Projekt Inwestycyjny -Bioelektrownia Wińsko · Wiatr 1,8 2,6 3,8 ... Podaż certyfikatów...

Projekt Inwestycyjny - Bioelektrownia Wińsko

Marzec 2012

Biomass Fuels Wind Energy Industrial Energy Outsourcing

Zastrzeżenia prawne

2

■ Niniejsza prezentacja ma na celu omówienie projektu budowy w ramach Grupy PEP elektrowni biomasowej („Projekt”).

■ Planowanym miejscem realizacji Projektu (tj. budowy elektrowni) jest gmina Wińsko, woj. dolnośląskie.

■ Dane i informacje zawarte w niniejszej prezentacji są efektem prac stadialnych (tzw. developmentu) prowadzonego przez PEP. Faktyczna realizacja Projektu uzależniona jest od uzyskania przez PEP wszystkich wymaganych zezwoleń (w tym wewnątrzkorporacyjnych), zakończenia Developmentu, zawarcia stosownych umów oraz zapewnienia finansowania dla Projektu.

■ Wszelkie prawa do niniejszej prezentacji należą do PEP i bez jego zgody nie można wykorzystywać niniejszej prezentacji (lub jakiejkolwiek jej części).

Agenda

3

■ PEP – wizja rozwoju

■ PEP – kluczowe kompentencje

■ Rynek Odnawialnych Źródeł Energii w Polsce:► Otoczenie regulacyjne – planowane zmiany regulacji► Struktura podaży i popytu OZE► Rynek biomasy

■ Wybór lokalizacji

■ Wybór technologii

■ Struktura organizacyjna projektu

■ Podstawowe parametry inwestycji

■ Porównania benchmarkowe

■ Harmonogram realizacji

PEP Vision

4

PEP will be the leading Renewable Energy company inPoland through expansion in:

� industrial energy outsourcing (IEO)� wind energy (WE)� agricultural biomass fuels (ABF).

In all businesses PEP will provide shareholders with minimum15% return on equity post tax.

PEP – Prezentacja firmy

PEP – Wizja rozwoju

5

PEP chce sta ć się wiod ącą firm ą na rynku Odnawialnych Źródeł Energii (OZE) poprzez rozwójw nast ępuj ących obszarach:

■ Energetyka biomasowa

■ Energetyka wiatrowa

■ Biomasa agro na cele energetyczne

Wszystkie linie biznesowe PEP będą przynosić akcjonariuszom co najmniej 15% zwrot netto nazainwestowanym kapitale własnym.

PEP – kluczowe kompetencje

6

■ Unikalny know-how związany z przygotowaniem, budową i eksploatacją obiektów energetycznych opartych o biomasę (największa działająca w Polsce instalacja biomasowa w Świeciu wybudowana została i operowana jest przez PEP):

► Modernizacja turbiny upustowo-kondensacyjnej o mocy 48MWe (2002)► Budowa kotła CFB o mocy 164MWt (2004)► Budowa turbozespołu upustowo-przeciwprężnego o mocy 33MWe (2007)► Głęboka modernizacja kotła węglowego OP140 na kocioł BFB o mocy 78MWt (2009)► Przygotowana do realizacji inwestycja w nowy Turbozespół o mocy 32MWe (2012)

■ Unikalny know-how związany z zabezpieczeniem biomasy na potrzeby obiektów energetycznych:► Zakupy biomasy leśnej na potrzeby instalacji w Świeciu (ponad 500tys ton rocznie)► Zakupy słomy na potrzeby 3 zakładów produkcji peletu (ponad 150tys ton rocznie)► Własne plantacje upraw energetycznych przeznaczonych na cele obiektów energetycznych

■ Know-how związany z uzyskaniem finansowania na projekty energetyczne w formule project finance

■ Know-how związany z realizacją projektów energetycznych

PEP Vision

7




Otoczenie rynkowe

Możliwości rozwoju OZE w Polsce

8

■ Sektor OZE, mimo bieżącego spowolnienia gospodarczego rozwija się w całej Europie a także na świecie – OZE stały się trwałym elementem mixu-energetycznego.

■ Czynniki rozwoju OZE na świecie i w Polsce to:► Bezpieczeństwo energetyczne► Zmiany klimatu i globalne ocieplenie► Wzrost popytu na energię ► Stopniowa poprawa konkurencyjności technologii OZE na tle innych technologii wytwarzania

energii

■ Potencjał rozwoju OZE w Polsce to przede wszystkim:■ energetyka wiatrowa (potencjał szacowany na poziomie ok. 15-20% łącznego zużycia energii

elektrycznej w Polsce) oraz ■ energia z biomasy (potencjał szacowany na poziomie ok. 20-25% łącznego zużycia energii

elektrycznej w Polsce)

Otoczenie regulacyjne

9

■ Wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych jest jednym z filarów polityki klimatycznej i energetycznej UE. Główne cele w tym zakresie to zapewnienie co najmniej 20% udziału energii odnawialnej w zużyciu energii brutto w całej UE do roku 2020 roku.

■ Ponadto dyrektywa Unii Europejskiej 2009/28/WE nałożyła na kraje członkowskie obowiązek aktualizacji krajowej legislacji w zakresie wsparcia dla odnawialnych źródeł energii.

■ Kluczowe znaczenia dla inwestycji w OZE będą miały też zapisy projektowanej Ustawy o Odnawialnych Źródłach Energii oraz zapisy Rozporządzenia wykonawczego związanego z tą Ustawą. Opublikowany projekt zakłada:

► Zróżnicowane wsparcie dla różnych technologii OZE ► Zróżnicowanie wsparcia w zależności od momentu uruchomienia obiektu► Określenie horyzontu czasowego wsparcia na 15 lat► Gwarancje przyłączenia obiektu do sieci► Opłata zastępcza wraz z ceną energii elektrycznej na poziomie 470zł/MWh w cenach stałych (w

praktyce oznacza to sumę przychodów osiąganych przez instalację przy wskaźniku korygującym ilość zielonych certyfikatów na poziomie 100%)

■ W opublikowanym projekcie brakuje natomiast:► Gwarancji cenowych dla energii sprzedawanej z OZE► Gwarancji korekty wymaganego poziomu OZE w przypadku wystąpienia nadpodaży► Zachowania wsparcia dla obecnie realizowanych i eksploatowanych obiektów na obecnym poziomie

Otoczenie regulacyjne

10

■ Projekt Rozporządzenia wykonawczego związanego zakłada:

■ Wymogi ilości biomasy „agro” dla instalacji energetycznych:

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Poziom obowiązku 10,4% 10,4% 10,4% 12,0% 13,0% 14,0% 15,0% 16,0% 17,0% 18,0% 19,0%

Prognozowane sprzedaż e.e. do odbiorców końcowych 122 681 123 739 126 944 130 232 132 000 133 440 135 090 136 740 138 380 140 030 141 680

Poziom popytu na certyfikaty zielonej energii 12 759 12 869 13 202 15 628 17 160 18 682 20 264 21 878 23 525 25 205 26 919

Wymóg biomasy „agro” 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

we współspalaniu 50% 60% 70% 80% 80% 80% 85% 85% 85%

w jednostkach hybrydowych 20% 20% 20% 20% 30% 40% 40% 50% 50%

w jednostkach czysto-biomasowych uruchomionych po 2015 20% 20% 20% 20% 30% 40% 40% 50% 50%

w jednostkach czysto-biomasowych uruchomionych do 2015 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20%

Istniejące moce wytwórcze

11

■ W Polsce wyprodukowane zostało 10,7mln MWh energii odnawialnej w 2010 roku oraz około 11,8mln MWh w roku 2011.

■ Przy zapotrzebowaniu na poziomie około 12,5-13mln MWh rocznie – oznacza to deficyt certyfikatów na poziomie około 10-15%.

■ Wyprodukowana energia elektryczna z OZE pochodziła z:

mln MWh Rok 2010 Rok 2011 Rok 2012 (est)► Wiatr 1,8 2,6 3,8► Biomasa 5,6 5,9 6,9► Biogaz 0,4 0,4 0,4► Woda 2,9 2,9 2,9► Solar 0,0 0,0 0,0

RAZEM 10,7 11,8 14,1

Realizowane i planowane nowe moce

12

■ Zgodnie z naszą estymacją planowane jest oddawanie do użytkowania nowych farm wiatrowych o mocy 650MW w 2012, 500MW w latach 2013-2014, 400MW w latach 2015-2016 i 500MW w latach następnych, co spowoduje wzrost mocy zainstalowanej do 5,8GW oraz produkcji energii elektrycznej z wiatru z poziomu 1,8mln MWh w roku 2010 do 12mln MWh w roku 2020.

■ Zgodnie z naszą estymacją część obiektów zwiększy produkcję energii z OZE w oparciu o biomasę (m.in. Dalkia Łódź, Dalkia Poznań, ZEDO, GDF Suez, PAK, EC Białystok, EL Jaworzno, EC Tychy, EL Bełchatów, EL Opole, itd.)

■ Zgodnie z naszą estymacją planowane jest oddawanie do użytkowania nowych obiektów opartych o biomasę (m.in. EC Elbląg, EC Gorzów, EL Wińsko)

■ Zgodnie z projektem nowej ustawy zakładamy wsparcie dla ciepła wytwarzanego w obiektach kogeneracyjnych czystobiomasowych (ok. 2,0 mln MWh zielonych certyfikatów)

■ Powyżej wspomniane inwestycje powinny zdublować poziom produkcji w roku 2020 w stosunku do chwili obecnej. Szacujemy wzrost produkcji energii elektrycznej z OZE w Polsce do poziomów ok. 14mln MWh w 2012 , 18,5mln MWh w 2015, 23,5mln MWh w 2018 i 27mln MWh w 2020

Podaż i popyt na certyfikaty OZE

13

■ Mimo realizacji tylu nowych inwestycji, po wprowadzeniu współczynników korygujących z nowej ustawy oraz zwiększeniu celu do poziomu 20% w 2021, popyt na zielone certyfikaty nie zostanie zaspokojony w pełni:

*nadwyżka certyfikatów w roku 2012 zniknie po podniesieniu celu w nowym rozporządzeniu i zostanie rozliczona w latach następnych

■ Założenia dotyczące współczynników korygujących:► wiatr na lądzie – 80%► współspalanie – 50%► czysta biomasa i zielone ciepło w kogeneracji – 100%► biogaz – 140%► woda – 20% (zakładana częściowa modernizacja mocy)

Wynika ze tego, że utrzymywa ć się będzie trwała nadwy żka popytu na zielone certyfikaty nad ich poda żą – co w konsekwencji oznacza mo żliwo ść uzyskania przychodów z dedykowanych obiektów biomasowych na poziomie 470zł/MWh w cenach stałych (minus dyskonto na upłynnienie).

Bilans na rynku zielonych certyfikatów 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Podaż certyfikatów (produkcja x wsk. korygujący) 10 708 11 847 14 077 12 860 14 672 15 956 16 719 18 244 19 457 20 362 21 351

Popytu na certyfikaty zielonej energii 12 759 12 869 13 202 15 628 17 160 18 682 20 264 21 878 23 525 25 205 26 919

Deficyt / nadwyżka zielonych certyfikatów -16,1% -7,9% 6,6%* -17,7% -14,5% -14,6% -17,5% -16,6% -17,3% -19,2% -20,7%

Podaż i popyt na biomasę

14

■ Na bazie projekcji produkcji energii odnawialnej z biomasy określiliśmy popyt na biomasę w najbliższych latach:

■ Popyt na biomasę leśną będzie rósł z 8mln ton do 10mln ton na przestrzeni 8 lat■ Popyt na biomasę agro wzrośnie z ok. 4mln ton w 2012 do około 5mln na przestrzeni 8 lat (przy

założeniu dość umiarkowanego spadku współspalania)

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Produkcja energii z biomasy (GWh) 5 638 5 898 6 884 9 916 10 555 10 615 10 847 11 259 11 259 10 735 10 735

- współspalanie 4 985 5 232 5 232 4 970 4 709 4 447 4 186 4 186 4 186 3 662 3 662

- obiekty czystobiomasowe 653 666 1 652 3 096 3 996 4 108 4 111 4 523 4 523 4 523 4 523

- zielone ciepło w kogeneracji 1 850 1 850 1 850 1 850 1 850 2 060 2 550 2 550 2 550 2 550 2 550

Popyt na biomasę tys ton 11448 11326 12094 13384 13999 14209 15039 15497 15433 15039 15039

Popyt na biomasę do współspalania tys ton 4942 4805 4475 4156 3769 3414 3213 3213 3148 2755 2755

Popyt na biomasę do jednostek dedykowanych i do ciepła tys ton 4606 4621 5719 7327 8330 8895 9926 10385 10385 10385 10385

wymagany % agro we współspalaniu 25% 40% 55% 60% 70% 80% 80% 80% 85% 85% 85%

wymagany % agro we jednostkach dedykowanych* 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20%

popyt na biomasę leśną - tys ton 8912 8100 8109 9045 9315 9319 10103 10470 10300 10241 10241

popyt na biomasę agro - tys ton 2537 3226 3985 4339 4684 4890 4935 5027 5133 4798 4798


15

■ Polska jest krajem o dość wysokiej lesistości (ok. 30%). Pozysk drewna z lasów utrzymuje się na stabilnym poziomie około 35mln m3.

■ Przy założeniu że około 40-50% pozysku może być wykorzystane do celów energetycznych takich jak ogrzewanie, suszarnie, ciepłownie i energetyka. Odpady te powstają na każdym etapie obróbki drewna tj. odpady pozrębowe, drewno pozaklasowe, odpady tartaczne, odpady w przemyśle. Oznacza to potencjał około 167mln GJ paliwa co stanowi około 18mln ton.

■ Znaczna cześć z tego potencjału wykorzystywana jest w przemyśle celulozowym i płytowym oraz na cele grzewcze w gospodarstwach domowych i małych ciepłowniach.

■ Zapotrzebowanie ze strony energetyki na poziomie ok oło 8-10mln ton – czyli około połowy istniej ącego potencjału


16

■ Szacunek podaży biomasy pochodzenia agro opiera się przede wszystkim o szacunek dostępności różnych rodzajów słomy.

■ Przyjmuje się że ok. 30% produkcji słomy może być zagospodarowane poza rolnictwem (czyli na potrzeby energetyczne i podłoża do pieczarek).

■ Szacowany potencjał krajowy w zakresie słomy zbożowej i rzepakowej to około 100mln GJ tj. około 8mln ton.

■ Ponadto biomasę typu „agro” pozyskiwana jest z przecinek sadów oraz parków i dróg w ilości około 6mln GJ tj. około 0,5mln ton.

■ Dodatkowym źródłem biomasy typu „agro” są odpady przemysłu rolno-spożywczego. Szacowany potencjał tego rynku to około 30mln GJ.


17

■ Do potencjalnego zasobu biomasy typu „agro” doliczyć należy także potencjał wynikający z możliwości zakładania plantacji na cele energetyczne.

■ Aktualnie szacuje się że plantacje energetyczne prowadzone są na obszarze około 16tys ha (wierzba, miskant, etc.). Ponadto na obszarze około 300tys ha prowadzone są uprawy rzepaku na cele biopaliw a około 200tys ha to uprawy kukurydzy i zbóż na cele energetyczne. Daje to łącznie około 3% powierzchni wszystkich gruntów ornych w Polsce.

■ Zakładając, że plantacje energetyczne mogą osiągnąć udział 10% w całości powierzchni gruntów ornych wówczas powierzchnia tych upraw osiągnęłaby wielkość 1,6mln ha i przynosiła plony w postaci biomasy na poziomie 180mln GJ tj około 20mln ton.

■ Dodatkowym źródłem biomasy typu agro jest import. Obecnie sprowadzany jest pelet ze słomy zza wschodniej granicy oraz niewielkie ilości biomasy z Afryki i Azji. Szacowny potencjał takiego importu to 1-5mln ton.

■ Zatem ł ączny potencjał biomasy agro to około 32-36mln ton co przy prognozowanym zapotrzebowaniu na biomas ę agro ze strony energetyki na poziomie 4-5mln ton da je du ży potencjał zakupu biomasy agro.


18

■ Ostateczny bilans podaży i popytu zależeć będzie od czynników wpływających na potencjalne zmiany popytu i podaży na biomasę na rynku krajowym:

Czynniki wpływaj ące na poda ż biomasy

Czynniki wpływaj ące na popyt na biomas ę

Polityka Lasów Państwowych w zakresie pozysku drewna

Techniczne możliwości współspalania biomasyagro w istniejących kotłach węglowych (wzrost wymaganego udziału biomasy agro)

Rozwój plantacji roślin energetycznych Ograniczenia w zużyciu biomasy we współspalaniu ze względu na: (i) korozję, (ii) osadzanie alkalii, (iii) koszty O&M, (iv) ryzyka wybuchowe, etc.

Mechanizacja procesu zbioru słomy Atrakcyjność produkcji pieczarek (cen grzybów i kurs euro)

Dostępność słomy u rolników z małymi gospodarstwami (poniżej 50ha)

Techniczne możliwości spalania biomasy agro w kotłach fluidalnych (dominujących w Polsce)

Skala importu biomasy do Polski (PKS, masłosz, pelet, etc.)

Wielkość produkcji peletu w Polsce

Ograniczenie zużycia drewna klasy S1 i S2 na potrzeby energetyczne

Wnioski z analizy otoczenia rynkowego

19

■ Otoczenie regulacyjne (na poziomie krajowym i unijnym) tworzy trwały popyt na zieloną energię

■ Analiza podaży i popytu na rynku biomasowym pozwala stwierdzić, że potencjał nie jest wykorzystany jeszcze w całości

■ W długim terminie (co najmniej 10 lat) nowobudowane dedykowane instalacje do spalani biomsygenerować będą głównie popyt na biomasę pochodzenia leśnego (w budowanych kotłach CFB i BFB max udział biomasy „agro” to 20%, więc biomasa leśna będzie stanowić co najmniej 80%)

■ Popyt na biomasę agro pochodzić będzie przede wszystkim z instalacji współspalających, których udział w ogólnym bilansie będzie stopniowo maleć. Jednakże, trudno jest oszacować skalę i tempo tego spadku.

■ Analiza podaży i popytu na rynku biomasy leśnej i agro wskazuje, że potencjał biomasy agrowykorzystany jest w mniejszym stopniu i również trudniej wykorzystywać go na cele energetyczne.

■ Bazując na kompetencjach PEP i analizie dostępnych szans rynkowych proponujemy realizację nowego projektu energetycznego – Bioelektrowni Wińsko

PEP Vision

20




Projekt Bioelektrowni Wińsko

Wybór lokalizacji

21

■ W ramach przygotowań do projektu poszukiwane były optymalne z punktu widzenia realizacji projektu miejsca lokalizacje nowego obiektu

■ Wybór lokalizacji oparty był o dwa podstawowe kryteria oraz kilka kryteriów dodatkowych:

► Podstawowe kryterium nr 1 – dostępność biomasy – analizowane były te lokalizacje w których dostępność biomasy jest wystarczająca do realizacji projektu

► Podstawowe kryterium nr 2 – możliwość włączenia obiektu do sieci elektroenergetycznej –analizowane były te lokalizacje w których istnieje techniczna możliwość przyłączenia do sieci

► Ponadto analizowane były także: ■ Dostępność działek z uchwalonym miejscowymi planami dającym możliwość budowy

tego rodzaju obiektu■ Dostęp do zasobów wody i możliwość odprowadzania ścieków■ Wielkość gminy■ Układ drogowy

■ Na podstawie powyższych kryteriów wytypowane zostały 3 lokalizacje na Dolnym Śląsku, a w ostatecznej decyzji wybrano lokalizację w miejscowości Wińsko.

Wybór lokalizacji – dostępność biomasy

22

■ Potrzeby paliwowe obiektu to około 220-240tys ton biomasy (słomy, biomasy leśnej i biomasy z upraw energetycznych

■ Region wokół Wińska to region zasobny w:► słomę zbożową, rzepakową i kukurydzianą. Analiza rynku słomy w obszarze pozysku 70-100

km pokazuje, że słomy zbożowej i rzepakowej produkowane jest 3.25 mln ton rocznie. Zakładamy, że do pozyskania jest dostępne od 0,2 do 0,7 mln ton (w zależności od minimalnej wielkości gospodarstw z których planujemy pozyskiwać słomę).

► biomasę leśną w postaci odpadów pozrębowych oraz tartacznych. W rejonie 200 km od Wińska pozyskuje się 5,4 mln ton drewna. W trakcie pozyskania drewna powstaje ok. 0,65 mln ton odpadów pozrębowych. Obecnie tylko 15% tych odpadów jest wykorzystane. Do wykorzystania pozostaje ok 0,55 mln ton.

► ziemię pod plantacje roślin energetycznych. W regionie jest ok. 1,1 mln ha pól uprawnych. Szacujemy, że możemy pozyskać ok 3-4 tys. ha pod uprawy roślin energetycznych.

■ relatywnie mniejsza niż w innych zasobnych w biomasę regionach kraju konkurencja w zakresie pozyskania słomy ze strony peleciarni, pieczarkarni oraz energetyki.

■ relatywnie mniejsza niż w innych zasobnych w biomasę regionach kraju konkurencja w zakresie pozyskania biomasy leśnej ze strony przemysłu płytowego papierniczego i energetyki.

Wybór technologii

23

■ W zakresie energetycznego spalania biomasy na rynku dostępne są technologie fluidalne (kotły CFB i BFB) oraz technologie rusztowe.

► Kotły CFB: spalanie w szybko wirującej masie cząstek paliwa i piasku w temperaturze 850 –9000C. Dodatkowa recyrkulacja materiału złoża dla lepszego spalania.

► Kotły BFB: spalanie ma miejsce w szybko wirującej masie cząstek paliwa i piasku w temperaturze 850 – 9000C. Bez recyrkulacji materiału złoża, mniejsze prędkości poruszania się cząstek złoża.

► Kotły rusztowe: spalanie paliwa w warstwie powoli przemieszczającej się na ruszcie kotła. Zwykle trwa ok. 30 min do wypalenia w temperaturze 1100 – 13000C.

Wybór technologii

24

Technologia Zalety Wady Dostawcy

Fluidalna CFB

- wysoka sprawność CFB – 92% (BFB i rusztowa to ok. 90%) - technologia CFB stosowana do spalania węgla lub jako kocioł węglowo-biomasowy; pracujący głownie na biomasie leśnej - możliwe szybkie zmiany obciążenia kotła- niskie nakłady na odsiarczanie, istotne dla paliw wysokozasiarczonych, nie dla biomasy

- nakłady inwestycyjne na MWt- ograniczone do 20% możliwości spalania paliwa rolnego o wysokiej zawartości chloru, alkalii- wymaga rozdrobnienia paliwa (cięta słoma, pelet, PKS, etc)- niskie parametry pary przy spalaniu paliw o wysokiej zawartości chloru i alkaliów, niska sprawność elektryczna elektrowni

Foster Wheeler, Austrian Energy, Andritz i Metso, Babcock Doosan, Thermax.

Fluidalna BFB

- technologia BFB generalnie stosowana tylko do biomasy (ze znaczącym ograniczeniami dla biomasy agro)- przy mocy około 70-130MWt sprawność porównywalna z technologią rusztową

- ograniczone do 20% możliwości spalania paliwa rolnego o wysokiej zawartości chloru, alkalii- wymaga wcześniejszego rozdrobnienia paliwa (cięta słoma, pelet, PKS, etc)- niskie parametry pary przy spalaniu paliw o wysokiej zawartości chloru i alkaliów, niska sprawność elektryczna elektrowni

Foster Wheeler, Austrian Energy, Andritz i Metso, Babcock Doosan, Thermax.

Rusztowa - nakłady inwestycyjne na MWt- możliwości spalania mieszanki biomasy rolnej w postaci balotu i leśnej w postaci zrębki o zasadniczo różnych charakterystykach, technologia wykorzystywana do spalania najtrudniejszych paliw, możliwe spalania słomy do 100%- możliwe wysokie parametry pary przy spalaniu paliw o wysokiej zawartości chloru i alkalii, - ograniczone koszty w przygotowaniu paliwa dla kotłów rusztowych

- niższa sprawność spalania w porównaniu do CFB- mniejsze możliwości szybkiej zmiany obciążenia kotła, dwa razy wolniejszy jak CFB jednakże, mało istotne dla elektrowni nastawionej na generację energii elektrycznej w ruchu ciągłym

DP Cleantech, Babcock Volund, BWE, BabcockDoosan, BabcockPower, McBurney, Standard Kessel, Thermax,

Wybór technologii

25

Ze wzgl ędu na:

► dostępność różnych rodzajów biomasy w rejonie Wińska, ► elastyczność wykorzystania różnych typów biomasy, ► koszt biomasy (brak konieczności rozdrobnienia lub granulacji) ► wysokość wydatków inwestycyjnych na MWt oraz ► parametry sprawności

wybrali śmy do realizacji w Projekcie Bioelektrowni Wi ńsko zaawansowan ą technologi ę rusztow ąprzeznaczon ą do spalania wielu paliw:

do 100% słomy (mixu słomy zbo żowej, kukurydzianej i rzepakowej)

do 100% biomasy z upraw energetycznych (miskant, proso, mal wa, konopie, etc.) i

do 50% biomasy le śnej.

Wybór technologii - kondensacja

26

■ Budowa nowego obiektu biomasowego może być realizowana na potrzeby dużego odbiorcy przemysłowego (bądź w celu produkcji jedynie energii elektrycznej na jego potrzeby, bądź w celu produkcji energii cieplnej i elektrycznej).

■ Druga opcja to budowa obiektu biomasowego produkującego energię elektryczną sprzedawaną do sieci bądź do odbiorcy końcowego.

■ Analiza obu możliwości przeprowadzona może być na gruncie obecnie obowiązujących regulacji dotyczących OZE jak i na bazie ogłoszonego projektu Ustawy o OZE.

Wybór technologii - kondensacja

27

Podstawowe parametry Obiektu kondensacyjnego Obiektu kogeneracyjnego

Parametry energetyczneKocioł 78MWt, Turbozespół 31MWe, Sprawność 34%, CAPEX 300mln

Kocioł 78MWt, Turbozespół 25MWe, Sprawność ogólna 75%, CAPEX 300mln,

Aktualna legislacja

Produkcja - 230tys MWh brutto Produkcja e.e. - 120tys MWh bruttoProdukcja ciepła – 1,4mln GJ

Przychody - 103mln PLN Przychody – 93mln PLN

Zyskowność - IRR – 20%, NPV – 100mln PLN

Zyskowność – IRR – 13%NPV – 25mln PLN

Projektowa legislacja

Produkcja - 230tys MWh brutto Produkcja - 120tys MWh bruttoProdukcja ciepła – 1,4mln GJ

Przychody- 103mln PLN Przychody – 99-105mln PLN (w zależności ile korzyści z certyfikatów ucieknie z względu na spadek ceny ciepła)

Zyskowność - IRR – 20%, NPV – 100mln PLN

Zyskowność - IRR - 18-22%, NPV – 100mln PLN

■ Obiekt kondensacyjny jest lepszym rozwiązaniem dla aktualnej regulacji dotyczącej OZE, i jest nie gorszy od kogeneracyjnego dla projektowanych zmian w regulacjach dotyczących OZE. A przy tym ze względu na brak odbioru ciepła obiekt nie jest zależny od lokalnego klienta na ciepło.

Wybór technologii – referencje DP Clean Tech

28

■ Na podstawie akcji ofertowej przeprowadzonej w na przełomie 2010 i 2011 w zakresie kotła rusztowego na zróżnicowane rodzaje biomasy najlepszą ofertę przedstawiła firma DP CleanTech

■ Firma DP CleanTech doświadczenie w budowie i eksploatacji biomasowych (słomowych) kotłów rusztowych zbierała przez ostatnie 25 lat. Lista referencyjna zawiera 25 obiektów w Europie (w tym 24 w eksploatacji, a 1 w budowie) i 50 w Azji (w tym 26 w eksploatacji a 24 w budowie).

■ Kilka najbardziej podobnych projektów przedstawiamy bardziej szczegółowo


29

PlantOperation

YearFuel

Size Steam Data

Mwfuel input MW(e) MWthermal t/hr C Bar

Haraldrud, Norway 2013 Wood pellets 60 0 56 200 16

Pannon, Hungary 2012 Straw - Wood 113 25 110 540 100

Siauliai, Lithuania 2012 Wood chip 56 9,8 39,7 460 45

Fynsværket CHP, Denmark 2009 Straw - Wood 114 35 82 151 540 112

Berlin-Neuköln, Germany 2006 Bio AI - AIV 97 20 70 450 60Fechenheim,Germany 2006 Bio AI - AIV 42 12,4 25 450 66Dresden, Germany 2003 Bio AI - AII 45 - 27 425 80Sangüesa, Spain 2002 Straw 25 - 104 542 92

Herningværket, Denmark 2002 Wood-Gas-Oil 426 525 115

Elean Power Station, UK 2000 Straw - Gas 38 - 137 522 92

Maribo-Sakskøbing, Denmark 2000 Straw 10 20 44 542 92

Enstedværket, Denmark 1997 Straw - Wood - 120 542 180

Norrköbing, Sweden 1996 Wood 143 535 108

Masnedø CHP, Denmark 1995 Straw - Wood 9 21 42 522 92

Gustav Kähr, Sweden 1994 Wood 28 425 37Enköbing, Sweden 1994 Wood 78 108 542 102Tranås, Sweden 1993 Wood 20 26 190 13Colombier, Switzerland 1992 Waste 2 11 14 435

Biocel Paskov, Czech Republic 1991 Wood chip 42 55 525 92

Rudkøbing CHP, Denmark 1990 Straw 2.5 7 14 450 61


30


31


32


33


34

Struktura organizacyjna nowego Projektu

35

Podstawowe parametry inwestycji

36

Technologia kotła Rusztowa Dostawca kotła DP CleantechPaliwo Słoma, uprawy energ., zrębki

Moc kotłowa brutto 85 MWtMoc kotłowa netto 78 MWt

Technologia turbiny kondensacyjnaDostawca turbiny Rozważani dostawcy : Alstom, Ekol, Siemens, inniMoc kond. Turbiny 31-31,5 MWeSprawność turbiny 35%

Ilość paliwa 2,45 mln GJpaliwo (PLN stałe 2012) 18 PLN/GJTyp inwestycji greenfield


37

Ilość h pracy 8000 hProdukcja energii el. brutto 230.000 MWhProdukcja energii el. netto 217.000 MWhProdukcja ciepła 0 GJ

Capex 300 mln PLN bez ziemi i przyłączaCapex na MWt netto 3,8 mln PLNCapex na MWe brutto 9,7 mln PLN bez ziemi i przyłączaCapex na MWe 10,3 mln PLN

Kapitał obrotowy 57 mln PLN

Szacowane średnioroczneprzychody w okresie 15 lat 103 mln PLN

Szacowane średnioroczne koszty paliwa w okresie 51mln PLN2015-2030

Marża na koszcie paliwa 52 mln PLNStruktura finansowaniacapex 75%/25%IRR on equity 20%NPV 102 mln PLN


38

■ Podstawowe założenia:

■ Wsparcie – zielone certyfikatyZgodnie z założeniami ustawy OZE zakładamy wsparcie w postaci zielonych certyfikatów przez pierwsze 15 lat produkcji energii elektrycznej w Bioelektrowni. Zakładamy, że łączna cena energii elektrycznej i certyfikatów w ujęciu realnym wyniesie 460zł/MWh.

■ Koszty biomasyNa bazie analizy rynku biomasy w okolicach Wińska zakładamy, że cena biomasy w roku 2014 wyniesie 20,80zł/GJ i rosnąć o 1pkt% ponad inflację w latach 2014-2020. Aktualne ceny w rejonie Wińska w zakresie słomy i biomasy leśnej kształtują się na poziomie około 16-18zł/GJ. Czyli zakładamy, że w okresie najbliższych 3 lat nastąpi skumulowany wzrost rzędu nominalnie 23% (co oznacza wzrost o 12% realnie)

■ Koszty utrzymania i eksploatacjiKonfiguracja Bioelektrowni (połączenie wymagań w zakresie pracy elektrowni oraz zarządzania logistyką paliw) oznacza konieczność zatrudnienia 47 pracowników.

Podstawowe parametry inwestycji – wrażliwość

39

Parametr NPV IRR

Scenariusz bazowy 101,8mln PLN 19,7%

Parametr NPV IRR

Cena biomasy +2zł/GJ 64,7mln PLN 16,9%

Cena biomasy +4zł/GJ 31,6mln PLN 14,1%

Cena biomasy -2zł/GJ 135,3mln PLN 21,9%

Parametr NPV IRR

CAPEX +5% 94,3mln PLN 18,6%

CAPEX -5% 108,5mln PLN 20,6%

Parametr NPV IRR

Wydajność 30,5MW (-3%) 80,0mln PLN 17,9%


40

Parametr NPV IRR


Parametr NPV IRR

Przychody -5zł/MWh 95,8mln PLN 19,1%

Przychody -10zł/MWh 89,9mln PLN 18,6%

Parametr NPV IRR

Koszty O&M +1Euro/MWh 95,8mln PLN 19,1%

Parametr NPV IRR

Dostępność –100h/rocznie 97,7mln PLN 19,2%


41

Parametr NPV IRR


„Stress – test” NPV IRR

Cena biomasy +3zł/GJ

12,2mln PLN 11,9%

Wydajność 30,5MW (-3%)

Kurs 4,50zł/Euro

Przychody -5zł/MWh

Koszty +1Euro/MWh

Dostępność –100h/rocznie


42

■ Zestawienie głównych ryzyk związanych z realizacją projektu oraz metod ograniczania ich wpływu na dochodowość przedsięwzięcia:

Obszar ryzyka Metoda zarz ądzania ryzykiem

Legislacja projekt jest atrakcyjny zarówno w nowym jak i w projektowanym systemiewsparcia OZE,

Technologia doświadczenie i referencje głównych wykonawców, doświadczenie zespołu projektowego

Opóźnienie kary umowne, doświadczenie zespołu projektowego

Parametry obiektu kary umowne, doświadczenie i referencje głównych wykonawców, doświadczenie zespołu projektowego

Dostępność biomasy wielopaliwowość, zapas magazynowy, import,

Ceny biomasy wielopaliwowość, import biomasy, plantacje

Finansowanie Formuła project finance 75/25 dla inwestycji i 80/20 dla całego projektu, alternatywą jest emisja obligacji na poziomie PEP SA w celu uzupełniania finansowani projektu

Porównania benchmarkowe (BloombergNew Energy Finance)

43

■ Z uwagi na istniejący system grantów i subsydiów a także systemy wsparcia OZE na rynku europejskim działa wiele podmiotów realizujących obiekty energetyczne w OZE

■ Zainstalowane moce w zakresie spalania biomasy w Europie szacowane są w roku 2012 na poziomie 6GW (wzrost z 4,5GW w 2010). Przyrost nastąpił głównie w Finlandii, Niemczech, Szwecji i Wielkiej Brytanii. Średnia wielkość budowanego obiektu to 23MWe.

■ Zalety wykorzystania odpadów z produkcji rolno-spożywczej (niższy koszt paliwa) nie przeważają nadal nad zwiększonymi nakładami inwestycyjnymi. Dlatego tradycyjne paliwa w postaci biomasy leśnej oraz biomasy agro nadal dominują.

■ Postępuje nadal wzrost kosztów inwestycyjnych związanych z obiektami biomasowymi. Średni poziom kosztów inwestycyjnych obiektów realizowanych w ostatnich 10 latach to około 2,3mln Eur/MW, natomiast szacowany koszt w następnych latach to około 3,1mln Eur/MW.

Porównania benchmarkowe (BloombergNew Energy Finance)

44

Bioelektrownia Winsko

Harmonogram

45

■ Uzyskanie wiążących ofert na 80% wartości CAPEX – kwiecień 2012

■ Zakończenie due diligence banków – kwiecień 2012

■ Uzyskanie pozwolenia na budowę – kwiecień 2012

■ Zatwierdzenie finansowania dłużnego przez banki – maj 2012

■ Wyrażenie zgody przez RN – maj 2012

■ Zakup ziemi – maj/czerwiec 2012

■ Zamkniecie finansowania dłużnego – lipiec 2012

■ Podpisanie umów z dostawcami – lipiec 2012

■ Rozpoczęcie budowy – sierpień 2012

■ Uruchomienie elektrowni – IV kwartał 2014

46

Kontakt

Polish Energy Partners S.A.ul. Wiertnicza 169 02-952 Warszawa tel. (+48) 22 390 81 00fax. (+48) 22 651 89 01

e-mail: [email protected]

Zbigniew ProkopowiczMichał KozłowskiAnna Kwarci ńska

Projekt Inwestycyjny -Bioelektrownia Wińsko · Wiatr 1,8 2,6 3,8 ... Podaż certyfikatów...

Documents

Transcript of Projekt Inwestycyjny -Bioelektrownia Wińsko · Wiatr 1,8 2,6 3,8 ... Podaż certyfikatów...