Εναλλακτικά σενάρια εξέλιξης του ενεργειακού συστήματος και οι επιπτώσεις τους στο κόστος ενέργειας και τις εκπομπές ΑΦΘ

Transcript

1 Αθήνα 4/7/2018 Εναλλακτικά σενάρια εξέλιξης του ενεργειακού συστήματος και οι επιπτώσεις τους στο κόστος ενέργειας και τις εκπομπές ΑΦΘ Δρ. Σεβαστιανός Μοιρασγεντής Κύριος Ερευνητής ΙΕΠΒΑ/ΕΑΑ NATIONAL Eθνικό OBSERVATORY Αστεροσκοπείο OF ATHENS Αθηνών

2 Σκοπός και στόχοι της μελέτης Αξιολόγηση των δυνατοτήτων επίτευξης μεγάλων μειώσεων των εκπομπών CO 2 στον τομέα της ηλεκροπαραγωγής στην Ελλάδα, οι τεχνολογίες-κλειδιά και οι οικονομικές επιπτώσεις ενός τέτοιου μετασχηματισμού. Ειδικότερα διερευνώνται: Ο ρόλος της λιγνιτικής ηλεκτροπαραγωγής. Οι επιπτώσεις στις εκπομπές και στο κόστος ενέργειας από τη μεγάλης κλίμακας διείσδυση τενολογιών ΑΠΕ. Η επίδραση της τιμής των δικαιωμάτων εκπομπών στη δομή του ηλεκτρικού συστήματος και στο κόστος ενέργειας. Ο ρόλος των προγραμμάτων εξοικονόμησης ενέργειας στη δομή του ενεργειακού συστήματος και ειδικότερα της ηλεκτροπαραγωγής. Η μελέτη πραγματοποιήθηκε σε συνεργασία και με τη χρηματοδότηση του WWF Hellas

3 Το ενεργειακό μοντέλο ENPEP/Balance ΕΙΣΟΔΟΣ Δομή ενεργειακού συστήματος Ενεργειακές ροές και τιμές έτους βάσης Πρόβλεψη αύξησης της ενεργειακής ζήτησης Τεχνικοί περιορισμοί και περιορισμοί πολιτικής BALANCE ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑ Τιμή / κόστος Ζήτηση Προσφορά Ισορροπία Ποσότητα Το μοντέλο BALANCE του ENPEP είναι ένα μεθοδολογικό πλαίσιο προσομοίωσης ενεργειακού συστήματος σε μερική ισορροπία, το οποίο προσδιορίζει ενεργειακές ροές, τιμές και εκπομπές για το ενεργειακό σύστημα μιας χώρας. Προσπαθεί να εντοπίσει το σημείο όπου τέμνονται συγχρόνως οι καμπύλες προσφοράς και ζήτησης για όλες τις ενεργειακές μορφές στην προσφορά και όλες τις ενεργειακές χρήσεις που περιλαμβάνονται στο ενεργειακό σύστημα. Η λύση είναι μηγραμμική και στη βάση του μηχανισμού της αγοράς.

4 Εξεταζόμενα σενάρια Σενάριο Αναμενόμενης Εξέλιξης (BaU): Περιλαμβάνει τις ήδη εφαρμοζόμενες και δρομολογημένες πολιτικές. Πτολεμαϊδα V, περιβαλλοντική αναβάθμιση Αγ. Δημητρίου Ι-IV (αποσύρονται το 2030), λειτουργία με περιορισμό ωρών των σταθμών Καρδιάς και Αμυνταίου (αποσύρονται το 2023), Μεγαλόπολη III και IV αποσύρονται το Σενάριο Επέκτασης Χρήσης Λιγνίτη (LIG): BaU + Μελίτη 2 + αναβάθμιση Αμυνταίου Ι, ΙΙ και Μεγαλόπολης IV με επέκταση του χρόνου ζωής τους. Σενάριο Επέκτασης με ΑΠΕ (RES): BaU χωρίς την κατασκευή της μονάδας Πτολεμαϊδα V και έμφαση στην οικονομικότητα του συστήματος. Σενάριο Εξοικονόμησης Ενέργειας (ΕΕ): BaU + πιο φιλόδοξα προγράμματα εξοικονόμησης ενέργειας και έμφαση στην οικονομικότητα του συστήματος. Σενάριο Εξοικονόμησης Ενέργειας και Απεξάρτησης από τον Λιγνίτη (LPO): ΕΕ χωρίς Πτολεμαϊδα V, με σταδιακή απεξάρτηση από το λιγνίτη το μεγάλα προγράμματα εξοικονόμησης.

5 Παραδοχές Κατά το δυνατόν αξιοποιήθηκαν επίσημες πηγές (εθνικές και ευρωπαϊκές) για την εξέλιξη κρίσιμων μεγεθών που επηρεάζουν το ενεργειακό σύστημα. ΑΕΠ Πληθυσμός: ΕΣΥΕ ΑΕΠ: ΕΕ + ΔΝΤ μέχρι το 2020, ενώ μακροπρόθεσμα οι προβλέψεις της ΕΕ στο EU Reference Scenario 2016: Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050 Τιμές ενέργειας: World Energy Outlook, 2016 Edition, International Energy Agency Τιμές δικαιωμάτων εκπομπών: υιοθετείται ένα σχετικά συντηρητικό σενάριο εξέλιξης των τιμών μακροπρόθεσμα, ενώ οι προβλέψεις της ΕΕ στο Reference Scenario 2016: Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050 εξετάζονται σε αναλύσεις ευαισθησίας. 2025: 25 /t CO2 (22.5) 2030: 25 /t CO2 (33.5) 2040: 30 /t CO2 (50) 2050: 40 /t CO2 (88)

6 Παραδοχές ηλεκτρικού συστήματος Οι καθαρές εισαγωγές λαμβάνονται στα επίπεδα των 1800 GWh/έτος, προκειμένου να μελετηθεί η εξέλιξη του ελληνικού ηλεκτρικού συστήματος υπό συνθήκες αυτοδύναμης κάλυψης της εγχώριας ζήτησης. Στον ορίζοντα του 2030 θα έχουν ολοκληρωθεί οι διασυνδέσεις Κυκλάδων, Κρήτης, και των μεγαλυτέρων νησιών Αν. Αιγαίου και Δωδεκανήσων. Τιμές τεχνολογιών: Τυπική εγκατάσταση (MW) Τυπική εγκατάσταση (MW) Κόστος επένδυσης ( 2015 /kw) Κόστος OM (% επί του κόστους επένδυσης) Load Factor Έτη Ζωής Αιολικό Πάρκο ΔΣ Αιολικό Πάρκο Νησιών Αιολικό Πάρκο Θαλλάσιο PV 500 kw : : : PV στέγες : : : Υδροηλεκτρικά Μικρά Γεωθερμία Ηλιοθερμικά χωρίς αποθήκευση Ηλιοθερμικά με αποθήκευση Βιομάζα Αέρια από ΧΥΤΑ Βιαέριο οργανικά υπολλείμματα Κόστος επένδυσης ( 2015 /kw) Απόδοση (%) Κόστος FOM ( 2015 /MWh) Κόστος VOM ( 2015 /MWh) Κόστος καυσίμου ( 2015 /GJ) Load factor Έτη Ζωής Φυσικό αέριο, CCGT a 55% c Λιγνίτης (τυπική μονάδα) a 33% b d Πτολεμαίδα V , b d a Ecofys report 2014 for DG Energy Annex 4, pp. 21; b DIW datadoc, pp. 40, subcritical; c Ecofys report 2014 for DG Energy Annex 4, pp. 7; d Understanding Lignite Generation Costs in Europe, Booz&Co; e Συμπεριλαμβάνεται κόστος δικαιωμάτων εκπομπών /t CO 2.

7 Αποτελέσματα/ Ζήτηση ενέργειας Σε όλα τα σενάρια και για όλη την περίοδο η ζήτηση διαμορφώνεται κάτω από τα επίπεδα του 2005, ως απόρροια της ήπιας οικονομικής ανάπτυξης αλλά και της βελτίωσης της ενεργειακής αποδοτικότητας. Σε όλα τα σενάρια υπάρχει αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ, ιδιαίτερα στα σενάρια εξοικονόμησης. Σε όλα τα σενάρια, και ιδιαίτερα στα ΕΕ και LPO, η μείωση της ενεργειακής κατανάλωσης λόγω μέτρων εξοικονόμησης μετριάζεται λόγω του rebound effect. Εξέλιξη της τελικής κατανάλωσης ενέργειας (ktoe)

8 Το πρόβλημα της ενεργειακής φτώχειας Ενεργειακή φτώχεια στην Ελλάδα (Πηγή: Atsalis, Α., Mirasgedis, S., Tourkolias, C., Diakoulaki, D., Fuel poverty in Greece: Quantitative analysis and implications for policy. Energy and Buildings, 131, pp ) 30% 25% 20% Αντικειμενικοί δείκτες 18.0% 21.4% 25.2% 20.3% Εκτίμηση του επιπέδου ενεργειακής φτώχειας στην Αττική το 2017 (Πηγή: Ntaintasis, E., Mirasgedis, S., Tourkolias, C., Comparing different methodological approaches for measuring energy poverty: evidence from a survey in the region of Attika, Greece. Under publication.) 15% 10% 13.3% 9.3% 10.4% 12.4% 15.5% 5% 4.8% 9.0% 7.3% 7.2% 2.3% 0% Equivalent income Full income 60% 53% 50% Υποκειμενικοί δείκτες 48% 48% 40% 37% 38% 39% 30% 20% 32% 17% 30% 16% 25% 12% 29% 30% 14% 15% 16% 15% 19% 26% 20% 30% 24% 33% 27% 10% 13% 12% 9% 10% 12% 11% 10% 13% 0% Total Below 60% of median equivalised income Above 60% of median equivalised income

9 Αποτελέσματα/ Ηλεκτροπαραγωγή Όλα τα σενάρια απαιτούν μεγάλες επενδύσεις σε ΑΠΕ. Εξέλιξη εγκατεστημένης ισχύος ανά τεχνολογία (MW) Αιολικά: το GW στο LIG, 5,5 GW στο BaU και στο EE, 6 GW στο LPO και τα 6,9 GW στο RES. Το 2050, 6,7 GW στο LIG, 8 GW στο BaU, 8,8 GW στο EE, 9,8 GW στο LPO τα 10,6 GW στο RES. PV: το ,8-5 GW σε όλα τα σενάρια πλην του RES που φθάνει τα 6,1 GW. Το ,1 GW στο LIG, 7,7 GW στο BaU, 9,3 GW στο ΕΕ, 10,2 GW στο LPO, και 11,3 GW στο RES. Η ένταξη στο ηλεκτρικό σύστημα στοχαστικών ΑΠΕ σε αυτή την κλίμακα δημιουργεί πρόσθετες ανάγκες σε αποθήκευση ενέργειας. Πρόσθετες απαιτήσεις σε αντλησιοταμίευση (MW)

10 Αποτελέσματα/ Ηλεκτροπαραγωγή Σε όλα τα σενάρια η λιγνιτική ηλεκτροπαραγωγή περιορίζεται. Στα σενάρια που προωθούνται οι φιλοπεριβαλλοντικές πολιτικές (RES, EE, LPO) το μερίδιο της λιγνιτικής ηλεκτροπαραγωγής περιορίζεται στο 6-12% το 2035 και στο 0-11% το Στα φιλοπεριβαλλοντικά σενάρια το μερίδιο των ΑΠΕ μετά το 2035 κυμαίνεται μεταξύ 60-70% της ακαθάριστης τελικής κατανάλωσης ηλεκτρισμού. Παραγωγή ηλεκτρισμού ανά τεχνολογία (GWh) Μερίδιο των ΑΠΕ στην ακαθάριστη τελική κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας

11 Αποτελέσματα/ Ηλεκτροπαραγωγή Συνολικές επενδύσεις της περιόδου (σε εκατομ ) Τεχνολογίες BaU LIG RES EE LPO ΑΠΕ Αιολικά Φωτοβολταϊκά βιομηχανικά Φωτοβολταϊκά (οικιακά) Υδροηλεκτρικά (συμπεριλ. νέων αντλητικών) Γεωθερμία Βιομάζα Μετατροπή υδροηλεκτρικών σε αντλητικά Συμβατικά Λιγνιτικά Φυσικό αέριο Πετρέλαιο Αναβαθμίσεις Συνολικές επενδύσεις Ανηγμένο κόστο ηλεκτροπαραγωγής με βασικό σενάριο τιμών δικαιωμάτων Ανηγμένο κόστο ηλεκτροπαραγωγής με σενάριο υψηλών τιμών δικαιωμάτων

12 Αποτελέσματα/ Ηλεκτροπαραγωγή Ανηγμένο κόστος της μονάδας Πτολεμαίδα V συγκριτικά με άλλες τεχνολογίες

13 Αποτελέσματα/ Ηλεκτροπαραγωγή Εξέλιξη εκπομπών αερίων θερμοκηπίου (kt CO 2 eq) Οι συνολικές εκπομπές του τομέα από 54,5 Mt CO 2 eq το 2005 περιορίζονται το 2030 μεταξύ 18,9 και 29 Mt CO 2 eq, και το 2050 μεταξύ 6,5 και 26,2 Mt CO 2 eq. Το 2030 τόσο το σενάριο RES όσο και το σενάριο LPO οδηγούν σε εκπομπές κάτω των 20 Mt CO 2 eq, ενώ το 2050 τα δύο αυτά σενάρια οδηγούν σε εκπομπές κάτω των 10 Mt CO 2 eq και το ΕΕ σε εκπομπές χαμηλότερα των 14 Mt CO 2 eq. Αντίθετα, το σενάριο LIG οδηγεί σε εκπομπές άνω των 25 Mt CO 2 eq σε όλη την περίοδο μελέτης.

14 Αποτελέσματα/ Συνολική ζήτηση πρωτογενούς ενέργειας Η ενεργειακή ένταση του ενεργειακού συστήματος βελτιώνεται στο BaU από 0,136 ktoe/μ 2010 το 2015 σε 0,1 ktoe/μ 2010 το 2030 και σε 0,081 ktoe/μ 2010 το Στα πιο φιλόδοξα σενάρια RES, EE, και LPO η ενεργειακή ένταση το 2050 διαμορφώνεται αντίστοιχα σε 0,077, 0,074 και 0,065 ktoe/μ 2010, ενώ ακόμη και στο σενάριο LIG φθάνει τα 0,084 ktoe/μ Εξέλιξη ζήτησης πρωτογενούς ενέργειας (ktoe) ΑΠΕ στην ακαθάριστη τελική κατανάλωση ενέργειας Ο στόχος των ΑΠΕ το 2020 φαίνεται να επιτυγχάνεται, ενώ ο Ευρωπαϊκός στόχος του 27% το 2030 επιτυγχάνεται μόνο στα σενάρια RES, EE και LPO.

15 Αποτελέσματα/ Εκπομπές αερίων θερμοκηπίου (kt CO 2 eq) Μεταβολή 2030/ 2005 Μεταβολή 2050/ 2005 BaU ΕΣΕΔΕ % -55% εκτός ΕΣΕΔΕ % -28% LIG ΕΣΕΔΕ % -42% εκτός ΕΣΕΔΕ % -27% RES ΕΣΕΔΕ % -66% εκτός ΕΣΕΔΕ % -28% EE ΕΣΕΔΕ % -61% εκτός ΕΣΕΔΕ % -34% LPO ΕΣΕΔΕ % -75% εκτός ΕΣΕΔΕ % -46%

16 Συμπερασματικά σχόλια Τα σενάρια BaU και LIG δεν επιτυγχάνουν αρκετούς από τους στόχους που θέτει η ΕΕν για το Μακροπρόθεσμα, η εμμονή στη λιγνιτική ηλεκτροπαραγωγή επιδεινώνει όλες τις παραμέτρους του Ελληνικού ηλεκτρικού συστήματος. Αντίθετα, τα σενάρια RES, EE και LPO φαίνεται ότι επιτυγχάνουν τους στόχους αυτούς για το 2030 και υποστηρίζουν το όραμα της ΕΕν για το Σε όλα τα σενάρια, και ιδιαίτερα στα RES και LPO, η διείσδυση των ΑΠΕ είναι μεγάλη. Η εξέλιξη αυτή δεν επιβαρύνει το κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας. Μάλιστα, σε σενάρια υψηλών τιμών δικαιωμάτων η μεγάλη διείσδυση των ΑΠΕ αποτελεί παράγοντα μείωσης του κόστους ηλεκτροπαραγωγής. Κανένα από τα σενάρια δεν οδηγεί σε υπέρογκες επενδύσεις στο σύστημα ηλεκτροπαραγωγής (μέσες ετήσιες επενδύσεις < 1 δισεκ. ). Εντούτοις, έγκαιρα θα πρέπει να σχεδιαστούν οι υποδομές που θα αντιμετωπίζουν τα ζητήματα στοχαστικότητας των ΑΠΕ. Η υλοποίηση προγραμμάτων εξοικονόμησης ενέργειας στους τομείς τελικής κατανάλωσης φαίνεται ότι οδηγεί σε μια πιο ορθολογική ανάπτυξη του ενεργειακού συστήματος. Απαιτείται σωστός σχεδιασμός ώστε να συνδιάζεται μείωση της ενεργειακής κατανάλωσης και βελτίωση των ενεργειακών υπηρεσιών.

17 Ευχαριστούμε για την προσοχή σας!