dostatecznych bodźców inwestycyjnych. Po ziom pierwszych opłat zastępczych ustalonych na podstawie ustawy — Prawo energetyczne przez Preze sa Urzędu Regulacji Energetyki ukształtował się wy raźnie poniżej poziomu cen świadectw pochodzenia przyjętych do oszacowania potencjału ekonomiczne go kogeneracji. Ponadto cena świadectwa pochodze nia może się w praktyce okazać znacząco niższa od ustalanej opłaty zastępczej. Wynika to z faktu ograni czonego rynku świadectw, którego wielkość określana jest w drodze administracyjnej w horyzoncie pięciolet nim. W przypadku zaistnienia sytuacji nadmiaru uprawnień (zbyt mały rynek) mogą one uzyskać skraj nie wartość bliską zera. 8.

2. Bariery prawne Niespodziewaną barierą rozwoju kogeneracji mo że okazać się wprowadzony w Unii Europejskiej sys tem handlu uprawnieniami do emisji CO

2. W przypad ku wysokich cen uprawnień dochody z ich sprzedaży mogą znacząco przewyższać dochody ze sprzedaży energii elektrycznej i świadectw pochodzenia. W takiej sytuacji w elektrociepłowniach możliwe będzie prze niesienie produkcji ciepła na kotły wodne i zaniecha nie produkcji skojarzonej. Dodatkową barierą rozwoju kogeneracji, szczegól nie dla istniejących elektrociepłowni, jest spodziewana zmiana definicji źródła spalania w przepisach okreś lających dopuszczalne standardy emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu. W dotychczasowych krajo wych przepisach wielkość standardu była uzależniona od mocy kotła. Zmiana polegająca na uzależnieniu standardu od sumarycznej mocy kotłów podłączo nych do jednego komina oznaczać będzie konieczność poniesienia przez elektrociepłownie znaczących nakła dów inwestycyjnych na budowę instalacji oczyszcza nia spalin. 8.

3. Bariery administracyjne i społeczne Znowelizowana ustawa — Prawo energetyczne wprowadziła szereg obowiązków administracyjnych odnośnie do prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii w kogeneracji, takich jak: obowiązek uzyskiwania koncesji czy konieczność przeprowadzenia audytu, które mogą być uciążliwe dla operatorów mini- i mikroźródeł. Podstawą działań gminy w zakresie zaopatrzenia w ciepło, zgodnie z ustawą — Prawo energetyczne, są przygotowywane, na poziomie gminy, „Założenia do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i pa liwa gazowe”. Ww. ustawa nakłada na gminy obowią zek opracowania wspomnianych założeń, nie przewi dując sankcji za ich brak. W efekcie większość gmin w Rzeczypospolitej Polskiej nie posiada odpowiednich w tym zakresie dokumentów. Często „Założenia” opracowane są w wyniku przetargów przy minimaliza cji kosztu i niedostatecznej dbałości o rzetelność wy konania. Natomiast w gminach posiadających „Zało żenia” częstą sytuacją jest brak odpowiedniej kontroli realizacji działań nimi objętych. Stan taki wynika z bra ku formalnych rygorów oraz braku w organach gmin osób kompetentnych w zakresie energetyki. Władze gminy często nie widzą potrzeby zatrudniania specja listów w tym zakresie. Istnieją także bariery rozwoju kogeneracji o cha rakterze społecznym związane z powszechnym po strzeganiem ogrzewania scentralizowanego jako gor szego, to jest mniej przyjaznego dla użytkownika w porównaniu z indywidualnymi instalacjami kotło wymi. Opinie te mają swoje korzenie w okresie sprzed 1990 r., kiedy w wyniku braku mechanizmów rynko wych miały miejsce praktyki narzucania odbiorcom warunków zaopatrzenia w ciepło arbitralnie ustalo nych przez dostawcę. Niestety takie zachowania nie wszędzie i nie w pełnym zakresie zostały już wyelimi nowane. Ponadto od społecznej akceptacji uzależniony jest możliwy do wprowadzenia poziom wsparcia źródeł kogeneracyjnych. W przypadku zbyt wysokich opłat zastępczych oraz cen świadectw pochodzenia energii z kogeneracji może nastąpić ich niekorzystne przełoże nie na ceny energii elektrycznej dla odbiorców końco wych.

9. Wnioski

1. Skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i cie pła jest technologią, która pozwala na znacznie efektywniejsze wykorzystanie paliw niż wytwarza nie rozdzielone. W konsekwencji umożliwia zmniejszenie emisji zanieczyszczeń, w tym przede wszystkim dwutlenku węgla, oraz zmniejszenie kosztów zewnętrznych wytwarzania energii elek trycznej i ciepła. Technologia ta przy uwzględnie niu rynkowych cen ciepła i energii elektrycznej jest jednak mniej opłacalna od wytwarzania rozdzielo nego i jej rozwój wymaga stosowania wsparcia finansowego.

2. Potencjał kogeneracji określony jest poprzez wie lość zapotrzebowania na ciepło użytkowe. W Rze czypospolitej Polskiej aktualnie zużywane jest oko ło 900 PJ ciepła dla ogrzewania pomieszczeń, przygotowania ciepłej wody użytkowej oraz jako ciepło technologiczne w postaci pary i gorącej wo dy. W perspektywie do roku 2020 zapotrzebowa nie wzrośnie do poziomu prawie 1200 PJ. Teore tyczny potencjał kogeneracji jest więc znaczący i pełne jego wykorzystanie odpowiadałoby wielko ści produkcji energii elektrycznej równej roczne mu zapotrzebowaniu kraju na tę energię.

3. Nie jest możliwe wykorzystanie całego teore tycznego potencjału kogeneracji z powodów tech nicznych oraz ekonomicznych — zbyt wysoki, nie akceptowalny społecznie koszt wytwarzania. W Rzeczypospolitej Polskiej w 2005 r. aż 25 % budynków ogrzewanych było przy wykorzystaniu pieców, co odpowiadało zapotrzebowaniu na ciepło w wysokości około 95 PJ. Znaczne jest również zapotrzebowanie na ciepło w rejonach o zabudowie rozproszonej. Współcześnie znane i dostępne są technologie kogeneracji małej mocy, które mogą znaleźć zastosowanie w rozpro szonym budownictwie mieszkalnym. Z uwagi na ich wysoki koszt inwestycyjny w analizach założo no jednak, iż w polskich warunkach nie należy do potencjału technicznego zaliczać ciepła zużywane go dla celów grzewczych i na przygotowanie cie płej wody użytkowej w budynkach mieszkalnych Monitor Polski Nr 1 — 21 — Poz. 12 w rejonach rozproszonej zabudowy, na obszarach gdzie nie istnieje sieć ciepłownicza. Za potencjał techniczny można zatem uznać ok. 530 PJ ciepła w roku 200

5. W roku 2020 wzrośnie on do ok. 680 PJ.

4. Wielkość potencjału ekonomicznego, czyli wiel kość ciepła użytkowego, którego wytworzenie w kogeneracji jest opłacalne z punktu widzenia in westora, zależy od systemu i wysokości wsparcia kogeneracji. Przyjęto, że w Rzeczypospolitej Pol skiej stosowany będzie system wsparcia oparty na zbywalnych świadectwach pochodzenia energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu. Przepro wadzone analizy wykazały, że w obecnych warun kach dla zapewnienia opłacalności inwestycji w jednostki kogeneracyjne wartości tych świa dectw powinny wynosić 50 zł/MWh dla technolo gii wykorzystujących jako paliwo węgiel oraz 120 zł/MWh dla technologii wykorzystujących pali wa gazowe. Przy takim wsparciu potencjał ekono miczny kogeneracji wynosi ok. 430 PJ w roku 2005 oraz ok. 530 PJ w roku 2020.

5. W 2005 r. w Rzeczypospolitej Polskiej wyproduko wano w skojarzeniu 277 PJ ciepła, co oznacza, że wykorzystywane jest zaledwie 64 % potencjału uznanego za ekonomiczny. Pozwala to stwierdzić, że stosowane dotychczas w kraju mechanizmy wsparcia kogeneracji były niewystarczające. Roz wój kogeneracji ograniczały bariery o charakterze ekonomicznym, prawnym, administracyjnym i społecznym.

6. Stosowane aktualnie w Rzeczypospolitej Polskiej technologie kogeneracji charakteryzują się małym wskaźnikiem skojarzenia, tj. małym stosunkiem produkcji energii elektrycznej do produkcji ciepła. W 2005 r. wyprodukowane zostało w skojarzeniu zaledwie 21,7 TWh energii elektrycznej, co stano wi około 36 % energii potencjalnie możliwej do wyprodukowania przy wykorzystaniu całego po tencjału ekonomicznego. Konieczne jest zatem uruchomienie procesu wymiany urządzeń w ist niejących elektrociepłowniach. Wymiana ta jest konieczna także ze względu na znaczące zużycie eksploatowanych instalacji.

7. Wykorzystanie ekonomicznego potencjału ko generacji przyniesie wymierne efekty. Na przy kład w 2020 r. możliwe będzie zaoszczędzenie 7—11 mln Mg węgla, zmniejszenie emisji CO2 o 17—60 mln Mg oraz zmniejszenie kosztów ze wnętrznych o 4—36 mld zł. Skrajne wielkości po danych przedziałów dotyczą przypadków, kiedy w kogeneracji w 100 % wykorzystywany jest wę giel lub gaz ziemny.

8. Opracowanie, a następnie realizacja strategii roz woju wysokosprawnej kogeneracji w Polsce zgod nie z dyrektywą 2004/8/WE powinno spowodować usuniecie barier rozwoju skojarzonego wytwarza nia. Rozwój kogeneracji może być jednym z naj istotniejszych sposobów wypełnienia w Rzeczypo spolitej Polskiej polityki energetycznej Unii Euro pejskiej przewidującej znaczące ograniczenie emi sji CO2 oraz zwiększenie efektywności wykorzysta nia energii. Monitor Polski Nr 1 — 22 — Poz. 12

Status prawny: obowiązujący
Data ogłoszenia: 2008-01-04
Data wydania: 2007-12-12
Organ wydający: MIN. GOSPODARKI
Dziennik Ustaw: M.P. 2008 nr 1 poz. 12