Czy OZE czy Atom bez gazu ani rusz

Czy OZE czy Atom bez gazu ani rusz Marcin Lewenstein Dyrektor Biura Nowych Przedsięwzięć Warszawa, 18.06.2009

I W Polsce zapotrzebowanie na energię elektryczną może rosnąć szybciej niż dostępność nowych mocy wytwórczych Planowana nadwyżka mocy dostępnej dla OSP w latach 2008-2010r. 7 000 6 000 5 000 4 000 I 3 000 2 000 1 000 GW 0 II III IV V I Miesięczne krajowe zapotrzebowanie oraz moc dostępna dla PSE-Operator w dobowych szczytach krajowego zapotrzebowania na moc (marzec 2008) Planowana nadwyżka mocy dostępnej dla OSP Wymagana nadwyżka mocy dostępnej dla OSP VI VII VIII IX X XI XII II III IV V VI VII VIII IX MW X Podaż energii elektrycznej XI XII Popyt na energię elektryczną II III 2008 2009 2010 MIESIĄC / ROK IV V VI VII VIII IX Perspektywa wystąpienia niedoborów mocy w KSE X XI XII Możliwość wystąpienia deficytu 6-7 GW W okresie poprzedzającym kryzys gospodarczy, w okresach szczytowego zapotrzebowania, w Polsce pojawiały się możliwe braki w rezerwach mocy systemowych. Wraz z wyjściem z kryzysu, w perspektywie kolejnych lat może znów brakować rezerw wytwórczych co w skrajnych przypadkach skutkować może przerwami w dostawach energii elektrycznej 2

Ochrona środowiska wymusi zmianę energy mix Standardy emisji dla elektrowni wybudowanych po 2003 roku w UE [mg/m3] SO2 NOx Wielkość elektrowni MW 50-100 100-300 >500 50-500 >500 Paliwa Stałe 2000 2000-400 4001 600 500 Wielkość elektrowni MW 50-300 300-500 >500 50-500 >500 Paliwa Płynne 1700 1700-400 400 450 400 Wielkość elektrowni MW >50 50-500 >500 Gaz ziemny 35 300 200 Biorąc pod uwagę wymogi związane z emisyjnościąźródeł elektroenergetycznych struktura paliwowa wytwarzania energii elektrycznej w Polsce będzie ulegać daleko idącym zmianom. Gaz charakteryzuje się stosunkowo niską emisyjnością, będzie więc dobrym uzupełnieniem energy mix. Standardy emisji od 1 lipca 2008r dla istniejących (wybudowanych przed 2003r.) elektrowni w UE [mg/m3] SO2 NOx Wielkość elektrowni MW 50-100 100-300 >300 50-100 100-300 >300 Paliwa Stałe 850 200 200 400 200 200 Paliwa Płynne 850 400-200 200 400 200 200 Bimasa 200 200 200 400 300 200 Gaz ziemny 35 35 35 150 150 100 3

OZE i Atom mogą nie być wystarczającą odpowiedzią na rosnące zapotrzebowanie na nowe moce wytwórcze Zmiany mocy osiągalnej elektrowni zawodowych z uwzględnieniem ubytków (likwidacje i odstawienia do modernizacji) oraz przyrostów mocy z tytułu zakończonych modernizacji i nowych zadecydowanych inwestycji (Bełchatów II, Pątnow II, Łagisza II) [MW] 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Elektrownia Skawina Elektrownia Opole PKE Elektrownia Halemba PKE Elektrownia Blachownia PKE Elektrownia Siersza PKE Elektrownia Łagisza PKE Elektrownia Łaziska PKE Elektrownia Jaworzno II PKE Elektrownia Jaworzno III Elektrownia Stalowa Wola ZEL Ostrołęka "B" Elektrownia Rybnik Elektrownia Połaniec Elektrownia Dolna Odra Elektrownia Kozienice Elektrownia Pątnów II Elektrownia Pątnów I Elektrownia Adamów Elektrownia Turów Elektrownia Konin Elektrownia Belchatów II Elektrownia Bełchatów Wraz ze zwiększaniem się w Polsce udziału produkcji energii elektrycznej z OZE, energetyka gazowa powinna coraz bardziej uzupełniać energy mix, jako element zrównoważonego wsparcia. Porównując energy mix oraz wybrane rynki UE z Polską, można wskazać role, które dobrze spełni właśnie energetyka gazowa. 4

Energia elektryczna z OZE uwarunkowania wzrostu Struktura produkcji energii elektrycznej w OZE w roku 2008 Łącznie 6 192,8 GWh, z czego: 8,0% Poziom wykonania obowiązku OZE w latach 2005-2008 7,0% 40,7% 3,6% 8,3% 12,7% Biogaz Biomasa Elektrownie wiatrowe 6,0% 4,0% 2,0% 0,0% 3,6% 3,1% 3,0% 3,3% 0,2% 0,3% 5,1% 4,3% 0,8% 5,2% 1,8% Elektrownie wodne 2005 2006 2007 2008* 34,8% Współspalanie Poziom obowiązku OZE wynikający z rozporządzenia Ministra Gospodarki Udział OZE według umorzonych świadectw pochodzenia Niezbędna opłata zastępcza Podmioty wytwarzające energię w OZE objęte są systemem wsparcia funkcjonującym na zasadach analogicznych do systemu wsparcia energii elektrycznej wytwarzanej w procesie kogeneracji: źródła otrzymują certyfikaty zielone, a obowiązek ich zakupu spoczywa na podmiotach sprzedających energię elektryczną do odbiorców końcowych. Wielkość obowiązku wzrasta w latach 2005-2017 z poziomu 3,1% do 12,9% wielkości sprzedaży energii elektrycznej. Zgodnie z aktualnie obowiązującymi przepisami system wsparcia OZE będzie obowiązywał do końca 2017 roku. Dodatkowo, zgodnie z pakietem energetyczno-klimatycznym, do roku 2015 udział energii odnawialnej w bilansie energetycznym Polski powinien wzrosnąć do 15%, co stanowi gwarancję utrzymania systemu wsparcia OZE w dłuższym horyzoncie czasowym. W całym okresie funkcjonowania systemu wsparcia dla energetyki odnawialnej w Polsce obowiązkowy udział energii z OZE nigdy nie został w całości wypełniony świadectwami pochodzenia. 5

Energetyka atomowa w Polsce -ścieżka rozwoju Prognoza produkcji energii elektrycznej netto - według paliw 205 180 155 TWh netto 130 105 80 55 30 Moce wytwórcze energii elektrycznej brutto (MW) w Polsce 2006 2010 2015 2020 2025 2030 Elektrownie jądrowe 0 0 0 1600 3200 4800 5 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Węgiel kamienny Węgiel brunatny Gaz ziemny Jądrowa Odnawialne Inne Harmonogram budowy elektrowni atomowej Udział energetyki jądrowej nawet w najbardziej optymistycznym scenariuszu będzie stanowił niewielki procent całkowitych mocy wytwórczych Przedstawienie programu atomowego rządowi Ostateczne kryteria wyboru lokalizacji elektrowni atomowych Ostateczny termin wyboru lokalizacji przez inwestorów Zakończenie budowy pierwszego bloku atomowego w Polsce 2010 2012 2020 2022 2030 Planowane zakończenie budowy kolejnych 2 bloków atomowych 6

Gaz ziemny: kogeneracja, popyt szczytowy, źródła rozproszone - optymalne dopełnienie energy mix 300,0 Produkcja energii elektrycznej wg paliw, Scen BAU 300,0 Produkcja energii elektrycznej wg paliw, Scen EU_MIX 250,0 250,0 [TWh/rok] 200,0 150,0 100,0 Paliwa pozostałe Energia odnawialna Paliwo jądrowe Gaz ziemny Węgiel brunatny Węgiel kamienny [TWh/rok] 200,0 150,0 100,0 Paliwa pozostałe Energia odnawialna Paliwo jądrowe Gaz ziemny Węgiel brunatny Węgiel kamienny 50,0 50,0 0,0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 W każdym ze scenariuszy rozwoju rynku energii elektrycznej w Polsce udział gazu ziemnego w produkcji energii elektrycznej będzie rósł. W opracowanych przez PKEE prawdopodobnych scenariuszach rozwoju energetyki gaz ziemny będzie uzyskiwał duży udział w produkcji energii elektrycznej, jedynie w scenariuszu kontynuacji wzrost udziału gazu będzie mniejszy. Gaz ziemny [TWh/rok] 0,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Produkcja energii elektrycznej wg paliw, Scen EUMIX-E 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Paliwa pozostałe Energia odnawialna Paliwo jądrowe Gaz ziemny Węgiel brunatny Węgiel kamienny 7

Elektroenergetyka gazowa w Polsce stan obecny W 2007 roku 7 % całkowitej sprzedaży gazu ziemnego do odbiorców przemysłowych w PGNiG SA stanowiła sprzedaż gazu do elektrowni elektrociepłowni W tym samym roku w UE27 sprzedaż dla energetyki wyniosła 26% całkowitej sprzedaży, a gaz stanowił 23% w zużyciu energii finalnej Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce w roku 2007 3,1% 2,6% 1,1% 0,7% 0,4% Łącznie: 160,7 TWh Przykłady bloków gazowo parowych zasilanych gazem ziemnym 33,8% 58,3% Węgiel kamienny Węgiel brunatnty Gaz ziemny OZE Ropa naftowa Woda (el. szczytowe) Odpady Źródło: Opracowanie własne na podstawie Projektu Polityki Energetycznej Polski do 2030 roku (wersja z dnia 5 marca 2009 roku) 8

Energetyka kluczowy segment z punktu widzenia rozwoju rynku gazu i zwiększenia popytu na gaz PGNiG prowadzi rozmowy z krajowymi i zagranicznymi podmiotami zainteresowanymi inwestycjami w źródła oparte na gazie - obecnie prowadzone są analizy potencjalnych projektów Również zdaniem niezależnych analityków wzrost zapotrzebowania na gaz ze strony elektroenergetyki będzie kluczowym elementem zwiększania się popytu na ten surowiec w Polsce Prognoza struktury zużycia gazu w Polsce perspektywa roku 2030 5 4 mld bcm m 3 3 2 1 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 PGNiG S.A. planuje zaangażować się kapitałowo w 1-2 duże inwestycje w sektorze wytwarzania energii elektrycznej, tak by w horyzoncie do roku 2015 dysponować około 300 MW własnych mocy wytwórczych Domestic-weather Odbiorcy domowi corrected Industry Przemysł Power Elektroenergetyka Commercial-weather Odbiorcy indywidualni corrected (handel itd.) Petrochem Petrochemia i Chemia 9 9

Ostatnie lata przyniosły znaczący rozwój energetyki gazowej w krajach UE Gaz ziemny Gaz ziemny Struktura wiekowa elektrowni oraz informacje o planowanych inwestycjach jednoznacznie wskazują, iż gaz ziemny zajmuje ważne miejsce w nowych inwestycjach w ostatnich latach 10

Wybrane zalety energetyki gazowej Bardzo duża elastyczność jeśli chodzi o wybór skali przedsięwzięć Względnie krótki czas budowy źródeł Wysoka sprawność, szczególnie w przypadku zastosowania wspieranej systemem żółtych certyfikatów kogeneracji Mniejsze niż w przypadku elektrowni węglowych emisje zanieczyszczeń Krótki cykl technologiczny uruchamiania i odstawiania źródeł gazowych (elastyczność ruchowa) Możliwość budowy wielu małych jednostek, dostosowanych dokładnie do potrzeb odbiorców, nie wymagających dużych nakładów inwestycyjnych oraz omijających kosztowne problemy dotyczące przyłączeń i rozbudowy sieci Możliwość zdalnego sterowania rozproszonych, małych źródeł gazowych (wirtualna elektrownia) Poprawa jakości energii i zabezpieczenia jej dostaw przy zapewnieniu współpracy źródeł wiatrowych i gazowych Możliwość lepszego wykorzystania odległych od systemu gazociągów źródeł gazu 11

Przesłanki wejścia PGNiG S.A. w energetykę gazową (1) Wynikające z pozycji PGNiG na polskim rynku gazu: Dostęp do własnego paliwa Rozbudowana sieć sprzedaży obejmująca większość terytorium kraju Możliwość wydłużenia łańcucha wartości i sprzedaży przez PGNiG energii elektrycznej jako produktu wytwarzanego z gazu Kluczowy potencjalny partner dla koncernów elektroenergetycznych w zakresie wspólnego wyjścia z ofertą dual fuel Stabilna kondycja finansowa i rating umożliwiający pozyskanie finansowania zewnętrznego Możliwość łatwiejszego zagospodarowania dużych ilości gazu z projektów dywersyfikacyjnych Możliwość lepszego zagospodarowania własnych źródeł gazu, w tym również złóż pozasystemowych 12

Przesłanki wejścia PGNiG S.A. w energetykę gazową (2) Wynikające z uwarunkowań zewnętrznych (rynkowych, regulacyjnych, prawnych): Realna możliwość znacznego zwiększenia popytu na gaz Poprawa konkurencyjności gazu dzięki prognozowanemu wzrostowi popytu na energię elektryczną przy zwiększających się obciążeniach związanych z ochronąśrodowiska ( Pakiet klimatyczny, IPPC, etc.) Potrzeba rozbudowy mocy wytwórczych w Polsce, ze szczególnym uwzględnieniem energetyki rozproszonej Potrzeby regulacyjne operatora KSE zwiększające zapotrzebowanie na źródła gazowe o pożądanej charakterystyce (pokrycie okresów szczytowych) Wsparcie wysokosprawnej kogeneracji gazowej systemem żółtych certyfikatów 13

Energetyka i OZE w PGNiG nowy segment działalności Strategia PGNiG zakłada budowę koncernu multienergetycznego, oferującego klientom zarówno gaz, jak i energię elektryczną pochodzącą ze źródeł gazowych oraz odnawialnych źródeł energii Nowy segment i skupi działalność w obszarze energetyki i OZE PGNiG będzie odpowiadał za sprzedaż detaliczną produktów Wytwarzanie Obrót Detal 1-2 większe EC z kogeneracją gazową Źródła rozproszone o małej i średniej mocy Mała kogeneracja, również dla przemysłu Wykorzystanie atutu dostępu do własnych paliw Biogazownie Inne źródła gazowe Optymalne zabezpieczenie potrzeb własnych GK PGNiG Obrót energią wytwarzaną we własnych źródłach Opracowanie oferty dual fuel Budowa szerokich kompetencji traderskich (commodities) Największe podmioty sektora energii i paliw działające na rynku europejskim oferują swoim klientom zarówno energię elektryczną jak i gaz. 14

Pierwsze projekty PGNiG S.A. związane z budową i eksploatacją źródeł zasilanych gazem PMG Kosakowo Projekt EC Stalowa Wola (400MWe) Projekt Pro-Gaz Gdańsk (200-300MWe) Gazowe źródła rozproszone PMG Wierzchowice: 38MWe LMG: 10MWe BMB: 10MWe Terminal LNG: 50MWe Biogazownie: 2-3 MWe PMG Kosakowo: 10-100MWe 15 Pro-Gaz Gdańsk (200MWe) Terminal LNG (50MWe) BMB (10MWe) LMG (10MWe) PMG Wierzchowice (38MWe) EC Stalowa Wola (400MWe)

Projekt PGNiG S.A. i Tauron Polska Energia S.A. Blok Gazowo-Parowy w Stalowej Woli Od czasu podpisania 20 listopada 2008 r. Listu Intencyjnego między PGNiG S.A. i Tauron Polska Energia S.A., który określił główne obszary współpracy Spółek, zespoły obu Partnerów bezpośrednio współpracują przy projekcie, korzystając z wsparcia wiodących firm inżynieryjnych i doradczych. Termin realizacji projektu określa się na drugą połowę 2013 r. Zakończono: due diligence (prawne i środowiskowe oraz finansowo-podatkowe) wstępne analizy inżynieryjne i techniczne wstępne rozmowy z OGP Gaz-System i PSE-Operator w sprawie budowy lub modernizacji przyłączy Prowadzone są: wielowariantowa wycena projektu wspólna wycena ESW w jej obecnym kształcie wstępne rozmowy z dostawcami urządzeń 16

Projekt z udziałem PGNiG S.A.- Pro-Gaz Gdańsk PGNiG S.A., ENERGA S.A. oraz Grupa LOTOS S.A. w dniu 16 października 2008 r. podpisały List intencyjny, a następnie w dniu 6 maja 2009 r. Umowę konsorcjalną dot. zrealizowania projektu budowy i eksploatacji elektrociepłowni na paliwo gazowe o mocy około 200-300 MWe Powołane zostały zespoły które bezpośrednio współpracują przy projekcie Rozpoczęta została procedura wyboru doradcy technicznego i biznesowego, który opracuje Studium lokalizacyjne oraz Studium Wykonalności Projektu Termin realizacji Projektu wstępnie określono na 2013 r. 17

Energetyka gazowa jest elementem zrównoważonego rozwoju sektora elektroenergetycznego w Polsce BEZPIECZEŃSTWO Wzmocnienie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego dzięki mniejszym, rozproszonym źródłom gazowym Świadczenie usług regulacyjnych w systemie elektroenergetycznym Krótki okres realizacji inwestycji pozwalający na pokrycie luki podażowej INOWACYJNOŚĆ Zastosowanie wysokosprawnych, nowych technologii Możliwość zdalnego sterowania rozproszonych źródeł gazowych EFEKTYWNOŚĆ Ograniczenie strat w przesyle energii poprzez zastosowanie wysokosprawnej kogeneracji i generacji rozproszonej Lepsze wykorzystanie paliw pierwotnych i krajowych zasobów gazu ziemnego, szczególnie z trudnych źródeł OCHRONA ŚRODOWISKA Wykorzystanie atutów gazu ziemnego jako najbardziej ekologicznego źródła energii spośród wszystkich paliw konwencjonalnych 18

PGNiG S.A. ma możliwość zapewnienia dostaw gazu odpowiadających potrzebom polskiej energetyki Po 2015 roku punkt wyjścia gazu z Polski na rynek europejski Od roku 2013 Terminal LNG Berlin-Szczecin interkonektor dwukierunkowy Punkt wejścia gazu do Polski z NCS od 2013r. Niechorze Lwówek Włocławek Tietierowka (Gazprom Export) Kondratki (Gazprom Export) TERMINAL LNG Regazyfikacja: Faza I 2,5 mld m 3 ; Faza II 5,0 mld m 3 ; Faza III 7,5 mld m 3 gazu rocznie Zbiorniki LNG: 2 zbiorniki (v= 160.000 m 3 każdy ); ewentualnie dodatkowy zbiornik Statki LNG: Standardowa wielkość statków: max do 216.000 m 3 Uruchomienie: 2014 r. Lokalizacja: Świnoujście Lasów (VNG Verbundnetz Gas, EON Ruhrgas) Morawia interkonektor dwukierunkowy Rurociąg Jamalski Stan obecny Stan przyszły Wysokoje (Gazprom Export) Hrubieszów (NAK) Drozdowicze (Gazprom Eksport)) POŁĄCZENIA MIĘDZYSYSTEMOWE Realizacja projektu budowy połączeń międzysystemowych (interkonektorów) zapewni PGNiG S.A. możliwości przepływu strumienia gazu w dwóch kierunkach Budowa połączeń umożliwi wymianę handlową z rynkami sąsiadującymi oraz uczestnictwo w rynkach bilansujących Europy (dostęp do hubu) Uruchomienie interkonektora zachodniego planowane pod koniec 2011roku 19

20 Dziękuję za uwagę