Sektor energetyczny zagadnienia rozwoju, analiza kosztów wytwarzania. Bilans uprawnień do emisji CO 2 w ramach EU ETS III Adam Gajda Specjalista z rejestru ZG NOT Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Niniejszy artykuł jest kontynuacją wcześniejszych publikacji [11, 12], w których autor opowiadał się za zdecydowanym zwiększeniem udziału gazu w bilansie paliwowym sektora energetycznego w kontekście polityki klimatycznej UE i konieczności znaczącej wymiany bazy wytwórczej energetyki w perspektywie 2020 r. Jak wynika z wiadomości z rynku i z doniesień prasowych, podobny kierunek myślenia przyjmuje część inwestorów branżowych, planując bądź już realizując budowę systemowych bloków gazowoparowych dużej mocy. Jednocześnie stale zmieniają się uwarunkowania dotyczące otoczenia energetyki, w tym koszty czynników produkcji, prognozy cen uprawnień do emisji CO 2, koszty wychwytu i magazynowania CO 2 (Carbon Capture and Storage CCS), a negocjowane z Komisją Europejską (KE) projekty rozwiązań, chociażby w sprawie ustanowienia łagodniejszych zasad przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji CO 2 dla ciepła sieciowego, nie znalazły potwierdzenia. Nie jest też jasne, czy mechanizmy wsparcia dotyczące wysokosprawnej kogeneracji oraz dywersyfikacji bazy paliwowej wytwarzania energii będą istniały w dłuższej perspektywie. Przy czym, jak można obecnie ocenić, uregulowania dotyczące zasad przydziału bezpłatnych uprawnień dla producentów ciepła i energii elektrycznej przyjęte w europejskim systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (EU ETS III) nie są przy krajowej monokulturze węglowej wystarczającym bodźcem do podejmowania decyzji inwestycyjnych z pełną świadomością co do skali wynikającego z nich ryzyka. Powyższe spostrzeżenia stanowiły punkt wyjścia do kolejnej analizy wybranych zagadnień dotyczących sektora w świetle nowych informacji i ustaleń KE [3, 4]. W celach porównawczych (konkurencyjność bloków gazowoparowych dużej mocy, koszty wytwarzania energii elektrycznej, liczba bezpłatnych uprawnień do emisji CO 2 ) analizę wykonano w oparciu o przyjęte we wcześniejszym opracowaniu autora [12] prognozy produkcji energii, harmonogram wymiany i rozwoju bazy wytwórczej energetyki oraz wynikającą z nich prognozę rozkładu emisji CO 2 w okresie do 2020 r. Istotne dane i wyniki (w cenach stałych z 2008 r.) wcześniejszych analiz, opartych na dostępnych w tym czasie informacjach, przedstawiono w tab. 1 5 oraz na rys. 1. Przyjęto średni kurs EUR w wysokości 4 zł. Dane w tab. 2 i 3 przedstawiono dla lat przyjętych za węzłowe w kontekście rozliczeń III fazy EU ETS, tj. dla 2013 i 2020 r. oraz derogacji 112
160,0 Nakłady inwestycyjne Nowe moce 16 000 140,0 14 000 120,0 12 000 100,0 10 000 mld zł MWe 80,0 8 000 60,0 6 000 40,0 4 000 20,0 2 000 0,0 0 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Rys. 1. Narastanie nowych mocy i nakłady inwestycyjne [12] Tab. 1. Struktura technologicznopaliwowa mocy elektrycznej sektora w 2020 r. [MW e ] Technologie wytwarzania Nowe moce Moce istniejące (obecnie) 2008 r. 2020 r. Razem 2020 r. Paliwa stałe 7550 31990 21500 29050 klasyczne nadkrytyczne CFB klasyczne CFB nadkrytyczne 490 5290 350 1420 29400 2590 19000 2500 19490 Gaz 3560 700 700 4260 Bloki gazowoparowe Turbiny szczytowe 2560 Energetyka jądrowa 1500 1500 Elektrownie szczytowopompowe 1330 1330 1330 OZE 6700 1290 1290 7990 Energetyka wiatrowa Biopaliwa Elektrownie wodne przepływowe Ogółem, w tym: współspalanie biomasy 6000 500 200 19310 (370) Uwagi: Produkty naftowe i paliwa odpadowe są obecnie wykorzystywane w ok. 3% mocy zainstalowanej systemu w technologiach klasycznych. kotły pyłowe, CFB kotły fluidalne. 700 250 100 940 35310 (350) 700 250 100 940 24820 (700) 5290 2850 1420 3260 6250 600 1140 44130 (1050)
Tab. 2. Prognoza wzrostu krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną i rozkład emisji CO 2 Wyszczególnienie Jedn. 2010 2013 2017 2020 Energia elektryczna Emisja CO 2 TWh mln Mg 149,2 149,8 153,0 143,0 162,4 132,2 171,8 125,7 Wskaźnik produktowy (1) Mg/MWh 1,004 0,935 0,814 0,732 Uwaga: (1) Wskaźnik produktowy uwzględnia emisję CO 2 z produkcji energii elektrycznej i ciepła, odniesioną do produkcji energii elektrycznej Tab. 3. Struktura paliwowa produkcji energii [%] Paliwa 2010 2013 2017 2020 Węgiel kamienny Węgiel brunatny 51,6 35,5 47,4 32,7 43,5 27,7 39,5 23,3 Paliwa stałe 87,1 80,1 71,2 62,8 Gaz Prod. naftowe En. jądrowa Inne 1/ OZE ze współspal. 3,2 1,1 2,6 6,0 6,9 1,1 2,5 9,4 13,7 1,1 2,4 11,9 15,1 1,2 3,5 2,2 15,2 Uwaga: 1/ Paliwa odpadowe Tab. 4. Charakterystyka porównywanych bloków energetycznych [11] Wyszczególnienie Jednostka ref. CFB CCGT 400 Moc zainstalowana MWe 370 400 Sprawność brutto % 40 46 48 45 60 Paliwo podstawowe WK WK WK WK GZ Wartość opałowa MJ/kg, MJ/m 3 21,5 21,5 21,5 19,5 36,5 Jedn. zużycie paliwa kg/mwh, m 3 /MWh 419,0 363,0 349,0 410,0 164,4 Jedn. produktowy wskaźnik emisji CO 2 Mg/MWh 0,852 0,742 0,714 0,761 0,335 Uwagi: WK węgiel kamienny, GZ gaz ziemny Tab. 5. Współspalanie biomasy [11] Wyszczególnienie Jednostka ref. CFB CCGT 400 Udział biomasy w energii chem. paliw % 5 8 8 20 Wartość opałowa Jedn. zużycie biomasy MJ/kg kg/mwh 40,9 56,7 54,5 145,5 Skoryg. jedn. zużycie paliwa podst. kg/mwh 398,0 342,0 329,0 369,0 Skoryg. produktowy wskaźnik emisji CO 2 Mg/MWh 0,813 0,683 0,656 0,609 0,335 Produkcja zielonej energii (1) GWh/rok 129,6 257,6 560,0 644,0 Uwaga: (1) Czas pracy bloków 7000 h/rok z mocą zainstalowaną
od standardów emisyjnych, wynikających z dyrektywy 2001/80/WE (tzw. dyrektywa LCP), których terminy kończą się w 2017 r. (derogacje w zakresie emisji NO x ). Dane te odzwierciedlają efekty przyjętego przez autora we wcześniejszych opracowaniach [11, 12] programu wymiany istniejących i budowy nowych mocy wytwórczych, zakładającego intensyfikację przedsięwzięć inwestycyjnych w latach 2013 2016 (rys. 1). Wymiana zużytych technicznie mocy wytwórczych i budowa nowych dotyczy ok. 13 tys. MW e w latach 2008 2020 i wymaga wraz z rozwojem OZE nakładów w wysokości ok. 105 mld zł (w cenach z 2008 r.), w tym wydatkowania w latach 2013 2020 średnio po ok. 10 mld zł rocznie. Realizacja powyższego programu inwestycyjnego spowoduje ograniczenie w 2020 r. zużycia węgla kamiennego i brunatnego odpowiednio o ponad 9 mln Mg i 15 mln Mg oraz w konsekwencji emisję CO 2 w sektorze niższą o ok. 33 mln Mg w stosunku do 2005 r. Jednocześnie zużycie gazu wzrośnie o ok. 3,7 mld Nm 3. Przy czym wpływ na znaczną redukcję emisji CO 2 ma poza niekwestionowanym programem rozwoju OZE wprowadzenie systemowych mocy gazowych do KSE. W celu uzyskania aktualnej oceny konkurencyjności bloków gazowoparowych dużej mocy w stosunku do bloków węglowych na parametry nadkrytyczne, preferowanych do niedawna przez większość inwestorów branżowych, wykonano stosowną analizę. 1. Bloki energetyczne dużej mocy, zdolności do redukcji CO 2, koszty wytwarzania Analizą zostały objęte nowe bloki energetyczne na parametry nadkrytyczne, opalane węglem kamiennym (Pulverized Coal) i CFB (Circulating Fluidized Bed) o mocach i MWe (znacząca przewaga ilościowa nad opalanymi węglem brunatnym) oraz bloki gazowoparowe CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) o mocy 400 MW e, na tle istniejących klasycznych bloków energetycznych, reprezentowanych przez jednostkę o mocy 370 MW e ( ref.). Rozważania przeprowadzono przy następujących założeniach: bloki energetyczne pracują na paliwach podstawowych, bloki węglowe pracują ze współspalaniem biomasy, nowe bloki pracują wraz z instalacjami sekwestracji i magazynowania CO 2 (CCS), przy uwzględnieniu zakupu 100% uprawnień do emisji CO 2, zróżnicowanych cen gazu ziemnego (20,6; 24,7; 32,9; 41,1 zł/gj) i uprawnień do emisji CO 2 (20; 39; 60 EUR/Mg) W stosunku do wcześniejszego opracowania [11] uaktualniono przyjęte tam ceny i wybrane składniki kosztów wytwarzania energii. Dane bazowe analizowanych bloków energetycznych przedstawiono w tab. 4, natomiast przyjęte i wyliczone parametry charakteryzujące proces współspalania w tab. 5. Zestaw przyjętych do analiz cen wybranych składników kosztów wytwarzania został przedstawiony w tab. 6. Po przeprowadzeniu stosownych obliczeń dla porównywalnych warunków pracy poszczególnych bloków, z uwzględnieniem zróżnicowanych cen uprawnień do emisji CO 2 (w wysokości 20, 39, 60 EUR/Mg CO 2 ), uzyskano wyniki przedstawione w tab. 7 oraz na rys. 2 i 3. Powyższe poziomy cen uprawnień przyjęto kolejno za wcześniejszymi i obecnymi prognozami KE oraz za Polityką Energetyczną Polski do 2030 r. Jak wynika z tab. 7 oraz rys. 2 i 3, niekorzystne relacje kosztów wytwarzania, a zatem i cen energii w funkcji cen gazu bloków gazowoparowych w stosunku do bloków węglowych, ulegają poprawie przy wyższych cenach uprawnień do emisji CO 2. Jednocześnie, nie opłaca się przystosowywać już istniejących klasycznych bloków energetycznych do technologii CCS. Wpływ wyższych cen energii z bloków gazowoparowych dużej mocy na średnią cenę w sektorze energetycznym, przy ich 15% udziale w produkcji sektora w 2020 r. jest niewielki, jak to przedstawiono w tab. 8, ograniczając się do wyższych cen gazu ziemnego. W tab. 8 przedstawiono wyniki dotyczące średnich kosztów wytwarzania energii elektrycznej w cieplnych źródłach wytwarzania sektora opalanych paliwami kopalnymi w 2020 r., przyjmując teoretycznie wprowadzenie w tym czasie technologii CCS w nowych źródłach węglowych dużej mocy. Założono 100% wychwytu CO 2 ograniczonego jedynie dyspozycyjnością instalacji CCS. Z zestawienia i obliczeń wynika, że wprowadzenie do energetyki systemowych bloków gazowoparowych spowoduje wzrost średnich kosztów pokazany w tab. 9. Pełny obraz prognozowanych cen energii elektrycznej wymaga wprowadzenia narzutów, podatków i marż do wyliczonych kosztów wytwarzania i uwzględnienia prognoz cen OZE. Jak wynika z ocen Eurelectric [7], technologia CCS ma być dostępna komercyjnie ok. 2025 r., a jej szersze zastosowanie do systemów energetycznych może nastąpić ok. nr 3 (9) 2011 115
2030 r. Nie jest ona zatem, podobnie jak energia jądrowa, sposobem na redukcję emisji CO 2 w newralgicznym okresie do 2020 r. W tej sytuacji zobowiązania Polski w zakresie emisji CO 2, wynikające z pakietu klimatycznoenergetycznego 3 x 20, nie mogą zostać spełnione bez ograniczenia budowy nowych mocy węglowych na parametry nadkrytyczne i bez wprowadzenia w zamian do eksploatacji w latach 2014 2016 (derogacje LCP) bloków gazowoparowych dużej mocy, niezależnie od realizacji programu rozwoju OZE. Założona w opracowaniach [11, 12] wymiana części istniejących zużytych technicznie mocy, zwłaszcza zgłoszonych do derogacji w ramach dyrektywy LCP oraz budowa nowych, o zdywersyfikowanej bazie paliwowej, znacząco ograniczają emisję CO 2 w okresie do 2020 r., obniżając koszty uczestnictwa w EU ETS III. Lata 2010 2011 przyniosły kolejne uściślenia zasad wyliczeń ilości bezpłatnych uprawnień do emisji CO 2, które ograniczają spodziewane efekty. W celu oceny zaistniałych zmian wykonano stosowną analizę. 2. Sektor energetyczny, ocena ilości bezpłatnych i płatnych uprawnień do emisji CO 2, zyski i koszty Analizę przeprowadzono dla lat 2013 2020 (EU ETS III) w oparciu o wyniki uzyskane w ramach programu rozwoju sektora, uwzględniające weryfikację opracowań [11, 12]. Dla pełnego zobrazowania zaistniałych zmian rozpatrzono dwa warianty dotyczące produkcji energii elektrycznej, obejmujące wcześniejsze (I) i ostatecznie (II) przyjęte zasady obliczeń ilości bezpłatnych uprawnień do emisji CO 2 i trzy warianty dotyczące produkcji ciepła, obejmujące wstępne (1), negocjowane (2) i ostatecznie przyjęte (3) zasady dotyczące uprawnień do emisji. Produkcja energii elektrycznej Wariant I [12]: bazą dla oceny ilości bezpłatnych uprawnień jest średnia emisja CO 2 z lat 2005 2008; emisja startowa (2013) 70% emisji bazowej dla wartości odpowiadającej wielkości krajowego zużycia brutto; redukcja ilości bezpłatnych uprawnień proporcjonalna; likwidacja przydziału tych uprawnień w 2020 r. Wariant II [4]: ustalenie maksymalnej liczby bezpłatnych uprawnień zgodnie Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce z wzorami ujętymi w opracowaniu [4], załączniki I i II na bazie średnich rocznych emisji w latach 2005 2007; brak uprawnień dla EP; redukcja ilości bezpłatnych uprawnień proporcjonalna; likwidacja przydziału tych uprawnień w 2020 r. Produkcja ciepła Analizę produkcji ciepła przeprowadzono w rozbiciu na podsektory: EL, EC, EP, PEC. Wariant krajowy [12]: baza: średnia emisja z lat 2005 2008; emisja startowa 80% emisji bazowej; redukcja ilości bezpłatnych uprawnień 1,74% rocznie; w 2020 r. liczba uprawnień 30% emisji startowej. Wariant mix [6, 14]: podstawa: średnia emisji CO z lat 2005 2008; 2 baza dwuskładnikowa; emisja CO 2 z części strumienia ciepła użytkowanego przez gospodarstwa domowe (A); emisja CO 2 z pozostałej części strumienia ciepła, użytkowanego na potrzeby gospodarcze z zastosowaniem benchmarku gazowego 62,3 Mg CO 2 /TJ (B); emisja startowa dwuskładnikowa; 100% emisji CO 2 z ciepła użytkowanego przez gospodarstwa domowe (A); 80% emisji CO 2 z pozostałego ciepła użytkowanego na potrzeby gospodarcze (B); redukcja ilości uprawnień dwustrumieniowa; 100% pula emisji startowej (A) maleje o 10% rocznie do osiągnięcia benchmarku gazowego w 2020 r.; 80% pula emisji startowej (B) maleje 1,74% rocznie; w 2020 r. ilość uprawnień 30% emisji startowej. Wariant gazowy [3]: podstawa: średnia produkcja ciepła z lat 2005 2008, brak uprawnień dla EP; baza: emisja CO z produkcji jw. z zastosowaniem benchmarku 2 gazowego 62,3 Mg CO 2 /TJ; emisja startowa 80% emisji bazowej; redukcja ilości uprawnień 1,74% rocznie; w 2020 r. liczba uprawnień 30% emisji startowej. 116
Tab. 6. Przyjęte ceny i koszty Wyszczególnienie Paliwo podstawowe Jednostka zł/mg, zł/tys. m 3 zł/gj ref. 236,6 236,6 236,6 CFB 190,0 9,8 750 20,6 900 24,7 CCGT 400 1200 32,9 1500 41,1 Biomasa zł/mg zł/gj 198,0 18,0 198,0 18,0 198,0 18,0 198,0 18,0 Cena zielonych certyfikatów Koszty eksploatacji IOS Koszty zagospodarowania UPS zł/mwh zł/mwh zł/mwh 270,0 3,1 1,3 270,0 2,9 1,0 270,0 2,5 0,8 270,0 0,75 3,0 Uwagi: IOS instalacja odsiarczania spalin; UPS uboczne produkty spalania Tab. 7. Koszty wytwarzania energii elektrycznej [zł/mwh] Cena uprawnień do emisji co 2 [zł/mg] ref. Bloki węglowe Blok gazowy CCGT 400 CFB Cena gazu [zł/gj] 20,6 24,7 32,9 41,1 Bez CCS 80 156 240 275,5 337,5 395,6 297,9 347,3 404,7 285,5 334,6 389,7 304,5 341,2 392,4 248,1 275,6 303,7 272,8 300,6 328,4 322,1 349,6 377,7 371,4 398,9 427,0 Redukcja emisji [%] 5 14,6 18,9 23,9 58,6 Z CCS 633,6 387,4 369,9 381,3 300,3 329,3 387,3 445,3 Uwaga: Przyjęto koszty CCS wg prognoz Mc Kinsey [13]: 90 EUR/Mg CO 2 dla istniejących, klasycznych bloków węglowych i 35 EUR/Mg CO 2 dla nowych technologii Tab. 8. Średnie koszty wytwarzania energii elektrycznej w sektorze [zł/mwh] Źródła wytwarzania en. el. w sektorze Ceny gazu [zł/gj] Ceny uprawnień do emisji CO 2 [zł/mg] 80 156 240 Bez CCS węgiel/gaz węgiel 32,9 41,1 296,5 307,1 289,5 340,4 351,0 337,9 389,8 400,4 393,1 Z CCS węgiel/gaz 32,9 41,1 369,0 381,5 Tab. 9. Wzrost średnich kosztów wytwarzania energii elektrycznej [%] Ceny gazu [zł/gj] Bez CCS 32,9 41,1 Z CCS 32,9 41,1 Ceny uprawnień do emisji CO 2 [zł/mg] 80 156 240 2,4 6,1 0,7 3,9 0,8 1,9 1,5 4,9
zł/mwh węgiel gaz 60 39 60 20 39 20 20,6 24,7 32,9 41,1 zł/gj Rys. 2. Koszty wytwarzania energii w funkcji cen uprawnień do emisji CO 2 zł/mwh węgiel gaz 20,6 24,7 6 32,9 6 41,1 6 zł/gj Rys. 3. Relacje kosztów wytwarzania energii w technologii CCS Uwaga: Krzywe dolne w obu wariantach cena uprawnienia 20 EUR/Mg CO 2. Krzywe górne w obu wariantach cena uprawnienia 39 EUR/Mg CO 2. Rys. 4. Dynamika wzrostu cen energii spowodowana uczestnictwem w EU ETS III
Tab. 10. Emisje startowe z produkcji ciepła wariant 1 i energii elektrycznej (I) Prod. ciepła 20052008 Ciepło Baza CO 2 Energia elektryczna Emisja Emisja Baza CO startowa CO 2 2 startowa CO 2 Suma emisji bazowych CO 2 EL EC EP PEC [TJ] [10 6 Mg] [10 6 Mg] [10 6 Mg] [10 6 Mg] [10 6 Mg] 25 500 2,89 2,31 117,70 82,39 120,59 153 700 17,40 13,92 11,28 7,90 28,68 40 800 4,48 3,58 1,89 1,32 6,37 89 300 10,24 8,19 10,24 Razem 309 300 35,1 28,00 130,87 91,61 165,88 Tab. 11. Emisje startowe z produkcji ciepła wariant 2 Benchmark gazowy Średnia emisja CO 2 (200508) Prod. ciepła (B) Emisja CO 2 Prod. ciepła (A) Emisja CO 2 Emisja startowa CO 2 (B) Emisja startowa CO 2 (A) Emisja startowa CO 2 (A+B) [TJ] [10 6 Mg] [10 6 Mg] [10 6 Mg] [10 6 Mg] [10 6 Mg] [10 6 Mg] EL 3 825 0,238 21 675 2,454 0,19 2,454 2,644 EC 38 425 2,394 115 275 13,049 1,92 13,049 14,969 EP 8 160 0,508 32 640 3,587 0,41 3,587 3,997 PEC 17 860 1,113 71 440 8,187 0,89 8,187 9,077 Razem 68 260 4,253 241 030 27 277 3,41 27,277 30,687 Tab. 12. Emisje startowe z produkcji ciepła wariant 3 i energii elektrycznej (II) Ciepło Energia elektryczna Prod. ciepła 20052008 Benchmark gazowy Średnia emisja CO 2 Emisja startowa CO 2 Emisja startowa CO 2 [TJ] [upraw./tj] [10 6 Mg] [10 6 Mg] [10 6 Mg] EL 25 500 1,589 1,27 70,17 EC 153 700 62,3 9,576 7,66 7,47 PEC 89 300 5,563 4,45 Razem 268 500 16,728 13,38 77,64
Tab. 13. Bilans liczby uprawnień do emisji CO 2 [mln Mg] Emisja startowa CO 2 WARIANTY Całkowita ilość uprawnień WARIANTY 1+(I) 2+(I) 3+(II) 1+(I) 2+(I) 3+(II) EL 85,0 86,0 72.0 343.0 344,0 288,0 EC 22,0 23,0 16.0 109,0 112,0 72,0 EP 5,0 6,0 25,0 27,0 PEC 9,0 10,0 5.0 46,0 49,0 26,0 Bezpłatne uprawnienia 121,0 125,0 93.0 523,0 532,0 386,0 Zapotrzebowanie sektora 146,8 1073,1 Płatne uprawnienia 25,8 21,8 53,8 550,1 541,1 687,1 Tab. 14. Bilans bezpłatnych uprawnień do emisji CO 2 w podziale na energię elektryczną i ciepło [mln Mg] Całkowita ilość uprawnień na prod. ciepła WARIANTY 1 2 3 z/bez EP Całkowita ilość uprawnień na prod. en. elektr. (I)/(II) z/bez EP EL 13 14 7 330/281 EC 77 80 42 32/30 EP 19 21 11/0 6/0 PEC 46 49 26 Razem 155 164 86/75 368/311 Uwaga: Przy uwzględnieniu ciepła sieciowego z EP całkowita ilość bezpłatnych uprawnień wzrośnie do 397 mln Mg CO 2. Tab. 15. Bilans wstępnie oczekiwanych i możliwych do uzyskania ilości bezpłatnych uprawnień [mln Mg] Liczba bezpłatnych uprawnień spodziewana możliwa do uzyskania Energia elektryczna Ciepło startowa ogółem startowa 92 368 78 28 155 14 ogółem z/bez EP 317/311 86 1) Razem 120 523 92 403/397 Uwaga: 1) Uwzględniono ciepło sieciowe z EP
Wielkości emisji startowych CO 2 wynikających ze zidentyfikowanych przez autora danych historycznych (produkcja ciepła w wysokosprawnej kogeneracji, ciepło sieciowe) niezbędnych do ich ustalenia, została przedstawiona dla poszczególnych wariantów w tab. 10 12. W tab. 11 zostały uwzględnione tylko emisje startowe z produkcji ciepła, gdyż nie ulegają zmianie emisje startowe z produkcji energii elektrycznej ujęte w tab. 10. W tab. 12 poza emisjami startowymi z produkcji ciepła uwzględniono emisję startową z produkcji energii elektrycznej (II) w podziale na podsektory. Pominięto podsektor elektrociepłowni przemysłowych (EP). Bilans liczby bezpłatnych i płatnych uprawnień do emisji CO 2 dla sektora energetycznego w ramach EU ETS III został przedstawiony w tab. 13, po zaokrągleniu w górę wyników do pełnego uprawnienia. Nie uwzględniono uprawnień dla EP na produkcję ciepła i energii elektrycznej w wariancie 3+(II). W tab. 14 przedstawiono bilans ilości bezpłatnych uprawnień w podziale na energię elektryczną (I i II) i ciepło, po zaokrągleniu wyników. Dynamikę wzrostu cen energii spowodowaną uczestnictwem w EU ETS III, zgodnie z wariantem {3+(II)} w porównaniu do wcześniej spodziewanego wariantu {1+(I)}, przedstawia rys. 4. Podsumowanie Na tle wcześniejszych analiz, w tym opracowania [11], dotyczących sposobów i możliwości osiągnięcia celów strategii klimatycznej UE przez polską energetykę, nasuwają się przynajmniej częściowo optymistyczne wnioski. W planach inwestycyjnych następuje bowiem odchodzenie od węglowych bloków energetycznych na parametry nadkrytyczne (nie najnowsza technologia, mała zdolność do redukcji emisji CO 2 ). W zamian rozważa się albo już wprowadza do energetyki systemowe bloki gazowoparowe dużej mocy i turbiny gazowe. Ten kierunek zapewnia odpowiednią skalę redukcji emisji CO 2 w okresie przyznawanych bezpłatnych uprawnień do emisji CO 2 w ramach derogacji. Jednocześnie w dłuższej perspektywie takie działania prowadzą do obniżenia średnich cen energii i do zwiększenia stabilności pracy KSE wobec planowanego znacznego zwiększenia mocy energetyki wiatrowej (tab. 1). Wzrost wykorzystania mocy gazowych i ich rolę w zastępowaniu mocy węglowych, z jednoczesnym tworzeniem czasowego buforu do wdrożenia czystych technologii węglowych, w powiązaniu z prognozowanym po 2025 r. rozwojem komercyjnie dostępnych technologii CCS, potwierdzają również branżowe organizacje unijne w swoich opracowaniach [7] i [8]. Bardziej istotna jest przy tym sprawna i szybka realizacja w obecnej dekadzie ogółu przedsięwzięć wymiany i budowy nowych mocy o zdywersyfikowanej paliwowo bazie wytwórczej, w tym programu rozwoju OZE, zdolnych do radykalnego obniżenia zapotrzebowania na uprawnienia do emisji CO 2, niezbędnego dla pokrycia wynikającej z prognoz wielkości produkcji energii. Rozwój systemowych mocy gazowych o dużej zdolności redukcji emisji CO 2, zarazem oferujących energię po wyższych cenach, wymaga decyzji o wysokim stopniu ryzyka, czego nie pozbawione są również nowe moce węglowe (chodzi o niepewność do przyszłości i kosztów instalacji CCS). Jednak od 2020 r., od kiedy producenci energii elektrycznej będą musieli kupować na aukcjach 100% potrzebnych uprawnień do emisji CO 2, przy cenie gazu ok. 36 zł/gj, tj. 1200 zł/tys. m 3 (po cenach z 2008 r.), bloki gazowe mogą w zasadzie konkurować przy średniej cenie uprawnień 39 EUR (156 zł/mg CO 2 ) z nowymi blokami węglowymi na parametry nadkrytyczne (tab. 8). Niewielki wzrost średnich kosztów wytwarzania dla mixu paliwowego węgiel/gaz (tab. 9) w stosunku do bloków węglowych, przy znacznie większej skali redukcji emisji CO 2 osiągniętej przy mniejszych nakładach, wskazuje na zasadność budowy systemowych bloków gazowoparowych w istniejących elektrowniach węglowych już w latach 2013 2016. Elektrownie, uśredniając cenę energii (jej wzrost będzie uzależniony od udziału produkcji energii opartej na gazie), uzyskują w zamian większą elastyczność wytwarzania i reagowania na zmiany na rynkach uprawnień do emisji CO 2 oraz paliw i energii. Odrębnym problemem, wobec konieczności ograniczania emisji CO 2 oraz dostosowania się do nowych standardów emisyjnych SO 2, NO x i pyłu, jakie będą obowiązywały od 2016 r. (lub od 2023 r. dla źródeł o sumarycznej mocy we wprowadzonym paliwie mniejszej niż 200 MW t, pod warunkiem dostarczania do publicznej sieci ciepłowniczej co najmniej 50% produkcji ciepła) w związku z dyrektywą o emisjach przemysłowych 2010/75/UE, jest przechodzenie ciepłownictwa komunalnego na wytwarzanie energii w wysokosprawnej kogeneracji. Te źródła nie generują znaczących przychodów w porównaniu z wielkością nakładów, jakie należy ponieść na bloki nr 3 (9) 2011 121
Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce Prawo w energetyce ciepłownicze, w tym gazowe. Ich właściciele (głównie samorządy) nadal zwlekają z podejmowaniem decyzji inwestycyjnych, nie mając jasności, co do możliwości spłaty zaciąganych kredytów, wobec krótkich terminów obowiązywania obecnych mechanizmów wsparcia. Jednocześnie pesymizm budzi skala wsparcia w postaci bezpłatnych uprawnień do emisji CO 2. Szczegółowe regulacje w tym względzie, zawarte w dokumentach KE z marca 2011 r. [3, 4], znacząco ograniczyły (o ponad 25%), teoretycznie możliwą do uzyskania liczbę bezpłatnych uprawnień, jaka wynikała z wyliczeń wykonanych w oparciu o wcześniejsze, ramowe ustalenia na szczeblu Rady UE druk 17215/08 z 12 grudnia 2008 r. i negocjacje z KE w kolejnych latach [6]. Porównanie spodziewanych wcześniej liczb bezpłatnych uprawnień {wariant 1+(I)} w stosunku do wstępnie oczekiwanych {wariant 3+(II)} przedstawia tab. 15. Wyniki wariantu 2+(I) są zbliżone do wariantu 1+(I). Wariant ten, w odniesieniu do produkcji ciepła, został oparty na roboczych ustaleniach z negocjacji z KE prowadzonych w 2010 r. [6, 14]. Dawały one większą niż obecnie możliwość uzyskania bezpłatnych uprawnień do emisji w liczbie zbliżonej do oczekiwanej, uwzględniającej sektorowe wskaźniki emisyjności (wariant 1), a jednocześnie wpływały łagodząco na wzrost cen ciepła dla odbiorców komunalnych. Reasumując można stwierdzić, że realizacja proponowanego przez autora programu rozwoju sektora, przedstawianego już w 2009 r. w artykule [10], zasygnalizowana w tab. 1 i na rys. 1, umożliwiającego spełnienie zobowiązań ekologicznych, wymaga sprawnych działań rzeczowych, w tym również w zakresie infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej energii elektrycznej i gazu, ale także podjęcia przez inwestorów określonego ryzyka związanego z szerszym wprowadzeniem gazu do energetyki w stosunku do Polityki energetycznej Polski do 2030 r. [1]. Zwłaszcza, że wobec nie napawających optymizmem doświadczeń związanych z pilotowymi instalacjami CCS moce węglowe mogą napotkać postępujący, znaczny wzrost kosztów wytwarzania w kolejnych fazach ETS (prognozowane duże wzrosty cen uprawnień). Należy przy tym pogodzić się z faktem okresowego ograniczenia zapotrzebowania sektora energetycznego na wysokoemisyjne paliwa stałe, przynajmniej do drugiej połowy lat 2020., tj. do wprowadzenia instalacji CCS do powszechnego użycia. Jeżeli wdrożenie technologii CCS nastąpi później, to jak wynika z opracowania [7] nie ma innej, poza gazową, technologii wytwarzania energii z paliw kopalnych, zapewniającej niezbędną skalę redukcji emisji CO 2. Jednocześnie wdrożenie proponowanego programu odbywałoby się w sytuacji istotnego, w stosunku do wcześniej oczekiwanego, wzrostu liczby płatnych uprawnień do emisji CO 2 niezbędnych dla pokrycia emisji już od startu EU ETS III (2013 r.). Niesie to ze sobą wyższe i bardziej dynamiczne w stosunku do spodziewanych wzrosty cen energii elektrycznej i ciepła (rys. 4). Już w 2013 r. dodatkowy wzrost cen z tytułu uczestnictwa we wspólnotowym handlu uprawnieniami do emisji CO 2, w zależności od wielkości średniej ceny uprawnień na rynku wspólnotowym w przedziale 2039 EUR/Mg CO 2, może być wyższy o ok. 1122 zł (po cenach z 2008 r.)/mwh i ok. 47 zł (po cenach z 2008 r.)/gj. W wielkościach bezwzględnych oznacza to wzrost do ok. 2539 zł/mwh i do ok. 511 zł/gj. W 2020 r. bezwzględny wzrost cen wyniesie ok. 65105 zł/mwh i ok. 815 zł/gj. Ogółem w latach 2013 2020 dodatkowe obciążenie polskiego sektora energetycznego (realizującego proponowany program rozwoju) z tytułu uczestnictwa w EU ETS III wyniesie ok. 78131 mld zł. Przy tym poważne ograniczenie liczby bezpłatnych uprawnień (ogółem ponad 120 mln Mg CO 2 ) w sposób istotny ograniczy skalę inwestycji modernizacyjnych sektora energetycznego, ze względu na konieczność przeznaczenia środków na zakup uprawnień do emisji. Tym samym przejściowe nieodpłatne przyznanie uprawnień do emisji CO 2 będzie stanowić mniejsze wsparcie procesu inwestycyjnego. Zamiast wsparcia ocenianego w 2008 r. na ok. 4647 mld zł, wyniesie ono zaledwie ok. 27 mld zł, przy potrzebach inwestycyjnych szacowanych przez autora na ponad 100 mld zł (po cenach z 2008 r.) w okresie do 2020 r. Położenie polskiej energetyki dodatkowo pogarsza przesunięcie terminu uruchomienia pierwszych bloków energetyki jądrowej na lata po 2020 r. Wiąże się to z wyższą od wyliczonej w artykule [12] emisją CO 2 z sektora w 2020 r. i zamrożeniem znacznych nakładów inwestycyjnych do 2020 r. Artykuł stanowi rozwinięcie publikacji Adama Gajdy pt. Oszacowanie wielkości puli uprawnień do emisji CO 2 do nieodpłatnego przydziału dla sektora energetycznego w latach 2013 2020 na tle potrzeb zamieszczonej w numerze 4/2010 EWiR, która jest dostępna w archiwum naszego kwartalnika http://www.elektroenergetyka. org/6/123.pdf 122
Literatura [1] Polityka energetyczna Polski do 2030 r., listopad 2009 r. [2] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/29/WE z 23 kwietnia 2009 r. [3] Decyzja Komisji z dnia 31 marca 2011 r. w sprawie ustanowienia przejściowych zasad dotyczących zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji w całej Unii na mocy art. 10a dyrektywy 2003/87WE. [4] Komunikat Komisji z dnia 31 marca 2011 r. Wytyczne w zakresie nieobowiązkowego stosowania art. 10c dyrektywy 2003/87/WE. [5] Informacja Rządu o aktualnej sytuacji i perspektywach polskiej energetyki, Ministerstwo Gospodarki, Ministerstwo Skarbu Państwa, grudzień 2010 r. [6] Informacja na temat realizacji pakietu energetycznoklimatycznego w 2010 r., Ministerstwo Środowiska, luty 2011 r. [7] Power Choices, Pathways for Carbon Neutral Electricity in Europe by 2050, Eurelectric, czerwiec 2010 r. [8] Energy infrastructure priorities for 2020 and beyond. A Blueprint for an integrated European energy network, European Commission, listopad 2010 r. [9] J. Andruszkiewicz, Ł. Jeżyński, Ocena wystarczalności generacji w KSE, Elektroenergetyka Współczesność i Rozwój nr 23/2010, PSE Operator [10] A. Gajda, K. Melka, Krajowy sektor energetyczny ocena wpływu nowych mocy na ograniczenie emisji zanieczyszczeń do powietrza w latach 2008 2020, IGSMiE PAN, t. 12 zeszyt 1, 2009 r. [11] A. Gajda, Rozwój sektora energetycznego w perspektywie 2020 r. aspekty ekologiczne i ekonomiczne, Polityka Energetyczna IGSMiE PAN, t. 12 zeszyt 2/1, 2009 r. [12] A. Gajda, Oszacowanie wielkości puli uprawnień do emisji CO 2 do nieodpłatnego przydziału dla sektora energetycznego w latach 2013 2020 na tle potrzeb, Elektroenergetyka Współczesność i Rozwój nr 4/2010, PSE Operator [13] E. Barlik, Komisarz UE o zmianach w europejskiej energetyce do roku 2020, Elektroenergetyka Współczesność i Rozwój nr 1/2009, PSE Operator [14] B. Regulski, Darmowe uprawnienia dla ciepła nowe perspektywy. Nowoczesne Ciepłownictwo nr 1/2011. Mgr inż. Adam Gajda, absolwent Wydziału MEL Politechniki Warszawskiej, studiów podyplomowych na Politechnice Łódzkiej i w SGH. Specjalizacja zawodowa: wytwarzanie energii, ochrona środowiska w sektorze energetycznym, zarządzanie. Doświadczenie zdobywał w służbach ruchu elektrociepłowni Siekierki, jako szef budów elektrociepłowni Łódź 3, Łódź 4 i Pruszków 2 i w rozruchach urządzeń wytwórczych. Po przejściu w 1993 r. do pracy w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych uczestniczył w opracowywaniu programów rozwoju energetyki i kontraktów długoterminowych (KDT), zajmował się analizami wpływu wymogów ekologicznych, krajowych i unijnych, na funkcjonowanie i rozwój sektora energetycznego. Jest autorem lub współautorem szeregu analiz i opracowań obejmujących całokształt gospodarki paliwowoenergetycznej i aspektów środowiskowych podsektora wytwarzania energii, ponad 90 publikacji naukowotechnicznych, laureatem nagród i wyróżnień resortowych. nr 3 (9) 2011 123