Nowa sytuacja ekonomiczna w polskiej energetyce w roku 2015

Nowa sytuacja ekonomiczna w polskiej energetyce w roku 2015 Konferencja Młodzi w Energetyce VII 02 04.02.2015. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 1

Lp. Wyszczególnienie Generator Kocioł właściwy Urządzenia pomocnicze kotła Turbina właściwa Urządzenia pomocnicze turbiny Urządzenia ciepłownicze Urządzenia stacji elektroenerge tyk. Sterujące urządzenia numeryczne Urządzenia gospodarki wodnej Urządzenia gospodarki odpadami pal. Urządzenia nawęglania Razem [szt.] 3 32 1 9 - - - - - - - 45 1 OSTROŁĘKA [godz.] 83,2 1695,2 146,5 78,8 - - - - - - - 2003,7 [%] 4,2 84,6 7,3 3,9 - - - - - - - 100,0 [szt.] 3 46 5 8 2 2 - - - - - 66 2 BEŁCHATÓW [godz.] 6,3 1325,3 76,8 6,3 24,9 0,6 - - - - - 1440,2 [%] 0,4 92,0 5,3 0,4 1,7 0,0 - - - - - 100,0 [szt.] 3 3 4 5 2 - - - - - - 17 2 BEŁCHATÓW 2 [godz.] 7,4 68,7 26,5 110,1 11,1 - - - - - - 223,8 [%] 3,3 30,7 11,8 49,2 5,0 - - - - - - 100,0 [szt.] - 3 - - 3 - - - - - - 6 3 STALOWA WOLA [godz.] - 145,3 20,3 7,8 46,5 - - - - - - 219,9 [%] - 66,1 9,2 3,5 21,1 - - - - - - 100,0 [szt.] 2 12 3 2 5-1 - - - - 25 4 KOZIENICE 200 [godz.] 3,8 425,9 4,2 81,6 135,4-9,5 - - - - 660,4 [%] 0,6 64,5 0,6 12,4 20,5-1,4 - - - - 100,0 [szt.] 1 7 1 1 - - - - - - - 10 5 KOZIENICE 500 [godz.] 3,6 270,4 3,8 8,8 - - - - - - - 286,6 [%] 1,3 94,3 1,3 3,1 - - - - - - - 100,0 [szt.] 1 35 7 5 10-1 1-1 - 61 6 POŁANIEC [godz.] 1,1 2207,8 222,2 261,1 176,8-0,5 4,2-46,7-2920,4 [%] 0,0 75,6 7,6 8,9 6,1-0,0 0,1-1,6-98,4 [szt.] - 1 1 5 1 - - - - - - 8 7 ŁAZISKA 1 [godz.] - 49,4 13,7 99,1 19,9 - - - - - - 182,1 [%] - 27,1 7,5 54,4 10,9 - - - - - - 100,0 [szt.] 1 10 3 7 6 - - - - 1-28 8 ŁAZISKA 2 [godz.] 9,3 368,7 69,8 61,8 122,8 - - - - 37,1 3,7 673,2 [%] 1,4 54,8 10,4 9,2 18,2 - - - - 5,5 0,5 93,9 [szt.] 1 10 4 2 4 - - - - - - 21 9 ŁAGISZA [godz.] 0,3 1034,0 70,1 152,3 201,1 - - - - - - 1457,8 [%] 0,0 70,9 4,8 10,4 13,8 - - - - - - 100,0 [szt.] 1 11 3 9 5 - - - - - - 29 10 RYBNIK [godz.] 3,8 425,2 95,5 66,0 111,9 - - - - - - 702,4 [%] 0,5 60,5 13,6 9,4 15,9 - - - - - - 100,0 Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 2

ZESTAWIENIE AWARII GŁÓWNYCH URZĄDZEŃ W ELEKTROWNIACH BLOKOWYCH W 2012 r. (cd.) Lp. Wyszczególnienie Generator Kocioł właściwy Urządzenia pomocnicze kotła Turbina właściwa Urządzenia pomocnicze turbiny Urządzenia ciepłownicze Urządzenia stacji elektroenergetyk. Sterujące urządzenia numeryczne Urządzenia gospodarki wodnej Urządzenia gospodarki odpadami pal. Urządzenia nawęglania Razem [szt.] - 5 1 1 - - - - - 1-8 11 SIERSZA [godz.] - 1 347,1 4,5 2,0 - - - - - 28,4-1382,0 [%] - 97,5 0,3 0,1 - - - - - 2,1-97,9 [szt.] 5 14 9 2 4 - - - - - - 34 12 JAWORZNO 3 [godz.] 550,0 511,8 103,1 94,3 189,0 - - - - - - 1448,2 [%] 38,0 35,3 7,1 6,5 13,1 - - - - - - 100,0 [szt.] - 10 6 2-1 - - - - 19 13 OPOLE [godz.] - 165,2 21,9 7,4 14,0-8,0 - - - - 216,5 [%] - 76,3 10,1 3,4 6,5-3,7 - - - - 100,0 [szt.] 5 18 9 7 5-4 - - 1 3 52 14 TURÓW [godz.] 218,9 1454,6 156,4 619,5 61,4-28,0 - - 26,3 1442,8 4007,9 [%] 5,5 36,3 3,9 15,5 1,5-0,7 - - 0,7 36,0 63,3 [szt.] 4 80 16 12 9 - - - - - - 121 15 PĄTNÓW WB [godz.] 592,6 4 292,5 1 066,1 336,7 475,9 - - - - - - 6763,8 [%] 8,8 63,5 15,8 5,0 7,0 - - - - - - 100,0 [szt.] 4 7 8 12 1 - - - 1 - - 33 16 ADAMÓW [godz.] 22,3 308,9 189,3 102,5 10,2 - - - 1,6-10,0 644,8 [%] 3,5 47,9 29,4 15,9 1,6 - - - 0,2-1,6 98,2 [szt.] 4 24 4 8 5 - - - - - - 45 18 DOLNA ODRA [godz.] 13,9 728,1 23,9 153,3 57,4 - - - - - - 976,6 [%] 1,4 74,6 2,4 15,7 5,9 - - - - - - 100,0 [szt.] 1 27 16 10 1 - - - - - - 55 19 SIEKIERKI [godz.] 254,8 1059,5 214,2 51,2 16,5 - - - - - - 1596,2 [%] 16,0 66,4 13,4 3,2 1,0 - - - - - - 100,0 [szt.] - 9 2 2-2 - - - - - 15 20 KRAKÓW ŁĘG [godz.] - 296,9 12,1 10,5-14,8 - - - - - 334,3 [%] - 88,8 3,6 3,1-4,4 - - - - - 100,0 [szt.] 39 364 103 109 63 4 7 1 1 4 3 698 21 KRAJ [godz.] 1771,3 18180,5 2540,9 2311,1 1674,8 15,4 46,0 4,2 1,6 138,5 1456,5 28140,8 [%] 6,3 64,6 9,0 8,2 6,0 0,1 0,2 0,0 0,0 0,5 5,2 94,3 Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 3

Ponad 60% polskich elektrowni zostało zbudowanych w latach 60-tych i 70-tych ubiegłego stulecia. Zostały więc zaprojektowane jeszcze 10 lat wcześniej, zgodnie z zasadami wtedy obowiązującymi, to jest bez instalacji odpowiadających dzisiejszym i przyszłym standardom w zakresie ekologii i efektywności wytwarzania. Większość instalacji grubościennych kotła i turbiny w tych elektrowniach przekroczyło 250 000 godzin pracy, co jest bardzo niebezpieczne ze względu na wyczerpywanie się zapasów żarowytrzymałości metali. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 4

Bezpieczeństwo elektroenergetyczne Polski Wiek Mocy w Polsce 2008 rok 14 000 100% Moc zainstalowana w latach, MWe 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% Udział mocy zainstalowanej w KSE, % 0 1950-1960 1961-1970 1971-1980 1981-1990 1991-2002 Reszta MWe % 0% Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 5

Wiek naszych elektrowni jest taki jak każdy widzi. Można i należy bezwzględnie utrzymać ich stan techniczny tak, aby był bezpieczny dla ludzi tam pracujących ( nie utrzymuje się niestety takiego stanu w polskim górnictwie węgla kamiennego), ale również, aby był w zakresie awarii przewidywalny dla właścicieli.energia musi być sprzedana a moc z tym związana jakoś zakontraktowana w planach sprzedaży rocznych, ale tez planach dnia następnego. Zarządzający eksploatacją musza, więc optymalizować swoje zamierzenia tak, aby w konsekwencji uzyskać dla nich akcept finansowy właściciela. Bez zmiany urządzeń na takie, jakie się projektuje i buduje dzisiaj nie jest możliwa poprawa efektywności o więcej niż 1-2 punkty procentowe. Poprawa sprawności o 7-8 punktów procentowych jest możliwa tylko w przypadku zupełnie nowych urządzeń. W stosunku do poprzedniej efektywności ( sprawności) daje to ( tak było w Turowie) poprawę względną sprawności o ponad 22%. Takie tez są oszczędności w emisji CO2 i takie to są oszczędności w zakupach paliwa. Tak, tak o ponad 20%! Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 6

Tabela. Prognoza krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną wg projektu Polityki energetycznej Polski do 2030 roku [TWh Wyszczególnienie 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Zapotrzebowanie brutto 146,1 163,3 181,6 204,5 243,0 279,8 Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 7

Zestawienie popytu i podaży na moc w latach 2008-2030 (źródło PSE Operator). Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 8

Konsekwencją obecnej sytuacji dla Polski jest wniosek, że oprócz 15 tysięcy MW nowych mocy, które należy wybudować według formuły Green Field, należy gruntownie zmodernizować, w większości przypadków zbudować nowe moce w już istniejących lokalizacjach (dotyczy to następnych około 15 tysięcy MW). Kolejne Rządy tłumaczyły brak nowych inwestycji w elektroenergetyce koniecznością ochrony konsumenta finalnego ze względu na wysoką względną cenę ważoną poziomem przychodów ludności. Ta sytuacja spowodowała, przy braku odpowiedniej kumulacji środków i istniejącym ryzyku regulatora, kompletny brak sygnałów inwestycyjnych i doprowadzenie do sytuacji, jaką mamy teraz.).. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 9

1.2. Najważniejsze wyniki uzgodnień ze szczytu unijnego Wyniki uzgodnień ze szczytu 23 października 2014 potwierdziły główne tzw. wymierne cele polityki unijnej. W szczególności: Ustalono cel redukcji gazów cieplarnianych do roku 2030 na poziomie co najmniej 40% redukcji emisji (z możliwością zaostrzenia po negocjacjach w roku 2015) Zatwierdzono cele redukcyjne dla sektorów ETS (43% redukcji) i Non ETS (30% redukcji) Potwierdzono cel 27% energii z OZE w roku 2030 (obligatoryjny na poziomie UE) Uzupełniono o cel 27% poprawy efektywności do roku 2030. Warto podkreślić, że cel redukcyjny na poziomie UE ustalono jako co najmniej (minimum) 40% redukcji, co interpretowane jest także jako zgoda na głębsze cele redukcyjne gdyby w ramach globalnych uzgodnień klimatycznych inne kraje podjęły podobne zobowiązania. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 10

2.1. Główne zdobycze negocjacyjne rządu polskiego W negocjacjach klimatycznych rząd Polski skoncentrował się na dążeniu do uzyskania kompensat w postaci dodatkowych przydziałów uprawnień emisyjnych oraz prawa do darmowego rozdziału części uzyskanych uprawnień. Przedstawiciele rządu jako główne zdobycze negocjacyjne przedstawiają: Uzyskanie dodatkowych uprawnień z puli 10% przeznaczonej dla krajów o dochodzie PKB na osobę nie większym niż 90% średniej unijnej; Uzyskanie dodatkowych środków z rezerwy 2% uprawnień; Uzyskanie możliwości przydzielenia bezpłatnie producentom energii w Polsce 40% głównej puli uprawnień uzyskanej przez Polskę. Na podstawie powyższych uwag oraz zapisów konkluzji ze szczytu unijnego można stwierdzić, że: Uzyskanie prawa do wykorzystania 40% puli uprawnień do ich darmowego rozdziału dla przedsiębiorstw sektora energetycznego w żadnym stopniu nie zwiększa puli uprawnień jakie otrzymuje Polska i w żadnym stopniu nie zmniejsza puli uprawnień jakie otrzymują inne kraje. Dla innych krajów jest to więc bardzo mało kosztowny gest, gdyż nic za niego nie płacą. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 11

Istniejące i zdeterminowane moce elektrowni 25000 MOC ELEKTROWNI Moc ISTNIEJĄCYCH elektrowni cieplnych I ZDETERMINWANYCH (z BII, ŁII, PII, bez innych nowych) Moc zainstalowana w elektrowniach po przeprowadzeniu modernizacji w latach 2006-2020 20000 Odsiarczanie Przedłużenie żywotności 15000 MW Moc zainstalowana w elektrowniach bez przeprowadzenia modernizacji w latach 2006-2020 Odazotowanie 10000 5000 Przedłużenie żywotności Wyłaczenia 0 1955 1 1960 2 1965 3 1970 4 1975 5 1980 6 1985 7 1990 8 1995 9 2000 10 2005 11 201012 201513 202014 Lata Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 12

Bilans mocy w KSE w szczycie dnia 29 stycznia 2008. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 13

Tabela 1. Zapotrzebowanie biomasy dla BOT Elektrowni Turów SA przy 3 i 4% udziału en. elektrycznej z OZE Wyszczególnienie Jednostka Produkcja 3% en. elektrycznej Produkcja 5% en. elektrycznej roczna średniomiesięczna roczna średniomiesięczna Ilość wyprodukowanej en. elektrycznej (3%) MWh 379 080 31 590 631 800 52 650 Potrzebna energia chemiczna paliwa ogółem GJ 3 499 200 291 600 5 832 000 486 000 Zrębki wierzby, malwy, trzcina miskanta Wartość opałowa (stan suchy) GJ/Mg 18,0 18,0 18,0 18,0 Zużycie na 1 MWh kg 512,8 512,8 512,8 512,8 Zużycie zrębków na podaną produkcję Mg 194 400,0 16 200,0 324 000,0 27 000,0 Zużycie zrębków na 1 godz. pracy Mg 32,4 32,4 54,0 54,0 Plon z plantacji energetycznej: Ilość hektarów przy założeniu 15 Mg s.m./ha ha 12 960 1 080 21 600 1 800 Ilość hektarów na 1 godz. pracy ha 2,2 2,2 3,6 3,6 Ilość hektarów przy założeniu 20 Mg s.m./ha ha 9 720 810 16 200 1 350 Ilość hektarów na 1 godz. pracy ha 1,6 1,6 2,7 2,7 Ilość hektarów przy założeniu: 30 Mg s.m./ha ha 6 480 540 10 800 900 Ilość hektarów na 1 godz. pracy ha 1,1 1,1 1,8 1,8 Słoma Wartość opałowa GJ/Mg 15,0 15,0 15,0 15,0 Zużycie na 1 MWh kg 615,4 615,4 615,4 615,4 Zużycie słomy na podaną produkcję Mg 233 280 19 440 388 800 32 400 Zużycie słomy na 1 godz. pracy Mg 38,9 38,9 64,8 64,8 Ilość hektarów przy założeniu: 3 Mg/ha ha 77 760 6 480 129 600 10 800 Ilość hektarów na 1 godz. pracy ha 13,0 13,0 21,6 21,6 Źródło: Opracowanie własne 26 Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 14

Seminarium Węgiel brunatny szanse i zagrożenia rozwoju energetyki opartej na węglu brunatnym w I połowie XXI wieku w Polsce 7. Dlaczego węgiel brunatny? Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 15

Całkowita zdolność przepustowa połączeń polskiego systemu elektroenergetycznego z krajami Unii Europejskiej wynosi 2000-3000 MW (w zależności od konfiguracji pracy systemu) i jest ograniczona zdolnościami przesyłowymi wewnątrz krajowego systemu. Obecna moc połączeń transgranicznych spełnia cel uznany przez Radę Europy, mówiący o minimum 10 proc. zdolności przesyłowej połączeń transgranicznych w stosunku do mocy zainstalowanej w krajowym systemie elektroenergetycznym. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 16

1. Krajowy System Elektroenergetyczny znajduje się na granicy wydolności, w szybkim tempie rośnie zapotrzebowanie na moc, maleją rezerwy i dyspozycyjność urządzeń wytwórczych. 2. W perspektywie najbliższych lat należy poważnie liczyć się z koniecznością okresowego wprowadzania ograniczeń poboru energii elektrycznej z powodu niedoboru krajowych zdolności wytwórczych (ograniczenia na terenie całego kraju) lub z powodu zagrożenia bezpieczeństwa pracy sieci (w wybranych obszarach kraju). 3. Większość jednostek wytwórczych pochodzi z lat 60. i 70. ubiegłego wieku, i będzie stopniowo wycofywana z eksploatacji ze względu na naturalne zużycie techniczne. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 17

Znaczna część istniejących bloków została w ostatnich latach zmodernizowana głównie w oparciu o Kontrakty Długoterminowe zawierane pomiędzy wytwórcami a Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi. W ramach modernizacji i głębokich retrofitów uzyskano m.in.: przedłużenie żywotności urządzeń o ok. 100 tys. godzin pracy, poprawę sprawności wytwarzania o 3-4%, znaczną redukcję emisji SO 2, NO X i pyłu poprzez zabudowę instalacji ochrony środowiska. W przypadku konieczności przedwczesnego odstawiania bloków, zainwestowane na ten cel środki zostałyby częściowo zmarnowane. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 18

Jedną z metod określania dopuszczalnego czasu pracy urządzeń energetycznych jest określenie zapasu żarowytrzymałości grubościennych elementów kotła i turbiny. Elementy te podczas długotrwałej pracy podlegają w pewnym okresie swojego życia odkształceniom plastycznym, które to znamionuje bliski koniec ich bezpiecznej eksploatacji. Jeszcze kilka lat temu przyjmowało się że ten okres dla elementów grubościennych kotła wynosi 250 000 godzin. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 19

Wydaje się, że nie należy podnosić ryzyka przedłużając te okresy, chyba że zmniejszymy parametry (temp. I ciśnienie) mniej więcej do 80 % znamionowego. Posługując się tym kryterium należałoby drastycznie ograniczyć pracę urządzeń, które powstały w latach 60- tych ubiegłego wieku. Dotyczy to niestety ponad 30% obiektów energetycznych powstałych w Polsce. Następne 30% niebezpiecznie zbliża się do tego okresu, który na pewno będzie osiągnięty przed rokiem 2020. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 20

Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 21

[MW] Struktura paliwowa mocy netto istniejących źródeł systemowych oraz prognozowane obciążenie tych źródeł dla bazowego scenariusza rozwoju 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 węgiel kamienny węgiel brunatny gaz ziemny EC wodne obciążenie Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 22

Wydobycie w kopalniach czynnych + Legnica mln Mg Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 23

Wybrane wskaźniki porównawcze - PL vs. kraje EU Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 25

Nowe okoliczności w roku 2015 1. Podjęcie decyzji politycznej o częściowej konsolidacji podmiotów elektroenergetyki z podmiotami górnictwa 2. Zapowiedziana zgoda na dalsze łączenie się podmiotów energetyki, przykłady to PGE + Energa, Tauron + Enion 3. Dalej istnieje silna grupa RWE, EDF, SUEZ, VEOLIA (dawna DALKIA) Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 27

Skala prowadzonych zadań w energetyce znacznie poszerzyła się w 2014 r., gdyż ostatecznie wyjaśniły się losy rozbudowy elektrowni Opole (2x900 MW) oraz Jaworzno III (843 MW). Do tego podpisano umowy na budowę nowych jednostek w Turowie (450 MW), Płocku (596 MW) czy Kędzierzynie-Koźlu (25 MW). Ponadto w toku jest realizacja nowych bloków m.in. w Kozienicach (1075 MW), Włocławku (463 MW), Stalowej Woli (449 MW), Gorzowie (138 MW), Zofiówce (75 MW) i Tychach (58 MW). Jesienią ubiegłego roku na horyzoncie pojawiły się jeszcze bardziej realne perspektywy kolejnych przedsięwzięć, gdyż ogłoszono przetargi na bloki w Elektrowni Łagisza (400-500 MW) oraz Elektrociepłowni Żerań (420-490 MW), które w sumie będą kosztować ok. 3 mld zł. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 28

Koszty tych inwestycji łącznie wyniosą co najmniej 45-55 Mld Euro wydatkowanych w przeciągu 15 lat czyli średnio 3-3, 8 Mld Euro rocznie plus koszty obsługi kredytu w trakcie realizacji inwestycji. Należy w związku z tym liczyć się ze wzrostem kosztów w samym tylko sektorze wytwarzania bez kosztów pochodnych jak VAT o 40-50 Euro/MWh. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 29

Powiększyło się jednak grono projektów, które zniknęły z mapy planowanych inwestycji. Najpierw anulowano przetarg siłownię w Pomorzanach (200-270 MW), a następnie w Puławach (800-900 MW). W obu przypadkach decydujące były mgliste perspektywy wsparcia dla kogeneracji gazowej. Z kolei do zawieszonych w 2012 r. przedsięwzięć węglowych w Rybniku (900 MW) i Ostrołęce (850-1000 MW) dołączyły elektrownie Północ (2x780-1050 MW) oraz Czeczott (1000 MW). Trzeba też przypomnieć, że w 2013 r. wstrzymano plany budowy bloku gazowego 850 MW w Blachowni oraz zrezygnowano z jednostki 135 MW w Katowicach, która również miała być opalana błękitnym paliwem. Bez odpowiedzi wciąż pozostają pytania o przyszłość bloków gazowych w Grudziądzu (420-600 MW) oraz Bydgoszczy (400-500 MW). W obu przypadkach przetargi od dawna tkwią w martwym punkcie. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 30

Scenarios for CO2 emissions [3] Many potential solutions for saving energy are readily available today and with already proven technologies. In power generation for example, ultra-supercritical coal combustion technologies (650 C, 265 bars) and combined cycle gas turbine power plants are excellent examples of highly efficient processes, so is power transmission with the latest ultra-high voltage AC and DC technology. Smart metering, efficient buildings, heat pumps, efficient motors, LED lighting and other applications can also contribute to higher energy efficiency. Life cycle analysis can help define the specific contribution of each technology and ana-lyse which technologies are cost effective, i.e. reduction in total energy costs often provides positive returns on investments. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 31

44 42 40 38 36 34 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 elektrownia 32 30 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 34

Tabela 18 Koszty wytwarzania energii elektrycznej w różnych obiektach energetycznych Stopa. dyskonta. % Godzin pracy rocznie Koszt MWh Węglowe rocznie US$(2000) [33] Konwencjonalna 8 7 000 42,2 [33] Param. nadkrytyczne. 8 7 000 40,22 [33] PFBC 8 7 000 39,7 [33] IGCC 8 7 000 44,43 [34] IGCC 8 7 000 38,9-44,0 [37]PFBC W. impor towany 8 7 000 42,2-47,4 [37]PFBC W. krajowy 8 7 000 54,0-65,9 [37] W. brunatny 8 7 000 47,4-52,7 [42] W. kamienny 5 6 500 47,1 [42] W. brunatny 5 6 500 42,8 [42] W. kamienny 10 6 500 60,3 Gazowe [34] Szczytowe 8 2 500 67,6 [34] GTCC 8 7 000 4,3 [42] GTCC 5 500 47,6 [42] GTCC 10 6 500 51,3 Jądrowe [14] LWR 5 7000 32,7-58,8 [14] LWR 10 7000 33,9-58,8 [37] LWR 8 7000 28,2-53,1 [15] LWR 5 7 25-47 [34] LWR 8 7000 48 [42] LWR 5 6 500 44,4 [42] L 6 500 65,1 [30] GT-MHR? 7 000 18-22 [38] Hydro?? 40 Wiatrowe (bez rezerwowania i akumulacji [37] 8 2 000 68-72 [38]? 1 750 45 Biomasa [37] Konwencjonalna 8 6 500 34-45 [40] Konwencjonalna? 6 500 94 [40] BIGCC? 6 500 58-63 Jerzy.Laskawiec@pzge.pl

Jaki jest więc idealny miks energetyczny dla Polski? Trzeba opierać go na tym, co kto ma. W naszej strategii mówimy: musimy dogonić Stany Zjednoczone, ale gonimy nierozumnie. Stany Zjednoczone mają w Luizjanie węgiel, w Montanie węgiel, w Kalifornii elektrownie wiatrowe, w Górach Skalistych elektrownie wodne, ponadto prawie wszędzie ATOM. I to jest miks. A przedstawiciele Unii uważają, że wszyscy w Europie muszą mieć to samo: jak Francja ma z węgla 5%, to Polska też tak musi. To bez sensu. Polska ma węgiel, Francja ma atom, Niemcy mają wszystko, a kraje alpejskie i skandynawskie mają elektrownie wodne. Musimy patrzyć przez pryzmat całej Unii, a nie poszczególnych krajów. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 36

16.02.06 Netherlands puts figure on long term emissions plan A report by the energy research centre (ECN) and the advisory planning bureau (MNP) in the Netherlands has estimated that the cost of reducing its greenhouse gas emissions from an estimated 251 MtCO2e in 2020 to 180 MtCO2e would cost between 1.4 billion and 2.9 billion per year. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 37

Trwają prace nad Polityką Energetyczną Polski do 2050 r. Nie udało się dotrzymać rządowych zapowiedzi, że zostanie ona zatwierdzona do końca 2014 r. Trudno przesądzać, czy ten dokument rozwieje wątpliwości ws. kierunku, w którym ma podążać krajowa energetyka. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 38

Istnieje bezwzględna konieczność stworzenie systemowego podejścia do opracowywania dokumentów dotyczących polityki energetycznej państwa i wdrożenie. Uruchomienie w oparciu o wybraną jednostkę lub instytucję, ciągłej aktualizacji baz danych, generowania scenariuszy i analiz rozwoju dla potrzeb rządowych zespołów negocjujących rozwiązania z Komisją Europejską oraz dla potrzeb dla planowania rozwoju branży energetycznej. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 39

Konkluzje: Brak w strukturach rządowych ośrodka, odpowiedzialnego za wizje i strategie rozwoju sektora energetyki kompleksowej Stosuje się podejście mało profesjonalne i lobbystyczne przy opracowywaniu kolejnych projektów polityki Projekty polityki mało przydatne dla spółek i nowych inwestorów EFEKTY (niepożądane): Wzrost ryzyka działalności na rynku energii w Polsce - potencjalne skutki (?) Zagrożenie bezpieczeństwa dostaw Wzrosty cen energii Bardziej ryzykowne planowanie rozwoju inwestorów ryzyko 40 Jerzy.Laskawiec@pzge.pl

PKB na m ieszkańca rocznie, US$ PKB na m ieszkańca rocznie, US$ 50 000 50 000 45 000 45 000 40 000 40 000 35 000 35 000 30 000 30 000 25 000 25 000 20 000 20 000 15 000 15 000 10 000 10 000 000 5 000 0 POLSKA 12500 USD /g POLSKA 000 000 000 000 0 2 000 4 000 6 000 8 000 Wykorzystanie energii elektrycznej, kwh/ma Wykorzystanie energii elektrycznej, kwh/ma Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 41

TAURON ma zobowiązania, które stanowią 29% jego aktywów to dość dużo. Sądzę, że zaryzykuje, by przesunąć tę granicę do 40%. Natomiast PGE ma ok. 3 %. Przecież nawet polski rząd ma ponad 104% zadłużenia zagranicznego w stosunku do swojego PKB. W PGE jest dużo miejsca dla nowych zobowiązań, do tego, żeby budować. Opole w możliwościach PGE się mieści. Nie słuchajmy argumentów, że to będzie niekonkurencyjne. Przecież te bloki pojawią się dopiero za 5-6 lat poziom konkurencyjności przy założeniu,ze inni też będą inwestowali będzie wówczas w stosunku do innych producentów taki sam, przesunie się tylko na wyższą wartość kwotową. Nie widzę tu żadnego ryzyka. Jeżeli byłoby inaczej, nastąpiłaby całkowita stagnacja na świecie. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 42

Dziękuję za uwagę Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 44