Jak skutecznie wdrożyć CCS w Polsce?

Transkrypt

1 Jak skutecznie wdrożyć CCS w Polsce? Ramy finansowe Pod redakcją Agaty Hinc

2 Raport przygotowany w ramach projektu Wychwytywanie i składowanie dwutlenku węgla (CCS) jako technologia preferowana dla celów upowszechnienia czystych metod wykorzystania węgla w Polsce. Projekt realizowany jest w ramach programu brytyjskiego Ministerstwa Spraw Zagranicznych Strategic Programme Fund Low Carbon High Growth, którego celem jest promocja gospodarki niskoemisyjnej, przy zachowaniu wysokiego wzrostu gospodarczego. Projekt okładki: Michał Polkowski Korekta Aleksandra Kalinowska Druk: Drukarnia Relex A Vista Group Sp. z o. o. ul. Dembińskiego Warszawa Copyright by demoseuropa Centrum Strategii Europejskiej, Warszawa 2010 Wszystkie prawa zastrzeżone. Żadna część niniejszego dokumentu nie może być publikowana, powielana lub przekazywana w jakiejkolwiek formie i za pomocą jakichkolwiek środków lub przechowywana w jakiejkolwiek bazie danych lub systemie odczytu poza jej wykorzystaniem dla celów prywatnych i niekomercyjnych z wyłączeniem wszelkich dozwolonych form wykorzystania zgodnych z właściwymi przepisami prawa autorskiego. Każdemu takiemu wykorzystaniu towarzyszyć musi uzyskanie pisemnej zgody.

3 Jak skutecznie wdrożyć CCS w Polsce? Ramy finansowe Redakcja: Agata Hinc, szef projektu Niskoemisyjna gospodarka, demoseuropa Centrum Strategii Europejskiej. Redaktorka składa podziękowania Pawłowi Świebodzie, Krzysztofowi Blusz i Adamowi Czyżewskiemu za wsparcie merytoryczne, komentarze i uwagi do tekstu raportu. Partner merytoryczny badania Rozdział II - Ekonomiczne skutki wdrożenia CCS w Polsce autorzy: dr Maciej Bukowski, prezes, Instytut Badań Strukturalnych Grzegorz Wesołowski, analityk, Instytut Badań Strukturalnych

4 Spis treści Wykaz skrótów 5 Executive Summary 6 Słowo wstępne 8 Wprowadzenie 10 Rozdział I. Koszty implementacji CCS 13 Wprowadzenie Koszty transformacji sektora 1.2. energetycznego w Polsce Potencjał i koszty CCS 14 Rozdział II. Ekonomiczne skutki wdrożenia CCS w Polsce 19 Wprowadzenie Założenia scenariusza podstawowego Warianty scenariusza podstawowego Scenariusz podstawowy wyniki Analiza wrażliwości scenariusza podstawowego na wysokość stopy procentowej Analiza wrażliwości scenariusza podstawowego na cenę praw do emisji CO Scenariusz wysokich wydatków operacyjnych technologii CCS Scenariusz wysokich nakładów kapitałowych na technologię CCS Scenariusze alternatywnych udziałów w rynku CCS Podsumowanie i wnioski 41 Rozdział III. Optymalny scenariusz wdrożenia CCS w Polsce uwarunkowania polityczne i ekonomiczne oraz model finansowania 43 Wprowadzenie Uwarunkowania ekonomiczne i polityczne Optymalny scenariusz wdrożenia CCS w Polsce Model finansowania 48 Zakończenie 53 Bibliografia 55

5 Wykaz skrótów CAPEX CCS CIP CO 2 EEPR EPS ETS EUR GCCSI IEA początkowe wydatki kapitałowe (initial capital expenditure) technologia wychwytywania i składowania dwutlenku węgla (Carbon Capture and Storage) Konkurencyjność i Innowacja (Competitiveness and Innovation) dwutlenek węgla Europejski Energetyczny Program Odbudowy (European Energy Programme for Recovery) standard poziomów emisji (Emission Performance Standards) Europejski System Handlu Emisjami (Emission Trading System) euro Glabalny Istytut CCS (Global CCS Institute) Międzynarodowa Agencja Energii (International Energy Agency) NER 300 rezerwa dla nowych podmiotów (New Entrants Reserve) NPV OPEX OZE R&D UE USD wartość bieżąca netto (Net Present Value) koszty operacyjne (fixed and variable operational expenditure) odnawialne źródła energii badania i rozwój (Research and Development) Unia Europejska dolar amerykański

6 Executive Summary The report argues that we stand at the threshold of a transformation to a global economy, an economy that will meet the social, economic and political challenges which have been identified as the main threats to the global order in the 21 st century. One such change is that of demography, as high population growth in the developing world continues. Another challenge is the climate change, which will affect countries and societies all around the world. Both elements will make us re-think and re-establish the way we produce and distribute energy and new solutions will have to be found to ensure both sustainable development and greenhouse gas emissions reduction. As it is possible to imagine substantial CO 2 emissions reduction without nuclear energy, it is also impossible to do so without Carbon Capture and Storage. Economic analysis shows that successful rollout of this technology will require active support from governments and international organisations. The success of CCS will not be defined by its reception from the market, but rather through political will and government policies. In the short term, the financing of CCS will also require government intervention. We should not underestimate the costs of those decisions, but we should not let the costs determine the direction of energy and climate policy. The aim of this report is to assist with the preparation of the Polish CCS Strategy. In the first chapter, it analyses the current state of the Polish energy market, its potential for development as well as a prognosis of the future cost of CCS. The second chapter analyses three potential economic scenarios of CCS implementation in Poland and in the third chapter, the elements of the financial model for CCS (including private and public/eu funds) have been enumerated and described. 6

7 executive summary In the context of greenhouse gas emissions reduction, CCS technology is extremely important in Poland where over 90 percent of electricity is produced from coal. Moreover, it can help with achieving additional goals important for Poland. For example, Poland could strengthen its position in the EU by playing a more active role in developing low carbon technologies, especially in the field of clean coal technologies as an EU Energy and Climate Policy priority. It could also lead to Poland becoming a global leader in CCS. But these goals can only be achieved only if there is political will and a long term strategy for CCS development, implementation and rollout in Poland the Polish CCS Strategy. This report is directed to politicians, economists, public administration representatives, industry as well as non-governmental sector representatives. It creates a basis for further discussion on CCS implementation in Poland. Most of its recommendations can be successfully used when preparing similar economic scenarios in other European countries. 7

8 Słowo wstępne Niniejszy raport jest drugim z serii wydawniczej w ramach projektu Wychwytywanie i składowanie dwutlenku węgla (CCS) jako technologia preferowana dla celów upowszechnienia czystych metod wykorzystania węgla w Polsce prowadzonego przez demoseu- ROPA Centrum Strategii Europejskiej. Pierwszy raport 1 dotyczył ram politycznych i prawnych dla wdrożenia technologii wychwytywania i składowania dwutlenku węgla (Carbon Capture and Storage CCS) w Polsce. Niniejszy raport omawia kwestie finansowania CCS. W ramach serii wydawniczej opublikowane zostaną jeszcze dwa raporty zawierające zestaw rekomendacji związanych z przygotowaniem Polskiej Strategii CCS. Strategia ta zawierać powinna następujące elementy: kompleksowa analiza skutków wdrożenia technologii, wyznaczenie miejsc do składowania CO 2, plan budowy infrastruktury do przesyłu CO 2, stworzenie ram prawnych i instytucjonalnych, budowa akceptacji społecznej, koordynacja badań i rozwoju, nawiązanie i kontynuacja współpracy z kluczowymi interesariuszami zarówno krajowymi, jak i zewnętrznymi czy plan działań na arenie międzynarodowej. Raport Jak skutecznie wdrożyć CCS w Polsce? Ramy finansowe został przygotowany w oparciu o założenie, iż decyzje polityczne w sprawie rozwoju technologii wychwytywania i składowania CO 2, zarówno na szczeblu europejskim, jak i krajowym, zapadać będą m.in. na podstawie analizy kosztów inwestycyjnych i operacyjnych przyszłych przedsięwzięć niskowęglowych. Niniejszy raport ma wspierać tę analizę. W rozdziale pierwszym przeanalizowane zostały problemy i koszty związane z modernizacją polskiego sektora energetycznego, jak również potencjał i koszty wdrożenia CCS. Rozdział drugi zawiera 1 A. Hinc, Jak skutecznie wdrożyć CCS w Polsce? Ramy polityczne i prawne, demoseuropa Centrum Strategii Europejskiej,

9 słowo wstępne analizę ekonomiczną trzech potencjalnych scenariuszy implementacji technologii CCS w Polsce. Analiza polegała na porównaniu inwestycji w różnych wariantach na podstawie obliczonej bieżącej wartości netto (Net Present Value). W trzecim rozdziale przedstawiony został optymalny scenariusz wdrożenia CCS w Polsce z uwzględnieniem dat realizacji poszczególnych zadań, jak również model finansowania CCS w naszym kraju. Niniejszy raport skierowany jest do polityków, ekonomistów, przedstawicieli administracji publicznej, organizacji pozarządowych, jak również przedsiębiorstw. Ma on na celu stworzenie bazy do dalszej dyskusji na temat wdrożenia technologii wychwytywania i składowania dwutlenku węgla w Polsce i w Europie. Większość jego rekomendacji może być z powodzeniem wykorzystana podczas tworzenia podobnych scenariuszy ekonomicznych w innych państwach UE. 9

10 Wprowadzenie Stoimy u progu transformacji globalnej gospodarki. Transformacja ta sprostać ma wyzwaniom natury społecznej, gospodarczej i politycznej, które zostały zidentyfikowane jako główne zagrożenia dla ładu międzynarodowego. Jednym z zagrożeń są konsekwencje zmian demograficznych, szczególnie dużego przyrostu ludności w krajach rozwijających się, skutkującego wzrostem zapotrzebowania na energię. Drugim są zmiany klimatu, które stanowią zagrożenie dla bezpieczeństwa społeczeństw na całym świecie. Obydwa czynniki powodują, iż konieczna będzie zmiana sposobu wytwarzania oraz dystrybucji energii elektrycznej, zapewniająca z jednej strony zrównoważony rozwój gospodarczy, z drugiej redukcję emisji gazów cieplarnianych do atmosfery. Unia Europejska podjęła szereg działań mających doprowadzić do zwiększenia udziału tzw. zielonej energii w swoim bilansie energetycznym, a co za tym idzie, również do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w Europie. Według Europejskiej Agencji Środowiska sektor energetyczny odpowiada za 28% emisji gazów cieplarnianych, transport za 21%, przemysł za 20%, a gospodarstwa domowe oraz małe i średnie przedsiębiorstwa za 17% 2. Dlatego też wysiłki Unii Europejskiej skierowane są w głównej mierze na ograniczenie emisji w tych czterech sektorach. Komisja Europejska oszacowała, że głównymi sposobami, które pozwolą na znaczną redukcję emisji dwutlenku węgla do atmosfery będą: efektywność energetyczna, energia odnawialna, energia nuklearna oraz wychwytywanie i składowanie CO 23. Głównymi instrumentami, mającymi na celu zwiększenie wykorzystania powyższych technologii, są Europejski System Handlu Emisjami (European Trading System ETS) cele redukcji emisji zawarte w pakiecie energetyczno-klimatycznym UE. Obydwa są 10 2 Szerzej patrz: World Energy Outlook, International Energy Agency, OECD, Szerzej patrz:

11 wprowadzenie dużym wyzwaniem dla większości państw członkowskich UE. Jednak, co ważne, zarówno jeden, jak i drugi przyczynią się do realizacji kilku innych celów poza tzw. 20x20x20 istotnych z punktu widzenia każdego z państw UE. Jednym z nich jest zwiększenie bezpieczeństwa dostaw oraz zmniejszenie zależności od zewnętrznych źródeł energii. Innym jest wypełnienie założeń Strategii Lizbońskiej oraz strategii Europa Globalne wyzwania, jak również kierunki polityczne wyznaczone na forum Unii Europejskiej powodują, iż każde z państw członkowskich będzie musiało zaplanować transformację własnego sektora energetycznego przy wykorzystaniu technologii pozwalających na redukcję emisji gazów cieplarnianych oraz przy zachowaniu zrównoważonego wzrostu gospodarczego. W tym kontekście konieczne będzie wprowadzenie nowych mechanizmów finansowych, mających na celu rozwój technologii optymalnych z punktu widzenia danego kraju, przy zachowaniu racjonalnego rachunku ekonomicznego. Sytuacja Polski jest o tyle korzystna, że potrzeba transformacji gospodarki globalnej oraz zobowiązania związane z redukcją emisji gazów cieplarnianych zbiegają się w czasie z koniecznością modernizacji polskiego sektora energetycznego. 37% mocy wytwórczych ma od 20 do 30 lat, 43% to elektrownie ponadtrzydziestoletnie, natomiast tylko 8% to instalacje stosunkowo nowe (5 10 lat) 4. Stoimy w tym momencie przed wyborem środków technologii, oraz mechanizmów które pozwolą na to, aby transformacja polskiego sektora energetycznego przyniosła więcej zysków niż strat. Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku 5 wyznacza sześć podstawowych kierunków dla polskiej energetyki: poprawa efektywności energetycznej, wzrost bezpieczeństwa dostaw paliw i energii, dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej, rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii, oraz ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko. Wzrost bezpieczeństwa paliw i energii zakłada m.in. racjonalne i efektywne gospodarowanie złożami węgla, znajdującymi się na terytorium Polski oraz utrzymanie wykorzystania węgla jako głównego paliwa dla energetyki. Polityka Energetyczna przewiduje ponadto rozwój zmodernizowanych tech- 4 Raport Polska Wyzwania Rozwojowe, Grupa Strategicznych Doradców Premiera, Polityka Energetyczna Polski do roku 2030, Ministerstwo Gospodarki RP,

12 nologii przygotowania węgla do energetycznego wykorzystania, jak również identyfikację i zwiększenie bazy zasobowej tego paliwa kopalnego. Polityka zakłada także wspieranie prac badawczych i rozwojowych nad technologiami wykorzystania węgla do produkcji paliw płynnych i gazowych, zmniejszenia negatywnego wpływu procesów pozyskiwania energii z węgla na środowisko oraz zastosowanie sprawnych i niskoemisyjnych technologii. Technologia CCS doskonale wpisuje się w kierunki wyznaczone w Polityce Energetycznej Polski. Co więcej, w długoterminowej perspektywie i przy obecnych trendach polityki energetyczno-klimatycznej Unii Europejskiej, wypełnienie założeń Polityki wydaje się być niemożliwe bez zastosowania CCS. Dlatego też wypracowanie odpowiednich mechanizmów finansowania tej technologii jest gwarantem zapewnienia długofalowego bezpieczeństwa energetycznego kraju. 12

13 Koszty implementacji CCS Wprowadzenie Implementacja CCS powinna być jedną z głównych części składowych transformacji polskiego sektora energetycznego. Raport Polska 2030 jako jeden z głównych problemów, przed którymi stanie ten sektor, identyfikuje montaż środków na inwestycje energetyczne wykorzystanie źródeł własnych przedsiębiorstw, wzrost kapitału w wyniku prywatyzacji (giełdowej lub sprzedaży inwestorom strategicznym), uruchomienie środków publicznych (krajowych oraz z UE), wzmocnienie zyskowności przedsiębiorstw przez wzrost cen i obciążanie konsumentów (gospodarki i gospodarstw domowych). W niniejszym rozdziale przeanalizowane zostały problemy i koszty związane z modernizacją polskiego sektora energetycznego, jak również potencjał i koszty wdrożenia CCS z uwzględnieniem etapów rozwoju tej technologii oraz uwarunkowań charakterystycznych dla jej poszczególnych części: wychwytu, transportu, składowania. 13

14 Rozdział I 1.1. Koszty transformacji sektora energetycznego w Polsce Planowanie inwestycji w nowe (bardziej efektywne, a zarazem mniej emisyjne) moce wytwórcze musi być połączone z realizacją polityki klimatycznej w głównej mierze z ograniczeniem emisji gazów cieplarnianych. Jak przewiduje Polityka Energetyczna Polski do roku 2030, emisja CO 2 będzie stopniowo maleć z poziomu około 332 mln ton w roku 2006 do około 208 mln ton w roku Po 2020 roku nastąpić ma stopniowy wzrost emisji CO 2. Polityka energetyczna nie zakłada jednak szerszego wykorzystania technologii CCS (poza projektami demonstracyjnymi). Natomiast spójność polityki energetycznej z klimatyczną polegać powinna na stopniowym zmniejszaniu emisji gazów cieplarnianych w średnioi długookresowej perspektywie. Należy zatem zastanowić się nad rozwiązaniami, które będą z jednej strony korzystne dla sektora energetycznego, a z drugiej przyczynią się do ograniczenia negatywnych skutków zmian klimatu. Niezbędna do osiągnięcia skala redukcji emisji w połączeniu z innymi celami polityki energetycznej Polski, w tym zwłaszcza ze wzmocnieniem bezpieczeństwa energetycznego oznaczają, że w Polsce niezbędne będzie wykorzystanie czystych technologii węglowych. Wśród nich technologia wychwytywania i składowania dwutlenku węgla jest najbardziej obiecująca w zakresie potencjału redukcji emisji. W celu optymalnego wykorzystania potencjału technologii CCS niezbędne będzie wypracowanie Polskiej Strategii CCS. Pierwszym elementem tej strategii powinno być przygotowanie oceny skutków wdrożenia CCS w Polsce analizy kosztów oraz korzyści z nią związanych oraz wypracowanie najlepszych modeli dla finansowania innowacyjnych technologii czystego węgla Potencjał i koszty CCS Krzywa McKinsey&Company 6 przygotowana na potrzeby Polski wykazała, iż technologia CCS ma potencjał do ograniczenia emisji CO 2 w Polsce o 15% do 2030 roku, jednak tylko w przypadku, gdy odpowiednie działania zostaną zaplanowane i rozpoczęte stosunkowo wcześnie. Począwszy od 2030 roku, CCS może przyczynić się do redukcji 0,4 Gt CO 2 na rok w samej Europie, natomiast w skali 6 Ocena potencjału redukcji emisji gazów cieplarnianych w Polsce do roku 2030, McKinsey&Company, 2009.

15 Rozdział I globu nawet o 3,5 4 Gt rocznie 7. Dodatkowo, CCS ma potencjał do tego, żeby zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne Europy poprzez uczynienie europejskich surowców bardziej sprzyjającymi środowisku oraz poprzez zmniejszenie uzależnienia od importu gazu. Ocenia się, że europejski przemysł ma dużą szansę na szerokie wykorzystanie technologii CCS w skali komercyjnej do 2030 roku, jednak będzie to wymagało intensywnego rozwoju technologii, rozwiązania problemu składowania, jak również stworzenia odpowiednich modeli biznesowych. Szybkość rozwoju technologii będzie miała bezpośrednie przełożenie na wielkość redukcji emisji. Odpowiednia ilość projektów demonstracyjnych w skali komercyjnej będzie niezbędna do sprawdzenia i udoskonalenia obecnie znanych technologii wychwytu oraz minimalizacji ryzyka związanego ze składowaniem w różnych strukturach geologicznych w różnych częściach Europy. Koszty związane z rozwojem i wdrożeniem technologii CCS można podzielić na kilka etapów 8 : 1. Koszt CCS we wczesnych projektach demonstracyjnych będzie, jak się powszechnie ocenia, wysoki w przedziale euro za tonę wychwyconego i składowanego CO 2. Ma to związek z małą skalą tych projektów oraz z wysokimi kosztami badawczo-rozwojowymi przedsięwzięć. 2. Koszt budowy wczesnych pełnowymiarowych projektów CCS (early full commercial scale) to ok euro za tonę. Istnieje możliwość, że koszt będzie jeszcze niższy, jeśli technologia CCS będzie rozwijała się w szybkim tempie również w innych częściach świata lub jeśli nastąpi przełom technologiczny znacznie redukujący koszt wychwytu CO W 2030 roku, w związku ze wzrostem doświadczenia i efektem skali, koszt CCS dla nowych instalacji energetycznych powinien spaść do euro za tonę CO 2 i wynieść mniej więcej tyle, co cena zakupu uprawnień do emisji w tym czasie. 7 Carbon Capture&Storage. Assessing the economics, McKinsey&Company, Wszystkie koszty przedstawione w dalszej części niniejszego rozdziału oparte zostały na analizie firmy McKinsey&Company, przedstawionej w raporcie Carbon Capture&Storage. Assessing the economics. 15

16 Rozdział I 16 Koszty poszczególnych projektów mogą być różne z uwagi na ich specyficzny charakter. Koszt trzech głównych technologii wychwytu (precombustion, post-combustion i oxy-fuel) jest w tym momencie podobny, natomiast należy się liczyć z tym, iż koszt retrofitów oraz instalacji przemysłowych będzie wyższy od nowo budowanych instalacji. W związku z dużym kosztem projektów demonstracyjnych i relatywnie niską początkową ceną uprawnień do emisji pojawi się luka ekonomiczna (economic gap) w wysokości 0,5 1,1 mld euro na projekt (w wartości bieżącej netto). Ta luka będzie musiała być wypełniona m.in. poprzez wsparcie finansowe ze środków publicznych. W porównaniu do normalnej elektrowni, instalacja z CCS będzie wymagała dodatkowych inwestycji w czterech obszarach: 1. Instalacja mechanizmu do wychwytu CO Dodatkowe zasilanie dla procesu wychwytu elektrownia będzie pochłaniać więcej energii. 3. Budowa systemu do transportu CO Składowanie CO 2. Wszystkie powyższe czynności będą się wiązały zarówno z koniecznością zaangażowania dodatkowego początkowego kapitału inwestycyjnego, jak również z dodatkowymi kosztami operacyjnymi. Choć większość technologii niezbędnych do wprowadzenia CCS jest już w tym momencie gotowych do zastosowania, nie istnieje jeszcze ani jeden w pełni zintegorwany projekt CCS w skali komercyjnej. Technologie wychwytu bazują na tych, które od lat były stosowane w przemyśle chemicznym i rafinacji, jednak integracja tych technologii do produkcji energii ma stosunkowo niedługą historię, dlatego wymaga większej bazy doświadczalnej. Transport CO 2 za pomocą rurociągów na długich dystansach jest praktykowany od ponad 30 lat w Stanach Zjednoczonych znajduje się tam ponad 5000 km rurociągów do transportu CO 2 wykorzystywanego w celu zwiększenia wydobycia ropy (enhanced oil recovery). Potencjał rozwoju CCS po zakończeniu wczesnej fazy komercyjnej oraz przyszły koszt instalacji CCS będzie zależał od kilku czynników, m.in. efektu uczenia się, ekonomii skali, dostępności miejsc do składowania CO 2 oraz szybkości rozprzestrzeniania się technologii na świecie. Całkowity koszt wczesnych projektów komercyjnych oszacowano na euro za tonę składowanego CO 2, z czego około 30 euro

17 Rozdział I kosztować ma wychwyt, około 5 euro transport oraz około 10 euro permanentne geologiczne składowanie CO 2. Na wysoką cenę wychwytu CO 2 wpływa koszt zakupu dodatkowego sprzętu do wychwytu, jak również ograniczenie efektywności elektrowni związane ze zwiększeniem zużycia energii (na potrzeby wychwytu). Dodatkowe wyposażenie do wychwytu, na przykład jednostka separacji w technologii oxy-fuel czy płuczka w technologii post-combustion zwiększa początkowe wydatki kapitałowe (initial capital expenditure CAPEX), oraz późniejsze koszty operacyjne. Szacuje się, że całkowite obniżenie efektywności elektrowni ukształtuje się na poziomie 10%, co oznacza 40% efektywności elektrowni zamiast 50% (dzięki rozwojowi technologii nowe elektrownie w 2030 roku będą osiągały 50% efektywności). Dodatkowy CAPEX wyniesie ok euro za tonę CO 2 (czyli większość kosztów związanych z CCS), koszty operacyjne (fixed and variable operational expenditure OPEX) wyniosą 5 7 euro, a koszty związane z dodatkowym paliwem wyniosą około 2 6 euro za tonę CO 2. Koszt za tonę wychwyconego i składowanego CO 2 będzie zależał od wielkości elektrowni, do której przyłączona zostanie instalacja CCS. Im mniejsza moc elektrowni, tym większy koszt związany z wychwytem i transportem jednej tony CO 2. Szacuje się, że koszty dla elektrowni o mocy 200 MW to 70 euro, dla elektrowni o mocy 300 MW 60 euro, dla elektrowni o mocy 400 MW 55 euro, dla elektrowni o mocy 500 MW 50 euro, a dla elektrowni o mocy 600 MW 45 euro (np. Bełchatów 45 euro). W fazie wychwytu, efekt uczenia się po wdrożeniu pierwszych komercyjnych projektów może przyczynić się do redukcji około 12% kosztów CAPEX oraz ograniczyć straty w efektywności o 1%. Koszty transportu rurociągiem lądowym (onshore) to około 4 euro za tonę ponad 95% tego kosztu to CAPEX. Koszty transportu mogą zostać obniżone poprzez zwiększenie i poszerzenie sieci przesyłowej w poszczególnych krajach, jak również na całym terytorium Unii Europejskiej. W związku z tym, że firmy na świecie posiadają duże doświadczenie w transporcie gazu ziemnego, efekt uczenia się nie powinien mieć większego wpływu na cenę transportu CO 2. Obniżenie kosztu CCS do euro za tonę CO 2 dla nowych elektrowni będzie możliwe jeśli do 2030 roku w Europie będzie funkcjonowało elektrowni z CCS. W przypadku globalnego 17

18 Rozdział I upowszechnienia się technologii ( projektów w 2030 roku) koszt mógłby zostać obniżony o kolejne 5 euro za tonę CO 2. Dodatkowe onbniżenie kosztów będzie możliwe, jeśli nastąpi przełom technologiczny związany z najdroższą częścią procesu wychwytem. Wstępne szacunki kosztu wdrożenia technologii, przedstawanione w niniejszym rozdziale, zostały policzone przez firmę McKinsey dla potencjalnych elektrowni na obszarze Europy. Ze względu na specyficzne cechy charakterystyczne sektora energetycznego w różnych państwach szacunki te będą się od siebie w niewielkim stopniu różniły. W rozdziale drugim zostaną zaprezentowane szacunkowe koszty i korzyści wdrożenia technologii CCS w Polsce. 18

19 Ekonomiczne skutki wdrożenia CCS w Polsce Wprowadzenie Wdrożenie CCS w Polsce wiąże się z dwoma podstawowymi decyzjami (wymiarami): terminem wdrożenia oraz źródłem finansowania projektu. W niniejszej analizie pierwszej decyzji odpowiadają trzy warianty: aktywny, umiarkowany oraz pasywny. Druga decyzja natomiast związana będzie z wykorzystaniem trzech różnych struktur finansowania: środków własnych przedsiębiorstw energetycznych, subsydiów rządu Polskiego oraz kombinacji obydwu powyższych z finansowaniem z dotacji Unii Europejskiej. W rozdziale drugim opisany został przyjęty w analizie scenariusz podstawowy (założenia scenariusza punkt 2.1.) oraz wyniki obliczeń kosztów CCS w różnych wariantach tego scenariusza. Następnie została dokonana analiza wrażliwości tego scenariusza na zmiany kluczowych parametrów: stopy procentowej i ceny uprawnień do emisji CO 2 oraz zaprezentowane zostały scenariusze alternatywne, w których analizie poddano zmiany wyników scenariusza podstawowego wynikające z alternatywnych założeń dotyczących wydatków operacyjnych (OPEX), nakładów inwestycyjnych (CAPEX) i udziału w światowym rynku CCS. Na zakończenie przedstawione zostały podsumowanie analizy oraz wnioski. Model użyty do analizy: porównanie inwestycji w różnych wariantach zostało dokonane na podstawie obliczonej bieżącej wartości netto (Net Present Value NPV) przy danych założeniach. Jest to 19

20 Rozdział II powszechnie stosowana metoda wyceny przedsięwzięć inwestycyjnych, w której przyszłe przepływy pieniężne są dyskontowane, a następnie sumowane. Jej zaletą jest możliwość porównania strumieni finansowych z różnych okresów oraz określenie dzisiejszej wartość nadwyżki (niedoboru) kapitału. Jej główną wadą jest natomiast duża wrażliwość na przyjęte założenia (w szczególności na stopę dyskontową) Założenia scenariusza podstawowego W celu dokonania analizy opłacalności wdrożenia CCS zbudowany został scenariusz podstawowy, który ma za zadanie przedstawiać najbardziej prawdopodobny z dzisiejszego punktu widzenia wariant implementacji technologii CCS w przyszłości, i którego kluczowe założenia zostały przedstawione w Tabeli 1. Tabela 1. Kluczowe założenia dla wariantów scenariusza podstawowego Założenie Wartość Jednostka Całkowita moc nowo wybudowanych elektrowni 5 GW Stopa procentowa dla inwestycji finansowanych 8 % przy ryzyku rynkowym Stopa procentowa dla inwestycji finansowanych 3 % przy ryzyku podejmowanym przez rząd Cena uprawnień do emisji CO 2 35 EUR/tona Cena energii 0,039 EUR/kWh Różnica w efektywności zużycia energii 10 % Okres życia elektrowni 40 lat Royalty jako część CAPEX 5 % Scenariusz aktywny: budujemy CCS z nowymi elektrowniami w 2015 roku, uzyskujemy udział w światowym rynku royalty 5 % Scenariusz pasywny 1: czekamy z inwestycjami do 2020 roku, uzyskujemy niższy udział w rynku światowym Koszty R&D jako część przychodów z royalty dla wariantu aktywnego Koszty R&D jako część przychodów z royalty dla wariantu umiarkowanego Źródło: opracowanie własne IBS, na podstawie literatury przedmiotu. 20% ze scenariusza aktywnego 40 % 10 % 20

21 Rozdział II Opłacalność przedsięwzięcia rozpatrzona została w dwóch opisanych we wprowadzeniu wymiarach: zaangażowania Polski w światowy proces prac badawczo-rozwojowych i wdrożeniowych oraz źródeł finansowania. Każde z trzech podstawowych źródeł finansowania łączy się z innym alternatywnym kosztem kapitału, wynikającym z innej rynkowej wyceny obligacji skarbowych Polski, krajów strefy euro, polskich obligacji korporacyjnych oraz pozyskania kapitału własnego przez firmy. Następujące średnie ich wartości zostały przyjęte dla całego analizowanego okresu: realny średni ważony koszt kapitału dla firmy na poziomie 8%, realny koszt kapitału dla rządu RP 3%, realny średni koszt kapitału dla UE 2%. W analizie projekty elektrowni bez CCS i z CCS porównane zostały dla trzech różnych stóp dyskontowych. Pierwszą jest stopa dyskontowa firmy, drugą rządu, a trzecią jest mix finansowy, w którym UE finansuje wydatki R&D oraz 50% różnicy w nakładach kapitałowych między projektem bez i z CCS, rząd Polski dotuje połowę różnicy w wydatkach operacyjnych, zaś firma pokrywa pozostałe koszty. Wartości te są przykładowymi i oddają raczej ideę tego, co który z podmiotów mógłby pokryć niż dokładny wymiar takiej kontrybucji. Taka struktura finansowania wynika z założenia, iż każdy podmiot finansuje działania, do których jest najbardziej odpowiedni. I tak, projekty R&D powinny przynosić najlepsze rezultaty, jeśli są koordynowane na poziomie wspólnotowym, gdzie prace krajów uczestników takich projektów nie są wykonywane wielokrotnie. Zakres koordynacji prac R&D przez Unię Europejską powinien być w przyszłości uzależniony od liczby uczestników i ich zaangażowania w działania badawcze. Instytucje unijne stymulowałyby ten rozwój poprzez system grantowy. Ponieważ trudno przewidzieć zakres korzyści z koordynacji prac badawczych i rozwojowych na poziomie wspólnotowym, w modelu przyjęto takie same wydatki dla Polski niezależnie od tego, czy miałyby one być ponoszone wyłącznie na poziomie krajowym, czy też gdyby były w całości wydatkami ponoszonymi na poziomie wspólnotowym. Wielkość tych wydatków to 40% przychodów ze sprzedaży licencji na technologię CCS dla wariantu aktywnego i 10% przychodów dla wariantu umiarkowanego. W sytuacji wprowadzenia limitów uprawnień do emisji CO 2, które wymuszają na państwach członkowskich UE znaczące zmiany strukturalne i wydatki inwestycyjne, budżet unijny powinien 21

22 Rozdział II współuczestniczyć w ponoszeniu kosztów tych przekształceń. Stąd jego założony współudział w nakładach kapitałowych. Na poziomie krajowym założono, że rząd subsydiuje część bieżących kosztów operacyjnych (np. w postaci ulg podatkowych) tak, aby wprowadzenie nowych regulacji nie doprowadziło do utraty płynności finansowej lub niewypłacalności elektrowni. W praktyce zakres subsydiów, zarówno rządowych, jak i unijnych, oraz ocena zmiany sytuacji elektrowni, będą musiały być oparte na rzeczywistych danych i ewentualnych możliwościach poprawy efektywności przedsiębiorstw. Tego analiza nie obejmuje. Podstawą dla porównania kosztowności instalacji z CCS i bez CCS jest w niniejszym modelu wybudowanie nowych elektrowni o łącznej mocy 5 GW. Ta moc odpowiada ok. 60% nowej mocy pozyskiwanej z węgla, jaka jest planowana do uruchomienia w Polsce w latach oraz ok. 85% nowej mocy w latach Ponadto, jeśli wziąć pod uwagę wartość produkcji energetycznej brutto w Polsce, wynoszącą w 2005 roku 157 TWh 10, fakt, że 90% energii elektrycznej jest pozyskiwane w Polsce z węgla 11 oraz założenie, że elektrownie pracują w Polsce ok godzin rocznie, 5 GW odpowiadałoby ok. 24% istniejącej w Polsce mocy produkcyjnej. Okres życia tych elektrowni został przewidziany na 40 lat (standardowa przewidywana długość funkcjonowania elektrowni z CCS). Przy takich założeniach Polska mogłaby rocznie składować ok. 13% obecnej rocznej emisji CO 2 z sektora energetycznego Warianty scenariusza podstawowego Wariant aktywny oznacza natychmiastowe przystąpienie Polski do prac badawczych nad innowacyjną technologią oraz budowę nowych demonstracyjnych instalacji do 2015 roku. W wyniku takich działań Polska uzyskuje znaczący udział w światowym rynku CCS czerpiąc korzyści ze sprzedaży uprawnień do emisji CO 2 i licencji na użytkowanie technologii CCS (royalty), lecz jednocześnie ponosi większe nakłady kapitałowe i badawczo-rozwojowe oraz zwiększone koszty operacyjne w okresie wczesnej implementacji technologii CCS. 9 Raport Polska 2030, op. cit. 10 Raport Polska 2030, op. cit. 11 Carbon Capture & Storage. Assessing, op. cit. 22

23 Rozdział II W wariancie umiarkowanym Polska nie angażuje się w rozwój technologii CCS na wczesnym etapie, lecz czeka do momentu, gdy ryzyko bycia pierwszym, jak również koszty instalacji CCS i bieżącej obsługi całego systemu znacząco spadną. Polska włącza się do prac nad CCS w momencie, w którym technologia osiąga większą dojrzałość, ponosząc mniejsze koszty, choć jednocześnie osiągając mniejszy udział w światowym rynku CCS. Około roku 2020 powstają wczesne projekty komercyjne. W wariancie pasywnym Polska czeka aż do 2030 roku z budową pierwszych instalacji CCS i nie bierze w ogóle udziału w światowych pracach nad nową technologią, ponosząc później odpowiednie koszty jej zakupu, w przypadku konieczności budowy instalacji CCS. Jednocześnie kraj ponosi dodatkowe koszty związane z koniecznością zakupu uprawnień do emisji CO 2. W związku z wprowadzeniem instalacji CCS nowa elektrownia będzie ponosiła wyższe nakłady kapitałowe i wydatki operacyjne. Ich wartości, w porównaniu z elektrownią bez CCS, są zaprezentowane odpowiednio w Tabeli 2 i Tabeli 3. W przypadku CAPEX warto zwrócić uwagę na ich przewidywany szybki spadek pomiędzy rokiem 2015 a Z jednej strony może on wydawać się uzasadniony ze względu na przewidywane intensywne prace nad nową technologią oraz tempo rozwoju innych źródeł pozyskiwania energii w przyszłości 12. Z drugiej strony można jednak spotkać się z argumentami, zgodnie z którymi należy spodziewać się mniejszego postępu w zakresie zatłaczania i składowania CO 2, gdyż technologia jest wykorzystywana w różnych formach od dawna i ze względu na jej zaawansowanie perspektywy rozwoju są dużo mniejsze 13. W związku z tym argumentem, w scenariuszach alternatywnych uwzględnione zostały wyższe koszty, nakłady kapitałowe i wydatki operacyjne po roku Tabela 2. Założenia nakładów kapitałowych dla wariantów scenariusza podstawowego [mln euro] Aktywny Umiarkowany Pasywny Elektrownia z CCS Elektrownia bez CCS Źródło: opracowanie własne IBS, na podstawie danych dostarczonych przez McKinsey & Company. 12 Carbon Capture & Storage. Assessing, op. cit. 13 The illusion of clean coal, The Economist, March

24 Rozdział II Tabela 3. Założenia wydatków operacyjnych dla wariantów scenariusza podstawowego [mln euro] Aktywny Umiarkowany Pasywny Elektrownia z CCS koszty zmienne razem [tys. euro/gwh] koszty stałe razem [tys. euro/gw] Elektrownia bez CCS koszty zmienne razem [tys. euro/gwh] koszty stałe razem [tys. euro/gw] Źródło: opracowanie własne IBS, na podstawie danych dostarczonych przez McKinsey & Company. Zbudowanie elektrowni z CCS wiąże się ze zmniejszeniem efektywności zainstalowanych mocy. W analizie przyjęto za literaturą przedmiotu 14, że ta wartość wyniesie 10%, co odpowiada ok. 30% względnej utraty efektywności. Spadek efektywności skutkuje mniejszymi przychodami ze sprzedaży energii. Dlatego następnym niezbędnym założeniem jest cena energii elektrycznej 0,039 euro/kwh. Wzrost ceny energii skutkuje mniejszą opłacalnością wdrożenia CCS. Innym istotnym założeniem jest to dotyczące przychodów ze sprzedaży praw do używania technologii CCS w przypadku, w którym Polska decyduje się na wzięcie udziału w jej rozwoju na wczesnym etapie (czy to w wariancie aktywnym czy umiarkowanym). Przyjęte zostało, że cena licencji do używania technologii CCS w elektrowniach stanowi 5% wartości CAPEX z roku, w którym elektrownia zostałaby zbudowana, co jest zgodne z wartościami, jakie można spotkać w literaturze Energy Technology Essentials; C. Kemfert, K. Schumacher, Climate Protection in the German Electricity Market: Opportunities for Coal Technologies Through CO 2 Capture and Storage?, International Energy Agency, S. Becker, J. Lu, Royalty rate and industry structure: some cross-industry evidence,

25 Rozdział II 2.3. Scenariusz podstawowy wyniki Wartość bieżącą netto (Net Present Value NPV) projektów w różnych wariantach scenariusza podstawowego przedstawia Tabela 4. Zaprezentowano w niej wartości bieżące dla różnych wariantów finansowania, w tym tych, w których rząd bezpośrednio dofinansowuje firmę, gdy ona jako jedyna ponosi koszty inwestycji, lub gdy Unia Europejska bezpośrednio dofinansowuje rząd Polski. Subsydium w tych przypadkach ustalone zostało na poziomie 50% różnicy w wartości bieżącej pomiędzy CAPEX dla projektu z CCS i bez CCS. Ponadto, w tabeli uwzględnione zostało współfinansowanie projektu przez wszystkie trzy podmioty wraz z wyszczególnieniem kontrybucji każdego z nich. Analiza Tabeli 4 prowadzi do dwóch konkluzji. Po pierwsze, scenariusz aktywny jest najmniej opłacalny z ekonomicznego punktu widzenia przy przyjętych bazowych, konserwatywnych założeniach. Oznacza to, że z punktu widzenia bieżącej wartości inwestycji, lepiej jest zachować opcję do uruchomienia inwestycji i poczekać aż znacząco obniżą się nakłady inwestycyjne i wydatki operacyjne. Warto zwrócić uwagę, że choć w wariancie pasywnym i umiarkowanym najwyższa bieżąca wartość projektu dotyczy przypadku jego realizacji przez firmę, wcale nie oznacza to, że jest to wariant najbardziej opłacalny z jej punktu widzenia. Przedsiębiorstwo nie podejmie działań, które nie mają dla niego ekonomicznego sensu (reprezentowanego w niniejszej analizie przez NPV), dlatego istotne jest analizowanie takich wariantów, w których zdyskontowana bieżąca wartość netto dla firmy jest dodatnia. Taki przypadek ma miejsce w wariancie umiarkowanym i pasywnym jedynie w sytuacji, gdy część projektu CCS finansowana jest przez podmioty publiczne: polski rząd i Unię Europejską. Sfera publiczna przejmując na siebie część zadań inwestycyjnych i/lub badawczych, z którymi wiążą się największe koszty na przestrzeni życia instalacji CCS, umożliwia sektorowi prywatnemu uzyskanie dodatniego zwrotu z instalacji CCS, mimo że (przy założeniach przyjętych w scenariuszu bazowym) projekt ten jako całość jest nierentowny. W takim ujęciu bieżącą wartość strat rządu polskiego i UE można interpretować jako zakres niezbędnego subsydium, jakie sektor publiczny musi udzielić sektorowi prywatnemu w zamian za internalizację społecznie użytecznego, choć ekonomicznie nieopłacalnego, efektu zewnętrznego związanego z redukcją emisji CO 2. 25

26 Rozdział II Tabela 4. Wartości NPV różnicy pomiędzy projektami bez i z CCS dla wariantów scenariusza podstawowego [mln euro] NPV projektu realizowanego samodzielnie przez firmę NPV projektu realizowanego przez firmę z dotacją rządową, w tym: Aktywny Umiarkowany Pasywny Część przypadająca na firmę Część przypadająca na rząd (0,5 CAPEX) NPV projektu realizowanego samodzielnie przez rząd NPV projektu realizowanego przez rząd z dotacją unijną, w tym: Część przypadająca na rząd Część przypadająca na Unię (0,5 CAPEX) NPV projektu finansowanego wspólnie przez firmę, rząd i Unię, w tym: Część przypadająca na firmę Część przypadająca na rząd Część przypadająca na Unię Źródło: obliczenia własne IBS. Innymi słowy, dopłaty rządowe oraz subwencje unijne mogą znacząco podnieść opłacalność instalacji CCS z punktu widzenia firm energetycznych, a zatem mogą się przyczynić do ich skłonności do podejmowania ryzyka. W naszym modelu w przypadku wariantu umiarkowanego i pasywnego, gdy zarówno rząd, jak i Unia, współuczestniczą w finansowaniu projektu, staje się on opłacalny dla firmy. 26

27 Rozdział II Rysunek 1. Dekompozycja scenariusza podstawowego. NPV różnicy między projektami elektrowni z i bez CCS przy stopie procentowej firmy. 30 Aktywny Umiarkowany Pasywny Sprzedaż uprawnień do emisji CO Uprawnienia sprzedane innym elektrowniom Sprzedaż energii CAPEX OPEX Źródło: obliczenia własne IBS. Rysunek 2. Dekompozycja scenariusza podstawowego. NPV różnicy między projektami elektrowni z i bez CCS przy stopie procentowej rządu Aktywny Umiarkowany Pasywny Sprzedaż uprawnień do emisji CO 2 Uprawnienia sprzedane innym elektrowniom Sprzedaż energii CAPEX OPEX Źródło: obliczenia własne IBS. 27

28 Rozdział II Rysunek 3. Dekompozycja scenariusza podstawowego. NPV różnicy między projektami elektrowni z i bez CCS przy kombinacji finansowania firmy, rządu i UE. 30 Aktywny Umiarkowany Pasywny Sprzedaż uprawnień do emisji CO 2 Uprawnienia sprzedane innym elektrowniom Sprzedaż energii CAPEX OPEX Źródło: obliczenia własne IBS. W wariancie aktywnym współfinansowanie projektu przez firmę, rząd i UE skutkuje najwyższą wartością bieżącą projektu. W niniejszym modelu wynika to z tego, że przy finansowaniu wydatków R&D przez UE korzyści z licencji dyskontowane są przy użyciu najniższej stopy procentowej, a zatem ich bieżąca wartość jest największa. W rzeczywistości jednak korzyści z koordynowania programu badań i rozwoju na poziomie unijnym powinny wpłynąć na dalszą poprawę wariantu współfinansowania przez wszystkie trzy podmioty w porównaniu z pozostałymi możliwościami, choć skali tego wpływu nie sposób dziś ocenić. Z Rysunków 1 3 wynika, że głównym przychodem w przypadku zainstalowania CCS jest brak konieczności zakupu uprawnień do emisji CO 2 ich cena jest więc kluczowa dla opłacalności technologii CCS. Po stronie kosztowej największym wydatkiem jest OPEX. Mniejsza rola CAPEX (niż by się mogło wydawać z samych wartości bezwzględnych) tych nakładów wynika z tego, że są one 28

29 Rozdział II ponoszone jednorazowo, podczas gdy OPEX akumulują się przez 40 lat funkcjonowania elektrowni. Ponadto należy zwrócić uwagę na relatywnie niewielki wpływ dochodów ze sprzedaży energii elektrycznej. Cena energii w przedstawionym modelu nie ma głównego znaczenia dla opłacalności projektów CCS. Bardzo mały jest też udział sprzedaży praw do używania technologii CCS innym krajom. Dzieje się tak, gdyż prawa te są częścią nakładów kapitałowych, które, jak już zostało powiedziane, zostają ponoszone jednorazowo i są relatywnie niewielkie w zestawieniu z kosztami operacyjnymi Analiza wrażliwości scenariusza podstawowego na wysokość stopy procentowej Wysokość stopy procentowej, po której dyskonotowane są przyszłe przepływy pieniężne, odgrywa bardzo ważną rolę w każdej wycenie. Nie inaczej jest i w analizie opłacalności wdrożenia technologii CCS w Polsce. Rysunek 4 pokazuje NPV różnicy pomiędzy projektami z CCS i bez CCS dla różnych wysokości stóp procentowych w scenariuszu podstawowym. Choć wysokość stopy procentowej może wpływać na NPV, nie wpływa ona jednak na wybór wariantu decyzyjnego dla każdego jej poziomu dominujący jest wariant pasywny. Wariant aktywny scenariusza podstawowego jest zaś zawsze najmniej opłacalny. Rysunek 4. Wpływ wysokości stopy procentowej na opłacalność instalacji CCS. [mld euro w wartości bieżącej] Aktywny Umiarkowany Pasywny 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11% 12% 13% 14% Źródło: obliczenia własne IBS. 29

30 Rozdział II Rysunek 4 obrazuje również zmieniającą się relatywną opłacalność wariantów umiarkowanego i pasywnego. Wrażliwość wyboru pomiędzy nimi wiąże się z różną międzyokresową alokacją kosztów w obu przypadkach. W wariancie pasywnym wydatki związane z instalacją i obsługą CCS są dużo bardziej odległe, więc przy wysokiej stopie procentowej (którą możemy utożsamiać z silnym preferowaniem bieżących strumieni pieniężnych) podmiot znacznie silniej dyskontuje tę odległą przyszłość. Innymi słowy, odległe wydatki są mniej dotkliwe dla firmy w porównaniu z sytuacją, gdy stopa procentowa jest niższa. Stąd wariant umiarkowany staje się relatywnie mniej opłacalny dla wyższych poziomów stopy procentowej Analiza wrażliwości scenariusza podstawowego na cenę praw do emisji CO 2 Jak pokazuje dekompozycja przedstawiona na Rysunkach 1 3 konieczność zakupu uprawnień do emisji CO 2 jest kluczowym bodźcem dla instalacji CCS. Dlatego też istotne jest zbadanie wrażliwości wyceny poszczególnych wariantów na zmienną, od której te przychody zależą ceny uprawnień do emisji jednej tony CO 2. Jak się okazuje, jej wpływ na opłacalność projektu jest bardzo duży (por. Rysunki 5 7). Rysunek 5. Wrażliwość scenariusza podstawowego na cenę uprawnień do emisji CO 2. NPV różnicy między projektami elektrowni z i bez CCS przy stopie procentowej firmy. 20 [mld euro w wartości bieżącej] Aktywny Umiarkowany Pasywny Źródło: obliczenia własne IBS. 30

31 Rozdział II Rysunek 6. Wrażliwość scenariusza podstawowego na cenę uprawnień do emisji CO 2. NPV różnicy między projektami elektrowni z i bez CCS przy stopie procentowej rządu. [mld euro w wartości bieżącej] Aktywny Umiarkowany Pasywny Źródło: obliczenia własne IBS. Rysunek 7. Wrażliwość scenariusza podstawowego na cenę uprawnień do emisji CO 2. NPV różnicy między projektami elektrowni z i bez CCS przy kombinacji finansowania firmy, rządu i UE. 20 [mld euro w wartości bieżącej] Aktywny Umiarkowany Pasywny Źródło: obliczenia własne IBS. 31

32 Rozdział II Zakres możliwych cen uprawnień do emisji jest znaczny, ponieważ rynek ten jest obecnie w fazie wczesnego rozwoju (obecna cena wynosi ok euro za tonę) i na przyszłe ceny na nim wpływać będą czynniki, które obecnie ciężko jest przewidzieć. Będą to przede wszystkim: limity uprawnień do emisji CO 2 dla poszczególnych krajów i instalacji energetycznych (regulacje unijne i krajowe systemu ETS) oraz postęp technologiczny w zakresie efektywności produkcji energii i redukcji emisji CO 2. Generalnie, czym większa restrykcyjność regulacji i czym wolniejszy postęp technologiczny, tym należy spodziewać się wyższych cen praw do emisji. Z jednej strony skutkuje to poprawą opłacalności scenariuszy (w szczególności aktywnego, który zakłada najwcześniejszą sprzedaż praw do emisji), z drugiej zaś jest obciążeniem finansowym dla elektrowni. Scenariusz aktywny staje się opłacalny dla poziomów ceny CO 2 : 51,2; 49,9; 51 euro za tonę przy dyskontowaniu stopą procentową odpowiednio firmy, rządu i ich kombinacji oraz stopy UE. Dla porównania jest to cena wyższa od tej, którą zakłada McKinsey 30 euro za tonę do 2020 roku i 40 euro za tonę do 2030 roku 16. Jednocześnie jest to wartość niższa niż oszacowana przez Międzynarodową Agencję Energii cena 110 dolarów za tonę (ok. 80 euro), która byłaby wystarczająca, aby ustabilizować koncentrację gazów cieplarnianych w atmosferze na poziomie 450ppm 17. W okolicach tej ostatniej wartości opłacalność wariantu aktywnego zbliża się do wariantu umiarkowanego, a przy stopie dyskontowej firmy nawet go przewyższa. Wiąże się to z bardzo wysokimi przychodami ze sprzedaży uprawnień do emisji CO 2, które w przypadku wariantu aktywnego byłyby osiągane wcześniej, więc ich wartość bieżąca byłaby znacznie wyższa. Należy jednak zaznaczyć, że choć poziom 80 euro za tonę jest preferowanym ze względu na osiągnięcie celów emisji, to biorąc pod uwagę szacunki przedstawiane w literaturze przedmiotu, jest jednak mało prawdopodobny, o ile nie nastąpi radykalna zmiana w polityce światowej w tym zakresie (limity emisyjne, kary za emisje etc.). Mimo to opłacalność komercyjna projektu w wariancie aktywnym nie jest wykluczona, jako że poziom ceny uprawnień do emisji na poziomie 50 euro za tonę w roku 2030 jest możliwy przy odpowiedniej polityce regulacyjnej. Jeśli rządy na świecie ustaliłyby limi Ocena potencjału redukcji, op. cit. 17 How the energy sector can deliver on a climate change agreement in Copenhagen, International Energy Agency, 2009.

33 Rozdział II ty emisji na niskim poziomie, a jednocześnie egzekwowały kary za ich naruszenie, to przychody ze sprzedaży uprawnień do emisji CO 2 z niniejszego modelu można by traktować jak uniknięte koszty tychże kar, które wpływałyby na opłacalność instalacji CCS tak samo, jak sprzedaż uprawnień do emisji na rynku. Problem dylematu więźnia, w którym większość elektrowni inwestuje w instalacje CCS ze względu na ich opłacalność zwiększając podaż uprawnień do emisji CO 2 i wpływając na obniżenie ich ceny, a w konsekwencji i opłacalności przedsięwzięcia, nie miałby więc miejsca Scenariusz wysokich wydatków operacyjnych technologii CCS Jak pokazuje dekompozycja z Rysunku 1 największym kosztem w zdyskontowanej wartości bieżącej netto projektu elektrowni są koszty operacyjne. W związku z tym wydaje się uzasadnione zbadanie wrażliwości scenariusza podstawowego na zmianę tych kosztów. W tym celu został skonstruowany scenariusz wysokich kosztów OPEX, w którym przyjęto, iż koszty te wzrastają o 10% ceteris paribus (przy pozostałych warunkach niezmienionych). Wzrost taki może być spowodowany wyższymi niż przewidywane kosztami utrzymania sieci transportowej lub obszarów składowania spowodowanymi np. większą awaryjnością urządzeń. Tabela 5 wartości NPV różnicy pomiędzy projektami bez i z CCS dla wariantów scenariusza wysokich kosztów OPEX [mln euro] i ich porównanie ze scenariuszem podstawowym (zmiana procentowa) przedstawia zdyskontowane wartości bieżące netto dla poszczególnych wariantów w tym scenariuszu oraz ich odniesienie do scenariusza bazowego. Zaledwie 10-procentowy wzrost kosztów operacyjnych może powodować różnicę pomiędzy budową elektrowni bez lub z instalacją CCS rzędu 3 4 mld euro. Przy wyższych niż założono kosztach operacyjnych (10%) żaden z wariantów, nawet z wysokimi dotacjami rządowymi/unijnymi nie generuje dodatniego NPV dla firmy. 33