Autor: Grzegorz Kwiecień. Osoba prywatna, nie reprezentująca żadnej instytucji, mgr inż. elektroenergetyki ze specjalizacją w zakresie wytwarzania energii i z doświadczeniem w zakresie eksploatacji elektrociepłowni.
Streszczenie: w pracy podjęto próbę wskazania optymalnych udziałów elektrowni atomowych, węglowych i źródeł odnawialnych, optymalnych pod względem kosztowym i dekarbonizacyjnym.
Słowa kluczowe: optymalizacja kosztów dekarbonizacji, LCOE.
1. Wstęp.
Autor nie uzurpuje sobie praw do rozwiązania podstawowego problemu światowej energetyki w jednej, krótkiej rozprawie teoretycznej. Jednak autor stanowczo wskazuje, że nie ma rozwiązań jedynie słusznych i takiego optimum należy poszukiwać. Ta publikacja nie ma być odkrywcza – jej celem jest raczej przypomnienie, że „w zamierzchłych czasach” pojęcie optymalizacji rozumiano nieco inaczej. Formuła optymalizacji nie może być opisana regułami typu: „potencjał wiatrowy Bałtyku wynosi 34 GW” lub „budujmy szybko wiatraki, bo musimy wykorzystać środki z KPO”. Bezkrytyczne żądania 100 % OZE są do pewnego stopnia zrozumiałe, gdy padają z ust mało odpowiedzialnych polityków, natomiast, gdy takie deklaracje padają ze strony środowisk biznesowych to jest to sygnał wskazujący na wystąpienie istotnych nieprawidłowości. Racjonalny biznes zawsze dążył do optimum między kosztami gospodarczymi, a żądaniami społecznymi. Lokowanie się po stronie ekstremum bez próby podjęcia optymalizacji musi budzić wątpliwości.
Właściwym sposobem na optymalizację jest zdefiniowanie matematycznej formuły opisującej zadanie, obliczenie pochodnej, a następnie znalezienie i przeanalizowanie miejsc sprzyjających najlepszemu rozwiązaniu. Przy większej ilości zmiennych zadanie z punktu widzenia opisu matematycznego staje już bardziej złożone, ale można próbować znaleźć rozwiązanie „graficznie”. Autor pamiętając, że „komputer to szybki idiota” po prostu nakazał przeliczyć wszystkie przypadki w interesującym go obszarze i okazało się to sposobem wystarczającym. Abyśmy jednak byli mądrzejsi od naszego komputera pewne elementy winniśmy ustalić jeszcze przed zagłębieniem się w obliczenia.
Najczęściej chcemy wiedzieć, czy między sytuacjami „B” i „A” nastąpi korzystna zmiana kosztów ∆K wszystkich badanych instalacji razem. Relacja (1) jest czytelna i jednoznaczna.
(1) ∆K= KB – KA
Jednak zdecydowana większość „użytkowników ekonomii”, zarówno posiadająca przygotowanie merytoryczne, jak i osoby pragnące dokonać porównania „na szybko” wykorzysta w tym celu relację (2) opartą o jednostkowe wskaźniki kosztów porównywanych linii produkcyjnych nr 1 i 2. Bardzo często też, osoby pragnące rozwiązać tak postawione zadanie optymalizacyjne same tworzą wymagane wskaźniki narażając się na niepotrzebny nakład pracy i możliwość błędów obliczeniowych po drodze.
(2) ∆K= ∆A * (k2 – k1)
W szczególności z relacji (2) z lubością korzystają zwolennicy OZE. Jako wskaźniki k2 i k1 wykorzystują oni tzw. LCOE (levelized cost of electricity), mające być (ich zdaniem) dobrą miarą porównywania różnych typów elektrowni. Najczęściej jest to działanie błędne merytorycznie.
Definiując relację (1) zadaliśmy pytanie, „czy będzie taniej”? To dobre postawienie problemu, choć nie wystarczające. Chcemy wiedzieć nie tylko, „czy będzie taniej?”, chcemy wiedzieć znacznie więcej, chcemy wiedzieć, „przy jakim rozwiązaniu będzie najtaniej?”. Tymczasem użytkownicy relacji (2) odpowiadają: LCOE atomu jest wyższe od LCOE fotowoltaiki. Udzielają w ten sposób odpowiedzi na pytanie, którego nie zadano.
Prawdopodobieństwo wyprowadzenia nas na manowce przy badaniu (2) jest niezwykle wysokie: jeśli z góry widzimy, że koszty k2 < k1 to dalsze badanie traci sens. Przedmiotowa relacja podsuwa nam łatwą i automatyczną podpowiedź, że każde przekazanie produkcji ∆A z linii „1” do „2” prowadzi do poprawy kosztów ∆K. Nie ma czego optymalizować, podsuwana jest gotowa konkluzja w postaci „fotowoltaika jest tańsza od węgla/atomu”. Podstawowym błędem korzystania z LCOE (i ogólnie każdej metody wskaźnikowej) jest niezrozumienie regulaminu tworzenia danego wskaźnika. W szczególności pomijanie faktu, że badane wskaźniki są ze sobą powiązane. Po pominięciu wzajemnych oddziaływań badanie staje się tylko cząstkowe, a ginie całościowy obraz układu obu instalacji. Największym błędem jest tu próba stosowania wyjściowych LCOE tak, jakby to były stałe matematyczne, podczas, gdy są to wielkości silnie zmienne.
Błędem jest także sam zamysł porównywania elektrowni sterowalnych i źródeł OZE. Gwoli ścisłości, „cud” źródeł nie istnieje. Są to tylko niesamodzielne instalacje konwersji energii z postaci pierwotnej do elektrycznej, zdolne do pracy tylko w znacznie większym zespole urządzeń stale korygujących nieprawidłowości jego działania. Lobbyści OZE przekonują, że realizują walkę konkurencyjną z elektrowniami sterowalnymi tak, jak taksówkarze Ubera z taksówkarzami korporacyjnymi. Jest to nieprawda. W przypadku taksówkarzy oba konkurujące zespoły potrafią zrealizować umowę o przewóz z pkt. „A” do „B”. Źródła odnawialne nie posiadają zdolności do realizacji umowy o Niezawodną Dostawę Energii. W przypadku OZE mamy do czynienia z taksówkarzem, który uznaniowo dowiezie nas do przypadkowo wybranego punktu w szczerym polu, następnie klient ma na swój koszt wezwać na pomoc taksówkarza zawodowego, a następnie, w kolejnym przypadkowym punkcie ma wypowiedzieć umowę taksówkarzowi zawodowemu i powrócić do taksówkarza zielonego, ponieważ powiało i można już dojechać do pkt. „B”. Ale to też nie jest właściwe porównanie, bo dalej próbujemy porównać sam silnik bez kół, kierownicy i podwozia z samochodem pełnowartościowym. Właściwym jest porównanie ze współczesnym kontenerowcem, na którym, gdy wieje we właściwą stronę rozpina się dodatkowy żagiel. Żagiel ten nie umożliwia likwidacji kosztów samego statku, kosztów jego silnika i w szczególności kosztów mechanizmu sterowego. Nie ma tu mowy o badaniu, czy żagiel jest tańszy od kontenerowca, ani o tym, czy trwa konkurencja między żaglem, a statkiem. Taki żagiel oferuje wyłącznie korzyść w postaci oszczędności paliwa. Badanie opłacalności sprowadza się do ustalenia, czy oszczędności na paliwie zrekompensują koszt żagla, lin i mechanizmów napinających.
Gdy do zespołu elektrowni atomowych o koszcie 640 zł/MWh dodamy źródło odnawialne z kosztem 240 zł/MWh to koszt układu nie spadnie do 400 zł/MWh, wręcz przeciwnie – będzie drożej o 195 zł/MWh. Stanie się tak dlatego, że OZE wypchnie z układu tylko koszt paliwa atomowego 45 zł/MWh, a dodatkowo wprowadzi swoje koszty własne. Dlatego właśnie należy rozpatrywać układ elektrowni łącznie, a nie wnioskować na podstawie wskaźników cząstkowych.
2. Literatura.
W publikacji [1] Nieprawidłowości w opisie OZE. czytelnik znajdzie proste przykłady liczbowe pokazujące, w których miejscach mylą się zwolennicy LCOE, a także wskazanie, że LCOE OZE należy porównywać z kosztem samego paliwa wypieranego przez OZE, a nie całym kosztem LCOE elektrowni węglowych, dokładnie tak jak w podanym przykładzie z żaglem na statku motorowym. W publikacji [2] Wodór. Krytyka idei zastosowania. czytelnik znajdzie opis wyidealizowanego i… monstrualnego systemu energetycznego opartego wyłącznie o magazynowanie w wodorze i 100 % OZE. W tej pracy będą analizowane tylko przypadki mające związek z rzeczywistością.
3. Materiały i metody badań.
Wykorzystano rzeczywiste, godzinowe zapotrzebowania systemu elektroenergetycznego za rok 2024. Wykres uporządkowany przedstawia się na rys.1.
Rys.1 Uporządkowany wykres zapotrzebowania KSEE za rok 2024.
Uwagi: na danych godzinowych PSE.
Przyjęto, że przed rozpoczęciem badań istnieją tylko sterowalne bloki systemowe zasilane węglem oraz niezarządzana centralnie generacja wymuszona pod ogólną nazwą „elektrociepłownie”. Generację elektrociepłowni zamodelowano na podstawie znanego przebiegu zapotrzebowania na ciepło. Optymalizacji poddawano tylko bloki systemowe. Autor nie posunął się do likwidacji EC (pomijając ekstremizm takiego pomysłu jest to inna grupa zagadnień). Zatem modelowej dekarbonizacji poddano 128 TWh produkcji spośród 163 TWh możliwych.
Badanie polegało na wprowadzaniu coraz to większej mocy instalacji nie-CO2 i wypieraniu z systemu węgla. Można by powiedzieć, że szukano optimum poprzez „przesuwanie w górę i w dół zielonej kreski” na rys.1, choć w rzeczywistości autor wprowadzał „moce dekarbonizacyjne” arbitralnie, od dołu do góry, dodając za każdym razem 1000 MW. Dla każdego z badanych wariantów autor wykonał po prostu 28 obliczeń w całym spektrum mocy systemu. Jest to więc znacznie więcej, niż porównanie zaledwie dwóch preferowanych przez uczestników dowolnego sporu sytuacji „A” i „B”, czy też instalacji „1” i „2”, i niewątpliwie takie podejście dawało większą szansę na znalezienie optimum, jeśli istniało.
Wykorzystano rzeczywiste osiągi wiatraków i fotowoltaiki za rok 2024, tylko skalowano je stosownie do potrzeb.
Co 24 godziny sprawdzano z wyprzedzeniem, jaka musi być dostępna moc elektrowni węglowych, aby zapewnić nieprzerwaną dostawę energii. Następnie, na podstawie tak dobranej mocy maksymalnej ustalano nienaruszalne minimum tychże elektrowni na poziomie 0,45 * Pmax. I ostatecznie, po ustaleniu niezbędnego minimum regulacyjnych elektrowni węglowych podejmowano decyzję o przymusowej redukcji mocy nie-CO2. Zapewne jest to model ułomny, ale na pewno w jakiś sposób odwzoruje fakt, że żaden dyspozytor nie zdecyduje się na wygaszenie bloku systemowego o godzinie 10:00, skoro wiadomo, że np. o 16:00 przestanie wiać. Innymi słowy zawsze narzucano arbitralnie tyle mocy nie-CO2, ile się dało, a dopiero potem, niejako uginając się pod ciężarem rzeczywistości ograniczano moc OZE i atomu stosownie do potrzeb.
Nie uwzględniono wymiany handlowej z zagranicą i nie zastosowano magazynowania energii elektrycznej. Chwilowe nadmiary mocy dekarbonizacyjnych były redukowane, jak to wyżej opisano.
We wszystkich przypadkach zastosowano te same warunki kredytowe, tj. rata stała, 6 %, 17 lat spłaty. To ostatnie może być krzywdzące w stosunku do atomu.
W tabeli 1, pozycja określona, jako „Wyjściowy czas LCOE” informuje nas przy założeniu jakiego czasu produkcji dokonano ustalenia bazowych wskaźników kosztów badanych instalacji. Jest to założenie wstępne, przed wymuszeniem redukcji czasu pracy instalacji spowodowanym naturą prowadzonego badania.
Koszty utrzymania O&M przypisano do grupy kosztów stałych. Autor uważa, że są one na tyle mało zmienne, że można tak postąpić. Przykładowo pensje pracowników będą takie same, niezależnie od tego, czy elektrownia pracowała 5000, czy 6000 godzin. W przypadku remontów: zmniejszanie produkcji sprzyja ograniczeniu skutków np. erozji, ale w zamian pojawią się skutki naprężeń zmęczeniowych wynikłych z częstszego ograniczania mocy i korozji postojowej, gdy dojdzie do odstawień.
Problematykę zastosowania gazu autor przemilcza.
W przypadku elektrowni atomowych zaplanowano w sztywnych terminach dwie kampanie remontowe wyłączające połowę mocy. Zapewne dałoby się to rozwiązać nieco elastyczniej, z drugiej strony prawdą jest, że ze względu na potrzebę koordynacji wielu firm terminy remontów zwykle rzeczywiście są dość sztywne.
Tabela 1. Założone wskaźniki kosztów badanych instalacji.
| Koszty | Węgiel bez CO2 | Węgiel | Atom | Atom | Wiatr lądowy | Farma foto | |
| Inwestycyjny | mln zł/MW | 7,0 | 7,0 | 23,0 | 37,0 | 7,0 | 2,5 |
| Inwestycyjny | zł/a | 657805 | 657805 | 2161358 | 3476967 | 657805 | 234930 |
| Inwestycyjny | zł/MWh | 82 | 82 | 270 | 435 | 242 | 203 |
| O&M | zł/a | 288000 | 288000 | 480000 | 480000 | 380184 | 55188 |
| O&M | zł/MWh | 36 | 36 | 60 | 60 | 140 | 48 |
| Stałe suma | zł/a | 945805 | 945805 | 2641358 | 3956967 | 1037989 | 290118 |
| Stałe suma | zł/MWh | 118 | 118 | 330 | 495 | 382 | 251 |
| Paliwa | zł/MWh | 190 | 420 | 45 | 45 | 0 | 0 |
| Suma stałe+zmienne | zł/MWh | 308 | 538 | 375 | 540 | 382 | 251 |
| Wyjściowy czas LCOE | h/a | 8000 | 8000 | 8000 | 8000 | 2716 | 1156 |
Uwagi: węgiel 23 zł/GJ, sprawność elektrowni węglowej 0,44, ETS 298 zł/t CO2.
Dla poniższych wzorów przyjęto następujące, niżej podane oznakowania.
K - koszt roczny (dużą literą) [zł/a]
A - produkcja [MWh/a]
k - koszt jednostkowy przeliczony na produkcję elektryczną [zł/MWh]
Indeksy
V - zmienny (variable)
F - stały (fixed)
Bez indeksu – dane łączne dla układu instalacji wytwórczych.
Dla każdego z badanych wariantów obliczano łączne koszty układu instalacji:
(3) K=KV + KF, gdzie
(4) KF = KFwęgla + KFatomu + KFwiatru+ KFfoto
(5) KV = KVwęgla + KVatomu
W trakcie badań ustalano produkcje każdej z instalacji:
(6) A = Awęgla + Aatomu + Awiatru+ Afoto.
A znając produkcje ustalano koszty zmienne, tu tylko koszty paliwa:
(7) KV = kwęgla * Awęgla + katomu* Aatomu
Wskaźniki jednostkowych kosztów wytwarzania, zarówno dla układu instalacji, jak
i cząstkowe wyznaczano wg. relacji:
(8) LCOEi = Ki / Ai
4. Wyniki i dyskusja.
Rys.2. Wskaźniki kosztów przy dekarbonizacji za pomocą wprowadzania elektrowni atomowych.
Rys.3. Chronologiczny przebieg generacji dla przypadku 15 GW atomu.
Uwagi: atom 23 mln zł/MW.
W wariancie „dekarbonizacja za pomocą atomu” znaleziono optimum łącznych kosztów układu 474 zł/MWh w punkcie 15 GW atomu, (co odpowiada 8 GW elektrowni węglowych i 4 GW generacji wymuszonej EC bez zmian), patrz rysunek 2. Koszty układu zmieniają się od kosztów właściwych dla samego węgla do kosztów właściwych dla samego atomu. Do punktu optymalnego następuje korzyść w wyniku wypierania paliwa droższego, a przyrost kosztów mocy układu po części jest kompensowany ubywaniem mocy węglowych. Powyżej optimum elektrownie węglowe mają zbyt małe moce, by pokonać wahania zapotrzebowania w układzie i atom przejmuje rolę regulacyjną, co powoduje spadek jego rentowności. W pkt. optimum wariant zapewnia spadek kosztów układu z 588 do 474 zł/MWh. Dla tego wariantu pokazuje się także chronologiczny przebieg generacji na rys. 3.
Rys.4. Wskaźniki kosztów przy dekarbonizacji za pomocą wprowadzania wiatraków i fotowoltaiki.
W wariancie „dekarbonizacja za pomocą OZE” znaleziono optimum łącznych kosztów układu 558 zł/MWh w punkcie 13 GW wiatraków, 13 GW fotowoltaiki (łącznie 26 GW OZE), 22 GW węgla (i przy 4 GW generacji wymuszonej EC bez zmian), patrz rysunek 4.
Przyjęty sposób sporządzania wykresów nieco ukrywa fakt „podwójnej mocy OZE”. Jak powiedziano, gdy na osi „x” mamy 13 GW, to oznacza, że mowa o 26 GW OZE. W praktyce możliwe jest wystąpienie jednoczesnej generacji OZE, ale rzadko. Najczęściej wiatr i fotowoltaika występują zamiennie, więc autor ku swojej wygodzie postąpił, jak opisano.
W punkcie optimum omawiany wariant zapewnia spadek kosztów układu z 588 zł/MWh do 558 zł/MWh. Przy wprowadzaniu OZE do układu korzyścią jest spadek kosztów paliwa (OZE wypiera węgiel). Wadą jest wzrost kosztów stałych układu: OZE nie wypiera mocy elektrowni węglowych, te są potrzebne zawsze, natomiast przybywają koszty stałe samego OZE. Rys. 4 wręcz modelowo pokazuje zasadę znajdywania optimum: jest ono wynikiem znalezienia najdogodniejszej wartości udziałów badanych wielkości, gdy mamy do czynienia z narastającą wadą (forsowaniem kosztów) i coraz mniejszymi korzyściami.
Wbrew błędnym oczekiwaniom lobbystów OZE koszty układu nie spadają do zera, ani nie dążą do poziomów wyjściowych wskaźników LCOE. Po przyjęciu na siebie roli, którą OZE chcą przyjąć – same znajdą się w roli węgla, tzn. będą musiały redukować moc stosownie do zapotrzebowania, dokładnie tak, jak wszystkie inne instalacje wytwórcze we wszystkich ogólnie dziedzinach gospodarowania. Można zarzuć autorowi, że postąpił zbyt restrykcyjnie zakładając wyłączanie nadmiaru OZE. Istotnie, nadmiar OZE można: wyłączyć, wyeksportować lub zmagazynować. Z dużym prawdopodobieństwem można powiedzieć, że zgodnie z zasadami gospodarki rynkowej eksport nadmiaru OZE nastąpi ze stratą, a zakup w czasie niedoborów – po cenach szczytowych. Będzie to więc sytuacja niewiele lepsza od wyłączania – autor nie czyni sobie tutaj zarzutów, co do przyjętego modelu. Nie należy również oczekiwać wielkich korzyści po wprowadzeniu magazynowania krótkookresowego. Spowoduje ono niewielką korzyść w postaci wygładzenia biegu elektrowni węglowych (spadek kosztów paliwa) oraz nieproporcjonalnie większą wadę polegającą na wzroście kosztów stałych układu. Magazynowanie krótkoterminowe nie może doprowadzić do wycofania równoważnych mocy elektrowni sterowalnych: wymagane są zapasy 15-30 dni i żadne bateryjne magazyny 3-godzinne tutaj nie pomogą. One tylko dodatkowo wniosą do systemu swoje koszty stałe. Po zastosowaniu magazynów wzór (4) przyjmie postać:
(9) KF = KFwęgla + KFatomu + KFwiatru+ KFfoto+ KFmagazynów,
gdzie przybędzie składnik piąty, ale pierwszego nie ubędzie.
Rys.5. Porównanie kosztów układu dekarbonizowanego za pomocą atomu i OZE.
Rys.6. Porównanie kosztów układu dekarbonizowanego za pomocą atomu w dwóch wariantach kosztowych, OZE oraz mixu OZE i atomu.
Uwagi: po lewej atom 23 mln zł/MW, po prawej atom 23 i 37 mln zł/MW.
Na rys. 5 pokazano, że atom w wariancie inwestycyjnym 23 mln zł/MW przynosi punkcie optymalnym większą korzyść w postaci spadku łącznych kosztów jednostkowych wytwarzania energii w układzie, niźli OZE, dla którego optimum jest w punkcie 2x13 GW.
Na rys. 6 pokazano, że atom z kosztem wyjściowym równym kosztowi wytwarzania prądu na węglu nie przyniesie korzyści cenowych dla układu badanych instalacji. Krzywej dla „atomu droższego” na rysunku nie opisano i chyba nie ma potrzeby – to ta leżąca wyżej. Niech to będzie element dopingu dla osób niezdecydowanych – wzrost kosztów atomu może wynikać przede wszystkim z przedłużania się czasu budowy.
Na rys. 6 poleca się uwadze krzywą kosztu wytwarzania w układzie z mixem OZE i atomu. Zastosowano tutaj atom „ten tańszy, szybko zbudowany” i w zakresie do optimum krzywa układu jest zbieżna z korzyściami wnoszonymi przez atom. Optimum dla mixu znajduje się w punkcie 8 GW wiatru, fotowoltaiki i atomu (24 GW instalacji nie-CO2), potem koszty szybko narastają. Punkt optimum dla mixu wcale nie jest lepszy od układu z samym atomem. Mnożenie mocy produkcyjnych do poziomu wielokrotności zapotrzebowania nie ma zdaniem autora żadnego sensu ekonomicznego.
Na rysunku 7 pokazano dla „mixu” wskaźniki kosztów LCOE: łączny dla układu, jak i wskaźniki cząstkowe dla wszystkich instalacji z osobna. Jak widać, żaden z nich nie jest stały. Jest więc zdumiewające, jak bardzo mylą się w oczekiwaniach wszyscy ci, którzy za pomocą stosowania metodyki LCOE chcą cokolwiek udowodnić lub do czegokolwiek przekonać oponentów. W ograniczonym zakresie LCOE wnosi pewną informację wokół punktów pracy w początkowym stadium zastosowania. Tu możemy zauważyć, że koszty łączne (krzywa niebieska) spadają od wyjściowego poziomu LCOE węgla, ponieważ wszystkie zastosowane wskaźniki źródeł konkurencyjnych rzeczywiście zaczynają się niżej. Następnie wszystkie wskaźniki cząstkowe rosną z powodu przeinwestowania i nadmiaru mocy instalacji dekarbonizacyjnych w stosunku do tego samego, kurczącego się rynku. Za każdym razem, gdy słyszymy formułkę „LCOE jest najlepszą miarą porównywania źródeł energii” – należałoby zapytać od razu: a w którym przekroju rynku mamy dokonać obserwacji? Bo patrząc na rys.7 łatwo zauważymy, że mamy ich do wyboru nieskończoną ilość.
Rys.7. Wskaźniki kosztów przy dekarbonizacji za pomocą mixu wiatru, węgla i atomu.
Uwagi: atom 23 mln zł/MW.
LCOE elektrowni węglowych dąży do nieskończoności: czy mamy wpadać w panikę słysząc, że „koszt uruchomienia takiej elektrowni wyniósł 24 tys. zł/MWh”? Oczywiście nie, takie wskaźniki kosztowe, to tylko algebra. Krótki czas pracy spowoduje niewielki przyrost kosztów łącznych układu, a jednocześnie ten właśnie krótki czas pracy podnosi koszty jednostkowe do wartości nierealnych. Prawidłową odpowiedź daje śledzenie wskaźnika globalnego – tu okazuje się, że węgiel stanowi dobre rozwiązanie i pozwala znaleźć optimum między kosztami instalacji dekarbonizacyjnych, a potrzebą stabilizacji pracy systemu.
W tym miejscu konieczna jest pewna dygresja, patrz rys.8.
Rys.8. Diagram rozpływu kosztów ETS.
Wskaźnikowa metoda oceny dowolnego zjawiska ekonomicznego wymaga znajomości regulaminu tworzenia danego wskaźnika. Jest kwestią umowy, że koszty ETS są przypisywane do węgla. Dzięki odpowiedniemu regulaminowi koszty produkcji energii elektrycznej z węgla w okienku podglądu pod nazwą cząstkowe LCOE_węgla są zawyżane o koszt regulaminowej dopłaty. Następnie połowa środków ETS idzie na OZE, połowa jest albo zwracana w postaci osłon przed podwyżkami cen energii, albo marnotrawiona na rozdawnictwo pozamerytoryczne lub co gorsza na nieprawidłowości. W części, która jest zwracana na osłony ludności przedmiotowej opłaty per saldo nie ma. W części, której adresatem jest OZE jest to koszt OZE, nie węgla. Ewentualna likwidacja węgla spowodowałaby tutaj konieczność urealnienia cen OZE, ponieważ brakłoby dotacji zapewnianych przez węgiel. W części, w której środki z ETS są marnotrawione
- chcielibyśmy tego uniknąć. Dlatego zadajemy pytanie, co by było, gdyby wypowiedzieć ETS i jednocześnie zbudować wymaganą ilość instalacji nie-CO2 w systemie nakazowo rozdzielczym? Skoro efekt klimatyczny miałby być ten sam – brak podstaw, by kwestionować zasadność rozwiązania. W tym momencie ewentualne protesty zwolenników ETS miałyby podłoże tylko ambicjonalne, na zasadzie „nasz system był bardziej rynkowy”. Ale wydaje się oczywiste, że wobec skali interwencjonizmu stosowanego dla wsparcia OZE taka argumentacja byłaby tylko demagogią.
Zatem autor, dopuszczając możliwość rezygnacji z ETS zadał pytanie, jak ułożyłyby się koszty systemu w przypadku przymusowej budowy instalacji nie-CO2, ale z wyłączeniem kosztu ETS.
Na rysunku 9 można zauważyć dwie grupy wykresów: na dole i góry. Dolna grupa dotyczy oczywiście kosztów instalacji bez ETS. W tym ostatnim przypadku zarówno dla atomu, jak i OZE koszty systemu tylko rosną, ponieważ oba rozwiązania są droższe od węgla. Ale można by przyjąć w drodze umowy społecznej, np. popartej referendum, że świadomie godzimy się na taki przyrost kosztów. W przypadku atomu po 23 mln zł/MW oznaczałoby to wzrost kosztów z początkowych 358 do 390 zł/MWh przy dekarbonizacji 60 %. W przypadku OZE byłby to wzrost do 499 zł/MWh.
Dla porównania, wcześniej ustaliliśmy, że wychodząc od kosztów początkowych „z” ETS dojdziemy do 496 zł/MWh korzystając z atomu „szybko zbudowanego” i 592 zł/MWh w przypadku OZE, również przy dekarbonizacji 60 %.
Rys.9. Koszty wytwarzania energii elektrycznej „z” i „bez” ETS CO2 w zależności od stopnia dekarbonizacji układu.
.png)
Uwagi: koszt inwestycyjny atomu w dwóch wariantach, 23 mln zł/MW i 37 mln zł/MW.
Rzecz ostatecznie wyjaśnia się, jeśli przyjmiemy, że celem była możliwe wysoka dekarbonizacja przy rozsądnym wzroście kosztów. Podany wcześniej optymalny udział atomu 15 GW zapewnia dekarbonizację elektrowni systemowych na poziomie 83 %. W przypadku wypowiedzenia ETS poziom dekarbonizacji 83 % zostałby osiągnięty jeszcze taniej, przy koszcie układu 436 zł/MWh. Stałoby się to bez dogmatycznego oskarżania pracowników przemysłu węglowego o „trucie klimatu” i bez nieuzasadnionej części kosztów ETS. Węgiel po prostu pozostałby, jako uzasadnione, tanie paliwo dla regulacji pracy KSEE, a efekt dekarbonizacyjny w obszarze elektrowni systemowych na poziomie 83 % śmiało można uznać za zadowalający. W takiej sytuacji utraciłaby też sens dogmatyczna walka z elektrociepłowniami – mogłyby pozostać węglowe, dostarczając milionom odbiorców czystego, taniego ciepła bez opłaty ETS.
Na rysunku 8 prezentuje się także krzywą kosztów dla „atomu zbudowanego drogo”. Przy poziomie dekarbonizacji 60 % układa się ona na takim samym poziomie, jak OZE. Ale w dalszym ciągu należy przewidywać, że umożliwiłaby ona dojście do dekarbonizacji 83 % przy niewielkim już wzroście kosztów. Tymczasem możliwość osiągnięcia dekarbonizacji lepszej, niż 60 % za pomocą OZE autor pozostawił, jako niezbadaną. Patrząc na nachylenie krzywej OZE – pójdzie ona znacznie silniej do góry. W przypadku OZE autor nie badał możliwości dekarbonizacji większej od 60 %, ponieważ nie znajduje uzasadnienia dla budowy OZE o mocy łącznej 56 GW dla zapotrzebowania średniego 2024 PL na poziomie 18,5 GW. Czytelnikom zainteresowanym teoretycznymi możliwościami zbudowania systemu „100 % OZE” autor poleca swoją publikację [2]. W kwestii 100 % OZE brak jest wzorców komercyjnych: nie widać, aby komukolwiek do tej pory udało się taki system stworzyć.
Energetyka niemiecka oparta na OZE po prawie ćwierć wieku dotowania zderzyła się ze ścianą niemożności nawet wcześniej, niż to przewidywał autor: za rok 2024 wiatraki i fotowoltaika w Niemczech pokryły zaledwie 43 % zapotrzebowania, przy czym wg. ENTSOE ich moc zainstalowana osiągnęła trzykrotność średniego niemieckiego zapotrzebowania. Energetyka francuska dla odmiany już kilkadziesiąt lat temu dowiodła możliwości dekarbonizacji w praktyce. Trudności generowane przez OZE są już dobrze opisane i mamy dowody na skalę komercyjną, że nie jest to technologia rokująca nadzieję.
5. Podsumowanie.
Na podstawie wyników badania można zaproponować najlepsze warianty rozwoju. W tabeli 2 przedstawiono je w kolejności od najbardziej opłacalnych.
Tabela 2. Warianty rozwoju KSEE z jednoczesnym uwzględnieniem opłacalności
i możliwie dużego stopnia dekarbonizacji.
| Opis wariantu | LCOE systemu | Stopień dekarbonizacji |
| Porównawczy: węgiel bez ETS. | 358 zł/MWh | 0 % |
| Porównawczy: węgiel z ETS. | 588 zł/MWh | 0 % |
| Wypowiedzenie ETS i budowa 10 GW elektrowni atomowych. | 390 zł/MWh | 60 % |
| Wypowiedzenie ETS i budowa 15 GW elektrowni atomowych. | 436 zł/MWh | 83 % |
| Budowa 15 GW atomu bez wypowiadania ETS. | 474 zł/MWh | 83 % |
| Wypowiedzenie ETS i budowa 26 GW wiatraków i 26 GW fotowoltaiki. | 499 zł/MWh | 60 % |
| Budowa 8 GW wiatraków, 8 GW fotowoltaiki i 8 GW atomu bez wypowiadania ETS. | 499 zł/MWh | 40 % |
| Budowa 13 GW wiatraków i 13 GW fotowoltaiki bez wypowiadania ETS | 558 zł/MWh | 37 % |
Wypowiedzenie ETS nie było początkowo rozważane przez autora z powodu przewidywanych trudności politycznych, ale zlecenie obliczeń komputerowi stanowiło wysiłek dla komputera, nie autora, więc takowe opcje przeliczono i okazały się one najbardziej opłacalne. Opłacalne do tego stopnia, że należy je zaprezentować pomimo narażenia się autora na zarzut „niedzisiejszości”. ETS wprowadzono w zamiarze podniesienia cen do takiego stopnia, żeby relatywnie stało się opłacalne inwestowanie w OZE. Od początku tkwiła w tym pułapka, bo OZE stały się opłacalne tylko, jak powiedziano, relatywnie. W wartościach bezwzględnych doprowadzono do drożyzny. Paradoksalnie, skutkiem tejże drożyzny wzrosły koszty towarów i usług potrzebnych także dla samego OZE.
W tym przypadku trzeba by pochylić czoła przed prawą stroną sceny politycznej – nadmierny fiskalizm pokazał swoje najgorsze oblicze. Tymczasem wypowiedzenie ETS najpierw doprowadziłoby do spadku cen z 588 zł/MWh do 358 zł/MWh. Jest możliwe, że w wyniku deflacji doszłoby do spadku oprocentowanie kredytów i źródła nie-CO2 mogły by być budowane taniej, dzięki np. kredytom 3 %, a nie 6 %. Dopiero potem koszty by wzrosły
z powodu administracyjnego nakazu zbudowania 15 GW elektrowni atomowych, ale nigdy do takiego poziomu, jak w przypadku zastosowania ETS.
Wariant opisany, jako budowa 8 GW wiatraków, 8 GW fotowoltaiki i 8 GW atomu bez wypowiadania ETS zapewnia spadek kosztów układu z początkowych 588 zł/MWh do 499 zł/MWh przy dekarbonizacji 40 %. Ale np. przy dekarbonizacji 83 % wariant ten spowodowałby wzrost kosztów do 623 zł/MWh. Z punktu widzenia ekonomicznego „mix” atomu i OZE jest błędem: instalacje atomowe o wysokim koszcie stałym nie mogą być traktowane, jako szczytowe, regulacyjne dla OZE.
W przypadku ślimaczącej się budowy elektrowni atomowej maleją szansę na szybką obniżkę kosztów układu, ale w dalszym ciągu daje ona większą szansę na dekarbonizację lepszą, niż w przypadku OZE. Przy dobrych wynikach dekarbonizacyjnych w takim wariancie również warto się pokusić o wypowiedzenie ETS i skorzystanie z dobrodziejstw taniego węgla dla bilansowania zapotrzebowania systemu.
Na otrzymane wyniki wpływ miały oczywiście wstępne założenia autora. Z punktu widzenia lobbystów OZE sporne może być założenie o wyłączaniu nadmiaru, zamiast eksporcie OZE, ale, jak powiedziano, nie należy oczekiwać, aby eksport ten był szczególnie opłacalny. Natomiast autor stanowczo obstaje przy stwierdzeniu, że nie istnieje opłacalne magazynowanie długookresowe i wg. zasad ekonomii nie można go wynaleźć, ponieważ problemem nie jest technologia, a skrajnie niekorzystna dysproporcja między mocami potencjalnych nadwyżek OZE, a produkcją średnią instalacji magazynowych.
Czy autor był tendencyjny obierając za przykład wiatrak z LCOE wstępnym 382 zł/MWh, czy nie należało założyć potanienia wiatraków w toku postępów zielonej rewolucji – patrząc na trendy polityczne Sejm przegłosował zgodę na przyznawanie wiatrakom ceny gwarantowanej większej od 512 zł/MWh. Tu musimy posłużyć się ponownie przykładem bezpośredniego porównania LCOE_wiatraka i kosztu paliwa: dodanie do zespołu elektrowni węglowych o koszcie 538 zł/MWh wiatraka z kosztem 512 zł/MWh nie powoduje spadku cen o 26 zł/MWh. Spowoduje wzrost o 512 - 420 = 92 zł/MWh, ponieważ z układu wypierane jest tylko paliwo 420 zł/MWh, a koszty stałe narastają.
Zielona kreska na rys. 1 jest dokładnie w punkcie określonym, jako optimum dla 15000 MW mocy zainstalowanej atomu ze średnią produkcją 12193 MW, 7899 MW elektrowni węglowych ze średnią produkcją 1934 MW i przy 3942 MW średniej mocy generacji wymuszonej w elektrociepłowniach. Przy odrobinie inżynierskiego doświadczenia można by zażartować, że praca autora była niepotrzebna, ponieważ taki wynik można było wskazać od razu – jest w tym sporo racji. Elektrownię o dużym koszcie stałym i niskim zmiennym ulokowano po prostu w podstawie obciążenia, godząc się na pewien uzasadniony ubytek produkcji w celu dopasowania podaży do popytu. Dlatego w ramach samokontroli stwierdzamy, że praca autora jest poprawna. Układy z OZE próbują się rozwinąć stosując zasady przeciwne: jednostki wytwórcze o dużym koszcie stałym (obojętnie, czy mowa o elektrowniach sterowalnych, czy też układach magazynowania) mają realizować zasady pracy szczytowej, co przeczy podstawom ekonomii. Pomimo zerowego kosztu zmiennego to źródła OZE mają charakter szczytowy z natury rzeczy. Próba ich nakazowego ulokowania w podstawie systemu generuje nierozwiązywalny konflikt ekonomiczny, ponieważ dla ich stabilizacji trzeba ponieść nieproporcjonalnie wyższe koszty układów sterowalnych.
Autor pominął w rozważaniach przyrost kosztów układów sieciowych. W przypadku rozbudowy sieci wymuszonej rozwojem OZE niewątpliwie jest to koszt, który należy przypisywać do OZE. Przykładem będzie konieczność doposażenia wszystkich sieci nn w układy automatycznej regulacji napięcia/mocy biernej dla opanowania chwilowych nadmiarów fotowoltaiki. Dla odmiany budowa elektrowni atomowych w lokalizacjach po dawnych wielkoskalowych elektrowniach na węgiel brunatny na pewno zmniejsza zapotrzebowanie na koszty rozbudowy sieci.
Zaletą pracy autora nie są konkretne ustalenia, co do obrazu ekonomicznego systemu, jaki mamy zamiar stworzyć: wskaźniki ekonomiczne stanowiące wsad do obliczeń można uaktualnić wedle potrzeb. Najważniejsze jest zwrócenie uwagi, że koszty jednostkowe układu instalacji nie są średnią ważoną cząstkowych LCOE instalacji składowych. Dokonane za pomocą LCOE proste porównania w rodzaju "wiatrak tańszy od węgla" są bezwartościowe. Pomocniczo można korzystać z LCOE do odtworzenia poszukiwanych kosztów mierzonych w wartościach bezwzględnych, jeśli oczywiście mamy niezbędne informacje dodatkowe. Dla obrazu całości należy wykonać mrówczą pracę osobnego ustalania każdej grupy kosztów i nie można przy tym traktować badanego rynku, jak studni bez dna, w której można ulokować dowolną ilość lobbowanego przez siebie produktu. Nadpodaż na pewno spotka się z realnymi ograniczeniami zmieniającymi początkowe wartości LCOE i systemy państw europejskich rozwijających OZE na pewno już znajdują się w fazie, w której należy to uwzględniać. Powtórzmy też, że w świetle przeprowadzonych badań poszukiwane optimum gospodarczo społeczno polityczne na pewno nie leży w punkcie 100 % OZE.
Zakończono 05.01.2025. rev.11.01.2025