MECHANICZNY ENERGETYKI I LOTNICTWA ......PRACA DYPLOMOWA MAGISTERSKA Michał Tomczyński Analiza...

POLITECHNIKA WARSZAWSKA

WYDZIAŁ

MECHANICZNY ENERGETYKI I LOTNICTWA

ZAKŁAD MASZYN I URZĄDZEŃ

ENERGETYCZNYCH

PRACA DYPLOMOWA

MAGISTERSKA

Michał Tomczyński

Analiza ryzyka w projektach wysokosprawnej kogeneracji CHP

Risk analysis in high efficiency cogeneration projects

Nr albumu: 227814

Energetyka

Systemy i Urządzenia Energetyczne

Promotor:dr inż. Marcin Wołowicz

Warszawa, czerwiec 2016


2

Oświadczenie autora (autorów) pracy

Świadom odpowiedzialności prawnej oświadczam, że przedstawiona praca dyplomowa:

- została napisana przeze mnie samodzielnie i nie zawiera treści uzyskanych w sposób

niezgodny z obowiązującymi przepisami,

- nie była wcześniej przedmiotem procedur związanych z uzyskaniem tytułu

zawodowego lub stopnia naukowego w wyższej uczelni.

Oświadczam ponadto, że niniejsza wersja pracy jest identyczna z załączoną wersją

elektroniczną.

............................................. ..............................................

data podpis autora (autorów) pracy

Oświadczenie

Wyrażam zgodę / nie wyrażam zgody *) na udostępnianie osobom zainteresowanym mojej

pracy dyplomowej. Praca może być udostępniana w pomieszczeniach biblioteki wydziałowej.

Zgoda na udostępnienie pracy dyplomowej nie oznacza wyrażenia zgody na jej kopiowanie

w całości lub w części.

Brak zgody nie oznacza ograniczenia dostępu do pracy dyplomowej osób:

- reprezentujących władze Politechniki Warszawskiej,

- członków Komisji Akredytacyjnych,

- funkcjonariuszy służb państwowych i innych osób uprawnionych, na mocy odpowiednich

przepisów prawnych obowiązujących na terenie Rzeczypospolitej Polskiej, do swobodnego

dostępu do materiałów chronionych międzynarodowymi przepisami o prawach autorskich.

Brak zgody nie wyklucza także kontroli tekstu pracy dyplomowej w systemie

antyplagiatowym.

............................................. ..............................................

data podpis autora (autorów) pracy

*) niepotrzebne skreślić

SŁOWA KLUCZOWE:

w języku polskim: układ gazowo-parowy, kogeneracja, analiza ryzyka, rentowność

w języku angielskim: combined cycle, cogeneration, risk analysis, profitability


3

Spis treści

Streszczenie ............................................................................................................................................. 5

Abstract ................................................................................................................................................... 6

1. Wstęp .............................................................................................................................................. 7

1.1. Rynek elektroenergetyczny w Polsce .......................................................................................... 7

1.2. Rentowność inwestycji ................................................................................................................ 9

1.3. Optymalizacja modelu ............................................................................................................... 11

2. Skojarzona gospodarka energetyczna ........................................................................................... 13

2.1. Obieg skojarzony w elektrociepłowni parowej ......................................................................... 13

2.1.1. Elektrociepłownia parowa kondensacyjna ............................................................................ 13

2.1.2. Elektrownia parowa przeciwprężna ...................................................................................... 14

2.1.3. Elektrownia parowa upustowa ............................................................................................. 15

2.1.4. Współczynnik skojarzenia ..................................................................................................... 16

2.1.5. Zastosowanie układu gazowo-parowego w elektrociepłowni .............................................. 16

2.2. Skojarzone układy energetyczne – typy i formy ....................................................................... 18

2.3. Systemy wspomagania kogeneracji .......................................................................................... 19

3. Wysokosprawna kogeneracja ....................................................................................................... 21

3.1. Oszczędność paliw pierwotnych w kogeneracji ........................................................................ 21

3.2. Wysokosprawna kogeneracja, a uwarunkowania prawne jej rozwoju ..................................... 21

3.3. Wysokosprawna kogeneracja – charakterystyka ...................................................................... 22

3.4. Potencjał – techniczny i ekonomiczny....................................................................................... 25

3.5. Wysokosprawna kogeneracja – perspektywy rozwoju ............................................................. 27

4. Finansowanie inwestycji ............................................................................................................... 29

4.1. Finansowanie bilansowe ........................................................................................................... 29

4.2. Finansowanie projektowe (project finance) .............................................................................. 29

4.3. Instrumenty dłużne ................................................................................................................... 32

4.4. Inne źródła finansowania .......................................................................................................... 33

4.4.1. Europejski Bank Inwestycyjny (EBI) ....................................................................................... 33

4.4.2. Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju (EBOiR) ..................................................................... 33

4.4.3. Nordic Investment Bank (NIB) ............................................................................................... 34

4.4.4. Pozostałe ............................................................................................................................... 34

5. Ryzyka w projektach ...................................................................................................................... 35

5.1. Ograniczenia i komplikacje w zakresie rozwoju kogeneracji .................................................... 35


4

5.1.1. Ograniczenia ekonomiczne ................................................................................................... 35

5.1.2. Ograniczenia prawne............................................................................................................. 35

5.1.3. Ograniczenia administracyjne i społeczne ............................................................................ 35

5.2. Analiza ekonomiczna ................................................................................................................. 36

5.3. Proces inwestycyjny i ryzyka na jego poszczególnych etapach ................................................ 36

5.3.1. Faza przygotowania inwestycji .............................................................................................. 37

5.3.2. Faza realizacji ........................................................................................................................ 39

5.3.3. Faza eksploatacji ................................................................................................................... 40

5.4. Ograniczanie ryzyka ................................................................................................................... 40

6. Analiza ekonomiczna na przykładowym projekcie........................................................................ 42

6.1. Przypadek 1 ............................................................................................................................... 44

6.2. Przypadek 2 ............................................................................................................................... 46

6.3. Przypadek 3 ............................................................................................................................... 48

6.4. Wyniki analizy ............................................................................................................................ 50

Podsumowanie ...................................................................................................................................... 51

Bibliografia ............................................................................................................................................ 52


5

Streszczenie

W niniejszej pracy przedstawiono analizę ryzyka w projektach wysokosprawnej

kogeneracji.

We wstępie opisany został rynek elektroenergetyczny w Polsce, sytuacja która

panowała w naszym kraju w ciągu ostatnich lat, a także porównanie zdywersyfikowania

źródeł w różnych krajach. Przytoczono również jednostki kogeneracyjne, których przekazanie

do eksploatacji ma nastąpić w najbliższych latach.

Następnie podjęta została próba wyliczenia wszystkich czynników wpływających na

rentowność inwestycji oraz powód dla którego stosowana jest optymalizacja, a także w jakim

zakresie jest ona stosowana.

W głównej części pracy opisano różne typy elektrowni, w których zachodzą tzw.

procesy skojarzone, przytoczono istniejące na rynku systemy wspomagania kogeneracji, oraz

wymieniono zalety kogeneracji i opisano jej perspektywy rozwoju.

Kolejny rozdział traktuje o sposobach finansowania inwestycji, o zaletach jak

i wadach poszczególnych produktów finansowych.

W następnej części pracy opisane zostały ryzyka mogące zajść w projektach których

etapem końcowym jest jednostka kogeneracyjna. Opisano również proces inwestycyjny, jego

poszczególne etapy a także ryzyka mogące zajść na poszczególnych etapach. Ryzyka

projektu, od łatwych do oszacowania – ograniczenia prawne czy ograniczenia społeczne – do

znacznie trudniejszych – takich jak uwarunkowania polityczne – stanowią najważniejszy i

często żmudny proces przygotowania. Ewentualne zaniedbania na tym etapie mogą prowadzić

do lawiny niepowodzeń na etapie realizacji. Przedstawiono najbardziej znane sposoby

przeciwdziałania ryzykom w projektach wysokosprawnej kogeneracji.

Ostatnim etapem pracy jest analiza ekonomiczna na przykładowym projekcie. Projekt

ten nie jest rzeczywisty. Dane do niego zostały sporządzone w oparciu o własną wiedzę,

dostępne na rynku informacje niepoufne, a także informacje niedostępne publicznie (te nie

zostały ujawnione bezpośrednio).


6

Abstract

This paper presents an analysis of the risk in high efficiency cogeneration projects. In

the introduction there is described electricity market in Poland, the situation that prevailed in

our country in recent years, as well as a comparison of diversification of sources in different

countries. There are also mentioned cogeneration units, whose commissioning is expected

next years.

In next chapter, all the factors affecting on profitability of the investment were

mentioned.

In the main part of the thesis, there are described the various types of power plants,

where we can find processes of cogeneration. There are also defined types of existing market

support systems for cogeneration in Poland. This part describes advantages of cogeneration

and prospects of development.

The next chapter treats about ways of financing investment, the advantages and

disadvantages of various financial products.

In the next part of the thesis, there were described the risks that may occur in

cogeneration projects. There is also described the investment process, its various stages and

the risks that may occur at each stage. The risk of the project, from easy to quantify – legal

constraints or social limitations – to more difficult – such as political considerations – are the

most important and often arduous process of preparation. Any negligence at this stage may

lead to an avalanche of failures in the implementation phase. It presents the best known ways

to counteract the risks of cogeneration projects.

The final stage of thesis is economic analysis on an example project. This project is

not real. The data were drawn based on my own knowledge, available on the market non-

confidential information, as well as non-public information (not disclosed directly).


7

1. Wstęp

1.1. Rynek elektroenergetyczny w Polsce

W Polsce zakłada się umiarkowanie dynamiczny rozwój gospodarki, wskutek czego

Polska stoi w obliczu decyzji strategicznej, jaką jest sposób pokryć rosnącego

zapotrzebowania na energię elektryczną. Własne złoża węgla kamiennego oraz brunatnego w

Polsce są w stanie zabezpieczyć potrzeby energetyczne kraju na najbliższe kilkadziesiąt lat.

Głównym źródłem gazu (70%) jest import przede wszystkim z Rosji, ale też z Azerbejdżanu,

Niemiec i Republiki Czeskiej. Temat energetyki jądrowej jest stale udoskonalany, w Polsce

niemożliwy w ciągu najbliższej dekady (wg wielu źródeł nawet w ciągu paru dekad).

W przypadku planowanych zamierzeń dotyczących rozwoju tej gałęzi energetyki – aspekty

społeczne zawsze będą najważniejsze i decydujące o powodzeniu lub zaniechaniu budowy

takich obiektów jak elektrownie atomowe.

Ocenia się, że w Polsce zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie rosło w tempie

zbliżonym do 3% w skali roku do 2025r., przy oczekiwanym średnim tempie wzrostu PKB na

poziomie 5%. W ostatnich latach konsumpcja energii elektrycznej w przeliczeniu na

mieszkańca w Polsce była dwukrotnie niższa niż średnia konsumpcja w krajach Unii

Europejskiej. Prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) powiadomił, że już w

bieżącym roku 2015, mogą występować okresy, w których wystąpią trudności w zapewnieniu

wymaganej nadwyżki mocy, co wynika z faktu braku zastępowania wycofywanych starych

jednostek, nowymi. Zakładając nawet pesymistyczny wariant wzrostu PKB, w Polsce w ciągu

najbliższych 20 lat, deficyt zainstalowanej mocy elektrycznej może wynieść nawet kilka

gigawatów. Teoretycznie, problem ten jest do rozwiązania poprzez zastosowanie wielu

sprawdzonych technologii, które są stale udoskonalane. Niezbędnym wydaje się być

zagadnienie paliwa, w oparciu o które dodatkowe moce wytwórcze można zainstalować w

polskich warunkach.

Bezpieczeństwo energetyczne kraju, jako bezproblemowe dostarczenie

zadeklarowanej energii elektrycznej oraz ciepła do odbiorców, jest ważnym zagadnieniem

poruszanym m.in. w Polityce Energetycznej Polski do 2030 roku. Poprawa efektywności

energetycznej to jeden z głównych tematów podejmowanych w ww. dokumencie. Rezerwa

utajona w podwyższaniu efektywności energetycznej procesów produkcyjnych i


8

eksploatacyjnych to rzeczywisty zasób energetyczny. Zoptymalizowanie używania tego

zasobu byłoby niewspółmiernie tańsze niż inwestycja w najtańsze możliwe źródła energii.

Szybki czas zwrotu kosztów inwestycyjnych, brak dodatkowych kosztów wynikających z

placu budowy czynią tę możliwość kuszącą. Wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii to

kolejny, szeroko poruszany temat w Polityce Energetycznej Polski do 2030 roku. Rząd

zobowiązuje się do zniesienia barier prawnych w zakres udostępniania nowych złóż węgla

kamiennego i brunatnego, w celu zwiększenia mocy wydobywczych. Przewidywane jest

również zwiększenie nakładów na poszukiwanie nowych złóż. W kwestii bezpieczeństwa

dostaw, duży nacisk kładziony jest na dywersyfikację źródeł (m.in. budowa terminalu LNG,

którego termin oddania obiektu do użytku wciąż jeszcze jest oddalany w czasie). Ważna jest

również dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie

energetyki jądrowej, rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw,

oraz ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.

Trudnym zadaniem okazuje się być zmniejszenie oddziaływania sektora

energetycznego na środowisko naturalne, w czasie gdy produkcja energii elektrycznej w

ponad 92% opiera się na spalaniu węgla. Wpływa to negatywnie na ekologię poprzez

produkcję dużych ilości zanieczyszczeń. Węgiel w Polsce pełni funkcję stabilizatora

bezpieczeństwa energetycznego kraju i będzie on jeszcze przez wiele lat głównym źródłem

energii pierwotnej. Unijny system redukcji emisji gazów cieplarnianych wciąż się zaostrza,

obejmuje też więcej branż. W 2020 r. nastąpić ma pełna odpłatność za emitowany do

atmosfery dwutlenek węgla.

Zmniejszenie udziału węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej w sektorze

energetycznym jest tendencją dominującą w Europie, gdzie już ponad 20% energii wytwarza

się poprzez spalanie gazu. Wynika to z licznych zalet elektrowni gazowo-parowych. Do

głównych należą regulacyjność jednostek, możliwość zwiększenia efektywności

energetycznej wykorzystania paliwa pierwotnego, oraz krótszy proces inwestycyjny niżeli w

przypadku energetyki węglowej. W roku 2016 planuje się uruchomienia dwóch bloków

gazowo-parowych: w Stalowej Woli (467 MW) oraz we Włocławku (473 MW). Do końca

2019 powstaną kolejne jednostki wytwórcze: blok w Kozienicach, Jaworznie, w Płocku, w

Turowie, oraz dwa bloki w Opolu (sumarycznie blisko 4900 MW).


9

1.2. Rentowność inwestycji

Wskutek transformacji zachodzącej w polskiej gospodarce oraz na arenie

geopolitycznej, nastały istotne zmiany w działaniu polskich przedsiębiorstw. Znaczącym

impulsem przemian było przejście z gospodarki centralnie sterowanej na wolnorynkową,

rozpoczęty proces prywatyzacji, otwarcie rynków, przystąpienie Polski do UE. Efektem tego,

łatwo zauważyć można różnice w działaniu polskich przedsiębiorstw z okresu lat 80-tych i

obecnymi – w sposobie zarządzania, jak i w jakości, metodach, rozwiązaniach technicznych

bezpośrednio stosowanych na etapie produkcji. [11]

Ostatnie dekady przyniosły Polsce prawdziwe wyzwania techniczno-finansowe a także

niesłychanie duże szanse rozwoju.[9] Wymagania dotyczące ochrony środowiska,

wprowadzanie wolnego rynku energii, planowany rozwój handlu emisjami, były głównymi

przyczynami realizowanych inwestycji. Kluczowym okazała się umiejętność formułowania

dokładnej prognozy zużycia i produkcji nośników energii w planowanych inwestycjach, co

bezpośrednio decyduje o zaniechaniu bądź budowie nowej jednostki. Inwestorzy (osoby bądź

instytucje angażujące środki pieniężne) oczekują od prognoz jak najbardziej rzeczywistego

odzwierciedlenia przyszłych wyników w danej inwestycji – określenia kosztów, jak i

przychodów przez nie generowanych. Czynniki wpływające na koszty i przychody można

wyszczególnić w następujących punktach:

Wielkość rynku zbytu;

Charakter rynku zbytu;

Typ i sprawności instalowanych urządzeń;

Stosowane paliwo;

Struktura projektowanego układu;

Niezawodność;

Ograniczenia środowiskowe.

Na etapie planowania inwestycji niezwykle ważnym jest określenie powyższych danych w

sposób jak najbardziej przejrzysty i wiarygodny.

Przy różnych metodach uwzględniania dyspozycyjności układu i przy niskiej awaryjności

kotłów (na poziomie 2%), wykazano możliwe niedoszacowania lub przeszacowania prognozy

rocznej produkcji pary i zużycia paliw od 1% do nawet 12%. Zważywszy na okres zwrotu

inwestycji liczony w dziesiątkach lat, nawet niewielka pomyłka w prognozie wytwarzania

głównego produktu oraz zużycia paliwa skutkować może znaczną zmianą rentowności


10

inwestycji. Istotny wpływ na rentowność inwestycji ma niezawodność. Najlepszym

rozwiązaniem byłoby określenie różnego rodzaju współczynników wyrażających

prawdopodobieństwo pozostawania urządzenia w stanie określonej sprawności

(współczynniki intensywności awarii, współczynniki intensywności odnowy, współczynniki

dyspozycyjności lub podobne). Wzięcie pod uwagę wszystkich tych danych jest możliwe

tylko w teorii. W praktyce, z powodu ograniczonej liczby zbioru danych statystycznych (brak

wystarczająco dokładnych danych eksploatacyjnych poszczególnych układów cieplnych), nie

jest to możliwe. Takowe dane można znaleźć w nielicznych publikacjach, najczęściej

dotyczących elektrowni zawodowych [15]. Stanowią one zazwyczaj własność firm

produkujących bądź eksploatujących dane urządzenia i układy, i służą podstawie do

planowania remontów oraz wymiany części.

Główną przeszkodą w ocenie rentowności planowanych inwestycji jest brak metody oraz

narzędzi numerycznych służących do szacowania produkcji i zużycia nośników energii,

uwzględniających niezawodność instalacji. Wielki postęp w technice obliczeniowej w

ostatnich latach pozostawia nadzieję na wykorzystanie tej gałęzi nauki w ocenie planowanych

inwestycji w energetyce, przy zachowaniu racjonalnego poziomu pracochłonności.

Przy modelowaniu systemów energetycznych, należy mieć świadomość, jaki wpływ na

analizę ryzyka może mieć nadmierne uproszczenie modelu. W przypadku zbyt dużego

uproszczenia, uzyskane wyniki mogą być niezgodne z wymaganiami i obarczone dużym

ryzykiem błędu. Z kolei zbyt duża dokładność może powodować (oprócz powyższego)

również stratę czasu na przygotowanie zbędnych danych, ich analizy, trudność w

wyselekcjonowaniu rzeczywiście istotnych informacji, a co wydaje się być najbardziej

zgubne – nadmierne zaufanie do uzyskiwanych wyników.


11

1.3. Optymalizacja modelu

Zadaniem przedsiębiorstwa jest osiągnięcie maksymalnego dochodu przy określonych,

istniejących ograniczeniach. W celu trafnej diagnozy opisującej możliwości produkcyjne

inwestycji na kolejne lata, wymagana jest procedura optymalizacyjna – funkcja opisująca

zysk i osiągająca maksimum. Gdy koncepcja inwestycji wyposażona jest w wiele podobnych

wariantów, stosuje się modelowanie wielowariantowe. [13] Założeniem takiego modelowania

jest stworzenie jednego dużego modelu, który obejmuje wszystkie możliwe warianty pracy

układu. Kolejnym krokiem jest, w zależności od potrzeby, wyłączanie konkretnych

logicznych elementów modelu. Taka metodyka pozwala na zmniejszenie pracochłonności

analizy.

Optymalizacja służy dopasowaniu możliwości produkcyjnych układu do oczekiwanych

potrzeb i ograniczeń ze strony otoczenia. [14] Można więc uznać za wystarczające określenie

ekstremum pewnej wielkości, nazywanej funkcją celu lub funkcją kryterialną optymalizacji.

Wyrażana jest ona w jawnej postaci analitycznej i jest zależna od zmiennych układu równań

zawartych w modelu matematycznym systemu. Określenie takiego rozwiązania układu

równań, dla którego funkcja celu osiągnie swoje maksimum (lub minimum) w swojej

dziedzinie, okazuje się więc być głównym zadaniem optymalizacji.

Struktura przychodów i kosztów w elektrociepłowni:

Przychody:

Przychód ze sprzedaży ciepła w gorącej wodzie;

Przychód ze sprzedaży ciepła w parze technologicznej;

Przychód ze sprzedaży energii elektrycznej;

Koszty:

Materiałowe:

o Koszty paliwa;

o Koszty materiałów chemicznych;

o Koszty zakupu energii elektrycznej;

o Koszty wody;

o Koszty materiałów remontowych;

o Inne koszty materiałowe;

Usług:


12

o Transportu;

o Remontów;

o Inne;

Wynagrodzenia pracowników;

Opłaty środowiskowe:

o Opłaty emisyjne;

o Opłaty za składowanie odpadów;

o Opłaty za zrzut ścieków;

o Inne;

Amortyzacja środków;

Podatki:

o Podatek akcyzowy przy produkcji energii elektrycznej;

o Podatek od nieruchomości, gruntowy;

o Inne podatki;

Pozostałe koszty.


13

2. Skojarzona gospodarka energetyczna

Procesy skojarzone można interpretować jako połączenie dwóch (kogeneracja) lub

więcej (np. trójgeneracja) procesów indywidualnych, w których każdy ma za zadanie

wytworzenie tylko jednego produktu użytecznego. [17] Rozszerzając tę definicję procesów

skojarzonych, uzyskać można model gospodarki opartej na zasadzie wytworzenia paru

produktów będącymi dobrami materialnymi (np. energię elektryczną oraz energię cieplną).

2.1. Obieg skojarzony w elektrociepłowni parowej

Dowolny obieg silnika cieplnego określić można poprzez wyrażenie sprawności:

,

gdzie wob (praca obiegu) to efekt użyteczny w tymże obiegu, a qd (ciepło doprowadzone ze

źródła górnego) to nakład energetyczny. Aby obieg termodynamiczny mógł być

zrealizowany, niezbędny jest jego kontakt termiczny, z przynajmniej dwoma źródłami ciepła

(o różnych temperaturach). Gdyby więcjedno z tych źródeł zostałoby wyeliminowane,

sprawność wynosiłaby 1 (obieg taki jako perpetum mobile II rodzaju nie mógłby istnieć).

Jeżeli natomiast założyć, że qw (wyprowadzane z obiegu) będzie efektem użytecznym (np. do

celów grzewczych), taka sprawność wyniosłaby:

Teoretycznie więc, uzyskujemy w ten sposób możliwość użytecznego (np. na cele

grzewcze)wykorzystania całej ilości doprowadzonego ciepła. Bardziej dogłębna analiza

wskazuje jednak, że sprawność w takich skojarzonych układach silnie spada.

2.1.1. Elektrociepłownia parowa kondensacyjna

Należy zwrócić uwagę na skojarzone wytwarzanie ciepła i pracy w elektrowni parowej

z turbiną kondensacyjną (Rys. 1). Dzisiejsze kotły parowe produkują kilkaset ton pary

przegrzanej w ciągu godziny, o ciśnieniu ponad 20 MPa i temperaturze powyżej 500°C.

Parametry pary odlotowej są na poziomie 0,04 bar, 30°C. Aby skroplić jedną tonę pary

wodnej, potrzeba około 50m3 wody chłodzącej, dlatego najczęściej stosowanymi obiegu


14

zamknięte z chłodniami kominowymi. Termiczna sprawność obiegu jest niska, z zakresu 35-

40%. Woda chłodząca jako czynnik grzewczy nie nadawałaby się z powodu niskiej

temperatury (około 25°C). Powinna do takich celów być na poziomie przynajmniej 70°C.

Rys. 1 Elektrownia parowa z turbiną kondensacyjną - schemat ideowy [16]

Perspektywy bezpośredniego wykorzystania układu skojarzonego w elektrowni parowej nie

są więc zbyt optymistyczne. Dodatkowo, wielkość ciepła grzewczego warunkowałaby moc

turbiny, co utrudniałoby regulację podczas eksploatacji. Można więc stosować siłownie

parowe jako układ skojarzony na trzy sposoby:

Z pogorszoną próżnią;

Z turbiną przeciwprężną;

Z turbiną upustową.

2.1.2. Elektrownia parowa przeciwprężna

Odbiór mocy turbiny i ciepła grzewczego w lepszy sposób uzyskać można poprzez

turbinę przeciwprężną, aniżeli z turbiną kondensacyjną. Para wylotowa w turbinie

przeciwprężnej dzięki braku skraplacza, ma o wiele większe ciśnienie. Najczęściej turbiny

przeciwprężne stosuje się tam, gdzie jest stałe zapotrzebowanie pary (ciepła użytkowego).


15

Energia elektryczna produkowana w takiej elektrowni zależy silnie od zapotrzebowania wody

grzewczej i często w takich układach traktowana jest jako skutek uboczny. Przy zachowaniu

stałego poziomu odbioru ciepła, uzyskiwana jest wysoka sprawność ogólna. [16]

Rys. 2 Elektrownia parowa z turbiną przeciwprężną - schemat ideowy [17]

2.1.3. Elektrownia parowa upustowa

Pomiędzy turbiną kondensacyjną a turbiną przeciwprężną istnieje pewien złoty środek

ujmujący zalety obydwu z nich – elektrociepłownia upustowa. Przegrzana para wodna w

całości rozprężana jest w części wysokoprężnej turbiny (połączonej z częścią niskoprężną za

pomocą przelotni). Układ regulacyjny pozwala na upust części pary do wymiennika wody

sieciowej – powstaje możliwość regulowania obciążenia cieplnego turbiny, a takżę

elastyczność poprzez obniżenie wymogu ścisłego zachowania stosunku proporcjonalności

jakie istnieje w turbinie kondensacyjnej (między mocą turbiny a masowym natężeniem pary

wodnej). Takie turbiny pracują w sezonie grzewczym jako upustowo-przeciwprężne,

natomiast w okresie letnim jako upustowo-kondensacyjne (moc elektryczna szczytowa bądź

podszczytowa).


16

Rys. 3 Elektrownia parowa upustowa - schemat ideowy [17]

2.1.4. Współczynnik skojarzenia

Współczynnik skojarzenia określany jest jako stosunek energii elektrycznej

(wytworzonej w określonym okresie czasu), do energii cieplnej (odprowadzonej w

wymiennikach ciepłowniczych w tym samym określonym okresie czasu):

a

, [kWh/GJ]

Współczynnik skojarzenia w rzeczywistych elektrociepłowniach waha się w granicach

0,35÷0,45.

2.1.5. Zastosowanie układu gazowo-parowego

w elektrociepłowni

Wskutek osiągnięcia praktycznie granicznych możliwości wzrostu sprawności w

siłowniach parowych, zwrócenia uwagi wymaga zastosowanie technologii w siłowniach z

turbiną gazową. Niewielka sprawność w tego typu siłowniach wynika z dużego


17

współczynnika nadmiaru powietrza potrzebnego do spalenia paliwa. Powstała koncepcja

rozwoju układów kombinowanych gazowo-parowych. Następuje tu połączenia obiegów

siłowni parowej i gazowej. W tego typu układach najczęściej energia spalin z turbiny gazowej

wykorzystywana jest w kotle odzysknicowym do produkcji pary, która zasila turbinę parową.

Rys. 4 Stosowane układy gazowo-parowe - przykłady

Szczególnym powodem stosowania takich układów jest fakt zmniejszonego zużycia

pierwotnej energii chemicznej paliwa, zwiększenia sprawności układu, a także ograniczenia

emisji szkodliwych substancji (produktów spalania). Zwłaszcza przy wykorzystaniu paliw

gazowych możliwe jest osiąganie korzyści ekologicznych, energetycznych i ekonomicznych.

Nawet małe zapotrzebowanie na ciepło w obszarach budowy małych elektrociepłowni, które

współpracują z silnikami spalinowymi są dobrymi przesłankami do stosowania tych układów.


18

2.2. Skojarzone układy energetyczne – typy i formy

Wyróżnia się, zależnie od liczby produktów użytecznych otrzymywanych w danym

procesie, skojarzone układy energetyczne:

Kogeneracyjne;

Trójgeneracyjne.

W układach kogeneracyjnych (typu CHP –CombinedHeat and Power) korzystając z energii

pierwotnej w paliwie, uzyskuje się dwa produkty użyteczne (energię elektryczną oraz

cieplną). Gdy z tej energii pierwotnej można uzyskać trzy użyteczne produkty (energię

elektryczną, cieplną oraz chłodniczą), nazywamy to układem trójgeneracyjnym (CHCP –

Combined Heating, Cooling and Power Plants). W skojarzonych układach kogeneracyjnych

wykorzystujemy w praktyce dwa typy:

Kogenerację rozproszoną;

Kogenerację scentralizowaną.

Typ kogeneracji scentralizowanej oparty jest głównie na jednostkach dużej mocy opalanych

węglem – elektrociepłowniach węglowych, w których wyróżnić można:

Elektrociepłownie przemysłowe;

Elektrociepłownie zawodowe.

Przemysłowe elektrociepłownie wyposażają w ciepło (w postaci pary wodnej) najczęściej

kilka zakładów przemysłowych. Współczynnik skojarzenia jest niewielki, przy dużym

rocznym czasie obciążenia szczytowego. Te elektrociepłownie przeważnie wyposażone są

w turbiny przeciwprężne, a także w upustowo-przeciwprężne.

Elektrociepłownie zawodowe jako główny czynnik traktują gorącą wodę, która jest

wykorzystywana dla celów grzewczych i bytowych. Turbinami w takich jednostkach są

turbiny upustowo-kondensacyjne. W obu typach elektrociepłowni wykorzystuje się różne

powiązania z systemem elektroenergetycznym, co nie służy prostocie współpracy systemów

cieplnoenergetycznego i elektroenergetycznego. W okresach gospodarki socjalistycznej

istniały kryteria doboru wielkości elektrociepłowni. W naszym kraju, elektrociepłownia

mogła powstać, gdy miasto posiadało przynajmniej 50 000 mieszkańców. We wszystkich

krajach Unii Europejskiej powstają teraz elektrociepłownie o stosunkowo małych mocach

(0,5 – 50 MW), które pokrywają zapotrzebowanie małych gmin, szpitali i gospodarstw.

Pracują one (w skojarzeniu) z silnikami spalinowymi gazowymi i wysokoprężnymi lub

turbinami gazowymi. Taki tryb pracy przyjęło się nazywać „kogeneracją na małą skalę”.


19

2.3. Systemy wspomagania kogeneracji

Jak już wspomniano wcześniej w opracowaniu, wysokosprawna kogeneracja jest

procesem polegającym na równoczesnym wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej,

zapewniającym oszczędność energii pierwotnej w porównaniu z wytwarzaniem oddzielnie

energię elektryczną i ciepło. Wysokosprawna kogeneracja pozwala na:

Ograniczenie emisji CO2;

Oszczędność energii;

Rozwój wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii;

Poprawę bezpieczeństwa energetycznego.

W latach 2005-2007 kształtowały się w Polsce systemy wsparcia producentów energii

elektrycznych w odnawialnych źródłach energii (OZE) oraz w wysokosprawnej kogeneracji.

Systemy te opierają się na świadectwach pochodzenia, a ich wprowadzenie było podyktowane

przystosowaniem polskich przepisów do regulacji panujących w Unii Europejskiej. W

stosunku do OZE, Polska musiała dostosować swoje przepisy do Dyrektywy 77/2002/WE,

która to określa stopień energii elektrycznej z OZE w zużyciu całkowitym energii

elektrycznej, oraz nakłada obowiązek wprowadzenia „świadectw pochodzenia” (w celu

wspierania rozwoju OZE). Natomiast w kwestii kogeneracji, istnieje Dyrektywa KE

2004/8/WE, która promuje wytwarzanie w skojarzeniu, energii elektrycznej oraz ciepła.

Dowodem wyprodukowania danej ilości energii elektrycznej za pomocą Kogeneracji bądź

odnawialnych źródeł energii są świadectwa pochodzenia. Rodzaje świadectw pochodzenia są

oznaczone skrótowo za pomocą kolorów:

Zielone – dla energii elektrycznej wyprodukowanej w odnawialnych źródłach

energii;

Żółte – dla energii elektrycznej wyprodukowanej w kogeneracji przy spalaniu

paliwa gazowego lub o łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej do 1 MW;

Fioletowe – dla energii elektrycznej wyprodukowanej w kogeneracji przy

spalaniu metanu lub gazu uzyskiwanego z przetwarzania biomasy;

Czerwone – dla energii elektrycznej wyprodukowanej w pozostałych

jednostkach wysokosprawnej kogeneracji.

Główne założenia systemu świadectw pochodzenia można zamknąć w punktach:

Świadectwa pochodzenia wystawiane przez prezesa Urzędu Regulacji

Energetyki;


20

Świadectwa pochodzenia (oprócz przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej)

są dodatkowym źródłem przychodu dla producentów energii;

Przedsiębiorstwa energetyczne sprzedające energię elektryczną odbiorcy

końcowemu, zobowiązany jest do uzyskania świadectw pochodzenia i

przedstawienia ich do umorzenia prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki.

Alternatywą dla powyższego, jest zapłata na konto Narodowego Funduszu

Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej;

Przedsiębiorstwa energetyczne, którego sieć dystrybucyjna połączona jest ze

źródłem odnawialnym, zobowiązany jest do nabycia energii elektrycznej z

odnawialnych źródeł energii;

Przedsiębiorstwa energetyczne niewywiązujące się z wyżej wymienionych

obowiązków, zostają obarczone karami przez prezesa Urzędu Regulacji

Energetyki;

Rejestr dla wydawanych świadectw pochodzenia oraz obrót prawami

majątkowymi wynikającymi z tychże świadectw prowadzi giełda towarowa.


21

3. Wysokosprawna kogeneracja

3.1. Oszczędność paliw pierwotnych w kogeneracji

Wytwarzanie energii elektrycznej oraz ciepła w skojarzeniu pozwala na oszczędność paliw

pierwotnych nawet do około 30%. Powyższy schemat obrazuje jak rozkłada się przepływ

energii w elektrociepłowni a jak w elektrowni i – osobnej – ciepłowni. Jest to najlepszy

sposób na pokazanie wyższości wytwarzania energii w skojarzeniu nad rozdzielonym

wytwarzaniem energii.

3.2. Wysokosprawna kogeneracja, a uwarunkowania

prawne jej rozwoju

Na podstawie zapisów w Europejskiej Polityce Energetycznej dotyczącej promowania

Kogeneracji, przyjęto Dyrektywę 2004/8 WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11

lutego 2004 roku w sprawie promowania Kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło

użytkowe na wewnętrznym rynku energii, oraz wnoszącą poprawki do Dyrektywy

92/42/EWG. Dyrektywa traktuje o niewykorzystaniu pełnej korzyści płynącej ze

skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Promowanie, a także czerpanie pełni

z potencjału wysokosprawnej kogeneracji, w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe

jest głównym celem wspólnoty, i powinno prowadzić do maksymalnej oszczędności paliw


22

pierwotnych, zmniejszenia strat w sieci a także zmniejszeniem ilości spalin emitowanych do

atmosfery. Forma wsparcia rozwoju kogeneracji odbywa się poprzez przypisywanie

świadectw pochodzenia wytwarzanej – właśnie w kogeneracji – energii elektrycznej.

Wspieranie to powinno uwzględniać wymogi wynikające z ochrony środowiska oraz być

uzasadnione analizą zapotrzebowania na ciepło i chłód. Dyrektywa opisuje technologie

kogeneracyjne i urządzenia, których dotyczy. Wyróżniono 3 kategorie:

Mikrogeneracja o nominalnej mocy elektrycznej mniejszej niż 50 kWe,

Mała skala kogeneracji o nominalnej mocy elektrycznej mniejszej niż1 MWe,

Pozostałe jednostki kogeneracji.

Dyrektywa narzuca stworzenie i przekazanie Komisji Europejskiej cyklicznej (co 4 lata)

samooceny osiągniętego postępu w zwiększaniu kogeneracji wysokosprawnej. W polskim

systemie prawnym dyrektywa ta została wprowadzona ustawą dnia 8 grudnia 2006 r. o -

zmianie ustawy Prawo Energetyczne, ustawy Prawo ochrony środowiska oraz ustawy o

systemie oceny zgodności. Natomiast Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 lipca

2011 roku w sprawie sposobu obliczania danych podanychwe wniosku o wydanie świadectwa

pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i

przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku

potwierdzenia danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w

wysokosprawnej kogeneracji –traktuje o sposobie uzyskiwania świadectw pochodzenia z

kogeneracji, ich umarzania oraz uiszczania opłaty zastępczej. [20]

3.3. Wysokosprawna kogeneracja – charakterystyka

Definicja wytworzonych w kogeneracji – energii elektrycznej i ciepła – jest zawarta w

ustawie z dn. 8 grudnia 2006 roku o zmianie ustawy Prawo energetyczne, ustawy Prawo

ochrony środowiska oraz ustawy o systemie zgodności. Energia elektryczna z kogeneracji jest

to energia wytworzona w jednostce kogeneracyjnej, w której przemiana energii chemicznej

paliwa w energię elektryczną, mechaniczną i ciepło użytkowe odbywa się ze średnioroczną

sprawnością graniczną na poziomie:

75% dla układów kogeneracyjnych z turbiną parową, gazową z odzyskiem ciepła,

silnikiem spalinowym, mikroturbiną, silnikiem Sterlinga oraz z ogniwami

paliwowymi,


23

80% dla układów kogeneracji gazowo-parowych z odzyskiem ciepła, z turbiną parową

kondensacyjną

lub niższą sprawnością, przy czym podstawę obliczeń energii elektrycznej stanowi iloczyn

wytworzonego ciepła użytkowego i współczynnika zależnego od parametrów

technologicznych układu kogeneracji.

Przyjęło się traktować o wysokosprawnej kogeneracji, gdy mówimy o zapewnieniu

oszczędności energii zawartej w paliwie co najmniej o 10 % w porównaniu z rozdzielnym

wytworzeniem energii elektrycznej i ciepła użytkowego – dla jednostek o mocy elektrycznej

powyżej 1 MW, i jakiejkolwiek oszczędności w jednostkach kogeneracyjnych o mocy

elektrycznej poniżej 1 MW.

Oszczędność energii pierwotnej (na podstawie Dyrektywy 2004/8/WE) przedstawia się za

pomocą skrótu PES (parametr kwalifikujący kogenerację jako wysokosprawną). Na początku

rozważań należy ustalić, czy jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła można

zakwalifikować jako kogeneracyjny o wysokiej sprawnością, co sprowadza się do wyliczenia

średniorocznej sprawności ogólnej i porównania jej ze średniorocznymi sprawnościami

granicznymi (75% bądź 80%). Średnioroczną sprawność wylicza się ze wzoru:

gdzie:

Ab – suma energii elektrycznej i mechanicznej brutto wytworzonej w jednostce

kogeneracyjnej [MWh];

Quq – ciepło użytkowe – dostarczone do sieci ciepłowniczej lub do procesu produkcyjnego

[GJ];

Qb – energia chemiczna w paliwie (całkowita wartość opałowa) [GJ];

Qbek – energia chemiczna paliw zużytych do wytworzenia ciepła poza procesem kogeneracji

[GJ].

Aby wyliczyć wszystkie te wielkości, należy wyznaczyć granicę bilansowej jednostki

kogeneracyjnej, a więc wirtualnej zamkniętej osłony, przez które przenikają strumienie

energii i ciepła. W punktach przenikania strumieni energii i ciepła powinno się zainstalować

przyrządy pomiarowe dla wszystkich wielkości, które występują w równaniu określającym

sprawność i współczynnik PES. Pomiary te należy wykonywać z możliwie małą

niepewnością, ponieważ stanowią one podstawę do rozliczeń finansowych.

Sprawność wytwarzania ciepła użytkowego w kogeneracji:


24

gdzie:

Qbq – energia chemiczna paliw zużyta do wytworzenia energii elektrycznej i ciepła w

kogeneracji [GJ],

oraz sprawność wytwarzania energii elektrycznej w kogeneracji:

gdzie:

Abq – energia elektryczna wytworzona w kogeneracji [MWh].

Po wyznaczeniu powyższych wartości, oblicza się procentową oszczędność energii

pierwotnej:

gdzie:

refe– referencyjna sprawność oddzielnego wytwarzania energii elektrycznej;

refc– referencyjna sprawność oddzielnego wytwarzania ciepła.

Sprawności te są wynikiem wybranej technologii wytwarzania ciepła i energii elektrycznej

oraz roku rozpoczęcia eksploatacji jednostki kogeneracyjnej (wartości podane w

przytoczonym rozporządzeniu).

Współczynnik PES stanowi kryterium do sklasyfikowania kogeneracji jako wysokosprawnej.

Świadectwa pochodzenia z kogeneracji wydawane jest przez prezesa Urzędu Regulacji

Energetyki na wniosek złożony przez przedsiębiorstwo energetyczne za pośrednictwem

operatora systemu elektroenergetycznego (operator systemu elektroenergetycznego

potwierdza ilość energii wprowadzanej do systemu).

Wniosek z wszystkimi danymi technicznymi opisującymi jednostkę kogeneracyjną a takżez

wynikami pomiarów i obliczeniami dotyczącymi energii elektrycznej i ciepła wytworzonych

w kogeneracji, wraz z opinią jednostki akredytacyjnej, uprawnionej do oceny danych we

wniosku zostaje przedłożony Prezesowi URE. Świadectwa rejestrowane są na giełdzie energii

i zostają przedmiotem obrotu handlowego na Towarowej Giełdzie Energii. Wyróżnia się dwa

rodzaje świadectw pochodzenia dla wysokosprawnej kogeneracji:

Kogeneracja z jednostek zasilanych gazem lub o mocy elektrycznej mniejszej niż

1MW;


25

Pozostałe rodzaje kogeneracji.

Świadectwa pochodzenia energii potocznie zwane są certyfikatami – dla kogeneracji gazowej

i jednostek mocy elektrycznej mniejszej niż 1 MW – żółte, natomiast dla pozostałych

rodzajów kogeneracji – czerwone.[20]

Spółki obrotu, które sprzedają energię elektryczną do odbiorcy końcowego, są zobowiązani

do spełnienia warunku sprzedaży części energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej

kogeneracji. Uzyskawszy na TGE świadectwa pochodzenia (żółte oraz czerwone certyfikaty),

następnie przedstawiają je wraz z rocznym sprawozdaniem Prezesowi URE, jako dowód

wywiązywania się z obowiązku sprzedaży energii. Przyjęcie przez Prezesa sprawozdania z

rocznej działalności, świadectwa podlegają umorzeniu. Jeżeli dana spółka obrotu nie wykaże

certyfikatów na TGE, będzie ona zobowiązana do uiszczenia opłaty zastępczej, zasilającej

konto Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska ze specjalnym przeznaczeniem na

dofinansowanie rozwoju kogeneracji. Środki ze sprzedaży świadectw stanowią natomiast

dochód wytwórców energii elektrycznej – operatorów jednostek kogeneracyjnych.

Powyższe wskazuje na dwojakie wsparcie rozwoju kogeneracji – dodatkowe środki

wpływające na konta wytwórców zachęcają do inwestowania w kogenerację, oraz

wpływające na konto NFOŚ pieniądze służące sprzyjaniu rozwoju kogeneracji.[20]

3.4. Potencjał – techniczny i ekonomiczny

Pierwszym krokiem, do podjęcia rozważań nt. potencjału technicznego, jak i

ekonomicznego, powinna być analiza mająca na celu identyfikację obecnego

zapotrzebowania na ciepło, potencjału kogeneracji, stanu bazy wytwórczej, a także przyjęcie

wartości wskaźników opisujących wzrost gospodarczy, które wpływają na zapotrzebowanie

na ciepło.

Potencjałem technicznym nazwać można część całkowitego ciepła użytkowego, które –

biorąc pod uwagę najnowszą technologię – może być wyprodukowane w kogeneracji.

Potencjałem ekonomicznym nazywamy część potencjału technicznego, która nadaje się do

efektywnego kosztowo wykorzystania. Efektywność ekonomiczna wyraża się za pomocą

współczynnika IRR (InternalRate of Return – wewnętrzna stopa zwrotu).

IRR wyznaczany jest poprzez względną różnicę wyników finansowych w sytuacjach:

produkcji ciepła i energii elektrycznej w układzie rozdzielonym oraz w układzie skojarzonym.

Zakładając, że powyższa analiza tworzona jest dla kogeneracji wysokosprawnej, oblicza się


26

minimalne wartości świadectwa pochodzenia, dla których współczynnik IRR przekroczy

wartość 10% – w podejmowaniu decyzji o inwestycji w jednostkę kogeneracji, jest to wartość

uznawana za kryterialną. Wg analizy przeprowadzonej przez CBEiOŚ Politechniki

Warszawskiej, przy przyjęciu określonych czasów wykorzystania mocy, wartość świadectwa

pochodzenia, dla którego IRR przyjmuje 10%, jest odpowiednio dla jednostek opalanych

paliwami gazowymi równa 120zł/MW, a dla jednostek z technologiami węglowymi 50zł/MW

(z zaznaczeniem że jest to minimum opłacalności inwestycji). [20]


27

3.5. Wysokosprawna kogeneracja – perspektywy

rozwoju

Rozwój rynku ciepła kształtuje rozwój kogeneracji – to właśnie ciepło użytkowe jest

podstawowym czynnikiem wpływającym na zakwalifikowanie energii elektrycznej jako tej,

która została wytworzona w kogeneracji. Przed rokiem 2009 wytwórca energii otrzymywał

maksymalnie jedno świadectwo pochodzenia – dotyczyło to przede wszystkim współspalania

biomasy w instalacji kogeneracji wysokosprawnej. Dyrektywa 2004/8/WE wprowadziła

zmianę, po której system wsparcia został ograniczony do kogeneracji wysokosprawnej.

Nastąpił wtedy znaczący wzrost rozwoju współspalania. W 2012 roku powstały nowe zapisy

dotyczące systemu wsparcia kogeneracji, jednak na ten moment nie ma przesłanek

wskazujących na to, iż kogeneracja będzie wspierana dłużej niż do końca roku 2018, co

zdecydowanie nie pomaga potencjalnym inwestorom podjąć decyzji dot. wspierania jednostek

kogeneracyjnych.Wsparcie inwestycji stanowi ważną gałąź systemu wsparcia, przy której

braku, budowa jednostki kogeneracyjnej może okazać się ekonomicznie nieopłacalna.

Polskie prawo nie jest nazbyt stabilne, mechanizmy wsparcia wciąż się zmieniają, co znacznie

utrudnia szacowanie potencjału ekonomicznego instalacji kogeneracyjnych, a co za tym idzie

– opracowania oceny opłacalności przedsięwzięcia (planu biznesowego). Kolejnym

czynnikiem podwyższającym trudność powyższego szacunku jest wdrożenie w 2016 roku

nowej dyrektywy IED, wg której nowe instalacje o mocach powyżej 20 MW oraz 50 MW w

paliwie będą musiały spełnić znacznie bardziej radykalne wymogi dotyczące emisji różnych

substancji niż dotychczas. Będzie to stanowiło nie lada wyzwanie dla bloków

kogeneracyjnych z wartościami mocy na poziomie kilkudziesięciu MW. Wydaje się więc, że

metody oczyszczania spalin mogą stać się – w przeciągu kilku lat – niewyobrażalnie drogie,

co skutkowałoby zanikaniem kotłów węglowych, a to z kolei (w połączeniu z poprzednim)

będzie wpływało sprzyjająco rozwojowi kogeneracji gazowej. Odbije się to na cenie

końcowej ciepła sieciowego. XXX

W roku 2013, jednostki wytwarzające ciepło otrzymały 80% uprawnień bezpłatnie, co się

sukcesywnie zmniejsza, aż do 30% w roku 2030. Rok 2027 ma być rokiem, w którym

uprawnienia do emisji CO2 będzie można nabyć jedynie poprzez aukcje. Handel emisjami nie

będzie obejmował jedynie jednostki z mocą cieplną mniejszą niż 35 MW i emisjami

niewiększymi niż 25000 Mg CO2, ale przy wprowadzeniu innych metod zwiększających

redukcję emisji.


28

Przy uwzględnieniu wskaźnika referencyjnego (benchmark) problem uprawnień do emisji

staje się większy – jednostka o danej technologii uzyskuje tyle uprawnień, ile wynosi średnia

emisja z dziesięciu najlepszych jednostek z instalacjami o takiej samej technologii na terenie

Unii Europejskiej. A to z kolei oznacza, że brakujące uprawnienia (tzn. różnicę pomiędzy

uprawnieniami obliczonymi na podstawie benchmarku a tymi z rzeczywistej emisji) należy

dokupić.

Powyższe rozważania wskazują na obecność podobnych zależności w sektorze

ciepłowniczym, jak i sektorze wytwarzania energii elektrycznej, gdzie przyjęcie benchmarku

dla bloków kondensacyjnych (paliwo – gaz ziemny) zmniejsza znacznie liczbę bezpłatnych

uprawnień – z 70% na 55%.

Ceny ciepła użytkowego jest w fazie wzrostu, a przy równoczesnym wdrażaniu dyrektywy

IED, może rosnąć jeszcze szybciej. Pojawia się tu obawa, że indywidualni odbiorcy będą

rozważać odłączenie się od sieci i zaspokajanie swoich potrzeb poprzez budowy niewielkich

przydomowych kotłowni. Nie jest to odpowiedni model dla rozwoju instalacji

wysokosprawnej kogeneracji.[20]


29

4. Finansowanie inwestycji

4.1. Finansowanie bilansowe

Finansowanie bilansowe to najczęściej kredyt inwestycyjny, udzielany po analizie

wyników aktualnie prowadzonej działalności a także wpływu planowanej inwestycji na te

wyniki. Kredytobiorca ryzykuje w ten sposób całym swoim majątkiem. Spłata kredytu

odbywa się wg wypracowanego harmonogramu. Taka forma finansowania jest tańsza i

łatwiejsza w organizacji, przez co mniej ryzykowna, niż forma projectfinance, o której mowa

poniżej.

Wobec długoterminowego finansowania wprowadzane są w zapisy umów mechanizmy

zabezpieczające, pozwalające bankom na większą kontrolę ryzyka i monitorowanie

działalności.

Zważywszy na porównywalnie łatwe uzyskanie finansowania, niewielki koszt, a także

stosunkowo niewielki poziom zadłużenia spółek w sektorze elektroenergetyczny, sugerowane

jest właśnie finansowanie bilansowe. Z drugiej strony, przy tego typu projektach skala

nakładów finansowych jest ogromna, wszelkie działania są kapitałochłonne. Spodziewane jest

więc ograniczenie możliwości zwiększania finansowego w tej formie w ciągu kilkunastu lat.

Duże podmioty starają się więc szukać wsparcia poza polskimi bankami. Dobrym przykładem

jest spółka PGNiG, która w pierwszym kwartale 2012 roku zrealizowała emisje euroobligacji

na kwotę 0,5mld euro.

W finansowaniu bilansowym wyróżniamy również finansowanie pomostowe – najczęściej

jest to tymczasowa forma pozwalająca przedsiębiorstwu „złapać oddech” przed uzyskaniem

długoterminowej pożyczki.[21]

4.2. Finansowanie projektowe (project finance)

W sytuacji, w której skala projektu inwestycyjnego wykracza poza istniejącą skalę

działalności, dobrym rozwiązaniem na sfinansowanie jest forma project finance. Można też ją

stosować w przypadku chęci ograniczenia ryzyka sponsora, albo też gdy jest wielu

inwestorów – pozwala to na łatwiejszy podział odpowiedzialności i zobowiązań, a także na


30

większą przejrzystość (a więc i zarządzanie ryzykiem). Przyjmuje się, że zobowiązania

zostaną w całości spłacone przez zyski wygenerowane przez projekt.

Jako realizatora projektu wykorzystuje się najczęściej spółkę celową SPV, która składa się

z inwestorów powyżej wspomnianych. W realizacji projektów w Polsce formuła ta była

stosowana do tej pory niezwykle rzadko (jedynie przy realizacji projektu dot. farm

wiatrowych), choć szacuje się, że w najbliższym czasie w związku ze wzrostem zadłużenia

podmiotów z sektora energetycznego, będziemy mieli do czynienia z tą formą finansowania

co raz częściej. Konkretna forma finansowania jest wynikiem przyjętego planu biznesowego,

który to sporządzany jest nierzadko w porozumieniu z firmą zajmującą się doradztwem

finansowym.

Przy tak dużych inwestycjach każda ze stron (inwestor i bank) współpracuje w dużym stopniu

z profesjonalną firmą, która przeprowadza analizę projektu – duediligence. W skład takiej

analizy wchodzi przede wszystkim audyt środowiskowy, rynkowy, audyt modelu

finansowego, ubezpieczeń, a także audyt prawny. Przy analizach sprawdza się, czy

technologia w danym projekcie jest bezpieczna i sprawdzona. Banki (bądź inne instytucje

finansujące) przed finansowaniem skomplikowanych technologicznie projektów wykonują

szereg dodatkowych analiz technicznych.

Na etapie tworzenia struktury transakcji organizowanych w formule projectfinance

rozdzielane są ryzyka występujące na różnych etapach realizacji projektu. Ryzyka przyjmują

odpowiednio: inwestor, generalny wykonawca, instytucja finansowa. Banki analizując ryzyka

biorą pod uwagę:

strukturę zakontraktowanych odbiorów en. elektrycznej i ciepła rozpatrywaną wraz z

czasem na jaki jest uzyskiwane finansowanie i wiarygodność tychże kontraktów;

zasady/reguły kontraktów na paliwo;

warunki umowy z generalnym wykonawcą (ze szczególną uwagą na warunkach

gwarancji i karach umowych);

wiarygodność generalnego wykonawcy, jego kapitał, referencje;

wybraną do realizacji inwestycji technologię, wg której przedmiot umowy zostanie

wykonany – porównanie jej z tymi, które są wykorzystywane na świecie;

wpływ danej inwestycji na środowisko oraz społeczność;

aspekty prawne/regulacyjne;

referencje inwestora;

dostęp z miejsca budowy do infrastruktury przesyłowej (energia elektryczna, gaz itp.).


31

Na podstawie powyższych aspektów, a także własnych doświadczeń danej instytucji

finansowej, wyliczany jest wymagany od inwestora kapitałryz własny (do 50% całkowitych

kosztów).

Zabezpieczeniem ze strony instytucji finansowej może być wejście w skład spółki celowej

poprzez umowy bezpośrednie z najbardziej liczącymi się stronami w projekcie. W umowach

tych znajdują się też najczęściej zapisy pozwalające na kontynuację projektu gdy nastąpią

ewentualne naruszenia umowy. Ze strony inwestorów, zabezpieczeniem jest majątek spółki

celowej, zastawy na akcjach lub udziałach tejże spółki, a także cesje kontraktów.

Przygotowania do finansowania projektów poprzez formę projectfinance są znacznie bardziej

pracochłonne i obszerniejsze aniżeli poprzez finansowanie korporacyjne. Co więcej, forma

projectfinance wskaźniki finansowe oparte są prognozie przepływów pieniężnych

wygenerowanych przez projekt, czyli również na prognozie pokrycia obsługi długu, natomiast

finansowanie korporacyjne określają bilanse wyników spółki. Wydaje się więc, że stworzenie

modelu finansowego danej inwestycji jest jednym z pierwszych kroków milowych, którego

błędne wykonanie może nieść za sobą niewyobrażalne konsekwencje. Ten etap projektu

niesie za sobą duże ryzyko, przede wszystkim z uwagi na:

koszty związanych z emisją CO2 – wskutek zmieniających się regulacji prawnych;

brak decyzji dot. oczyszczania emisji z jednostek zasilanych węglem (CCS);

stale zmieniające się regulacje prawne w sektorze energetyki – wciąż niepewna

przyszłość systemów wsparcia;

brak pewności co do stabilności ceny gazu;

ryzyko wynikające z zawarcia długoterminowych kontraktów na dostawę gazu.

Banki w Polsce są gotowe na finansowanie w formie projectfinance, jednak to z czym

możemy się spotkać na polskim rynku to hybryda tych form finansowania, stworzona

każdorazowo indywidualnie na miarę potrzeb. Dla podmiotów energetycznych sprawa

modelu finansowania jest tym trudniejsza, iż nowoprojektowane jednostki najczęściej

wypierają te starsze, a to implikuje dodatkową korektę przy określaniu dotychczasowych

przepływów finansowych danego przedsiębiorstwa.[21]


32

4.3. Instrumenty dłużne

Najczęściej spotykanymi w Polsce instrumentami dłużnymi są emitowane obligacje

zwykłe. Emitujący staje się w tym momencie dłużny obligatariuszowi. Warunki emisji

obligacji opisano szczegółowo w ustawie z dn. 15 stycznia 2015r. o obligacjach.

Ten typ finansowania może być stosowany do codziennych wydatków, jak i inwestycyjnych

wydatków emitenta. Najdłuższe spotykane spośród obowiązujących aktualnie trwają 10 lat, w

większości jednak 3-5 lat. Swoją popularność emisje obligacji zawdzięczają możliwości

szybkiego i atrakcyjnego źródła pozyskania kapitału dla podmiotów posiadających stabilną i

silną pozycję rynkową, wysokie perspektywy dalszej rozwoju oraz wysoką wiarygodność

kredytową. Dla pełni korzyści potrzebna jest odpowiednio wysoka skala emisji. Istnieje

specjalny mechanizm pozwalający na objęcie emisji na warunkach wcześniej uzgodnionych z

emitentem przez bank, co stanowi gwarancje sukcesu emisji. Ponadto korzyściami emisji

obligacji są:

finansowanie zewnętrzne poprzez grupę wierzycieli, co zdywersyfikuje finansowanie;

prestiż obecności emitenta na rynku kapitałowym;

przypadek emisji niepublicznych pozwala na znaczne ograniczenie przekazywanych

na zewnątrz informacji;

zwolnienie z rygorów ustawy PZP (Prawo Zamówień Publicznych) usług w zakresie

emisji obligacji.

Wciąż głównym sposobem finansowania są kredyty bankowe, tylko 15% pozyskiwanych

finansów pochodzi z dobrodziejstwa emisji papierów dłużnych.

Z emisji w Polsce, większość korzysta z rynku lokalnego, a tylko niewielka część

z euroobligacji. Dłuższe terminy zapadalności na korzyść euroobligacji oczywiście

przemawiają do emitentów (do 10 lat), lecz minimalna wartość pozwalająca uzyskać

pozytywny efekt ekonomiczny to ok. 200 mln EUR, przy czym emisja powinna posiadać

rating jeden z trzech największych agencji – inaczej pozytywny efekt ekonomiczny staje się

trudny do osiągnięcia. Dochodzi też dodatkowo ryzyko walutowe, które jest jednak „do

przeskoczenia” poprzez specjalne instrumenty rynkowe.

Spółki energetyczne i gazowe w Polsce korzystają z emisji obligacji nie tylko jako z formy

finansowania, ale i jako formę realokacji środków w ramach całej grupy kapitałowej.

Największe w Polsce grupy posiadają wielomiliardowe programy emisji obligacji.[21]


33

4.4. Inne źródła finansowania

Wymienione w poprzednich rozdziałach źródła finansowania są idealne tylko do

pewnego stopnia. Są ograniczone ryzykiem tylko do jednego projektu. Przedsiębiorstwa

jednak mogą również pozyskać finansowanie od instytucji finansowych, jakimi są EBI

(Europejski Bank Inwestycyjny), EBOiR (Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju), czy NIB

(Nordic Investment Bank). Wsparcie przez te instytucje cechują niższe koszty oraz dłuższe

okresy udzielania finansowania aniżeli kredyty od banków komercyjnych. Wydłuża się więc

okres finansowania inwestycji, natomiast nie podnoszą się koszty finansowania, które w

innym przypadku dla wydłużenia byłyby znaczące. Projekt, o którego finansowanie prosi

dana grupa, może nie być w zgodzie z polityką, jaka jest prowadzona przez powyżej

wymienione instytucje finansowe. [21]

4.4.1. Europejski Bank Inwestycyjny (EBI)

Działalność Europejskiego Banku Inwestycyjnego jest w większości realizowana w

Unii Europejskiej. Wg strony internetowej EBI, rocznie podpisywane są umowy na

finansowanie łącznie kwot rzędu 50 mld EUR, z czego ok. 20 % stanowi finansowanie w

branży energetycznej. EBI w kwocie 150 mln EUR współfinansował budowę gazoportu LNG

w Świnoujściu (oddany do eksploatacji), a także budowę elektrowni Stalowa Wola na kwotę

162 mln EUR (oddanie do eksploatacji planowane na koniec drugiego kwartału 2016).[21]

4.4.2. Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju

(EBOiR)

Skala Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju wychodzi poza Europę na Bałkany

oraz do Azji. EBOiR skupia się na branży energetycznej, ze szczególną uwagą na wpływ

instalacji na środowisko oraz na samą efektywność energetyczną. Oczkiem w głowie EBOiRu

wydają się być odnawialne źródła energii, dystrybucja gazu a także wysoka wydajność w

produkcji oraz przesyle energii. [21]


34

4.4.3. Nordic Investment Bank (NIB)

NIB ukierunkowany jest – poza krajami Unii Europejskiej – na rynki wschodzące.

Średnio w ostatnich latach 90% zakontraktowanych umów dotyczyło wspierania

konkurencyjności i ochrony środowiska. Z ostatnich, większych finansowań w Polsce, warto

wyróżnić to udzielone w 2010 roku na modernizację i rozbudowę sieci dystrybucyjnej spółce

Energa S.A. o łącznej kwocie 200 mln PLN na okres 12 lat.[21]

4.4.4. Pozostałe

Poza powyżej wymienionymi, istnieją też metody finansowania takie jak agencje

kredytów eksportowych, udzielające ubezpieczenia lub kredytów firmom zza granicy, które

skupują produkty z tychże krajów. To działa także w drugą stronę, Polska może uzyskać

ubezpieczenie z kraju, z którego skupuje pewne dobra. Niewątpliwą zaletą korzystania z tego

typu firm jest ryzyko, które te podmioty są w stanie zaakceptować, często na poziomie

znacznie przekraczającym te, które zostały zaakceptowane przez banki komercyjne.

Fundusze unijne są uznawane za najkorzystniejsze z możliwych źródeł finansowania. Pula

środków z funduszy unijnych jest bardzo ograniczona, a już nawet samo sfinansowanie nie

pokrywa zazwyczaj całości potrzebnego wkładu finansowego, aczkolwiek ta forma

finansowania pozostaje wciąż najtańszą na rynku.[21]


35

5. Ryzyka w projektach

5.1. Ograniczenia i komplikacje w zakresie rozwoju

kogeneracji

Potencjał drzemiący w kogeneracji nie jest wykorzystywany w Polsce w dostatecznym

zakresie. Przyczyn takiego działania szukać należy w barierach ograniczających możliwości

rozwoju na tle ekonomicznym, prawnym, społecznym oraz administracyjnym.[23]

5.1.1. Ograniczenia ekonomiczne

Ekonomia stanowi podstawowe ograniczenie rozwoju kogeneracji. Cena ze świadectw

pochodzenia może być czasami znacznie mniejsza niż opłata zastępcza. Dzieje się tak

wskutek określania jej na rynku, który z kolei jest określany za pomocą drogi

administracyjnej. W sytuacji gdyby uprawnień było zbyt dużo (tzn. rynek zbyt mały),

wysokość ceny świadectwa pochodzenia może być bliska zeru.

Inną negatywną cechą istniejącego systemu wsparciu jest brak oddziaływania wielkości PES

(współczynnika oszczędności paliwa pierwotnego) na wartość świadectwa.

Koszty budowy sieci ciepłowniczych, a także znaczne jednostkowe koszty instalacji małej

mocy to kolejna istotna bariera.

5.1.2. Ograniczenia prawne

Ograniczenia prawne dla rozwoju kogeneracji opisane zostały w rozdziale

3.2Wysokosprawna kogeneracja, a uwarunkowania prawne jej rozwoju.

5.1.3. Ograniczenia administracyjne i społeczne

Kolejnym istotnym ograniczeniem są uwarunkowania administracyjne i społeczne. Wśród

nich przoduje ograniczenie wynikające z narzuconych nowymi uregulowaniami prawnymi


36

wymogów takich jak konieczność prowadzenia audytu czy obowiązek uzyskania koncesji.

Kolejne wynikają również z założeń Polityki Energetycznej Polski do 2050 roku.

Ograniczenia społeczne wynikają z charakteru społecznego i postrzegania przez mieszkańców

danej zmiany.

5.2. Analiza ekonomiczna

Analizę ekonomiczną najłatwiej przeprowadzić poprzez wykorzystanie

wypracowanych mierników (kryteriów) efektywności IRR, NPV, NPVR.

NPV – wartość bieżąca netto (z ang. Net Present Value) – suma korzyści jakie dana

inwestycja może przynieść w określonym okresie, wyrażona na chwilę dokonywania oceny.

Kryterium NPV traktuje inwestycję jako opłacalną gdy NPV>0. Oznacza to, że stopa

rentowności danej inwestycji jest wyższa bądź równa stopie granicznej określonej jako stopa

dyskonta.

NPVR – wskaźnik wartości bieżącej netto (z ang. Net Present Value Ratio) – wyraża stosunek

wartości bieżącej netto (NPV) do wartości bieżącej netto nakładów inwestycyjnych.

IRR – wewnętrzna stopa zwrotu (z ang. InternalRate of Return) – wartość stopy procentowej,

dla której NPV=0, a więc minimalna wartość stopy procentowej, dla której dana inwestycja

będzie opłacalna.

5.3. Proces inwestycyjny i ryzyka na jego

poszczególnych etapach

Etapy budowy w przypadku bloku gazowo-parowego znacznie różnią się od tego dla

bloku węglowego, co implikuje również inne wysokości jednostkowych nakładów

inwestycyjnych oraz czas potrzebny na realizację inwestycji. Termin realizacji inwestycji

bloku gazowo-parowego zwykle nie przekracza 36 miesięcy, podczas gdy jednostka węglowa

wymaga już około 60 miesięcy.

Szacuje się, że jednostkowy koszt BGP jest na poziomie 1 mln EUR/MWe, na budowę

elektrowni węglowej - około 1,5 mln EUR/MWe, należy jednak pamiętać o szacowanym


37

czasie eksploatacji bloku – gazowo-parowa: ok. 25 lat, węglowa: ok. 35 lat. Większy koszt

jednostkowy bloku węglowego jest więc niejako rekompensowany.

Koszt jednostkowy jest nie tylko zależny od paliwa, ale również od lokalizacji, w której

projektuje się daną jednostkę. Wiele podmiotów obniża koszty dzięki budowie nowej

jednostki w miejscu starej, dzięki czemu wykorzystana zostaje stara infrastruktura, która w

przeciwnym wypadku nie byłaby używana w ogóle.

Istnieją dwie główne formuły realizacji inwestycji:

Kontrakt EPC (Engineering, Procurement, Construction) to formuła pozwalająca na

przeniesienie całości odpowiedzialności i związanego z nim ryzykiem na generalnego

wykonawcę. Takie rozwiązanie jest więc zaletą dla organów finansujących. Generalny

wykonawca pobiera jednak stosowną marżę. Jest to najczęściej – na polskim rynku –

spotykana formuła realizacji inwestycji;

Formuła bez kontraktu EPC – inwestor podzieliwszy zamówienie na tzw. pakiety

tworzy na każdy z nich osobną specyfikację, przez co ma większy bezpośredni wpływ

na realizację inwestycji. Minusem tej formuły jest całkowite obciążenie ryzykiem.

Cena gazu jest w obecnym czasie jest prawie dwa razy większa aniżeli cena gazu. Jednak nie

oznacza to od razu, że elektrownia gazowa jest mniej opłacalna. Po uwzględnieniu nakładów

inwestycyjnych, sprawności, czasu życia, systemu wsparcia a w końcu zakupy uprawnień do

emisji CO2, może się okazać, że są to dwie bardzo porównywalne jednostki.

Na Polskim rynku widać ostatnio zmianę kierunku na korzyść jednostek gazowych. Na

najbliższe lata planowana jest budowa jednostek o łącznej mocy elektrycznej ponad 6

GW.[21][22]

5.3.1. Faza przygotowania inwestycji

Faza przygotowania inwestycji stanowi najważniejszy etap w całej realizacji. Popełniając

nawet drobny błąd na tym etapie można skazać projekt na niewyobrażalne straty (nie mówiąc

już o możliwości niepowodzenia projektu). Każdy z etapów przygotowania inwestycji jest

szczególnie ważny w powodzeniu całej inwestycji i wymaga profesjonalnego podejścia.

Etap I – wstępny – na tym etapie powinno się pozyskać ogólną informację o

budynkach i urządzeniach, które będą się składać na inwestycję. To jest etap, w


38

którym należy również wykonać wstępną ocenę opłacalności projektu, a także

przygotować zasoby do realizacji następnych etapów;

Etap II – wykonanie audytów – etap, którego celem jest precyzyjne określenie

konkretnych działań potrzebnych do realizacji, wstępne szacunki kosztów

przewidzianych na dany projekt, a także pozyskanie audytów wymaganych przez

instytucje, które finansują projekt;

Etap III – pre-feasibility study – wstępne studium wykonalności służy do

potwierdzenia opłacalności oraz sensu danej inwestycji. Na tym etapie fazy inwestycji

należy również uzyskać formalno-prawne pozwolenia potrzebnych do rozpoczęcia

następnego etapu. To jest etap, podczas którego najczęściej podpisuje się umowę EPC

(Engineering, Procurement and Construction);

Etap IV – analiza techniczno-ekonomiczna – etap ten powinien zakończyć się

zebraniem wszelkich zasobów potrzebnych do realizacji projektu, a także

zakończeniem kwestii finansowania inwestycji oraz opracowaniem ramowego

harmonogramu realizacji inwestycji;

Etap V – zarządzanie – etap, którego celem jest zakończenie działań nad projektem

budowlanym (uzyskane Pozwolenie na Budowę) oraz opracowanie dokumentacji

wykonawczej i podpisane umowy (zarówno z dostawcami technologii i urządzeń, jak i

z wykonawcami konkretnych usług).

Jak wspomniano wyżej, jest błędy w tej fazie inwestycji mogą pociągać za sobą

niewyobrażalne skutki, tym bardziej ważne jest, aby ryzyka mogące pojawić się w tej fazie,

były dobrze zdefiniowane i odpowiednio oszacowane.

1) Niezwykle ważnym, a i trudnym do oszacowania ryzykiem jest pewność dostaw

paliw. Odcięcie dostaw paliwa skutkuje przerwaniem inwestycji. Dywersyfikacje

źródeł opisano w pkt. 1.1;

2) Błędne oszacowanie zapotrzebowania na moc cieplną, niesie za sobą mniejszy

przychód, a co za tym idzie – obniża się rentowność inwestycji, a także

niewykorzystanie zakontraktowanego paliwa;

3) Błędne oszacowanie zapotrzebowania na paliwo – niesie za sobą (ponownie jak

poprzednio) niewykorzystanie zakontraktowanego paliwa, a także ewentualne kary

wynikające z zapisów umowy przyłączeniowej. Może też ostatecznie zwiększyć ceny

jednostkowe paliwa;


39

4) Niewykonanie audytów energetycznych – może stać się przyczyną braku powzięcia

środków zmniejszających zużycie energii przez obiekty składające się na całą

inwestycję;

5) Brak odpowiednich zabezpieczeń w umowie – skutkuje to problemami przy

dochodzeniu roszczeń od wykonawców;

6) Luki w finansowaniu inwestycji – doprowadzają do zaprzestania finansowania lub

skutkują potrzebą finansowania na niekorzystnych dla inwestora warunkach;

7) Opóźnione uzyskanie bądź cofnięcie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej –

skutkuje brakiem możliwości sprzedawania energii co jest praktycznie równoważne z

przerwaniem inwestycji na każdym jego etapie;

8) Ubezpieczenie projektu – jego brak sprawia, że ewentualne koszty szkody mogą być

znacznie większe niż ubezpieczenie;

9) Brak Pozwolenia na Budowę – zależnie od zaawansowania prac, może sprawić

opóźnienie realizacji inwestycji.

5.3.2. Faza realizacji

Faza realizacji jest to faza inwestycji, w której wykonawca wykonuje swoje zadania

zgodnie ze szczegółowym harmonogramem realizacji inwestycji. Nad jego poczynaniami

najczęściej czuwa zatrudniony przez inwestora inżynier kontraktu.

Ryzyka w fazie realizacji, które należy brać pod uwagę to m.in.:

1) Dostawy urządzeń później niż przewiduje to harmonogram – może oznaczać

opóźnienie realizacji inwestycji;

2) Przyłącze gazowe zrealizowane później niż przewiduje to harmonogram – może

oznaczać opóźnienie realizacji inwestycji;

3) Rozruch później niż przewiduje to harmonogram – zdarza się tak w momencie gdy

rozruch jednostki kogeneracyjnej wypada w okresie gdy zapotrzebowanie na ciepło

jest zbyt małe – skutkuje opóźnieniem w realizacji inwestycji.


40

5.3.3. Faza eksploatacji

Faza eksploatacji – jeżeli dwie poprzednie fazy przebiegały bezproblemowo i zostały

zrealizowane z przynależną im starannością, faza eksploatacji również jest bezproblemowa

i należy do raczej przyjemnych – dla wszystkich stron w projekcie.

Ryzyka w fazie eksploatacji, które należy brać pod uwagę to m.in.:

1) Ryzyko niewystarczającej dyspozycyjności urządzeń – skutkuje mniejszymi

przychodami oraz zbyt małym poborem zakontraktowanego paliwa (kary umowne);

2) Ryzyko przerwy dostaw gazu – wspomniane już wcześniej – skutkuje przerwami w

produkcji energii i ciepła.

Oba ryzyka w tej fazie mają olbrzymie znaczenie dla całej inwestycji.

5.4. Ograniczanie ryzyka

Szalenie istotnym – z punktu widzenia rentowności projektu – jest precyzyjne

oszacowanie wszystkich mogących wystąpić ryzyk. Im w lepszym stopniu rozpoznane są

ryzyka w fazie przygotowania inwestycji, tym lepiej można im przeciwdziałać, albo je

ograniczać.

Poniżej opisane zostaną najczęściej stosowane sposoby przeciwdziałania ryzykom

w projektach wysokosprawnej kogeneracji CHP.

Spotykaną praktyką jest zabudowa kotłowni szczytowo-rezerwowej na terenie

elektrociepłowni, co jest szczególnie korzystne z powodu istniejącego wyprowadzenia ciepła,

a także z powodu możliwości szybkiego zapewnienia potrzeb na ciepło w przypadku awarii

jednostki wytwórczej. Najczęściej stosuje się kotłownię z zastosowaniem dwu paliw (gaz oraz

olej).

Odpowiednie studia wykonalności oraz wszelkie analizy są niezbędne do odpowiedniej oceny

inwestycji. Ważnym jest aby wykonać je nie oszczędzając na konkretnych opracowaniach.

Analizy te będą służyć w trakcie dalszego projektowania i realizacji jako podstawę do

wszelkich działań.

Odpowiednia optymalizacja całego układu ciepłowniczego (z uwzględnieniem przyszłych

trybów pracy, przyszłego zapotrzebowania na ciepło itp.) jest niezbędna do uzyskania

najwyższych dochodów, a co za tym idzie, lepszej rentowności inwestycji.


41

Odpowiednie przygotowanie każdej ze specyfikacji jest istotnym czynnikiem. W przypadku

niestarannie napisanej umowy/specyfikacji realizacja projektu może być kłopotliwa, a

czasami nawet niemożliwa w wykonaniu. Mowa tu zarówno o umowie z generalnym

wykonawcą, jak i poszczególnymi umowami z konkretnymi dostawcami urządzeń. Przy

umowach również znaczące są wymagane przez inwestora gwarancje.

Ważnym jest powzięcie wszelkich środków mogących ograniczyć potrzeby własne jednostki

wytwórczej. Stworzenie takiej optymalizacji w początkowej fazie projektu może znacząco

wpłynąć na końcowy efekt inwestycji obniżając sprawność netto bloku energetycznego.

Harmonogram rzeczowo-finansowy to podstawowy dokument do wyznaczenia tzw. cash-

flow. Ustawienie kamieni milowych (do których odnosi się płatność) jest niezwykle istotne

z punktu widzenia przyszłej kondycji finansowych zarówno wykonawcy, jak i inwestora.

Harmonogram realizacji umowy to z kolei podstawowy dokument do sprawdzenia, czy

inwestycja przebiega zgodnie z planem. Każda odchyłka rzeczywistości od harmonogramu

powinna budzić wątpliwość inwestora.

W trakcie realizacji, kluczowym może się okazać sposób organizacji robót budowlanych.

Brak odpowiednich zabezpieczeń może prowadzić do tragedii której skutki są

niewyobrażalne.

W przypadku jednostek kogeneracyjnych niezwykle często wykupowana jest u wykonawcy

usługa serwisowa LTSA (Long Term Service Agreement), trwająca nierzadko powyżej 10 lat.

Za dodatkową opłatą wykonawca zobowiązuje się do serwisowania urządzeń objętych

zakresem danej usługi określonej szczegółowo w umowie.

W trakcie eksploatacji ważna jest ciągła analiza rynków dostaw gazu i dostaw energii

elektrycznej. Droga ta prowadzi często do zwiększenia dochodów.

Stosowane bywają również zabezpieczenia finansowania w formie kredytów „zapasowych”

na nieprzewidziane wydatki.

Prostym sposobem ograniczenia ryzyka stanowiącego potencjalny powód opóźnienia

inwestycji są spotkania z mieszkańcami kształtujące ich wiedzę na temat danej inwestycji.

Może to w znacznym stopniu ograniczyć ewentualne protesty dot. emisji bądź

przechodzącego przez działki gazociągu.

Wszystkie wymienione powyżej sposoby ograniczania ryzyka, jak i te niewymienione, muszą

być starannie dobrane i wykorzystywane w odniesieniu do konkretnej jednostki

kogeneracyjnej. Odpowiednie zadbanie o powyższe może znacznie ułatwić długi proces

realizacji projektu.


42

6. Analiza ekonomiczna na przykładowym projekcie

Poniższe rachunki sporządzone zostały w oparciu o własną wiedzę, dostępne na rynku

informacje niepoufne, a także informacje niedostępne publicznie (te nie zostały ujawnione

bezpośrednio). Bieżące ceny uwzględniają wskaźniki wzrostu w poszczególnych

parametrach, co często decyduje o wynikach analizy.

Potrzebne do analizy dane wejściowe:

roczne przychody,

roczne koszty,

wysokość nakładów inwestycyjnych,

inne.

Do analizy przyjęto blok gazowo-parowy klasy 550 MWe, z członem ciepłowniczym mocy

180 MWt. Nakłady inwestycyjne oszacowano na podstawie informacji zebranych na rynku, a

także na podstawie własnych szacunków i wynoszą one sumarycznie 1,525 mld PLN netto

(bez podatku VAT).

W celu chęci pokazania wpływu cen energii elektrycznej oraz cen żółtych certyfikatów na

całkowitą rentowność inwestycji, poniżej przedstawiono różne scenariusze ścieżek cenowych.

Wszystkie poniższe przypadki będą cechowały się następującymi punktami wspólnymi:

1) cenę paliwa założono na poziomie:

Rys. 5Ścieżka cenowa – paliwo – gaz ziemny

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041

Ce

na

[zł/

MW

h]

Rok

prognoza cen gazu ziemnego


43

2) cenę ciepła założono na poziomie:

Rys. 6Ścieżka cenowa – ciepło

3) opłaty stałe:

a. koszty zatrudnienia – przyjęto 40 zatrudnionych ze średnią pensją 4500 brutto,

tj. 2 160 000 zł rocznie;

b. koszty długoletniej umowy serwisowej (LTSA) – przyjęto 17 300 000 zł

rocznie (na cały 25-letni okres eksploatacji);

4) przyjęto jeden pośredni punkt pracy elektrociepłowni:

a. produkcja energii elektrycznej na poziomie 535 MWe;

b. produkcja ciepła na poziomie 130MWt;

Przyjmując dyspozycyjność równą 90% oraz liczbę godzin w roku 8760, w trakcie

roku produkcja energii elektrycznej wynosi 4 217 940 MWh. Przyjęto produkcję

ciepła jedynie przez 3000 h w roku, co przy dyspozycyjności 90% daje rocznie

351 000 MWh ciepła.

c. średnia sprawność w trybie ciepłowniczym przyjęto na poziomie 70%.

d. ciepło w paliwie (w konsekwencji powyższych założeń) jest równe:

0

10

20

30

40

50

60

70

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041

Ce

na

[zł/

GJ]

Rok

prognoza cen ciepła


44

6.1. Przypadek 1

W przypadku 1 wzięto pod uwagę optymistyczne scenariusze ceny energii elektrycznej oraz

ceny żółtych certyfikatów:

Rys. 7Ścieżka cenowa – żółte certyfikaty, p1

Rys. 8Ścieżka cenowa – energia elektryczna, p1

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041

Ce

na

[zł/

MW

h]

Rok

prognoza cen żółtych certyfikatów

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041

Ce

na

[zł/

MW

h]

Rok

prognoza cen energii elektrycznej


45

Rys. 9Spodziewane wyniki finansowe, p1

Ścieżki cenowe sprzedaży energii elektrycznej przedstawiono w powyższym przypadku w

sposób bardzo optymistyczny (wiele założeń jest tworzonych właśnie na podstawie

podobnych ścieżek). Powyższe, w połączeniu z optymistycznymi ścieżkami cenowymi

żółtych certyfikatów pozwoliłoby przy danych założeniach uzyskać zwrot inwestycji w roku

2037, natomiast po zakończeniu eksploatacji NPV wynosiłoby 583 148 144 zł.

-2 000 000 000

-1 500 000 000

-1 000 000 000

-500 000 000

0

500 000 000

1 000 000 000

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 NPV

Roczne przepływy


46

6.2. Przypadek 2

W przypadku 2 wzięto pod uwagę optymalne(pośrednie) scenariusze ceny energii

elektrycznej oraz ceny żółtych certyfikatów:



0

50

100

150

200

250

300

350

400

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041

Ce

na

[zł/

MW

h]

Rok


0

50

100

150

200

250

300

350

400

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041

Ce

na

[zł/

MW

h]

Rok



47



sposób rzeczywisty (szacuje się że w najbliższych latach cena energii elektrycznej będzie

wzrastała). Powyższe, w połączeniu z lekko wzrostowymi ścieżkami cenowymi żółtych

certyfikatów pozwoliłoby przy danych założeniach uzyskać zwrot inwestycji w roku 2039,

natomiast po zakończeniu eksploatacji NPV wynosiłoby 245 598 464 zł.

-1 800 000 000

-1 600 000 000

-1 400 000 000

-1 200 000 000

-1 000 000 000

-800 000 000

-600 000 000

-400 000 000

-200 000 000

0

200 000 000

400 000 000

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041

NPV

Roczne przepływy


48

6.3. Przypadek 3

W przypadku 3 wzięto pod uwagę pesymistyczne scenariusze ceny energii elektrycznej oraz

ceny żółtych certyfikatów:



0

50

100

150

200

250

300

350

400

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041

Ce

na

[zł/

MW

h]

Rok


0

50

100

150

200

250

300

350

400

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041

Ce

na

[zł/

MW

h]

Rok



49



sposób pesymistyczny (założenie że ceny energii elektrycznej nie będą wzrastać). Powyższe,

w połączeniu z praktycznie stałą ścieżką cenową żółtych certyfikatów nie pozwoliłoby przy

danych założeniach uzyskać zwrotu inwestycji. Po zakończeniu eksploatacji NPV wynosiłoby

-118 908 308 zł.

-1 800 000 000

-1 600 000 000

-1 400 000 000

-1 200 000 000

-1 000 000 000

-800 000 000

-600 000 000

-400 000 000

-200 000 000

0

200 000 000

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041

NPV

Roczne przepływy


50

6.4. Wyniki analizy

Jak wykazano pod powyższymi wykresami, wyniki zestawionych obliczeń są z uwagi

na tak długi czas trwania całego projektu, bardzo wrażliwe na każdą z danych, dlatego też

łatwo stworzyć wiele podobnych wykresów z na pozór podobną wartością włożoną, lecz

różniącą się ostatecznymi wynikami. Przy tak postawionym zadaniu bez systemów wsparcia

zwrot z inwestycji kogeneracyjnych jest praktycznie niemożliwy.

W przypadku 1 (optymistycznym) zwrot z inwestycji został osiągnięty po 20 latach, w

przypadku 2 (pośrednim) – po 22 latach, w trzecim (pesymistycznym) – nie został osiągnięty.

Niezwykle ważne jest więc żeby oprócz ustalenia pewnego rynku zbytu ciepła oraz energii

elektrycznej, pamiętać o ryzyku jakie niosą za sobą zmieniające się ceny ciepła, energii

elektrycznej, paliwa, i w końcu – systemów wsparcia (tzw. żółtych certyfikatów).

Świadomość większej ilości zmiennych wpływa pozytywne na ostateczne oszacowanie ryzyk.


51

Podsumowanie

Ostatnie dekady przyniosły Polsce prawdziwe wyzwania techniczno-finansowe a także

niesłychanie duże szanse rozwoju. Wymagania dotyczące ochrony środowiska, wprowadzanie

wolnego rynku energii, planowany rozwój handlu emisjami, były głównymi przyczynami

realizowanych inwestycji. Kluczowym okazała się umiejętność formułowania dokładnej

prognozy zużycia i produkcji nośników energii w planowanych inwestycjach, co

bezpośrednio decyduje o zaniechaniu bądź budowie nowej jednostki. Inwestorzy (osoby bądź

instytucje angażujące środki pieniężne) oczekują od prognoz jak najbardziej rzeczywistego

odzwierciedlenia przyszłych wyników w danej inwestycji – określenia kosztów, jak i

przychodów przez nie generowanych. Następnie za pomocą wypracowanych mechanizmów,

szacują ryzyka i szanse danej inwestycji. Skojarzona gospodarka energetyczna daje duże pole

do popisu dla inwestorów. Przy odpowiednim podejściu, oszacowaniu ryzyk, a także

zabezpieczeniu się przed ewentualnymi niepowodzeniami, z pomocą systemów wspomagania

kogeneracji, może się to okazać bardzo trafiona inwestycja.

Finansowanie samej inwestycji stanowi ważny kamień milowy dla projektu. Każde ze

źródeł finansowania projektu stanowi odrębną pulę zalet i wad, dlatego na początku realizacji

inwestycji należy przy zachowaniu odpowiedniej ostrożności dobrać idealny dla swoich

potrzeb instrument finansowania.

Ryzyka projektu, od łatwych do oszacowania – ograniczenia prawne czy ograniczenia

społeczne – do znacznie trudniejszych – takich jak uwarunkowania polityczne – stanowią

najważniejszy i często żmudny proces przygotowania. Ewentualne zaniedbania na tym etapie

mogą prowadzić do lawiny niepowodzeń na etapie realizacji. W pracy dyplomowej opisane

zostały sposoby ograniczania ryzyka na różnym etapie realizacji.


52

Bibliografia

1. Augusiak A., Zastosowanie metody programowania całkowitoliczbowego do wyznaczania

optymalnego wariantu modernizacji przemysłowych źródeł skojarzonego wytwarzania

energii elektrycznej i ciepła, Archiwum energetyki nr 1-2, Gdańsk 98;

2. Bednarski L., Borowiecki R., Duraj J., Kurtys E., Waśniewski T., wersy B, Analiza

ekonomiczna przedsiębiorstwa, wydawnictwo akademii ekonomicznej im. Oskara

Langego we Wrocławiu, Wrocław 98;

3. Bujalski W., Uzunow N., Optymalizacja bieżącego rozkładu obciążeń instalacji

energetycznej, Materiały V konferencji Problemy badawcze energetyki cieplnej,

warszawa 4-7 grudnia 2001;

4. Jarmoszewicz G., Optymalizacja pracy elektrociepłowni przemysłowej z uwzględnieniem

dynamiki zmian obciążenia, rozprawa doktorska, Politechnika Warszawska, Wydział

Mechaniczny Energetyki i Lotnictwa, Warszawa 2003;

5. Laudyn D., Pawlik M., Strzelczyk F., Elektrownie, Wydawnictwo Naukowo Techniczne,

Warszawa 2000;

6. LaudynD., Rachunek ekonomiczny w elektroenergetyce;

7. Bartnik R., Bartnik B., Rachunek ekonomiczny w energetyce, Wydawnictwo Naukowo

Techniczne, Warszawa 2014;

8. Lewandowski J., Miller A., Układy gazowo-parowe na paliwo stałe, perspektywy

zastosowań i modelowanie matematyczne, Wydawnictwo Naukowo

Techniczne,Warszawa 1993;

9. Marecki J., Gospodarka skojarzona cieplno-energetyczna, Wydawnictwo Naukowo

Techniczne, Warszawa 1991;

10. Pawlak M., Uogólniona metoda oceny zużycia paliwa na produkcję ciepła w układach

skojarzonych, Archiwum Energetyki, nr 1, 1991;

11. Świecki P., Metoda oceny rentowności inwestycji w elektrociepłowniach

z uwzględnieniem niezawodności głównych urządzeń., rozprawa doktorska, Politechnika

Warszawska, Wydział Mechaniczny Energetyki i Lotnictwa, Warszawa 2006;

12. ZiębikA., Szarut J., Podstawy gospodarki energetycznej, Wydawnictwo Politechniki

Śląskiej, Gliwice 1997;

13. Skowroński P., Metoda wykorzystywania modelu wielowariantowego i realizacji zadań

logicznych w projektowaniu systemów energotechnologicznych, rozprawa doktorska,

Politechnika Warszawska, Wydział Mechaniczny Energetyki i Lotnictwa, Warszawa

1992;


53

14. Bernas S., Optymalizacja rozdziału obciążeń w systemie elektroenergetycznym,

Wydawnictwo Politechniki Warszawskiej, Warszawa 1966;

15. Paska J., Parciński G., Wskaźniki niezawodnościowe i eksploatacyjne krajowych bloków

energetycznych, Energetyka 12/2001;

16. Charun H., Podstawy gospodarki energetycznej, Wydawnictwo Uczelniane Politechniki

Koszalińskiej, Koszalin 2005;

17. Szargut J., Ziębik A., Podstawy energetyki cieplnej, PWN, Warszawa 1998;

18. Lewandowski J., Badyda K., Bujalski W., Kwestarz M., Laskowski R., Szadkowski W.,

Wojdyga K, Opracowanie założeń i kluczowych elementów Programu Rozwoju w Polsce

Kogeneracji, Warszawa 2010;

19. Lewandowski J., Badyda K., Bujalski W., Kwestarz M., Laskowski R., Szadkowski W.,

Wojdyga K, Opracowanie założeń i kluczowych elementów Programu Rozwoju w Polsce

Kogeneracji, Warszawa 2010;

20. Miłek M., Problemy z Pakietem klimatyczno-energetycznym, Izba Gospodarcza

Energetyki i Ochrony Środowiska, Warszawa 2012;

21. Sektor gazowy a energetyka, raport pwc, 2012;

22. Ćwięk W., Paliwa i Energetyka 3/2014; 1/2014; 2/2014;

23. Hoinka K., Lewandowski J, Strategia rozwoju w Polsce wysokosprawnej kogeneracji –

główne kierunki, Instytut Techniki Cieplnej Politechniki Śląskiej w Gliwicach,

Politechnika Warszawska, Warszawa 2007.

MECHANICZNY ENERGETYKI I LOTNICTWA ......PRACA DYPLOMOWA MAGISTERSKA Michał Tomczyński Analiza...

Documents

Transcript of MECHANICZNY ENERGETYKI I LOTNICTWA ......PRACA DYPLOMOWA MAGISTERSKA Michał Tomczyński Analiza...