Wsparcie rozwoju kogeneracji w Polsce

Wsparcie rozwoju kogeneracji w Polsce
POLEKO
28.10.2015r
Polska posiada dobrze rozwinięte systemy ciepłownicze, które powinny być fundamentem
dalszego rozwoju kogeneracji
Rozwój systemów ciepłowniczych i kogeneracji zależy kształtu przyszłej polityki Państwa
2
Efektywność dotychczasowej polityki Państwa
Moc KSE
Początek
systemu wsparcia
EC przemysłowe
EC zawodowe
1960
1985
2007
2014
• System świadectw pochodzenia umożliwił sfinansowanie modernizacji elektrociepłowni węglowych w celu
przystosowania do nowych standardów środowiskowych oraz umożliwił utrzymania pracy kogeneracji gazowej,
natomiast nie pobudził budowy nowych jednostek
• Potrzebna jest skuteczna strategia Państwa stymulująca rozwój sektora
Bez skutecznej strategii sektor kogeneracji będzie zanikał
Źródło: EY
Osiągnięcie celu zakładanego w PEP 2050 wymaga zaadresowania problemu wsparcia kogeneracji
zarówno w obszarze jednostek nowych jak i w uzasadnionych przypadkach, w obszarze jednostek istniejących
Bez skutecznej strategii sektor ciepłowniczy będzie zanikał
Efektywny system ciepłowniczy
 75% CHP
 50% OZE, odpady
Nieefektywny system ciepłowniczy
Pomoc publiczna może być adresowana tylko do efektywnych systemów ciepłowniczych
Budowa kogeneracji i OZE jest niezbędna dla dalszego rozwoju systemów ciepłowniczych
Korzyści płynące z rozwoju kogeneracji w Polsce
W Polsce istnieje możliwość zwiększenia mocy KSE o ok. 4 tys. MWe
w wyniku przebudowy sektora Przedsiębiorstw Ciepłowniczych
Efekty*:
•
Dodatkowa produkcja energii elektrycznej w ilości 24 TWh/a
•
Redukcja emisji CO2 o 16 mln.t
•
Zmniejszenie zużycia węgla o 6 mln.t
•
Ograniczenie kosztów zdrowotnych społeczeństwa (likwidacja niskiej emisji)
•
Zmniejszenie ryzyka black-out dzięki:
 możliwości szybkiej budowy jednostek kogeneracyjnych
 zmniejszeniu strat przesyłu i dystrybucji
 zwiększeniu mocy elektrycznej w wyniku integracji rynku ciepła i energii
*
Źródło: Energoprojekt Katowice – dla Nadzwyczajnej Podkomisji Sejmowej. Wrzesień 2013
Tradycyjne postrzeganie sektora
Krajowe Systemy Ciepłownicze
KSC
KSE
CHP
Kogen.
Kocioł
wodny
Zapotrzebowanie na ciepło determinuje produkcję energii elektrycznej
7
Integracja energii z OZE z systemami ciepłowniczymi
8
Krajowe Systemy Ciepłownicze
KSC
KSE
CHP
Kogen.
El.
FV
Akum.
Q
Pompa
Ciepła
El.
Wiatr
Akum.
E
Krajowy system ciepłowniczy może być stabilizatorem pracy systemu elektroenergetycznego
wywołanych pracą niestabilnych źródeł OZE
Integracja energii z OZE z systemami ciepłowniczymi
Nadmiar energii z OZE
Krajowe Systemy Ciepłownicze
KSC
KSE
CHP
Kogen.
El.
FV
Akum.
Q
Pompa
Ciepła
El.
Wiatr
Akum.
E
Integracja energii z OZE z systemami ciepłowniczymi
Deficyt mocy w KSE
Krajowe Systemy Ciepłownicze
KSC
KSE
CHP
Kogen.
El.
FV
Akum.
Q
Pompa
Ciepła
El.
Wiatr
Akum.
E
Kompleksowa wizja systemu ciepłowniczego (przykład duński)
Biomasa dla EC
Słoma dla EC
Farma wiatrowa
Biurowiec
Blok mieszkalny
Dostawa biomasy
Oczyszczalnia ścieków
wytwarzająca biogaz
Kolektor słoneczny +
akumulator
Budynek poza siecią, PV
Budownictwo podmiejskie,
pompa ciepła, PV, wiatrak
Wielopaliwowa EC (gaz,
słoma, biomasa, odpady
komunalne), akumulator
Ciepłownia / źródło chłodu
+akumulator chłodu
Nadwyżka energii z
przemysłu
Źródło: Ramboll
11
Planując rozwój systemów ciepłowniczych należy dążyć do integracji dostępnych źródeł energii
Budowa akumulatorów ciepła szansą na poprawę bilansu mocy w KSE
Korzyści:
1. Możliwość optymalizacji produkcji energii elektrycznej
2. Ograniczenie pracy źródeł szczytowych
3. Rezerwowe źródło ciepła
4. Świadczenie usług regulacyjnych na potrzeby operatora systemu elektroenergetycznego.
Szczyty
zapotrzebowania
na en elektryczną
MW
Szczyt
zapotrzebowania
na ciepło
en elektr
ciepło
0
8
9
10
14
15 16
17
24
godz.
Akumulacja ciepła systemowego – niedoceniony potencjał
• Moc akumulatorów ciepła w krajowych EC wynosi tylko 2.3% mocy cieplnej zamówionej
• Szacunkowa moc cieplna istniejących akumulatorów – ok. 800 MWt
• Szczytowa moc elektryczna ok 200-300 MWe
PGNiG Termika - EC Siekierki
30400 m3
EdF - EC Kraków
20000 m3
ENEA - EC Białystok
13000 m3
ENERGA - El. Ostrołęka
13000 m3
TAURON -EC Bielsko Biała
12000 m3
PEC Siedlce
480 m3
Wsparcie rozwoju akumulatorów ciepła może zwielokrotnić dostępność mocy elektrycznych
w szczytach zapotrzebowania przez Krajowy System Elektroenergetyczny
Polityka klimatyczna UE drogowskazem inwestora ?
Łączna emisja CO2 UE
Dotychczasowa redukcja – 1.74 %/a
Skorygowana redukcja – 2.2 %/a
60 kg CO2/ MWhe
2,2 % redukcji rocznie
Redukcja emisji CO2 o 2.2% rocznie wymusi ograniczenie „uwęglenia” energii elektrycznej do
poziomu ok. 60 kgCO2/ MWhe
Emisja energetyki polskiej wynosi obecnie ok. 800 kgCO2/MWhe
Wykorzystanie paliw energetycznych w sektorze kogeneracji
Węgiel kam.: Elektrownie systemowe
Gaz: Kogeneracja
Węgiel kamienny
Gaz
(wydobycie krajowe)
(dostawa krajowa i zagraniczna)
Źródło: PAN
Źródło: analiza własna
Węgiel brunatny
Biomasa
(wydobycie krajowe)
(produkcja krajowa)
Źródło: PAN
Węgiel brun.: Elektrownie systemowe
Źródło: analiza własna
Biomasa: Kogeneracja
Mechanizm wsparcia rozwoju kogeneracji
16
Wytyczne KE w zakresie dopuszczalnej pomocy publicznej
Założenia dla systemu wsparcia kogeneracji wg wytycznych KE
Dopuszczalna pomoc publiczna musi:
 Wnosić wkład w osiąganie wspólnego celu
 Stanowić efekt zachęty dla inwestora
 Gwarantować proporcjonalność i unikanie nadmiernego wsparcia
 Być przyznawana w transparentnym rynkowym procesie
Dopuszczalna pomoc publiczna:
 Może być przyznana jako pomoc inwestycyjna i/lub operacyjna
 Może być przyznana na 10-15 lat
 Preferowana jako premia do ceny energii elektrycznej
Korzyści społeczne rozwoju CHP vs koszt mechanizmu wsparcia
 A. Poprawa jakości powietrza (efekt zdrowotny)
 B. Poprawa jakości powietrza (ograniczenie szkód infrastruktury gospodarczej)
 C. Ograniczenie kosztu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego
mln. PLN
C
B
A
Efekt netto kosztów unikniętych
dzięki rozwojowi kogeneracji
Koszt wsparcia kogeneracji
Dzisiejsze warunki rynkowe sprawiają, że rozwój kogeneracji wymaga stosowania instrumentów wspierających
Koszt mechanizmu wsparcia powinien być niższy od zidentyfikowanych korzyści społecznych
19
Zróżnicowanie potrzeb finansowych jednostek kogeneracyjnych
Dopłata do energii elektrycznej
PLN/MWh
n
1
2
MWh
Dopłata dla jednostek kogeneracji zależy od:
 Czasu pracy instalacji
 Ceny ciepła
 Rodzaju paliwa
System świadectw pochodzenia nie adresuje problemu nadmiernego wsparcia jednostek
Aukcja jako narzędzie optymalizacji kosztu wsparcia kogeneracji
PLN/MWh
Wartość oferowanej premii
Oferty wytwórców składane w aukcji
Wolumen graniczny
Każdy otrzymuje wsparcie na poziomie
własnej oferty cenowej
8
1
2
3
4
5 6
9
7
MWh
Wolumen oferowanej energii
Wnioski
W Polsce istnieje potencjał do wybudowania ok. 4 - 5 tys. MWe mocy w kogeneracji.
Obecne warunki rynkowe nie stwarzają bodźców do budowy nowych jednostek kogeneracji
przez co tracimy możliwość osiągania wymiernych korzyści społecznych
Dążąc do zrealizowania celów Polityki Energetycznej Polski w zakresie kogeneracji,
oraz poprawy bilansu mocy w KSE należy wdrożyć już w 2017 roku stosowne mechanizmy
pobudzające inwestycje
Aukcje mogą być skutecznym narzędziem optymalizacji kosztu całego systemu wsparcia
rozwoju kogeneracji
Dziękuję za uwagę
Andrzej Rubczyński
Dyrektor Departamentu Regulacji i Relacji Zewnętrznych
PGNiG TERMIKA