Rozwój kogeneracji wyzwania dla inwestora

Transkrypt

1 REC 2013 Rozwój kogeneracji wyzwania dla inwestora PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Departament Inwestycji Biuro ds. Energetyki Rozproszonej i Ciepłownictwa

2 PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Jest największym producentem węgla brunatnego, którego wydobycie stanowi 79% w skali kraju, a także największym wytwórcą energii elektrycznej w Polsce - może wyprodukować ok. 40% krajowej produkcji energii elektrycznej. Spółka jest również lokalnym dostawcą ciepła w regionach, w których funkcjonują jej oddziały. Dostarcza na rynki lokalne ponad 22 mln GJ ciepła. Podmiot zatrudnia łącznie ponad 19 tys. pracowników. Kapitał zakładowy spółki wynosi: ,00 zł. 2

3 Podstawowe informacje o PGE GiEK S.A. Wybrane dane za 2012 rok: Wydobycie węgla brunatnego Moc elektryczna zainstalowana Produkcja netto energii elektrycznej 50,5 mln ton 11,2 GW 56,1 TWh 3

4 Lokalizacja Oddziałów PGE GiEK S.A. Moce osiągalne przez jednostki wytwórcze w pierwszym kwartale 2013 roku. 4

5 Rozwój kogeneracji wyzwania dla inwestora Zagospodarowanie potencjału kogeneracji w sposób umożliwiający sprzedaż ciepła w cenach akceptowalnych, z zachowaniem efektywności ekonomicznej inwestycji. 5

6 Wykorzystanie potencjału wytwórczego Rok 2012 Moc zainstalowana: Moc wykorzystana: MW MW Produkcja ciepła : TJ Produkcja ciepła w kogeneracji: TJ Udział ciepła z kogeneracji w ogólnej produkcji ciepła: 62,5% Czas wykorzystania mocy zainstalowanej: h/rok Czas wykorzystania mocy wykorzystanej: h/rok Niski czas wykorzystania mocy skutkuje adekwatnie większym poziomem kosztów jednostkowych produkcji (głównie amortyzacji) niż np. w elektroenergetyce. 6

7 Stan majątku Rok 2012 Aktywa trwałe brutto : Aktywa trwałe netto : ,3 mln zł ,4 mln zł Stopień dekapitalizacji majątku trwałego: 52,3 % Amortyzacja (~3,5%): Nakłady inwestycyjne: mln zł mln zł Wysoki stopień dekapitalizacji majątku trwałego. - bez ponoszenia nakładów około roku 2026 nastąpiłaby całkowita dekapitalizacja majątku Nakłady mln (w cenach roku 2012) zł do 2026 na powstrzymanie dekapitalizacji i odbudowę wartości majątku do poziomu 80% obecnej wartości. Nakłady w rzeczywistości będą większe (2x) - ze względu na wpływ inflacji. 7

8 Koszt CO 2 Rok 2012 Moc zainstalowana: Moc wykorzystana: Produkcja ciepła : Ciepło dostarczone do odbiorców EMISJA CO MW MW TJ TJ Mg Docelowy przeciętny zakup CO 2 na jednostkę ciepła do odbiorcy: 168 kg/gj Wzrost ceny ciepła z tytułu zakupu CO 2 : 1 Mg CO 2 = 10 1 Mg CO 2 = 30 6,7 zł/gj 20,1 zł/gj Tylko instalacja > 20 MW w paliwie 8

9 Emisje SO 2, NO X, PYŁ Rok 2012 Moc zainstalowana: Moc wykorzystana: MW MW Produkcja ciepła : Emisja całkowita TJ Emisja jednostkowa (szacunek) Emisja jednostkowa (szacunek) [tys. Mg] [kg/gj paliwo] [mg/m 3 u] SO 2 140,2 0, NO X 65,7 0, Pył 18,5 0,

10 Potencjał kogeneracji Ciepło sieciowe Produkcja ciepła bez kogeneracji Teoretyczny potencjał rozwoju kogeneracji Techniczny potencjał rozwoju kogeneracji Warunki ekonomiczne produkcji ciepła w kogeneracji Dostępne technologie kogeneracji Ciepło prosumenckie Ekonomiczny potencjał rozwoju kogeneracji 10

11 Potencjał kogeneracji Potencjał kogeneracji Całkowity potencjał rozwoju kogeneracji wynika ze splotu możliwości i czynników wpływających na decyzje o realizacji projektów inwestycyjnych podejmowanych przez inwestorów 11

12 Potencjał rozwoju kogeneracji- szacunek Obszar I: Ciepło systemowe Rok 2012 Produkcja ciepła 400 tys. TJ Produkcja ciepła w kogeneracji 250 tys. TJ (62%) Ok. 22% wszystkich koncesjonowanych przedsiębiorstw wytwarzało ciepło w kogeneracji (elektrociepłownie i elektrownie zaopatrujące w ciepło duże miasta). Potencjał rozwoju kogeneracji - obszar I: ok 70 tys. TJ (80%) Obszar II: Prosumenci (autoproducenci) ciepła : zakłady przemysłowe, mieszkańcy nieuciepłownionych obszarów miast i mieszkańcy wsi Rok 2012 Produkcja ciepła Produkcja ciepła w kogeneracji tys. TJ minimalna ( tylko zakłady przemysłowe) Potencjał rozwoju kogeneracji - obszar II: ~ 120 tys. TJ (40%) Potencjał rozwoju kogeneracji razem: ~ 190 tys. TJ 12

13 Udział ciepła w kogeneracji - wskaźnik kogeneracyjności Potencjał rozwoju kogeneracji ciepło systemowe-szacunek Potencjał kogeneracji - ciepło systemowe 100% 80% 60% 40% TJ TJ 20% Wskaźnik kogeneracyjności średnia- benchmark krajowy 63% maximum - benchmark województwo lubuskie 82% 13

14 Dostępne technologie kogeneracji ciepło systemowe Turbina parowa i gazowo-parowa Potencjalny obszar zastosowań: - zmodernizowane istniejące ciepłownie Podstawowe ograniczenia: - minimalna wielkość turbiny - wyprowadzenie mocy elektrycznej Silnik spalinowy lub mikroturbiny gazowe Potencjalny obszar zastosowań: - zmodernizowane istniejące ciepłownie - małe i średnie, względnie energochłonne zakłady przemysłowe Podstawowe ograniczenia: - dostępność gazu ziemnego - wyprowadzenie mocy elektrycznej Zależność IRR od długości magistrali wody sieciowej w przypadku uciepłownienia elektrowni kondensacyjnej Istniejące cieplne elektrownie zawodowe Potencjalny obszar zastosowań: - zmodernizowane istniejące bloki kondensacyjne w elektrowniach zawodowych Podstawowe ograniczenia: - przesył ciepła na duże odległości UCB Energetyki i Ochrony Środowiska PW.Opracowanie założeń i kluczowych elementów Programu Rozwoju w Polsce Kogeneracji

15 Dostępne technologie kogeneracji autoproducenci (prosumenci) Silnik spalinowe Potencjalny obszar zastosowań: - Małe i nisko energochłonne zakłady usługowe - Małe podsystemy ciepłownicze ( zespoły budynków) Podstawowe ograniczenia: - niska emisja Ogniwa paliwowe Potencjalny obszar zastosowań: - indywidualne domy lub niewielkie osiedla mieszkaniowe Podstawowe ograniczenia: - technologia nieopanowana na skalę przemysłową - dostosowanie instalacji grzewczej do niskich parametrów czynnika roboczego Łączenie pojedynczych odbiorców w większe grupy z wykorzystaniem możliwości zastosowania technologii np. silnika spalinowego Podstawowe ograniczenia: - budowa sieci cieplnej Podstawowe ograniczenie w technologiach prosumenckich : - koszt redundancji zapotrzebowania na energię elektryczną - wyprowadzenie nadmiaru energii do sieci - akumulacja ciepła 15

16 Ustawa prawo energetyczne: Dz. U nr 54 poz.348. Akty zmieniające: Dz.U nr 0 poz ,Dz.U nr 234 poz ,Dz.U nr 233 poz ,Dz.U nr 205 poz ,Dz.U nr 136 poz ,Dz.U nr 94 poz ,Dz.U nr 81 poz ,Dz.U nr 21 poz ,Dz.U nr 215 poz ,Dz.U nr 165 poz ,Dz.U nr 69 poz ,Dz.U nr 3 poz Dz.U nr 227 poz ,Dz.U nr 180 poz ,Dz.U nr 130 poz ,Dz.U nr 115 poz ,Dz.U nr 52 poz ,Dz.U nr 21 poz ,Dz.U nr 170 poz ,Dz.U nr 158 poz ,Dz.U nr 104 poz ,Dz.U nr 175 poz ,Dz.U nr 163 poz ,Dz.U nr 62 poz ,Dz.U nr 173 poz ,Dz.U nr 96 poz ,Dz.U nr 91 poz ,Dz.U nr 34 poz ,Dz.U nr 29 poz ,Dz.U nr 203 poz ,Dz.U nr 80 poz ,Dz.U nr 50 poz ,Dz.U nr 135 poz ,Dz.U nr 113 poz ,Dz.U nr 74 poz ,Dz.U nr 154 poz ,Dz.U nr 154 poz ,Dz.U nr 97 poz ,Dz.U nr 31 poz ,Dz.U nr 103 poz ,Dz.U nr 48 poz ,Dz.U nr 43 poz ,Dz.U nr 110 poz ,Dz.U nr 101 poz ,Dz.U nr 91 poz ,Dz.U nr 88 poz ,Dz.U nr 29 poz ,Dz.U

17 mg/m3u Wymagania - EMISJE SO 2 Porównanie standardów emisyjnych SO 2 BAT - Dyrektywa IED - Rozporządzenie z roku 2011 instalacje istniejące Emisja (szacunek) [mg/m 3 u] SO MW SO2 Rozporządzenie z roku 2011 SO2 - Konkluzje BAT- kres górny SO2 - Dyrektywa IED SO2 - Konkluzje BAT-kres dolny 17

18 mg/m3u Wymagania - EMISJE NO X Porównanie standardów emisyjnych NO X BAT - Dyrektywa IED - Rozporządzenie z roku 2011 instalacje istniejące Emisja (szacunek) [mg/m 3 u] NO X MW NOx Rozporzadzenie z roku 2011 NOx - Konkluzje BAT- kres górny NOx - Dyrektywa IED NOx - Konkluzje BAT- kres dolny 18

19 mg/m3u Wymagania - EMISJE pył Porównanie standardów emisyjnych PYŁ BAT - Dyrektywa IED - Rozporządzenie z roku 2011 instalacje istniejące Emisja (szacunek) [mg/m 3 u] PYŁ MW PYŁ Rozporzadzenie z roku 2011 PYŁ - Konkluzje BAT- kres górny PYŁ - Dyrektwa IED PYŁ - Konkluzje BAT- kres dolny 19

20 zł / MWh 500 Problem wsparcia WSPARCIE dla kogeneracji Brak wsparcia dla kogeneracji KOGENERACJI od r WSPARCIE KOGENERACJI BRAK WSPARCIA KOGENERACJI Cena certyfikatu,, Koszt zmienny Koszt zmienny 100 Cena energii elektrycznej Cena energii elektrycznej 50 Koszt stały Koszt stały Koszty na 1 MWh 2012 Przychody na 1 MWh 2013 Koszty na 1 MWh 2013 Przychody na 1 MWh 20

21 Problem cen energii elektrycznej Podstawowa zmiana na rynku energii to - TRWAŁY (???) SPADEK CEN ,85 214,15 212, średnia cena produktu BASE_Y-13 [zł/mwh] 206,34 201,48 199,56 195,89 189,95 181,71 174,74 169,01 Radykalny spadek cen energii na rynku hurtowym /2012 ( ) 11,75 %, /2011 ( ) 23 % Notowania na giełdzie w sierpniu 2012/ na rok zł / 160 zł - na rok zł / 152 zł I.2012 II.2012 III.2012 IV.2012 V.2012 VI.2012 VII.2012 VIII.2012 IX.2012 X.2012 XI.2012 XII

22 WNIOSKI Potencjał rozwoju kogeneracji systemowej wynosi od do TJ W perspektywie najbliższych lat odbiorca poniesie dodatkowe koszty związane z: Dostosowaniem do wymogów ochrony środowiska Powstrzymaniem dekapitalizacji i odbudową majątku trwałego Zakupem CO 2 NASTĄPI WZROST CENA CIEPŁA SIECIOWEGO Czy odbiorca ciepła będzie w stanie zaakceptować wzrost cen?! Czy w tej sytuacji potencjał rozwoju kogeneracji systemowej może zostać zagospodarowany (podjęte zostaną decyzje inwestycyjne)? 22

23 WNIOSKI Potencjał rozwoju kogeneracji autoproducenckiej można szacować na TJ Produkcja ciepła w małych systemach wyłączona jest z: obowiązku handlu emisjami wymogów dyrektywy IED POZIOM WZROSTU CEN CIEPŁA W MAŁYCH SYSTEMA MOŻE BYĆ ZNACZĄCO NIŻSZY Warunkiem rozwoju kogeneracji w systemach autoproducenckich jest łączenie odbiorców w małe systemy ciepłownicze. 23

24 WNIOSKI Warunkiem dalszego rozwoju kogeneracji w warunkach konieczności ograniczania wzrostu cen ciepła jest uzyskanie wystarczających i trwałych dodatkowych przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej lub oszczędności kosztów jej zakupu (autoproducenci). Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej po obecnych niskich cenach są niewystarczającym impulsem do powszechnego podejmowania decyzji inwestycyjnych. Warunkiem niezbędnym jest zatem wprowadzenie odpowiednich i trwałych systemów wsparcia. System wsparcia powinien działać selektywnie w odniesieniu do rożnych obszarów kogeneracji System wsparcia operacyjnego kogeneracji powinien być oparty o analizę skutecznych systemów istniejących w państwach europejskich. 24

25 WYZWANIA DLA INWESTORA 1. Realizacja niezbędnych inwestycji z uwzględnieniem ograniczeń wynikających z: - siły nabywczej odbiorców ciepła - konkurencyjności alternatywnych sposobów ogrzewania 2. Wykorzystanie możliwości kogeneracji systemowej 3. Wykorzystanie możliwości rozwoju kogeneracji w segmencie ciepłownictwa rozproszonego 25

26 DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ