© OECD/IEA 2013 

The World Energy Outlook 2013 and Power sector modellingin the World Energy Model 

Marco BaroniDirectorate of Global Energy Economics, IEA

Seoul, 14 November 2013

© OECD/IEA 2013 

The world energy scene today

Some long‐held tenets of the energy sector are being rewritten Countries are switching roles: importers are becoming exporters… … and exporters are among the major sources of growing demand New supply options reshape ideas about distribution of resources

But long‐term solutions to global challenges remain scarce Renewed focus on energy efficiency, but CO2 emissions continue to rise Fossil‐fuel subsidies increased to $544 billion in 2012 1.3 billion people lack electricity, 2.6 billion lack clean cooking facilities

Energy prices add to the pressure on policymakers Sustained period of high oil prices without parallel in market history Large, persistent regional price differences for gas & electricity

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The engine of energy demand growth moves to South Asia

Primary energy demand, 2035 (Mtoe)

China is the main driver of increasing energy demand in the current decade, but India takes over in the 2020s as the principal source of growth

4%

65%

10%

8%

8%5%

OECD

Non‐OECDAsia

MiddleEast

Africa

Latin America

Eurasia

Share of global growth2012‐2035

480

Brazil 1 540

India

1 000 SoutheastAsia

4 060

China

1 030

Africa

2 240UnitedStates 440

Japan1 710

Europe1 370

Eurasia

1 050MiddleEast

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A mix that is slow to change

Growth in total primary energy demand

Today's share of fossil fuels in the global mix, at 82%, is the same as it was 25 years ago; the strong rise of renewables only reduces this to around 75% in 2035

500 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000

Nuclear

Oil

Renewables

Coal

Gas

Mtoe

1987‐2011

2011‐2035

the strong rise of renewables only reduces this to around 75% in 2035

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The global energy system, 2011 (Mtoe)

A complex energy world requires a well integrated model to capture all the interactions among markets, sectors, fuels and countries

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World primary energy demand and related CO2 emissions by scenario

In the New Policies Scenario, global primary energy demand increases by one‐third and CO2 emissions by one‐fifth between 2011 and 2035

5 000

10 000

15 000

20 000

1990 2000 2010 2020 2030 2035

Mtoe

20

40

60

80 Gt

CO2 emissions (right axis):

Primary energy demand:

New Policies ScenarioCurrent Policies Scenario

450 Scenario

New Policies ScenarioCurrent Policies Scenario

450 Scenario

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World Energy Model (WEM)

Partial equilibrium model that allows scenario analysis Detailed sectoral and regional energy demand balances Regional supply of all fuels and trade matrixes CO2 emissions from fuel combustion Investment needs in the supply and end‐use technologies

Time horizon to 2035, with annual data  complete update every year (e.g. in WEO 2013 the last complete data set was 2011, but many data 

available for 2012 are integrated)

Regional resolution: 25 regional models  of which 12 country models, including US, China, India, Japan, Korea, Russia, Brazil…

Three main modules Final Energy Consumption – Industry, Transport, Residential, Services, Agriculture, 

Non‐Energy  Use Energy Transformation – Power Generation,  Heat Production, Refinery/Petrochemicals, Other 

Transformation Supply and Trade – Coal, Oil, Gas and Biomass

http://www.worldenergyoutlook.org/weomodel/

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World Energy Model (WEM) overview

© OECD/IEA 2013 

World Energy Model (WEM) overview

Electricity and heat end-user prices

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Power generation sub‐modules

Renewables

Distributed Generation

Electricity from CHP

Desalination

Nuclear

CCS

Main driver(s)

Support, learning, potentials

Economics

Political support, economics

CO2 price, support, learning

TFC fossil fuel demand and prices

Heat demand

Water demand

Heat from CHP

Heat  Plants

Heat  Production

Electricity generation

Thermal plants

Transmission & Distribution

Wholesale & End‐user prices

Power demand, integration of renewables

Market structure, power mix, fuel and CO2 prices, investment

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Generation by plant

The module determines which plants are added and how they operate

Key Results

Effective Capacity Factors

Total installed capacity by plant

CO2 by plant type

Refurbishments

Plant Investment needs

Retrofits

Early retirements

T&D Investment needs

Renewables support

End‐user prices

Additions of new plants

Investment assumptions

Fuel and CO2 prices

Efficiencies

Max Capacity Factors

Historical capacity by plant

Retirements of existing plants

Wholesale price

Fuel consumption by plant

Load curve

Electricity demand

Merit Order Dispatch

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Generation by plant

The module determines which plants are added and how they operate

Key Results

Investment assumptions

Fuel and CO2 prices

Efficiencies

Effective Capacity Factors

Total installed capacity by plant

CO2 by plant type

Refurbishments

Max Capacity Factors

Plant Investment needs

Retrofits

Early retirements

Historical capacity by plant

T&D Investment needs

Renewables support

End‐user prices

Retirements of existing plants

Load curve

Wholesale price

Fuel consumption by plant

Electricity demand

Merit Order Dispatch

Additions of new plants

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Capacity additions mechanism

Installed capacity is greater than peak demand to allow system to cope with maintenance and unexpected outages⇒ Capacity Margin

Plants are added each year based on demand growth, maintaining the capacity margin, replacement of retiring plants

Annual data is not enough Need for greater granularity in the year Split the load duration curve (hourly demand ordered from biggest to smallest) in 4 blocks

• Peak load• Mid load 1 and 2• Base load

0

50

100

150

200

250

300

136

673

110

9614

6118

2621

9125

5629

2132

8636

5140

1643

8147

4651

1154

7658

4162

0665

7169

3673

0176

6680

3183

96

GW

‐

2 000 

4 000 

6 000 

8 000 

10 000 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

GW

total capacity

peak power demand

capacity margin

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• Plants are added on a least‐cost basis, with a portfolio approach• Competition depends on several factors (fuel prices, CO2 prices, 

efficiency, investment cost, construction time, WACC, economic lifetime) and is very much time‐dependent

Long Run Marginal Cost (LRMC)(also referred to as ‘Levelised Cost of Electricity’)

. / ∑ 

0

20

40

60

80

100

120

GasCCGT

Coal Ultra-supercritical

Coal Oxyfuelwith CCS

Nuclear Wind onshore

Do

llars

(200

9) p

er M

Wh

Long-run marginal cost of generation in United States in 2020

CO2 price

Fuel

Operation & maintenanceCapital

0

20

40

60

80

100

120

GasCCGT

Coal Ultra-supercritical

Coal Oxyfuelwith CCS

Nuclear Wind onshore

Do

llars

(200

9) p

er M

Wh

Long-run marginal cost of generation in European Union in 2020

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Additions of new plants

Generation by plant

Key Results

Investment assumptions

Fuel and CO2 prices

Efficiencies

Effective Capacity Factors

Total installed capacity by plant

CO2 by plant type

Refurbishments

Max Capacity Factors

Plant Investment needs

Retrofits

Early retirements

Historical capacity by plant

T&D Investment needs

Renewables support

End‐user prices

Retirements of existing plants

Load curve

Wholesale price

Fuel consumption by plant

Electricity demand

Merit Order Dispatch

How much each plant generates in a year is determined by the merit order

© OECD/IEA 2013 

How much each plant generates in a year is determined by the merit order

Fuel cost, efficiency, and CO2 prices determine a plant’s position in the merit order

0

50

100

150

200

MWh

S/MWh

CHPMinimumRenewables

NuclearCHP

Lignite and steam coal

GasCCGT

GasGT

OilSteamandGT

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Electricity generation in non‐OECD countries has only begun to rise

Electricity generation by source in the New Policies Scenario

Non‐OECD countries make up an ever‐increasing share of global generation, with coal steadily rising and more than outweighing the decrease in the OECD

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

1990 2035

TWh

OECD

2011 1990 2035

Non‐OECD

2011

Coal Renewables Gas Nuclear Oil

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‐ 600 ‐ 300 0 300 600 900 1 200 1 500 1 800

United States

European Union

Japan

China

India

Middle East

GW

Capacity to change?

China & India together build almost 40% of the world’s new capacity; one‐third of global additions come from wind&solar, with profound implications in some markets

Capacity additions and retirements by selected region, 2013‐2035

Retirements

Capacity additions

wind and solar PVOf which:

wind and solar PVOf which:

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300

600

900

1 200

1 500

1 800

2 100TWh

India

LatinAmerica

Africa

ASEAN

Hydro

Other renewables

Wind

Solar PV

China

Hydro

Other renewables

Wind

Solar PV

Renewables power up around the world

Growth in electricity generation from renewable sources, 2011‐2035

EuropeanUnion

UnitedStates

Japan

Europe, Japan and United States

China India, Latin America, ASEAN and Africa

Hydro

Otherrenewables

Wind

Solar PV

The expansion of non‐hydro renewables depends on subsidies that more than double to 2035; additions of wind & solar have implications for power market design & costsadditions of wind & solar have implications for power market design & costs

© OECD/IEA 2013 

Components of the end‐user price of electricity

© OECD/IEA 2013 

3×

4×

5×

2003

Regional differences in natural gas prices narrow from today’s very high levels but remain large through to 2035; electricity price differentials also persistelectricity price differentials also persist

20132035

Reductionfrom 2013

Who has the energy to compete?

Ratio of industrial energy prices relative to the United States

United States

2×

Japan EuropeanUnion

China

ElectricityNatural gas

2003

Japan EuropeanUnion

China

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Electricity prices are set to increase in most regions

Average residential electricity prices (excluding taxes) by region and cost component in the New Policies Scenario

Electricity bills increase along with rising electricity prices and demand per capita in most regions, though economic growth outpaces these trends

40

80

120

160

200

240

2802012

2020

2030

2035

Dollars per M

Wh (201

2) 

CO2 priceFuelO&MInvestment costsand net revenues

United States European Union Japan China

Wholesale pricecomponent:

RenewablessubsidyNetwork, retailand other

2012

2020

2030

2035

2012

2020

2030

2035

2012

2020

2030

2035

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Policy implications

Impact of policies under consideration on global energy trends

Role of emerging economies on global energy demand and supply

Implications of technological developments of carbon‐free technologies

Exploitation of the economic energy efficiency potential, its costs and benefits

Environmental impact of energy use and the effect of policies to limit it

Competitiveness within the energy sector and among countries