Successfully reported this slideshow.
We use your LinkedIn profile and activity data to personalize ads and to show you more relevant ads. You can change your ad preferences anytime.
Departament Analiz StrategicznychOptymalny miks energetyczny dla Polskido roku 2060 — model DASWersja 1.3Warszawa, 28 maja...
Redakcja:Grzegorz KlimaDorota PoznańskaAutorzy:Paweł GołębiowskiGrzegorz KlimaPaulina ParfieniukAnna SowińskaWspółpraca:Kar...
Spis treściWprowadzenie 21 Założenia (Paweł Gołębiowski, Grzegorz Klima, Paulina Parfieniuk, Anna Sowińska) 31.1 Prognoza p...
WprowadzeniePod pojęciem miksu energetycznego najczęściej rozumie się strukturę nośników energii, które zapewniają zaopatr...
1 Założenia1.1 Prognoza popytu na energię elektrycznąW celu obliczenia optymalnego miksu energetycznego w dłuższym horyzon...
Departament Analiz StrategicznychEnergochłonność − dane historyczne i prognozaLataEnergochłonność(KWh/USD)2000 2004 2008 2...
Departament Analiz StrategicznychHistoryczne i prognozowane zużycie energii elektrycznej (w GWh)LataZużycieenergiiwGWh2000...
Departament Analiz Strategicznychryzują się linie niskich napięć ze wskaźnikiem równym 6,5%. Ogółem, wewnątrz KSE utrata e...
Departament Analiz StrategicznychWiek (w latach) 0 5 15 16 20 25 30 35 38 45 53 SumaBiomasa (bez współspalania) 0,2† 0 0 0...
Departament Analiz Strategicznych• koszt deinstalacji – wyrażony jako procent kosztu instalacji - parametr δ,• opex – kosz...
Departament Analiz Strategicznych• elektrownie na węgiel brunatny — spadek o 0,2% p.a. do 2050 r.,• ogniwa fotowoltaiczne ...
Departament Analiz Strategicznych2015 2020 2025 2030Biomasa 274,2 276,5 272,8 271,8Elektrownia - węgiel kamienny 126,6 127...
Departament Analiz StrategicznychSprawność (w %)Biomasa 40Elektrownia - węgiel kamienny 45Elektrownia - gaz ziemny 58†Elek...
Departament Analiz StrategicznychWielkość zasobu krajowegoElektrownia - węgiel kamienny 2 020 555 299 t†Elektrownia - gaz ...
Departament Analiz StrategicznychZużycie własne na potrzeby produkcji energii elektrycznej (w %)Biomasa 1,1†Biogazownie ro...
Departament Analiz Strategicznychże do roku 2015 możliwości importu energii będą ograniczone do 1300 MW, natomiast począws...
Departament Analiz StrategicznychIstotną kategorią kosztów, których model nie uwzględnia, są efekty zewnętrzne funkcjonowa...
2 Optymalny miks energetyczny2.1 Najtańszy miks energetycznyModel umożliwia analizę optymalnego miksu energetycznego w wie...
Departament Analiz Strategicznych2.1.1 Wariant 1 – najtańszy miks2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zain...
Departament Analiz StrategicznychW obu scenariuszach kosztów uprawnień do emisji miks oparty jest na węglu kamiennym z nie...
Departament Analiz Strategicznych2.1.2 Wariant 2 – minimalny udział OZE (bez współspalania biomasy) na poziomie19,1% począ...
Departament Analiz Strategicznych2.1.3 Wariant 3 – minimalny udział OZE na poziomie 19,1% począwszy od 2020 r.oraz ogranic...
Departament Analiz StrategicznychTrzeci z opracowanych miksów energetycznych wymaga, aby w strukturze produkcji energii el...
Departament Analiz Strategicznych2.1.4 Wariant 4 – ograniczenie importochłonności do 15%Kolejny wariant przedstawia strukt...
Departament Analiz Strategicznych2.1.5 Wariant 5 – rezygnacja z elektrowni atomowejPiąty z zaprezentowanych miksów nie dop...
Departament Analiz StrategicznychStruktura miksu przy braku możliwości budowy elektrowni atomowej nie różni się od struktu...
Departament Analiz Strategicznych2.1.6 Wariant 6 — rezygnacja z elektrowni atomowej, minimalny udział OZE napoziomie 19,1%...
Departament Analiz Strategicznych2.1.7 Wariant 7 — najtańszy miks z podwyższonym kosztem budowy el. atomowejPrzedstawiony ...
Departament Analiz Strategicznych2.1.8 Wariant 8 — najtańszy miks z minimalnym udziałem OZE na poziomie 15%Wariant 8 to wa...
Departament Analiz Strategicznych2.1.9 Zestawienie kosztów, zmian emisji i importochłonności dla założonych wa-riantówWari...
Departament Analiz StrategicznychWariant Scenariusz Parametr(w mld zł)do 2020 r. do 2025 r. 2021–2030 do 2060 r.wariant na...
3 Liniowy problem dynamicznej optymalizacjiProgramowanie liniowe to metoda matematyczna pozwalająca na znajdowanie optymal...
Departament Analiz StrategicznychRozpatrzmy teraz następujący wektor:x =c1s2c2s3...cTsT +1.Ustalmy t...
Departament Analiz Strategicznychn =F1 − D1s1F2...FTZ.Problem (3.5) można wtedy zapisać następująco:maxxu x ...
Departament Analiz Strategicznych• źródło nieodnawialne:st,i =sTi−1t,isTi−2t,i...s2t,is1t,is0t,is−...
Departament Analiz StrategicznychW konsekwencji, liczba stanów dla każdej z technologi OZE w momencie t wyniesie ¯Ti + Ti,...
Departament Analiz StrategicznychZużycie zasobuPonieważ wśród zmiennych sterujących występuje energia produkowana z wykorz...
Departament Analiz Strategicznych• dla OZE:Bt,i = const =0 −1 0 · · · 0 0 0 0 0 00 −1 0 0 0...............
Departament Analiz StrategicznychOgraniczenia wynikające ze struktury modeluDla źródeł konwencjonalnych i elektrowni jądro...
Departament Analiz StrategicznychW przypadku gdy OZE jest technologią niewymagającą paliwa zakłada się, że energia produko...
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das”  kprm, warszawa 28 maja 2013
Upcoming SlideShare
Loading in …5
×

„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das” kprm, warszawa 28 maja 2013

5,855 views

Published on

  • Be the first to comment

„ Optymalny miks energetyczny dla polski do roku 2060 — model das” kprm, warszawa 28 maja 2013

  1. 1. Departament Analiz StrategicznychOptymalny miks energetyczny dla Polskido roku 2060 — model DASWersja 1.3Warszawa, 28 maja 2013WERSJA ROBOCZA — niniejsze opracowanie ma charakter informacyjny. Opinie w nim przedstawione nie stanowią oficjalnegostanowiska KPRM.
  2. 2. Redakcja:Grzegorz KlimaDorota PoznańskaAutorzy:Paweł GołębiowskiGrzegorz KlimaPaulina ParfieniukAnna SowińskaWspółpraca:Karol Podemski
  3. 3. Spis treściWprowadzenie 21 Założenia (Paweł Gołębiowski, Grzegorz Klima, Paulina Parfieniuk, Anna Sowińska) 31.1 Prognoza popytu na energię elektryczną . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.2 Margines mocy wytwórczych, zużycie własne i straty przesyłowe . . . . . . . . . 51.3 Czas przygotowania inwestycji, budowy i życia instalacji produkujących energię elek-tryczną . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61.4 Zainstalowane moce wytwórcze w okresie pierwszym . . . . . . . . . . . . . . 61.5 Potencjał energetyczny . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71.6 Koszty . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71.7 Sprawność. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101.8 Energia zawarta w surowcu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111.9 Emisyjność . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111.10 Wielkość zasobu krajowego . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111.11 Efektywna liczba godzin pracy instalacji według technologii w jednym okresie. . . 121.12 Zużycie własne na potrzeby produkcji energii elektrycznej . . . . . . . . . . . 121.13 Limity emisji i udziałów odnawialnych źródeł energii . . . . . . . . . . . . . . 131.14 Technologie wirtualne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131.15 Czynniki nie uwzględnione w modelu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142 Optymalny miks energetyczny (Paweł Gołębiowski, Grzegorz Klima, Paulina Parfieniuk, Anna So-wińska) 162.1 Najtańszy miks energetyczny . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 Liniowy problem dynamicznej optymalizacji (Grzegorz Klima, Anna Sowińska) 303.1 Wersja ogólna liniowego problemu dynamicznego. . . . . . . . . . . . . . . . 303.2 Zastosowanie do wyznaczenia optymalnego miksu energetycznego . . . . . . . . . 324 Implementacja komputerowa (Paweł Gołębiowski, Grzegorz Klima, Paulina Parfieniuk, Anna Sowiń-ska) 424.1 Środowisko R, wykorzystywane pakiety i wymagania sprzętowe . . . . . . . . . . 424.2 Składowe modelu. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 424.3 Format danych wejściowych . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 434.4 Korzystanie z modelu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45Dodatek A. Założone ścieżki wzrostu PKB oraz cen paliw i kosztów uprawnień do emisji 46Dodatek B. Podejście do prognozowania szeregów czasowych 50Bibliografia 541
  4. 4. WprowadzeniePod pojęciem miksu energetycznego najczęściej rozumie się strukturę nośników energii, które zapewniają zaopatrze-nie w energię użyteczną gospodarstwom domowym, przemysłowi i obiektom użyteczności publicznej. Miarą udziałuw miksie jest energia przenoszona w paliwach lub nośnikach energii.1Optymalny miks energetyczny zapewnia re-alizację dwóch podstawowych celów:• zapewnia dostateczną podaż mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE) oraz zaopatrzenie w cie-pło i paliwa,• zapewnia w rozpatrywanym okresie najniższy możliwy koszt ekonomiczny podaży mocy dla wszystkich nośni-ków energii.Prezentowany model ma charakter modelu liniowej optymalizacji i koncentruje się na technologiach zamiany paliwna energię elektryczną. Jego celem jest wyliczenie najtańszego miksu energetycznego, w podziale na źródła energii,który zapewni jednocześnie odpowiednią rezerwę mocy w KSE oraz realizację wiążących Polskę celów pakietuenergetyczno-klimatycznego (PEK) Unii Europejskiej. Model został zaimplementowany w środowisku R.Zaproponowana metodologia była już wykorzystywana w analizach polityki energetycznej m.in. w modelach EFOM-ENV2, Irish TIMES3, MARKAL4, czy MESSAGE5.Prezentowany model zawiera wiele elementów dynamicznych, które nie są uwzględnione np. w modelu MESSAGE.Model dokonuje rocznych prognoz (a nie co 5 lat), uwzględnia między innymi czas budowy i życia różnego rodzajuinstalacji, czy krajowe zasoby surowców. Model jest też łatwo rozszerzalny, pozwala łatwo dodawać nowe źródłaenergii. Dane wejściowe do modelu są całkowicie oddzielone od jego implementacji.Wynik optymalizacji kosztowej w wersji problemu centralnego planisty może posłużyć przede wszystkim jako punktodniesienia dla polityki energetycznej, poprzez odpowiedź na pytanie, jak powinna wyglądać docelowa strukturaprodukcji energii. W modelu kosztowym można także określić koszty alternatywne różnych rozwiązań z perspektywycałości gospodarski. Informacja tego typu pozwoli np. ocenić koszty inwestowania w odnawialne źródła energii,koszty redukcji emisji CO2, czy potencjalne korzyści z budowy elektrowni jądrowej.W niniejszym raporcie zaprezentowano strukturę optymalnych miksów do 2060 r. W rzeczywistości jednak są oneobliczane dla dłuższego horyzontu — do roku 2090. Zabieg taki ma na celu ograniczenie tzw. efektu końca świata.Efekt końca świata polega na zniekształceniu wyniku problemu optymalizacyjnego przez zbyt krótki horyzont —może nie opłacać się inwestować w niektóre technologie ze względu na długi czas budowy i amortyzacji, podczasgdy w rzeczywistości sektor elektroenergetyczny nie kończy funkcjonowania w 2060 r. Konsekwencją dla miksów wkrótszym okresie może być inny wynik porównania kosztów niż w przypadku miksów liczonych dla pełnego okresuoptymalizacji — może się zdarzyć, iż najtańszy miks do 2060 r. nie będzie najtańszym miksem w długim okresie iodwrotnie.1Uwaga: nośnikiem energii jest zarówno prąd jak i olej napędowy, ale paliwami są już tylko ciekłe paliwa węglowodorowe, węgiel itp.2Kraje UE12, Polska, Węgry, Czechy i Słowacja. Opracowany w latach 80., stosowany w latach 90.3Wykorzystywany współcześnie w Irlandii model opracowany przez University College Cork.4USA, Kanada, wybrane kraje zrzeszone w Międzynarodowej Agencji Energii (IEA). Model używany współcześnie, obok innychnarzędzi. Model został opracowany we współpracy z analitykami z ok. 70 krajów członkowskich IEA.5Polska (ARE SA), inne kraje członkowskie Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej (MAEA). Model został opracowany przezMAEA w latach 90., jest utrzymywany i rozwijany do dziś.2
  5. 5. 1 Założenia1.1 Prognoza popytu na energię elektrycznąW celu obliczenia optymalnego miksu energetycznego w dłuższym horyzoncie czasowym dokonano prognozy zapo-trzebowania na finalną energię elektryczną do 2060 roku. Zastosowano przy tym model zbieżności energochłonnościgospodarki Polski do poziomu wyznaczonego przez najmniej energochłonne gospodarki zachodnie. Jako punkt od-niesienia wybrano Wielką Brytanię, Niemcy i Francję, gdzie energochłonność gospodarki oscyluje w okolicach 0,23kWh/USD Produktu Krajowego Brutto i jest stosunkowo stabilna w czasie. Energochłonność gospodarki Polskii kilku innych krajów przedstawiono na wykresie 1.1.Energochłonność gospodarki (w KWh/USD PKB)LataEnergochłonność(KWh/USD)2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 20110.00.20.40.6PolskaNiemcyFrancjaWielka BrytaniaStrefa EuroRysunek 1.1Do wyznaczenia prognozy zużycia energii elektrycznej założono, że:Dt = YtEt (1.1)Et+1 = λEt + (1 − λ)E, (1.2)gdzie Dt — popyt na energię elektryczną w roku t (zużycie w kWh), Yt — Produkt Krajowy Brutto w roku t,Et — energochłonność gospodarki w roku t. E odpowiada minimalnej energochłonności, ustalonej na poziomie0,23 kWh/USD PKB (średni poziom energochłonności Niemiec, Francji i Wielkiej Brytanii). Parametr λ zostałskalibrowany na poziomie 0,966. Poniżej przedstawiono historyczną i prognozowaną energochłonność.3
  6. 6. Departament Analiz StrategicznychEnergochłonność − dane historyczne i prognozaLataEnergochłonność(KWh/USD)2000 2004 2008 2012 2016 2020 2024 2028 2032 2036 2040 2044 2048 2052 2056 20600.00.20.40.6PrognozaDane historyczneRysunek 1.2Na wykresie 1.3 przedstawiono historyczne i prognozowane zapotrzebowanie na finalną energię elektryczną na pod-stawie tak zdefiniowanej prognozy energochłonności oraz prognozy wskaźników realnego wzrostu Produktu Krajo-wego Brutto (według Ministerstwa Finansów) i jej porównanie z prognozą Agencji Rynku Energii.4
  7. 7. Departament Analiz StrategicznychHistoryczne i prognozowane zużycie energii elektrycznej (w GWh)LataZużycieenergiiwGWh2000 2006 2012 2018 2024 2030 2036 2042 2048 2054 2060 2066 2072 2078 2084 2090 2096050000100000150000200000250000300000Prognoza AREPrognoza DAS z modyfikacją prognozy PKB APK 2013Rysunek 1.31.2 Margines mocy wytwórczych, zużycie własne i straty przesy-łoweZgodnie z Ustawą Prawo Energetyczne niezbędne jest zachowanie marginesu mocy wytwórczych, tj. mocy dyspo-nowanej przekraczającej rzeczywiste zapotrzebowanie na energię. Margines, czy też rezerwa zainstalowanej mocyw danym roku nie jest określana w prawie ściśle.Krajowe zużycie energii elektrycznej brutto wynosi w przybliżeniu 155 tys. GWh6. Implikuje to średnie zapotrzebo-wanie na moc w systemie elektroenergetycznym na poziomie ok. 17,7 GW. Jednocześnie, zapotrzebowanie szczytowemoże wynosić ok. 25,5 GW [18]. Tym samym obliczono, że nadwyżka maksymalnego popytu na moc w ciągu rokuwynosi ok. 44% wartości średniorocznej. Należy również przyjąć, iż margines bezpieczeństwa względem produk-cji implikowanej przez maksymalne zapotrzebowanie powinien wynosić ok. 15%. Ostatecznie więc, stosunek mocydyspozycyjnej wraz z rezerwą w miesiącach najwyższego zapotrzebowania do średniego rocznego zapotrzebowaniawynosi ok. 165%. Oprócz marginesu bezpieczeństwa mocy brane pod uwagę są także ubytki mocy, spowodowaneremontami, konserwacją itp. Wynosiły one w ubiegłych latach w miesiącu o najniższych7ubytkach ok. 9,5% mocyzainstalowanej.Zapotrzebowanie na finalną energię elektryczną z definicji nie uwzględnia strat przesyłowych oraz zapotrzebowaniasektora energetycznego (konsumpcji energii elektrycznej w rafineriach, kopalniach węgla, przy wydobyciu ropy, gazuitd.) oraz zużycia własnego, czyli zużycia na potrzeby produkcji energii elektrycznej w elektrowniach.Straty przesyłowe wewnątrz Krajowego Systemu Elektroenergetycznego obliczono na podstawie danych raportowa-nych do ARE dotyczących bilansu energii elektrycznej w sieciach elektroenergetyki zawodowej [2]. Na tej podstawiestwierdzono, że wskaźnik strat dla linii wysokiego napięcia jest porównywalny pomiędzy poziomami 110 kV oraz220/400 kV i wynosi ok. 1,7% mocy wprowadzonej do sieci. Największymi stratami energii elektrycznej charakte-6Produkcja energii elektrycznej jest wyższa i wynosiła w 2011 roku ok. 164 TWh. Zużycie krajowe uwzględnia eksport netto.7Najniższe ubytki powinny występować w miesiącach najwyższego zapotrzebowania na moc. Model wymaga aby zapotrzebowaniena moc było pokrywane ze źródeł o możliwym do kontrolowania czasie pracy, tj. z wyłączeniem energetyki wiatrowej oraz fotowoltaiki.5
  8. 8. Departament Analiz Strategicznychryzują się linie niskich napięć ze wskaźnikiem równym 6,5%. Ogółem, wewnątrz KSE utrata energii elektrycznejwynosi ok. 7,2%. Ze względu na brak szczegółowych danych dotyczących poszczególnych instalacji oraz rozproszeniazainstalowanych mocy przyjęto ten sam wskaźnik dla wszystkich technologii oraz brak zmian w czasie.Zużycie własne uwzględniono w modelu jako % teoretycznej produkcji energii elektrycznej w podziale na technologie(źródło danych: Statystyka Elektroenergetyki Polskiej [2]), pomniejszający produkcję teoretyczną (patrz 1.12).Zużycie na potrzeby sektora energetycznego z wyłączeniem zużycia własnego zostało uwzględnione w postaci narzutuna zapotrzebowanie na energię finalną. Wielkość ta, zgodnie z danymi Eurostatu, jest stosunkowo stała w czasiei kształtuje się na poziomie około 10,5 tys. GWh rocznie.Zużycie finalne wynosiło w 2011 roku 122 TWh.1.3 Czas przygotowania inwestycji, budowy i życia instalacji pro-dukujących energię elektrycznąModel uwzględnia czas potrzebny na przygotowanie inwestycji od strony formalno-prawnej i projektowej. Zakładaneczasy przygotowania podano poniżej. Czas budowy oraz czas życia instalacji został podany w oparciu o dane OECD[15], ARE [1] oraz dane podmiotów sektora energetycznego (PGE, PIGEO). Analiza rozkładów czasu życia instalacjina podstawie danych z publikacji IEA [9] pozwoliła stwierdzić, że dane dotyczące czasu życia elektrowni węglowychw warunkach polskich są wyższe niż podawane w publikacji OECD i ARE. W Polsce w przypadku elektrowniwęglowych wciąż funkcjonuje wiele siłowni ponad 40-letnich (patrz: tabela 1.2), natomiast wg dostępnych źródełczas życia tych instalacji to 30-40 lat.Czas przygotowania inwestycji Czas budowy Czas życia(w latach) (w latach) (w latach)Biomasa (bez współspalania) 2† 1 30Biogazownie rolnicze 2† 1 30Elektrownia - węgiel kamienny 3 5 40Elektrownia - gaz ziemny 3 2 30Elektrownia - węgiel brunatny 3 5 40Elektrownia jądrowa 7 8 50Ogniwa fotowoltaiczne 2† 1 25Małe hydroelektrownie 3† 2 80Elektrownia wiatrowa na morzu 3† 2 25Elektrownia wiatrowa na lądzie 2 1 25Tabela 1.1: Czas przygotowania inwestycji‡, budowy i życia budowy instalacji przyjęte na potrzeby modelu.† oznaczone wartości zostały przyjęte jako zbliżone do innych technologii odnawialnych, bez bezpośredniego wskazaniaw danych.‡ podane wartości należy traktować jako minimalny czas przygotowania inwestycji.Czas budowy instalacji jest definiowany za OECD jako czas potrzebny na techniczną realizację inwestycji, z pomi-nięciem konieczności uzyskania koncesji/zezwoleń, które zostały ujęte w czasie przygotowania inwestycji.1.4 Zainstalowane moce wytwórcze w okresie pierwszymWielkość zainstalowanych mocy określono na podstawie danych ARE [3] lub prasy specjalistycznej [7]. Dane o wiekuposzczególnych instalacji zaczerpnięto z IEA [9]. Dane dla biogazu, a także rozkład wieku instalacji wiatrowychuzupełniono na podstawie uwag PIGEO.6
  9. 9. Departament Analiz StrategicznychWiek (w latach) 0 5 15 16 20 25 30 35 38 45 53 SumaBiomasa (bez współspalania) 0,2† 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,2Biogazownie rolnicze 0,085 0,045 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,1Elektrownia - węgiel kamienny 0 1,6 3,0 6,1‡ 6,7 0 3,5 0 0 0 0 20,8Elektrownia - gaz ziemny 0 0,7 0,4 0 0 0 0 0 0 0 0 1,1Elektrownia - węgiel brunatny 0 0 0 0 4,9 0 0 2,0 2,7 0 0 9,7Elektrownia jądrowa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Ogniwa fotowoltaiczne 0,003 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,003Małe hydroelektrownie 0 0 0 0 0 0,3 0 0,2 0 0,3 0,1 0,9Elektrownia wiatrowa na morzu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Elektrownia wiatrowa na lądzie 1,7 0,7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2,4Tabela 1.2: Zainstalowane moce według wieku w GW† zdaniem PIGEO, zainstalowana moc jest wyższa, ale pozostano przy danych ARE, która otrzymuje raporty od wszystkichwytwórców prądu w ramach statystyki publicznej.‡ w przypadku części mocy (dotyczy to węgla kamiennego i brunatnego), których wiek od czasu zainstalowania był wyższy,niż założony maksymalny czas życia, przyjęto iż w międzyczasie dokonany był generalny remont, przedłużający ichfunkcjonowanie. Wiek dobrano w taki sposób, że od 55 lat (wcześniej przyjmowany czas życia) odejmowano wiekrzeczywisty, a następnie różnice odejmowano od nowo przyjętego czasu życia, tj. 40 lat.1.5 Potencjał energetycznyDane na temat technicznego potencjału energetycznego poszczególnych źródeł energii zaczerpnięto z publikacjiwydanej przez Ministerstwo Rozwoju Regionalnego [14] oraz z danych PIGEO.Techniczny potencjał energetyczny (w GW)Biomasa (bez współspalania) 10†Biogazownie rolnicze 10†Elektrownie jądrowe 10‡Ogniwa fotowoltaiczne 312Małe hydroelektrownie 1,3Elektrownia wiatrowa na morzu 29,5Elektrownia wiatrowa na lądzie 31,5Tabela 1.3: Techniczny potencjał energetyczny† wg PIGEO jest to potencjał ”rynkowy” oparty o krajową produkcję substratów do biogazowni i instalacji na biomasę.‡ kwestia ta wymaga jeszcze konsultacji odnośnie potencjalnych możliwych lokalizacji el. atomowych.Dodatkowo, na podstawie analiz czynnika bilansowego, Operator Systemu Przesyłowego (w Polsce PSE Operator)stwierdził, że maksymalna moc, z jaką mogą pracować farmy wiatrowe w KSE w roku 2020 oraz 2025 wynosiodpowiednio ok. 6,2 GW oraz 7 GW, a biorąc pod uwagę czas i warunki pracy sumaryczna moc żadnego z typówfarm wiatrowych przyłączona do KSE nie powinna przekroczyć 8,9 GW oraz 10 GW [13]. Przyjęto wzrost poziomupotencjału przyłączania farm wiatrowych proporcjonalny do wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną.1.6 KosztyModel obejmuje kilka kategorii kosztów związanych z funkcjonowaniem różnych instalacji produkujących energięelektryczną:• capex – koszt zainstalowania 1 MW mocy znamionowej,7
  10. 10. Departament Analiz Strategicznych• koszt deinstalacji – wyrażony jako procent kosztu instalacji - parametr δ,• opex – koszt związany z bieżącym funkcjonowaniem danej siłowni, bez uwzględnienia kosztów paliwa i kosztówpraw do emisji,• koszt paliwa – dotyczy paliw kopalnych, paliwa do reaktorów jądrowych oraz instalacji na biomasę lub biogaz,• koszt uprawnień do emisji gazów cieplarnianych w ramach systemu ETS.Koszty zostały zdyskontowane szeregiem realnych stóp oprocentowania obligacji skarbowych, powiększonych o 150punktów bazowych,8z uwzględnieniem projekcji wskaźnika realnego wzrostu Produktu Krajowego Brutto na pod-stawie danych z Ministerstwa Finansów. Założono, iż komponent premii za ryzyko w wycenie obligacji obniża sięw czasie. Ścieżkę stóp dyskontowych podano w dodatku A na stronie 46. Wszystkie wartości podano w cenach sta-łych z 2011 r. W przypadku cen paliw i cen uprawnień do emisji, które początkowo wyrażone były w EUR lub USD,zastosowano przeliczenie na PLN z uwzględnieniem zmian realnego kursu walutowego9. Podejście do prognozowaniaszeregów czasowych cen zostało opisane w dodatku B.Źródłami danych o kosztach Capex oraz Opex były opracowania Ernst&Young [8] oraz OECD [15], a także konsul-tacje z podmiotami branży energetycznej. Dane dotyczące biogazowni oraz kosztów kapitałowych ogniw fotowolta-icznych zostały zmodyfikowane w oparciu o dane PIGEO.Koszt likwidacji elektrowni jako część kosztu kapitałowego poniesionego na budowę instalacji przyjęto za OECD [15].Koszt kapitałowy instalacji (w mln zł/MW) Koszt deinstalacji (w%)Biomasa 10,3 5Biogazownie rolnicze 17,0 5Elektrownia - węgiel kamienny 6,0 5Elektrownia - gaz ziemny 4,5 5Elektrownia - węgiel brunatny 7,3 5Elektrownia jądrowa 16,0† 15Ogniwa fotowoltaiczne 5,8 5Małe hydroelektrownie 18,5 5Elektrownia wiatrowa na morzu 13,0 5Elektrownia wiatrowa na lądzie 6,6 5Tabela 1.4: Capex - koszt instalacji oraz deinstalacji† w ramach analizy wrażliwości, przyjmowany jest również wyższy koszt — 21 mln zł/MW.Koszt kapitałowy (CAPEX) ponoszony jest przez wszystkie lata budowy. Strumień kosztów jest wyliczany tak,aby jego bieżąca wartość netto (NPV) w momencie podjęcia decyzji o budowie była równa kosztom podanymw tabeli 1.4. Kosztom w poszczególnych latach przypisano wagi, tak aby można kształtować profil kosztów w czasieprzygotowania budowy. Na obecnym etapie ustawiono równe wagi, tzn., że wszystkie ”raty” są równe w sensiewartości realnej oraz, że koszty ponoszone sa tylko w czasie budowy siłowni.Założono, że nakłady kapitałowe instalacji 1 MW mocy wzrastają w tempie wzrostu realnego PKB (projekcja MF,opisywana w 1.1). Dla części technologii przyjęto jednak spadek relatywnego kosztu. Zakładana stopa spadku kosztudanej technologii pomniejsza wzrost wynikający ze wzrostu realnego PKB. Tempa spadków (odejmowane od wzrostuPKB):• biogazowanie rolnicze — spadek o 0,9% p.a. do 2050 r.,• elektrownie na gaz ziemny — spadek o 0,3% p.a. do 2050 r.,8Przyjęto marżę na koszt finansowania inwestycji w sektorze energetycznym na poziomie 150 punktów bazowych względem bonówskarbowych.9Założono, że zmiany kursy realnego będą zachodziły w tym samym tempie dla EUR i USD — gospodarki USA i Niemiec możnauznać za znajdujące się w makroekonomicznym stanie ustalonym.8
  11. 11. Departament Analiz Strategicznych• elektrownie na węgiel brunatny — spadek o 0,2% p.a. do 2050 r.,• ogniwa fotowoltaiczne — spadek o 2,2% p.a. do 2050 r.,• siłownie wiatrowe na morzu — spadek 0,3% p.a. do 2050 r.,• siłownie wiatrowe na lądzie — spadek o 1,2% p.a. do 2050 r.Po 2050 r., wysokość kosztów Capex wzrasta dalej, zgodnie z tempem wzrostu realnego PKB.Przedstawione poniżej koszty Opex nie uwzględniają kosztu paliwa oraz kosztu uprawnień do emisji CO2.Koszty stałe (w tys. zł/MW) Koszty zmienne (w zł/MWh)Biomasa 165 13,2Biogazownie rolnicze 644 8,8Elektrownia - węgiel kamienny 115 13,2Elektrownia - gaz ziemny 88 8,8Elektrownia - węgiel brunatny 130 14,0Elektrownia jądrowa 397 0,0Ogniwa fotowoltaiczne 99 11,0Małe hydroelektrownie 66 0,0Elektrownia wiatrowa na morzu 245 27,5Elektrownia wiatrowa na lądzie 121 38,5Tabela 1.5: Opex - koszty bieżące funkcjonowania instalacji (nieuwzględniające kosztu paliwa oraz uprawnień do emisji).Koszty OPEX wzrastają w czasie w tempie wzrostu realnego PKB.W celu przygotowania projekcji wzrostu kosztów cen paliw, jako punkt wyjścia przyjęto prognozę z Aktualizacjiprognozy zapotrzebowania na paliwa i energię[1]. Prognozy ARE bazują na projekcjach Międzynarodowej AgencjiEnergii (MAE) zawartych w World Energy Outlook 2010 dla scenariusza „New Policies”. Opracowania WorldEnergy Outlook opierają się na modelu MAE — World Energy Model, za pomocą którego wykonywane są projekcjezapotrzebowania na energię i innych zmiennych, w podziale na regiony świata. Projekcje są wykonywane w trzechpodstawowych scenariuszach:• scenariusz utrzymania obecnych ustaleń w zakresie polityki klimatycznej na świecie (current policies scenario),• scenariusz zakładający stopniowe przyjęcie już zapowiedzianych, lecz nie zaimplementowanych zmian (newpolicies scenario) — jest to referencyjny scenariusz,• scenariusz zakładający podjęcie w wymiarze globalnym działań dających 50% szans na uniknięcie wzrostuśredniej temperatury na świecie o więcej niż 2 stopnie Celsjusza w stosunku do czasów sprzed rewolucjiprzemysłowej.Scenariusz ”New Policies” opiera się na zadeklarowanych przez przedstawicieli poszczególnych państw działaniachw zakresie redukcji gazów cieplarnianych. Dla Unii Europejskiej wariant ten zakłada obniżenie emisji gazów cieplar-nianych o 25% w stosunku do roku 1990, czyli o 5% więcej niż wynika to z obowiązujących uregulowań prawnych. Napodstawie wyjściowej ścieżki cen paliw założonej w scenariuszu ”New Policies”, dokonano ekstrapolacji na wszystkielata projekcji w oparciu o opracowany w Departamencie Analiz Strategicznych model β-konwergencji zmiennychmakroekonomicznych. W ten sposób, zakładając konwergencję cen do pewnego stanu ustalonego wzrastającegow zadanym tempie otrzymano projekcje wzrostu cen węgla kamiennego oraz cen gazu. W przypadku węgla bru-natnego założono stałą proporcję jego ceny do ceny węgla kamiennego, taką jak na początku projekcji. Podobnezałożenie poczyniono w przypadku cen biomasy oraz biogazu. Bardziej techniczny opis modelu zastosowanego doprzygotowania projekcji cen paliw przedstawiono w dodatku B na stronie 50. Do wyliczenia projekcji ceny pali-wa jądrowego, jako punkt wyjścia przyjęto prognozę ARE [1], którą następnie ekstrapolowano zakładając liniowywzrost w logarytmach. Ścieżki cen paliw dla pełnego horyzontu projekcji przedstawiono w dodatku A na stronie 46.9
  12. 12. Departament Analiz Strategicznych2015 2020 2025 2030Biomasa 274,2 276,5 272,8 271,8Elektrownia - węgiel kamienny 126,6 127,6 126,0 125,5Elektrownia - gaz ziemny 385,1 399,0 410,5 418,4Elektrownia - węgiel brunatny 57,3 57,8 57,0 56,8Elektrownia jądrowa 50,7 50,9 51,3 51,8Tabela 1.6: Koszty pozyskania paliwa krajowego (PLN / MWh, ceny z 2011 r.)Model uwzględnia możliwość zróżnicowania ceny paliw pomiędzy źródłem krajowym a zagranicznym. Założono cenypaliw z importu dla biomasy10i węgla kamiennego na poziomie wyższym od cen krajowych o 0,5 %11, natomiast dlawęgla brunatnego założono brak możliwości importu. Dla pozostałych paliw również przyjęto ”nadwyżkę techniczną”ceny surowca z importu nad ceną krajową w wysokości 0,5%.2015 2020 2025 2030Biomasa 275,6 277,8 274,1 273,1Elektrownia - węgiel kamienny 127,3 128,3 126,6 126,1Elektrownia - gaz ziemny 387,0 401,0 412,6 420,5Elektrownia - węgiel brunatny n/d n/d n/d n/dElektrownia jądrowa 51,0 51,2 51,5 52,0Tabela 1.7: Koszty pozyskania paliwa importowanego (PLN / MWh, ceny z 2011 r.)Opracowano dwa skrajne scenariusze ewolucji kosztów uprawnień do emisji CO2, podobnie jak w przypadku cenpaliw w oparciu o model β-konwergencji (dodatek B, str. 50). Scenariusz niskich cen opiera się ona obecnych no-towaniach instrumentów futures dla jednostek uprawnień do emisji, scenariusz wysokich cen opiera się na projekcjiprzygotowanej przez KOBiZE ekstrapolowanej dynamiką wzrostu cen uzyskaną dla instrumentów futures. Szczegó-łowy szereg cen zamieszczono w dodatku A na str. 46.Niskie ceny uprawnień do emisji Wysokie ceny uprawnień do emisji(PLN/t) (PLN/t)2020 32,63 56,662025 37,24 64,662030 40,86 70,952060 54,41 94,48Tabela 1.8: Koszty uprawnień do emisji gazów cieplarnianych (EUA1.7 SprawnośćSprawność procesu przemiany energii paliwa na energię elektryczną określono na podstawie raportu AktualizacjaPrognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030 zrealizowanego przez Agencję Rynku Energii S.A. [1]oraz danych PIGEO.10W opinii PIGEO obecnie importowana biomasa jest tańsza od biomasy krajowej, ale pożądane wydaje się odstąpienie od importubiomasy w celach energetycznych.11Według danych udostępnionych przez Ministerstwo Gospodarki za 2012 r., różnica między ceną importu a ceną krajową może byćnawet wyższa i sięgać ok. 12% — cena węgla energetycznego krajowego wyniosła 291,88 zł/t, a importowanego 328 zł/t. Należy jednakpodkreślić, iż w przypadku importu przytoczona cena jest ceną ”na granicy”, a w przypadku węgla krajowego ”w kopalni”. Oznacza to,że w niektórych regionach kraju ze względu na koszty transportu węgiel importowany może być bardziej opłacalny niż węgiel krajowy.Rzeczywiste ceny płacone przez elektrownie opierają się często na długoterminowych kontraktach i mogą różnić się od przytoczonych.10
  13. 13. Departament Analiz StrategicznychSprawność (w %)Biomasa 40Elektrownia - węgiel kamienny 45Elektrownia - gaz ziemny 58†Elektrownia - węgiel brunatny 44Elektrownia jądrowa 36Tabela 1.9: Efektywność† chodzi o sprawność turbin gazowych, w przypadku silników gazowych sprawność byłaby niższa, na poziomie 43% – 45%.1.8 Energia zawarta w surowcuEnergia zawarta w zasobieElektrownia - węgiel kamienny 6,10 MWh/tElektrownia - gaz ziemny 5,38 MWh/1000m3Elektrownia - węgiel brunatny 2,33 MWh/tElektrownia jądrowa 360 000 MWh/tTabela 1.10: Energia zawarta w zasobieDane o energii zawartej w surowcu pochodzą ze Statystyki Elektroenergetyki Polskiej [2] lub portalu NarodowegoCentrum Badań Jądrowych [19].1.9 EmisyjnośćEmisyjność została podana na podstawie danych Międzynarodowej Agencji Energetyki [10], w oparciu o charakte-rystykę emisyjności poszczególnych paliw12.Emisyjność (w tCO2e/MWh)Elektrownia - węgiel kamienny 0,90Elektrownia - gaz ziemny 0,40Elektrownia - węgiel brunatny 0,99Tabela 1.11: Emisja tCO2e związana z uzyskaniem 1 MWh energii elektrycznejModel nie przyjmuje explicite ograniczenia na wysokość emisji gazów cieplarnianych w sektorze elektroenerge-tycznym. Ograniczenia takie nie są jednoznacznie ustalone przez pakiet energetyczno-klimatyczny. Model preferu-je technologie o niższej emisyjności poprzez mechanizm kosztowy. Koszt emisji jest wyliczany jako iloczyn cenyuprawnienia, przeciętnego czasu pracy danej technologii, jej zainstalowanej mocy oraz podanego wyżej parametruemisyjności. Koszt ten jest następnie uwzględniany w minimalizowanej funkcji celu.1.10 Wielkość zasobu krajowegoJako bieżąco dostępne (bez dodatkowych nakładów inwestycyjnych w nowe kopalnie lub technologie wydobycia)krajowe wielkości zasobów zdefiniowano zasoby przemysłowe określone na podstawie raportu przygotowanego przezPaństwowy Instytut Geologiczny - Państwowy Instytut Badawczy na zlecenie Ministra Środowiska.12Dane faktyczne dla sektora elektroenergetycznego mogą różnić się ze względu na strukturę i jakość spalanych paliw.11
  14. 14. Departament Analiz StrategicznychWielkość zasobu krajowegoElektrownia - węgiel kamienny 2 020 555 299 t†Elektrownia - gaz ziemny 6 960 000 000 m3Elektrownia - węgiel brunatny 1 287 000 000 tElektrownia jądrowa 0 t‡Tabela 1.12: Wielkość zasobu krajowego† oszacowanie DAS uwzględniające zasób dostępny dla sektora elektroenergetycznego (64%)‡ Na podstawie danych z OECD NEA Red Book (2008) przytaczanych przez Narodowe Centrum BadańJądrowych13stwierdzono, że wielkość potwierdzonych zasobów rudy uranu w Polsce wynosi ok. 7270 t. Ponieważjednak obecnie nie ma w Polsce czynnych kopalni uranu, przyjęto wielkość wydobywalnego zasobu na poziomie 0 t.1.11 Efektywna liczba godzin pracy instalacji według technologiiw jednym okresieEfektywna liczba godzin pracy w przypadku konwencjonalnych źródeł energii zależy od uwarunkowań technologicz-nych, takich jak np. konieczność przerw konserwacyjnych lub osiąganie maksymalnej efektywności procesu przemia-ny energetycznej przy niepełnym wykorzystaniu mocy. W przypadku odnawialnych źródeł energii, efektywny czaspracy może być ograniczany również przez czynniki pogodowe. W tabeli poniżej przedstawiono przeciętne wartościefektywnego czasu pracy w jakim mogą pracować siłownie (liczonego w godzinach w ciągu roku) przytaczane zaraportem firmy Ernst&Young [8] oraz danymi PIGEO (w zakresie wartości maksymalnych). Minimalny czas pracyinstalacji wynika z założeń DAS.Minimalna liczba godzin Maksymalna liczba godzinBiomasa 3504 7 000Biogazownie rolnicze 0 8 000Elektrownia - węgiel kamienny 3504 7 000Elektrownia - gaz ziemny 0 7 000Elektrownia - węgiel brunatny 3504 7 000Elektrownia jądrowa 6500 8 000Ogniwa fotowoltaiczne 0 900Małe hydroelektrownie 0 4 000Elektrownia wiatrowa na morzu 0 3 100Elektrownia wiatrowa na lądzie 0 2 300Tabela 1.13: Efektywna liczba godzin pracy instalacji danego typu w ciągu roku. (w h/rok)1.12 Zużycie własne na potrzeby produkcji energii elektrycznejEnergia zużywana w procesach przemian energetycznych koniecznych do wytworzenia energii elektrycznej określanajest jako zużycie własne. Każda technologia produkcji charakteryzuje się specyficznym współczynnikiem zużyciawłasnego. Dane o współczynnikach zużycia własnego zaczerpnięto ze Statystyki Elektroenergetyki Polskiej 2011 [2]oraz z danych PIGEO (w zakresie biogazowni i fotowoltaiki).12
  15. 15. Departament Analiz StrategicznychZużycie własne na potrzeby produkcji energii elektrycznej (w %)Biomasa 1,1†Biogazownie rolnicze 10Elektrownia - węgiel kamienny 7,9Elektrownia - gaz ziemny 2,3Elektrownia - węgiel brunatny 8,4Elektrownia jądrowa 7,9†Ogniwa fotowoltaiczne 0Małe hydroelektrownie 1,1Elektrownia wiatrowa na morzu 1,1†Elektrownia wiatrowa na lądzie 1,1†Tabela 1.14: Zużycie własne na potrzeby produkcji energii elektrycznej jako procent całkowitej produkcji. Dane oznaczonesymbolem † wymagają weryfikacji.W Statystyce... brak jest danych dotyczących zużycia własnego dla OZE (z wyjątkiem małych hydroelektrowni) orazdla elektrowni jądrowej. W miejscu brakujących danych przyjęto zatem dla OZE stały współczynnik na poziomiewspółczynnika hydroelektrowni, zakładając podobny poziom zużycia własnego dla technologii z kategorii OZE.Zużycie własne dla elektrowni jądrowej przyjęto na poziomie zużycia własnego w elektrowniach na węgiel kamienny.1.13 Limity emisji i udziałów odnawialnych źródeł energiiZe względu na uruchomienie europejskiego systemu handlu emisjami (ETS), wpływ emisyjności poszczególnychtechnologii na miks energetyczny jest uwzględniany poprzez zaliczenie kosztów uprawnień do funkcji celu, która jestnastępnie minimalizowana.Pakiet energetyczno-klimatyczny Unii Europejskiej wymaga, aby do 2020 r. Polska osiągnęła udział energii ze źródełodnawialnych w finalnej konsumpcji energii na poziomie co najmniej 15%. Wymóg ten nie odnosi się bezpośred-nio do elektroenergetyki, lecz do całej gospodarki. Udział OZE w produkcji energii elektrycznej wynosi obecniew przybliżeniu 8, 2% (stan na 2011 r.), z czego za ok. połowę odpowiada współspalanie biomasy z innymi paliwamikopalnymi. Jednocześnie, dla całej gospodarki udział OZE wynosi 10,8% konsumpcji finalnej. W ”Krajowym planiedziałania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych” przewidziano udział OZE w elektroenergetyce na poziomie19,1% w 2020 r.1.14 Technologie wirtualne1.14.1 ImportImport energii elektrycznej nie jest, w przeciwieństwie do wyżej omówionych technologii, metodą produkcji energii.Jest jednak sposobem pozyskiwania energii elektrycznej, więc konieczne było uwzględnienie go w analizie.Pojawienie się importu w miksie nie skutkuje dodatkowymi kosztami instalacji. Ponieważ do standardowych tech-nologii nie są doliczane koszty budowy lini przesyłowych, podejście to musi zostać utrzymane dla każdej technologii.Utrzymywanie połączeń transgranicznych wiąże się również ze stałym kosztem operacyjnym. Koszt ten jednak ope-rator sieci przesyłowej ponosi także w przypadku pozostałych technologii (połączenia wewnątrz-krajowe); poprzezanalogię - kosztu tego nie wlicza się. Ostatecznie więc kwota, którą gospodarka wydaje na import energii elek-trycznej będzie w modelu proporcjonalna do ilości otrzymanej energii, a zatem zmienny koszt operacyjny będziedeterminował całkowite koszty jej importu.Założono, że cena jednostki energii pochodzącej z importu będzie trzykrotnie wyższa, niż przeciętna cena na rynkukonkurencyjnym. Przypisanie zbyt wysokiego kosztu jest intencjonalne i ma zepchnąć import do roli technologii,po którą sięga się w przypadku braku innych możliwości (jest zawodnym i niepewnym źródłem). Ustalono również,13
  16. 16. Departament Analiz Strategicznychże do roku 2015 możliwości importu energii będą ograniczone do 1300 MW, natomiast począwszy od roku 2016w każdym momencie nie będzie dostępne więcej niż 1800 MW z zagranicy.Przyjęto również, że energia importowana będzie zaliczana w całości do nieodnawialnych źródeł energii.1.14.2 Niedobory mocyOgraniczenia nałożone na model są ze sobą sprzeczne (tj. technicznie niemożliwe jest zapewnienie wystarczającejwielkości mocy zainstalowanych w roku 2015 i, przede wszystkim, w roku 2016) przy obecnych możliwościach rozwojusiłowni. Konieczne było zatem wprowadzenie sztucznej technologii, która umożliwiłaby obliczenie najtańszego miksudla energii elektrycznej mimo braku spełnienia wspomnianego warunku.Pojawienie się w miksie niedoborów mocy nie skutkuje oczywiście wystąpieniem kosztów instalacji. Braki zainsta-lowanej mocy wiązać się mogą jednak z realnymi kosztami dla gospodarki w przypadku konieczności uruchomieniabrakujących rezerw. Niedoborom mocy przypisano zatem zapobiegawczo bardzo wysoki operacyjny koszt stały (ob-liczony jako wielkość PKB przypadająca na jednostkę zainstalowanej mocy). Tym samym technologia ta będzieuruchamiana jedynie w przypadku całkowitej niemożliwości spełnienia warunku innymi sposobami.1.15 Czynniki nie uwzględnione w modelu1.15.1 UproszczeniaModel ma charakter problemu optymalizacyjnego centralnego planisty. Jako taki nie opisuje interakcji podmiotówrynkowych — proces kształtowania się cen nie jest analizowany. Przyjęto także egzogeniczną ścieżkę zapotrzebowaniana energię. Oznacza to, że efekty międzysektorowe czy też wpływ cen na zapotrzebowanie są pominięte. Jest torównoważne z przyjęciem nieelastycznego popytu na energię elektryczną.Model opisuje całość sektora elektroenergetycznego bez uwzględnienia jego struktury geograficznej —- podejścietakie pozwala na ustalenie optymalnego miksu, ale nie odpowiada na pytania o konkretną lokalizację projektów.Od lokalnych warunków zależy wiele parametrów inwestycji, m.in. koszty transportu surowca, niezbędne inwestycjew sieć przesyłową lub dystrybucyjną, wraz z ewentualnymi stratami przesyłowymi. Uwzględnienie tych czynnikówwymagałoby szczegółowych analiz wykonywanych, np. przez inwestorów i PSE Operatora na etapie konkretnychprojektów. Takie analizy nie zostały jeszcze wykonane. Model uwzględniający lokalizacje siłowni, przepustowość siecii straty na przesyle pozwoliłby w dokładniejszy sposób określić optymalny miks w krótszym horyzoncie czasowym(kilka/kilkanaście lat), należy jednak mieć świadomość, iż uwzględnienie aspektów geograficznych nie zmieni istotniewniosków wynikających z modelu, pozwoli jedynie ocenić skalę ograniczeń związanych z obecną siecią i ew. wskazaćkierunki jej rozbudowy.Nie uwzględniono kosztów przyłączenia nowych źródeł energii do KSE oraz kosztów przesyłu w zależności odwielkości instalacji — są to wartości specyficzne dla różnych lokalizacji i jako takie nie są możliwe do uwzględnieniaw zagregowanym modelu systemu elektroenergetycznego. Podobnie, nie są obejmowane zmiany emisyjności orazsprawności infrastruktury w czasie.Pominięto technologię sekwestracji dwutlenku węgla (CCS, ang. carbon capture and storage) jako technologię nie-sprawdzoną w dużej skali, a zatem niepewną co do sprawności oraz kosztów, a jednocześnie zmniejszającą efek-tywność wykorzystania węgla (ok. 10% mniej energii na tonę węgla) — zastosowanie tej technologii pozwoliłobyograniczyć koszty praw do emisji, jednak trudno oszacować jej koszt i efekt netto na cenę produkcji energii.1.15.2 Kwestie możliwe do uwzględnienia po rozszerzeniu modeluModel w swojej obecnej formie pomija szereg czynników, które wymagałyby jego rozbudowy, zwiększenia zakresu do-stępnych danych lub przeprowadzenia dalszych pogłębionych analiz. Poniżej przedstawiono pominięte kwestie, wrazz omówieniem ich potencjalnego wpływu na miks energetyczny oraz przyczyn ich wyłączenia na dotychczasowymetapie analizy.14
  17. 17. Departament Analiz StrategicznychIstotną kategorią kosztów, których model nie uwzględnia, są efekty zewnętrzne funkcjonowania poszczególnychtechnologii, rozumiane jako koszty środowiskowe (np. zwiększenie stężenia pyłów w powietrzu) i społeczne (np.spadek zdrowotności). Analizowanie kosztów tego typu byłoby możliwe w ramach obecnej struktury modelu, zależnejest jednak od przyjęcia wiarygodnych danych na temat struktury tych kosztów.Nie uwzględniono instalacji współspalających biomasę. Jest to czynnik, który wpływa na udział odnawialnych źródełenergii w generowaniu energii elektrycznej, ponieważ energia współspalanej biomasy zaliczana jest do ”zielonej”energii. Problemem w uwzględnieniu biomasy współspalanej w obliczaniu miksu energetycznego jest koniecznośćuzyskania szczegółowych danych o tym, jak spalana biomasa wpływa na sprawność kotłów węglowych, a zatem jakijest uzysk energii netto z jej spalenia. Z tego względu, w modelu uwzględniane są wyłącznie dedykowane instalacjena biomasę stałą.Nie został uwzględniony maksymalny roczny przyrost mocy danego typu. Czynnik ten może wpływać na tempowzrostu udziału poszczególnych technologii w miksie. Maksymalny roczny przyrost jest warunkowany dostępnościąprzyłączeniową sieci oraz rosnącymi kosztami krańcowymi nowych instalacji. Uwzględnienie tego czynnika zwią-zanego z kosztami wymagałoby przeprowadzenia analiz w zakresie krańcowych kosztów instalacji oraz rozbudowymodelu. Mimo, iż model ma charakter liniowy, to możliwe jest w dobrym przybliżeniu uwzględnienie rosnącychnieliniowo kosztów krańcowych instalowania nowych siłowni. Można to przeprowadzić poprzez umowne podzieleniedanej technologii na grupy o różnym koszcie. Technologie z kolejnej grupy są włączane po przekroczeniu zadanegoprogu mocy zainstalowanych grupy poprzedniej.Nie jest uwzględniony udział kogeneracji w miksie energetycznym — uwzględnienie energii elektrycznej wytwarzanejw elektrociepłowniach wiązałoby się z koniecznością rozszerzenia modelu o sektor ciepłowniczy, wymagałoby topozyskania dodatkowych danych oraz rozbudowy struktury modelu.15
  18. 18. 2 Optymalny miks energetyczny2.1 Najtańszy miks energetycznyModel umożliwia analizę optymalnego miksu energetycznego w wielu wariantach polityki energetycznej oraz przyróżnych scenariuszach rozwoju cen zasobów i cen uprawnień do emisji CO2. Przyjęto różne kombinacje następującychwariantów:• decyzja o dopuszczalności budowy elektrowni atomowych w Polsce lub całkowita rezygnacja z atomu,• ustalenie minimalnego udziału odnawialnych źródeł energii (z wyjątkiem współspalania biomasy) w produkcjienergii elektrycznej na poziomie 19,1% począwszy od 2020 r. do końca horyzontu lub jedynie w roku 2020,• ustalenie maksymalnego dopuszczalnego poziomu importochłonności14elektroenergetyki na poziomie 15% lubrezygnacja z takiego ograniczenia.W przypadku decyzji o dopuszczalności budowy elektrowni atomowych w Polsce, nałożono ograniczenie na maksy-malny rozwój tej technologii na poziomie 10 GW, w odwrotnym przypadku przyjęto zerowy potencjał tej technologii.Na potrzeby scenariusza przewidującego minimalny udział OZE w produkcji energii elektrycznej, przyjęto wzrostudziału OZE do poziomu 19,1%15w 2020 r. i utrzymanie tego minimalnego udziału we wszystkich pozostałychlatach. W wariancie rezygnacji z wymogu OZE w sektorze elektroenergetycznym przyjęto zerowy wymagany udziałw całym horyzoncie projekcji poza rokiem 2020. Rozważono również minimalny udział OZE na poziomie wymogudla całej gospodarki, tj. 15%.Obecnie importochłonność polskiej elektroenergetyki wynosi około 10%16. W przypadku decyzji o utrzymaniu ni-skiej importochłonności przyjęto maksymalny udział źródeł zagranicznych na poziomie 15% (założono więc niewielkimargines względem sytuacji obecnej). Rezygnacja z ograniczenia dopuszcza (ale nie wymusza) nawet 100% wyko-rzystania surowców importowanych.Jednocześnie, ze względu na dużą niepewność, uwzględniono również dwa egzogeniczne scenariusze dotyczące ewo-lucji kosztów uprawnień do emisji CO2:• WYSOKIE koszty — scenariusz wysokich cen opiera się na projekcji przygotowanej przez KOBiZE, ekstra-polowanej na dalszy horyzont projekcji tempem wzrostu ceny implikowanym przez obecne ceny futures.• NISKIE koszty — scenariusz niskich cen opiera się na obecnych notowaniach instrumentów futures dla jed-nostek uprawnień do emisji17.Poniżej przedstawiono porównanie wybranych wariantów w zależności od realizowanego scenariusza. Dla każdegowariantu przedstawiono graficznie strukturę miksu mocy zainstalowanych oraz energii produkowanej w obu scena-riuszach cen uprawnień do emisji. Omówiono także wpływ dodawania różnych kombinacji ograniczeń do najtańszegomiksu (Wariant 1).14Rozumianej jako odsetek energii produkowanej z paliw importowanych w całości produkcji — bez uwzględnienia kosztów pozyskaniatechnologii oraz kosztów nabycia paliw.15Udział OZE rozumiany jest jako odsetek energii generowanej z obecnych w modelu technologii odnawialnych w całości produkcjienergii elektrycznej. Zgodnie z ostatnimi dostępnymi danymi GUS wynosi on ok. 4,1%.16Przy założeniu, że struktura udziału paliw importowanych jest w elektroenergetyce taka sama, jak w całej gospodarce.17Patrz — szereg cen w dodatku A na str. 4616
  19. 19. Departament Analiz Strategicznych2.1.1 Wariant 1 – najtańszy miks2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.1: Wariant 1 – niskie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.2: Wariant 1 – wysokie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)17
  20. 20. Departament Analiz StrategicznychW obu scenariuszach kosztów uprawnień do emisji miks oparty jest na węglu kamiennym z niewielkim udziałemwęgla brunatnego. Przez cały horyzont projekcji utrzymywane są elektrownie opalane gazem ziemnym. Mimo, że ichudział w mocy zainstalowanej ogółem jest spory nie uczestniczą one w produkcji energii. W scenariuszu Wysokichkosztów uprawnień do emisji elektrownie węglowe są w części zastępowane elektrownią jądrową już od około roku2040. Spośród źródeł OZE w miksie funkcjonują hydroelektrownie (w całym horyzoncie projekcji) oraz elektrowniewiatrowe na lądzie (do około roku 2038). Przy wysokich cenach uprawnień do emisji zdecydowanie dłużej funkcjonująelektrownie na biomasęBrak możliwości doinstalowania nowych mocy w krótkim czasie (poniżej 3 lat) sprawia, że w drugim i trzecimroku występuje niedostatek mocy. Ograniczenie minimalnej produkcji mimo niedostatku mocy pozostaje jednakspełnione (pozostałe źródła mocy okazały się wystarczające do zaspokojenia przeciętnego krajowego popytu naenergię elektryczną).18
  21. 21. Departament Analiz Strategicznych2.1.2 Wariant 2 – minimalny udział OZE (bez współspalania biomasy) na poziomie19,1% począwszy od 2020 r.2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.3: Wariant 2 – niskie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.4: Wariant 2 – wysokie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)Minimalny udział OZE w obu scenariuszach zaspokajany jest przez instalacje na biomasę, które funkcjonują wcałym horyzoncie projekcji. Narzucenie minimalnego udziału OZE spowodowało, że instalacje na biomasę wyparływ części energię jądrową w scenariuszu wysokich kosztów uprawnień do emisji. Poza tym struktura miksu nie różnisię znacząco od tej w wariancie najtańszym - dominującą technologią jest węgiel kamienny i dodatkowo opłaca sięutrzymywanie elektrowni gazowych mimo ich znikomego udziału w produkcji.19
  22. 22. Departament Analiz Strategicznych2.1.3 Wariant 3 – minimalny udział OZE na poziomie 19,1% począwszy od 2020 r.oraz ograniczenie importochłonności nie więcej niż do 15%2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.5: Wariant 3 – niskie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.6: Wariant 3 – wysokie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)20
  23. 23. Departament Analiz StrategicznychTrzeci z opracowanych miksów energetycznych wymaga, aby w strukturze produkcji energii elektrycznej znalazłosię co najmniej 19,1% energii z OZE (od 2020 r.), przy czym importochłonność nie może przekroczyć 15%.Minimalny udział OZE i dodatkowe ograniczenie importochłonności powoduje pojawienie się biogazu w miksie.Nadal w produkcji dominują elektrownie węglowe i na biomasę. W strukturze zainstalowanej mocy wciąż sporyudział mają elektrownie na gaz ziemny przy jednoczesnym niskim ich udziale w finalnej produkcji. Pod koniecprojekcji w scenariuszu wysokich cen uprawnień do emisji pojawia się energia jądrowa.21
  24. 24. Departament Analiz Strategicznych2.1.4 Wariant 4 – ograniczenie importochłonności do 15%Kolejny wariant przedstawia strukturę produkcji energii elektrycznej przy założeniu, że udział energii produkowanejze źródeł zagranicznych nie może przekroczyć 15%.2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.7: Wariant 4 – niskie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.8: Wariant 4 – wysokie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)Wyłączenie ograniczenia minimalnego udziału OZE nie powoduje zmian w miksie.22
  25. 25. Departament Analiz Strategicznych2.1.5 Wariant 5 – rezygnacja z elektrowni atomowejPiąty z zaprezentowanych miksów nie dopuszcza możliwości budowy elektrowni jądrowej.2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.9: Wariant 5 – niskie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.10: Wariant 5 – wysokie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)23
  26. 26. Departament Analiz StrategicznychStruktura miksu przy braku możliwości budowy elektrowni atomowej nie różni się od struktury najtańszego Warian-tu 1 w przypadku niskich cen uprawnień do emisji. Elektrownia atomowa nie występowała bowiem w najbardziejoptymalnym kosztowo miksie. Prawie cała produkcja energii pochodzi z węgla kamiennego i brunatnego.Podobnie jak w pozostałych miksach - elektrownie wykorzystujące gaz ziemny występują w miksie niemal wyłącz-nie jako moce rezerwowe, co wynika z relatywnie niskich kosztów budowy oraz utrzymania tego typu siłowni orazwysokich cen gazu ziemnego.24
  27. 27. Departament Analiz Strategicznych2.1.6 Wariant 6 — rezygnacja z elektrowni atomowej, minimalny udział OZE napoziomie 19,1% począwszy od 2020 r. i ograniczenie importochłonności do15%2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.11: Wariant 6 – niskie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.12: Wariant 6 – wysokie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)Warunki minimalnego udziału OZE, ograniczenia importochłonnosci oraz rezygnacji z elektrowni atomowej reali-zowane są przez zwiększoną produkcję energii ze spalanej biomasy.25
  28. 28. Departament Analiz Strategicznych2.1.7 Wariant 7 — najtańszy miks z podwyższonym kosztem budowy el. atomowejPrzedstawiony wariant różni się od wariantu najtańszego przyjęciem wyższego kosztu CAPEX dla elektrowni ato-mowej. Wynosi on w tym przypadku 21 mln zł/MW i rośnie wraz z realnym wzrostem PKB.2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.13: Wariant 7 – niskie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.14: Wariant 7 – wysokie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)Podniesienie ceny instalacji elektrowni jądrowej (z 16 na 21 mln zł/MW) sprawia, iż przestaje być ona opłacalna wscenariuszu wysokich cen uprawnień do emisji. W scenariuszu niskich cen uprawnień do emisji, elektrownie atomowenie są włączane nawet przy podstawowym koszcie.26
  29. 29. Departament Analiz Strategicznych2.1.8 Wariant 8 — najtańszy miks z minimalnym udziałem OZE na poziomie 15%Wariant 8 to wariant najtańszy z wprowadzonym dodatkowo wymogiem udziału OZE począwszy od 2020 r. napoziomie 15% produkcji energii elektrycznej.2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.15: Wariant 8 – niskie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)2014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Moc zainstalowana w GWWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy01020304050602014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy0500001000001500002000002500003000002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059Produkcja w GWhWęgiel kamiennyWęgiel brunatnyGaz ziemnyEl. jądrowaBiomasa bez współsp.Biogaz rolniczyOgniwa fotowoltaiczneMałe hydroelektrownieEl. wiatrowa na lądzieEl. wiatrowa na morzuImportNiedostatek mocy050000100000150000200000250000300000a) b)Rysunek 2.16: Wariant 8 – wysokie koszty uprawnień do emisji: moc zainstalowana (a) oraz wielkość produkcji (b)Wymóg udziału OZE realizowany jest za pomocą biomasy — w obu scenariuszach jej udział jest podobny.27
  30. 30. Departament Analiz Strategicznych2.1.9 Zestawienie kosztów, zmian emisji i importochłonności dla założonych wa-riantówWariant Kosztyuprawnieńdo emisjiAvCF∗do 2060 r.(w mld zł)AvCFdo 2020 r.(w mld zł)AvCFdo 2025 r.(w mld zł)AvCF2020–2030(w mld zł)Zmianapoziomuemisji2014–2050(%)Średniarocznaimporto-chłonność(%) †wariantnajtańszy‡NISKIE 66,61 71,52 61,53 47,07 53,75 23,61WYSOKIE 72,57 68,4 60,71 51,72 20,12 19,91min. udziałOZENISKIE 68,12 68,16 59,29 47,28 31,7 13,12WYSOKIE 73,78 68,5 60,79 51,28 -2,05 12,36min. udziałOZE + limitimportochłon-nościNISKIE 70,03 68,08 59,91 47,3 -3,27 15WYSOKIE 73,83 69,35 62,03 48,85 -12,24 15limit importo-chłonnościNISKIE 70 68,1 59,89 47,19 -3,35 15WYSOKIE 73,83 69,36 62,01 48,81 -12,39 15bez atomu NISKIE 66,61 71,52 61,53 47,07 53,75 23,61WYSOKIE 71,09 71,54 63,23 51,97 53,72 23,58bez atomu +min. udziałOZE + limitimportochłon-nościNISKIE 70,03 68,08 59,91 47,3 -3,27 15WYSOKIE 73,64 68,34 61,35 49,38 -3,15 15droższy atom NISKIE 66,61 71,52 61,53 47,07 53,75 23,62WYSOKIE 71,09 71,54 63,23 51,97 53,72 23,58niższy limitOZENISKIE 67,67 68,49 59,8 47,66 37,99 15,86WYSOKIE 73,6 68,48 60,77 51,63 0,71 14,55Tabela 2.1: Zestawienie kosztów, zmian emisji i importochłonności w podziale na scenariusze ewolucji kosztów uprawnieńdo emisji∗ AvCF — average cash flow, miara pozwalająca porównywać dwie ścieżki przepływów pieniężnych różniących sięwysokością wypłat w czasie. AvCF oblicza się poprzez skonstruowanie jednolitego (a więc o równych wypłatach) strumieniaprzepływów pieniężnych, którego wartość wypłat wynosi AvCF, a którego bieżąca wartość netto (NPV) jest równa NPVdla analizowanego strumienia.† Importochłonność rozumiana jest jako odsetek energii (wyrażonej w megawatogodzinach) produkowanej z paliwimportowanych w całości produkcji (wyrażonej w MWh).‡ Patrz strona 2 — objaśnienia w zakresie horyzontu obliczeń i rankingu kosztów.W tabeli 2.2 przedstawiono przeciętne roczne nakłady w podziale na nakłady kapitałowe oraz koszty bieżące funk-cjonowania instalacji.28
  31. 31. Departament Analiz StrategicznychWariant Scenariusz Parametr(w mld zł)do 2020 r. do 2025 r. 2021–2030 do 2060 r.wariant najtańszy NISKIE Średni CAPEX 18,1 15,03 11,71 17,7Średni OPEX 53,42 46,5 35,35 48,9WYSOKIE Średni CAPEX 14,61 11,97 10,21 19,68Średni OPEX 53,79 48,74 41,51 52,88min. udział OZE NISKIE Średni CAPEX 14,75 12,04 9,6 17,23Średni OPEX 53,42 47,25 37,69 50,88WYSOKIE Średni CAPEX 14,71 12,02 9,62 20,07Średni OPEX 53,79 48,77 41,66 53,71min. udział OZE + li-mit importochłonnościNISKIE Średni CAPEX 14,65 12,62 9,17 17,38Średni OPEX 53,43 47,29 38,14 52,65WYSOKIE Średni CAPEX 15,55 13,21 6,56 18,33Średni OPEX 53,8 48,82 42,29 55,5limit importochłonno-ściNISKIE Średni CAPEX 14,67 12,63 9,15 17,38Średni OPEX 53,43 47,25 38,04 52,62WYSOKIE Średni CAPEX 15,56 13,22 6,56 18,35Średni OPEX 53,8 48,79 42,25 55,48bez atomu NISKIE Średni CAPEX 18,1 15,03 11,71 17,7Średni OPEX 53,42 46,5 35,35 48,9WYSOKIE Średni CAPEX 17,75 15,01 12,05 17,72Średni OPEX 53,79 48,21 39,91 53,36bez atomu + min.udział OZE + limit im-portochłonnościNISKIE Średni CAPEX 14,65 12,62 9,17 17,38Średni OPEX 53,43 47,29 38,14 52,65WYSOKIE Średni CAPEX 14,54 12,55 7,17 17,7Średni OPEX 53,8 48,8 42,2 55,94droższy atom NISKIE Średni CAPEX 18,1 15,03 11,71 17,7Średni OPEX 53,42 46,5 35,35 48,9WYSOKIE Średni CAPEX 17,75 15,01 12,05 17,72Średni OPEX 53,79 48,21 39,91 53,36niższy limit OZE NISKIE Średni CAPEX 15,07 12,72 10,58 17,31Średni OPEX 53,42 47,08 37,07 50,36WYSOKIE Średni CAPEX 14,69 12,03 10,12 20,23Średni OPEX 53,79 48,74 41,51 53,37Tabela 2.2: Zestawienie przeciętnych kosztów w podziale na CAPEX i OPEX wg scenariuszy29
  32. 32. 3 Liniowy problem dynamicznej optymalizacjiProgramowanie liniowe to metoda matematyczna pozwalająca na znajdowanie optymalnego (największego lub naj-mniejszego możliwego) rozwiązania problemu decyzyjnego, dla którego funkcja celu i ograniczenia mają postaćliniową. Przykładem problemu programowania liniowego jest decyzja firmy produkującej dwa rodzaje dóbr o wo-lumenie produkcji każdego z nich. Oba dobra mają przypisaną cenę sprzedaży oraz koszty i fizyczne ograniczeniazwiązane z technologią. Problem sprowadza się zatem do maksymalizacji zysku z liniowej kombinacji ilości obu dóbroraz liniowo zależnych od wolumenu produkcji kosztów. Szybki rozwój metod rozwiązywania tego typu problemówprzypada na lata 40. XX wieku, kiedy wykorzystywane je do optymalizacji rozwiązań logistycznych dla armii, np.problem optymalnego rozlokowania sieci radarów.Problem programowania liniowego można w ogólności postawić następująco:maxxu x p.w.Ax = b, Cx d, x 0, (3.3)gdzie x to wektor zmiennych decyzyjnych, wektor u opisuje wypłaty (koszty) przypisane elementom wektora x,macierze A i C wraz z wektorami b i d opisują ograniczenia nakładane na wektor x.Dynamiczne problemy optymalizacji pojawiają się w wielu obszarach badań operacyjnych.18Kluczowym narzędziemjest tutaj równanie Bellmana. Ze względu na tzw. przekleństwo wymiaru rozwiązywanie dużych problemów (zagad-nień o dużej liczbie stanów) staje się technicznie niewykonalne. W takim przypadku podejście zastosowane poniżej,tj. przyjęcie liniowej struktury problemu i rzutowanie go na problem statyczny jest jedną z metod pozwalającychna numeryczne rozwiązanie zagadnienia.3.1 Wersja ogólna liniowego problemu dynamicznegoRozpatrzmy następujący problem dynamicznej optymalizacji:max(ct)Tt=1Tt=1ut(st, ct) + UT +1(sT +1) p.w. st+1 = gt(st, ct), ft(st, ct) 0, ht(st, ct) = 0, s1 dane, (3.4)gdzie wektor st opisuje zmienne stanu na początek okresu t, wektor ct określa sterowania w momencie t (zmiennedecyzyjne), funkcje u, g i f, h odpowiednio opisują wypłaty, dynamikę zmiennych stanu oraz ograniczenia w postacinierówności i równości. Załóżmy teraz, że wszystkie funkcje u, g, f, h są postaci As + Bc + C, wektory st i ct sąrozmiarów n i m odpowiednio. Pomijając wyrazy stałe w funkcji celu można problem zapisać następująco:max(ct)Tt=1Tt=1(utst + vtct) + uT +1sT +1 p.w.st+1 = Atst + Btct + Ct,Dtst + Etct Ft, (3.5)Ktst + Ltct = Mt,XsT +1 + Y sT Z,s1 dane.Nierówność XsT +1 + Y sT Z umożliwia wówczas uwzględnienie warunku transwersalności.18Klasyczne wprowadzenie do zagadnień programowania dynamicznego stanowi książka Bellmana i Dreyfusa [5]. Alternatywne wpro-wadzenie to Klima [11].30
  33. 33. Departament Analiz StrategicznychRozpatrzmy teraz następujący wektor:x =c1s2c2s3...cTsT +1.Ustalmy także:u =v1u2v2...vTuT +1,Q =B1 −InA2 B2 −InA3 B3 −In..................AT BT −In,R =E1D2 E2D3 E3......DT ET 0k×nY 0j×m X,gdzie k jest liczbą wierszy Dt, a j - liczbą wierszy Y .S =L1K2 L2K3 L3......KT LT 0l×n,gdzie l jest liczbą wierszy Kt,e =−A1s1 − C1−C2−C3...−CTM1 − K1s1M2...MT,31
  34. 34. Departament Analiz Strategicznychn =F1 − D1s1F2...FTZ.Problem (3.5) można wtedy zapisać następująco:maxxu x p.w.QSx = e, Rx n. (3.6)3.2 Zastosowanie do wyznaczenia optymalnego miksu energetycz-nego3.2.1 Stany — zainstalowana moc, zasoby naturalneZmiennymi stanu są zainstalowane moce wytwórcze uwzględnionych w modelu technologii, jak również (w przypad-ku nieodnawialnych źródeł energii) wielkości krajowe wydobywalnych zasobów surowców stosowanych jako paliwow tych technologiach. Stany przedstawiające moce wytwórcze uwzględniać będą nie tylko łączną moc zainstalowanąbieżąco, ale również ich wiek oraz nowe moce przyłączane w przyszłości, których budowa została już podjęta.Każdej technologii przypisany jest czas potrzebny na przełożenie decyzji o inwestycji na zainstalowaną moc ¯Tzwiązany z czasem przygotowania inwestycji (ang. time to prepare) i czasem budowy instalacji (ang. time to build)oraz czas życia instalacji T. Według przyjętej konwencji czasowej, decyzja o inwestycji podejmowana jest na początkurozpatrywanego okresu, inwestycja zajmuje ¯T okresów, a nowe zainstalowane moce są dostępne od początku okresunastępującego po zakończeniu procesu inwestycyjnego. Zatem, inwestycja w czasie t, w technologii, której sumatime to build i time to prepare wynosi ¯T, dostępna będzie jako zainstalowana moc na początku okresu t + ¯T.W konsekwencji, dla technologii, w których ¯T 2 w momentach od t + 1 do t + ¯T − 1 moc nie jest jeszczezainstalowana, ale jej powstanie jest już zdeterminowane. Stany te można indeksować od − ¯T + 1 do −1.Niech T oznacza długość życia instalacji w latach. W takiej sytuacji zainstalowanym mocom odpowiada T stanów,które można indeksować 0, . . . , T −1. W tej konwencji stan o indeksie 0 to nowe zainstalowane moce, stan o indeksieT − 1, to moce, które w następnym okresie przestaną działać. Dla ułatwienia obliczeń osobno przechowywane sąłączne moce produkcyjne w danym roku.Tym samym, w przypadku, gdy czas powstania i-ego (i = 1, . . . , I) typu instalacji wyniesie ¯Ti, czas życia Ti, wówczasdanej technologii w momencie t przypisane zostaną stany:• moc zainstalowana w okresie bieżącym: s0t,i, s1t,i, . . . , sT −1t,i• dla technologi z ¯Ti 2 moc wytwórcza dostępna dopiero w momencie t+1, t+2, ..., t+ ¯Ti−1: s−1t,i , s−2t,i , . . . , s− ¯T +1t,i ,• łączna zainstalowana moc: sΣt,i = s0t,i + s1t,i + · · · + sT −1t,i ,• krajowy zasób paliwa wykorzystywanego w technologii i dostępny w momencie t (tylko w przypadku nieod-nawialnych źródeł energii): zt,i.Wektory zmiennych stanów w 2 przypadkach (OZE/źródło konwencjonalne) oraz korespondujące podmacierze ma-cierzy A są następujące:32
  35. 35. Departament Analiz Strategicznych• źródło nieodnawialne:st,i =sTi−1t,isTi−2t,i...s2t,is1t,is0t,is−1t,i...s− ¯Ti+2t,is− ¯Ti+1t,isΣt,izt,i, At,i = const =0 10 1......0 10 10 10 1......0 10 0 · · · · · · 0 0 0 · · · · · · 0−1 0 · · · · · · 0 0 1 0 · · · 0 11• OZE:st,i =sTi−1t,isTi−2t,i...s2t,is1t,is0t,is−1t,i...s− ¯Ti+2t,is− ¯Ti+1t,isΣt,i, At,i = const =0 10 1......0 10 10 10 1......0 10 0 · · · · · · 0 0 0 · · · · · · 0−1 0 · · · · · · 0 0 1 0 · · · 0 1W przypadku, gdy łączny czas przygotowania inwestycji i budowy instalacji wynosi rok, odpowiednie wektorystanów oraz korespondujące podmacierze macierzy A są następujące:• źródło nieodnawialne:st,i =sTi−1t,isTi−2t,i...s2t,is1t,is0t,isΣt,izt,i, At,i = const =0 10 1......0 10 10 0 · · · · · · 0 0−1 0 · · · · · · 0 0 11• OZE:st,i =sTi−1t,isTi−2t,i...s2t,is1t,is0t,isΣt,i, At,i = const =0 10 1......0 10 10 0 · · · · · · 0 0−1 0 · · · · · · 0 0 133
  36. 36. Departament Analiz StrategicznychW konsekwencji, liczba stanów dla każdej z technologi OZE w momencie t wyniesie ¯Ti + Ti, a dla pozostałych¯Ti +Ti +1. Suma liczby stanów dla poszczególnych technologii wyznacza długość całkowitą wektora stanów. MacierzA opisująca ewolucję wektora stanów będzie stała i powstanie ze złożenia na diagonali podmacierzy odpowiadającymkolejnym technologiom:At = const =At,1At,2...At,I(3.7)3.2.2 Sterowania — zużycie zasobów, import, inwestycjeZmienne sterująceZmiennymi sterującymi w modelu są: wielkość inwestycji w nowe moce wytwórcze (wyrażane w MW), moce wy-twórcze wyłączane z systemu (deinstalacje, wyrażane w MW), wielkość mocy zainstalowanych (MW) oraz ilośćenergii produkowanej z wykorzystaniem surowców pozyskiwanych odpowiednio na terenie kraju oraz sprowadza-nych z zagranicy. Podział na produkcję energii ze względu na pochodzenie surowca pozwoli na zróżnicowanie jegoceny, a jednocześnie umożliwi przedstawienie kurczenia się krajowych zasobów paliw kopalnych.Ze względu na wprowadzone zróżnicowanie działających instalacji pod względem wieku decyzje o deinstalacji sątakże rozdzielone na poszczególne kategorie wiekowe. Jednocześnie przyjmuje się, iż sterowanie będące wielkościądeinstalacji najstarszych instalacji jest równe ich całości.Ze względu na możliwość ponoszenia kosztów nowych inwestycji w całym okresie przygotowania oraz budowy in-stalacji ( ¯T), w sterowaniach dla momentu t uwzględniono nie tylko decyzje podejmowane w momencie t (ins0t,i), alerównież decyzje o instalacji nowych mocy podjęte w momentach poprzednich (t − 1, · · · , t − ¯T + 1). Sterowania teoznaczają de facto decyzje o podtrzymaniu inwestycji rozpoczętych we wspomnianych okresach. W modelu założonobrak możliwości rezygnacji z raz rozpoczętej inwestycji (co uwzględniono poprzez warunki przedstawione w dalszejczęści tej sekcji).Wektor sterowań źródła energii o czasie życia T i czasie przygotowania ¯T będzie miał postać:ct,i =dinsT −1t,idinsT −2t,i...dins1t,idins0t,iins¯Ti−1t,i...ins1t,iins0t,iPt,iEHt,iEFt,igdzie insjt,i oznacza decyzję w momencie t o przekazanie j-ej rocznej płatności w instalację dodatkowych mocyw technologii i, dinsat,i deinstalację mocy o wieku a, Pt,i — moc zainstalowana w źródle typu i, EHt,i — energię wy-tworzoną z surowca pozyskiwanego na terenie kraju w źródle typu i, podczas gdy EFt,i tę samą wielkość w odniesieniudo surowca importowanego z zagranicy.34
  37. 37. Departament Analiz StrategicznychZużycie zasobuPonieważ wśród zmiennych sterujących występuje energia produkowana z wykorzystaniem surowca krajowego(zmienna wyrażana w MWh), a wśród zmiennych stanu znajduje się wielkość zasobu krajowego (wyrażana w jed-nostkach masy lub objętości właściwych rozważanemu paliwu), konieczne jest określenie współczynnika wiążącegote zmienne, z uwzględnieniem rachunku jednostek. Dla ilości wyprodukowanej energii, która powstaje przy zużyciudanego rodzaju surowca, należało zatem określić ilość zużywanego paliwa, co uwzględniono w równaniu:zt+1,i= zt,i−1energy valuei· efficiencyiEHt,i = zt,i− αiEHt,i,gdzie energy value oznacza energię zawartą w surowcu (przedstawioną jako MWh w jednostce wielkości zasobu),a efficiency - efektywność netto wykorzystania surowca, a więc stosunek ilości energii wydobywanej z surowcazużywanego w danym procesie technologicznym do całkowitej energii w nim zawartej. Ostatecznie więc, ilość zasobuw przyszłym okresie to wielkość w okresie bieżącym pomniejszona o liczbę jednostek wielkości zasobu konieczną dowytworzenia energii w zainstalowanej mocy danego typu.Inwestycje i wyłączeniaInwestycje podjęte w momencie t nie będą skutkowały powstaniem mocy wytwórczych natychmiast lecz dopiero po¯T okresach. Tym samym, taka decyzja inwestycyjna ins0t,i powoduje zmianę stanu s− ¯T +1t+1,i , co oznacza, że w momenciet + 1 wiemy, że w horyzoncie ¯Ti − 1 okresów będziemy dysponować dodatkowymi mocami wytwórczymi. Założono,że decyzja o odłączeniu mocy wytwórczych będzie miała skutek natychmiastowy. Oznacza to, że już w kolejnymokresie od podjęcia decyzji moce te będą wyłączone z użytkowania.Wpływ sterowań na stanyOstatecznie podmacierze macierzy B opisującej wpływ sterowań na stan mają postać:• dla źródeł nieodnawialnych:Bt,i = const =0 −1 0 · · · 0 0 0 0 0 00 −1 0 0 0.................. −1 0 0 00 0 0 · · · 0 0 · · · 0 0 0 0 0 00 0 0 · · · 0 0 · · · 0 0 0 0 0 0.........0 0 00 0 0 · · · 0 0 · · · 0 0 1 0 0 00 −1 −1 · · · −1 0 · · · 0 0 0 0 0 00 0 0 · · · 0 0 · · · 0 0 0 0 −αi 035
  38. 38. Departament Analiz Strategicznych• dla OZE:Bt,i = const =0 −1 0 · · · 0 0 0 0 0 00 −1 0 0 0.................. −1 0 0 00 0 0 · · · 0 0 · · · 0 0 0 0 0 00 0 0 · · · 0 0 · · · 0 0 0 0 0 0.........0 0 00 0 0 · · · 0 0 · · · 0 0 1 0 0 00 −1 −1 · · · −1 0 · · · 0 0 0 0 0 0W przypadku, gdy łączny czas przygotowania inwestycji i budowy instalacji wynosi rok, podmacierze macierzy Bsą następujące:• dla źródeł nieodnawialnych:Bt,i = const =0 −1 0 · · · 0 0 0 0 00 0 −1 · · · 0 0 0 0 0...........................0 0 0 · · · −1 0 0 0 00 0 0 · · · 0 1 0 0 00 −1 −1 · · · −1 1 0 0 00 0 0 · · · 0 0 0 −αi 0,• dla OZE:Bt,i = const =0 −1 0 · · · 0 0 0 0 00 0 −1 · · · 0 0 0 0 0...........................0 0 0 · · · −1 0 0 0 00 0 0 · · · 0 1 0 0 00 −1 −1 · · · −1 1 0 0 0.36
  39. 39. Departament Analiz StrategicznychOgraniczenia wynikające ze struktury modeluDla źródeł konwencjonalnych i elektrowni jądrowych ograniczenia wiążące sterowania i stany w danym okresie będąmiały postać:1 0 · · · 0 0 · · · 0 0 00 0 · · · 0 0 · · · 0 1 00 0 · · · 0 1 · · · 0 0 0...........................0 0 · · · 0 0 · · · 1 0 0sTi−1t,isTi−2t,i...s0t,is−1t,i...s− ¯Ti+1t,isΣt,izt,i+−1 0 · · · 0 0 · · · 0 0 0 0 00 0 · · · 0 0 · · · 0 0 1 0 00 0 · · · 0 −1 · · · 0 0 0 0 0.................................0 0 · · · 0 0 · · · −1 0 0 0 0dinsT −1t,idinsT −2t,i...dins0t,iins¯Ti−1t,i...ins1t,iins0t,iPt,iEHt,iEFt,i= 0( ¯T +1)×1.(3.8)Analogiczne ograniczenie dla OZE to:1 0 · · · 0 0 · · · 0 00 0 · · · 0 0 · · · 0 10 0 · · · 0 1 · · · 0 0........................0 0 · · · 0 0 · · · 1 0sTi−1t,isTi−2t,i...s0t,is−1t,i...s− ¯Ti+1t,isΣt,i+−1 0 · · · 0 0 · · · 0 0 0 0 00 0 · · · 0 0 · · · 0 0 1 0 00 0 · · · 0 −1 · · · 0 0 0 0 0.................................0 0 · · · 0 0 · · · −1 0 0 0 0dinsT −1t,idinsT −2t,i...dins0t,iins¯Ti−1t,i...ins1t,iins0t,iPt,iEHt,iEFt,i= 0( ¯T +1)×1.(3.9)37
  40. 40. Departament Analiz StrategicznychW przypadku gdy OZE jest technologią niewymagającą paliwa zakłada się, że energia produkowana z wykorzysta-niem surowca zagranicznego jest równa 0, a zatem:0 · · · 0 1dinsT −1t,i...EHt,iEFt,i= 0. (3.10)WyjątkiW modelu przewiduje się wprowadzenie technologii fikcyjnych, których czas przygotowania oraz czas życia wynoszą1 rok. Są to technologie, które w rzeczywistości nie wymagają instalacji, a są jedynie przepływami. Ogólna postaćrównania opisującego zależność pomiędzy stanami oraz sterowaniami jest następująca:s0t+1,isΣt+1,i=0 0−1 1s0t,isΣt,i+0 1 0 0 00 1 0 0 0dins0t,iins0t,iPt,iEHt,iEFt,idla technologii OZE, orazs0t+1,isΣt+1,izt+1,i =0 0 0−1 1 00 0 1s0t,isΣt,izt,i +0 1 0 0 00 1 0 0 00 0 0 1 0dins0t,iins0t,iPt,iEHt,iEFt,idla pozostałych.Ograniczenia wynikające z modelu są analogiczne jak dla standardowych technologii.3.2.3 Koszty i funkcja celuModel minimalizuje całkowity koszt zapewnienia odpowiednich dostaw energii w systemie przy zadanych ograni-czeniach. Funkcja celu musi zatem uwzględniać wszystkie koszty związane z utrzymaniem odpowiedniego poziomuzmiennych stanu oraz wartościami zmiennych sterowań. Wobec tak postawionego problemu, przyjęto co następuje:• współczynniki funkcji celu stojące przy zmiennych sterowań oznaczających wielkość mocy zainstalowanychw okresie bieżącym mają wartość na poziomie przyjętego w założeniach kosztu OPEX (stałego) w przeliczeniuna 1 MW mocy zainstalowanej,• niezerowym inwestycjom oraz deinstalacji towarzyszą odpowiednio roczne koszty CAPEX odpowiednie dlarozważanej technologii i etapu inwestycji w przeliczeniu na 1 MW oraz koszty całkowite likwidacji instalacji(również na 1 MW),• współczynniki funkcji celu mnożone przez ilość produkowanej energii z wykorzystaniem odpowiednio zasobukrajowego i zasobu zagranicznego przyjęto na poziomie kosztu zmiennego OPEX na 1 MW powiększonegoo koszt zakupu paliwa oraz praw do emisji CO2 .Koszty te są mnożone przez czynniki dyskontujące odpowiednie dla okresów, w których wystąpiły. Przyjęto kon-wencję, że rt oznacza stopę z okresu t−1 na okres t. Koszty likwidacji instalacji określono w powiązaniu z kosztamiCAPEX za pomocą współczynników δi.38

×