32
Przebudowa miksu energetycznego Polski w horyzoncie 2050
przewyższają potrzeby (57 TWh), a gęstość powierzchniowa ich mocy jest
wystarczająca w kontekście zapotrzebowania na energię elektryczną. Dla-
tego racjonalna jest robocza hipoteza, że całkowita elektryfikacja obsza-
rów wiejskich w Polsce za pomocą źródeł OZE może być zrealizowana już
w horyzoncie 2040 (zakładając również coraz silniejszą konsolidację celów
unijnej polityki klimatyczno-energetycznej na kolejne dekady).
Pojawia się natomiast duże napięcie transformacyjne w miastach
i w (wielkim) przemyśle. Dlatego racjonalna hipoteza dotycząca nowej
elektryfikacji opartej o rozwój źródeł OZE musi – w horyzoncie 2050 –
uwzględniać miks energetyczny, w którym, oprócz dominującego
udziału OZE, będą także źródła wykorzystujące w równowadze rynko-
wej gaz ziemny (transfer z rynku ciepła) oraz paliwa transportowe (trans-
fer z rynku samochodów z silnikami spalinowymi). Jest wiele czynni-
ków określających równowagę rynkową wykorzystania źródeł gazowych
i dieslowskich, różną w miastach i w energetyce przemysłowej.
Oprócz redukcji emisji CO
2
, według unijnej klimatyczno-energetycznej
Mapy Drogowej 2050 (redukcja o 80–95%), ważna jest dopuszczalna
emisyjność jednostkowa źródeł energii elektrycznej – wynika to zwłasz-
cza z propozycji zawartych w pakiecie zimowym, który ogranicza ją do
0,55 t/MWh
e
. Taki poziom umożliwia stosowanie źródeł gazowych w sze-
rokim zakresie i otwiera jednocześnie szanse na wykorzystanie napędów
dieslowskich (ale tylko na granicy ich osiągalnej obecnie sprawności),
a jednocześnie całkowicie eliminuje źródła węglowe (tab. 7).
Oprócz emisji CO
2
trzeba przeanalizować inne charakterystyczne czyn-
niki określające rynkowy obszar wykorzystania dwóch transferów paliwo-
wych w horyzoncie 2050, różny w miastach i w energetyce przemysło-
wej. Pierwszym jest zapotrzebowanie na zasoby regulacyjno-bilansujące,
które należy bezwzględnie rozpatrywać łącznie z rosnącymi zdolnościami
regulacyjno-bilansującymi źródeł OZE (w szczególności na rynku nieza-
leżnych inwestorów), np. źródeł biogazowych wyposażonych w zbiorniki
biogazu, ale także z regulacją pierwotną elektrowni wiatrowych. Przede
wszystkim jednak trzeba je rozpatrywać łącznie z prosumenckim zarzą-
dzaniem usługami energetycznymi, obejmującym nowe systemy ceno-
twórstwa energii elektrycznej na zdecentralizowanych rynkach energii
elektrycznej (DSM/DSR) oraz cenotwórstwo czasu rzeczywistego), a także
zasoby własne prosumenta – routery OZE, akumulatory elektryczne
(w tym samochodów elektrycznych) oraz zasobniki (ciepła, paliw).
Drugi czynnik stanowi istniejąca infrastruktura. W tym kontekście naj-
większe znaczenie ma fakt, że w miastach jest rozwinięta sieć stacji ben-
zynowych, a w energetyce przemysłowej – bardzo ograniczona. Z kolei
gospodarka energetyczna w (wielkim) przemyśle – chemicznym, petro-
chemicznym, hutnictwie, a nawet górnictwie (KGHM) – jest obecnie
bardzo silnie powiązana z infrastrukturą gazowniczą.
Trzeci czynnik to podatki. Elektryfikacja transportu musi spowodować
całkowitą zmianę struktury podatku akcyzowego. Przy tym podkreśla się,
że nałożenie akcyzy na energię elektryczną wykorzystywaną do napędu
samochodów elektrycznych, a z drugiej strony ograniczenie jej na paliwa
transportowe, stosowane w źródłach wytwórczych na rynku energii elek-
trycznej, to tylko jedna z możliwości do przeanalizowania.
x x x
Krańcowe ceny energii elektrycznej w procesie
transformacyjnym energetyki [1]
W świetle przedstawionych liczb obecny układ interesów zostanie
w nadchodzących latach całkowicie zmieniony. Taka hipoteza robocza
ma silne podstawy także w możliwych już wiarygodnych szacunkach
transformacyjnej ceny krańcowej (w horyzoncie 2050) energii
elektrycznej dla segmentu ludnościowego (obecna taryfa G), która
w scenariuszu rozwojowym energetyki WEK (na rynku WEK
O
, bloki
węglowe i jądrowe przyłączone do sieci 400/220/110 kV) musiałaby
w cenach stałych wynosić co najmniej 1000 zł/MWh, a w scenariuszu
energetyki NI/EP (na rynkach NI
Å
/EP źródła rozproszone, głównie OZE
zintegrowane ze zautomatyzowaną infrastrukturą sieciową SN/nN) ok.
600 zł/MWh.
x x x
Weryfikacja obliczeniowa miksu energetycznego
w roku 2050 [1, 8, 9]
Pakiet zimowy, poddany przez Komisję Europejską publicznym kon-
sultacjom w listopadzie 2016 roku, jednoznacznie określa, że w mik-
sie energetycznym nie ma miejsca na nowe źródła węglowe. Zostały
zastąpione poprzez duży udział źródeł z produkcją wymuszoną, który
wpływa na zmianę sposobu modelowania bilansu energetycznego,
uwzględniającego nie tylko średnioroczną produkcję źródeł, ale przede
wszystkim chwilowe bilansowanie mocy. Potrzeba nowego podejścia do
zagadnień związanych z modelowaniem miksu energetycznego, czego
przykładem jest niemiecki symulator powstały w ramach projektu kom-
bikraftwerk [11], skupiający się na badaniach nad możliwością pokrycia
całego zapotrzebowania niemieckiego systemu elektroenergetycznego
przez źródła OZE. Projekt ma szansę realizacji w roku 2050. Drugim
przykładem jest symulator zaprezentowany przez Lappeenranta
University of Technology z Finlandii [12], który pokazuje, że już
w 2030 roku możliwe będzie pokrycie całego światowego zapotrzebo-
wania na energię elektryczną przez źródła odnawialne. Ww. symulatory
bazują na profilach zapotrzebowania oraz wytwarzania energii
Tab. 7. Dane do oceny możliwości wykorzystania gazu ziemnego, ropy naftowej oraz
węgla (kamiennego, brunatnego) w procesie transformacji rynku energii elektrycznej
Paliwo
Dane dotyczące paliw
Dane dotyczące nowych* źródeł
wartość opałowa
[MWh
ch
/t lub
MWh
ch
/tys. m
3*
]
emisyjność CO
2
[t/MWh
ch
]
Sprawność
[%]
Emisyjność
[t/MWhe]
Gaz ziemny
10,0*
0,20
35–55
0,61–0,37
Ropa naftowa
11,8
0,26
40–45
0,65–0,55
Węgiel kamienny
6,0
0,34
0,84
Węgiel brunatny
2,2
0,40
0,99
*źródła gazowe: sprawność 35% – źródła budynkowe napędzane agregatami gazowymi oraz turbinami gazowymi;
sprawność 55% – źródła przemysłowe
combi
klasy od kilku do kilkadziesięciu MW, źródła z dieslowskimi jednostkami
napędowymi klasy kilkaset kW, źródła węglowe (na węgiel kamienny i brunatny) klasy 500–1000 MW
Tab. 8. Zdolności wytwórcze źródeł odnawialnych i wykorzystujących dwa transfery
paliwowe w Polsce
Technologia
Moc
[GW]
Produkcja
[TWh/rok]
Czas wykorzystania
mocy zainstalowanej
[h/rok]
Elektrownie wiatrowe lądowe
60 (5,0
1
)
120
2000
Elektrownie wiatrowe morskie
5,5 (0
1
)
20
3600
Źródła PV
25 (0,077
1
)
25
1000
Elektrownie biogazowe
rolniczo-utylizacyjne
3,5 (0,2
1
)
28
8000
Elektrownie wodne
1,7 (0,9
1
)
9
5000
Inne OZE
2,5 (0,3
1
)
13
5000
Bloki gazowe
combi
6–12 (0,97
1
)
2
39–75
2
6000
Elektrownie dieslowskie
12–43 (0
1
)
2
35–130
2
3000
Suma
116–153
3
289–420
3
–
1
moc zainstalowana w 2015 r.;
2
ograniczenie dolne dla 5-procentowej produkcji CO
2
w porównaniu do 1990 r., górne ze względu na zużycie w roku 2015;
3
ze względu na dopuszczalną emisję bloki
combi
i małe elektrownie dieslowskie nie mogą pracować jednocześnie
z maks. mocą
