, Potencjał redukcji emisji w Polsce do roku 2030 szacowany jest na 31% do emisji z roku 2005 Roczna emisja Mt CO2e rocznie Emisje w roku 1988 Emisje w.

Prezentacja na temat: ", Potencjał redukcji emisji w Polsce do roku 2030 szacowany jest na 31% do emisji z roku 2005 Roczna emisja Mt CO2e rocznie Emisje w roku 1988 Emisje w."— Zapis prezentacji:

0 Technologie o największym potencjale redukcji emisji w Polsce
Warszawa, 24 marca 2010

1 , Potencjał redukcji emisji w Polsce do roku 2030 szacowany jest na 31% do emisji z roku 2005 Roczna emisja Mt CO2e rocznie Emisje w roku 1988 Emisje w poziomie odniesienia -53% -47% -31% Emisje po redukcji Rok ŹRÓDŁO: Krzywa McKinsey redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce 1 1

2 Krzywa kosztów redukcji emisji gazów cieplarnianych dla Polski do 2030 roku1 składa się z blisko ~125 metod redukcji Przemysł chemiczny, przebudowa na CCS Średni koszt: ~10 EUR/t Elektrownie wiatrowe - morskie Koszty redukcji emisji EUR per t CO2e Hutnictwo, CCS, nowa bud. Współspalanie biomasy 80 Termoizolacja istniejących budynków komercyjnych 70 Efektywność samochodów osobowych z silnikiem diesla Biomasa dedykowana 60 Węglowe CCS Efektywność samochodów Osobowych z silnikiem spalinowym 50 Elektrownie wiatrowe - lądowe 40 Biogazownie 30 Energia jądrowa 20 Wydajność energetyczna nowych budynków mieszkalnych 10 -10 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 -20 -30 Rekultywacja gleb organicznych Hutnictwo, przebudowa na CCS -40 CCS w rafinacji ropy naftowej -50 Termoizolacja istniejących budynków mieszkalnych, zaawansowana -60 Potencjał redukcji emisji Mt CO2e rocznie Kogeneracja -70 -90 Produkcja en. el. z gazu wytwarzanego przez wysypiska -100 Zakłada wdrożenie scenariusza struktury paliw w sektorze energetycznym dającego najwyższy potencjał -110 -120 Recykling nowych odpadów -130 -140 Termoizolacja istniejących budynków mieszkalnych, podstawowa -150 1 Wymieniono nazwy tylko metod redukcji emisji o największym potencjale ŹRÓDŁO: Krzywa McKinsey redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce

3 3 42% całego potencjału redukcji emisji gazów cieplarnianych pochodzi z wykorzystania niskoemisyjnych źródeł energii Udział w łącznym potencjale redukcji % Średni koszt redukcji EUR/tCO2e Łączna emisja gazów cieplarnianych MtCO2e rocznie Poziom odniesienia 503 Efektywność energetyczna 1 29% -14 386 2 Niskoemisyjne źródła energii 42% 21 CCS w elektroenergetyce i przemyśle1 3 15% 38 Inne metody redukcji emisji 4 14% -1 267 Razem / Średnio 236 MtCO2e 10 EUR/tCO2e 2005 10 15 20 25 2030 1 CCS w przemyśle ma potencjał redukcji ~16 MtCO2e o koszcie ~46 EUR/tCO2e; CCS w sektorze energetycznym ma potencjał ~20 MtCO2e o średnim koszcie ~32MtCO2 ŹRÓDŁO: Krzywa McKinsey redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce; KASHUE; Krajowa Inwentaryzacja Emisji

4 Technologie niskoemisyjne różnią się między sobą potencjałem oraz kosztem redukcji Koszt redukcji w 2030r. EUR/tCO2e 70 Fotowoltaika 65 Morska energia wiatrowa 60 55 Bloki węglowe z technologią CCS 50 Lądowa energia wiatrowa 45 40 Biogazownie Redukcja popytu poprzez poprawę efektywności w innych sektorach (~30 TWh) 35 30 25 20 15 10 5 -5 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 Biomasa dedykowana Fotowoltaika Kogeneracja Współspalanie biomasy Energia jądrowa Potencjał redukcji emisji, MtCO2e/rok Małe elektrownie wodne Średni ważony koszt 21 EUR/tCO2 e ŹRÓDŁO: Krzywa McKinsey redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce

5 Istnieje szereg niepewności i ograniczeń jakie niosą ze sobą poszczególne technologie niskoemisyjne
Technologia Niepewności i ograniczenia Kogeneracja Bez dodatkowych inwestycji w sieci przesyłu ciepła, możliwości ograniczone są do istniejących ciepłowni/kotłowni (przebudowa na elektrociepłownie) Energia jądrowa Czas potrzebny na budowę bloku (10-12 lat) powoduje, że nie jest to technologia pozwalająca osiągnąć odpowiednią skalą w krótkim czasie Znaczne nakłady inwestycyjne ograniczają zastosowanie tej technologii tylko do największych graczy Biogazownie Nieznaczna wielkość pojedynczych instalacji uniemożliwia łatwe i szybkie uzyskanie znacznej skali Energia wiatrowa Długi proces inwestycyjny – pozwolenia na budowę oraz przyłączenie do sieci Konieczność posiadania rezerw mocy Niepewność co do przyszłego kształtu rozwiązań legislacyjnych (zielone certyfikaty) Biomasa Współspalanie ma sens ekonomiczny w starych blokach, więc potencjał ograniczony Dostępność biomasy (przy dużej skali) ograniczona, więc aby zoptymalizować koszty logistyczne konieczność budowy małej i średniej wielkości bloków CCS Nie sprawdzona w skali komercyjnej technologia Nie potwierdzona możliwość transportu i składowania

6 E Biorąc pod uwagę wiek istniejących bloków (~20% mocy wytwórczych starsze niż 40 lat, ~75% starsze niż 20 lat), konieczne będą znaczne inwestycje w sektorze Inne Tauron Krzywa wieku mocy aktywów wytwórczych w Polsce1 Energa PGE Enea Wiek Ponad 20% mocy (~7 GW) przekracza wiek 40 lat Największy udział w relatywnie nowych elektrowniach posiada PGE 40 Ø 29 20 Moc = 32,5 GW W 2015 roku, zakładając brak inwestycji, aż 41% istniejących mocy będzie starsze niż 40 lat 1 Wg nominalnej mocy bloków energetycznych; uwzględniono główne bloki energetyki konwencjonalnej

7 . Niepewność związana z ceną CO2 zbliża do siebie oczekiwaną rentowność projektów wytwórczych i zwiększa poziom ryzyka inwestycyjnego Rentowność dla projektów wytwórczych w warunkach Polskich Koszt CO2 = 35 EUR, odchylenie standardowe 10 EUR W. Kamienny E. Jądrowa W. Brunatny Odnawialne Gaz Woda Prawdopodobieństwo Elektrownie wiatrowe oraz jądrowe zapewniają wyższe oczekiwane zwroty z inwestycji oraz posiadają niższe ryzyko niż elektrownie węglowe Elektrownie wodne wciąż posiadają wysokie NPV Najmocniej zmniejsza się oczekiwana rentowność i zwiększa poziom ryzyka projektów węglowych Elektrownie gazowe zmniejszają swoją oczekiwaną rentowność oraz jeszcze mocniej zwiększają niepewność Rentowność1 1 NPV w stosunku do zainwestowanego kapitału 2 Głównie elektrownie wiatrowe

8 2 Aby osiągnąć optymalny portfel wytwórczy do roku 2025 powinno się silniej ograniczyć moce węglowe oraz szybciej rozwijać OZE oraz en. jądrową Optymalny portfel wytwórczy dla 4 pionowo zintegrowanych firm energetycznych1 osiągalny do 2025 roku, GW W. Brunatny En. Jądrowa W. Kamienny OZE Gaz Woda W ujęciu bezwzględnym moce węgla brunatnego utrzymane na obecnym poziomie Moce węgla kamiennego powinny zostać ograniczone w strukturze wytwórczej o około 20-25%, co oznacza wybudowanie ~1 GW mocy Rozwój energetyki gazowej w kogeneracji cechuje wysoka rentowność projektów, co powinno oznaczać wzrost udziału do ~6-7% Zwiększenie mocy w odnawialnych źródłach energii do ~17-18% w strukturze wytwórczej (głównie wiatr i biogaz) Przyspieszenie planów związanych z energetyką jądrową do 5 GW w 2025 21 37 37 = 100% 19,6 17,7 31,6 41,3 57,1 63,4 6,8 13,4 6,8 4,2 17,5 2,2 9,0 2,5 0,3 3,2 3,2 Struktura Polski1 Plany (wariant maksymalny)Plany (wariant maksymalny)Plany (wariant maksymalny)2 Portfel optymalny na lata 1 Dane jedynie dla czterech największych pionowo zintegrowanych firm energetycznych (PGE, Tauron, Enea, Energa) 2 Uwzględniono wszystkie ogłoszone inwestycje czterech największych firm; wariant zawiera budowę jedynie 1.6 GW mocy jądrowych przez PGE

9 . Planowany przez firmy energetyczne wspólny portfel jedynie nieznacznie zmniejsza ryzyko inwestycyjne A Obecny portfel Polski Porównanie portfeli wytwórczych dla 4 pionowo zintegrowanych firm energetycznych1 B Plany C Portfel optymalny Prawdopodobieństwo C Dalsza dywersyfikacja źródeł wytwórczych i odejście od węgla na rzecz OZE i energii jądrowej pozwoli zredukować ryzyko (o dalsze 20%) oraz zwiększyć oczekiwaną rentowność inwestycji w wytwarzanie B A Planowany portfel inwestycyjny jedynie nieznacznie zmniejsza ryzyko inwestycyjne Rentowność2 1 Dane jedynie dla 4 pionowo zintegrowanych firm energetycznych 2 NPV w stosunku do zainwestowanego kapitału

10 Główne wnioski 1 Istotne inwestycje w nowe moce wytwórcze w sektorze energetycznym są konieczne i nieuchronne Niepewność co do ceny CO2 znacznie zwiększa ryzyko inwestycyjne tradycyjnych technologii wytwarzania energii elektrycznej Minimalizacja ryzyka inwestycyjnego możliwa jest tylko poprzez dywersyfikację portfela wytwórczego w oparciu o technologie niskoemisyjne Największe firmy energetyczne muszą podjąć się tego zadania z uwagi na potrzebę ekonomicznego zabezpieczenia swoich portfeli wytwórczych 2 3 4