Rządowy projekt ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz o zmianie innych ustaw

a) 1,9 % w 2010 r.,
b) 3,1 % w 2011 r.,
c) 4,2 % w 2012 r.,
d) 5,3 % w 2013 r.,
e) 6,5 % w 2014 r.,
f) 7,5 % w 2015 r.,
g) 8,6 % w 2016 r.,
h) 9,6 % w 2017 r.,
i) 10,5 % w 2018 r.;
3) dla jednostki kogeneracji, o której mowa w art. 9l ust. 1 pkt 2 ustawy:
a) 20,6 % w 2009 r.,
b) 21,3 % w 2010 r.,
c) 22,2 % w 2011 r.,
d) 23,2 % w 2012 r.
§ 10.1. Koszty uzasadnione uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw
pochodzenia z kogeneracji albo poniesienia opłaty zastępczej uwzględnia się w kalkulacji cen
energii elektrycznej ustalanych w taryfach przedsiębiorstw energetycznych realizujących te
obowiązki, przyjmując, że każda jednostka energii elektrycznej sprzedawana przez dane
przedsiębiorstwo energetyczne odbiorcom końcowym jest w tej samej wysokości obciążona
tymi kosztami.
2. Maksymalna wysokość kosztów, o których mowa w ust. 1, uwzględnianych w
kalkulacji cen energii elektrycznej ustalanych w taryfach, jest równa wysokości kosztów:
1) uzyskania świadectw pochodzenia z kogeneracji, obliczonych według wzoru:
Ksm = Ozg ⋅ Epg + Ozk ⋅ Epk + Ozm ⋅ Epm
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
Ksm – maksymalny koszt uzasadniony uzyskania świadectw pochodzenia z
kogeneracji [w zł],
Ozg – jednostkową opłatę zastępczą, o której mowa w art. 9a ust. 8 pkt 2 ustawy, dla
jednostek kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1 ustawy [w
zł/MWh],
Epg – ilość energii elektrycznej wynikającą ze świadectw pochodzenia z kogeneracji
wydanych dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o
których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1 ustawy, które przedsiębiorstwo
energetyczne planuje przedstawić do umorzenia [w MWh],
Ozk – jednostkową opłatę zastępczą, o której mowa w art. 9a ust. 8 pkt 2 ustawy, dla
jednostek kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 2 ustawy [w
zł/MWh],
Epk – ilość energii elektrycznej wynikającą ze świadectw pochodzenia z kogeneracji
wydanych dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o

7
których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 2 ustawy, które przedsiębiorstwo
energetyczne planuje przedstawić do umorzenia [w MWh],
Ozm – jednostkową opłatę zastępczą, o której mowa w art. 9a ust. 8 pkt 2 ustawy, dla
jednostek kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1a ustawy [w
zł/MWh],
Epm – ilość energii elektrycznej wynikającą ze świadectw pochodzenia z kogeneracji
wydanych dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o
których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1a ustawy, które przedsiębiorstwo
energetyczne planuje przedstawić do umorzenia [w MWh];
2) opłaty zastępczej poniesionej w roku poprzedzającym rok sporządzania taryfy, z
uwzględnieniem ust. 4.
3. Ilość energii elektrycznej, oznaczonej symbolami „Epg”, „Epk” i „Epm”, o których
mowa w ust. 2, nie może być wyższa od ilości energii elektrycznej wynikającej z udziałów
ilościowych, o których mowa w § 9, pomniejszonej o ilość energii wynikającą z poniesionej
opłaty zastępczej w roku poprzedzającym rok sporządzania taryfy.
4. W przypadku gdy przedsiębiorstwo energetyczne, w roku poprzedzającym rok
sporządzania taryfy, zrealizowało obowiązek wynikający z udziałów ilościowych, o których
mowa w § 9, uiszczając opłatę zastępczą w wysokości odpowiadającej ilości energii
elektrycznej wyższej niż 10 % ilości energii elektrycznej wynikającej z obowiązku uzyskania
i umorzenia świadectw pochodzenia z kogeneracji albo uiszczenia opłaty zastępczej, w
kosztach, o których mowa w ust. 1, uwzględnia się 80 % kosztów poniesionej opłaty
zastępczej.
§ 11. Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia4).




MINISTER GOSPODARKI








_____________

4) Niniejsze rozporządzenie poprzedzone było rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 r.
w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji
oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania
opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w
wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. Nr 185, poz. 1314), które na podstawie art. 16 ustawy z dnia .... o zmianie
ustawy – Prawo energetyczne oraz o zmianie innych ustaw (Dz. U. Nr ..., poz. ...) traci moc z dniem wejścia w
życie niniejszego rozporządzenia.

8
Załączniki do rozporządzenia Ministra
Gospodarki z dnia...............2009 r. (poz........)


ZAŁĄCZNIK Nr 1

Sposób obliczania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w
wysokosprawnej kogeneracji oraz wielkości oszczędności energii pierwotnej

I.
Zakres
1.1. Określa się sposób obliczania danych dotyczących ilości energii elektrycznej
wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, w okresie sprawozdawczym, oraz oszczędności
energii pierwotnej uzyskanej w kogeneracji w porównaniu z wytwarzaniem energii
elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych.
1.2. Ustala się następujące typy urządzeń stosowanych w jednostkach kogeneracji:
1) układ gazowo-parowy z odzyskiem ciepła;
2) turbina parowa przeciwprężna;
3) turbina parowa upustowo-kondensacyjna;
4) turbina gazowa z odzyskiem ciepła;
5) silnik spalinowy;
6) mikroturbiny;
7) silniki Stirlinga;
8) ogniwa paliwowe;
9) silniki parowe;
10) organiczny obieg Rankine’a;
11) pozostałe rodzaje technologii pracujących w kogeneracji.
1.3. Wartość średniorocznej sprawności granicznej wytwarzania energii elektrycznej i
ciepła łącznie, o której mowa w art. 3 pkt 36 ustawy, dla poszczególnych typów urządzeń
kogeneracji, o których mowa w pkt 1.2, wynosi:
1) 75 % w jednostkach kogeneracji, o których mowa w pkt 1.2 ppkt 2 i 4-8;
2) 80 % w jednostkach kogeneracji, o których mowa w pkt 1.2 ppkt 1 i 3.

1.4. W przypadku jednostki kogeneracji wytwarzającej energię w zespołach urządzeń o
różnej sprawności granicznej, przyjmuje się wartość najwyższej sprawności granicznej
obowiązującej dla typów urządzeń kogeneracji występujących w tej jednostce.
1.5. W przypadku gdy średnioroczna sprawność ogólna obliczona stosownie do § 4 ust.
1 rozporządzenia osiąga lub przekracza wartość graniczną określoną w pkt 1.3 i 1.4 dla danej
jednostki kogeneracji, przyjmuje się, że nie występuje wytwarzanie energii elektrycznej poza
procesem kogeneracji, a ilość energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji w okresie
sprawozdawczym, o którym mowa w pkt 1.9, jest równa całkowitej ilości energii elektrycznej
brutto wytworzonej w jednostce kogeneracji w tym okresie.
1.6. W przypadku gdy średnioroczna sprawność ogólna obliczona na podstawie
przepisu § 4 ust. 1 rozporządzenia nie osiąga wartości granicznej określonej w pkt 1.3 i 1.4
dla danej jednostki kogeneracji oraz dla jednostek, o których mowa w pkt 1.2 ppkt 9-11, ilość
energii elektrycznej wytworzonej w kogeneracji w okresie sprawozdawczym oblicza się
według wzoru:

9
Q
A
= C
uq
⋅

bq
,
3 [
6 MWh]
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
C – współczynnik określający stosunek energii elektrycznej z kogeneracji do ciepła
użytkowego w kogeneracji [w GJ/GJ];
Quq – ilość ciepła użytkowego wytworzonego w kogeneracji, o którym mowa w § 4
ust. 4 rozporządzenia [w GJ].
1.7. Wartość współczynnika określającego stosunek energii elektrycznej z kogeneracji
do ciepła użytkowego w kogeneracji, oznaczonego symbolem „C” i wyrażonego w GJ/GJ, o
którym mowa w pkt 1.6, dla okresów sprawozdawczych, wyznacza się na podstawie
rzeczywistych parametrów technologicznych jednostki kogeneracji, według wzorów:
1) dla jednostek kogeneracji z ubytkiem mocy elektrycznej, o których mowa w pkt 7.2:
ek
η −β⋅ gr
η
C =

gr
η − ek
η
2) dla jednostek kogeneracji bez ubytku mocy elektrycznej, o których mowa w pkt 7.4:
ek
η
C =

gr
η − ek
η
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
ηek – sprawność wytwarzania energii elektrycznej poza procesem kogeneracji, o której
mowa w pkt 1.8 [w %];
ηgr – średnioroczną sprawność graniczną określoną stosownie do pkt 1.3 i 1.4 [w %];
β – współczynnik zmiany mocy, o którym mowa w pkt 7.1 [w GJ/GJ].
1.8. Sprawność wytwarzania energii elektrycznej poza procesem kogeneracji w
jednostce kogeneracji, oznaczoną symbolem „ηek”, o którym mowa w pkt 1.7, i wyrażoną w
procentach, dla okresów sprawozdawczych, wyznacza się według wzorów:
1) dla jednostek kogeneracji z ubytkiem mocy elektrycznej, o których mowa w pkt 7.2
3,6 ⋅ b
A + β ⋅ uq
Q
2
ek
η =
⋅10
b
Q − bck
Q
2) dla jednostek kogeneracji bez ubytku mocy elektrycznej, o których mowa w pkt 7.4
3,6 ⋅ b
A
2
ek
η =
⋅10
b
Q − bck
Q
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
Ab – całkowita ilość energii elektrycznej brutto, o której mowa w § 4 ust. 1
rozporządzenia [w MWh];
Quq – ilość ciepła użytkowego w kogeneracji, o której mowa w § 4 ust. 1
rozporządzenia [w GJ];
Qb – ilość energii chemicznej zawartej w paliwach zużytych w jednostce kogeneracji,
o której mowa § 4 ust. 1 rozporządzenia [w GJ];

10
Qbck – ilość energii chemicznej zawartej w paliwach z których zostało wytworzone
ciepło użytkowe w jednostce kogeneracji poza procesem kogeneracji, o której
mowa § 4 ust. 1 rozporządzenia [w GJ];
β – współczynnik zmiany mocy, o którym mowa w pkt 7.1 [w GJ/GJ].
1.9. Okres sprawozdawczy dotyczy okresu pracy, rozruchów i postojów jednostki
kogeneracji i może obejmować:
1) dany rok kalendarzowy, w szczególności, w celu wypełnienia obowiązku, o którym
mowa w art. 9a ust. 8 ustawy;
2) jeden lub kilka, kolejno następujących po sobie, pełnych miesięcy danego roku
kalendarzowego. W takim przypadku dane ilościowe podaje się łącznie za cały okres
sprawozdawczy i w podziale na poszczególne miesiące tego okresu.
II.
Wymagania dotyczące przeprowadzania pomiarów energii
2.1. Obliczając ilość energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji,
o której mowa w § 6 ust. 1 rozporządzenia oraz oszczędności energii pierwotnej, o której
mowa w § 7 ust. 1 rozporządzenia, należy zapewnić wymaganą dokładność pomiarów
wartości wielkości fizycznych będących danymi wejściowymi do algorytmów
obliczeniowych, zgodnie z wymaganiami określonymi w przepisach o miarach. Na granicy
bilansowej jednostki kogeneracji lub wyodrębnionego zespołu urządzeń wchodzących w jej
skład, powinny być mierzone i monitorowane wszystkie strumienie paliw i energii
wprowadzane do jednostki kogeneracji oraz energii elektrycznej i ciepła użytkowego
wyprowadzanych poza tę jednostkę w danym okresie sprawozdawczym.
2.2. Dla jednostki kogeneracji na małą skalę:
1) która nie jest wyposażona w urządzenia do odprowadzenia ciepła odpadowego i
charakteryzuje się stałym stosunkiem ilości energii elektrycznej do ciepła użytkowego,
we wszystkich warunkach eksploatacyjnych, dopuszcza się tylko pomiar ilości energii
elektrycznej wyprowadzanej poza jednostkę kogeneracji. Nie jest konieczny pomiar
ciepła użytkowego i zużycia paliw;
2) wyposażonej w urządzenia do odprowadzania ciepła odpadowego lub dla której
stosunek ilości energii elektrycznej do ciepła nie jest stały we wszystkich warunkach
eksploatacyjnych, wykonuje się pomiar ilości energii elektrycznej, ciepła użytkowego i
zużycia paliw.
2.3. Dla jednostki mikrokogeneracji wielkości, o których mowa w pkt 2.1, mogą być
określane na podstawie wartości określonych w dokumentacji technicznej urządzeń
wchodzących w skład tej jednostki. Obliczenia mogą być wykonywane na podstawie
wyników testów urządzeń, potwierdzonych certyfikatem wydanym przez kompetentną i
niezależną jednostkę certyfikującą.
2.4. Pomiary, o których mowa w pkt 2.1, powinny być wykonywane z wykorzystaniem
układów lub przyrządów pomiarowych spełniających wymagania określone w przepisach o
miarach, a w przypadku gdy przepisy te nie określiły wymagań, stosuje się wymagania
określone w normach dotyczących tych układów lub przyrządów. W przypadku gdy wyniki
pomiarów dokonywane za pomocą przyrządu pomiarowego są uznawane za podstawę
transakcji handlowych lub opłat podatkowych, to taki przyrząd uznaje się za spełniający
wymagania.

11