Wsparcie rozwoju kogeneracji w Polsce

Prezentacja na temat: "Wsparcie rozwoju kogeneracji w Polsce"— Zapis prezentacji:

1 Wsparcie rozwoju kogeneracji w Polsce
POLEKO r

2 Polska posiada dobrze rozwinięte systemy ciepłownicze, które powinny być fundamentem dalszego rozwoju kogeneracji Rozwój systemów ciepłowniczych i kogeneracji zależy kształtu przyszłej polityki Państwa

3 Efektywność dotychczasowej polityki Państwa
Moc KSE EC zawodowe EC przemysłowe Początek systemu wsparcia 2014 1960 1985 2007 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

4 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

5 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

6 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

7 Tradycyjne postrzeganie sektora
KSE CHP Kogen. Krajowe Systemy Ciepłownicze KSC Kociołwodny Zapotrzebowanie na ciepło determinuje produkcję energii elektrycznej

8 Integracja energii z OZE z systemami ciepłowniczymi
KSE CHP Kogen. El. FV Krajowe Systemy Ciepłownicze KSC Akum. Q El. Wiatr Pompa Ciepła Akum. E Krajowy system ciepłowniczy może być stabilizatorem pracy systemu elektroenergetycznego wywołanych pracą niestabilnych źródeł OZE

9 Integracja energii z OZE z systemami ciepłowniczymi
Nadmiar energii z OZE KSE CHP Kogen. El. FV Krajowe Systemy Ciepłownicze KSC Akum. Q El. Wiatr Pompa Ciepła Akum. E

10 Integracja energii z OZE z systemami ciepłowniczymi
Deficyt mocy w KSE KSE CHP Kogen. El. FV Krajowe Systemy Ciepłownicze KSC Akum. Q El. Wiatr Pompa Ciepła Akum. E

11 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 Planując rozwój systemów ciepłowniczych należy dążyć do integracji dostępnych źródeł energii

12 Budowa akumulatorów ciepła szansą na poprawę bilansu mocy w KSE
Korzyści: Możliwość optymalizacji produkcji energii elektrycznej Ograniczenie pracy źródeł szczytowych Rezerwowe źródło ciepła Świadczenie usług regulacyjnych na potrzeby operatora systemu elektroenergetycznego. ciepło MW en elektr Szczyt zapotrzebowania na ciepło Szczyty zapotrzebowania na en elektryczną godz.

13 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 MWe PGNiG Termika - EC Siekierki 30400 m3 EdF - EC Kraków 20000 m3 ENEA - EC Białystok 13000 m3 ENERGA - El. Ostrołęka 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

14 Polityka klimatyczna UE drogowskazem inwestora ?
60 kg CO2/ MWhe 2,2 % redukcji rocznie Łączna emisja CO2 UE Dotychczasowa redukcja – 1.74 %/a Skorygowana redukcja – 2.2 %/a 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

15 Węgiel kam.: Elektrownie systemowe Węgiel brun.: Elektrownie systemowe
Wykorzystanie paliw energetycznych w sektorze kogeneracji Węgiel kam.: Elektrownie systemowe Gaz: Kogeneracja Węgiel kamienny (wydobycie krajowe) Gaz (dostawa krajowa i zagraniczna) Źródło: PAN Źródło: analiza własna Węgiel brunatny (wydobycie krajowe) Biomasa (produkcja krajowa) Źródło: PAN Źródło: analiza własna Węgiel brun.: Elektrownie systemowe Biomasa: Kogeneracja

16 Mechanizm wsparcia rozwoju kogeneracji

17 Wytyczne KE w zakresie dopuszczalnej pomocy publicznej
Fundament przyszłego mechanizmu wsparcia kogeneracji w Polsce

18 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 lat Preferowana jako premia do ceny energii elektrycznej

19 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

20 Zróżnicowanie potrzeb finansowych jednostek kogeneracyjnych
PLN/MWh MWh Dopłata do energii elektrycznej n 1 2 Dopłata dla jednostek kogeneracji zależy od: Czasu pracy instalacji Ceny ciepła Rodzaju paliwa System świadectw pochodzenia nie adresuje problemu nadmiernego wsparcia jednostek

21 Aukcja jako narzędzie optymalizacji kosztu wsparcia kogeneracji
1 2 3 4 5 6 7 8 9 Wolumen graniczny PLN/MWh MWh Każdy otrzymuje wsparcie na poziomie własnej oferty cenowej Wartość oferowanej premii Oferty wytwórców składane w aukcji Wolumen oferowanej energii

22 Wnioski W Polsce istnieje potencjał do wybudowania ok 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

23 Dziękuję za uwagę Andrzej Rubczyński
Dyrektor Departamentu Regulacji i Relacji Zewnętrznych PGNiG TERMIKA