Materiał Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej nt
advertisement
1 Materiał Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej nt. zasadności wsparcia kogeneracji w Polsce Spis treści Streszczenie Decyzyjne.............................................................................................. 2 I. Korzyści ekonomiczno-środowiskowe wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji ........................................................................................................... 3 II. Finansowanie projektów kogeneracyjnych ........................................................... 4 III. Wpływ systemu wsparcia kogeneracji na ceny energii elektrycznej ..................... 5 IV. Promocja wsparcia kogeneracji w Polityce Energetycznej Polski i Regulacjach UE ........................................................................................................................ 6 V. Dlaczego kogeneracja wymaga wsparcia? .......................................................... 7 2 Streszczenie Decyzyjne Niniejszy materiał ma na celu przedstawienie argumentacji za zasadnością utrzymania wsparcia kogeneracji w długim terminie z uwagi na szereg walorów tej technologii w tym możliwości: Zwiększenia sprawności wytwarzania energii elektrycznej i ciepła – ok. 20-30% oszczędność paliwa w stosunku do oddzielnego wytwarzania. Znaczącego zmniejszenia emisji CO2 zgodnie z kierunkami polityki klimatycznej UE. Nadania impulsu do tworzenia nowych miejsc pracy w Polsce. Wzrostu bezpieczeństwa energetycznego kraju poprzez szybką budowę nowych jednostek wytwórczych. Jednocześnie, wsparcie kogeneracji wpływa marginalnie na ceny energii elektrycznej w Polsce, co pokazują dane przedstawione w szczegółowym opracowaniu poniżej. Jest to więc system przyjazny odbiorcom końcowym. Pomimo ww. atutów, rozwój kogeneracji bez wsparcia nie jest jednak możliwy w najbliższych latach z uwagi m.in. na: Brak możliwości konkurowania elektrociepłowni komunalnych z energetyką kondensacyjną (elektrowniami zawodowymi). Elektrociepłownie te mają znacznie niższą roczną ilość godzin pracy w wyniku braku zapotrzebowania na ciepło poza sezonem grzewczym. Powoduje to wyższe koszty operacyjne elektrociepłowni w porównaniu do elektrowni. Brak możliwości rekompensaty strat elektrociepłowni z tytułu produkcji energii elektrycznej, produkcją ciepła z uwagi na względy społeczne i zasady taryfikacji w Polsce, a także potencjalne zagrożenie wzrostu tzw. niskiej emisji. Wysokie koszty paliwa, które powodują brak opłacalności elektrociepłowni gazowych. Niskie ceny CO2 i tendencję do utrzymania się tego stanu w krótkim i średnim terminie z uwagi na istotną nadwyżkę uprawnień do emisji na rynku. 3 I. Korzyści ekonomiczno-środowiskowe wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji Wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w wysokosprawnej kogeneracji oznacza: 1. Zwiększenie sprawności wytwarzania energii elektrycznej i ciepła skutkujące: a) mniejszym zużyciem paliwa (oszczędność 20-30 proc. w stosunku do wytwarzania rozdzielonego); b) redukcją emisji CO2; c) redukcją innych zanieczyszczeń, np. rtęci, dwutlenku siarki, tlenków azotu czy pyłów; d) niższymi stratami w sieciach elektroenergetycznych (poprzez krótszy dystans do odbiorców końcowych); e) niższym zużyciem paliw niezbędnym elektroenergetycznym i ciepłowniczym. do pokrycia strat w systemie 2. Impuls do powstania nowych miejsc pracy – szacuje się, że ok. 75% kosztów inwestycji stanowią dostawy urządzeń od polskich firm. Krajowi przedsiębiorcy mogą w o wiele większym stopniu korzystać z rozwoju kogeneracji aniżeli w przypadku np. źródeł odnawialnych, gdzie technologie pochodzą głównie z zagranicy. 3. Podniesienie bezpieczeństwa energetycznego poprzez budowę źródeł rozproszonych i szybszy proces budowy nowych mocy w kogeneracji aniżeli w przypadku jednostek kondensacyjnych. 4. Ponadto, możliwość zapewnienia dostaw ciepła systemowego oraz jednoczesnej produkcji energii elektrycznej w jednostkach zastępujących odstawiane z uwagi na wymogi środowiskowe - Dyrektywy 2010/75/UE o emisjach przemysłowych (tzw. Dyrektywa IED). W latach 2008- 2011 przeprowadzona została przez Uczelniane Centrum BadawczoRozwojowe Politechniki Warszawskiej analiza potencjału rozwoju kogeneracji w Polsce. Przeprowadzone analizy potwierdzają możliwość budowy, w perspektywie roku 2020, przy założeniu racjonalnego poziomu wsparcia, od 5 do 6 GW nowych wysokosprawnych źródeł kogeneracyjnych. Wsparcie kogeneracji w sposób nadający impuls do rozwoju tej technologii wpłynie marginalnie na wzrost cen energii elektrycznej i nie będzie stanowić znaczącego obciążenia dla odbiorców końcowych. Z tych powodów rozwój kogeneracji słusznie znalazł się wśród celów priorytetowych Polityki Energetycznej Polski do 2030 r. w obszarze efektywności energetycznej. 4 Promocja kogeneracji w znakomity sposób wpisuje się więc w politykę zmniejszania oddziaływania energetyki na środowisko i jest zgodna z kierunkami rozwoju regulacji klimatyczno-energetycznych Unii Europejskiej. Poniższy schemat ilustruje możliwość 20-30% oszczędności paliwa w instalacji kogeneracyjnej w porównaniu do wytwarzania rozdzielonego, z uwagi na wyższą sprawność elektrociepłowni Rysunek 1 Idea wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu w zakresie oszczędności paliwa Wzrost kogeneracji = Wzrost efektywności wykorzystania energii pierwotnej II. Finansowanie projektów kogeneracyjnych Pomimo swoich walorów w obszarze oszczędności paliwa, kogeneracja, w szczególności pracująca na potrzeby komunalne1, nie jest w obecnych warunkach rynkowych w stanie konkurować cenowo z energetyką kondensacyjną. Głównymi powodami tej sytuacji są: 1. Wyższe jednostkowe koszty operacyjne instalacji kogeneracyjnych z uwagi na ograniczone wykorzystanie mocy w pełnej kogeneracji (średniorocznie ok. 40004500 godzin – uzależnione od sezonu grzewczego) w porównaniu do jednostek kondensacyjnych pracujących w podstawie (6500-8000 godzin); 1 Instalacje kogeneracyjne pracujące na potrzeby zakładów przemysłowych są z reguły w innej sytuacji, gdyż ich czas wykorzystania jest optymalny. 5 2. Dodatkowe nakłady inwestycyjne w porównaniu do jednostek kondensacyjnych; 3. Brak możliwości zrekompensowania dodatkowych kosztów w wytwarzaniu energii elektrycznej w przychodach ze sprzedaży ciepła z uwagi na regulowaną i lokalną charakterystykę tego rynku – kontekst społecznej akceptacji ew. skokowych wzrostów cen ciepła. 4. Poziom cen energii elektrycznej na rynku hurtowym jest zbyt niski aby instalacje kogeneracyjne mogły funkcjonować bez wsparcia. W kontekście ostatniego punktu, jak wskazano poniżej, elektrociepłownia miejska nie jest w stanie zrekompensować strat na sprzedaży energii elektrycznej przychodami na rynku ciepła, z uwagi na ich stosunkowo niski (ok. 50%) udział w całkowitej strukturze przychodów, w połączeniu z problemem taryfowania cen ciepła. Aby kogeneracja w Polsce się rozwijała, potrzebne jest dodatkowe wsparcie nowych jednostek, które zapewni inwestorowi pokrycie nakładów inwestycyjnych. Obecny system żółtych i czerwonych certyfikatów pokrywa bowiem jedynie koszty operacyjne istniejących instalacji. III. Wpływ systemu wsparcia kogeneracji na ceny energii elektrycznej Aktualny koszt wsparcia kogeneracji ponoszony przez odbiorcę końcowego stanowi marginalny udział w strukturze ceny energii, co potwierdza poniższe zestawienie kosztów składowych znajdujących się w cenie energii elektrycznej dla gospodarstw domowych. 700 600 500 400 300 PLN - nominalnie Rysunek 3 Składowe ceny energii w 2011 r. dla gospodarstw domowych 5,4% 1,4% kosztu energii kosztu energii 200 100 0 Koszt energii Koszt przesyłu Koszt akcyzy Koszty i marża Koszt 2011 i dystrybucji obrotu wsparcia OZE Koszt wsparcia kogeneracji Koszt całkowity 2011 źródło: E&Y 6 Dodatkowe wsparcie kogeneracji w sposób nadający impuls do rozwoju tej technologii wpłynie w sposób niewielki na wzrost cen energii elektrycznej, ponieważ udział kosztu systemu wsparcia kogeneracji w cenie energii dla odbiorcy końcowego wzrósłby z 1,4% w 2011r. do około 4% w 2020 r. W tym samym czasie szacowany na podstawie projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii – w wariancie stosunkowo dużego udziału drogich źródeł fotowoltaicznych – udział kosztu systemu wsparcia OZE w cenie energii dla gospodarstw domowych wzrósłby z obecnych 5,4% do ok.15% w 2020 r. 700 650 600 PLN - nominalnie Rysunek 4 Składowe wzrostu kosztu energii w latach 2011-2020 dla gospodarstw domowych 4% kosztu energii 550 15% kosztu energii 500 450 Koszt całkowity Wzrost kosztu 2011 energii IV. Wzrost kosztu dystrybucji Wzrost kosztu wsparcia OZE Wzrost kosztu Koszt całkowity wsparcia 2020 kogeneracji źródło: opracowanie na podstawie E&Y Promocja wsparcia kogeneracji w Polityce Energetycznej Polski i Regulacjach UE Procesy inwestycyjne w sektorze energetycznym, z uwagi na ich czasochłonność, wymagają przewidywalnego i stabilnego otoczenia regulacyjnego kreowanego przez państwo. Podmioty energetyczne podjęły się inwestycji w nowe moce wytwórcze oparte o kogenerację, działając w dobrej wierze, ufając, iż obrany przez państwo kierunek, publicznie eksponowany w Polityce Energetycznej Polski do 2030 r., czy w kolejnych projektach ustawy Prawo Energetyczne pojawiających się od grudnia 2011 r., pozostanie co do zasady niezmienny. Nadal aktualna Polityka Energetyczna Polski do 2030 r. słusznie promuje rozwój kogeneracji poprzez założenie dwukrotnego wzrostu do roku 2020 produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w tej technologii (w porównaniu do produkcji w 2006 r.), a także zastąpienie ciepłowni zasilających scentralizowane systemy ciepłownicze polskich miast źródłami kogeneracyjnymi do roku 2030. Jest to zasadny kierunek z uwagi na walory kogeneracji w 7 kontekście wzrostu efektywności wykorzystania paliwa, związane z tym redukcje emisji CO2, a także wzmocnienie bezpieczeństwa dostaw energii w Polsce w kontekście konieczności odstawienia znaczącej ilości mocy wytwórczych ciepła w związku z regulacjami dyrektywy o emisjach przemysłowych. Według dotychczasowych założeń projektodawców w tzw. dużym trójpaku, instalacje wykorzystujące kogenerację miały zapewnione przedłużenie wsparcia na kolejne lata. Wsparcie miało być udzielane nie tylko instalacjom istniejącym, ale także instalacjom nowobudowanym w perspektywie do 2031 r. Dodatkowy impuls do inwestycji w kogenerację stanowią stosowne dyrektywy UE 2004/8/WE oraz 2012/27/UE z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej. Ten drugi akt prawny jest tym bardziej istotny, że nakazuje budowę jednostek kogeneracyjnych wszędzie tam, gdzie istnieje możliwość rozwoju rynku ciepła sieciowego. V. Dlaczego kogeneracja wymaga wsparcia? Część interesariuszy twierdzi, że wsparcie kogeneracji jest niepotrzebne, a kogeneracja może konkurować bez wsparcia na rynku energii elektrycznej i ciepła z uwagi na niższe zużycie paliwa i niższe emisje. Na chwilę obecną praca istniejących gazowych instalacji kogeneracyjnych, ze względu na koszty gazu ziemnego, jest jednakże nieopłacalna. Analizy rentowności kogeneracyjnego bloku gazowego o mocy 150 MW wykazują NPV na poziomie minus 500 mln PLN. Elektrociepłownie miejskie, pracujące średnio jedynie ok. 4000 godzin w roku, z uwagi na brak odbiorców ciepła poza sezonem grzewczym, nie są w stanie konkurować na rynku energii elektrycznej bez dodatkowego wsparcia. Potwierdzają to analizy przedinwestycyjne, które pokazują, że w przyszłości tendencja nadal się utrzyma. Chcąc uzyskać zakładany wzrost rozwoju produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji należy uwzględnić adekwatny system wsparcia. Obecne ceny uprawnień do emisji CO2 nie dają przewagi kogeneracji gazowej nad źródłami węglowymi w tym zakresie, gdyż nie rekompensują różnicy w koszcie paliwa. Prognozy pokazują, że zniwelowanie różnicy wynikającej z kosztu paliwa wymagałoby bardzo wysokiej ceny CO2 (ok. 35-40 EUR/t, podczas gdy obecna cena to ok. 4 EUR/t), nawet przy uwzględnieniu wysokiej sprawności energetycznej źródeł gazowych. Ostatnie działania Komisji Europejskiej związane z przesunięciami w harmonogramie aukcji uprawnień do emisji CO2, poparte w ostatnim głosowaniu plenarnym (3.07 br.) w Parlamencie Europejskim nie wpłyną znacząco na ceny CO2 z uwagi na istniejącą nadwyżkę uprawnień na rynku. 8 Kogeneracja potrzebuje wsparcia z uwagi na dodatkowe koszty związane z technologią wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, jak zaznaczono powyżej. Co prawda, system ETS preferuje wytwarzanie energii elektrycznej w kogeneracji gazowej względem węglowej z uwagi na sposób ustalenia wskaźnika (tzw. benchmarku), na podstawie którego ustalany będzie od 2013 r. przydział darmowych uprawnień do emisji. Jednakże punktem odniesienia są koszty wytwarzania energii elektrycznej w źródłach kondensacyjnych, a nie kogeneracji węglowej, gdyż one wyznaczają poziom rynkowych cen energii elektrycznej. Obecnie niskie ceny CO2 najprawdopodobniej pozostaną na dość niskim poziomie (poniżej 10-15 EUR/t) co najmniej do 2020 r. Przyczyną będzie znacząca nadpodaż tych jednostek na rynku w wyniku kryzysu gospodarczego w Europie, niemożliwa do usunięcia nawet w wyniku wdrożenia tzw. reform strukturalnych systemu ETS, proponowanych aktualnie przez Komisję Europejską. W związku z powyższym, konkurencyjność kogeneracji względem źródeł kondensacyjnych poprawi się nieznacznie, zwłaszcza, że te drugie będą także korzystać z derogacji w zakresie zakupu uprawnień do emisji. W teorii, podwyższenie taryfy na ciepło może dodatkowo kompensować ew. straty operacyjne kogeneracji. W praktyce sytuacja wygląda już inaczej. Ceny ciepła sieciowego podlegają zatwierdzaniu przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Podnoszenie taryf na ciepło w stopniu pozwalającym na kompensowanie strat operacyjnych jest ograniczone z uwagi na następujące uwarunkowania: i. Ograniczone możliwości wzrostu taryf na ciepło powyżej poziomu waloryzacji inflacją z uwagi na względy społeczne, a także tylko ok. 50% udział przychodów ze sprzedaży ciepła w całkowitych przychodach elektrociepłowni. ii. Gwałtowny wzrost cen ciepła systemowego może prowadzić do zaistnienia zjawiska odłączania się odbiorców od sieci ciepłowniczej i przechodzenia na źródła indywidualne. Taki trend będzie prowadził do znaczącego wzrostu emisji CO2 oraz zanieczyszczeń z uwagi na możliwość niepodlegania małych źródeł pod system handlu uprawnieniami do emisji czy dyrektywę o emisji przemysłowych. iii. Wzrost cen ciepła jest znacznie trudniejszy do zaakceptowania przez odbiorców gdyż ma charakter lokalny, podczas gdy system wsparcia przenoszony w koszcie energii elektrycznej rozkłada się na cały kraj. Renegocjacje umowy gazowej przyniosły spadek cen gazu dla odbiorców przemysłowych zaledwie o ok. 3,3 %. W porównaniu ze wzrostem cen w 2012 r. o ok. 16 %, taka obniżka nie spowoduje wyraźnego wzmocnienia rentowności kogeneracji gazowej. Obniżonych kosztów zakupu gazu w żaden sposób nie można odnieść do utraconych przychodów z tytułu braku certyfikatów. Wsparcie kogeneracji nie może także bazować na środkach z NFOŚGiW oraz funduszy UE. Co prawda, wsparcie nakładów inwestycyjnych jest elementem pożądanym, gdyż obniża ryzyko realizacji projektu. Pozyskanie tych środków jest jednakże trudne do przewidzenia 9 i zaplanowania na etapie procesu inwestycyjnego gdyż zawiera w sobie element arbitralności. Inwestor nie ma gwarancji do czasu faktycznego przepływu środków, na jakie dofinansowanie może liczyć i kiedy. W nowej perspektywie finansowej być może zostaną zapewnione środki wspierające projekty kogeneracyjne jednak może to nastąpić najwcześniej w 2015 r., co znacząco opóźni procesy inwestycyjne w zakresie kogeneracji i uniemożliwi odbudowę mocy wyłączanych w wyniku wejścia w życie dyrektywy IED.
