Nowy system wsparcia dla kogeneracji – aukcje, premie i feed-in premium
Ministerstwo Energii przedstawiło założenia nowego systemu wsparcia, którym zostaną objęci producenci energii w instalacjach kogeneracyjnych. Inwestorzy planujący budowę nowych instalacji CHP mogą liczyć na premię, która będzie przyznawana w drodze aukcji. Osobny system wsparcia ME przewiduje dla mniejszych instalacji kogeneracyjnych.
Resort energii chce, aby nowy system wsparcia dla instalacji kogeneracyjnych, produkujących energię elektryczną i cieplną w skojarzeniu, opierał się o formułę premii dopłacanej do ceny energii elektrycznej. Przedmiotem wsparcia ma być premia do wytworzonej energii, przy czym dla zbudowanych dotychczas instalacji, które wejdą do nowego systemu, wysokość premii referencyjnej ma ustalać co roku ME.
ME chce, aby w ramach nowego systemu wsparcia istniejące jednostki wysokosprawnej kogeneracji zostały przypisane do stosownych koszyków, które grupować będą instalacje o porównywalnych kosztach wytwarzania energii elektrycznej. Wysokość premii ma determinować również wiek danej instalacji, a uzyskanie premii poprzedzać będzie proces prekwalifikacji, przypisujący poszczególne instalacje do właściwych koszyków.
– Wszystkie istniejące instalacje będą dopuszczone do wsparcia, które odpowiadało będzie luce finansowej pomiędzy kosztami wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach wysokosprawnej kogeneracji, a rynkową ceną energii. Powyższe rozwiązanie w odróżnieniu od zaproponowanego modelu aukcyjnego dla nowych instalacji lepiej odpowiada potrzebom istniejących instalacji, które dla utrzymania produkcji energii elektrycznej na dotychczasowym poziomie wymagają stosownego wsparcia – wyeliminowane zostaje ryzyko, że istniejąca jednostka nie wygra aukcji, a tym samym nie będzie mogła utrzymać dotychczasowej produkcji – komentuje ME.
Resort energii dopuszcza możliwość określania wysokości premii na poziomie 0 zł/MWh, jeśli oceni, że w danym roku warunki rynkowe umożliwiają instalacjom wysokosprawnej kogeneracji funkcjonowanie bez konieczności dodatkowego wsparcia.
Inaczej ma wyglądać proces przyznawania wsparcia dla nowych inwestycji kogeneracyjnych. Podstawą do uzyskania wsparcia będą aukcje, w których inwestorzy będą konkurować możliwie najniższymi ofertami, przy czym przedmiotem aukcji będzie premia do wytworzonej energii elektrycznej.
Beneficjentom aukcji będzie przysługiwać prawo do sprzedaży energii z uwzględnieniem wysokości premii, którą zaoferowali w aukcji (model „pay as bid”), w okresie 15 lat.
Przy tym ME ma wskazywać maksymalną wysokość premii, możliwą do uzyskania w każdym z koszyków aukcyjnych. Resort chce również wprowadzić mechanizmy, których celem będzie odrzucenie określonego wolumenu ofert aukcyjnych w sytuacji, gdy podaż projektów będzie mniejsza niż dostępna w ramach aukcji pula energii elektrycznej.
Aukcje mają być prowadzone w trzech koszykach – osobno dla instalacji przemysłowych oraz pozostałych instalacji – w tym przypadku wprowadzony zostanie podział na instalacje do i powyżej 20 MW mocy zainstalowanej elektrycznej.
Budżet aukcyjny będzie ustalany przez ME w roku poprzedzającym rok przeprowadzenia aukcji. Dodatkowo resort energii ma wskazywać – jednak niewiążąco – 3-letnią perspektywę budżetu aukcyjnego.
Ministerstwo Energii chce, aby nowy mechanizm wsparcia dla kogeneracji uwzględniał zmienność kosztów wytwarzania energii w czasie, tzn. aby istniała możliwość zmiany wysokości premii „w zależności od zdefiniowanych warunków zewnętrznych”.
Ponadto nowy system wsparcia ma uwzględniać monitorowanie i rozliczanie wytwarzania energii po zrealizowaniu inwestycji „w celu zapewnienia właściwej walidacji rozwoju wysokosprawnej kogeneracji w Polsce”.
Dla instalacji kogeneracyjnych o mocy zainstalowanej elektrycznej do 1 MW resort energii przewiduje wdrożenie systemu feed-in premium z jedną premią dla wszystkich instalacji, bez względu na wielkość mocy, rodzaj paliwa oraz charakterystykę pracy.
– Tego typu rozwiązanie pozwoli na rozwój instalacji wysokosprawnej kogeneracji szczególnie z sektorze małych i średnich przedsiębiorstw, a także w sektorze komunalnym. Pozwoli na wykorzystanie instalacji wysokosprawnej kogeneracji na obszarach niewielkich aglomeracji lub osiedli, a także na potrzeby budynków użyteczności publicznej. Małe instalacje wysokosprawnej kogeneracji mogą też stanowić istotny wkład w rozwój koncepcji klastrów energii na obszarach wielskich – zapewnia ME.
Dotychczasowe wsparcie dla kogeneracji
W ostatnim raporcie Urzędu Regulacji Energetyki na temat rynku energetyki cieplnej za 2016 r., spośród 401 wytwórców ciepła biorących udział w badaniu tylko 30 proc. wytwarzało ciepło w kogeneracji. Udział ciepła wytwarzanego w kogeneracji z produkcją energii elektrycznej w produkcji ciepła ogółem kształtuje się od kilku lat na niezmienionym poziomie, a w ubiegłym roku wyniósł 61 proc., sięgając 234,7 tys. TJ.
– Wprowadzenie w 2010 r. uproszczonego sposobu kształtowania taryf dla ciepła na podstawie art. 47 ust. 2f ustawy Prawo energetyczne, które miało na celu stymulowanie rozwoju kogeneracji poprzez tworzenie warunków do budowy i funkcjonowania nowych jednostek kogeneracyjnych, nie spowodowało znacznego przyrostu nowych mocy jednostek kogeneracyjnych – zauważa URE w swoim ostatnim raporcie na temat rynku ciepła.
Rozwoju inwestycji kogeneracyjnych nie spotęgował również wdrożony w połowie roku 2007 system świadectw pochodzenia (certyfikatów) wydawanych za produkcję energii elektrycznej w skojarzeniu z generacją ciepła, a nowelizacja ustawy Prawo energetyczne z 2014 r. przedłużyła funkcjonowanie tego systemu do połowy 2019 r.
Przewiduje on, że firmy obracające energią muszą legitymować się świadectwami pochodzenia (certyfikatami kogeneracyjnymi) za pewną część swojego obrotu. Te, które ich nie posiadają, muszą wnieść tzw. opłatę zastępczą.
Opłata zastępcza oznaczona symbolem Ozg jest przypisana obowiązkowi, który jest związany z tzw. żółtymi certyfikatami, przyznawanymi operatorom instalacji kogeneracyjnych o mocy do 1 MWe produkujących w skojarzeniu energię elektryczną i cieplną.
Opłata zastępcza oznaczona symbolem Ozg w 2018 r. wyniesie 115 zł/MWh (wobec 120,00 zł/MWh w 2017 r. oraz 125,00 zł/MWh w 2016 r.), odpowiadając 67,77 proc. średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym.
Z kolei uiszczanie opłaty OZk jest alternatywą dla obowiązku umarzania tzw. czerwonych certyfikatów przyznawanych za wyprodukowanie każdej 1 MWh energii w instalacji kogeneracyjnej o mocy powyżej 1 MW.
Opłata oznaczona symbolem Ozk została ustalona na 2018 r. na poziomie 9,00 zł/MWh, czyli 5,30 proc. średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. To spadek w porównaniu do opłaty Ozk ustalonej na rok 2017 na poziomie 10,00 zł/MWh oraz wobec opłaty na rok 2016, w którym wyniosła 11,00 zł/MWh.
Natomiast opłata Ozm jest alternatywą dla obowiązku umarzania certyfikatów fioletowych, przyznawanych producentom energii w jednostkach kogeneracyjnych opalanych metanem pozyskiwanym w kopalniach lub biogazem.
Wysokości opłaty Ozm URE określił na 56,00 zł/MWh i jest to poziom identyczny do funkcjonującego w roku 2017, ale niższy o 7 zł w stosunku do wartości tej opłaty na rok 2016.
W 2014 r. firmy dystrybuujące energię musiały posiadać świadectwa żółte dla 3,9 proc. energii, którą dostarczyły. Potem udział ten rósł, a w przyszłym roku ma sięgnąć 8 proc. W przypadku świadectw fioletowych wymagany poziom na rok 2014 ustalono na 1,1 proc. Miał on z każdym rokiem wzrastać, aby w 2018 r. osiągnąć wysokość 12,3 proc. Natomiast jeśli chodzi o świadectwa czerwone, poziom obowiązku ustalono na 23,2 proc. co roku w latach 2014-2018.
W ubiegłym roku URE wydał 1,7 tys. świadectw kogeneracyjnych na łączny wolumen 28,11 TWh – za produkcję w latach 2015-16. W 2016 r. wydano również 622 decyzje umarzające świadectwa z kogeneracji na łączną ilość 25,954 TWh.
Więcej o ubiegłorocznych wolumenach produkcji energii w kogeneracji dla poszczególnych technologii w artykule: Ile energii cieplnej produkuje się w Polsce z OZE i jaki jest jej koszt?
red. gramwzielone.pl
