tutaj powinno być logo...
MARIUSZ KUDEŁKO
 

Model oceny funkcjonowania instrumentów zarządzania procesami redukcji emisji dwutlenku siarki w elektroenergetyce


(Praca doktorska  -  streszczenie)

1. Wprowadzenie

Polska od wielu lat uczestniczy w pracach wielu organizacji międzynarodowych zajmujących się problematyką ekologiczną i ochrony środowiska przyrodniczego, a ponadto dążenie do stowarzyszenia z Unią Europejską nakłada na Polskę określone wymagania programowe i statutowe związane z zaleceniami oraz zawartymi porozumieniami. Jednym z ważniejszych wymagań stawianych Polsce w procesie włączania się do Unii Europejskiej jest przyjęcie oraz wdrożenie prawodawstwa w zakresie ochrony środowiska, w tym ochrony powietrza atmosferycznego. Ponieważ jednym z podstawowych czynników degradacji środowiska przyrodniczego jest wysoka emisja SO2, dlatego tak dużą wagę przywiązuje się do ograniczenia niekorzystnego wpływu tego czynnika na poszczególne elementy środowiska przyrodniczego. Porozumienia i akty prawne odnoszące się do emisji dwutlenku siarki, zamieszczone są m.in. w Dyrektywie Unii Europejskiej - Large Combusion Plant Directive z 1988 roku oraz w II Protokole Siarkowym do Konwencji o Transgranicznym Zanieczyszczeniu Powietrza. Spełnienie przez nasz kraj wymogów środowiskowych zawartych w tych dokumentach, dotyczących globalnej redukcji emisji SO2, będzie wymagało koordynacji działań ze strony władz państwowych, instytucji ekologicznych, a także przedstawicieli przemysłu. Ma to na celu wypracowanie optymalnej strategii zarządzania środowiskiem przyrodniczym, tak by wprowadzone uregulowania prawne były spójne z realizacją celów gospodarczych w skali makro- i mikroekonomicznej.

Największym źródłem emisji SO2 w Polsce jest przemysł, w którym podstawowe znaczenie w całkowitej emisji SO2 ma elektroenergetyka zawodowa, emitująca około 50% całości krajowej emisji tego związku. Niekorzystna z ekologicznego punktu widzenia struktura wytwarzania energii elektrycznej stanowi istotną barierę w realizacji celów polityki ekologicznej państwa, szczególnie w odniesieniu do ograniczania emisji pyłów i gazów. Dlatego z jednej strony istnieje potrzeba zmiany struktury wytwarzania energii elektrycznej i przejście na technologie mniej uciążliwe dla środowiska, a z drugiej konieczne jest prowadzenie działań zmierzających do modernizacji istniejących elektrowni, poprawy jakości węgla oraz dostosowanie do norm ekologicznych w zakresie emisji zanieczyszczeń, w tym przede wszystkim SO2. Co więcej, wysiłki zmierzające do redukcji emisji SO2 powinny się przede wszystkim koncentrować w sektorze wytwarzania energii elektrycznej, gdyż istnieje tam największy potencjał skutecznych i wydajnych metod redukcji emisji zanieczyszczeń gazowych, co ma podstawowe znaczenie z punktu widzenia efektywności alokacji środków.

W świetle bieżących, jak i długoterminowych celów polityki ekologicznej państwa oraz warunków rozwoju sektora elektroenergetycznego istotnego znaczenia nabiera odpowiedni dobór instrumentów ekonomicznych, umożliwiających realizację programu redukcji emisji SO2 w tym sektorze. Podstawową przesłanką ich wyboru powinna być efektywność ekonomiczna, co oznacza, że osiągnięcie celu, jakim jest utrzymanie żądanego poziomu emisji zanieczyszczeń, odbywać się będzie najmniejszym kosztem dla społeczeństwa. Porównanie kosztów związanych z realizacją celów ekologicznych, określających dopuszczalny poziom emisji SO2 w elektroenergetyce dla poszczególnych instrumentów ekonomicznych pozwoli zweryfikować tezę o większej efektywności instrumentów pośrednich nad instrumentami bezpośrednimi.

Złożoność problematyki wpływu polskiego sektora elektroenergetycznego na środowisko przyrodnicze wymaga stworzenia odpowiedniego narzędzia badawczego, które umożliwiłoby określenie skutków ekonomicznych i ekologicznych decyzji związanych z wyborem określonych instrumentów ekonomicznych, wykorzystywanych w zarządzaniu ochroną powietrza. Odpowiednim narzędziem do tych celów jest model matematyczny, który pozwala na określenie optymalnego poziomu kosztów i nakładów na redukcję emisji SO2 w elektroenergetyce dla różnych scenariuszy badawczych, obejmujących poszczególne typy instrumentów ekonomicznych oraz wymagania ekologiczne dotyczące emisji SO2. Wyniki prawidłowo zaprojektowanego i zweryfikowanego modelu powinny być podstawą do podjęcia przez organy odpowiedzialne za realizację polityki ekologicznej państwa decyzji o wprowadzeniu określonego typu rozwiązania.

TEZY ROZPRAWY
Tezy rozprawy zostały sformułowane następująco:
W świetle analizy literatury przedmiotu przyjmuje się, że różna jest efektywność funkcjonowania instrumentów ekonomicznych wykorzystywanych w zarządzaniu ochroną powietrza w elektroenergetyce. Najtańszymi sposobami osiągnięcia przez elektroenergetykę wymogów środowiskowych w zakresie emisji SO2 jest wykorzystanie instrumentów pośrednich. Ich zastosowanie powinno być jednak poprzedzone analizą możliwości i skutków ich wprowadzenia z punktu widzenia celów polityki ekologicznej państwa.

Opracowany w niniejszej rozprawie model może być odpowiednim narzędziem do wspomagania podejmowania decyzji dotyczących wyboru instrumentów ekonomicznych w elektroenergetyce w zakresie redukcji emisji SO2. Dokonane za pomocą modelu obliczenia skutków ekonomicznych wykorzystania instrumentów ekonomicznych w zarządzaniu ochroną powietrza powinny stanowić podstawową przesłankę ich wyboru.

PRZEDMIOT I CEL PRACY
Przedmiotem niniejszej rozprawy jest analiza efektywności funkcjonowania instrumentów ekonomicznych wykorzystywanych w zarządzaniu ochroną powietrza w elektroenergetyce w zakresie redukcji emisji SO2. Przez zarządzanie ochroną powietrza rozumiemy działanie wyspecjalizowanych podmiotów szczebla centralnego oraz władzy regionalnej, przyczyniające się do takiego postępowania podmiotów emitujących zanieczyszczenia, które zapewnia osiąganie założonych przez zarządzającego norm emisji zanieczyszczeń. Instrumenty ekonomiczne obejmują ogół bezpośrednich i pośrednich sposobów oddziaływania na podmioty gospodarcze, których celem jest zapewnienie zgodności bieżącej oraz przyszłej działalności produkcyjnej z wymogami ekorozwoju. W niniejszych rozważaniach jako efektywność funkcjonowania instrumentów ekonomicznych przyjmuje się utrzymanie żądanego poziomu emisji SO2 przy zachowaniu zasady minimalizacji kosztów. Szczególną uwagę zwrócono na analizę takich instrumentów ekonomicznych, jak standardy emisyjne, opłaty emisyjne oraz handel pozwoleniami na emisję. Instrumenty te mają odmienny charakter, gdyż standardy emisyjne są narzędziami bezpośrednimi (administracyjnymi), natomiast opłaty emisyjne i handel pozwoleniami są narzędziami wykorzystującymi mechanizmy rynkowe.

W niniejszej rozprawie zmierza się do opracowania metody i modelu matematycznego, służącego do określenia efektywności funkcjonowania instrumentów ekonomicznych wykorzystywanych w zarządzaniu ochroną powietrza w elektroenergetyce w zakresie emisji SO2. Zakłada się, że wyniki modelu umożliwią udzielenie odpowiedzi na pytania dotyczące skutków ekonomicznych związanych z wyborem określonego instrumentu, wyboru ekonomicznie efektywnych sposobów ograniczania emisji SO2 w elektroenergetyce, możliwości zaspokojenia dostaw węgla o wymaganych parametrach jakościowych dla potrzeb elektroenergetyki zawodowej, przy uwzględnieniu krajowych i międzynarodowych standardów dotyczących poziomu emisji SO2. Na podstawie otrzymanych wyników będzie można zaproponować wybór najefektywniejszego instrumentu zarządzania ochroną powietrza w elektroenergetyce.

PROPONOWANA METODA BADAWCZA
Analizę efektywności funkcjonowania instrumentów ekonomicznych w zakresie redukcji emisji SO2 w elektroenergetyce przeprowadzono w oparciu o zbudowany model optymalizacyjny, wykorzystujący metodę programowania matematycznego. Model jest zadaniem programowania nieliniowego i można w nim wyróżnić następujące grupy równań:
  • funkcję celu definiującą kryterium optymalizacji,
  • równania kosztów wyznaczające poszczególne składniki funkcji celu,
  • ograniczenia bilansowe dotyczące możliwości zapewnienia dostaw węgla dla zaspokojenia zapotrzebowania na energię chemiczną paliw węglowych,
  • ograniczenia dotyczące instalacji redukcji emisji oraz ograniczenia emisji.


    • Spełnienie przez elektroenergetykę wymogów ekologicznych dotyczących poziomu emisji SO2, opisanych w scenariuszach modelu, wymaga podjęcia określonych kroków zmierzających do ograniczenia emisji SO2. Elektrownie dysponują dwoma sposobami redukcji tej emisji: poprzez dobór paliw węglowych oraz budowę instalacji redukcji emisji. Dobór paliw węglowych następuje poprzez odpowiednią dystrybucję dostaw węgla od dostawców, jakimi są kopalnie węgla kamiennego oraz źródła importowe, do odbiorców - elektrowni. Wielkość dostaw limitują z jednej strony zdolności produkcyjne kopalń i możliwości przeładunkowe portów morskich i stacji przeładunkowych, z drugiej zapotrzebowanie elektroenergetyki na energię chemiczną paliw. Limity te określono w modelu poprzez bilanse podaży i dostaw (popytu) węgla kamiennego. Na wysokość i jakość dostaw węgla mają wpływ przede wszystkim ceny węgla, koszty transportu oraz istnienie kontraktów handlowych między konkretnymi kopalniami i elektrowniami.

    Możliwość budowy instalacji redukcji emisji SO2 w elektrowniach przypisana jest w modelu określonym agregatom reprezentującym bloki energetyczne, dla których realizacja inwestycji poparta jest możliwościami lokalizacyjnymi, technicznymi oraz ekonomicznymi. Dla poszczególnych agregatów przypisano konkretne typy instalacji redukcji SO2, ich sprawności oraz koszty bieżące i inwestycyjne (liniowo zależne od mocy agregatów). Wielkość i jakość dostaw węgla kamiennego, możliwości budowy określonych typów instalacji odsiarczania oraz ich sprawności tworzą warunki dla określenia wydajności instalacji redukcji emisji SO2 w elektrowniach. Model dobiera najtańsze rozwiązanie spełniające podstawowe ograniczenia modelu: podaży i dostaw węgla kamiennego, bilansu wydajności redukcji emisji SO2 oraz poziomu emisji SO2 w elektroenergetyce. W scenariuszach ekologicznych przewidziano także spełnienie przez elektroenergetykę krajowych ograniczeń emisji pyłów i NOx, co w połączeniu z bilansem wydajności instalacji redukcji tych polutantów wyznacza konieczny poziom redukcji emisji.

    W modelu występują trzy grupy zmiennych decyzyjnych: poziom dostaw węgla, wielkość redukcji emisji SO2 oraz wielkości redukcji emisji pyłów i NOx. Kryterium optymalizacji jest minimalizacja zdyskontowanych kosztów paliwowych wytwarzania energii elektrycznej, w skład których wchodzą: koszty dostaw węgla kamiennego, koszty redukcji emisji SO2, koszty redukcji emisji pyłów i NOx oraz koszty opłat ekologicznych i koszty zakupu (sprzedaży) pozwoleń na emisję. Te dwa ostatnie składniki kosztów występują jedynie w przypadku stosowania instrumentów rynkowych. Wartość kosztów redukcji emisji SO2 stanowi kryterium efektywności instrumentów ekonomicznych.

    Model został zaimplementowany w systemie GAMS na komputerze ALPHA STATION 400 4/233 MHz, pracującym pod systemem operacyjnym DIGITAL UNIX ver. 3.2. Dla rozwiązania modelu zastosowano dwa programy (solvery) wchodzące w skład pakietu GAMS. Pierwszy z nich to CPLEX - dla zadania liniowego, drugi to CONOPT - dla rozwiązania nieliniowego. Czas obliczeń modelu dla wszystkich scenariuszy badawczych przekracza 3 godziny.

    2. Założenia konstrukcji modelu

    Podstawowe założenia przyjęte w konstrukcji modelu oceny funkcjonowania instrumentów ekonomicznych ochrony powietrza w elektroenergetyce dotyczą struktury badanych zależności, rodzaju wykorzystanych danych oraz przyjęcia scenariuszy do obliczeń modelowych. Pierwsze z wymienionych założeń dotyczy wyboru elementów pierwotnych modelowanego systemu oraz odwzorowania występujących między nimi podstawowych związków. Jeśli chodzi o wykorzystywane dane, przyjęte założenia dotyczą z jednej strony danych techniczno-ekonomicznych sektorów górnictwa węglowego oraz wytwarzania energii elektrycznej, z drugiej strony innych (np. ekonomicznych) wielkości charakteryzujących modelowane zależności. Jako trzeci element określający założenia modelu przyjęto scenariusze badawcze, przy czym ich wybór oparto po pierwsze na rodzaju wykorzystanego instrumentu ekonomicznego, a po drugie na zobowiązaniach emisyjnych wynikających z krajowych norm emisyjnych oraz umów międzynarodowych.
    Zdefiniowanie założeń dotyczących budowy (struktury) modelu polega na odwzorowaniu głównych elementów pierwotnych systemu: obiektów, podstawowych technologii i procesów w obrębie tych obiektów, dóbr i informacji. Obiektami w modelu są poszczególne elektrownie i dostawcy węgla kamiennego, wykorzystujący określone technologie produkcji. W obrębie elektrowni wyróżniono agregaty, w skład których wchodzą bloki energetyczne, na których możliwa jest budowa instalacji redukcji emisji SO2. Na procesy składają się dostawy węgla dla zaspokojenia potrzeb elektroenergetyki oraz redukcja emisji zanieczyszczeń. Wyróżnione w modelu dobra to: dostępne źródła energii, czyli węgiel kamienny i brunatny, emitowane zanieczyszczenia gazowe i pyłowe oraz zredukowana emisja. Ostatni z elementów systemu – informacje – to wielkości charakteryzujące warunki funkcjonowania obiektów i technologii (istniejące powiązania kopalń i elektrowni, parametry jakościowe paliw, technologie redukcji emisji) oraz warunki ekonomiczne (koszty technologii redukcji emisji, koszty transportu węgla do elektrowni, ceny węgla, stopa dyskonta itp.).
    W modelu stronę popytową reprezentuje elektroenergetyka krajowa, przy czym w analizie uwzględniono wszystkie krajowe elektrownie zawodowe. Strona podażowa składa się z wszystkich możliwych dostawców węgla kamiennego, jakimi są kopalnie węgla kamiennego z Górnośląskiego i Lubelskiego Zagłębia Węglowego oraz źródła importowe. Tak szczegółowo zdefiniowany zbiór obiektów pozwala na stosunkowo dokładne odwzorowanie rzeczywistych zachowań występujących na rynku wytwarzania energii elektrycznej.
    Dwa podstawowe procesy odwzorowane w modelu to dostawy węgla kamiennego dla elektrowni oraz redukcja emisji SO2. Pierwszy z nich związany jest z bilansem dostaw węgla kamiennego ze źródeł krajowych i importowych do elektrowni. Warto podkreślić, iż przyjęto założenie o możliwości dostaw węgla z kopalń do elektrowni tylko w przypadkach istnienia między nimi podpisanego porozumienia handlowego. Ogranicza to ilość dopuszczalnych powiązań kopalń i elektrowni, zbliżając jednocześnie model do rzeczywistych warunków funkcjonowania rynku dostaw węgla. Ma to też ważne znaczenie z punktu widzenia technologicznych uwarunkowań pracy kotłów energetycznych, które w przypadku każdej elektrowni były projektowane dla określonego typu węgla energetycznego. Dopuszczenie możliwości zakupów węgla tylko od ustalonych dostawców, oferujących węgiel o odpowiednich parametrach jakościowych, zgodnych ze specyfikacją techniczną kotłów energetycznych, ogranicza możliwość potencjalnych zakłóceń w pracy elektrowni. Przyjęto, że dostawy węgla odbywają się wyłącznie transportem kolejowym, przy uwzględnieniu rzeczywistych odległości między kopalniami a elektrowniami.
    Drugi z odwzorowanych w modelu procesów charakteryzuje potencjalne możliwości redukcji emisji SO2. Aby sprostać narzuconym wymogom emisyjnym elektrownie mają do dyspozycji następujące strategie działania:

    • budowa instalacji odsiarczania i kontynuowanie spalania węgla wysokozasiarczonego,
    • redukcja zużycia węgla wysokozasiarczonego i przestawienie się na spalanie węgla o niskiej zawartości siarki,
    • przestawienie się na inny rodzaj paliwa (np. gaz), wprowadzenie usprawnień po stronie popytowej (demand side management) lub zakup energii elektrycznej od innych dostawców,
    • ograniczenie produkcji energii elektrycznej.
    W celu osiągnięcia wymaganych ograniczeń emisyjnych model praktycznie wykorzystuje wszystkie cztery strategie dostosowawcze. Uwzględniono możliwość zastosowania wszystkich trzech technologii redukcji emisji SO2 w odniesieniu do zdefiniowanych w elektrowniach agregatów. Przestawienie się na spalanie mniej zasiarczonego węgla odbywa się poprzez dobór paliw w procesie bilansowania dostaw węgla. Ostatnie dwie strategie dostosowawcze uwzględniono w modelu poprzez wykorzystanie danych dotyczących prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną ze spalania paliw węglowych, w których zawarte są informacje o optymalnej ścieżce rozwoju elektroenergetyki, uwzględniające wspomniane opcje redukcji emisji SO2 i związane z tym koszty.
    Model dokonuje prognozy średnioterminowej, co uwzględniono poprzez ustalenie horyzontu czasowego na lata 1996-2020, z podziałem na podokresy 1996-2010 i 2010-2020. W pierwszym z podokresów decyzje modelu dotyczą przedziałów rocznych, natomiast w drugim przedziałów 5-letnich.
    Prognozy dotyczące kształtowania się warunków rozwoju sektora elektroenergetycznego ograniczono do sytuacji średniego wzrostu gospodarczego, co znalazło odbicie w danych dotyczących możliwościach podaży węgla i wielkości zapotrzebowania na energię chemiczną paliw. Przyjęto, że sytuacja gospodarcza kraju w analizowanym horyzoncie czasowym będzie stabilna, choć warunki inwestowania obciążone będą stosunkowo wysokim stopniem ryzyka, co znalazło odzwierciedlenie w wysokości stopy dyskonta, którą wyznaczono na poziomie 12%.
    Dane dotyczące górnictwa węglowego oparto na prognozie kształtowania się wskaźników techniczno-ekonomicznych poszczególnych kopalń, związaną z programem rozwoju górnictwa dla lat 1996-2005. Ceny węgla odpowiadają poziomowi cen z 1996 roku. Ze względu na ograniczone możliwości obliczeniowe modelu zrezygnowano z podziału węgli na klasy jakościowe, charakteryzujące się tymi samymi parametrami jakościowymi. Dostawy węgla energetycznego nie są więc realizowane w odniesieniu do konkretnych rodzajów miałów węglowych – klas węgli, ale w oparciu o produkowany w danej kopalni węgiel energetyczny o średnich parametrach jakościowych i średniej cenie. 
    Model uwzględnia potencjalne możliwości importu węgla energetycznego z portów ARA przez porty w Świnoujściu i Gdańsku oraz drogą lądową z portu przeładunkowego w Medyce (węgiel ukraiński). Przyjęto, że cena tych węgli odpowiada cenie węgla o średnich parametrach jakościowych węgli energetycznych CIF w portach polskich.
    Zapotrzebowanie krajowej elektroenergetyki na energię chemiczną paliw węglowych oparte jest na wynikach II pętli obliczeniowej Zintegrowanego Rozwoju Elektroenergetyki dla wariantu podstawowego  . Dla elektrowni systemowych prognozę zapotrzebowania na paliwa węglowe przyjęto bezpośrednio z wyników obliczeń modelu IPM, natomiast zapotrzebowanie elektrociepłowni zawodowych określono szacunkowo na podstawie zużycia energii chemicznej paliw węglowych w 1996 roku i ogólnej prognozy zapotrzebowania na paliwa węglowe dla lat 2000-2020.
    Dobór scenariuszy w modelu podyktowany był przede wszystkim celem pracy, jakim jest określenie efektywności stosowania instrumentów ekonomicznych w elektroenergetyce w zakresie emisji SO2 oraz przyjętymi wymaganiami emisyjnymi. Kombinacja wykorzystanych instrumentów ekonomicznych i wymagań emisyjnych tworzy zestaw scenariuszy badawczych modelu (tabela 1). W modelu zastosowano trzy typy instrumentów ekonomicznych: standardy emisyjne, handel pozwoleniami na emisję oraz opłaty ekologiczne. Ograniczenia emisji SO2 oparto na obowiązujących do września 1998 roku krajowych normach emisji oraz wymaganiach wynikających z zobowiązań i dyrektyw międzynarodowych.

    3. Model

    W modelu oceny funkcjonowania instrumentów ekonomicznych ochrony powietrza w elektroenergetyce występują trzy grupy zmiennych decyzyjnych: dostawy węgla, redukcja emisji SO2 oraz redukcja emisji pyłów i NOx. W połączeniu z danymi dotyczącymi kosztów instalacji redukcji emisji oraz kosztami dostaw węgla kamiennego tworzą one zestaw obliczeń kosztów modelu. Na koszt wytwarzania energii elektrycznej (bez składnika kosztów bezpośrednio związanych z generowaniem energii elektrycznej i cieplnej) składają się: koszty dostaw węgla kamiennego, koszty redukcji emisji SO2, koszty redukcji emisji pyłów i NOx oraz koszty opłat ekologicznych. Ten ostatni składnik kosztów występuje jedynie w przypadku stosowania opłat ekologicznych.
    Podstawowe zależności związane z wyborem określonego systemów zarządzania ochroną środowiska wykorzystano w konstrukcji formuły matematycznej modelu. Z uwagi na trudności obliczeniowe związane z występowaniem w funkcji celu zmiennej dyskretnej, określającej miejsce i rok budowy instalacji odsiarczania, dokonano modyfikacji modelu na postać nieliniową.
    W modelu można wyróżnić następujące grupy równań:
    1. funkcję celu definiującą kryterium optymalizacji,
    2. równania kosztów wyznaczające poszczególne składniki funkcji celu,
    3. ograniczenia bilansowe dotyczące możliwości zapewnienia dostaw węgla oraz zaspokojenia zapotrzebowania na energię chemiczną paliw węglowych,
    4. ograniczenia mocy instalacji redukcji emisji oraz ograniczenia emisji,
    Dla rozwiązania modelu zastosowano dwa programy (solvery) wchodzące w skład pakietu GAMS. Pierwszy z nich to CPLEX – dla zadania liniowego, drugi to CONOPT – dla rozwiązania nieliniowego. Obliczenia przeprowadzono na komputerze ALPHA STATION 400 4/233 MHz, pracującym pod systemem DIGITAL UNIX ver. 3.2.

    4. Wyniki

    Pełny opis wyników modelu oceny funkcjonowania instrumentów ekonomicznych ochrony powietrza w elektroenergetyce dotyczy: analizy doboru paliw węglowych w elektrowniach, analizy poziomu redukcji emisji SO2 w elektrowniach, oceny efektywności ekonomicznej rozpatrywanych instrumentów ekonomicznych oraz analizy efektów dystrybucyjnych związanych z wyborem instrumentów opartych na mechanizmach rynkowych. Z uwagi na obszerność tego zagadnienia w niniejszym artykule ograniczono się jedynie do najważniejszych wniosków dotyczących oceny efektywności ekonomicznej instrumentów ekonomicznych.
    Z ekonomicznego punktu widzenia wysokość kosztów redukcji emisji SO2 w elektroenergetyce stanowi podstawowe kryterium oceny efektywności instrumentów ekonomicznych. Koszty te są związane z wydatkami materialnymi, które należy ponieść, aby osiągnąć pożądany z punktu widzenia władz ekologicznych poziom emisji SO2.
    Poziom, struktura oraz wykorzystanie mocy instalacji redukcji emisji SO2 bezpośrednio rzutują na wysokość kosztów redukcji emisji SO2 ponoszonych w poszczególnych elektrowniach oraz w skali całej elektroenergetyki. W skład kosztów wchodzą wydatki inwestycyjne związane z uruchomieniem instalacji oraz koszty eksploatacyjne (energii, sorbentu itp.). Suma tych kosztów w analizowanym okresie stanowi kryterium oceny efektywności instrumentów ekonomicznych. Ponieważ wyniki modelu wskazują, że elektroenergetyka krajowa jest w stanie dostosować się do polskich norm emisyjnych bez konieczności budowy nowych instalacji odsiarczania, w analizie kosztów pominięto ten wariant.
    W scenariuszach opartych na standardach emisyjnych w całym okresie analizy w strukturze kosztów dominuje składnik wydatków inwestycyjnych. Dla rozwiązań opartych na instrumentach ekonomicznych w początkowym okresie jest podobnie, jednak kolejne lata to przewaga kosztów eksploatacyjnych – szczególnie wtedy, gdy instalacje odsiarczania pracują przy pełnym wykorzystaniu mocy produkcyjnych. Taka struktura kosztów z ekonomicznego punktu widzenia jest jak najbardziej pożądana i świadczy o lepszym wykorzystaniu środków finansowych na inwestycje w dziedzinie ochrony powietrza w elektroenergetyce.
    Na podstawie analizy otrzymanych wyników można stwierdzić, że w razie zastosowania instrumentów ekonomicznych roczne koszty redukcji emisji SO2 w elektroenergetyce są zdecydowanie mniejsze niż w przypadku wykorzystania norm emisyjnych. Dla rozwiązań rynkowych poziom wydatków finansowych, na które składają się nakłady inwestycyjne i koszty operacyjne, w całym okresie 1996-2020 jest zdecydowanie mniejszy. W przypadku obu typów instrumentów ekonomicznych można zauważyć dość duże różnice dotyczące struktury wydatków w odniesieniu do harmonogramu wprowadzania limitów emisji SO2, zawartych w rozpatrywanych wariantach. Instrumenty rynkowe, dające możliwość elastycznego doboru obiektów, w których realizowane są instalacje odsiarczania, ograniczają poziom niezbędnych wydatków tylko do tych obiektów i tych przedziałów czasowych, w których jest to ekonomicznie uzasadnione.
    Interesujących wniosków dostarcza analiza wartości funkcji celu modelu. W skład funkcji celu wchodzą zdyskontowane na 1996 rok koszty dostaw węgla kamiennego do elektrowni, koszty redukcji emisji pyłów i NOx, koszty redukcji emisji SO2 oraz – w przypadku zastosowania opłat emisyjnych – wartości opłat emisyjnych. 

     

    Ryc. 2 Wartość i struktura kosztów całkowitych (funkcji celu) [mln PLN]

    Koszty dostaw węgla kamiennego do elektrowni w przypadku wszystkich scenariuszy ekologicznych są na ustabilizowanym poziomie i wynoszą ok. 35-36 mld PLN. Podobnie jest z kosztami redukcji pyłów i NOx, których wysokość nie zależy od wariantu obliczeń  i stanowią niewielką część kosztów całkowitych (ok. 600 mln PLN). Na wysokość funkcji celu istotny wpływ mają koszty redukcji emisji SO2 – większy dla scenariuszy opartych na standardach emisyjnych, mniejszy dla wariantów uwzględniających rozwiązania rynkowe. Przeprowadzając szacunkowy rachunek wpływu tych kosztów na jednostkowe koszty produkcji energii elektrycznej i przyjmując, że koszty zakupu węgla stanowią około 50% kosztów produkcji energii elektrycznej, można wnioskować, że spełnienie przez krajową elektroenergetykę zaleceń zawartych w II Protokole Siarkowym i Dyrektywie Unii Europejskiej przy wykorzystaniu systemu standardów emisyjnych spowoduje około 10% wzrost ceny energii elektrycznej. Dla opcji opartej na handlu pozwoleniami na emisję szacunkowy wzrost ceny energii elektrycznej jest mniejszy i sięga niecałe 4%. W przypadku rozwiązania opartego na systemie opłat emisyjnych koszty produkcji energii w elektrowniach obciążone są dodatkowo wysokimi stawkami za emisję SO2 do atmosfery, co razem daje około 15% wzrost ceny energii elektrycznej.

    5. Wnioski

    Wyniki modelu oceny funkcjonowania instrumentów ekonomicznych ochrony powietrza w elektroenergetyce sugerują, że zachowanie zgodności norm emisyjnych w przypadku najłagodniejszego scenariusza stan_pol, określającego wielkość dopuszczalnej emisji SO2 z elektrowni na poziomie obowiązujących do niedawna norm krajowych, nie wymaga konieczności budowy dodatkowych instalacji odsiarczania w elektroenergetyce. Górnictwo krajowe oraz import są w stanie zapewnić dostawy paliw o wymaganych parametrach jakościowych, nawet po wprowadzeniu zaostrzonych limitów emisji po 1998 roku.
    Biorąc pod uwagę wyniki modelu dla scenariuszy opartych na wymaganiach emisyjnych zawartych w II Protokole Siarkowym i Dyrektywie Unii Europejskiej, widoczna jest przewaga rozwiązań rynkowych nad systemem administracyjnym. Narzędzia ekonomiczne (opłaty emisyjne i handel pozwoleniami na emisję) zdecydowanie ograniczają zakres koniecznych inwestycji ekologicznych. W porównaniu z systemem norm emisyjnych gwałtownie spada liczba budowanych instalacji odsiarczania spalin, dokonywany przez model wybór instalacji w elektrowniach oparty jest na rachunku efektywnościowym – inwestycje realizowane są w elektrowniach dużych, co pozwala na lepsze wykorzystanie efektu skali. W większym stopniu wykorzystywane są moce produkcyjne tych obiektów, przez co maleją jednostkowe koszty odsiarczania.
    Wymienione czynniki rzutują na wysokość rocznych kosztów redukcji emisji SO2, ponoszonych w poszczególnych elektrowniach oraz w skali całej elektroenergetyki. Suma tych kosztów w analizowanym okresie stanowi kryterium oceny efektywności instrumentów ekonomicznych. Otrzymane wyniki modelu jednoznacznie świadczą o przewadze narzędzi rynkowych nad rozwiązaniem administracyjnym. W przypadku norm emisyjnych elektroenergetyka krajowa, aby sprostać limitom emisyjnym, zawartym w II Protokole Siarkowym i w Dyrektywie Unii Europejskiej, musiałaby wydać w okresie 1996-2020 na budowę instalacji odsiarczania prawie 8 mld PLN. Opłaty emisyjne oraz handel pozwoleniami na emisję ograniczają tą sumę do około 2,6-2,7 mld PLN, czyli prawie 3-krotnie.

    Literatura

    [1]: Becker N., Baron M., Shechter M.: Economic Instruments for Emission Abatement Under Appreciable Technological Indivisibilities. Environmental and Resource Economics, Vol.3, No.3, Kluwer Academic Publisher, Dordrecht 1993
    [2]: Brook A., Kendrick D., Meeraus A.: GAMS Users' Guide, release 2.54. The Scientific Press, San Francisco 1992.
    [3]: Draft Protocol to the 1979 Convention on Long-Range Transboundary Air Polluttion on Further Reduction of Sulphur Emission, Economic and Social Council UN, Oslo 1994.
    [4]: Dales J.H.: Pollution, Property and Prices, Toronto University Press, Toronto 1968.
    [5]: Emission standards handbook, IEA Coal Research, London 1997.
    [6]: Katalog elektrowni i elektrociepłowni zawodowych, Centrum Informatyki Energetyki, Warszawa 1993.
    [7]: Komputerowy Rozkład Jazdy PKP i LOT dla Windows, Systemy Informatyczne "InfoIndeks", Gdańsk 1997.
    [8]: Peszko G.: Kontrowersje wokół kosztów zewnętrznych powodowanych przez zanieczyszczenie środowiska, Ekonomika ochrony środowiska naturalnego, Ekonomia i Środowisko, nr 14, Kraków 1993.
    [9]: Posłuszny K.: Analiza modelowa zarządzania ochroną środowiska przyrodniczego, Ekonomia i Środowisko, Tom I, Zeszyt 2, Białystok 1992.
    [10]: Ramczyk M.: Miejsce instrumentów ekonomicznych i rynkowych w realizacji polityki ekorozwoju, Europejskie Stowarzyszenie Ekonomistów Środowiska Naturalnego i Zasobów Naturalnych, Ekonomia i Środowisko nr 20, Kraków 1996.
    [11]: Rekomendacja strategii rozwojowych istniejących elektrowni systemowych do 2020r. dla potrzeb ZPR-2, Etap I: Opracowanie danych techniczno-ekonomicznych istniejących elektrowni systemowych dla potrzeb programu IPM, Energoprojekt Katowice S.A., Katowice 1995.
    [12]: Rekomendacja strategii rozwojowych istniejących elektrowni systemowych do 2020r. dla potrzeb ZPR-2, Etap II: Opracowanie dodatkowych wariantów rozwojowych dla badanych agregatów wytwórczych, Energoprojekt Katowice S.A., Katowice 1996.
    [13]: Rozporządzenie Ministra Ochrony środowiska, Zasobów Naturalnych i Leśnictwa z dnia 12 lutego 1990 roku w sprawie ochrony powietrza przed zanieczyszczeniami, Dz. U.1990, nr 75, poz. 92.
    [14]: Studium Rozwoju Podsystemu Wytwarzania Energii Elektrycznej w Polsce, PSE SA, Warszawa 1994.
    [15]: Suwała W.: Badania modelowe perspektyw górnictwa i rynku węgla kamiennego w Polsce, Studia, Rozprawy, Monografie, Wydawnictwo CPPGSMiE PAN, Kraków 1995.
    [16]: Taryfy Transportowe PKP 1996, cz.II, dział I, poz.5, ust.5.2.2.
    [17]: Tietenberg T.: Economic Instruments for Environmental Regulation, Oxford Review of Economic Policy, Vol.6, No.1, 1990.
    [18]: Zanieczyszczenie atmosfery. Źródła oraz metodyka szacowania wielkości emisji zanieczyszczeń. Centrum Informatyki Energetyki. Warszawa 1997.
    [19]: Zintegrowany program rozwoju źródeł energii elektrycznej – założenia i wstępne wyniki drugiej pętli obliczeniowej (ZPR-2), PSE S.A., Warszawa 1996.