energii elektrycznej, prowadzi do systematycznego wzrostu średnioważonego kosztu kapitału (WACC) nowych, dysponowalnych elektrowni systemowych. Prowadzi to do odkładnia lub nie podejmowania decyzji inwestycyjnych dotyczących przyszłych sterowalnych źródeł wytwarzania. Finalnie zwiększony poziom ryzyka, przekładający się na wzrost kosztów finansowania elektrowni dysponowalnych niezbędnych do zabezpieczenia niestabilnej generacji OZE, zwiększa całkowity koszt produkcji energii z systemu elektroenergetycznego. W metodyce kosztu całkowitego, ze względu na niezmienność WACC poszczególnych technologii w całym okresie prognozy, koszty profilowe waloryzujące zmianę efektywności wykorzystania majątku zostały w całości przypisane do niesterowalnych OZE, będących źródłem zaburzenia opłacalności pozostałych uczestników systemu.
\nKoszty systemowe zostały uwzględnione w modelowaniu w sposób dynamiczny – jednostkowy koszt systemowych źródeł niesterowalnych rośnie wraz ze wzrostem penetracji poszczególnych technologii w produkcji energii elektrycznej. Optymalizator buduje niestabilne źródła OZE uwzględniając zarówno spadek kosztów technologii, jak i wzrost kosztów systemowych, wyznaczając optymalną ilość tych źródeł poprzez minimalizację całkowitych kosztów rozwoju systemu elektroenergetycznego.
\nKoszty środowiskowe Racjonalne ograniczanie negatywnego wpływu sektora energii na środowisko oraz zdrowie obywateli wymaga identyfikacji, wyceny, a następnie uwzględnienia wszystkich kosztów środowiskowych przy optymalizacji krajowej strategii energetycznej. Identyfikacja negatywnych efektów środowiskowych, skojarzonych z produkcją energii elektrycznej, została przeprowadzona w pełnym cyklu produkcyjnym uwzględniając wydobycie surowców energetycznych, transport, konwersję i finalne wykorzystanie energii. Wykorzystane w analizie międzynarodowe badania45 pozwoliły na przybliżoną ocenę ekonomiczną wpływu sektora elektroenergetycznego na ludzkie zdrowie, ekosystem oraz wielkość upraw rolniczych.
\n45 NEEDS (20042008) – New Energy Externalities Developments for Sustainability http://www.needsproject.org/; European Commission (19902005), External Costs of Energy – http://www. externe.info/ 38 Monitor Polski
\nScenariusz II – Wariant strategiczny
\nScenariusz III – Brak energetyki jądrowej (MKC)
\nScenariusz IV – Brak energetyki jądrowej (MI)
\n39 Monitor Polski
\nZe względu na konieczność zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego KSE oraz ciągłości dostaw dla odbiorców końcowych, założono utrzymanie technicznej możliwości pełnego pokrycia zapotrzebowania z wykorzystaniem generacji krajowej. Polska nie odpowiada za dostępność generacji poza granicami kraju, w związku z czym prognozowana struktura mocy wytwórczych oraz produkcji energii elektrycznej zakłada zerowy bilans importowoeksportowy energii elektrycznej. Jest to założenie modelowe niezbędne do odpowiedniego zwymiarowania inwestycji potrzebnych do zachowania samowystarczalności KSE na wypadek braku dostępności energii z importu.
\nZałożeniem obligatoryjnym każdego scenariusza jest wypełnienie sektorowego celu OZE dla elektroenergetyki w roku 2030, wynoszącego 33,32% udziału OZE w produkcji energii elektrycznej netto.
\nZgodnie z opracowanym przez inwestora harmonogramem projektu, pierwszy reaktor jądrowy może zostać przyłączony do krajowego systemu elektroenergetycznego w 2033 r.. W obu scenariuszach uwzględniających rozwój EJ (S.I i S.II) wskazana data została potraktowana jako ograniczenie uniemożliwiające wcześniejszą budowę tych elektrowni. Czas budowy pojedynczego reaktora określony został na poziomie 6 lat, a, podstawowy czas eksploatacji na poziomie 60 lat. Ze względu na zrównoleglenie prac budowlanych prowadzonych na projekcie średnie tempo przyłączania nowych bloków jądrowych do sieci wynosi 2 lata46. Obliczenia uwzględniają koszty likwidacji EJ i postępowania z odpadami promieniotwórczymi, natomiast nie uwzględniają kosztów rozbiórki i postępowania z odpadami w przypadku pozostałych źródeł energii.
\nBiorąc pod uwagę komunikaty47 inwestorów oraz prognozowany wzrostowy trend cen uprawnień do emisji CO248, w modelowaniu uwzględniono konwersję bloku 46 Założenie konserwatywne, w praktyce tempo przekazywania reaktorów do eksploatacji może wynosić do 1 reaktora na rok przy odpowiedniej optymalizacji prac oraz wykorzystania ekip budowlanych i maszyn.
\n47 2 czerwca 2020 r. spółki PKN Orlen, Energa iEnea podpisały porozumienie dotyczące warunków budowy bloku energetycznego Ostrołęka C. Zawarte porozumienie przewiduje kontynuację inwestycji w Ostrołęce ze zmianą założeń z technologii dotychczas realizowanej opartej na węglu na technologię opartą na paliwie gazowym.
\n48 KOBiZE CAKE: „Zmiana celów redukcyjnych oraz cen uprawnień do emisji wynikająca z komunikatu „Europejski Zielony Ład”. energetycznego el. Ostrołęka C na paliwo gazowe49.
\nPrognozy uwzględniają również budowę dwóch bloków gazowoparowych w elektrowni Dolna Odra50.
\nTechnologie CCS (Carbon Capture and Storage) i IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) zostały uwzględnione w optymalizacji, jednak nie powstały w żadnym scenariuszu. Powodem są zbyt wysokie nakłady inwestycyjne oraz wysoki koszt kapitału wynikający z braku dojrzałości komercyjnej tych technologii.
\nMagazyny energii oraz technologie wodorowe nie zostały uwzględnione w optymalizacji ze względu na zbyt wysokie koszty tych instalacji w średnio i długoterminowej perspektywie (mimo uwzględnienia prognozowanego spadku kosztów tych technologii). W przypadku przełomu technologicznego, umożliwiającego wielkoskalowe, systemowe zastosowania technologii magazynowych bądź powszechną komercjalizację magazynów w mikroskali, część szczytowych elektrowni gazowych (ang. Open Cycle Gas Turbine – OCGT) powstających w prognozach będzie mogła zostać zastąpiona tymi rozwiązaniami. Należy mieć jednak na uwadze, że spełnienie kryterium samowystarczalności generacji krajowej bez stabilnych źródeł dysponowalnych, wymagać będzie znaczącego przewymiarowania mocy zainstalowanej w źródłach odnawialnych powyżej krajowego zapotrzebowania, aby umożliwić zabezpieczenie niezbędnego wolumenu energii na wypadek długotrwałego (kilkudniowego) braku dostaw z tych źródeł. Elektrownie dysponowalne (jądrowe i gazowe), odnawialne źródła energii oraz magazyny są technologiami komplementarnymi, które w odpowiednich proporcjach zapewniają bezpieczne, ekonomiczne i niskoemisyjne funkcjonowanie krajowego systemu elektroenergetycznego w przyszłości.
\nKoszty systemowe i środowiskowe zostały uwzględnione jako dodatkowe, jednostkowe koszty zmienne przypisane do poszczególnych technologii wytwórczych. Wielkość jednostkowych kosztów systemowych generowanych przez źródła niesterowalne na przestrzeni całej prognozy zmienia się dynamicznie w zależności od udziału tych źródeł w strukturze wytwarzania energii elektrycznej. Początki rozwoju źródeł pogodowozależnych, w granicach do 1020% udziału w produkcji energii elektrycznej, charakteryzują się umiarkowanym jednostkowym kosztem systemowym (2535 PLN/MWh). Po przekroczeniu 3 września 2020 r. spółki PKN Orlen i PGNiG podpisały list intencyjny dotyczący analizy możliwości realizacji wspólnych inwestycji. Spółki podały, że projekt budowy CCGT w Ostrołęce zakłada wybudowanie do końca 2024 r. bloku gazowo-parowego o projektowanej mocy nominalnej ok. 750 MW netto.
\n50 30 stycznia 2020 r. w Elektrowni Dolna Odra, należącej do PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna z Grupy Kapitałowej PGE, podpisano kontrakt na budowę dwóch nowych bloków energetycznych zasilanych paliwem gazowym o łącznej mocy ok. 1400 MW – oficjalny komunikat ze strony pgegiek.pl.
\n49 40 Monitor Polski
\nBudowa pierwszego reaktora jądrowego w 2035 r. w scenariuszu wolnej optymalizacji jest wynikiem minimalizacji kosztów całkowitych ponoszonych w całym okresie prognozy, bez uwzględnienia rozstrzygnięć strategicznych i ograniczeń prawnych względem którejkolwiek technologii – kryterium decyzyjnym jest efektywność ekonomiczna całego systemu. Biorąc pod uwagę niewielkie rozbieżności harmonogramowe między wynikiem optymalizacji kosztowej bez ograniczeń oraz zakładanym harmonogramem PPEJ, budowa pierwszego bloku jądrowego w 2033 r. jest w pełni uzasadniona. Wynik wolnej optymalizacji potwierdza ekonomiczną opłacalność oraz racjonalność rozwoju 69 GWe mocy zainstalowanej w elektrowniach jądrowych jako kierunku strategicznego PEP2040.
\nPozostałe założenia technicznoekonomiczne wykorzystane w modelowaniu, w tym prognozowane ścieżki spadku nakładów inwestycyjnych i kosztów operacyjnych poszczególnych technologii na przestrzeni lat 20202050 zostały opisane w podrozdziale 5.
\nPrzedstawione wyniki modelowania sektora elektroenergetycznego mają charakter analityczny i nie są scenariuszami alternatywnymi do prognoz przedstawionych w projekcie Polityki energetycznej Polski do 2040 (PEP2040). Wariantowa analiza struktur mocy wytwórczych oraz produkcji energii elektrycznej miała na celu weryfikację opłacalności rozwoju energetyki jądrowej w Polsce z punktu widzenia państwa i całej gospodarki. Opłacalność ta została potwierdzona w scenariuszu I (wolnej optymalizacji), którego głównym założeniem było swobodne kształtowanie struktury wytwórczej w oparciu o optymalizację ekonomiczną funkcjonowania KSE, uwzględniającą koszty systemowe i środowiskowe. Optymalizator zdecydował o budowie pierwszego bloku elektrowni jądrowej o mocy 1,1 GWe w 2035 r., rozbudowując sektor jądrowy do 7 reaktorów w 2045r., kończąc na 9 blokach jądrowych o łącznej mocy 9,9 GWe w 2050 r. (wydłużona perspektywa modelowa). Optymalizator, decydując się na rozwój technologii długowiecznych, w celu weryfikacji zasadności inwestycji w elektrownie wykraczające czasem życia poza spektrum prognozy, rozważa okres dalszy niż zadana data końcowa analizy symulując wartości zapotrzebowania na energię i bilansu z roku ostatniego (brak efektu końca świata). Wyniki wolnej optymalizacji wykazują, że elektrownie jądrowe są ekonomicznie uzasadnione i pozwolą zabezpieczyć stabilność cen energii elektrycznej wykraczając dale51 OECDNEA The Cost of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, str. 120127: https:// www.oecdnea.org/ndd/pubs/2019/7299systemcosts.pdf 41 Monitor Polski
\nUdział EJ w produkcji energii szczytowe elektrycznej w 2035 wynosi 4%, w 2040 r.na12%
\nZeGWe. względu na wysokie nakładymodelu). inwestycyjne i uwzględniane przez rozżona perspektywa modelu wskazuje, że do 2050 roku wijają się dynamicznie do poziomu 1213 GWe mocy model koszty systemowe, pierwsza morska farma wiatrowa powstaje w 2046 r. (poza podstawową powstaje finalnie 9 reaktorów jądrowych o łącznej zainstalowanej, natomiast fotowoltaika do poziomu perspektywą modelu). wiatrowe się Kolejne dynamicznie do poziomu 12-13 GWe 20 GWe. inwestycje w te technologie ogranimocy 9,9 GWe. Udział EJ w Lądowe produkcjifarmy energii elektrycz-rozwijają czają rosnące koszty systemowe, przewyższające nej w 2035 r. wynosi 4%, w 2040 r.
\n12% i zwiększa mocy zainstalowanej, natomiast fotowoltaika do poziomu 20 GWe. Kolejne inwestycje w te korzyści ekonomiczne dlaekonomiczne systemu wynikające z szacosiętechnologie do 27% w 2045 r., oraz rosnące 32% w 2050 Utrzymanie przewyższające ograniczają kosztyr. systemowe, korzyści dla systemu stabilnej podstawy ogranicza w stosunku do pozosta- wanego spadku kosztu technologii. wynikające z szacowanego spadku kosztu technologii.
\n80 [GWe] 68,2 3,3 1,1 3,5 1,8 1,7 2,7 4,4 Legenda do wykresu:
\nEL słoneczne (PV) EL wiatrowe morskie 19,9 EL wiatrowe lądowe EL wodne EL gazowe, szczytowe (OCGT) 12,0 EL gazowe (CCGT) 2,4 EL jądrowe 7,1 EL na węgiel brunatny 6,7 EL na węgiel kamienny, ostatnie i nowe EL na węgiel kamienny, istniejące 7,7 EC i EL biomasowe i biogazowe 0,4 3,5 1,7 EC gazowe, nowe 3,6 EC węglowe, gazowe i pozostałe 3,2 2040 2045 70 63,5 60 50,9 50 7,0 43,1 40 2,3 6,2 2,4 30 2,4 2,0 7,4 3,5 20 9,5 7,0 3,5 11,3 10 8,9 1,1 6,8 0 4,7 2021 6,3 58,2 11,7 13,2 13,5 12,4 2,4 2,4 3,6 5,9 3,5 6,2 1,1 0,5 2025 56,5 6,0 2030 4,7 7,2 2,6 3,5 3,8 1,4 1,2 4,8 2035 16,2 12,6 2,4 6,5 7,2 1,1 1,7 1,9 Rysunek 2. Modelowa struktura mocy zainstalowanej w KSE na lata 20212045 [GW];
\nScenariusz I – Wolna optymalizacja Rysunek 2 Modelowa struktura mocy zainstalowanej w KSE na lata 2021-2045 [GWe]; Scenariusz I - Wolna optymalizacja 1% 9% 1% 10% 32% 4% 15% 1% 21% 6% 6% 21% 20% 1% 1% 24% 8% 20% 18% 1% 1% 35% 9% 34% 30% 12% 3% 7% 5% 9% 48 27% 2040 2045 28% 21% 26% 4% 8% 4% 11% 4% 8% 5% 18% 16% 14% 10% 2021 2025 2030 2035 8% 6% 1% 3% 5% 6% 100% Legenda do wykresu:
\nSłońce morski Wiatr na morzu Wiatr na lądzie lądowy Woda Gaz ziemny Atom Węgiel brunatny Węgiel kamienny Biomasa i biogaz Elektrociepłownie Rysunek3.3 Udział Udział źródeł wytwarzania energii elektrycznej [%]; Scenariusz Rysunek źródełwwstrukturze strukturze wytwarzania energii elektrycznej [%]; I - Wolna optymalizacja Scenariusz I – Wolna optymalizacja 42 (MFW), zgodny z projektem ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych, został zamodelowany z założeniem równomiernego przyłączania MFW z tempem 1GWe/rok zaczynając od 2026 r., kończąc na 9,6 GWe w 2034 r. Przyjęte założenie ma na celu racjonalny rozkład projektów w czasie. W przypadku spełnienia warunków formalnych i technicznych, Monitor Polski
\nZałączniki Zaimplementowane decyzje strategiczne skutkują ograniczeniem rozwoju fotowoltaiki (S.II - 13,5 GWe vs S.I. - 19,9 GWe w 2045 r.) oraz lądowych farm wiatrowych (S.II – 9,2 GWe vs S.I. – 12 GWe w 2045 założeniemlat równomiernego z tem3.2.
\nScenariusz II –zainstalowanej w PV oraz LFW na zprzestrzeni r.). Wartości mocy 2025-2035 sąprzyłączania wypadkowąMFW decyzji pem 1 GWe/rok zaczynając od 2026 r., kończąc na 9,6 GWe Wariant strategiczny, strategicznych w zakresie rozwoju sektora morskich farm wiatrowych oraz minimalizacji kosztu w 2034 r. Przyjęte założenie ma na celu racjonalny rozkład model kosztu całkowitego całkowitego wytwarzania energii elektrycznej w KSE. projektów Wcześniejszy rozwój (zapewniony poprzez w czasie.
\nWMFW przypadku spełnienia warunków formalnych i technicznych, orazniesterowalnych gotowości po stronie Zgodnie z kierunkiem strategicznym projektu produkcji PEP2040 energii ustawę), skutkuje znaczącym wzrostem elektrycznej ze źródeł na inwestora, możliwe jest wcześniejsze przyłączenie do w zakresie rozwoju energetyki jądrowej, w modelu zaimprzestrzeni lat 2025-2035. Ze względu na potrzebę zapewnienia bilansu mocy oraz produkcji energii w sieplementowano budowę 6 reaktorów jądrowych o łącznej ci (w przypadku umów przyłączeniowych wskazujących KSE,6,6a także całkowitych kosztów transformacji, obok źródeł niesterowalnych rozwijane daty wcześniejsze niż założone w prognozie).
\nZaimplemocy GWe wminimalizacji 2045 r. Pierwszy blok jądrowy pojawia zabezpieczające Dodatkowe zwiększanie produkcji niestabilnej decyzje strategiczne skutkują ograniczeniem sięsą wźródła 2033 r.dysponowalne kolejne przyłączane są co 2 lata.pracę Udziałsystemu.
\nEJ mentowane rozwoju fotowoltaiki
\nModel (spadek unika nadmiernej nakładów inwestycyjnych w latach PV oraz LFW na przestrzeni lat 20252035 są wypadciazachowania gazu do produkcji energii elektrycznej z 35% w kumulacji kową decyzji strategicznych zakresie rozwoju sektora do 2025-2035, 32% w 2035wr. wyniku względem scenariusza I). Wczesny roz- mocy czego brak jest rozbudowy zainstalowanej PV oraz wLFW.
\nWiększy rozwój morskich farm wiatrowych oraz minimalizacjisytuację kosztu całkowójtych morskich farm wiatrowych (MFW), zgodny z projektem technologii w omawianym okresie jest możliwy jednakże, biorąc prognozowaną ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej witego wytwarzania energii elektrycznej w KSE. Wcześniejbilansowąfarmach w KSE, wiatrowych, skutkował będzie kosztówszyzapewnienia dostaw energii. rozwój MFWbezpieczeństwa (zapewniony poprzez ustawę), skutkuje w morskich został wzrostem zamodelowany 70 67,3 [GWe] 60,0 56,6 60 50 51,4 5,1 51,6 5,1 5,9 5,1 2,3 9,7 8,7 9,6 2,0 2,4 4,7 2,4 4,7 7,6 7,4 7,4 3,5 3,5 3,5 11,5 10,7 10,2 4,8 2,4 0,3 6,7 2,2 3,8 3,5 5,0 43,5 40 6,2 2,4 30 20 10 6,8 0 Poz. 946 1,1 1,1 0,5 6,3 2021 6,0 2025 1,3 1,4 4,8 2030 13,5 9,8 9,6 9,6 9,2 6,9 2,4 3,6 2,4 6,2 7,7 7,2 4,4 1,4 2,0 2035 1,1 3,5 2,2 1,4 2,9 4,4 6,6 2040 2045 3,5 3,8 3,2 Legenda do wykresu:
\nEL słoneczne (PV) EL wiatrowe morskie EL wiatrowe lądowe EL wodne EL gazowe, szczytowe (OCGT) EL gazowe (CCGT) EL jądrowe EL na węgiel brunatny EL na węgiel kamienny, ostatnie i nowe EL na węgiel kamienny, istniejące 0,4 EC i EL biomasowe i biogazowe 1,6 EC gazowe, nowe EC węglowe, gazowe i pozostałe Rysunek strukturamocy mocy zainstalowanej w KSE na 2021-2045 lata 20212045 Rysunek4.4Modelowa Modelowa struktura zainstalowanej w KSE na lata [GWe];[GW];
\nScenariusz II – Wariant strategiczny Scenariusz II – Wariant strategiczny 1% 1% 9% 10% 15% 1% 21% 32% 1% 20% 13% 1% 24% 8% 1% 32% 30% 23% 25% 50 2% 2% 13% 3% 9% 5% 7% 19% 18% 11% 14% 1% 30% 26% 16% 14% 9% 5% 4% 10% 2% 3% 4% 9% 1% 4% 6% 2030 2035 2040 2045 4% 11% 4% 6% 4% 18% 16% 2021 2025 23% 100% Legenda do wykresu:
\nSłońce Wiatr Wiatr morski na morzu Wiatr lądowy na lądzie Woda Gaz ziemny Atom Węgiel brunatny Węgiel kamienny Biomasa i biogaz Elektrociepłownie Rysunek5.5 Udział Udział źródeł wytwarzania energii elektrycznej [%]; Scenariusz Rysunek źródełwwstrukturze strukturze wytwarzania energii elektrycznej [%]; II – Wariant strategiczny Scenariusz II – Wariant strategiczny 3.3. Scenariusz III – Brak energetyki jądrowej, model kosztu całkowitego W scenariuszu III, opartym o model kosztu całkowitego, bloki gazowo-parowe (BGP) przejmują rolę źródła podstawowego (rozbudowa do 12,7 GWe mocy w 2045r.). Skutkuje to znaczącym wzrostem wykorzystania gazu do produkcji energii elektrycznej (wzrost kolejno z 45% do 49% w 2035 r., z 34% do 52% w 2040 r., oraz z 30% do 46% w 2045 r. względem scenariusza I). Przy braku energetyki jądrowej optymalizator decyduje o wcześniejszej budowie morskich farm wiatrowych (MFW) niż w scenariuszu wolnej optymalizacji – pierwsza farma pojawia się w 2042 r. zamiast 2046 r. Łączna moc zainstalowana MFW wynosi 3,6 GWe w 2045 r. Rośnie również moc zainstalowana w fotowoltaice (z 19,9 GWe do 21,2 GWe w 2045 r. względem scenariusza I). Zmienia się również moc zainstalowana w farmach wiatrowych na lądzie (z 12,0 GWe do 15,2 GWe w 2045 r. względem scenariusza I). Brak głębszego rozwoju tej technologii spowodowany jest wysokim koszt systemowym wynikającym z dużej 43 24% 32% 30% 30% 23% 25% 11% 4% 9% 18% 16% Załączniki 2021 14% 9% 5% 4% 10% 2025 2030 2035 Monitor Polski 4% 6% 4% 26% 16% 2% 3% 4% 9% 1% 4% 6% 2040 2045
\nIII – Brak energetyki jądrowej, całkowitego względu na Scenariusz potrzebę zapewnienia bilansu mocy oraz pro-model kosztu model kosztu całkowitego dukcji energii w KSE, a także minimalizacji całkowitych W scenariuszu III, opartym o niesterowalnych model kosztu całkowitego, bloki gazowo-parowe rolę kosztów transformacji, obok źródeł rozwi- W scenariuszu III, opartym o(BGP) modelprzejmują kosztu całkowitego, źródła podstawowego (rozbudowa do 12,7 w 2045r.).
\nSkutkuje to znaczącym wzrostem jane są źródła dysponowalne zabezpieczające pracęGWe syste-mocy bloki gazowoparowe (BGP) przejmują rolę źródła podmu.
\nDodatkowe zwiększanie produkcji niestabilnej energii (wzrost stawowego (rozbudowa do 49% 12,7 w GWe mocy 2045r.). wykorzystania gazu do produkcji energii elektrycznej kolejno z 45% do 2035 r., zw34% w latach 20252035, w którym następuje kumulacja odsta- Skutkuje to znaczącym wzrostem wykorzystania gazu do 52% w 2040 r., oraz z 30% do 46% w 2045 r. względem scenariusza I). Przy braku energetyki wień starych źródeł węglowych, zwiększało by jednocze- do produkcji energii elektrycznej (wzrost kolejno jądrowej decyduje o wcześniejszej farm wiatrowych (MFW) w r., śnie już dużeoptymalizator potrzeby inwestycyjne w źródła dysponowal-budowie z 45%morskich do 49% w 2035 r., z 34% do 52% niż w 2040 ne,scenariuszu niezbędne do zachowania rezerwy mocy.
\nModelfarma unika pojawia oraz z 30% 46% 2045 r.2046 względem scenariusza wolnej optymalizacji
\nGWe w 2045 r. względem scenariusza I). Zmienia się również moc zainstalowana instalowanej Większy rozwój tych technologii (MFW) niż w scenariuszu wolnej optymalizacji – w pierwwiatrowych lądzie jednakże, (z 12,0 GWe 15,2 sza GWe w 2045 r. względem I). Brak wfarmach omawianym okresie jestnamożliwy, biorącdopod farma pojawia się w 2042scenariusza r. zamiast 2046 r. Łączuwagę prognozowaną sytuację bilansową w KSE, skutkona moc zainstalowana MFW wynosi 3,6 GWe w 2045 r. głębszego rozwoju tej technologii spowodowany jest wysokim koszt systemowym wynikającym z dużej wał będzie wzrostem kosztów zapewnienia bezpieczeń- Rośnie również moc zainstalowana w fotowoltaice penetracji lądowej energii wiatrowej w systemie elektroenergetycznym. stwa dostaw energii. (z 19,9 GWe do 21,2 GWe w 2045 r. względem scenariu80 74,8 [GWe] 1,7 4,8 2,2 0,4 3,5 1,8 1,7 3,1 4,4 Legenda do wykresu:
\nEL słoneczne (PV) EL wiatrowe morskie EL wiatrowe lądowe 3,6 EL wodne EL gazowe, szczytowe (OCGT) 15,2 EL gazowe (CCGT) EL jądrowe 2,4 7,2 EL na węgiel brunatny EL na węgiel kamienny, ostatnie i nowe 12,7 EL na węgiel kamienny, istniejące EC i EL biomasowe i biogazowe 3,5 EC gazowe, nowe 1,7 4,0 EC węglowe, gazowe i pozostałe 3,2 2035 2040 2045 70 65,0 60 57,9 56,0 50,8 50 43,1 40 6,2 2,4 30 7,4 3,5 20 7,0 2,3 9,5 2,4 2,0 6,8 0 12,9 13,5 12,5 2,4 7,0 3,5 11,3 10 11,4 4,7 8,9 1,1 2021 6,3 2025 4,7 5,6 3,5 6,0 1,5 1,4 6,0 1,1 0,3 2030 21,2 17,5 13,0 2,4 4,0 2,4 0,7 11,7 2,0 3,5 3,6 13,2 Rysunek6.6 Modelowa mocy zainstalowanej w KSE lata [GWe]; Scenariusz III - Brak en. jądrowej (MKC) Rysunek Modelowastruktura struktura mocy zainstalowanej wna KSE na2021-2045 lata 20212045 [GW];
\nScenariusz III – Brak en. jądrowej (MKC) 1% 9% 10% 1% 4% 6% 15% 21% 1% 20% 32% 6% 23% 1% 1% 49% 52% 20% 26% 4% 12% 4% 8% 5% 18% 16% 14% 2021 2025 2030 46% 4% 3% 6% 100% 7% 20% 25% 29% 10% 51 21% 1% 1% 8% 10% 1% 4% 4% 9% 2% 4% 6% 2035 2040 2045 Legenda do wykresu:
\nSłońce Wiatr Wiatr morski na morzu Wiatr lądowy na lądzie Woda Gaz ziemny Atom Węgiel brunatny Węgiel kamienny Biomasa i biogaz Elektrociepłownie Rysunek7.7Udział Udział źródeł wytwarzania energii elektrycznej [%]; Scenariusz III - Brak en. jądrowej (MKC) Rysunek źródełwwstrukturze strukturze wytwarzania energii elektrycznej [%];
\nScenariusz III – Brak en. jądrowej (MKC) 3.4. Scenariusz IV – Brak energetyki jądrowej, model inwestorski (MI) W scenariuszu IV, opartym o model inwestorski, wymuszony brak energetyki jądrowej powoduje znaczący wzrost mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych (zarówno morskich jak i lądowych), ze względu na brak uwzględnienia kosztów systemowych. Moc zainstalowana w farmach wiatrowych na lądzie rośnie z poziomu 15,2 GWe do 21 GWe względem scenariusza III, a w przypadku morskiej farm wiatrowych z poziomu 3,6 GWe do 6 GWe w 2045 roku. Podobny wzrost następuje również dla fotowoltaiki, która rośnie z poziomu 21,2 GWe do 25,7 GWe. Do 2045 r. powstaje odpowiednio 9,2 GWe bloków gazowo-parowych (BGP) oraz 9,7 GWe gazowych elektrowni szczytowych (OCGT).. Mimo istotnej rozbudowy majątku gazowego w scenariuszu IV, udział tego paliwa w produkcji energii rośnie nieznaczne na przestrzeni lat 2035-2043 względem scenariusza I, spada natomiast względem scenariusza III. Porównanie ze scenariuszem I wskazuje, że znacząca ilość nowego majątku pracuje w 44 Monitor Polski
\n3.4. Scenariusz IV
\n100 [GWe] 90 100 [GWe] 80 90 86,1 Legenda do wykresu:
\nEL słoneczne (PV) 86,1 Legenda do wykresu:
\nEL wiatrowe morskie 25,7 70 słonecznelądowe (PV) 63,7 EL wiatrowe 80 74,3 22,0 wiatrowe morskie EL wodne 56,5 25,7 60 70 6,0 63,7 50,9 wiatroweszczytowe lądowe (OCGT) EL gazowe, 17,0 22,0 50 12,0 EL gazowe wodne (CCGT) 56,5 43,1 60 7,0 6,0 21,0 gazowe, szczytowe (OCGT) 2,3 50,9 18,7 17,0 EL jądrowe 40 14,6 9,5 50 12,0 6,2 13,5 gazowe (CCGT) EL na węgiel brunatny 43,1 7,0 2,4 2,4 2,4 2,4 21,0 2,4 2,0 2,3 18,7 30 EL na jądrowe 2,4 4,7 węgiel kamienny, ostatnie i nowe 2,4 40 6,6 14,6 9,5 7,4 9,7 6,2 13,5 4,7 7,0 brunatny istniejące EL na węgiel kamienny, 9,7 5,6 3,5 2,4 2,4 20 2,4 2,4 9,7 3,5 2,4 2,0 30 2,4 4,7 3,5 EL na węgiel kamienny, ostatnie i nowe 9,2 2,4 EC i EL biomasowe i biogazowe 6,6 0,9 7,4 4,7 3,5 9,7 11,3 8,9 3,5 6,2 1,4 7,0 1,1 10 EL na węgielnowe kamienny, istniejące 9,7 3,5 0,4 EC 3,8 gazowe, 2,2 5,6 3,5 1,1 20 1,7 9,7 1,6 3,5 2,3 3,1 9,2 1,9 EC węglowe, 3,5 1,2 2,4 1,5 i EL biomasowe i biogazowe 6,8 gazowe i pozostałe 6,3 0,5 6,0 4,8 4,4 11,3 3,5 0 8,9 3,5 0,9 3,2 6,2 10 1,4 3,5 0,4 EC gazowe, nowe 3,8 2,2 1,1 1,7 1,1 1,6 2021 2025 0,5 2030 1,2 2035 2040 2045 2,3 3,1 1,9 EC węglowe, gazowe i pozostałe 6,8 6,3 6,0 4,8 1,5 4,4 3,2 0 Rysunek Modelowastruktura strukturamocy mocy zainstalowanej w KSElata na2021-2045 lata 20212045 Rysunek8.82021 Modelowa zainstalowanej na [GWe]; [GW];
\nScenariusz IV - Brak en. jądrowej (MI) 2025 2030 2035 w KSE 2040 2045 Scenariusz IV – Brak en. jądrowej (MI) 1% 8 Modelowa struktura 4% mocy Rysunek w KSE na lata 2021-2045100% [GWe]; Scenariusz IV - Brak en. jądrowej (MI) 6% zainstalowanej 9% 11% 9% 12% 1% 15% 1% 9% 4% 21% 6% 9% 12% 100% 1% 11% 9% 12% 24% Legenda do wykresu:
\n1% 15% 30% 1% 18% 9% 21% Słońce 12% 1% 1% 24% 32% Legenda wykresu:
\nWiatr do morski 30% 32% 1% 1% 24% 18% Słońce Wiatr lądowy 1% 32% 29% Wiatr Wiatr morski na morzu Woda 40% 24% 1% 1% 32% Wiatr lądowy na lądzie Gaz ziemny 38% 20% 27% 29% Woda Atom 40% 1% 29% 14% Gaz ziemny 38% Węgiel brunatny 20% 9% 6% 27% 4% 2% Atom kamienny Węgiel 4% 5% 5% 5% 29% 1% 14% 5% Węgiel brunatny 2% 4% Biomasa i biogaz 9% 6% 18% 4% 16% 14% 4% 2% 10% 9% Węgiel kamienny 4% Elektrociepłownie 5% 6% 5% 5% 1% 5% 2% 4% Biomasa i biogaz 18% 4% 16% 2021 2025 2030 2035 2040 2045 14% 10% 9% Elektrociepłownie 6% Rysunek 9 Udział źródeł w strukturze wytwarzania energii elektrycznej [%]; Scenariusz IV - Brak en. jądrowej (MI) 2021 2025 2030 2035 2040 2045 74,3 3.5.
\nAnaliza porównawcza kosztu całkowitego wytwarzania energiiIVelektrycznej w krajowym Rysunek 9.9 Udział źródeł strukturze wytwarzania energii elektrycznej [%];
\nRysunek Udział źródeł wwstrukturze wytwarzania energii elektrycznej [%]; Scenariusz
\nDynamiczny rozwój OZE, bez uwzględnienia kosztów systemowych, może prowadzić do efektu przeinwestowania w moce wytwórcze, które nie uzyskają zwrotu z zainwestowanego kapitału.
\n3.5. Analiza porównawcza kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym dynamiczny wzrost kosztów prywatnych KSE do 2030 r. we wszystkich scenariuszach, jest spodziewany wzrost cen uprawnień do emisji CO2 spowodowany możliwym podniesieniem celu ograniczania emisji gazów cieplarnianych na 2030 r. do poziomu 50% redukcji względem emisji bazowej z 1990 r. Różnica między scenariuszem II i pozostałymi scenariuszami (widoczna od 2025 r.) spowodowana jest strategiczną decyzją o szybkiej rozbudowie morskich farm wiatrowych, m.in. w celu budowy odpowiednich kompetencji i potencjału gospodarczego w tym obszarze, które na chwilę obecną wymagają systemu wsparcia dla uzasadnienia wcześniejszej opłacalności inwestycji. Średnioroczny koszt wytwarzania energii w scenariuszu II stabilizuje się w okolicach rozpoczęcia pracy pierwszego bloku jądrowego w 2033 r., a następnie maleje wraz z pojawianiem się kolejnych bloków EJ w systemie.
\nPorównanie ekonomiki poszczególnych scenariuszy zostało przeprowadzone na trzech poziomach kosztów wytwarzania energii elektrycznej: kosztu prywatnego, kosztu zewnętrznego całkowitego.
\nAnalizowane krzywe Na poziomiei kosztu kosztów prywatnych scenariusz II jest wariantem najdroższym, scenariusze I i III są do odzwierciedlają koszty sektora wytwórczego (amortyzacja, Scenariusz wolnej optymalizacji (S.I), w którym desiebie bardzo zbliżone, natomiast wariant IV jest wariantem o najniższym koszcie prywatnym (jako koszty operacyjne stałe i zmienne, paliwo, uprawnienia do cyzją optymalizatora wybudowane zostało 7,7 GWe jedyny właśnie ten koszt).
\nIstotnym powodującym dynamiczny kosztowo wzrost ze elektrowni jądrowych, jest porównywalny emisji itp.),optymalizuje systemu elektroenergetycznego (koszty profi- zaburzeniem, kosztów prywatnych KSE dosieci) 2030 r. społecznego we wszystkichscenariuszem scenariuszach, jest spodziewany wzrost cen III. Warte odnotowania jest, że wdrożenie lowe, bilansowania oraz rozwoju oraz pierwszego reaktora w 2035 nie dopro(koszty środowiskowe) ponoszone w danym roku, możliwym w odnie- podniesieniem uprawnień do emisji CO2 spowodowany celu jądrowego ograniczania emisjir., gazów sieniu do rocznego wolumenu energii wyprodukowanej wadziło do wzrostu kosztu prywatnego wytwarzania cieplarnianych na 2030 r. do poziomu 50% redukcji względem emisji bazowej z 1990 r. Różnica między w systemie. Przedstawione wskaźniki nie są więc tożsame energii elektrycznej. Potwierdza to brak negatywnego scenariuszem II oraz i pozostałymi scenariuszami (widoczna od 2025 r.) spowodowana strategiczną wpływu elektrowni jądrowych najest średni koszt wytwaz cenami hurtowymi detalicznymi energii elektrycznej rzania energii w Polsce, a także konkuren– decyzją przedstawiają średni całkowity kosztmorskich ponoszonyfarm przezwiatrowych, o szybkiej rozbudowie m.in.elektrycznej w celu budowy odpowiednich gospodarkę w związku z wyprodukowaniem i dostawą cyjność tej technologii w długoterminowej perspektykompetencji i potencjału gospodarczego w tym obszarze, które na chwilę obecną wymagają systemu energii (bez podatków i opłat). Zastosowane wskaźniki ni- wie rozwoju sektora elektroenergetycznego. wsparcia dla uzasadnienia wcześniejszej inwestycji. Średnioroczny koszt wytwarzania welują konieczność uwzględniania w porównaniuopłacalności kosztów energii w scenariuszu II stabilizuje się mocy, w okolicach pracy pierwszego bloku jądrowego w najNa poziomie kosztów zewnętrznych (Rysunek 11) wszelkich mechanizmów wsparcia (rynek aukcje rozpoczęcia korzystniejszy jest scenariusz II (wariant strategiczny).
\nOZE, system wsparcia MFW), ponieważ uwzględniają zwrot 2033 r., a następnie maleje wraz z pojawianiem się kolejnych bloków EJ w systemie.
\nRozwój dużo stabilniejszych, bardziej przewidywalwszelkich kosztów ponoszonych przez inwestorów. morskich farm wiatrowychzostało oraz wysoce dyspoScenariusz wolnej optymalizacji (S.I), w którym decyzjąnych optymalizatora wybudowane 7,7 GWe zycyjnych elektrowni jądrowych pozwalajest, ograniczyć Naelektrowni poziomie kosztów prywatnych scenariusz II kosztowo jest wa- ze jądrowych, jest porównywalny scenariuszem III. Warte odnotowania że riantem najdroższym, scenariusze I i III są do siebie wzrost kosztów systemowych i środowiskowych do powdrożenie pierwszego reaktora w 2035 r., nie doprowadziło do wzrostu kosztu prywatnego ziomu 8,8 mld PLN/rocznie w 2045 r. Scenariusz I (wolbardzo zbliżone, natomiast wariantjądrowego IV jest wariantem wytwarzania energii elektrycznej.
\nPotwierdza to brak na negatywnego wpływu elektrowni jądrowych optymalizacja) wykazuje stabilny, ale nieco na wyższy o najniższym koszcie prywatnym (jako jedyny optymalizukoszt a zewnętrzny na poziomie 8,9 PLN/rocznie je średni właśnie koszt ten koszt).
\nIstotnym zaburzeniem, powodującym wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, także konkurencyjność tej mld technologii w długoterminowej perspektywie rozwoju sektora elektroenergetycznego.
\n440 koszt prywatny wytwarzania energii [PLN/MWh] 420 400 380 360 Legenda do wykresu:
\n340 320 300 2020 341 332 329 306 310 2025 2030 2035 2040 2045 S.I Wolna optymalizacja S.II Wariant strategiczny S.III Brak en. jądrowej (MKC) S.IV Brak en. jądrowej (MI) Rysunek10.
\n10 Średnioroczny, jednostkowy kosztkoszt wytwarzania energiienergii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym Rysunek Średnioroczny, jednostkowy wytwarzania elektrycznej w krajowym systemie elektroenerge(wyłącznie koszt inwestorski) [PLN/MWh][PLN/MWh] tycznym (wyłącznie koszt inwestorski) Na poziomie kosztów zewnętrznych (Rysunek 11) najkorzystniejszy jest scenariusz II (wariant strategiczny). Rozwój dużo stabilniejszych, bardziej przewidywalnych morskich farm wiatrowych oraz wysoce dyspozycyjnych elektrowni jądrowych pozwala ograniczyć wzrost kosztów systemowych i środowiskowych do poziomu 8,8 mld PLN/rocznie w 2045 r. Scenariusz I (wolna optymalizacja) wykazuje stabilny, ale nieco wyższy koszt zewnętrzny na poziomie 8,9 mld PLN/rocznie w 2045r. Ze względu na najniższy koszt całkowity tego scenariusza (Rysunek 12), uwzględniający koszty prywatne, systemowe i środowiskowe, wyższe koszty zewnętrzne są społecznie uzasadnione (całkowita suma kosztów jest wciąż najmniejsza). Najwyższe koszty zewnętrzne, a zarazem tendencję do dalszego wzrostu, wykazują scenariusze III i IV zakładające brak rozwoju energetyki jądrowej, co potwierdza również dalsza perspektywa modelowania do 2050 r. Scenariuszem o skrajnie wysokim koszcie jest scenariusz IV, optymalizowany w modelu inwestorskim. Brak uwzględnienia kosztów systemowych 46 Monitor Polski
\n18 [mld PLN] 16 16,9 koszt zewnętrzny wytwarzania energii 14 12 11,2 8,8 10 8,9 8,8 8 Legenda do wykresu:
\n6 S.I Wolna optymalizacja 4 S.II Wariant strategiczny S.III Brak en. jądrowej (MKC) 2 S.IV Brak en. jądrowej (MI) 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Rysunek11.
\n11 Średnioroczny koszt zewnętrzny wytwarzania energiienergii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym Rysunek Średnioroczny koszt zewnętrzny wytwarzania elektrycznej w krajowym systemie elektroenerge[mld PLN] tycznym [mld PLN] Optymalnym pod względem przebiegu oraz wysokości całkowitego kosztu wytwarzania energii w 2045r. Ze względu na najniższy koszt całkowity tego jest scenariusz wolnej optymalizacji (S.I). Jednostkowy elektrycznej jest scenariusz wolnej optymalizacji Jednostkowy całkowity tego scenariusza całkowity koszt tego scenariusza wynosi 374 PLN/MWh scenariusza (Rysunek
\nWydłużona perspektywa modelu do wnętrzne, a zarazem tendencję do dalszego wzrostu, nariusz oparty o optymalizację w modelu inwestorskim 2050 r. scenariusze wskazuje naIIIrosnącą rozbieżność I oraz IV. Zjawisko to potwierdza, (S.IV – 388 PLN/MWh).
\nWydłużona perspektyważe modewykazują i IV zakładające brakmiędzy rozwojuscenariuszami lu do 2050 r.struktury wskazuje wytwórczej na rosnącą rozbieżność między energetyki jądrowej, cokosztów potwierdza również dalsza brak uwzględnienia systemowych przy optymalizacji prowadzi do perspektywa modelowania do 2050 r. Scenariuszem scenariuszami I oraz IV. Zjawisko to potwierdza, że brak nadmiernej socjalizacji tych kosztów przez wzrost opłat przenoszonych na obywateli. Scenariusz o skrajnie wysokim koszcie jest scenariusz IV, optyma- uwzględnienia kosztów systemowych przy optymalizastrategiczny (S.II) dowodzi, że wdrożenie energetyki jądrowej pozwala na obniżenie kosztu całkowitegosocjacji struktury wytwórczej prowadzi do nadmiernej lizowany w modelu inwestorskim.
\nBrak uwzględnietych kosztów wzrost opłat przenoszonych nia kosztów systemowych przy doborzedrugiego technologii wytwarzania energii. Po przyłączeniu blokulizacji jądrowego w 2035przez r. następuje przyśpieszona na obywateli.
\nScenariusz strategiczny (S.II) powoduje wzrost kosztów zewnętrznych do poziomu redukcja kosztów scenariusza II, a przyłączenie trzeciego reaktora sprowadza krzywą dowodzi, kosztu że wdrożenie energetyki jądrowej pozwala na obniżenie 16,9 mld PLN/rocznie w 2045 r. całkowitego na trajektorię podobną do krzywej scenariusza wolnej optymalizacji (S.I).energii.
\nPrzesunięcie kosztu całkowitego wytwarzania Po przyłąkrzywej z wariantu strategicznego względem scenariusza wolnej optymalizacji (S.I), wynika z czeniu drugiego bloku jądrowego w 2035 r. następuje Optymalnym pod względem przebiegu (S.II), oraz wysokości redukcja kosztów scenariusza II, a przycałkowitego elektrycznej wyższych kosztu kosztówwytwarzania wczesnegoenergii rozwoju morskich przyśpieszona farm wiatrowych zakładanego jako decyzja strategiczna Rządu. Wzrost kosztu całkowitego tego scenariusza skorelowany jest z rozpoczęciem inwestycji w MFW w 2026 r., a różnice zaczynają maleć po wykorzystaniu limitu 9,6 GWe mocy 440 [PLN/MWh] koszt całkowity zainstalowanej objętej wsparciem w 2034 r. wytwarzania energii 420 400 388 382 381 374 380 360 360 Legenda do wykresu:
\n340 S.I Wolna optymalizacja S.II Wariant strategiczny 320 S.III Brak en. jądrowej (MKC) 300 2020 S.IV Brak en. jądrowej (MI) 2025 2030 2035 2040 55 2045 Rysunek12.
\n12Średnioroczny, Średnioroczny, jednostkowy jednostkowy koszt koszt całkowity całkowity wytwarzania wytwarzania energii energii elektrycznej elektrycznej wwkrajowym krajowymsystemie systemieelekRysunek elektroenergetycznym [PLN/MWh] troenergetycznym [PLN/MWh] 3.6. Analiza porównawcza potencjału redukcji emisji CO2 oraz prognoz wykorzystania gazu ziemnego w elektrowniach i elektrociepłowniach Największy potencjał redukcji emisji CO2 zapewnia scenariusz strategiczny (S.II), w którym końcowa wartość rocznych emisji spada ze 134 mln tCO2 w 2020 r. do 41 mln w 2045 r. (prawie 70%). W porównaniu ze scenariuszem braku rozwoju energetyki jądrowej, optymalizowanym w modelu kosztu całkowitego (S.III), scenariusz strategiczny pozwala na uniknięcie emisji blisko 93 mln t CO2 na przestrzeni 25 lat.
\n150 130 [mln tCO2] 134 wielkość emisji CO2 w elektroenergetyce 47 Monitor Polski
\n400 w emisyjności względem scenariuszy bez energetyki jądrowej wynosi blisko 30%. Wynika to z ograniczenia zużycia gazu ziemnego w obu scenariuszach uwzględniających EJ (S.I i S.II), co pozwala na szybszą redukcję emisji CO2.
\nIstotną kwestią z punktu widzenia strategii dywerkoszt całkowity syfikacji kierunków dostaw paliw gazowych, a także energii z imporograniczania wypływu wytwarzania kapitału związanego tem surowca, jest ograniczanie długoterminowego oraz szczytowego zapotrzebowania na gaz ziemny w elektrowniach i elektrociepłowniach. Ze wzglę388 du na rolę gazu 382 ziemnego jako paliwa przejściowego 380 381 energetycznej, dopasowanie rozw transformacji 3.6. Analiza porównawcza potencjału 360 374 woju infrastruktury gazowej do chwilowego szczyoraz prognoz redukcji emisji CO 2 360 tu zapotrzebowania powoduje nieefektywną alokawykorzystania gazu ziemnego Legenda do wykresu: w elektrowniach i elektrociepłowniach cję krajowego kapitału. Oba scenariusze jądrowe (S.I 340 S.I Wolna optymalizacja i S.II) gwarantują stabilne oraz ograniczone wykoWariant strategiczny produkcji energii elekNajwiększy potencjał redukcji emisji CO2 zapewnia sce- rzystanie gazu ziemnegoS.IIdo 320 energetyki jądrowej, oparty nariusz strategiczny (S.II), w którym końcowa wartość trycznej. Scenariusz bez S.III Brak en. jądrowej (MKC) wykazuje najwyższe rocznych emisji spada ze 134 mln tCO2 w 2020 r. do o model kosztu całkowitego S.IV(S.III), Brak en. jądrowej (MI) 41 300 mln w 2045 r. (prawie 70%). W porównaniu ze sce- szczytowe zapotrzebowanie w wielkości 20,8 mld m3, 2020 braku rozwoju 2025 energetyki 2030 jądrowej, 2035optyma-2040a także 2045 nariuszem najwyższe średnie zapotrzebowanie na gaz lizowanym w modelu kosztu całkowitego (S.III), scena- ziemny w elektroenergetyce. Brak zeroemisyjnej podRysunek 12 Średnioroczny, jednostkowy koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej w krajowym systemie riusz strategiczny pozwala na uniknięcie emisji blisko stawy obciążenia, stymulujący głębszy rozwój OZE, elektroenergetycznym [PLN/MWh] 93 mln t CO2 na przestrzeni 25 lat. oraz uwzględnienie kosztów systemowych ograniczających wykorzystania mocy dysponowalnych, 3.6. Analiza porównawcza potencjału redukcji emisji CO2spadek oraz prognoz wykorzystania gazu powoduje przeniesienie ciężaru produkcji stabilnej Wskaźniki emisyjności elektroenergetycznego, ziemnego wsektora elektrowniach i elektrociepłowniach podobnie jak wielkość emisji, systematycznie spadają energii na elektrownie gazowe. Scenariusz IV, oparty w Największy kolejnych latach prognozy.
\nWdrożenie o model inwestorski, ogranicza zużycie gazu rozbudopotencjał redukcji emisji COenergetyki 2 zapewnia scenariusz strategiczny (S.II), w którym końcowa jądrowej w scenariuszu strategicznym (S.II) pozwala wując dużo większe ilości OZE. Spadające zapotrzebowartość rocznych emisji spada ze 134 mln tCO2 w 2020 r. do 41 mln w 2045 r. (prawie 70%). W na osiągnięcie ok. 16,5% niższego wskaźnika emisyj- wanie na gaz po 2040 roku w tym scenariuszu stwarza porównaniu scenariuszem braku rozwoju jądrowej, optymalizowanym w modelu kosztu ności w 2045 r.zewzględem scenariuszy bez EJ energetyki (S.III). ryzyko przeinwestowania i braku pełnej amortyzacji W całkowitego przypadku scenariusza strategicznego (S.II) różnica infrastruktury przesyłowej oraz mocy wytwórczych. (S.III), scenariusz strategiczny pozwala na uniknięcie emisji blisko 93 mln t CO2 na przestrzeni 25 lat.
\n150 130 [mln tCO2] wielkość emisji CO2 w elektroenergetyce 134 110 90 Legenda do wykresu:
\n70 58 49 47 41 50 30 2020 2025 2030 2035 2040 S.I Wolna optymalizacja S.II Wariant strategiczny S.III Brak en. jądrowej (MKC) S.IV Brak en. jądrowej (MI) 2045 Rysunek13.
\n13 Wielkość COCO i elektrociepłowniach [mln tCO 2 w elektrowniach 2] Rysunek Wielkośćemisji emisji w elektrowniach i elektrociepłowniach [mln tCO2] 2 Wskaźniki emisyjności sektora elektroenergetycznego, podobnie jak wielkość emisji, systematycznie spadają w kolejnych latach prognozy. Wdrożenie energetyki jądrowej w scenariuszu strategicznym (S.II) pozwala na osiągnięcie ok. 16,5% niższego wskaźnika emisyjności w 2045 r. względem scenariuszy bez EJ (S.III). W przypadku scenariusza strategicznego (S.II) różnica w emisyjności względem scenariuszy bez energetyki jądrowej wynosi blisko 30%. Wynika to z ograniczenia zużycia gazu ziemnego w obu scenariuszach uwzględniających EJ (S.I i S.II), co pozwala na szybszą redukcję emisji CO2.
\n56 48 546 542 552 548 Monitor Polski 317 351 274
\nS.IV Brak en. jądrowej (MI) 224 Poz. 946 S.III Brak en. jądrowej (MKC) S.II Wariant strategiczny S.I Wolna optymalizacja 2020 2030 2040 2045 830 wskaźniki emisyjności CO2 Rysunek 5.14 Wskaźniki emisyjności CO2 w elektrowniach i elektrociepłowniach [kgCO2/MWh] Istotną kwestią z punktu widzenia strategii dywersyfikacji kierunków dostaw paliw gazowych, a także ograniczania wypływu546 kapitału związanego z importem surowca, jest ograniczanie długoterminowego 542 552 548 oraz szczytowego zapotrzebowania na gaz ziemny w elektrowniach i elektrociepłowniach. Ze względu na rolę gazu ziemnego jako paliwa przejściowego w transformacji energetycznej, dopasowanie rozwoju 351 Legendanieefektywną do wykresu:
\n317 szczytu340 infrastruktury gazowej do chwilowego zapotrzebowania powoduje alokację 274 268 S.IV Brak en. jądrowej (MI) 224 krajowego kapitału. Oba scenariusze jądrowe (S.I stabilne oraz ograniczone 217i S.II) gwarantują 191 S.IIIbez Brakenergetyki en. jądrowejjądrowej, (MKC) wykorzystanie gazu ziemnego do produkcji energii elektrycznej. Scenariusz S.II Wariant strategiczny oparty o model kosztu całkowitego (S.III), wykazuje najwyższe szczytowe zapotrzebowanie w wielkości 3 S.I Wolna optymalizacja 20,8 mld m , a także najwyższe średnie zapotrzebowanie na gaz ziemny w elektroenergetyce. Brak 2020podstawy obciążenia, 2030 2040 2045 zero-emisyjnej stymulujący głębszy rozwój OZE, oraz uwzględnienie kosztów systemowych ograniczających spadek wykorzystania mocy dysponowalnych, powoduje przeniesienie Rysunek 5.14 Wskaźniki emisyjności CO w elektrowniach i elektrociepłowniach [kgCO[kgCO 2/MWh] Rysunek 14. Wskaźniki emisyjności CO22 w elektrowniach i elektrociepłowniach /MWh] 2 ciężaru produkcji stabilnej energii na elektrownie gazowe. Scenariusz IV, oparty o model inwestorski, Istotną kwestią z punktu widzenia strategii dywersyfikacji kierunków dostaw paliw gazowych, a także ogranicza zużycie gazu rozbudowując dużo większe ilości źródeł OZE. Spadające zapotrzebowanie na ograniczania wypływu kapitału związanego z importem surowca, jest ograniczanie długoterminowego gaz po 2040 roku w tym scenariuszu stwarza ryzyko przeinwestowania i braku pełnej amortyzacji oraz szczytowego zapotrzebowania na gaz ziemny w elektrowniach i elektrociepłowniach. Ze względu infrastruktury przesyłowej oraz mocy wytwórczych. na rolę gazu ziemnego jako paliwa przejściowego w transformacji energetycznej, dopasowanie rozwoju 22 infrastruktury gazowej do chwilowego szczytu zapotrzebowania powoduje nieefektywną alokację [mld m3] max =20,8 zużycie ziemnego 20 krajowego kapitału. Oba scenariusze jądrowe (S.I i S.II) gwarantują stabilnegazu oraz ograniczone 19,3 18 wykorzystanie gazu ziemnego do produkcji energii elektrycznej. max =15,4 Scenariusz bez energetyki jądrowej, max = 14,2 16 oparty o model kosztu całkowitego (S.III), wykazuje najwyższe szczytowe zapotrzebowanie w wielkości 3 14 mld m , a także najwyższe średnie zapotrzebowanie na gaz ziemny w elektroenergetyce. Brak 20,8 12,6 12 zero-emisyjnej podstawy obciążenia, stymulujący głębszy rozwój12,3 OZE, oraz uwzględnienie kosztów max =13,4 10 11,2 systemowych ograniczających spadek wykorzystania mocy dysponowalnych, powoduje przeniesienie do wykresu:
\n8 ciężaru produkcji stabilnej energii na elektrownie gazowe. Scenariusz Legenda IV, oparty o model inwestorski, S.I Wolna optymalizacja na 6 ogranicza zużycie gazu rozbudowując dużo większe ilości źródeł OZE.
\nSpadające zapotrzebowanie 4,2 S.II Wariant strategiczny gaz4 po 42040 roku w tym scenariuszu stwarza ryzyko przeinwestowania i braku pełnej amortyzacji S.III Brak en. jądrowej (MKC) infrastruktury przesyłowej oraz mocy wytwórczych.
\n2 S.IV Brak en. jądrowej (MI) 0 22 max =20,8 2020 [mld m3]2025 2030 2035 2040 2045 zużycie gazu ziemnego 20 19,3 3 3 Rysunek 15.
\nZużycie gazu ziemnego w elektrowniach i elektrociepłowniach [mld m ] Rysunek [mld m ] 18 15 Zużycie gazu ziemnego w elektrowniach i elektrociepłowniach max =15,4 max = 14,2 16 14 57 12 max =13,4 10 12,6 12,3 11,2 Legenda do wykresu:
\n8 6 4 S.I Wolna optymalizacja 4,2 4 S.II Wariant strategiczny S.III Brak en. jądrowej (MKC) 2 0 2020 S.IV Brak en. jądrowej (MI) 2025 2030 2035 2040 2045 Rysunek 15 Zużycie gazu ziemnego w elektrowniach i elektrociepłowniach [mld m3] 57 49 Monitor Polski
\nWyniki analizy wrażliwości kosztu całkowitego wytwarzania energii Poniższe wykresy przedstawiają wyniki analizy wrażliwości kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególne źródła. Poziom kosztu został obliczony punktowo na rok 2035, przy założeniu że każda technologia OZE jest rozpatrywana indywidualnie w hipotetycznym systemie elektroenergetycznym, w którym produkuje 30% energii elektrycznej. Przedstawione w tej sekcji koszty systemowe i środowiskowe są wyznaczone na podstawie tych samych założeń co w podrozdziale 3, ale nie są tożsame z kosztami jakie zostały wykorzystane do optymalizacji. Model optymalizacyjny dobiera wysokość kosztów systemowych skojarzonych z niesterowalnymi źródłami energii w sposób dynamiczny, zależnie od zmieniającego się na przestrzeni lat 20202050 udziału tych źródeł w produkcji energii elektrycznej. Analiza wrażliwości przedstawia całkowity koszt wytwarzania energii elektrycznej z poszczególnych technologii oddanych do eksploatacji w ustalonym roku i w zadanych warunkach pracy systemu (udział źródeł niesterowalnych), zbliżonym do daty przyłączenia pierwszego reaktora jądrowego do systemu elektroenergetycznego. Rezultaty analizy wrażliwości wskazują na dużą zależność kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł jądrowych od szeregu czynników związanych w szczególności z fazą inwestycyjną. Jednocześnie wpływ cen paliw na koszt całkowity ze źródeł jądrowych jest dużo niższy, będąc na marginalnym poziomie. Ceny uprawnień do emisji CO2 nie mają bezpośredniego wpływu na koszty EJ, wpływają jednak w sposób pośredni na jej konkurencyjność względem technologii opartych o paliwa kopalne.
\nWyniki pokazują, że energetykę jądrową charakteryzuje najniższy uśredniony koszt całkowity ze wszystkich analizowanych źródeł dla średnioważonego kosztu kapitału (WACC) niższego od 6%. Jednocześnie wraz ze wzrostem kosztu finansowania, uśredniony, zdyskontowany koszt całkowity produkcji energii elektrycznej dla technologii jądrowych rośnie najszybciej. Przykładowo, koszt całkowity produkcji energii elektrycznej dla energetyki jądrowej wzrósłby o ponad 350% w przypadku podniesienia kosztu kapitału z 0% do 15%, gdzie dla porównaniu taki sam wzrost kosztu kapitału dla energetyki gazowej powoduje tylko 25% wzrost kosztu całkowitego. Pokazuje to jak ważnym elementem inwestycji w energetykę jądrową jest opracowanie efektywnego modelu finansowania, który wraz z istotnym wsparciem państwa pozwoli na możliwe zmniejszenie kosztu kapitału elektrowni jądrowej, czyniąc ją tanim źródłem energii dla społeczeństwa i gospodarki.
\nPodobną zależność, choć w mniejszym stopniu, można zaobserwować analizując wrażliwość kosztu całkowitego na wydłużenie czasu budowy inwestycji. Na przykład, koszt całkowity produkcji energii elektrycznej z technologii jądrowej rośnie o ponad 20% przy wydłużeniu czasu budowy elektrowni jądrowej o 5 lat. Dla porównania, ten sam okres wydłużenia czasu budowy dla technologii gazowej CCGT, powoduje, że całkowity koszt produkcji energii elektrycznej rośnie jedynie o 5%.
\nPodkreślić należy, że uśredniony, zdyskontowany koszt całkowity energii produkowanej w źródłach jądrowych zależy wyraźnie od współczynnika wykorzystania mocy. Z przeprowadzonych analiz wynika, że koszt ten może spaść z poziomu ponad 750 PLN/MWh, w sytuacji kiedy współczynnik wykorzystania mocy wynosi 30%, nawet do poziomu ok. 300 PLN/MWh, kiedy współczynnik ten wynosi 90% (przy założeniu WACC=6%).
\nJest to stosunkowo największy spadek uśrednionego kosztu całkowitego ze wszystkich źródeł konwencjonalnych. W przypadku OZE, początkowy silny spadek kosztu całkowitego wraz ze wzrostem współczynnika wykorzystania mocy hamuje po osiągnięciu jego wartości na poziomie około 2530%, ze względu na rosnący udział kosztów systemowych.
\nEnergetyka jądrowa to technologia, której koszt energii elektrycznej zależy w największym stopniu od wspomnianego wcześniej kosztu kapitału oraz poniesionych nakładów inwestycyjnych. Z analizy wrażliwości wynika, że wzrost (spadek) tych nakładów o 50% powoduje wzrost (spadek) uśrednionego kosztu całkowitego od 25% do 41% w zależności od przyjętego kosztu kapitału. Duża wrażliwość na zmianę poziomu nakładów jest cechą charakterystyczną dla tej technologii. Podobne zależności (choć w mniejszym stopniu) można zaobserwować w przypadku morskich farm wiatrowych, jak i źródeł węglowych z CCS. Najmniejsza wrażliwość na zmianę nakładów inwestycyjnych, podobnie jak w przypadku kosztu kapitału i wydłużeniu czasu budowy, występuje dla źródeł gazowych.
\nOdwrotna sytuacja następuje przy badaniu wrażliwości kosztu całkowitego na cenę paliwa podstawowego.
\nUdział kosztów paliwa w cenie energii elektrycznej produkowanej w źródłach jądrowych stanowi niewielki ułamek kosztów. Z tego powodu wrażliwość cenowa na zmianę kosztu tego paliwa również jest bardzo niska. Poniższe analizy pokazują, że wzrost (lub spadek) ceny paliwa powoduje wzrost kosztu całkowitego produkcji energii elektrycznej ze źródeł jądrowych jedynie od 2% do 6% w zależności od przyjętego kosztu kapitału. Dla porównania taka sama zmiana ceny gazu powoduje zmianę kosztu całkowitego dla źródeł CCGT od 24 do 28%. Wysoką wrażliwość na cenę paliwa podstawowego wykazują również źródła opalane biomasą i w mniejszym stopniu źródła węglowe. Wrażliwość kosztu całkowitego odnawialnych źródeł energii, ze względu na brak paliwa podstawowego, jest zerowa, pamiętać należy jednak o konieczności uwzględnienia potrzebnej rezerwy mocy na wypadek braku korzystnych warunków pogodowych.
\n50 Monitor Polski
\nZgodnie z analizami wzrost tych cen o 50% powodu- je 1723% wzrost kosztu całkowitego energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł węglowych oraz od 11 do 13% wzrost kosztu całkowitego źródeł gazowych. Jest to szczególnie ważne w kontekście polityki klimatycznej UE oraz jej wpływu na polski majątek wytwórczy. Ponownie konieczność zapewnienia rezerwy mocy dla niesterowalnych OZE zwiększa w sposób pośredni wrażliwość całego systemu elektroenergetycznego na ceny zastosowanego w rezerwie paliwa podstawowego.
\nWykres nr 1. Dekompozycja uśrednionego, zdyskontowanego kosztu całkowitego wytwarzania energii elektrycznej
\nParametr zmienny: średnioważony koszt kapitału (WACC) Wykresy nr 5 i 6. Analiza wrażliwości kosztów wytwarzania elektrycznej w 2035 r.
\nParametry stałe:
\n30%całkowitych penetracji danej technologiienergii niesterowalnej w systemie Parametr zmienny: średnioważony koszt kapitału (WACC);
\nParametry stałe: 30% penetracji danej technologii niesterowalnej w systemie Uśredniony koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej [PLN/MWh] Uśredniony koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej [% LCOE] 1 200 500% 1 100 450% 1 000 900 400% 800 350% 700 600 300% 500 250% 400 300 200% 200 150% 100 0 100% 0% 2 000 0 3% 6% 9% średnioważony koszt kapitału [%] energetyka jądrowa - PWR III+ biomasa/biogaz 0%węgiel1% 2%- ASC 3% 4% kamienny PC 12% 15% 0% morskie farmy wiatrowe (MFW) gaz ziemny - OCGT 6% 7% 8% 9%+ CCS10% węgiel kamienny
\n62 Parametr zmienny: wydłużenie czasu budowy inwestycji;
\nWykresy nr 7 i 8. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.
\nParametry stałe: WACC - 6%, 30% penetracji danej technologii OZE w systemie.
\nParametr zmienny: wydłużenie czasu budowy inwestycji;
\nParametry stałe: WACC – 6%, 30% penetracji danej technologii OZE w systemie.
\nUśredniony koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej [PLN/MWh] Uśredniony koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej [% LCOE] 1 200 125% 1 100 1 000 120% 900 800 115% 700 600 500 110% 400 300 105% 200 100 0 0 2 000 0 1 2 3 wydłużenie czasu budowy [lata] energetyka jądrowa - PWR III+ biomasa/biogaz 0%węgiel1% 2%- ASC 3% 4% kamienny PC 5% 4 5 100% morskie farmy wiatrowe (MFW) gaz ziemny - OCGT 6% 7% 8% 9%+ CCS10% węgiel kamienny
\nParametr zmienny: współczynnik wykorzystania mocy (CF);
\nWykresy nr 9 i 10. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energiiOZE elektrycznej Parametry stałe: WACC
\nParametr zmienny: współczynnik wykorzystania mocy (CF);
\nParametry stałe: WACC – 6%, 30% penetracji danej technologii OZE w systemie.
\nUśredniony koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej [PLN/MWh] Uśredniony koszt całkowity wytwarzania energii elektrycznej [% LCOE] 1 200 2 000 1 100 1 800 1 000 1 600 900 1 400 800 700 1 200 600 1 000 500 800 400 600 300 400 200 200 100 0 0,30 2 000 0 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 średnioroczny współczynnik wykorzystania mocy [-] energetyka jądrowa - PWR III+ biomasa/biogaz 0%węgiel1% 2%- ASC 3% 4% kamienny PC 5% 0 1,00 morskie farmy wiatrowe (MFW) gaz ziemny - OCGT 6% 7% 8% 9%+ CCS10% węgiel kamienny
\n64 Parametr zmienny: wielkość nakładów inwestycyjnych, kontraktowych (+/Wykres nr 11. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 50%), 2035 r.
\nParametryinwestycyjnych, stałe: 30% penetracji danej technologii OZE w systemie.
\nParametr zmienny: wielkość nakładów kontraktowych (+/ –50%), Parametry stałe: 30% penetracji danej technologii OZE w systemie.
\nŹródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej 65 54 Monitor Polski
\nParametr zmienny: cena paliwa podstawowego (+/- 50%).
\nWykres nr 12. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.
\nParametr zmienny: cena paliwa podstawowego (+/–50%).
\nŹródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej Wykres nr 10. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.
\n66 Parametr zmienny: cena uprawnień do emisji CO2 (+/- 50%).
\nWykres nr 13. Analiza wrażliwości kosztów całkowitych wytwarzania energii elektrycznej w 2035 r.
\nParametr zmienny: cena uprawnień do emisji CO2 (+/–50%).
\nŹródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej Źródło: Analiza Biura Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej 67 55 Monitor Polski
\nGłówne założenia techniczno-ekonomiczne Przyjęte założenia technicznoekonomiczne zostały skonsultowane i są kierunkowo zbieżne z założeniami stosowanymi przez operatora systemu przesyłowego do długoterminowego prognozowania zmian struktury wytwórczej sektora elektroenergetycznego. Wszystkie wskaźniki ekonomiczne wykorzystane w badaniu zostały przyjęte na podstawie ścieżek prognostycznych określanych jako realistyczne lub średnie. Prognozy optymistyczne oraz pesymistyczne zostały pominięte ze względu na brak możliwości określenia faktycznego kosztu technologii, zwłaszcza w przypadku nowych gałęzi sektora mogących powstać w Polsce takich jak morskie elektrownie wiatrowe, energetyka jądrowa czy technologie CCS. Przyjęcie wartości średnich uznano za założenie najbardziej racjonalne oraz obarczone najmniejszym ryzykiem przeszacowania lub niedoszacowania kosztów technologii.
\nWszystkie przedstawione w dokumencie wartości kosztowe zostały wyrażone w cenach stałych PLN2018.
\nWskaźniki kosztowe wyrażone w cenach stałych innego roku bazowego oraz w innej walucie zostały zwaloryzowane z wykorzystaniem inflacji prezentowanej przez Bank Światowy (CPI) oraz Europejski Bank Centralny (HICP) odpowiednio do obszaru i waluty, oraz sprowadzone do waluty polskiej (PLN).
\nNa potrzeby analizy wykorzystano wartości średnioroczne współczynników wykorzystania mocy oraz sprawności wytwarzania energii elektrycznej. Podejście to ma za zadanie odzwierciedlić realne warunki pracy poszczególnych technologii w systemie elektroenergetycznym, w których jednostki nie pracują zgodnie z warunkami nominalnymi deklarowanymi przez producentów technologii.
\nTabela 1. Jednostkowe nakłady inwestycyjne, kontraktowe – Overnight Cost (OVN) [mln PLN/GWe netto] 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Energetyka jądrowa – PWR GEN III(+) 22 346 21 657 21 147 20 576 19 996 19 444 Morskie farmy wiatrowe (MFW) 15 010 13 396 11 953 10 692 9 590 8 627 Lądowe farmy wiatrowe (LFW) 6 462 5 880 5 298 5 032 4 761 4 486 Fotowoltaika (PV) 3 903 3 518 3 129 2 956 2 782 2 632 Biomasa 13 802 13 733 13 502 13 233 12 957 12 700 Gaz ziemny – OCGT 2 326 2 203 2 148 2 108 2 078 2 057 Gaz ziemny – CCGT 3 266 3 133 3 069 3 017 2 975 2 942 Gaz ziemny – CCGT + CCS 8 002 7 478 7 155 6 894 6 669 6 471 Węgiel kamienny – ASC PC 7 363 7 363 7 363 7 363 7 363 7 363 Węgiel kamienny – ASC PC + CCS 20 684 20 113 19 708 19 247 18 776 18 332 Węgiel kamienny – IGCC 14 536 13 816 13 434 13 125 12 863 12 643 Źródło: National Renewable Energy Laboratory (NREL) – ATB’1952, International Energy Agency (IEA) – WEO’1953 oraz Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) – PRSP’2054; opracowanie Biuro Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej NREL (2019), 2019 Annual Technology Baseline, Mid Scenarios IEA (2019), World Energy Outlook 2019, EU Stated Policies scenarios PSE (2020), Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 20212030
\n57 Monitor Polski
\nSystem Effects in LowCarbon Electricity Systems
\nSparametryzowany model del obliczeniowy pozwala na znalezienie optymalnej Wykorzystane do obliczeń oprogramowanie jest narzęnowych inwestycji w sektorze dziem posiadającym cechy typowego modelu obiektoobliczeniowy pozwala na znalezienie optymalnejkombinacji kombinacji nowych inwestycji w wytwarzania, sektorze przy minimumnakosztów zapotrzebowania wego.
\nPodstawowym zadaniem jest rozwiązanie wytwarzania, przyjego minimum kosztów pokrycia zapotrzebowania energiępokrycia elektryczną w systemie na zestawu równań z określoną funkcją celu, polegające na energię elektryczną w systemie elektroenergetycznym, elektroenergetycznym, w długoterminowym horyzoncie planistycznym. wykonaniu zadania optymalizacji w postaci minimaliza- wdługoterminowym horyzoncie planistycznym. cji całkowitego kosztu wytwarzania energii elektrycznej w długoterminowym horyzoncie planistycznym. Analizy Sformułowanie zadania obliczeniowego realizowane zadania optymalizacji (funkprowadzone są w oparciu o dostarczone danerealizowane wejścio- jest Sformułowanie zadania obliczeniowego jestwwpostaci postaciponiższego poniższego zadania optymalizacji we oraz zadane ograniczenia. Sparametryzowany mo- cji celu): (funkcji celu): ì ü ïåå DFy ´ ( BuildCost g ´ GenBuild g , y ) + ï ï y g ï ïï é æ ö ù ïï min í+ å DFy ´ êFOMCharge g ´ 1000 ´ PMAX g çç Units g + å GenBuild Units g ,i ÷÷ + ú ý i£ y è ø ûú ï ï y ëê ï ï ù é ï+ å DFtÎ y ´ L t ´ êVoLL ´ USE t + å (SRMC g ´ GenLoad g ,t )ú ï ïî t ïþ g û ë
\nGenBuild(g,y)
\nVoLL
\n72 60 Monitor Polski
\nLista skrótów i akronimów:
\nNarzędzie cechuje się dużą elastycznością konfiguracji działań. Pozwala określić bardzo szczegółowe dane wejściowe lub estymować wiarygodne wyniki z ograniczonej ilości dostępnych danych. Podstawowymi danymi wejściowymi wykorzystywanymi do obliczeń są:
\nNPP PWR III(+) – ang. Nuclear Power Plant with Pressurized Water Reactor of generation III+, pl. elektrownie jądrowe z reaktorami wodnociśnieniowymi generacji III(+) OCGT – ang. Open Cycle Gas Turbine, pl. turbina gazowa w cyklu otwartym CCGT – ang. Combined Cycle Gas Turbine, pl. BGP
\nPrzy wyborze lokalizacji należy uwzględnić oraz przeanalizować możliwości technologiczne i efektywność ekonomiczną skojarzonej produkcji ciepła i energii elektrycznej w EJ. Jak wykazano w Prognozie Oddziaływania na Środowisko, jest to wariant pozwalający na znaczącą minimalizację negatywnych skutków środowiskowych EJ.
\nMożliwość zastosowania układu kogeneracyjnego powinna być jednym z czynników rozważanych przy wyborze lokalizacji pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce.
\nDziałania ograniczające możliwą skalę konfliktów społecznych Rozwój nowych kierunków pozyskiwania energii elektrycznej w Polsce, a w szczególności rozwój energetyki jądrowej, wymaga zgody i akceptacji społeczeństwa. Rozwój energetyki jądrowej powinien być prowadzony w sposób zapobiegający eskalacji potencjalnych konfliktów społecznych, przy pełnej transparentności działań i dialogu ze wszystkimi zainteresowanymi sprawą stronami. Ważne jest, aby oprócz stosowania najlepszych praktyk i technologii zapewniających bezpieczeństwo elektrowni jądrowej, zrealizować zamierzone cele, tj. dostarczać energii taniej i „czystej ekologicznie”, dbając o stan środowiska i poprawiając jakość życia mieszkańców kraju. oddziaływania na środowisko oraz uzasadnienie wyboru Programu polskiej energetyki jądrowej”. Do Programu PEJ, poprzez niniejszy załącznik, wprowadzono następujące zapisy będące efektem przeprowadzonej strategicznej oceny oddziaływania na środowisko:
\nFinalnie elektrownie jądrowe muszą stać się elementem dywersyfikującym źródła energii, prowadząc do zaspokojenia potrzeb i zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju. Każdy obywatel musi mieć przy tym niezbywalne prawo do informacji na temat funkcjonowania elektrowni i jej wpływu na otoczenie (o ile informacja nie będzie zagrażała bezpieczeństwu obiektu).
\nDo tego niezbędne jest wprowadzenie programu informacyjnego i edukacyjnego. Program ten nie może mieć charakteru propagandy na rzecz energetyki jądrowej. Powinien natomiast dostarczać społeczeństwu rzetelnych informacji oraz wskazywać na atuty i wady energii jądrowej i jej miejsce wśród innych metod pozyskiwania energii.
\nDziałania na etapie oceny oddziaływania na środowisko Kompleksowe uwzględnienie niezbędnej infrastruktury która musi zostać wybudowana na potrzeby lokalizacji EJ i wydanie jednej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla całego przedsięwzięcia.
\nWniosek o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach powinien zostać złożony po zakończeniu wstępnych prac eksperckich mających na celu ocenę wpływu na środowisko dla minimum dwóch równorzędnych lokalizacji.
\nWybór ostatecznej lokalizacji powinien nastąpić po zakończeniu wstępnej oceny wpływu elektrowni jądrowej na środowisko. Wyniki powinny zostać opublikowane i udostępnione społeczeństwu.
\nDopiero na podstawie uzyskanych informacji powinien zostać dokonany wybór lokalizacji.
\nDla wybranej lokalizacji złożony zostanie wniosek o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. Takie podejście zagwarantuje, że kwestie ochrony środowiska będą rozważane na tym samym poziomie istotności co kwestie społeczne i gospodarcze.
\n62 Monitor Polski
\nW obecnej konfiguracji dokumentów strategicznych Program PEJ jest zgodny ze Strategią na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju (dalej SOR)61 – średniookresową strategią rozwoju kraju. W rozdziale SOR „Energia” zawarto cel „Zapewnienie powszechnego dostępu do energii pochodzącej z różnych źródeł”, który jest realizowany przez „Kierunek Interwencji IV.1. Wspieranie pozyskiwania i wykorzystania energii z nowych źródeł”, a w ramach niego Projekt Strategiczny Program polskiej energetyki jądrowej. W zakresie Programu PEJ, SOR mówi o kontynuacji prac nad programem w celu dywersyfikacji źródeł energii, zmniejszenia wpływu energetyki na środowisko, rozwoju ośrodków naukowo badawczych oraz polskiego przemysłu (w tym także z uwzględnieniem działalności eksportowej).
\n57 Uchwała Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 9 listopa da 1990 r. w sprawie założeń polityki energetycznej Polski do 2010 r. (M.P. Nr 43 poz. 332).
\n58 Polityka energetyczna Polski do 2025 r., dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 4 stycznia 2005 r. (M.P. Nr 42 poz. 562).
\n59 Uchwała Nr 4/2009 Rady Ministrów z dnia 13 stycznia 2009 r. w sprawie działań podejmowanych w zakresie rozwoju energetyki jądrowej (niepubl.).
\n60 Uchwała Nr 15/2014 Rady Ministrów z dnia 28 stycznia 2014 r. w sprawie programu wieloletniego pod nazwą „Program polskiej energetyki jądrowej” (M.P. poz. 502).
\n61 Uchwała Nr 8 Rady Ministrów z dnia 14 lutego 2017 r. w sprawie przyjęcia Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju do roku 2020 (z perspektywą do 2030 r.) (M.P. poz. 260).
\nW wymiarze europejskim Program PEJ jest zgodny ze strategią Komisji Europejskiej z 2018 r. pn.„Czysta planeta dla wszystkich62. Program wpisuje się także w cele dokumentu pn. Europejski Zielony Ład63, który zastąpi Strategię Europa 2020 jako główny dokument o charakterze strategicznym dla UE.
\nCel Programu PEJ jest zgodny z obowiązującą Polityką energetyczną Polski do 2030 roku64, realizując cel nr 4 Polityki: Dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki jądrowej.
\nPozostaje zgodny również z projektem Polityki energetycznej Polski do 2040 roku65, realizując kierunek nr 5 Polityki: Wdrożenie energetyki jądrowej (cel: obniżenie emisyjności sektora energetycznego oraz bezpieczeństwo pracy systemu). Równocześnie, wdrożenie energetyki jądrowej stanowi jedno z najważniejszych działań w wymiarze „bezpieczeństwo energetyczne” zidentyfikowanych w Krajowym Planie na rzecz Energii i Klimatu66. Działanie to cechuje pozytywna interakcja z innymi wymiarami KPEiK: „obniżenie emisyjności” oraz „badania naukowe, innowacje i konkurencyjność”.
\nProgram PEJ uwzględnia także cele sektorowej strategii pn. Polityka ekologiczna państwa 2030 – strategia rozwoju w obszarze środowiska i gospodarki wodnej67, w szczególności cel szczegółowy nr 1 Poprawa jakości środowiska i bezpieczeństwa ekologicznego.
\nCel Programu PEJ koresponduje z programem rozwoju elektromobilności – jednym z flagowych projektów SOR i kluczowym dokumentem strategicznym w tym obszarze, którym jest Plan Rozwoju Elektromobilności „Energia do przyszłości”, przyjęty przez Radę Ministrów dnia 16 marca 2017 r. Wdrożenie bezemisyjnego źródła energii elek62 Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejskiej, Rady, Europejskiego Komitetu EkonomicznoSpołecznego, Komitetu Regionów i Europejskiego Banku Inwestycyjnego z dnia 28 listopada 2018 r., „Czysta planeta dla wszystkich, Europejska długoterminowa wizja strategiczna dobrze prosperującej, nowoczesnej, konkurencyjnej i neutralnej dla klimatu gospodarki”, COM(2018) 773 final.
\n63 Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejskiej, Rady, Komitetu EkonomicznoSpołecznego i Komitetu Regionów „Europejski Zielony Ład”, COM(2019) 640 final.
\n64 Uchwała nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 r. w sprawie „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” (niepubl.) zmieniona uchwałą nr 157/2010 Rady Ministrów z dnia 29 września 2010 r. (niepubl.). Ogłoszona w Monitorze Polskim jako załącznik do obwieszczenia Ministra Gospodarki z dnia 21 grudnia 2009 r. w sprawie polityki energetycznej państwa do 2030 r. (M.P. z 2010 r. Nr 2, poz. 11).
\n65 Opublikowany przez Ministerstwo Energii w dniu 8 listopada 2019 r. [https://www.gov.pl/web/aktywapanstwowe/zaktualizowanyprojektpolitykienergetycznejpolskido2040r].
\n66 Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu na lata 20212030, przekazany do Komisji Europejskiej w dniu 30 grudnia 2019 r.
\n67 Uchwała nr 67 Rady Ministrów z dnia 16 lipca 2019 r. w sprawie przyjęcia „Polityki ekologicznej państwa 2030 – strategii rozwoju w obszarze środowiska i gospodarki wodnej” (M.P. poz. 794).
\n63 Monitor Polski
\nCel Programu PEJ znajduje odzwierciedlenie także w szeregu innych rządowych dokumentów strategicznych:
\nStrategii Innowacyjności i Efektywności Gospodarki „Dynamiczna Polska 2020”56;
\nStrategii rozwoju systemu bezpieczeństwa narodowego Rzeczypospolitej Polskiej 202259;
\nZałożeniach Narodowego Programu Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej57;
\nKrajowej Strategii Rozwoju Regionalnego 203060;
\nStrategicznym planie adaptacji dla sektorów i obszarów wrażliwych na zmiany klimatu do roku 2020 z perspektywą do roku 203058;
\nEnergetyka jądrowa była obecna także w innych strategiach, w tym w Strategii Rozwoju Kraju 202062 oraz Kontrakcie Terytorialnym dla Województwa Pomorskiego61. w Strategii Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko – perspektywa do 2020 r.63.
\n56 Uchwała Nr 7 Rady Ministrów z dnia 15 stycznia 2013 r. w sprawie Strategii Innowacyjności i Efektywności Gospodarki „Dynamiczna Polska 2020” (M.P. poz. 73).
\n57 Protokół ustaleń Nr 33/2011 posiedzenia Rady Ministrów w dniu 16 sierpnia 2011 r.
\n58 Protokół ustaleń Nr 46/2013 posiedzenia Rady Ministrów w dniu 29 października 2013 r.
\n59 Uchwała Nr 67 Rady Ministrów z dnia 9 kwietnia 2013 r. w sprawie przyjęcia „Strategii rozwoju systemu bezpieczeństwa narodowego Rzeczypospolitej Polskiej 2022” (M.P. poz. 377).
\n60 Uchwała Nr 102 Rady Ministrów z dnia 17 września 2019 r. w sprawie przyjęcia „Krajowej Strategii Rozwoju Regionalnego 2030” (M.P. poz. 1060).
\n61 Uchwała Nr 234 Rady Ministrów z dnia 14 listopada 2014 r. w sprawie zatwierdzenia Kontraktu Terytorialnego dla Województwa Pomorskiego (M.P. poz. 1144) w wersji zmienionej Uchwałą Nr 77 Rady Ministrów z dnia 19 maja 2017 r. w sprawie zatwierdzenia zmiany Kontraktu Terytorialnego dla Województwa Pomorskiego (M.P. poz. 540).
\n62 Uchwała Nr 157 Rady Ministrów z dnia 25 września 2012 r. w sprawie przyjęcia Strategii Rozwoju Kraju 2020 – M.P. poz. 882.
\n63 Uchwała nr 58 Rady Ministrów z dnia 15 kwietnia 2014 r. w sprawie przyjęcia Strategii „Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko
\n64 Monitor Polski
\n65 Monitor Polski
\n