Co dalej z wysokosprawną kogeneracją?

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