Alternatywne scenariusze polityki energetycznej Polski do 2030 r.

Transkrypt

1 INSTYTUT NA RZECZ EKOROZWOJU INSTITUTE FOR SUSTAINABLE DEVELOPMENT W interesie przyszłych pokoleń / In the interest of the future generations ul. Nabielaka 15 lok Warszawa/Warsaw POLAND Tel./Phone: (48-22) Tel./Phone: (48-22) Tel./Phone: (48-22) Fax.: (48-22) ine@ine-isd.org.pl Alternatywne scenariusze polityki energetycznej Polski do 23 r. Założenia i wyniki Autor wiodący: prof. Krzysztof Żmijewski Współpracownik InE, Politechnika Warszawska Konferencja i warsztaty: Przyszłość energetyki. Rozwiązania opłacalne dla polskiej gospodarki. 13 listopada 28 roku, Warszawa Projekt EkoHerkules został sfinansowany ze środków: 1

2 Alternatywne scenariusze - założenia Istotą omawianego projektu jest wykazanie, że cele polskiej polityki energetycznej, mogą być zgodne z celami Polityki klimatycznej Polski (4% redukcji pomiędzy ) i Europejskiego Pakietu Klimatyczno-Energetycznego znanymi jako Program 3x2 i że cele te można osiągnąć różnymi drogami. (Wybór tych dróg wymaga rozszerzenia pakietu parametrów decyzyjnych poza obszar ekologii i energetyki.) W niniejszym opracowaniu prezentowane są założenia analizy i przyjęta metodologia. Ocena uzyskanych rezultatów jest przedmiotem odrębnej pracy. Przyjęto, że analiza prowadzona będzie w cenach stałych 25r. Dane wyjściowe przyjęto jako średnie z okresu Dane te mają charakter ekspercki, przybliżony i pochodzą z wielu źródeł, wiele z nich nie jest publiczne dostępne np. biznes plany. Autor w każdej chwili jest gotów zastąpić mniej wiarygodne dane np. oświadczenia prasowe, danymi o większej wiarygodności np. z prospektów emisyjnych. Światowy kryzys finansowy wymógł zmianę parametrów finansowych. Ostatecznie założono kurs 2,7 PLN/$ i 3,7 PLN/. przyjęto koszt kredytu na poziomie 1%, założono 3% wkład własny i 2 letni okres spłaty kredytu dla wszystkich inwestycji, niezależnie od ich rodzaju. Podstawowym parametrem modelującym scenariusze jest wzrost (w wyniku inwestycji) i spadek (w wyniku dekapitalizacji) mocy zainstalowanej w poszczególnych technologicznych segmentach generacji a mianowicie: węgiel kamienny węgiel kamienny wysokosprawny (CCS ready) węgiel brunatny węgiel brunatny wysokosprawny (CCS ready) wiatr na lądzie (on shore) wiatr na morzu (off shore) hydroenergetyka biomasa (technologie suche) biogaz (technologie mokre) współspalanie gaz atom import Nie uwzględniono tych technologii, których obecny stopień rozwoju nie daje szans na szersze zastosowanie w okresie Do tej grupy zakwalifikowano elektrownie geotermalne, falowe i przypływowe oraz fotovoltaikę, Model jest przygotowany do ich wprowadzenia gdyby pojawiły się wiarygodne prognozy i dane ekonomiczne. Syntetyczny opis wszystkich scenariuszy przedstawiono w Tabeli 1. Plusem oznaczono zakładany średni roczny przyrost mocy, minusem jej ubytek. Wysokosprawna energetyka węglowa pojawia się od 214 roku, a energetyka jądrowa od 22 (data synchronizacji z systemem). Przyrost mocy hydroenergetyki przyjęto na poziomie 3 MW rocznie, współspalanie na stałym poziomie 4MW. Dla każdego rodzaju technologii przyjmowano inny, specyficzny poziom wykorzystania mocy określany w godzinach aktywnej generacji na rok. Dlatego taki sam przyrost mocy w dwu różnych technologiach nie musi 2

3 oznaczać takiego samego wzrostu produkcji bo różne technologie pracują różną liczbę godzin w roku. Tabela 1 Skrótowy opis scenariuszy roczne przyrosty mocy w MW, opis w tekście Scenariusz Zrównoważony Źródła Węgiel kam. +2¹ -5 Węgiel brun. Wiatr Bio masa Biogaz Gaz Atom Import +2¹ ² +15 Zrównoważony bez atomu Bez gazu, atomu, min. importu +2¹ -5 +2¹ -5 Bez węgla brunatnego +2¹ -5 +2¹ ¹ Max OZE Atom Max Efektywność ¹ ³ ² +5t +2¹ t ¹ - od 214 r. ² - od 22 r. ³ - Wiatr off-shore t - przejściowo wolumen wzrastający do 22 r. a następnie redukowany Scenariusz zrównoważony jest próbą (jak się okaże nieudaną po 22 roku) zmieszczenia w bilansie, tzn. w energy mix, wszystkich możliwych technologii. Wszystkie kolejne scenariusze są już zbilansowane, tzn. uzyskane w nich emisja, jak i produkcja realizują założenia prognozy. Kolejne scenariusze uzyskiwano modyfikując scenariusz wyjściowy, głównie odejmując nadmiarową moc w określonych technologiach. W przypadku niedoboru deficyt uzupełniano gazem oraz importem, to ostatnie z uwagi na możliwość elastycznego modelowania przez zmianę kierunku przepływu z importu na eksport. Tabela 2 Zakresy zmienności rocznych średnich przyrostów mocy w rozpatrywanych scenariuszach Rodzaj technologii Poziom minimalny MW Poziom maksymalny MW węgiel kamienny redukcja mocy -5-5 węgiel brunatny redukcja mocy -5-5 węgiel kamienny nowe mocy (od 214 r.) węgiel brunatny nowe moce (od 214 r.) wiatr na lądzie on shore wiatr na morzu off shore hydroenergetyka biomasa biogaz współspalanie bez zmian 4MW gaz atom (od 22 r.) import (przejściowo) 3

4 Nie analizowano ekonomicznych możliwości realizacji wymiany międzynarodowej, bo przekraczało to ramy niniejszego opracowania. Koszty importu przyjęto na poziomie wynikowej ceny hurtowej uwzględniając dodatkowo koszt inwestycji transgranicznych ponoszony de facto w cenie przesyłu. Po konsultacjach z ekspertami przyjęto możliwe poziomy inwestycji przedstawione w Tab. 2. Przyjęte wielkości uwzględniają potencjał technologii (zasoby), rzeczywiste możliwości inwestycyjne a szczególnie możliwości przyłączeniowe oraz potrzebę oczekiwania na nowe regulacje prawne (np. prawo o inwestycjach liniowych i prawo atomowe). Analizowane scenariusze należy traktować studialnie. Ilustrują one możliwość przyjęcia różnych rozwiązań różnych ścieżek inwestycyjnych. Oczywiście model w obecnym stanie umożliwia tworzenie innych scenariuszy jak również może być modyfikowany i rozbudowywany. Już jednak na tym etapie można stwierdzić, ze zrealizowanie wszystkich zapowiedzi jednocześnie nie jest możliwe i wymagane jest przyjęcie odpowiedniej decyzji kierunkowej zrealizowanej za pomocą odpowiednich regulacji prawnych. Do ich podjęcia niezbędne jest przeprowadzenie pełniejszych analiz technicznych, ekonomicznych, ekologicznych i społecznych (w kolejności od mniej do bardziej ważnych). Punktem odniesienia modelu jest oczekiwana kwota produkcji w danym roku. Modelowano ją za pomocą dwu parametrów: stopy wzrostu wynikającej z rozwoju gospodarczego - r g i stopy poprawy efektywności u odbiorców r e, czyli stopy spadku zapotrzebowania. Na podstawie doświadczenia przyjęto stopień wzrostu PKB 5% rocznie i jego energochłonność 1,54 pp czyli r g = 2,7% rocznie. Taki trend występował w ciągu ostatnich trzech lat. Parametr poprawy efektywności we wszystkich scenariuszach miksu energetycznego przyjęto na poziomie r e = 2%. Wyjątkiem jest scenariusz zwiększonej efektywności energetycznej, gdzie przyjęto zmienną stopę r e Є [1,%;2,5%] 2 jej zmienny przebieg ilustruje Rys. 1. Ostatecznie oczekiwany poziom produkcji modelowany jest wzorem: (1) E n gdzie n oznacza indeks roku, a nie potęgę. n ( n )( n 1 + r r ) = E 1 1 Na Rys. 1. przedstawiono dwa zakładane warianty poprawy efektywności elektroenergetycznej zmienny i stały (dwie górne linie) i odpowiadającego im poziomu potrzebnej wielkości produkcji (dwie dolne linie) według formuły (1) przy stałym parametrze r g. Stopa wzrostu efektywności spada po 22 r. z powodu wyczerpywania się tzw. rezerw prostych. Obecny poziom tej stopy w państwach EU-15 wynosi ok. 1%. Koszt poprawy efektywności określono na poziomie 3% ceny hurtowej 3, jest to przenoszony przez cenę energii, zakładany koszt pomocy udzielanej inwestorom poprawiającym efektywność elektroenergetyczną w ramach systemu białych certyfikatów. Ich koszty bezpośrednie nie są tu brane pod uwagę bo nie wpływają bezpośrednio na ceny energii. Fundamentalnym założeniem modelu jest przyjęcie, że sektor elektroenergetyki wyemituje w 22 roku o 4% mniej niż w 1988 r. i 2% mniej CO 2 niż w roku 25. Aby to 1 Bardziej stosowna nazwa to współczynnik elastyczności zmiany zapotrzebowania na energię na wzrost PKB. 2 Zdaniem ekspertów szybsza poprawa elektro-efektywności jest w Polsce nieosiągalna. 3 Na podstawie opracowania Białe Certyfikaty. Ministerstwo Gospodarki 27r. g e ( 4

5 osiągnąć należało konstruować odpowiednie energy mix y (lub raczej reduction mix y) z wystarczająco dużym udziałem technologii zeroemisyjnych. Udział energetyki odnawialnej starano się utrzymać na poziomie min. 2% energii wytworzonej pamiętając o wymogu Programu 3x2-15% energii odnawialnej w całkowitym bilansie energii końcowej w Polsce. Zakładane warianty produkcji i emisji przedstawiono na Rys. 2. a planowany poziom redukcji emisji i redukcji emisji specyficznej pokazano na Rys. 3. Rysunek 1 Dwa warianty dynamiki wzrostu produkcji energii elektrycznej 3,% 2,5% 2,% 1,5% 1,%,5%,% % wzrostu efektywności % wzrostu produkcji stały % wzrostu efektywności stały % wzrostu produkcji Rysunek 2 Zakładane warianty produkcji i emisji 35 TWh MtCO2 35 Emisja Emisja zredukowana Produkcja Produkcja zredukowana_ EE Produkcja zredukowana Wariant czerwony to wariant Business As Usual (BAU), czyli wariant bez realizacji Programu 3x2. Wariant zielony to wariant zakładanej redukcji emisji, a więc i redukcji produkcji w stosunku do wariantu BAU. Wariant ciemnozielony to wariant zwiększonej efektywności - por. Rys. 1. Na Rys 3. przedstawiono zakładany poziom redukcji emisji w stosunku do wariantu BAU - por. Rys. 2. oraz zakładany poziom poprawy emisji specyficznej, jej poprawa o 27,5% w roku 22 oznacza zmniejszanie tej emisji z,94 tco 2 /MWh do,682 tco 2 /MWh, czyli mniej więcej do obecnego poziomu Czech, Cypru czy Malty a redukcja o 44% w roku 23 do poziomu 526,4 tco 2 /MWh oznacza osiągnięcie dzisiejszego poziomu Bułgarii, Holandii, Portugalii lub Wielkiej Brytanii, czyli obecnej europejskiej mediany, choć jeszcze nie średniej. Wyjaśnić i podkreślić tu należy, że prezentowane na Rys. Rys.1-3 wielkości to poziomy zakładane, a więc docelowe, a nie uzyskane. Zadaniem konstruktora scenariuszy jest 5

6 więc taka kompozycja energy mix-u, która realizuje powyższe założenia z ewentualnym błędem bilansowania do 1%. Ostatecznie model odpowiada na następujące pytania: poziom mocy użytecznej zakładany poziom generacji energii podejście popytowe osiągany poziom generacji energii podejście podażowe poziom deficytu/nadwyżki poziom emisji CO 2 poziom kosztów inwestycyjnych poziom kosztów emisji Rysunek 3 Stopień redukcji emisji i emisji specyficznej 45,% % % 45,% 4,% 35,% 3,% 4,% 35,% 3,% redukcja emisji specyficznej 25,% 25,% 2,% 2,% 15,% 15,% 1,% 5,%,% 1,% 5,%,% % redukcji emisji do BAU poziom ostatecznych kosztów na hurtowym rynku energii oraz określa odchyłki wielkości osiągniętych od wielkości zakładanych, pokazywanych na Rys. 2. i Rys. 3. Ceny uprawnień do emisji przyjmowano na czterech poziomach:, 39, 69 i 118 /tco 2. Cena jest poziomem odniesienia, cena 39 /tco 2 jest prognozowana przez Komisję Europejską (uzasadnienia nie są publikowane) cena 69 /tco 2 jest przewidywana przez sektor finansowy (raporty Deutsche Banku, Fortis Banku, Societe Generale),cena 118 /tco 2 jest przewidywana przez sektor przemysłowy (Green Effort Group) i autora. Oprócz kosztu uprawnień do emisji w modelu uwzględniono następujące składniki kosztów: finansowy koszt inwestycji dla nowych mocy (equity, odsetki i spłata raty kapitału kredyt 2 lat) opex stały opex zmienny, bez paliwa koszt paliwa W modelu wbudowano możliwość uwzględnienia dotacji unijnych ale nie wykorzystano tej opcji. Koszty nowych źródeł odnawialnych uwzględniono na poziomie rzeczywistym (a nie na poziomie zielonych certyfikatów, który może być wyższy). Nie uwzględniono żadnych specjalnych uprawnień dla elektrowni atomowych (np. gwarancje rządowe obniżające koszt kapitału). Koszt mechanizmu wsparcia dla efektywności energetycznej uwzględniono na poziomie 3% ceny hurtowej. 6

7 Nie uwzględniono kosztów inwestycji energooszczędnych u odbiorców końcowych, bo nie wpływają one na cenę hurtową bezpośrednio. Nie uwzględniono kosztów inwestycji w sieci krajowe przesył i dystrybucję ale uwzględniono koszty inwestycyjne połączeń transgranicznych. W sposób przybliżony wyznaczono średni koszt energii dla przemysłu (energia+przesył+dystrybucja) zakładając wyjściowy udział dystrybucji i przesyłu w całkowitym koszcie na poziomie 33% oraz średnio 12% strat w sieci i dodatkowo 2% kosztu energii dla pozostałych kosztów zmiennych. Koszty stałe przyjęto na poziomie 19% kosztu energii z roku 25. W efekcie otrzymano przybliżoną formułę na koszt dystrybucji i przesyłu: (2) D n = 14% E + 19% E n 25 Model może zostać wykorzystany do wyznaczenia racjonalnego poziomu opłat zastępczych dla zielonych, żółtych, błękitnych i pomarańczowych certyfikatów. Interesującym rezultatem modelu jest to, iż odpowiada on na pytanie o substytutywną wartość uprawnienia do emisji. Przy cenie ok. 61 /tco 2 spadek kosztu spowodowany spadkiem emisji CO 2 równoważy się z kosztem inwestycji wywołujących ten spadek mowa o równowadze w skali kraju, czyli makro, dla konkretnego scenariusza reduction mix. Rysunek 4 Przykład stabilizacji ceny w scenariuszu max. OZE poziom 92 /tco 2 PLN/MWH 6, 5, 4, 3, 2, 1,, 25 Poziom stabilizacj w scenariuszu max OZE /tco

8 Alternatywne scenariusze - wyniki Dla siedmiu scenariuszy (tzn. różnych energy mix) określono dynamikę cen dla czterech poziomów kosztów CO 2 oraz proporcje udziału w produkcji w funkcji czasu. Tabela 3 Kody i symboliczny bilans mocy scenariuszy Lp. Scenariusz Kod 1 Zrównoważony Zrówn. 2 Zrównoważony bez atomu B_atomu 3 Bez gazu, atomu, min. importu B_gazu 4 Bez węgla brunatnego B_brun 5 Max OZE Max_OZE 6 Atom Atom 7 Max Efektywność EF_EN Symboliczny bilans mocy MW/rok Scenariusz równoważony bierze swą nazwę od próby zrównoważenia wszystkich opcji technologicznych jednocześnie. Takie rozwiązanie okazało się niemożliwym, od 22 roku pojawia się trwała nadprodukcja, do wyeksportowania której należało by zrealizować poważne przesyłowe inwestycje transgraniczne. Scenariusz ten posłużył jako punkt wyjścia do budowy następnych scenariuszy. W pierwszym kroku odejmowano jedną z opcji technologicznych a następnie, w przypadku pojawienia się deficytu zwiększano udział pozostałych opcji. Gaz a szczególnie Import traktowane były jako opcje ostatniej szansy, ze szczególnym uwzględnieniem elastyczności importu to znaczy możliwości jego zwiększania i zmniejszania. Starano się tak prowadzić modelowanie aby w każdym przypadku udział OZE nie spadł poniżej 2% wytwarzania. Scenariusz zrównoważony bez atomu to poprzedni scenariusz bez inwestycji w energetykę atomową., zmniejszono w nim w niewielkim stopniu rozwój biomasy i biogazu a za to zmniejszono udział gazu i importu energii. W kolejnym scenariuszu bez gazu zrezygnowano z rozwoju energetyki gazowej i zminimalizowano import, niedobory uzupełniono zwiększonym udziałem OZE. W scenariuszu max OZE zgodnie z zapowiedzią starano się zmaksymalizować udział energii ze źródeł odnawialnych co wymagało zrezygnowania rozwoju energetyki węglowej, nawet wysokosprawnej. Sprawdzono możliwość rozwoju energetyki jądrowej plasując ją w scenariuszu atom, jego realizacja wymagała, podobnie jak w poprzednim przypadku rezygnacji z rozwoju energetyki węglowej i przejściowego uruchomienia b. dużego wolumenu eksportu od 212 do 23 roku. 8

9 Ostatni scenariusz to max efektywność uwzględnia on zmienny w czasie współczynnik wzrostu efektywności energetycznej gospodarki narodowej (por. Rys. 1.), wymaga on najmniejszego wzrostu mocy, dzięki większym inwestycjom w efektywność użytkowania. Każdy mix inwestycyjny skutkuje inną dynamiką i poziomem cen co ilustruje Rysunek 5. sporządzony dla kosztu 39 /tco 2. Rysunek 5 Porównanie kosztów hurtowych dla poziomu kosztu 39 /tco 2 45 zł/mwh V EF_EN ATOM ZRÓWN. B_BRUN B_ATOMU MAX-OZE B_GAZU ŚREDNIA Rysunek 6 Wyjściowy scenariusz zrównoważony V TWh Scenariusz Zrównoważony atom gaz import biogaz biomasa woda współspalanie wiatr off shore wiatr on shore węgiel brun węgiel brun stary węgiel kam węgiel kam stary zapotrzebowanie W tym scenariuszu energetyka jądrowa jest nadmiarowa w stosunku do zapotrzebowania generowanego przez gospodarkę. 9

10 Rysunek 7 Koszty w scenariuszu zrównoważonym V 7 PLN/MWH /tco Analizowanie kosztów po roku 22 nie ma tu sensu z powodu przeinwestowania sektora, innymi słowy wykres jest ostrzeżeniem o konsekwencjach braku spójnej polityki inwestycyjnej (co skutkowało by nową falą kosztów osieroconych) Rysunek 8 Scenariusz zrównoważony ze zmienną efektywnością energetyczną V TWh Scenariusz zrównoważony_ee atom gaz import biogaz biomasa woda współspalanie wiatr off shore wiatr on shore węgiel brun węgiel brun stary węgiel kam węgiel kam stary zapotrzebowanie Ten scenariusz w pełni bilansuje potrzeby i produkcję. Udział OZE w 22 r. to 21,9% a w 23 r. 37,6%. Rysunek 9 Koszty w scenariuszu ze zmienną efektywnością energetyczną V PLN/MWH W tym scenariuszu pojawia się najniższy poziom kosztów w roku /tco

11 Rysunek 1 Scenariusz bez energetyki jądrowej V TWh Scenariusz bez atomu atom gaz import biogaz biomasa woda współspalanie wiatr off shore wiatr on shore węgiel brun węgiel brun stary węgiel kam węgiel kam stary zapotrzebowanie W tym scenariuszu udział OZE w 22r. wynosi 22,% a w 23 r. 43,4%. Rysunek 11 Koszty w scenariuszu bez atomu V PLN/MWH /tco Jest to jeden z dwu najdroższych scenariuszy. Rysunek 12 Scenariusz bez rozwoju energetyki gazowej V TWh Scenariusz bez gazu atom gaz import biogaz biomasa woda współspalanie wiatr off shore wiatr on shore węgiel brun węgiel brun stary węgiel kam węgiel kam stary zapotrzebowanie Udział OZE w bilansie 22 r. wynosi 28,4% i rośnie do 5,1 % w 23 r. Należy jednak zwrócić uwagę na przeinwestowanie po roku

12 Rysunek 13 Koszt w scenariuszu bez gazu PLN/MWH /tco Ten scenariusz jest najdroższy. Rysunek 14 Scenariusz bez rozwoju energetyki węgla brunatnego TWh Scenariusz bez węgla brunatnego atom gaz import biogaz biomasa woda współspalanie wiatr off shore wiatr on shore węgiel brun węgiel brun stary węgiel kam węgiel kam stary zapotrzebowanie Cienka żółta linia na wykresie to blok Bełchatów II. W tym scenariuszu udział OZE w 22 r. to 29,4% a w23 r. 52,7. Rysunek 15 Koszty w scenariuszu bez węgla brunatnego PLN/MWH /tco Dla tego scenariusza cena 49 /tco 2 jast ceną stabilizacji kosztu na poziomie 383 PLN/MWh. 12

13 Rysunek 16 Scenariusz maksymalnego udziału energii ze źródeł odnawialnych TWh Scenariusz max OZE atom gaz import biogaz biomasa woda współspalanie wiatr off shore wiatr on shore węgiel brun węgiel brun stary węgiel kam węgiel kam stary zapotrzebowanie Udział OZE w bilansie energetycznym osiąga tu 35,1% w 22 r. a 62,7% w 23 r.. Rysunek 17 Koszty w scenariuszu maksymalizacji udziału OZE PLN/MWH /tco Przy wyższych cenach CO 2 koszty maleją z powodu znacznej redukcji emisji CO 2 Rysunek 18 Scenariusz uplasowania energetyki jądrowej TWh Scenariusz Atom atom gaz import biogaz biomasa woda współspalanie wiatr off shore wiatr on shore węgiel brun węgiel brun stary węgiel kam węgiel kam stary zapotrzebowanie 13

14 Uplasowanie energetyki jądrowej przy obowiązku rozwoju OZE spowodowało wycięcie nowej energetyki węglowej i konieczność bardzo dużego importu w latach Handlowych możliwości takich zakupów nie badano. Rysunek 19 Koszty w scenariuszu Atom PLN/MWH /tco Spadek kosztów po 22r, przy wyższych cenach emisji spowodowany jest niższą emisyjnością. W tym scenariuszu poziom stabilizacji to około 35 /tco 2. Podsumowanie Na Rysunek 2 przedstawione są koszty energii w poszczególnych scenariuszach w przekrojach 213, 22 i 23 roku. W latach najniższy koszt pojawia się w scenariuszu Efektywności Energetycznej. Drugi z kolei jest scenariusz Atomu przy założeniu, że koszty importu odpowiadać będą kosztom krajowym. Interesujący jest również mix energetyczny w scenariuszu zrównoważonym ale tylko do roku 22. Rysunek 2 Koszty energii w badanych scenariuszach przy cenie 39 /tco 2 PLN/MWh EF_EN ATOM ZRÓWN. B_BRUN B_ATOMU MAX-OZE B_GAZU ŚREDNIA Na zakończenie prezentujemy trzy podstawowe wskaźniki ekologiczne jako końcowy rezultat i podsumowanie Projektu. Są nimi udział OZE w bilansie elektroenergetycznym kraju, Emisja specyficzna sektora elektroenergetycznego oraz Całkowita emisja z tego sektora. 14

15 Rysunek 21 Udział energii z OZE w bilansie elektro-energetycznym 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % % EF_EN ATOM ZRÓWN. B_BRUN B_ATOMU MAX-OZE B_GAZU ŚREDNIA Warto przypomnieć, że planowany na rok 28 udział OZE to 7,1%. Udział ten w 22 winien się zwiększyć co najmniej trzykrotnie. Rysunek 22 Emisja specyficzna polskiej elektroenergetyki 1,,8,6,4,2, t CO2/MWh EF_EN ATOM ZRÓWN. B_BRUN B_ATOMU MAX-OZE B_GAZU ŚREDNIA Uwaga: Wykres nie uwzględnia wielkiej niewiadomej jaką jest emisja związana z energią importowaną. Rysunek 23 Całkowita emisja polskiego sektora elektroenergetycznego 15 mln t CO EF_EN ATOM ZRÓWN. B_BRUN B_ATOMU MAX-OZE B_GAZU ŚREDNIA Tu również obowiązuje uwaga poprzedniego wykresu, dotyczy to w szczególności scenariusza atomowego z dużym udziałem importu. W 22 r. to 31,5 TWh, czyli 17,8% bilansu. 15

16 Autor pragnie w tym miejscu wyrazić wdzięczność wszystkim, którzy przyczynili się do powstania tej pracy. Dziękuję Wam serdecznie, szczególnie za dane i wsparcie moralne. 16