ISLAMABAD: Rząd prognozuje zapotrzebowanie na dodatkowe moce wytwórcze wynoszące od 62 660 do 70 720 megawatów (MW) do 2035 r., aby wesprzeć wzrost gospodarczy kraju na poziomie 3,5% (niski) do 6,4% (wysoki).
Stanowi to część zmienionego orientacyjnego planu rozbudowy zdolności wytwórczych (IGCEP) na lata 2025–2035 i planu rozbudowy systemu przesyłowego (TSEP) na lata 2025–2035 przygotowanego przez Niezależnego Operatora Systemu i Rynku (ISMO) – podmiot zajmujący się podziałem energii – w porozumieniu ze wszystkimi właściwymi stronami zainteresowanymi, w tym z Krajowym Urzędem Regulacji Energetyki (Nepra). Obydwa plany obejmują całą sieć energetyczną, w tym sieci spółek dystrybucyjnych i K-Electric.
Cechą wyróżniającą poprawioną IGCEP jest uwzględnienie naruszenia zasad najniższych kosztów (LCV) w przypadku elektrowni słonecznych Diamer-Bhasha i ACWA.
W planie uwzględniono także wpływ fotowoltaiki na taryfę dla odbiorców końcowych, uwzględnienie strategicznych elektrowni korzystających z lekkich pojazdów dostawczych, wprowadzenie znacznej ilości pomiarów netto (8120 MW) oraz rozważenie rynkowego kwantu energii słonecznej o mocy 800 MW.
Zmieniony IGCEP obejmuje 10-letni okres od 2025 r. do 2035 r. i obejmuje zwiększenie mocy wytwórczych wymagane do zaspokojenia przyszłego zapotrzebowania kraju na energię i moc, w tym systemów National Grid Company i KE.
Przygotowano trzy scenariusze długoterminowej prognozy obciążenia, w tym niski (jak zwykle), średni i wysoki rozwinięty przy prognozach wzrostu produktu krajowego brutto (PKB) na poziomie odpowiednio 3,52 proc., 4,95 proc. i 6,37 proc. na kolejne dziesięć lat.
Plan opiera się na badaniach, które wykazały, że historyczny współczynnik obciążenia wynoszący 70–73% stopniowo spadał do 58–60%. Dlatego też inny scenariusz prognozy obciążenia uwzględnia również działania związane z zarządzaniem popytem (DSM) w celu stopniowego podnoszenia bieżącego współczynnika obciążenia (LF) z około 58% do 70% do końca horyzontu czasowego.
Najtańszy, długoterminowy plan rozbudowy systemu elektroenergetycznego został opracowany przy użyciu najnowocześniejszego oprogramowania do planowania wytwarzania PLEXOS, z rygorystycznym modelowaniem danych i ćwiczeniami optymalizacyjnymi w oparciu o istniejące i przyszłe projekty wytwarzania energii, istniejące ramy polityczne, istniejące zobowiązania umowne, alokację zasobów naturalnych i odpowiednie warunki prawne – stwierdziło ISMO.
W ramach projektu IGCEP rozważono także kandydaturę linii przesyłowej dla krajowego systemu sieci przesyłowej z południa do centrum i północy, a także opracowano model innej linii z NGC do systemu KE w celu oceny wymagań każdej nowej linii przesyłowej.
Wyniki pokazały zmianę miksu energetycznego z paliw importowanych na rodzime, czyli z dominującym udziałem OZE i energii wodnej. Zracjonalizowany scenariusz odniesienia, obejmujący wszystkie interwencje polityczne i inne ograniczenia, wykazał główny wkład energii odnawialnej, tj. 34% energii wodnej i 27% zmiennej energii odnawialnej w ogólnym koszyku mocy do roku 2035.
Zależność od importowanych paliw jest minimalna, przy czym resztkowy olej opałowy (RFO) nie ma żadnego udziału w miksie mocy wytwórczych, podczas gdy importowany węgiel i regazyfikowany skroplony gaz ziemny (RLNG) wnoszą jedynie odpowiednio 7% i 13% całkowitego zapotrzebowania na moce produkcyjne. Udział paliw rodzimych w całym miksie mocy wynosi 15%, tj. 5,2% lokalnego węgla, 2,6% lokalnego gazu i 7,5% atomu.
W związku z tym prognozuje się, że zwiększenie mocy w przypadku niskiego wzrostu wyniesie 62 657 MW, następnie 66 459 MW w przypadku średniego wzrostu i 70 720 MW w przypadku wysokiego wzrostu (6,4 proc.). We wszystkich przypadkach rozwój mocy wytwórczych oszacowano na 4680 MW dla węgla importowanego, 3300 MW dla węgla lokalnego, 8224 MW dla LNG, 1433 MW dla lokalnego gazu, 4730 MW dla energetyki jądrowej, 21 400 MW dla energetyki wodnej, 819 MW dla oleju opałowego i 400 MW dla elektrowni bazujących na wytłokach.
Przewiduje się, że wzrost mocy energii słonecznej wyniesie 11 544 MW przy niskim wzroście PKB i 13 200 MW przy wysokim wzroście. Wytwarzanie energii w oparciu o energię wiatrową to jedyny obszar, w którym wzrost mocy jest zmienny i wynosi 5133 MW przy niskim wzroście PKB, 8935 MW przy średnim i 11 500 MW przy wysokim wzroście PKB.
W związku z tym plany zapewniły wystarczającą ciągłą lub podstawową moc w postaci projektów elektrowni wodnych (istniejących, zaangażowanych i zoptymalizowanych), RLNG, jądrowych i lokalnych (istniejących) elektrowni węglowych, które będą dostępne w systemie 24 godziny na dobę, 7 dni w tygodniu do 2035 r., aby zaspokoić dane godzinowe zapotrzebowanie systemu, przy jednoczesnym zapewnieniu nieciągłości zapotrzebowania na energię odnawialną (OZE) i zapotrzebowania na rezerwy systemowe. Wartość bieżąca (PV) operacji wytwarzania energii oraz inwestycji w istniejące i przyszłe projekty energetyczne do 2035 r. jest obliczana na podstawie funkcji celu na potrzeby optymalizacji i waha się od 46 miliardów dolarów do 54 miliardów dolarów. Będzie to wymagało kosztów rozbudowy systemu przesyłowego wynoszących od 4,6 do 6 miliardów dolarów.
Zmieniony IGCEP 2025-35 ułatwia również zmiany strukturalne w procesie planowania w sektorze elektroenergetycznym poprzez zwiększoną rolę generacji rozproszonej i redukcję dużych projektów oddalonych od ośrodków obciążenia. Co więcej, sugeruje się również, że indygenizacja technologii OZE poprzez lokalną produkcję pozwoli obniżyć cenę koszyka, zapewniając ulgę konsumentowi końcowemu, a także oszczędzając cenne waluty dewizowe, przy jednoczesnej maksymalizacji dobrodziejstw natury udostępnionych Pakistanowi.
W planach wskazano, że dyskoteki zaobserwowały gwałtowny spadek zużycia energii podłączonej do sieci ze względu na panujące warunki gospodarcze oraz drastyczny wzrost pomiarów netto i fotowoltaiki na dachach. W tym kontekście planista długoterminowy jest zdania, że ten nagły spadek jest zjawiskiem krótkoterminowym i na tym etapie nie powinien mieć wpływu na długoterminowe decyzje dotyczące ekspansji. Niemniej jednak tendencja ta wymaga ścisłego monitorowania w nadchodzących latach i jeśli będzie się utrzymywać, możliwe będzie wprowadzenie odpowiednich korekt w przyszłej rozbudowie sieci i planowaniu inwestycji.
Ocena potrzeb przeprowadzona w ramach zmienionej IGCEP 2025–2035 wykazała istotną zmianę dotyczącą eksportu energii z sieci krajowej do K-Electric. Następnie przewiduje się, że eksport do K-Electric osiągnie do 2035 r. 3456 MW w porównaniu z zakontraktowanymi 2050 MW.
W związku z tym przedsiębiorstwo energetyczne przeprowadzi w odpowiednim czasie szczegółową analizę porównawczą kosztów pomiędzy produkcją z już zaplanowanych przez KE 620 MW OZE a zwiększonym eksportem z Krajowej Sieci Elektroenergetycznej.
