REC 2013 Rozwój kogeneracji wyzwania dla inwestora PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Departament Inwestycji Biuro ds. Energetyki Rozproszonej i Ciepłownictwa
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: 6.964.382.240,00 zł. 2
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
Lokalizacja Oddziałów PGE GiEK S.A. Moce osiągalne przez jednostki wytwórcze w pierwszym kwartale 2013 roku. 4
Rozwój kogeneracji wyzwania dla inwestora Zagospodarowanie potencjału kogeneracji w sposób umożliwiający sprzedaż ciepła w cenach akceptowalnych, z zachowaniem efektywności ekonomicznej inwestycji. 5
Wykorzystanie potencjału wytwórczego Rok 2012 Moc zainstalowana: Moc wykorzystana: 58 148 MW 42 376 MW Produkcja ciepła : 399 674 TJ Produkcja ciepła w kogeneracji: 249 962 TJ Udział ciepła z kogeneracji w ogólnej produkcji ciepła: 62,5% Czas wykorzystania mocy zainstalowanej: 1 909 h/rok Czas wykorzystania mocy wykorzystanej: 2 620 h/rok Niski czas wykorzystania mocy skutkuje adekwatnie większym poziomem kosztów jednostkowych produkcji (głównie amortyzacji) niż np. w elektroenergetyce. 6
Stan majątku Rok 2012 Aktywa trwałe brutto : Aktywa trwałe netto : 42 764,3 mln zł 20 398,4 mln zł Stopień dekapitalizacji majątku trwałego: 52,3 % Amortyzacja (~3,5%): Nakłady inwestycyjne: 1 473 mln zł 2 466 mln zł Wysoki stopień dekapitalizacji majątku trwałego. - bez ponoszenia nakładów około roku 2026 nastąpiłaby całkowita dekapitalizacja majątku Nakłady 34 000 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
Koszt CO 2 Rok 2012 Moc zainstalowana: Moc wykorzystana: Produkcja ciepła : Ciepło dostarczone do odbiorców EMISJA CO 2 58 148 MW 42 376 MW 399 674 TJ 248 040 TJ 41 568 071 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
Emisje SO 2, NO X, PYŁ Rok 2012 Moc zainstalowana: Moc wykorzystana: 58 148 MW 42 376 MW Produkcja ciepła : Emisja całkowita 399 674 TJ Emisja jednostkowa (szacunek) Emisja jednostkowa (szacunek) [tys. Mg] [kg/gj paliwo] [mg/m 3 u] SO 2 140,2 0,30 847 NO X 65,7 0,14 397 Pył 18,5 0,04 112 9
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
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
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 300-400 tys. TJ minimalna ( tylko zakłady przemysłowe) Potencjał rozwoju kogeneracji - obszar II: ~ 120 tys. TJ (40%) Potencjał rozwoju kogeneracji razem: ~ 190 tys. TJ 12
Udział ciepła w kogeneracji - wskaźnik kogeneracyjności Potencjał rozwoju kogeneracji ciepło systemowe-szacunek Potencjał kogeneracji - ciepło systemowe 100% 80% 60% 40% 24 000 TJ 77 000 TJ 20% Wskaźnik kogeneracyjności średnia- benchmark krajowy 63% maximum - benchmark województwo lubuskie 82% 13
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. 2010 14
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
Ustawa prawo energetyczne: Dz. U. 1997 nr 54 poz.348. Akty zmieniające: Dz.U. 2013 nr 0 poz. 984 2013.09.11,Dz.U. 2011 nr 234 poz. 1392 2011.12.04,Dz.U. 2011 nr 233 poz. 1381 2012.05.03,Dz.U. 2011 nr 205 poz. 1208 2011.10.30,Dz.U. 2011 nr 136 poz. 789 2011.07.01,Dz.U. 2011 nr 94 poz. 551 2011.08.11,Dz.U. 2010 nr 81 poz. 530 2010.06.14,Dz.U. 2010 nr 21 poz. 104 2010.03.11,Dz.U. 2009 nr 215 poz. 1664 2010.01.01,Dz.U. 2009 nr 165 poz. 1316 2009.10.21,Dz.U. 2009 nr 69 poz. 586 2009.05.22,Dz.U. 2009 nr 3 poz. 11 2009.03.01 Dz.U. 2008 nr 227 poz. 1505 2009.03.24,Dz.U. 2008 nr 180 poz. 1112 2008.10.25,Dz.U. 2007 nr 130 poz. 905 2007.08.04,Dz.U. 2007 nr 115 poz. 790 2007.06.24,Dz.U. 2007 nr 52 poz. 343 2007.04.07,Dz.U. 2007 nr 21 poz. 124 2007.02.24,Dz.U. 2006 nr 170 poz. 1217 2006.10.27,Dz.U. 2006 nr 158 poz. 1123 2006.09.20,Dz.U. 2006 nr 104 poz. 708 2006.07.24,Dz.U. 2005 nr 175 poz. 1462 2006.01.01,Dz.U. 2005 nr 163 poz. 1362 2005.09.01,Dz.U. 2005 nr 62 poz. 552 2005.05.03,Dz.U. 2004 nr 173 poz. 1808 2004.08.21,Dz.U. 2004 nr 96 poz. 959 2004.05.01,Dz.U. 2004 nr 91 poz. 875 2004.05.01,Dz.U. 2004 nr 34 poz. 293 2004.03.19,Dz.U. 2004 nr 29 poz. 257 2004.05.01,Dz.U. 2003 nr 203 poz. 1966 2004.01.01,Dz.U. 2003 nr 80 poz. 718 2003.07.11,Dz.U. 2003 nr 50 poz. 424 2003.04.26,Dz.U. 2002 nr 135 poz. 1144 2003.01.01,Dz.U. 2002 nr 113 poz. 984 2002.10.27,Dz.U. 2002 nr 74 poz. 676 2002.06.29,Dz.U. 2001 nr 154 poz. 1802 2002.01.01,Dz.U. 2001 nr 154 poz. 1800 2002.01.01,Dz.U. 2001 nr 97 poz. 1050 2001.12.12,Dz.U. 2001 nr 31 poz. 354 2001.04.26,Dz.U. 2000 nr 103 poz. 1099 2001.05.28,Dz.U. 2000 nr 48 poz. 555 2000.06.14,Dz.U. 2000 nr 43 poz. 489 2001.01.01,Dz.U. 1999 nr 110 poz. 1255 2000.01.01,Dz.U. 1999 nr 101 poz. 1178 2001.01.01,Dz.U. 1999 nr 91 poz. 1042 2000.07.01,Dz.U. 1999 nr 88 poz. 980 1999.11.13,Dz.U. 1999 nr 29 poz. 281 1999.04.08,Dz.U. 19 16
mg/m3u Wymagania - EMISJE SO 2 Porównanie standardów emisyjnych SO 2 BAT - Dyrektywa IED - Rozporządzenie z roku 2011 instalacje istniejące 900 800 700 600 500 Emisja (szacunek) [mg/m 3 u] SO 2 847 400 300 200 100 0 0 100 200 300 400 500 600 700 MW SO2 Rozporządzenie z roku 2011 SO2 - Konkluzje BAT- kres górny SO2 - Dyrektywa IED SO2 - Konkluzje BAT-kres dolny 17
mg/m3u Wymagania - EMISJE NO X Porównanie standardów emisyjnych NO X BAT - Dyrektywa IED - Rozporządzenie z roku 2011 instalacje istniejące 600 500 400 300 Emisja (szacunek) [mg/m 3 u] NO X 397 200 100 0 0 100 200 300 400 500 600 700 MW NOx Rozporzadzenie z roku 2011 NOx - Konkluzje BAT- kres górny NOx - Dyrektywa IED NOx - Konkluzje BAT- kres dolny 18
mg/m3u Wymagania - EMISJE pył Porównanie standardów emisyjnych PYŁ BAT - Dyrektywa IED - Rozporządzenie z roku 2011 instalacje istniejące 120 100 80 Emisja (szacunek) [mg/m 3 u] PYŁ 112 60 40 20 0 0 100 200 300 400 500 600 700 MW PYŁ Rozporzadzenie z roku 2011 PYŁ - Konkluzje BAT- kres górny PYŁ - Dyrektwa IED PYŁ - Konkluzje BAT- kres dolny 19
zł / MWh 500 Problem wsparcia WSPARCIE dla kogeneracji Brak wsparcia dla kogeneracji KOGENERACJI od 01.01.2013 r. 450 400 WSPARCIE KOGENERACJI 31.12.2012 BRAK WSPARCIA KOGENERACJI 350 300 + 250 Cena certyfikatu,,- 200 150 Koszt zmienny Koszt zmienny 100 Cena energii elektrycznej Cena energii elektrycznej 50 Koszt stały Koszt stały 0 2012 Koszty na 1 MWh 2012 Przychody na 1 MWh 2013 Koszty na 1 MWh 2013 Przychody na 1 MWh 20
Problem cen energii elektrycznej Podstawowa zmiana na rynku energii to - TRWAŁY (???) SPADEK CEN 220 200 180 213,85 214,15 212,63 211 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 - 2013/2012 ( ) 11,75 %, - 2013/2011 ( ) 23 % Notowania na giełdzie w sierpniu 2012/2013 - na rok 2014 208 zł / 160 zł - na rok 2015 181 zł / 152 zł 160 140 I.2012 II.2012 III.2012 IV.2012 V.2012 VI.2012 VII.2012 VIII.2012 IX.2012 X.2012 XI.2012 XII.2012 21
WNIOSKI Potencjał rozwoju kogeneracji systemowej wynosi od 25 000 do 70 000 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
WNIOSKI Potencjał rozwoju kogeneracji autoproducenckiej można szacować na 120 000 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
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
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
DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ