Systemy wsparcia kogeneracji a budowa nowych jednostek ciepłowniczych [ANALIZA]

14 lipca 2021, 13:44
smoke-258786_1920
Fot. Pixabay
Energetyka24
Energetyka24

DOTYCZY:


Jak wspierać kogenerację, by powstawały nowe jednostki ciepłownicze? Na to pytanie odpowiada prof. Filip Elżanowski.

Wysokosprawna kogeneracja, jako jeden z najbardziej efektywnych sposobów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła z procesu spalania, pozwala ograniczyć emisje szkodliwych gazów do atmosfery. Skojarzona produkcja energii elektrycznej i ciepła pozwala na mniejsze i bardziej efektywne zużycie paliwa, co z kolei przybliża nas do realizacji planu wyznaczonego na 2050 r. w ramach Europejskiego Zielonego Ładu czyli neutralności klimatycznej. W celu budowy nowych mocy wytwórczych i rozwoju efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych kluczowy jest sprawny system wsparcia zachęcający przedsiębiorców do inwestycji w kogenerację.

System certyfikatów

Pierwszy system wsparcia dla wytwórców energii elektrycznej i ciepła w procesie wysokosprawnej kogeneracji został wprowadzony w Polsce w 2007 r. Był on oparty na obrocie świadectwami pochodzenia i był uregulowany analogicznie do systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Niestety, certyfikatowe wsparcie dla kogeneracji wygasło 31 marca 2013 r. Dopiero po koniec stycznia 2014 r. nowelizacją ustawy – Prawo energetyczne przywrócono oraz przedłużono funkcjonowanie certyfikatowego systemu wsparcia, lecz jedynie do końca 2018 r.

Roczna przerwa w funkcjonowaniu systemu wsparcia, a następnie przedłużenie jego mechanizmu jedynie o 4 lata, zahamowało podejmowanie decyzji inwestycyjnych związanych z kogeneracją. Mechanizmowi zarzucano brak stabilności oraz pewności co do uzyskania środków zapewniających gwarancję niezmienności wsparcia w okresie niezbędnym do zwrotu poniesionych przez inwestorów nakładów inwestycyjnych. Inną wadą systemu certyfikatowego było jego nakierowanie na pomoc operacyjną i podtrzymywanie działania przede wszystkim istniejących jednostek kogeneracyjnych, a nie generowanie impulsów inwestycyjnych do budowy nowych mocy wytwórczych.

Zostało to potwierdzone w raporcie Najwyższej Izby Kontroli pt. „Inwestycje w nowe moce wytwórcze energii elektrycznej w latach 2012–18” z grudnia 2019 r. Z raportu wynika, że m.in. z powodu zaniechań w kształtowaniu regulacji rynkowych wynikających z w opóźnionego wprowadzenia mechanizmów wsparcia dla inwestycji, zrezygnowano lub odroczono wiele inwestycji w nowe mocy wytwórcze, w tym zrezygnowano z wielu projektów w kogeneracyjne jednostki gazowe.

Takie podejście inwestorów nie jest niczym zaskakującym. Jeśli system wsparcia uzależniony jest od regulacji państwa, będąc bardzo istotna przesłanką opłacalności inwestycji, to żaden racjonalny inwestor nie zdecyduje się na podjęcie decyzji o realizacji takiej inwestycji bez wysokiej pewności co do istnienia i warunków takiego systemu wsparcia. Z podobnymi problemami borykali się inwestorzy planujący inwestycje w zakresie farm wiatrowych.

Z związku z powyższym zaistniała potrzeba wprowadzenia nowego, bardziej stabilnego systemu, który faktycznie zapewniłby długofalowe wsparcie w planowaniu działań inwestycyjnych.

Obecny system

Dnia 25 stycznia 2019 r. w życie weszły przepisy ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (tekst jednolity: Dz. U. z 2021 r. poz. 144), ustanawiając nowy system wsparcia kogeneracji. Zakłada on udzielenie wsparcia w dwóch formach: premii kogeneracyjnej lub gwarantowanej udzielanych w formie aukcji lub naboru w zależności. Premie zróżnicowane są w zależności od wielkości danej jednostki wytwórczej, ich rodzaju  (nowe, modernizowane, istniejące). Ustawa przewiduje wsparcie dla jednostek nowych i istniejących, a jego maksymalny okres wynosi 15 lat, przy czym w określonych sytuacjach nie ma pewności uzyskania wsparcia na określony z góry, dłuższy okres czasu (np. premia gwarantowana indywidualna dla jednostkom kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej powyżej 50 MW - corocznie Prezes URE podejmuje decyzję o dopuszczeniu do systemu premii gwarantowanej indywidualnej w roku następnym).

Uzyskanie określonej premii jest jednak uzależnione od spełnienia wielu warunków, w szczególności dotyczących:

  • istnienia tzw. efektu zachęty,
  • emisyjności (np. bardzo restrykcyjny wskaźnik 450 kg CO2 / 1MWh wytworzonej energii, co w praktyce wyklucza z grona beneficjentów omawianego systemu nawet najnowsze jednostki opalane węglem),
  • zastosowanego paliwa (np. konieczność przedstawienia Prezesowi URE odpowiedniej opinii potwierdzającej brak możliwości zasilania tej jednostki paliwami gazowymi ze względu na techniczne lub ekonomiczne warunki przyłączenia do sieci gazowej oraz brak technicznego lub ekonomicznego uzasadnienia dla zasilania tej jednostki wyłącznie biomasą),
  • daty produkcji urządzeń jednostek wytwórczych (np. w przypadku dużych jednostek wytwórczych – pow. 50 MWe - 60 miesięcy przed pierwszym wytworzeniem energii elektrycznej),
  • udziału wprowadzonego ciepła użytkowego do publicznej sieci ciepłowniczej (np. 70%),
  • okresu budowy jednostki kogeneracyjnej (do 48 miesięcy od rozstrzygnięcia naboru),
  • korzystania z innych systemów subwencji (np. systemów wsparcia przewidzianych w ramach ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy oraz ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii czy pomocy inwestycyjnej przeznaczonej na realizację inwestycji w zakresie jednostek kogeneracji, udzielonej w przeciągu 10 poprzedzających lat) czy notyfikacji Komisji Europejskiej w zakresie dozwolonej pomocy publicznej w przypadku największych jednostek.

Wyniki aukcji i naborów

Dotychczas w ramach nowego systemu wsparcia przeprowadzono trzy aukcje oraz dwa nabory. W 2019 r. w wyniku aukcji przyznano premię gwarantowaną w wysokości 308 mln zł, chociaż pula przeznaczonych na to środków wynosiła ponad 1 mld zł. Podobnie sytuacja wyglądała w 2020 r. Przeprowadzono wówczas dwie aukcje, łączna wartość wsparcia udzielona w wyniku ich rozstrzygnięcia wyniosła 134 mln, chociaż mogła 5 mld złotych.

Również w rezultacie naboru na premie gwarantowaną wykorzystano jedynie ułamek możliwego do rozdysponowania wsparcia. W 2019 r. nabór nie został rozstrzygnięty ze względu na brak złożenia co najmniej jednej oferty spełniającej wymagania, a w 2020 r. udzielone wsparcie wyniosło niecałe 11% możliwej kwoty.

https://sklep.defence24.pl/produkt/globalne-ocieplenie/image

 Reklama

Powyższe dane nasuwają wątpliwość co do spełniania swojej funkcji przez bieżący system wsparcia kogeneracji. Niewątpliwie jednym z czynników wpływających na jego efektywność jest walka z pokłosiem wad poprzedniego systemu. Wydaje się, że pomimo nowych rozwiązań, które mogą stanowić impuls dla inwestorów, z uwagi na długość cyklu inwestycyjnego w jednostki kogeneracji, skutki niesprawności poprzedniego będą odbijać się na rynku ciepła jeszcze przez następne lata.

Konieczność transformacji polskiego ciepłownictwa

Przed polskim ciepłownictwem stoi równie duże wyzwanie, co przed polską elektroenergetyką – transformacja w kierunku niskoemisyjności i dekarbonizacji i spełnienie wymagań wpisanych w akty prawne Europejskiego Zielonego Ładu. Transformacja ta musi być oparta m.in. o wysokosprawną kogenerację stanowiącą jeden z najbardziej efektywnych sposobów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła z procesu spalania. Jednocześnie jednostki kogeneracyjne muszą dostosować się do wymogów w zakresie emisyjności i ochrony środowiska wynikających z najlepszych dostępnych technik – BAT (duże obiekty energetycznego spalania, tzw. LCP powyżej 50 MWt, mają czas na dostosowanie instalacji do konkluzji BAT do 17 sierpnia 2021 r.), dyrektywy MCP (jednostki istniejące mają czas na dostosowanie do 2025 r., jeżeli ich moc jest większa od 5 MWt oraz do 2030 r. dla obiektów o mocy 1-5 MWt) lub z uwagi na inne wymogi wpływające na rynkową możliwość ich działania (np. dyrektywa w sprawie charakterystyki energetycznej budynków, dyrektywa o efektywności energetycznej, dyrektywa OZE, dyrektywa ETS o handlu uprawnieniami do emisji CO2).

Rozwój kogeneracji uwzględniony został również w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (tzw. druga dyrektywa o odnawialnych źródłach energii – RED II), która kładzie nacisk na rozwój efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych oraz produkcję ciepła i chłodu ze źródeł odnawialnych. Dyrektywa ta stanowi jedno z podstawowych narzędzi realizacji celu klimatycznego UE na 2030 r. w zakresie redukcji emisji o 55% w stosunku do poziomu z 1990 r. oraz osiągnięcia 40% udziału OZE w zużyciu energii elektrycznej, ciepła i chłodu. Unijny cel w zakresie OZE został określony na poziomie całej UE i ma charakter niewiążący dla poszczególnych państw członkowskich. Państwa członkowskie mają określać swoje poziomy partycypowania w unijnym celu w krajowych planach na rzecz energii i klimatu przekazywanych do Komisji.

Należy przy tym zaznaczyć, że gaz stosowany jako paliwo w jednostkach wytwórczych (w tym kogeneracyjne) jest określany jedynie jako paliwo przejściowe w kierunku transformacji do źródeł zeroemisyjnych.

Udział ciepła i chłodu z OZE określony w polskim krajowym planie na 2030 r. wynosi 28,4%. Bez niezbędnego wsparcia inwestycyjnego dla rozwoju kogeneracji i wykorzystania źródeł odnawialnych nie uda się zrealizować tego celu. Niektórzy eksperci szacują, że nakłady inwestycyjne na ciepłownictwo w latach 2020-2030 powinny sięgać 80 mld zł (tak np. Forum Energii w raporcie „Odnawialne źródła energii w ciepłownictwie”). Pokazuje to skalę wyzwania, przed którym stoi polski sektor ciepłowniczy i zarazem niestety potwierdza brak wystarczającej skuteczności dotychczasowego wsparcia dedykowanego kogeneracji.

Prof. Filip Elżanowski

Energetyka24
Energetyka24
KomentarzeLiczba komentarzy: 0
No results found.
Tweets Energetyka24