Unia Europejska, przy pomocy przysługujących jej kompetencji w zakresie prawodawstwa, dąży do stworzenia wewnętrznego rynku energii elektrycznej, który byłby rynkiem konkurencyjnym, wydajnym, o wysokim standardzie świadczonych usług. Jednym z aspektów tak funkcjonującego rynku jest bezpieczeństwo energetyczne, które postrzegane jest przez europejskiego prawodawcę jako priorytet w zakresie polityki energetycznej. Potwierdzeniem tego jest wprowadzenie do traktatu regulującego funkcjonowanie Unii Europejskiej tzw. Tytułu XXI „Energetyka”, wskazującego w art. 194 jako cel unijnej polityki zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego. Szczegółowe regulacje znajdziemy natomiast w przepisach wtórnego prawa Unii Europejskiej - w wymagających implementacji do prawa krajowego dyrektywach oraz stosowanych bezpośrednio rozporządzeniach. Podstawowym warunkiem osiągnięcia zakładanego celu jest zapewnienie stabilności oraz bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, do czego niezbędne są inwestycje. Oprócz potrzeby rozbudowy i modernizacji sieci elektroenergetycznych, konieczna jest również budowa nowych źródeł mocy oraz energetyki rozproszonej – źródeł wspomagających prace systemu i zaspokajających zapotrzebowanie na energię i ciepło lokalnie. Odpowiedzią na tego typu potrzeby jest instalacja nowych źródeł kogeneracyjnych, modernizacja starych oraz zastąpienie źródeł ciepła elektrowniami kogeneracyjnymi. Dynamiczniejszy rozwój kogeneracji², czyli wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w trakcie tego samego procesu technologicznego, może zapewnić rozwiązanie szeregu problemów, jakie stoją przed polskim sektorem elektroenergetycznym. Ten kierunek rozwoju wymaga jednakże poniesienia znaczących inwestycji, których rentowność związana jest z odpowiednio dopasowaną do nich polityką regulacyjną państwa.

Sytuacja obecna i plany na przyszłość
W 2008 r. wyprodukowano w Polsce łącznie 155,5 TWh energii elektrycznej brutto, z czego 15,8% stanowiła energia wytworzona w źródłach kogeneracyjnych³. Większość tej energii została wyprodukowana w źródłach wysokosprawnej kogeneracji.
Zgodnie z założeniami Polityki energetycznej Polski do 2030 r⁴. wielkość produkcji energii w wysokosprawnej kogeneracji ma zostać podwojona w porównaniu do produkcji w roku 2006 (z poziomu 24,4 TWh w 2006 r. do 47,9 TWh w 2030 r.), natomiast udział produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji
w krajowym zapotrzebowaniu na energię elektryczną brutto wzrośnie z poziomu 16,2% w 2006 r. do 22% w 2030 r. Cel ten ma zostać osiągnięty poprzez budowę nowych źródeł wytwórczych oraz modernizację istniejących instalacji. Planowane jest również zastąpienie do 2030 r. wszystkich ciepłowni źródłami kogeneracyjnymi. Powstały również plany wybudowania do 2017 r. elektrociepłowni opalanych węglem kamiennym, które mają być elektrowniami systemowymi pomagającymi regulować pracę całego krajowego systemu elektroenergetycznego⁵.
Z powyższych danych wynika, jakie znaczenie ma kogeneracja dla zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce. Powyższe cele programowe połączone są z konkretnymi planami prywatyzacyjnymi posiadanych przez Skarb Państwa elektrociepłowni, np. Zespołu Elektrociepłowni Bytom S.A. (85% udziałów), Elektrociepłowni Zabrze S.A. (85% udziałów), mają zapewnić większy potencjał inwestycyjny i modernizacyjny obecnych bloków wytwórczych.

 Cele Unii Europejskiej
Pobudzenie większego rozwoju kogeneracji w państwach członkowskich jest również ważnym celem Unii Europejskiej. Wdrożenie Dyrektywy 2004/8/WE⁶, w naszej ocenie, stanowi kolejny etap pobudzenia inwestycji w tym sektorze rynku.
Zgodnie bowiem z danymi Komisji Europejskiej⁷, do 2030 r. około 80% obywateli Europy mieszkać będzie i pracować na terenach miejskich. Wykorzystanie energii
w dużych skupiskach daje dodatkowe możliwości dla nowych inwestycji mających na celu racjonalizację gospodarowania energią. Istnienie dużych sieci ciepłowniczych oraz obecność znaczącego zapotrzebowania na energię elektryczną w związku z bliskością dużej liczby odbiorców oznacza lepsze możliwości realizacji oraz wyższą rentowność kogeneracji na tych obszarach. Dodatkowo, kogeneracja umożliwia znaczące zwiększenie sprawności wytwarzania i tym samym powoduje oszczędności w zużyciu energii pierwotnej⁸. Instalacja energetyki rozproszonej zmniejsza również konieczność rozbudowy sieci przesyłowej, a także poprzez obecność blisko odbiorcy zmniejsza straty przesyłowe w sieciach oraz pomaga zapobiegać rozległym awariom systemowym.
Rozwój kogeneracji zależy jednakże od aktywnej polityki państwa. Jego intensyfikacja jest możliwa, jeżeli państwo zapewni: (1) odpowiednie mechanizmy wsparcia, (2) dostęp do sieci elektroenergetycznej, (3) gwarancję pochodzenia, (4) odpowiednie taryfy oraz (5) efektywne procedury administracyjne⁹. Powyższe kwestie stanowią główne mechanizmy blokujące rozwój inwestycji, a tym samym rozwój samej kogeneracji. Jak zatem wygląda w tym zakresie rynek w Polsce?

System wsparcia kogeneracji w Polsce
Zgodnie ze stanowiskiem Ministerstwa Gospodarki, przyczyną niedostatecznego rozwoju kogeneracji w Polsce są bariery o charakterze ekonomicznym (finansowym), prawnym, administracyjnym i społecznym. Bariery o charakterze technicznym mają znikome znaczenie¹⁰.

Obecnie obowiązujące regulacje
Od dnia 24 lutego 2007 r. funkcjonuje w Polsce system wsparcia kogeneracji, stanowiący implementację Dyrektywy 2004/8/WE. Składa się on z dwóch elementów. Pierwszym z nich jest uprawnienie do uzyskania świadectwa pochodzenia za energię wytworzoną w wysokosprawnej kogeneracji, które to uprawnienie skorelowane jest z obowiązkiem zakupu i przedstawienia prezesowi URE do umorzenia określonej ilości świadectw, nałożonym na podmioty sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym. Zgodnie z obecnie obowiązującym prawem, system ten będzie funkcjonował do dnia 31 marca 2013 r.,  jednak dla jednostki opalanej metanem lub gazem uzyskanym z biomasy do dnia 31 marca 2019 r.
Istnieją dwa rodzaje świadectw pochodzenia – mianowicie za energię wytworzoną w instalacji opalanej paliwem gazowym, w tym również metanem uwalnianym z robót górniczych i gazem z biomasy oraz w jednostce o mocy poniżej 1 MW (żółte certyfikaty), a także za energię wytworzoną przez jednostkę opalaną paliwami węglowymi (czerwone certyfikaty). Dla każdego rodzaju świadectwa ustalony został odrębny obowiązek zakupu oraz odmienny poziom opłaty zastępczej. Na towarowej giełdzie energii średnia cena żółtego certyfikatu za 1 MWh wytworzonej energii w czerwcu 2010 r. wynosiła 123,20 zł, natomiast czerwonego certyfikatu to 22,05 zł na 1 MWh energii. Jednym z priorytetów polityki energetycznej Polski jest wsparcie dla kogeneracji jako elementu energetyki rozproszonej, tak więc system wsparcia nie powinien w najbliższych latach zniknąć, choć jak to zostało już wspomniane system ten obowiązuje do 31 marca 2013 r. Krótki okres obowiązywania systemu wsparcia wynika z konieczności przestrzegania  unijnych regulacji o pomocy publicznej i po 2013 powinien zgodnie z założeniami Polityki energetycznej do 2030 r. zostać przedłużony.
Do dnia 31 grudnia 2011 r. za przyłączenie do sieci elektroenergetycznej elektrociepłowni o mocy do 5 MW pobiera się jedynie połowę opłaty za przyłączenie. Oprócz przychodu z certyfikatów, wytwórca energii w kogeneracji może uzyskać przychód ze sprzedaży energii elektrycznej oraz ciepła. W przypadku instalacji kogeneracyjnej kwalifikowanej jako odnawialne źródło energii Prawo energetyczne przewiduje obowiązek zakupu wytworzonego ciepła w zakresie zapotrzebowania na nie przez odbiorców danego przedsiębiorstwa zaopatrującego w ciepło na danym terenie. Średnia cena energii w wysokosprawnej kogeneracji w roku  2009 wyniosła dla elektrowni opalanych paliwami gazowymi – 191,03 zł/MWh, natomiast dla elektrowni opalanych paliwami węglowymi 199,89 zł/MWh. Cena ciepła wyniosła w jednostkach opalanych paliwami gazowymi 59,21 zł/GJ, natomiast w jednostkach opalanych paliwami węglowymi 33,83 zł/GJ.
Oprócz powyżej wspomnianych mechanizmów wsparcia zagwarantowany został w Prawie energetycznym priorytetowy dostęp do sieci elektroenergetycznej dla energii wyprodukowanej w kogeneracji.
Plany polskiego rządu przewidują również zapewnienie bezpłatnych uprawnień do emisji CO2 dla wytwarzania ciepła sieciowego w instalacjach wysokosprawnej kogeneracji w zakresie zmniejszającym się do 30% w 2020 r. oraz do zera w 2027 r. Uważa się, że system wsparcia oparty wyłącznie o świadectwa pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji nie wykreuje dostatecznych bodźców inwestycyjnych¹¹.

 Propozycje zmian
Konieczne jest mocniejsze stymulowanie inwestycji w kogenerację w aspekcie rozwijania energetyki rozproszonej, nie tylko na szczeblu centralnym, ale również lokalnym (gminy). W szczególności należy wspomóc rozwój mniejszych jednostek wytwórczych – do 1 MW mocy. Ponadto należy zadbać, aby samorząd terytorialny wywiązywał się z obowiązku opracowania założeń do planu zaopatrzenia
gmin w ciepło.
Przewidzieć należy mechanizmy skłaniające do zastępowania przestarzałych źródeł ciepłowniczych nowoczesnymi kogeneracyjnymi, aby wypełnić zakładany do 2030 r. plan zastąpienia ciepłowni wysokosprawnymi elektrociepłowniami. Jednym z pomysłów może być przyznanie świadectw efektywności energetycznej za tego typu inwestycje (tzw. białych certyfikatów).
Kolejną instytucją wspierającą może okazać się zobowiązanie przedsiębiorstw przesyłowych do szerszego wykorzystywania energetyki rozproszonej w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Zawieranie umów na usługi systemowe powinno zapewnić dodatkowe źródło przychodu dla kogeneracji.
Jako korzystną należy ocenić zmianę regulacji w zakresie wyznaczania cen w taryfie za ciepło, wprowadzona ustawą  nowelizującą Prawo energetyczne z dnia
8 stycznia 2010 r. Obowiązująca bowiem dotychczas regulacja kosztowa cen ciepła prowadziła do zaniżania rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych za sprawą subsydiowania skrośnego produkcji ciepła przez produkcję energii w elektrociepłowniach. Kształtowanie cen ciepła z zastosowaniem cen referencyjnych w oparciu o planowane przychody powinno stymulować nowe inwestycje. Nieuzasadnionemu wzrostowi poziomu cen zapobiec ma natomiast zapis w proponowanym projekcie rozporządzenia o kalkulacji taryf za ciepło, przewidujący maksymalne zwiększanie cen w latach 2011-2014.
Konieczne jest również wprowadzenie regulacji mających na celu zapewnienie bezpłatnych uprawnień do emisji CO2, dla wytwarzania ciepła sieciowego w instalacjach wysokosprawnej kogeneracji, wytwarzających ciepło na potrzeby ciepłownictwa w zakresie zmniejszającym się do 30% w 2020 r. oraz do zera w 2027 r., naturalnie po uzyskaniu stosownej zgody Komisji Europejskiej.
Wspomóc należy również inwestycje w infrastrukturę sieciową, w szczególności  gazową, tak aby możliwy był rozwój wysokosprawnej kognacji zasilanej paliwami gazowymi na obszarach o bardzo niskim stopniu gazyfikacji.
Ostatnią kwestią, którą należy poruszyć, jest konieczność nowelizacji przepisów związanych z lokalizowaniem inwestycji kogeneracyjnych, w celu przyspieszenia procedury uzyskiwania decyzji lokalizacyjnej i pozwolenia na budowę.
* * *
Reasumując, przedstawiony powyżej zakres proponowanych zmian pozwoliłby na pobudzenie inwestycji. Wielotorowość ingerencji regulacyjnej w funkcjonowanie sektora ciepłowniczego oraz powiązanego w tym zakresie sektora elektroenergetycznego jest niezbędna. Tylko dzięki takiej interwencji można pobudzić oczekiwane działania inwestycyjne. Poddając analizie kierunek zmian w prawie Unii Europejskiej, można zauważyć dążenie do coraz ściślejszego powiązania ciepłownictwa z sektorem elektroenergetycznym. Zmiany regulacyjne w Polsce powinny podążać za tym trendem. Jest to szczególnie istotne w przededniu implementacji tzw. trzeciego pakietu liberalizacyjnego oraz w kontekście pojawiających się głosów o wyodrębnienie ciepłownictwa, jako odrębnej materii ustawowej.

Przypisy
1 Raport oceniający postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej, M.P. Nr 1 z 2008 r., poz. 12, s. 20.
2 Ang.: Combined Heat and Power, CHP;
3 Portal cire.pl:, http://www.cire.pl/rynekenergii/ podstawa.php?smid=207; którego właścicielem jest Agencja Rynku Energii S.A.;
4 Dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 10 listopada 2009 r. „Polityka Energetyczna Polski do 2030 r.” – punkt 2.1oraz 3.3;
5 Ibidem, pkt. 1 i 3.2.2;;
6 Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie promowania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na wewnętrznym rynku energii oraz wnosząca poprawki do Dyrektywy 92/42/EWG, Dz. Urz.
WE L 52 z 21.02.2004, s. 50;
7 Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 listopada 2008 r., Większe oszczędności energii w Europie dzięki skojarzonemu wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła, KOM(2008) 771 wersja ostateczna, s. 9;
8 Ibidem, s. 2;
9 Ibidem, s. 4;
10 Raport oceniający postęp osiągnięty …, op. cit., s. 20;
 11 Ibidem, s. 20.

Autorzy: dr Robert Zajdler, Michał Andruszkiewicz

Artykuł został opublikowany w magazynie "ECiZ" nr 9/2010

źródło fot.: www.sxc.hu