Etap II. Warszawa, wrzesień 2008

Transkrypt

1 Analiza wpływu zmian w ograniczeniach emisyjnych dla instalacji LCP zawartych w propozycji nowej dyrektywy IPPC na instalacje energetyczne w warunkach polskich Etap II Warszawa, wrzesień 28 Wersja 1.2 z dnia

2 Analiza wpływu zmian w ograniczeniach emisyjnych dla instalacji LCP zawartych w propozycji nowej dyrektywy IPPC na instalacje energetyczne w warunkach polskich etap II Umowa nr: 51H/4433/482/ Zamawiający: Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie Autorzy pracy: dr inŝ. Wojciech Bujalski prof. nzw. dr hab. inŝ. Krzysztof Badyda dr inŝ. Rafał Laskowski prof. dr hab. inŝ. Janusz Lewandowski dr inŝ. Krzysztof Wojdyga Kierownik pracy: prof. dr hab. inŝ. Janusz Lewandowski 2

3 Spis treści 1 Wstęp Prognoza trwałego odstawiania jednostek w przypadku wdroŝenia nowej dyrektywy IPPC w 216 roku oraz definicji źródło = komin Elektrownia kondensacyjna Ciepłownia MoŜliwości zaspokojenia zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną w przypadku wdroŝenia dyrektywy w roku Koszty inwestycyjne wdroŝenia dyrektywy IPPC w roku KOSZTY DOSTOSOWANIA INSTALACJI DO STANDARDÓW EMISJI NOWEJ DYREKTYWY IPPC Koszty nowych instalacji Koszty wdroŝenia dyrektywy WdroŜenie dyrektywy w roku 22 dla definicji źródła źródło = komin ODSTAWIENIA INSTALACJI W WYNIKU WDROśENIA DYREKTYWY BILANS CIEPŁA, ENERGII ELEKTRYCZNEJ I MOCY KOSZTY WDROśENIA DYREKTYWY W ROKU WdroŜenie dyrektywy w roku 225 dla definicji źródła źródło = komin ODSTAWIENIA INSTALACJI W WYNIKU WDROśENIA DYREKTYWY BILANS CIEPŁA, ENERGII ELEKTRYCZNEJ I MOCY KOSZTY WDROśENIA DYREKTYWY W ROKU Skutki odsunięcia terminu wdroŝenia dyrektywy ODSTAWIENIA INSTALACJI Z POWODU WDROśENIA DYREKTYWY WPŁYW NA BILANS ZAPOTRZEBOWANIA NA CIEPŁO ORAZ ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ WPŁYW NA KOSZTY WDROśENIA DYREKTYWY WdroŜenie dyrektywy w roku 216 przy zachowaniu dotychczasowej definicji źródła ( źródło = kocioł ) ODSTAWIENIA INSTALACJI W WYNIKU WDROśENIA DYREKTYWY BILANS CIEPŁA ENERGII ELEKTRYCZNEJ I MOCY KOSZTY WDROśENIA DYREKTYWY WdroŜenie dyrektywy w roku 22 dla definicji źródła źródło = komin zgodnie z propozycją polską ODSTAWIENIA INSTALACJI W WYNIKU WDROśENIA DYREKTYWY BILANS CIEPŁA, ENERGII ELEKTRYCZNEJ I MOCY KOSZTY WDROśENIA DYREKTYWY W ROKU Emisja dwutlenku siarki, tlenków azotu i pyłu w horyzoncie do 23 roku EMISJA ZANIECZYSZCZEŃ W PRZYPADKU ZANIECHANIA WDRAśANIA DYREKTYWY IPPC

4 1.2. EMISJA ZANIECZYSZCZEŃ W PRZYPADKU WDROśENIA DYREKTYWY W ROKU EMISJA ZANIECZYSZCZEŃ W PRZYPADKU WDROśENIA DYREKTYWY W ROKU EMISJA ZANIECZYSZCZEŃ W PRZYPADKU WDROśENIA DYREKTYWY W ROKU EMISJA ZANIECZYSZCZEŃ W PRZYPADKU WDROśENIA DYREKTYWY W ROKU 22 ZGODNIE Z PROPOZYCJĄ POLSKĄ EMISJA ZANIECZYSZCZEŃ W PRZYPADKU WDROśENIA DYREKTYWY I ZACHOWANIU DEFINICJI ŹRÓDŁO = KOCIOŁ Wzrost kosztów wytwarzania ciepła i energii elektrycznej Geograficzny obraz skutków wdroŝenia dyrektywy Wnioski SPIS ZAŁĄCZNIKÓW ZAŁĄCZNIK 1. - STUDIUM PRZYPADKÓW ZAŁĄCZNIK 2. - WYKAZ ZAKŁADÓW, KTÓRE W WYNIKU WDROśENIA DYREKTYWY UTRACĄ CAŁKOWICIE MOśLIWOŚCI WYTWÓRCZE W ISTNIEJĄCYCH URZĄDZENIACH ZAŁĄCZNIK 3 - OCENA WPŁYWU WDROśENIA NOWEJ DYREKTYWY IPPC NA MOśLIWOŚCI ZASPOKOJENIA POTRZEB POLSKI W ZAKRESIE CIEPŁA I ENERGII ELEKTRYCZNEJ ZAŁĄCZNIK 4 - OCENA WPŁYWU WDROśENIA NOWEJ DYREKTYWY IPPC NA MOśLIWOŚCI ZASPOKOJENIA POTRZEB POLSKI W ZAKRESIE CIEPŁA I ENERGII ELEKTRYCZNEJ - STRESZCZENIE W JĘZYKU ANGIELSKIM STANOWI ZAŁĄCZNIK 5 PREZENTACJA - OCENA SKUTKÓW WDROśENIA DYREKTYWY O EMISJACH PRZEMYSŁOWYCH (NOWA DYREKTYWA IPPC) 4

5 1 Wstęp Niniejszy raport zawiera sprawozdanie z II etapu pracy realizowanej na zamówienie Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, zgodnie z umową nr 51H/4433/482/. Zakres pracy obejmuje zestawione poniŝej zadania. 1. Identyfikacja oraz porównanie wartości standardów emisyjnych dla źródeł istniejących i nowych, wynikających z projektu dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie emisji przemysłowych z (COM wersja ostateczna), zmieniającej obowiązujące obecnie dyrektywy 96/61/WE (tzw. dyrektywa IPPC) oraz 21/8/WE (tzw. dyrektywa LCP) zwanej dalej Nową Dyrektywą IPPC" z wartościami wynikającymi z innych regulacji, tj.: Rozporządzenia Ministra Środowiska z 2 grudnia 25 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji, Dyrektywy 21/8/WE z 23 października 21 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z duŝych źródeł spalania paliw, wytycznych BREF (BAT) dla LCP z czerwca 26 r, z wykazaniem wpływu róŝnych definicji źródła spalania, tj. źródło = kocioł oraz źródło = komin na istniejący majątek wytwórczy, z uwzględnieniem źródeł o mocy 2-5 MW (tak, jak określa to projekt Nowej Dyrektywy IPPC ). 2. Identyfikacja uwarunkowań pakietu klimatycznego" i ocena ich wpływu na sposoby dostosowania sektora do wymagań proponowanych w Nowej Dyrektywie IPPC". Identyfikacja dotyczyć ma: - wersji pakietu klimatycznego" proponowanej przez Komisję Europejską i opublikowanej w dniu , - wersji pakietu klimatycznego" zmodyfikowanego zgodnie ze stanowiskiem Rządu Polskiego lub sugestiami Ministerstwa Gospodarki, - wersji pakietu klimatycznego" zgodnego z projektem Komisji, ale przy załoŝeniu, Ŝe Nowa Dyrektywa IPPC zacznie obowiązywać od roku Opracowanie modelu emisyjnego pozwalającego na dokonanie porównań skutków implementacji zaostrzonych standardów Nowej dyrektywy IPPC. Obliczenia mają być 5

6 wykonane przy upraszczających załoŝeniach, które szczegółowo zostaną przedstawione Zamawiającemu do akceptacji. Obliczenia oparte zostaną na bazie źródeł spełniających wymogi definicji LCP, z uwzględnieniem definicji źródło = komin oraz alternatywnie dla porównania skutków zmiany definicji źródło = kocioł. Obliczenia będą wykonane wariantowo, ze wskazaniem skutków emisyjnych wprowadzenia obecnych i proponowanych w Nowej dyrektywie IPPC ograniczeń emisyjnych. Jako punkt bazowy do obliczeń krajowych skutków emisyjnych mają być wykorzystane dane produkcyjne z 27 roku w odniesieniu do podsektorów energetyki zawodowej (elektrowni i elektrociepłowni) oraz dla pozostałych źródeł najbardziej aktualne dostępne dane (nie wcześniejsze jednak niŝ z roku 25), z uwzględnieniem ścieŝki wzrostu produkcji energii elektrycznej według uzgodnionych z Zamawiającym załoŝeń. Obliczenia będą uwzględniać prognozę wpływu spalania biomasy w tej grupie źródeł na wielkość emisji poszczególnych zanieczyszczeń. W opracowanym modelu uwzględnione zostaną standardowe paliwa. Proponuje się, aby były to: - węgiel brunatny - zgodnie z prognozami dla złóŝ krajowych (Bełchatów- Szczerców, Turów, PAK), - węgiel kamienny - 2 standardowe gatunki paliwa, - sieciowy gaz ziemny, - w indywidualnych przypadkach paliwo dotychczas wykorzystywane w źródle. 4. Opracowanie metodyki oraz kryteriów oceny moŝliwości pracy źródeł w warunkach określonych w Nowej Dyrektywie IPPC. Powinny to być kryteria ekonomiczne, uwzględniające z jednej strony konieczne nakłady finansowe na dostosowanie instalacji, a z drugiej przewidywany czas Ŝycia" instalacji. 5. Wykonanie uproszczonej wariantowej (ze względu na wariantowe podejście do pakietu klimatycznego : w wersji Komisji Europejskiej i wersji modyfikowanej prze Rząd RP) prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło do roku 23, celem określenia skutków regulacji, proponowanych w Nowej Dyrektywie IPPC nie tylko dla aktualnej produkcji energii elektrycznej i ciepła, ale takŝe dla prognozy w perspektywie roku 23. 6

7 Prognoza ta ma uwzględniać skutki wdroŝenia pakietu klimatycznego" przy wykorzystaniu dostępnych informacji rządowych i eksperckich. 6. Przedstawienie, w oparciu o metodykę, o której mowa w pkt. 4 i uzgodnienie z Zamawiającym scenariuszy wycofań i modernizacji istniejących źródeł, budowy nowych źródeł oraz budowy połączeń transgranicznych, spowodowanych przyjęciem standardów emisyjnych z Nowej Dyrektywy IPPC dla definicji źródło = kocioł oraz źródło = komin i ocena moŝliwości bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego w całym okresie i w poszczególnych latach tego okresu. Przedstawienie struktury źródeł pozwalających na pokrycie prognozowanego jw. zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło w poszczególnych latach analizowanego okresu Analiza wyników obliczeń emisyjnych, w tym: określenie sumarycznej wielkości emisji CO 2, SO 2, NO x i pyłu z sektora LCP ze źródeł istniejących przy standardach emisji według obecnie obowiązujących regulacji oraz wynikających z regulacji proponowanych w Nowej Dyrektywa IPPC; określenie sumarycznej wielkości emisji CO 2, SO 2, NO x i pyłu z nowych źródeł niezbędnych do pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło, o którym mowa w pkt. 5; określenie szacunkowych wymaganych skuteczności instalacji ograniczających emisję (SO x, pył, NO x ) dla istniejących instalacji LCP, wskazanie (kategorii, ilości) źródeł wymagających modernizacji/zabudowy nowych instalacji; wskazanie (kategorii, ilości) źródeł niezdolnych do kontynuacji produkcji w wyniku zaostrzenia standardów analizowanych zanieczyszczeń; oszacowanie wielkości potrzeb inwestycyjnych w źródła nowe (wraz z określeniem technologii) wynikających z zaostrzenia standardów emisji do poziomów proponowanych w Nowej Dyrektywie IPPC, przy uzgodnionym zapotrzebowaniu na energię elektryczną i ciepło; oszacowanie wielkości kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych dostosowania się do proponowanych regulacji prawnych, kosztów obejmujących zarówno budowę instalacji oczyszczających spaliny, jak i budowę nowych źródeł. 7

8 W przeprowadzonej analizie kategoryzacja źródeł będzie przeprowadzona w dwóch płaszczyznach: dla róŝnych zakresów mocy, wieku urządzeń oraz dla zwyczajowo wyróŝnianych podsektorów wytwarzania: elektrowni, elektrociepłowni, ciepłowni i elektrociepłowni przemysłowych. 8. Oszacowanie skutków wprowadzenia Nowej dyrektywy IPPC (przy definicji źródło = komin i źródło = kocioł dla sektora LCP i porównanie w stosunku do skutków wynikających z obowiązujących standardów emisyjnych w zakresie wymaganych inwestycji w nowe i istniejące obiekty, wraz z oceną rozkładu geograficznego w zakresie ciepłowni i elektrociepłowni oraz określeniem ubytków jednostek systemowych zasilających krajowy system elektroenergetyczny. Wskazanie potencjalnego wpływu poszczególnych zapisów Nowej Dyrektywy IPPC, zaostrzających wymogi emisyjne, na poszczególne podsektory wytwarzania. 9. Ocena wpływu nowych rozwiązań prawnych na koszty wytwarzania i ceny energii elektrycznej oraz ciepła. 1. Opracowanie wniosków końcowych wynikających z analizy obliczeń emisyjnych oraz oszacowania skutków dla energetyki (sektora LCP). Porównanie uzyskanych wyników analizy i wniosków z wynikami analiz wykonanych na zlecenie Komisji Europejskiej odnośnie polskiego sektora LCP, które Komisja Europejska zastosowała przy przygotowaniu projektu Nowej Dyrektywy IPPC (dostępne na stronie internetowej Analiza zostanie wykonana: - dla wszystkich źródeł energetycznego spalania paliw o mocy cieplnej w paliwie od 2 MW w rozbiciu na producentów energii elektrycznej i ciepła, - w oparciu o moŝliwie aktualne dane dot. źródeł: - dla elektrowni i elektrociepłowni z 27 r., - dla pozostałych źródeł nie wcześniej niŝ dla 25 r. 11. Wypracowanie wniosków przydatnych dla opracowania Polityki Energetycznej do 23 roku. 8

9 12. Opracowanie streszczenia dla administracji rządowej (w języku polskim i angielskim). 13. Przygotowanie komunikatu dla prasy (w języku polskim i angielskim). 14. Sporządzenie prezentacji (Power Point) do zaprezentowania na konferencji prasowej. Zgodnie z uwagami Ministerstwa Gospodarki, praca obejmuje analizy dla wszystkich źródeł energetycznego spalania paliw o mocy większej od 2 MW. Wymagało to udostępnienia przez KASHUE bazy danych źródeł o mocy z zakresu 2-5 MW, stworzonej w ramach przygotowywania projektu KPRU II lub zaktualizowanej przez KASHUE. I etap pracy obejmował zakres punktów 1 6 i raport z realizacji tego etapu był sprawozdaniem z realizacji zadań związanych z tymi punktami. Zgodnie zakresem pracy w p. 2 oprócz omówienia związanych regulacji prawnych przewidywano takŝe ich ocenę wpływu róŝnych definicji źródła spalania tj. źródło = kocioł oraz źródło = komin na istniejący majątek wytwórczy, z uwzględnieniem źródeł o mocy 2-5 MW. PoniewaŜ realizacja tego zadania nie była moŝliwa przed zakończeniem pracy nad punktami 7 9, zostało ono zrealizowane w ramach etapu II, a uzyskane wyniki przedstawiono w niniejszym raporcie. Z podobnych przyczyn, w przypadku punku 6, w I etapie określono scenariusz wycofań uwzględniający tylko wycofania z powodu zuŝycia instalacji. W etapie II zostały zidentyfikowane źródła, które będzie naleŝało wycofać z powodu niemoŝliwości lub nieopłacalności ich dostosowania do zmienionej dyrektywy IPPC. Pozwala to na przedstawienie pełnego obrazu polskiej energetyki po roku 216, łącznie z pełną oceną zapotrzebowania na moc i energię elektryczną oraz na ciepło. Niniejszy raport zawiera odpowiednie bilanse dla lat 216, 22, 225. Zgodnie z ustaleniami dokonanymi w trakcie realizacji pracy, wykonawca zobowiązał się dodatkowo do przygotowania opracowania końcowego w formie dokumentu, który będzie mógł być prezentowany na zewnątrz i będzie miał formę podobną, jak dokumenty typu impact assessment przygotowywane na potrzeby Komisji Europejskiej. W celu realizacji tego zdania przygotowano dokument Ocena wpływu wdroŝenia nowej dyrektywy IPPC na moŝliwości zaspokojenia potrzeb Polski w zakresie ciepła i energii elektrycznej. Syntetyczne, wybrane wyniki analiz. Dokument ten stanowi Załącznik 3 do niniejszego opracowania, a 9

10 takŝe został przekazany do Ministerstwa Środowiska. Został przez Ministerstwo wykorzystany jako uzasadnienie stanowiska polskiego w sprawie wdroŝenia Dyrektywy. Zgodnie z tym stanowiskiem wdroŝenie Dyrektywy miałoby nastąpić dwuetapowo. W etapie pierwszym wprowadzonym od roku 22 Dyrektywie podlegałyby wszystkie źródła z wyjątkiem istniejących kotłów o mocy w paliwie mniejszej od 5 MW. Kotły te musiałyby zostać dostosowane do Dyrektywy od roku 225. Przekazany do Ministerstwa Środowiska dokument spełnia wymogi streszczenia zgodnie z punktem 12 zakresu pracy. Z kolei Streszczenie stanowiące pierwszy rozdział tego dokumentu wypełnia wymogi punktu 13 zakresu. Streszczenie to przygotowano takŝe w języku angielskim. PoniewaŜ dokument przekazany do Ministerstwa Środowiska ma stanowić uzasadnienie stanowiska Rządu Polskiego zostanie on przetłumaczony na język angielski przez tłumaczy KERM. Uzgodniono, Ŝe autorzy pracy zweryfikują to tłumaczenie od strony terminologii technicznej, natomiast nie będzie sporządzane tłumaczenie równoległe, aby nie powstały dwa róŝniące się dokumenty. Streszczenie w języku angielskim stanowi Załącznik 4 do niniejszego raportu. Zgodnie z Umową przygotowano prezentację nowa_ippc.ppt zawierająca najwaŝniejsze wyniki pracy. Zamieszczono ją w Załączniku 5. W trakcie realizacji pracy Ministerstwo Środowiska zwróciło się z prośba o przygotowanie dodatkowo analiz typu case study dla elektrowni, elektrociepłowni i ciepłowni. Wyniki tych analiz zamieszczono w Załączniku 1. W Załączniku 2 zamieszczono natomiast wykaz zakładów, w których w wyniku wdroŝenia rozpatrywanej Dyrektywy trwale odstawione zostaną wszystkie źródła spalania. Zgodnie z p. 1 zakresu pracy, autorzy zobowiązali się do porównania otrzymanych wyników do ocen skutków wdroŝenie Dyrektywy przeprowadzonych przez Komisję Europejską. Zgodnie z procedurami legislacyjnymi w UE do projektów dyrektyw sporządzane są dokumenty oceniające skutki legislacji. W przypadku rozpatrywanej dyrektywy są to COMMISSION STAFF WORKING DOCUMENT. Accompanying document to the Proposal for a DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL on industrial emissions (integrated pollution prevention and control) (recast). IMPACT ASSESSMENT - SEC(27) 1679 oraz COMMISSION STAFF WORKING DOCUMENT. Summary of the Impact Assessment accompanying the Proposal for a Directive of the European Parliament and of the Council on industrial emissions (integrated pollution prevention and control) (Recast) - SEC (27)

11 Po dyskusji z Zamawiającym uznano, Ŝe wobec zupełnie roŝnych zakresów analiz oraz odmiennej metodyki wyniki zamieszczone w powyŝszych materiach nie są porównywalne z wynikami uzyskanymi w niniejszej pracy. W przeprowadzonych analizach rozpatrzono wariant podstawowy zakładający, Ŝe nowa dyrektywa IPPC zostanie wprowadzona w 216 roku i utrzymana zostanie proponowana definicja źródła źródło = komin. Oznacza to, Ŝe dyrektywa będzie obowiązywała źródła spalania, dla których suma mocy w paliwie kotłów (lub turbin gazowych) podłączonych do jednego wspólnego komina jest nie mniejsza, niŝ 2 MW. Dla tak określonej mocy źródła, ale dla źródeł o mocy większej od 5 MW, uzaleŝnione są takŝe standardy emisji dwutlenku siarki tlenków azotu i pyłu. Dla wariantu podstawowego określona została sytuacja sektora wytwarzania energii elektrycznej i ciepła dla lat 216, 22, 225 oraz 23 w zakresie określonym w Umowie. Przedstawiono takŝe sytuację sektora przy załoŝeniu, Ŝe wdroŝenie Dyrektywy zostanie przesunięte na rok 22 lub 225 i wtedy przedmiotem rozwaŝań są odpowiednio lata 22, 225, 23 lub 225 oraz 23. Dodatkowo rozwaŝono wariant zgodny ze stanowiskiem rządu polskiego, przewidujący omówione wyŝej dwuetapowe wdroŝenie Dyrektywy. Kolejny rozpatrywany wariant dotyczy definicji źródła. ZałoŜono w tym wariancie, Ŝe w nowej dyrektywie IPPC utrzymana zostanie definicja obowiązująca w polskim prawie, zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Środowiska z 2 grudnia 25 r. ( źródło = kocioł ). Przyjęto dalej, Ŝe Dyrektywa zacznie obowiązywać od 216 roku, a analizy są prowadzone dla lat 216, 22, 225 oraz

12 2 Prognoza trwałego odstawiania jednostek w przypadku wdroŝenia nowej dyrektywy IPPC w 216 roku oraz definicji źródło = komin 2.1 Kryterium odstawiania jednostek wytwórczych w wyniku wprowadzenia dyrektywy W związku z planowanym wejściem w Ŝycie przypisów dotyczących IPPC konieczne będzie przeprowadzenie prac modernizacyjnych w istniejących instalacjach. Prace te będą musiały być prowadzone dla źródeł o róŝnym czasie Ŝycia, a tym samym o róŝnym stopniu zuŝycia, w wielu przypadkach praktycznie dla źródeł w pełni wyeksploatowanych. NaleŜy, więc rozstrzygnąć problem, przy jakim czasie funkcjonowania źródła opłaca się prowadzić jego modernizację, a przy jakim naleŝy wybudować nową jednostkę. Przyjęto przy tym załoŝenie, Ŝe wyeksploatowane jednostki muszą być odtworzone. W pierwszym etapie pracy proponowano, aby wzrost kosztów stałych wytwarzania był kryterium, na podstawie którego podejmowana będzie taka decyzja. W dyskusji z przedstawicielami Zamawiającego w trakcie odbioru I etapu pracy ustalono, Ŝe kryterium powinno powstać w wyniki porównania analiz opłacalności obu rodzajów inwestycji (modernizacyjna lub odtworzeniowa). PoniewaŜ jednak rozpatrywanie przypadku kaŝdego źródła indywidualnie byłoby nie tylko trudne, ale takŝe mało wiarygodne, zdecydowano się przeanalizować ogólny przypadek elektrowni kondensacyjnej (EZ) oraz ciepłowni (PEC) i na tej podstawie określić uproszczone kryterium, które będzie moŝna zastosować do wszystkich źródeł Elektrownia kondensacyjna Zgodnie z wcześniejszymi uwagami rozpatrywane były dwa scenariusze działań, jakie ma do wyboru właściciel źródła w celu przygotowania się warunków prawnych, jakie w momencie wdroŝenia stworzy nowa dyrektywa IPPC. I. Modernizacja jednostki tak, aby spełniała standardy, następnie eksploatacja tej jednostki do końca technicznych moŝliwości. W momencie zakończenie eksploatacji następuje uruchomienie nowego bloku wariant bazowy. II. Zaniechanie modernizacji i od razu budowa nowej jednostki wytwórczej zapewniającej wyŝsze standardy. Efekty finansowe związane z wyŝszą sprawnością nowej instalacji 12

13 (mniejsze zuŝycie paliwa, mniejsza emisja CO 2 ) są wtedy traktowane jako przychód wariant alternatywny. PoniŜsza analiza ma pomóc w podjęciu decyzji, przy jakim okresie eksploatacji jednostki naleŝy modernizować istniejącą jednostkę (realizacja wariantu podstawowego), a przy jakim okresie eksploatacji naleŝy podjąć decyzję o wyłączeniu z ruchu istniejącej jednostki i budowę nowej (realizacja wariantu alternatywnego). Przeprowadzona analiza obejmuje jedynie zmianę kosztów oraz przychodów, jakie będą wiązały się ze zmianą (modernizacja instalacji lub budowa nowej instalacji). Metoda porównawcza zostania przeprowadzona w oparciu o wskaźnik NPV. Dzięki tej metodzie zostanie określony strumień kosztów zdyskontowanych na rok podjęcia decyzji inwestycyjnej, głównie niezbędnych nakładów, jakie naleŝy ponieść w przypadku budowy nowej instalacji lub modernizacji istniejącej jednostki. W celu przeprowadzenia analizy przyjęto szereg załoŝeń upraszczających: 1. Okres, dla jakiego przeprowadzana jest analiza opłacalności jest zawsze równy 15 lat. 2. W przypadku odnawiania instalacji zachowywana jest jej moc (jeden megawat mocy zastępowany jest jednym megawatem). 3. Nowa i stara jednostka produkują tyle samo energii. 4. Nowa jednostka jest o 8 punktów procentowych bardziej sprawna, niŝ istniejąca, co skutkuje zmniejszeniem zuŝycia paliwa i kosztów emisji CO Nowa instalacja posiada mniejsze koszty remontów niŝ stara o ok. 2 punkty procentowe (zmniejszenie rocznych kosztów remontów z ok. 4% do ok. 2% wartości inwestycji). 6. Badane są jedynie zmiany kosztów i przychodów wynikające z konieczności modernizacji instalacji istniejącej lub budowy nowej instalacji. 7. Wartość instalacji istniejącej po zakończeniu eksploatacji (wraz z dobudowaną instalacją odsiarczania) jest równa zero, wartość instalacji nowej na koniec analizowanego okresu wynika z wartości księgowej (pomniejszona o stopień zamortyzowania księgowego). 8. Przyjęto liniową amortyzację w okresie 15 lat. 9. Całość inwestycji (modernizacja lub budowa nowej instalacji) finansowana jest z kredytu komercyjnego. 13

14 1. Długość okresu spłaty nakładów na modernizację instalacji wynika z długości okresu funkcjonowania instalacji, ale nie wynosi więcej niŝ 1 lat. Długość okresu spłaty nakładów na budowę nowej instalacji wynosi zawsze 1 lat. W analizie porównawczej uwzględniono zestawione poniŝej strumienie finansów. Modernizacja instalacji: Koszty: Przychody: Przyjęto koszty inwestycyjne w wysokości,4 mln zł/mw (odsiarczanie metodą wapienna mokrą -,3 mln. zł/mw, instalacja odazotowania SCR -,1 mln. zł/mw). Koszty inwestycyjne uwzględniane są wprost, jako suma rat kwartalnych spłaty zadłuŝenia z tytułu wartości inwestycji (patrz tabela 2.1). Brak przychodów. Budowy nowej instalacji: Koszty: Przyjęto koszty inwestycyjne w wysokości 5,5 mln zł/mwe. Koszty inwestycyjne zostały uwzględnione w rachunku w postaci spłaty kwartalnych rat kredytu w okresie dziesięcioletnim (patrz tabela 2.1). Przychody: Zmniejszenie zuŝycia węgla wynikające z podniesienia sprawności o 8 punktów procentowych - w okresie, dla którego alternatywą jest funkcjonowanie starej jednostki. Szczegółowe wyliczenie patrz tabela 2.2. Zmniejszenie opłat za uprawnienia do emisji CO 2 - w okresie, dla którego alternatywą jest funkcjonowanie starej jednostki (szczegółowe wyliczenia patrz tabela 2.3). Zmniejszenie kosztów remontów - w okresie, dla którego alternatywą jest funkcjonowanie starej jednostki (szczegółowe wyliczenia patrz tabela 2.4.). Tabel 2.1 Zestawienie rocznych kosztów spłat zadłuŝenia dla wariantu modernizacji istniejącej instalacji i budowy nowej instalacji w zaleŝności od okresu w mln zł/mw/rok Czas spłaty Rata kwartalna,31,16,11,9,7,6,6,5,5,4,4,4,4,4,3 Roczne koszty spłaty rat 1,24,65,45,35,29,25,22,2,19,18,17,16,15,14,14 kredytu 14

15 Tabela 2.2. Zmniejszenie kosztów związanych ze wzrostem sprawności Opis Wartość Jednostka Przyrost sprawności 8% pp Cena węgla 24 zł/mg Wartość opałowa 23 GJ/Mg Czas wykorzystania mocy zainstalowanej 6 5 godz./rok Roczna produkcja 6 5 MWh/MW/rok En. chemiczna w paliwie stara 65 GJ/MW/rok En chemiczna w paliwie nowa GJ/MW/rok Oszczędność energii chemicznej GJ/MW/rok Ilość oszczędzonego paliwa 514 t/mw/rok Wartość oszczędzonego paliwa,12332 mln zł/mw/rok Jednostkowa oszczędność w wydatkach na paliwo 19, zł/mwh Tabela 2.3. Zmniejszenie kosztów związanych ze zmniejszeniem kosztów zakupu emisji CO 2 Opis Wartość Jednostki Koszty uprawnienia 3 Euro/Mg Kurs 3,5 zł/euro Emisja z istniejącej instalacji 1 Mg/MWh Emisja z nowej instalacji,75 Mg/MWh Zmniejszenie kosztów uprawnień do emisji 26,25 zł/mwh Tabela 2.4. Zmniejszenie kosztów remontów w mln zł/mw/rok Opis Wartość Jednostki Wartość rocznych remontów w instalacji istniejącej *) 4% % Wartość rocznych remontów w instalacji istniejącej *) 2% % Koszty inwestycyjne 5,5 mln zł/mw Roczna oszczędność kosztów inwestycyjnych,11 mln zł/mw/rok Jednostkowa oszczędność kosztów inwestycyjnych 16,9 mln zł/mw/rok *) - wartość rocznych remontów w instalację odniesione są do wartości jednostkowych kosztów inwestycyjnych W przepływach finansowych stanowiących podstawę określenia wartości NPV uwzględniono wartość inwestycji, jaka pozostaje po okresie objętym analizą. W piętnastym roku analizowanego okresu w zaleŝności od liczby lat funkcjonowania nowej inwestycji uwzględniono wartość końcową inwestycji, jako przepływ dodatni. Wartość ta została uwzględniona w postaci wartości księgowej inwestycji. Zestawienie wartości księgowej w poszczególnych latach eksploatacji nowego obiektu przedstawiono w tabeli 2.5. Tabela 2.5. Zestawienie zmian wartości księgowej nowej inwestycji w kolejnych latach funkcjonowania w mln zł/mw Lata eksploatacji Wartość rezydualna inwestycji 5,5 5,1 4,8 4,4 4, 3,7 3,3 2,9 2,6 2,2 1,8 1,5 1,1,7,4, 15

16 W przypadkach, w których okres funkcjonowania nowego obiektu jest krótszy niŝ 1 lat, uwzględniono wartość niespłaconego kredytu. Wartość kredytu w rozbiciu na poszczególne lata i kwartały poszczególnych lat przedstawiono w tabeli 2.6. Tabela 2.6. Zestawienie przebiegu spłat kredytu na budowę nowej inwestycji mln zł/mw Lata Wartość zadłuŝenia na początku okresu 5,5 5,13 4,74 4,3 3,83 3,32 2,76 2,16 1,5,78 Rata kapitałowa,9,1,1,11,12,13,15,16,17,19 Wartość kapitału na koniec I kwartału 5,41 5,4 4,63 4,19 3,71 3,18 2,62 2, 1,32,59 Rata kapitałowa,9,1,11,12,13,14,15,16,18,19 Wartość kapitału na koniec II kwartału 5,32 4,94 4,52 4,7 3,58 3,5 2,47 1,83 1,15,4 Rata kapitałowa,9,1,11,12,13,14,15,17,18,2 Wartość kapitału na koniec III kwartału 5,23 4,84 4,41 3,95 3,45 2,91 2,31 1,67,97,2 Rata kapitałowa,9,1,11,12,13,14,16,17,18,2 Wartość kapitału na koniec IV kwartału 5,13 4,74 4,3 3,83 3,32 2,76 2,16 1,5,78, Przykładowe zestawienia wartości poszczególnych elementów przepływów finansowych uwzględnionych w kolejnych latach dla wybranych długości eksploatacji istniejącej instalacji, tj. okresu 5 i 1 lat, przedstawiono w tabelach od 2.7 i 2.8. Wyniki obliczeń wartości NPV dla wariantu podstawowego (modernizacja istniejącej inwestycji, a później budowa nowej) oraz wariantu alternatywnego (zamiast modernizacji budowa od razu nowej instalacji) przedstawiono na rysunku 2.1. Wariant bazowy Wariant alternatywny -1-2 mln. zł długość eksploatacji isteniejącej instalacji w latach Rysunek 2.1. ZaleŜność wartości NPV dla wariantu bazowego i wariantu alternatywnego w zaleŝności od długości okresu eksploatacji istniejącej instalacji 16

17 Tabela 2.7a Zestawienie składników poszczególnych przepływów finansowych uwzględnianych w analizie dla przypadku modernizacji instalacji, a następnie budowy nowej dla okresu eksploatacji istniejącej instalacji 5 lat (wartość wyraŝono w mln zł/mw/rok) Lata Inwestycja - modernizacja istniejącej instalacji -,29 -,29 -,29 -,29 -,29 Inwestycyjne - budowa nowej instalacji,,,,, -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 Oszczędność z tytułu wprowadzenia nowej instalacji,,,,,,,,,,,,,,, Wartość rezydualna inwestycji ,83 Wartość niespłaconego zadłuŝenia na koniec rozwaŝanego okresu NPV Razem -,29 -,29 -,29 -,29 -,29 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 1,1-4,2 Tabela 2.7b Zestawienie składników poszczególnych przepływów finansowych uwzględnianych w analizie dla przypadku budowy od razu nowej instalacji dla alternatywnego okresu eksploatacji istniejącej instalacji 5 lat (wartość wyraŝono w mln zł/mw/rok) Lata Inwestycja - modernizacja istniejącej instalacji,,,,, Inwestycyjne - budowa nowej instalacji -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82,,,,, Oszczędność z tytułu wprowadzenia nowej instalacji,4,4,4,4,4,,,,,,,,,, Wartość rezydualna inwestycji , Wartość niespłaconego zadłuŝenia na koniec rozwaŝanego okresu NPV Razem -,42 -,42 -,42 -,42 -,42 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82,,,,, -3,8 17

18 Tabela 2.8a Zestawienie składników poszczególnych przepływów finansowych uwzględnianych w analizie dla przypadku modernizacji instalacji, a następnie budowy nowej dla okresu eksploatacji istniejącej instalacji 1 lat (wartość wyraŝono w mln zł/mw/rok) Lata Inwestycja - modernizacja istniejącej instalacji,18,18,18,18,18,18,18,18,18,18 Inwestycyjne - budowa nowej instalacji,,,,,,,,,, -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 Oszczędność z tytułu wprowadzenia nowej instalacji,,,,,,,,,,,,,,, Wartość rezydualna inwestycji ,67 Wartość niespłaconego zadłuŝenia ,32 na koniec rozwaŝanego okresu NPV Razem,18,18,18,18,18,18,18,18,18,18 -,82 -,82 -,82 -,82 -,48-2,48 Tabela 2.8b Zestawienie składników poszczególnych przepływów finansowych uwzględnianych w analizie, dla przypadku budowy od razu nowej instalacji dla alternatywnego okresu eksploatacji istniejącej instalacji 1 lat (wartość wyraŝono w mln zł/mw/rok) Lata Inwestycja - modernizacja istniejącej instalacji,,,,, Inwestycyjne - budowa nowej instalacji -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82 -,82,,,,, Oszczędność z tytułu wprowadzenia nowej instalacji,4,4,4,4,4,4,4,4,4,4,,,,, Wartość rezydualna inwestycji , Wartość niespłaconego zadłuŝenia na koniec rozwaŝanego okresu NPV Razem -,42 -,42 -,42 -,42 -,42 -,42 -,42 -,42 -,42 -,42,,,,, -2,74 18

19 Z przedstawionego wykresu widać, Ŝe dla długości Ŝycia istniejącej instalacji krótszego niŝ 9 lat budowa nowej instalacji bez wcześniejszej modernizacji jest bardziej rentowna, poniewaŝ suma zdyskontowanych kosztów (wartość NPV) jest mniejsza niŝ dla wariantu z modernizacją. Dla okresów eksploracji dłuŝszych niŝ 9 lat bardziej opłacalne jest wcześniejsze dostosowanie do zaostrzonych wymagań posiadanego majątku, a dopiero po jego wyeksploatowaniu budowa nowej instalacji Ciepłownia W przypadku ciepłowni (zakład wytwarzający tylko ciepło PEC), rozwaŝono trzy scenariusze działań: I. Modernizacja jednostki, tak, aby spełniała standardy, następnie eksploatacja tej jednostki do końca technicznych moŝliwości. W momencie zakończenia eksploatacji następuje uruchomienie nowego źródła wariant bazowy. II. Zaniechanie modernizacji i od razu budowa nowej jednostki wytwórczej o wyŝszych osiągach, z zachowaniem dotychczasowej technologii. RóŜnica pomiędzy sprawnościami między jednostką istniejącą, a jednostką nową w okresie, kiedy moŝliwe było by funkcjonowanie starej jednostki, będzie traktowana jako przychód wariant alternatywny z kotłem. III. Modernizacja jednostki tak, aby spełniała standardy, następnie eksploatacja tej jednostki do końca technicznych moŝliwości. W momencie zakończenie eksploatacji następuje uruchomienie nowego źródła skojarzonego (bloku ciepłowniczego) wariant bazowy z blokiem ciepłowniczym. IV. Zaniechanie modernizacji i od razu budowa nowej jednostki wytwórczej o wyŝszych osiągach, ze zmianą technologii na wytwarzanie skojarzone ciepła i energii elektrycznej. RóŜnica pomiędzy sprawnościami między jednostką istniejącą, a jednostką nową w okresie, kiedy moŝliwe było by funkcjonowanie starej jednostki będzie traktowane, jako przychód wariant alternatywny z blokiem ciepłowniczym. Podobnie jak w przypadku bloku kondensacyjnego w celu przeprowadzenia analizy przyjęto szereg załoŝeń upraszczających: Wersja 1.2 z dnia

20 1. Okres, dla jakiego przeprowadzana jest analiza opłacalności, jest zawsze równy 15 lat. 2. W miejsce zmodernizowanej instalacji budowana jest nowa instalacja (jeden megawat mocy cieplnej zastępowany jest jednym megawatem moc cieplnej). RozwaŜany będzie przypadek, kiedy odtwarzane jest tylko źródło ciepła (kocioł) lub budowany jest blok ciepłowniczy o identycznej mocy cieplnej. 3. Nowa i stara jednostka produkują tyle samo energii cieplnej. 4. Nowa jednostka (kocioł ciepłowniczy) jest o 1 punktów procentowych bardziej sprawna, niŝ istniejąca (zmiana z ok. 78% sprawności do ok. 88%), co skutkuje zmniejszeniem zuŝycia paliwa i kosztów emisji CO Nowa instalacja (w przypadku modernizacji dotyczy to tylko układów oczyszczania spalin) posiada mniejsze koszty remontów niŝ stara o ok. 2 punkty procentowe (zmniejszenie rocznych kosztów remontów z ok. 4% do ok. 2% wartości inwestycji). 6. Badane są jedynie zmiany kosztów i przychodów wynikające z konieczności modernizacji instalacji istniejącej lub budowy nowej instalacji. 7. Wartość instalacji istniejącej po zakończeniu eksploatacji (wraz z dobudowaną instalacją odsiarczania) jest równa zero, wartość instalacji nowej na koniec analizowanego okresu wynika z wartości księgowej (pomniejszona o stopień zamortyzowania księgowego). 8. Przyjęto liniową amortyzację w okresie 15 lat. 9. Całość inwestycji (modernizacja lub budowa nowej instalacji) finansowana jest z kredytu komercyjnego. 1. Długość okresu spłaty nakładów na modernizację instalacji wynika z długości okresu funkcjonowania instalacji, ale nie wynosi więcej niŝ 1 lat. Długość okresu spłaty nakładów na budowę nowej instalacji wynosi zawsze 1 lat. Koszty spłaty kredytu są zgodne z przyjętymi w pracy załoŝeniami. W analizie porównawczej uwzględniono zestawione poniŝej strumienie finansów. Modernizacja instalacji: Koszty: Przychody: Przyjęto koszty inwestycyjne w wysokości,25 mln zł za megawat energii chemicznej w paliwie (odsiarczanie,15 mln zł MW, odpylanie,1 mln zł/mw). Koszty inwestycyjne uwzględniane są wprost, jako suma rat kwartalnych spłaty zadłuŝenia z tytułu wartości inwestycji (patrz tabela 2.9). Brak przychodów. 2

21 Budowy nowej instalacji kocioł: Koszty: Koszty inwestycyjne przyjęto w wysokości,5 mln zł/mw energii chemicznej w paliwie (,25 mln zł/mw instalacje oczyszczania spalin,,25 mln. zł/mw budowa samego kotła). Koszty inwestycyjne zostały uwzględnione w rachunku w postaci spłaty kwartalnych rat kredytu w okresie dziesięcioletnim. Rata kwartalna wynosi w zaokrągleniu,2 mln. zł/kwartał, co daje roczną wartość spłaty zadłuŝenia w wysokości,8 mln. zł/rok. Przychody: Zmniejszenie zuŝycia węgla wynikające z podniesienia sprawności o 1 punktów procentowych - w okresie, w którym alternatywą jest funkcjonowanie starej jednostki. Szczegółowe wyliczenie patrz tabela 2.1. Zmniejszenie opłat za uprawnienia do emisji CO 2 - w okresie, w którym alternatywą jest funkcjonowanie starej jednostki (szczegółowe wyliczenia patrz tabel 2.11.) Przyjęto bazowo, Ŝe emisja CO 2 wynosi,1 t CO 2 /GJ energii chemicznej w paliwie. Zmniejszenie kosztów remontów - w okresie, w którym alternatywą jest funkcjonowanie starej jednostki (szczegółowe wyliczenia patrz tabela 2.12.). Budowy nowej instalacji blok ciepłowniczy Koszty: Przychody: Koszty inwestycyjne przyjęto w wysokości,99 mln zł/mw energii chemicznej w paliwie (,25 mln zł/mw instalacje oczyszczania spalin,,99 mln zł/mw budowa bloku bez instalacji oczyszczania spalin). W przeliczeniu na moc elektryczną daje to 4,2 mln zł/mw mocy elektrycznej. Koszty inwestycyjne zostały uwzględnione w rachunku w postaci spłaty kwartalnych rat kredytu w okresie dziesięcioletnim. Rata kwartalna wynosi w zaokrągleniu,8 mln zł/kwartał, co daje roczną wartość spłaty zadłuŝenia w wysokości,31 mln zł/rok. Zmiana (zwiększenie) zuŝycia węgla, wynikające z podniesienia sprawności o 1 punktów procentowych oraz ze zwiększenia produkcji energii w kotle spowodowanego produkcją energii elektrycznej - w okresie, w którym 21

22 alternatywą jest funkcjonowanie starej jednostki. Szczegółowe wyliczenie patrz tabela Zmniejszenie opłat za uprawnienia do emisji CO 2 - w okresie, w którym alternatywą jest funkcjonowanie starej jednostki (szczegółowe wyliczenia patrz tabela 2.14.) Przyjęto bazowo, Ŝe emisja CO 2 wynosi,1 t CO 2 /GJ energii chemicznej w paliwie oraz, Ŝe jednostki kogeneracyjne będą otrzymywały uprawnienia do produkcji ciepła w kogeneracji (zakup tylko na produkcję energii elektrycznej). Wskaźnik skojarzenia dla bloku będzie wynosił,5. Zmniejszenie kosztów remontów o 2% dla nowych instalacji - w okresie, w którym alternatywą jest funkcjonowanie starej jednostki (szczegółowe wyliczenia patrz tabela 2.15). SprzedaŜ energii elektrycznej do sieci przy załoŝeniach, Ŝe potrzeby własne są na poziomie 5%. Cena sprzedaŝy energii elektrycznej wynosi 16 PLN/MWh. Dodatkowo uzyskiwany jest przychód z umorzenia świadectw pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w wysokości 5 PLN/MWh (ZałoŜono tu, Ŝe zgodnie z Obwieszeniem Ministra Gospodarki z dnia 12 grudnia 27 Raport oceniający postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej wykorzystanie krajowego potencjału kogeneracji wymaga ustalenia opłaty zastępczej za świadectwo pochodzenia w wysokości minimum 5 zł/mwh). Tabel 2.9 Zestawienie rocznych kosztów spłat zadłuŝenia dla wariantu modernizacji istniejącej instalacji w zaleŝności od okresu spłaty w mln zł/mw/rok Czas spłaty Rata kwartalna mln zł Roczne koszty spłaty rat kredytu mln zł ,8,4,3,2,2,2,2,1,1,1,1,1,1,1,1,34,18,12,1,8,7,6,6,5,5,5,4,4,4,4 22

23 Tabel 2.1. Zmniejszenie kosztów zakupu paliwa związanych ze wzrostem sprawności w przypadku budowy nowego kotła Opis Wartość Jednostka Przyrost sprawności 1 pp Moc termiczna kotła nowego 1,14 MWt Roczna produkcja ciepła GJ/rok Energia chemiczna do starego kotła GJ/rok Energia chemiczna do nowego kotła GJ/rok Oszczędność energii chemicznej GJ/rok Ilość paliwa 15 t/rok Wartość paliwa,2517 mln zł/rok Oszczędność jednostkowa 1,5 zł/gj Tabela Zmniejszenie kosztów związanych ze zmianą kosztów zakupu emisji CO 2 w przypadku budowy nowego kotła Opis Jednostkowa emisja z instalacji Wartość Jednostka,1 t/gj w paliwie Emisja z istniejącej instalacji t/rok Emisja z nowej instalacji t/rok Oszczędność 241 t/rok,25 mln zł/rok Jednostkowo 1,53 zł/gj Tabela Zmniejszenie kosztów remontów Opis Wartość Jednostka Inwestycje w nowy kocioł,32 mln zł Inwestycje w nowy kocioł,57 Wartość rocznych remontów w instalacji istniejącej *) 2% % Roczne koszty remontów starego kotła 2% % Roczne koszty remontów nowego kotła,11 mln zł/rok Roczne koszty remontów nowego kotła,11 mln zł/rok Roczna oszczędność kosztów inwestycyjnych,8 mln zł/rok Jednostkowe,5 zł/gj *) - wartość rocznych remontów w instalację odniesione są do wartości jednostkowych kosztów inwestycyjnych 23

24 Tabela Zmniejszenie kosztów zakupu paliwa związanych ze wzrostem sprawności w przypadku budowy nowego bloku ciepłowniczego Opis Wartość Jednostka Przyrost sprawności Moc termiczna kotła starego Moc termiczna kotła nowego Moc elektryczna Produkcja energii elektrycznej Roczna produkcja ciepła Energia chemiczna do starego kotła Energia chemiczna do nowego kotła Oszczędność energii chemicznej Ilość paliwa Wartość paliwa Oszczędność jednostkowa 1% pp 1,28 MWt 1,7 MWt,5 MWe 23 MWh GJ/rok GJ/rok GJ/rok GJ/rok -34,196 t/rok -,73 mln zł/rok -4,41 zł/gj Tabela Zmniejszenie kosztów związanych ze zmianą kosztów zakupu emisji CO 2 w przypadku budowy nowego kotła Opis Jednostkowa emisja z instalacji Emisja z istniejącej instalacji Emisja z nowej instalacji Oszczędność Jednostkowo Wartość Jednostka,1 t/gj w paliwie t/rok t/rok -7 t/rok -,7 mln zł/rok -4,44 zł/gj Tabela Zmniejszenie kosztów remontów Opis Wartość Jednostka Inwestycje w stary kocioł,32 mln zł Inwestycje w nowy kocioł,85 mln zł Wartość rocznych remontów w instalacji istniejącej *) 4% % Wartość rocznych remontów w instalacji istniejącej *) 2% % Roczne koszty remontów starego kotła,19 mln zł/rok Roczne koszty remontów nowego kotła,43 mln zł/rok Roczna oszczędność kosztów inwestycyjnych -,23 mln zł/rok Jednostkowe -1,4 zł/gj *) - wartość rocznych remontów w instalację odniesione są do wartości jednostkowych kosztów inwestycyjnych 24

25 W przepływach finansowych, stanowiących podstawę określenia wartości NPV, uwzględniono wartość inwestycji, jaka pozostaje po okresie obejmowanym analizą. W piętnastym roku analizowanego okresu w zaleŝności od liczby lat funkcjonowania nowej inwestycji uwzględniono wartość końcową inwestycji, jako przepływ dodatni. Wartość ta została uwzględniona w postaci wartości księgowej inwestycji. Zestawienie wartości księgowej w poszczególnych latach eksploatacji nowego obiektu przedstawiono w tabelach 2.16 i Tabela Zestawienie zmian wartości księgowej nowej inwestycji (kocioł) w kolejnych latach funkcjonowania w mln zł/mw/rok Lata eksploatacji Wartość rezydualna inwestycji mln zł,57,53,49,45,42,38,34,3,27,23,19,15,11,8,4, Tabela Zestawienie zmian wartości księgowej nowej inwestycji (blok) w kolejnych latach funkcjonowania w mln zł/mw/rok Lata eksploatacji Wartość rezydualna 2,11 1,97 1,83 1,68 1,54 1,4 1,26 1,12,98,84,7,56,42,28,14, inwestycji mln zł W przypadkach, w których okres funkcjonowania nowego obiektu jest krótszy niŝ 1 lat, uwzględniono wartość niespłaconego kredytu. Wartość kredytu w rozbiciu na lata i kwartały poszczególnych lat przedstawiono w tabelach 2.18 i Tabela Zestawienie przebiegu spłat kredytu na budowę nowej inwestycji (kocioł) mln zł/mw Lata Wartość zadłuŝenia na początku okresu,57,53,49,44,4,34,29,22,15,8 Rata kapitałowa,1,1,1,1,1,1,2,2,2,2 Wartość kapitału na koniec I kwartału,56,52,48,43,38,33,27,21,14,6 Rata kapitałowa,1,1,1,1,1,1,2,2,2,2 Wartość kapitału na koniec II kwartału,55,51,47,42,37,31,25,19,12,4 Rata kapitałowa,1,1,1,1,1,1,2,2,2,2 Wartość kapitału na koniec III kwartału,54,5,46,41,36,3,24,17,1,2 Rata kapitałowa,1,1,1,1,1,1,2,2,2,2 Wartość kapitału na koniec IV kwartału,53,49,44,4,34,29,22,15,8, 25

26 Tabela Zestawienie przebiegu spłat kredytu na budowę nowej inwestycji (blok) mln zł/mw Lata Wartość zadłuŝenia na początku okresu 2,11 1,97 1,81 1,65 1,47 1,27 1,6,83,57,3 Rata kapitałowa,3,4,4,4,5,5,6,6,7,7 Wartość kapitału na koniec I kwartału 2,7 1,93 1,77 1,6 1,42 1,22 1,,76,51,23 Rata kapitałowa,3,4,4,4,5,5,6,6,7,7 Wartość kapitału na koniec II kwartału 2,4 1,89 1,73 1,56 1,37 1,17,94,7,44,15 Rata kapitałowa,4,4,4,5,5,5,6,6,7,8 Wartość kapitału na koniec III kwartału 2, 1,85 1,69 1,51 1,32 1,11,89,64,37,8 Rata kapitałowa,4,4,4,5,5,6,6,7,7,8 Wartość kapitału na koniec IV kwartału 1,97 1,81 1,65 1,47 1,27 1,6,83,57,3, Przykładowe zestawienia wartości poszczególnych elementów przepływów finansowych uwzględnionych w kolejnych latach dla wybranych długości eksploatacji istniejącej instalacji, tj. dla okresu 5 i 1 lat, przedstawiono odpowiednio w tabelach 2.18 i Obejmują one cztery przypadki, tj. a) modernizacja istniejącej instalacji i po skończeniu okresu eksploatacji odtworzenie tylko źródła ciepła, b) od razu budowa nowego źródła ciepła c) modernizacja istniejącej instalacji i po skończeniu okresu eksploatacji odtworzenie tylko źródła skojarzonego (blok ciepłowniczy), d) od razu budowa nowego źródła skojarzonego (bloku ciepłowniczego). Wyniki obliczeń wartości NPV dla poszczególnych rozwaŝanych wariantów przedstawiono na rysunku 2.2.,5 Wariant bazowy - kocioł Wariant bazowy - blok Wariant alternatywny - kocioł Warinat alternatywny - blok -,5 mln. zł -1-1,5-2 -2, długość eksploatacji isteniejącej instalacji w latach Rysunek 2.2. ZaleŜność wartości NPV dla wariantu bazowego i wariantu alternatywnego w zaleŝności od długości okresu eksploatacji istniejącej instalacji 26

27 Z przedstawionego na rys. 2.2 wykresu widać, Ŝe dla przyjętych załoŝeń i struktury kosztów zawsze jest opłacalna budowa nowego kotła zamiast modernizacji istniejącego. Podobna sytuacja jest w przypadku porównania wariantu modernizacji istniejącej instalacji z późniejszą budową bloku, a wariantu z budową bloku od razu. W tym przypadku zawsze bardziej opłacalne jest budowa bloku bez modernizacji istniejącej instalacji. JeŜeli porównać wariant odtwarzania mocy wytwórczych poprzez budowę kotła, czy bloku okazuje się, Ŝe budowa układy skojarzonego skojarzenia jest wtedy opłacalna, kiedy stanowi on alternatywę stosunkowo długiego okresu eksploatacji kotła. Koszty budowy bloku są stosunkowo duŝe i potrzebny jest długi okres czasu, aby korzyści wynikające z pracy bloku pokryły zwiększone nakłady. Do dalszych obliczeń, jako graniczną wartość opłacalności modernizacji istniejących instalacji, zostanie przyjęta wartość 1 lat. Nie mniej jednak trzeba pamiętać, Ŝe przedstawiony rachunek jest rachunkiem bardzo uproszczonym. Nie uwzględniono między innymi efektu tarczy podatkowej, długość okresu inwestycji w nowy obiekt (więcej niŝ jeden rok) i wiele innych drobnych elementów. Przeprowadzona analiza dotyczy teŝ wybranych załoŝeń takich, jak zwiększenie sprawności czy załoŝonego kosztu uprawnień do emisji CO 2. 27

28 Tabela 2.18a Zestawienie składników poszczególnych przepływów finansowych uwzględnianych w analizie dla przypadku modernizacji instalacji, a następnie budowy nowej dla okresu eksploatacji istniejącej instalacji 5 lat (wartość wyraŝono w mln zł/mw/rok) Lata Inwestycja - modernizacja istniejącej instalacji -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 Inwestycyjne - budowa nowej instalacji -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 Oszczędność z tytułu wprowadzenia nowej instalacji Wartość rezydualna inwestycji ,19 Wartość niespłaconego zadłuŝenia na koniec rozwaŝanego okresu Razem -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8,1 NPV -,63 Tabela 2.18b Zestawienie składników poszczególnych przepływów finansowych uwzględnianych w analizie dla przypadku budowy od razu nowej instalacji, dla alternatywnego okresu eksploatacji istniejącej instalacji 5 lat (wartość wyraŝono w mln zł/mw/rok) Lata Inwestycja - modernizacja istniejącej instalacji Inwestycyjne - budowa nowej instalacji -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 Oszczędność z tytułu wprowadzenia nowej instalacji,6,6,6,6,6 Wartość rezydualna inwestycji Wartość niespłaconego zadłuŝenia na koniec rozwaŝanego okresu Razem -,3 -,3 -,3 -,3 -,3 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,33 NPV 28

29 Tabela 2.18c Zestawienie składników poszczególnych przepływów finansowych uwzględnianych w analizie dla modernizacji istniejącej instalacji, a następnie budowy bloku dla okresu eksploatacji istniejącej instalacji 5 lat (wartość wyraŝono w mln zł/mw/rok) Lata Inwestycja - modernizacja istniejącej instalacji -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 Inwestycyjne - budowa nowej instalacji,,,,, -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 Oszczędność z tytułu wprowadzenia nowej instalacji,,,,,,,,,,,,,,, Wartość rezydualna inwestycji,7 Wartość niespłaconego zadłuŝenia na koniec rozwaŝanego okresu Razem -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31,39-1,48 NPV Tabela 2.18d Zestawienie składników poszczególnych przepływów finansowych uwzględnianych w analizie dla przypadku budowy od razu bloku ciepłowniczego dla alternatywnego okresu eksploatacji istniejącej instalacji 5 lat (wartość wyraŝono w mln. zł/mw/rok) Lata Inwestycja - modernizacja istniejącej instalacji,,,,, Inwestycyjne - budowa nowej instalacji -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31,,,,, Oszczędność z tytułu wprowadzenia nowej instalacji,29,29,29,29,29,,,,,,,,,, Wartość rezydualna inwestycji, Wartość niespłaconego zadłuŝenia na koniec rozwaŝanego okresu Razem -,3 -,3 -,3 -,3 -,3 -,31 -,31 -,31 -,31 -,31,,,,, -,92 NPV 29

30 Tabela 2.19a Zestawienie składników poszczególnych przepływów finansowych uwzględnianych w analizie, dla przypadku modernizacji instalacji, a następnie budowy nowej dla okresu eksploatacji istniejącej instalacji 1 lat (wartość wyraŝono w mln zł/mw/rok) Lata Inwestycja - modernizacja istniejącej instalacji -,5 -,5 -,5 -,5 -,5 -,5 -,5 -,5 -,5 -,5 Inwestycyjne - budowa nowej instalacji -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 Oszczędność z tytułu wprowadzenia nowej instalacji Wartość rezydualna inwestycji ,38 Wartość niespłaconego zadłuŝenia na koniec rozwaŝanego okresu ,34 Razem -,5 -,5 -,5 -,5 -,5 -,5 -,5 -,5 -,5 -,5 -,8 -,8 -,8 -,8 -,5 -,45 NPV Tabela 2.19b Zestawienie składników poszczególnych przepływów finansowych uwzględnianych w analizie, dla przypadku budowy od razu nowej instalacji, dla alternatywnego okresu eksploatacji istniejącej instalacji 1 lat (wartość wyraŝono w mln zł/mw/rok) Lata Inwestycja - modernizacja istniejącej instalacji Inwestycyjne - budowa nowej instalacji -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 -,8 Oszczędność z tytułu wprowadzenia nowej instalacji,6,6,6,6,6,6,6,6,6,6 Wartość rezydualna inwestycji Wartość niespłaconego zadłuŝenia na koniec rozwaŝanego okresu NPV Razem -,3 -,3 -,3 -,3 -,3 -,3 -,3 -,3 -,3 -,3 -,17 3