OKRĄGŁY STÓŁ CIEPŁOWNICZY

Transkrypt

1 OKRĄGŁY STÓŁ CIEPŁOWNICZY Krzysztof Żmijewski Prof. PW Sekretarz Generalny CIEPŁOWNICTWO marca 2012 r. WROCŁAW

2 CIEPŁO CZY ZIMNO? Przyszłość ciepłownictwa sieciowego pod rządami nowych regulacji unijnych Runda I Runda II Przerwa Runda III Runda IV pozycja rynkowa DH mechanizmy i regulacje DH postulaty wobec regulacji EE i DH tak czy nie dla DH

3 Nieproporcjonalność działań qopinia publiczna zaniepokojona jest sytuacją na rynku energii elektrycznej, wywołaną przymusem realizacji wymagań europejskiej polityki klimatycznej. qniepokój ten dotyczy: poziomu wzrostu cen energii elektrycznej po 1 stycznia 2013 r., wzrostu wywołanego wprowadzeniem obowiązku zakupu uprawnień do emisji CO2, braku pewności dostaw energii w latach /23

4 Źródła systemowe w elektroenergetyce Na północy Polski brakuje elektrowni 4/23

5 Plany inwestycyjne w elektroenergetyce Obraz optymistyczny niestety do tej pory nie podpisano ani jednego kontraktu wykonawczego! 5/23

6 A jądrowe po /23

7 Sieci i /23

8 Programy 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% inne?? efektywność przesył dystrybucja prosumenckie atom kopalne gaz węgiel k. węgiel b. odnawialne Kto zrealizuje politykę? 8/23

9 Synteza Polityka 50 mld 0% 5% 11% 21% 8% 4% 25% 26% 0% 0% 0% 0% 4% KOORDYNACJA? odnawialne kopalne atom prosumenckie dystrybucja przesył Grupy 49,9mld 0% 0% 5% 23% 19% 49% 0% 0% 0% efektywność inne?? 9/23

10 Konkluzja Wszyscy martwią się o prąd światło, TV i ładowarki. Nikt nie martwi się o ciepło. Czy da się żyć bez ciepła zimny wychów? Dylemat: Czy możemy kompletnie zignorować unijne regulacje? Czy możemy kompletnie zignorować ludzkie potrzeby? 10/23

11 Wizja Kasandry? Trudne fakty Ubytek MW mocy dyspozycyjnej od 1stycznia 2016 r. Brak nowych mocy systemowych do 1 stycznia 2017 r. zero kontraktów. Brak świadomości zagrożenia. Brak planu awaryjnego. 11/23

12 Prognoza cen energii /23

13 Dźwignie wzrostu cen zanik konkurencyjności konsolidacja potrzeby inwestycyjne pakiet klimatyczny brak optymalizacji w mechanizmach wsparcia ew. wzrost cen ropy i gazu brak innowacyjności 13/23

14 Warianty cen ciepła w wersjach zmniejszania ulgi derogacyjnej 14/23

15 Nieproporcjonalność działań q Opinia publiczna zaniepokojona jest sytuacją na rynku energii elektrycznej, wywołaną przymusem realizacji wymagań europejskiej polityki klimatycznej. q Niepokój ten dotyczy: poziomu wzrostu cen energii elektrycznej po 1 stycznia 2013 r., wzrostu wywołanego wprowadzeniem obowiązku zakupu uprawnień do emisji CO2, braku pewności dostaw energii w latach /23

16 Założenia regulacji q Regulacja pro-efektywnościowa. q Regulacja pro-inwestycyjna. q Regulacja pro-kliencka. q Regulacja pro-klimatyczna. ü oczywiste. ü również oczywiste. ü po zastanowieniu też. ü konieczne (niestety?). 16/23

17 Zasady regulacji q Inwentaryzacja pracujących środków trwałych. q Zwrot na pracujących środkach trwałych. q Regulacja stopy zwrotu w okresach 3-letnich (5-letnich?). q Inwestycje zwiększają bazę odpisu q Poprawa efektywności jest dyskontowana w okresach 3-letnich. 17/23

18 Wyzwania ciepłownictwa q Ciepłownictwo polskie stoi obecnie przed dwoma wyzwaniami: dekapitalizacją majątku trwałego oraz pakietem klimatycznym, a w tym derogacją. q Nadzieja: we wniosku derogacyjnemu, znalazło się dwanaście dużych elektrociepłowni na łączną moc MWe o wartości ponad 3,3 mld. q Planuje się budowę kilkudziesięciu małych (1-10 MWe) elektrociepłowni lokalnych. 18/23

19 Co robić? horyzont 2016 Poprawić efektywność energetyczną 2000 MW 2016 Umożliwić znaczne zwiększenie importu Uruchomić energetykę prosumencką 2000 MW MW 2016 Zbudować źródła regulacyjno-szczytowe 500 MW 2015 Uruchomić elektryfikację kotłowni 1500 MW /23

20 Poprawić Co robić? legislację!! 1/2 Uruchomić programy efektywności energetycznej Umożliwić przyłączanie do sieci rozproszonych producentów i prosumentów Ułatwić uzyskiwanie prawa drogi (Ustawa o Korytarzach Przesyłowych) Ułatwić budowę inwestycji o strategicznym znaczeniu dla gospodarki kraju 20/23

21 Próba prognozy q spadek cen technologii reguła połowienia kosztu q wzrost cen energii reguła podwojenia kosztu 21/23

22 Efektywność energetyczna OZE Integracja rynków Producenci Nowa Odsłona Prosumenci Inteligentne sieci GAZ Odnawialność i kogeneracja 22/23

23 Domowe źródło prądu panel PV Panel 160x100cm daje W Rocznie panel daje w Polsce ok. 250 kwh energii elektrycznej Minimalne koszty pośrednie instalacji Ilość energii potrzebnej na wyprodukowanie poniżej 1MWh Trwałość min. 25 lat Obecnie panel kosztuje (USA) 300 $ Analiza porównawcza kosztów produkcji wskazuje, że urządzenie powinno kosztować przy produkcji masowej w hurcie ok. 80 (zatem cena zbytu dla indywidualnego klienta ok. 100 ) Dzisiaj detaliczna 1MWh kosztuje 500 zł Granica opłacalności (on-grid) instalacji 4kW (20 paneli) (5MWh/rok) 6250 (z instalacją) Energy payback 4 lata dla polskiej strefy klimatycznej 23/23

24 Domowe źródło prądu i ciepła Daje 5kW ee + 15 kw ciepła Zasilanie z gazu lub wodoru Sprawność energetyczna ok..95% Trwałość pieca CO/CW Kosztuje ok (samo urządzenie) Analiza porównawcza kosztów produkcji wskazuje, że urządzenie powinno kosztować w produkcji masowej tyle co 3 piece dwufunkcyjne (ok ) Dzisiaj detaliczna cena 1MWh energii (ciepła spalania) w postaci gazu ziemnego wynosi 255 zł (przy cenie gazu 2,76 zł/m 3 ) Osiągnie opłacalność (on-grid), gdy będzie kosztować poniżej 7000 (z instalacją) uwzlgędniono koszty ogniw 24/23

25 Domowe źródło prądu wiatrak Domowy wiatrak 5 kw, dostępne są moce 1 20 kw Rocznie w Polsce wiatrak 5kW daje średnio ok kwh energii elektrycznej Koszty pośrednie instalacji w Polsce średnio ok (przy standardowej usłudze postawienia gotowego urządzenia przy pomocy specjalizowanego dźwigu jeszcze nieco taniej) Trwałość 20 lat. Szybki rozwój techniczny Obecnie kosztuje z instalacją (off-grid) bez akumulatorów powyżej Analiza porównawcza kosztów produkcji wskazuje, że urządzenie powinno kosztować przy produkcji masowej w hurcie ok (zatem cena zbytu dla indywidualnego klienta ok ) Dzisiaj detaliczna wartość 6 MWh 6x500=3,000 zł = 726 Będzie opłacalne (on-grid), gdy będzie kosztować poniżej 9000 (z komplentą instalacją) uwzględniono koszty eksloatacji Energy payback od 12 do 9 lat dla średniej wietrzności 1200h 25/23

26 Nie budujemy Wieży Babel Budujemy Arkę Noego 26/23

27 Dziękuję za uwagę Krzysztof Żmijewski prof. PW Sekretarz Generalny Społecznej Rady Narodowego Programu Redukcji Emisji 27/23

28 Dziękuję I zapraszam uwagę na: IV Forum Efektywności Energetycznej 30 marca 2012 godz. 9:00 Pałac Prymasowski Krzysztof Żmijewski prof. PW 28/23

29 Carbon Ostrzeżenie leakage 29/23

30 Blackout Ostrzeżenie 30/23

31 31/23

32 Podstawowe problemy Problem Poziom świadomości Problem z domknięciem bilansu energetycznego w 2016 roku Wzrost cen wywołany obowiązkiem zakupu uprawnień do emisji i koniecznością inwestycji Konieczność spełnienia zaostrzonych wymagań środowiskowych i klimatycznych Dekapitalizacja techniczna infrastruktury i brak inwestycji odtworzeniowych Niska efektywność energetyczna generacji i dostawy, wysoka emisyjność, Integracja z systemami energetycznymi Unii i Europy Wschodniej, Słaby, - Średni, Wysoki, Średni Niski, Wysoki, Słaby, 32/23

33 Bariery rozwoju Decyzje i mechanizmy Jakość Decyzje o konsolidacji sektora elektroenergetyki oraz o utrzymaniu monopolu w sektorze gazu, Złe, Decyzje o nie realizacji inwestycji infrastrukturalnych, Złe, Regulacje ułatwiających proces inwestycyjny, Decyzje uruchamiających mechanizmy rynkowe, Brak, Opóźnione, Mechanizmy wsparcia inwestycji wymaganych przez Nieczytelne, politykę energetyczną państwa, Mechanizmy realizacji polityki energetycznej Państwa Brak, 33/23

34 Konkurencyjny rynek? Problem Stan Rozwój rynku rozumiany jako poziom rozwoju konkurencyjnej oferty na rynku krajowym, Prywatyzacja podsektorów energetycznych, Dekapitalizacja techniczna infrastruktury, Innowacyjność infrastruktury, Koszty energetyczne gospodarki, Konsumpcja energii per capita, Słaby, Zaawansowana, Wysoka, Niska, Wysokie, Niska, 34/23

35 Plany czy marzenia 35/23

36 Koordynacja Programy 0,98; 8% TAURON ,2; 2% 4,4; 38% GENERACJA plan GENERACJA opcja DYSTRYBUCJA 4,8; 6% 11,0; 13% 9,3; 11% PGE ,4; 39% GENERACJA konwencjionalna MODERNIZACJA KOGENERACJA GENERACJA atom OZE 13,5; 17% 9,5; 12% OZE DYSTRYBUCJA 3,2; 27% 2,9; 25% INNE 1,8; 2% AKWIZYCJE 0,9; 11% ENEA ,1; 1% 0,5; 6% 0,98; 8% 1,6; 20% 4,4; 38% 2,5; 31% GENERACJA konwenc GENERACJA opcja DYSTRYBUCJA OZE wiatr OZE biogaz CHP kogeneracja INNE 5,5; 11% 16,5; 33% POLSKA ,2; 27% 3,6; 7% 2,2; 8,8; 4% 18% GENERACJA konwenc GENERACJA atom PRZESYŁ ROZDZIAŁ - DYSTR. OZE EFEKTYWNOŚĆ ENERG. 36/23

37 Programy Deficyt 100,0/200,0 mld zł do 2020 r. 28; 14% CORPORATE 22; 11% 44; 22% 6; 3% PROJECT EQUITY 30% 100; 50% TARYFA PSE-O DEFICYT finansowania 151,8/200,0 mld zł do 2020 r. ENERGA 2; 1% 48,8; 24% 39; 20% ENEA 22; 11% ZE PAK 20; 10% 6; 3% TAURON 48,2; 24% 14; 7% PGE 37/23