Technologie o największym potencjale redukcji emisji w Polsce

Warszawa, 24 marca 2010

McKinsey & Company 2 |ŹRÓDŁO: Krzywa McKinsey redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce

503

466

267

373

200

250

300

350

400

450

500

550

600

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Emisjew roku 1988

-53%

-31%

-47%

Rok

Roczna emisjaMt CO2e rocznie

Emisje w poziomie odniesienia

Emisje po redukcji

Potencjał redukcji emisji w Polsce do roku 2030 szacowany jest na 31% do emisji z roku 2005

McKinsey & Company 3 |

Energia jądrowa

Współspalanie biomasy

Węglowe CCS

Elektrownie wiatrowe - lądowe

Hutnictwo, CCS, nowa bud.

Biogazownie

Przemysł chemiczny, przebudowa na CCS

CCS w rafinacji ropy naftowej

Hutnictwo, przebudowa na CCS

Wydajność energetyczna nowych budynków mieszkalnych

Produkcja en. el. z gazu wytwarzanego przez wysypiska

Efektywność samochodów Osobowych z silnikiem spalinowym

Recykling nowych odpadów

Efektywność samochodów osobowychz silnikiem diesla

Termoizolacja istniejących budynków komercyjnych

Termoizolacja istniejących budynków mieszkalnych, podstawowa

Rekultywacja gleb organicznych

Termoizolacja istniejących budynków mieszkalnych, zaawansowana

KogeneracjaPotencjał redukcji emisji

Mt CO2e rocznie

Biomasa dedykowana

Elektrownie wiatrowe - morskie

1 Wymieniono nazwy tylko metod redukcji emisji o największym potencjale

Średni koszt: ~10 EUR/t

ŹRÓDŁO: Krzywa McKinsey redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce

Krzywa kosztów redukcji emisji gazów cieplarnianych dla Polski do 2030 roku1 składa się z blisko ~125 metod redukcji

-70

-60

-50

-40

-30

-90

-150

-140

-130

-120

-110

-20

-100

-10

80

70

60

50

40

30

20

Koszty redukcji emisjiEUR per t CO2e

30 2302202102001001000

90807060

10

5020 19018017016015014013012011040

Zakłada wdrożenie scenariusza struktury paliw w sektorze

energetycznym dającego najwyższy potencjał

McKinsey & Company 4 |

200

225

250

275

300

325

350

375

400

425

450

475

500

525

Łączna emisja gazów cieplarnianychMtCO2e rocznie

503

2030252015102005

386

42% całego potencjału redukcji emisji gazów cieplarnianych pochodzi z wykorzystania niskoemisyjnych źródeł energii

Inne metody redukcji emisji

Efektywność energetyczna

CCS w elektroenergetyce i przemyśle1

Niskoemisyjne źródła energii

Poziom odniesienia

Udział w łącznym potencjale redukcji%

29%

42%

15%

14%

ŹRÓDŁO: Krzywa McKinsey redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce; KASHUE; Krajowa Inwentaryzacja Emisji

-14

21

38

-1

Średni koszt redukcjiEUR/tCO2e

Razem / Średnio 236 MtCO2e 10 EUR/tCO2e

1

2

3

4

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

267

McKinsey & Company 5 |

KogeneracjaEnergia jądrowa

Małe elektrownie wodne

Biogazownie

Lądowa energia wiatrowa

Bloki węglowe z technologią CCS

Biomasa dedykowana

Współspalanie biomasy

Morska energia wiatrowa

Fotowoltaika

25

5

45

10

0-5

70

125

35

5055

6560

Koszt redukcji w 2030r. EUR/tCO2e

3025

Potencjał redukcji emisji,MtCO2e/rok

15

40

55 1000Fotowoltaika

11511045 1059540 90858070656050 755 353015 14514010 135

20

12020 130

Średni ważony koszt 21 EUR/tCO2 e

ŹRÓDŁO: Krzywa McKinsey redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce

Redukcja popytu poprzez poprawę efektywności w innych sektorach (~30 TWh)

Technologie niskoemisyjne różnią się między sobą potencjałem oraz kosztem redukcji

McKinsey & Company 6 |

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

McKinsey & Company 7 |

Biorąc pod uwagę wiek istniejących bloków (~20% mocy wytwórczych starsze niż 40 lat, ~75% starsze niż 20 lat), konieczne będą znaczne inwestycje w sektorze

20

Ø 29

40

W 2015 roku, zakładając brak inwestycji, aż 41% istniejących mocy będzie starsze niż 40 lat

Moc = 32,5 GW

1 Wg nominalnej mocy bloków energetycznych; uwzględniono główne bloki energetyki konwencjonalnej

Wiek

Inne

Energa

Enea

Tauron

PGEKrzywa wieku mocy aktywów wytwórczych w Polsce1

Ponad 20% mocy (~7 GW) przekracza wiek 40 lat

Największy udział w relatywnie nowych elektrowniach posiada PGE

McKinsey & Company 8 |

-50 -45 -40 -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Prawdopodobieństwo

Rentowność1

Niepewność związana z ceną CO2 zbliża do siebie oczekiwaną rentowność projektów wytwórczych i zwiększa poziom ryzyka inwestycyjnego

Najmocniej zmniejsza się oczekiwana rentowność i zwiększa poziom ryzyka projektów węglowych

Elektrownie wiatrowe oraz jądrowe zapewniają wyższe oczekiwane zwroty z inwestycji oraz posiadają niższe ryzyko niż elektrownie węglowe

Elektrownie wodne wciąż posiadają wysokie NPV

Elektrownie gazowe zmniejszają swoją oczekiwaną rentowność oraz jeszcze mocniej zwiększają niepewność

Rentowność dla projektów wytwórczych w warunkach PolskichKoszt CO2 = 35 EUR, odchylenie standardowe 10 EUR

1 NPV w stosunku do zainwestowanego kapitału2 Głównie elektrownie wiatrowe

Gaz Woda

OdnawialneW. Brunatny

E. JądrowaW. Kamienny

McKinsey & Company 9 |

Aby osiągnąć optymalny portfel wytwórczy do roku 2025 powinno się silniej ograniczyć moce węglowe oraz szybciej rozwijać OZE oraz en. jądrową

0

63,4

31,6

9,04,26,8

57,1

19,6

Struktura Polski1

21

2,5 0,32,2

Portfel optymalny na lata 2020-2025

= 100%

17,5

3,2

37

13,4

6,8

41,3

17,7

Plany 2020-2025 (wariant maksymalny)2

37

3,2

▪ 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

Optymalny portfel wytwórczy dla 4 pionowo zintegrowanych firm energetycznych1 osiągalny do 2025 roku, GW

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

W. Kamienny

W. Brunatny

OZE

En. Jądrowa

Gaz Woda

McKinsey & Company 10 |

Planowany przez firmy energetyczne wspólny portfel jedynie nieznacznie zmniejsza ryzyko inwestycyjne

-20 -18 -16 -14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Prawdopodobieństwo

Rentowność2

Obecny portfel Polski

Portfel optymalny 2020-25

Plany 2020-25

1 Dane jedynie dla 4 pionowo zintegrowanych firm energetycznych2 NPV w stosunku do zainwestowanego kapitału

Porównanie portfeli wytwórczych dla 4 pionowo zintegrowanych firm energetycznych1

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

Planowany portfel inwestycyjny jedynie nieznacznie zmniejsza ryzyko inwestycyjne

A

B

C

A

B

C

McKinsey & Company 11 |

Główne wnioski

▪ 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

1

2

3

4