KOGENERACJA GAZOWA W NOWYCH UWARUNKOWANIACH IMPLEMENTACJI DYREKTYWY EUROPEJSKIEJ

PO

Autor: Paweł Bućko („Rynek Energii” – nr 4/2007) Słowa kluczowe: gospodarka skojarzona, energia elektryczna, ciepło, lokalny rynek energii Streszczenie. W artykule omówiono krajowe uregulowania dotyczące obowiązku zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła. Opóźniona implementacja do ustawodawstwa krajowego Dyrektywy europejskiej o wspieraniu kogeneracji zmieniła uwarunkowania funkcjonowania źródeł skojarzonych na rynkach energii. Wprowadzono mechanizm obrotu świadectwami pochodzenia energii. Szczególne preferencje przyjęto dla wsparcia małych układów skojarzonych wykorzystujących jako paliwo gaz ziemny.

1. WSTĘP Polityka energetyczna Unii Europejskiej zakłada wspieranie wytwarzania energii w sposób moŜliwie mało uciąŜliwy dla środowiska naturalnego. Znane są ambitne plany Unii dotyczące pozyskania energii ze źródeł odnawialnych. Jedną z dróg osiągnięcia ogólnych celów energetycznych Unii jest takŜe wspieranie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, które jest technologią zapewniającą wysoką efektywność wykorzystania paliwa i w konsekwencji zmniejszającą uciąŜliwość procesów energetycznych dla środowiska naturalnego. Najsilniejszym instrumentem promowania skojarzonego wytwarzania (zwanego teŜ coraz częściej kogeneracją) jest Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady Europy z 11 lutego 2004 r. [3]. Zgodnie z zapisami Dyrektywy [3] jej implementacja do ustawodawstwa krajowego powinna zostać wprowadzona najpóźniej w terminie do 21 lutego 2006 r. Terminu tego nie udało się dotrzymać. Opóźnienie, które wystąpiło wynikało z kilku przyczyn: - przedłuŜania się prac Komisji Europejskiej nad wytycznymi do wdraŜania Dyrektywy, - znacznego skomplikowania sposobu obliczania energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji i szczegółowych procedur obliczeniowych w tym zakresie, - przedłuŜania się konsultacji wprowadzanych mechanizmów wsparcia. W Polsce implementacja tzw. Dyrektywy kogeneracyjnej nastąpiła ustawą sejmową z początku 2007 r. [9]. Zmienia ona zasadniczo wcześniej stosowane mechanizmy wsparcia. Wprowadzono mechanizmy obrotu świadectwami pochodzenia energii, podobne do mechanizmu funkcjonującego juŜ w odniesieniu do energii ze źródeł odnawialnych. Ustawowo określono termin wprowadzenia większości nowych rozwiązań na 1 lipca 2007 r.

2. OBOWIĄZEK ZAKUPU ENERGII ELEKTRYCZNEJ PRODUKOWANEJ W SKOJARZENIU PRZED IMPLEMENTACJĄ DYREKTYWY KOGENERACYJNEJ Sytuacja elektrociepłowni na krajowym rynku energii elektrycznej ulegała w przeszłości licznym zmianom. Proponowane mechanizmy wsparcia elektrociepłowni były kilkakrotnie

modyfikowane poprzez kolejne nowelizacje Prawa energetycznego [3] i rozporządzeń wykonawczych. Aktualnie obowiązujący mechanizm (do połowy 2007 r.) polega na określeniu obligatoryjnego udziału energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu w całkowitych zakupach przedsiębiorstw energetycznych sprzedających energię elektryczną odbiorcom końcowym. Koszty zakupu energii z kogeneracji są przenoszone w taryfach na odbiorców końcowych. Obowiązek zakupu energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu został zapisany w Prawie energetycznym [8] w art. 9a ust. 2. Obowiązkiem objęte są przedsiębiorstwa zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotem i sprzedające tę energię odbiorcom, którzy dokonują jej zakupu na własne potrzeby. Szczegółowo jego zakres reguluje rozporządzenie [7]. Obowiązek uznaje się za spełniony jeŜeli ilość energii pochodzącej ze skojarzenia (wytworzonej we własnych źródłach lub zakupionej od wytwórców) osiągnie w stosunku do całkowitej rocznej sprzedaŜy energii odbiorcom końcowym (zuŜywającym energię na własne potrzeby) udział określony w rozporządzeniu [7]. Wymagano by w 2005 r. udział ten wyniósł 13,7% a w kolejnych latach miał rosnąć, by w roku 2010 osiągnąć wielkość 16% (rys.l).

Wywiązanie się z obowiązku zakupu rozumiane jest jako fizyczna transakcja zakupu energii bezpośrednio od wytwórcy. Zawarcie takich transakcji pomiędzy spółkami dystrybucyjnymi a elektrociepłowniami przyłączonymi do ich sieci jest stosunkowo proste w realizacji. Natomiast drobne przedsiębiorstwa obrotu i rozproszeni wytwórcy mają istotny problem w znalezieniu partnera do takiej transakcji. W trudnej sytuacji znajdują się elektrociepłownie, którym nie uda się zawrzeć kontraktu ze spółką dystrybucyjną, do sieci której są podłączone. Teoretycznie mechanizm obowiązku zakupu powinien działać tak, Ŝe energię powinien odkupić inny podmiot obowiązany, który nie uzyskuje wystarczającego udziału zakupu energii skojarzonej. W praktyce znalezienie

takiego partnera do transakcji jest trudne. Składa się na to kilka przyczyn:

- brak funkcjonowania wydzielonego krajowego mechanizmu dla takich kontraktów, - trudności w dopasowaniu ilości energii podlegającej dostawie, w przypadku kontraktów dwustronnych, - dodatkowe problemy związane z rozliczeniem usługi przesyłowej, gdy wytwórca energii i jej odbiorca przyłączeni są do sieci innych spółek dystrybucyjnych, - sezonowość podaŜy energii z elektrociepłowni. Obecnie obowiązujący mechanizm okazał się trudny w realizacji (brak moŜliwości wtórnego obrotu energią elektryczną wyprodukowaną w skojarzeniu) oraz niedostateczny dla zapewnienia rozwoju niektórych typów elektrociepłowni. Po wprowadzeniu mechanizmu nie dało się zaobserwować oŜywienia inwestycyjnego w sektorze elektrociepłowni. W szczególnie trudnej sytuacji znalazły się elektrociepłownie wykorzystujące jako paliwo gaz ziemny. Znacznie wyŜsze zmienne koszty wytwarzania energii (głównie paliwa) utrudniały tym układom skuteczną konkurencję z elektrociepłowniami węglowymi.

3. USTAWODAWSTWO KRAJOWE PO IMPLEMENTACJI DYREKTYWY Dotychczasowy obowiązek zakupu odpowiedniej ilości energii elektrycznej zastąpiono obowiązkiem uzyskania i umorzenia odpowiedniej ilości świadectw pochodzenia energii z kogeneracji wytwarzanej w wysokosprawnym skojarzeniu [9]. Obrót świadectwami pochodzenia odbywa się niezaleŜnie od obrotu energią. Transakcje dotyczące świadectw pochodzenia energii elektrycznej z kogeneracji zawierane są za pośrednictwem giełdy towarowej. Podmiotami zobligowanymi do uzyskania odpowiedniej ilości świadectw pochodzenia są przedsiębiorstwa zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotem i sprzedające tę energię odbiorcom końcowym przyłączonym do sieci na terytorium Polski. W przypadku braku moŜliwości zakupu na rynku świadectw w wymaganej ilości przedsiębiorstwa są zobligowane do wniesienia opłaty zastępczej. Przedsiębiorstwom, które nie nabędą świadectw pochodzenia w wystarczającej ilości ani nie wniosą wymaganej opłaty zastępczej, dla brakującej ilości świadectw, groŜą kary w wysokości przewidzianej w Ustawie [9]. Ustawa [9] wprowadza dwa rodzaje świadectw pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, rozliczane oddzielnie: - dla jednostek kogeneracji opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła poniŜej 1 MW, - dla pozostałych jednostek kogeneracji. Ceny świadectw pochodzenia energii z kogeneracji będą kształtowane na zasadach konkurencyjnych. Górny pułap tych cen będzie ograniczony poziomem opłaty zastępczej. W przypadku gdy podaŜ świadectw pochodzenia będzie niewystarczająca, ich ceny będą się kształtować na poziomie zbliŜonym do opłaty zastępczej.

Jednostkowa opłata zastępcza dla źródeł gazowych lub o mocy poniŜej 1 MW (Ozg) została zapisem Ustawy [9] uzaleŜniona od średniej ceny sprzedaŜy energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w roku poprzedzającym ich obowiązywanie. Poziom opłaty zastępczej dla tej kategorii źródeł (Ozg) określono jako nie niŜszy od 15% i nie wyŜszy od 110% średniej ceny energii. Dla drugiej kategorii świadectw pochodzenia energii z kogeneracji opłatę zastępczą (Ozk) określono jako nie niŜszą niŜ 15% i nie wyŜszą od 40% średniej ceny energii na rynku konkurencyjnym. Wysokość opłat zastępczych obowiązujących w roku następnym ustala i ogłasza Prezes Urzędu Regulacji Energetyki do dnia 31 maja kaŜdego roku. Ogłoszone w 2007 r. jednostkowe opłaty zastępcze wynoszą [4]: - Ozg = 117,00 zł/MWh (97,74% średniej ceny sprzedaŜy energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym), Ozk = 17,96 zł/MWh (15% średniej ceny sprzedaŜy energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym). O ile opłata zastępcza dla większości źródeł kogeneracyjnych została ustalona na minimalnym moŜliwym poziomie, to kogeneracja gazowa (i małe źródła) zostały potraktowane preferencyjnie. Wynika to z faktu, Ŝe Prezes URE wyznaczając opłatę zastępczą, poza innymi czynnikami, uwzględnia róŜnicę pomiędzy kosztami energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji i cenami sprzedaŜy energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. Koszty dla źródeł gazowych są znacząco wyŜsze ze względu na drogie paliwo. Odejście od obowiązku zakupu energii elektrycznej z kogeneracji bezpośrednio od producenta i wprowadzenie w to miejsce wtórnego obrotu świadectwami pochodzenia energii jest zgodne z rynkowymi zasadami funkcjonowania sektorów energetycznych, które są jednym z wymagań, jakie musza spełnić państwa członkowskie wdraŜające Dyrektywę [3]. Ilości świadectw pochodzenia, które powinny uzyskać podmioty zobligowane oraz szczegółowe zasady obliczania ilości energii z kogeneracji (i spełnienia wymogów zaliczenia odpowiedniej ilości energii jako wyprodukowanej w wysokosprawnej kogeneracji) zostaną określone w osobnych rozporządzeniach Ministra Gospodarki. Mimo, Ŝe do wprowadzenia mechanizmu obrotu świadectwami zostało juŜ niewiele czasu, odpowiednie rozporządzenia nie zostały ogłoszone. JeŜeli chodzi o sposoby obliczania ilości energii produkowanej w wysokosprawnej kogeneracji naleŜy się spodziewać, Ŝe do ustawodawstwa krajowego zostaną przeniesione mechanizmy wynikające z Dyrektywy o wspieraniu kogeneracji (których uściślenie opóźniło jej implementację). Projekt rozporządzenia określającego wymagane ilości energii z wysoko sprawnej kogeneracji był jednym z załączników w trakcie procesu legislacyjnego ustawy [9]. Wynikające z niego wielkości obowiązku przedstawiono na rys. 2.

Ilości wymaganej energii z kogeneracji ulegną więc prawdopodobnie znaczącemu zwiększeniu w stosunku do wcześniejszych wymagań [7]. Po raz pierwszy zostały osobno określone wymagania dla ilości kogeneracji w oparciu o paliwa gazowe lub z małych układów. Ilości te określono na znaczącym poziomie, przekraczającym aktualną produkcję tego typu źródeł w Polsce. NaleŜy się spodziewać, Ŝe w pierwszym okresie obowiązywania nowych uwarunkowań będzie utrzymywał się deficyt świadectw pochodzenia i spodziewane przychody z ich sprzedaŜy będą się kształtować w pobliŜu poziomu wyznaczonego przez opłatę zastępczą. Porównując mechanizm obrotu świadectwami pochodzenia energii w kogeneracji i podobny mechanizm obowiązujący dla źródeł odnawialnych naleŜy zauwaŜyć dość istotną róŜnicę (poza wprowadzeniem dwóch kategorii świadectw dla kogeneracji). Źródła odnawialne są objęte obowiązkowym zakupem produkowanej energii elektrycznej po ustalonej cenie przez operatora systemu. W przypadku kogeneracji operator systemu elektroenergetycznego, w obszarze swojego działania, jest obowiązany do odbioru energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji w źródłach przyłączonych bezpośrednio do sieci tego operatora. Obowiązek odbioru nie jest toŜsamy z obowiązkiem zakupu. Nie jest ustalona gwarantowana cena energii elektrycznej dla tych źródeł. Oznacza to, Ŝe obrót energią pochodzącą z kogeneracji będzie odbywał się na zasadach rynkowych przy zapewnieniu pierwszeństwa w świadczeniu usług przesyłania i dystrybucji tej energii przez operatora systemu (z zachowaniem niezawodności i bezpieczeństwa krajowego systemu elektroenergetycznego). Źródła kogeneracyjne nie mogą więc liczyć na taką samą stabilność i przewidywalność przychodów z produkowanej energii elektrycznej jak źródła odnawialne. Świadectwa pochodzenia energii z kogeneracji wydawane są w odniesieniu do części energii produkowanej przez źródło kogeneracyjne - dotyczą tzw. energii produkowanej w wysokosprawnej kogeneracji. Ilość energii zaliczonej do wysokosprawnej kogeneracji zaleŜy między innymi od średniorocznej sprawności źródła. Świadectwa są wydawane na bieŜąco (w terminie do 14 dni) natomiast sprawność układu jest weryfikowana w cyklu rocznym. Powoduje to dodatkową komplikację: świadectwa wydawane będą w ilościach wynikających

z przewidywanej sprawności źródła (zawartej we wniosku podmiotu o wydanie świadectwa) natomiast po określeniu rzeczywistej średniorocznej sprawności układu konieczna jest korekta ilości wydanych świadectw. Po zweryfikowaniu sprawności źródła (w cyklu rocznym) wytwórca jest zobowiązany do złoŜenia odpowiedniego wniosku: o wydanie dodatkowych świadectw pochodzenia, w przypadku gdy przewidywana sprawność była niŜsza od rzeczywistej, o umorzenie odpowiedniej ilości świadectw pochodzenia, w przypadku wystąpienia nadwyŜki energii elektrycznej wynikającej z wydanych temu przedsiębiorstwu świadectw pochodzenia w stosunku do rzeczywistej ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji; tak umorzone świadectwa pochodzenia z kogeneracji nie stanowią podstawy do rozliczenia obowiązku ich pozyskania w udziale określonym w stosunku do sprzedaŜy odbiorcom końcowym. Obowiązek pozyskania odpowiedniej ilości świadectw pochodzenia rozliczany będzie w cyklu rocznym. PodaŜ świadectw pochodzenia będzie jednak podlegała sezonowym wahaniom. Rynek świadectw pochodzenia z kogeneracji (oddzielnie dla kogeneracji gazowej i pozostałych źródeł) funkcjonujący na zasadach giełdowego ustalania ceny moŜe charakteryzować się nie tylko sezonowością podaŜy i popytu, ale takŜe istotnymi sezonowymi zmianami cen. Ocena jego funkcjonowania będzie moŜliwa jednak dopiero po wprowadzeniu tego mechanizmu.

4. KOGENERACJA GAZOWA W NOWYCH UWARUNKOWANIACH Nowe uwarunkowania moŜna scharakteryzować jako korzystniejsze dla kogeneracji gazowej w stosunku do wcześniej obowiązującego mechanizmu wsparcia kogeneracji. Świadectwa pochodzenia energii elektrycznej z kogeneracji gazowej będą uzyskiwać znacznie wyŜszą cenę od świadectw pochodzenia z innych źródeł kogeneracyjnych. Przy załoŜeniu, Ŝe przynajmniej w okresie kiedy podaŜ świadectw będzie mniejsza niŜ popyt wynikający z obowiązku zakupu (a takiej sytuacji naleŜy się spodziewać w najbliŜszych latach), cena świadectw pochodzenia dla elektrociepłowni gazowych będzie się zbliŜać do poziomu opłaty zastępczej, czyli do 117 zł/MWh. JeŜeli sprzedaŜ energii elektrycznej pozwoli osiągnąć przychody na poziomie zbliŜonym do średniej ceny sprzedaŜy energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym (ok. 118 zł/MWh), wytwórca dysponujący wysokosprawnym układem kogenerancyjnym moŜe spodziewać się jednostkowych, łącznych przychodów (ze sprzedaŜy energii elektrycznej i świadectw pochodzenia) na poziomie przekraczającym 200 zł/MWh. Jest to poziom ceny, który zapewnia zadowalające wskaźniki opłacalności inwestycyjnej dla małych układów gazowych (z silnikami gazowymi lub turbinami) dobranymi do produkcji podstawowej w sezonie grzewczym (czas uŜytkowania mocy zainstalowanej ok. 5000 h/a). NaleŜy się spodziewać rozwoju takich układów skojarzonych. Cykl inwestycyjny obiektów jest krótki, dostępność urządzeń na rynku - duŜa. Tempo rozwoju moŜe być ograniczane przez moŜliwości przyłączania takich układów do systemu gazowniczego (wynikającego z lokalnego rozwoju sieci dystrybucyjnej).

Korzystne wskaźniki inwestycyjne dla małych układów skojarzonych stosunkowo łatwo będą mogli uzyskać inwestorzy, którzy energię elektryczną będą wykorzystywać na pokrycie własnych potrzeb energetycznych. W takim przypadku zysk z produkcji energii elektrycznej przez układ skojarzony będzie polegał na uniknięciu wysokich kosztów zakupu energii oraz dodatkowego strumienia przychodów ze sprzedaŜy świadectw pochodzenia. Przepisy wykonawcze do ustaw [8,9] powinny sprecyzować sytuację takich producentów na rynku energii elektrycznej - w chwili obecnej sporo jest wątpliwości co do sposobu funkcjonowania mechanizmu handlu świadectwami w takich przypadkach. Wydaje się jednak, Ŝe tacy producenci będą mogli uzyskiwać bardziej korzystne wskaźniki opłacalności niŜ producenci, którzy znaczną część energii elektrycznej będą sprzedawać na rynku. Dla producentów sprzedających energię elektryczną na rynku dodatkowe ryzyko będzie wynikać z samych mechanizmów funkcjonowania konkurencyjnych rynków energii elektrycznej.

5. PODSUMOWANIE Implementacja dyrektywy kogeneracyjnej [3] do ustawodawstwa krajowego z jednoczesnym wprowadzeniem mechanizmu handlu świadectwami pochodzenia zmieniła uwarunkowania rozwoju dla układów kogeneracyjnych. W korzystnej sytuacji znalazły się gazowe układy skojarzone małej i średniej mocy (zaliczane do tzw. generacji rozproszonej). MoŜna stwierdzić, Ŝe dla tej grupy wytwórców mechanizm wsparcia moŜe być skuteczny (pod warunkiem jego efektywnego wprowadzenia i utrzymania w latach przyszłych). Nowy mechanizm wsparcia będzie prawdopodobnie mniej korzystny dla duŜych węglowych elektrociepłowni komunalnych. Spodziewane przychody w tej grupie wytwórców będą na zbliŜonym poziomie jak przed implementacją dyrektywy.

LITERATURA [ 1 ] Bucko P.: Elektrociepłownie w warunkach rynku energii elektrycznej w Polsce. Rynek Energii 2003, nr 4. [2] Bucko P.: Obowiązek zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z ciepłem. Rynek Energii 2005, nr 5. [3] Dyrektywa 2004/8/EC o wspieraniu kogeneracji. [4] Komunikat w sprawie jednostkowych opłat zastępczych dla kogeneracji obowiązujących w 2007 roku. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. URE, Warszawa, 26 marca 2007 r. [5] Kulesa M.: Rynek energii elektrycznej w Polsce w 2006 roku - przełom czy stagnacja. Energetyka Cieplna i Zawodowa, grudzień 2006. [6] Pismo Prezesa URE do przedsiębiorstw energetycznych zobowiązanych do wypełnienia

obowiązku zakupu energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła w 2007 roku. URE, Warszawa, 5 kwietnia 2007 r. [7] Rozporządzenie 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. z 2004 r. Nr 267 poz.2657. [8] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne. Dz. U. z 2003 r. Nr 153 poz. 1504 i Nr 203 poz. 1966; z 2004 r. Nr 29 poz. 257 i Nr 96 poz. 959 i Nr 173 poz. 1808 oraz z 2005 r. Nr 62 poz. 552. [9] Ustawa z dnia 12 stycznia 2007 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne, ustawy Prawo ochrony środowiska oraz ustawy o systemie oceny zgodności. Dz. U. z 2007 r. Nr 21 poz. 124.

COGENERATION GAS UNITS UNDER NEW CIRCUMSTANCES IMPLEMENTATION OF EUROPEAN COGENERATION DIRECTIVE

AFTER

Key words: cogeneration, electrical energy, heat, local energy market Summary. In the paper, the Polish law regulations of obligatory purchase of electrical energy produced by cogeneration units are discussed. The implementation of European cogeneration promotion directive has changed circumstances of cogeneration units operation on energy markets. The energy origin certificates system for electrical energy produced by cogeneration units has been implemented in Poland. Special preferences have been proposed for gas cogeneration units. Paweł Bućko, dr inŜ., Katedra Elektroenergetyki, Politechnika Gdańska, ul. Narutowicza 11/12, 80-952 Gdańsk e-mail: [email protected]