ANALIZA PORÓWNAWCZA KOSZTÓW WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ. Janusz Sowiński Instytut Elektroenergetyki Politechnika Częstochowska

Transkrypt

1 ANALIZA PORÓWNAWCZA KOSZTÓW WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ Janusz Sowiński Instytut Elektroenergetyki Politechnika Częstochowska

2 Przewidywany rozwój energetyki światowej do 2050 umiarkowany wzrost zużycia węgla kamiennego i brunatnego bardzo nieznaczny wzrost zużycia ropy naftowej wzrost zużycia gazu ziemnego znaczący wzrost wykorzystania energii odnawialnej silny wzrost mocy zainstalowanej w elektrowniach jądrowych z reaktorami nowej generacji 2

3 Tendencje w wykorzystaniu nośników energii pierwotnej Gaz ziemny, który był wskazywany jako najatrakcyjniejsze paliwo dla energetyki XXI wieku, z uwagi na znaczny wzrost ceny traci uprzywilejowaną pozycję na rzecz czystych technologii węglowych, energetyki jądrowej oraz odnawialnych źródeł energii W świetle zarysowujących się tendencji rozwoju czystych technologii węglowych wątpliwy wydaje się spadek wydobycia węgla kamiennego w Polsce Dywersyfikacja technologiczna wytwarzania energii elektrycznej jest niezbędnym elementem bezpieczeństwa dostaw paliw dla elektroenergetyki 3

4 Konieczność inwestycji w sferze wytwarzania energii elektrycznej W ostatnich latach zużycie energii elektrycznej w Polsce wzrasta. W dziesięcioleciu wzrost ten wyniósł 7 %. Na ten trend nakłada się niekorzystne zjawisko starzenia się turbogeneratorów i kotłów Większość elektrowni i elektrociepłowni pracuje powyżej 30 lat. Brak środków na inwestycje i modernizacje pogłębia niekorzystną sytuację. Wprowadzane corocznie w ostatnim dziesięcioleciu nowe moce w systemie w wysokości ok. 400 MW nie zapewniają odtworzenia mocy wytwórczych. Szacuje się, że w najbliższych latach w polskim systemie powinno pojawiać się rocznie ok MW nowych mocy. 4

5 Analizowane technologie wytwarzania energii elektrycznej elektrownie z blokami kondensacyjnymi na parametry nadkrytyczne i ultra nadkrytyczne elektrownie parowe z kotłami z paleniskami fluidalnymi kombinowane układy gazowo-parowe, w tym klasyczne bloki parowe z turbiną gazową i sprzężone równoległe układy gazowoparowe układy z turbinami gazowymi, z paliwem w postaci węgla, w tym ciśnieniowe spalanie węgla w kotłach fluidalnych ze złożem stałym lub cyrkulacyjnym, oraz zgazowanie węgla zintegrowane z układem gazowo-parowym elektrownie konwencjonalne ze współspalaniem biomasy elektrownie wodne elektrownie wiatrowe elektrownie jądrowe 5

6 Technologie rokujące największe nadzieje na wdrożenie w Polsce elektrownia na gaz ziemny, układ gazowo-parowy CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) elektrownia z układem gazowo-parowym, ze zgazowaniem niskokalorycznego węgla kamiennego, przystosowana do współzgazowania odpadów, IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) elektrownia parowa na węgiel brunatny, kocioł z atmosferycznym paleniskiem fluidalnym AFBC (Atmospheric Fluidised Bed Combustion) elektrownia z układem gazowo-parowym, z ciśnieniowym kotłem fluidalnym PFBC (Pressurized Fluidised Bed Combustion), paliwo węgiel kamienny elektrownia parowa z kotłem pyłowym FSB (Fossil Steam Boiler), paliwo węgiel brunatny, wysokosprawne instalacje ochronne elektrownia parowa z udoskonalonym kotłem pyłowym AFSB (Advantage Fossil Steam Boiler), paliwo węgiel kamienny, wysokosprawne instalacje ochronne elektrownia z blokiem konwencjonalnym na nadkrytyczne parametry pary FSB SC (Fossil Steam Boiler Supercritical) elektrownia jądrowa z reaktorem wodnym LWR (Light Water Reactor): ciśnieniowym PWR (Pressurized Water Reactor) lub wrzącym BWR (Boiling Water Reactor) 6

7 Typy reaktorów energetycznych w elektrowniach jądrowych reaktory lekkowodne (LWR Light Water Reactor) paliwem uran wzbogacony, moderator i chłodziwo lekka woda (H 2 O). Do tej grupy należą: reaktory wodne ciśnieniowe (PWR Pressurized Water Reactor lub WWER, wysokie ciśnienie nie dopuszcza do wrzenia wody) oraz reaktory wodne wrzące (BWR Boiling Water Reactor) woda w postaci pary w wyniku wrzenia w reaktorze reaktory ciężkowodne (HWR Heavy Water Reactor) moderatorem i chłodziwem jest ciężka woda (D 2 O), odmianą tych reaktorów jest CANDU (Canadian Deuterium Uranium Reactor) reaktory gazowe (GCR Gas-Cooled Reactor i AGR Advanced Gas- Colled Reactor) moderatorem grafit, chłodziwem gaz np. dwutlenek węgla reaktory wysokotemperaturowe (HTR High Temperature Reactor) chłodziwem gaz np. hel reaktory prędkie powielające (FBR Fast Breeder Reactor) rozszczepienie realizują neutrony prędkie, chłodziwem ciekły metal np. sód (Na) lub gaz dysocjujący (czterotlenek azotu N 2 O 4 ). 7

8 Tabela 1 Charakterystyka przykładowych bloków i elektrowni wykorzystujących wybrane technologie wytwarzania energii elektrycznej Technologie Wyszczególnienie Jednostka CCGT IGCC AFBC PFBC FSB AFSB FSBSC LWR Moc MW Sprawność % Nakład inwestycyjny jednostkowy PLN/kW Nakład inwestycyjny 10 6 PLN Czas budowy lata Koszty jednostkowe wytwarzania PLN/MWh Okres eksploatacji lata

9 Tabela 2 Oszacowanie kosztu wytwarzania energii elektrycznej dla wybranych technologii (na podstawie IEA) Technologia - GT CCGT IGCC CFBC (Circulating FBC) FSB LWR Elektrownia - biomasa Elektrownia wiatrowa Koszt w 2005 r. PLN/kWh 0,20 0,31 0,15 0,20 0,18 0,22 0,15 0,20 0,13 0,18 0,18 0,20 0,11 0,37 0,15 0,77 Przewidywany koszt w 2030 r. przy założeniu opłaty za emisję EUR/t CO 2 PLN/kWh 0,24 0,37 0,18 0,24 0,24 0,31 0,22 0,29 0,20 0,26 0,18 0,20 0,11 0,33 0,12 0,75 9

10 Tabela 3 Koszty inwestycyjne wybranych technologii z różnymi technikami usuwania CO 2 w EUR/kW (IEA) Technika usuwania CO 2 Elektrownia z kotłem pyłowym z instalacją odsiarczania CCGT IGCC Elektrownia ze spalaniem pyłu węglowego w tlenie z recyrkulacją CO 2 Instalacja bez usuwania CO Absorpcja Adsorpcja PSA Adsorpcja TSA Technika kriogeniczna Separacja membranowa Absorpcja membranowa i MEA

11 Tabela 4 Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej oraz jednostkowe koszty emisji CO 2 w zł/mwh dla wybranych źródeł energii elektrycznej (Pol. Śląska) Rodzaj źródła (elektrownia) Koszt wytwarzania Sprawność Emisja Poziom opłat za emisję CO 2 3 EUR/t 10 EUR/t 40 EUR/t - PLN/MWh % t/mwh PLN/MWh PLN/MWh PLN/MWh Jądrowa ,0 0,0 0,0 0,0 Na węgiel brunatny ,008 11,5 38,3 153,2 Na węgiel kamienny ,954 10,9 36,2 144,9 Gazowa 20 50MW ,576 6,6 21,9 87,5 11

12 Tabela 6 Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej netto w PLN/MWh (wg Musiał) Typ elektrowni Elektrownia na węgiel kamienny z kotłem pyłowym i IOS Elektrownia na węgiel kamienny z kotłem fluidalnym Elektrownia na węgiel kamienny i muły z kotłem fluidalnym Elektrownia na węgiel brunatny z kotłem pyłowym i IOS Elektrownia na węgiel brunatny z kotłem fluidalnym Elektrownia na węgiel kamienny z układem zgazowania IGCC Elektrownia na gaz ziemny GTCC Elektrownia atomowa z reaktorem EPR Elektrownia atomowa z reaktorem AP 1000 Elektrownia na biomasę (zrębki drewna) Elektrownia na biomasę (słoma) Farmy wiatrowe Farmy wiatrowe z rezerwowaniem mocy Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej z pominięciem handlu uprawnieniami do emisji CO Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej z uwzględnieniem handlu uprawnieniami do emisji CO

13 Tabela 7 Krytyczne wartości ceny energii elektrycznej w zł/kwh w funkcji miernika niepewności Technologia Wielkość 0 0,05 0,1 Wartości 0,15 0,2 0,25 0,3 CCGT 0,178 0,179 0,183 0,189 0,195 0,203 0,212 IGCC 0,163 0,166 0,176 0,190 0,207 0,226 0,247 AFBC 0,159 0,162 0,172 0,185 0,201 0,219 0,240 PFBC FSB Cena [PLN/kWh] 0,164 0,176 0,167 0,179 0,176 0,189 0,189 0,202 0,204 0,219 0,222 0,237 0,242 0,258 AFSB 0,190 0,195 0,207 0,223 0,243 0,266 0,292 FSB SC 0,206 0,211 0,224 0,241 0,263 0,287 0,315 LWR 0,177 0,183 0,200 0,222 0,249 0,280 0,315 13

14 Tabela 8 Krytyczne wartości ceny energii elektrycznej w PLN/kWh z uwzględnieniem kosztów zewnętrznych Technologia Wielkość 0 0,05 0,1 Wartości 0,15 0,2 0,25 0,3 CCGT 0,208 0,209 0,213 0,219 0,225 0,233 0,242 IGCC 0,243 0,246 0,256 0,270 0,287 0,306 0,327 AFBC 0,239 0,242 0,252 0,265 0,281 0,299 0,320 PFBC FSB Cena [PLN/kWh] 0,244 0,256 0,247 0,259 0,256 0,269 0,269 0,282 0,284 0,299 0,302 0,317 0,322 0,338 AFSB 0,270 0,275 0,287 0,303 0,323 0,346 0,372 FSB SC 0,286 0,291 0,304 0,321 0,343 0,367 0,395 LWR 0,177 0,183 0,200 0,222 0,249 0,280 0,315 14

15 Uwagi Krytyczne wartości ceny energii elektrycznej dla technologii wykorzystujących węgiel kamienny i brunatny różnią się między sobą w sposób nieznaczny Niższe wartości ceny krytycznej z uwzględnieniem kosztów zewnętrznych wyznaczono dla technologii jądrowych 15

16 Pytania dyskusyjne 1. Jak Autor ocenia rolę elektrowni niesystemowych? 2. Jak zdefiniowano koszty zewnętrzne porównywanych technologii? 3. Porównanie technologii usuwania CO 2 oparto na danych opublikowanych w r. 1992; jaka jest projekcja na lata przyszłe? 16

17 Elektrownie niesystemowe Energetyka rozproszona to małe jednostki lub obiekty wytwórcze, przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczych lub zlokalizowane w sieci elektroenergetycznej odbiorcy, często produkujące energię elektryczną z energii odnawialnych lub niekonwencjonalnych, równie często w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła [Biczel P., Paska J.: Energetyka rozproszona. Hybrydowa elektrownia słoneczna z ogniwem paliwowym..., Elektroenergetyka Nr 4/2003 (47), PSE SA] Klasyczna generacja rozproszona nie jest planowana centralnie i nie podlega centralnemu dysponowaniu mocą. Z uwagi, że źródła rozproszone są podłączane do sieci rozdzielczej, to ich moc nie przekracza MW. 17

18 Elektrownie niesystemowe (cd) Zalety energetyki rozproszonej: krótki czas budowy, małe ryzyko inwestycyjne, zalety eksploatacyjne (wysoka sprawność w skojarzeniu), wypełnianie wymagań zrównoważonego rozwoju (dyrektywy UE i regulacje polskie), lokalizacja bliska odbiorców (unikanie części kosztów przesyłu i dystrybucji) Wady: w przypadku odnawialnych źródeł energii pierwotnej uzależnienie od nieprzewidywalnych warunków i zjawisk zewnętrznych (wiatr, nasłonecznienie), relatywnie duże koszty 18

19 Koszty zewnętrzne Koszty społeczne we współczesnej ekonomii noszą nazwę kosztów zewnętrznych. Koszty zewnętrzne to szkodliwe efekty zewnętrzne procesów produkcyjnych. W artykule koszty zewnętrzne rozumiane są jako koszty ponoszone przez otoczenie wskutek wytwarzania energii elektrycznej. Aby uwzględnić koszty wywierane na środowisko wprowadza się opłaty za gospodarcze korzystanie ze środowiska i podatki ekologiczne. Koszty zewnętrzne mogą być rozumiane szerzej. Zespół Politechniki Śląskiej [Kocot H., Korab R.: Koszty zewnętrzne technologii elektroenergetycznych metodyka wyznaczania, Rynek Energii, Zeszyt tematyczny nr 1, 2007] uwzględnia również jako składnik kosztów zewnętrznych stranded cost w przesyle. W tym przypadku koszty zewnętrzne=koszty środowiska+koszty rezerw+koszty przesyłu. Na tej podstawie opracowano ceny referencyjne dla wybranych technologii elektroenergetycznych. 19

20 Koszty zewnętrzne (cd) Koszty zewnętrzne oszacowano na podstawie danych z IEA przy założonej cenie pozwolenia na emisję EUR/t CO 2. Z tego tytułu koszty wytwarzania energii elektrycznej wzrastają o 0,07 0,09 PLN/kWh dla technologii IGCC, FSB, AFSB, FSB SC, AFBC i PFBC, 0,02 0,04 PLN/kWh dla technologii CCGT, natomiast dla technologii jądrowej LWR koszty praktycznie nie zmieniają się (brak emisji CO 2 ). 20

21 Technologie CCS Technologie CCS (Carbon Capture and Storage) w zakresie wychwytywania dwutlenku węgla są obecnie już na tyle dopracowane, że mogą być zastosowane komercyjnie. Natomiast długoterminowe podziemne składowanie dwutlenku węgla na dużą skalę jest technologią na tyle niesprawdzoną, że do roku 2007 żadna duża elektrownia nie pracowała z pełnym systemem CCS. Zastosowanie CCS w nowoczesnej elektrowni konwencjonalnej pozwala zredukować emisję CO 2 o ok %. 21

22 Technologie CCS (cd) Nakład energetyczny na wychwycenie i skompresowanie CO 2 powoduje zwiększenie zużycia paliwa o ok %. Szacuje się, że system CCS powoduje wzrost kosztu wytwarzania energii elektrycznej o ok % w zależności od technologii i odległości elektrowni od miejsca składowania CO 2. Obecnie jako miejsca składowania wykorzystuje się podziemne zbiorniki (np. nieczynne kopalnie, w tym wyeksploatowane złoża gazu ziemnego, eksploatowane pola naftowe) lub oceany. 22

23 Tablica 1 Koszty energii elektrycznej bez i z CCS (2002USD/kWh) (Źródło: IPCC special report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by working group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Metz, B., O. Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, and L.A. Meyer (eds.). Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 442 pp.) Technologia CCGT (gaz ziemny) FSB (PC) (węgiel kamienny) IGCC (węgiel kamienny) Bez wychwytywania CO Z wychwytywaniem CO 2 i podziemnym magazynowaniem Z wychwytywaniem CO 2 i EOR

24 Uwagi do Tablicy 1 Koszty w Tablicy 1 zostały wyznaczone dla nowoczesnych elektrowni systemowych przy założeniu ceny gazu ziemnego USD/GJ oraz ceny węgla USD/GJ. Magazynowanie CO 2 z zastosowaniem technologii EOR (Enhanced Oil Recovery) pozwala wydobyć ze złoża dodatkową ropę naftową, co w konsekwencji powoduje również obniżenie kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Wyższe obecnie w porównaniu z rokiem 2002 ceny gazu ziemnego i ropy naftowej wpływają na poprawę efektywności technologii EOR. Nakład energetyczny potrzebny do wychwycenia CO 2 zależy od technologii wytwarzania energii elektrycznej: w elektrowni konwencjonalnej z kotłem pyłowy (PC) na parametry nadkrytyczne (AFSB SC) to zużycie energii większe o ok %, w elektrowni na gaz ziemny z kombinowanym cyklem gazowo-parowym (CCGT) to wzrost w zakresie 11-22% i w elektrowni gazowo-parowej ze zgazowaniem węgla (IGCC) w zakresie 14-25%. 24

25 Dziękuję za uwagę!