1 / 11

Technologie o największym potencjale redukcji emisji w Polsce

Technologie o największym potencjale redukcji emisji w Polsce. Warszawa, 24 marca 2010. ,. Potencjał redukcji emisji w Polsce do roku 20 3 0 szacowany jest na 3 1 % do emisji z roku 2005. Roczna emisja Mt CO 2 e rocznie. Emisje w roku 1988. Emisje w poziomie odniesienia. -53%. -47%.

elvis
Download Presentation

Technologie o największym potencjale redukcji emisji w Polsce

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript


  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

More Related