Source: http://ure.gov.pl/pl/prawo/prawo-wspolnotowe/dyrektywy/1270,DzU-L-52-z-2122004.html
Timestamp: 2017-04-24 05:31:05+00:00
Document Index: 98526196

Matched Legal Cases: ['art. 251', 'art. 7', 'art. 21', 'art. 5', 'art. 3', 'art. 14', 'art. 14', 'art. 4', 'art. 10', 'art. 4', 'art. 87', 'art. 6', 'art. 174', 'art. 11', 'art. 2', 'art. 6', 'art. 7', 'art. 21', 'art. 6', 'art. 5', 'art. 6', 'art. 9', 'art. 6', 'art. 10', 'art. 6', 'art. 6', 'art. 4', 'art. 12', 'art. 5', 'art. 10', 'art. 14', 'art. 14', 'art. 14', 'art. 5', 'art. 8', 'art. 5', 'art. 3', 'art. 3', 'art. 14', 'art. 5', 'art. 12', 'art. 12', 'art. 5', 'art. 4', 'art. 3', 'art. 6']

Dz.U. L 52 z 21.2.2004 - Dyrektywy - Urząd Regulacji Energetyki Mapa serwisu
uwzględniając wniosek Komisji1],
uwzględniając opinię Komitetu Ekonomiczno-Społecznego2],
uwzględniając opinię Komitetu Regionów3],
stanowiąc zgodnie z procedurą określoną w art. 251 Traktatu4],
Potencjał kogeneracji jako metody oszczędzania energii jest obecnie wykorzystywany przez Wspólnotę w niewystarczającym stopniu. Promowanie wysokowydajnej kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe stanowi priorytet Wspólnoty ze względu na związane z nią potencjalne korzyści w zakresie oszczędzania energii pierwotnej, unikania strat sieciowych oraz ograniczania emisji szkodliwych substancji, w szczególności gazów cieplarnianych. Ponadto, efektywne użytkowanie energii poprzez kogenerację może wpłynąć pozytywnie na bezpieczeństwo dostaw energii oraz konkurencyjność Unii Europejskiej i jej Państw Członkowskich. Należy zatem podjąć środki, które zapewnią lepsze wykorzystanie potencjału kogeneracji w ramach wewnętrznego rynku energii;
Dyrektywa 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r.5] ustanawia wspólne zasady dotyczące wytwarzania, przesyłania, dystrybucji i dostaw energii elektrycznej na wewnętrznym rynku energii elektrycznej. W tym kontekście, rozwój kogeneracji przyczynia się do pogłębienia konkurencyjności, również w odniesieniu do nowych uczestników rynku.
W Zielonej Księdze pt. “Ku europejskiej strategii bezpieczeństwa dostaw energii energetycznej” zwrócono uwagę na znaczny stopień uzależnienia Unii Europejskiej od zewnętrznych dostaw energii, które pokrywają obecnie 50% zapotrzebowania i których udział, według przewidywań, ma osiągnąć 70% do roku 2030, jeżeli utrzyma się obecna tendencja. Zależność od importu i rosnący udział importowanej energii w bilansie energetycznym podwyższają ryzyko przerw lub zakłóceń w dostawach. Jednakże, bezpieczeństwo dostaw nie powinno być pojmowane jedynie jako kwestia ograniczenia zależności od importu i pobudzenia produkcji własnej. Bezpieczeństwo dostaw wymaga podjęcia szerokiego zakresu inicjatyw zmierzających, między innymi do zróżnicowania źródeł i technologii oraz poprawy stosunków międzynarodowych. W Zielonej Księdze podkreślono ponadto, że bezpieczeństwo dostaw energii jest koniecznym warunkiem dla zapewnienia w przyszłości stałego rozwoju. We wnioskach do Zielonej Księgi stwierdzono, że przyjęcie nowych środków zmierzających do ograniczenia zapotrzebowania na energię jest konieczne zarówno w celu zmniejszenia zależności od importu jak i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. W rezolucji z 15 listopada 2001 r. w sprawie Zielonej Księgi6] Parlament Europejski zaapelował o podjęcie działań zachęcających do zmian w kierunku elektrowni o dużej efektywności energetycznej, w tym jednostek wytwarzających ciepło i energię elektryczną w skojarzeniu.
W komunikacie Komisji pt. “Zrównoważona Europa dla lepszego świata: strategia stałego rozwoju Unii Europejskiej” przedstawionym podczas Rady Europejskiej w Göteborgu w dniach 15 i 16 czerwca 2001 r. wskazano na zmiany klimatu jako na jedną z głównych barier dla stałego rozwoju i podkreślono konieczność zwiększonego wykorzystania czystej energii oraz podjęcia wyraźnych działań zmierzających do redukcji zapotrzebowania na energię;
Zwiększone wykorzystanie kogeneracji ukierunkowane na oszczędności w energii pierwotnej mogłoby stanowić istotną część pakietu działań koniecznych dla wypełnienia postanowień Protokołu z Kioto do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie Zmian Klimatu, oraz wszelkich pakietów działań stworzonych w celu spełnienia przyszłych zobowiązań. W komunikacie w sprawie wykonania pierwszej fazy Europejskiego ProgramuOchrony Klimatu Komisja uznała wspieranie kogeneracji za jeden ze środków koniecznych do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w sektorze energetycznym i zgłosiła zamiar przedstawienia w 2002 roku propozycji dyrektywy w sprawie promowania kogeneracji.
W rezolucji z dnia 25 września 2002 r. w sprawie komunikatu Komisji w sprawie wykonania pierwszego etapu Europejskiego Programu Ochrony Klimatu7], Parlament Europejski popiera ideę przedstawienia propozycji mającej na celu wzmocnienie środków wspólnotowych na rzecz wspierania wykorzystywania skojarzonej produkcji ciepła i energii elektrycznej (CHP) i apeluje o szybkie przyjęcie dyrektywy w sprawie promowania CHP.
Znaczenie kogeneracji zostało również uznane w rezolucji Rady z dnia 18 grudnia 1997 r.8] oraz w rezolucji Parlamentu Europejskiego z dnia 15 maja 1998 r.9] w sprawie wspólnotowej strategii wspierania skojarzonej produkcji ciepła i energii elektrycznej.
We wnioskach z dnia 30 maja 2000 r. i 5 grudnia 2000 r. Rada zatwierdziła plan działania Komisji w zakresie efektywności energetycznej i uznała wspieranie kogeneracji za jeden z obszarów priorytetowych w najbliższym czasie. W rezolucji z dnia 14 marca 2001 r. w sprawie planu działania w zakresie efektywności energetycznej10], Parlament Europejski wezwał Komisję do przedstawienia propozycji ustanowienia wspólnych zasad wspierania kogeneracji w sytuacjach gdy będzie to korzystne dla środowiska naturalnego.
Dyrektywa Rady 96/61/WE z dnia 24 września 1996 r. dotycząca zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli11], dyrektywa 2001/80/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 października 2001 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych obiektów energetycznego spalania12] oraz dyrektywa 2000/76/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 4 grudnia 2000 r. w sprawie spalania odpadów13] podkreślają konieczność dokonania oceny możliwości stosowania kogeneracji w nowych instalacjach.
Dyrektywa 2001/91/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 16 grudnia 2002 r. w sprawie charakterystyki energetycznej budynków14] wymaga od Państw Członkowskich zapewnienia, że w przypadku nowych budynków o powierzchni użytkowej powyżej 1 000 m², przed rozpoczęciem budowy brane są pod uwagę techniczne, środowiskowe i ekonomiczne możliwości zastosowania systemów alternatywnych, takich jak kogeneracja ciepła i energii elektrycznej.
Kogeneracja o wysokiej wydajności jest w niniejszej dyrektywie definiowana na podstawie oszczędności energii uzyskanych dzięki zastosowaniu produkcji skojarzonej zamiast rozdzielonej produkcji ciepła i energii elektrycznej. Oszczędności energii powyżej 10% kwalifikują kogenerację jako “kogenerację o wysokiej wydajności”. W celu zmaksymalizowania oszczędności energetycznych i uniknięcia strat energii, uwagę należy poświęcić przede wszystkim warunkom funkcjonowania jednostek kogeneracji.
W kontekście oceny oszczędności w energii pierwotnej, należy wziąć pod uwagę sytuację tych Państw Członkowskich, w których zużycie energii elektrycznej jest w większości pokrywane z importu;
W celu zapewnienia przejrzystości należy przyjąć zharmonizowaną podstawową definicję kogeneracji. W przypadku instalacji kogeneracyjnych wyposażonych w urządzenia do oddzielnego wytwarzania energii elektrycznej lub ciepła, produkcja taka nie powinna być określana jako kogeneracja w celu wydania gwarancji pochodzenia oraz dla celów statystycznych;
W celu zapewnienia, że wsparcie dla kogeneracji w kontekście niniejszej dyrektywy oparte jest na zapotrzebowaniu na ciepło użytkowe oraz oszczędnościach w energii pierwotnej, należy ustalić kryteria określające i oceniające wydajność energetyczną produkcji kogeneracyjnej, określonej w podstawowej definicji;
Ogólnym celem niniejszej dyrektywy powinno być ustanowienie zharmonizowanej metody obliczania energii elektrycznej uzyskanej z kogeneracji oraz koniecznych wytycznych dla jej wdrażania, z uwzględnieniem metodologii obecnie opracowywanych przez Europejskie Organizacje Normalizacyjne. Obrana metoda powinna pozwalać na zmiany dostosowawcze uwzględniające postęp techniczny. Zastosowanie kalkulacji zawartych w Załącznikach II i III dla jednostek mikrokogeneracyjnych mogłoby, zgodnie z zasadą proporcjonalności, być oparte na wynikach przeprowadzonych testów typów urządzeń, potwierdzonych certyfikatem przez kompetentny niezależny organ.
Definicje kogeneracji oraz kogeneracji o wysokiej wydajności stosowane w niniejszej dyrektywie nie przesądzają o stosowaniu odmiennych definicji w prawodawstwie krajowym w celach innych niż określone w niniejszej dyrektywie. Ponadto należy przywołać odpowiednie definicje zawarte w dyrektywie 2003/54/WE oraz w dyrektywie 2001/77/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 27 września 2001 r. w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych.15]
Pomiary produkcji ciepła użytkowego w miejscu jego wytworzenia przez elektrownię kogeneracyjną wyraźnie wykazują potrzebę zapewnienia, że korzyści z ciepła użytkowego wytworzonego w kogeneracji nie zostaną utracone wraz z dużymi stratami ciepła występującymi w sieciach dystrybucyjnych.
Współczynnik mocy do ciepła jest właściwością techniczną, która powinna zostać zdefiniowana w celu obliczania ilości energii elektrycznej z kogeneracji.
Współczynnik mocy do ciepła jest właściwością techniczną, która powinna zostać zdefiniowana w celu obliczania ilości energii elektrycznej z kogeneracji.Dla celów niniejszej dyrektywy, definicja “jednostek kogeneracji” może również obejmować urządzenia, które umożliwiają produkcję samej energii elektrycznej lub samej energii cieplnej, takie jak pomocnicze jednostki zasilania i dopalania. Energię wytworzoną przy pomocy tego typu urządzeń nie należy uważać za kogenerację w celu wydawania gwarancji pochodzenia lub w celach statystycznych.
Definicja “kogeneracji na małą skalę” obejmuje między innymi mikrokogenerację i jednostki kogeneracji rozproszonej, takie jak jednostki kogeneracji zaopatrujące obszary wyizolowane lub obsługujące ograniczone zapotrzebowanie mieszkalne, handlowe lub przemysłowe.
W celu zwiększenia przejrzystości przy dokonywaniu przez odbiorców wyboru pomiędzy energią elektryczną pochodzącą z kogeneracji a energią elektryczną wytwarzaną w oparciu
o inne technologie, należy zapewnić, że na podstawie zharmonizowanych wartości referencyjnych sprawności, możliwe jest zagwarantowanie pochodzenia energii z kogeneracji o wysokiej wydajności. Udział w systemie gwarancji pochodzenia nie uprawnia automatycznie do korzystania z krajowych mechanizmów wsparcia.
Ważne jest, aby wszystkie formy energii elektrycznej pochodzące z kogeneracji o wysokiej wydajności mogły być objęte gwarancjami pochodzenia. Należy wyraźnie odróżnić gwarancje pochodzenia od świadectw wymienialnych.
W celu zapewnienia w średnim okresie zwiększenia udziału kogeneracji w rynku energii, należy nałożyć na wszystkie Państwa Członkowskie wymóg przyjęcia i opublikowania sprawozdań zawierających analizę krajowego potencjału w zakresie kogeneracji o wysokiej wydajności oraz osobną analizę barier utrudniających stosowanie kogeneracji, a także środków podjętych w celu zapewnienia niezawodności systemu gwarancji.
Wsparcie publiczne powinno być zgodne z postanowieniami wytycznych Wspólnoty w sprawie pomocy państwa w zakresie ochrony środowiska16], w tym z postanowieniami dotyczącymi zakazu kumulacji pomocy. Wytyczne te zezwalają obecnie na stosowanie niektórych rodzajów wsparcia publicznego, jeżeli możliwe jest wykazanie, że środki pomocowe mają korzystny skutek z punktu widzenia ochrony środowiska naturalnego ze względu na szczególnie wysoką wydajność konwersji efektywności, albo dlatego, że takie środki stworzą możliwości obniżenia zużycia energii albo ponieważ proces produkcji będzie w mniejszym stopniu przyczyniał się do wyrządzania szkód w środowisku naturalnym. Tego typu wsparcie będzie w niektórych wypadkach konieczne dla dalszego wykorzystania potencjału w zakresie kogeneracji, w szczególności uwzględniając konieczność internalizacji kosztów zewnętrznych.
Systemy wsparcia publicznego w zakresie promowania kogeneracji powinny skoncentrować się głównie na wsparciu kogeneracji opartej na ekonomicznie uzasadnionym zapotrzebowaniu na ciepło i chłodzenie.
Państwa Członkowskie stosują różne mechanizmy wspierania kogeneracji na poziomie krajowym, w tym pomoc inwestycyjną, zwolnienia z podatku lub obniżenie podatku, zielone certyfikaty oraz systemy bezpośrednich dopłat do cen. Jednym z czynników istotnych dla osiągnięcia celu niniejszej dyrektywy jest zagwarantowanie właściwego funkcjonowania tych mechanizmów do czasu uruchomienia zharmonizowanych ram wspólnotowych w celu utrzymania zaufania inwestorów. Komisja zamierza monitorować sytuację w tym zakresie i informować o doświadczeniach zdobytych w trakcie stosowania krajowych systemów wsparcia.
W zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej pochodzącej z kogeneracji o wysokiej wydajności powinny mieć zastosowanie przepisy art. 7 ust. 1, 2 i 5 dyrektywy 2001/77/WE, jak również odpowiednie przepisy dyrektywy 2003/54/WE. Dopóki producent energii z kogeneracji jest uprawnionym odbiorcą według prawodawstwa krajowego, w rozumieniu art. 21 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE, taryfy na zakup dodatkowej energii elektrycznej niekiedy potrzebnej do produkcji energii w układzie kogeneracyjnym powinny zostać ustalone według obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminujących kryteriów. Szczególnie w przypadku jednostek kogeneracji na małą skalę lub mikrokogeneracji, możliwe jest ułatwienie dostępu energii elektrycznej wytwarzanej w procesie kogeneracji wysokowydajnej do systemu sieci elektroenergetycznych, pod warunkiem zawiadomienia o tym fakcie Komisji.
Jednostki mikrokogeneracji o mocy do 400 kW, według definicji dyrektywy Rady 92/42/EWG z dnia 21 maja 1992 r. w sprawie wymagań sprawności dla nowych kotłów wody gorącej opalanych paliwem płynnym lub gazowym17], zasadniczo nie są w stanie spełnić minimalnych wymagań wydajności zawartych w tejże dyrektywie i powinny zostać z niej wyłączone.
Należy uwzględnić specyficzną strukturę sektora kogeneracji, który obejmuje wielu małych i średnich producentów, w szczególności przy dokonywaniu przeglądu procedur administracyjnych w zakresie wydawania pozwoleń na budowę obiektów kogeneracji.
W kontekście celu niniejszej dyrektywy, którym jest stworzenie ram dla wspierania kogeneracji należy podkreślić konieczność zapewnienia stabilnego środowiska ekonomicznego i administracyjnego dla inwestycji w nowe instalacje kogeneracyjne. Państwa Członkowskie powinny być zachęcane do spełniania tej potrzeby poprzez opracowywanie systemów wsparcia o okresie trwania przynajmniej czterech lat oraz poprzez unikanie częstych zmian w procedurach administracyjnych, itd. Ponadto, Państwa Członkowskie powinny zadbać o to, by w systemach wsparcia publicznego przestrzegano zasady stopniowego wycofywania.
Ogólna wydajność kogeneracji i jej zgodność z zasadami zrównoważonego rozwoju zależy od wielu czynników takich jak stosowana technologia, rodzaje paliw, charakterystyka obciążeń, rozmiar jednostki oraz właściwości ciepła. Z przyczyn praktycznych i z uwagi na fakt, że ciepło produkowane dla różnych celów wymaga różnych poziomów temperatury i że te, jak również inne różnice wpływają na wydajność kogeneracji, kogenerację można podzielić na następujące kategorie: “kogeneracja przemysłowa”, “kogeneracja ciepłownicza” i “kogeneracja rolnicza”.
Zgodnie z zasadami subsydiarności i proporcjonalności, określonymi w art. 5 Traktatu, ogólne zasady tworzące ramy dla wspierania kogeneracji na wewnętrznym rynku energii powinny być ustalane na poziomie wspólnotowym, ale szczegółowe ich wdrożenie należy pozostawić w gestii Państw Członkowskich, co pozwoli każdemu Państwu Członkowskiego wybrać rozwiązania najbardziej odpowiadające jego sytuacji. Niniejsza dyrektywa ogranicza się do wyznaczenia minimalnych wymogów niezbędnych do osiągnięcia określonych celów i nie wykracza poza to, co konieczne w tym zakresie.
Środki konieczne dla wprowadzenia w życie niniejszej dyrektywy powinny zostać przyjęte zgodnie z decyzją Rady 1999/468/WE z dnia 28 czerwca 1999 r. ustanawiającą warunki wykonywania uprawnień wykonawczych przyznanych Komisji18].
Celem niniejszej dyrektywy jest zwiększenie efektywności energetycznej i poprawa bezpieczeństwa dostaw poprzez stworzenie ram dla wspierania i rozwoju produkcji ciepła i energii elektrycznej
w układzie kogeneracji o wysokiej wydajności opartej na zapotrzebowaniu na ciepło użytkowe
i oszczędnościach w energii pierwotnej na wewnętrznym rynku energii, z uwzględnieniem specyficznych uwarunkowań krajowych, szczególnie w odniesieniu do warunków klimatycznych
Niniejszą dyrektywę stosuje się w odniesieniu do kogeneracji zgodnie z jej definicją zawartą w art. 3 oraz technologii kogeneracji wymienionych w załączniku I.
a) "kogeneracja" oznacza równoczesne wytwarzanie energii cieplnej i energii elektrycznej i/lub mechanicznej w trakcie tego samego procesu;
b) "ciepło użytkowe" oznacza ciepło wytwarzane w procesie kogeneracji w celu zaspokojenia ekonomicznie uzasadnionego popytu na ciepło lub chłodzenie;
c) "ekonomicznie uzasadnione zapotrzebowanie" oznacza zapotrzebowanie, które nie przekracza potrzeb w zakresie ciepła lub chłodzenia i które w innej sytuacji zostałoby zaspokojone w warunkach rynkowych przy zastosowaniu procesów wytwarzania energii innych niż kogeneracja;
d) "energia elektryczna z kogeneracji" oznacza energię elektryczną wytwarzaną w procesie skojarzonym z produkcją ciepła użytkowego i obliczoną zgodnie z metodologią ustanowioną w załączniku II;
e) "rezerwowa energia elektryczna" oznacza energię elektryczną dostarczaną za pośrednictwem sieci elektroenergetycznej w przypadku wszelkich przerw w procesie kogeneracji, włączając w to okresy konserwacji oraz awarie;
f) "dodatkowa energia elektryczna" oznacza energię elektryczną dostarczaną za pośrednictwem sieci elektroenergetycznej w sytuacjach, gdy zapotrzebowanie na energię elektryczną jest większe niż produkcja energii elektrycznej w procesie kogeneracji;
g) "wydajność ogólna" oznacza sumę rocznej produkcji energii elektrycznej i mechanicznej oraz ciepła użytkowego podzieloną przez ilość paliwa zużytego do produkcji ciepła w procesie kogeneracji oraz do produkcji brutto energii elektrycznej i mechanicznej;
h) "wydajność" oznacza wydajność obliczoną na podstawie “wartości kalorycznych netto” paliw (określanych również jako “dolne wartości kaloryczne”);
i) "kogeneracja o wysokiej wydajności" oznacza kogenerację spełniającą kryteria przedstawione w załączniku III;
j) "wartość referencyjna wydajności dla produkcji rozdzielonej” oznacza wydajność alternatywnej rozdzielonej produkcji ciepła i energii elektrycznej, którą ma zastąpić proces kogeneracji;
k) "współczynnik mocy do ciepła" oznacza stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła użytkowego wytworzonych przy pełnej zdolności w trybie kogeneracji, z zastosowaniem danych operacyjnych konkretnej jednostki;
l) "jednostka kogeneracji" oznacza jednostkę, która może działać w trybie kogeneracji;
m) "jednostka mikrokogeneracji" oznacza jednostkę kogeneracji o maksymalnej zdolności poniżej 50 kWe;
n) "kogeneracja na małą skalę” oznacza jednostki kogeneracji z zainstalowaną zdolnością poniżej1MWe;
o) "produkcja kogeneracyjna" oznacza sumę energii elektrycznej i mechanicznej oraz ciepła użytkowego z kogeneracji.
Ponadto, stosuje się odpowiednie definicje zawarte w dyrektywie 2003/54/WE i w dyrektywie 2001/77/WE.
Kryteria wydajności kogeneracji
1. W celu określenia wydajności kogeneracji według załącznika III, Komisja, zgodnie z procedurą, o której mowa w art. 14 ust. 2 ustanawia, najpóźniej do 21 lutego 2006 r., zharmonizowane wartości referencyjne wydajności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła. Te zharmonizowane wartości referencyjne wydajności składać się będą z macierzy wartości zróżnicowanych według odpowiednich czynników, takich jak rok zbudowania jednostki i stosowane paliwa, i muszą być oparte na właściwie udokumentowanej analizie uwzględniającej, między innymi, dane z działalności operacyjnej w rzeczywistych warunkach, transgraniczną wymianę energii elektrycznej, stosowane mieszanki paliw i warunki klimatyczne, jak również stosowane technologie kogeneracji zgodnie z zasadami przedstawionymi w załączniku III.
2. Zgodnie z procedurą, o której mowa w art. 14 ust. 2, Komisja dokonuje przeglądu zharmonizowanych wartości referencyjnych wydajności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła, o których mowa w ust. 1, po raz pierwszy w dniu 21 lutego 2011 r., a następnie co cztery lata, w celu uwzględnienia postępu technologiczny i zmian w dystrybucji źródeł energii.
3. Państwa Członkowskie wprowadzające w życie niniejszą dyrektywę przed ustanowieniem przez Komisję zharmonizowanych wartości referencyjnych wydajności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła, o których mowa w ust. 1, powinny, do daty określonej w ust. 1, przyjąć własne krajowe wartości referencyjne wydajności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła, które będą stosowane do obliczania oszczędności w energii pierwotnej pochodzących z kogeneracji zgodnie z metodologią przedstawioną w załączniku III.
Gwarancje pochodzenia energii elektrycznej z kogeneracji o wysokiej wydajności
1. Na podstawie zharmonizowanych wartości referencyjnych wydajności, o których mowa w art. 4 ust. 1, Państwa Członkowskie, najpóźniej sześć miesięcy po przyjęciu tychże wartości, zapewniają, że pochodzenie energii elektrycznej z kogeneracji o wysokiej wydajności może być zagwarantowane według obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminujących kryteriów ustanowionych przez każde Państwo Członkowskie. Zapewniają, by ta gwarancja pochodzenia energii elektrycznej umożliwiała producentom wykazanie, że sprzedawana przez nich energia elektryczna pochodzi z kogeneracji o wysokiej wydajności, a w tym celu, zapewnią, że gwarancja wydawana jest w odpowiedzi na wniosek producenta.
2. Państwa Członkowskie mogą wyznaczyć jeden lub więcej właściwych organów, niezwiązanych z działalnością produkcyjną i dystrybucyjną, do sprawowania nadzoru nad wydawaniem gwarancji pochodzenia, o których mowa w ust. 1.
3. Państwa Członkowskie lub właściwe organy uruchamiają odpowiednie mechanizmy w celu zapewnienia, że gwarancje pochodzenia są dokładne i niezawodne, oraz przedstawiają w sprawozdaniu, o którym mowa w art. 10 ust. 1, środki podjęte w celu zapewnienia niezawodności systemu gwarancji.
4. Udział w systemie gwarancji pochodzenia nie uprawnia automatycznie do korzystania z krajowych mechanizmów wsparcia.
5. Gwarancja pochodzenia określa:
– dolną wartość kaloryczną źródła paliwa, z którego została wyprodukowana energia elektryczna, sposób wykorzystania ciepła wytworzonego w skojarzeniu z energią elektryczną, a także datę i miejsce produkcji;
– ilość energii elektrycznej pochodzącej z kogeneracji o wysokiej wydajności, zgodnie ze sposobem jej wyliczania zawartym w załączniku II, której dotyczy gwarancja;
– oszczędności w energii pierwotnej obliczone zgodnie z załącznikiem III w oparciu o ustalone przez Komisję zharmonizowane wartości referencyjne wydajności, o których mowa w art. 4 ust. 1.
Państwa Członkowskie mogą zawrzeć w gwarancjach pochodzenia dodatkowe informacje.
6. Gwarancje pochodzenia wydawane zgodnie z ust. 1 powinny być wzajemnie uznawane przez Państwa Członkowskie, wyłącznie jako dowód potwierdzający informacje, o których mowa w ust. 5. Wszelkie odmowy uznania gwarancji pochodzenia jako takiego dowodu, szczególnie z powodów związanych z zapobieganiem nadużyciom finansowym, muszą być oparte na obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminujących kryteriach.
W przypadku odmowy uznania gwarancji pochodzenia, Komisja może zobowiązać stronę odmawiającą do uznania tej gwarancji, szczególnie w odniesieniu do obiektywnych, przejrzystych
i równoprawnych kryteriów, na których oparte jest takie uznanie.
Krajowe potencjały w zakresie kogeneracji o wysokiej wydajności
1. Państwa Członkowskie ustanawiają analizę krajowego potencjału dla stosowania kogeneracji o wysokiej wydajności, włączając w to mikrokogenerację o wysokiej wydajności.
– opiera się na odpowiednio udokumentowanych danych naukowych i jest zgodna z kryteriami wymienionymi w załączniku IV,
– określa całkowity potencjał dla zapotrzebowania na ciepło użytkowe i chłodzenie, dla którego zastosowanie kogeneracji o wysokiej wydajności byłoby właściwe, jak również dostępność paliw i innych zasobów energetycznych do wykorzystania w kogeneracji,
– zawiera oddzielną analizę barier, które mogą utrudnić realizację krajowego potencjału
w zakresie kogeneracji o wysokiej wydajności. Analiza ta uwzględnia w szczególności bariery związane z cenami, kosztami i dostępnością paliw, oraz bariery związane z systemem elektroenergetycznym, procedurami administracyjnymi oraz brakiem internalizacji kosztów zewnętrznych w cenach energii.
3. Państwa Członkowskie, po raz pierwszy najpóźniej do 21 lutego 2007 r., a następnie co cztery lata, na wniosek Komisji złożony co najmniej sześć miesięcy przed wyznaczonym terminem, oceniają postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału kogeneracji o wysokiej wydajności w całkowitej produkcji energii.
1. Państwa Członkowskie zapewniają, by wsparcie dla istniejących i przyszłych jednostek kogeneracji było oparte na zapotrzebowaniu na ciepło użytkowe oraz oszczędnościach w energii pierwotnej, w świetle dostępnych możliwości ograniczania zapotrzebowania na energię poprzez inne ekonomicznie wykonalne lub korzystne dla środowiska naturalnego środki, takie jak inne środki w zakresie efektywności energetycznej.
2. Bez uszczerbku dla art. 87 i 88 Traktatu, Komisja ocenia stosowane w Państwach Członkowskich mechanizmy wsparcia, zgodnie z którymi producent kogeneracji otrzymuje, na podstawie przepisów wydanych przez władze publiczne, bezpośrednie lub pośrednie wsparcie, które mogłoby ograniczyć handel energią.
Komisja rozważy czy mechanizmy te przyczyniają się do realizacji celów określonych w art. 6 i art. 174 ust. 1 Traktatu.
3. W sprawozdaniu, o którym mowa w art. 11 Komisja przedstawia odpowiednio udokumentowaną analizę doświadczeń zebranych podczas stosowania i współistnienia różnych mechanizmów wsparcia, o których mowa w art. 2 niniejszego artykułu. Sprawozdanie to ocenia powodzenie, w tym opłacalność, systemów wsparcia w promowaniu wykorzystania kogeneracji
o wysokiej wydajności w zgodzie z krajowym potencjałem, o których mowa
w art. 6. W sprawozdaniu przeprowadzona jest dalsza analiza tego, w jakim stopniu systemy wsparcia przyczyniły się do stworzenia stabilnych warunków dla inwestycji w kogenerację.
System elektroenergetyczny i kwestie taryf
1. W celu zapewnienia przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej wytworzonej z wysokowydajnej kogeneracji, stosuje się art. 7 ust. 1, 2 i 5 dyrektywy 2001/77/WE, jak również odpowiednie przepisy dyrektywy 2003/54/WE.
2. Pod warunkiem, że producent kogeneracji jest odbiorcą uprawnionym według prawodawstwa krajowego w rozumieniu art. 21 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE, Państwa Członkowskie powinny podjąć odpowiednie środki w celu zapewnienia, że taryfy na zakup energii elektrycznej dla wytwarzania rezerwowej lub dodatkowej energii elektrycznej ustalane są na podstawie opublikowanych taryf i warunków.
3. Państwa Członkowskie mogą w szczególności ułatwić energii elektrycznej pochodzącej z kogeneracji o wysokiej wydajności, wyprodukowanej w jednostkach kogeneracji na małą skalę lub w jednostkach mikrokogeneracji, dostęp do sieci elektroenergetycznych, pod warunkiem powiadomienia o tym fakcie Komisji.
1. Państwa Członkowskie lub właściwe organy wyznaczone przez Państwa Członkowskie ocenią istniejące ramy prawne i regulacyjne w odniesieniu do procedur wydawania pozwoleń lub innych procedur ustanowionych w art. 6 dyrektywy 2003/54/WE, które mają zastosowanie do jednostek kogeneracji o wysokiej wydajności.
Oceny takiej należy dokonać pod kątem:
a) zachęty do projektowania jednostek kogeneracji dla pokrycia ekonomicznie uzasadnionego zapotrzebowania na ciepło użytkowe i unikania produkcji ciepła w ilościach przekraczających zapotrzebowanie na ciepło użytkowe;
b) ograniczania barier regulacyjnych i pozaregulacyjnych utrudniających rozwój kogeneracji;
c) uproszczenia i usprawnienia procedur na odpowiednim szczeblu administracyjnym;
d) zapewnienia obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminujących zasad, w pełni uwzględniających szczególne właściwości różnych technologii kogeneracyjnych.
2. Państwa Członkowskie – o ile jest to właściwe w kontekście prawodawstwa krajowego – określają stan zaawansowania prac w zakresie:
(a) koordynacji pomiędzy różnymi organami administracyjnymi w odniesieniu do terminów składania, zasad przyjmowania i rozpatrywania wniosków o wydanie pozwolenia;
(b) opracowania ewentualnych wytycznych dla działań, o których mowa w ust. 1, oraz wykonalności przyspieszonej procedury planowania dla producentów energii
z kogeneracji;
(c) wyznaczenia organów do pełnienia roli mediatorów w sporach pomiędzy organami odpowiedzialnymi za wydawanie pozwoleń a wnioskodawcami.
1. Państwa Członkowskie, najpóźniej do 21 lutego 2006 r., publikują sprawozdanie zawierające wyniki analiz i ocen przeprowadzonych zgodnie z art. 5 ust. 3, art. 6 ust. 1 oraz art. 9 ust. 1 i 2.
2. Państwa Członkowskie, najpóźniej do 21 lutego 2007 r., a następnie co cztery lata, w odpowiedzi na prośbę Komisji wyrażoną przynajmniej sześć miesięcy przed wyznaczonym terminem, publikują sprawozdanie zawierające wyniki oceny, o której mowa w art. 6 ust. 3.
3. Państwa Członkowskie przedkładają Komisji dane statystyczne dotyczące krajowej produkcji energii elektrycznej i ciepła z kogeneracji po raz pierwszy przed końcem grudnia 2004 r. z danymi za rok 2003, a następnie corocznie, zgodnie z metodologią przedstawioną w załączniku II.
Państwa Członkowskie przedkładają również roczne statystyki dotyczące istniejących zdolności produkcyjnych kogeneracji oraz paliw wykorzystywanych w kogeneracji. Państwa Członkowskie mogą również przedstawiać statystyki dotyczące oszczędności w energii pierwotnej uzyskanych dzięki stosowaniu kogeneracji, zgodnie z metodologią przedstawioną w załączniku III.
Sprawozdawczość Komisji
1. Na podstawie sprawozdań przedłożonych zgodnie z art. 10, Komisji dokonuje przeglądu stosowania niniejszej dyrektywy i przedkłada Parlamentowi Europejskiemu i Radzie, najpóźniejdo 21 lutego 2008 r., a następnie co cztery lata, sprawozdanie z postępów dokonanych we wdrażaniu niniejszej dyrektywy.
W sprawozdaniu tym, w szczególności,:
(a) rozważa postępy dokonane w realizacji krajowych potencjałów w zakresie kogeneracji
o wysokiej wydajności, o których mowa w art. 6;
(b) ocenia, w jakim stopniu przepisy i procedury określające ramowe warunki dla kogeneracji na wewnętrznym rynku energii ustanowione są w oparciu o obiektywne, przejrzyste i niedyskryminujące kryteria, z należytym uwzględnieniem korzyści płynących z kogeneracji;
(c) dokonuje analizy doświadczeń zdobytych podczas stosowania i współistnienia różnych mechanizmów wsparcia dla kogeneracji;
(d) dokonuje przeglądu wartości referencyjnych wydajności dla rozdzielonej produkcji w oparciu o aktualne technologie.
W razie potrzeby, Komisja przedkłada Parlamentowi Europejskiemu i Radzie, wraz ze sprawozdaniem, dalsze propozycje w tym zakresie.
2. Dokonując oceny postępów, o których mowa w ust. 1 pkt. (a), Komisja rozważa w jakim stopniu krajowe potencjały kogeneracji o wysokiej wydajności, o których mowa w art. 6, zostały dotychczas lub przewiduje się, że zostaną zrealizowane, biorąc pod uwagę środki podjęte przez Państwa Członkowskie i uwarunkowania Państw Członkowskich, w tym uwarunkowania klimatyczne i wpływy wewnętrznego rynku energii, oraz implikacje innych inicjatyw wspólnotowych, takich jak dyrektywa 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 13 października 2003 r. ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie oraz zmieniająca dyrektywę Rady 96/61/WE19].
W razie zaistnienia takiej potrzeby, Komisja przedłoży Parlamentowi Europejskiemu i Radzie dalsze propozycje, w szczególności mające na celu stworzenie planu działania na rzecz rozwoju kogeneracji o wysokiej wydajności w całej Wspólnocie.
3. Przy ocenianiu zakresu dalszej harmonizacji metod obliczeniowych, o których mowa w art. 4 ust. 1, Komisja rozważy wpływ współistnienia różnych metod obliczeniowych, o których mowa w art. 12, w załączniku II i załączniku III, na wewnętrzny rynek energii, biorąc również pod uwagę doświadczenia zdobyte przy stosowaniu różnych krajowych systemów wsparcia.
W razie potrzeby, Komisja przedkłada Parlamentowi Europejskiemu i Radzie dalsze propozycje, mające na celu dalszą harmonizację metod obliczeniowych.
1. Do końca 2010 i pod warunkiem otrzymania uprzedniej zgody Komisji, Państwa Członkowskie mogą stosować metody inne niż zapisane w załączniku II lit. b) aby odejmować od danych liczbowych zawartych w sprawozdaniu ewentualną produkcję energii elektrycznej nie wytworzoną w procesie kogeneracji. Jednakże, dla celów, o których mowa w art. 5 ust. 1 i w art. 10 ust. 3, ilość energii elektrycznej z kogeneracji będzie określana zgodnie z załącznikiem II.
2. Państwa Członkowskie mogą obliczać oszczędności w energii pierwotnej z produkcji ciepła i energii elektrycznej oraz mechanicznej zgodnie z załącznikiem III lit. c), nie korzystając z załącznika II w celu wyłączenia ciepła i energii elektrycznej nie pochodzących z kogeneracji, ale będących częścią tego samego procesu. Taką produkcję można uznać za kogenerację o wysokiej wydajności pod warunkiem, że spełnia ona kryteria wydajności zawarte w załączniku III lit. a), a w przypadku jednostek kogeneracyjnych o mocy elektrycznej przekraczającej 25 MW, pod warunkiem, że ich ogólna wydajność jest wyższa niż 70%. Jednakże dla celów wydania gwarancji pochodzenia i dla celów statystycznych, ilość pochodzącej z kogeneracji energii elektrycznej wytworzonej w takiej produkcji, określana jest zgodnie z załącznikiem II.
3. Do końca 2010 r. Państwa Członkowskie mogą, wykorzystując alternatywną metodologię, definiować kogenerację jako kogenerację o wysokiej wydajności bez sprawdzania czy produkcja kogeneracyjna spełnia kryteria zawarte w załączniku III lit. a), jeżeli na szczeblu krajowym zostanie udowodnione, że produkcja określana przy pomocy takiej alternatywnej metodologii obliczeń zasadniczo spełnia kryteria zawarte w załączniku III lit. a). Jeżeli dla takiej produkcji wydawana jest gwarancja pochodzenia, wtedy wydajność produkcji kogeneracyjnej określona w gwarancji nie przekracza wartości progowych kryteriów zawartych w załączniku III lit. a), chyba że obliczenia przeprowadzone zgodnie z załącznikiem III wykażą inaczej. Jednakże, dla celów wydania gwarancji pochodzenia i dla celów statystycznych, ilość pochodzącej z kogeneracji energii elektrycznej wytworzonej w takiej produkcji określana jest zgodnie z załącznikiem II.
1. Wartości progowe stosowane do obliczania energii elektrycznej z kogeneracji, o których mowa w załączniku II lit. a), dostosowywane są do postępu technicznego zgodnie z procedurą, o której mowa w art. 14 ust. 2.
2 Wartości progowe stosowane do obliczania wydajności produkcji kogeneracyjnej i oszczędności w energii pierwotnej, o których mowa w załączniku III lit. a), będą dostosowywane do postępu technicznego zgodnie z procedurą, o której mowa w art. 14 ust. 2
3. Wytyczne dla wyznaczania współczynnika mocy do ciepła, o którym mowa w załączniku II lit. d, dostosowywane są do postępu technicznego zgodnie z procedurą, o której mowa w art. 14 ust. 2.
2. W przypadku odniesienia do niniejszego ustępu, stosuje się art. 5 i 7 decyzji 1999/468/WE, z uwzględnieniem przepisów art. 8 tej decyzji.
Długość okresu ustanowionego w art. 5 ust. 6 decyzji 1999/468/WE ustala się na trzy miesiące.
3. Komitet ustanawia swój regulamin.
Państwa Członkowskie wprowadzają w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania niniejszej dyrektywy najpóźniej do 21 lutego 2006 r. i niezwłocznie powiadamiają o tym Komisję.
Przepisy te zawierają odniesienie do niniejszej dyrektywy lub odniesienie to towarzyszy ich urzędowej publikacji. Metody dokonywania takiego odniesienia określane są przez Państwa Członkowskie
Zmiana w dyrektywie 92/42/EWG
W art. 3 ust. 1 dyrektywy 92/42/EWG dodaje się następujący tiret:
"– jednostki kogeneracji według definicji zawartej w dyrektywie 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji opartej na zapotrzebowaniu na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii*.
* Dz.U. L 52 z 21.02.2004 r., str. 50
Sporządzono w Strasburgu, 11 lutego 2004 r.
Technologie kogeneracyjne objęte niniejszą dyrektywą
a) turbina gazowo-parowa z odzyskiwaczami ciepła
b) turbina parowa przeciwprężna
c) turbina parowa upustowo-kondensacyjna
d) turbina gazowa z odzyskiwaczami ciepła
e) silnik spalinowy
f) mikroturbiny
g) silniki Stirlinga
h) ogniwa paliwowe
i) silniki parowe
j) organiczny obieg Rankine’a
k) pozostałe rodzaje technologii lub ich kombinacje spełniające definicję przedstawioną w art. 3 lit. a).
Obliczanie ilości energii elektrycznej z kogeneracji
Wartości stosowane do obliczania ilości energii elektrycznej z kogeneracji określane są na podstawie przewidywanego lub rzeczywistego funkcjonowania jednostki w normalnych warunkach użytkowania. Dla jednostek mikrokogeneracji, obliczenie to może być wykonane na podstawie wartości certyfikowanych.
a) Produkcję energii elektrycznej z kogeneracji uważa się za równą całkowitej rocznej produkcji energii elektrycznej wytworzonej przez daną jednostkę, mierzonej na wyjściu głównych generatorów;
i) w jednostkach kogeneracji typu b), d), e), f), g) i h), o których w mowa w załączniku I, o ogólnej rocznej wydajności ustalonej przez Państwa Członkowskie na poziomie co najmniej 75%, i
ii) w jednostkach kogeneracji typu a) i c), o których w mowa w załączniku I, o ogólnej rocznej wydajności ustalonej przez Państwa Członkowskie na poziomie co najmniej 80%.
b) W jednostkach kogeneracji o ogólnej rocznej wydajności poniżej wartości wymienionej w lit. a) punkt i) (jednostki kogeneracji typu b), d), e), f), g), i h), o których w mowa w załączniku I) lub o ogólnej rocznej wydajności poniżej wartości wymienionej w lit. a) punkt ii) (jednostki kogeneracji typu a) i c), o których w mowa w załączniku I), kogeneracja obliczana jest według następującego wzoru:
E CHP = HCHP . C
E CHP oznacza ilość energii elektrycznej z kogeneracji
C oznacza współczynnik mocy do ciepła
HCHP oznacza ilość ciepła użytkowego z kogeneracji (obliczanego w tym celu jako całkowita produkcja ciepła pomniejszona o wszelkie ciepło wyprodukowane w oddzielnych kotłach lub poprzez upust pary świeżej z wytwornicy pary przed turbiną).
Obliczanie energii elektrycznej z kogeneracji musi być oparte na rzeczywistym współczynniku mocy do ciepła. Jeżeli rzeczywisty współczynnik mocy do ciepła jest nieznany, w przypadku jednostek typu a), b), c), d) i e), o których mowa w załączniku I, można zastosować następujące wartości domyślne, pod warunkiem, że wyliczona ilość energii elektrycznej z kogeneracji jest niższa lub równa całkowitej produkcji energii elektrycznej tej jednostki:
Wartość domyślna współczynnika mocy do ciepła, C
turbina gazowo-parowa
z odzyskiwaczami ciepła
turbina parowa upustowo-kondensacyjna
turbina gazowa z odzyskiwaczami ciepła
Jeżeli Państwa Członkowskie wprowadzają wartości domyślne współczynnika mocy do ciepła dla jednostek typu f), g), h), i), j) i k), o których mowa w załączniku I, takie wartości domyślne są publikowane i podawane do wiadomości Komisji.
c) Jeżeli część zawartości energetycznej paliwa zużywanego w procesie kogeneracji jest odzyskiwana w postaci chemikaliów i wprowadzana ponownie do użytku, część tę można odjąć od wartości wsadu paliwa przed obliczeniem całkowitej sprawności, według zasad przedstawionych w lit. a) i b).
(d) Państwa Członkowskie mogą określić współczynnik mocy do ciepła jako stosunek energii elektrycznej do ciepła użytkowego przy pracy w trybie kogeneracji przy niższej zdolności z zastosowaniem danych operacyjnych konkretnej jednostki.
(e) Komisja, zgodne z procedurą, o której mowa w art. 14 ust.2, ustanawia szczegółowe wytyczne dla wdrażania i stosowania zapisów załącznika II, włączając w to sposób określania współczynnika mocy do ciepła.
(f) Państwa Członkowskie mogą stosować okresy sprawozdawcze inne niż rok do celów obliczeń dokonywanych według lit. a) i b).
Metodologia określania wydajności procesu kogeneracji
Wartości stosowane do obliczania wydajności kogeneracji i oszczędności w energii pierwotnej określane są na podstawie przewidywanego lub rzeczywistego funkcjonowania jednostki
w normalnych warunkach użytkowania.
a) kogeneracja o wysokiej wydajności
Dla celów niniejszej dyrektywy, kogeneracja o wysokiej wydajności powinna spełniać następujące kryteria:
– produkcja kogeneracyjna w jednostkach kogeneracji powinna zapewnić oszczędności
w energii pierwotnej obliczone według lit. b) w wysokości co najmniej 10%
w porównaniu z wartościami referencyjnymi dla rozdzielonej produkcji ciepła i energii elektrycznej;
– produkcja w jednostkach kogeneracji na małą skalę i jednostkach mikrokogeneracji zapewniająca oszczędności w energii pierwotnej może kwalifikować się jako kogeneracja o wysokiej wydajności.
b) obliczanie oszczędności w energii pierwotnej
Wielkość oszczędności w energii pierwotnej uzyskanych dzięki produkcji kogeneracyjnej, określonej zgodnie z załącznikiem II, oblicza się według następującego wzoru:
oznacza oszczędności w energii pierwotnej.
CHP Hη
oznacza wydajność cieplną produkcji kogeneracyjnej definiowaną jako roczna produkcja ciepła użytkowego podzielona przez wsad paliwa wykorzystany do wyprodukowania sumy ciepła użytkowego i energii elektrycznej z kogeneracji.
Ref Hη
oznacza wartość referencyjną wydajności dla produkcji ciepła w układzie rozdzielonym
CHP Eη
oznacza wydajność elektryczną produkcji kogeneracyjnej definiowaną jako roczna produkcja energii elektrycznej z kogeneracji podzielona przez wsad paliwa wykorzystany do wyprodukowania sumy ciepła użytkowego i energii elektrycznej z kogeneracji. Jeżeli dana jednostka kogeneracji wytwarza energię mechaniczną, roczna produkcja energii elektrycznej z kogeneracji może zostać zwiększona o dodatkowy element stanowiący ilość energii elektrycznej równą ilości tej energii mechanicznej. Ten dodatkowy element nie uprawnia do wydania gwarancji pochodzenia zgodnie z art. 5.
Ref Eη
oznacza wartość referencyjną wydajności dla produkcji energii elektrycznej
w układzie rozdzielonym.
c) Obliczanie oszczędności energii z wykorzystaniem alternatywnych metod zgodnie z art. 12 ust. 2.
Jeżeli oszczędności w energii pierwotnej dla danego procesu obliczane są zgodnie z art. 12 ust, 2, dla obliczania oszczędności w energii pierwotnej stosuje się wzór przedstawiony w lit. b) niniejszego załącznika po zastąpieniu:
"CHP Hh" symbolem "Hη"
"CHP Eh" symbolem "Eη",
oznacza wydajność cieplną procesu definiowaną jako roczna produkcja ciepła podzielona przez wsad paliwa wykorzystany do wyprodukowania sumy ciepła użytkowego i energii elektrycznej.
oznacza wydajność elektryczną procesu definiowaną jako roczna produkcja energii elektrycznej podzielona przez wsad paliwa wykorzystany do wyprodukowania sumy ciepła użytkowego i energii elektrycznej. Jeżeli dana jednostka kogeneracji wytwarza energię mechaniczną, roczna produkcja energii elektrycznej z kogeneracji może zostać zwiększona o dodatkowy element stanowiący ilość energii elektrycznej równą ilości tej energii mechanicznej. Ten dodatkowy element nie uprawnia do wydania gwarancji pochodzenia zgodnie z art. 5.
d) Państwa Członkowskie mogą stosować okresy sprawozdawcze inne niż rok do celów obliczeń dokonywanych według lit. b) i c) niniejszego załącznika.
e) Dla jednostek mikrokogeneracji, obliczanie oszczędności w energii pierwotnej może być wykonane na podstawie wartości certyfikowanych.
f) wartości referencyjne wydajności dla rozdzielonej produkcji ciepła i energii elektrycznej
Zasady określania wartości referencyjnych wydajności dla rozdzielonej produkcji ciepła
i energii elektrycznej, o których mowa w art. 4 ust. 1 oraz we wzorze przedstawionym w lit. b) niniejszego załącznika, ustanawiają wydajność operacyjną rozdzielonej produkcji ciepła
i energii elektrycznej, którą ma zastąpić kogeneracja.
Wartości referencyjne wydajności oblicza się według następujących zasad:
1) Dla jednostek kogeneracji zdefiniowanych w art. 3, przy porównywaniu z produkcją energii elektrycznej w układzie rozdzielonym obowiązuje zasada porównywania paliw tej samej kategorii.
2) Każda jednostka kogeneracji porównywana jest z najlepszą dostępną i ekonomicznie uzasadnioną technologią dla rozdzielonej produkcji ciepła i energii elektrycznej obecną na rynku w roku zbudowania danej jednostki kogeneracji.
3) Wartości referencyjne wydajności dla jednostek kogeneracji starszych niż 10 lat będą ustalane według wartości referencyjnych wydajności dla jednostek kogeneracji mających 10 lat.
4) Wartości referencyjne wydajności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej
i ciepła powinny odzwierciedlać różnice klimatyczne pomiędzy Państwami Członkowskimi.
Kryteria analizy krajowych potencjałów w zakresie kogeneracji o wysokiej wydajności
a) Analizie krajowych potencjałów, o których mowa w art. 6 bada:
– typ paliw, które mogą zostać wykorzystane do realizacji potencjału w zakresie kogeneracji, ze szczególnym uwzględnieniem potencjału w zakresie większego wykorzystania odnawialnych źródeł energii na krajowych rynkach ciepłowniczych poprzez kogenerację;
– typ technologii kogeneracyjnych, według wykazu zawartego w załączniku I, które prawdopodobnie zostaną wykorzystane do realizacji krajowego potencjału;
– typ rozdzielonej produkcji ciepła i energii elektrycznej lub, jeżeli to wykonalne, energii mechanicznej, który kogeneracja o wysokiej wydajności prawdopodobnie zastąpi;
– podział krajowego potencjału na potencjał w zakresie modernizacji istniejących jednostek oraz potencjał w zakresie budowy nowych jednostek.
b) Analiza zawiera odpowiednie mechanizmy służące ocenie opłacalności – mierzonej oszczędnościami w energii pierwotnej – zwiększenia udziału wysokowydajnej kogeneracji w krajowym rynku energii. W analizie opłacalności należy również wziąć pod uwagę krajowe zobowiązania przyjęte w kontekście zobowiązań dotyczących zmian klimatu przyjętych przez Wspólnotę w związku z Protokołem z Kioto do Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu.
c) Analiza krajowego potencjału w zakresie kogeneracji wyszczególnia potencjały
w odniesieniu do ram czasowych do roku 2010, do roku 2015 i do roku 2020 oraz będzie zawierać, w takim zakresie, w jakim jest to wykonalne, odpowiednie szacunki kosztów dla każdej z ram czasowych.
1] Dz.U. C 291 E z 26.11.2002, str. 182.
2] Dz.U. C 95 z 23.04.2003, str. 12
3] Dz.U. C 244 z 10.10.2003, str. 1
4] Opinia Parlamentu Europejskiego z 13 maja 2003 r. (dotychczas nieopublikowana w Dzienniku Urzędowym), wspólne stanowisko Rady z 8.09.2003 r. (dotychczas nieopublikowane w Dzienniku Urzędowym) i stanowisko Parlamentu Europejskiego z 18.12.2003 r. (dotychczas nieopublikowane w Dzienniku Urzędowym).
5] Dz.U. L 176 z 15.07.2003, str. 37
6] Dz.U. C 140 E z 13.06.2002, str. 543.
7] Dz.U. C 273 E z 14.11.2003, str. 172
8] Dz.U. C 4 z 8.01.1998, str. 1.
9] Dz.U. C 167 z 1.06.1998, str. 308.
10] Dz.U. C 343 z 5.12.2001, str. 190.
11] Dz.U. L 257 z 10.10.1996, str. 26.
12] Dz.U. L 309 z 27.11.2001, str. 1.
13] Dz.U. L 332 z 28.12.2000, str. 91.
14] Dz.U. L 1 z 4.01.2003, str. 65.
15] Dz.U. L 283 z 27.10.2001, str. 33.
16] Dz.U. C 37 z 3.02.2001, str. 3.
17] Dz.U. L 167 z 22.06.1992, str. 17. Dyrektywa ostanio zmieniona dyrektywą 93/68/EWG (Dz.U. L220 z 30.08.1993, str. 1).
18] Dz.U. L 184 z 17.07.1999, str. 23.
19] Dz.U. L 275 z 25.10.2003, str. 32
Data publikacji 11.02.2004
koncesje zmiana sprzedawcy paliwa gazowe prosument bonifikaty kary edukacja biopaliwa energia elektryczna mikroinstalacje bilansowanie oszczędność energii ciepło ceny gazu zapasy paliw paliwa kogeneracja taryfy kodeksy sieci średnie ceny rachunki i opłaty opłaty zastępcze paliwa płynne odbiorcy przemysłowi konkurencyjność IRiESP opłaty skarbowe biokomponenty wskaźniki referencyjne infrastruktura REMIT paliwa ciekłe plany rozwoju liberalizacja rynku IRiESD KDT NCW prawa odbiorcy inteligentne sieci biomasa gaz świadectwa pochodzenia ceny energii dobre praktyki bezpieczeństwo efektywność energetyczna obligo giełdowe certyfikaty OZE CSR