Restytucja Mocy. Stanisław Tokarski. Wiceprezes Zarządu TAURON Polska Energia. Warszawa,

Transkrypt

1 Redukcja emisji CO 2 Restytucja Mocy Stanisław Tokarski Wiceprezes Zarządu TAURON Polska Energia Warszawa,

2 Jaka będzie cena energii przy braku uprawnień do emisji? Lata Prognozowana produkcja en. elektrycznej brutto Prognozowa na emisja CO2 Przydziały y nieodpłatnych uprawnień Spodziewany niedobór nieodpłatnych uprawnień Koszt zakupu brakujących uprawnień Jednostkowy koszt zakupu brakujących uprawnień MWh Mg Mg Mg PLN PLN/MWh El. TGPE ,17 TAURON ,74 Uwagi: Prognozowana cena uprawnień roku wg. Point Carbon z r. Jednostkowy koszt zakupu brakujących uprawnień odnosi się do każdej wyprodukowanej MWh

3 Jaka będzie cena energii przy braku uprawnień do emisji? Okres Planowany przydział nieodpłatnych uprawnień do emisji CO 2 dla sektora elektroenergetycznego na lata przy prognozowanym wzroście zapotrzebowania na energię elektryczną rzędu 3% rocznie pokryje zaledwie 83% potrzeb. Konsekwencją będzie trwałe obciążenie kosztu produkcji wydatkami na zakup uprawnień na rynku oraz zmniejszenie zdolności przedsiębiorstw do finansowania niezbędnych inwestycji odtworzeniowych i pokrycia wzrostu zapotrzebowania na energię. Szacowany koszt zakupu uprawnień w tym okresie, przy cenie rzędu EURO/t CO 2, wyniesie ok mld zł, zwiekszając koszt zmienny wytworzenia o ponad 14 zł/mwh. Takie środki finansowe odpowiadają nakładom inwestycyjnym potrzebnym Takie środki finansowe odpowiadają nakładom inwestycyjnym potrzebnym do wybudowania około 2,5 tys. MW nowych mocy wytwórczych.

4 Dlaczego Pakiet Klimatyczny obciąża szczególnie Polskę? Ograniczenia emisji CO 2 i koszty z tym związane dotkną w Polsce niemal całego sektora wytwarzania, co przełoży się na drastyczny wzrost cen energii zarówno dla odbiorców przemysłowych ł hjak ki gospodarstw domowych. Takiej sytuacji nie będzie w żadnym d ze starych krajów Unii. Objęcie całego sektora elektroenergetycznego systemem otwartych aukcji - jako jedynej metody nabywania potrzebnych uprawnień do emisji - jest dyskryminujące na tle innych sektorów gospodarczych. Sprzyja to ponadto spekulacyjnemu wykupywaniu zezwoleń. Obligatoryjne cele udziału źródeł odnawialnych (dla Polski 15%) w zapotrzebowaniu na energię w 2020 roku są według naszej opinii trudne do osiągnięcia. Podstawową przyczyną jest brak odpowiedniej ilości ekonomicznie dostępnych zasobów oraz wpływ produkcji ze źródeł odnawialnych na wysoki końcowy poziom cen energii. Niedobór krajowej produkcji będzie musiał być ponadto uzupełniony poprzez zakup tzw. gwarancji pochodzenia w innych krajach Unii.

5 Dlaczego Pakiet Klimatyczny obciąża szczególnie Polskę? Niejednoznaczne zapisy mogą wymusić konieczność dobudowywania w sposób nieekonomiczny urządzeń CCS do istniejących bloków. Spowodowałoby to znaczny spadek sprawności istniejących elektrowni węglowych, a w konsekwencji doprowadziło do nieuzasadnionego wyeliminowania węgla jako paliwa stosowanego w europejskiej elektroenergetyce. Zastosowanie obowiązkowych instalacji CCS winno mieć miejsce wtedy, gdy technologie te, a także sam proces transportu i składowania staną się dojrzałe. Forsowanie takiego obowiązku wcześniej jest nie tylko nieuzasadnione ekonomicznie, ale również zdecydowanie pogarsza unijny poziom bezpieczeństwa energetycznego. Niebezpieczne jest tutaj szczególnie także sformułowanie o konieczności zapewnienia miejsca na składowanie dwutlenku węgla jako warunek uzyskania pozwolenia na eksploatację bądź budowę nowej elektrowni. Przy nieznanych faktycznych możliwościach i kosztach takiego magazynowania żaden inwestor nie podejmie decyzji o budowie elektrowni węglowej. (Artykuł 32 w Rozdziale 7 proponowanej Dyrektywy CCS).

6 Nowelizacja Dyrektywy IPPC jest dodatkowe wymogi Niebezpieczeństwo wprowadzenia BAT (najlepsze dostępne techniki) jako wymogów obligatoryjnych prawnie obowiązujących; Praktyczne wyeliminowanie elastyczności BAT wobec warunków geograficznych, środowiskowych, technicznych i rynkowych przez próbę przeniesienia restrykcyjnych standardów ELV (standardy emisyjne BAT) do nowelizacji dyrektywy IPPC oraz innych regulacji prawnych połączone z nadaniem im charakteru powszechnie obowiązującego; Wprowadzenie kolejnych, po dyrektywie LCP, wymogów zaostrzających standardy emisyjne musi uwzględniać żywotność eksploatowanego majątku wytwórczego oraz jego amortyzację. Niedostrzeganie tego aspektu naruszy równowagę ekonomiczną wytwarzania energii elektrycznej i ciepła prowadząc wprost do poważnego zagrożenia bezpieczeństwa zasilania kraju i lokalnych systemów ciepłowniczych. ł i

7 Przykładowe wymogi nowelizowanej Dyrektywy IPPC Wartość dopuszczalnej emisji SO 2 według dyrektyw LCP i nowelizowanej IPPC Dop uszczalna ilo ość SO2 wyr rażona w mg SO2/Nm Wymogi według nowej dyrektywy y y IPPC Wymogi dla źródeł starych według dyrektywy LCP Wymogi dla źródeł nowych według dyrektywy y ylcp Moc cieplna źródła w MW t

8 Raport 2030 Raport 2030 obszerny, kilkuset stronicowy dokument analizujący Wpływ proponowanych regulacji unijnych w zakresie wprowadzenia europejskiej j strategii rozwoju energetyki wolnej od emisji CO2 na bezpieczeństwo energetyczne Polski, a w szczególności możliwości odbudowy mocy wytwórczych wykorzystujących paliwa kopalne oraz poziom cen energii elektrycznej Ocena wpływu Pakietu Klimatycznego na polską elektroenergetykę. Szczegółowo analizowanych jest kilka scenariuszy rozwoju. Dokument, powstający na zlecenie PKEE przy udziale ekspertów sektora elektroenergetycznego oraz przedstawicieli polskiego rządu jest obecnie w ostatniej fazie przygotowań i w najbliższym czasie zostanie przedstawiony publicznie. Będzie to z pewnością cenne opracowanie dające rzetelną ocenę sytuacji, mogące służyć zarówno rządowi jak również poszczególnym przedsiębiorstwom sektora elektroenergetycznego.

9 Problem braku nowych inwestycji Stwarzanie systemowych warunków dla budowy nowych mocy wytwórczych oraz rozbudowy sieci przesyłowych na wszystkich poziomach napięć staje się kluczowe ponieważ: prognoza wzrostu zapotrzebowania gospodarki na energię elektryczną z obecnych 160 TWh do ok TWh w r potrzeba odtworzenia i budowy nowych mocy wytwórczych rzędu MW kosztem mld zł do roku w perspektywie roku 2010 oddanych zostanie tylko ok MW nowych mocy (już uruchomiony PAK oraz bloki w Łagiszy i Bełchatowie). Należy natomiast budować co najmniej 1000 MW w ciągu roku, aby zapewnić niezbędne inwestycje odtworzeniowe.

10 Ścieżka i zmian mocy planowane ubytki + planowane przyrosty

11 Za jakie projekty skłonny będzie zapłacić inwestor giełdowy? Duże ż jednostki kondensacyje ZE-ready ( zero emission i ready )? Kogeneracja COGEN-MAX? Energia odnawialna E-OZE?