HODNOCENÍ NÁVRHU PODPORY TEPLA
Zpracovatel: SEVEn, Středisko pro efektivní využívání energie, o.p.s. Americká 579/17, 120 00 Praha 2 www.svn.cz Autoři: Jana Szomolányiová, senior konzultant Ing. Tomáš Voříšek, technický ředitel V Praze dne 28. července 2011 2 / 55
OBSAH: POUŽITÉ ZNAČKY A ZKRATKY...... 5 SEZNAM TABULEK A GRAFŮ...... 6 1. ÚVOD......... 7 2. CÍLE V ROZVOJI OZE V ČR DO 2020...... 10 2.1. Základní cíle NAP OZE do roku 2020...... 10 2.2. Cíle v oblasti využití biomasy (všech forem) a jejich implikace do surovinových potřeb a jejich zajištění............ 11 2.2.1. Dílčí cíle rozvoje bioenergetiky do 2020... 11 2.2.2. Specifikace potřeby primárních surovin a jejich původu... 12 2.2.3. Dopady do cen a výše podpory... 14 3. NÁSTROJE PODPORY VYUŽITÍ TEPLA Z OZE... 16 3.1. Program podpory výroby tepla z OZE ve Velké Británii... 16 3.2. Kvóty na výrobu tepla z OZE v Německu......... 18 3.3. Kvóty a zelené obchodovatelné certifikáty v Belgii... 19 3.4. Úleva na daních z energie ve Švédsku...... 20 3.5. Úleva na dani pro investice ve Francii...... 20 4. SROVNÁNÍ RŮZNÝCH FOREM PODPORY VÝROBY TEPLA V PODMÍNKÁCH ČR... 21 4.1. Investiční podpora......... 21 4.2. Provozní podpora tepla z OZE...... 23 4.2.1. Výkupní ceny/bonusy k ceně tepla z OZE... 23 4.2.2. Obchodovatelné certifikáty... 24 Obchodovatelné certifikáty v kombinaci s povinnou kvótou na výrobu tepla z OZE... 25 Obchodovatelné certifikáty uplatněné k úlevě na dani... 25 4.3. Nepřímá provozní podpora výroby tepla z OZE a DZ... 26 4.3.1. Úleva na dani z příjmu... 26 4.3.2. Úlevy na daních z energie... 26 4.3.3. Emisní povolenky... 27 3 / 55
4.4. Posouzení systému provozní podpory tepla z OZE navrhovaného pro ČR... 28 5. EKONOMICKÁ ANALÝZA VÝŠE PODPORY... 31 5.1. Výtopny na (tuhou) biomasu........ 32 5.1.1. Stávající zařízení... 32 5.1.2. Nová zařízení... 33 5.2. Teplárenské zdroje na tuhou biomasu...... 35 5.2.1. Stávající zařízení... 35 5.2.2. Nová zařízení... 36 5.3. Teplárenské zdroje na plynnou biomasu resp. bioplyn... 38 5.3.1. Stávající zařízení... 38 5.3.2. Nová zařízení... 39 6. DOPADY NAVRHOVANÉ PODPORY TEPLA Z OZE A DZ... 40 6.1. Stávající (licencované) zdroje tepla z OZE a DZ...... 40 6.2. Nová výroba tepla z OZE a DZ...... 42 7. ZÁVĚRY A SHRNUTÍ......... 44 CITOVANÁ LITERATURA......... 46 PŘÍLOHY......... 48 PŘÍLOHA 1......... 49 PŘÍLOHA 2......... 54 PŘÍLOHA 3 (OBRAZOVÁ PŘÍLOHA)...... 55 4 / 55
POUŽITÉ ZNAČKY A ZKRATKY BPS CZT DZ KVET NAP OZE OZE ZB Bioplynová stanice Dálkové vytápění, ústřední vytápění (v angl. district heating") Druhotné zdroje Kombinovaná výroba elektřiny a tepla Národní akční plán pro energii z obnovitelných zdrojů Obnovitelné zdroje Zelený bonus 5 / 55
SEZNAM TABULEK A GRAFŮ Tabulka 1 Tabulka 2 Hrubá konečná spotřeba energie ČR v roce 2010 a 2020 a míra příspěvku OZE na ni (Zdroj: NAP OZE, scénář s dod. energ. účin.)... 10 Stávající a cílové hodnoty NAP OZE v oblasti rozvoje elektřiny, tepla a chladu z pevné, plynné i kapalné biomasy mezi lety 2010 a 2020 (Zdroj: NAP OZE, tabulky č. 10 a 11)... 12 Tabulka 3 Tarify pro teplo z OZE vyplácené v rámci systému RHI (červenec 2011) 18 Tabulka 4 Ceny tepelné energie v České republice u licencovaných zdrojů tepla odhad k 1.1.2010... 33 Tabulka 5 Tabulka 6 Tabulka 7 Tabulka 8 Tabulka 9 Nákladová cena výroby tepla z biomasy ve výtopnách bez poskytované podpory a s poskytovanou podporou... 34 Nákladová cena výroby tepla z biomasy v teplárenských zdrojích na biomasu po odpočtu navrhované provozní podpory... 37 Modelový příklad ekonomiky zvýšení celkového stupně využití energie v bioplynu (SEV BP ) u BPS o kapacitě výroby bioplynu (BP) 20 GWh vyvedením tepla do místa spotřeby v množství 3 tis. MWh/rok... 39 Scénáře dosažení cílů OZE v oblasti využití biomasy (BM) a bioplynu (BP) pro výrobu elektřiny a tepla do roku 2020 a vyčíslení nákladů... 43 Souhrnné statistiky výroby elektřiny a tepla z biomasy za rok 2009 u licencovaných zdrojů tepla... 54 Graf 1 Prognóza vývoje instalovaného elektrického výkonu bioplynových stanic podle dřívějších odpadů, NAP a aktualizovaných dat z r. 2011 (CzBA, 2011)... 55 6 / 55
1. ÚVOD Vláda České republiky dne 23. května 2011 předložila do dolní komory Parlamentu ČR pod sněmovním tiskem č. 369/0 (nový) zákon o podporovaných zdrojích energie. Jeho smyslem je na jedné straně implementovat do české legislativy ustanovení nové Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/28/ES o podpoře využívání energie z obnovitelných zdrojů, která přináší řadu nových povinností s cílem napomoci v plnění cílů EU do roku 2020 (dosažení 20 % podílu energie z OZE na hrubé konečné spotřebě celé Unie). A na druhé straně pak odstranit nedostatky dosavadního systému podpory zavedeného zákonem č. 180/2005 Sb., o podpoře výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie, k nimž patří zejména vznik (energetickou legislativou nepovolených) odchylek u licencovaných subjektů majících v zodpovědnosti provoz přenosové a distribuční soustavy v zemi, dále pak problémy s celkovou stabilitou rozvodné sítě v ČR vyvolané rychlým nárůstem výkonově nestabilních zdrojů elektřiny na bázi OZE a nakonec pak i rychle se zvyšující finanční náklady na podporu zelené elektřiny, které převyšují finanční možnosti konečných zákazníků a ohrožují konkurenceschopnost českého průmyslu. Klíčovým východiskem dalšího vývoje se má stát Národní akční plán pro energii z obnovitelných zdrojů do roku 2020 (dále jen NAP OZE ), jehož povinnost zpracování má dle výše uvedené Směrnice nyní každý členský stát. ČR svůj plán postavila na záměru dále do budoucna přiměřeně zvyšovat využití OZE pro výrobu el. energie, tepla i jako motorové palivo v dopravě. Mezi lety 2010 a 2020 se jedná celkem o více než zdvojnásobení množství užitečné energie na cca 50 TWh nebo-li více než 180 PJ ročně., čemuž by dle projektovaného scénáře vývoje energetické náročnosti země odpovídalo asi 13,5 % hrubé konečné spotřeby energie v roce 2020. Termín hrubá konečná spotřeba je zde zásadní, jelikož znamená, že rozvojové cíle již nejsou omezeny jen na produkci elektřiny z OZE (tj. tzv. OZE-E) tak, jako tomu bylo doposud, ale nově i na teplo při jeho centralizované výrobě a distribuci ke spotřebě a paliva využívanými pro přímé krytí tepelných potřeb konečných spotřebitelů a jako motorové palivo v dopravě (viz definice termínu ve směrnici). NAP OZE, který se má stát z pohledu dosažení cílových hodnot závazným, spoléhá primárně na dalším rozvoji energetického využívání biomasy nejrůznějších forem pro výrobu el. energie a tepla a také jako motorové palivo v dopravě. Jejich energetický 7 / 55
příspěvek v absolutních číslech má reprezentovat více než 80 % celkového závazku do roku 2020. Akční plán předpokládá navýšit užití pevné biomasy a bioplynu pro výrobu elektřiny do roku 2020 celkem o 4,2 TWh (o cca 2 TWh z pevné biomasy a o 2,2 TWh z bioplynu) a přitom současně zvýšit užití těchto zdrojů obnovitelného původu pro výrobu tepla o cca 9 TWh (v poměru 7,5 TWh v případě pevné biomasy a 1,5 TWh v případě bioplynu). Přídavek kapalných biopaliv pro využití v dopravě pak činí 5 TWh. Pokud by tyto plány měly být vyčísleny v surovinových nárocích, jedná se o zajištění řádově 15 až 20 milionů tun další biohmoty ročně. 1 To je pro srovnání přinejmenším dvojnásobek současných hodnot. Tato dodatečná produkce bude (muset být) z velké části kryta využitím zem. půdy pro produkci energie, jak dokládají analýzy ověřující zbývající potenciál biomasy dřevního původu z lesního hospodářství a dřevozpracujícího průmyslu [L3]. Splnění cílů NAP OZE tak bude znamenat zásadní zapojení českého zemědělství v nadcházejících letech do zelené energetiky, a to využitím 0,5 až 0,9 mil. ha zemědělské půdy pro výrobu nejrůznějších vhodných plodin (viz kapitola 2). 2 Tyto rozlohy lze považovat za současné situace zemědělského půdního fondu ČR (4,25 mil. ha) jako zajistitelné, jejich faktické využití však bude znamenat, že ceny takto získávané primární bioenergie budou o 50 až 100 % vyšší, než tomu bylo doposud u biomasy dřevního původu z lesního hospodářství a dřevozpracujícího průmyslu. Nákladovost výroby se tak může pohybovat mezi 100 až 200 Kč v přepočtu na GJ dále využitelné energie, u surovin pro výrobu kapalných biopaliv pak ještě více. Nákladovost zajištění těchto surovin by bylo nicméně možné i vhodné z části korigovat změnou stávající zemědělské dotační politiky. Pokud by byla zachována i jen stávající výše těchto podpor a byla by podmíněna využitím určitého množství či typu ploch pro energetické účely, znamenalo by to faktickou redukci výrobních nákladů o min. 15 až 20 %. Zhruba 1 mil ha zemědělské půdy je tvořen tzv. trvalými travními porosty (TTP), jejichž údržba je 1 ) Jednalo by se ze 40-50 % o suroviny, které mají být dodávány pro potřeby nových bioplynových stanic a mající relativně nižší obsah sušiny (typicky max. 30-35 %), dále pak z 30-40 % o dřevní i nedřevní biomasu o vyšší sušině (min. 50-60 %) vhodnou pro přímé spalování a zbytek by kryly potřeby surovin pro výrobu kapalných biopaliv mající podobu hlavních produktů využívaných plodin (řepka, cukrovka, obilí). 8 / 55
podporována cca 4,5 mld. Kč/rok. Podporu pro jednotlivé producenty lze podmínit např. produkcí sena pro energetické využití nebo dodávkou píce pro výrobu bioplynu. Přesto lze konstatovat, že pokud by tyto zdroje měly být rozvíjeny tak, jak NAP OZE předpokládá, bez další veřejné podpory nebude energie z nich vyráběná konkurenceschopná. Podpora by přitom měla být koncipována tak, aby byla co nejefektivnější tj. dosáhla stanovených cílů nejméně nákladným způsobem. Vládní předloha předmětného zákona počítá s tím, že cíle bude dosaženo: provozní podporou výroby elektřiny z biomasy, a to u menších zařízení (do 100 kwe) formou výkupní ceny a u zařízení nad 100 kwe v podobě příplatku k ceně vyráběné silové el. energie (zeleného bonusu) a investiční podporou výroben tepla z OZE z různých zdrojů Současně akcentuje potřebu vytvoření systémového tlaku na co nejefektivnější využití primární energie v biomase využívané pro výrobu elektřiny, a to podmínkou úhrady zeleného bonusu za výrobu zelené elektřiny z biomasy jen, pochází-li z kombinované výroby elektřiny a tepla. Tato práce analyzuje možné finanční úspory, které by byly dosaženy výrazně vyšším využitím biomasy pro výrobu tepla namísto elektřiny,, než NAP OZE předpokládá. A současně s verifikuje zavedení možné provozní podpory ve formě bonusu za užitečné teplo pocházející z obnovitelných a druhotných zdrojů tak, jak navrhuje sdružení CZ Biom spolu s dalšími asociacemi podporujícími obnovitelné zdroje. 9 / 55
2. CÍLE V ROZVOJI OZE V ČR DO 2020 2.1. Základní cíle NAP OZE do roku 2020 Tabulka níže vyčísluje, jaké dodatečné množství energie NAP OZE předpokládá pro dosažení cíle: 13,5 % podílu energie z OZE na hrubé konečné spotřebě země v roce 2020. 2 V absolutním množství se jedná o zajištění více než 50 TWh energie z obnovitelných zdrojů, to je o takřka 22 TWh či téměř 80 PJ více, než je současnost. Tabulka 1- Hrubá konečná spotřeba energie ČR v roce 2010 a 2020 a míra příspěvku OZE na ni (Zdroj: NAP OZE, scénář s dod. energ. účin.) Oblast použití Konečná spotřeba brutto celkem Podíl OZE TWh TWh % Rok 2010 2020 2010 2020 2010 2020 Vytápění a chlazení 207 217 21 31 10,2 % 14,3 % Elektřina 70 84 5 12 7,4 % 14,4 % Doprava 71 77 3 8 4,1 % 10,4 % Celkem 349 378 29 51 8,4 % 13,5 % Klíčové předpoklady splnění cíle v roce 2020 oproti 2010: Zdvojnásobení množství OZE-E (z 5 TWh 3 na 12 TWh) 1,5krát vyšší využití OZE pro výrobu tepla/chladu (z 20 na 30 TWh) Více než 2,5krát vyšší množství biopaliv v dopravě (z 3 na 8 TWh) 2 ) Za hrubou konečnou spotřebou energie Směrnice 2009/28/ES rozumí energetické komodity dodané k energetickým účelům pro průmysl, dopravu, domácnosti, služby včetně veřejných služeb, zemědělství, lesnictví a rybolov, včetně elektřiny a tepla spotřebovaných odvětvím energetiky při výrobě elektřiny a tepla a včetně ztrát elektřiny a tepla v distribuci a přenosu. 3 ) Skutečná výroba elektřiny z OZE činila v roce 2010 dle sdělení ERÚ celkem 5,88 TWh (viz stránky http://www.eru.cz). 10 / 55
2.2. Cíle v oblasti využití biomasy (všech forem) a jejich implikace do surovinových potřeb a jejich zajištění 2.2.1. Dílčí cíle rozvoje bioenergetiky do 2020 Co předpokládá NAP OZE pro ČR u výroby elektřiny a tepla z biomasy/bioplynu do 2020 oproti 2010: Nárůst výroby elektřiny z pevné biomasy o cca 2 TWh Významný nárůst počtu a instalovaného výkonu bioplynových stanic (na > 400 MWe) a výroby elektřiny v nich (z 600 GWh na cca 2,8 TWh) Zvýšení výroby resp. konečného užití tepelné energie z biomasy či bioplynu o takřka 9 TWh/rok (proti roku 2010) NAP OZE předpokládá jeho krytí z více než 35 % vyšším využitím paliv z biomasy v domácnostech (tj. pro vytápění zejména RD) a na zvýšení využití tepla z biomasy/bioplynu v ostatních sektorech (průmysl, systémy CZT) by připadalo 5,6 TWh nebo-li cca 20 mil. GJ za rok, z toho prostřednictvím systémů CZT téměř polovina tj. asi 2,6 TWh resp. 9,2 PJ. Cíle v oblasti výroby elektřiny jednotlivých druhů OZE stanovené v NAP jsou často nereálné. Např. přímo Česká bioplynová asociace odhaduje, že nedojde k očekávanému vývoji podle NAP, ale předpokládá cca o 10 % nižší nárůst (viz příloha 3). 3 Obdobné optimistické plány lze identifikovat i v případě využití tuhé biomasy (viz níže). 11 / 55
Tabulka 2- Stávající a cílové hodnoty NAP OZE v oblasti rozvoje elektřiny, tepla a chladu z pevné, plynné i kapalné biomasy mezi lety 2010 a 2020 (Zdroj: NAP OZE, tabulky č. 10 a 11) Parametr Jednotka 2010 2020 Nárůst Výroba elektřiny z biomasy (BM) a bioplynu (BP) TWh 1,93 6,17 4,24 v členění podle formy obnovitelného zdroje: tuhá biomasa TWh 1,31 3,29 1,98 plynná biomasa resp. bioplyn TWh 0,62 2,87 2,25 Využití tepla z BM a BP pro vytápění a chlazení TWh 20,46 29,27 8,82 v členění podle formy obnovitelného zdroje: tuhá biomasa TWh 19,84 27,33 7,5 plynná biomasa resp. bioplyn TWh 0,62 1,94 1,3 v členění podle subjektu vyrábějícího teplo/chlad: domácnosti (úplatným či bezúplatným získáním paliva a jeho využitím ve vlastním zdroji tepla) dodavatelé tepla prostřednictvím soustav ústředního vytápění (CZT)* TWh 12,76 15,99 3,2 TWh 1,54 4,09 2,6 ostatní subjekty (dopočet) TWh 6,2 9,2 3,0 Elektřina a teplo z BM a BP celkem TWh 22,39 35,44 13,05 *) V českém překladu textu směrnice 2009/28/ES se uvádí výraz ústřední vytápění, což má v anglickém originále označovat district heating. Pro jednoznačnost by se spíše hodil název dálkové vytápění, jenž bývá v českém prostředí označován jako CZT (centralizované zásobování teplem). 2.2.2. Specifikace potřeby primárních surovin a jejich původu Pokud by tyto plány měly být vyčísleny v surovinových nárocích, jedná se o zajištění řádově 10 milionů tun další biohmoty ročně. To je pro srovnání přinejmenším dvojnásobek současných hodnot. Tato dodatečná produkce bude (muset být) z velké části kryta využitím zem. půdy pro produkci energie, jak dokládají analýzy ověřující zbývající potenciál biomasy dřevního původu z lesního hospodářství a dřevozpracujícího průmyslu [L3]. Výroba dalších 2,2 terawatthodin elektřiny z bioplynu si bude vyžadovat dalších minimálně 7 až 10 mil. tun surovin majících dle obvyklé praxe z velké části (min. z 85-90 %) podobu konzervovaných rostlinných vstupů jako je např. kukuřičná siláž, travní senáž, energetické obilí, čirok ad. vhodné plodiny. Za předpokladu kombinovaného zapojení dnes pro výrobu potravin ani krmiv nevyužívané orné půdy a trvalých travních porostů to bude reprezentovat 12 / 55
350 až 500 tis. hektarů zemědělské půdy 4, která by byla účelově využita pro potřeby výroben bioplynu. Jako reálné se přitom jeví současné dosažení cílových hodnot i v oblasti využití tepla z bioplynu jen, bude-li důsledně vyžadována vysoká účinnost míry využití energie v bioplynu, tj. výrobny budou mít zajištěn odběr alespoň 1/3 vyráběného tepla v bioplynové kogenerace (mimo vlastní technologickou spotřebu tepla) anebo zařízení namísto spotřeby plynu v kogenerační jednotce jej bude upravovat na biometan pro dodávku do plynárenské sítě jako substitut zemního plynu nebo přímé využití jako motorové palivo v dopravě. Upřednostnění zařízení na úpravu bioplynu na biometan přitom umožní í zvýšit celkovou účinnost procesu až na 75-80 %,, což je mnohem více, než BPS dnes obvykle dosahují (40-50 %). Při větším uplatnění této technologie by to rovněž umožnilo významně snížit potřeby surovin (o 1/3 až ½ při stejném množství vyrobené užitečné energie). V případě energetického využití biomasy vhodné pro přímé spalování by předpoklad dodatečné výroby elektřiny ve výši dalších 2 TWh znamenal v praxi zajištění dalších 7 až 10 TWh primární energie v palivu či jinak 2 až 4 mil. tun paliva dle výhřevnosti (nižší pro výhřevnost blížící se 15 GJ/t, vyšší při výhřevnosti nižší než 10 GJ/t). Zdroje této biomasy lze očekávat odlišné, rychle se snižující disponibilní biomasa z lesního hospodářství a dřevozpracujícího průmyslu bude znamenat využití opět biohmoty produkované zemědělstvím. Jako vhodné se jeví zapojení (peletizovaných) odpadů vznikajících při čistění zemědělských plodin, obilnin, při zpracování olejnin, dále sláma, seno ad. organické materiály nenacházející dnes materiálové využití, případně pak dodávky biomasy z plantáží rychle rostoucích rostlin a dřevin (např. miskantus, čirok, japonský topol, vrby apod.). Bude-li tato biomasa využívána v zařízeních na kombinovanou výrobu elektřiny a tepla (KVET), může být ze stejného množství paliva vyrobeno řádově až násobky více tepla (tj. jednotky terrawatthodin). Při (spolu)spalování biomasy dle současné praxe (viz dále) je možné získávat 1,5 až 2krát větší množství energie v podobě tepla jako u vyrobené elektřiny, při výrobě elektřiny jen ve skutečné KVET by množství dále využívaného tepla z biomasy mohlo, resp. muselo být 5 až 10krát vyšší (tj. řádově 10 až 20 TWh!). Splnění rozvojových cílů v oblasti vyššího využití biomasy pro krytí tepelných potřeb domácností bude rovněž znamenat zajištění dalších 0,7 až 1 mil. tun biopaliva. Tyto 4 ) Předpokládá obvyklý hektarový výnos pěstovaných plodin pro výrobu bioplynu na orné půdě ve výši 30-40 tun/rok a u travní porostů 10-20 t/rok vždy v surovém stavu obsahujícím typicky 30-35 % sušiny. Při stejnoměrném zastoupení obou druhů ploch či převaze travních porostů (což lze očekávat) může být průměrný hektarový výnos okolo 20 t/ha. 13 / 55
dodatečné potřeby by měly být (ideálně) kryty palivovým dřevem a dřevními briketami a peletami, s ohledem na jejich stále menší dostupnost (ať už z pohledu fyzického množství nebo stále vyšší ceny) lze však očekávat i nezanedbatelné zastoupení komprimovaných paliv z nejrůznějších levnějších surovin (např. zahrádkářské bioodpady, papír, odpadní dřevo apod.). Dalších přinejmenším statisíce tun až jednotky milionů tun pak bude potřeba zajistit pro další plánovaný rozvoj ve využití paliv z biomasy pro krytí potřeby tepla v průmyslu včetně zdrojů systémů CZT (dálkového vytápění), a terciárním sektoru. Do značné míry zde přitom potřeby paliva mohou být kryty jeho využitím v kombinované výrobě elektřiny a tepla, kdy současně je možné na jednotku kilowatthodiny vyrobené el. energie získat až několik kilowatthodin tepla. Významné nároky na suroviny i půdu si bude klást rovněž rozvoj kapalných biopaliv, naplnění cíle do roku 2020 znamená zajistit dodatečně řádově 2 až 3 mil. tun výchozí suroviny semen řepky olejky a bulvy cukrovky příp. pšenice 5, což bude vyžadovat řádově necelých 2,5 tis. ha cukrovky nebo 20 tis. ha pšenice a totožnou rozlohu tj. 150 tis. ha olejnin). Potřeby dalších ploch může omezit vyšší import případně využití i vedlejších produktů pro výrobu energeticky dále využitelné biosložky. 2.2.3. Dopady do cen a výše podpory Z výše uvedeného vyplývá, že naplnění cílů NAP OZE by znamenalo zásadní zapojení zemědělství a jím obhospodařovaných ploch v nadcházejících letech do zelené energetiky, a to v řádu pohybujícím se mezi 0,5 až 1 mil. ha zem. půdy. Tyto rozlohy lze považovat za současné situace zemědělského půdního fondu jako zajistitelné, jejich faktické využití však, jak už stávající praxe např. u bioplynových stanic naznačuje, bude znamenat, že ceny takto získávané primární bioenergie budou o 50 až 100 % vyšší, než tomu bylo doposud u biomasy dřevního původu z lesního hospodářství a dřevozpracujícího průmyslu. Nákladovost výroby se tak může pohybovat mezi 100 až 200 Kč v přepočtu na GJ dále využitelné energie, u surovin pro výrobu kapalných biopaliv pak ještě více. Nákladovost zajištění těchto surovin by bylo nicméně možné i vhodné z části korigovat změnou stávající zemědělské dotační politiky, tj. přímých dotací vyplácených na hektar 5 ) Na jednu tunu bezvodého kvasného lihu využitého pro výrobu ETBE je potřeba v průměru 3,75 tuny pšenice nebo cca 10 tun cukrovky, na výrobu tuny MEŘO pak cca 3 tuny semen řepky olejky. 14 / 55
obhospodařované zem. půdy. Pokud by byla zachována i jen stávající výše těchto podpor 6 a byla by podmíněna využitím určitého množství či typu ploch pro energetické účely, znamenalo by to faktickou redukci nákladů o min. 15 až 20 %. Přesto pokud by tyto zdroje měly být rozvíjeny, bez další veřejné podpory nebude energie z nich vyráběná konkurenceschopná. Podpora by přitom měla být koncipována tak, aby byla co nejefektivnější tj. dosáhla stanovených cílů nejméně nákladným způsobem. 6 ) V roce 2010 dosahovala celková výše přímých plateb zemědělcům v ČR částky téměř 18 mld. Kč, z toho více než 14 mld. mělo podobu unijní Jednotné platby na hektar (tzv. SAPS) a zbytek pak představovaly národní dorovnávací platby (tzv. top-up ). Platby SAPS byly nárokové pro jakoukoliv zem. půdu zapsanou v LPIS a tak jednotková výše činila cca 3360 Kč/ha, doplňkové národní platby pak byly poskytovány jen pro vybrané typy zem. ploch resp. pěstované plodiny příp. doprovodnou živočišnou výrobu a mohly dosáhnout až několik dalších tisíc Kč v přepočtu na hektar tohoto kvalifikovatelného pozemku. 15 / 55
3. NÁSTROJE PODPORY VYUŽITÍ TEPLA Z OZE V oblasti politiky na podporu využití obnovitelných zdrojů se dosud v Evropě dostávalo nejvíce prostoru podpoře výroby elektrické energie, a to zejména z toho důvodu, že první celoevropské cíle byly legislativou EU definovány právě pro výrobu elektřiny z OZE, jež měly členské země dosáhnout do roku 2010 (dnes již zrušenou Směrnicí 2001/77/ES). V souvislosti se změnou rozvojových cílů do roku 2020 tak, že nově zahrnují i jiné formy energie z OZE (teplo, paliva), začínají některé země EU postupně zavádět intenzivnější formy podpory i pro výrobu tepla. Vedle tradičních systému podpory investičních nákladů projektů či zdrojů tepla se stále více do popředí dostávají nástroje poskytující i provozní charakter podpory. S ohledem na charakter a smysl tohoto dokumentu jsou níže podrobněji popsány příklady uplatnění provozní podpory tepla z OZE, jež byly v nedávné době zavedeny v několika zemích EU. Výčet přitom není úplný a lze očekávat, že další členské státy některou z prezentovaných podpor v brzké době rovněž zavedou. 3.1. Program podpory výroby tepla z OZE ve Velké Británii Velká Británie se stala první zemí EU, jež zavedla provozní podporu v podobě tarifů vyplácených na jednotku vyrobeného tepla z OZE, a to v rámci programu Podpory tepla z obnovitelných zdrojů (v angl. Renewable heat incentive RHI). Tato podpora by měla zabezpečit dosažení ambiciózního cíle britské vlády navýšit podíl tepla z OZE na celkových dodávkách tepla v UK ze současných 1, 5 % na 12 % v roce 2020. To má zásadně přispět k plnění cíle 15 % celkového podílu energie z OZE na hrubé konečné spotřebě UK v roce 2020 podle Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/28/ES. V první fázi programu RHI budou od roku 2011 podpořeny vyplácením tarifů zdroje v průmyslu, službách a veřejném sektoru, zatímco v druhé fázi budou zahrnuty do podpory i domácnosti. Na podporu zdrojů mimo domácnosti plánuje Britská vláda vyplatit mezi lety 2011 2014/15 souhrnně 860 mil. liber. Po dobu první fáze budu mít domácnosti nárok na investiční dotaci na instalaci vybraných technologií využití OZE pro výrobu tepelné energie (tzv. Renewable Heat Premium Payment). Na tuto podporu má být vynaloženo kolem 15 mil. liber. 16 / 55
Tarify vyplácené v rámci RHI plní funkci bonusů, tj. příplatků k ceně, kterou obdrží výrobce tepla z OZE od svých odběratelů. Hodnota tarifů byla vypočtena tak, aby hradila vícenáklady výrobců tepla z OZE oproti výrobě tepla v klasickém zdroji na fosilní paliva. Tarif proto pokrývá rozdíl v investičních i provozních nákladech technologie využívající obnovitelný zdroj a nákladech klasické technologie. Navíc také zahrnuje náklady na překonání nefinančních bariér využití OZE a návratnost kapitálu, který byl navíc investován. Tarify byly vypočteny tak, aby přinášely návratnost investic ve výši 12 % s výjimkou solárních zdrojů, kde je toto číslo výrazně nižší - kolem 5 %. U termální solárních zdrojů jenž jsou nejdražší podpořenou technologií s tarifem ve výši 8.5 p/kwh byla uplatněna výjimka ve způsobu výpočtu. Hodnota tohoto tarifu byla odvozena od současné výše podpory potřebné pro získávání elektřiny z větrných elektráren budovaných na moři (tzv. off-shore ). Jedná se o marginální nákladově - efektivní technologii výroby elektřiny z OZE potřebnou pro plnění cíle 15 % podílu energie z OZE na hrubé konečné spotřebě energie UK v roce 2020 (Renewable Heat Incentive: Impact Assessment 2011). Zbylé tarify pro teplo z OZE jsou nižší než tato hraniční hodnota 8.5 p/kwh. Z toho je vidět, že podpora těchto zdrojů na výrobu tepla z OZE je levnějším způsobem jak dosáhnout 15 % cíle UK než by tomu bylo pouze podporou výroby elektřiny z OZE. V počátečním období spuštění systému od července 2011 bude podpořena výroba tepla a KVET pouze v následujících technologiích (které jsou specifikovány dalšími požadavky): Kotle na biomasu Spalování bioplynu (do 200 kwt) Geotermální energie Tepelná čerpadla ze země a vody (ohřívající vodu) Energie z komunálního pevného odpadu Termické solární panely (do 200 kwt) S podpořeným teplem nemůže být plýtváno a musí být využito k předepsanému účelu. Příjemcem podpory je vlastník zařízení na výrobu tepla z obnovitelných zdrojů. Zdroje musí být pro vyplácení podpory registrovány u energetického regulátora Ofgem. Tabulka níže uvádí výši tarifů pro zdroje mimo domácnosti a budou vypláceny regulátorem Ofgem čtvrtletně po dobu 20 let. Tyto ceny budou každý rok upraveny o vývoj indexu maloobchodních cen, a tak budou aplikovány na nové i již dříve podpořené projekty. 17 / 55
Zajímavostí systému je rozdělení tarifů v kategorii využití biomasy v malých a středních zdrojích na dva tarify. První, vyšší tarif bude vyplácený pouze, dokud využití zdroje nepřekročí 15 % ročního jmenovitého výkonu (ekvivalent 1314 hodin). Je zaměřený na uhrazení kapitálových vícenákladů na instalované technologie. Druhý, nižší tarif bude vyplácen až na základě výroby nad tuto hranici a měl by hradit pouze zvýšené palivové náklady. Tento systém zamezí přílišné podpoře zdrojů, které mají nadprůměrné roční využití výkonu, a také eliminuje motivaci k umělé nadvýrobě tepla, s kterým by bylo následně plýtváno. Zdrojem financování pro vyplácení tarifů jsou vládní fondy na rozdíl od Britského systému tarifů platných pro elektřinu z OZE, kde jsou náklady přenášeny na konečné spotřebitele elektřiny. Tabulka 3 - Tarify pro teplo z OZE vyplácené v rámci systému RHI (červenec 2011) Kategorie Výkon Tarif Doba garance podpory kwt p/kwh Roky Pevná biomasa, pevný komunální odpad (včetně KVET) Malé zdroje < 200 1. tarif: 7,6 20 2. tarif: 2 20 Střední zdroje 200; < 1000 1. tarif: 4,9 20 2. tarif: 2 20 Velké zdroje 1000 2,7 20 Tepelná čerpadla (země, voda) Malý zdroj < 100 4,5 20 Velký zdroj 100 3,2 20 Termické solární panely < 200 8,5 20 Biometan bez limitu 6,8 20 Spalování bioplynu (mimo skládkový plyn) < 200 6,8 20 Zdroj: Ofgem 2011 3.2. Kvóty na výrobu tepla z OZE v Německu Od počátku roku 2009 byl v Německu zaveden nový systém podpory tepla z obnovitelných zdrojů novým zákonem EEG 2009. Cílem je oproti roku 2007 více než zdvojnásobit podíl využití obnovitelných zdrojů na konečné spotřebě tepla, tj. až na 14 % v roce 2020 (to zahrnuje teplo na vytápění, chlazení, technologické teplo a přípravu teplé vody). 18 / 55
Vlastnící nových budov s plochou větší než 50 m 2 musí pokrýt podíl celkové tepelné spotřeby (k vytápění či chlazení) z obnovitelných zdrojů ve stanovené výši. Spolkové země mohou rozšířit tuto povinnost i na stávající budovy. Vlastníci mohou také provádět náhradní opatření, které je možné provádět samostatně nebo kombinovat s dosažením stanovených podílů využití obnovitelných zdrojů. Minimální povinné podíly užití OZE při pokrytí celkové tepelné spotřeby u výše uvedených budov jsou stanoveny rozdílně pro jednotlivé typy obnovitelných zdrojů: solární teplo (15 %), plynná biomasa (30 %), kapalná a pevná biomasa (50 %) a geotermální energie (50 %). U náhradních opatření jsou požadavky stanoveny následovně: u využití odpadního tepla 50 % podílu na celkové spotřebě tepla, u využití tepla z kombinované výroby elektřiny a tepla 50 % na celkové spotřebě tepla, u snížení spotřeby primární energie izolací je nutné dosáhnout o 15 % lepší tepelnou izolaci budovy oproti požadavku Nařízení o úsporách energie a u pokrytí spotřeby tepla přímo z tepelné soustavy musí tato dodávat nejméně 50 % tepla vyrobeného z obnovitelných zdrojů, odpadního tepla, anebo kombinované výroby elektřiny a tepla. 3.3. Kvóty a zelené obchodovatelné certifikáty v Belgii V roce 2003 zavedla regionální vláda ve Valonsku nový systém zelených certifikátů na podporu využití obnovitelných zdrojů a energeticky efektivních technologií ve výrobě elektřiny. Výroba tepla je podpořena pokud se realizuje spolu s výrobou elektřiny. Každá výrobní jednotka obdrží určitý počet zelených certifikátů úměrný své výrobě energie z OZE a úspoře emisí CO 2. Úspora těchto emisí je přitom počítána ve vztahu k ekvivalentnímu množství vyrobené elektrické energie a tepelné energie v klasické referenční elektrárně, či výtopně. Zelené certifikáty mají platnost po dobu 5 let. Trh zelených certifikátů vznikl s povinností určenou každému dodavateli elektřiny získat určitý počet zelených certifikátů úměrný objemu odbytu jeho vlastní elektrické energie (kvótě). Kvóta byla pro rok 2003 stanovena na úrovni 3 % a až do roku 2010 má každoročně růst o 1 %. Jestliže dodavatel nesplní danou kvótu, zaplatí pokutu úměrnou počtu chybějících zelených certifikátů. Valonská komise pro energii CWaPE uděluje zelené certifikáty v nehmotné podobě. Každou transakci týkající se zeleného certifikátu je nutno oznámit CWaPE, která vede aktuální registr certifikátů zaručující jejich vysledovatelnost. Tento registr, který má podobu databáze, 19 / 55
obsahuje souhrn vystavených zelených certifikátů, jejich záruku původu, datum vystavení, jejich držitele a zaznamenané transakce. Valonský trh se zelenými certifikáty úspěšně podpořil produkci energie z obnovitelných zdrojů. Jeho objem se v průběhu let postupně zvyšuje spolu s postupným navyšováním povinné kvóty. V roce 2003 bylo vydáno 600 tisíc certifikátů, zatímco v roce 2005 již téměř jeden milion. Cena certifikátů se v roce 2007 pohybovala na úrovni kolem 90 Eur/MWh. 3.4. Úleva na daních z energie ve Švédsku Ve Švédsku bylo využití biomasy podpořeno výjimkou z relativně vysokých daní z energie. Pokud je ve výrobě tepla pro CZT spalována biomasa, je výroba osvobozena od daně z CO 2, síry a daně z olejů. Od zavedení daně v roce 1991 vzrostla původní sazba ve výši 27 EUR/t CO 2 až na 100 EUR/t CO 2. To znamená pro výrobce tepla z biomasy úsporu ve výši téměř 1 Kč/kWh oproti výrobě tepla z pevných paliv, která je daní z CO 2 zatížená. 3.5. Úleva na dani pro investice ve Francii V roce 2005 byl ve Francii zaveden systém úlev na daních u technologií využívající OZE a energeticky účinné technologie pro výrobu tepla. Tato podpora tedy funguje podobně jako investiční dotace. V roce zavedení byla úleva ve výši 40 % a v následujícím roce byla zvýšena až na 50 %. 20 / 55
4. SROVNÁNÍ RŮZNÝCH FOREM PODPORY VÝROBY TEPLA V PODMÍNKÁCH ČR Níže jsou stručně zhodnoceny hlavní charakteristiky stávajících i možných systémů podpory výroby tepla z obnovitelných zdrojů a posouzena vhodnost jejich případného uplatnění v České republice. Systémy se liší ve faktické formě podpory (přímá dotace, úleva na dani atd.) a jejich výhody a nevýhody pro jejich možné uplatnění v našich podmínkách jsou posuzovány primárně podle obecných charakteristických rysů případně nabitých zkušeností s jejich uplatněním v praxi. Kromě těchto obecných vlastností systémů je však velmi zásadní i nastavení konkrétních parametrů, to zn. např. míra poskytované dotace, procento úlevy na dani, výše sankčních pokut apod. Jejich kvantifikace pro české podmínky je provedena či zhodnocena, je-li to relevantní (systém byl již u nás zaveden nebo se jeví jako potenciálně vhodný). V poslední části této kapitoly je zhodnocen systém provozní podpory, který je navrhován sdružením CZ Biom spolu s dalšími profesními asociacemi OZE v ČR. 4.1. Investiční podpora Poskytování investičních podpory v podobě nevratných příspěvků pro spolufinancování části investičních nákladů projektů zdrojů tepla na bázi OZE byl v posledních letech v ČR tím hlavním nástrojem podpory rozvoje využití OZE pro tento účel. Nejčastěji byly tyto dotace poskytovány investorům z řad soukromých organizací či veřejnoprávních institucí a byly stanoveny zpravidla jedním z těchto způsobů: jako procento z uznatelných investičních nákladů projektu anebo paušální částkou v přepočtu na zařízení či jednotku jeho instalovaného výkonu korigovaných dle bodového hodnocení dosaženého ve zvolených hodnotících kritériích (jimiž nejčastěji byly měrné investiční náklady projektu, ekologické přínosy v podobě množství ušetřených emisí CO 2 či celková ekonomika projektu hodnocená ukazateli NPV, IRR apod), míry ekonomické výhodnosti projektu a případně ještě dle typu příjemce dotace (aby nedošlo k narušení principů rovné hospodářské soutěže vyplývající z nadřazené legislativy EU). 21 / 55
Dosavadní tuzemské zkušenosti s přiznáváním investičních podpor z různých dotačních programů (např. OPPI, OPŽP, PRV, Zelená úsporám) přinášejí následující poznatky: Investiční dotace bezpochyby napomáhají kapitálově slabším subjektům k realizaci projektů; poskytnutá podpora jim umožňuje krýt zbývající pořizovací náklady zdroje vlastními prostředky nebo bankovním úvěrem, což značně rozšiřuje počet možných žadatelů o podporu. Nízká kapitálová vybavenost příjemců dotací však v praxi znamená, že velká většina poskytnuté podpory je ve skutečnosti využita na krytí nákladů spojených se zajištěním zbývajících prostředků úvěrovým financováním (tj. úhradu úroků); výsledkem je, že kofinancování části investice nevede k výrazně nižší nákladovosti vyráběné energie při hodnocení záměru dle projektu tak nákladovost projektu poskytnutá dotace nemusí nakonec vůbec ovlivnit. Dalším průvodním jevem dotačních programů je fakt, že z podpor nebyly vyloučeny projekty vyrábějící vedle tepla současně i elektřinu. Navíc, zejména u projektů využívajících biomasu dochází díky možnému získání investiční a provozní podpory k velkému růstu zájmu mezi investory, což vede k rostoucí poptávce po palivech z biomasy, která zvyšuje jejich ceny. V konečném důsledku se to projevuje (v lepším případě) rostoucími palivovými náklady či dokonce (v horším případě) i fyzickým nedostatkem paliva z důvodu nemožnosti jeho pořízení v dané ceně. Na změněné provozní podmínky však investiční dotace už nemohou zpravidla pamatovat a tak je časté, že u podpořených zdrojů po jejich uvedení do provozu bývají odchylky oproti deklarovaným provozním parametrům až o desítky procent, což jen ve výjimečných případech vede ke zpětnému přehodnocení udělené investiční dotace (zde však pouze jejím krácením nebo odebráním). Na přípravu dotačních programů a jejich vlastní realizaci (tj. příjmu žádostí, jejich vyhodnocení a vyplácení podpor) vč. následného monitoringu je dále potřeba poměrně veliká agenda a administrativa. Transakční náklady tak mohou v konečném důsledku dosahovat nezanedbatelných částek (v řádu i jednotek procent celkově vyplacené podpory). Aktuální stav a výhled dotačních programů, které byly u nás v posledních letech pro podporu výstavby výroben tepla z OZE zavedeny, však vede k závěru, že přinejmenším v příštích 2-3 letech nebudou další přímé podpory tohoto typu k dispozici. Prostředky alokované na investiční podporu projektů na využití OZE pro výrobu tepla jsou dnes u všech programů téměř vyčerpány a možné nové fondy 22 / 55
navázané na nadřazené podpůrné programy EU je možné očekávat až po roce 2013. Národní veřejné zdroje jsou již dnes přitom natolik zatíženy jinými závazky, že podpora projektů OZE je takřka vyloučena. Ve světle výše uvedeného tak lze prohlásit, že dotační formy podpory nepřinášejí pouze pozitiva ve smyslu dalšího rozvoje podporovaného vývoje, ale pojí se s nimi i jisté nevýhody, které v konkrétních podmínkách mohou dokonce převážit. Otazníky v českém prostředí vzbuzuje zejména dosavadní investiční podpora výrobnám tepla z biomasy, která se stále viditelněji jeví jako vhodná pouze pro menší zařízení typu kotle pro domácnosti. Z tohoto důvodu je dále v textu analyzována možnost zavedení přímé či nepřímé provozní formy podpory pro větší zdroje vyrábějící teplo z OZE v ČR. 4.2. Provozní podpora tepla z OZE 4.2.1. Výkupní ceny/bonusy k ceně tepla z OZE Výkupní ceny pro teplo z OZE jsou systémem podobným systému výkupních cen pro elektřinu z OZE. Obecně takový systém spočívá ve stanovení povinnosti výkupu tepla z OZE za vládou stanovené minimální ceny. Druhou možností je analogicky k systému zelených bonusů pro elektřinu, zavést bonus/příplatek k tržní ceně tepla. Zavedení systému výkupních cen pro teplo z OZE bylo v Evropě po několik let předmětem diskusí a návrhů a v letošním roce se Spojené království stalo první zemí, která takový systém zavedla. Ekonomická efektivnost výše popsaného systému (celkové více-náklady vynaložené na jednotku nové výroby tepla z OZE) je vysoká při správném nastavení výše podpory: Podpora je poskytována pouze na základě prokázané realizace výroby. Nemůže dojít k tomu, že je podpora, a tím i více-náklady vynaloženy na plánované, ale nerealizované výroby, jak je tomu v případě investiční podpory. Jak je tomu u všech typů provozní podpory, v rámci tohoto systému je také nutné zavést systém verifikace, sběru a registraci dat o produkci tepla z OZE. K tomu je nejvhodnějším subjektem v ČR operátor trhu. V obou případech - u výkupních cen i bonusů musí být zabezpečen zdroj hrazení více- nákladů. Více-náklady se zde rozumí celková suma vyplacených bonusů, anebo objem rozdílu výkupních cen oproti tržní ceně. Tento problém byl předmětem několika studií a návrhů v zahraničí: 23 / 55
Studie Mezinárodní energetické agentury (IEA, 2006) navrhla uvalit tuto povinnost na subjekty dodávající fosilní paliva pro trh s teplem, jelikož jejich množství je mnohem menší než počet výrobců tepla. V nově zavedeném systému provozní podpory tepla z OZE v UK je vyplácení tarifů hrazeno energetickým regulátorem Ofgem přímo z veřejných rozpočtů. Toto řešení je také administrativně nejjednodušší pro Českou republiku. Výdaje státního rozpočtu na podporu mohou být hrazeny z prodeje emisních povolenek, či případně příjmů z daní z energie (zejména v souvislosti s novým návrhem EU na zvýšení daňového zatížení energetických produktů [L16]). Důležitou otázkou je také na koho uvalit povinnost vyplácení bonusů, tak aby administrativní náklady nepřekročily únosnou míru. Pro Českou republiku je k tomu z hlediska již existující infrastruktury nejvhodnější operátor trhu. 4.2.2. Obchodovatelné certifikáty Další možností vytvoření systému provozní podpory pro výrobu tepla z OZE je systém analogický systému obchodovatelných certifikátů pro podporu elektřiny z OZE. Tento systém byl v kombinaci s povinnou kvótou na výrobu elektřiny z OZE úspěšně zaveden v několika Evropských zemích na podporu výroby elektřiny z OZE (Švédsko, Velká Británie, Polsko). Pro podporu tepla v kombinaci s povinnou kvótou byl diskutován v UK a Německu, ale ani v jedné z těchto zemí nebyl uplatněn. V České republice bylo také navrhováno uplatnění systému obchodovatelných certifikátů v kombinaci s úlevou na dani, proto jsou v dalším textu diskutovány obě tyto varianty systému. V obou variantách je nutné vytvoření funkčního trhu s obchodovatelnými certifikáty. Výrobci tepla z OZE obdrží od k tomu určené instituce certifikáty v počtu odpovídajícím výrobě tepla z OZE. Následně je prodávají na trhu, a tím obdrží příspěvek na krytí více-nákladů využití OZE. Z toho plyne i hlavní nevýhoda systému obchodovatelných certifikátů oproti systému výkupních cen/bonusů. Výrobci tepla z OZE totiž musí vyjednávat a uzavírat kontrakty o prodeji obchodovatelných certifikátů dalším tržním subjektům (kteří uplatní certifikáty buď k plnění povinné kvóty anebo k odečtu daní z energií v závislosti na nastavení systému). Tyto transakční náklady budou v relativně větší míře finančně zatěžovat výrobu menších výrobců tepla z OZE. Systém obchodovatelných certifikátů také vyžaduje o něco vyšší náklady na administraci. Stejně jako u systému výkupních cen/ bonusů je nutné zavést verifikaci produkce tepla z 24 / 55
OZE je nutné provádět sběr a verifikaci dat. V systému obchodovatelných certifikátů musí být ale navíc zřízen registr obchodovatelných certifikátů. Obchodovatelné certifikáty v kombinaci s povinnou ou kvót k vótou na výrobu tepla z OZE Aplikace tohoto systému na podporu výroby tepla by znamenala, že vláda stanoví povinnou kvótu, tj. minimální podíl výroby z OZE na dodávce tepla. Tato povinnost by byla dále naplněna odevzdáním příslušného množství obchodovatelných certifikátů, jež obdrží výrobci tepla z OZE a můžou jej prodávat za tržní cenu subjektům povinovaným plněním stanovené kvóty. Na rozdíl od systému výkupních cen/bonusů je nejdříve legislativně zakotveno cílové množství podílu výroby tepla z OZE a až následně je cena certifikátů, (tj. výše provozní podpory) určena na trhu s obchodovatelnými certifikáty. Ve výsledku by se cena certifikátů měla teoreticky rovnat výši marginálních nákladů výrobců energie z OZE v době uzavření kontraktu o prodeji certifikátů (pro podrobnější vysvětlení viz studii SEVEn - Szomolányiová, Voříšek 2010). Úspěch tohoto typu systému závisí na konkrétním designu systému pokuty za neplnění povinností musí být dostatečně vysoké a účinně vymáhané. Kvóta nesmí být stanovena tak, že přesáhne dostupný potenciál výroby tepla z OZE. Povinnost musí být jasně definovaná i časově vymezená. Zkušenosti s praktickou aplikací v minulosti ukazují, že nedostatky v některých specifikách systému limitovaly celkový úspěch systémů (IEA 2007). Při uplatnění systému kvóty a obchodovatelných certifikátů na podporu tepla zůstává problémem na koho uvalit povinnost dodržení kvóty vzhledem k lokální povaze výroby tepla. Uvalení povinnosti na veškeré provozovatele zdrojů dodávajících teplo by bylo administrativně náročné vzhledem k velkému množství těchto provozovatelů v České republice. Obchodovatelné certifikáty uplatněné k úlevě na dani Systém zavedení přidělování obchodovatelných certifikátů za vyrobené množství tepla z obnovitelných zdrojů lze také kombinovat s úlevou na dani. V tomto systému je prvotně nastavená cena provozní podpory tj. cena certifikátů bude určena výší úlevy na dani. Na základě výše provozní podpory je pak tržně určeno množství a typ výroby tepla z OZE, jenž se výrobcům vyplatí produkovat za podpory odpovídající ceně certifikátu. 25 / 55
Výhodou tohoto systému je řešení financování provozní podpory bez nutnosti zřizování zvláštního fondu a zavádění nového poplatku. Nicméně to nijak nesnižuje celkový objem více - nákladů na podporu výroby tepla z OZE. Systém je proto podobný systému výkupních cen/bonusů, kde je také státem určena výše podpory, a to má následně vliv na výši produkce tepla z OZE. V systému výkupních cen/ bonusů je však podpora přímá a nevyžaduje na výrobcích tepla z OZE vyjednávání na prodej certifikátů jak bylo popsáno výše. Proto je v případě rozhodnutí využít mechanizmus určující primárně výši podpory (a ne množství) vhodnější využít systém výkupních cen/ bonusů. 4.3. Nepřímá provozní podpora výroby tepla z OZE a DZ 4.3.1. Úleva na dani z příjmu V minulosti byl v ČR tento podpůrný instrument zaveden, 7 z důvodu neúměrného nárůstu výše podpory na rychle se rozvíjející zdroje OZE-E byla tato úleva od letošního roku (2011) zrušena. Znovuzavedení této úlevy od placení daně z příjmu, třebaže by bylo pro některé zdroje na bázi OZE vhodné i přiměřeně motivační, se nejeví jako pravděpodobné. 4.3.2. Úlevy na daních z energie Další možností dosažení podpory na jednotku výroby tepla z OZE je rozšíření působnosti úlevy na dani z energie, tak jak bylo úspěšně provedeno ve Švédsku. Daně z energie mohou být velice účinným nástrojem k podpoře využití OZE, pokud jsou sazby uplatněné na fosilní paliva dostatečně motivační, tj. zvyšují náklady na produkci energie z fosilních zdrojů natolik, že kompenzují více-náklady výroby energie z OZE, která je z daně osvobozena. Dosud však takový návrh v České republice schválen nebyl. V současnosti je v České republice na uhlí a zemní plyn uplatněna sazba 30,6 Kč na MWh spalného tepla. (S výjimkou nulové sazby pro zemní plyn, který je spotřebován pro dodávky 7 ) Konkrétně byly od daně z příjmu osvobozeny příjmy z provozu malých vodních elektráren do výkonu 1 MW, větrných elektráren, tepelných čerpadel, solárních zařízení, zařízení na výrobu a energetické využití bioplynu a dřevoplynu, zařízení na výrobu elektřiny nebo tepla z biomasy, zařízení na výrobu biologicky degradovatelných látek stanovených zvláštním předpisem, zařízení na využití geotermální energie (dále jen "zařízení"), a to v kalendářním roce, v němž byly poprvé uvedeny do provozu, a v bezprostředně následujících pěti letech. 26 / 55
tepla domácnostem). Jelikož výrobci tepla z OZE tyto daně neplatí, jejich náklady jsou ve výsledku relativně nižší. Takto vzniklá konkurenční výhoda znamená přibližně pouze 3 % navýšení průměrné ceny tepla z fosilních zdrojů. Pro více znatelný vliv daní na využití OZE v ČR by to vyžadovalo značné zvýšení současné úrovně sazeb pro fosilní paliva. Se zvýšením úrovně zdanění fosilních paliv lze počítat v souvislosti s případným schválením návrhu Směrnice rady upravující Směrnici rady 2003/96/ES, kterou se mění struktura rámcových předpisů Společenství o zdanění energetických produktů a elektřiny. Novela směrnice může však vejít v platnost nejdříve v roce 2013. Podle ní by měly daně na motorová paliva, paliva užívaná k vytápění a daně z elektřiny být stanoveny na základě energetického obsahu příslušného energetického produktu a také na základě množství CO 2, které je jeho užitím emitováno. To znamená, že více znečišťující produkty budou podléhat většímu daňovému zatížení. Nově zaváděné minimální sazby pro daň z CO 2 budou přitom platit pouze průmyslové podniky, jenž nespadají do systému emisního obchodování. Pro paliva určená k vytápění v návrhu stanovena minimální sazba na úrovni 20 Eur/t CO 2 (přibližně 500 Kč/t CO 2, což se například ve využití pevných paliv pro výrobu tepla promítne jako náklad přibližně ve výši 50 Kč/GJ). 4.3.3. Emisní povolenky Velké instalace spadající do systému obchodování EU s emisními povolenkami nemusí za výrobu z OZE povolenky odevzdávat. Proto v případě, že konkurenční výrobci tepla z fosilních zdrojů budou nuceni nakupovat povolenky v aukcích, bude to znamenat konkurenční výhodu pro využití obnovitelných zdrojů. Směrnice Evropské komise 2009/29/ES stanovuje od roku 2013 pro staré členy EU povinnost alokovat v aukcích celý objem povolenek v sektoru výroby elektřiny. Výjimkou je možnost přidělit zdarma povolenky pro výrobu tepla vysoce účinnou společnou výrobu tepla a elektřiny, pokud jsou tyto přiděleny i v sektoru průmyslu. Tato výjimka byla také přenesena do zákona 164/2010 Sb.. Ten také umožňuje výrobcům žádat o přidělení bezplatných povolenek k investicím do vybavení a modernizace infrastruktury a do čistých technologií (na základě schválení Evropskou komisí). Proto v následujících letech v České republice bude míra zvýšení nákladů výroby tepla z fosilních zdrojů záviset na množství povolenek přidělených bezplatně, či v aukci. 27 / 55
4.4. Posouzení systému provozní podpory tepla z OZE navrhovaného pro ČR Asociace zastupující zájmové skupiny v oblasti využití OZE navrhly v souvislosti s přípravou výše uvedeného zákona o podporovaných zdrojích energie model provozní podpory tepla z OZE, který je blíže popsán v příloze. Níže jsou kriticky zhodnoceny jednotlivé klíčové aspekty návrhu z hlediska jejich vhodnosti pro české podmínky Forma podpory: Navrhovaná provozní podpora má mít podobu zeleného bonusu, tj. příplatku k tržní ceně tepla. Výhodou této formy podpory je fakt, že příjemce podpory motivuje k nákladové optimalizaci výroby tepla a současně k jeho správnému dimenzování a využití. Investiční formy podpory jsou schopny zohlednit tyto skutečnosti jen částečně a navíc dle předpokladů a ne dle skutečnosti. Volba této formy podpory je navíc konzistentní i s navrhovanou podporou elektřiny z OZE stejně jako podporou vysokoúčinné elektřiny z KVET; i ve světle dosavadních zkušeností s investičními podporami ji lze označit v současných podmínkách jako vhodný podpůrný nástroj pro vymezený předmět podpory. Předmět podpory: Předmětem podpory se má stát tzv. užitečné teplo vyrobené s využitím obnovitelných anebo i druhotných zdrojů (OZE a DZ) u definovaných výroben tepla. Omezení podpory na tzv. užitečné teplo 8 lze označit jako jdoucí za rámec cílů definovaných v rámci Směrnice 2009/28/ES, de facto je podporováno pouze teplo, které nalezne efektivní využití u konečných zákazníků (přestože by do národních cílů bylo možné začlenit i teplo dodávané ze zdrojů do soustav CZT, tj. včetně distribučních ztrát). Podporuje tedy výrobce k minimalizaci distribučních ztrát a tedy co nejefektivnějšímu využití primární energie v palivu. Podpora tepla pocházejícího z OZE není omezena na konkrétní druh, což v případě přímého energetického využití biomasy spalováním může zásadní měrou ovlivnit 8 ) Definováno jako teplo využité k uspokojování ekonomicky odůvodněné poptávky po teplu (anebo chladu), jehož množství nepřekračuje potřeby tepla (anebo chladu) konečných odběratelů, které by jinak byly uspokojovány za tržních podmínek jinými procesy výroby energie 28 / 55