Ekonomiczne i środowiskowe skutki PEP24
Forum Energii O nas Forum Energii to think tank działający w obszarze energetyki Naszą misją jest tworzenie fundamentów efektywnej, bezpiecznej, czystej i innowacyjnej energetyki w oparciu o dane i analizy Strategiczne kierunki Niezawodność systemu energetycznego Polski Zmniejszenie wpływu sektora energii na środowisko Efektywność energetyczna i rola konsumenta
Cel analizy Ocena skutków ekonomicznych i środowiskowych scenariusza PEP 24 (ME) Analiza i prezentacja scenariusza alternatywnego Hurtowe ceny energii elektrycznej Koszty wytwarzania energii Emisje CO 2 i inne Paliwa
Współpraca Modelowanie oraz prognozy rynku energii elektrycznej w Europie Rynki energii elektrycznej, gazu, ciepła, CO 2 w Europie i na świecie Sektory: energetyka, transport, sieci Konsulting dla firm energetycznych i innych
Metoda pracy 1) Analiza scenariusza Ministerstwa Energii PEP24 (ME) 2) Weryfikacja scenariusza PEP24 powstaje PEP24 (e) 3) Opracowanie założeń do oceny scenariuszy m.in. ceny paliw, CO 2 4) Opracowanie Scenariusza alternatywnego : bez atomu z szybszym wyłączeniem węgla brunatnego elektrownie gazowe, wiatrowe i słoneczne dobierane metodą optymalizacji kosztowej 4) Modelowanie na zasadach economic dispatch 5) Wyzwania: scenariusz ME nie uwzględnia wymiany transgranicznej odniesienie do kosztów rozbudowy sieci dylematy związane z atomem
Założenia Parametry PEP 24 (ME) Scenariusz alternatywny Ceny paliw i CO 2 Do 221 kontrakty futures zawarte w czwartym kw. 218; scenariusz New Policies IEA, WEO 218. 25 5 EUR/ CO 2 t Atom Uruchomienie w 233 r.; po 24 r. do 7,5 GW Węgiel brunatny 23: 7,5 GW 24: 1,5 GW Węgiel kamienny Gaz 23: 6 GW 24: 1 GW OZE Jednostki obecnie budowane, utrzymanie CHP na poziomie 6 GW, wycofanie starych bloków. 23: 18,5 GW (3,7 GW obecnie w budowie) 24: 12 GW W 24 r.: PV 2 GW Offshore 1 GW Brak nowych inwestycji w onshore Zapotrzebowanie Wzrost o 1,7% do 23 TWh w 24 r. Bez energetyki jądrowej Szybszy spadek udziału węgla brunatnego: 23: 2 GW 24:,5 GW Jednostki nowe, zmodernizowane oraz objęte rynkiem mocy. 23: 13 GW 24: 7 GW 25: 4 GW (tylko jednostki wybudowane po 218) Zgodnie z optymalizacją kosztową, głównie CHP 23-16 GW 24-2 GW W 24 r.: PV 2 GW + optymalizacja kosztowa Offshore 1 GW Onshore 24 GW (optymalizacja kosztowa)
/MWh Koszty technologii LCOE 12 8 6 4 2 14 12 95 8 54 39 34 Zmiana kosztów do 25 r. Fotowoltaika 46% Offshore 45% Onshore 21% Atom b/z Gaz 3% Węgiel kamienny 29% Węgiel brunatny 46% 22 225 23 235 24 245 25 Fotowoltaika Offshore Onshore Atom Gaz (CCGT) Węgiel kamienny Węgiel brunatny
Skumulowany bilans produkcji energii elektrycznej do 25 r. % 9% Inne Scenariusz alternatywny 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % OZE Konwencjonalne PEP24 Scenariusz alternatywny atom PEP24 (e) węgiel kamienny węgiel kamienny (EC) węgiel brunatny gaz ziemny gaz ziemny (EC) wodne szczytowo-pompowe biomasa wiatrowe lądowe wiatrowe morskie fotowoltaika DSR Saldo importu Mniej importu netto 9 % Mniej węgla 8% Bez atomu Więcej PV 6% Więcej wiatru 27 % Offshore taki sam poziom Więcej gazu 7% różnica to CHP
14 GW Moc zainstalowana PEP24 (e) Scenariusz alternatywny 12 8 6 4 2
Produkcja energii elektrycznej 25 TWh PEP24 (e) Scenariusz alternatywny 2 15 5 22 225 23 235 24 245 25 22 225 23 235 24 245 25
Bilans importu energii elektrycznej TWh 22 222 224 226 228 23 232 234 236 238 24 242 244 246 248 25 6 5 5 4 3-15 Scenariusz alternatywny pozwala ograniczyć import o 54% w całym okresie. 2 1-25 -2 Scenariusz PEP24 (e) w szczytowym okresie zapotrzebowania wymaga ok. 5 TWh importu. Scenariusz alternatywny PEP24 (e)
TWh TWh Energia pierwotna w paliwach 45 4 35 3 PEP 24 (e) Scenariusz alternatywny 45 4 35 3 25 25 2 2 15 15 5 5
Miliony ton Emisje CO 2 16 14 12 142 113 146 126 139 116 113 111 99 91 8 6 4 2 58 74 39 54 33 uniknięte emisje: 72 mln ton 41 37 27 25 22 225 23 235 24 245 25 PEP24 (ME) PEP24 (e) Scenariusz Alternatywny Scenariusz alternatywny: 29% mniej emisji CO 2 względem PEP24 (e) w 226 r. emisyjność spada poniżej 55 g/kwh
22 222 224 226 228 23 232 234 236 238 24 242 244 246 248 25 22 222 224 226 228 23 232 234 236 238 24 242 244 246 248 25 Tysiące ton Tysiące ton Pozostałe emisje zanieczyszczeń 16 14 12 8 6 4 2 PEP 24 (e) 16 14 12 8 6 4 2 Scenariusz alternatywny SOx NOx Pył SOx NOx Pył Spadek emisji SOx i NOx wynika z dostosowania wszystkich jednostek do standardów emisyjnych (konkluzje BAT)
Miliardy Miliardy Koszty wytwarzania 25 PEP24 (e) Scenariusz alternatywny 25 2 2 15 15 1 1 5 5 kategorie OPEX i CAPEX reprezentują koszty technologii konwencjonalnych OZE CAPEX + OPEX łącznie
Miliardy 18 Miliardy '18 Całkowite koszty Koszt skumulowany Porównanie różnicy kosztów 7 15 6 5 4 3 2 47 28 177 25 69 1 35 112 11 3 66 2 193 176 5 5 Na korzyść scenariusza alternatywnego Na korzyść PEP24 19 34 46 11 17 1 73 Oszczędność 51 PEP24 Scenariusz alternatywny
22 221 222 223 224 225 226 227 228 229 23 231 232 233 234 235 236 237 238 239 24 241 242 243 244 245 246 247 248 249 25 /MWh Ceny hurtowe 8 7 6 5 57,65 57,64 61,9 6,65 67,4 67,4 64,36 6,59 56,6 57,44 58,46 59,24 66,43 57,29 4 3 2 1 Pep24 PEP24 (e) (e) Scenariusz alternatywny
Ceny hurtowe porównanie scenariuszy PEP 24 (ME) Wpływ importu na cenę hurtową PEP 24 (e)
Wnioski Niedostateczne odniesienie do regulacji UE Brak optymalizacji kosztowej Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną nie wynika z działań na rzecz elektryfikacji ciepłownictwa i transportu Brak strategii wobec importu energii elektrycznej Brakuje rzetelnego bilansu paliw Brak odniesienia do funkcjonowania rynku energii Zbyt małe odniesienie do ciepłownictwa
Ryzyka Opóźnienie uruchomienia elektrowni jądrowych, luka po węglu brunatnym Koszty i ceny hurtowe Nieograniczony import energii elektrycznej
Dziękuję za uwagę