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

6.6. W przypadku gdy w jednostce kogeneracji jest spalane kilka rodzajów paliw, a
ilość energii chemicznej jednego z tych paliw nie może być wyznaczona metodą bezpośrednią
z wystarczającą dokładnością, brakującą ilość energii chemicznej można wyznaczyć na
podstawie bilansu energii, odejmując od całkowitej ilości energii chemicznej zużytej w danej
jednostce sumę ilości zużytych energii chemicznych pozostałych paliw, wyznaczanych
metodą bezpośrednią. Ilość całkowitej energii chemicznej we wszystkich zużytych paliwach
w jednostce kogeneracji wyznacza się metodą pośrednią, mierząc ilość otrzymywanych:
energii elektrycznej oraz ciepła użytkowego w postaci pary lub gorącej wody.
6.7. Dopuszcza się stosowanie metod pośrednich do wyznaczania energii chemicznej
spalanych paliw, gdy pomiar bezpośredni jest mniej dokładny lub powoduje zbyt wysokie
koszty ze względu na niedokładny pomiar strumienia masowego paliwa, jego zmienną
wartość opałową lub gęstość oraz, w przypadku niejednorodnych paliw zawierających frakcje
posiadające ziarna dużych rozmiarów lub trudności z poborem reprezentatywnych próbek.
6.8. Jeżeli część energii chemicznej paliwa zużywanego w jednostce kogeneracji jest
odzyskiwana w postaci związków chemicznych i wprowadzana ponownie do tej jednostki, tę
część energii odlicza się od całkowitej ilości energii chemicznej, o której mowa w pkt 6.1,
przed obliczeniem średniorocznej sprawności ogólnej.
6.9. Równoważnik paliwowy, oznaczony symbolem „Qbr” i wyrażony w GJ, określa się
według wzoru:
n
∑βi⋅ iQ
i 1
=
2
br
Q =
⋅10
ek
η
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
Qi – ilość energii wprowadzonej do jednostki kogeneracji z innych procesów dla
i-tego strumienia energii [w GJ];
βi – średni współczynnik zmiany mocy, o którym mowa w pkt 7.1, który wyznacza
się oddzielnie dla każdego i-tego strumienia energii wprowadzonej do jednostki
kogeneracji z innych procesów [w GJ/GJ];
ηek – sprawność wytwarzania energii elektrycznej poza procesem kogeneracji, o której
mowa w pkt 1.8 [w %];
n – ilość strumieni energii wprowadzanych do jednostki kogeneracji.
6.10. Równoważnik paliwowy należy wyznaczyć dla energii wprowadzonej do
jednostki kogeneracji z innych procesów, zużytej do wytwarzania energii elektrycznej lub
mechanicznej i ciepła użytkowego w tej jednostce. Energia ta może być wprowadzona w
postaci:
1) pary lub gorącej wody z dowolnej instalacji, przy czym strumienie energii pary lub
wody, które są częściowo lub w całości sprzedawane ponownie bez wykorzystania w
kogeneracji, umieszcza się poza granicą bilansową jednostki kogeneracji;
2) gorącego gazu z gazów procesu wysokotemperaturowego, wytwarzanych w wyniku
reakcji chemicznych zachodzących podczas spalania paliwa w piecach reakcyjnych lub
wytwarzanych podczas egzotermicznych reakcji chemicznych.
6.11. W szczególnym przypadku gdy para wprowadzana do jednostki kogeneracji ma
takie same parametry jak para świeża wytwarzana przez tą jednostkę, równoważnik

17
paliwowy, oznaczony symbolem „Qbr”, można określić z wykorzystaniem sprawność kotła tej
jednostki według wzoru:
β⋅Q
Q
2
2
br
Q =
⋅10 =
⋅10
ek
η
k
η
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
Q – ilość energii wprowadzonej w parze do jednostki kogeneracji [w GJ];
β – średni współczynnik zmiany mocy, o którym mowa w pkt 7.1 [w GJ/GJ];
ηek – sprawność wytwarzania energii elektrycznej poza procesem kogeneracji, o której
mowa w pkt 1.8 [w %];
ηk – sprawność kotła jednostki kogeneracji [w %].
6.12. W przypadku gdy w następstwie spalania pomocniczego z doprowadzeniem
dodatkowego powietrza, lub spalania uzupełniającego bez doprowadzenia dodatkowego
powietrza:
1) odbywa się dalszy proces kogeneracji, wówczas ilość energii dodatkowego paliwa
należy doliczyć do ilości energii chemicznej paliw zużytych w jednostce kogeneracji,
o których mowa w pkt 6.1;
2) w dalszym ciągu technologicznym, po procesie spalania nie zachodzi dalszy proces
kogeneracji, wówczas spalanie to jest uznawane za wytwarzanie ciepła użytkowego
poza procesem kogeneracji, o którym mowa w pkt 5.6, uzyskane w wyniku spalania
pomocniczego lub uzupełniającego. Ilość ciepła użytkowego, oznaczona symbolem
„Quk”, oblicza się według wzoru:
2
uk
Q
−
= bck
Q
⋅ ck
η ⋅10
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
Qbck – ilość energii chemicznej zużytej do wytwarzania tak uzyskanego ciepła
użytkowego [w GJ];
ηck – sprawność wytwarzania ciepła poza procesem kogeneracji [w %].
6.13. W przypadku gdy w jednostce kogeneracji może być wytwarzane ciepło użytkowe
poza procesem kogeneracji, określa się ilość energii chemicznej paliw zużytych do
wytworzenia ciepła, wyznaczoną jako sumę wszystkich strumieni energii chemicznej paliw
zużytych do wytwarzania tego ciepła w okresie sprawozdawczym.
6.14. Ilość energii chemicznej paliw zużytych, w okresie sprawozdawczym, w jednostce
kogeneracji do wytworzenia energii elektrycznej poza procesem kogeneracji, oznaczoną
symbolem „Qbek” i wyrażoną w GJ, oblicza się według wzoru:
3,6 ⋅ bk
A
2
bek
Q
=
⋅10
ek
η
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
Abk – ilość energii elektrycznej wytworzonej w jednostce kogeneracji poza procesem
kogeneracji, o której mowa w pkt 4.4 [w MWh];
ηek – sprawność wytwarzania energii elektrycznej poza procesem kogeneracji, o której
mowa w pkt 1.8 [w %].

18
VII. Współczynniki zmiany mocy w jednostce kogeneracji
7.1. Współczynniki zmiany mocy w jednostce kogeneracji określają zmianę ilości
energii elektrycznej lub mechanicznej wyprodukowanej w jednostce, w okresie
sprawozdawczym, z zachowaniem stałej ilości energii chemicznej paliw wprowadzanych do
jednostki kogeneracji, o której mowa w pkt 6.1. Zmiana mocy może następować w
przypadku:
1) zmniejszenia ilości energii elektrycznej spowodowanego poborem części pary do
produkcji ciepła użytkowego;
2) zwiększenia ilości energii elektrycznej spowodowanego wprowadzeniem do jednostki
kogeneracji energii w postaci, o której mowa w pkt 6.10, z procesów zewnętrznych w
stosunku do jednostki kogeneracji.
7.2. Jednostkami kogeneracji z ubytkiem mocy elektrycznej są jednostki kogeneracji, w
których wzrost ilości wytwarzanego ciepła użytkowego następuje kosztem obniżenia
produkcji energii elektrycznej, przy zachowaniu stałej ilości energii chemicznej paliw
wprowadzanych do jednostki kogeneracji, o której mowa w pkt 6.1. Przykładowo – w
jednostkach kogeneracji z turbiną parową kondensacyjną, upustowo-kondensacyjną lub
upustowo-przeciwprężną, w których część pary przepływa do skraplacza.
7.3. W przypadku gdy w danej jednostce kogeneracji występuje więcej niż jedno
ciśnienie pary upustowej lub pary zasilającej procesy technologiczne, średnie współczynniki
zmiany mocy, oznaczone symbolem „β”, powinny być wyznaczone jako średnia ważona dla
wszystkich poziomów ciśnienia, proporcjonalnie do ciepła użytkowego pobieranego z
upustów, według wzoru:
∑m(βi⋅ uqi
Q )
i=
β = 1∑mQuqi
i=1

gdzie poszczególne symbole oznaczają:
βi – współczynnik zmiany mocy dla i-tego strumienia energii wyprowadzonej z
jednostki kogeneracji [w GJ/GJ];
Quqi – ilość ciepła użytkowego w kogeneracji wytworzonego dla i-tego strumienia
energii wyprowadzonej z jednostki kogeneracji [w GJ];
m – ilość strumieni energii wyprowadzonych z jednostki kogeneracji.
7.4. Jednostkami kogeneracji bez ubytku mocy elektrycznej, dla których współczynnik
zmiany mocy jest równy zero są jednostki w których, przy zachowaniu stałej ilości energii
chemicznej doprowadzanych paliw, o której mowa w pkt 6.1, ilość wytwarzanej energii
elektrycznej pozostaje na stałym poziomie, pomimo:
1) doprowadzenia dodatkowej energii, o której mowa w pkt 6.10;
2) wzrostu produkcji ciepła użytkowego, w szczególności w turbinach parowych
przeciwprężnych, ogniwach paliwowych, turbinach gazowych z kotłem
odzysknicowym i silnikach spalinowych.
7.5. Współczynniki zmiany mocy wyznacza się na podstawie aktualnej charakterystyki
techniczno-ruchowej wyznaczonej na podstawie pomiarów dokonywanych w danej jednostce
kogeneracji.

19
ZAŁĄCZNIK Nr 2

Referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej i
ciepła użytkowego

I.
Referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii
elektrycznej
1.1. Referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego energii
elektrycznej i ciepła użytkowego, o których mowa w § 7 ust. 1 rozporządzenia, wyznacza się
dla okresu roku kalendarzowego, według zharmonizowanych referencyjnych wartości
sprawności, na podstawie rzeczywistych parametrów i wielkości dla jednostki kogeneracji w
normalnych warunkach jej pracy.
1.2. Zharmonizowane referencyjne wartości sprawności są określone dla następujących
warunków:
1) temperatura otoczenia 15 °C;
2) ciśnienie atmosferyczne 1013 hPa;
3) wilgotność względna 60 %.
1.3. Do wyznaczania referencyjnych wartości sprawności dla wytwarzania
rozdzielonego energii elektrycznej stosuje się zharmonizowane referencyjne wartości
sprawności określone w tabeli nr 1, wyrażone w procentach.












Tabela nr 1
Zharmonizowane referencyjne wartości sprawności dla wytwarzania rozdzielonego
energii elektrycznej, przyjmowane do obliczeń w latach 2009 – 2011
Rok rozpoczęcia eksploatacji jednostki kogeneracji
Rodzaj paliwa
zużytego w jednostce
kogeneracji
2006-
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2011
Węgiel
41,8 %
42,3 %
42,7 %
43,1 %
43,5 %
43,8 %
44,0 %
44,2 %
kamienny, koks
Węgiel
brunatny,
brykiety z
39,4 %
39,9 %
40,3 %
40,7 %
41,1 %
41,4 %
41,6 %
41,8 %
węgla
brunatnego
łe
Torf, brykiety 37,5 % 37,8 % 38,1 % 38,4 % 38,6 % 38,8 % 38,9 % 39,0 %
Sta
z torfu
Drewno
opałowe oraz 28,5 % 29,6 % 30,4 % 31,1 % 31,7 % 32,2 % 32,6 % 33,0 %
odpady
drzewne
Biomasa
pochodzenia
22,1 %
22,6 %
23,1 %
23,5 %
24,0 %
24,4 %
24,7 %
25,0 %
rolniczego

20
Rok rozpoczęcia eksploatacji jednostki kogeneracji
Rodzaj paliwa
zużytego w jednostce
kogeneracji
2006-
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2011
Odpady
komunalne
22,1 %
22,6 %
23,1 %
23,5 %
24,0 %
24,4 %
24,7 %
25,0 %
ulegające
biodegradacji
Nieodnawialne
odpady
22,1 %
22,6 %
23,1 %
23,5 %
24,0 %
24,4 %
24,7 %
25,0 %
komunalne i
przemysłowe
Łupek naftowy 38,9 % 38,9 % 38,9 % 38,9 % 38,9 % 38,9 % 38,9 % 39,0 %
Olej (olej
napędowy, olej 41,8 % 42,3 % 42,7 % 43,1 %
43,5 %
43,8 %
44,0 %
44,2 %
opałowy), LPG
Biopaliwa
41,8 %
42,3 %
42,7 %
43,1 %
43,5 %
43,8 %
44,0 %
44,2 %
łe
Odpady
Ciek
ulegające
22,1 %
22,6 %
23,1 %
23,5 %
24,0 %
24,4 %
24,7 %
25,0 %
biodegradacji
Nieodnawialne
odpady
22,1 %
22,6 %
23,1 %
23,5 %
24,0 %
24,4 %
24,7 %
25,0 %
Gaz ziemny
51,1 %
51,4 %
51,7 %
51,9 %
52,1 %
52,3 %
52,4 %
52,5 %
Gaz
rafineryjny,
41,8 %
42,3 %
42,7 %
43,1 %
43,5 %
43,8 %
44,0 %
44,2 %
wodór
Biogaz
39,0 %
39,6 %
40,1 %
40,6 %
41,0 %
41,4 %
41,7 %
42,0 %
Gaz
koksowniczy,
Gazowe
gaz
wielkopiecowy,
inne gazy
35,0 %
35,0 %
35,0 %
35,0 %
35,0 %
35,0 %
35,0 %
35,0 %
odlotowe,
odzyskane
ciepło
odpadowe
1.4. Dla jednostki kogeneracji, której eksploatację rozpoczęto w okresie ostatnich
dziesięciu lat przed rokiem, dla którego ustala się referencyjną wartość sprawności dla
wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej, stosuje się zharmonizowane referencyjne
wartości sprawności określone w tabeli nr 1 dla roku rozpoczęcia eksploatacji tej jednostki.
Rokiem rozpoczęcia eksploatacji jednostki kogeneracji jest rok kalendarzowy, w którym
rozpoczęto produkcję energii elektrycznej.
1.5. Dla jednostki kogeneracji uruchomionej w okresie poprzedzającym ostatnie
dziesięć lat przed rokiem, dla którego ustala się referencyjną wartość sprawności dla
wytwarzania rozdzielonego energii elektrycznej, stosuje się zharmonizowane referencyjne
wartości sprawności określone w tabeli nr 1, dla roku rozpoczęcia eksploatacji
odpowiadającego jednostce dziesięcioletniej.
1.6. W przypadku gdy jednostka kogeneracji została zmodernizowana lub odbudowana,
za rok rozpoczęcia eksploatacji przyjmuje się rok w którym:

21