Information Memorandum Construction of a 985 MW power unit

Transkrypt

Information Memorandum
Construction of a 985 MW power unit
23 July 2010
4.2. Energy market in Poland
The Polish energy sector may be divided into electricity production, transmission, distribution
and sale subsectors. The graph below presents the structure of the energy market in Poland
together with main subjects:
Diagram1: Structure of the Polish energy market
Source: Ernst & Young’s own work
Four main Polish energy groups: PGE, Tauron, ENEA and ENERGA operate in the
production, distribution and trading sectors. In the case of PGE and Tauron Polska Energia
the value chain is supplemented with mining.
Electricity production sector
The subjects operating in the electricity production sector may be divided into the following
groups:
►
Producers of the so-called black electricity (from conventional sources),
►
Producers of the so-called red energy, produced in cogeneration with heat,
►
Producers of the so-called yellow energy, produced in cogeneration in gas and combinedcycle sources,
►
Producers of the so-called green energy, from renewable sources (hydro power plants,
biomass combustion, wind power, solar PV).
In many instances producers simultaneously produce electricity in a number of “areas”.
Producers sell electricity to trading companies or directly to final consumers.
__________________________________________________________________________________
18
Figure 6. The largest power plants and CHP plants in Poland
Source: Ernst & Young’s own work
The largest power plant in Poland is Bełchatów Power Plant with installed capacity of 4 450
MW, fired with lignite. The largest hard coal power plant is Kozienice Poewr Plant (2 880 MW).
Analysing the location of electricity production sources in the country, one may note clear
deficit of generating capacity in the northern part of the country.
Energy producers
Graph 8: The largest electricity energy producers in Poland (in accordance with installed
capacity in GW)
The graph presents the
largest electricity producers
in Poland. Apart from the
four largest Polish energy
groups, i.e. PGE, Tauron,
ENEA and ENERGA, there
are
other
subjects
operating on the Polish
electricity
production
market, including subjects
owned by international
energy companies.
The market leader is PGE, with total installed capacity of 12.4 GW and yearly electricity
production at the level of approximately 56 TWh. The second largest producer is Grupa
Tauron with total isntalled capacity of 5.6 GW and annual production of 19.1 TWh.
Source: Ernst & Young’s own work na podstawie danych publicznie dostępnych
The four largest Polish energy groups
► PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.
PGE is the largest of Polish energy groups. PGE is the leader in the electricity production
sector in the country. Its share in the market amounts to approximately 37%. Polska Grupa
Energetyczna has been established in May 2007 and comprises of eleven production utilities.
In November 2009 PGE made its entry on the Warsaw Stock Exchange. After the issue 85%
of shares remained the property of the State Treasury, whereas 15% is subject to exchange
trading.
Currently the PGE Group comprises of several dozen of largely autonomous companies;
pending are works on the implementation of a consolidation programme in the Group. Its
result will be the establishment of six subsidiaries of PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.
responsible for particular areas of the Group’s business activity:
►
Conventional energy,
►
Wholesale trading,
►
Renewable energy,
►
Distribution,
►
Nuclear power (eventually),
►
Retail trading.
Polska Grupa Energetyczna as the only Polish group has launched a nuclear power
development programme. Commissioning of the first nuclear power plant is planned for
year 2020.
Diagram 2: Area of activity, production and mining assets and estimated share of PGE
Group in the Polish energy market
__________________________________________________________________________________
19
5. Technical aspects
5.1. Analysis of technical solutions used in the planned
installation
The planned unit with gross installed capacity of 985 MW will have a monotube boiler fired
with pulverized coal, with low-emission combustion chamber, constant vaporisation point
and condensing turbine, coupled with an electricity generator. The unit will be connected to
a 400 kV switching station feeding electricity to the National Power System.
The planned investment will include construction of the new unit:
►
a boiler room with a complete boiler and auxiliary installations, including flue gas
desulphurisation installation,
►
an engine room with complete turbine set and auxiliary installations, including inter alia
steam, water supply, condensate, oil and cooling water pipelines
with all construction and installation works, supply, documentation and services necessary
to start and commission the unit. Furthermore, the planned investment includes performance
of a number of works and facilities necessary to connect the new unit to the infrastructure of
the Kozienice Power Plant.
Technical parameters and operational parameters of the new unit
Table 9: Technical parameters of the new unit
Parameter
Unit
Quantity
Gross capacity
kW
984 980
Net capacity
kW
900 032
Auxiliary services capacity
kW
84 948
Auxiliary services capacity (as % of
gross capacity)
%
8,6
Net electricity production efficiency
%
min. 44.5
Gross unit efficiency
%
min. 48.7
Live steam pressure
bar
280 – 300
Live and re-heated steam temperature
°C
600 – 620
Source: „Optimisation and recommendation of a supercritical power unit for Kozienice II (Stage 3)” („Optymalizacja
i rekomendacja bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne dla Kozienice II (Etap 3)”), „ENERGOPROJEKTKATOWICE” S.A
__________________________________________________________________________________
43
Table 10: Operational data of the new unit
Parameter
Unit
Quantity
Electricity sales (after supplying auxiliary
services)
TWh.
6.2
kJ/s
2 023 890
GJ/year
49 932 367
Yearly coal consumption (21.5 MJ/kg)
t/year
2 377 732
Consumption of sorbent in
desulphurisation installation
t/year
83 410
Ammonium hydroxide consumption
t/year
10 903
Yearly CO2 emissions
t/year
4 711 962
Fuel energy demand
Yearly consumption of chemical energy
of fuel
Source: the Financial Model, average values during the 2017 – 2035 period assuming 7 316 h of average yearly
unit operating time
Boiler
It is planned that the new unit will be equipped with a monotube Benson boiler with
efficiency of approximately 94% and supercritical live steam parameters of 280 - 300 bar,
600°C and reheat steam parameters of 620°C, equipped with pulverized coal furnace.
It is assumed that a one-pass tower boiler will be built, which due to lower built-up area
compared to a two-pass boiler fits well to the site allocated for its construction. Such
supercritical boilers are currently widely used in the energy sector, have a wide reference list
and do not disturb operational activity of the unit.
To secure start up of the new boiler construction of a start-up boiler room fired with light fuel
oil is planned. The boiler room will produce start-up steam; furthermore, it will also perform
the function of a heating boiler room. The boiler room will comprise of two smoke tube/fire
tube boilers with total steam output of approximately 100 t/h.
Turbine
It is assumed that a turbine set with a condensing supercritical steam turbine, designed for
collaboration with a monotube boiler operating at sliding pressure will be built. It is assumed
that internal parameters of the turbine will amount to 93%/94%/94% accordingly for the high
pressure/medium pressure/low pressure sections.
Leading global turbine producers announce production of turbines with efficiency at the level
of 94.2% for the high pressure section of the turbine and 96.1% for the low pressure section.
__________________________________________________________________________________
44
Fuel parameters
The primary fuel of the new unit will be hard coal, whereas the light-up fuel will be light fuel
oil.
Table 11: Recommended parameters of hard coal for the new unit
Unit
Lowest acceptable
quality coal
Guaranteed quality
coal (coal from LW
Bogdanka)
Highest
acceptable
quality coal
-
M II A
M II A
M II A
mm
20.00
20.00
20.00
MJ/kg
20.00
21.50
24.00
Ash content
%
25.00
22.00
16.00
Total sulphur content
%
1.30
1.10
0.80
Total humidity
%
12.00
11.30
7.00
Parameter
Fraction
Grain size (max)
Calorific value
Source: „Optimisation and recommendation of a supercritical power unit for Kozienice II (Stage 3)” („Optymalizacja
i rekomendacja bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne dla Kozienice II (Etap 3)”), „ENERGOPROJEKTKATOWICE” S.A
Fuel supply
For the purposes of fuel supply to the new unit it is planned to build a WW4 car tippler with
emergency supply from the existing tipplers through a “1/IV” dumping station; a car thawer
with a capacity for 10 6-axle cars; a second loader/stacker operating on a common circuit
with the first one, but with independent conveyors; and a double conveyor system from
dumping A2-8 to A2-6.
Coal for the new unit will be transported by rail, with the use of two-, four- and six-axle coal
3
cars with maximum loading capacity of approximately 100 m (90t). Coal will be unloaded on
car tippler no. 4 – new – adapted to side unloading of coal cars. Furthermore, the coal may
also be unloaded on any of the existing car tipplers; however, in principle the reserve for the
new unit will be car tippler no. 3. The tippler will have a capacity of approximately 1 200 t/h
with two offtake conveyors. The coal will be unloaded on the offtake conveyors using two
unloading trucks on each offtake conveyor. The structure of the facility will allow for
extension of the car tippler in the underground part. During the winter thawed coal train will
be thawed in the new radiator car thawer with a size allowing for simultaneous thawing of 10
cars with a capacity of 90 t. It is preliminarily assumed that thawing time of one train will not
exceed 1 hour.
Coal will be stored on two storage sites with length of 340 m each and width of 50 and 55 m.
Including space requirements for repair sites of stackers and bulldozers’ heap ramps, the
capacity of the storage site will be sufficient to maintain the required reserves. Given the
storage height of approximately 20 m, from 2.5 m below the stacker’s rail head to 17.5 m
above the rail head the storage capacity of particular heaps will amount to:
►
for the first site (50 m): approximately 221 400 t and
►
for the second site (55 m): approximately 254 800 t.
Therefore, total storage capacity will amount to approximately 476 000 t.
Light-up fuel
The light-up fuel for the new unit will be light fuel oil. Assuming that the number of start-ups
during the year will not exceed 10, the use of that particular fuel is the most profitable form
the economic point of view. Currently the following light fuel oil sold by domestic producers
is available on the market:
►
EKOTERM Plus (Grupa Orlen) produced in accordance with In-house Specification ZN /
ITN – PKN SA / NF – 219,
__________________________________________________________________________________
45
5.2. Presentation of selected reference installations in
Europe
The beginning of the supercritical energy combustion technologies dates back to 1950s,
when the first commercial unit with a capacity of 125 MW was built in the United States in
the Philo 6 Power Plant. In the 1995 – 2000 period more than 85% of new generating
capacity (approximately 20 000 MW) in coal-fired power plants in OECD countries was
installed in units operating on the basis of supercritical boilers. Currently the supercritical
technologies are successfully used worldwide, allowing for achieving high efficiency and
availability of units. Currently there is a couple of hundred of supercritical boilers in operation
worldwide. Market pioneers include the United States and Russia. Currently the leading
market position belongs to Japan, South Korea and China. In Europe, Germany is the
market leader. Commercially offered supercritical technologies reached a threshold for live
steam parameters at approximately 300 bar of pressure and temperature of 600ºC.
Currently pending are works on achieving temperatures in the order of 700ºC and further
increase in units’ efficiency.
Below presented are European reference installations for the planned investment together
with their basic parameters. Furthermore, units insignificantly different from the planned
investment, primarily in terms of fuel used (lignite) will also be presented. Despite those
differences, it was decided to discuss those units for comparative reasons in the area of
capacity and steam parameters used, which do not depend on fuel type.
In Europe, large supercritical coal units were or are being built primarily in Germany.
Existing reference units in Germany include:
Table 12: Basic parameters of the Lippendorf Power Plant
►
Lippendorf
Saxony, approximately 15
kilometres south from Leipzig
Gross electric capacity
2 x 920 MW
Fuel
Lignite
Steam parameters
259.5 bar / 550ºC / 582ºC
Net unit efficiency
42.4%
Condenser pressure
0.038 bar
Commissioning year
Unit one: 1999
Unit two: 2000
Boiler supplier
Babcock - Lentjes
Turbine supplier
Alstom Power (ABB)
Owner
Unit R is owned by Vattenfall, unit S is owned by E.ON and EnBW.
The unit is operated by Vattenfall.
Source: Vattenfall Europe / “Optimisation and recommendation of a supercritical power unit for Kozienice II (Stage
1)” („Optymalizacja i rekomendacja bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne dla Kozienice II (Etap 1)”),
„ENERGOPROJEKT-KATOWICE” S.A.
__________________________________________________________________________________
49
Table 13: Basic parameters of the Boxberg IV unit
►
Boxberg IV, Q unit
Saxony, Görlitz district
900 MW
Fuel
Lignite
Steam parameters
266 bar / 545ºC / 581ºC
Net unit efficiency
41.7%
Condenser pressure
0.041 bar
Commissioning year
2000
Boiler supplier
Hitachi Power Europe
Turbine supplier
Siemens
Owner
Vattenfall Europe
Source: Vattenfall Europe / “Optimisation and recommendation of a supercritical power unit for Kozienice II (Stage
1)” („Optymalizacja i rekomendacja bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne dla Kozienice II (Etap 1)”),
Table 14: Basic parameters of the K unit in the Niederhaussem Power Plant
►
Niederaussem, K unit
North Rhine-Westphalia, city of
Bergheim
1 025 MW
Fuel
Lignite
Steam parameters
265 bar / 576ºC / 600ºC
Net unit efficiency
43,2%
Condenser pressure
0,0291 / 0,0368 bar
Commissioning year
2003
Boiler supplier
Alstom Power
Turbine supplier
Siemens
Owner
RWE
Source: RWE / “Optimisation and recommendation of a supercritical power unit for Kozienice II (Stage 1)”
(„Optymalizacja i rekomendacja bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne dla Kozienice II (Etap 1)”),
__________________________________________________________________________________
50
Existing reference units in Poland include the 460 MW unit in Łagisza:
Table 15: Basic parameters of a supercritical unit in the Łagisza Power Plant
►
Łagisza
Będzin, Śląskie province
460 MW
Fuel
Hard coal
Steam parameters
278 bar / 560ºC / 580ºC
Net unit efficiency
41,4%
Condenser pressure
0,059 bar
Commissioning year
2009
Boiler supplier
Foster Wheeler (Technologia CFB)
Turbine supplier
Alstom Power
Owner
Południowy Koncern Energetyczny S.A.
Source: “Optimisation and recommendation of a supercritical power unit for Kozienice II (Stage 1)” („Optymalizacja
i rekomendacja bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne dla Kozienice II (Etap 1)”), „ENERGOPROJEKTKATOWICE” S.A.
One of the most modern coal-fired power plants in the world is Torrevaldaliga Nord Power
Plant in Italy, having the following parameters:
Table 16: Basic parameters of the Torrevaldaliga Nord unit
►
Torrevaldaliga Nord
Civitavecchia, Lazio region
3 x 660 MW
Fuel
Hard coal
Steam parameters
252 bar / 604ºC / 612ºC
Net unit efficiency
44.7%
Condenser pressure
0.042 bar
Commissioning year
2008
Boiler supplier
Ansaldo Caldaie
Turbine supplier
Mitsubishi Heavy Industries
Owner
Enel Power SpA
__________________________________________________________________________________
51
European reference units under construction, in formal approval or planning phase include
inter alia:
Table 17: Parameters of unit planned in the Bełchatów Power Plant
►
Bełchatów
Bełchatów, Łódzkie province
858 MW
Fuel
Lignite
Steam parameters
253 bar / 550ºC / 580ºC
Net unit efficiency
41.6%
Condenser pressure
0.044 bar
Commissioning year
Under construction, commissioning scheduled for year 2010
Boiler supplier
Alstom Power
Turbine supplier
Alstom
Owner
Polska Grupa Energetyczna S.A.
Table 18: Parameters of units planned in the Neurath Power Plant
►
Neurath units F and G
Germany, North Rhine-Westphalia,
Grevenbroich-Neurath
2 x 1 100 MW
Fuel
Lignite
Steam parameters
272 bar / 600ºC / 605ºC
Net unit efficiency
more than 43%
Condenser pressure
0.048 bar
Commissioning year
Under construction, commissioning scheduled for year 2010
Boiler supplier
Turbine supplier
Alstom Power
Owner
RWE
__________________________________________________________________________________
52
6. Regulatory and legal issues
6.1. Description of key regulations in the electricity
production sector
The Energy Law and the role of the Energy Regulatory Office
The most important legal act applicable to the Polish energy sector in the Energy Law dated
10 April 1997, as amended (Journal of Laws 2006.89.625), together with executive
regulations. The Law regulates inter alia energy policy, tariffs, licenses, determines the
competence of the President of the Energy Regulatory Office (ERO) and the obligations of
market subjects.
Furthermore, the energy sector is subject to EU regulations. One of the most important legal
acts of the European Union applicable to the sector is Directive of the European Parliament
and of the Council 2009/72/EC of 13 July 2009 (EU OJ L 2009.211.55) concerning common
rules for the internal market in electricity.
Assumptions concerning the energy policy of Poland are presented in a document approved
by the Council of Ministers. The currently binding document is the “Energy Policy of Poland
until 2030” constituting Annex to Resolution no. 202/2009 of the Council of Minsters dated
10 November 2009.
The role of energy market regulator in Poland is performed by the President of the Energy
Regulatory Office. It is a central governmental administration body established pursuant to
the Energy Law to perform tasks in the area of regulation of fuel and energy economy and
promotion of competition. The duties and competences of the President of the ERO are
strictly related to the state policy in the area of energy, i.e. the economic conditions for the
operation of power utilities, the market operation concept, and the requirements stemming
from the obligation to adapt Polish law to the European Union law. Action taken by an
independent regulatory authority are aimed at fulfilling the goals designated by the legislator,
that is creating conditions for sustainable development of the country, ensuring energy
security, economical and rational use of fuels and energy, development of competition,
counteracting adverse effects of natural monopolies, compliance with environmental
protection requirements and commitments stemming from international agreements and for
offsetting the interests of power utilities and consumers of fuels and energy.
Polish legal regulations impose a series of obligations on power utilities conducting activity
in the area of production of electricity. The most important of those obligations are presented
in the next paragraphs.
The obligation to acquire a license
Article 32(1) of the Energy Law obligates subjects conducting business activity in the area of
production of electricity in sources with total installed electrical capacity exceeding 50 MW to
acquire a relevant license for the conduct of that activity. The license is granted by the
President of the Energy Regulatory Office for a definite period, not less than 10 and not
more than 50 years, unless an applicant applies for granting a license for a shorter period.
In accordance with the Council of Ministers Regulation dated 5 May 1998 concerning the
amount of and procedure for charging by the President of the Energy Regulatory Office the
yearly fees paid by power utilities, whom a license has been granted (Journal of Laws
1998.60.387), the value of the yearly fee for electricity producers whom a license has been
granted amounts to 0.06% of revenues from the licensed activity, achieved in the year
preceding the year of determination of the fee; the fee may not be lower than PLN 200 and
not higher than PLN 1 million. A power utility shall be obligated to pay the license fee by 31
March each year.
The obligation to sell part of energy by way of an open tender or on
commodity exchange
Pursuant to Article 49a(1) of the Energy Law, a power utility involved in the production of
electricity shall be obligated to sell no less than 15% of electricity produced in a particular
__________________________________________________________________________________
53
year on a commodity exchange or a regulated market. Simultaneously, the President of the
Energy Regulatory Office may, upon application of a power utility, exempt the producers
from the abovementioned obligation to the extent applicable to the production of electricity
sold for the needs of performance of long-term commitments stemming from agreements
concluded with financial institutions to implement investments related to the production of
electricity (Article 49a(6)(1)).
For the purposes of this Memorandum and the list of financial projections it is assumed that
the Company will not acquire such an exemption and will sell 85% of energy to ENEA S.A.,
whereas the remaining 15% will be sold on a commodity exchange or a regulated market.
Simultaneously, due to the fact that it is possible to apply for an exemption from the above
obligation, it is assumed that the Company will apply for such an exemption.
Obligations in the area of production and maintenance of generating
capacity reserves
Article 9j(1) of the Energy Law imposes on electricity producers certain obligations in the
area of production of electricity or standby to produce it, if such is necessary to ensure the
security of supply of electricity. Furthermore, the producers’ obligations also include
maintaining generating capacity reserves or providing other system services in the amount
and pursuant to a procedure laid down in an agreement entered into with a transmission
system operator (TSO). System services ensuring proper operation of the power system
include for instance voltage and reactive power control, overloaded or underloaded
operation, readiness to defend and reconstruct the National Power System (NPS) or selfstart without external power supply. Those obligations also include maintaining the sources
capacity to produce electricity in the amount and with the quality stemming from power
purchase agreements and agreements for the provision of electricity transmission or
distribution services, as well as cooperation with the power system operator.
The obligation to make production forecasts
Pursuant to Article 15b(11) of the Energy Law electricity producers in sources with total
installed capacity not less than 50 MW shall make forecasts for a period of 15 years,
including in particular the production of electricity, the projects in the area of modernization
or extension of existing or construction of new sources, and the technical and commercial
data concerning the type and size of those sources, their location and the type of fuel used
to produce electricity.
The obligation to maintain fuel reserves
Pursuant to Article 10(1) of the Energy Law, a power utility involved in the production of
electricity or heat shall be obligated to maintain fuel reserves in the amount ensuring
continuity of supply of electricity or heat to consumers.
Pursuant to the Minister of Economy, Labour and Social Policy Regulation dated 12
February 2003 concerning fuel reserves in power utilities (Journal of Laws 2003.39.338) a
power utility involved in the production of electricity shall be obligated to maintain reserves in
the form of hard coal in the amount corresponding to at least:
► three-day consumption, if the hard coal is supplied using conveyors to a storage site
adjacent to the energy production site directly from the extracting mine, and the supplier
in a sales contract entered into with a power utility for a period not shorter than one year
commits to store and maintain reserves on a storage site available at any time for the
needs of that utility, in the amount of at least fourteen-day consumption,
► twenty-day consumption, if the hard coal is supplied by rail or car transport and using
conveyors to a storage site adjacent to the energy production site, and the distance of
the storage site for hard coal reserves from the extracting mines, which supply in total
70% of the expected hard coal consumption, is not higher than 50 km,
► thirty-day consumption, if the hard coal reserves are located in a storage site adjacent
to the energy production site, and their supply does not meet the conditions determined
in the first two items.
Furthermore, there is an obligation to maintain fuel oil reserves corresponding to at least
twenty-day consumption, if the fuel oil is supplied by rail or car transport to a storage site
adjacent to the energy production site.
__________________________________________________________________________________
54
Producers shall be obligated to allow for carrying out an inspection to determine the
compliance of the fuel reserves with the amounts laid down in the Regulation (Article 10(2)
of the Energy Law).
Pursuant to Article 56 of the Law subject to a financial penalty shall be he, who fails to fulfill
the obligation to maintain fuel reserves. The value of the financial penalty shall be
determined by the President of the Energy Regulatory Office and may not exceed 15% of
revenue of the punished entrepreneur, earned in the previous tax year, stemming from the
licensed activity.
__________________________________________________________________________________
55
Ernst & Young
Assurance | Tax | Transactions | Advisory
Firma Ernst & Young jest globalnym liderem
w zakresie usług audytorskich, podatkowych,
transakcyjnych i doradczych. Na całym świecie
135 000 naszych pracowników jednoczą
wspólne wartości i świadczenie wysokiej jakości
usług. Zmieniamy rzeczywistość, pomagając
naszym pracownikom, naszym klientom
oraz naszej coraz szerszej społeczności
w wykorzystaniu ich potencjału.
Aby uzyskać więcej informacji, odwiedź
www.ey.com/pl.
© 2010 Ernst & Young
Wszelkie prawa zastrzeżone.
Memorandum Informacyjne
Projekt budowy bloku energetycznego
o mocy 985 MW
23 lipca 2010 roku
4.2. Rynek elektroenergetyczny w Polsce
Polski sektor elektroenergetyczny można podzielić na podsektory wytwarzania, przesyłu,
dystrybucji i sprzedaży energii elektrycznej. Poniższy schemat obrazuje strukturę rynku
elektroenergetycznego w Polsce wraz z głównymi podmiotami:
Schemat 1: Struktura polskiego rynku elektroenergetycznego
Źródło: Opracowanie własne Ernst & Young
Cztery główne polskie grupy energetyczne: PGE, Tauron, ENEA i ENERGA prowadzą
działalność w obszarach wytwarzania, dystrybucji oraz obrotu. W przypadku grupy PGE
oraz Tauron Polska Energia łańcuch wartości jest uzupełniony o obszar wydobycia.
Sektor wytwarzania energii elektrycznej
Podmioty działające w obszarze wytwarzania energii elektrycznej można podzielić
na następujące grupy:
►
Wytwórcy tzw. energii elektrycznej czarnej (ze źródeł konwencjonalnych),
►
Wytwórcy tzw. energii czerwonej, wytwarzanej w kogeneracji z ciepłem,
►
Wytwórcy tzw. energii żółtej, wytwarzanej w kogeneracji w źródłach gazowych i gazowoparowych,
►
Wytwórcy tzw. energii zielonej, pochodzącej z odnawialnych źródeł (elektrownie wodne,
spalanie biomasy, energetyka wiatrowa, energia słoneczna).
W wielu przypadkach wytwórcy produkują jednocześnie energię elektryczną w kilku
„obszarach”. Wytwórcy sprzedają energię elektryczną spółkom obrotu lub bezpośrednio
odbiorcom końcowym.
__________________________________________________________________________________
Projektu budowy bloku energetycznego o mocy 985 MW
19
Rysunek 6. Największe elektrownie i elektrociepłownie w Polsce
Źródło: Opracowanie własne Ernst & Young
Największą elektrownią w kraju jest Elektrownia w Bełchatowie o mocy zainstalowanej brutto
4 450 MW opalana węglem brunatnym. Największą elektrownią na węgiel kamienny jest
Elektrownia Kozienice (2 880 MW). Analizując rozmieszczenie źródeł wytwarzania energii
elektrycznej w kraju, obserwuje się wyraźny deficyt mocy wytwórczych w północnej części
kraju.
Przedsiębiorstwa wytwórcze
Wykres 8: Najwięksi producenci energii w Polsce (wg mocy zainstalowanych; w GW)
Wykres
prezentuje
największych wytwórców
energii
elektrycznej
w Polsce. Oprócz czterech
największych polskich grup
energetycznych, tj. PGE,
Tauron, ENEA i ENERGA,
na polskim
rynku
wytwarzania
energii
elektrycznej
działają
również inne podmioty,
w tym
należące
do międzynarodowych
koncernów
energetycznych.
Liderem rynku jest PGE o łącznych mocach zainstalowanych wynoszących 12,4 GW
i rocznej produkcji na poziomie ok. 56 TWh. Drugim największym wytwórcą jest Grupa
Tauron o łącznych mocach zainstalowanych 5,6 GW i rocznej produkcji 19,1 TWh.
Źródło: Opracowanie własne Ernst & Young na podstawie danych publicznie dostępnych
Cztery największe polskie grupy energetyczne
► PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.
PGE jest największą z polskich grup energetycznych. PGE jest liderem w sektorze
wytwarzania energii elektrycznej na terenie kraju. Jej udział w tym rynku wynosi ok. 37%.
Polska Grupa Energetyczna została utworzona w maju 2007 roku, a w jej skład weszło
jedenaście wytwórczych spółek elektroenergetycznych.
W listopadzie 2009 roku PGE zadebiutowała na Giełdzie Papierów Wartościowych
w Warszawie. Po emisji akcji 85% akcji pozostało własnością Skarbu Państwa, a 15% jest
przedmiotem obrotu giełdowego.
W chwili obecnej Grupę PGE tworzy kilkadziesiąt w dużej mierze autonomicznych spółek.
Aktualnie trwają prace nad wdrożeniem programu konsolidacyjnego w Grupie. Jego wynikiem
będzie powstanie sześciu spółek zależnych od PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.
odpowiedzialnych za poszczególne obszary działalności biznesowej Grupy:
►
Energetykę konwencjonalną,
►
Handel hurtowy,
►
Energetykę odnawialną,
►
Dystrybucję,
►
Energetykę jądrową (docelowo),
►
Sprzedaż detaliczną.
Polska Grupa Energetyczna jako jedyna z polskich grup prowadzi program rozwoju energetyki
jądrowej. Uruchomienie pierwszej elektrowni jądrowej planowane jest na 2020 rok.
Schemat 2: Obszar działania, aktywa wytwórcze i wydobywcze oraz szacunkowy udział
Grupy PGE w polskim rynku elektroenergetycznym
__________________________________________________________________________________
20
5. Aspekty techniczne
5.1. Analiza rozwiązań technicznych
w projektowanej instalacji
zastosowanych
Planowany blok o mocy zainstalowanej brutto 985 MW będzie posiadał kocioł pyłowy,
opalany węglem kamiennym z niskoemisyjną komorą spalania, przepływowy, ze stałym
punktem odparowania, na nadkrytyczne parametry pary i kondensacyjną turbinę parową,
sprzęgniętą z generatorem wytwarzającym energię elektryczną. Blok będzie podłączony
do rozdzielni 400kV wyprowadzającej energię elektryczną do Krajowego Systemu
Elektroenergetycznego.
Projektowana inwestycja będzie obejmować zabudowę nowego bloku:
►
Kotłownię z kompletnym kotłem z instalacjami towarzyszącymi, w tym z instalacją
odsiarczania spalin,
►
Maszynownię z kompletnym turbozespołem i z kompletem instalacji towarzyszących,
w tym m.in. rurociągami pary, wody zasilającej, kondensatu, oleju, wody chłodzącej
ze wszystkimi robotami budowlano-montażowymi, dostawami, dokumentacją i usługami
niezbędnymi do uruchomienia bloku i oddania go do eksploatacji. Ponadto, planowana
inwestycja obejmuje realizację szeregu prac i obiektów niezbędnych do połączenia nowego
bloku z infrastrukturą Elektrowni Kozienice.
Parametry techniczne i dane eksploatacyjne nowego bloku
Tabela 9: Parametry techniczne nowego bloku
Parametr
Jednostka
Wielkość
Moc brutto
kW
984 980
Moc netto
kW
900 032
Moc na potrzeby własne
kW
84 948
Moc na potrzeby własne wyrażona jako
% mocy brutto
%
8,6
Sprawność netto produkcji energii
elektrycznej
%
min. 44,5
Sprawność bloku brutto
%
min. 48,7
Ciśnienie pary świeżej
bar
280 – 300
Temperatura pary świeżej i wtórnie
podgrzanej
°C
600 – 620
Źródło: „Optymalizacja i rekomendacja bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne dla Kozienice II (Etap 3)”,
__________________________________________________________________________________
44
Tabela 10: Dane eksploatacyjne nowego bloku
Parametr
Jednostka
Wielkość
Wielkość sprzedaży energii elektrycznej
(po uwzględnieniu pokrycia potrzeb
własnych)
TWh.
6,2
kJ/s
2 023 890
Roczne zużycie energii chemicznej
paliwa
GJ/rok
49 932 367
Roczne zużycie węgla (21,5 MJ/kg)
t/rok
2 377 732
Zużycie sorbentu w instalacji
odsiarczania
t/rok
83 410
Zużycie wody amoniakalnej
t/rok
10 903
Roczna emisja CO2
t/rok
4 711 962
Zapotrzebowanie mocy w paliwie
Źródło: Model Finansowy, wartości średnie w okresie 2017 - 2035, przy założeniu średniej rocznej pracy bloku
7 316 h
Kocioł
Planuje się, że nowy blok będzie posiadał kocioł przepływowy Bensona o sprawności
ok. 94% i nadkrytycznych parametrach pary świeżej 280 - 300 bar, 600°C i pary wtórnej
620°C wyposażony w palenisko pyłowe.
Zakłada się zabudowę kotła jednociągowego wieżowego, który ze względu na mniejszą
powierzchnię zabudowy w porównaniu z kotłem dwuciągowym, dobrze komponuje się
w przewidzianej pod jego zabudowę lokalizacji. Kotły tego typu na parametry nadkrytyczne
są obecnie szeroko stosowane w sektorze energetycznym, posiadają szeroką listę
referencyjną i nie zakłócają działalności eksploatacyjnej bloku.
W celu zabezpieczenia rozruchu nowego kotła planuje się budowę kotłowni rozruchowej
opalanej olejem lekkim. Kotłownia będzie wytwarzać parę rozruchową, ponadto będzie
również pełnić funkcję kotłowni grzewczej. Kotłownia będzie się składała z dwóch kotłów
płomienicowo-płomieniówkowych o łącznej wydajności parowej ok. 100 t/h.
Turbina
Zakłada się zabudowę turbozespołu z turbiną kondensacyjną na parametry nadkrytyczne
pary, przeznaczoną do współpracy z kotłem przepływowym, pracującym z ciśnieniem
poślizgowym. Przyjmuje się, że parametry wewnętrzne turbiny wyniosą 93%/94%/94%
odpowiednio dla części WP/SP/NP.
Czołowi światowi producenci turbin zapowiadają budowę turbin
na poziomie 94,2% - dla części WP turbiny oraz 96,1% dla części SP.
o sprawnościach
__________________________________________________________________________________
45
Parametry paliwa
Paliwem podstawowym nowego bloku będzie węgiel kamienny, natomiast paliwem
rozpałkowym będzie olej lekki.
Tabela 11: Rekomendowane parametry węgla kamiennego dla nowego bloku
Jednostka
Węgiel graniczny
dolny
Węgiel gwarancyjny
(Węgiel z LW
Bogdanka)
Węgiel
graniczny górny
-
M II A
M II A
M II A
mm
20,00
20,00
20,00
Wartość opałowa
MJ/kg
20,00
21,50
24,00
Zawartość popiołu
%
25,00
22,00
16,00
Zawartość siarki
całkowitej
%
1,30
1,10
0,80
Zawartość wilgoci
całkowitej
%
12,00
11,30
7,00
Parametr
Sortyment węgla
Wymiar ziarna (max)
Dostawy paliwa
Na potrzeby dostaw paliwa do nowego bloku planuje się budowę wywrotnicy wagonowej
WW4 z rezerwacją zasilania z istniejących wywrotnic poprzez węzeł przesypowy „1/IV”,
budowę rozmrażalni wagonów o możliwości rozmrażania 10 wagonów 6-osiowych, budowę
drugiej ładowarko-zwałowarki pracującej na wspólnym torze z pierwszą, lecz
na samodzielne taśmociągi oraz budowę podwójnego układu taśmociągów od przesypu A28 do A2-6.
Węgiel do nowego bloku będzie transportowany drogą kolejową, z użyciem wagonów
węglarek dwuosiowych, czteroosiowych i sześcioosiowych o maksymalnej pojemności
3
załadunku ok. 100 m (90t). Węgiel będzie rozładowywany na wywrotnicy wagonowej nr 4 nowej - przystosowanej do bocznego rozładunku węglarek. Ponadto może być również
wyładowywany na każdej z istniejących wywrotnic, lecz zasadniczo rezerwę dla nowego
bloku stanowić będzie wywrotnica nr 3. Będzie to wywrotnica o wydajności ok. 1 200 t/h
z dwoma taśmociągami odbierającymi. Podawanie węgla na taśmociągi odbierające
odbywać się będzie dwoma wózkami wygarniającymi na każdy taśmociąg odbierający.
Układ konstrukcyjny obiektu będzie umożliwiał rozbudowę wywrotnicy w części podziemnej.
W okresie zimowym zamarznięty skład węgla będzie rozmrażany w nowej promiennikowej
rozmrażalni wagonów o wielkości umożliwiającej rozmrażanie 10 wagonów o udźwigu 90 t
równocześnie. Wstępnie zakłada się, że czas rozmrażania jednego składu nie przekroczy
1 godziny.
Składowanie węgla będzie się odbywać na dwóch placach składowych o długości 340 m
każdy i szerokości 50 m i 55 m. Z uwzględnieniem potrzeby miejsca na pola remontowe
zwałowarek oraz najazd spychaczy na pryzmę, pojemność składowiska będzie
wystarczająca do utrzymania wymaganej wielkości zapasów. Przy wysokości składowania
węgla 20 m oraz przy wysokości składowania od 2,5 m poniżej główki szyny jazdy
zwałowarki aż do 17,5 m powyżej główki szyny pojemność składowania poszczególnych
pryzm wynosić będzie:
►
Dla pierwszego placu (50 m): ok. 221 400 t oraz
►
Dla drugiego placu (55 m): ok. 254 800 t.
Całkowita pojemność składowania wyniesie więc ok. 476 000 t.
__________________________________________________________________________________
46
5.2. Prezentacja
w Europie
wybranych
instalacji
referencyjnych
Początki technologii nadkrytycznych spalania energetycznego sięgają lat 50-tych XX-go
wieku, kiedy w Stanach Zjednoczonych w elektrowni Philo 6 powstała pierwsza tego typu
komercyjna jednostka o mocy 125 MW. W okresie 1995 - 2000 ponad 85% (ok. 20 000 MW)
nowych mocy wytwórczych w elektrowniach węglowych krajów OECD zostało
zainstalowanych w blokach pracujących w oparciu o kotły o parametrach nadkrytycznych.
Obecnie technologie nadkrytyczne są stosowane z powodzeniem na całym świecie
umożliwiając uzyskanie wysokiego poziomu sprawności i dyspozycyjności bloków.
Na chwilę obecną na całym świecie pracuje kilkaset kotłów o parametrach nadkrytycznych.
Pionierami rynku były Stany Zjednoczone i Rosja. Obecnie czołową pozycję na rynku
zajmuje Japonia, Korea Południowa i Chiny. W Europie liderem rynku są Niemcy.
Oferowane komercyjnie technologie nadkrytyczne osiągnęły granicę dla parametrów pary
świeżej na poziomie ciśnienia ok. 300 bar i temperatury 600ºC. Obecnie prowadzone są
prace nad osiągnięciem temperatur rzędu 700ºC i dalszym zwiększeniem sprawności bloku.
Poniżej zaprezentowane są europejskie obiekty referencyjne dla planowej inwestycji
wraz z ich podstawowymi parametrami. Zaprezentowane zostaną także bloki
w nieznacznym stopniu odbiegające od planowanej inwestycji, głównie pod względem
spalanego paliwa (węgiel brunatny). Pomimo tych różnic zdecydowano się na pokazanie
tych jednostek ze względów porównawczych, jeśli chodzi o moc oraz stosowane parametry
pary, które to wielkości nie zależą od rodzaju paliwa.
Na terenie Europy duże jednostki węglowe o parametrach nadkrytycznych powstawały
lub są w trakcie budowy przede wszystkim w Niemczech.
Do istniejących jednostek referencyjnych w Niemczech należą:
Tabela 12: Podstawowe parametry Elektrowni Lippendorf
►
Lippendorf
Saksonia, ok. 15 kilometrów na
południe od Lipska
Moc elektryczna brutto
2 x 920 MW
Paliwo
Węgiel brunatny
Parametry pary
259,5 bar / 550ºC / 582ºC
Sprawność netto bloku
42,4%
Ciśnienie w skraplaczu
0,038 bar
Rok oddania do użytkowania
Blok pierwszy: 1999
Blok drugi: 2000
Dostawca kotła
Babcock - Lentjes
Dostawca turbiny
Alstom Power (ABB)
Właściciel
Blok R należy do Vattenfall, blok S należy do E.ON oraz EnBW.
Operatorem bloku jest Vattenfall.
Źródło: Vattenfall Europe / „Optymalizacja i rekomendacja bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne
dla Kozienice II (Etap 1)”, „ENERGOPROJEKT-KATOWICE” S.A.
__________________________________________________________________________________
50
Tabela 13: Podstawowe parametry Bloku Boxberg IV
►
Boxberg IV, blok Q
Saksonia, okręg Görlitz
900 MW
Paliwo
Węgiel brunatny
Parametry pary
266 bar / 545ºC / 581ºC
41,7%
0,041 bar
2000
Dostawca kotła
Dostawca turbiny
Siemens
Właściciel
Vattenfall Europe
Źródło: Vattenfall Europe / „Optymalizacja i rekomendacja bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne
dla Kozienice II (Etap 1)”, „ENERGOPROJEKT-KATOWICE” S.A.
Tabela 14: Podstawowe parametry bloku K w Elektrowni Niederhaussem
►
Niederaussem, blok K
Nadrenia Północna-Westfalia,
miasto Bergheim
1 025 MW
Paliwo
Węgiel brunatny
Parametry pary
265 bar / 576ºC / 600ºC
43,2%
0,0291 / 0,0368 bar
2003
Dostawca kotła
Alstom Power
Dostawca turbiny
Siemens
Właściciel
RWE
Źródło: RWE / „Optymalizacja i rekomendacja bloku energetycznego na parametry nadkrytyczne dla Kozienice II
(Etap 1)”, „ENERGOPROJEKT-KATOWICE” S.A.
__________________________________________________________________________________
51
Do istniejących jednostek referencyjnych w Polsce należy 460 MW blok w Łagiszy:
Tabela 15: Podstawowe parametry bloku o parametrach nadkrytycznych w Elektrowni
Łagisza
►
Łagisza
Będzin, województwo śląskie
460 MW
Paliwo
Węgiel kamienny
Parametry pary
278 bar / 560ºC / 580ºC
41,4%
0,059 bar
2009
Dostawca kotła
Foster Wheeler (Technologia CFB)
Dostawca turbiny
Alstom Power
Właściciel
Południowy Koncern Energetyczny S.A.
Jedną z najnowocześniejszych na świecie elektrowni węglowych jest Elektrownia
Torrevaldaliga Nord we Włoszech o następujących parametrach:
Tabela 16: Podstawowe parametry bloku Torrevaldaliga Nord
►
Torrevaldaliga Nord
Civitavecchia, region Lacjum
3 x 660 MW
Paliwo
Węgiel kamienny
Parametry pary
252 bar / 604ºC / 612ºC
44,7%
0,042 bar
2008
Dostawca kotła
Ansaldo Caldaie
Dostawca turbiny
Mitsubishi Heavy Industries
Właściciel
Enel Power SpA
__________________________________________________________________________________
52
Europejskie jednostki referencyjne będące na etapie budowy, uzgodnień formalnych
lub w fazie planowania obejmują m.in.:
Tabela 17: Parametry planowanego bloku w Elektrowni Bełchatów
►
Bełchatów
Bełchatów, województwo łódzkie
858 MW
Paliwo
Węgiel brunatny
Parametry pary
253 bar / 550ºC / 580ºC
41,6%
0,044 bar
W trakcie budowy, oddanie jest planowane na rok 2010
Dostawca kotła
Alstom Power
Dostawca turbiny
Alstom
Właściciel
Polska Grupa Energetyczna S.A.
Tabela 18: Parametry planowanych bloków w Elektrowni Neurath
►
Neurath bloki F i G
Niemcy, Nadrenia PółnocnaWestfalia, Grevenbroich-Neurath
2 x 1 100 MW
Paliwo
Węgiel brunatny
Parametry pary
272 bar / 600ºC / 605ºC
powyżej 43%
0,048 bar
W trakcie budowy, oddanie jest planowane na rok 2010
Dostawca kotła
Dostawca turbiny
Alstom Power
Właściciel
RWE
__________________________________________________________________________________
53
6. Kwestie regulacyjne i prawne
6.1. Opis kluczowych regulacji
energii elektrycznej
sektora
wytwarzania
Prawo energetyczne i rola Urzędu Regulacji Energetyki
Najważniejszym aktem prawnym obowiązującym polski sektor elektroenergetyczny jest
ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 roku z późniejszymi zmianami (Dz. U. z 2006 r., Nr 89,
poz. 625) Prawo energetyczne wraz z aktami wykonawczymi. Ustawa ta reguluje między
innymi obszary polityki energetycznej, taryfy, koncesje, określa kompetencje Prezesa
Urzędu Regulacji Energetyki (URE), obowiązki podmiotów rynku.
Ponadto, sektor elektroenergetyczny podlega regulacjom wspólnotowym. Jednym
z najważniejszych aktów prawnych Unii Europejskiej obowiązujących sektor jest Dyrektywa
Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 roku (Dz. U. UE L
z 2009 r., Nr 211, poz. 55) dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii
elektrycznej.
Założenia odnośnie polityki energetycznej Polski są przedstawione w dokumencie
przyjmowanym przez Radę Ministrów. Dokumentem obecnie obowiązującym tym zakresie
jest „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku” stanowiąca Załącznik do uchwały
nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 roku.
Rolę regulatora rynku elektroenergetycznego w Polsce pełni Prezes Urzędu Regulacji
Energetyki. Jest on centralnym organem administracji rządowej powołanym na mocy ustawy
Prawo energetyczne do realizacji zadań z zakresu regulacji gospodarki paliwami i energią
oraz promowania konkurencji. Obowiązki i kompetencje Prezesa URE są ściśle związane
z polityką państwa w zakresie energetyki tzn. warunkami ekonomicznymi funkcjonowania
przedsiębiorstw energetycznych, koncepcją funkcjonowania rynku oraz wymaganiami
wynikającymi z obowiązku dostosowania prawa polskiego do prawa Unii Europejskiej.
Działania podejmowane przez niezależny organ regulacyjny skierowane są na wypełnienie
celu wytyczonego przez ustawodawcę, a zmierzającego do tworzenia warunków
do zrównoważonego rozwoju kraju, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego,
oszczędnego i racjonalnego użytkowania paliw i energii, rozwoju konkurencji,
przeciwdziałania negatywnym skutkom naturalnych monopoli, uwzględniania wymogów
ochrony
środowiska,
zobowiązań
wynikających
z
umów
międzynarodowych
oraz równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
Polskie regulacje prawne nakładają szereg obowiązków na przedsiębiorstwa energetyczne
prowadzące działalność w zakresie wytwarzania energii elektrycznej. Najważniejsze z nich
zaprezentowane są w kolejnych paragrafach.
Obowiązek uzyskania koncesji
Art. 32. ust. 1 ustawy Prawo energetyczne zobowiązuje podmioty prowadzące działalność
gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w źródłach o łącznej mocy
zainstalowanej elektrycznej powyżej 50 MW do uzyskania stosownej koncesji
na prowadzenie tej działalności. Koncesja jest udzielana przez Prezesa URE na określony
czas, nie krótszy niż 10 lat i nie dłuższy niż 50 lat, chyba że przedsiębiorca wnioskuje
o udzielenie koncesji na krótszy okres.
Zgodnie z rozporządzeniem Rady Ministrów z dnia 5 maja 1998 roku w sprawie wysokości
i sposobu pobierania przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki corocznych opłat
wnoszonych przez przedsiębiorstwa energetyczne, którym została udzielona koncesja
(Dz. U. z 1998 r., Nr 60, poz. 387) wysokość corocznej opłaty dla wytwórców energii
elektrycznej, którym udzielono koncesji wynosi 0,06% przychodów uzyskanych
z działalności objętej koncesją osiągniętych w roku poprzedzającym ustalenie opłaty,
przy czym opłata ta nie może być mniejsza niż 200 PLN i nie większa niż 1 mln PLN.
Przedsiębiorstwo energetyczne jest zobowiązane do uiszczenia opłaty koncesyjnej
do 31 marca każdego roku.
__________________________________________________________________________________
54
Obowiązek sprzedaży części energii w drodze otwartego przetargu lub
na giełdach towarowych
Zgodnie z Art. 49a. ust. 1 ustawy Prawo energetyczne przedsiębiorstwo energetyczne
zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej jest zobowiązane sprzedawać nie mniej niż
15 % energii elektrycznej wytworzonej w danym roku na giełdach towarowych lub na rynku
regulowanym. Jednocześnie Prezes URE może, na wniosek przedsiębiorstwa
energetycznego, zwolnić wytwórców z powyższego obowiązku w części dotyczącej energii
elektrycznej sprzedawanej na potrzeby wykonywania długoterminowych zobowiązań
wynikających z umów zawartych z instytucjami finansowymi w celu realizacji inwestycji
związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej (Art. 49a. ust. 6, pkt. 1).
Na potrzeby niniejszego Memorandum oraz zestawienia projekcji finansowych zakłada się,
że Spółka nie uzyska takiego zwolnienia i będzie sprzedawać 85% energii do ENEA S.A.
a pozostałe 15% będzie sprzedawane na giełdach towarowych lub rynku regulowanym.
Jednocześnie w związku z faktem, iż istnieje możliwość zwolnienia z powyższego
obowiązku, zakłada się, że Spółka będzie się o takie zwolnienie ubiegać.
Obowiązki w zakresie wytwarzania i utrzymywania rezerw mocy
wytwórczych
Art. 9j. ust. 1 Prawa energetycznego nakłada na wytwórców energii elektrycznej obowiązki
w zakresie wytwarzania lub pozostawania w gotowości do wytwarzania, jeżeli jest
to konieczne do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Ponadto
do obowiązków wytwórców należy również utrzymywanie rezerw eksploatacyjnych mocy
wytwórczych lub zapewnienia innych usług systemowych w wysokości i w sposób określony
w umowie zawartej z operatorem sieci przesyłowej (OSP). Do usług systemowych
zapewniających prawidłowe funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego należą
np. usługi regulacji napięcia i mocy biernej, pracy w przeciążeniu lub zaniżeniu, gotowości
do obrony i odbudowy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) lub samostartu
bez zasilania z zewnątrz. Obowiązki te obejmują również utrzymywanie zdolności
wytwórczych w ilości i jakości wynikających z zawartych umów sprzedaży i o świadczenie
usług przesyłania lub dystrybucji, a także współpracy z operatorem systemu
elektroenergetycznego.
Obowiązek sporządzania prognoz wielkości produkcji
Zgodnie z Art. 15b. ust. 11 ustawy Prawo energetyczne wytwórcy energii elektrycznej
w źródłach o łącznej mocy zainstalowanej nie niższej niż 50 MW są zobowiązani
do opracowania prognoz na okres 15 lat obejmujących w szczególności wielkość produkcji
energii elektrycznej, przedsięwzięcia w zakresie modernizacji, rozbudowy istniejących
lub budowy nowych źródeł oraz dane techniczno-ekonomiczne dotyczące typu i wielkości
tych źródeł, ich lokalizacji oraz rodzaju paliwa wykorzystywanego do wytwarzania energii
elektrycznej.
Obowiązek utrzymywania zapasów paliw
Zgodnie z art. 10 ust. 1 ustawy Prawo energetyczne przedsiębiorstwo energetyczne
zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub ciepła jest obowiązane utrzymywać
zapasy paliw w ilości zapewniającej utrzymanie ciągłości dostaw energii elektrycznej
lub ciepła do odbiorców.
Zgodnie z rozporządzeniem Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia
12 lutego 2003 roku w sprawie zapasów paliw w przedsiębiorstwach energetycznych
(Dz. U. z 2003 r., Nr 39, poz. 338) przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się
wytwarzaniem energii elektrycznej jest zobowiązane do utrzymywania zapasów w postaci
węgla kamiennego w ilości odpowiadającej co najmniej:
► Trzydobowemu zużyciu, jeżeli węgiel kamienny jest dostarczany przy użyciu
taśmociągów, do miejsca składowania sąsiadującego z miejscem wytwarzania energii,
bezpośrednio z wydobywającej go kopalni, a dostawca w umowie sprzedaży zawartej
z przedsiębiorstwem energetycznym na okres nie krótszy niż rok zobowiąże się
do gromadzenia i utrzymywania zapasów na składowisku dostępnym w każdym czasie
na potrzeby tego przedsiębiorstwa, w ilości co najmniej czternastodobowego zużycia,
► Dwudziestodobowemu zużyciu, jeżeli węgiel kamienny jest dostarczany transportem
kolejowym lub samochodowym oraz przy użyciu taśmociągów do miejsca składowania
__________________________________________________________________________________
55
►
sąsiadującego z miejscem wytwarzania energii, a odległość składowiska zapasów
węgla kamiennego od wydobywających go kopalń, które dostarczają łącznie 70%
przewidywanego zużycia węgla kamiennego, jest nie większa niż 50 km,
Trzydziestodobowemu zużyciu, jeżeli zapasy węgla kamiennego znajdują się w miejscu
składowania sąsiadującym z miejscem wytwarzania energii, a ich dostarczanie nie
spełnia warunków określonych w pierwszych dwóch podpunktach.
Ponadto istnieje obowiązek utrzymywania zapasów oleju opałowego odpowiadających
co najmniej dwudziestodobowemu zużyciu, jeżeli olej opałowy jest dostarczany transportem
kolejowym lub samochodowym do miejsca składowania sąsiadującego z miejscem
wytwarzania energii.
Wytwórcy zobowiązani są do poddania się kontroli mającej na celu ustalenie rzeczywistego
stanu zapasów i jego zgodności z wielkościami określonymi w rozporządzeniu (art. 10 ust. 2
Prawa Energetycznego).
Na podstawie art. 56 ustawy karze pieniężnej podlega ten, kto nie przestrzega obowiązku
utrzymywania zapasów paliw. Wysokość kary pieniężnej ustala Prezes Urzędu Regulacji
Energetyki. Jej wysokość nie może przekroczyć 15% przychodu ukaranego przedsiębiorcy,
osiągniętego w poprzednim roku podatkowym wynikającego z działalności
koncesjonowanej.
__________________________________________________________________________________
56
Ernst & Young
Assurance | Tax | Transactions | Advisory
Firma Ernst & Young jest globalnym liderem
w zakresie usług audytorskich, podatkowych,
transakcyjnych i doradczych. Na całym świecie
135 000 naszych pracowników jednoczą
wspólne wartości i świadczenie wysokiej jakości
usług. Zmieniamy rzeczywistość, pomagając
naszym pracownikom, naszym klientom
oraz naszej coraz szerszej społeczności
w wykorzystaniu ich potencjału.
Aby uzyskać więcej informacji, odwiedź
www.ey.com/pl.
© 2010 Ernst & Young
Wszelkie prawa zastrzeżone.

Information Memorandum Construction of a 985 MW power unit

Transkrypt

Podobne dokumenty

* Kenzo Power - woda toaletowa 60 ml - Perfumy.Pasaz

Drogi Betonowe dokonania i wyzwania

Instrukcja obsługi PowerBank 28743

Informacje o pracodawcy: GE Power Controls

Specjalista ds. Obsługi Klienta w obszarze księgowości

Product Sheet

ZP-135– nowy certyfikowane zasilacze PPOŻ marki MW POWER

Skakanka - Power Jump Rope Najwyższej jakości