wpływ wybranych aspektów polityki klimatycznej ue na pracę

WPŁYW WYBRANYCH ASPEKTÓW POLITYKI KLIMATYCZNEJ UE NA
PRACĘ KRAJOWEGO SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO
Autor: Roman Korab
(„Rynek Energii” – nr 2/2011)
Słowa kluczowe: polityka klimatyczna, uprawnienia do emisji CO2, koszty wytwarzania energii elektrycznej
Streszczenie. Od 2013 roku systematycznie będzie się rozszerzać odpłatny (aukcyjny) sposób rozdziału uprawnień do emisji
dwutlenku węgla. Wymiernym efektem tego procesu będzie wzrost kosztów wytwarzania energii elektrycznej w źródłach
wykorzystujących paliwa kopalne. W artykule podjęto próbę oszacowania wpływu kosztów związanych z zakupem uprawnień do emisji CO2 na pracę krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) w horyzoncie do 2020 roku. W tym celu w
pierwszej kolejności oszacowano zmienne koszty wytwarzania energii w krajowych jednostkach systemowych w założonym
okresie. Następnie – przy wykorzystaniu metody optymalizacji rozpływu mocy OPF (Optimal Power Flow) – wykonano
analizy rozpływowe dla krajowej sieci 400/220/110 kV, będące podstawą do określenia wskaźników charakteryzujących
pracę KSE.
1. WSTĘP
Głównym celem polityki klimatycznej Unii Europejskiej jest przeciwdziałanie zmianom klimatu, przy
czym jako podstawową przyczynę tych zmian postrzega się rosnącą emisję gazów cieplarnianych, spośród których decydującą rolę przypisuje się dwutlenkowi węgla. Instrumentem pozwalającym na regulację poziomu emisji tego gazu są zbywalne uprawnienia do emisji CO2 [2, 4].
W procesie rozwoju rynku uprawnień do emisji dwutlenku węgla można wyróżnić trzy etapy. Pierwszy
etap (lata 2005 ÷ 07) to okres próbny, w którym uprawnienia dla poszczególnych podmiotów były przyznawane bezpłatnie na podstawie emisji historycznej. W drugim etapie (lata 2008 ÷ 12) bezpłatnie przyznawanych jest co najmniej 90% uprawnień, przy czym każde państwo członkowskie UE opracowuje
plan ich rozdziału, podlegający zatwierdzeniu przez Komisję Europejską. Przyjęty przez Polskę dla tego
okresu krajowy plan rozdziału uprawnień (KPRU II) konserwuje zasady przydziału uprawnień do emisji
CO2 zastosowane w pierwszym etapie handlu, tzn. stosuje model wskaźnikowy, bazujący na nierynkowej zasadzie, którą można streścić w słowach „kto dużo emituje, ten dostaje dużo uprawnień”.
W trzecim etapie rozwoju rynku uprawnień do emisji (lata 2013 ÷ 20) jako główny sposób ich rozdziału
przyjmuje się aukcje, pozwalające poszczególnym podmiotom dokonać zakupu wymaganej liczby
uprawnień do emisji CO2. Dla sektora elektroenergetycznego z nowych państw UE wprowadzono możliwość odstępstwa od aukcyjnego (płatnego) sposobu rozdziału wszystkich uprawnień. Najprawdopodobniej skorzystają z niej także polscy wytwórcy, którzy część uprawnień mają otrzymywać bezpłatnie
(w roku 2013 ma to być 70%; w kolejnych latach ilość ta ma się zmniejszać liniowo do zera w roku 2020).
2. CO2 A KOSZTY WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Opisane rozwiązania w zakresie alokacji uprawnień do emisji dwutlenku węgla mają bezpośredni
wpływ na koszty wytwarzania energii elektrycznej w źródłach wykorzystujących paliwa kopalne. W
szczególności dotyczy to jednostek wytwórczych opalanych węglem kamiennym i brunatnym, stanowiących obecnie dominującą technologię wytwarzania w KSE. W przeprowadzonych poniżej oszacowaniach założono, że koszt zmienny wytwarzania energii elektrycznej obejmuje następujące składniki:
• koszt zużytego paliwa podstawowego,
• koszt transportu paliwa podstawowego,
• koszt zakupu uprawnień do emisji CO2.
W celu zobrazowania wpływu kosztów związanych z emisją CO2 na poziom kosztów wytwarzania
przeanalizowane zostaną dwie elektrownie modelowe:
1. na węgiel kamienny (emisja CO2: 0,9 t/MWh),
2. na węgiel brunatny (emisja CO2: 1,065 t/MWh).
Podane wyżej wskaźniki odzwierciedlają średnią wartość emisji na jednostkę produkcji brutto w krajowych jednostkach wytwórczych. Zostały one wykorzystane w algorytmie rozdziału uprawnień zastosowanym w obowiązującym planie KPRU II. Na podstawie tych wskaźników można również określić
sprawność wytwarzania w rozpatrywanych elektrowniach modelowych. Zastosowanie ma tutaj zależność o postaci [9]:
mCO 2 =
352,8
η
,
(1)
w której mCO 2 , w kg/MWh, oznacza ilość dwutlenku węgla emitowanego przy produkcji energii, a η
jest sprawnością wytwarzania. Wyznaczone sprawności brutto elektrowni modelowych są równe: 0,392
dla węgla kamiennego i 0,331 dla węgla brunatnego.
Określenie kosztów zużytego paliwa podstawowego w analizowanych elektrowniach modelowych wymaga przyjęcia odpowiednich cen węgla. W przypadku węgla kamiennego założono, że cenę referencyjną węgla energetycznego wyznacza jego cena w portach ARA (Amsterdam, Rotterdam i Antwerpia)
[6]. Po szczycie cenowym w roku 2008, kiedy cena węgla w portach ARA osiągnęła poziom 220 USD/t,
w roku 2009 nastąpił – spowodowany ogólnoświatowym kryzysem gospodarczym – skokowy spadek
cen do poziomu około 65 USD/t [7]. W dalszych analizach przyjęto cenę węgla kamiennego na poziomie 200 zł/t, przy kaloryczności równej 22 GJ/t. Z kolei w przypadku węgla brunatnego do analiz przyjęto cenę sprzedaży równą 65 zł/t [3], przy kaloryczności wynoszącej 9 GJ/t. Na podstawie przyjętych
danych oraz obliczonej wcześniej sprawności wytwarzania wyznaczono koszt zużytego paliwa podstawowego równy: 83,49 zł/MWh dla elektrowni opalanej węglem kamiennym oraz 78,49 zł/MWh dla
elektrowni na węgiel brunatny.
Kolejnym składnikiem zmiennego kosztu wytwarzania energii elektrycznej jest koszt transportu paliwa
podstawowego. Przyjęto, że dla węgla brunatnego, który w Polsce praktycznie w całości zużywany jest
w skojarzonych z poszczególnymi kopalniami elektrowniach, koszt ten jest równy zero. W przypadku
węgla kamiennego założono transport kolejowy. Na podstawie danych uzyskanych od dużej krajowej
firmy wytwórczej przyjęto, że koszt transportu jest równy 0,0961 zł/t/km, natomiast opłaty bocznicowe
wynoszą 10,85 zł/t. Wyznaczony na tej podstawie koszt transportu i rozładunku węgla kamiennego dla
elektrowni modelowej oddalonej o 100 km od źródła paliwa jest równy 20,46 zł/t (8,54 zł/MWh).
Ostatnim składnikiem zmiennego kosztu wytwarzania uwzględnionym w analizach jest koszt zakupu
uprawnień do emisji CO2, których cena jest kształtowana przez mechanizmy rynkowe i może ulegać
znaczącym zmianom. Przykładowo w połowie 2008 roku cena uprawnienia przekraczała 25 €/t, by na
początku 2009 roku spaść do około 10 €/t. Obecnie cena ta kształtuje się na poziomie 15 €/t, jednak
według szacunków Komisji Europejskiej w roku 2020 można oczekiwać ceny w wysokości około 40 €/t
[9, 10], co w przybliżeniu odpowiada dodatkowym kosztom jakie niesie za sobą stosowanie separacji i
przechowywania dwutlenku węgla (technologia CCS), szacowanym na około 160 ÷ 200 zł/t [1]. W dalszych analizach przyjęto dwa warianty cen uprawnień do emisji CO2 wynoszące 15 i 40 €/t (przyjęto
kurs 3,89 zł/€). Zakładając odpowiedni poziom deficytu darmowych uprawnień oraz przyjmując podane
wyżej wskaźniki emisji dla elektrowni modelowych można wyznaczyć wartość kosztu związanego z
koniecznością zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla.
Na rysunku 1 przedstawiono zmienne koszty wytwarzania energii elektrycznej (brutto) w analizowanych
elektrowniach modelowych dla różnych poziomów deficytu darmowych uprawnień do emisji dwutlenku
węgla. Zaprezentowane wartości kosztów wytwarzania obejmują trzy opisane wyżej składniki.
250
200
150
100
w. kamienny, 15 €/t
w. brunatny, 15 €/t
w. kamienny, 40 €/t
w. brunatny, 40 €/t
50
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Rys. 1. Zmienne koszty wytwarzania, w zł/MWh, w elektrowniach modelowych w zależności od deficytu darmowych
uprawnień do emisji CO2, w %
Na podstawie przedstawionych na rysunku 1 wyników obliczeń można stwierdzić, że przy cenie uprawnienia równej 15 €/t oraz przy całkowitym braku darmowych uprawnień (deficyt równy 100%) zmienny
koszt wytwarzania w elektrowni opalanej węglem kamiennym wzrasta o około 60% w stosunku do sytuacji, w której elektrownia ta dysponuje 100% pulą uprawnień darmowych (wzrost z 92,03 zł/MWh do
144,57 zł/MWh). W przypadku elektrowni zasilanej węglem brunatnym wzrost ten jest jeszcze większy
i wynosi blisko 80% (wzrost z 78,49 zł/MWh do 140,66 zł/MWh), a przyczyną tego jest wyższy wskaźnik emisji CO2 na jednostkę produkcji. Dla drugiego wariantu cenowego uprawnienia (40 €/t) zwiększenie kosztów zmiennych wytwarzania z tego tytułu wynosi około 150% dla węgla kamiennego
(wzrost do 232,14 zł/MWh) i 210% dla węgla brunatnego (wzrost do 244,28 zł/MWh). Dodatkowo dla
tego wariantu cenowego przy deficycie darmowych uprawnień wynoszącym 50% następuje zrównanie
kosztów wytwarzania w obu analizowanych elektrowniach. Przy dalszym wzroście deficytu bezpłatnych
uprawnień koszt wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni opalanej węglem kamiennym jest niższy niż w przypadku elektrowni na węgiel brunatny. W związku z tym w tej sytuacji należy się spodziewać, że na rynku energia produkowana z węgla brunatnego będzie stopniowo wypierana przez energię produkowaną z węgla kamiennego (zadziała tutaj mechanizm konkurencyjnego wypierania produkcji energii w mniej ekologicznych źródłach).
3. DANE I ZAŁOŻENIA PRZYJĘTE W ANALIZACH ROZPŁYWOWYCH
Ocena wpływu kosztów związanych z zakupem uprawnień do emisji CO2 na pracę KSE w okresie 2010
÷ 20 została przeprowadzona na podstawie wyników analiz rozpływowych. Analizy te wykonano dla
modeli KSE – tzw. układów normalnych obejmujących krajowe sieci 400/220/110 kV – odwzorowujących zimowy szczyt wieczorny oraz letni szczyt poranny. W modelach sezonowych KSE dla kolejnych
lat rozpatrywanego okresu uwzględniono przyrost zapotrzebowania (na poziomie 400 MW rocznie dla
sezonu zimowego i 450 MW dla sezonu letniego) oraz planowany rozwój systemu krajowego.
Rozwój sieci 400 i 220 kV dotyczył przede wszystkim poprawy zasilana aglomeracji warszawskiej,
wrocławskiej i poznańskiej, wzmocnienia sieci NN w północnej Polsce, a także poprawy zdolności
przesyłowych KSE na przekroju północ – południe. Ponadto uwzględniono szereg mniejszych inwestycji sieciowych (budowa nowych stacji NN, budowa nowych punktów transformacji 400/220 kV, instalacja dodatkowych transformatorów NN/110 kV oraz urządzeń do kompensacji mocy biernej). Ze względu na brak danych nie uwzględniono rozwoju sieci 110 kV.
Rozwój sektora wytwórczego (źródła wielkoskalowe) w analizowanym okresie obejmował jedynie
wprowadzenie do eksploatacji nowego bloku w elektrowni Bełchatów (860 MW) oraz planowaną modernizację bloków 200 MW w elektrowni Pątnów. Nie uwzględniono ewentualnej budowy kolejnych
źródeł wielkoskalowych oraz rozwoju generacji rozproszonej. W związku z tym założony wzrost zapotrzebowania w kolejnych latach rozpatrywanego okresu był pokrywany przez istniejące jednostki wytwórcze o coraz wyższych zmiennych kosztach wytwarzania.
Analizy rozpływowe wykonano przy zastosowaniu metody optymalizacji rozpływu mocy (Optimal Power Flow – OPF). Metoda ta polega na wyznaczeniu takiego stanu pracy systemu elektroenergetycznego (takiego rozpływu mocy), który minimalizuje założoną funkcję celu, przy jednoczesnym uwzględnieniu ograniczeń technicznych związanych z wytwarzaniem i przesyłem mocy. Jako funkcję celu przyjęto godzinowy koszt bilansowania zapotrzebowania (koszt wytwarzania) w KSE, określony na podstawie mocy czynnych generowanych przez poszczególne jednostki wytwórcze oraz cen po jakich oferują
one energię. Założono, że ceny energii oferowanej przez jednostki wytwórcze centralnie dysponowane
(JWCD) są równe ich zmiennym kosztom wytwarzania, wyznaczonym zgodnie z przedstawioną wyżej
metodą, przy przyjęciu stałych cen węgla i kosztów jego transportu w analizowanym okresie oraz obecnych wartości sprawności i współczynników emisji dwutlenku węgla dla poszczególnych elektrowni
krajowych. Koszty wytwarzania obliczono przy założeniu:
1. 100% puli darmowych uprawnień do emisji CO2,
2. deficytu uprawnień, przy cenie ich zakupu 15 €/t,
3. deficytu uprawnień, przy cenie ich zakupu 40 €/t,
przy czym przyjęty poziom deficytu darmowych uprawnień w poszczególnych latach, zgodny z opisanym wcześniej procesem rozwoju rynku, przedstawia rysunek 2. Generacja zdeterminowana (moc generowana przez jednostki nie będące centralnie dysponowanymi – nJWCD) została uwzględniona z zerową ceną. W analizach OPF minimum funkcji celu wyznaczono z uwzględnieniem ograniczeń technicznych obejmujących:
• bilanse mocy czynnej i biernej w węzłach sieci,
• moce czynne i bierne generowane przez poszczególne jednostki wytwórcze,
• poziomy napięć węzłowych,
• przepływy mocy w liniach i transformatorach.
Obliczenia wykonano z wykorzystaniem pracującego w środowisku MATLAB programu MATPOWER.
100
80
60
40
20
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Rys. 2. Deficyt darmowych uprawnień do emisji CO2, w %, w kolejnych latach rozpatrywanego okresu
4. OCENA WPŁYWU UREGULOWAŃ W ZAKRESIE EMISJI CO2 NA PRACĘ KSE
Przeprowadzone analizy rozpływowe pozwoliły na wyznaczenie różnych wskaźników charakteryzujących pracę KSE w okresie 2010 ÷ 20. Pierwszym z nich jest koszt bilansowania zapotrzebowania
(funkcja celu w zadaniu OPF). Zgodnie z przyjętymi założeniami wartość tego wskaźnika odwzorowuje
sumaryczny w danej godzinie, zmienny koszt wytwarzania w krajowych jednostkach JWCD, obejmujący koszty paliwa i jego transportu oraz koszty związane z zakupem wymaganej liczby uprawnień do
emisji CO2. Wartości kosztu bilansowania w poszczególnych latach przedstawia rysunek 3. Obserwowany wzrost kosztu bilansowania dla wariantu zakładającego 100% dostępność darmowych uprawnień
wynika głównie z założonego wzrostu zapotrzebowania, skutkiem czego jest konieczność wprowadzenia do pracy kolejnych, coraz droższych, jednostek wytwórczych (w analizach założono, że w poszczególnych latach rezerwa mocy jest utrzymywana na stałym poziomie). Wariant ten stanowi punkt odniesienia dla kolejnych dwóch wariantów, charakteryzujących się postępującym deficytem darmowych
uprawnień (rys. 2), pozwalając na określenie wpływu kosztów związanych z ich zakupem na wartość
kosztu bilansowania zapotrzebowania. W pierwszych trzech latach analizowanego okresu wpływ ten
jest stosunkowo niewielki i wynosi blisko 10% dla ceny uprawnienia 15 €/t oraz około 20% przy cenie
40 €/t. Silniej wpływ uregulowań w zakresie emisji CO2 zaczyna się ujawniać od roku 2013, kiedy to
zachodzi konieczność zakupu na wolnym rynku coraz większej liczby uprawnień do emisji. W roku
2020, gdy 100% uprawnień musi zostać zakupione na aukcji, wzrost kosztów bilansowania zapotrzebowania w KSE jest największy i wynosi 170% dla ceny uprawnienia równej 15 €/t oraz blisko 300%
przy cenie 40 €/t.
a.
5
4
100% darmowych upawnień
deficyt uprawnień, 15 €/t
deficyt uprawnień, 40 €/t
3
2
1
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
b.
5
4
100% darmowych upawnień
deficyt uprawnień, 15 €/t
deficyt uprawnień, 40 €/t
3
2
1
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Rys. 3. Koszt bilansowania zapotrzebowania w KSE, w mln zł/h, dla różnych poziomów deficytu darmowych uprawnień do
emisji CO2 oraz cen ich zakupu: a). zimowy szczyt wieczorny, b). letni szczyt poranny
Zgodnie z polityką klimatyczną UE zbywalne uprawnienia do emisji są instrumentem pozwalającym na
regulację ilości emitowanego CO2, przy czym wyższe ceny uprawnień powinny prowadzić do obniżenia
sumarycznej emisji. Efekty działania tego mechanizmu w KSE zostały pokazane na rysunku 4. Wyniki
przeprowadzonych analiz wskazują, że w każdym przypadku ilość dwutlenku węgla emitowanego przez
krajowe jednostki JWCD w wariancie zakładającym 100% dostępność darmowych uprawnień jest wyższa niż w wariantach zakładających konieczność zakupu tych uprawnień na wolnym rynku, przy czym
zmniejszenie emisji z tego tytułu jest minimalne (w najlepszym przypadku nie przekracza 3%).
a.
22
21
100% darmowych upawnień
deficyt uprawnień, 15 €/t
deficyt uprawnień, 40 €/t
20
19
18
17
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
b.
19
18
100% darmowych upawnień
deficyt uprawnień, 15 €/t
deficyt uprawnień, 40 €/t
17
16
15
14
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Rys. 4. Sumaryczna emisja dwutlenku węgla przez jednostki JWCD, w tys. t/h, dla różnych poziomów deficytu darmowych
uprawnień do emisji CO2 oraz cen ich zakupu: a). zimowy szczyt wieczorny, b). letni szczyt poranny
Przedstawione na rysunku 4 wyniki obliczeń wskazują ponadto, że głębsze obniżenie ilości emitowanego CO2 ma miejsce w wariancie zakładającym konieczność zakupu brakujących uprawnień po cenie
40 €/t. Jest to wynikiem konkurencyjnego wypierania produkcji energii w mniej ekologicznych źródłach
opalanych węglem brunatnym i zastępowania ich produkcji energią wytwarzaną w źródłach opalanych
węglem kamiennym, co ilustruje rysunek 5.
a.
13
12
węgiel kamienny
węgiel brunatny
11
10
9
8
7
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
b.
11
10
węgiel kamienny
węgiel brunatny
9
8
7
6
5
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Rys. 5. Sumaryczna generacja krajowych jednostek JWCD, w GW/h, dla różnych poziomów deficytu darmowych uprawnień
do emisji CO2 oraz cen ich zakupu: a). zimowy szczyt wieczorny, b). letni szczyt poranny
Regulacje dotyczące emisji CO2 wpływają również na pracę krajowej sieci 400/220/110 kV, powodując
m.in. zmianę wartości strat przesyłowych oraz liczby aktywnych ograniczeń sieciowych. Rysunek 6 pokazuje poziom strat przesyłowych w sieci zamkniętej KSE w kolejnych latach rozpatrywanego okresu.
Dla wariantu zakładającego 100% dostępność darmowych uprawnień do emisji CO2 straty mocy osiągają największą wartość. W wyniku założonego wzrostu obciążenia, rosną one w kolejnych latach, przy
czym na ich poziom ma również wpływ założony rozwój sieci. W wariantach zakładających konieczność zakupu wymaganej liczby uprawnień każdorazowo wartość strat jest niższa niż w wariancie bazowym, przy czym dla ceny uprawnienia równej 40 €/t obniżenie strat jest głębsze i w niektórych latach
osiąga 10 ÷ 15%. Główną przyczyną zmniejszenia strat jest zmiana rozkładu mocy generowanej w KSE,
spowodowana wypieraniem produkcji energii w elektrowniach opalanych węglem brunatnym (w efekcie
rozkład przestrzenny generacji w KSE staje się bardziej równomierny). Zmniejszenie strat prowadzi do
wzrostu ogólnej sprawności dostawy energii, co jest zbieżne z celami pakietu energetycznoklimatycznego 3×20.
a.
700
600
500
400
100% darmowych upawnień
deficyt uprawnień, 15 €/t
deficyt uprawnień, 40 €/t
300
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
b.
600
500
400
300
100% darmowych upawnień
deficyt uprawnień, 15 €/t
deficyt uprawnień, 40 €/t
200
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Rys. 6. Straty mocy w krajowej sieci 400/220/110 kV, w MW/h, dla różnych poziomów deficytu darmowych uprawnień do
emisji CO2 oraz cen ich zakupu: a). zimowy szczyt wieczorny, b). letni szczyt poranny
Kolejnym wskaźnikiem obrazującym stan pracy krajowej sieci 400/220/110 kV jest liczba aktywnych
ograniczeń sieciowych1, przedstawiona na rysunku 7. Zaprezentowane rezultaty wskazują, że uregulowania w zakresie emisji CO2 w wielu przypadkach nie mają w ogóle wpływu na liczbę ograniczeń sieciowych. W pozostałych przypadkach wpływ ten jest niewielki, ale jeżeli występuje, to jest on najczęściej korzystny (następuje zmniejszenie liczby aktywnych ograniczeń). Dzieje się tak dlatego, że w rozpatrywanych stanach pracy KSE ograniczenia uaktywniały się głównie głęboko w sieci 110 kV, w
związku z czym zmiana rozkładu generacji w jednostkach JWCD dla różnych poziomów deficytu darmowych uprawnień do emisji CO2 oraz cen ich zakupu nie miała praktycznie wpływu ma przepływy
mocy w gałęziach powodujących ograniczenia.
1
Ograniczenie sieciowe jest aktywne, jeżeli przepływ mocy w danej gałęzi sieci osiągnął wartość dopuszczalną.
a.
14
12
10
100% darmowych upawnień
deficyt uprawnień, 15 €/t
deficyt uprawnień, 40 €/t
8
6
4
2
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
b.
30
25
20
100% darmowych upawnień
deficyt uprawnień, 15 €/t
deficyt uprawnień, 40 €/t
15
10
5
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Rys. 7. Liczba ograniczeń w sieci 400/220/110 kV, w szt., dla różnych poziomów deficytu darmowych uprawnień do emisji
CO2 oraz cen ich zakupu: a). zimowy szczyt wieczorny, b). letni szczyt poranny
5. UWAGI KOŃCOWE
W artykule zaprezentowano wyniki analiz obrazujących możliwy wpływ kosztów związanych z zakupem uprawnień do emisji CO2 na pracę krajowego systemu elektroenergetycznego w horyzoncie do
2020 roku. Analizy zostały wykonane dla obecnego stanu sektora wytwórczego w Polsce, w związku z
czym ich rezultaty mogą stanowić tło dla różnych scenariuszy rozwojowych.
Uzyskane wyniki wskazują, że wraz z powiększającym się deficytem darmowych uprawnień do emisji
CO2 następuje znaczący – zależny od ceny zakupu uprawnień – wzrost zmiennych kosztów wytwarzania
energii elektrycznej w źródłach węglowych. Z uwagi na wyższą emisję dwutlenku węgla wzrost ten jest
szybszy w elektrowniach opalanych węglem brunatnym. Efektem wzrostu kosztów wytwarzania jest
silny (nawet trzykrotny) wzrost kosztów bilansowania zapotrzebowania w KSE.
Wykonane analizy pozwoliły również na określenie poziomu redukcji ilości dwutlenku węgla emitowanego przez krajowych wytwórców systemowych uzyskanego w wyniku wprowadzenia aukcyjnego
(płatnego) sposobu rozdziału uprawnień do emisji CO2. Uzyskane wyniki obliczeń pozwalają stwierdzić, że dla obecnego stanu sektora wytwórczego w Polsce zmniejszenie emisji CO2 z tego tytułu jest
minimalne, przy czym jest ono efektem konkurencyjnego wypierania energii produkowanej w mniej
ekologicznych źródłach opalanych węglem brunatnym przez energię produkowaną w elektrowniach na
węgiel kamienny.
Przy obecnej strukturze wytwarzania w KSE nie będzie możliwe wypełnienie do 2020 roku postawionego przed Polską celu w zakresie redukcji CO2 jedynie poprzez wprowadzenie obowiązku zakupu
uprawnień do emisji tego gazu. Konieczne jest zatem podjęcie działań inwestycyjnych zmierzających do
budowy silnego segmentu energetyki odnawialnej [5, 8, 9], przy czym postępująca internalizacja kosztów zewnętrznych (włączanie kosztów związanych z emisją CO2 do kosztów wytwarzania) będzie się
przyczyniała do zwiększenia efektywności ekonomicznej źródeł rozproszonych. W ocenie konkurencyjności energii produkowanej w źródłach rozproszonych w stosunku do energii produkowanej w źródłach
węglowych (ale także w źródłach wykorzystujących inne technologie wytwarzania) może być pomocny
opisany w artykule mechanizm konkurencyjnego wypierania energii. Mechanizm ten pozwala bowiem
na wyznaczenie m.in. poziomu deficytu darmowych uprawnień do emisji CO2, przy którym – przy założonej cenie uprawnienia – rozpocznie się proces wypierania energii produkowanej w źródłach węglowych.
LITERATURA
[1] Badyda K., Lewandowski J.: Perspektywy eksploatacji zasobów polskiej energetyki w
uwarunkowaniach emisyjnych wynikających z regulacji unijnych. Energetyka, 12/2010.
[2] Czarnecki P.: Zarządzanie ryzykiem cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Rynek Energii,
5/2007.
[3] Czopek K., Trzaskuś-Żak B.: Koszty i ceny węgla brunatnego w warunkach rynkowych. Polityka
Energetyczna, 2/2009.
[4] Graczyk A.: Rozwój rynku handlu pozwoleniami na emisje CO2 w Unii Europejskiej. Acta
Energetica, 1/2009.
[5] Kocot H.: Nakłady inwestycyjne niezbędne do realizacji scenariuszy rozwojowych podsektora
wytwarzania. Rynek Energii, 2/2010.
[6] Lorenz U.: Rynki międzynarodowe jako punkt odniesienia dla cen węgla energetycznego w kraju.
Polityka Energetyczna, 2/2010.
[7] Lorenz U.: Rynki węgla energetycznego w dobie kryzysu gospodarczego. Polityka Energetyczna,
2/2009.
[8] Popczyk J.: Polska sytuacja w aspekcie unijnej strategii energetycznej do 2020 roku. Rynek Energii,
3/2008.
[9] Popczyk J., Żmuda K., Kocot H., Korab R., Siwy E.: Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w
społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej,
Gliwice, 2009.
[10] Stawski P.: Wytwarzanie energii elektrycznej – uwarunkowania emisji CO2. Energetyka, 12/2008.
INFLUENCE OF SOME ASPECTS OF EU CLIMATE POLICY ON POLISH POWER
SYSTEM
Key words: climate policy, carbon credits, electricity generation costs
Summary. From 2013 it will be gradually decreasing the amount of carbon credits that are distributed among power producers free of charge. The most important effect of this process will be an increase in the total cost of electricity generation in
fossil fuel sources. The paper makes an attempt to assess the impact of costs associated with the purchase of carbon credits on
the working condition of Polish Power System in the 2020 horizon. To do so, first a variable costs of power generation in
Polish main power plants were estimated. Then – by using the optimal power flow method – the power flow analysis for a
400/220/110 kV network was performed. The results of analyses were the basis for determining some indicators characterizing the state of Polish Power System.
Roman Korab, Od 1998 roku pracuje na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej w Gliwicach, w
Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów. Jego zainteresowania naukowe koncentrują się
głównie wokół problemów związanych z operatorskim planowaniem pracy i sterowaniem pracą systemu
elektroenergetycznego działającego w warunkach rozwiniętego rynku energii elektrycznej. [email protected]