Prace nad ustawą o odnawialnych źródłach energii, która jest kontynuowaniem wsparcia wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, odsunęły w czasie dyskusje nad systemem wsparcia wysokosprawnej kogeneracji.
Ministerstwo Energii już przygotowuje się do prac nad nową ustawą dla rynku mocy, a także w dalszej perspektywie, kogeneracji. Biogazownie, które w zdecydowanej większości posiadają odzysk ciepła w swoich instalacjach, który kwalifikuje je do instalacji wysokosprawnej kogeneracji, są szczególnie zainteresowane tym, co może je czekać po zakończeniu obecnego wsparcia kogeneracji w postaci świadectw pochodzenia, czyli po 2018 roku. Ministerstwo Energii nie podjęło jeszcze ostatecznej decyzji w jakim kształcie będzie on funkcjonował od 2019 r., pomimo, że prace nad systemem trwały w Ministerstwie Gospodarki od 2015 r., kiedy branża proponowała długoterminowe wsparcie oparte na systemie aukcyjnym, który jest w pełni akceptowalną formą wsparcia.
Projekt rynku mocy, który przygotował Departament Energii Ministerstwa Energii oraz Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. zakłada, że będzie on funkcjonował w formie aukcji. Zostały one podzielone na główne i dodatkowe. Dostawa mocy w aukcji głównej musi nastąpić w ciągu 4 lat od aukcji przez okres jednego roku, 5 lat lub nawet 15 lat , a dostawa w aukcji dodatkowej w ciągu jednego roku. Jednostki wytwórcze, które będą uczestniczyć w rynku mocy, będą musiały zrezygnować z innych form wsparcia, zatem uczestnictwo dla istniejących instalacji OZE jest wykluczone, dopóki ich wsparcie nie wygaśnie. To oznacza również, że elektrociepłownie korzystające z rynku mocy nie będą otrzymywać czerwonych lub żółtych certyfikatów – ten system wsparcia nie zostanie przedłużony po 2018 roku. Rynek mocy stanowi pomoc publiczną, a zatem wymaga akceptacji Komisji Europejskiej. W ramach rynku mocy przewidywane jest wsparcie dla kogeneracji, ale na dzisiaj nie ma zbyt wielu szczegółów, a jedynie ogólne propozycje.
Technologia wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej w biogazowniach jest stabilna i ma charakter lokalny, dlatego jej rozwój powinien być uwzględniony przy tworzeniu nowych regulacji. Obecna nowelizacja ustawy o odnawialnych źródłach wspiera rozwój biogazowni rolniczych, ale nie motywuje je do wprowadzania droższej technologii, czyli większego odzysku ciepła w swoich instalacjach, co byłoby bardziej korzystne dla rozwoju niskoemisyjnych źródeł wytwarzania ciepła i jego lokalnego wykorzystania. Powstanie dodatkowej kategorii biogazowni pracującej w wysokosprawnej kogeneracji byłoby dobrym rozwiązaniem promującym już dzisiaj tą technologię w przyszłych biogazowniach. Ciepło wytwarzane w instalacjach wysokosprawnej kogeneracji jest już obecnie wprowadzane do lokalnych sieci ciepłowniczych i trafia do mieszkańców gmin, budynków użyteczności publicznej, czy też przedsiębiorców, którzy działają w pobliżu biogazowni. Jeżeli dostawy ciepła są zaplanowane na duże odległości projektuje się transport gazu własną siecią przesyłową, co jest znacznie tańsze w kosztach przygotowania oraz wykonania instalacji, niż wielokilometrowa linia ciepłownicza.
Europa pracuje obecnie nad wspieraniem lokalnego wytwarzania i wprowadzania biometanu do sieci gazowych, co będzie stanowiło ważną przeciwwagę dla importu gazu, który staje się coraz ważniejszym paliwem w ramach rozwoju gospodarki europejskiej opartej o niskoemisyjne wytwarzanie energii. Dostrzeżono tutaj potencjał biogazowni, jako lokalnych instalacji przetwarzania ubocznych produktów produkcji rolno-spożywczej, z których można wytworzyć miliony metrów sześciennych w każdej większej instalacji. Wspieranie tego sposobu wytwarzania jest jak najbardziej pożądane w Komisji Europejskiej i może stanowić ważny punkt w negocjacjach nad dalszym przedłużeniem wspierania powstawania kolejnych biogazowni w Europie. Rozwój wytwarzania biometanu w Niemczech i w Francji ma być finansowany przez wprowadzenie opłaty OZE do stawek sieciowych operatorów sieci gazowej.
W Polsce czekają nas kolejne wyzwania przy pracach nad systemem rynku mocy oraz kogeneracji, aby sprostać restrykcyjnym wymaganiom, które w sposób systematyczny będą wprowadzane we wszystkich państwach Unii Europejskiej. Dodatkowo dyrektywa UE o handlu emisjami (system ETS) wymaga, aby każde źródło ciepła o mocy powyżej 20 MW pokrywało każdą wyprodukowaną przez siebie tonę CO2 uprawnieniami do emisji. Trwająca rewizja systemu ETS prawdopodobnie zmniejszy pulę darmowych uprawnień, co wymaga uwzględnienia przy kalkulacji opłacalności inwestycji. Pomimo, że zgodne z danymi URE średni koszt produkcji ciepła z biomasy stałej (37,9 zł za GJ) i z wysoko metanowego gazu ziemnego (61,4 zł za GJ) jest wyższy niż średni koszt produkcji z węgla, nowe inwestycje w jednostki ciepłownicze pomimo wysokich kosztów inwestycyjnych oraz kosztów za zakup emisji będą się rozwijać, ale doprowadzą do wyższych kosztów dla ciepła sieciowego. Biogazownie mogłyby odegrać ważną rolę w tworzeniu lokalnych źródeł, pod warunkiem, że przygotowywane regulacje będą uwzględniać ich dalszy, dynamiczny rozwój.
Autor: Sylwia Koch-Kopyszko, UPEBI
Newsletter
Bądź na bieżąco z branżą OZE
