Wyzwania związane z zapewnieniem ciągłości dostaw energii elektrycznej oraz optymalizacja mix-u energetycznego dla Polski do roku 2050 Łódzka Okręgowa Izba Inżynierów Budownictwa 31 maj 2016 dr inż. Michał Wierzbowski mgr inż. Wojciech Łyżwa Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka
Zakład Sieci Elektroenergetycznych Grupa robocza ds. optymalizacji planowania pracy i rozwoju systemu elektroenergetycznego w warunkach rynkowych prof. dr hab. inż. Władysław Mielczarski, profesor zwyczajny Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka dr inż. Michał Wierzbowski adiunkt Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka główny specjalista DAS Kancelaria Prezesa Rady Ministrów dr inż. Błażej Olek adiunkt Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka główny specjalista, DAS Kancelaria Prezesa Rady Ministrów mgr inż. Wojciech Łyżwa doktorant Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka mgr inż. Jakub Przybylski, doktorant Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka Inspektor, Biuro Analiz Ekonomicznych, Departament Planowania i Analiz, PGE S.A. mgr inż. Mateusz Andrychowicz doktorant Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka mgr inż. Izabela Musiał doktorantka Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka inż. Rafał Dzikowski student WEEIA Politechnika Łódzka 2
Obecny stan systemu elektroenergetycznego W sierpniu po raz pierwszy od 30 lat wprowadzono ograniczenia w dostawach energii elektrycznej Wskazywana jest możliwość ograniczenia dostaw w kolejnym letnim szczycie zapotrzebowania Ograniczenia dostaw oraz permanentne braki rezerw w KSE świadczą o złej kondycji systemu i trudnościach z jego bilansowaniem Przyczyny: 1. Odstawienia najstarszych bloków i brak inwestycji 2. Niekontrolowana praca OZE 3. Brak elastyczności w przestarzałych jednostkach wytwórczych 4. Centralnie dysponowany system elektroenergetyczny (scentralizowany RB + RDN) 3
Zapotrzebowanie w MW Braki rezerw mocy 25000 24000 23000 Dobowe zapotrzebowanie na energię elektryczną w MW Braki energii - Zima i lato 22000 21000 20000 19000 18000 17000 16000 Nadmiar energii - wiosna, jesień - nadmiar wiatru 15000 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Godziny doby 4
Zapotrzebowanie na energię elektryczną w MW Braki rezerw mocy (+) 27000 Zapotrzebowanie z rezerwami mocy w dniach 7, 8 i 9 grudnia 2015r. Braki 25000 23000 Braki 21000 19000 17000 Wymagana rezerwa mocy 15000 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Godziny doby 5
Zapotrzebowanie w MW Braki rezerw mocy (-) 21000 Zapotrzebowanie i rezerwy dolne (bez eksportu) w dniach 5 i 6 grudnia 2015r. 20000 19000 Nadmiar energii - możliwość utraty stabilności 18000 17000 16000 15000 14000 Zapotrzebowanie 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324 Godziny doby 6
Braki rezerw mocy styczeń 2016 Liczba godzin w miesiącu, podczas których Operator Systemu Przesyłowego nie dotrzymał wartości wymaganych rezerw mocy, stanowiących 9% zapotrzebowania, wyniosła 225h (w grudniu 218h), co stanowi 30% (w grudniu 30%) czasu w miesiącu. Liczba godzin podczas których Operator nie dotrzymał wartości rezerw na poziomie 2% zapotrzebowania, wyniosła 32h (w grudniu 34h) co stanowi 4% czasu w miesiącu (w grudniu 5%). 7
1 23 21 19 17 15 13 11 9 7 5 3 1 23 21 19 17 15 13 11 9 7 5 3 1 23 21 19 17 15 13 11 9 7 MW Wykorzystanie środków zaradczych PSE w styczniu 2016 Eksport Generacja w ramach RUS - Praca interwencyjna Generacja IRZ Praca silnikowa elektrowni szczytowo pomppowych Import 1500 1000 500 0-500 -1000-1500 -2000 8
1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 9 1 17 Bilans mocy KSE w styczniu Generacja njwcd Generacja w ramach RUS - Rezerwa Zimna Genracja JWCD (bloki cieplne, bez RZ i PI) Praca silnikowa elektrowni szczytowo pomppowych Zapotrzebowanie całkowite w KSE Generacja z OZE (wiatr) Generacja w ramach RUS - Praca interwencyjna Eksport Import 25000 20000 15000 10000 5000 0 9
Lata Odstawienia mocy JWCD [MW] Starzejące się jednostki wytwórcze missing capacity problem Odstawienia mocy njwcd [MW] Nowe moce [MW] Bilans roczny (przyłączenia - odstawienia) [MW] Bilans skumulowany (przyłączenia - odstawienia) [MW] 2016-2030 -5 258-1 533 4 197 0-1 874 2030-2040 -8 963? 0 0-10 837 2041-2045 -3 135? 0 0-13 972 Elektrownia Moc [MW] Rok odstawienia Siersza B5 120 2016 Łaziska 2 B1, B2 250 2016 Bełchatów B01 370 2017 Pątnów B6 200 2017 Pątnów B5 200 2017 Adamów B1-B5 600 2017 Połaniec B3 242 2017 Bełchatów B02 358 2018 Łagisza B6, B7 240 2018 Dolna Odra 1,2 454 2019 Siersza B3, B6 251 2019 Stalowa Wola 3 B8 125 2019 Ostrołęka B B2 383 2024 Skawina 6 110 2025 Łaziska 3 B10, B11, B12 675 2027 Łaziska 3 B9 230 2027 Jaworzno II 1,2 450 2028 Nowa elektrownia Technologia Inwestor Moc Data przyłączenia Włocławek CCGT (Gaz) ORLEN 473 2016.02 Stalowa Wola CCGT (Gaz) TAURON 467 2016.05 Kozienice WK ENEA 1075 2017.07 Płock WK ORLEN 596 2017.12 Opole 5 WK PGE 900 2018.08 Jaworzno WK TAURON 910 2019.04 Opole 6 WK PGE 900 2019.04 Turów WB PGE 496 2019.09 10
Bilans mocy w perspektywie długoterminowej GW 6 4 2 0-2 -4 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030-6 Power deficit Power reserves Required 9% reserve Required 18% reserve 11
Bilans mocy w perspektywie długoterminowej GW 12 10 8 6 4 2 0 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 18% reserve deficit 9% reserve deficit Power deficit 12
Możliwości poprawy bezpieczeństwa pracy KSE DZIAŁANIE KRÓTKOTERMINOWE: 1. Poprawie bezpieczeństwa na sezon letni 2016 sprzyja: zwiększona koordynacja remontów elektrowni, poprawiająca ich dyspozycyjność oddanie nowego bloku gazowego we Włocławku uruchomienie połączenia HVDC Polska Litwa. uruchomienie przesuwnika fazowego na jednym z połączeń Polska Niemcy Przywrócenie importu z Ukrainny (z el. Dobrotwór) 2. Pomimo działań, sytuacja bilansowa KSE jest b. trudna, więc należy opracować nowe zasady ograniczania dostaw (stopni zasilania) minimalizujących straty dla gospodarki DZIAŁANIE ŚREDNIO I DŁUGOTERMINOWE Opracowanie i wdrożenie mechanizmów zachęcających inwestorów do inwestycji w nowe moce wytwórcze Poprawa dyspozycyjności i elastyczności dużych elektrowni systemowych modernizacje bloków Zwiększenie współpracy z elektrociepłowniami i elektrowniami przemysłowymi opracowanie katalogu RUS w których jednostki tego typu mogą uczestniczyć Rozwój połączeń transgranicznych w celu bilansowania systemu w krytycznych momentach dobry przykład LitPol Link: połączenie energetyczne Polski i Litwy. Włączenie aktywne systemów dystrybucyjnych do bilansowanie zapotrzebowania na moc i energię elektryczną modyfikacja zasad RB i LPD 13
Prace prowadzone nad optymalizacją miksu energetycznego Polski Publikacja wyników modelu DAS Departament Analiz Strategicznych Kancelarii Prezesa Rady Ministrów lipiec 2013 Analiza modelu DAS i symulacje scenariuszy dla Ministerstwa Gospodarki (MG) wrzesień 2013 styczeń 2014 Sformułowanie zakresu cech i możliwości programu optymalizacyjnego dla Energy Mix przez MG styczeń 2014 Budowa modelu emix luty sierpień 2014 Symulacje dla MG weryfikujące założenia Polityki Energetycznej i wspomagające negocjacje z Komisja Europejską sierpień październik 2014 Równoległe badania naukowe dotyczące optymalizacji technologii wytwarzania Wykorzystanie modelu emix w pracach Narodowej Rady Rozwoju przy Prezydencie RP, w procesie przygotowania do COP 21 w Paryżu (listopad grudzień 2015) 14
Optymalizacja mix-u energetycznego Optymalizacja mix-u energetycznego polega na określeniu udziału poszczególnych technologii w bilansach mocy i energii przy minimalizacji określonej funkcji celu i spełnieniu ograniczeń odzwierciedlających standardy techniczne pracy systemu. Opracowana metoda może być wykorzystywana przez: organy administracji państwowej - pomoc w planowaniu polityki energetycznej (symulacje były wykorzystywane przez Ministerstwo Gospodarki w tworzeniu Polityki Energetycznej 2050); Operatora Systemu Przesyłowego pomoc w długoterminowym planowaniu pracy systemu elektroenergetycznego; firmy energetyczne - informacja dla inwestorów o kierunkach rozwoju sektora wytwórczego. 15
Model emix Kryterium optymalizacji jest minimalizacja całkowitych kosztów budowy i pracy jednostek wytwórczych w długim horyzoncie czasowym dokonywana z perspektywy centralnego planisty Horyzont optymalizacji do roku 2050, obliczenia optymalizacyjne są przeprowadzane z krokiem jednego roku Implementacja typoszeregów mocy nominalnych dla jednostek konwencjonalnych, w zależności od wykorzystywanego paliwa: Elektrownia spalająca węgiel brunatny 450MW, 900MW Elektrownia spalająca węgiel kamienny 450MW, 900MW Elektrownia gazowa 450 MW Elektrownia atomowa 1000MW, 1600MW Elektrownia spalająca biomasę 100MW, 200MW Uwzględnienie OZE (wodne JWCD i njwcd, biogaz, biomasa, wiatr na lądzie i morzu, PV), kogeneracji węglowej i gazowej oraz elektrowni przemysłowych 16
Model emix c.d. Wykorzystanie programowania całkowito-liczbowego Optymalizacja technologii produkcji energii elektrycznej z uwzględnieniem następujących aspektów: koszty (CAPEX, OPEX, paliwo, emisje CO 2 ); poziomy emisji CO 2 ; bilanse mocy; bilanse energii; spłaty kredytów; zadłużenie sektora; zapotrzebowanie na paliwa i ich zasoby (węgiel brunatny, kamienny, gaz); ograniczenia operacyjne (rezerwy mocy i regulacyjność). Rozdział obciążeń jednostek przeprowadzony dla reprezentatywnej godziny w każdym roku optymalizacji 17
Zapis matematyczny Funkcja celu: X u P_I u,t CF u,t + E u,t CV u,t + P_DISP u,t C_DISP u,t u U t T Zmienne stanu: X u decyzja o budowie elektrowni, zmienna binarna 0/1; E u,t produkcja energii elektrycznej jednostki u w roku t, zmienna ciągła. Podstawowe ograniczenia: - bilans mocy; - bilans energii; - dzienny rozdział obciążeń. 18
Moc jednostki wytwórczej klasy 220 MW 19
Operacyjne rezerwy mocy Operacyjne rezerwy mocy: t T PRIMARY_RESERVE u,t > 250MW uεu t T SECONDARY_RESERVE u,t > 2 max P_A u,t uεu t T Yo_UP u,t K_PRESERVE_DISP t P_D t uεu Powiązanie rezerw mocy i OZE: t T t T Yo_UP u,t uεu uεu Yo_DOWN u,t uεu uεu VG u,t VG u,t 20
Powiązanie rezerw mocy i OZE w emix W celu uwzględnia regulacyjności systemu elektroenergetycznego nałożono ograniczenia wiążące rezerwy mocy z możliwymi zmianami generacji ze źródeł odnawialnych (fotowoltaicznych i wiatrowych). Zmiany wyrażono jako procent mocy zainstalowanej danej technologii. Parametr Zmiany generacji wiatrowej godzinowe Zmiany generacji fotowoltaicznej godzinowe Procent mocy zainstalowanej 40% 40% 21
P [GW] Rozdział obciążeń jednostek wytwórczych 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 22
P [GW] Konsekwencje braku uwzględnienia operacyjnych rezerw mocy P [GW] 55 Uwzględnienie rezerw 55 Brak uwzględnienia rezerw 50 50 45 45 40 40 35 35 30 30 25 25 20 20 15 15 10 10 5 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 23
P [MW] E [TWh] Prognoza wzrostu mocy szczytowej i zapotrzebowania na energię elektryczną ARE KAPE (PEP2050) DAS emix 230 220 210 200 190 180 170 160 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 27 562 30 748 34 303 38 268 2020 2030 2040 2050 24
Scenariusze obliczeniowe Nr. Opis Cena CO 2 [ /tco 2 ] Cena gazu [$/1000m 3 ] Wymaganie OZE S1 S2 S3 S4 S5 Scenariusz referencyjny Wysokie ceny gazu Polityka UE Polityka UE + wysokie ceny gazu Wysoki udział OZE 5 w 2020 10 w 2030 15 w 2040 20 w 2050 5 w 2020 10 w 2030 15 w 2040 20 w 2050 15 w 2020 53 w 2030 53 w 2040 53 w 2050 15 w 2020 53 w 2030 53 w 2040 53 w 2050 15 w 2020 53 w 2030 53 w 2040 53 w 2050 250 350 250 350 250 19% (w całym horyzoncie) 19% (w całym horyzoncie) 19% w 2020 27% w 2030 27% w 2040 27% w 2050 19% w 2020 27% w 2030 27% w 2040 27% w 2050 19% w 2020 27% w 2030 38% w 2040 50% w 2050 25
Moc zainstalowana w GW Scenariusz referencyjny S1 Wysokie ceny gazu S2 70 70 60 60 50 50 40 40 30 30 20 20 10 10 0 2020 2030 2040 2050 0 2020 2030 2040 2050 26
Moc zainstalowana w GW Polityka UE S3 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2020 2030 2040 2050 90 80 70 60 50 Wysoki udział OZE S5 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Polityka UE + wysokie ceny gazu S4 40 30 20 10 0 2020 2030 2040 2050 0 2020 2030 2040 2050 27
Produkcja energii elektrycznej w TWh 250 Scenariusz referencyjny S1 250 Wysokie ceny gazu S2 200 200 150 150 100 100 50 50 0 2020 2030 2040 2050 0 2020 2030 2040 2050 28
Produkcja energii elektrycznej w TWh Polityka UE S3 250 200 150 100 Wysoki udział OZE S5 50 0 2020 2030 2040 2050 250 Polityka UE + wysokie ceny gazu S4 250 200 150 100 200 50 150 0 2020 2030 2040 2050 100 50 0 2020 2030 2040 2050 29
Emisje CO2 [mln t] Emisje CO 2 w mln t 150 S1 S2 S3 S4 S5 140 130 120 110 100 90 80 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 30
71 67 21 11 31 24 18 14 3 11 Zużycie paliw pierwotnych w mln t węgiel, bcm (mld m 3 ) - gaz 26 34 71 85 83 100 31 24 19 14 3 7 13 16 71 11 3 1 30 19 9 3 4 21 31 38 71 11 3 1 31 24 18 14 3 18 26 32 71 11 3 1 30 22 9 3 4 19 26 27 2020 2030 2040 2050 120 100 80 60 40 20 0 W. brun. W.kam. Gaz W. brun. W.kam. Gaz W. brun. W.kam. Gaz W. brun. W.kam. Gaz W. brun. W.kam. Gaz S1 S2 S3 S4 S5 31
Całkowite koszty produkcji energii elektrycznej w mld EUR Financial cost Fixed O&M Variable O&M Fuel cost CO2 cost 25 4,3 20 15 10 5 0 4,0 5,4 4,4 3,9 4,3 3,8 0,4 1,5 2,5 4,5 4,3 4,2 4,7 3,4 1,2 1,7 5,0 6,0 0,4 3,7 4,2 3,0 3,0 4,7 5,4 1,1 1,2 2,3 0,4 0,4 0,5 0,5 4,2 1,6 1,8 0,4 0,4 4,8 3,9 0,4 0,4 0,6 0,6 1,7 1,7 1,7 3,1 2,8 1,7 1,9 1,8 2,0 1,8 2,0 0,4 2,9 3,0 0,4 0,4 0,4 0,4 2,9 3,0 2,9 11,3 1,3 1,2 1,4 1,4 1,6 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 1,1 1,1 8,6 5,8 5,8 6,5 6,7 1,1 1,1 1,1 6,2 6,4 6,2 6,4 3,3 4,1 4,5 4,9 4,9 5,4 3,3 3,3 3,3 3,3 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 S1 S2 S3 S4 S5 32
Koszt krańcowy produkcji energii w EUR/MWh 140 128 120 115 100 98 97 91 104 104 99 100 80 60 61 65 74 71 61 66 77 75 69 69 69 40 20 0 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 S1 S2 S3 S4 S5 33
Podsumowanie Planowanie rozwoju sektora energetycznego powinno uwzględniać: typoszeregi mocy wytwórczych, rezerwy mocy, pełne koszty budowy i pracy jednostek oraz bilanse mocy i energii; Cena pozwoleń na emisje CO 2 na poziomie 53 EUR/tCO 2 nie jest wystarczająca do pobudzenia inwestycji dotyczących budowy elektrowni jądrowej. Koszt powstania EJ Hinkley Point C (3200 MW) wynosi 18 mld GBP (5,6 mln GBP/MW 28 mln PLN/MW). Koszty te nie uwzględniają całkowitych kosztów finansowych inwestycji; Efektywność obniżania emisji CO 2 jest porównywalna we wszystkich scenariuszach symulacyjnych za wyjątkiem scenariusza wysokich cen gazu i relatywnie niskich cen CO 2 (S2); Najniższy koszt krańcowy produkcji energii elektrycznej występuje w przypadku scenariusza referencyjnego. Negatywnym aspektem tego scenariusza jest większa stała czasowa dotycząca redukcji emisji CO 2 (ok. 10 lat różnicy w porównaniu do pozostałych scenariuszy); 34
Podsumowanie W przypadku scenariusza referencyjnego koszt krańcowy produkcji energii dochodzi do 71 EUR/MWh. Obecna cena energii, znajdująca się na poziomie 170 PLN/MWh (ok. 40 EUR/MWh) nie stwarza warunków do powstawania nowych inwestycji co potwierdza konieczność wprowadzania mechanizmów wsparcia, np. mechanizmów wynagradzania za moc (capacity remuneration mechanisms); Wzrost ceny gazu w niewielkim stopniu wpływa na koszt krańcowy produkcji energii. Wysoka cena tego surowca powoduje spadek produkcji energii z technologii gazowej. Mimo to nowe jednostki gazowe są budowane z powodu konieczności zapewnienia bilansu mocy oraz rezerwowania OZE; Rozwój KSE w kierunku technologii gazowej, węglowej czy OZE powoduje konieczność rozbudowy infrastruktury towarzyszącej (sieć przesyłowa energii, gazu, nowe kopalnie węgla, nowe jednostki rezerwujące lub zmiana modelu funkcjonowania KSE i rynku energii) 35
Dziękujemy za uwagę
Dane kosztowe Technology Overnight mln /MW Stałe O&M Zmienne O&M Paliwo /MWyr /MWh /MWh Całkowite koszty finansowe mln (mln /MW) Czas spłaty kredytu Wydatki w trakcie budowy yr % Lignite Existing - 27 900 3.30 14.3-18.1 113-2 978 lifetime - Lignite New 1.58-1.76 27 900 3.30 14.29-15.92 2 584;4669 40 10/20/30/30/10 Hard Coal Existing - 27 900 3.30 20.5-25.5 7-4 859 lifetime - Hard Coal New 1.56-1.65 27 900 3.30 20.5 2 432;4 604 40 10/20/30/30/10 Gas Existing - 25 833 2.66 295.24 709-765 lifetime - Gas New 0.66 25 833 2.66 295.24 901 40 15/40/45 Nuclear Existing - 95 952 3.10 10.71 95 952;103 333 40 - Nuclear New 5.54-5.61 95 952 3.10 10.71 95 952;103 333 40 5/10/20/25/15/15/10 Hydro 4.45 119 047 2.86 0 (13.3-13.4) 40 70/30 PV 1.71 18 571 0 0 (3) 15 100 Biomass 2.33 73 810 3.88 61.61 (5.7) 30 100 Biogas 3.71 142 857 4.13 331.77 (9) 30 100 Wind onshore 1.45 26 191 0 0 (3.2) 25 100 Wind offshore 3.09 123 810 0 0 (7.2) 25 100 37
Moc zainstalowana jednostek istniejących przed 2020 wg. wieku jednostek Technologia 0-10 11-20 21-30 >30 Total MW MW MW MW MW Lignite 858 960 470 5 969 8 257 Hard Coal 3 925 766 1 532 10 311 16 534 Gas 913 0 0 0 913 Nuclear 0 0 0 0 0 Hydro CDGU 0 0 0 1 696 1 696 Hydro ncdgu 42 30 20 563 655 PV 6 0 0 0 0 Biomass 356 850 44 0 1 250 Biogas 267 83 0 0 350 Wind onshore 1 180 5 820 0 0 7 000 Wind offshore 0 0 0 0 0 Gas ncdgu 626 403 201 220 1 450 Coal ncdgu 151 1 087 606 2 556 4 400 Industrial 733 361 122 1 385 2 600 38 Total 9 057 10 359 2 995 22 700 45 111
Dane techniczne Technology Moc Dyspozycyj ność Power availability Emisyjność CO 2 Czas życia Czas budowy Techniczne minimum Techniczne maksimum Rezerwa pierwotna Rezerwa wtórna MW % % Mg/MWh yr yr % mocy nom. % mocy nom. % mocy nom. % mocy nom. Lignite Existing * 84-94.4% 95% 0.94-1.1 10-32 - 40-70% 97% 2-6% 0-7% Lignite New 450;900 85% 95% 0.94 40 5 50% 97% 4% 4% Hard Coal Existing * 84-94.4% 95% 0.73-0.91 2-41 - 35-72% 97% 0-4% 4-6% Hard Coal New 450;900 85% 95% 0.73 40 5 35% 97% 4% 5% Gas Existing * 94.4% 95% 0.39 21-20% 97% 11% 15% Gas New 450 75% 95% 0.39 40 3 20% 97% 11% 15% Nuclear 1000; 1600 85% 95% 0 40 7 20% 97% 0 2% Hydro ** 10% 80% 0 80 2 5% 99% 5% 2% PV *** 15% 0 0 15 1 - - - - Biomass *** 74.2% 74.2% 1.23 30 1 40% 97% - - Biogas *** 40% 40% 0.68 30 1 20% 97% - - Wind onshore *** 25% 10% 0 25 1 - - - - Wind offshore *** 45% 10% 0 25 2 - - - - * przedstawione na poprzednim slajdzie; **moc w zakresie 100-200MW dla wodnej JWCD; *** optymalizacja 39 liniowa mocy;
Dane dotyczące paliwa Fuel type Kaloryczność paliwa Emisyjność paliwa GJ/t MWh/t tco2/t tco2/mwh tco2/mwh Lignite 8.37 2.33 0.92 0.11 0.40 Hard Coal 21.22 5.89 1.99 0.09 0.34 Gas 32.00 8.89 1.92 0.06 0.22 Biomass 15.59 4.33 1.71 0.11 0.39 Biogas 36.11 10.03 2.74 0.08 0.27 40
USD/t Ceny węgla na świecie 67 Ceny węgla 01.2015-03.2016 62 57 52 47 42 ARA index RB index 41
Ceny węgla w Polsce Węgiel kamienny: Value Unit 2015 I 2015 II 2015 III 2015 IV PLN/t 227.76 224.17 220.19 no data Price USD/t 60.41 59.46 58.41 no data PLN/GJ 10.7 10.36 10.19 no data USD/GJ 2.83 2.75 2.70 no data Calories GJ/t 21.28 21.64 21.6 no data W modelu przyjęto cenę 10.5 PLN/GJ (224.07 PLN/t) Węgiel brunatny: Source ARE DAS Year 2011 2012 2015 Price [PLN/t] 59.4 60.2 62 W modelu przyjęto cenę 62 PLN/t 42
USD/1000m3 Ceny gazu na świecie Ceny gazu 370 320 270 220 170 120 70 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 European gas price U.S. gas price 43
Ceny gazu i uranu w Polsce Gaz ziemny: Source (Kublik 2015) DAS Year 2015 2015 Price [USD/1000m 3 ] 227 359 W scenariuszu referencyjnym przyjęto 250 USD/1000m3 Uran: Source (Dzikowski 2015) DAS Year 2015 2015 Price [USD/kg] 1940 1 752 W modelu przyjęto cenę 1800 USD/kg 44
EUR/tCO2 Ceny CO2 Source Point carbon Year 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Low price [EUR/t] 15 17 18 20 22 25 27 30 33 37 40 High price [EUR/t] 15 17 19 22 25 28 32 36 41 47 53 Source DAS Year 2020 2025 2030 2060 Low price [EUR/t] 6 6 7 14 High price [EUR/t] 9 13 31 92 100 Cena CO2 - prognozy 80 60 40 20 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 PC_low PC_high DAS_low DAS-high 45