Na horyzoncie GAZ. Analiza scenariusza wykorzystania gazu ziemnego w polskim systemie elektroenergetycznym do 2035 r.

Transkrypt

1 Na horyzoncie GAZ. Analiza scenariusza wykorzystania gazu ziemnego w polskim systemie elektroenergetycznym do 235 r. Autor: dr inż. Artur Wyrwa, mgr inż. Ewa Zajda, mgr inż. Marcin Pluta AGH Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Energetyki i Paliw ( Energetyka Cieplna i Zawodowa nr 6/213) W dobie budowy terminalu LNG w Świnoujściu, pojawiających się informacji prasowych o planach realizacji budowy drugiej nitki gazociągu jamalskiego, planowanych interkolektorach Polska-Słowacja, Polska-Litwa oraz perspektyw wydobycia gazu z łupków należałoby zadać sobie zasadnicze pytanie jaką rolę w przyszłości pełnić będzie gaz ziemny w polskim systemie elektroenergetycznym? Co wpływa na konkurencyjność wykorzystania gazu jako paliwa w porównaniu do innych surowców energetycznych np. węgla kamiennego, którego zasoby w naszym kraju są wystarczające, by zaspokoić zapotrzebowanie energetyki? Odpowiedzi postaramy się udzielić, przeprowadzając analizę scenariuszową wykorzystania gazu ziemnego w polskim systemie elektroenergetycznym do 235 r. Wymogi Unii korzystne dla gazu Udokumentowane zasoby gazu ziemnego w Polsce w złożach konwencjonalnych wynoszą ok. 98 mld m 3 [1]. Roczne wydobycie tego surowca wynosi ok. 4,3 mld m 3, co przy ok. 15 mld m 3 zużycia stanowi ok. % krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny [2]. Pozostała część gazu importowana jest do Polski głównie z Rosji (ok. 6%), a także z Niemiec i Czech. Gaz ziemny wykorzystywany jest w wielu gałęziach gospodarki, jak również przez odbiorców domowych. Udział gazu ziemnego w Polsce w strukturze nośników energii pierwotnej stanowi ok. 12%. Wymogi Unii Europejskiej ograniczające emisję CO 2 do atmosfery wymuszają konieczność poszukiwania alternatywnych źródeł energii dla węgla kamiennego, na którym oparty jest sektor elektroenergetyczny. Wysoka sprawność układów gazowo-parowych (ok. 6%), elastyczność ich pracy oraz niskie nakłady inwestycyjne sprawiają, że technologia ta staje się atrakcyjna dla polskiej elektroenergetyki. Z drugiej strony wysoka cena tego paliwa przy taniejącym węglu w ostatnim czasie negatywnie wpłynęła na opłacalność elektrowni gazowych. Dywersyfikacja dostaw gazu ziemnego do Polski może w znaczący sposób przyczynić się do obniżenia cen tego surowca [3]. Dodatkowo pojawiająca się konkurencja dla gazu

2 rosyjskiego na rynkach światowych pozytywnie wpływa na kształtowanie się cen gazu ziemnego. W przyszłości gaz może być również pozyskiwany ze złóż niekonwencjonalnych. Państwowy Instytut Geologiczny szacuje zasoby gazu z łupków w Polsce w przedziale od 346 do 768 mld m 3 [4]. TIMES-PL dla określenia zmian Badanie, którego celem było określenie możliwych zmian w strukturze produkcji w krajowym systemie elektroenergetycznym w perspektywie roku 235, przeprowadzono przy wykorzystaniu modelu TIMES-PL dla horyzontu czasowego z pięcioletnim krokiem czasowym. W szczególności przeanalizowano wpływ obniżenia ceny gazu ziemnego dla wytwórców energii elektrycznej i ciepła. TIMES (zintegrowany system MARKAL-EFOM, zwany dalej modelem) jest generatorem modeli systemów energetycznych opracowanym w ramach porozumienia wdrożeniowego Międzynarodowej Agencji Energetycznej. Znalazł zastosowanie jako narządzie wykorzystywane do analizy systemów energetycznych w różnej skali czasowej oraz przestrzennej [5]. Jest modelem równowagi cząstkowej. W warunkach konkurencji doskonałej ustala się w nim równowaga rynkowa, tzn. model wyznacza przepływy energii i materiałów, jak również ich ceny w taki sposób, że dostawcy wytwarzają dokładnie ilości, które konsumenci są gotowi kupić. Zadaniem modelu jest wskazanie optymalnego rozwiązania, pozwalającego na zaspokojenie zapotrzebowania na usługi energetyczne przy maksymalizacji całkowitej nadwyżki netto. RYS. 1 Uproszczona struktura podsystemu scentralizowanego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła modelu TIMES-PL

3 W pracy wykorzystano model krajowego systemu energetycznego, TIMES-PL, który rozwijany jest na Wydziale Energetyki i Paliw AGH od 2 r. Struktura części modelu obejmująca podsystem scentralizowanego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (istniejące obiekty) została przedstawiona na rys. 1. W jej skład wchodzą: technologie (reprezentujące procesy przemian energetycznych) oraz dobra (ogół środków produkcji, materiałów, energii, zanieczyszczeń, itp.). Podsystem scentralizowanego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła obejmuje wszystkie istniejące elektrownie zawodowe. Są to przede wszystkim elektrownie na węgiel kamienny oraz brunatny. Każda z elektrowni rozpatrywana jest w modelu oddzielnie. Podobnie jest w przypadku istniejących elektrociepłowni gazowych. Reszta elektrociepłowni została zagregowana do kilku kategorii wg zużywanego paliwa oraz typu zainstalowanej turbiny. W modelu uwzględniono także technologie wykorzystujące odnawialne źródła energii, takie jak turbiny wiatrowe, elektrownie wodne oraz ogniwa fotowoltaiczne. Uwzględniono także ostatnie inwestycje w nowe moce m.in. w Pątnowie, Łagiszy oraz Bełchatowie, jak również dane dotyczące likwidacji starych jednostek wytwórczych. Model może stosować nowe technologie energetyczne, takie jak np. układy gazowo-parowe (CCGT) czy elektrociepłownie gazowe (CHP). Wszystkie ujęte w modelu technologie energetyczne zostały scharakteryzowane parametrami techniczno-ekonomicznymi, wśród których należy m.in. wymienić: jednostkowe nakłady inwestycyjne, koszty O&M (stałe i zmienne), sprawność oraz ekonomiczny czas życia technologii [6]. Roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną i ciepło w każdym roku modelowania zostało rozłożone na 224 jednostki czasowe niższego rzędu tzw. (ang. timeslice). Dwa scenariusze Wysoka cena gazu ziemnego powoduje, że obecnie produkcja energii elektrycznej w oparciu o wykorzystanie tego paliwa pozostaje mało konkurencyjna w stosunku do źródeł węglowych [7]. Przeprowadzone przez nas symulacje umożliwiły analizę zmian w wykorzystaniu gazu do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w zależności od jego ceny. Innym czynnikiem mającym duży wpływ na strukturę wytwarzania energii elektrycznej jest cena uprawnień do emisji CO 2 w ramach EU ETS. Rozważono dwa scenariusze: Scenariusz I zakłada prognozę cen uprawnień do emisji CO 2 zgodną ze scenariuszem Referencyjnym przedstawionym w [8], Scenariusz II zakłada prognozę cen uprawnień do emisji CO 2 zgodną ze scenariuszem Zróżnicowanych Technologii Energetycznych przedstawionym w [8]. W każdym scenariuszu wyjściowe ceny gazu przedstawione w tabeli 1 zostały obniżane w zakresie od % do 6%.

4 TAB. Prognoza cen paliw [EUR 8/GJ] 215 r. 22 r. 225 r. 2 r. 235 r. Gaz ziemny 5,5 6,9 8,2 8,6 9,1 Węgiel kamienny 2,8 3,2 3,7 3,7 3,9 Ropa naftowa 9, 9,8 11,3 11,8 12,3 źródło: [8] Cena niższa o ponad 2% Otrzymane wyniki przedstawione zostały na rys. 2. Pokazują produkcję energii elektrycznej w nowo wybudowanych elektrowniach i elektrociepłowniach gazowych w latach: 215, 225, 235 w zależności od wielkości redukcji ceny gazu ziemnego. 2 Scenariusz I. Elektrownie "CCGT" Scenariusz II. Elektrownie "CCGT" Scenariusz I. "CHP" gaz ziemny Scenariusz II. "CHP" gaz ziemny RYS. 2 Wielkość produkcji energii elektrycznej [TWh] w blokach gazowo-parowych oraz elektrociepłowniach gazowych dla roku 215, 225, 235 w zależności od redukcji ceny gazu ziemnego dla scenariusza I (po lewej) oraz II (po prawej) Analizując otrzymane wyniki, można stwierdzić, że w perspektywie średnioterminowej zwiększenie produkcji energii elektrycznej w układach gazowo-parowych możliwe jest przy obniżeniu jego ceny o więcej niż 2%.

5 W obydwu scenariuszach wraz z obniżaniem ceny gazu jest on w pierwszej kolejności wykorzystywany do produkcji energii elektrycznej (i ciepła) w elektrociepłowniach. Wielkość produkcji energii elektrycznej w elektrociepłowniach utrzymuje się na stałym poziomie w latach aż do wartości redukcji ceny gazu równej % i %, odpowiednio dla scenariusza I i II. Po przekroczeniu tych wartości obserwujemy wzrost produkcji energii elektrycznej w elektrociepłowniach w latach Zwiększenie cen uprawnień do emisji CO 2 przesuwa produkcję energii elektrycznej z elektrowni do elektrociepłowni. W obydwu scenariuszach przy obniżeniu cen gazu o % łączna produkcja energii elektrycznej netto w elektrowniach i elektrociepłowniach gazowych w 235 r. stanowi ok. 6% całkowitej produkcji ze wszystkich źródeł. We wszystkich symulacjach obliczony minimalny wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej w nowo wybudowanych elektrowniach gazowych wynosił,7. Gazowa stagnacja Badanie perspektyw wykorzystania gazu w elektroenergetyce wymaga podejścia systemowego oraz objęcia analizą całego podsystemu wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Otrzymane wyniki pokazują, że przy obecnych cenach gazu nie należałoby się spodziewać inwestycji w nowe moce wytwórcze (choć takowe są obecnie realizowane), nawet przy uwzględnieniu wzrostu cen uprawnień do emisji CO 2. Należy zaznaczyć, że obecna wersja modelu nie uwzględnia ograniczeń technicznych związanych z elastycznością pracy elektrowni oraz że w przeprowadzonych analizach nie zadano żadnych celów ilościowych (np. dla OŹE) po roku 22. Założenie wzrostu wykorzystania niestabilnych źródeł OŹE oraz uwzględnienie ograniczeń technicznych produkcji powodować będzie wzrost konkurencyjności technologii gazowych. Będzie to przedmiotem dalszych prac. Praca została zrealizowana w ramach badań statutowych WEiP/ZRE

6 Literatura [1] Kaliski M., Nagy S., Rychlicki S., Siemek J., Szurlej A.: Gaz ziemny w Polsce wydobycie, zużycie i import do 2 roku. AGH, Kraków, 2. [2] Ministerstwo Gospodarki: Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw paliw gazowych za okres od 1 stycznia 211 do 31 grudnia 211. Warszawa, 212. [3] Tarnawski M.: Spadkowy trend ceny gazu na świecie. Instytut Kościuszki, 213. [4] Ocena zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w formacjach łupkowych dolnego Paleozoiku w Polsce (basen bałtycko-podlasko-lubelski) - Raport pierwszy. Państwowy Instytut Geologiczny, Warszawa, 212. [5] Loulou R., Remme U., Kanudia A., Lehtila A., Goldstein G.: ETSAP Documentation for the TIMES Model-Part I. 25. [6] Pluta M., Wyrwa A., Mirowski T., Zyśk J.: Wyniki wstępnych badań nad długookresowym rozwojem krajowego systemu wytwarzania energii elektrycznej w Polsce. Polityka Energetyczna, ISSN Tom 15, z. 4, s , Kraków, 212. [7] Szurlej A., Mokrzycki E.: Ekologiczne i energetyczne oraz ekonomiczne aspekty stosowania układów wykorzystujących gaz ziemny. Polityka Energetyczna, Tom 6, Kraków, 23. [8] European Commission: Energy Roadmap 2 Impact assessment and scenario analysis. Bruksela, 211.