Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Modelowanie krajowego sektora energetycznego dla różnych systemów dystrybucji uprawnień do emisji CO2

Kudełko. M.

Rynek Energii

|

2011

|

Nr 6

20-32

PL

Publikacja poświęcona jest zastosowaniu programowania matematycznego w odwzorowaniu długoterminowego funkcjonowania krajowego sektora energetycznego. Celem pracy było prognozowanie rozwoju krajowych producentów energii elektrycznej i ciepła dla różnych systemów dystrybucji uprawnień do emisji CO2. Europejski system handlu uprawnieniami zbywalnymi do emisji CO2 (EU ETS) wchodzi w skład tzw. pakietu klimatycznego, mającego na celu zna-czącą redukcję emisji CO2 w krajach UE. Przedstawiono zastosowaną metodykę modelowania krajowego sektora energii dla różnych systemów dystrybucji uprawnień zbywalnych. Dokonano krótkiej charakterystyki zastosowanego modelu optymalizacyjnego i jego najważniejszych zmian w porównaniu z wersjami wcześniejszymi, opisano także scenariusze badawcze. Opisano sposób obliczenia sumy nadwyżki producentów i konsumentów energii, będącej kryterium optymalizacji oraz scharakteryzowano modelowy wybór technologii energetycznych w warunkach aukcji uprawnień do emisji CO2. Przedstawiono wyniki obliczeń modelowych, będące syntetycznym obrazem zmian, które mogą się dokonać w krajowym sektorze energetycznym do końca 2025 roku. Wyniki dotyczą zmian struktury wytwarzania energii, kosztów produkcji energii elektrycznej i ciepła, emisji zanieczyszczeń, koszt zakupu uprawnień zbywalnych oraz wysokości kosztów bezpośrednich i pośrednich dla rozważanych scenariuszy badawczych. Pracę kończą najważniejsze wnioski dotyczące wpływu wprowadzenia systemu EU ETS na krajowy sektor energii, ujęte zarówno od strony teoretycznej, jak i empirycznej.

EN

The paper is devoted to application of mathematical programming in long-term forecasting of the national energy sector. The aim of this study was to forecast the development of domestic electricity and heat sectors for the various systems of CO2 allowances distribution. The European Trading Scheme for tradable CO2 emissions (EU ETS) is a part of the so-called climate package aimed at significant reduction of CO2 emissions in EU countries. It is an in-strument which allows to achieve the ambitious emission reduction targets in an efficient way at the lowest cost. It covers mainly European power producers (though not only), hence its crucial importance for them. Poland, which primarily uses fossil fuels to energy production, is particularly sensitive to the strict rules of its operation. The methodology used to modeling the national energy market for the various systems of tradable allowances was presented. There have been briefly described the optimization model and its most important changes compared with its previous versions. The chapter shows how a total surplus of producers and consumers of energy - which is the criterion of optimization - is computed, and how a selection of energy technologies under the CO2 allowances is made in the model. The results of the model runs, which is a synthetic picture of changes that may occur in the national energy sector by the end of 2025 are shown. The results relate to changes in the structure of energy production, electricity and heat production costs, emissions of pollutants, the cost of purchasing of CO2 allowances and direct and indirect costs of scenarios considered. The work ends the main conclusions of the impact of the EU ETS on the domestic energy sector, analyzed from both the theoretical and empirical point of view.

2

Wybrane problemy ekonomiki produkcji energii elektrycznej w aspekcie metod alokacji uprawnień do emisji dwutlenku węgla

Kudełko. M., Suwała W.

Rynek Energii

|

2009

|

nr 2

2-15

PL

Pakiet klimatyczny proponowany przez Unię Europejską będzie miał wielorakie skutki dla wytwórców energii elektrycznej i ciepła, silnie zależne od metody alokacji uprawnień emisyjnych. Obecnie stosowana metoda darmowego przydziału administracyjnego nie jest akceptowana, głównie z powodu możliwości kreowania nieuzasadnionych nadzwyczajnych zysków. Pochodzą one od kosztu alternatywnego - wartości utraconego przychodu ze sprzedaży uprawnienia wykorzystanego do pokrycia rzeczywistej emisji z produkcji energii. Proces ten jest przedmiotem pierwszej części artykułu dla dwu rynków energii: konkurencji doskonałej - giełdy oraz rynku kontraktów dwustronnych. Dla pierwszego z nich zyski nadzwyczajne (windfall profits) powstają w określonych warunkach, przede wszystkim producent krańcowy musi być zobowiązany do zakupu uprawnień emisyjnych. W innych sytuacjach, niskiego popytu, producenta krańcowego niezobowiązanego do zakupu uprawnień, zyski producentów są normalnymi zyskami producentów. Zyski nadzwyczajne będą za to powszechne na rynku kontraktów bilateralnych, gdzie ceny są ustalane oddzielnie dla każdego kontraktu i sprzedający - producent będzie wymagał pokrycia jego kosztu alternatywnego. Autorzy wskazują jednak, że rynki energii elektrycznej są daleko bardziej złożone niż typy definiowane w mikroekonomii i nie ma prostego wyjaśnienia procesu generowania zysków. Drugą część artykułu poświęcono ocenie rożnych metod alokacji uprawnień, analizowano metodę aukcji, metody wskaźnikowe oraz częściowy przydział darmowy. Kryteriami oceny były wielkość rynku uprawnień oraz wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej dla systemu wytwarzania o cechach Polskiego sektora elektroenergetycznego. Metoda aukcji ma wiele zalet, zapobieganie powstawaniu zysków nieuzasadnionych i prostota, niestety powoduje znaczący wzrost kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Metoda wskaźnikowa bazująca na średnim dopuszczalnym wskaźniku emisyjności (IFIEC) ma wadę w postaci możliwości kreowania asymetrycznego rynku z dużą liczba pozwoleń oferowanych przez instalacje o niskiej emisyjności. Ponadto podaż i popyt na uprawnienia będą bardzo małe, co może wpłynąć na niestabilność rynku. Metody wskaźnikowe bazujące na najlepszych wskaźnikach emisji (BAT) nie mają tych wad, ale wzrost kosztów energii jest większy. Autorzy preferują metodę specyficzną dla paliw, dla której negatywne efekty są akceptowalne. Ostatnia z metod - częściowego przydziału darmowego została zaakceptowana dla polskiego systemu elektroenergetycznego w negocjacjach z Rada Europy i ma charakterystyki podobne do metod wskaźnikowych.

EN

The European Commission's Climate Package introduces various effects for energy producers which come mainly from the way of allowances allocation. Presently applied grandfathering is no longer acceptable, mainly due to the creation of windfall profits. These are generated when a producer adds to the price opportunity, cost of the non-sold allowances used to cover emissions from the production. This phenomenon was discussed in the first part of the paper for two kinds of electricity markets: perfect competition at the power exchange, and bilateral contracts. For the first type of the market, there should be certain conditions present to generate windfall profits: mainly the marginal producers' need for purchase allowances. Other situations: low demand and non - ETS marginal producers, do not provide reasons to consider producer's profits as windfall, they are normally considered producer's surplus. Windfall profits could be common on the bilateral markets, when prices are set separately for each contract, and the producer could claim that the purchaser cover producer's loss of profit from unsold allowance. However, the authors point out that electricity markets are far more complicated that those distinguished by microeconomics, thus there is no simple solution to the problem of profits. The second part of the paper discusses properties of various methods of allowances allocation. Auctions, as well as three methods based on benchmarks and partial free allocation were analyzed. The base for analysis was the evaluation of allowances market and electricity costs increase for an electricity system generation similar to that in Poland. The auction method has many advantages, such as simplicity and prevention of windfall profits, but results in high increases in generation costs. The method of benchmark based on the average allowed emission (preferred by the IFIEC) could lead to asymmetric market of allowances due to higher supply of allowances from low emission installations. However, the supply and demand could be very low, making the market vulnerable to distortions. Benchmarks based on the best available technique - BAT emission factors - do not have such disadvantages, while the costs of generation are higher. The authors prefer the fuel specific benchmark based on BAT, which has moderate adverse effects. The last method - 70% of free allocation, which has been accepted for Polish power generation in the negotiations with the European Council, has comparable characteristics. However, since there is little experience in the applications of these methods, and they do not present substantial differences, there is no decisive recommendation for one of the method over another.

3

Metodyka szacowania kosztów zewnętrznych powodowanych przez producentów energii

Kudełko. M.

Rynek Energii

|

2009

|

nr 3

22-32

PL

Jedną z najważniejszych kategorii ekonomicznych, mających poważny wpływ na poziom osiąganego dobrobytu społecznego, są koszty zewnętrzne, czyli koszty narzucone przez jedną ze stron na drugą bez jakiejkolwiek kompensacji. Klasycznym przykładem takiego oddziaływania jest działalność produkcyjna przedsiębiorstw energetycznych, w przypadku których emisja zanieczyszczeń w bardzo poważnym stopniu oddziałuje na ludzi i środowisko przyrodnicze. W artykule zaprezentowano najważniejsze etapy metodyki ExternE, służącej do wartościowania kosztów zewnętrznych powodowanych przez punkowe źródła emisji zanieczyszczeń, w tym elektrownie. Wskazano na niekorzystne efekty związane z emisją zanieczyszczeń gazowych powstających podczas procesu produkcji energii elektrycznej (pyły, SO2, NOx, CO2). Przedstawiono procedurę wartościowania kosztów zewnętrznych obejmującą etapy określania wielkości emisji zanieczyszczeń, jej rozprzestrzeniania, fizycznych efektów zmian jakości środowiska dla poszczególnych typów oddziaływań oraz monetarną wycenę kosztów zewnętrznych. W artykule skupiono uwagę na szczegółowym opisie tych etapów, koncentrując się na funkcjach modelu EcoSense, podstawowego narzędzia wykorzystywanego w metodyce ExternE.

EN

One of the most important economic category affecting the level of social welfare are external effects, i.e. costs produced by one party passed on the other one without any compensation. The classical example of such a negative pressure is environment pollution caused by energy producers. The paper presents the main stages of the ExternE methodology for external cost produced by the point-source emissions including power plants. The negative effects of emissions (PM, SO2, NOx, CO2) caused by energy producers are showed. The typical procedure of external cost estimation is described. It comprises the emissions specification, dispersion of emissions, a physical negative impacts in environment for the individual effects and a monetisation of the impacts. Further, the detailed comments on these stages are done, concentrating on the main features of the EcoSence model, a basic tool used in the ExternE methodology. The models for dispersion of emissions in a local and regional scale are described. Next, having the results of increase concentration at receptor sites and using the dose-response functions, a physical negative effects (for instance cases of asthma, impacts on crops) are estimated. The method of construction of dose-response functions for the most important negative impacts is evaluated (i.e. health impacts, damage in building materials). Finally, the assessment of monetary valuation for the most important damages caused by emissions is presented.

4

External costs of power plants in Poland - results of the needs project

Kudełko. M.

Rynek Energii

|

2009

|

nr 4

46-54

EN

The paper describes the main findings of the NEEDS Integrated Project, which aimed to evaluate the full costs (i.e. direct + external) of energy technologies. The results of the external costs calculations generated by the Polish power plants are presented. Results are based on the EcoSenseWeb model, which is a comprehensive tool developed within the ExternE projects. Nine most typical Polish power plants - using hard coal and lignite - have been chosen to estimate their environmental impact and external cost production. As it has been shown the external costs generated by the emissions of main pollutants are the highest for the lignite-based technology. The average value for lignite power plants is 7.40 Euro cents/kWh and for hard coal power plants - 6.7 Euro cents/kWh. These values are much higher than the unit cost of electricity production in Poland, which is about 3.4 Euro cents/kWh. Most harmful is PM emissions, mainly for a local scale, for which the estimated cost equals (on average for PM2.5 and PM10) 11300 Euro/Mg. SO2 emissions generate less damages (7100 Euro/Mg) and relatively low value 5700 Euro/Mg applies to NOx. The external costs calculations - for a limited range - were also performed for upstream and down-stream processes. Two types of reference power stations were selected: Kozienice power plant using hard coal as a main fuel and Belchatow lignite power plant - the biggest conventional power plant in Europe. The analysis of the fuel cycles takes into account coal extraction and transport, time extraction and transport, operation and disposal of wastes. Due to lack of data only the air emissions impacts and occupational health impact for upstream processes (coal mining, limestone extraction, transport of coal and limestone), power generation impacts (without plant construction and dismantling) and partly downstream process (waste transport) were analysed. The results show that impacts calculated for the upstream and down-stream processes are a minor part of externalities and amounts to 8% (hard coal power plant) and 3% (lignite power plant) of the total external costs. A general conclusion is that the negative impact of power plants is very high and externalities exceed the level of private cost. It rationalizes the stringent EU environmental policy for energy sectors.

PL

Artykuł opisuje najważniejsze wyniki projektu NEEDS, którego celem było określenie pełnych kosztów (to jest bezpośrednich i zewnętrznych) technologii energetycznych. Przedstawiono wyniki własnych szacunków kosztów zewnętrznych powodowanych przez krajowe elektrownie zawodowe. Wyniki otrzymano na podstawie obliczeń modelu EcoSenseWeb, który jest podstawowym narzędziem stworzonym w ramach projektu ExternE. Do badań wybrano dziewięć typowych krajowych elektrowni zawodowych spalających zarówno węgiel kamienny, jak i brunatny. Jak wskazano, największe koszty zewnętrzne powodowane emisją zanieczyszczeń gazowych powodowane są przez elektrownie opalane węglem brunatnym. W ich przypadku średni poziom kosztów zewnętrznych wynosi około 7,40 Euro centów/kWh, dla elektrowni zasilanych węglem kamiennym ich wysokość szacowana jest na poziomie 6,7 Euro centów/kWh. Wielkości te są dużo wyższe niż średnie koszty produkcji energii elektrycznej w Polsce, które dla porównania wynoszą około 3,4 Euro centów/kWh. Najbardziej szkodliwe oddziaływanie związane jest z emisją pyłów, głównie w skali lokalnej, dla których oszacowany koszt zewnętrzny (średnio biorąc pod uwagę emisję frakcji PM2.5 i PM10) wynosi 11300 Euro/Mg. Emisja SO2 generuje mniejsze straty na poziomie około 7100 Euro/Mg, a stosunkowo najniższy poziom kosztów zewnętrznych można przypisać emisji NOx, które wynoszą około 5700 Euro/Mg. Podjęto również próbę - w ograniczonym jednak zakresie - szacunku kosztów zewnętrznych powodowanych w całym łańcuchu pozyskania paliw, transportu, generacji i składowania odpadów. W tym celu wybrano dwie typowe elektrownie zawodowe: Kozienice, spalającą węgiel kamienny, oraz Bełchatów, zasilaną węglem brunatnym. W związku z brakiem odpowiednich danych analizowano jedynie ne-gatywne oddziaływanie związane z emisją zanieczyszczeń gazowych i efektami zdrowotnymi powodowanymi na etapie produkcji węgla i mączki kamiennej, ich transportu do elektrowni, gene-racji energii elektrycznej (bez uwzględnienia budowy i kosztów likwidacji elektrowni) i częściowo transportu odpadów poprodukcyjnych. Wyniki wskazują, że te etapy są mniej istotne w stosunku do produkcji energii i stanowią około 8% dla elektrowni opalanych węglem kamiennym i 3% dla elektrowni opalanych węglem brunatnym. Ogólna konkluzja wynikająca z tych badań jest taka, że negatywne efekty powodowane emisją zanieczyszczeń gazowych przez krajowe elektrownie zawodowe są bardzo duże i przekraczają poziom prywatnych kosztów produkcji. Fakt ten racjonali-zuje restrykcyjną politykę Unii Europejskiej w zakresie ochrony środowiska w sektorach energetycznych.