Raport z pracy. Warszawa, luty 2011

ITC INSTYTUT TECHNIKI CIEPLNEJ im. Bohdana Stefanowskiego POLITECHNIKA WARSZAWSKA Wstępna analiza wpływu wybudowania i przyłączenia EC Fortum do systemu ciepłowniczego Wrocławia na koszty ciepła dostarczanego odbiorcom z tego systemu Raport z pracy Warszawa, luty 2011 INSTYTUT TECHNIKI CIEPLNEJ 00-665 WARSZAWA, ul. Nowowiejska 21/25 Politechnika Warszawska, Wydział Mechaniczny Energetyki i Lotnictwa tel.: +(48-22) 825 69 65, 234 52 36 fax:+(48-22) 825 05 65 http://www.itc.pw.edu.pl e-mail: dyr@itc.pw.edu.pl NIP: 525 000 58 34 Bank : PEKAO S.A., IV O/WARSZAWA, nr 81 1240 1053 1111 0000 0500 5664

Wstępna analiza wpływu wybudowania i przyłączenia EC Fortum do systemu ciepłowniczego Wrocławia na koszty ciepła dostarczanego odbiorcom z tego systemu Raport z pracy Umowa nr 501/H/1131/1101/000 Zamawiający: Zespół Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA S.A. Autorzy pracy: dr inż. Wojciech Bujalski inż. Kamil Futyma prof. dr hab. inż. Janusz Lewandowski prof. nzw. dr hab. inż. Krzysztof Wojdyga Kierownik pracy: Prof. dr hab. inż. Janusz Lewandowski Warszawa, luty 2011 2

Spis treści Wstęp... 4 1 Cel pracy... 5 2 Opis stanu istniejącego... 5 2.1 Źródła ciepła... 6 2.1.1 EC Wrocław... 6 2.1.2 EC Czechnica... 7 2.1.3 Struktura zużycia paliw i produkcja... 8 2.2. System przesyłowy... 10 3 Opis systemu po zainstalowaniu nowego bloku przez Fortum... 11 3.1 Wybrane informacje o planowanym, nowym bloku ciepłowniczym... 11 3.2 Uwarunkowania... 13 3.2.1 Wyprowadzenie mocy z planowanego bloku gazowo-parowego... 13 3.2.2 Rezerwowanie mocy we wrocławskim systemie ciepłowniczym stan aktualny i stan po przyłączeniu trzeciej elektrociepłowni... 14 3.3 Scenariusze rozwoju rynku ciepła we Wrocławiu po zainstalowaniu nowego bloku przez Fortum... 19 3.3.1 Brak reakcji ze strony Kogeneracji... 19 3.3.2 Podjęcie działań obronnych przez Kogenerację S.A... 20 4 Obliczenia ekonomiczne... 22 4.1 Ceny paliw z uwzględnieniem kosztów zakupu emisji CO 2... 22 4.2 Wstępne oszacowanie możliwości uzyskania rentowności dla bloku parowo gazowego... 25 4.3 Wpływ wprowadzenia nowego dużego źródła ciepła na koszty zakupu ciepła przez odbiorcę końcowego... 31 Wnioski i konkluzje... 35 Załącznik nr 1... 37 3

Wstęp Niniejsze opracowanie jest raportem zawierającym wyniki uzyskane w ramach pracy realizowanej na zamówienie Zespołu Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA S.A. z siedzibą przy ul. Łowieckiej 24, 50-220 Wrocław, w ramach Umowy Nr 501/H/1131/1101/000. Zgodnie z umową zakres prac obejmuje następujące zagadnienia: Opis stanu istniejącego we wrocławskim systemie ciepłowniczym Opis stanu we wrocławskim systemie ciepłowniczym po zainstalowaniu nowego bloku przez Fortum Scenariusze rozwoju rynku ciepła we Wrocławiu po zainstalowaniu nowego bloku przez Fortum Uwarunkowania związane z problemami wyprowadzenia mocy elektrycznej, rezerwowania i wyprowadzenia mocy cieplnej Opis scenariuszy rozwoju: o przy braku reakcji ze strony Kogeneracji S.A. o przy podjęciu przez Kogenerację S.A. działań, które pozwolą utrzymać obecną pozycje rynkową Obliczenia ekonomiczne wpływ przyłączenia EC Fortum na wysokość opłat za ciepło ponoszonych przez odbiorców. Wnioski i konkluzje 4

1 Cel pracy Celem niniejszego opracowania jest analiza sytuacji na rynku ciepła we Wrocławiu po wybudowaniu i przyłączeniu do systemu ciepłowniczego nowej jednostki wytwórczej przez Fortum Power and Heat Polska Sp. z o.o. (dalej Fortum) właściciela systemu dystrybucyjnego, ze szczególnym uwzględnieniem zmiany pozycji EC Wrocław i EC Czechnica, aktualnie jedynych źródeł ciepła we wrocławskim systemie ciepłowniczym. Przeanalizowany został także wpływ planowanej przez Fortum inwestycji na łączne koszty ciepła wytwarzanego dla systemu ciepłowniczego we Wrocławiu, a tym samym na koszty pozyskania ciepła przez odbiorców konsumentów ciepła 2 Opis stanu istniejącego Wrocławski system ciepłowniczy zaspakaja około 62% 1 zapotrzebowania na ciepło wszystkich mieszkańców Wrocławia, ma zatem decydujący wpływ na bezpieczeństwo energetyczne miasta w zakresie zapewnienia potrzeb grzewczych i ciepłej wody użytkowej. Aktualnie dwa podstawowe elementy systemu ciepłowniczego tj. źródła wytwórcze oraz sieć są pod kontrolą różnych podmiotów gospodarczych. Wytwarzaniem ciepła zajmuje się Zespół Elektrociepłowni Wrocławskich Kogeneracja S.A. Przesyłaniem i dystrybucją ciepła zajmuje się Fortum Power and Heat Polska Sp. z o.o. która jest częścią Fortum - fińskiego koncernu energetycznego. Zdecydowana większość końcowych odbiorców ciepła we Wrocławiu ma podpisane z Fortum umowy kompleksowe (zakup ciepła i jego przesył), ale istnieje grupa odbiorców końcowych, którzy wykorzystując zasadę TPA, umowy zakupu ciepła mają zawarte z Kogeneracją, a umowy na przesył tego ciepła z Fortum. 1 Źródło: www.fortum.pl 5

EC Czechnic a EC Wrocław 2.1 Źródła ciepła Aktualnie na potrzeby wrocławskiego systemu ciepłowniczego pracują dwa źródła ciepła, tj. EC Wrocław i EC Czechnica. Wykaz podstawowych urządzeń wytwórczych oraz ich parametry znamionowe przedstawiono w tabeli 1. Oba źródła wytwarzają ciepło w skojarzeniu z energią elektryczną. Tabela 1. Zestawienie podstawowych danych o jednostkach wytwórczych obecnie zainstalowanych w elektrociepłowniach zasilających miejski system ciepłowniczy EC Nazwa jednostki Moc elektryczna zainstalowana [MW] BC-1 55 116 BC-2 104 208 BC-3 104 208 KW-3-140 KW-5-140 Razem 263 812 TG-1 50 123,5 TG-2 50 123,5 Wymiennik 1XS - 126 Razem 100 374 Razem 363 1186 Moc cieplna zainstalowana [MW] 2.1.1 EC Wrocław EC Wrocław zlokalizowana jest w północnej części Wrocławia. Podstawowymi urządzeniami wytwórczymi są bloki ciepłownicze produkujące ciepło i energię elektryczną. Zainstalowane są dwa bloki BC-100 i jeden blok BC-50. Wszystkie trzy bloki charakteryzują się podobnym wskaźnikiem skojarzenia (stosunek mocy elektrycznej do cieplnej) wynoszącym nieco mniej niż 0,5 i można je uznać za typowe, przeciwprężne, parowe bloki ciepłownicze. Pozostałe parametry pracy bloków także nie odbiegają od współczesnych standardów w zakresie parowych bloków ciepłowniczych. Generalnie, zadaniem bloków ciepłowniczych jest pokrywanie podstawy zapotrzebowania na ciepło tzn. praca przez jak najdłuższy czas w roku, ponieważ wtedy spadają jednostkowe koszty wytwarzanego ciepła. W EC Wrocław zainstalowane są ponadto dwa kotły wodne, które pełnią rolę źródeł szczytowych. Źródła szczytowe w EC Wrocław potrzebne są z dwóch powodów. Po pierwsze zabezpieczają 6

24 192 360 528 696 864 1032 1200 1368 1536 1704 1872 2040 2208 2376 2544 2712 2880 3048 3216 3384 3552 3720 3888 4056 4224 4392 4560 4728 4896 5064 5232 5400 5568 5736 5904 6072 6240 6408 6576 6744 6912 7080 7248 7416 7584 7752 7920 8088 8256 8424 8592 8760 Moc [MW] pokrycie zapotrzebowania na ciepło, większe od maksymalnej wydajności cieplnej bloków ciepłowniczych. Po drugie, bloki ciepłownicze mogą podgrzać wodę sieciową jedynie do ok 105 o C. Jeżeli ze względu na zwiększone potrzeby cieplne Wrocławia należy zasilić go wodą o temperaturze ponad 105 o C wtedy woda sieciowa dogrzewana jest w kotłach wodnych do pożądanej temperatury. Typowy uporządkowany wykres obciążeń dla EC Wrocław z zaznaczonym przykładowym zakresem pracy poszczególnych urządzeń przedstawiono na rysunku 1. 700 600 500 400 300 200 100 0 Czas [h] BC-1 BC-2 BC-3 KW Rysunek 1. Uporządkowany wykres obciążeń dla EC Wrocław z zaznaczonym przykładowym zakresem pracy poszczególnych źródeł (bloki ciepłownicze i kotły wodne). 2.1.2 EC Czechnica Elektrociepłownia Czechnica, zlokalizowana w południowo-wschodniej części miasta, stanowi mniejsze z dwóch źródeł ciepła zasilających miejski system ciepłowniczy. Struktura technologiczna tej elektrociepłowni różni się od zastosowanej w EC Wrocław. W elektrociepłowni Czechnica zainstalowane są trzy węglowe kotły pyłowe typu OP 130, o mocy cieplnej 98,5 MW każdy oraz jeden kocioł fluidalny opalany w 100% biomasą (typu 7

24 192 360 528 696 864 1032 1200 1368 1536 1704 1872 2040 2208 2376 2544 2712 2880 3048 3216 3384 3552 3720 3888 4056 4224 4392 4560 4728 4896 5064 5232 5400 5568 5736 5904 6072 6240 6408 6576 6744 6912 7080 7248 7416 7584 7752 7920 8088 8256 8424 8592 8760 Moc [MW] BFB 100) o mocy cieplnej 75,9 MW. Wszystkie kotły produkujące parę o ciśnieniu 7,2 MPa i temperaturze 500 o C pracują na wspólny kolektor, z którego zasilane są dwa przeciwprężnoupustowe turbozespoły TG-1 i TG-2, typu 7C50, z generatorami o mocy 50 MW. Podstawowy podgrzew wody sieciowej następuje w wymiennikach podturbinowych, a przy większych obciążeniach (gdy wymagana temperatura wody sieciowej przekracza 105 o C) dodatkowe ogrzewanie wody sieciowej następuje w wymiennikach zasilanych parą świeżą o zredukowanym ciśnieniu. Oba turbozespoły charakteryzują się wskaźnikiem skojarzenia około 0,6. Typowy uporządkowany wykres obciążeń dla EC Czechnica z zaznaczonym przykładowym zakresem pracy poszczególnych urządzeń przedstawiono na rysunku 2. 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Czas [h] BIO TZ OXS Rysunek 2. Uporządkowany wykres obciążeń dla EC Czechnica z zaznaczonym przykładowym zakresem pracy poszczególnych źródeł (bloki ciepłownicze i stacja redukcyjno- schładzająca). 2.1.3 Struktura zużycia paliw i produkcja Paliwem podstawowym w EC Wrocław i EC Czechnica jest węgiel kamienny. Kogeneracja S.A. realizuje ponadto proces współspalania biomasy w EC Wrocław. Obecnie do tego celu przystosowane są bloki ciepłownicze BC-1, BC-2 i BC-3. W bloku BC-1 można spalać do 70% (wagowo) biomasę a w blokach BC-2 i BC-3 do 20% w stosunku do ilości podawanego 8

węgla. W EC Czechnica realizowany jest proces spalania biomasy w jednym z kotłów, który opalany jest wyłącznie tym paliwem. Docelową strukturę zużycia paliw dla EC Wrocław i EC Czechnica przedstawiono w tabeli 2. Udziały procentowe ciepła i energii elektrycznej generowane ze spalania biomasy przedstawiono w tabeli 3. Produkcja energii z paliw odnawialnych (w tym z biomasy), daje kilka korzyści. Podstawową jest ograniczenie emisji CO 2 a poprzez to uzyskanie tzw. zielonych certyfikatów za produkcję energii elektrycznej z paliw odnawialnych. W obecnym prawodawstwie polskim brak jest mechanizmów ekonomicznych wspierających ciepło sieciowe z paliw odnawialnych (za produkcję ciepła nie ma tzw. zielonych certyfikatów). Istnieje natomiast mechanizm administracyjny wspierający produkcję ciepła z odnawialnych źródeł energii, który wprowadza obowiązek zakupu takiego ciepła (Prawo Energetyczne art. 9a p. 7). Autorzy opracowania wyrażają jednak obawę, że w przypadku wytwarzania ciepła we współspalaniu obowiązek ten będzie bardzo trudno wyegzekwować. Lepszym tj. bezpieczniejszym rozwiązaniem z punktu widzenia wykorzystania tego mechanizmu wydaję się być spalanie biomasy w wydzielonym bloku. Ciepło z takiego bloku zgodnie z obowiązującym prawem powinno być wprowadzone do systemu ciepłowniczego w pierwszej kolejności. Obowiązek zakupu dotyczy również energii elektrycznej wyprodukowanej z paliw odnawialnych (Prawo Energetyczne art. 9a p. 6). Tabela 2. Planowana struktura zużycia paliwa w Kogeneracja S.A. w 2013 r. 2013 EC Wrocław EC Czechnica Produkcja energii elektrycznej GWh 1 101 279 w tym biomasa GWh 186 129 Produkcja ciepła TJ 7 176 2 334 w tym biomasa TJ 1 206 994 Tabela 3 Udział energii odnawialnej w całkowitej produkcji energii cieplnej i elektrycznej w Kogeneracja S.A. w 2013 r. EC Wrocław EC Czechnica Produkcja energii elektrycznej 17% 46% Produkcja ciepła 17% 43% 9

2.2. System przesyłowy Sieć ciepłownicza we Wrocławiu zasilana jest z dwóch elektrociepłowni: EC Wrocław i EC Czechnica, które. pracują na wydzielone obszary sieci, z ograniczona możliwością zmian stref zasilania. Zasięgiem poszczególnych stref steruje właściciel części dystrybucyjnej systemu, tj. Fortum. Ciepło w okresie sezonu ogrzewczego dostarczane jest do wszystkich węzłów cieplnych w liczbie ok. 4500, natomiast w okresie letnim ciepło dostarczane jest na potrzeby przygotowania ciepłej wody użytkowej do ok. 3700 węzłów. Łączna długość sieci ciepłowniczych w mieście wynosi ok. 470 km. Stosowana od lat praktyka eksploatacyjna polega na sztywnym podziale systemu ciepłowniczego na dwie strefy, zasilane z dwóch istniejących elektrociepłowni. Występujące w obu źródłach ciepła rezerwy mocy zainstalowanej, pozwalają w pewnych granicach zmieniać wielkość obu stref zasilania. EC Wrocław, zlokalizowana w północnej części miasta, pokrywa w sezonie grzewczym potrzeby cieplne systemu w 80-85%, natomiast EC Czechnica w 15-20%. W sezonie letnim istnieje możliwość pokrycia zapotrzebowania systemu na ciepło w całości z EC Wrocław. W sezonie grzewczym, w celu zapewnienia odpowiednich ciśnień dyspozycyjnych w węzłach ciepłowniczych w całym mieście, konieczna jest praca obydwu źródeł ciepła. W sytuacjach awaryjnych (krytycznych) jedno źródło może utrzymywać tylko awaryjne parametry w systemie ciepłowniczym. Aktualnie realizowany podział systemu ciepłowniczego Wrocławia na strefy zasilania przez oba duże istniejące źródła ciepła jest podziałem, pozytywnie zweryfikowanym w wieloletniej praktyce eksploatacyjnej systemu i pozwala na właściwe pokrycie potrzeb cieplnych Wrocławia przez okres całego roku kalendarzowego. Należy podkreślić, że w opisanej konfiguracji systemu ciepłowniczego aktualna moc urządzeń wytwórczych w EC Wrocław i w EC Czechnica zapewnia bezpieczeństwo energetyczne Wrocławia w zakresie potrzeb cieplnych mieszkańców i innych odbiorców ciepła sieciowego. 10

3 Opis systemu po zainstalowaniu nowego bloku przez Fortum 3.1 Wybrane informacje o planowanym, nowym bloku ciepłowniczym Analiza związana z budową bloku gazowo-parowego przez Fortum została przeprowadzona w oparciu o dane uzyskane z dokumentacji przetargowej na poszczególne elementy nowego bloku. Z dokumentacji tej wynika, że wspomniany wykonawca planuje budowę bloku gazowo-parowego z przeciwprężną turbiną parową. Kocioł odzysknicowy ma być wyposażony we wtórny przegrzewacz pary. Główne parametry obiektu (jakie są dostępne w opublikowanych materiałach przetargowych) zestawiono w tabeli 4. Tabela 4. Podstawowe parametry pracy planowanego bloku. Moc elektryczna 400 MW Moc 290 MW ciepłownicza od do Moc TG 280 320 MW Moc TP 100 120 MW Para świeża Ciśnienie 120 140 bar Temperatura 545 565 C Strumień masy 70 90 kg/s Para przegrzana Ciśnienie 24 26 bar Temperatura 540 565 C Strumień masy 90 100 kg/s Wtrysk pary Ciśnienie 3,8 bar Temperatura 260 270 C Strumień masy 7 11 kg/s Na podstawie danych dotyczących planowanej mocy bloku wyszukano kilka ofert różnych producentów bloków CCGT odpowiadających ofercie przetargowej. Należy nadmienić, że w standardowych ofertach producenci oferują bloki z turbinami kondensacyjnymi, których moc 11

stanowi około 1/3 mocy całego bloku. Wynika to z faktu optymalnego wykorzystania ciepła spalin w kotle odzysknicowym. Podobny stosunek mocy będzie zachowany w analizowanym obiekcie, z tą różnicą, że część pary rozprężającej się w turbinie nie będzie wykorzystywana do wytwarzania energii elektrycznej, a zostanie wykorzystana na potrzeby ciepłownicze. Należało, zatem wśród ofert wyszukać blok, który przy kondensacyjnej pracy turbiny parowej ma moc rzędu 410-470 MW, co implikuje moc turbiny parowej na poziomie od około 135 MW do około155 MW. Z pośród ofert bloków parametrów zbliżonych do zadanych w dokumentacji przetargowej, do dalszej analizy wybrano instalację firmy Ansaldo Energia o nazwie COBRA 194.3A, wyposażonego w turbinę gazową V94.3A. Główne parametry tego bloku zestawiono w tabeli 5. Tabela 5. Podstawowe wielkości charakteryzujące blok COBRA 194.3A COBRA 194.3A Moc bloku Sprawność Moc turbiny gazowej Moc turbiny parowej 412 MW 57,9% 285 MW 141 MW Blok COBRA jest blokiem kondensacyjnym, stąd konieczne było przeprowadzenie uproszczonych obliczeń cieplno przepływowych turbiny parowej, które pozwoliłyby oszacować jej osiągi w wersji przystosowanej do pracy ciepłowniczej. Wstępnie wyznaczono moc turbiny parowej, przy zadanych parametrach pary i ciśnieniu w kondensatorze równym 0,035 bar. Uzyskano wynik na poziomie 142 MW. Moc turbiny parowej bloku COBRA 194.3A wynosi 141,5 MW. Następnie wykonano obliczenia mające na celu ustalenie ciśnienia wylotowego z turbiny w warunkach pracy przeciwprężnej, zakładając, że moc turbiny ma wynosić 120 MW. Dla górnej granicy wartości strumieni masy pary świeżej i przegrzanej uzyskano wynik 0,35 bar, co odpowiada temperaturze nasycenia 70 C. Moc ciepłownicza w tym przypadku wynosi ponad 224 MW. Zapewnienie potrzeb regulacyjnych systemu ciepłowniczego wymaga, aby przy największym zapotrzebowaniu na ciepło temperatura wody sieciowej na wyjściu z elektrociepłowni była rzędu 130 C. Bardzo prawdopodobnym rozwiązaniem jest w takim przypadku zastosowanie regulowanego upustu, z którego para byłaby podawana do dodatkowego wymiennika ciepłowniczego, tak aby maksymalna moc ciepłownicza bloku 12

osiągnęła zadaną wartość 290 MW, a woda sieciowa mogła uzyskać na wyjściu wymagana temperaturę. Dodatkowym argumentem za przyjęciem takiego typu turbiny parowej jest fakt, że wydaje się być mało prawdopodobne, aby cała moc ciepłownicza pochodziła z jednego wymiennika ciepłowniczego zasilanego parą z wylotu turbiny. Gdyby tak było, nominalna moc elektryczna bloku byłaby osiągana przy maksymalnym obciążeniu ciepłowniczym bloku, co w warunkach wrocławskiego systemu ciepłowniczego oznaczałoby, że wykorzystanie mocy zainstalowanej byłoby stosunkowo niskie. Ponieważ inwestor zawarł w dokumentacji wyraźne sformułowanie mówiące o tym, że dalsza kondensacja nie jest przewidziana i nie nadmienił, że nominalna moc elektryczna i ciepłownicza ma być osiągane jednocześnie, scenariusz, w którym w układzie pracują dwa wymienniki ciepłownicze jest uzasadniony. Lokalizacja nowego bloku została określona i podana przez Fortum do ogólnej wiadomości. Fortum potwierdziło, że blok będzie zbudowany na terenie przy ul. Obornickiej. Z analizy dostępnych autorom informacji o systemie ciepłowniczym (w tym o przebiegu tras rurociągów i ich średnic) wynika że poza lokalizacjami obecnie należącymi do Kogeneracja S.A. nie ma innych dostępnych lokalizacji, które pozwalałyby bezinwestycyjnie wprowadzić taką moc cieplną do sytemu ciepłowniczego Wrocławia. Obecny system przesyłowy był zaprojektowany, rozwijany i optymalizowany w celu przesyłu ciepła z dwóch obecnych źródeł, głównie z EC Wrocław. Przyłączenie trzeciego źródła ciepła zwiększa moc zainstalowaną w systemie, lecz nie jest to równoznaczne z możliwością ekwiwalentnej pracy źródeł ze względu na ograniczenia przepływów hydraulicznych w sieci. Usunięcie tych ograniczeń powodujących znaczne spadki ciśnień wody sieciowej wymaga znacznych nakładów inwestycyjnych. Ocena taka jest oceną ekspercką, a bardziej szczegółowe analizy będą mogły być wykonane po zdefiniowaniu problemów przepływów hydraulicznych związanych z konkretnie wybraną lokalizacją nowej elektrociepłowni. 3.2 Uwarunkowania 3.2.1 Wyprowadzenie mocy z planowanego bloku gazowo-parowego Wyprowadzenie mocy cieplnej oraz mocy elektrycznej z planowanej przez Fortum elektrociepłowni jest jednym z kluczowych problemów logistycznych tej inwestycji. Usytuowanie działki na której ma być wybudowana elektrociepłownia nie zapewnia 13

bezpośredniego dostępu do którejkolwiek z magistral ciepłowniczych dla wyprowadzenia mocy cieplnej, a najbliższa stacja elektroenergetyczna KSE, do której można będzie wyprowadzić moc elektryczną znajduje się w znacznej odległości. Tak więc w obu przypadkach wyprowadzenie mocy wiąże się z koniecznością wybudowania kilkukilometrowych sieci przyłączeniowych i poniesienia wielomilionowych nakładów. Uwzględniając fakt, że Fortum jest właścicielem cieplnych sieci przesyłowo-dystrybucyjnych problemem w wyprowadzeniu mocy cieplnej będą głównie koszty (właściciel sieci nie musi nikogo prosić o zgodę na przyłączenie swojego źródła do swojej sieci). Przy wyprowadzeniu mocy elektrycznej znaczącym problemem (obok kosztów) będą względy proceduralne (szczegółowo opisane w załączniku nr 1 do niniejszego opracowania). 3.2.2 Rezerwowanie mocy we wrocławskim systemie ciepłowniczym stan aktualny i stan po przyłączeniu trzeciej elektrociepłowni Stan aktualny Zainstalowana moc cieplna w dwóch funkcjonujących obecnie elektrociepłowniach wynosi 1186 MW. Przy aktualnie zamówionej przez odbiorców mocy w wysokości 959 MW i rocznym zużyciu ciepła wynoszącym około 9 345 TJ oznacza to, że: potrzeby cieplne odbiorców przyłączonych do systemu ciepłowniczego są zabezpieczone struktura mocy zainstalowanej jest prawidłowa, sprzyjająca bezpieczeństwu dostaw ciepła w systemie występuje bezpieczna, bo ponad 15% rezerwa mocy zainstalowanej Na poniższej ilustracji przedstawiono aktualnie funkcjonujący system ciepłowniczy, pokazujący usytuowanie obu źródeł ciepła z ich możliwościami produkcyjnymi oraz potrzeby cieplne Wrocławia (wyrażone w MW). 14

System ciepłowniczy stan aktualny. 30% 782 MWt EC Czechnica Moc zainstalowana 4 x OP 130 2 x 55 MWe Razem: 374 MWt 110 MWe 177 MWt EC Wroclaw Moc zainstalowana BC50 / OP 230 116 MWt 55 MWe BC100/OP 430 208 MWt 108 MWe BC100/OP 430 208 MWt 108 MWe WP 140 140 MWt WP 140 140 MWt ; Razem: 812 MWt 271 MWe 20% 48 MWt Wrocławski system ciepłowniczy EC Wrocław EC Czechnica Bilans mocy Moc zainstalowana 812 374 1186 Moc zamówiona przez odbiorców m.s.c. Wrocław 782 177 959 Moc zamówiona przez odbiorców l.s.c. Siechnice 48 48 Moc do wykorzystania 30 149 179 Rysunek 3. Aktualny schemat systemu ciepłowniczego miasta Wrocław Z bilansu mocy zainstalowanej w systemie oraz wielkości mocy zamówionej, będącej odpowiednikiem potrzeb cieplnych Wrocławia wynika, że bezpieczeństwo w tym zakresie jest zabezpieczone w sposób właściwy, a wielkość rezerwy mocy uzasadniona jest względami technicznymi i ekonomicznymi. Struktura mocy zainstalowanej jest prawidłowa (pięć urządzeń wytwórczych w EC Wrocław i cztery urządzenia wytwórcze w EC Czechnica), gwarantująca dużą pewność dostaw ciepła. Stan po przyłączeniu EC Fortum Po wybudowaniu i przyłączeniu do systemu ciepłowniczego EC Fortum, zainstalowana moc cieplna wzrośnie do 1476 MW, natomiast wielkość mocy zamówionej i wielkość sprzedaży ciepła nie zmieni się. Przy aktualnie zamówionej przez odbiorców mocy w wysokości 959 MW i rocznym zużyciu ciepła wynoszącym około 9 345 TJ oznacza to, że: potrzeby cieplne odbiorców przyłączonych do systemu ciepłowniczego są zabezpieczone we wrocławskim systemie ciepłowniczym wzrośnie rezerwa mocy cieplnej zainstalowanej o ponad 100%, natomiast moc związana z nową elektrociepłownią 15

nie będzie dostępna na terenie całej sieci ciepłowniczej (rejon zasilany przez EC Czechnica) ze względu na ograniczenia w hydraulice sieci struktura mocy zainstalowanej zdecydowanie się pogorszy ze względu na koncentracje mocy w jednym urządzeniu wytwórczym pokrywającym ok. 30 % zapotrzebowania szczytowego (maksymalnego), w okresie późniejszym, w systemie ciepłowniczym Wrocławia może pojawić się deficyt mocy cieplnej spowodowany likwidacją tych urządzeń wytwórczych w źródłach Kogeneracji, które nie są wykorzystywane gospodarczo. Oczywiście taki stan pojawi się w przypadku braku działań obronnych ze strony Kogeneracji. Dla porównania, przedstawiono na poniższej ilustracji system ciepłowniczy po przyłączeniu EC Fortum oraz zmienione wielkości charakterystyczne, odpowiadające nowej sytuacji System ciepłowniczy stan po przyłą łączeniu trzeciej EC EC Fortum Moc zainstalowana BC 290MWt 400 MWe 30% EC Wroclaw Moc zainstalowana BC50 / OP 230 116 MWt 55 MWe BC100/OP 430 208 MWt 108 MWe BC100/OP 430 208 MWt 108 MWe WP 140 140 MWt WP 140 140 MWt ; Razem: 812 MWt 271 MWe 782 MWt 20% 177 MWt EC Czechnica Moc zainstalowana 4 x OP 130 2 x 55 MWe Razem: 374 MWt 110 MWe Wrocławski system ciepłowniczy Moc zainstalowana Jedn MWt EC Fortum 290 EC Wrocław 812 EC Czechnica 374 Razem bilans mocy 1476 48 MWt Moc zamówiona przez odbiorców m.s.c. Wrocław MWt 290 492 177 959 Moc zamówiona przez odbiorców l.s.c. Siechnice MWt 48 48 Moc cieplna do wykorzystania MWt 0 320 149 469 Moc potrzeba przy pracy jednego źródła MWt -492-290 149 Rysunek 4. Schemat systemu ciepłowniczego miasta Wrocław po przyłączeniu trzeciej elektrociepłowni Wybudowanie elektrociepłowni z jednym blokiem parowo-gazowym spowoduje wzrost mocy zainstalowanej do 1476 MW. Należy założyć, że operator systemu ciepłowniczego, tj. Fortum w pierwszej kolejności będzie wykorzystywał ciepło wyprodukowane we własnej jednostce bloku parowo gazowym. Zgodnie z informacjami uzyskanymi z upublicznionych danych dotyczących nowego bloku, nie przewiduje się jego pracy w 16

24 192 360 528 696 864 1032 1200 1368 1536 1704 1872 2040 2208 2376 2544 2712 2880 3048 3216 3384 3552 3720 3888 4056 4224 4392 4560 4728 4896 5064 5232 5400 5568 5736 5904 6072 6240 6408 6576 6744 6912 7080 7248 7416 7584 7752 7920 8088 8256 8424 8592 8760 Moc [MW] warunkach nawet częściowej kondensacji (turbina parowa przeciwprężna). W konsekwencji blok nie będzie mógł pracować latem, kiedy potrzeby ciepłownicze są na poziomie 60 MW. Usytuowanie EC Fortum w niedalekiej odległości od EC Wrocław (i daleko od EC Czechnica) praktycznie przesądza, że produkcja ciepła w EC Fortum zastąpi produkcję ciepła w EC Wrocław, natomiast fakt własności nowej elektrociepłowni i sieci przesyłowodystrybucyjnych w rękach jednego właściciela Fortum pozwala przyjąć założenie, że nowa elektrociepłownia będzie pracowała z możliwie największą ilością godzin pracy w tzw. podstawie obciążenia uporządkowanego wykresu obciążeń wrocławskiego systemu ciepłowniczego (rys. 5 i 6). Należy, zwrócić uwagę że Fortum jako właściciel i operator systemu ciepłowniczego zarządza jego pracą m. in. decyduje o wyborze pracujących źródeł i wielkości obciążeń cieplnych. Obliczenia wykazują, że przy zapotrzebowaniu ciepła takim jak w 2009 roku, moc wyprowadzona z EC Wrocław zmniejszona zostałaby z 618 do 328 MW. Ilustruje to uporządkowany wykres obciążeń, z wrysowanym zakresem pracy nowej elektrociepłowni, przedstawiony na rysunku dla całego systemu ciepłowniczego i na rysunku tylko dla EC Wrocław. 900,0 800,0 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0 Czas [h] Fortum S.A. Kogeneracja S.A. Rysunek 5. Uproszczony podział obciążeń ciepłowniczych miedzy nowy blok Fortum i elektrociepłownie Kogeneracji 17

24 192 360 528 696 864 1032 1200 1368 1536 1704 1872 2040 2208 2376 2544 2712 2880 3048 3216 3384 3552 3720 3888 4056 4224 4392 4560 4728 4896 5064 5232 5400 5568 5736 5904 6072 6240 6408 6576 6744 6912 7080 7248 7416 7584 7752 7920 8088 8256 8424 8592 8760 Moc [MW] 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0 Czas [h] CCGT BC-1 BC-2 BC-3 KW Rysunek 6. Podział obciążeń miedzy nowym blokiem (CCGT) i EC Wrocław (BC-1, BC-2, BC-3 i KW) Wielkość nowego źródła EC Fortum powoduje, że jego udział w mocy zamówionej dla dotychczasowych odbiorców ciepła z EC Wrocław wyniósłby ok. 40% dotychczasowej mocy. Zachowanie bezpiecznego poziomu rezerwy w urządzeniach wytwórczych wymagałoby budowy kotłów wodnych szczytowych w EC Fortum. Z dostępnych materiałów opublikowanych przez Fortum nie wynika żeby takie kotły były zaplanowane do budowy w ramach tego projektu. Obecny stan hydrauliczny sieci cieplnej nie pozwala na zasilenie południowej części miasta ze źródła zlokalizowanego w części północnej, a także na odwrót zasilenie części północnej z EC Czechnica położonej na południu. Fakt ten pozwala twierdzić, że EC Czechnica będzie pracowała na obecnym poziomie mocy zamówionej. Można teoretycznie założyć, że dla pozostałej części odbiorców Fortum zamówi moc zgodną z aktualnym zapotrzebowaniem w rozbiciu na dwa źródła. Fortum zamówi w EC Wrocław 492 MW, a pozostałą cześć w EC Fortum 290 MW. Przy takiej wielkości zamówienia mocy dla EC Wrocław, Kogeneracja nie będzie zobowiązana kontraktowo do utrzymywania urządzeń produkcyjnych dla których nie ma zapotrzebowania i ze względów ekonomicznych przeprowadzi likwidację części zainstalowanej mocy cieplnej w EC Wrocław. Z bilansu mocy urządzeń zainstalowanych w EC Wrocław wynika, że zlikwidowany musiałby zostać, co najmniej jeden blok BC-100 o mocy cieplnej 208 MW lub dwa kotły wodne o mocy cieplnej 18

240 MW. Wynika z tego, że rezerwa mocy w urządzeniach szybko zostałaby sprowadzona do poziomu zbliżonego do dotychczasowego. Natomiast skutki dla systemu ciepłowniczego związane z awarią i postojem EC Fortum w okresie sezonu zimowego znacznie wzrastają. Dotychczasowy postój bloku BC 100 w EC Wrocław powoduje ubytek mocy cieplnej 208 MW i jest częściowo zastępowany nadwyżką mocy zainstalowanych urządzeniach w stosunku do mocy zamówionej wynoszącą w EC Wrocław 30 MW i w EC Czechnica 149 MW. Wyłączenie czasowe z ruchu w sezonie zimowym EC Fortum spowoduje ubytek mocy cieplnej w wysokości 290 MW. W przypadku gdyby nastąpiło trwałe wyłączenie części urządzeń w EC Wrocław oraz w wyniku ograniczeń hydraulicznych dla zasilania obszaru północnego z EC Czechnica może nie być możliwości zastąpienia awaryjnego ubytku mocy z EC Fortum. W ten sposób mimo początkowego nadmiaru mocy wzrasta możliwość wystąpienia maksymalnej awarii w systemie ciepłowniczym Wrocławia. Przyjmując założenie, że Fortum w celu zapewnienia bezpieczeństwa systemu ciepłowniczego zarezerwuje również moc na wypadek awarii źródła EC Fortum (290 MW) w EC Wrocław, wtedy wielkość zakupu mocy zamówionej nie ulegnie zmianie i dalej będzie wynosiła 782 MW. Skutki ekonomiczne dla takiego scenariusza zostały przedstawione w rozdziale 4.3. 3.3 Scenariusze rozwoju rynku ciepła we Wrocławiu po zainstalowaniu nowego bloku przez Fortum 3.3.1 Brak reakcji ze strony Kogeneracji Zachowanie ciągłości dostaw ciepła dla miasta zmuszać będzie do rezerwowania pełnej mocy EC Fortum w EC Wrocław. Aby utrzymywać taką rezerwę będzie się to wiązało ze specjalną opłatą ponoszoną przez Fortum na rzecz Kogeneracji, której wysokość powinna zrekompensować ubytek przychodów z produkcji wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji, o którym mowa w pkt 3.2.2. Wysokość takiej opłaty musiałaby być znacznie wyższa niż dotychczasowa opłata za moc zamówioną wg Taryfy dla ciepła Kogeneracji. Można sobie zatem wyobrazić sytuację, że EC Wrocław nie wytwarza ciepła przez znaczną cześć roku, przez siedem miesięcy utrzymywany jest w ruchu jeden (mniejszy) blok, na okres 19

około jednego miesiąca do ruchu wchodzi drugi blok. Szczytowo (ok. 200 godzin rocznie) może wejść trzeci blok lub kocioł. Jeden, dwa kotły wodne lub jeden kocioł i jeden blok utrzymywane są tylko w rezerwie. Sytuacja jest w oczywisty sposób nieracjonalna i doprowadzi w szybkim czasie do trwałego wyłączenia bloków ciepłowniczych. Dodatkowym argumentem dla takiego scenariusza jest wymóg dostosowania istniejących bloków ciepłowniczych do wymogów dyrektywy UE o emisjach przemysłowych wprowadzających znacznie obniżone limity emisji gazów spalinowych. Krótkie czasy wykorzystania bloków ciepłowniczych podważają sens ekonomiczny zabudowy instalacji ograniczających emisje gazów spalinowych, koniecznych dla zapewnienia funkcjonowania EC Wrocław po 2015 roku. 3.3.2 Podjęcie działań obronnych przez Kogenerację S.A. Wykorzystując aktualny stan prawny wynikający z ustawy Prawo energetyczne Kogeneracja może podjąć skuteczne działania obronne, które pozwolą obronić dotychczasowa pozycje w systemie ciepłowniczym Wrocławia. W obu elektrociepłowniach istnieją techniczne możliwości przystosowania części (jednego?) kotłów do spalania biomasy. Ciepło wytwarzane w takim bloku będzie uprzywilejowane jako ciepło wytworzone z odnawialnego źródła energii i zgodnie z aktualnym stanem prawnym powinno zostać wprowadzone do systemu ciepłowniczego Wrocławia w pierwszej kolejności. Najkorzystniejsze byłoby przebudowanie na biomasę dwóch bloków BC 50 oraz BC- 100. Ponieważ jednak można liczyć się z sytuacją, że Kogeneracja będzie miała trudności z pozyskaniem tak znaczącej ilości biomasy rozpatrzono dwa warianty z jednym blokiem biomasowym o mocy cieplnej około 100 MW (BC-50) i dwóch o sumarycznej mocy cieplnej 300 MW. Uporządkowane wykresy obciążenia dla obu przypadków przedstawiono na rysunkach 7 i 8. Wobec uprzywilejowania ciepła z biomasy, ciepło z nowego bloku mogłoby zostać wprowadzone do systemu w drugiej kolejności, a tym samym znacznie mniejszej ilości. W przypadku jednego bloku BC-50 na biomasę na poziomie 70% lub w przypadku dwóch bloków (BC-50 i jeden BC-100) tylko 18% możliwości wytwórczych w przypadku braku źródeł biomasowych. W obu przypadkach takie ograniczenia produkcji i sprzedaży czyni inwestycję gazową o tak dużej mocy nieefektywną ekonomicznie. 20

Rysunek 9. Podział obciążeń miedzy nowym blokiem (CCGT) i EC Wrocław (BC-1, BC-2, BC-3 i KW), przy założeniu że blok BC-50 jest biomasowy. Rysunek 7. Podział obciążeń miedzy nowym blokiem (CCGT) i EC Wrocław (BC-1, BC-2, BC-3 i KW), przy założeniu że blok BC-50 i jeden blok BC-100 jest biomasowy. 21

4 Obliczenia ekonomiczne 4.1 Ceny paliw z uwzględnieniem kosztów zakupu emisji CO2 Cena ciepła produkowanego w elektrociepłowni powinna pokrywać koszty związane z jego produkcją. Głównym kosztem zmiennym ciepła jest koszt paliwa. Na rysunkach 8 i 9 (linie ciągłe) przedstawiono zmiany cen węgla (obecne paliwo stosowane w Kogeneracji) oraz gazu, czyli paliwa jakie ma być stosowane w trzeciej elektrociepłowni. Cena gazu zależy od taryfy z jakiej korzysta się oraz ze stopnia wykorzystania mocy zamówionej. W tym celu wykonano obliczenia symulacyjne kosztów gazu dla nowej EC. Tak obliczone koszty gazu i przyjęte koszty węgla stanowiły bazę wyjściową do określenia ścieżki cenowej paliw na lata przyszłe. W tym celu posłużono się przyrostami cen jakie zostały zapisane w Polityce energetycznej Polski do rok 2030. Od roku 2013 ma zostać wprowadzony obowiązek zakupu uprawnień do emisji CO 2. W związku z tym koszty spalania paliw wzrosną. Na rysunkach 8 i 9 (linie ciągłe) przedstawione są zmiany cen paliw łącznie z kosztami zakupu CO 2 po uwzględnieniu, że w pierwszym okresie część uprawnień będzie przydzielana za darmo. Trudno określić ceny jednostkowe emisji CO 2 w związku z tym przedstawiono dwa przypadki, tj. dla wysokich (rysunek 9) i niskich cen uprawnień (rysunek 8)do emisji CO 2. Metodologia przyjęta do obliczeń kosztów paliwa Prognozy cen paliw wykonano na podstawie danych przedstawionych przez International Energy Agency w dokumencie pt. Annual Energy Outlook 2011. Jako wielkości bazowe, tj. ceny w roku 2010 przyjęto wartości określone na bazie cen taryfowych (zestawienie tabela 6). Zmiany cen w latach kolejnych przyjęto zgodnie z tendencją zawartą w Annual Energy Outlook 2011. 22

[zł/gj] [zł/gj] 60 50 40 30 20 10-2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Cena gazu Cena gazu z uprawnieniami Cena węgla Cena węgla z uprawnieniami Koszt ciepła sieciowego Rysunek 8. Zmian cen gazu i węgla w latach z uwzględnieniem kosztów emisji CO 2 i bez uwzględnienia kosztów emisji CO 2 dla niskich cen emisji 60 50 40 30 20 10-2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Cena gazu Cena gazu z uprawnieniami Cena węgla Cena węgla z uprawnieniami Koszt ciepła sieciowego Rysunek 9. Zmian cen gazu i węgla w latach z uwzględnieniem kosztów emisji CO 2 i bez uwzględnienia kosztów emisji CO 2 dla wysokich cen emisji 23

Tabela 6. Wartości bazowe cen paliw i ciepła. Nośnik energii Cena Źródło Gaz ziemny 0,9827 zł/m 3 PGNiG, taryfa E1A E4B Węgiel kamienny 400,00 zł/t Średnia cena w portach ARA w listopadzie i grudniu 2010 Ciepło sieciowe 24,51 zł/gj Taryfa na ciepło Kogeneracja Ceny paliw w poszczególnych latach określono jako wartość bazową skorygowaną o wielkość procentową zmian wielkości odpowiednich cen zawartych w/w dokumentach. Dzięki temu wartość w roku 2010 odpowiada wartościom realnym. Od roku 2013 ważnym kosztem będzie koszt zakupu uprawnień do emisji CO 2. W latach 2013 2017 instalacje będą otrzymywały pewną ilość darmowych uprawnień, zależną od tego, na czyje potrzeby ciepło jest produkowane. Na rysunku 10 przedstawiono udział płatnych uprawnień w zależności od tego czy odbiorcami ciepła są gospodarstwa domowe (house holders) czy też inni odbiorcy (nonhouse holders). W obliczeniach przyjęto, że 60% ciepła produkowane jest na potrzeby gospodarstw domowych. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 zakup uprawnieo house holders zakup uprawnieo non-house holders Rysunek 10. Udział płatnych uprawnień dla produkcji ciepła Obliczenia przeprowadzono dla dwóch wariantów kosztu uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Zmienność cen w poszczególnych wariantach przedstawia wykres na rysunku 11. Ze względu na brak prognoz po roku 2020 przyjęto wartości stałe. 24

[EUR/tCO2] 45 40 35 30 25 20 15 10 5-2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Wariant wysokich cen Wariant niskich cen Rysunek 11. Rozważane prognozy cen uprawnień do emisji CO 2. 4.2 Wstępne oszacowanie możliwości uzyskania rentowności dla bloku parowo gazowego W rozważanej inwestycji jest bardzo wiele niewiadomych, które uniemożliwiają wiarygodną ocenę rentowności inwestycji. Przedstawione obliczenia służą jedynie do odpowiedzi na następujące pytania: Czy jest możliwe osiągnięcie rentowności inwestycji w blok parowo-gazowym przy cenach ciepła oferowanych przez Kogenerację? Jaki wpływ na inwestycję mają najważniejsze założenia? W celu przeprowadzenia analizy ekonomicznej niezbędne jest oszacowanie przychodów i kosztów. W przedstawionej analizie uwzględniono jedynie: Koszty: o Paliwa o Wskaźnikową wartość kosztów poza paliwowych o Koszty inwestycyjne Przychody o Ze sprzedaży ciepła o Ze sprzedaży energii elektrycznej 25

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 zł/gj zł/mwh o Ze sprzedaży praw majątkowych tzw. żółtych certyfikatów. Trudno jest ocenić koszty inwestycyjne jakie będą niezbędne aby zrealizować taką inwestycję. Z doświadczeń autorów wynika że koszty te będą kształtować się od 0,9 do 1,0 mln /MW mocy zainstalowanej elektrycznej. Nieznane są warunki i sposób przyłączenia do sieci elektroenergetycznej i ciepłowniczej tzn. odległości, uzyskania praw do korzystania z obcych gruntów. W celu oszacowania kosztów przyłącza przyjęto że będzie to ok. 5000 m sieci ciepłowniczej średnio 15 tys./mb. Daje to łącznie kwotę 75 mln. zł. Koszty budowy przyłącza elektrycznego przyjęto arbitralnie w wysokości 80 mln. zł. Do dalszych analiz zostanie przyjęta wartość jednostkowych nakładów inwestycyjnych w wysokości 0,95 mln /MW mocy elektrycznej co daje nakłady na budowa EC 1 520 mln. zł. Całkowite łączne nakłady na inwestycję (budowa EC oraz przyłączy) wynosi 1 675 mln zł.. Założono dodatkowo, że nakłady będą rozłożone na trzy lata w proporcji: rok pierwszy 10%, drugi 30% i trzeci rok 60%. Do oszacowania kosztów paliwa posłużono się metodą przedstawioną w rozdziale 4.1. Tak jak w rozdziale 4.1 przyjęto że nowa instalacja będzie otrzymywała darmowy przydział emisji na produkcję ciepła. Obliczenia wykonane są w cenach stałych. Przyjęto, że koszty emisji CO 2 zostaną przeniesione proporcjonalnie na ceny ciepła i energii elektrycznej. Ceny emisji CO 2 zgodnie z modelem cen wysokich przedstawionym w rozdziale 4.1. Ceny gazu przyjęto zgodnie z "Annual Energy Outlook 2011" publikowanego przez Interenational Energey Agency. Przedstawiona zmiany wartości cen gazu, ciepła i energii elektrycznej przedstawiono na rysunku 12. 60 400 50 350 300 40 250 30 200 20 150 100 10 50-0 Ceny gazu (zł/gj) Ceny ciepła (zł/gj) Ceny energii elektrycznej (zł/mwh) Żółte certyfikaty (zł/mwh) Rysunek 12. Przebieg zmian cen energii elektrycznej (oś pomocnicza), cen gazu (odniesionej do energii) i ciepła 26

Oszacowanie kosztów paliwa przedstawiono w tabeli Tabela 7. Oszacowanie zostało wykonane zgodnie z taryfą dla PGNiG. Tabela 7. Oszacowanie kosztów paliwa dla bloku parowo gazowego Parametry obiektu 1 Moc elektryczna 400 MW 2 Moc cieplna 290 MW 2 Sprawność śr. roczna 85% 3 Wykorzystanie mocy 4925 h/rok 4 Moc zamówiona 84706 m3/h 5 Zapotrzebowanie paliwa 417 210 052 m3/rok 14 393 747 GJ/rok Parametry paliwa 1 Wartość opałowa 34,5 MJ/m3 Ceny, opłaty Za paliwo 1 Cena paliwa 0,9827 zł/m3 2 Abonament 660 zł/m-c Sieciowa 3 stała 0,0382 zł/(m3/h) 4 zmienna 0,0226 zł/m3 Koszt paliwa 1 Całkowity koszt netto 447 774 484 zł/rok 2 Jednostkowy koszt neto 31,11 Zł/GJ Koszty poza paliwowe zostały przyjęte w wysokości: Jednostkowe koszty stałe - 50,000 Euro/(kW rok) Jednostkowe koszty zmienne - 0,5 Euro/Mwh Zestawienie wielkości produkcji i zużycia paliwa przyjętych do obliczeń przedstawiono w tabeli 8. Zestawienie wszystkich przepływów uwzględnionych w uproszczonej analizie ekonomicznej zestawiono w tabeli 9. 27

Tabela 8. Zestawienie miesięcznych (dla średnich warunków klimatycznych Wrocławia) produkcji energii i zużycia paliwa Miesiące Jed. styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień ROK Sprzedaż ciepła TJ 1 132 1 008 934 575 234 154 154 154 172 550 850 1 100 7 019 Zamówiona moc cieplna do Fortum MW 725 725 725 725 725 725 725 725 725 725 725 725 725 Sprzedaż ciepła GWh 315 280 259 160 65 43 43 43 48 153 236 306 1 950 średnia moc cieplna MW 423 417 349 222 87 60 58 58 66 205 328 411 223 Moc cieplna bloku MW 290 290 290 222 87 0 0 0 0 205 290 290 223 Produkcja ciepła w bloku TJ 777 702 777 575 234 0 0 0 0 550 752 777 5 142 Produkcja energii GWh 298 269 298 220 90 0 0 0 0 211 288 298 1 970 elektrycznej Średnia moc elektryczna MW 400 400 400 306 120 0 0 0 0 283 400 400 225 Energia w paliwie TJ 2 174 1 96 2 174 1 608 65 0 0 0 0 1 540 2 104 2 174 14 394 Zapotrzebowanie gazu mln m3 63 57 63 47 19 - - - - 45 61 63 417 średnie godzinowe m3/h 84 706 84 706 84 706 64 742 25 489 0 0 0 0 60 024 84 706 84 706 47 627 zapotrzebowanie Sprzedaż energii elektrycznej GWh 283 255 283 209 85 0 0 0 0 200 274 283 1 872

Tabela 9. Zestawienie przepływów finansowych przy założeniu średnich kosztów ciepła na poziomie obecnych kosztów ciepła (28 zł/gj). Wszystkie wielkości w mln zł. Przepływy pieniężne 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Inwestycyjne -167,5-502,5-1005 Amortyzacja -112-112 -112-112 -112-112 -112-112 -112-112 -112 Koszty zakupu paliwa -491,6-503,3-514,9-526,6-538,2-549,9-561,6-573,2-584,9-596,5-608,5 Koszty poza paliwowe -62-62 -62-62 -62-62 -62-62 -62-62 -62 Zakup emisji CO2-115,1-120,7-126,4-132,0-137,6-137,6-137,6-137,6-137,6-137,6-137,6 Darmowe uprawnienia na produkcję ciepła 121,2 109,9 97,1 82,6 66,6 57,5 48,0 38,5 29,1 19,6 10,1 Sprzedaż ciepła 185 194 204 214 225 230 235 240 245 250 255 Sprzedaż energii elektrycznej 504 541 580 622 667 667 667 667 667 667 667 Sprzedaż świadectw 137 126 114 103 91 91 91 92 92 92 92 Zysk operacyjny brutto 0,0 0,0 0,0 166,7 172,7 180,4 189,9 201,1 185,3 169,2 153,1 137,0 120,9 104,5 Podatek 0,0 0,0 0,0 31,7 32,8 34,3 36,1 38,2 35,2 32,1 29,1 26,0 23,0 19,9 Zysk netto 0,0 0,0 0,0 135,0 139,9 146,1 153,8 162,9 150,1 137,0 124,0 111,0 97,9 84,7 CF -167,5-502,5-1005,0 246,7 251,5 257,8 265,5 274,6 261,7 248,7 235,7 222,6 209,6 196,3 Przepływy pieniężne 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 Inwestycyjne Amortyzacja -112-112 -112-112 0 0 0 0 0 0 Koszty zakupu paliwa -620,5-632,5-644,5-656,4-656,4-656,4-656,4-656,4-656,4-656,4 Koszty poza paliwowe -62-62 -62-62 -62-62 -62-62 -62-62 Zakup emisji CO2-137,6-137,6-137,6-137,6-137,6-137,6-137,6-137,6-137,6-137,6 Darmowe uprawnienia na 0,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 produkcję ciepła Sprzedaż ciepła 260 261 263 265 265 265 265 265 265 265 Sprzedaż energii elektrycznej 667 667 667 667 667 667 667 667 667 667 Sprzedaż świadectw 92 92 92 92 92 92 92 92 92 92 Zysk operacyjny brutto 88,1 77,4 67,1 56,8 168,4 168,4 168,4 168,4 168,4 168,4 Podatek 16,7 14,7 12,7 10,8 32,0 32,0 32,0 32,0 32,0 32,0 Zysk netto 71,4 62,7 54,4 46,0 136,4 136,4 136,4 136,4 136,4 136,4 CF 183,1 174,4 166,0 157,7 136,4 136,4 136,4 136,4 136,4 136,4

IRR Do oceny rentowności przyjęto wartość wskaźnika IRR. Wskaźnik ten nadaje się do oceny rentowności inwestycji tzw. prostych. Rozważana inwestycja spełnia ten warunek. W odróżnieniu od wartości NPV metoda IRR nie wymaga zakładania wartości stopy dyskonta która jest różna dla różnych inwestycji i inwestorów. Przy przedstawionych założeniach wartość IRR za okres 23 lat (3 lata budowy i 20 lat eksploatacji) wynosi 11,5%. Przy tych założeniach inwestycję można uznać za rentowną. Istotna jest również wrażliwość inwestycji na podstawowe założenia. Wyniki analizy wrażliwości wartości IRR na ceny ciepła, energii elektrycznej i certyfikatów pochodzenia oraz kosztów inwestycyjnych w zakresie ± 10% nie zmienia oceny efektywności inwestycji. Widać również na tym wykresie że największy wpływ na rentowność takiej inwestycji mają ceny energii elektrycznej i koszty inwestycyjne. Mniejszy wpływ mają koszty ciepła. Na rysunku 14 przedstawiono strukturę przychodów z której widać co stanowi główne źródło przychodów. Dodatkowo na rysunku 15 przedstawiono strukturę kosztów projektu. 14% 13% 12% 11% 10% 9% 8% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% Koszty inwestycyjne Energia elektryczna Cena ciepła Rysunek 13. Analiza wrażliwości wartości IRR na 10% zmianę wybranych wielkości wejściowych. 30

10% 64% 26% Sprzedaż ciepła Sprzedaż energii elektrycznej Sprzedaż świadectw Rysunek 14. Struktura przychodów -17% -8% -75% Koszty paliwowe Koszty poza paliwowe Koszty emisji Rysunek 15. Struktura kosztów projektu 4.3 Wpływ wprowadzenia nowego dużego źródła ciepła na koszty zakupu ciepła przez odbiorcę końcowego Ocenę wpływu nowej inwestycji na cenę ciepła w systemie ciepłowniczym Wrocławia przeprowadzono przy następujących założeniach: - średnia cena ciepła (uwzględniająca część stałą i zmienną) po jakiej wprowadza je do systemu z nowego bloku Fortum nie będzie wyższa niż obecna średnia cena z Kogeneracji S.A. - koszt rezerwowania mocy w Kogeneracji S.A. rozpatrzono w 2 wariantach; 31

mln zł/rok - wynikającym z aktualnej ceny za moc wg taryfy Kogeneracji S.A. - określonymi jako różnica miedzy utraconymi przychodami ze sprzedaży energii elektrycznej i ciepła oraz kosztami zmiennymi odpowiadającymi utraconej produkcji kosztami paliwowym W szacunkowych obliczeniach można przyjąć, że rzeczywiste koszty rezerwowania mocy są równe różnicy miedzy utraconymi przychodami w związku ze zmniejszeniem sprzedaży energii elektrycznej i ciepła oraz kosztami odpowiadającymi wartości nie poniesionych kosztów zmiennych (przede wszystkim kosztów paliwa). Tak oszacowane koszty rezerwowania 290 MW mocy cieplnej wyniosą około 103 mln zł (Rys. 16). 700 600 Układ istniejący Założona marża 10% Układ po wprowadzeniu nowego źródła 500 400 300 Deficyt 103 mln zł/rok między kosztami a przychodami ze sprzedaży ciepła przy obecnej taryfie 200 100 0 Koszty Przychody Koszty Przychody Koszty stałe Koszty zmienne Przychód - moc cieplna Przychód - sprzedaż ciepła Przychód - sprzedaż en. El Rysunek 16. Graficzna ilustracja obliczeń kosztów rezerwowania mocy w Kogeneracja S.A. W tabelach przedstawiono obliczenia średniej cen ciepła: Obecnie o z istniejącego źródła (Tabela 10) po wybudowaniu trzeciego źródła ciepła przez Fortum 32

o średnie ceny ciepła z nowego źródła (Tabela 11) o średnie ceny ciepła z istniejącego źródła (Tabela 12) o łącznie średnie ceny wytwarzania ciepła ze wszystkich źródeł (Tabela 13). Tabela 10. Obliczenia średniej (jednoskładnikowej) rocznej ceny zakupu ciepła w Kogeneracja S.A. dla odbiorców dla których ciepło dostarcza operator sieci bez nowego źródła (stan aktualny). Opis Jednostka Wartość Cena zakupu ciepła zł/gj 24,5 Sprzedaż ciepła GJ/rok 9 345 024 Koszty zakupu ciepła mln zł/rok 229,0 Cena zakupu mocy cieplnej zł/mw/rok 36 630 Wielkość mocy zamówionej MW 959 Koszty zakupu mocy mln zł/rok 35,1 Razem koszty zakupu ciepła mln zł/rok 264,1 Średni jednostkowy koszt zakupu ciepła zł/gj 28,3 Sprzedaż EE MWh 1 156 716 Przychody z EE mln zł/rok 383,5 Łączne przychody mln zł/rok 647,6 Tabela 11. Obliczenie średnie (jednoskładnikowej) rocznej ceny ciepła z nowego źródła dla odbiorców dla których ciepło dostarcza operator sieci Opis Jednostka Wartości *) Średnia jednostkowa cena ciepła zł/gj 28,3 Sprzedaż ciepła GJ/rok 5 142 114 Razem koszty ciepła mln zł/rok 145,3 Wielkość zakupu mocy w celu rezerwowania własnego źródła ciepła MW 290 Koszty rezerwowania mocy mln zł/a 103 Koszty pompowania wody sieciowej *) mln zł/a 12,0 Razem koszty dostarczenia ciepła do systemu mln zł/a 260,5 Średni jednostkowy koszt ciepła dostarczonego do systemu zł/gj 50,7 - koszty pompowania wody wyliczone jako 60% kosztów które na dzisiaj ponosi KOGENERACJA, Przeprowadzone szacunkowe obliczenia jednoznacznie wskazują, że wprowadzenia do systemu ciepłowniczego nowej jednostki wytwórczej o mocy odpowiadającej ok. 1/3 potrzeb miasta znacząco podwyższy średnie ceny ciepła dla mieszkańców miasta. Główną przyczyną jest konieczność pełnego rezerwowania mocy nowej instalacji w Elektrociepłowni Wrocław. Średnia cena wytwarzania może osiągnąć poziom 50 zł/gj. [patrz tabela 11] W systemie 33

ciepłowniczym miasta nie występuje deficyt mocy wytwórczych. Nowa inwestycja nie powiększa ilości ciepła wytwarzanego w skojarzeniu z energią elektryczna. Należy też zwrócić uwagę, że ustalana w taryfie cena mocy zamówionej nie pokrywa rzeczywistego jednostkowego kosztu stałego. Może być źródłem upowszechniającym nie prawdziwą informacje o kosztach utrzymywania zdolności produkcyjnych elektrociepłowni. Tabela 12. Obliczenie średniej (jednoskładnikowej) rocznej ceny zakupu ciepła w Kogeneracja S.A. dla odbiorców dla których ciepło dostarcza operator sieci z nowym źródłem Jednostka Wartość Cena zakupu ciepła zł/gj 24,5 Sprzedaż ciepła GJ/rok 4 202910 Koszty zakupu ciepła mln zł/rok 103,0 Cena zakupu mocy cieplnej zł/mw/rok 36 630 Wielkość mocy zamówionej MW 959 Koszty zakupu mocy mln zł/rok 35,1 Zmniejszone koszty pompowania wody sieciowej mln zł/a -12 Razem koszty zakupu ciepła mln zł/rok 126,1 Średni koszt zakupu ciepła zł/gj 30,0 Tabela 13. Obliczenie średniej (jednoskładnikowej) rocznej ceny zakupu po wprowadzenie nowego źródła ciepła Opis Jednostka Wartości Koszty ciepła z istniejących źródeł mln zł/rok 126,1 Koszty ciepła z nowego źródła mln zł/rok 260,5 Razem Koszty ciepła ze źródeł mln zł/rok 386,6 Średni koszt zakupu ciepła zł/gj 41,4 Tak więc po zainstalowaniu nowego źródła przez Fortum w obecnych warunkach dzisiejsza cena wytwarzania ciepła wynosząca 28,3 zł/gj może wzrosnąć do 41,4 zł/gj. 34