Technologie o największym potencjale redukcji emisji w Polsce

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

2. , 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

3. 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 emisjiEUR per t CO2e • Hutnictwo, CCS, nowa bud. • Współspalanie biomasy • Termoizolacja istniejących budynków komercyjnych • 80 • Biomasa dedykowana • Efektywność samochodów osobowych • z silnikiem diesla • 70 • Węglowe CCS • 60 • Efektywność samochodów • Osobowych z • silnikiem spalinowym • Elektrownie wiatrowe - lądowe • 50 • Biogazownie • 40 • 30 • Energia jądrowa • 20 • Wydajność energetyczna nowych budynków mieszkalnych • 10 • 0 • 0 • 10 • 20 • 30 • 40 • 50 • 60 • 70 • 80 • 90 • 100 • 110 • 120 • 130 • 140 • 150 • 160 • 170 • 180 • 190 • 200 • 210 • 220 • 230 • -10 • -20 • -30 • Hutnictwo, przebudowa na CCS • Rekultywacja gleb organicznych • -40 • CCS w rafinacji ropy naftowej • -50 • Termoizolacja istniejących budynków mieszkalnych, zaawansowana • Potencjał redukcji emisjiMt CO2e rocznie • -60 • Kogeneracja • -70 • -90 • Produkcja en. el. z gazu wytwarzanego przez wysypiska • -100 • Zakłada wdrożenie scenariusza struktury paliw w sektorze energetycznym dającego najwyższy potencjał • -110 • Recykling nowych odpadów • -120 • -130 • Termoizolacja istniejących budynków mieszkalnych, podstawowa • -140 • -150 1 Wymieniono nazwy tylko metod redukcji emisji o największym potencjale ŹRÓDŁO: Krzywa McKinsey redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce

4. 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 29% -14 1 • 386 42% 21 • Niskoemisyjne źródła energii 2 • CCS w elektroenergetyce i przemyśle1 15% 38 3 • Inne metody redukcji emisji 14% -1 4 • 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

5. 0 Technologie niskoemisyjne różnią się między sobą potencjałem oraz kosztem redukcji • Koszt redukcji w 2030r. EUR/tCO2e • Fotowoltaika • 70 • 65 • Morska energia wiatrowa • 60 • 55 • Bloki węglowe z technologią CCS • 50 • Lądowa energia wiatrowa • 45 • Biogazownie • 40 • Redukcja popytu poprzez poprawę efektywności w innych sektorach (~30 TWh) • 35 • 30 • 25 • 20 • 15 • 10 • 5 • 0 • 0 • 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 • -5 • Biomasa dedykowana • Fotowoltaika • Kogeneracja • Współspalanie biomasy • Potencjał redukcji emisji, • MtCO2e/rok • Energia jądrowa • Małe elektrownie wodne • Średni ważony koszt • 21 EUR/tCO2 e ŹRÓDŁO: Krzywa McKinsey redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce

6. 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 Istnieje szereg niepewności i ograniczeń jakie niosą ze sobą poszczególne technologie niskoemisyjne • Technologia • Niepewności i ograniczenia

7. 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 • Energa • PGE Krzywa wieku mocy aktywów wytwórczych w Polsce1 • 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

8. . 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

9. 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 ~1GW 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% • 17,7 • 19,6 • 31,6 • 41,3 • 57,1 • 6,8 • 63,4 • 13,4 • 6,8 • 4,2 • 17,5 • 2,2 • 9,0 • 0,3 • 3,2 • 3,2 • 2,5 • Struktura Polski1 • Plany 2020-2025 (wariant maksymalny)2 • Portfel optymalny na lata 2020-2025 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

10. . 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 2020-25 C • Portfel optymalny 2020-25 • 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

11. 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