Programu Rozwoju w Polsce Kogeneracji

Opracowanie założeń i kluczowych elementów
„Programu Rozwoju w Polsce Kogeneracji”
Skrót raportu z realizacji I etapu pracy
Warszawa, czerwiec 2010
Wstęp
W dniu 10 listopada 2009 roku Rada Ministrów podjęła uchwałę w sprawie przyjęcia
„Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”. 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 dla realizacji aż 4 z
wyróżnionych 6 kierunków, wymienionych powyżej 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. 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”.
Celem niniejszej pracy jest opracowanie programu rozwoju w Polsce kogeneracji, w
wyniku realizacji którego zostanie zrealizowany cel zapisany w „Polityce energetycznej”
1. Aktualny stan rozwoju kogeneracji i zagrożenia w perspektywie do roku 2020
Zgodnie z danymi ARE w 2008 roku wyprodukowano w skojarzeniu około 25 TWh
energii elektryczne oraz 224 PJ ciepła i można ocenić, że od kilku lat produkcja ta utrzymuje
się na podobnym poziomie. Zmiany produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu w latach
1980 - 2008 przedstawiono na rys.1, a ciepła na rys.2.
Należy zwrócić uwagę, że w ostatnim okresie dwukrotnie następowała zmiana
definicji energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji, odpowiednio w latach 2005 oraz
2
2007, a
w połowie 2007 roku nastąpiła zmiana mechanizmu wsparcia kogeneracji
i wprowadzono system zbywalnych świadectw pochodzenia (certyfikatów).
28
26
24
22
20
[TWh]
18
16
14
12
10
8
6
4
2
20
08
20
06
20
04
20
02
20
00
19
98
19
96
19
94
19
92
19
90
19
88
19
86
19
84
19
82
19
80
0
Rys.1. Wielkości produkcji energii elektrycznej w kogeneracji w latach 1980 - 2008
600
550
500
450
400
PJ
350
300
250
200
150
Produkcja ciepła
100
w tym w skojarzeniu
50
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
0
lata
Rys. 2. Wielkość produkcji ciepła w elektrowniach i elektrociepłowniach, w tym w skojarzeniu 1
1
Luka w produkcji ciepła w skojarzeniu w latach 1994 – 2002 spowodowana jest brakiem krajowych danych
statystycznych produkcji ciepła w skojarzeniu w źródłach przemysłowych. Można przypuszczać, że w tym
okresie produkcja ciepła w skojarzeniu była zbliżona do 300 PJ.
3
Wspieranie rozwoju produkcji energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu jest
obecnie celem polityki Unii Europejskiej, czego wyrazem stała się Dyrektywa 2004/8/WE.
W preambule do Dyrektywy stwierdzono miedzy innymi, 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. Zwiększenie udziału energii
wyprodukowanej w skojarzeniu przyczyni się do obniżenia emisji dwutlenku węgla.
Efektywne wykorzystanie energii poprzez stosowanie skojarzenia może również
przyczynić się do poprawy bezpieczeństwa dostaw energii i konkurencyjności UE. Jest to
tym bardziej istotne, że aktualnie 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
możliwości jakie stwarza kogeneracja w ramach wewnętrznego rynku energetycznego.
Zgodnie z dyrektywą, kraje UE wprowadziły na swoich rynkach mechanizmy
wspierania kogeneracji. W Polsce najistotniejszym mechanizmem jest system certyfikatów,
które stanowią zbywalne prawo majątkowe, połączony z nałożonym na sprzedawcę
końcowego obowiązkiem posiadania, w wolumenie sprzedanej energii elektrycznej,
określonego udziału energii wytworzonej w skojarzeniu. W pozostałych krajach Unii
Europejskiej zidentyfikowano sześć grup mechanizmów wsparcia:
 Taryfa FIT – stała , preferencyjna cena transakcji zbycia ee;
 Premia – dodawana do ceny dla transakcji na „wolnym rynku ee;
 Certyfikaty – świadectwa pochodzenia – przede wszystkim „zielone;
 Subwencje / granty tj. wsparcie w kosztach inwestycyjnych;
 Obniżenie stopy/zwolnienie z części podatku przede wszystkim z opłat za emisję
CO2, tzw. podatku CO2 lub odpis od przychodu przedsiębiorstwa;
 Inne – np. preferencyjna cena gazu ziemnego, koszty przyłączenie do sieci
elektroenergetycznej.
Z przeprowadzonej analizy wynika, że stała, preferencyjna taryfa dotycząca ceny
sprzedaży energii elektrycznej na poziomie wytwórca - operator systemu jest w wielu
krajach UE najistotniejszym mechanizmem. Nie mniej jest ograniczony horyzont czasowy,
4
w którym producent może rozliczać cenę po stawkach preferencyjnych na ogół do 10 lat od
chwili uruchomienia. Poza ceną tzw. FIT stosowane są systemy dopłat określane bonusami
bądź premiami uzależnione od wielkości instalacji, rodzaju spalanego paliwa czy też godzin
pracy.
W krajach Unii Europejskiej praktycznie nie stosuje się certyfikatów pochodzenia,
którym przypisywałoby prawa majątkowe, poza „zielonymi” – tj związanymi z
wykorzystaniem energii odnawialnej. W części państw certyfikat tego koloru uzyskuje się
za unikniętą emisję CO2 bez spalania biopaliwa. Większość krajów nie wprowadziła
„zielonych świadectw” do obrotu towarowego.
W kilku krajach prawo energetyczne narzuca obowiązek sporządzania i
przestrzegania „Założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, gaz ziemny i energię elektryczną”
dla terytorialnie wydzielonych obszarów ziemi np. miast, gmin. Zapis we wspomnianym
dokumencie dotyczący obszarów zasilania na potrzeby grzewcze i przygotowania ciepłej
wody użytkowej różnych mediów. Zakłada się, że wybrane dzielnice, osiedla są zasilane
wyłącznie z sieci ciepłowniczej. W ten sposób generuje się rynek ciepła dla lokalnej
ciepłowni, a tym samym daje gwarancje odbioru ciepła dla nowej instalacji CHP. Tak
planowany rynek usług ciepłowniczych jest oparciem w projektowaniu instalacji CHP a
także możliwością projekcji analizy przepływów finansowych.
Zasługujące także na uwagę mechanizmy to obniżona cena gazu ziemnego lub
zredukowana stawka podatku paliwowego. Atutem są niewątpliwie granty inwestycyjne
oparte o programy funduszy UE bądź indywidualne granty rządowe czy samorządów
terytorialnych. Na poziomie inwestycji ciekawą zachętą dla przedsiębiorstw są ulgi
podatkowe jak zmniejszenie stawki podatkowej, czy zwolnienie z opłat za niektóre
produkty.
Należy zwrócić uwagę, że postawienie celu podwojenia wytwarzania w kogeneracji
do roku 2020 w przyjętej „Polityce energetycznej Polski do roku 2030” ma swoje
odpowiedniki w celach stawianych przez rządy innych krajów, a w przypadku Niemiec cel
ten jest identyczny. Podobny cel został już wcześniej zrealizowany w Danii.
Z przeprowadzonego przeglądu można wyciągnąć wnioski co do wyboru
mechanizmów wsparcia, które powinny być rozpatrzone w niniejszej pracy. Są to;
Działania prowadzące do rozwoju rynku ciepła użytkowego głównie poprzez zapisy
prawne pozwalające nakładać na określonych obszarach obowiązek podłączania
nowych budynków do sieci ciepłowniczej;
5
Mechanizm pozwalający wytwórcy energii elektrycznej w skojarzeniu uzyskiwać
wyższe od rynkowych przychody z wytwarzania energii elektrycznej, mechanizm ten
może być zrealizowany zarówno poprzez obrót świadectwami pochodzenia jak i
stałe ceny; wysokość dodatkowych środków może być zależna od rodzaju paliwa
oraz mocy i wieku instalacji;
Dofinansowanie inwestycji (granty), uzależnione od rodzaju paliwa jak i wielkości
instalacji.
Obowiązujący w Polsce od połowy 2007 roku
przyniósł
niestety
kogeneracyjnymi.
widocznego
Podstawowym
wzrostu
tego
system wspierania kogeneracji nie
zainteresowania
powodem
jest
nowymi
inwestycjami
niewystarczające
wsparcie
ekonomiczne, gdyż przy jego aktualnej wysokości dodatkowy potencjał ekonomiczny
kogeneracji jest zerowy. Oznacza to, że nowa inwestycja kogeneracyjna nie zapewnia
satysfakcjonującego zwrotu z kapitału. Dodatkowym istotnym ograniczeniem jest krótki, bo
sięgający tylko 2012 roku, horyzont czasowy dotychczasowego modelu wsparcia
O ile aktualny stan prawny nie sprzyja rozwojowi kogeneracji, a tyle nowe regulacje
planowane na poziomie UE (dyrektywy) od roku 2013 stworzą istotne dodatkowe bariery
rozwoju kogeneracji. Dotyczy to przede wszystkim dyrektywy o emisjach przemysłowych
(IED) oraz zmienionej dyrektywy o systemie handlu uprawnieniami do emisji CO2 (ETS).
Obie te dyrektywy dotyczą źródeł ciepła o mocy większej od 50 MW(IED) i 20 MW
(ETS) i znacząco podniosą w nich koszty wytwarzania ciepła. Spowoduje to, że źródła
zasilające
systemy
ciepłownicze,
szczególnie
predysponowane
do
skojarzonego
wytwarzania, staną się niekonkurencyjne w stosunku źródeł indywidualnych, nie
obarczonych takim kosztami. W efekcie można się spodziewać znaczącego zmniejszenia się
rynku ciepła sieciowego (systemowego), a tym samym potencjału rozwoju kogeneracji.
Oceniono, że koszty wdrożenia dyrektywy (IED) spowodują wzrost kosztów wytarzania
ciepła o około 2,4 zł/GJ, co stanowi około 8% aktualnej średniej ceny wytwarzania ciepła.
Znacznie większy wymiar ma wzrost kosztów z tytułu zakupu uprawnień do emisji CO2.
Na rys. 3 przedstawiono zmiany ilości uprawnień, jakie będą musiały zakupić ciepłownie
zasilane węglem po roku 2012. Już w roku 2013 będzie to około 60 kg/GJ (bardziej
prawdopodobny benchmark gazowy). Prognozy cen uprawnień oscylują w granicach 15 –
60 Euro/Mg (60 – 240 zł/Mg). Wzrost cen wytwarzania ciepła wyniesie więc około 3,6 –
14,4 zł/GJ. W przypadku wielu systemów ciepłowniczych wzrost cen „tylko” o 6 zł/GJ
spowoduje, że koszt ogrzewania systemowego będzie droższy od grupowego (jeden kocioł
6
gazowy na wielorodzinny budynek). Przykładowo w roku 2008 średnia cena ciepła
(wytwarzanie + dystrybucja) w województwie pomorskim wynosiła ponad 52 zł/GJ, a koszt
ogrzewania grupowego gazem około 58 zl/GJ.
120
100
kg/GJ
80
60
40
20
0
Lata
Benchmark gazowy
Benchmark węglowy
Rys. 3. Ilość uprawnień jaką będą musiały kupić przedsiębiorstwa ciepłownicze zasilane z
kotłów węglowych na 1 GJ energii cieplnej sprzedanej dla benchmarku gazowego i
benchmarku węglowego
Obliczenia wykonano przy założeniach: zapotrzebowanie na emisję wynosi 107 kg/GJ, dla benchmarku
gazowego przydział wynosi 60 kg/GJ, dla benchmarku węglowego 105 kg/GJ oraz następuję liniowa zmiana
wielkości darmowych uprawnień od 80% w roku 2013, 30% w roku 2020 i 0% w roku 2028
Problem utraty konkurencyjności ciepła sieciowego w stosunku do indywidualnego i
grupowego ogrzewania gazowego powinien być rozwiązany w nowych systemach wsparcia
kogeneracji.
2. Prognoza zapotrzebowania na ciepło, całkowity i techniczny potencjał kogeneracji
Zgodnie z dyrektywą kogeneracyjną (Dyrektywa 2004/8/WE) rozwój kogeneracji
związany jest z zapotrzebowaniem na ciepło użytkowe. Określenie potencjału kogeneracji
wymaga więc sporządzenia prognozy zapotrzebowania. W ramach pracy sporządzono
prognozę do roku 2030. Prognoza ta wykonana została z uwzględnieniem wytycznych
wynikających z Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2004/8/WE z dnia 11 lutego
2004 w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na
rynku wewnętrznym energii oraz zmieniająca dyrektywę 92/42/EWG. Obejmuje ona kilka
obszarów związanych z produkcją i zużyciem ciepła:

rynek mieszkaniowy obejmujący potrzeby grzewcze i przygotowanie ciepłej
wody,

zużycie przez przemysł ( para, gorąca woda, praca mechaniczna-pomijalna),

ciepło do napędu absorpcyjnych agregatów chłodniczych (rynek chłodu).
7
W segmencie ciepło na rynku mieszkaniowym wyszczególniono budynki z centralnym
systemem zaopatrzeniem w ciepło zasilane z elektrociepłowni i ciepłowni. W bilansie
uwzględniono również budynki poza systemami ciepłowniczymi zasilane z kotłowni
opalanymi różnymi paliwami (gaz ziemny, olej opałowy, węgiel i inne).
Zapotrzebowanie na ciepło użytkowe oszacowane zostało na bazie aktualnego zużycia
ciepła w systemach ciepłowniczych i poza nimi, z uwzględnieniem trendów związanych z
wdrażaniem programu efektywności energetycznej, prognozowanej termomodernizacji
budynków i pewnym niewielkim wzrostem liczby nowych odbiorców ciepła. Dla budynków
nowo
wznoszonych
w
przyszłych
latach
wykorzystano
jednostkowe
wskaźniki
zapotrzebowania ciepła (key figures).
Prognozę sporządzono w dwóch grupach odbiorców: wykorzystujących ciepło sieciowe
(tabela 1) oraz ciepło wytwarzane lokalnie (tabela 2)
Tabela 1. Sumaryczne zapotrzebowanie na ciepło do 2030 roku [PJ] – scenariusz z efektywnością
i ograniczeniami emisyjnymi
scenariusz z efektywnością+emisje
Przemysł + Budownictwo
Usługi komercyjne i publiczne
rolnictwo
Gospodarstwa domowe
Ogółem
2005
77
27
1
192,1
297,1
2008
75
25
1
193,3
294,3
2010
76
26
1
191,5
294,5
2015
78
28
2
189,7
297,7
2020
80
30
2
189,2
301,2
2025
82
32
2
184,5
300,5
2030
84
35
2
163,9
284,9
Tabela 2. Prognoza lokalnej produkcji ciepła [PJ]
Typ producenta
Przemysł
Usługi
Gospodarstwa domowe
Rolnictwo
Ogółem
2005
116.3
114.4
239.2
20.0
490,0
2010
119.2
120,1
232,5
20.0
491,8
2015
122,2
126,1
223,9
20.0
492,2
2020
125,2
132,4
243,2
20.0
511,8
2025
128,4
139,1
255,9
20.0
543,4
2030
131,6
146,0
251,7
20.0
549,3
Przyjęto, że dla określenia potencjału kogeneracji całkowity potencjał ciepła
użytkowego, które stanowi teoretyczną granicę rozwoju kogeneracji, może być uznane
całkowite zapotrzebowanie na ciepło. Zapotrzebowanie to podzielono dalej na ciepło, które
już jest wytwarzane w skojarzeniu oraz potencjał dodatkowy. Prognozę zmian całkowitego
potencjału ciepła użytkowego z wyróżnieniem tego dodatkowego potencjału przedstawiono
w tabeli 3.
Przy aktualnie opanowanych technicznie technologiach teoretycznie można uznać, że
całość zapotrzebowania na ciepło mogłoby zostać wyprodukowane w skojarzeniu.
8
W praktyce w krajowych warunkach, gdzie 25 % zapotrzebowania na ciepło dla celów
ogrzewania pomieszczeń uzyskiwanych 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 ciepłowniach przemysłowych, elektrociepłowniach nowych
zakładów przemysłowych, nowych osiedlach o zwartej zabudowie oraz w budynkach wielko
- kubaturowych (biurowce, szpitale, centra handlowe itp.).
Tabela 3. Całkowity potencjał produkcji ciepła użytkowego
2005
2007
2008
2010
2015
2020
2025
2030
831
832
836
859
890
878
224
224
224
227
230
234
238
607
608
608
609
629
656
640
1. Produkcja ciepła [PJ] (potencjał całkowity)
831
2. Ciepło w skojarzeniu [PJ]2 (źródła
istniejące)
3. Ciepło w wysokosprawnej kogeneracji 2
[PJ] (źródła istniejące)
4. Dodatkowy potencjał całkowity ciepła[PJ]
poz. 1 – poz. 3
831
277
554
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 wielko-kubaturowych ( EC –indywidualne),
dodatkowy potencjał w chłodzie.
Prognozę dodatkowego potencjału produkcji ciepła w skojarzeniu przedstawiono w tabeli 4,
a techniczny potencjał kogeneracji w tabeli 5.
2
Od roku 2007 wyróżniane i ewidencjonowane jest ciepło z wysokosprawnej kogeneracji zdefiniowanej
zgodnie z dyrektywą kogeneracyjną
9
Tabela 4. Prognoza dodatkowego potencjału technicznego produkcji ciepła w skojarzeniu [PJ]
Ciepła woda użytkowa
Ciepło do ogrzewania budynków
Ciepło dla celów przemysłowych
Budynki wielko – kubaturowe
Produkcja chłodu
Razem dodatkowy potencjał techniczny
zwymiarowany produkcją ciepła
użytkowego
2005
17,0
2010
17,0
2015
17,0
2020
17,0
2025
17,0
2030
17,0
141
128,7
9,8
0,1
140
134
12,2
2,7
127
123
12,1
5,3
130
112
12,0
8,0
130
101
12,0
10,0
112
88
12,0
12,0
297
306
284
279
270
241
W analizach określenia wielkości potencjału technicznego i ekonomicznego przyjęto
założenie konieczności budowy nowych źródeł kogeneracyjnych w dwóch wariantach. W
pierwszym wariancie przyjęto, że paliwem podstawowym będzie węgiel kamienny i nowe
układy kogeneracyjne budowane będą w oparciu o turbiny przeciwprężne (ciepłownicze).
Taki wariant nazwano wariantem węglowym. W drugim wariancie (wariant gazowy)
przyjęto, że paliwem podstawowym będzie gaz ziemny (metan) i nowe układy
kogeneracyjne budowane będą w oparciu o układy gazowo-parowe z odzyskiem ciepła
(CCGT), turbiny gazowe (GT) z odzyskiem ciepła oraz silniki spalinowe napędzane gazem
ziemnym, bio-gazem lub gazem z odmetanowania kopalń węgla kamiennego. Powstanie też
kilka układów kogeneracyjnych ze spalaniem biomasy ORC (Organiczny Cykl Rankina),
chociaż w całkowitym potencjale ta technologia będzie pomijalnie mała.
Wykonane analizy, wykazały, że istniejący potencjał techniczny ciepła użytkowego
jest wystarczający aby do roku 2020 podwoić produkcję energii elektrycznej w skojarzeniu.
W wariancie węglowym możliwe jest zwiększenia produkcji 2,5 razy a w wariancie
gazowym produkcję można zwiększyć ponad czterokrotnie.
instalacji
kogeneracyjnych
w
przypadku
całkowitego
Koszty budowy nowych
wykorzystania
potencjału
technicznego przekraczają 20 mld Euro (przyjęto średnie ceny dla technologii węglowej
1400 Euro/kW, a dla gazowej 700 Euro/kW odniesione do mocy elektrycznej) . Znaczące są
oszczędności w paliwie pierwotnym i wynoszą około od 150 do ok 170 PJ w obu wariantach
oraz znaczne zmniejszenie emisji dwutlenku węgla o 14 mln. t w wariancie węglowym i o
12 mln. t w wariancie gazowym przy znacznie większej produkcji energii elektrycznej.
W przypadku wariantu gazowego należy też uwzględnić efekt zmniejszenia emisji
wynikający z zamiany paliwa. Emisyjność w przypadku wytwarzania energii elektrycznej z
gazu wynosi około 450 kg/MWh, podczas gdy emisyjność wytwarzania energii elektrycznej
z węgla wynosi w Polsce około 950 kg/MWh. W dokumencie BAT przyjmuje się 750
kg/MWh. W związku z tym w wyniku konwersji produkcji 1 MWh energii elektrycznej z
10
węgla kamiennego na produkcję energii elektrycznej z paliwa gazowego otrzymuje się
oszczędność 500 kg CO2/MWh przy założeniu emisyjności produkcji na węglu w wysokości
950 kg/MWh i 300 kg CO2/MWh oszczędności przy założeniu emisyjności 750 kg/MWh.
Przyjmując wielkość produkcji energii elektrycznej w wysokości potencjału
technicznego w technologii gazowej (zgodnie z tabelą 6.10) w wysokości ok 105 TWh
otrzymuje się odpowiednio wielkość oszczędności emisji wynikającą z konwersji paliwa w
wysokości 55 mln. Mg lub 32 mln. Mg.
Łączny efekt (zmniejszenie zużycia paliwa i efekt konwersji paliwa z węgla na gaz)
to odpowiednio dla przyjętych emisyjności z produkcji energii elektrycznej z węgla ok.
67 mln Mg CO2 lub 44 mln Mg CO2.
Tabela 5. Składowe potencjału technicznego
Potencjał kogeneracji
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
Całkowity potencjał kogeneracji zwymiarowany
produkcją ciepła użytkowego [PJ]
Całkowity potencjał kogeneracji w istniejących
źródłach równy potencjałowi technicznemu w
istniejących źródłach [PJ]
Dodatkowy całkowity potencjał kogeneracji [PJ]
poz.1 – poz.2
Dodatkowy potencjał techniczny kogeneracji [PJ]
z tabeli 6.11
Potencjał techniczny całkowity zwymiarowany
produkcją ciepła użytkowego [PJ] poz.2 + poz. 4
Potencjał techniczny całkowity zwymiarowany
produkcją ciepła użytkowego [TWh]
Potencjał techniczny produkcji energii
elektrycznej [TWh] wariant węglowy
Potencjał techniczny wyrażony w mocy
zainstalowanej [GW] wariant węglowy
Potencjał techniczny produkcji energii
elektrycznej [TWh] wariant gazowy
Potencjał techniczny wyrażony w mocy
zainstalowanej [GW] wariant gazowy
Część
potencjału
całkowitego
zwymiarowanego
produkcją
ciepła
użytkowego [PJ] nie do wykorzystania poz. 3
– poz.5
2010
832
2015
836
2020
859
2025
890
2030
878
224
227
230
234
238
608
609
629
656
640
306
284
279
270
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
11
3. Ekonomiczny potencjał kogeneracji i wsparcie konieczne do jego wykorzystania
Analizę ekonomicznego potencjału krajowego wysokosprawnej kogeneracji w oparciu o
ciepło użytkowe wykonano zgodnie z artykułem 6 ianeksem IV Dyrektywy kogeneracyjnej
2004/8/EC. Analizę potencjałów kogeneracji przeprowadzono dla lat 2010, 2015, 2020,
2025 i 2030. Uwzględniając potencjał techniczny zwymiarowany ciepłem użytkowym
przeprowadzono obliczenia w celu określenia potencjału ekonomicznego dla ciepła i energii
elektrycznej. Do tego celu wykorzystano wykres uporządkowany produkcji ciepła. Przyjęto,
że graniczny czas wykorzystania mocy zainstalowanej wynosi 4600 godzin/rok tj jest równy
średniej wartości tej wielkości w krajowych elektrociepłowniach. Oznacza to, że potencjał
ekonomiczny dla ciepłej wody równał się będzie potencjałowi technicznemu. Dla ciepła na
cele grzewcze potencjał ekonomiczny równy będzie 0,55 potencjału technicznego a dla
ciepła przemysłowego 0,85 potencjału technicznego. Określenie potencjału ekonomicznego
dla
produkcji ciepła użytkowego
i energii elektrycznej
podobnie jak dla potencjału
techniczny wykonano w dwóch wariantach: wariant węglowy
- nowe inwestycje w
technologii z wykorzystaniem węgla kamiennego oraz wariant gazowy – nowe inwestycje w
technologii z wykorzystaniem gazu ziemnego. Rozwiązaniem docelowym będzie wariant
pośredni obejmujący zarówno technologie węglowe jak i technologie gazowe. W tabelach 6
oraz 7 przedstawiono potencjał ekonomiczny produkcji ciepła użytkowego oraz potencjał
ekonomiczny produkcji energii elektrycznej dla dwóch wariantów, węglowego i gazowego.
Tabela 6. Potencjał ekonomiczny produkcji energii elektrycznej w wariancie węglowym i gazowym
Potencjał ekonomiczny ciepła
[MWh]
Potencjał ekonomiczny energii elektrycznej
wariant węglowy [MWh]
Potencjał ekonomiczny energii elektrycznej
wariant gazowy [MWh]
2010
2015
2020
2025
2030
122,6
119,5
119,0
118,0
113,9
55,4
54,0
53,3
53,3
50,7
86,0
82,3
80,9
79,8
74,6
Z przeprowadzonych analiz 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 gazowym i ponad 3-krotne zwiększenie produkcji energii
elektrycznej w wariancie gazowym.
12
Tabela 7. Moc elektryczna zainstalowana w źródłach kogeneracyjnych istniejących i potencjał ekonomiczny
mocy elektrycznej do roku 2030.
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
Wykorzystanie
wyznaczonego
potencjału
kogeneracji
wymaga
wsparcia
finansowego.
Dla oceny wysokości tego wsparcia wytypowano szereg technologii kogeneracyjnych,
perspektywicznych przy polskich uwarunkowaniach w zakresie dostępności paliw oraz
stosowanych obecnie technologii rozdzielnego wytwarzania ciepła. Specyfika ta związaną z
posiadaniem przez Polskę znaczących zasobów węgla, co
stanowi podstawę
bezpieczeństwa kraju w zakresie zaopatrzenia w paliwa oraz niespotykaną w innych krajach
w tak dużej skali produkcją ciepła użytecznego w systemach sieciowych o mocach w
zakresie kilkudziesięciu do kilkuset MW w ciepłowniach, bez skojarzonego wytwarzania
energii elektrycznej. Wprowadzenie kogeneracji w tych systemach
stanowi w Polsce
najistotniejszą i najłatwiejszą do wykorzystania część krajowego potencjału.
Stąd w
rozważanych technologiach znaczący udział mają technologie węglowe o relatywnie dużych
mocach. Zestawienie tych technologii przedstawiono w tabeli 8.
Założono wstępnie, że zgodnie z ostatnio wprowadzonym, polskim systemem,
wspieranie kogeneracji następuje poprzez obrót świadectwami pochodzenia (czerwone lub
żółte świadectwa), co w stosowanym algorytmie uwzględniane jest przez wydzielony
strumień środków
Za kryterium ekonomicznej opłacalności poszczególnych technologii uznano
wskaźniki IRR określany z poniższych zależności:
N
t
NCFt
t
0 ( 1 IRR )
0
Gdzie:
NCFt
- przepływ pieniężny netto, liczony na koniec t-tego roku, PLN,
t
- numer kolejnego roku analizy,
N
- horyzont czasowy analizy (łączna długość fazy inwestycyjnej i eksploatacyjnej),
lata,
13
Ponieważ podstawą kogeneracji są potrzeby w zakresie ciepła użytkowego, przyjęto
założenie, że potencjalny inwestor ma do wyboru dwa rozwiązania:
- może ograniczyć się tylko do produkcji ciepła,
- uwarunkowania ekonomiczne spowodują, że wybierze on skojarzona produkcję
energii elektrycznej i ciepła.
Ponieważ ceny ciepła są znacznie zróżnicowane w układzie terytorialnym i paliwowym,
co utrudnia prowadzenie analiz ekonomicznych o charakterze ogólnym, a prognoza cen
ciepła w „ Polityce energetycznej..” jest zniżona, zdecydowano się wyznaczać wartość IRR
różnicowo, tj. poprzez porównanie elektrociepłowni z ciepłownią.
Tabela 8 Zestawienie rozpatrywanych technologii
L.p.
Oznaczenie
Rodzaj technologii
1
CFB_50
Turbina parowa z kotłem
fluidalnym
30 - 60
Turbina parowa z kotłem
fluidalnym
60 - 120
Turbina parowa z kotłem pyłowym
60 - 120
2
3
CFB_100
PB_100
Zakres mocy
elektrycznej
[MW]
Zakres
rocznej
produkcji
ciepła [TJ]
1000 3100
2000 6200
2000 - 6200
Rodzaj paliwa
węgiel
kamienny
węgiel
kamienny
węgiel
kamienny
4
5
PB_5
UPG_100
Turbina parowa z kotłem
fluidalnym lub paleniskiem
rusztowym
Blok gazowo-parowy
3 - 10
100 - 500
węgiel
kamienny
60 - 120
1000 -
gaz ziemny
3100
6
UPG_50
Blok gazowo-parowy
30 - 60
500 - 1600
gaz ziemny
7
TG_5
Turbina gazowa z kotłem wodnym
3 - 10
70 - 350
gaz ziemny
8
TG_1
Turbina gazowa z kotłem wodnym
1-3
20 - 100
gaz ziemny
9
SG_1
Silnik spalinowy na gaz
0,5 - 2
10 –75
gaz ziemny
10
Sinik sp.
Silnik spalinowy na olej
0,05 – 0,2
1 – 7,5
olej opałowy
11
EC_bio
3 - 10
100 - 500
12
BIOGAZ
Elektrociepłownia na biomasę
(turbina parowa)
Elektrociepłownia na biogaz
(silnik)
Ogniwo paliwowe (po 2015 roku)
0,1 – 0,5
2 – 15
1 - 10
15 - 250
-
-
13
14
Wymiennik na upuście turbiny
kondensacyjnej dużej mocy
(ucieplownienie turbiny
kondensacyjnej)
biomasa
biogaz
gaz ziemny
-
14
Niezbędnym elementem analizy wykorzystującej metodę różnicową jest zdefiniowanie
stanu odniesienia – stanu bazowego. Stan bazowy to taki stan, który istniałby gdyby projekt
nie miał miejsca. W przypadku analizy możliwości instalacji układów kogeneracyjnych w
zamian za układy ciepłownicze uznaje się, że wariantem bazowym jest wariant zasilania
tylko w ciepło. W takim przypadku bada się różnicę kosztów i przychodów między:
wariantem, w którym instalowany jest tylko kocioł (wariant bazowy),
wariantem, w którym instalowany jest układ skojarzony (wariant rozwojowy).
W tym celu określono przepływy pieniężne w przypadku:
budowy i eksploatacji kotła wodnego – wariant bazowy,
budowy i eksploatacji układu skojarzonego – wariant rozwojowy.
Obliczanie wartości wskaźników ekonomicznych w celu określenia rentowności budowy
układu skojarzonego odbywa się na bazie przepływów finansowych stanowiących różnicę
wartości przepływów między wariantem rozwojowym (budowa układu skojarzonego) i
wariantem bazowym (budowa kotła).
Taki sposób prowadzenia analiz pozwala na eliminację wpływu ceny ciepła na rentowność
projektu. Instalacja układów skojarzonych nie zmienia wielkości sprzedaży ciepła w
związku z tym zgodnie z podaną definicją przychody ze sprzedaży ciepła nie powinny
wpływać na wynik analiz ekonomicznych.
W przypadku i technologii wykorzystujących gaz, inwestycje kogeneracyjną
porównywano z kotłem zasilanym gazem (wariant oznaczony GG) oraz węglem (wariant
oznaczony WG). Zestawienie wariantów rozpatrywanych w analizach ekonomicznych
przedstawiono w tabeli 9.
Analizy poszczególnych wariantów oparto na uproszczonym bilansie przychodów i
kosztów. Dla każdego z rozważanych wariantów określono wartości przepływów w
przypadku instalacji tylko kotła (wariant odniesienia) oraz dla przypadku instalacji układu
skojarzonego.
Przy wykorzystaniu różnicowego modelu oceny efektywności nowych instalacji
kogeneracyjnych uwzględniane są dwa strumienie przychodów:
- przychód ze sprzedaży energii elektrycznej.
- przychód wynikający ze wsparcia kogeneracji związany z wielkością produkcji
energii elektrycznej.
W analizach przyjęto szereg założeń dotyczących cen energii elektrycznej, ciepła
paliw oraz uprawnień do emisji dwutlenku węgla zgodnie z dokumentem „Polityka
15
energetyczna Polski do roku 2030 (Załącznik II – Prognoza zapotrzebowania na paliwa i
energię)
Tabela 9. Szczegółowe zestawienie rozpatrywanych wariantów
L.p.
Rodzaj technologii
Moc elektryczna
[MW]
100
50
100
5
Paliwo*)
Oznaczenie
wariantu
CFB_50_WW
CFB_100_WW
PB_100_WW
Turbina parowa z kotłem fluidalnym
węgiel - węgiel
Turbina parowa z kotłem fluidalnym
węgiel - węgiel
Turbina parowa z kotłem pyłowym
węgiel - węgiel
Turbina parowa z kotłem fluidalnym
węgiel - węgiel
lub paleniskiem rusztowym
PB_5_WW
5
Blok parowo-gazowy
100
węgiel - gaz
UPG_100_wg
6
Blok parowo-gazowy
100
gaz - gaz
UPG_100_GG
7
Blok parowo-gazowy
50
węgiel - gaz
UPG_50_WG
8
Blok parowo-gazowy
50
gaz - gaz
UPG_50_GG
9
Turbina gazowa z kotłem wodnym
5
węgiel - gaz
TG_5_WG
10
Turbina gazowa z kotłem wodnym
5
gaz - gaz
UPG_5_GG
11
Turbina gazowa z kotłem wodnym
1
węgiel - gaz
TG_1_WG
12
Turbina gazowa z kotłem wodnym
1
gaz - gaz
TG_1_GG
13
Silnik gazowy
1
węgiel - gaz
SG_1_WG
14
Silnik gazowy
1
gaz - gaz
SG_1_GG
15
Silnik spalinowy
0,2
olej - olej
Sinik spalinowy
16
Elektrociepłownia biomasowa
5
węgiel -biomasa EC_bio_w
17
Elektrociepłownia na biogaz
0,25
biogaz- biogaz
BIOGAZ_BB
18
Ogniwo paliwowe (po 2015 roku)
4
gaz - gaz
Ogniwo
*)jako pierwsze podawane jest paliwo dla kotła (technologia odniesienia, ) a drugie paliwo podawane jest dla
układu CHP (technologia podstawowa)
1
2
3
4
W obliczeniach poszukiwano takiej minimalnej wysokości wsparcia przy której
wartość wskaźnika IRR wynosiła co najmniej 10%.
Uzyskane wyniki przedstawiono na rys 4.
450
400
350
zł/MWh
300
250
200
150
100
50
0
Rys.4. Wymagana wartość wsparcia dla poszczególnych technologii przy czasie pracy instalacji 4600 h
16
4. Mechanizmy wsparcia kogeneracji, które są przedmiotem szczegółowych analiz w II
etapie pracy
Z przeprowadzonych analiz wynika, że aby kogeneracja mogła się rozwijać i aby
możliwe było osiągnięcie zakładanego w „Polityce energetycznej” celu ilościowego
produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu, wymagane 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,
zapewnić wsparcie w wysokości zachęcającej do budowy nowych instalacji
skojarzonych,
zapewnić wsparcie w wysokości dającej konkurencyjną pozycje na rynku energii
elektrycznej i ciepła w dostatecznie długim horyzoncie czasu.
Mechanizmy wsparcia można podzielić na dwie podstawowe kategorie:
mechanizmy administracyjno – prawne (poza finansowe)
mechanizmy finansowe zwiększające ekonomiczną atrakcyjność kogeneracji.
Dla osiągnięcia zakładanego celu niezbędne jest określenie optymalnego zestawu
mechanizmów z punktu widzenia gospodarki kraju. Mechanizmy administracyjne mogą być
traktowane z poziomu budżetu państwa jako bez kosztowe, a w efekcie zmniejszające
konieczność stosowania mechanizmów finansowych, związanych z wydatkami ze strony
państwa.
Należy również zdefiniować zakres działań, które powinny być wspierane. Działania te
możemy podzielić następująco:
wsparcie działalności operacyjnej instalacji kogeneracyjnych
wsparcie działań inwestycyjnych związanych z budową nowych źródeł skojarzonych
wsparcie rozwoju rynku ciepła sieciowego stanowiącego podstawę rozwoju
kogeneracji
17
W opinii autorów dwa pierwsze działania powinny zostać objęte głównie mechanizmami
finansowymi. Ostatnie zadanie powinno być bardzo silnie wspierane poprzez mechanizmy
administracyjno-prawne.
Mechanizmy administracyjno – prawne
Mechanizmy tej grupy metod wsparcia powinny eliminować bariery administracyjno
– prawne 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 z zasięgu sieci. Wymagałoby to wprowadzenia
odpowiednich zapisów do Prawa energetycznego, np. w formie:
znajdujących
się
w
zasięgu
sieci
ciepłowniczej
obligatoryjne
„Na obszarach
powinno
być
wykorzystywanie do ogrzewania budynku ciepła z systemu zasilanego z kogeneracji, o
ile inwestor nie wykaże, że inny sposób ogrzewania jest ekonomicznie uzasadniony.”
Preferencje takie powinny być uwzględniane w planach zaopatrzenia gmin w energię i
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 w stosunku do produkcji
rozdzielonej przynosi wymierne korzyści przede wszystkim w wyniku zmniejszenia zużycia
paliwa a tym samym i zmniejszenie emisji
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
technologii
konkurencyjnych do kogeneracji (np. kolektory słoneczne). Taki akt prawny pozwoli
uniknąć konkurowania różnych mechanizmów wsparcia w tym samym rejonie.
18
Kolejnym bardzo istotnym zagrożeniem dla kogeneracji jest skokowa zmiana
wymogów dotyczących ochrony środowiska dla instalacji powyżej 20 oraz powyżej 50 MW
termicznych w paliwie Pierwszy z tych progów jest granicą systemu handlu uprawnieniami
do emisji dwutlenku węgla, a drugi stosowania dyrektyw o emisjach przemysłowych (IED).
W związku z dyrektywą IED operatorzy instalacji będą musiały 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. W momencie, kiedy dyrektywa IED i konieczności zakupu uprawnień do emisji
zaczęłaby obowiązywać bez dodatkowych uregulowań, to ciepło z indywidualnych małych
źródeł, pracujących bez kontroli jakości spalania, będzie znacznie tańsze niż ciepło
sieciowe. W związku z tym, aby bronić rynek ciepła sieciowego, a tym samym nie
zwiększać emisji rozproszonej należy rozważyć wprowadzenie opłat emisyjnych dla
„małych i indywidualnych” źródeł. Mechanizm ten również będzie bronił jakości
powietrza, ponieważ zapobiegnie ucieczce wytwarzania ciepła do źródeł o niskiej
efektywności. Realizacja tego celu może być bardzo różna. Jednym z mechanizmów
możliwych do zastosowania jest podatek paliwowy.
Jeszcze innym, jak się wydaje najłatwiejszym ze społecznego punktu widzenia
rozwiązaniem będzie wdrożenie odpowiedniego systemu wsparcia kierowanego do
wytwarzania ciepła w kogeneracji. Środki na te cel mogłyby pochodzić z dochodów ze
sprzedaży uprawnień do emisji CO2.
Mechanizmy finansowe
W mechanizmach wsparcia dedykowanych dla kogeneracji podstawową kwestią,
którą należy rozstrzygnąć jest zagadnienie, czy wsparcie ma być wspólne dla nowych
inwestycji i istniejących, czy należy zastosować oddzielne mechanizmy dla budowy nowych
mocy, a oddzielne dla funkcjonowania instalacji kogeneracyjnych.
Wspólny mechanizm wsparcia rozwoju kogeneracji i funkcjonowania obiektów istniejących
powinien na pewno rozróżniać:
stan instalacji
o istniejące
o nowe
rodzaj paliwa
19
o gaz
o węgiel
o ...
Wielkość wsparcia byłaby odpowiednio uzależniona od stanu i rodzaju paliwa. W
związku z tym powstałby identyczny mechanizm dla wszystkich rodzajów kogeneracji, a
jedynym elementem rozróżniającym poszczególne typy instalacji byłaby wartość
jednostkowa wsparcia.
Drugą podgrupą metod w grupie metod dedykowanych jest oddzielne wspieranie
inwestycji w kogenerację, a oddzielnie funkcjonowania instalacji kogeneracyjnych. W tym
przypadku przewidziane były obligatoryjne (a nie uznaniowe) granty inwestycyjne.
Celem tych grantów powinno być zapewnienie rentowności inwestycji w kogenerację..
Wartość jednostkowego wsparcia powinna być stała w zależności od rodzaju paliwa czy
technologii i taka sama dla wszystkich w obrębie danej grupy. Taki mechanizm będzie
promował bardziej efektywne inwestycje ekonomicznie w danej grupie. Poza tym
mechanizm taki jest bardzo przejrzysty i powszechnie stosowany w krajach UE.
W celu bardziej szczegółowego doboru mechanizmów wsparcia należy zidentyfikować
mechanizmy powstawania nowych mocy wytwórczych. Nowe instalacje potencjalnie mogą
powstawać w następujących przypadkach:
odtworzenie już istniejących instalacji kogeneracji w ramach naturalnego procesu
odtwarzania mocy wytwórczych,
zamiana obecnie istniejących układów ciepłowniczych na instalacje skojarzone w
ramach naturalnego procesu odtwarzania mocy (w tym ze względu na dostosowanie
do nowych norm ochrony środowiska),
zamiana obecnie istniejących układów ciepłowniczych na układy skojarzone ze
względu na wyższą rentowność inwestycji kogeneracyjnych.
W celu możliwości przewidywania rozwoju kogeneracji niezbędne jest opracowanie
modelu naturalnego odtwarzania mocy ciepłowniczych. Model taki pozwoli oszacować czy
wystarczające jest wspieranie tylko mechanizmu zamiany układów ciepłowniczych w
układy skojarzone w ramach naturalnego odtwarzania, czy konieczne jest również
wspieranie innych typów inwestycji.
Niezależnie od wsparcia inwestycji musi równolegle funkcjonować mechanizm
wspierający działalność bieżącą instalacji kogeneracyjnych. Jest to element niezbędny
zarówno dla inwestycji nowych jak i istniejących. W przypadku inwestycji nowych
20
zagwarantowanie odpowiednio długiego okresu wsparcia jest elementem niezbędnym.
Należy zauważyć pewnego rodzaju zależność, że wysokość gwarantowanego wsparcia w
tym zakresie wpłynie na wielkość wsparcia inwestycji. Dobór wysokości wsparcia w tym
przypadku powinien być taki, aby bieżące wsparcie pozwoliło funkcjonować instalacjom
kogeneracyjnym, a wysokość grantów inwestycyjnych zapewniła odpowiednią rentowność
dla budowy nowych inwestycji.
W przypadku, gdy prawidłowo dobrana zostanie wysokość wsparcia dla inwestycji
istniejących, to wielkość tego wsparcia dla inwestycji nowych powinna być wystarczająca,
ponieważ:
nowe inwestycje na pewno będą miały większe sprawności, przez co koszty
eksploatacji będą miały niższe,
korzystniejsze podatkowo, gdyż znaczące odpisy amortyzacyjne zmniejszą należny
podatek CIT.
Wysokość grantów inwestycyjnych powinna być tak dobrana, aby obciążenie kredytowe
było na odpowiednim poziomie. ( cały ten fragment jest nieprecyzyjny i ogólny, nie opisuje
modelu nowej inwestycji ; proponuję pominąć lub zwymiarować szczegółowo )
Istotnym zagadnieniem, które należy rozwiązać jest sposób przekazywania wsparcia.
Problem ten dotyczy zarówno sposobów finansowania inwestycji , jak również wsparcia
bieżącej działalności.
W przypadku grantów pozostaje kwestia dokładnego zdefiniowania formy prawnej
przekazania dotacji. Czy to ma być np. forma pożyczki bezzwrotnej, która po osiągnięciu
celu będzie umarzana? Czy ma być to np. wprost grant na daną inwestycję?
Obecnie w Polsce stosowany jest mechanizm certyfikatów stanowiących zbywalne
prawo majątkowe. Mechanizm ten przeszedł fazę wdrażania i wydaje się, że został
zaakceptowany przez wszystkie strony. Jest mechanizmem funkcjonującym a zmiany
wynikające z niniejszej pracy powodowałyby jedynie konieczność zmian wysokości stawek.
Obecnie na rynku są dwa typy certyfikatów:
świadectwa pochodzenia energii wytwarzanej w jednostkach opalanych paliwami
gazowymi lub o mocy zainstalowanej poniżej 1 MW – tzw. certyfikaty żółte
świadectwa energii wytwarzanej w pozostałych źródłach kogeneracyjnych – tzw.
czerwone certyfikaty.
W opinii autorów na podstawie analiz ekonomicznych przedstawionych we wcześniejszych
częściach niniejszej pracy oba rodzaje certyfikatów powinny być zachowane.
21
W obecnym kształcie system certyfikatów należałyby jedynie zmodyfikować sposób
ustalania ich wartości (wysokości opłaty zastępczej). Rynek zmienia się obecnie bardzo
dynamicznie i aby wsparcie mogło skutecznie oddziaływać na rynek, jego wysokość
również musi dynamicznie się zmieniać. Taką propozycją mogłoby być np. określenie
wysokości wsparcia w funkcji ceny energii elektrycznej (jak to jest na rynku OZE) lub
dodatkowo innych elementów, takich jak cena paliwa o koszt uprawnień. Jasno określone
reguły ustalania wartości ułatwiłyby znacząco sposób planowania i prowadzenia inwestycji.
Dobre skorelowanie wartości wsparcia obniżyłoby ryzyko inwestycyjne.
22