przewidywane warunki funkcjonowania polskich

PRZEWIDYWANE WARUNKI FUNKCJONOWANIA POLSKICH
BLOKÓW ENERGETYCZNYCH OPALANYCH WĘGLEM W
PERSPEKTYWIE KILKULETNIEJ
Autorzy: Paweł Dąbrowski, Paweł Skowroński
("Rynek Energii" - grudzień 2015)
Słowa kluczowe: elektrownie węglowe, koszt wytwarzania energii elektrycznej, polityka energetyczna, rentowność elektrowni węglowych, ceny energii, rynek energii, emisja CO2
Streszczenie. W artykule podjęto próbę oceny ekonomicznych warunków funkcjonowania elektrowni węglowych w systemie elektroenergetycznym Polski w kontekście zmian zachodzących na krajowym rynku energii
elektrycznej. Pod uwagę wzięto w szczególności malejącą liczbę darmowych uprawnień do emisji CO2 przysługującą elektrowniom węglowym, rozwój energetyki odnawialnej i prognozowane zmiany cen energii elektrycznej. W oparciu o prognozowane dla wybranych typowych bloków energetycznych: produkcję i sprzedaż energii
elektrycznej, ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku hurtowym i zmienne koszty produkcji, oszacowano
prognozowane zmiany EBITDA dla tych bloków traktowanych jako odrębne podmioty. Prezentowane wyniki
uzyskano z wykorzystaniem modelu polskiego sektora wytwarzania, uwzględniając prognozowane zmiany krajowego zapotrzebowania na energię i moc, profili dobowego poboru energii, zmian struktury i wielkości mocy
zainstalowanej, zmian cen paliw i uprawnień do emisji CO 2. Biorąc pod przybliżone aktualne wyniki finansowe
elektrowni węglowych wskazano na konieczność wprowadzenia dodatkowych instrumentów finansowania konwencjonalnych jednostek wytwórczych, które są w najbliższych latach będą nadal niezbędne do zapewnienia
pokrycia zapotrzebowania na moc w KSE.
1. WPROWADZENIE
Rozwój odnawialnych źródeł energii elektrycznej, wspomagany między innymi obowiązkiem
ponoszenia opłat za emisję dwutlenku węgla, ma wpływ na wiele aspektów funkcjonowania
elektrowni konwencjonalnych, w szczególności elektrowni opalanych węglem kamiennym.
Podstawowym obszarem generowania przychodu elektrowni konwencjonalnych jest jednotowarowy, hurtowy rynek energii elektrycznej. Przychód ten zależy od wysokości cen oraz od
konkurencyjności bloku energetycznego, zatem od zdolności do lokowania produkcji na rynku. Rynkowa cena energii jest sprzężona z kosztami krańcowymi jednostek wytwórczych,
których praca jest konieczna do zbilansowania bieżącego zapotrzebowania mocy
i z aktualną rezerwą mocy w systemie. W kosztach krańcowych zawarte są w szczególności
pełne koszty emisji CO2, niezależnie od tego czy elektrownie opłacają koszty emisji CO2 w
całej wysokości, czy też dysponują przynajmniej częścią darmowych uprawnień do tej emisji
(rys. 1). Dzieje się tak, ponieważ darmowe uprawnienia do emisji dwutlenku węgla, przyznawane wytwórcom energii elektrycznej, stanowią z ich perspektywy dodatkowe aktywo, które
można albo sprzedać uzyskując przychód wynikający z aktualnej rynkowej ceny uprawnień,
albo trzeba umorzyć w związku z emisją towarzyszącą produkcji energii elektrycznej. W
związku z tym, również w tym drugim przypadku, wytwórcy oczekują, że
w efekcie sprzedaży wygenerowanej energii elektrycznej uzyskają adekwatne przychody, w
których zawarta będzie pełna wartość umarzanych uprawnień do emisji CO2, którą alternatywnie mogliby uzyskać sprzedając przyznane im darmowe uprawnienia. Zatem skoro przydzielone nieodpłatnie uprawnienia do emisji CO2 mają swoja wartość rynkową, to w kosztach
krańcowych produkcji energii elektrycznej, skutkującej koniecznością umorzenia odpowiedniej liczby uprawnień, pełen koszt emisji dwutlenku węgla stanowi składnik krańcowego
kosztu produkcji energii elektrycznej. Rynkowa cena energii oparta jest więc również na pełnej wartości uprawień do emisji, niezależnie od tego, jaka ich część jest wytwórcom przydzielana nieodpłatnie.
Rys. 1. Porównanie cen energii elektrycznej z uwzględnieniem
oraz bez uwzględnienia cen uprawnień do emisji CO2 , wg [9,10]
Energię na rynek dostarczają te jednostki wytwórcze, które mogą ją oferować po niższej cenie, zatem pomijając OZE, które mają zapewnioną możliwość zbytu produkowanej energii i z
wyjątkiem układów zasilanych biomasą – zerowe koszty krańcowe wytwarzania, są to w
pierwszej kolejności elektrownie jądrowe, a dalej, przy relatywnie niskich cenach uprawnień
do emisji CO2, uwzględniając też sprawność poszczególnych bloków energetycznych: elektrownie opalane węglem brunatnym, następnie elektrownie opalane węglem kamiennym,
elektrownie gazowo-parowe, elektrownie gazowe i elektrownie szczytowo-pompowe. Wynikają z tego co najmniej następujące fakty.
Jeśli ze względu na dużą w danym okresie produkcję energii elektrycznej z OZE lub podaż
energii z elektrowni jądrowych (w przyszłości – po ich uruchomieniu w Polsce) lub
ze względu niższe zapotrzebowanie na energię elektryczną ograniczany jest pobór energii z
elektrowni konwencjonalnych, to w polskich warunkach ograniczenie produkcji dotyczy w
pierwszej kolejności mniej sprawnych bloków o parametrach podkrytycznych, opalanych
węglem kamiennym (bloków klasy 200 MW, 500 MW i 360 MW).
Konsekwencją powyższego jest również to, że ponieważ pracują bloki o niższych kosztach
krańcowych, a rezerwa mocy jest większa to spadają ceny hurtowe energii elektrycznej.
Dzisiaj większość bloków opalanych węgłem kamiennym ma dodatnie wyniki operacyjne.
Przykładem jest Grupa TAURON Polska Energia, której segment wytwarzania odnotował w
roku 2014 przychód na poziomie 3 218 mln zł przy EBITDA wynoszącej 252 mln zł [8].
Elektrownie węglowe dysponują pewną ilością przyznanych im darmowych uprawnień do
emisji CO2 i w ten sposób unikają ponoszenia części kosztów wytwarzania, chociaż jak wskazano to wyżej, w cenie energii elektrycznej ujęty jest pełen koszt tej emisji. W najbliższych
latach liczba darmowych uprawnień do emisji będzie ograniczana, stosownie do tego koszty
ponoszone przez elektrownie będą
wzrastać, a cena hurtowa energii elektrycznej
z tego powodu nie wzrośnie. Stawiana jest tu teza, że cena energii elektrycznej nie wzrośnie z
powodu konieczności pokrywania pełnych kosztów emisji CO2, ponieważ już dzisiaj pełne
koszty emisji są ujęte w kosztach krańcowych produkcji energii, niezależnie od ilości uzyskiwanych darmowych uprawnień do emisji CO2. Należy się w związku z tym spodziewać, że
kondycja finansowa elektrowni węglowych ulegnie istotnemu pogorszeniu, a to może stymulować decyzje o wcześniejszym wyłączaniu kolejnych bloków z eksploatacji.
Z drugiej strony, w ciągu kolejnych kilkudziesięciu lat, moc dyspozycyjna elektrowni konwencjonalnych będzie nadal niezbędna do zapewnienia stabilnej pracy krajowego systemu
elektroenergetycznego i pokrycia szczytowych poborów mocy zwłaszcza wówczas, gdy
chwilowa produkcja energii elektrycznej w OZE jest ograniczona np. ze względów pogodowych.
W tym kontekście interesującym jest pytanie o przyszłe wyniki finansowe polskich elektrowni opalanych węglem kamiennym, jeśli nie ulegnie zmianie obecny model rynku. Jest to przyczynek do dyskusji na temat zasadności wprowadzenia dodatkowych instrumentów finansowania tych konwencjonalnych jednostek wytwórczych, które są niezbędne do zapewnienia
pokrycia zapotrzebowania mocy.
2. WYBRANE ASPEKTY FUNKCJONOWANIA NIEMIECKICH ELEKTROWNI
WĘGLOWYCH
Szereg zjawisk, których można się spodziewać w polskiej elektroenergetyce, zachodzi już od
kilku lat w energetyce niemieckiej. Od 2013 r. w Niemczech sektor elektroenergetyczny nie
otrzymuje darmowych uprawnień do emisji i musi pokrywać ich pełny koszt. Zdecydowanie
silniej niż w Polsce rozwija się w Niemczech sektor odnawialnych źródeł energii elektrycznej,
co powoduje pewne ograniczenie wolumenu energii odbieranej z elektrowni konwencjonalnych, a w pewnych warunkach np. w letnie weekendy wymusza silne ograniczenie poboru
mocy z elektrowni węglowych. Nawet w trakcie dnia, ich moc musi być redukowana lub eksportowana z niemieckiego systemu elektroenergetycznego. Ilustruje to poniższy rysunek sporządzony za [3] dla niedzieli 17 sierpnia 2014 r. Przyczyną tego zjawiska jest przede wszystkim duża moc dostarczana w dni słoneczne w Niemczech z farm fotowoltaicznych, czego nie
można jeszcze dziś odnosić do warunków polskich.
Rys. 2. Produkcja energii w Niemczech w niedzielę 17 sierpnia 2014 roku.
Moc odbierana z elekrowni jądrowych i węglowych zmieniała się w ciągu doby nieznacznie,
w zakresie od 9,6 GWdo 9,8 GW, a z elektrowni węglowych
od 8,5 GW do 12,2 GW, to jest o ponad 40% , wg [3]
To, że w pierwszej kolejności ograniczana jest produkcja elektrowni opalanych węglem kamiennym potwierdzają dane o mocach zainstalowanych i produkcji w roku 2014 opublikowane w [4]. Na ich podstawie można oszacować, że o ile w 2014 r. czas wykorzystania łącznej mocy zainstalowanej w niemieckich elektrowniach jądrowych wyniósł blisko 8030 godz.,
a w elektrowniach opalanych węglem brunatnym blisko 7360 godz. (zatem ta grupa bloków
pełni nadal funkcję jednostek podstawowych i uwagę zwraca ich wysoka niezawodność) to
czas wykorzystania łącznej mocy zainstalowanej w elektrowniach opalanych węglem kamiennym nie przekroczył 3810 godz.
Okresowe ograniczenia zapotrzebowania mocy z elektrowni konwencjonalnych, dominująca
pozycja elektrowni o niższych krańcowych kosztach produkcji (elektrowni jądrowych
i elektrowni opalanych węglem brunatnym) oraz duże nadwyżki mocy dyspozycyjnej nad
bieżącym zapotrzebowaniem mocy powodują, że ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym w Niemczech są stosunkowo niskie. Co najmniej od dwóch lat zmiany tych cen mają
tendencję spadkową. Średnie ceny hurtowe energii elektrycznej zmniejszyły się od około 45
EUR/MWh w styczniu 2013 r. do około 32 EUR/MWh w kwietniu 2015 r. [5]
W tej sytuacji, przy niskich i malejących cenach hurtowych energii elektrycznej, konieczności
pokrywania pełnych kosztów emisji CO2 i przy ograniczonym wolumenie produkcji, wyniki
finansowe elektrowni opalnych węglem kamiennym muszą być złe. Autorom nie udało się
dotrzeć do danych pozwalających na analizę wyników finansowych elektrowni opalanych
węglem kamiennym w Niemczech, ale niewątpliwie kondycja tych elektrowni przekłada się
na wyniki sektorów wytwarzania w dużych niemieckich koncernach energetycznych. Jako
przykład można podać wyniki segmentu Conventional Power Generation – Germany w RWE,
który raportował EBITDA za 1-szy kwartał 2015 r. o 20% niższą niż za 1-szy kwartał 2014 r.
[5]. Wartość ekonomiczna elektrowni opalanych węglem kamiennym jest uznawana jako niska również przez inne koncerny. Pod koniec 2013 roku ówczesny GDF Suez dokonał odpisu
aktywów o wartości ok. 15 mld €, w tym będących dopiero w rozruchu elektrowni węglowych w Wilhelmshaven i w Rotterdamie z blokami na parametry nadkrytyczne.
W Niemczech dostrzega się jednak konieczność utrzymania części elektrowni węglowych w
eksploatacji w celu zapewnienia pokrycia szczytowego zapotrzebowania mocy w okresach
bezwietrznych i o słabym nasłonecznieniu. Koalicja rządowa CDU-SPD wycofała się w 2015
r. z planowanego wprowadzania opłat karnych dla starszych jednostek węglowych o wysokiej
emisji CO2. Starsze elektrownie będą przeniesione do zimnej rezerwy, za odpowiednim wynagrodzeniem.
3.
SZACUNKOWE ZMIANY WYNIKÓW EKONOMICZNYCH
ENERGETYCZNYCH OPALANYCH WĘGLEM
BLOKÓW
Dyskusję nad wynikami finansowymi polskich elektrowni węglowych, w najbliższych kilku
i kilkunastu latach, ograniczono tu do analizy wpływu zwiększonych kosztów emisji CO2,
zmiany cen energii elektrycznej i zmiany popytu na energię odbieraną z wybranych typowych
bloków węglowych. Nie analizowano, niezależnych od kosztów emisji CO2, możliwości restrukturyzacji pozostałych kosztów operacyjnych i wynikającego stąd potencjału poprawy
rentowności elektrowni. Oszacowania wykonano dla rzeczywistych przypadków:
 dwu wybranych bloków klasy 200 MW opalanych węglem kamiennym o sprawnościach
netto 35,3÷36,0% i różnych kosztach transportu paliwa,
 bloku na podwyższone parametry podkrytyczne, mocy 265 MW, o sprawności netto 39,0%
opalanego węglem brunatnym,
 bloku klasy 380 MW o sprawności netto 35,9% opalanego węglem kamiennym,
 bloku klasy 380 MW o sprawności netto 37,2% opalanego węglem brunatnym,
 bloku na parametry nadkrytyczne o sprawności netto 42,8% opalanego węglem kamiennym,
 bloku na parametry nadkrytyczne o sprawności netto 42,1% opalanego węglem brunatnym.
Rozważane bloki potraktowano umownie jako odrębne podmioty, szacując przewidywane
zmiany wypracowywanych przez nie zysków brutto, co ilustruje jakościowo procesy jakie
będą zachodzić w całych elektrowniach.
Prognozy średniorocznych cen sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej w każdym
z badanych bloków w latach 2014÷2030 oraz prognozy rocznej produkcji netto z każdego
z tych bloków sporządzono za pomocą modelu polskiego rynku hurtowego energii elektrycznej i programu numerycznego opracowanego przez J. Filipowskiego i T. Zawadzkiego w [2].
Obliczenia prognostyczne wykonano w [1] dla kilkunastu scenariuszy, które różniły się między sobą prognozowanym rozwojem OZE, terminem uruchomienia elektrowni jądrowych
oraz scenariuszami zmian cen uprawnień do emisji CO2 wraz ze związanymi z nimi progno-
zami cen węgla. W przyjętych do obliczeń prognozach cen węgla kamiennego nie uwzględniono zdarzeń, które nastąpiły na rynku w połowie 2015 r. i doprowadziły do drastycznego
spadku tych cen.
Te zmiany mają zdaniem autorów ograniczony wpływ na prognozę zmian wyników finansowych bloków opalanych węglem kamiennym. Jeśli jednak niskie ceny węgla kamiennego
będą się utrzymywać dłużej, to ponieważ spadną ceny hurtowe energii elektrycznej, wyniki
finansowe bloków opalanych węglem brunatnym będą gorsze niż prezentowane w poniżej na
rys.6.
Jeden z rozważanych scenariuszy zmian cen uprawnień do emisji CO2 oraz cen paliw przedstawiono na rys. 3. W modelu przyjęto również założenia o terminie wyłączenia z eksploatacji
części istniejących bloków, uruchomieniu nowych jednostek, w tym jednostek kogeneracyjnych, o sprawnościach netto, emisyjności, jednostkowych kosztach transportu, pozapaliwowych i pozaemisyjnych kosztach zmiennych dla wszystkich jednostek wytwórczych, których
eksploatację zakłada się w badanym okresie.
Rys. 3. Nominalne ceny węgla energetycznego
oraz ceny uprawnień do emisji CO2 – założenia do obliczeń
Ustalone na podstawie wymienionych wyżej założeń prognozy cen energii elektrycznej
i wielkości sprzedaży energii elektrycznej netto z poszczególnych bloków pozwoliły na sporządzenie prognozy przychodów. Szacując koszty operacyjne przybliżono odrębnie koszty
zmienne i stałe. Koszty zmienne ustalono na podstawie tych samych założeń, które dla wybranych bloków przyjęto do prognoz cen, uwzględniając prognozowaną wartość sprzedaży
energii netto oraz fakt, że liczba wolnych uprawnień do emisji CO2 będzie maleć. Przyjęte w
obliczeniach zmiany ilości darmowych uprawnień do emisji zilustrowano na rys.3. Odpowiadają one ustaleniom z 2008 r., zgodnie z którymi ilość wolnych uprawnień do emisji dla polskiej elektroenergetyki ma maleć z 70% w 2013 r. do 0 w 2020 (Przydział darmowych
uprawnień do emisji CO2 zgodnie z Rozporządzeniem RM z dnia 8 kwietnia 2014 w sprawie
wykazu instalacji wytwarzających energię elektryczną, objętych systemem handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych w okresie rozliczeniowym rozpoczynającym się od
dnia 1 stycznia 2013 r., wraz z przyznaną im liczbą uprawnień do emisji). Ponieważ nie jest
znany rozkład dodatkowych wolnych uprawnień do emisji CO2 przyznanych w 2014 polskiej
elektroenergetyce na lata 2020÷2030 w łącznej ilości 135 mln uprawnień, przyjęto tu założenie zastępcze, że będą one przydzielane w równych proporcjach do prognozowanej rocznej
emisji przez 10 lat od roku 2020 do 2029.
Rys. 4.Udział darmowych uprawnień do emisji przyznanych elektrowniom w łącznej ilości uprawnień
do umorzenia w latach 2015-2019 wraz z hipotetycznym rozkładem tego przydziału na lata 2020-2030 –
założenia przyjęte do obliczeń
W oszacowaniu kosztów stałych rozważanych bloków uwzględniono koszty osobowe, koszty
remontów, oraz pozostałe koszty stałe. Porównanie prognozowanych przychodów i kosztów
operacyjnych (łącznie zmiennych i stałych) pozwoliło na oszacowanie wartości wskaźnika
EBITDA. Ponieważ koszty stałe zostały oszacowane w sposób zgrubny, to również wyznaczone i prezentowane poniżej wartości EBITDA należy traktować jako przybliżone i w opinii
autorów raczej przeszacowane. Błąd ten ma jednak mały wpływ na prognozowany trend
zmian EBITDA w kolejnych latach.
Poniżej prezentowane są wyniki przeprowadzonych obliczeń symulacyjnych – prognoza
EBITDA dla wybranych bloków na węgiel kamienny i brunatny, tylko dla jednego
z rozważanych scenariuszy, w którym przyjęto:
– zmianę cen uprawnień do emisji CO2 z 7€/t w 2015 r. do 32€/t w roku 2030,
– rozwój OZE według założeń podanych w tabeli 1, przyjętych w oparciu o [6], z tą korektą,
że na potrzeby niniejszej analizy założono szybszy niż w [6] rozwój morskiej energetyki
wiatrowej oraz ograniczony rozwoju elektrowni opalanych biogazem,
– wyłączenia bloków energetycznych zgodnie z [7] oraz
– uruchomienie nowych jednostek wytwórczych, bazując na deklaracjach grup energetycznych oraz Ministerstwa Skarbu Państwa. W szczególności przewidziano uruchomienie pięciu bloków węglowych na parametry nadkrytyczne w latach 2017-2020, nowych bloków
gazowo-parowych
i uruchomieniu 4 reaktorów (każdy o mocy 1500 MW), kolejno w latach 2025, 2027, 2029,
2031.
Tabela 1. Założenia dotyczące prognozy zmian mocy zainstalowanej w wybranych technologiach wytwarzania
energii elektrycznej przyjęte do obliczeń w prezentowanym scenariuszu – moc zainstalowana w megawatach
rok
Elektrownie wodne przepływowe
Lądowe elektrownie wiatrowe
Morskie elektrownie wiatrowe
Elektrownie opalane biomasą
Elektrownie opalane biogazem
Układy fotowoltaiczne
2015
950
3399
0
196
328
0
2020
955
6500
1000
623
802
20
2025
960
9000
2500
958
1293
260
2030
970
11500
4000
1218
1379
1000
Rys. 5. Prognoza EBITDA dla wybranych bloków na węgiel kamienny
Analogicznie – prognoza EBITDA dla wybranych bloków na węgiel brunatny:
Rys. 6. Prognoza EBITDA dla wybranych bloków na węgiel brunatny (analizowano bloki węglowe
o zróżnicowanych sprawnościach i kosztach węgla brunatnego)
Wyniki obliczeń sugerują, że w latach 2015-2017 EBITDA analizowanych bloków może
wzrastać. Wynika to z przewidywanego wyłączenia w latach 2016-2017 około 1,4 GW mocy
w starszych jednostkach wytwórczych (zgodnie z planem PSE z dnia 31 grudnia 2014r.), co
przełoży się na zmniejszenie rezerwy mocy w systemie. W efekcie marża dla pozostałych
wytwórców wzrośnie. W kolejnych latach, tj. od 2018 do 2020 roku EBITDA bloków węglowych, zwłaszcza opalanych węglem kamiennym, gwałtownie się pogorszy. Powodem tego
będzie dalsze istotne zmniejszenie ilości darmowych uprawnień do emisji CO2,
a jednocześnie uruchomienie nowych, konkurencyjnych bloków w Kozienicach, Jaworznie,
Opolu i Turowie oraz postępujący rozwój OZE. W tym okresie starsze bloki klasy 200MW
opalane węglem kamiennym mogą uzyskiwać nawet ujemną EBITDA, jeśli nie zostaną
wprowadzone dodatkowe mechanizmy finansowania ich eksploatacji. Lata 2022÷2025 to
potencjalnie czas nieco lepszej koniunktury wytwórców energii wykorzystujących węgiel
kamienny jeśli będą następować kolejne przewidywane wyłączenia części starszych bloków.
Prognozowany wzrost cen hurtowych energii, spowodowany będzie między innymi zmniejszającą się rezerwą mocy w KSE. Uruchomienie nowych, dużych jednostek wytwórczych (tu
przyjęto. uruchomienie w 2025 pierwszego bloku jądrowego) spowoduje ponownie poważne
obniżenie wyników finansowych bloków podkrytycznych opalanych węglem kamiennym.
Jeśli ceny węgla kamiennego będą zmieniać się w tych latach według przyjętej prognozy to
uruchomienie pierwszych bloków w elektrowni jądrowej spowoduje również obniżenie wyników finansowych elektrowni opalanych węglem brunatnym, ale wpływ ten będzie mniejszy
niż w przypadku nisko sprawnych elektrowni na węgiel kamienny. Jeżeli jednak ceny węgla
kamiennego byłyby w latach 2025 -2030 tak niskie jak dzisiaj, to przy aktualnym modelu
rynku, również te bloki opalane węglem brunatnym wykazywałyby ujemne EBITDA.
Podobne jakościowo wyniki uzyskano również dla innych rozważanych w [1] scenariuszy
zmian krajowego zapotrzebowania mocy i energii, zmian cen uprawnień do emisji CO2
i zmian struktury wytwarzania.
Starsze, nisko sprawne bloki opalane węglem kamiennym będą potrzebne do zapewnienia
pokrycia szczytowego zapotrzebowania mocy również w latach 2021-2027. Ich eksploatacja
po roku 2020 nie będzie jednak możliwa jeśli będą generować ujemne przepływy finansowe
(ujemną EBITDA).
4. PODSUMOWANIE
Konsekwentna polityka Unii Europejskiej ograniczania emisji CO2 wpływa istotnie na wyniki
finansowe elektrowni węglowych, zwiększając ich koszty operacyjne. Przekłada się to na
pogorszenie ich konkurencyjności i zdolności do lokowania produkowanej energii na rynku.
W Polsce dotyczy to w przede wszystkim bloków parowych klasy 200 MW, będących istotną
częścią zbioru jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych, wykorzystywanych do
bilansowania bieżącego zapotrzebowania mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym.
Prezentowane wyniki analizy wskazują na znaczące ryzyko utraty płynności finansowej star-
szych jednostek wytwórczych, zwłaszcza opalanych węglem kamiennym, spowodowane
przewidywanym wzrostem opłacanych przez nie kosztów emisji CO2. Szczególnie niekorzystne będą warunki funkcjonowania tych bloków w latach 2019-2021, kiedy ich straty finansowe mogą być na tyle duże, że bloki te będą wykazywać ujemną EBITDA. Ze względu
na potrzebę utrzymania co najmniej części z tych bloków w eksploatacji, w celu zapewnienia
możliwości pokrycia szczytowych poborów mocy, koniecznym wydaje się zapewnienie tym
jednostkom dodatkowych przychodów z tytułu ich pozostawania w dyspozycji OSP i wprowadzenie przynajmniej na lata 2019-2021 mechanizmu gwarantującego im dodatnie wyniki
finansowe i zapewniającego środki na niezbędne remonty.
LITERATURA
[1] Paweł Dąbrowski, Przewidywane warunki funkcjonowania elektrowni węglowych w
krajowym systemie elektroenergetycznym w związku z rozwojem odnawialnych źródeł
energii i energetyki jądrowej, Instytut Techniki Cieplnej Politechniki Warszawskiej, praca dyplomowa magisterska, Warszawa 2015
[2] Jacek Filipowski, Tomasz Zawadzki, Model polskiego rynku elektroenergetycznego z
symulacją długoterminowych prognoz cen energii, Instytut Techniki Cieplnej Politechniki Warszawskiej, praca dyplomowa magisterska, Warszawa 2014
[3] http://breakingenergy.com/2014/09/18/germany-sets-new-renewable-record/
[4] Report on the German power system, version 1.01, Country Profile, Agora
Energiewende, February 2015, http://www.agoraenergiewende.de/fileadmin/downloads/publikationen/CountryProfiles/Agora_CP_Germa
ny_web.pdf
[5] http://www.rwe.com/web/cms/mediablob/en/2750712/data/2745182/3/rwe/investorrelations/RWE-Report-Q1-2015.pdf
[6] Prognoza Zapotrzebowania Na Paliwa i Energię Do 2030 Roku - Załącznik 2. do „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2009
[7] Informacja o zasobach wytwórczych KSE na dzień
http://www.pse.pl/uploads/kontener/Zasoby_wytworcze_2015.xls
1
grudnia
2014,
[8] Wyniki finansowe grupy TAURON za 2014 r., http://www.tauron.pl/tauron/relacjeinwestorskie/prezentacje/Documents/TAURON_wyniki_2014.pdf
[9] RWE Polska, Raport o rynku energii elektrycznej w Polsce w 2011 r.
[10] RWE Polska, Raport o rynku energii elektrycznej w Polsce w 2012 r.
EXPECTED CONDITIONS OF POLISH COAL - FIRED POWER PLANTS
OPERATION DURING THE NEXT FEW YEARS
Key words: coal-fired power plants, power generation costs, energy policy, profitability of coal fired power
plants, energy prices, energy market, CO2 emissions
Summary. The article summarizes an assessment of the economic conditions of coal-fired power plants operation in the Polish power system in the lights of changes taking place on the domestic power market. Reducing
number of free CO2 emissions allowances granted to the coal fired power plants. development of renewable
energy source, and predicted wholesale electricity prices were taken into account. Basing on: power generation,
electricity sale, electricity prices, and variable costs of generation specific for chosen coal fired power units EBITDA forecasts were performed. The presented results have been received with use of a mathematical model
of the Polish power generation sector, taking into account expected changes of the domestic energy and power
demand, changes of day&night power consumption profiles, changes in installed capacity and technological
structure of Polish power units, changes of fuel prices and costs of CO 2 emission allowances. Considering the
latest financial results of the coal fired power plants, a need for additional financing instrument was identified, to
support operation of those power units which are critical to close power balance during the coming years.
Paweł Dąbrowski, mgr inż., Politechnika Warszawska, Instytut Techniki Cieplnej, e-mail:
[email protected]
Paweł Skowroński, doc. dr inż., Politechnika Warszawska, Instytut Techniki Cieplnej, email: [email protected]