Energetyka OZE/URE a scenariusze rozwojowe systemu elektroenergetycznego

Dr inż. Henryk Kocot Politechnika Śląska Energetyka OZE/URE a scenariusze rozwojowe systemu elektroenergetycznego Istotą wprowadzania do pracy technologii OZE/URE są zobowiązania wynikające z pakietu energetyczno-klimatycznego oraz poprawa bezpieczeństwa energetycznego odbiorców. Technologie te powinny stanowić alternatywę do działań, które podejmowane są na szczeblu rządowym [2]. Technologie OZE/URE często kojarzone są z generacją dużych kosztów dla odbiorców energii, poprzez wzrost cen energii powodowany obowiązkami wynikającymi z zakupu, dziś już prawie całej tęczy, certyfikatów. Aby obalić ten mit w ramach [6] dokonano analizy kosztów dostawy energii elektrycznej do odbiorców w perspektywie 2020 roku dla różnych scenariuszy rozwojowych energetyki. Wszystkie te scenariusze wpisane zostały w obowiązki wynikające z pakietu energetyczno-klimatycznego, przy czym ich realizacja była dokonywana w różny sposób. Skrajnymi były dwa scenariusze rozwojowe: kontynuacji (SK) i innowacyjnego (SI). Pierwszy bazuje na aktualnych zasadach, z istniejącym systemem zakupu uprawnień do emisji CO 2 oraz systemem istniejących certyfikatów i w przybliżeniu uwzględnia podejście, które jest charakterystyczne dla dokumentów Polityka energetyczna Polski do 2030 roku oraz Projekt Raportu Społecznej Rady Narodowego Programu Redukcji Emisji Gazów Cieplarnianych. Drugi scenariusz ma u podstaw koszty referencyjne, czyli jest związany z modelem rynku konkurencyjnego uwzględniającym koszty zewnętrzne środowiska (emisji CO 2 ), koszty sieciowe i koszty usług systemowych. Należy zauważyć, że w ramach projektu [6] scenariusz innowacyjny określany był jako scenariusz hipotetyczny, a obecnie jest to scenariuszem jak najbardziej realny. Szczegółowy opis badanych scenariuszy można znaleźć w [1]. Różnice między scenariuszami SK i SI wynikają także (oprócz wspomnianych już wyżej) z podejścia do wypełnienia 15% (20% - cała UE) udziału energii odnawialnej w energii końcowej. Otóż scenariusz SK nastawiony jest na indywidualne na każdym rynku końcowym (energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych) wypełnianie tego obowiązku (przykładami w energii elektrycznej są duże udziały energetyki wiatrowej, czy też współspalanie w dużych elektrowniach kondensacyjnych), natomiast scenariusz SI silnie łączy w sobie te trzy rynki poprzez technologie URE (małe elektrociepłownie biogazowe, samochody elektryczne itd.). Na rys. 1 przedstawiono zależności udziału energii odnawialnej na rynku ciepła w zależności od udziału energii odnawialnej na rynku energii elektrycznej, przy założeniu 20% łącznego udziału energii odnawialnej w rozpatrywanych trzech rynkach i 14% udziału w rynku paliw transportowych. Parametrem wykresu jest procentowy przyrost energii elektrycznej w rozpatrywanym horyzoncie czasowym tj. do 2020 roku. Roczny przyrost energii elektrycznej został przyjęty na trzech poziomach 2% oraz dodatkowo 1% oraz 3%. Scenariusz SK rozpatrywany był w dwóch wariantach: WI - rozwój źródeł odnawialnych głównie wiatrowych zgodnie z zapisami aktualnych aktów prawnych związanych z koniecznymi udziałami energii odnawialnej (do 2017 r.) i wyprodukowanej w skojarzeniu z ciepłem (do 2012 r.) oraz WII nazywany również scenariuszem zaniechania, dla którego przyjęto stały, procentowy (jak w 2009 roku) udział energii kolorowych i silny rozwój energetyki wielkoskalowej węglowej i jądrowej. Realizacja SK w elektroenergetyce pociąga za sobą konieczność silnego rozwoju energetyki odnawialnej w ciepłownictwie, gdyż nie jest możliwy do osiągnięcia równocześnie cel pakietu energetyczno-klimatycznego 3 20 dotyczący całkowitego udziału energii

Udział w energii cieplnej [%] odnawialnej na trzech rynkach końcowych oraz cel obligujący do zmniejszenia emisji CO 2. 27 26 25 24 23 22 21 20 19 18 16 18 20 22 24 Udział w energii elektrycznej [%] 2% 1% 3% Rys. 1. Udział energii odnawialnej w rynku ciepła w zależności od udziału energii odnawialnej w rynku energii elektrycznej, przy sumarycznym udziale energii odnawialnej w rynkach: energii elektrycznej, cieplnej i paliw transportowych równym 20% NAKŁADY INWESTYCYJNE NA ROZWÓJ BAZY WYTWÓRCZEJ Obliczenia niezbędnych nakładów inwestycyjnych w sektorze wytwarzania wykonano dla SI oraz SK, przy czym scenariusz kontynuacji przyjęto w wersji WII (jako bardziej skrajny). Na podstawie danych dotyczących zapotrzebowania na energię w perspektywie 2020 roku (205 TWh) oraz jej struktury (produkcja z węgla, gazu ziemnego, energia odnawialna z podziałem na wiatrową i biogazową), a także przyjmowanych do obliczeń jednostkowych kosztów wytwarzania czasów wykorzystania mocy zainstalowanej dla poszczególnych typów jednostek oszacowano, niezbędne ilości nowych mocy, które należy wybudować do 2020 roku. W analizie tej uwzględniono niezbędne wycofania jednostek wytwórczych na poziomie 5000 MW. Wyniki dla SI oraz SK podano w tabeli 1. W tabeli tej dokonano podziału sumarycznej mocy wytwórczej na grupy wg rodzaju. Jako grupę systemową przyjęto nowe moce wytwórcze wytwarzane na bazie węgla (kamiennego i brunatnego), przy czym w scenariuszu kontynuacji w grupie tej ujęto również dwa bloki jądrowe o sumarycznej mocy 3200 MW. Ze względu na długi czas realizacji inwestycji bloki te nie zostaną do tego czasu wybudowane, jednak koszty inwestycyjne zostaną już w większości na ich budowę poniesione. Tabela 1 Nowe moce wytwórcze w MW niezbędne do wprowadzenia do 2020 roku z podziałem na poszczególne (główne) grupy EC Scenariusz Systemowa Wiatrowa Gazowe Biogaz Suma węglowe Innowacyjny 3200 5000 1000 2200 3500 15900 Kontynuacji 8200* 1500 500 300 500 11000 * w scenariuszu kontynuacji uwzględniono dwa bloki jądrowe o łącznej mocy 3200 MW

Wartość prawdopodobieństwa Do obliczeń przyjęto: dla elektrowni węglowych 5,5 mln zł/mw jako wartość ważona pomiędzy źródła na węglu kamiennym i brunatnym, dla elektrowni jądrowych 8,0 mln zł/mw (najnowsze dane mówią o kosztach rzędu 4,3-5,4 mln euro/mw [7]), elektrociepłownie węglowe 7,4 mln zł/mw, elektrociepłownie gazowe 3,2 mln zł/mw, wiatrowe 6 mln zł/mw], elektrociepłownie biogazowe 3,4 mln zł/mw (bez uwzględnienia części do produkcji biogazu) oraz 10,0 mln zł/mw w przypadku pełnej instalacji. Łączne nakłady inwestycyjne dla tak zdefiniowanych warunków wynoszą: dla scenariusza SI 77,9 mld zł (nakłady roczne 6,5 mld zł) dla scenariusza SK 68,5 mld zł (nakłady roczne 5,7 mld zł). Ze względu na silną presję rozwojową energetyki wiatrowej dodatkowo wyznaczono przeciętne nakłady inwestycyjne dla SK z uwzględnieniem rozwoju tego rodzaju źródeł na poziomie jak w scenariuszu innowacyjnym, czyli 5 GW. Taki scenariusz jest zbliżony do zaproponowanego scenariusza kontynuacji wariant WI. W tym przypadku średnioroczne nakłady inwestycyjne wynoszą 7,3 mld zł i są większe niż w SI. W przypadku uwzględnienia pełnych kosztów instalacji do produkcji biogazu w SI koszty średnioroczne rosną do wartości 8,4 mld zł. Z przedstawionych wyżej wyników można by wnioskować o znacznej nieopłacalności realizacji SI. Jednakże należy zwrócić uwagę przynajmniej na kilka aspektów, które powodują zmniejszenie a nawet odwrócenie tych niekorzystnych, z punktu widzenia scenariusza innowacyjnego relacji. WPŁYW INNYCH CZYNNIKÓW NA WIELKOŚC NAKŁADÓW Pierwszym elementem wpływającym na zwiększenie nakładów inwestycyjnych w SK jest bezpieczeństwo pokrycia zapotrzebowania, w niniejszym artykule wyznaczane jako wystarczalność systemu. Na rysunku 2 pokazano zmianę prawdopodobieństwa niepokrycia zapotrzebowania przy realizacji powyższych dwóch scenariuszy [3]. a) 1,00E+00 1,00E-01 1,00E-02 1,00E-03 1,00E-04 1,00E-05 1,00E-06 1,00E-07 1,00E-08 1,00E-09 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Rok Scenariusz innowacyjny Scenariusz kontynuacji

Wartość prawdopodobieństwa b) 1,00E+00 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 1,00E-01 1,00E-02 1,00E-03 1,00E-04 1,00E-05 Rok Scenariusz innowacyjny Scenariusz kontynuacji Rys. 2. Wartości prawdopodobieństwa nie pokrycia zapotrzebowania dla SI oraz SK w poszczególnych latach dla przyrostu mocy szczytowej a) 1,5% b) 2,0% W przypadku wzrostu mocy szczytowej na poziomie 1,5% rocznie obserwuje się zmniejszanie tego prawdopodobieństwa dla SI (efekt korzystny) i praktycznie stałą wartość dla SK. W tym przypadku realizacja SI wpływa na poprawę bezpieczeństwa dostaw energii (w rozumieniu wystarczalności systemu), natomiast SK nie powoduje pogorszenia bezpieczeństwa w stosunku do stanu obecnego. Jednakże, gdyby próbować osiągnąć takie same poziomy bezpieczeństwa, scenariusz kontynuacji musiałby zostać rozwinięty dodatkowo o 2 nowe bloki o łącznej mocy około 900 MW. Jeszcze wyraźniej problem ten uwidacznia się dla przyrostu mocy szczytowej na poziomie 2% rocznie. W tym przypadku, jak poprzednio, prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania w SI ulega zmniejszeniu (poprawa bezpieczeństwa systemu), natomiast dla SK prawdopodobieństwo to ulega zwiększeniu do wartości, które na pewno nie mogą być akceptowalne. Z tego względu scenariusz ten, ze względu na bezpieczeństwo pracy systemu musiałby zostać doinwestowany. Aby utrzymać ten sam poziom bezpieczeństwa, z jakim mamy do czynienia aktualnie, niezbędne byłyby kolejne inwestycje w bloki energetyczne (przynajmniej 3) o sumarycznej mocy 1400 MW. W tym przypadku średnioroczny nakład inwestycyjny na realizację tego scenariusza wzrasta do wielkości 6,4 mld zł, co praktycznie zrównuje wartości nakładów inwestycyjnych dla obydwu scenariuszy. Gdyby dodatkowo dążyć do takiego samego poziomu bezpieczeństwa dla obydwu scenariuszy, scenariusz kontynuacji musiałby zostać jeszcze rozbudowany o kolejne 2 bloki o łącznej mocy 1000 MW. Drugim elementem wpływającym na efektywność scenariusza innowacyjnego jest ryzyko technologiczne związane z kapitałochłonnością pojedynczych inwestycji w scenariuszu kontynuacji oraz czas ich realizacji. W przypadku inwestycji wielkoskalowych mamy do czynienia z długimi czasami zamrożenia kapitału do czasu uruchomienia produkcji. W rozpatrywanej perspektywie tj. do 2020 roku, o czym już wspomniano wcześniej, elektrownie jądrowe praktycznie nie będą mogły być uruchomione, natomiast koszty inwestycyjne (bardzo wysokie) zostaną już poniesione. Podobny, choć na nieco mniejszą

skalę efekt powstaje przy realizacji inwestycji elektrowni cieplnych opalanych węglem. W przypadku realizacji scenariusza innowacyjnego natomiast czas realizacji pojedynczych inwestycji jest znacznie krótszy (2-3 lata) i jednostki te szybko wchodzą do pracy. Czas zamrożenia kapitału jest dwu a nawet 4 krotnie krótszy niż dla realizacji inwestycji wielkoskalowej. Również czas zwrotu inwestycji w generację rozproszoną jest znacznie krótszy. Inwestycje realizowane na początku rozpatrywanego okresu (lata 2009-2012) do roku 2020 mogą już przynosić zyski, podczas gdy inwestycje wielkoskalowe rozpoczęte w tym okresie mogą dopiero wchodzić do pracy. W ramach [6] dokonano analizy stopy dyskontowej dla różnych technologii energetycznych. Stopa ta w postaci analitycznej może być wyrażona w sposób następujący: r = (1 + s a ) x (1 + s r ) 1 s a + s r (1) gdzie: s a jest kosztem alternatywnym kapitału (najczęściej równym oprocentowaniu państwowych obligacji długoterminowych), s r jest natomiast stopą ryzyka, charakterystyczną dla danej działalności gospodarczej. Zależność przybliżona występująca we wzorze (1) zachodzi, gdy wartości obydwu stóp procentowych są niewielkie. W praktyce często można się posługiwać tą zależnością przybliżoną. Tabela 2 Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej z wyodrębnionym składnikiem kosztów kapitałowych w PLN/MWh bez uwzględnienia oraz z uwzględnieniem wyznaczonej stopy ryzyka technologicznego. Technologia Koszty kapitałowe Jak w [1] Sumaryczne koszty wytwarzania Z uwzględnieniem stopy ryzyka Sumaryczne Koszty koszty kapitałowe wytwarzania % zmiana kosztów Blok parowy parametry nadkrytyczne węgiel 74 173 86 185 6,9 brunatny Blok parowy parametry nadkrytyczne węgiel 73 189 80 196 3,7 kamienny Blok CCGT gaz ziemny 33 215 25 207-3,8 Blok jądrowy EPR 145 236 218 309 31 Blok gazowy opalany biogazem 108 290 94 276-4,9 Wyznaczone jednostkowe koszty produkcji po uwzględnieniu stopy ryzyka dla poszczególnych technologii wskazują wyraźnie na zwiększenie efektywności technologii gazowych i biogazowych, dla którym koszty wytwarzania ulegają obniżeniu w stosunku do wyznaczonych przy standardowych stopach procentowych, natomiast technologie węglowe oraz szczególnie technologia jądrowa charakteryzuje się wzrostem kosztów wytwarzania po uwzględnieniu stopy ryzyka technologicznego. Tak duży wzrost kosztów wytwarzania dla technologii jądrowej wynika z dużej stopy ryzyka technologicznego (długi czas zamrożenia kapitału) oraz dużego udziału kosztów kapitałowych w całkowitych kosztach wytwarzania (ponad 60%). Gdyby do tego dodać jeszcze aktualne dane dotyczące jednostkowych nakładów inwestycyjnych (bardzo duży ich wzrost dla elektrowni jądrowych w porównaniu

do innych technologii) to różnica byłaby jeszcze większa. W [7] podaje się, że jednostkowe koszty energii z elektrowni jądrowych mogą sięgać nawet 508 zł/mwh. Przytoczone powyżej przykłady świadczą o dużej zależności kosztów wytwarzania od stopy ryzyka. Jest to o tyle istotne w aktualnym okresie, że światowy kryzys finansowy ciągle pogłębia te tendencje, a prawie wszystkie kraje deklarują jako element wyjścia z tego kryzysu rozwój energetyki odnawialnej (rozproszonej). Trzecim elementem mającym wpływ na wielkość rocznych nakładów inwestycyjnych niezbędnych do realizacji scenariuszy jest ich wpływ na pracę i rozwój sieci elektroenergetycznej. Analizę pracy przesyłowej przeprowadzono wykonując obliczenia optymalnego rozpływu mocy OPF. Dla zimowych układów pracy sieci w latach 2008-09 do 2014-15 wyznaczono optymalny rozpływ mocy dla układu podstawowego (bez włączonej znacznej generacji rozproszonej) oraz każdy układ został zmodyfikowany poprzez włączenie źródeł małej mocy modelowanych w węzłach odbiorczych (110/SN). Ze względu na dużą niepewność lokalizacyjną małe źródła włączane były w sposób losowy do węzłów. Podstawowym wskaźnikiem opisującym pracę sieci była nadwyżka sieciowa (NS) [1]. Wielkość ta (jednowartościowa) pozwala na wycenę strat i ograniczeń występujących w sieci i w ten sposób pozwala porównywać różne stany pracy sieci. W tabeli 3 przedstawiono otrzymane wartości jednostkowej (odniesionej do energii odbieranej) nadwyżki sieciowej w poszczególnych latach w układach bez i z generacją rozproszoną w sieci, przy czym wartości podane dla pracy z generacją rozproszoną są wartościami średnimi otrzymanymi w wyniku analizy losowych rozkładów lokalizacji źródeł rozproszonych. Jednostkowa NS [zł/mwh] bez i z uwzględnieniem generacji rozproszonej Sezon Bez generacji rozproszonej Z generacją rozproszoną 2008_09 8,86 6,34 2009_10 12,61 5,90 2010_11 11,82 4,77 2011_12 9,75 3,63 2012_13 11,08 5,87 2013_14 11,48 6,18 2014_15 15,32 5,79 Tabela 3 Należy zwrócić uwagę, że wartości przeciętne nadwyżki sieciowej po uwzględnieniu generacji rozproszonej są w każdym roku znacznie mniejsze niż bez uwzględnienia tej generacji. Oznacza to, że małe źródła rozproszone po całym obszarze będą korzystnie wpływać na pracę sieci (zmniejszenie strat sieciowych oraz ograniczeń w przepustowości gałęzi). Oprócz wartości średniej istotny również jest rozkład NS dla poszczególnych wylosowanych rozkładów lokalizacyjnych źródeł rozproszonych. Na rys. 3 przedstawiono otrzymane przykładowe rozkłady NS w dwóch różnych latach. Charakterystyczny dla tych histogramów jest fakt, że występują na nich również wartości NS przekraczające wartość w układzie bez generacji rozproszonej. Pozwala to na wyciągnięcie wniosku, że nie każdy rozkład tej generacji (nie każda lokalizacja) wpływa korzystnie na pracę sieci. Wraz ze wzrostem obciążenia kształt rozkładu NS jest bardziej korzystny tzn. większa liczba rozkładów lokalizacyjnych posiada mniejszą NS niż układ podstawowy. Oznacza to, że szczególnie w kolejnych latach generacja rozproszona może znacznie poprawić pracę sieci.

a) b) Rys. 3. Rozkład NS dla układu a) 2008-09 b) 2014-15 Patrząc w sposób statystyczny na wartości nadwyżki sieciowej można stwierdzić, że jej wartości w układach bez generacji rozproszonej są większe niż wartości oczekiwane tej nadwyżki z uwzględnieniem generacji rozproszonej powiększone o dwie wartości odchylenia standardowego w sezonie 2008_09 i trzy te wartości dla 2014_15. Oznacza to, że prawdopodobieństwo sytuacji, w której generacja rozproszona pogarsza stan pracy sieci jest bardzo małe (choć nie zerowe). Oprócz NS ważne jest również porównanie ograniczeń

występujących w sieci. Wielkość pojedynczego ograniczenia (jego wpływ na łączne koszty przesyłu i nadwyżkę sieciową) charakteryzuje mnożnik Lagrange a μ dla przepływu gałęziowego, będący wynikiem zadania optymalizacyjnego OPF. W tabeli 4 przedstawiono wszystkie wartości mnożników Lagrange a dla linii, na których wystąpiło ograniczenie w przypadku bez generacji rozproszonej oraz po jej włączeniu. Dla przypadku z generacją rozproszoną podano wartości oczekiwane E(μ) (średnie) oraz odchylenie standardowe σ(μ). Tabela 4 Mnożniki Lagrange a [zł/mwh] w liniach z ograniczeniami dla układu zima 2008_09 Linia Bez GR Z uwzględnieniem GR μ E(μ) σ(μ) Linia 1 574,2 497,2 170,2 Linia 2 60,7 28,7 7,4 Linia 3 207,1 39,8 81,7 Linia 4 371,2 266,7 109,3 Linia 5 499,7 273,8 215,2 Należy jeszcze dodać, że w wielu przypadkach po wprowadzeniu generacji rozproszonej ograniczenia były likwidowane całkowicie (μ=0). Jest to kolejny argument za odpowiednim doborem lokalizacji przynajmniej niektórych źródeł generacji rozproszonej. W tabeli 5 podano natomiast zmienność mnożnika Lagrange a dla jednej linii, na której w układach podstawowych (bez generacji rozproszonej) pojawiały się zawsze ograniczenia. Również w tym przypadku korzyści z wprowadzenia generacji rozproszonej powiększają się wraz z jej ilością. Patrząc w sposób statystyczny, analogicznie jak w przypadku nadwyżki sieciowej, można stwierdzić, że prawdopodobieństwo tego, że wartości współczynników Lagrange a dla linii z ograniczeniami przy znacznym udziale generacji rozproszonej będą większe, niż gdy tej nie ma, jest znikome. Drugim parametrem określającym wpływ scenariusza rozwoju na pracę sieci sa koszty przesyłu. Podstawą wyznaczenia łącznych kosztów przesyłu oraz jednostkowych kosztów przypadających na odbiorcę była metodyka wykorzystująca w zakresie strat i ograniczeń krańcowe koszty przesyłu, natomiast w zakresie kosztów stałych przenoszenie kosztów pomiędzy poszczególnymi poziomami napięciowymi na bazie metody śledzenia rozpływów [1,4]. Tabela 5 Mnożniki Lagrange a [zł/mwh] dla wybranej linii w poszczególnych latach analizy Sezon Bez GR Z uwzględnieniem GR μ E(μ) σ(μ) 2008_09 574,2 497,2 170,2 2009_10 657,7 276,7 257,6 2010_11 614,6 361,9 215,0 2011_12 582,1 345,2 210,7 2012_13 555,2 323,0 223,9 2013_14 576,0 293,0 201,7 2014_15 764,8 293,9 192,1

Z wykonanych analiz wynika, że zastąpienie produkcji 1 MWh energii w źródle systemowym (400, 220 kv) przez jej produkcję w źródle przyłączonym do sieci nn i ulokowanym przy odbiorcy powoduje oszczędności rzędu 99,4 zł kosztów stałych w sieci, jeżeli natomiast źródło zastępujące przyłączone jest do sieci SN wtedy efekt wynosi 37,6 zł. W tabeli 6 zebrano szacunkowe wartości zmian kosztów przesyłu dla różnych lokalizacji nowych źródeł energii. Należy zwrócić uwagę, że sumaryczne koszty dla odpowiednich napięć są porównywalne z sumą stawki sieciowej zmiennej i uzmiennionej stałej opłat przesyłowych występujące w aktualnych taryfach odpowiednich operatorów (np. wg taryfy operatora Energa (Gdańsk), dla grupy A23 stawki te wynoszą 17-24 zł/mwh, zaś dla taryfy PSE-Operator około 17 zł/mwh, podobnie jest dla sieci SN, a dla sieci nn wyznaczone koszty są mniejsze niż stawki taryfowe). Tabela 6 Zmiany jednostkowych kosztów przesyłu dla różnych lokalizacji nowych źródeł energii [zł/mwh] Miejsce przyłączenia sieć Aktualna (prawdopodobna) stawka rynkowa Koszty infrastruktury sieciowej Suma NN 8,5 12,8 21,3 W głębi sieci 110 kv -3,5-14,4-17,9 Przy odbiorze 110 kv -3,5-16,0-19,5 W głębi sieci SN -15,0-27,8-42,8 Przy odbiorze SN -15,0-37,6-52,6 W głębi sieci nn -18,1-67,5-85,6 Przy odbiorze nn -18,1-99,4-117,5 Przedstawione w tabeli 6 koszty przesyłu należy traktować jako zmianę jednostkowych kosztów przesyłu po przyłączeniu nowego źródła do sieci o odpowiednim napięciu. W tym przypadku sumaryczne koszty przesyłu w kolejnym n-tym roku analizy można wyznaczyć z zależności: Kp n = Kp n-1 + Kw j A j j gdzie: Kp n koszty przesyłu w roku n, Kw j jednostkowe przyrosty kosztów w zależności od rodzaju źródła (tab.6). A j przyrost energii produkowanej przez źródła grupy j. Wykorzystując zadane przyrosty poszczególnych energii w horyzoncie czasowym do 2020 roku przeprowadzono analizę zmian kosztów przesyłu. Średnioroczne, w tym okresie, obniżenie kosztów przesyłu wynosiło prawie 200 mln zł, przy założeniu, że udział źródeł rozproszonych przyłączonych do sieci SN wynosi 80% a źródeł przyłączonych do sieci nn 20%. Zwiększając udział źródeł przyłączonych do sieci nn do 50% można jeszcze nieco zwiększyć oszczędności w przesyle do około 240 mln zł rocznie. Wydaje się jednak, że udział źródeł rozproszonych większej mocy będzie bardziej zbliżony do tej pierwszej wartości. Wielkość ta, przekładając się na opłaty przesyłowe dla odbiorców nie jest duża (około 1,5 zł/mwh), jednak patrząc z punktu widzenia operatorów, którzy muszą ponosić część dodatkowych kosztów związanych z przyłączeniem nowych źródeł jest wielkością znaczną.

PODSUMOWANIE Realność realizacji scenariusza innowacyjnego opiera się na dwóch przesłankach. Pierwszą przesłanką jest przyjęcie przez rząd w drugiej połowie 2009 roku programu Innowacyjna energetyka. Rolnictwo energetyczne (i uwzględnienie tego programu w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku). Druga przesłanka jest związana z coraz większą świadomością potrzeby budowy II filaru bezpieczeństwa energetycznego (bezpieczeństwa oddolnego) w postaci realizacji centrów energetycznych w gminach. Rozległe awarie sieciowe w październiku 2009 roku (700 tysięcy Polaków pozbawionych dostaw energii elektrycznej) oraz w styczniu 2010 roku (również kilkaset tysięcy Polaków pozbawionych dostaw) pokazały na masową skalę ryzyko wyłączeń odbiorców i faktu, że za pomocą energetyki wielkoskalowej tego problemu konstruktywnie się nie da rozwiązać. W przypadku stosowania modelu rynku w postaci miedzianej płyty, kiedy występuje właściwie tylko rynek wytwórców można uzasadnić większą efektywność, z punktu widzenia nakładów inwestycyjnych niezbędnych w sektorze wytwarzania, SK nad SI (średnioroczne nakłady inwestycyjne na rozwój infrastruktury wytwórczej w perspektywie do 2020 roku wynoszą odpowiednio 5,7 mld zł dla scenariusza kontynuacji i 6,5 mld zł dla scenariusza innowacyjności). Jeżeli jednak dodać elementy związane z wystarczalnością systemu oraz pracy i rozwoju sieci, to wyraźnie uwidacznia się przewaga SI (rozproszonego). Ważnym elementem przeprowadzonej analizy (co odróżnia ją od innych prowadzonych analiz tego typu) jest również fakt, że jest to podejście uwzględniające integrację rynku energii elektrycznej i ciepła (oraz na razie w części integrację transportu), a także integrację działań na rzecz realizacji wszystkich trzech celów pakietu 3x20, a nie każdego osobno. Praktyczna realizacja SI zależy od zmian regulacyjnych, opisanych szczegółowo w [1]. Tylko wprowadzenie pełnej internalizacji kosztów zewnętrznych (lub odpowiednia kalibracja certyfikatów) oraz wprowadzenie sygnałów lokalizacyjnych do systemu opłat przesyłowych pozwoli na uzyskanie pełnej efektywności ekonomicznej dla proponowanych rozwiązań w zakresie rozwoju bazy wytwórczej w kraju. LITERATURA [1] Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski. Monografia opracowana pod redakcją J. Popczyka. Wydawnictwa Politechniki Śląskiej. Gliwice 2009. [2] Popczyk J.: Energetyka rozproszona jako odpowiedź na potrzeby rynku (prosumenta) i pakietu energetyczno-klimatycznego. Klaster 3x20, dział profesorski [3] Kocot H.: Analiza porównawcza dwóch scenariuszy rozwojowych elektroenergetyki: kontynuacji i innowacji w perspektywie roku 2020. Rynek Energii, Zeszyt tematyczny nr II, maj 2008. [4] Kocot H.: Wpływ znacznej generacji rozproszonej na pracę sieci elektroenergetycznych. Rynek Energii, nr I (II) 2009. [5] Kocot H.: Nakłady inwestycyjne niezbędne do realizacji scenariuszy rozwojowych podsektora wytwarzania. Rynek Energii, nr 2(87)/2010. [6] Praca zbiorowa, Raporty z Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN 1/2/2006 pt. Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju. Gdańsk-Gliwice, 2007-2009. [7] Mielczarski W.: Program polskiej energetyki jądrowej. Energetyka Cieplna i Zawodowa 10/2010.