Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Instalacje (nie) będą musiały płacić za uprawnienia EU ETS

Duda Sławomir, Kłosiński Michał

Przegląd Komunalny

|

2021

|

nr 8

38--40

PL

W ostatnim czasie jednym z kluczowych czynników niepewności stał się obszar kwalifikowania instalacji termicznego przekształcania paliw z odpadów (ITP RDF) w kontekście udziału w systemie handlu emisjami CO2 – EU ETS. Od rozstrzygnięcia w tym zakresie zależy, czy obiekty termicznego przekształcania frakcji palnych wydzielanych z odpadów komunalnych będą ponosić koszty uprawnień do emisji CO2, czy też jako wyłączone z EU ETS będą z ponoszenia tych kosztów zwolnione.

2

Najważniejsze zmiany w handlu emisjami od 2021 roku

Kardaś Piotr

Materiały Budowlane

|

2019

|

nr 12

12

3

Rola i znaczenie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w programie Czysta Energia

Lubaś J.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 12

944--950

PL

Istotnym czynnikiem gwałtownego w chwili obecnej wzrostu kosztów energii elektrycznej w Polsce jest znaczący wzrost cen europejskich uprawnień do emisji CO2. Jednym ze sposobów zmniejszenia emisji CO2 do atmosfery przez energetykę w Polsce może być sposób zalecany w dokumencie Ministerstwa Energii Innowacje dla energetyki – kierunki rozwoju innowacji energetycznych z 2017 roku [9], w którym zapisano: „Wskazany jest rozwój technologii wychwytywania i zagospodarowania CO2 (Carbon Capture and Utilization – CCU)”. W licznych krajach wykazano, że technologia zatłaczania CO2 do złóż ropy naftowej i gazu ziemnego jest technologią dojrzałą, mogącą stanowić jedną ze znaczących możliwości zagospodarowania CO2 w procesach wspomagania ich wydobycia [7, 8]. Również w Polsce na przestrzeni ostatnich dwudziestu lat wdrożono dwie instalacje zatłaczania gazów kwaśnych do złóż gazu i ropy naftowej – wprawdzie niewielkie, ale umożliwiające wykazanie technicznych możliwości w tym zakresie. W prezentowanym artykule omówiono wyniki uzyskane w ramach przedsięwzięcia zrealizowanego przez INiG – PIB i PIG – PIB na zamówienie Ministerstwa Środowiska [6], w którym dokonano pierwszej w naszym kraju metodycznej oceny wielkości potencjalnego dodatkowego wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego podczas realizacji procesów CO2-EOR/EGR (ang. enhanced oil recovery, enhanced gas recovery). Dla wytypowanych sześciu złóż ropy naftowej i czterech złóż gazu ziemnego, najbardziej perspektywicznych z punktu widzenia technologii CO2-EOR/EGR na obszarze lądowym Polski, wykonano analizy geologicznozłożowe, symulacje komputerowe i laboratoryjne, a także wstępne analizy efektywności ekonomicznej przedsięwzięcia. Z przeprowadzonych obliczeń wynika relatywnie niewielki przyrost sczerpania zasobów złóż gazowych. W przypadku złóż ropnych efekty zastosowania omawianej metody EOR są znacznie większe, a przyrost sczerpania zasobów średnio przekracza 30%. Wyniki te dla kolejnych złóż są silnie zróżnicowane ze względu na dotychczasowy stopień sczerpania, charakter metody (wtórna lub trzecia), mechanizmy energetyczne (aktywność wody dopływającej do złoża) oraz inne czynniki złożowe i eksploatacyjne (takie jak system odwiertów wydobywczych). Dokonano również ilościowej oceny pojemności sekwestracyjnej CO2 w 10 wybranych krajowych złożach ropy naftowej i gazu ziemnego. Proces sekwestracji był realizowany jako część i jednocześnie rozszerzenie procesu wspomagania wydobycia ropy naftowej / gazu ziemnego poprzez zatłaczanie CO2. Wykonano wstępne analizy opłacalności ekonomicznej dla dwóch wariantów przyjętych scenariuszy różnicujących koszty dostawy CO2, opierając się na modelach bilansowych, wynikach symulacji oraz historii i prognozach eksploatacji złóż. Wykazano, że wykorzystanie CO2 w projektach zwiększenia stopnia sczerpania odkrytych i zagospodarowanych złóż, szczególnie ropy naftowej, mogłoby stanowić w najbliższej przyszłości jeden z bardziej znaczących obszarów działania polskiego górnictwa naftowego, pozwalających rocznie pozyskiwać dodatkowo znaczące ilości ropy naftowej oraz uzyskiwać dodatkowe profity z handlu uprawnieniami do emisji CO2.

EN

The significant increase in the price of European CO2 emission allowances is an important factor of the currently rapid increase in electricity costs in Poland. One of the ways to reduce CO2 emissions to the atmosphere by the Power Industry in Poland may be the method recommended in the document of the Ministry of Energy, Innovation for Energy – directions of energy innovation development 2017 [9], where it is stated that the development of CO2 capture and utilization technology – CCU (Carbon Capture and Utilization) is desirable. In many countries [7, 8], it has been shown that the technology of CO2 injection into oil and gas reservoirs is a mature technology that could be one of the significant opportunities for CO2 utilization in the processes of oil and gas recovery. Also in Poland, during the last twenty years, two small acid gas injection installations have been implemented into the gas and oil reservoirs, admittedly small, but they have shown the potential for technical possibilities in this respect in our industry. The presented article discusses the research results obtained as part of a project implemented by the consortium of Oil and Gas Institute and Polish Geological Institute – National Research Institutes and commissioned by the Ministry of Environment [6], in which the first methodical assessment of potential additional oil and gas recovery was carried out in CO2-EOR/EGR processes, (Enhanced Oil, Gas Recovery). For the selected 6 oil and 4 gas reservoirs, the most prospective from the point of view of CO2-EOR/EGR technology in the land area of Poland, geological and reservoirs analyzes, computer and laboratory simulations as well as preliminary analysis of the economic effectiveness were carried out. The calculations show a relatively small increase of gas recovery. In the case of oil reservoirs, the effects of the EOR method discussed here are much higher, and the increase in the recovery of resources on average exceeds 30%. These results for subsequent reservoirs are strongly diversified due to the current level of depletion, the nature of the method (secondary or third), energy mechanisms (water activity flowing into the reservoirs) and other reservoir and drilling factors (density of well grid). A quantitative assessment of CO2 sequestration capacity in 10 selected oil and gas reservoirs was also performed. The sequestration was carried out as part of extended enhanced oil/gas recovery by CO2 injection. Preliminary analysis of economic viability were made for two variants of adopted scenarios differentiating the costs of CO2 supply, based on material models, simulation results and the history and forecasts of the exploitation of reservoirs. It has been shown that the use of CO2 in EOR projects to increase the recovery from discovered and developed reservoirs, especially of oil, could be in the near future one of the most significant areas of Polish oil exploitation, allowing to obtain additional significant amounts of crude oil recovery and additional profits from trading in CO2 emission allowances.

4

Dlaczego drożeje ciepło?

Szymczak J.

Energia i Recykling : gospodarka obiegu zamkniętego

|

2018

|

nr 12

26--30

PL

Nie od dzis wiadomo, że system regulacji cen ciepła systemowego jest niedoskonały. Powaznie ogranicza on inwestycje niezbędne do sprostania restrykcyjnym wymaganiom Unii Europejskiej oraz zmniejszenia smogu, który jest powodem 44 tys. zgonów rocznie w Polsce.

5

Koherentne miary ryzyka w zarządzaniu ryzykiem cen uprawnień do emisji CO2 w przedsiębiorstwach objętych systemem EU ETS

Włodarczyk A.

Zeszyty Naukowe. Organizacja i Zarządzanie / Politechnika Śląska

|

2017

|

z. 113

529--545

PL

Zarządzanie ryzykiem cen uprawnień do emisji CO2 nabiera coraz większego znaczenia dla przedsiębiorstw objętych Europejskim Systemem Handlu Emisjami (EU ETS). Ograniczenie liczby nieodpłatnie przyznawanych uprawnień oraz wzrost zmienności ich cen na rynku wtórnym zwiększają ekspozycję przedsiębiorstw na ryzyko. Celem artykułu jest przedstawienie koncepcji koherentnych miar ryzyka oraz porównanie różnic w oszacowaniu ryzyka portfela kontraktów terminowych na uprawnienia do emisji CO2 za pomocą dwóch miar: nieoczekiwanego niedoboru oraz wartości zagrożonej.

EN

Managing the European Emission Allowances (EUA) price risk is becoming increasingly important for companies covered by the European Union Emissions Trading Scheme (EU ETS). The increase in the price volatility of the CO2 allowances in the secondary market and the reduction in the amount of free carbon emissions allowances, which are granted to companies, cause the increase in companies' exposure to price risk. The aim of this article is to present the concept of coherent risk measures and to compare the differences in the EUA futures portfolio risk assessment by means of two different measures: Expected Shortfall and Value at Risk.

6

Wpływ systemu EU ETS na wartość rynkową polskich przedsiębiorstw energetycznych – wnioski z modeli Markowa

Włodarczyk A.

Zeszyty Naukowe. Organizacja i Zarządzanie / Politechnika Śląska

|

2016

|

z. 96

491--503

PL

Celem pracy jest ocena oddziaływania systemu EU ETS na wartość rynkową wybranych spółek energetycznych notowanych na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie. Analiza empiryczna została przeprowadzona na podstawie wyników estymacji przełącznikowych modeli Markowa ze strukturą GARCH dla fazy II i III funkcjonowania systemu EU ETS. Uwzględniono w niej ryzyko cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Zidentyfikowane okresy wysokiej zmienności wartości rynkowej polskich przedsiębiorstw energetycznych porównano z okresami wprowadzania istotnych zmian w zasadach funkcjonowania sytemu EU ETS.

EN

The aim of this paper is to assess the impact of the EU ETS on the market value of Polish energy companies quoted in the Warsaw Stock Exchange. The empirical analysis is based on the estimation results of Markov-switching models with GARCH structure for the periods of Phase II and III of the EU ETS. Risk of market prices of carbon dioxide emission allowances is taken into account in this approach. The periods of high volatility of market value of Polish energy companies are identified and compared to periods of important changes in rules of the EU ETS functioning

7

Analiza teoretycznej marży wytwórcy energii zasilanego paliwem gazowym - model clean spark spread w warunkach bieżących cen TGE

Soroko T.

Rynek Energii

|

2016

|

Nr 5

22--26

PL

W artykule podjęto próbę falsyfikacji twierdzeń o nieopłacalności produkcji energii elektrycznej w źródłach gazowych. Bazując na modelu teoretycznej marży (clean spark spread) oraz aktualnych notowaniach giełdowych energii, gazu ziemnego i uprawnień do emisji, autor dowodzi, że przy bieżącej konfiguracji cen hurtowych w Polsce wytwarzanie energii w źródłach gazowych jest rentowne. W związku z tym można dalej stwierdzić, że istnieje także silniejszy niż w wielu krajach Europy impuls rynkowy do rozwoju źródeł gazowych. LITERATURA

EN

The article raised the question of the theoretical gross margin of a gas-fired unit – Clean Spark Spread. The analysis was done as a model for units operating in Poland in current market conditions. It shows that the net revenue a generator can make from producing electricity from gas is positive. Therefore, it can be concluded that the current price relations in Poland, highly profitable when compared to other European countries, may be a strong impulse to the development and the investment in new gas-fired generation units.

8

Wpływ wybranych aspektów polityki klimatycznej Unii Europejskiej na pracę krajowego systemu elektroenergetycznego

Korab R.

Rynek Energii

|

2011

|

nr 2

61-66

PL

Od 2013 roku systematycznie będzie się rozszerzać odpłatny (aukcyjny) sposób rozdziału uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Wymiernym efektem tego procesu będzie wzrost kosztów wytwarzania energii elektrycznej w źródłach wykorzystujących paliwa kopalne. W artykule podjęto próbę oszacowania wpływu kosztów związanych z zakupem uprawnień do emisji CO2 na pracę krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) w horyzoncie do 2020 roku. W tym celu w pierwszej kolejności oszacowano zmienne koszty wytwarzania energii w krajowych jednostkach systemowych w założonym okresie. Następnie - przy wykorzystaniu metody optymalizacji rozpływu mocy OPF (Optimal Power Flow) - wykonano analizy rozpływowe dla krajowej sieci 400/220/110 kV, będące podstawą do określenia wskaźników charakteryzujących pracę KSE.

EN

From 2013 it will be gradually decreasing the amount of carbon credits that are distributed among power producers free of charge. The most important effect of this process will be an increase in the total cost of electricity generation in fossil fuel sources. The paper makes an attempt to assess the impact of costs associated with the purchase of carbon credits on the working condition of Polish Power System in the 2020 horizon. To do so, first a variable costs of power generation in Polish main power plants were estimated. Then - by using the optimal power flow method - the power flow analysis for a 400/220/110 kV network was performed. The results of analyses were the basis for determining some indicators characterizing the state of Polish Power System.

9

Rok 2008 w polskiej energetyce

Lewandowski J.

Energetyka Cieplna i Zawodowa

|

2009

|

Nr 2

41--43

PL

Rok 2008 to w krajowej energetyce czas pełen wydarzeń, głównie złych i zapowiadających czekające sektor trudności. Z jego końcem kojarzą się emocje związane z wiszącym nad częścią Europy kryzysem gazowym. Dostawy gazu w już nowym 2009 roku zostały rzeczywiście wstrzymane, ale na szczęście, praktycznie nie dotknęły Polski. Uświadomiły jednak, co może się zdarzyć, jeżeli nie zostanie rozwiązany problem dywersyfikacji dostaw gazu.