Ekologiczne scenariusze rozwoju krajowego sektora paliwowo-energetycznego



Pobieranie 251.96 Kb.
Strona1/2
Data05.05.2016
Rozmiar251.96 Kb.
  1   2


Wojciech Suwała1

Mariusz Kudełko2

Jacek Kamiński3

Ekologiczne scenariusze rozwoju krajowego sektora


paliwowo-energetycznego

The ecological scenarios of Polish energy sector development



Streszczenie

Przedmiotem artykułu jest wykorzystanie analizy systemowej w prognozowaniu rozwoju krajowego sektora paliwowo-energetycznego. Scharakteryzowano i opisano wyniki najnowszych badań prowadzonych w Pracowni Polityki Energetycznej i Ekologicznej IGSMiE PAN, związanych z funkcjonowaniem tego sektora w Polsce. W szczególności przedstawiono problematykę oceny skutków przyjęcia różnorodnych rozwiązań prawnych z zakresu ochrony środowiska na jego przyszłe funkcjonowanie oraz wykorzystanie krajowych paliw kopalnych. Rozważane scenariusze ekologiczne obejmują zarówno krajowe, jak i unijne przepisy prawne dotyczące ograniczenia emisji zanieczyszczeń gazowych. Dokonano także oceny wpływu tzw. internalizacji kosztów zewnętrznych powodowanych emisją zanieczyszczeń gazowych.



Abstract

The subject of the paper is the application of system analysis in modelling of economic processes of fuels and energy sectors. The paper presents computer models developed in the Division of Energy and Environmental Policy of Mineral and Energy Economy Research Institute and their application in the decision making processes. The implementation of environmental regulations, both domestic and EU, and their impact on the Polish energy and fuels supplies sectors were studied. The external costs estimations were also applied in the model to find the socially optimal structure of energy production.



Słowa kluczowe

Modelowanie matematyczne, sektor paliwowo-energetyczny, ekologiczne scenariusze rozwoju



Keywords

Mathematical modelling, energy sector, ecological development scenarios


Wprowadzenie


Jednym z kierunków badawczych rozwijanych w IGSMiE PAN są badania z zakresu zastosowania analizy systemowej w gospodarce surowcami mineralnymi, paliwami i energią. Istotnym elementem tych prac są sektorowe ograniczenia środowiskowe, związane m.in. z implementacją przepisów Unii Europejskiej do prawodawstwa krajowego. Przedmiotem szczegółowych badań były m.in:

  • analiza możliwości zapewnienia odpowiedniej jakości dostaw węgla kamiennego dla krajowego sektora wytwarzania energii elektrycznej,

  • wpływ instrumentów ekonomicznych (np. handlu pozwoleniami zbywalnymi, podatku węglowego) na funkcjonowanie sektora paliwowo-energetycznego,

  • problematyka wyceny kosztów zewnętrznych powodowanych emisją zanieczyszczeń gazowych oraz ich wpływ na strukturę wytwarzania energii elektrycznej i ciepła,

  • ocena możliwości przeprowadzenia tzw. ekologicznej reformy podatkowej.

Wnioski z prowadzonych badań formułowane są w oparciu o zbudowane w IGSMiE PAN modele matematyczne i ich implementacje komputerowe, wykorzystujące bogaty dorobek z zakresu teorii badań systemowych, nauk technicznych i ekonomicznych oraz praktyki funkcjonowania sektorów energetycznych4. Bardzo obszerny i szczegółowy materiał empiryczny, będący niezbędnym wsadem dla prowadzonych symulacji, weryfikuje przydatność tego typu badań oraz możliwość ich praktycznego wykorzystania w różnorodnych pracach planistycznych. Modele te były bowiem z powodzeniem wykorzystane w ekspertyzach zamawianych m.in. przez Polskie Sieci Energetyczne S.A., EC Warszawskie S.A., KWB Konin S.A., Ministerstwo Środowiska.

W artykule podjęto problematykę oceny skutków przyjęcia różnorodnych rozwiązań prawnych z zakresu ochrony środowiska na przyszłe funkcjonowanie krajowego sektora energetycznego oraz wykorzystanie krajowych paliw kopalnych. Tematyka ta była i wciąż jest przedmiotem wielu prac realizowanych przez różne zespoły naukowe i instytucje branżowe (m.in. dawny Zakład Problemów Energetyki IPPT PAN, EnergSys, Agencję Rynku Energii, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.). Analizowane scenariusze rozwojowe uwzględniały cały szereg rozwiązań prawnych z dziedziny ochrony środowiska, zgodnie z harmonogramem ich wprowadzania i stopniem ważności dla sektora energetycznego. Należy podkreślić, że prace modelowe prowadzone w IGSMiE PAN cechują się kompleksowym sposobem ujęcia poruszanej problematyki badawczej - zarówno od strony techniczno-ekonomicznej, jak i wzajemnych relacji cechujących poszczególne ograniczenia środowiskowe. Ponadto w badaniach w szczegółowy sposób oceniano wpływ rozwiązań prawnych z dziedziny ochrony środowiska na krajowy sektor węgla kamiennego, będący głównym dostawcą paliw dla krajowej energetyki.

W artykule przedstawiono syntetyczne wyniki prac opartych na zbudowanym w IGSMiE PAN modelu rozwoju krajowego sektora energetycznego (Kudełko 2003, Suwała i in. 2005). Rozważane scenariusze ekologiczne obejmują zarówno krajowe, jak i unijne przepisy prawne dotyczące ograniczenia emisji zanieczyszczeń gazowych. Model umożliwia także ocenę wpływu tzw. internalizacji kosztów zewnętrznych, powodowanych emisją zanieczyszczeń gazowych, na strukturę wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w sektorze energetycznym. Analiza tego zagadnienia pozwala na weryfikację zamierzonych celów ekologicznych z punktu widzenia efektywności alokacyjnej i ekonomicznej racjonalności wprowadzania rozwiązań środowiskowych.

      1. Model rozwoju krajowego sektora energetycznego


Zbudowany model jest narzędziem umożliwiającym średnioterminowe planowanie rozwoju krajowego systemu energetycznego. Ze względu na typ i zakres ujętych zależności można go porównać do takich narzędzi jak MARKAL, MESSAGE czy EFOM-ENV, których zadaniem jest zaprojektowanie optymalnego planu rozwoju krajowego systemu energetycznego, przy założeniu dotrzymania określonych, np. środowiskowych, ograniczeń rozwojowych. W zależności od wariantu popyt na energię finalną może być zdeterminowany egzogenicznie lub jest wyliczany na podstawie odpowiednich zależności rynkowych (cenowych i dochodowych elastyczności popytu na energię u odbiorców końcowych).

W modelu najważniejsze relacje obejmują stronę podażową i popytową krajowego systemu energetycznego. Strona podażowa określa pozyskanie paliw (z kraju lub importu) i ich przetwarzanie w energię użyteczną za pomocą różnorodnych technologii energetycznych. Wybory podejmowane po stronie przetwarzania energetycznego paliw dotyczą wielkości produkcji, importu energii elektrycznej i ciepła oraz poziomu inwestycji technologicznych i ochronnych. Technologie energetycznego spalania paliw to istniejące, modernizowane i nowe elektrownie i elektrociepłownie zawodowe i przemysłowe oraz ciepłownie zawodowe, przemysłowe i komunalne. Strona popytowa obejmuje wykorzystanie energii elektrycznej i ciepła przez głównych odbiorców, czyli sektory gospodarki: przemysł i budownictwo, transport, rolnictwo, handel i usługi, odbiorcy indywidualni oraz eksport.

W modelu zdefiniowano dwa odmienne kryteria decyzyjne. Pierwsze kryterium zakłada osiągnięcie tzw. efektywności kosztowej, czyli minimalizację kosztów rozwoju krajowego systemu energetycznego. Drugie kryterium oparte jest na maksymalizacji tzw. dobrobytu społecznego, definiowanego jako suma nadwyżek konsumentów i producentów. W teorii ekonomii suma tych nadwyżek uznawana jest jako ekonomiczna miara korzyści społecznych możliwych do osiągnięcia na pojedynczym rynku produktów czy usług.

W oparciu o ten model powstała jego wersja przystosowana do szczegółowej analizy możliwości wykorzystania w krajowej energetyce tzw. technologii czystego węgla (TCW). W jednym zadaniu obliczeniowym, dla narzuconych ograniczeń podażowych i popytowych, technologicznych oraz emisyjnych, w oparciu o klasyczne kryterium optymalizacji oparte na minimalizacji kosztów, analizowane są różnorodne technologie energetycznego spalania paliw. Pełna lista technologii energetycznych obejmuje około pięćdziesiąt pozycji, do których należy zaliczyć: klasyczne elektrownie na węgiel kamienny i brunatny, elektrownie zmodernizowane, elektrownie o parametrach nad- i super-krytycznych, zintegrowane zgazowanie węgla (IGCC), elektrociepłownie gazowe, nowe elektrownie jądrowe, elektrownie słoneczne, wiatrowe, wodne, itp. Charakterystyki technologii ustalono na podstawie źródeł krajowych oraz literatury zagranicznej, te ostatnie przede wszystkim w odniesieniu do nowych technologii. Niektóre z parametrów, jak koszty czy sprawności, były zmieniane w czasie, co odzwierciedlało efekt procesu uczenia się (learning curves), a odpowiednie współczynniki wyznaczono na podstawie wyników innych projektów przyjmując, że koszty inwestycyjne i operacyjne będą kształtowane przez procesy globalne. Model wybiera te technologie, które zapewnią minimalny koszt (cenę) energii przy spełnieniu ograniczeń dotyczących emisji i wykorzystaniu dostępnych paliw.

W przypadku krajowego sektora energetycznego istotną rolę odgrywają możliwości podaży węgla kamiennego. W modelu określone je na podstawie szczegółowych charakterystyk ilościowo-jakościowych, uwzględniających produkowane w kraju poszczególne klasy jakościowe węgli, oraz uzupełnione o wykorzystanie technologii wzbogacania węgla.

Prawidłowe odwzorowanie funkcjonowania krajowego sektora energetycznego wymagało odpowiedniego skalibrowania modelu i przyjęcia szeregu założeń techniczno-ekonomicznych. W szczególności dotyczyło to określenia potencjalnych możliwości dostaw nośników energetycznych i ich prognoz cenowych, charakterystyk technologii produkcji energii elektrycznej i ciepła oraz technologii ochronnych, przyjęcia odpowiednich wskaźników jednostkowych kosztów zewnętrznych powodowanych emisją zanieczyszczeń oraz prognozy popytu na energię elektryczną i ciepło. W szczególności w badaniach wykorzystano:



  • dane dotyczące potencjalnych dostaw nośników energetycznych ze źródeł krajowych i importu oraz ich parametry jakościowe, które zaczerpnięto z oficjalnych sprawozdań statystycznych, dokumentów rządowych, ekspertyz branżowych i opinii autorskich,

  • wielkości zasobów i możliwości wykorzystania surowców odnawialnych,

  • prognozy cenowe nośników energetycznych - na podstawie publikowanych dokumentów rządowych i opracowań zagranicznych,

  • charakterystyki technologii produkcyjnych i ochronnych - w oparciu o docelowe parametry techniczne, ekonomiczne i środowiskowe planowane do osiągnięcia w trakcie ich eksploatacji,

  • wysokości jednostkowych kosztów zewnętrznych powodowanych emisją poszczególnych zanieczyszczeń gazowych - odpowiednie wielkości zaczerpnięto z wyników projektu ExternE-POL, którego jednym z wykonawców był IGSMiE PAN,

  • popyt na energię elektryczną i ciepło, który oszacowano na podstawie rządowego dokumentu „Długoterminowa prognoza...” (2004) w scenariuszu odniesienia, zweryfikowanego przez autorów niniejszej pracy.

Całość obliczeń optymalizacyjnych wykonano w walucie krajowej o sile nabywczej z roku 2005. Okres obliczeniowy został podzielony na okresy jednoroczne – 2005, 2006, 2007, 2008, 2009 i 2010 – oraz okresy pięcioletnie – 2011-2015, 2016-2020. Obliczenia prowadzono dla 8% stopy dyskontowej.5
      1. Ekologiczne scenariusze rozwoju sektora energetycznego


Punktem wyjścia dla określenia i analizy ekologicznych scenariuszy rozwoju sektorów energetycznych jest wyjaśnienie terminu „zawodność rynku” (market failure). Terminem tym określamy wszelkie sytuacje, gdy równowaga kształtująca się na wolnych, nie będących przedmiotem regulacji rynkach (tzn. na rynkach nie poddanych bezpośredniej kontroli rządu - cenowej lub ilościowej) nie prowadzi do tzw. efektywnej alokacji zasobów. Ekonomiści zajmujący się problematyką z zakresu ekonomii dobrobytu podają trzy źródła tych zakłóceń: niedoskonałość konkurencji, preferencje społeczne oraz efekty zewnętrzne.

Istnienie efektów zewnętrznych jest jedną z podstawowych przesłanek usprawiedliwiających interwencję państwa w celu eliminacji zniekształceń rynkowych. Efekt zewnętrzny powstaje wtedy, kiedy decyzja jednostki o produkcji lub konsumpcji wywiera bezpośredni wpływ na produkcję lub konsumpcję innych osób inaczej niż za pośrednictwem cen rynkowych. Oprócz potencjalnych korzystnych efektów zewnętrznych istnieją również niekorzystne efekty zewnętrzne, powodowane przede wszystkim zanieczyszczeniem środowiska. Dlatego przyjmuje się, że nie poddany żadnym formom regulacji rynek nie jest wystarczającym regulatorem zakresu i intensywności wykorzystania różnych zasobów środowiska przyrodniczego.

Do najbardziej typowych obszarów, gdzie powstają zakłócenia rynkowe, należą sektory energetyczne. Co prawda prace badawcze z zakresu funkcjonowania sektorów energetycznych w coraz większym stopniu uwzględniają postulat planowania ich rozwoju w oparciu o uwarunkowania środowiskowe, jednak zadanie to wciąż napotyka na opór natury politycznej i społecznej. Zgodnie z tym postulatem planowanie ich rozwoju oparte powinno być na pełnym rachunku kosztowym, uwzględniającym zarówno bezpośrednie koszty budowy i eksploatacji urządzeń energetycznych, jak i monetarną wartość efektów zewnętrznych przez nich powodowanych. Efekty zewnętrzne definiowane są jako koszty zewnętrzne odzwierciedlające negatywne skutki oddziaływania sektorów energetycznych w określonych obszarach ich powstawania.

Koszty zewnętrzne powodowane przez sektory energetyczne odnoszą się do wszystkich negatywnych efektów związanych z technologiami wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, na wszystkich etapach technicznego procesu, jakimi są: budowa i zamknięcie elektrowni, wydobycie i transport surowców energetycznych oraz emisja zanieczyszczeń w trakcie produkcji energii końcowej (Friedrich i in. 1993). W tym ujęciu koszty zewnętrzne określone są dla całego łańcucha technologicznego, a nie tylko w wąskim znaczeniu wykorzystania paliw w procesie ich przetworzenia. Koszty zewnętrzne liczone w całym cyklu pozyskania, transportu i wykorzystania są specyficzne dla poszczególnych paliw energetycznych. Ich zakres obejmuje szkody powodowane w obszarze zdrowia ludzkiego (choroby zawodowe, śmierć), szkody w budynkach, materiałach, plonach rolnych, rybołówstwie, lasach, naturalnych ekosystemach, zmniejszonym komforcie życia w związku z lokalizacją urządzeń energetycznych itp.

Prace nad szacowaniem wielkości kosztów zewnętrznych powodowanych przez technologie energetyczne prowadzone były od początku lat 80-tych ubiegłego wieku. Ich celem było przede wszystkim zapewnienie solidnych podstaw empirycznych do wprowadzenia nowych regulacji środowiskowych, takich jak np. podatek węglowy (carbon tax). Do najważniejszych prac z dziedziny wartościowania kosztów zewnętrznych sektorów energetycznych należą m.in. projekty ExternE (European Commission 1995, 1998), studium prowadzone przez Departament Energii USA (External Costs of Fuel Cycles) (ORNL/RFF 1992) oraz studium realizowane dla Nowego Jorku (Rowe i in. 1995). Ich syntetyczna analiza dla różnych technologii energetycznych przeprowadzona została m.in. przez Sundqvista (2002) i Krewitta (1999, 2002).

Należy podkreślić, iż postulowana od dawna przez ekonomistów środowiskowych interwencja państwa jest w coraz większym stopniu wprowadzana jako skuteczny czynnik poprawy nieefektywności rynkowej. Stworzony i rozwijany system instrumentów prawnych i ekonomicznych tworzy podstawę realizacji postulatu oparcia ceny produktów (energii finalnej) na pełnym koszcie społecznym ich wytworzenia. Zadanie to napotyka jednak na poważne trudności związane z zakresem tej interwencji. Po pierwsze, powinien on wynikać z założeń określających sposób funkcjonowania rynku oraz kryteriów podejmowania decyzji przez producentów i konsumentów. Dla różnych typów rynku, zazwyczaj w warunkach braku pełnej informacji o jego funkcjonowaniu, zakres takiej interwencji jest inny, a typ zastosowanego instrumentu może być odmienny. Po drugie założenie, że decyzje produkcyjne podejmowane są wyłącznie na bazie jasno sformułowanych preferencji jedynie w nielicznych przypadkach jest prawdziwe. Powoduje to dużą niepewność co do konieczności i zakresu interwencji państwowej, gdyż nie daje ona gwarancji osiągnięcia najlepszego z możliwych rozwiązań. W rezultacie niezbędny jest kompromis polegający na przyjęciu mniej ambitnych celów niż maksymalizacja dobrobytu społecznego. Oznacza to w praktyce wprowadzenie rozwiązania „drugiego po najlepszym” (second best), które pozwoliłoby przynajmniej na osiągnięcie kryterium efektywności kosztowej. Rozwiązanie to zazwyczaj jest prawnie i politycznie akceptowalne oraz nie powoduje skrajnie niekorzystnych skutków dystrybucyjnych.

W praktycznej realizacji tego zadania państwo dysponując systemem instrumentów ekonomicznych realizuje różnorodnie definiowane cele polityki środowiskowej. Instrumenty te, takie jak normy emisji, podatki ekologiczne czy system handlu pozwoleniami zbywalnymi, w większości przypadków umożliwiają osiągnięcie jedynie rozwiązania sub-optymalnego. Oznacza to, że słuszny skądinąd postulat prowadzenia skutecznej i efektywnej polityki środowiskowej w warstwie realizacyjnej bardzo się od siebie różni zakresem proponowanej interwencji. W skali globalnej przykładem tego mogą być rozbieżności w ocenie skutków i tempa realizacji polityki ochrony klimatu. W odniesieniu do polityki środowiskowej realizowanej na szczeblu europejskim czy krajowym można zauważyć ogromną rozbieżność co do rodzajów stosowanych instrumentów, jak i celów środowiskowych zawartych w różnorodnych regulacjach prawnych. W obu przypadkach mamy do czynienia z niepotrzebnym dublowaniem działań i środków, a brak koordynacji w zakresie prowadzenia spójnej polityki środowiskowej naraża podejmowane wysiłki na uzasadnioną krytykę.

Powyższe ogólne uwagi stanowiły podstawę dla szczegółowego określenia i analizy ekologicznych scenariuszy rozwoju krajowego sektora energetycznego. Są one rozpatrywane zarówno w swej warstwie postulatywnej, definiowanej w teorii ekonomii jako tzw. internalizacja kosztów zewnętrznych, jak i w warstwie praktycznej, określonej poprzez porozumienia, regulacje i przepisy emisyjne zawarte w odpowiednich dokumentach prawnych. W związku z powyższym, jak już wcześniej zaznaczono, istotne znaczenie ma także sposób definiowania kryterium decyzyjnego, na podstawie którego można określać różnorodne scenariusze rozwoju sektora energetycznego. Z ekonomicznego punktu widzenia realizowany scenariusz rozwojowy powinien być jeden – oparty na kryterium efektywności ekonomicznej. Z przedstawionych wcześniej powodów w praktyce realizuje się (w większym lub mniejszym zakresie) scenariusze oparte są na węższej kategorii efektywności kosztowej. W tabeli 1 przedstawiono najważniejsze cechy charakteryzujące przyjęte w obliczeniach ekologiczne scenariusze rozwojowe krajowego sektora energetycznego.

Tabela 1
Charakterystyka ekologicznych scenariuszy rozwojowych


Table 1
The ecological scenarios characteristics

Cecha

scenariusz ODN

scenariusz EKO

scenariusz EFEK

Typ modelu

liniowy

liniowy

nieliniowy

Kryterium optymalizacji

minimalizacja kosztów funkcjonowania sektora energetycznego

minimalizacja kosztów funkcjonowania sektora energetycznego

maksymalizacja nadwyżki konsumentów i producentów - koszty zewnętrzne

Popyt

zdeterminowany

zdeterminowany

wyliczany

Emisja

nielimitowana

limitowana

wyliczana

Koszty zewnętrzne

brak

brak

uwzględnione w pełnym zakresie (SO2, NOX, CO2 i pyły)

Źródło: opracowanie własne

W scenariuszu ODN, gdzie funkcją celu jest minimalizacja kosztów funkcjonowania systemu energetycznego (kryterium zakładające osiągnięcie efektywności kosztowej), popyt na energię elektryczną i ciepło jest zdeterminowany. Rozwiązaniem modelu jest optymalna struktura produkcji energii w poszczególnych technologiach produkcyjnych i ochronnych. Funkcja celu nie zawiera składnika kosztów zewnętrznych, choć ich wartość jest wyliczana. Scenariusz ODN określa warunki rozwoju krajowego sektora energetycznego przy braku obowiązywania jakichkolwiek regulacji i przepisów środowiskowych.

Scenariusz EKO różni się od poprzedniego tym, iż przewiduje rozwój krajowego sektora energetycznego przy spełnieniu krajowych i europejskich regulacji środowiskowych, w tym: globalnych limitów emisji SO2 i NOx, wynikających z zapisów Traktatu Akcesyjnego, obiektowej Dyrektywy LCP, limitów emisji CO2 dla elektroenergetyki zawodowej, zawartych w dyrektywie o handlu pozwoleniami zbywalnymi, oraz limitów określających ilość produkcji energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych6.

W scenariuszu EFEK, zakładającym osiągnięcie kryterium efektywności ekonomicznej, popyt na energię elektryczną i ciepło jest wyliczany w oparciu o kryterium maksymalizacji dobrobytu społecznego, definiowanego dla pojedynczego rynku energii. Funkcją celu jest zatem maksymalizacja nadwyżki konsumentów i producentów, pomniejszona o monetarną wartość kosztów zewnętrznych powodowanych emisją zanieczyszczeń gazowych. Emisja zanieczyszczeń nie jest limitowana, lecz jest wyliczana w modelu. Wyniki obliczeń otrzymane dla tego scenariusza umożliwiają weryfikację dotychczasowych prognoz popytu na energię, wyznaczają optymalny zakres produkcji, a tym samym emisji zanieczyszczeń, pozwalają na określenie bezpośrednich i społecznych kosztów produkcji energii. Określają także optymalną strukturę produkcji energii, wskazując możliwość szerszego wprowadzenia dotychczas słabo wykorzystywanych alternatywnych źródeł produkcji energii (np. energii odnawialnej czy technologii gazowych).

Bardzo ważnym parametrem wpływającym na wyniki obliczeń w tym scenariuszu jest wysokość kosztów zewnętrznych powodowanych emisją zanieczyszczeń gazowych. Przypisano je dla poszczególnych rodzajów emitowanych zanieczyszczeń gazowych, a odpowiednie wskaźniki zaczerpnięto z projektu ExternE (European Commission 1998). Punktem wyjścia były następujące wysokości jednostkowych kosztów zewnętrznych: SO2 – 6000 Euro/Mg, NOx – 5000 Euro/Mg i pył – 13000 Euro/Mg. Są to wielkości średnie wyliczone dla 15 krajów Unii Europejskiej. Dla warunków krajowych przeliczono podane wartości współczynnikiem korekcyjnym równym 0,38, określającym stosunek PKB Polski i krajów UE (Radowic 2002). Po przyjęciu kursu walutowego na poziomie 4 zł/Euro jednostkowe koszty zewnętrzne wynoszą: SO2 – 9120 zł/Mg, NOx – 7600 zł/Mg, pył – 19760 zł/Mg.

W przypadku emisji CO2 charakterystyczny jest bardzo duży rozrzut wysokości kosztów zewnętrznych związanych z globalnym ociepleniem. Wyniki prac realizowanych przez zagraniczne zespoły badawcze są zróżnicowane zarówno w odniesieniu do przedziału podawanych wartości, jak i zakresu czasowego powstających strat. Dla porównania, w badaniach prowadzonych w ramach projektu ExternE przyjmowano wysokości kosztów zewnętrznych na poziomie 3,8, 18, 46 i 139 USD/Mg CO2 (Krewitt 2002). Z kolei w badaniach przeprowadzonych przez Frankhausera (1994), uważanych za jedne z najbardziej wiarygodnych, wysokość kosztów zewnętrznych szacowana jest na około 20 USD/Mg C, czyli około 5,5 USD/Mg CO2. W prezentowanej pracy wybrano wielkość 8 USD/Mg CO2 (około 32 zł/Mg), czyli nieco większą niż u Frankhausera, lecz mieszczącą się w niskim przedziale wartości przyjmowanych w projekcie ExternE.


      1. Wyniki


Prezentowane wyniki obliczeń modelowych obejmują sferę technologiczną, środowiskową oraz ekonomiczną analizowanych scenariuszy rozwojowych krajowego sektora energetycznego. Sfera technologiczna obejmuje analizę zmian technologii produkcji energii elektrycznej i ciepła oraz zużycia paliw. Obszar środowiskowy łączy się z problematyką redukcji emisji gazów powstających podczas ich spalania. Sfera ekonomiczna obejmuje natomiast analizę kosztów bieżących i inwestycyjnych związanych z realizacją przyjętych scenariuszy rozwojowych. Badane są także skutki ekonomiczne w postaci wzrostu jednostkowych kosztów produkcji energii elektrycznej i ciepła, a także wysokość kosztów zewnętrznych powodowanych emisją zanieczyszczeń.

Gdyby przyjąć, że żadne regulacje środowiskowe nie obowiązywałyby sektora wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (scenariusz ODN), można wówczas zaobserwować stabilizację, a po 2010 roku nawet wzrost zużycia węgla kamiennego (rys. 1). Wiąże się to z tym, iż technologie energetyczne oparte na tym nośniku są wysoce konkurencyjne pod względem kosztów produkcji w stosunku do pozostałych technologii. Zatem brak regulacji środowiskowych jest powodem wysokiego zużycia węgla kamiennego. Ten sam wniosek dotyczy także technologii opartych na węglu brunatnym. Technologie gazowe są wykorzystywane w ograniczonym zakresie, a wzrost zużycia gazu ziemnego spowodowany jest koniecznością modernizacji dotychczasowych technologii węglowych i wyposażenia ich w turbiny gazowe. Olej opałowy zużywany jest głównie jako paliwo uzupełniające dla tradycyjnych technologii węglowych i nie są przewidywane żadne nowe inwestycje wykorzystujące ten nośnik energetyczny. Na skutek kurczących się zasobów krajowego węgla kamiennego i konieczności zbilansowania zwiększonego popytu na energię elektryczną w 2020 roku może zajść potrzeba budowa elektrowni atomowej. Technologie wykorzystujące energię odnawialną (w tym elektrownie wodne, wiatrowe, ciepłownie wykorzystujące biomasę czy energię geotermalną oraz kolektory słoneczne) są stopniowo wprowadzane, lecz ich dynamika jest ograniczona ich stosunkowo wysokimi kosztami.



Rys. 1
Zużycie paliw energetycznych do produkcji energii elektrycznej i ciepła – scenariusz ODN [PJ/rok]


Fig. 1
Fuel consumption for heat and energy production – ODN scenario [PJ/year]

W scenariuszu EKO tradycyjne nośniki energetyczne, jak węgiel kamienny i brunatny, zachowują swoją dominującą pozycję w bilansie produkcji energii elektrycznej i ciepła, przy czym stopniowo maleje znaczenie węgla kamiennego. Są to jak na razie technologie na tyle konkurencyjne, że wypierają droższe, np. oparte na gazie. Obowiązujące w tym scenariuszu restrykcyjne limity emisyjne możliwe są do osiągnięcia na skutek modernizacji technologii istniejących, współspalanie biomasy oraz budowę instalacji odsiarczania w tych elektrowniach, które dotychczas nie były w nie wyposażone. W celu dotrzymania bardzo restrykcyjnych limitów określających wielkość produkcji energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych konieczne są także nowe inwestycje (turbiny wiatrowe, współspalanie biomasy). Podobnie jak w scenariuszu ODN w celu zbilansowania popytu na energię elektryczną konieczna może być budowa elektrowni jądrowej.



Rys. 2
Zużycie paliw energetycznych do produkcji energii elektrycznej i ciepła – scenariusz EKO [PJ/rok]

Fig. 2
Fuel consumption for heat and energy production – EKO scenario [PJ/year]
W poniższych tabelach przedstawiono szacunki wielkości produkcji energii elektrycznej w energetyce zawodowej i przemysłowej dla obydwu scenariuszy. Zgodnie z przyjętymi założeniami dotyczącymi popytu na energię elektryczną, który określono na podstawie rządowego dokumentu „Długoterminowa prognoza...” (2004) w scenariuszu odniesienia (zmodyfikowanej przez autorów niniejszego artykułu), produkcja energii elektrycznej do 2010 roku utrzyma się na ustabilizowanym poziomie około 154-158 TWh rocznie, po czym będzie wrastać do 201 TWh w 2020 roku. Brak regulacji środowiskowych (scenariusz ODN) powoduje, że w strukturze produkcji najprawdopodobniej dominowałyby tradycyjne węglowe technologie energetyczne, wymagające jedynie zwykłej modernizacji podstawowej lub w ograniczonym stopniu wprowadzenia turbin gazowych. Tam, gdzie modernizacja jest niewystarczająca lub niemożliwa, spodziewane byłyby także nowe inwestycje (nowe kotły węglowe). Technologie odnawialne i biomasa byłyby wykorzystywane w ograniczonym zakresie. Natomiast w scenariuszu EKO efektywne kosztowo i pozwalające na osiągnięcie wysokich limitów produkcji energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych jest przede wszystkim współspalanie biomasy. Zdecydowanie rośnie także produkcja energii pochodząca z elektrowni wiatrowych. Technologie gazowe są tutaj wypierane na rzecz źródeł odnawialnych. Z tego samego powodu nowoczesne technologie węglowe (np. układy parowo-gazowe ze zgazowaniem węgla) nie są tu opcją konkurencyjną.

Tabela 2
Wielkość produkcji energii elektrycznej w energetyce zawodowej i przemysłowej [TWh/rok]


Table 2
Electricity production in public and industrial power plants [TWh/year]

Technologia

Scenariusz ODN

Scenariusz EKO

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2015

2020

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2015

2020

EZ_WK_I

65

63

60

57

54

52

39

26

65

59

59

57

53

51

39

26

EZ_WK_M_P

4

7

9

11

13

16

33

48

4

4

4

4

4

4

28

42

EZ_WK_M_T

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EZ_WK_M_F

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EZ_WK_M_B

0

0

0

0

0

0

0

0

0

3

3

3

3

3

6

6

EZ_WB_I

53

51

49

47

45

43

32

21

53

48

48

47

45

43

32

21

EZ_WB_M_P

0

2

4

8

12

14

26

37

0

0

0

0

0

0

0

4

EZ_WB_M_T

0

0

0

0

0

0

0

1

0

0

0

0

0

0

0

0

EZ_WB_M_F

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EZ_WB_M_B

0

0

0

0

0

0

0

0

0

5

5

8

12

14

26

34

EZ_WOD_I

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

4

EZ_WK_N

0

0

1

1

1

1

14

24

0

0

0

0

0

0

4

13

EZ_WB_N

0

0

0

0

0

0

3

3

0

0

0

0

0

0

2

2

EZ_PGK_N

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EZ_PGB_N

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EZ_TG_N

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EZ_PG_N

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EZ_JAD_N

0

0

0

0

0

0

0

12

0

0

0

0

0

0

0

12

EZ_WOD_N

0

0

0

0

0

0

0

0

1

3

3

3

3

3

3

3

EZ_WIA_N

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

3

4

6

9

9

10

EC_WK_I

19

18

18

17

16

15

11

8

19

18

18

17

16

15

11

8

EC_WK_M_P

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EC_WK_M_T

1

2

2

2

2

2

2

5

0

0

0

0

0

0

0

3

EC_WK_M_F

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EC_WK_M_B

0

1

1

2

3

3

7

9

0

1

2

3

3

4

7

9

EC_WK_N

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EC_TG_N

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EC_PG_N

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EC_OL_N

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

EP

8

8

8

7

7

6

6

5

8

8

8

7

7

6

6

5

Suma

154

156

156

156

157

158

177

201

154

156

156

156

157

158

177

201

Oznaczenia:

* Elektrownie zawodowe

EZ_WK_I Elektrownie na węgiel kamienny istniejące - przedłużenie życia

EZ_WK_M_P Elektrownie na węgiel kamienny modernizowane - modernizacja podstawowa

EZ_WK_M_T Elektrownie na węgiel kamienny modernizowane - modernizacja podstawowa + turbina gazowa

EZ_WK_M_F Elektrownie na węgiel kamienny modernizowane - kotły fluidalne

EZ_WK_M_B Elektrownie na węgiel kamienny modernizowane - biomasa

EZ_WB_I Elektrownie na węgiel brunatny istniejące - przedłużenie życia

EZ_WB_M_P Elektrownie na węgiel brunatny modernizowane - modernizacja podstawowa

EZ_WB_M_T Elektrownie na węgiel brunatny modernizowane - modernizacja podstawowa + turbina gazowa

EZ_WB_M_F Elektrownie na węgiel brunatny modernizowane - kotły fluidalne

EZ_WB_M_B Elektrownie na węgiel brunatny modernizowane - biomasa

EZ_WOD_I Elektrownie wodne zawodowe istniejące

EZ_WK_N Elektrownie na węgiel kamienny nowe

EZ_WB_N Elektrownie na węgiel brunatny nowe

EZ_PGK_N Układy parowo-gazowe ze zgazowaniem węgla kamiennego nowe

EZ_PGB_N Układy parowo-gazowe ze zgazowaniem węgla brunatnego nowe

EZ_TG_N Turbiny gazowe nowe

EZ_PG_N Układy parowo-gazowe na gaz ziemny nowe

EZ_JAD_N Elektrownie jądrowe nowe

EZ_WOD_N Elektrownie wodne nowe

EZ_WIA_N Elektrownie wiatrowe nowe

* Elektrociepłownie zawodowe

EC_WK_I Elektrociepłownie zawodowe na węgiel kamienny istniejące - przedłużenie życia

EC_WK_M_P Elektrociepłownie zawodowe na węgiel kamienny modernizowane - modernizacja podstawowa

EC_WK_M_T Elektrociepłownie zawodowe na węgiel kamienny modernizowane - modernizacja podstawowa + turbina gazowa

EC_WK_M_F Elektrociepłownie zawodowe na węgiel kamienny modernizowane - kotły fluidalne

EC_WK_M_B Elektrociepłownie zawodowe na węgiel kamienny modernizowane - biomasa

EC_WK_N Elektrociepłownie zawodowe na węgiel kamienny nowe

EC_TG_N Turbiny gazowe nowe

EC_PG_N Układy parowo-gazowe na gaz ziemny nowe

EC_OL_N Elektrociepłownie zawodowe na olej opalowy nowe

* Elektrociepłownie przemysłowe

EP Elektrociepłownie przemysłowe na węgiel kamienny istniejące - przedłużenie życia

Zmiany struktury zużycia paliw w energetyce mają swoje konsekwencje w postaci zmian emisji poszczególnych polutantów. Prognozowane łączne poziomy emisji SO2, NOX, pyłów i CO2 przedstawiono w poniższej tabeli.

Tabela 3
Wielkość emisji zanieczyszczeń gazowych w energetyce [tys. ton]


Table 3
Emissions of pollutants in energy sector [thous. tons]

Rodzaj zanieczyszczenia

Scenariusz ODN

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2015

2020

SO2

1256

1245

1229

1221

1216

1211

1173

1112

NOX

482

476

470

466

463

462

456

438

CO2

205193

204443

203406

202843

202694

202522

212692

215294

PYŁ

422

411

401

393

388

384

351

310




Scenariusz EKO

SO2

1256

1214

1198

982

959

939

810

741

NOX

482

466

459

451

440

433

427

402

CO2

204740

201186

199597

197885

195236

192599

203019

204610

PYŁ

423

408

398

390

384

381

349

308

Uwaga:
W tabeli podano łączną emisję zanieczyszczeń gazowych emitowanych przez energetykę zawodową, przemysłową i ciepłownie przemysłowe i komunalne.

W odniesieniu do emisji SO2 najbardziej restrykcyjny jest scenariusz EKO, w którym zachodzi konieczność dostosowania się do globalnych limitów określonych w Traktacie Akcesyjnym. Dlatego emisja tego gazu jest najmniejsza wśród rozpatrywanych scenariuszy. Jeśli chodzi o emisję NOX należy zauważyć, że bez względu na typ scenariusza maleje ona zgodnie ze zmianą struktury zużycia paliw. Z uwagi na wysokie koszty technologii redukcji emisji NOX można powiedzieć, że jest to podstawowy czynnik powodujący spadek emisji tego gazu. W odniesieniu do emisji CO2 należy zauważyć, że brak jakichkolwiek regulacji (scenariusz ODN) powoduje zwiększenie emisji tego gazu w 2020 roku o około 5% w porównaniu z rokiem 2005. Scenariusz EKO wymusza stabilizację emisji w 2020 roku na poziomie 204 mln ton, przy czym kluczową rolę odgrywają tutaj przepisy dotyczące emisji SO2 i NOX, mniej globalne limity na CO2. Dodatkowym czynnikiem zwiększającym presję na obniżkę emisji CO2 jest narzucony przepisami limit produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, w tym głównie biomasy (o praktycznie zerowym współczynniku emisji CO2).

W tabeli 3 przedstawiono najważniejsze wskaźniki produkcyjne i ekonomiczne obu scenariuszy. Ich realizacja powoduje wzrost kosztów produkcji, tj. kosztów modernizacji istniejących technologii energetycznych, kosztów inwestycyjnych nowych technologii energetycznych i ochronnych, kosztów zmiany paliw energetycznych i innych wydatków związane z dokonującymi się zmianami produkcyjnymi. W przypadku obu scenariuszy można zaobserwować stopniowy wzrost jednostkowych i całkowitych kosztów produkcji energii elektrycznej i ciepła, co jest związane z konieczną modernizacją technologii energetycznych oraz nowymi inwestycjami produkcyjnymi i ochronnymi, przy czym scenariusz EKO cechuje się większą dynamiką tych zmian. W tabeli w celach informacyjnych podano także wartość kosztów zewnętrznych związanych z emisją zanieczyszczeń. Na podkreślenie zasługuje fakt, iż są one tego samego rzędu, co koszty produkcji. Zatem ewentualna ich internalizacja w cenie energii powinna spowodować około dwukrotny jej wzrost w porównaniu z obecnym poziomem.

Tabela 4
Wskaźniki produkcyjno-ekonomiczne


Table 4
Technical and economical indicators

Wyszczególnienie

Scenariusz ODN

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2015

2020

Produkcja energii elektr. [TWh]

154

156

156

156

157

158

177

201

Produkcja ciepła [PJ]

571

567

557

553

550

552

552

549

Koszt jedn. prod. en. elektr. [zł/MWh]

113

114

115

115

118

121

130

138

Koszt jedn. prod. ciepła [zł/GJ]

21

21

22

22

23

24

26

28

Całkowite koszty produkcji [mln zł]

29352

29667

29868

30115

30998

32067

37136

43133

Koszty zewnętrzne [mln zł]

32965

32669

32322

32094

31973

31864

31912

31041




Scenariusz EKO

Produkcja energii elektr. [TWh]

154

156

156

156

157

158

177

201

Produkcja ciepła [PJ]

571

567

557

553

550

552

552

549

Koszt jedn. prod. en. elektr. [zł/MWh]

114

120

120

123

126

131

137

145

Koszt jedn. prod. ciepła [zł/GJ]

21

21

21

22

23

24

26

28

Całkowite koszty produkcji [mln zł]

29530

30558

30657

31250

32278

33559

38262

44323

Koszty zewnętrzne [mln zł]

32930

32079

31681

29454

28963

28517

27754

26714

Nie uwzględnienie, z różnych względów, kosztów zewnętrznych w decyzjach produkcyjnych przedsiębiorstw oznacza, że przedsiębiorstwa opierają swoje decyzje produkcyjne jedynie na kosztach prywatnych. Ich internalizacja znacząco zwiększa poziom osiąganego dobrobytu społecznego, przy czym im jest pełniejsza, tym ten wzrost jest większy. Świadczą o tym wyniki obliczeń przeprowadzone dla scenariusza EFEK7. Na skutek drastycznego wzrostu ceny energii możliwa jest stosunkowo silna reakcja popytowa. Prawdopodobny jest zatem kilkuprocentowy spadek produkcji energii elektrycznej i cieplnej w porównaniu z poprzednimi scenariuszami. Spadek ten należy traktować w kategoriach jednej z możliwych i skutecznych opcji realizacji strategii dostosowawczej związanej z włączeniem kosztów zewnętrznych do rachunku kosztów społecznych.

Ponadto konieczne są także istotne zmiany struktury wykorzystania paliw energetycznych. Zdecydowanie maleje rola węgla kamiennego, do tej pory podstawowego nośnika energetycznego kraju. Prognozowany spadek jego zużycia w porównaniu ze scenariuszami ODN i EKO mieści się w granicach 36-51%. Charakterystyczne jest, iż w przypadku węgla brunatnego ten zniżkowy trend nie występuje, a produkcja energii z węgla brunatnego jest utrzymywana na niezmiennym poziomie około 200 PJ rocznie. Decydujące znaczenie odgrywają tu stosunkowo niskie koszty produkcji w elektrowniach opartych na węglu brunatnym, co skutkuje maksymalnym wykorzystaniem ich mocy produkcyjnych.

Jedną z możliwych alternatyw dla węgla kamiennego i brunatnego jest większe wykorzystanie gazu ziemnego. Jego znaczenie w bilansie energetycznym w tym scenariuszu zdecydowanie rośnie. Niska emisja zanieczyszczeń, w tym głównie CO2, decyduje o tak dużym wzroście znaczenia gazu ziemnego w bilansie energetycznym kraju. Ponadto technologie oparte na energii odnawialnej są także szeroko wykorzystywane, praktycznie na granicy ich możliwości produkcyjnych. Dotyczy to szczególnie energii geotermalnej, wiatrowej i biomasy, które stanowią realną konkurencję do pozostałych nośników energetycznych. Ich rola w bilansie energetycznym kraju rośnie z około 16 PJ w 2002 roku do 154 PJ w 2020 roku. Tak duże znaczenie energii odnawialnej spowodowane jest minimalnym wpływem na środowisko technologii produkcyjnych wykorzystujących ten rodzaj energii. Również energetyka jądrowa może wypierać dotychczasowe technologie, oparte głównie na węglu kamiennym. Choć, jak wynika z obliczeń, nie powinien to być dominujący kierunek rozwoju energetyki, udział energii elektrycznej z technologii jądrowych może w 2020 roku być znaczący.

Inwestycje ochronne (instalacje odsiarczania i odazotowywania spalin) realizowane są tutaj na bardzo dużą skalę. Uwzględniając fakt, iż jednostkowe koszty redukcji emisji zanieczyszczeń są mniejsze niż jednostkowe koszty zewnętrzne, strategia redukcji emisji zanieczyszczeń u źródła ich powstawania jest ekonomicznie uzasadniona. Jest to także kluczowa kwestia wpływająca na taką, a nie inną strukturę wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Przyjęte w obliczeniach bardzo duże wysokości jednostkowych kosztów zewnętrznych powodowanych emisją zanieczyszczeń gazowych wymuszają przede wszystkim wybór technologii bezemisyjnych. Przeprowadzona analiza czułości wskazała jednak, że obniżenie tych kosztów w poważnym stopniu zwiększa konkurencję tradycyjnych nośników energii8.

Zmniejszenie popytu na energię, obniżenie znaczenia paliw stałych oraz bardzo duży zakres inwestycji ochronnych powodują obniżkę poziomu emisji zanieczyszczeń pochodzących z krajowego systemu energetycznego. W tym scenariuszu rozwoju przewidywana jest kilkukrotna obniżka emisji zanieczyszczeń gazowych (SO2, NOX i pyły) w porównaniu z dotychczasowym trendem. Zakres redukcji emisji CO2 jest nieco mniejszy, co wynika z braku alternatywnych - poza zmianą struktury zużycia paliw - i efektywnych kosztowo technologii redukcji emisji.

Jeśli chodzi o skutki ekonomiczne realizacji tego scenariusza radykalnie zmniejsza się wysokość kosztów zewnętrznych. W całościowym rachunku ekonomicznym dobrobyt społeczny zwiększa się o około 19% w porównaniu ze scenariuszem ODN. Z ekonomicznego punktu widzenia internalizacja kosztów zewnętrznych w cenach energii jest więc w pełni uzasadniona.


  1   2


©absta.pl 2016
wyślij wiadomość

    Strona główna