Zarządzanie ryzykiem efektywnej kosztowo dekarbonizacji polskiego sektora elektroenergetycznego

Zarządzanie ryzykiem efektywnej kosztowo dekarbonizacji polskiego sektora elektroenergetycznego WYNIKI KOŃCOWE Kwiecień 2013 r. Projekt finansowany ze środków Europejskiej Fundacji Klimatycznej 1

Spis treści Cele i metodologia Wyniki analizy scenariuszy bazowych Wyniki analizy wrażliwości Nowe scenariusze bazowe oparte o bardziej ambitny program redukcji emisji i wsparcie dla energii jądrowej Aneks - Założenia 2

Cele analizy CZYM JEST ANALIZA CZYM NIE JEST ANALIZA Próbą zmiany myślenia ludzi o wyborze technologii od minimalizacji kosztów do zarządzania ryzykiem Czymś innym, niż tradycyjne badania oparte o modelowanie zrównoważone Wiarygodną analizą, która jest interesująca z punktu widzenia państwa członkowskiego i na poziomie europejskim Analizą podkreślającą znaczenie źródeł odnawialnych i gazu Próbą prognozowania przyszłości Oceną wyborów stojących przed projektantami rozwoju rynku (np. co sprzyja inwestycjom, rynek mocy, dystrybucja dochodów) Analizą roli odgrywanej w przyszłości przez Wspólnotowy System Handlu Emisjami i obowiązujące w 2030 r. limity emisji Oceną energetyki jądrowej Oceną wzajemnych powiązań między zasobami UE i ich optymalizacji 3

Konieczne jest nowe podejście, aby zmienić kierunek debaty z dekarbonizacji prowadzonej najniższym kosztem na efektywną pod względem kosztów realizację celów polityki przy zarządzaniu ryzykiem Opracowany przez Redpoint Model Decyzji Inwestycyjnych to wieloagentowy model inwestycyjny, w którym nie zakłada się doskonałej przewidywalności, a decyzje inwestorów są oparte o spodziewaną rentowność w prognozowanym okresie pięcioletnim. Podobną analizę przeprowadzono dla Niemiec i Polski, aby uwzględnić różne warunki panujące w poszczególnych państwach członkowskich i sprawy o znaczeniu ogólnounijnym. 4

Charakterystyka scenariuszy bazowych Scenariusz Wsparcia Technologii Szybsze wprowadzenie OZE (Odnawialne Źródła Energii) dzięki dotacjom po roku 2020 Przestawienie energetyki z węgla brunatnego na gaz dzięki dotacjom do energii elektrycznej wytwarzanej z gazu Przebieg linii ceny CO 2 według Mapy Drogowej Energii UE do roku 2050 Cena CO 2 w scenariuszach bazowych Scenariusz ceny CO 2 Brak dotacji do OZE po roku 2015; inwestycje zależne od ceny dwutlenku węgla Dostępna technologia CCS; brak dotacji do gazu Dwa scenariusze bazowe opisują konkurencyjne sposoby ograniczenia emisji w sektorze elektroenergetycznym zgodnie z analizą ARE z 2011 r.: redukcja emisji CO 2 przy wytwarzaniu energii elektrycznej o 40% do roku 2030* * Na podstawie zaktualizowanego (z września 2011 r.) modelu Agencji Rynku Energii S.A. dla Strategii Energetycznej Polski do roku 2030, który zakłada ograniczenie emisji z wytwarzania energii elektrycznej ze 144,2 mln ton CO2 w 2008 r. do 84,2 mln ton w 2030 r. 5

Scenariusze bazowe Wsparcia Technologii i Ceny CO 2 zostały przebadane na wrażliwość na wiele możliwych niewiadomych WRAŻLIWOŚĆ OPIS PRZEBADANY SCENARIUSZ BAZOWY Zapotrzebowanie na energię elektryczną (wysokie wobec niskiego) Wysokie zapotrzebowanie: Wzrost zapotrzebowania gospodarstw domowych, przemysłu i małych przedsiębiorstw o 50%,, większa elektryfikacja ogrzewania i transportu (224 TWh wobec 195.5 TWh) Niskie zapotrzebowanie: brak elektryfikacji i o połowę niższe zapotrzebowanie (171 TWh Scenariusz Ceny CO 2 Scenariusz Wsparcia dla Technologii Uwaga: szczegółowe założenia znajdują się w Aneksie Zastosowanie CCS (Na dużą czy niewielką skalę) Zastosowanie elektrowni wiatrowych na morzu (Na dużą czy niewielką skalę) zamiast 195,5 TWh) Szerokie zastosowanie CCS: maks. 12 GW (zamiast 4 GW do roku 2030) Niewielkie zastosowanie CCS: zastosowanie tej technologii zakończone niepowodzeniem Na dużą skalę: moc 11.5 GW (zamiast 6.5 GW do roku 2030) Na niewielką skalę: moc 4.5 GW Scenariusz Ceny CO 2 Scenariusz Wsparcia dla Technologii Wysokie/niskie zapotrzebowanie na energię elektryczną Połączenie powyższych założeń Scenariusz Ceny CO 2 przy niewielkim wykorzystaniu CCS Cena gazu (Wysoka czy niska) Wyższa lub niższa o 75% od przyjętej bazowej ceny gazu (60 p/therm) wprowadzona bez zmian przewidywań i na okres pięciu lat Scenariusz Ceny CO 2 Scenariusz Wsparcia dla Technologii Kosztowne CCS Dwukrotnie wyższy koszt CCS Scenariusz Ceny CO 2 NOWE LINIE BAZOWE Scenariusz wsparcia dla technologii elektrownie jądrowe OPIS Wariant scenariusza Wsparcia dla Technologii, w którym przyjęto dotowanie obok źródeł odnawialnych energii jądrowej zamiast gazu, Ambitniejszy program Ambitniejszy program zakładający redukcję emisji od około 450 g/kwh do 200 g/kwh w 2030 r. (poziom zbliżony do zakładanego w niemieckim sektorze elektroenergetycznym) [1] Wrażliwość na czynniki związane z wykorzystaniem CCS i morskich elektrowni wiatrowych zbadano tylko dla jednego scenariusza bazowego. Wynika to z faktu, że wybór zmiennych do analizy wrażliwości dokonany został na podstawie wyników scenariuszy bazowych, przy czym poszczególne scenariusze bazowe miały różne miksy technologiczne. 6 [2] Zgodnie z prognozami IEA World Energy Outlook 2011

Najważniejsze wnioski dla Polski Dotowanie energii ze źródeł odnawialnych zapewnia polityce większą odporność, nie zwiększając przy tym kosztów ponoszonych przez sektor elektroenergetyczny Jeżeli cena CO 2 jest jedynym czynnikiem prowadzącym do ograniczenia emisji, wychwytywanie i składowanie CO 2 ze spalania węgla brunatnego stanowi najtańszy wariant realizacji polityki. Jednak w porównaniu ze źródłami odnawialnymi i energetyką opartą w poważnym stopniu o gaz, ryzyko związane z kosztami jest znacznie wyższe w przypadku, gdy technologia CCS okaże się zawodna. Istotne możliwości zmniejszenia emisji w Polsce są możliwe dzięki przestawieniu energetyki na spalanie gazu i wykorzystanie źródeł odnawialnych Wczesne wykorzystanie źródeł odnawialnych ogranicza ryzyko długoterminowego uzależnienia od gazu (zwłaszcza w sytuacji, gdy technologie wychwytywania i składowanie CO 2 ze spalania węgla brunatnego lub zwiększenia sprawności nie spełnią pokładanych w nich oczekiwań) W takiej sytuacji może okazać się konieczne poniesienie dodatkowych nakładów na rozwój infrastruktury gazowej Pomyślna realizacja polityk poprawy efektywności elektrycznej może przynieść w perspektywie roku 2030 oszczędności powyżej 10-12 mld EUR w kosztach wytwarzania energii elektrycznej CCS jest bardziej efektywną kosztowo technologią niskoemisyjną porównaniu z energetyką jądrową przy przyjętych założeniach kosztowych. Jeżeli technologia CCS zawiedzie lub okaże się droższa, niż przewidywano, to energetyka jądrowa okazuje się efektywną kosztowo alternatywą Dodatkowy koszt redukcji emisji do poziomu niemieckiego jest, jak się wydaje, rozsądny, jednak wymagałoby to zastosowania bardzo zróżnicowanego miksu technologii niskoemisyjnych (w tym CCS, energii jądrowej i OZE) 7

Cumulative New Build - GW W odniesieniu do budowy nowych mocy wybór jest między większym wykorzystaniem gazu i OZE a zwiększonym wykorzystaniem węgla kamiennego/brunatnego i wychwytywaniem oraz składowaniem CO 2 ze spalania węgla brunatnego Cumulative New Build - GW Scenariusz bazowy Ceny CO 2 Nowe moce łącznie (GW) Scenariusz bazowy Wsparcia Technologii Nowe moce łącznie (GW) 35 35 30 25 20 15 10 5 Solar Offshore Wind Onshore Wind Biomass GT Oil Hydro / PS Gas CCS Coal CCS Lignite CCS Gas Coal Lignite Nuclear 30 25 20 15 10 5 Solar Offshore Wind Onshore Wind Biomass GT Oil Hydro / PS Gas CCS Coal CCS Lignite CCS Gas Coal Lignite Nuclear - - Scenariusz bazowy Ceny CO 2 przewiduje znaczny przyrost mocy konwencjonalnych elektrowni węglowych do roku 2025, a po tym terminie nowe moce będą oparte o spalanie węgla brunatnego z wychwytywaniem i składowaniem CO 2. Scenariusz bazowy Wsparcia Technologii przewiduje dotowanie gazu i źródeł odnawialnych,które dominują w strukturze nowych mocy. Na początku lat dwudziestych przewiduje się zrealizowanie nowych konwencjonalnych elektrowni opalanych węglem brunatnym. 9

Capacity - GW W 2030 r. wyższa cena CO 2 jest głównym czynnikiem decydującym o inwestycjach w elektrownie opalane gazem oraz w wychwytywanie i składowanie CO 2 ze spalania węgla brunatnego; natomiast dotacje do technologii skutkują większym udziałem mocy ze źródeł odnawialnych i gazu Scenariusz bazowy Ceny CO 2 Moc wytwórcza (GW) Scenariusz bazowy Wsparcia Technologii Moc wytwórcza (GW) 60 60 50 40 30 20 10 Solar Offshore Wind Onshore Wind Biomass GT Oil Hydro / PS Gas CCS Coal CCS Lignite CCS Gas Coal Lignite Nuclear 50 40 30 20 10 Solar Offshore Wind Onshore Wind Biomass GT Oil Hydro / PS Gas CCS Coal CCS Lignite CCS Gas Coal Lignite Nuclear - - Moc konwencjonalnych (bez CCS) elektrowni węglowych utrzymuje się na stabilnym poziomie do ok. 2025 r., po czym wzrasta udział CCS. Moc konwencjonalnych (bez CCS) elektrowni opalanych węglem brunatnym utrzymuje się na stabilnym poziomie, a konwencjonalne elektrownie opalane węglem kamiennym są stopniowo wypierane z rynku. Stopniowo wzrasta udział gazu i źródeł odnawialnych. 10

Konwencjonalne elektrownie opalane węglem kamiennym i brunatnym w dalszym ciągu mają znaczny udział w strukturze ogólnej; znaczenie gazu rośnie w obu scenariuszach Generation - TWh Scenariusz bazowy Ceny CO 2 Struktura wytwarzania (TWh) Scenariusz bazowy Wsparcia Technologii Struktura wytwarzania (TWh) 250 250 200 150 50 Solar Offshore wind Onshore Wind Biomass Oil GT Hydro / PS Gas CCS Coal CCS Lignite CCS Gas Coal Lignite Nuclear Demand Zapotrze bowanie 200 150 50 Solar Offshore wind Onshore Wind Biomass Oil GT Hydro / PS Gas CCS Coal CCS Lignite CCS Gas Coal Lignite Nuclear Demand Zapotrzeb owanie - - Polska w połowie lat dwudziestych stawia na wychwytywanie i składowanie CO 2 z węgla brunatnego, aby osiągnąć cele stawiane do roku 2030. Do 2030 r. produkcja konwencjonalnych elektrowni wzrasta do 20TWh w z 1TWh w 2012 r. Zwiększone wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych i gazowych stopniowo wypiera elektrownie węglowe. W 2030 r. produkcja energii z gazu wzrasta do 58 TWh z 1TWh w 2012 r. 11

mn tonnes CO2 W scenariuszu bazowym Wsparcia Technologii emisje zmniejszają się bardziej równomiernie dzięki stopniowemu wprowadzaniu źródeł odnawialnych i gazu mn tonnes CO2 Scenariusz bazowy Ceny CO 2 Emisje w podziale na paliwo (mln ton CO2) Scenariusz bazowy Wsparcia Technologii Emisje w podziale na paliwo (mln ton CO2) 200 200 180 180 160 140 120 80 60 40 20 - Solar Offshore Wind Onshore Wind Biomass GT Oil Hydro / PS Gas CCS Coal CCS Lignite CCS Gas Coal Lignite Nuclear Target Linia Line docelowa 160 140 120 80 60 40 20 - Solar Offshore Wind Onshore Wind Biomass GT Oil Hydro / PS Gas CCS Coal CCS Lignite CCS Gas Coal Lignite Nuclear Target Line Linia docelowa Brak wyraźnej redukcji do 2025 r., kiedy zostanie zastosowane CCS Bardziej wyrównana redukcja przy ciągłym rozwoju źródeł odnawialnych i gazowych 12

Koszty bazowe osiągnięcia celu dekarbonizacji są bardzo podobne, nawet przy dotowaniu źródeł odnawialnych i gazu Scenariusz bazowy Ceny CO 2 Koszty sektora elektroenergetycznego, w mld EUR, 2012-30 Scenariusz bazowy Wsparcia Technologii Koszty sektora elektroenergetycznego, w mld EUR, 2012-30 13

Koszty hurtowe energii elektrycznej są niższe w przypadku scenariusza Wsparcia Technologii, w porównaniu z sytuacją, gdy czynnikiem decydującym o inwestycjach jest tylko cena CO2 Scenariusz bazowy Ceny CO 2 Koszty hurtowe energii elektrycznej, mld EUR, 2012-30 (NPV 3.5%) Scenariusz bazowy Wsparcia Technologii Koszty hurtowe energii elektrycznej, mld EUR, 2012-30 14

Cena CO 2 może być skutecznym narzędziem w przypadku opcji obejmującej przestawienie energetyki z węgla na gaz, jednak nieskuteczne wprowadzenie CCS przy wysokim zapotrzebowaniu na energię wymagałoby podwojenia ceny CO 2 Scenariusz Ceny CO 2 Wymagana cena CO 2 (EUR/t CO2) Przy dużym zapotrzebowaniu i braku CCS (ze względu na koszty lub niepowodzenie polityki/technologii), osiągnięcie zakładanych przez politykę celów wymagać będzie znacznie wyższych cen CO 2 16

Cena CO 2 może być skutecznym narzędziem w przypadku opcji obejmującej przestawienie energetyki z węgla na gaz, jednak nieskuteczne wprowadzenie CCS przy wysokim zapotrzebowaniu na energię wymagałoby podwojenia ceny CO 2 Scenariusz Ceny CO 2 Wymagana cena CO 2 (EUR/t CO2) Zakresy cen CO 2 (43 - /t CO2) Przy dużym zapotrzebowaniu i braku CCS (ze względu na koszty lub niepowodzenie polityki/technologii), osiągnięcie zakładanych przez politykę celów wymagać będzie znacznie wyższych cen CO 2 17

Wykorzystanie źródeł odnawialnych zapewnia stały i bardziej przewidywalny spadek emisji Scenariusz Ceny CO 2 Roczna emisja CO2 (mln ton CO2) Scenariusz Wsparcia Technologii Roczna emisja CO2 (mln ton CO2) 18

Całkowite koszty dla sektora elektroenergetycznego są bardziej przewidywalne w przypadku wsparcia dla technologii Scenariusz Ceny CO 2 Koszty sektora elektroenergetycznego, mld EUR, 2012-30, narastająco Scenariusz Wsparcia Technologii Koszty sektora elektroenergetycznego, mld EUR, 2012-30, narastająco Zakres kosztów: od +20% do - 8% Zakres kosztów: od +7% do -9% Całkowite koszty dla sektora elektroenergetycznego mogą wzrosnąć w niektórych przypadkach o 20%, np. gdy CCS okaże się droższe lub przy większym zapotrzebowaniu na energię elektryczną Całkowite koszty dla sektora elektroenergetycznego mogą wzrosnąć maksymalnie o 7%, jeżeli zapotrzebowanie na energię elektryczną okaże się wyższe od prognozowanego 19

Zapotrzebowanie na energię elektryczną ma największy wpływ na koszty sektora elektroenergetycznego Scenariusz Ceny CO 2 Koszty sektora elektroenergetycznego, mld EUR, 2012-30, ogółem Scenariusz Wsparcia Technologii Koszty sektora elektroenergetycznego, mld EUR, 2012-30, ogółem Koszty mogą znacznie wzrosnąć w przypadku dekarbonizacji opartej jedynie o CCS Cena CO 2 musi być znacznie wyższa od wyjściowej (ok. 50 EUR/t CO2), aby mogła generować inwestycje w energetykę gazową i jądrową Natomiast niższe zapotrzebowanie na energię elektryczną przynosi oszczędności W porównaniu ze scenariuszem Ceny CO 2, koszty są mniej wrażliwe na niepewne wydarzenia, a zwłaszcza na większe zapotrzebowanie na energię elektryczną, Dodatkowe zapotrzebowanie zaspakaja większe wykorzystanie gazu i źródeł odnawialnych Niższe zapotrzebowanie na energię elektryczną przynosi oszczędności 20

Dotowanie zastąpienia węgla gazem i źródłami odnawialnymi zmniejsza wrażliwość polityki, nie zwiększając przy tym kosztów dla sektora elektroenergetycznego Scenariusz Ceny CO 2 Roczne koszty sektora elektroenergetycznego, mld EUR, 2012-30 Scenariusz Wsparcia Technologii Roczne koszty sektora elektroenergetycznego, mld EUR, 2012-30 Jeżeli Polska nie wykorzysta źródeł odnawialnych, to niepowodzenie CCS i większe zapotrzebowanie może oznaczać znacznie wyższe koszty dla sektora elektroenergetycznego W takim przypadku cena CO 2 musiałaby wynosić ok. EUR /t CO 2, aby generować istotne inwestycje w elektrownie gazowe i komercyjne elektrownie jądrowe Koszty są znacznie mniej wrażliwe na element niepewności w przypadku dotowania źródeł odnawialnych i gazu Zapotrzebowanie ma największy wpływ na koszty, z możliwością uzyskania potencjalnych oszczędności 21

Podobnie jak koszty sektora elektroenergetycznego, koszty hurtowe energii elektrycznej są mniej wrażliwe na element niepewności w warunkach wsparcia dla technologii Scenariusz Ceny CO 2 Koszty hurtowe energii elektrycznej w mld EUR, lata 2012-30 narastająco Scenariusz Wsparcia Technologii Koszty hurtowe energii elektrycznej w mld EUR, lata 2012-30 narastająco Zakres kosztów: od +21% do -15% Zakres kosztów: od +9% do -12% Całkowite koszty hurtowe energii elektrycznej mogą wzrosnąć w niektórych przypadkach o 21%, np. gdy technologia CCS okaże się zawodna przy większym zapotrzebowaniu na energię elektryczną Całkowite koszty hurtowe energii elektrycznej mogą wzrosnąć maksymalnie o 9% przy większym od przewidywanego zapotrzebowaniu na energię elektryczną 22

Koszty hurtowe energii elektrycznej są mniej wrażliwe na element niepewności w scenariuszu wsparcia technologii, niż w scenariuszu ceny CO 2 Scenariusz Ceny CO 2 Roczne koszty hurtowe energii elektrycznej w mld EUR, lata 2012-30 Scenariusz Wsparcia Technologii Roczne koszty hurtowe energii elektrycznej w mld EUR, lata 2012-30 Niepewność co do wielkości zapotrzebowania na energię elektryczną ma w sumie największy wpływ na koszty hurtowe energii elektrycznej Zapotrzebowanie na energię elektryczną ma w sumie największy wpływ na koszty hurtowe energii elektrycznej Poprawa efektywności elektrycznej może przynieść oszczędności rzędu 20 mld EUR w latach 2012-30 23

Polska jest narażona na dużą niepewność co do ilości potrzebnego gazu nawet bez dotowania tego surowca Scenariusz Ceny CO 2 Zużycie gazu w elektroenergetyce (mld m 3 ) Scenariusz Wsparcia Technologii Zużycie gazu w elektroenergetyce (mld m 3 ) Od +460% do -50% Od +45% do - 90% (lata 20) i -10% (2030) 24

Polska jest narażona na dużą niepewność co do ilości potrzebnego gazu nawet bez dotowania tego surowca Scenariusz ceny CO 2 Zużycie gazu w elektroenergetyce (mld m 3 ) Scenariusz wsparcia technologii Zużycie gazu w elektroenergetyce (mld m 3 ) Zużycie gazu w sektorze elektroenergetycznym może znacznie wzrosnąć (nawet sześciokrotnie), jeżeli zawiedzie technologia CCS, nawet po przyłączeniu do sieci nowych elektrowni jądrowych w 2025 r. Niepewność co do zużycia gazu jest mniej asymetryczna w przypadku dotowania gazu i źródeł odnawialnych Skok ceny gazu i zmiany zapotrzebowania na energię elektryczną mają największy wpływ na zużycie gazu W przypadku skokowego wzrostu ceny gazu następuje przestawienie energetyki z gazu na węgiel kamienny 25

eration - TWh eration - TWh eration - TWh Generation - TWh Generation - TWh Generation - TWh Generation - TWh Generation - TWh Generation - TWh Wytwarzanie w scenariuszu Ceny CO 2 : analiza wrażliwości (1/2) 250 Policy Momentum Scenariusz bazowy Ceny CO2 250 PM - High CCS Szerokie CCS 250 PM - Low CCS Niewielkie CCS 200 200 200 150 150 150 50 50 50 0 250 200 PM - High Demand Wysokie zapotrzebowanie 0 250 200 PM - Low Demand Niskie zapotrzebowanie 0 250 200 PM - High Gas Wysoka cena gazu 150 150 150 50 50 50 0 250 PM - High Demand - Low CCS 0 250 PM - Low Demand - Low CCS 0 250 PM - Low Gas 200 200 200 26 150 150 150

Generation - TWh Generation - TWh Generation - TWh Generation - TWh Generation - TWh Generation - TWh Generation - TWh Generation - TWh 200 150 150 150 Wytwarzanie w scenariuszu Ceny CO 2 : analiza wrażliwości (1/2) 50 200 50 200 50 0 250 200 Wysokie zapotrzebowanie PM - High Demand - Low CCS Niskie CCS 0 250 200 Niskie PM - Low zapotrzebowanie Demand - Low CCS Niskie CCS 0 250 200 Niska PM cena - Low Gas gazu 150 150 150 50 50 50 0 250.0 200.0 Kosztowne CCS PM - Expensive CCS 0 250.0 PM - Increased Ambition 200.0 0 150.0 150.0.0.0 50.0 50.0 0.0 0.0 27

Generation - TWh Wytwarzanie w scenariuszu Wspierania Technologii: analiza wrażliwości 250 200 150 50 Scenariusz bazowy Wsparcia Technology Support baseline Technologii Solar Offshore wind Onshore Wind Biomass Oil GT Hydro / PS Gas CCS Coal CCS Lignite CCS Gas Coal Lignite Nuclear Demand Wysokie zapotrzebowanie Niskie zapotrzebowanie - Wysoka cena gazu Niska cena gazu Na dużą skalę el. morskie Na niewielką skalę el. morskie 28

W scenariuszu Ceny CO 2 ambitniejszy program redukcji emisji wymagałby bardzo szybkiego podniesienia ceny CO 2 w latach dwudziestych Ceny CO 2 w scenariuszach bazowych Ambitniejszy program redukcji emisji w scenariuszu Wsparcia Technologii zakłada niezmienioną cenę CO 2 (zgodnie z Europejskim Systemem Handlu Emisjami i Uprawnieniami do Emisji) 30

Generation - TWh Zwiększenie ambicji redukcji emisji do poziomu Niemiec wymagałoby uzyskania bardzo zróżnicowanej struktury obejmującej źródła odnawialne, elektrownie jądrowe, CCS i praktycznie rezygnacji z węgla brunatnego i kamiennego Generation - TWh Scenariusz Ceny CO 2 Ambitniejszy program Struktura wytwarzania (w TWh) 250.0 250.0 PM - Increased SM - Ambition Early Action Scenariusz Wsparcia Technologii Ambitniejszy program Struktura wytwarzania (w TWh) SM - Increased Ambition 250.0 200.0 200.0 200.0 150.0 150.0 150.0.0.0.0 50.0 50.0 50.0 0.0 0.0 2012 2014 2012 2016 2014 2018 2016 2020 2018 2022 2020 2024 2022 2026 2024 2028 2026 2030 2028 2030 0.0 W porównaniu z poziomem wyjściowym węgiel kamienny zostaje prawie całkowicie wyeliminowany, a zużycie węgla brunatnego jest znacznie zmniejszone Istotny wzrost wytwarzania z gazu Pierwsza komercyjna elektrownia jądrowa Węgiel brunatny zostaje wyeliminowany; zużycie węgla kamiennego jest znacznie zmniejszone W strukturze wytwarzania pojawia się pierwsza komercyjna elektrownia jądrowa oraz wychwytywanie i składowanie CO 2 ze spalania węgla brunatnego 31

Generation - TWh Dotowanie energii jądrowej zamiast gazu i źródeł odnawialnych oznacza nieco mniej energii elektrycznej z węgla brunatnego i z elektrowni wiatrowych na morzu Scenariusz 250 Wsparcia Technologii Wsparcie dla energetyki jądrowej Struktura wytwarzania (w TWh) 200 150 50 Solar Offshore wind Onshore Wind Biomass Oil GT Hydro / PS Gas CCS Coal CCS Lignite CCS Gas Coal Lignite Nuclear Demand Elektrownie jądrowe o mocy 5 GW są dotowane zamiast wytwarzania z gazu Nieco mniejszy udział węgla brunatnego i morskich elektrowni wiatrowych - 32

Dodatkowy koszt ambitniejszego programu może być akceptowalny, przy czym dotowanie energetyki jądrowej zamiast wytwarzania z gazu ma ograniczony wpływ na koszty (i) Scenariusz Ceny CO 2 Roczne koszty sektora elektroenergetycznego, w mld EUR, lata 2012-30 Scenariusz Wsparcia Technologii Roczne koszty sektora elektroenergetycznego, w mld EUR, lata 2012-30 Całkowity dodatkowy koszt ambitniejszego programu redukcji emisji to 27 mld EUR do poniesienia w latach 2012-30 Wymagana cena CO 2 to ok. EUR/t CO2 w 2030 r. Całkowity dodatkowy koszt ambitniejszego programu to 11,7 mld EUR do poniesienia w latach 2012-30, czyli mniej, niż w przypadku scenariusza ceny CO 2 Dotowanie energetyki jądrowej zamiast gazu i zwiększenie udziału źródeł odnawialnych ma niewielki wpływ na koszty do roku 2030 33

Dodatkowy koszt ambitniejszego programu może być akceptowalny, przy czym dotowanie energetyki jądrowej zamiast wytwarzania z gazu ma ograniczony wpływ na koszty (ii) Koszty sektora elektroenergetycznego, mld EUR, narastająco Bardziej ambitny program jest ogólnie tańszy w warunkach scenariusza Wspierania Technologii przy dotowaniu gazu i energii ze źródeł odnawialnych (159 mld EUR wobec 171 mld EUR): - W scenariuszu Ceny CO2 dodatkowy koszt ambitniejszego programu to 27 mld EUR w latach 2012-30. Cena CO2 musiałaby osiągnąć w 2030 r. poziom ok. EUR za tonę CO2. - Natomiast w sytuacji dotowania energii odnawialnej i gazu dodatkowy koszt ambitniejszego programu wyniósłby 11,7 mld EUR w latach 2012-30. Dotowanie energii jądrowej, a nie gazu ma ograniczony wpływ na koszty do roku 2030 r., zwiększając jedynie udział energii ze źródeł odnawialnych. 34

Ambitniejszy program zapewnia niższe ceny hurtowe energii elektrycznej przy dotowaniu źródeł odnawialnych i gazu Scenariusz Ceny CO 2 Roczne koszty hurtowe energi elektrycznej, w mld EUR, lata 2012-30 Scenariusz Wsparcia Technologii Roczne koszty hurtowe energii elektrycznej, w mld EUR, lata 2012-30 35

Ambitniejszy program wymagałby znacznego zwiększenia ilości zużywanego gazu Scenariusz Ceny CO 2 Zużycie gazu w elektroenergetyce (w mld m 3 ) Scenariusz Wsparcia Technologii Zużycie gazu w elektroenergetyce (w mld m 3 ) Oparcie ambitniejszego programu o cenę CO 2 skutkowałoby szybszym zastąpieniem węgla kamiennego/brunatnego gazem Realizacja ambitniejszego programu wymagałaby wprowadzenia innych technologii niskoemisyjnych, które długofalowo ograniczyłyby zużycie gazu W przypadku dotowania energii jądrowej i źródeł odnawialnych przewiduje się umiarkowany wzrost zużycia gazu 36

Model Decyzji Inwestycyjnych (MDI) przygotowany przez firmę Redpoint MDI firmy Redpoint konstruuje szczegółowe prognozy rozwoju brytyjskiego rynku energii w latach 2012-2030. Podstawą modelu MDI jest silnik symulacji agentowej, którego celem jest naśladowanie procesu decyzyjnego podmiotów w odniesieniu do decyzji o budowie nowych elektrowni, a także decyzji o zamknięciu istniejących elektrowni. Model zawiera wykaz nowych potencjalnych inwestycji w podziale na ich wielkość, koszt i najwcześniejszą datę przekazania ich do eksploatacji. Całkowitą wartość inwestycji w określoną technologię ograniczają maksymalne roczne i łączne ograniczenia w ich realizacji. W przypadku osiągnięcia maksimum realizowane są inwestycje zapewniające najwyższą stopę zwrotu. Koszty inwestycyjne i operacyjne technologii mogą być zmieniane w czasie i, gdy to konieczne, ustalane są wewnętrznie w modelu zależnie od poziomu realizacji inwestycji, który może wpływać na szybkość ich opanowania i miejsce na krzywej podaży. Dla każdego roku jednostkowy koszt energii elektrycznej (Levelised Cost of Energy) z potencjalnych nowych inwestycji porównywany jest z ich przewidywanymi dochodami (dla założonych współczynników wykorzystania mocy, przyszłych przewidywanych cen, dopłat do mocy i poziomów wsparcia), a gdy koszty są niższe od przewidywanych dochodów inwestycje są najpierw przenoszone do etapu planowania, a następnie jeżeli okażą się w dalszym ciągu uzasadnione ekonomicznie do inwestycji skierowanych do realizacji. Dodatkowo decyzje o zamknięciu istniejących elektrowni podejmowane są na podstawie przewidywanej krótkoterminowej zyskowności. Dla nowych elektrowni przyjmowana jest perspektywa pięcioletnia, a dla decyzji o zamknięciu istniejących elektrowni perspektywa jednoroczna. Gdy to konieczne, model może uwzględniać kontrakty różnicowe (CfD) oraz uniwersalny rynek mocy. 38

Modelowanie inwestycji niedoskonała przewidywalność W modelu przewidziano pięcioletnią perspektywę cen surowców oraz popytu i podaży (1) Z roku na rok model estymuje ceny energii elektrycznej oraz produkcję dla przyjętego horyzontu prognozy. Uzyskana w ten sposób przewidywana marża brutto zostaje odniesiona do jednostkowych kosztów (2). Na tej podstawie model decyduje o zaliczeniu inwestycji do etapu planowania (3), po czym przenosi ją do roku następnego (4). W fazie planowania inwestycja może jeszcze zostać wycofana. Po zakończeniu okresu planowania model podejmuje decyzję o skierowaniu inwestycji do fazy realizacji i projekt zostaje uznany za zatwierdzony.

Decyzje wytwórcy dot. budowy nowej i likwidacji istniejącej elektrowni Decyzje wytwórców dot. budowy nowych mocy: w przypadku nowej elektrowni wyrównany koszt bez uwzględnienia paliwa obejmuje koszty inwestycyjne i roczne koszty stałe. Marża brutto obliczana jest jako przewidywane przychody z energii elektrycznej, opłaty za moc oraz dofinansowania pomniejszone o koszty paliwa, CO2 oraz niezwiązane z paliwem koszty zmienne. Istnieją dwa punkty krytyczne, które inwestycja musi przejść, aby zostać skierowana do fazy budowy. Faza planowania inwestycji rozpoczyna się z chwilą uznania jej za dochodową. Inwestycja, która po zakończeniu fazy planowania jest w dalszym ciągu uważana za dochodową zostaje skierowana do realizacji i oddana do użytku po upływie określonej liczby lat. Decyzje wytwórcy o likwidacji: Logika decyzji istniejących wytwórców o likwidacji jest taka sama, jak w przypadku nowych inwestycji. Zasadnicza różnica polega na tym, że pomijane są koszty dotychczas poniesionych inwestycji, które zostają uznane za koszty utracone. Dlatego całkowite koszty stałe poniesione w ciągu roku zostają odniesione do przewidywanej marży brutto, a gdy są od niej wyższe przez określoną liczbę lat elektrownia zostaje zlikwidowana. Capital and fixed O&M costs Expected transmission charges Fixed O&M costs Expected transmission charges Expected levelised nonfuel costs Trigger 1 Trigger 2 Compare Expected gross margin Planning Commit Under Construction Operational Expected fixed costs Compare Trigger 1 Trigger 2 Expected gross margin Forward looking stack + prices Anticipated low carbon support Anticipated capacity payments Forward looking stack + prices Anticipated capacity payments Plan closure Close 40

Model umożliwił interwencję w celu skorygowania odchylenia od celu polityki Scenariusz bazowy Wsparcia Technologii Częściowa realizacja Zwiększenie dotacji do energetyki gazowej (przy większym zapotrzebowaniu na energię elektryczną; mniejszej ilości energii wytwarzanej przez morskie elektrownie wiatrowe) Przekroczenie planu Ograniczenie wykorzystania morskich elektrowni wiatrowych (przy niskim zapotrzebowaniu na energię elektryczną, dużej ilości energii wytwarzanej przez morskie elektrownie wiatrowe) Scenariusz bazowy Ceny CO 2 Częściowa realizacja Wyższa cena CO 2 (przy wysokim zapotrzebowaniu na energię elektryczną; wysokim koszcie CCS; wysokim zapotrzebowaniu/niskim poziomie CCS; niskim zapotrzebowaniu/niskim poziomie CCS; niskim poziomie CCS) Przekroczenie planu Obniżenie ceny CO 2 (przy wysokim poziomie CCS; niskim zapotrzebowaniu) 41

Założenia dotyczące kosztów inwestycyjnych Koszty inwestycyjne (w EUR/kW, w cenach stałych 2011 r.) El. jądrowe Gaz CCS - gaz Coal & Lignite CCS Lądowe el. Wiatrowe Biomasa El. Słoneczne 2011 4433 871 1652 3512 1129 2481 4104 2015 4271 857 1576 3341 1128 2405 3495 2020 4069 839 1480 3128 1127 2310 2734 2025 4004 809 1309 2746 1117 2289 2216 2030 3940 778 1138 2364 1108 2269 1698 Morskie el. wiatrowe (Niska) Morskie el. wiatrowe (Basowa) Morskie el. wiatrowe (Wysoka) 2011 2651 3137 3669 2015 2393 2832 3311 2020 2070 2450 2864 2025 1983 2347 2744 2030 1896 2244 2623 Za wyjątkiem morskich elektrowni wiatrowych, wszystkie koszty inwestycyjne przyjęto za Mapą Drogową Energii do roku 2050 Koszty inwestycyjne morskich elektrowni wiatrowych (bazowe/maksymalne/minimalne) przyjęto za opracowaniem przygotowanym przez ARUP dla DECC Koszty zmieniają się z czasem, odzwierciedlając krzywe uczenia się i ekonomikę skali. W szczególności energia słoneczna i CCS są jeszcze technologiami niedojrzałymi i dlatego ich krzywe uczenia się są strome. 42

Przyjęte w scenariuszach bazowych założenia odnośnie kosztu marginalnego energii elektrycznej (LRMC) LRMC ( /MWh - real 2011) Nuclear CCGT CCGT CCS Coal CCS Lignite Lignite CCS Onshore Wind Offshore Wind Nuclear CCGT CCGT CCS Coal CCS Lignite Lignite CCS Onshore Wind Offshore Wind Nuclear CCGT CCGT CCS Coal CCS Lignite Lignite CCS Onshore Wind Offshore Wind Wykres po prawej obrazuje kształtowanie się kosztu marginalnego dla różnych technologii w rozbiciu na poszczególne elementy składowe. 200 180 160 140 120 80 60 40 20 Carbon Fuel VOM Fixed Capital 0 2012 2020 2030 43

Pozostałe założenia kosztowe Technologia Min. stopa zwrotu Zmienne koszty ekspl. i utrzymania Koszty stałe (% kosztów inwest.) Gaz 8.2% 1.40 3% Węgiel kam. 9% 2.50 3% Węgiel brun. 9% 3.50 3% CCS z gazu 12% 3.50 3% CCS z węgla kam. 12% 5.50 3% CCS z węgla brun. 12% 5.50 3% El. Jądrowe 11.5% 5.0 2% Lądowe el. wiatrowe 9% 0.40 4% Morskie el. wiatrowe 11% 0.40 5.5% 44

curr/unit - real 2011 % Bazowe ceny surowców 130 120 110 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Ceny podstawowych surowców 0 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 ARA Coal ($/t) Brent Oil ($/bbl) Gas ($/mmbtu) EUA Carbon ( /t) 20% 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% Polskie dyskonto ceny ARA 0% 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 Discount to ARA Bazowe ceny surowców przyjęto za scenariuszem 450 z IEA World Energy Outlook 2011. Przyjęto cenę węgla kamiennego w wysokości 1,7 EUR/GJ (cena realna w 2011 r.) dla całego horyzontu czasowego modelowania. Zakładamy, że węgiel jest w Polsce oferowany z dyskontem do wskazanej poniżej ceny węgla ARA. Nie obowiązują żadne ograniczenia odnoszące się do wytwarzania energii z węgla brunatnego, przy założeniu, że zostaną zbudowane nowe kopalnie by zaspokoić ewentualne potrzeby elektrowni. 45

Gas price Cena gazu - p/therm (p/therm) (real Skokowe zmiany ceny gazu wprowadzono nagle, bez prognozy początku lub końca zdarzenia Bazowe ceny surowców przyjęto za scenariuszem 450 z IEA World Energy Outlook 2011. 120 Maksymalne i minimalne skokowe zmiany cen gazu są o 75% wyższe lub niższe od ceny bazowej. Skokowe zmiany cen gazu wprowadzono nagle na początku lat dwudziestych na okres 4-5 lat 80 60 40 20 Bazowa cena gazu Base Skokowy spadek ceny Low Shock High Shock Skokowy wzrost ceny 0 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029

Zapotrzebowanie na energię elektryczną: założenia odnośnie bazy i wrażliwości Wysokie zapotrzebowanie Bazowa zapotrzebowanie Całkowite zapotrzebowanie na energię elektryczną wynosi 224 TWh. Poziom ten jest wynikiem połączenia zakończonych niepowodzeniem prób poprawy efektywności elektrycznej i większego zapotrzebowania innych sektorów. Zgodnie z tym scenariuszem zapotrzebowanie transportu na energię wzrasta dwukrotnie w wyniku szerokiego zastosowania w Polsce pojazdów elektrycznych w latach dwudziestych (10,4 TWh w 2030 r.) Wyższe o 50% w porównaniu ze scenariuszem bazowym zapotrzebowanie gospodarstw domowych, małych przedsiębiorstw i przemysłu wynika z szybszego tempa wzrostu gospodarczego i ograniczonej skuteczności działań w zakresie poprawy efektywności elektrycznej. Całkowite zapotrzebowanie na energię elektryczną wynosi 195,5 TWh, zgodnie z najnowszym modelem modelu Agencji Rynku Energii S.A. dla Strategii Energetycznej Polski do roku 2030. Liczba ta obejmuje 5,2 TWh dla potrzeb pojazdów elektrycznych. Niskiego zapotrzebowanie Całkowite zapotrzebowanie na energię elektryczną wynosi 171 TWh. Założono, że zapotrzebowanie transportu utrzyma się na obecnym poziomie do roku 2030 Zapotrzebowanie ze strony gospodarstw domowych, małych przedsiębiorstw i przemysłu wzrośnie jedynie o 50% do roku 2030, ze względu na słabsze tempo wzrostu gospodarczego w Polsce i większe oszczędności z tytułu efektywności elektrycznej. 47

Annual Electricity Demand - TWh Decyzje inwestycyjne podejmowane są z myślą o bazowym poziomie zapotrzebowania, które jednak może okazać się większe lub mniejsze od zakładanego poziomu 240 220 200 180 160 140 120 Polska Trajektorie rocznego zapotrzebowania na energię elektryczną 2004 2006 2008 2010 Historic Base Low High Base-Low Base-High Decyzje inwestycyjne podejmowane są z myślą o bazowym poziomie zapotrzebowania Inwestorzy co pięć lat korygują swoje prognozy w oparciu o trajektorię bazowego zapotrzebowania (linia czerwona, przerywana linia zielona i purpurowa), jednak zapotrzebowanie było wyższe lub niższe od ich przewidywań (linie żółta i niebieska). Przykładowo: W przypadku wysokiego zapotrzebowania oczekiwania są w 2015 r. zgodne z przebiegiem przerywanej linii zielonej, jednak faktyczne zapotrzebowanie odpowiadało linii żółtej. W 2019 r. prognozy były w dalszym ciągu zaniżone (drobniejsza zielona linia przerywana). Prognozy zostały skorygowane w 2020 r., jednak w dalszym ciągu są zaniżone, (zielone linie przerywane). Ten pięcioletni cykl utrzymuje się w całym modelowanym okresie.

Założenia odnośnie wykorzystania technologii i poziomów maksymalnych Wysoki poziom wykorzystania: 50% wyższy od poziomu bazowego (maks. ~12 GW do 2030 r.) CCS Poziom bazowy: Około 8 GW łącznej mocy wszelkiego typu elektrowni (opalanych gazem, węglem kamiennym i brunatnym). Wczesne zastosowanie wychwytywania i składowania CO 2 (CCS) uwzględniono jedynie w scenariuszu Ceny CO 2. Dynamika wykorzystania CCS jest luźno wzorowana na Mapie Drogowej CCS dla Polski Bellony*. Niski poziom wykorzystania: Technologia CCS okazuje się zawodna po upływie roku od budowy pierwszej elektrowni komercyjnej i nie jest już później stosowana. Zgodnie z modelem Strategii Energetycznej do 2030 r. przyjęto maksymalną moc elektrowni jądrowych w wysokości 6 GW, przy czym pierwszy reaktor może zostać przekazany do eksploatacji w 2025 r. El. Jądrowe Morskie el. wiatrowe W scenariuszu bazowym Wsparcia Technologii Energetyka Jądrowa nie przewidziano dotacji do gazu, natomiast dotowane są elektrownie jądrowe o mocy 3x1600 MW (pierwszy blok oddany w połowie lat dwudziestych) oraz źródła odnawialne W innych scenariuszach i analizach wrażliwości uruchomienie elektrowni jądrowej nie jest przewidziane, ani energetyka jądrowa nie jest wspierana.. Wysoki poziom wykorzystania: Znaczne roczne przyrosty mocy od 2020 r. o 0 MW (11,5 GW w 2030 r.) Poziom bazowy: Zgodnie z modelem Strategii Energetycznej do 2030 r, roczne przyrosty mocy morskich elektrowni wiatrowych wyniosą jedynie 500 MW od roku 2018, ze względu na trudności związane z przyłączeniem i obowiązującymi przepisami (6,5 GW w 2030 r.) Niski poziom wykorzystania: roczne przyrosty mocy poniżej 500 MW poczynając od roku 2020 (4 GW zainstalowanej mocy w 2030 r.) Lądowe el. wiatrowe Zgodnie z modelem Strategii Energetycznej do 2030 r, roczne przyrosty mocy lądowych elektrowni wiatrowych wyniosą jedynie 500 MW * http://cdn.globalccsinstitute.com/sites/default/files/publications/13556/insuring-energy-independence-ccs-roadmap-poland.pdf 49