kocot - 6 - Rynek ciepła

NAKŁADY INWESTYCYJNE NIEZBĘDNE DO REALIZACJI SCENARIUSZY
ROZWOJOWYCH PODSEKTORA WYTWARZANIA
Autor: Henryk Kocot
(„Rynek Energii”- 4/2010)
Słowa kluczowe: nakłady inwestycyjne, Pakiet Energetyczno-Klimatyczny 3x20, bezpieczeństwo dostaw energii
Streszczenie. Instalacja nowych mocy wytwórczych w energetyce, w tym w szczególności w elektroenergetyce, wymaga
w perspektywie roku 2020 znacznych nakładów inwestycyjnych. Konieczność wprowadzenia tych mocy wynika z kilku
przyczyn m.in. wzrostu zapotrzebowania, konieczności wycofania jednostek wyeksploatowanych, przy czym jedną z ważniejszych przyczyn jest wprowadzenie w życie zapisów Pakietu Energetyczno-Klimatycznego 3x20. W artykule przedstawiono wyniki otrzymane w ramach realizacji projektu „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju”, dotyczące rozwoju
podsektora wytwarzania z uwzględnieniem bezpieczeństwa dostaw energii do odbiorców oraz wpływu tych jednostek wytwórczych na pracę sieci. Wyniki te podano dla badanych dwóch skrajnych scenariuszy rozwojowych: wielkoskalowego oraz
rozproszonego.
1. WPROWADZENIE
W ostatnim czasie pojawiło się kilka opracowań nt. sumarycznych kosztów inwestycyjnych
niezbędnych do wypełnienia przez Polskę zobowiązań wynikających z Pakietu EnergetycznoKlimatycznego 3x20 (m.in. McKinsey&Company: Ocena potencjału redukcji gazów cieplarnianych w
Polsce do 2030 roku. Podsumowanie. Grudzień 2009 [5]) W artykule zaprezentowano wyniki
podobnych analiz przeprowadzonych w ramach udziału autora w Projekcie Badawczym Zamawianym
„Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju” (PBZ MEiN 1/2/2006) realizowanego przez Konsorcjum
Politechnik: Gdańskiej, Śląskiej, Warszawskiej i Wrocławskiej.). Wyniki te dotyczą przede wszystkim
porównania nakładów inwestycyjnych, z uwzględnieniem bezpieczeństwa dostaw, dla dwóch skrajnych
scenariuszy rozwoju systemu: kontynuacji technologicznej i scenariusza innowacyjnego. Referat ma
charakter uzupełniający i podsumowujący elementy analiz prezentowanych przez autora na poprzednich
konferencjach Rynek Energii Elektrycznej (od 2007 r.) [2, 3].
Dla scenariusza innowacyjnego (SI) przyjęto, że udział energii elektrycznej produkowanej w źródłach
odnawialnych w roku 2020, będzie na poziomie 20% całkowitego zużycia energii, co pociąga za sobą
udział energii odnawialnej w produkcji ciepła na poziomie 15,4% (spełnienie celu pakietu 3×20). Odnośnie ścieżki dochodzenia do tego poziomu produkcji energii elektrycznej założono, że będzie ona
przebiegać zgodnie z zapisanymi w prawie udziałami do 2017 roku, a następnie w sposób liniowy
będzie wzrastać aż do osiągnięcia zadanego celu. Dodatkowo założono rozwój generacji
wykorzystującej gaz ziemny do wartości 5% (energia żółta) oraz rozwój produkcji skojarzonej do
poziomu 25% w roku 2020. Przyjęte przyrosty produkcji energii żółtej i czerwonej do roku 2020 są
podobne jak w obowiązującym rozporządzeniu dotyczącym rozwoju tych rodzajów produkcji do 2012 r.
Scenariusz kontynuacji (SK) rozpatrywany był w dwóch wariantach: WI - rozwój źródeł odnawialnych
– głównie wiatrowych – zgodnie z zapisami aktalnych 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 odnawialnej w trzech rynkach
końcowych (energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych) oraz cel obligujący do zmniejszenia
emisji CO2. Realność osiągnięcia wysokiego udziału energetyki odnawialnej w ciepłownictwie jest
przynajmniej tak samo kontrowersyjna jak w elektroenergetyce.
2. 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 r. 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
r. 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 najprawdopodobniej nie zostaną do tego czasu wybudowane, jednak koszty
inwestycyjne zostaną już w większości na ich budowę poniesione.
Jako porównanie otrzymanych wielkości mocy posłużyły wyniki przedstawione w [8, 9] przygotowane
przez Politechnikę Poznańską w 2008 r. Prezentowany w tym raporcie scenariusz rozwoju mocy
wytwórczych zbliżony jest, co do struktury mocy, do scenariusza kontynuacji. W raporcie tym
sumaryczne wielkości mocy niezbędnych do wprowadzenia do systemu do 2020 roku wynoszą 10100
MW i są nieco mniejsze niż w prezentowanym wyżej scenariuszu kontynuacji. Różnica wynika z
szacowanej ilości energii w 2020 roku. W [8, 9] przyjmowano sumaryczne zużycie energii brutto na
poziomie 199,4 TWh, natomiast w przyjmowanych scenariuszach kontynuacji i innowacyjności
wielkość ta wynosi 204,6 TWh.
Tabela 1
Nowe moce wytwórcze w MW niezbędne do wprowadzenia do 2020 roku
z podziałem na poszczególne (główne) grupy
EC
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
Scenariusz
Systemowa
Wiatrowa
Jednostkowe koszty inwestycyjne przyjmowano do obliczeń na podstawie dokonanego przeglądu w [6]
oraz [7]. Weryfikację kosztów wytwarzania przeprowadzono m.in. na podstawie danych dużej firmy
wytwórczej obecnej na krajowym rynku wytwórczym.
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,
− elektrociepłownie węglowe – 7,4 mln zł/MW,
− elektrociepłownie gazowe – 3,2 mln zł/MW,
− wiatrowe – 6 mln zł/MW [10],
− 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 odpowiednio:
− Dla scenariusza innowacyjnego – 77,9 mld zł (nakłady roczne 6,5 mld zł).
− Dla scenariusza kontynuacji
– 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.
3. WPŁYW INNYCH CZYNNIKÓW NA WIELKOŚĆ NAKŁADÓW
Pierwszym elementem wpływającym na zwiększenie nakładów inwestycyjnych w SK jest
bezpieczeństwo pokrycia zapotrzebowania, w niniejszym artykule wyznaczane jako wystarczalność
systemu. Na rysunkach 1 i 2 pokazano zmianę prawdopodobieństwa niepokrycia zapotrzebowania przy
realizacji powyższych dwóch scenariuszy [4]. W przypadku wzrostu mocy szczytowej na poziomie
1,5% rocznie (rys. 1) 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
(rys. 2). 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.
W a rto ś ć p ra w d o p o d o b ie ń s tw a
1,00E+00
1,00E-01 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
1,00E-02
1,00E-03
1,00E-04
1,00E-05
1,00E-06
1,00E-07
1,00E-08
1,00E-09
Rok
Scenariusz innowacyjny
Scenariusz kontynuacji
Rys. 1. Wartości prawdopodobieństwa niepokrycia
zapotrzebowania dla przyrostu mocy szczytowej 1,5%
1,00E+00
W artość p ra wd op odo bień stwa
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 niepokrycia
zapotrzebowania dla przyrostu mocy szczytowej 2,0%
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 + sa ) ⋅ (1 + sr ) − 1 ≈ sa + sr
(1)
gdzie: sa – jest kosztem alternatywnym kapitału (najczęściej równym oprocentowaniu państwowych
obligacji długoterminowych), sr – 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.
Poniżej przedstawia się propozycję szacowania miary ryzyka techniczno-ekonomicznego
uwzględniającego czas budowy poszczególnych źródeł oraz jednostkowe koszty ich budowy [6].
Pierwszy parametr ma ścisłe powiązanie z pojęciem zamrożenia kapitału, natomiast drugi określa
niezbędną wielkość tego kapitału, który musi być zaangażowany w realizację inwestycji wytwórczej.
Punktem wyjścia do budowy tego modelu jest rozpatrzenie i porównanie dwóch technologii: technologii
wielkoskalowej (o mocy zainstalowanej Pw, jednostkowych nakładach inwestycyjnych Nw, czasie
realizacji inwestycji Tw i stopie dyskontowej rw) z technologią małoskalową (o mocy zainstalowanej
sumarycznej Psm (mocy jednostkowej źródła Pm), jednostkowych nakładach inwestycyjnych Nm, czasie
realizacji inwestycji Tm i stopie dyskontowej rm), przy ze względu na przyjęcie Tm < Tw inwestycja
małoskalowa będzie przynosić już dochody w czasie, gdy inwestycja wielkoskalowa będzie jeszcze w
trakcie realizacji. Dodatkowym założeniem jest przyjęcie, że inwestycja małoskalowa będzie
realizowana w sposób ciągły w czasie Tw tzn. po oddaniu do pracy jednostki wytwórczej realizowana
jest kolejna, tak aby po czasie Tw została zainstalowana do pracy moc założona na początku Psm. Moc
Psm może być określona na dwa sposoby, dlatego poniżej rozpatruje się dwa modele. Model pierwszy
istotny z punktu widzenia energetyki (bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej) zakłada równość
mocy Psm i mocy Pw. Jest to przypadek, gdy po cyklu inwestycyjnym źródła wielkoskalowego
i alternatywnie szeregu źródeł małoskalowych moc zainstalowana w obydwu przypadkach będzie taka
sama. Model drugi istotny z punktu widzenia inwestora (lub instytucji finansującej projekt) zakłada
równość nakładów inwestycyjnych, jakie można ponieść na realizację jednej inwestycji
(wielkoskalowej) lub drugiej rozłożonej (małoskalowej). W tabeli 2 pokazano wpływ wyznaczonej
stopy ryzyka na koszty wytwarzania energii w przykładowych jednostkach wytwórczych.
Tabela 2
Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej z wyodrębnionym składnikiem kosztów kapitałowych w PLN/MWh
bez uwzględnienia oraz z uwzględnieniem wyznaczonej stopy ryzyka technologicznego.
Jak w [1]
Technologia
Blok
parowy
parametry
nadkrytyczne węgiel brunatny
Blok
parowy
parametry
nadkrytyczne węgiel kamienny
Blok CCGT gaz ziemny
Blok jądrowy EPR
Blok gazowy opalany biogazem
Z uwzględnieniem stopy
ryzyka
% zmiana
Sumaryczne
kosztów
Koszty
koszty
kapitałowe
wytwarzania
Koszty
kapitałowe
Sumaryczne
koszty
wytwarzania
74
173
86
185
6,9
73
189
80
196
3,7
33
145
108
215
236
290
25
218
94
207
309
276
-3,8
31
-4,9
Wyznaczone jednostkowe koszty produkcji po uwzględnieniu stopy ryzyka dla poszczególnych
technologii wskazują wyraźnie na zwiększenie efektywności technologii gazowych i biogazowych, dla
których 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%).
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 poprawiającym efektywność SI jest wpływ tego scenariusza na pracę sieci oraz na
niezbędne inwestycje sieciowe. Szczegółowo ten problem został przedstawiony w [3], w tym miejscu
przytacza się tylko kilka najważniejszych elementów.
Na rys. 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.
Bez generacji rozproszonej
18,00
Z generacja rozproszoną
16,00
14,00
NS [zł/MWh]
12,00
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Rys. 3. Jednostkowa nadwyżka sieciowa dla pracy sieci bez oraz z uwzględnieniem generacji rozproszonej
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).
W [2] podano oszacowanie różnicy w nakładach inwestycyjnych dotyczących rozwoju sieci przesyłowych i rozdzielczych. Różnica ta wynosi ok. 1,1 mld zł rocznie na korzyść scenariusza innowacyjności
(silnego rozwoju generacji rozproszonej). Stanowi ona bezpośrednią korzyść dodatkową, jaka pojawia
się w przypadku realizacji scenariusza innowacyjności.
4. 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, o charakterze fundamentalnym, 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 r. (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).
Należy zwrócić uwagę, że w trakcie definiowania scenariuszy rozwojowych wyraźnie zakładano, że są
to scenariusze skrajne, których realizacja w pełni nie będzie raczej miała miejsca, a rozwój sektora wytwórczego, pociągający za sobą zmiany w sektorze przesyłu i dystrybucji, będzie pewną wypadkową
tych scenariuszy. To nie zmienia najważniejszego wniosku, że przedstawione wyniki analiz
porównawczych dla analizowanych scenariuszy wykazują większą efektywność scenariusza
innowacyjnego.
Należy dodatkowo podkreślić, że rekomendacje inwestycyjne, sformułowane w [1] i pokrótce przedstawione w niniejszym artykule, uwzględniają bardziej kompletne podejście metodyczne niż w innych
opracowaniach np. [5]. Mianowicie, jest to podejście uwzględniające integrację rynku energii
elektrycznej i ciepła (nie uwzględnia ono jeszcze integracji transportu), a także integrację działań na
rzecz realizacji wszystkich trzech celów pakietu 3x20, a nie każdego osobno. Z takiego podejścia
wynika bardzo istotna konsekwencja. Na przykład wypełnienie celu pakietu 3x20 dotyczącego
wymaganego (15%) udziału energii odnawialnej zapewnia praktycznie automatycznie wymaganą (20%)
redukcję emisji CO2. Jest to wynik działania dźwigni w postaci efektu wypierania (za pomocą energii
odnawialnej) z rynków energii elektrycznej i ciepła przestarzałych technologii węglowych,
o najmniejszej sprawności i najwyższej emisyjności. Dlatego rekomendacje inwestycyjne sformułowane
w ramach [6] różnią się od scenariuszy rozpatrywanych np. w raporcie [5], gdzie analizuje się działania
ukierunkowane na energetykę wielkoskalową (energetyka jądrowa, energetyka węglowa – CCS)
specjalnie dedykowane redukcji emisji CO2.
Praktyczna realizacja scenariusza innowacyjnego 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, a tylko efektywność ekonomiczna może skłonić inwestorów do
budowy lokalnych źródeł energii.
LITERATURA
[1] Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski.
Monografia opracowana pod redakcją J. Popczyka. Wydawnictwa Politechniki Śląskiej. Gliwice
2009.
[2] Kocot H.: Analiza porównawcza dwóch scenariuszy rozwojowych elektroenergetyki: kontynuacji i
innowacji w perspektywie roku 2020. Rynek Energii, Zeszyt tematyczny nr II, maj 2008.
[3] Kocot H.: Wpływ znacznej generacji rozproszonej na pracę sieci elektroenergetycznych. Rynek
Energii, nr I (II) 2009.
[4] Kocot H.: Wpływ scenariusza rozwoju elektroenergetyki na koszty dostawy energii do odbiorcy w
świetle wymagań środowiskowych do 2020 r. Przegląd Elektrotechniczny, 3’2009.
[5] McKinsey&Company: Ocena potencjału redukcji gazów cieplarnianych w Polsce do 2030 roku.
Podsumowanie. Grudzień 2009.
[6] Praca zbiorowa, Raporty z Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN 1/2/2006 pt.
„Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju”. Gdańsk-Gliwice, 2007-2009.
[7] Sowiński J. Analiza porównawcza kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Rynek Energii, nr I
(II), maj 2008.
[8] Zaporowski B.: Wykorzystanie technologii wytwórczych na polskiej mapie bezpieczeństwa
energetycznego. Materiały konferencji Komitetu Problemów Energetyki PAN pt. „Stabilizacja
bezpieczeństwa energetycznego polski w okresie 2008-2020 za pomocą mechanizmów
rynkowych…”, Warszawa-Serock, czerwiec 2008.
[9] Zaporowski B.: Rozwój źródeł wytwórczych w krajowym systemie elektroenergetycznym.
Materiały XIV Międzynarodowej Konferencji APE 2009. Jurata 3-5 czerwca 2009.
[10] www.ekoenergia.pl/index.php?id_akt=479&plik=Budowa_(_wiatraka_)_-__farmy_wiatrowej.html
INDISPENSABLE INVESTMENT OUTLAYS OF REALISATION OF DEVELOPMENT
SCENARIOS OF THE ELECTRICITY GENERATION SUBSECTOR
Key words: investment outlays, Energy-Climate Package 3×20, power supply security
Summary. Installation of new generation capacities in power industry, particularly in electric power industry, demands in the
perspective of the year 2030 considerable investment outlays. Necessity of those capacities introducing results from several
reasons, among others increase of power demands or necessity of decommissioning of the worn out units; one of most
important reasons is putting into practice regulations of the Energy-Climate Package 3×20. The paper presents results
obtained within the frames of realization of the project “Poland’s energy safety” concerning the electricity generation
subsector considering power supply security and influence of the generating units on operation of the grid. The results are
given for two extreme development scenarios: the big scale scenario and the dispersed scenario.
Henryk Kocot, dr inż. adiunkt na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej w Gliwicach.
Zainteresowania badawcze koncentrują się wokół analiz rozwoju sieci elektroenergetycznych, a także
wokół szeroko pojętego rynku energii elektrycznej oraz problemów bezpieczeństwa energetycznego i
uwarunkowań środowiskowych elektroenergetyki. [email protected].