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.
Download
Random flashcards
123

2 Cards oauth2_google_0a87d737-559d-4799-9194-d76e8d2e5390

bvbzbx

2 Cards oauth2_google_e1804830-50f6-410f-8885-745c7a100970

Motywacja w zzl

3 Cards ypy

Create flashcards