24 stycznia 2014

Projekt inwestycyjny Opole II

1

• Sytuacja na europejskim rynku energii elektrycznej

• Zmiany na polskim rynku

• Założenia ekonomiczne i techniczne projektu Opole II

• Sesja pytao i odpowiedzi

Plan prezentacji

2

• Sytuacja na europejskim rynku energii elektrycznej

Marek Woszczyk, Prezes Zarządu

3

Istniejący dzisiaj model rynku energii ulega nieuchronnym przeobrażeniom…

Stabilne otoczenie regulacyjne,

stymulujące inwestycje w nowoczesne

jednostki wytwórcze konieczne jest dla

zapewnienia wzrostu wartości

przedsiębiorstw energetycznych i

bezpieczeństwa systemu

Zachowanie konkurencyjnego charakteru rynku

Regulacje pozwalające utrzymać w systemie

niezbędną do jego stabilnego funkcjonowania

ilość mocy

Mechanizmy stymulujące nowe inwestycje i

modernizację istniejących mocy

Dotychczas obowiązujący model nie

generuje wystarczającej zachęty do

inwestycji

Cena ustalana na podstawie kosztu zmiennego

krańcowej elektrowni

Brak wynagrodzenia za dyspozycyjność, mimo

że jest ona niezbędna dla bezpieczeństwa

systemu

Silnie subsydiowane OZE zmniejszają

wykorzystanie elektrowni konwencjonalnych,

których dyspozycyjność jest jednak wciąż

niezbędna

Zmienność cen energii utrudnia długoterminowe

planowanie inwestycji

4

…które istotnie zmniejszają ryzyko energetyki konwencjonalnej

Źródło: Opracowanie własne na podstawie Poyry, CREG i CIEP

Kraje, w których funkcjonują systemy mocowe Kraje, które planują wdrożyć systemy mocowe

Belgia Propozycja opłat za moc

Wielka Brytania Propozycje systemu opartego

na aukcjach mocy.

Irlandia Opłaty za moc

Niemcy Dyskusja nad wdrożeniem

systemu całościowego

(wsparcie istniejących i

nowych mocy – brak deficytu

co najmniej do 2020 roku)

Polska Operacyjna Rezerwa Mocy,

Zimna Rezerwa

Grecja System zobowiązań

mocowych

Francja Propozycja wdrożenia

systemu zobowiązań

mocowych od 2016.

Hiszpania Opłaty za moc. Trudna

sytuacja gospodarcza

spowodowała, że w ostatnich

latach wsparcie uległo

obniżeniu.

Portugalia Do 2013 r. opłata za moc dla

nowych jednostek.

Włochy Aktualnie opłata za moc.

Proponuje się od 2017 roku

przejście na system opcji

niezawodnościowych.

Norwegia, Szwecja,

Finlandia Rezerwa strategiczna

(głównie jako rozwiązanie

przejściowe)

5

Jednocześnie racjonalizowane jest wsparcie dla Odnawialnych Źródeł

Energii…

Większość państw członkowskich UE przeprowadziła w ostatnim czasie lub planuje przeprowadzić

szereg zmian legislacyjnych systemów wsparcia OZE. Ponad połowa z nich wprowadziła zmiany

retroaktywne lub/oraz wprowadziła moratoria

- Rezygnacja z premii dla instalacji OZE sprzedających wyprodukowaną energię na rynku - Wycofanie możliwości wyboru pomiędzy sprzedażą energii na rynku a otrzymaniem ceny taryfowej - Wycofanie wsparcia OZE dla nowych instalacji

Spadek limitów (quotas) dla projektów fotowoltaicznych, odrzucenie wszystkich nowych i wstrzymanych małych projektów wodnych oraz odroczenie projektów biomasowych

Taryfa feed in wstecznie zniesiona dla małych elektrowni wodnych, zmiana dotyczyła też istniejących i nowych bioelektrowni <300 kW i elektrowni wiatrowych poniżej 1MW

- Opodatkowanie hipotetycznego „gwarantowanego” przychodu brutto wszystkich istniejących projektów OZE; od 25% do 30% dla obecnie działających instalacji fotowoltaicznych > 10KW i 10% dla farm wiatrowych, małych elektrowni wodnych i biomasy - Obniżenie płatności operatora dla producentów OZE na trzy lata - Wstrzymanie wydawania pozwoleń na nowe jednostki fotowoltaiczne

- Retroaktywne zmniejszenie taryfy feed in dla istniejących instalacji OZE o 54% - Opłata przyłączeniowa w wysokości 5-40% dla wszystkich instalacji OZE oddanych do użytku po kwietniu 2010 - Moratorium na nowe przyłączania projektów OZE do sieci do 2016

-Podatek obniżający retroaktywnie taryfę feed in dla elektrowni fotowoltaicznych o 10% i dodatkowe wsparcie („green bonus”) o 11% dla energii wytworzonej w instalacjach fotowoltaicznych podczas całego okresu subsydiowania - Koniec wsparcia dla instalacji wiatrowych, biomasowych i fotowoltaicznych powyżej 30 KW począwszy od 2014

- Wprowadzenie podatków lokalnych na nowe i istniejące turbiny wiatrowe - Specjalna opłata na pokrycie kosztów regulacyjnych operatora nakładana na producentów OZE - Okres wsparcia dla instalacji fotowoltaicznych <= 10 KW skrócony z 15 do 10 lat - Wprowadzenie opłaty przyłączeniowej dla instalacji fotowoltaicznych <10 kW, dot. także instalacji istniejących

HISZPANIA

PORTUGALIA

FINLANDIA

GRECJA

BUŁGARIA

CZECHY

BELGIA

6

… a planowane mechanizmy regulacji podaży CO2 mają przywrócid premię za efektywnośd wysokosprawnych jednostek

Niedawne propozycje Komisji

Europejskiej wskazują na

determinację w zakresie zmian w

funkcjonowaniu ETS.

Już przy cenie CO2 w wysokości

7 EUR/t przewaga kosztowa nowej

elektrowni węglowej nad starą,

mniej efektywną (krańcową)

wynosi ok. 40 PLN.

Wraz ze wzrostem ceny CO2 ta

przewaga jeszcze rośnie.

Koszty zmienne a cena CO2

0

50

100

150

200

250

300

0 5 10 15 20 25 30 35

Ko

szt

zm

ien

ny [

PL

N/M

Wh

]

Cena CO2 [EUR/t]

Wegiel kamienny - nowy Wegiel kamienny - stary

7

Zmiany mające miejsce na rynku zmieniają postrzeganie inwestycji w źródła konwencjonalne

Pojawiły się racjonalne przesłanki do ponownej analizy

długoterminowych decyzji inwestycyjnych

Wprowadzenie

mechanizmów mocowych

Racjonalizacja

wsparcia dla OZE

Zmiany

w systemie CO2

Wyższe przepływy

pieniężne dla elektrowni

konwencjonalnych

Niższa ekspozycja na

ryzyko niskiego

wykorzystania mocy

Długoterminowa przewaga

konkurencyjna efektywnych,

wysokosprawnych

jednostek wytwórczych

8

• Zmiany na polskim rynku

Marek Woszczyk, Prezes Zarządu

9

Już pojawiły się pierwsze mechanizmy mocowe na rynku polskim…

• Cena referencyjna godzinowej rezerwy operacyjnej równa jest

średniemu jednostkowemu technicznemu kosztowi zdolności

wytwórczych bez amortyzacji oraz kosztów zarządu i sprzedaży

• Wymagana wielkość godzinowej rezerwy operacyjnej mocy

stanowi 18% maksymalnego zapotrzebowania brutto, obecnie jest

to ok. 4,1 GW

• Wartość ceny referencyjnej dla 2014 roku wynosi 37,13 zł/MW-h

• Wartość ceny dla kolejnych lat jest indeksowana w oparciu m.in. o

planowaną inflację

Operacyjna rezerwa mocy Interwencyjna rezerwa mocy

Mechanizm operacyjnej rezerwy mocy ma na celu zapewnienie

opłacalności utrzymywania na rynku istniejących jednostek

wytwórczych

Mechanizm interwencyjnej rezerwy zimnej polega na utrzymaniu

w gotowości jednostek wytwórczych do uruchomienia na

polecenie operatora podczas przewidywanych okresów deficytu

mocy

• Prognozy PSE wskazują, że interwencyjna rezerwa zimna

powinna mieć wielkość ok. 1000 MW

• PGE podpisała umowę z PSE na interwencyjną rezerwę mocy do

bloków nr 1 i 2 w Elektrowni Dolna Odra o łącznej mocy 454 MW

• Umowa obejmuje lata 2016 i 2017 z opcją przedłużenia na

kolejne dwa, do końca 2019 r.

• Średnio za godzinę utrzymywania w gotowości do interwencyjnej

produkcji energii PSE zapłaci 24 zł za każdy MW mocy w

dyspozycji.

• Bloki nr 1 i 2 Elektrowni Dolna Odra mają przyznane derogacje w

wysokości 17,5 tys. godzin pracy do wykorzystania w latach

2016-2023. Limit ten zostanie wykorzystany w zależności od

zapotrzebowania KSE

Cena za operacyjną rezerwę mocy

[zł/MW-h]

Operacyjna rezerwa mocy

[MW-h]

Wymagana operacyjna rezerwa mocy

Stała cena

Cena x moc = stała

10

…a projekt nowej ustawy OZE ogranicza wsparcie do jedynie najbardziej efektywnych i racjonalnych projektów

Wsparcie udzielane w procesie przetargu/aukcji

Różne technologie konkurują ze sobą o wsparcie (technology neutral)

Najlepsza metodą wyznaczania górnego poziomu wsparcia dla technologii jest LCOE

Państwo wyznacza górny limit wsparcia lub mocy zainstalowanej w OZE

OZE ponosi koszty bilansowania i grafikowania

Taryfy gwarantowane wycofywane na rzecz premii do ceny energii uzyskiwanej na rynku

Mechanizm zapobiegający uzyskiwaniu nadmiernych przychodów z OZE

Rekomendacje UE* Projekt Ustawy OZE**

*Komunikat KE „Realizacja rynku wewnętrznego energii elektrycznej przy jak najlepszym wykorzystaniu interwencji publicznej” oraz Wytyczne do pomocy publicznej w obszarze energii i środowiska **Projekt Ustawy OZE, wersja 4.1 z dnia 31 grudnia 2013

?

Spodziewane efekty

Zmniejszenie całkowitej wysokości

wsparcia według ostatniej

propozycji

Racjonalizacja wykorzystywanych

technologii

Mniejszy wpływ jednostek OZE na

jednostki konwencjonalne w

stosie

11

• Założenia ekonomiczne i techniczne projektu Opole II

Dariusz Marzec, Wiceprezes Zarządu ds. Rozwoju

12

Oczekujemy stabilnej sytuacji makro w krótkim okresie i niewielkich wzrostów w długim…

Ceny węgla kamiennego

Stabilizacja cen węgla kamiennego w

Polsce do roku 2016, a następnie

konwergencja do cen

prognozowanych przez MAE (New

Policy).

Oznacza to CAGR cen w latach 2016-

2030 na poziomie ok. 1,5%

Cena węgla kamiennego dla

Elektrowni Opole wynika z

długoterminowej umowy na dostawy z

Kompanią Węglową zawierającej

mechanizm równomiernego rozłożenia

ryzyka w konserwatywnych

scenariuszach

Polityka klimatyczna

Cena uprawnień do emisji dwutlenku

węgla na poziomie założeń Komisji

Europejskiej z dokumentu Impact

Assesment z października 2013

• 10 EUR/tona w 2020 roku

• 35 EUR/tona w 2035 roku

Stabilny udział odnawialnych źródeł

energii w wolumenie sprzedawanej

energii w latach 2020-2030

Zapotrzebowanie na energię

Prognozy wzrostu gospodarczego

Polski do roku 2018 uzasadniają

oczekiwanie wzrostu popytu na

energię w wysokości 1,5%

średniorocznie

Po roku 2018 średnioroczny wzrost w

wysokości 0,9%

W latach 2005-2013 CAGR zużycia

energii elektrycznej w Polsce wyniósł

ok. 1%

Ceny energii elektrycznej

CAGR nominalnych cen energii elektrycznej w latach 2016-2030 na poziomie ok. 4,7%

Wynika to głównie z oczekiwanego wzrostu cen węgla kamiennego i uprawnień do emisji CO2

Nominalna cena energii elektrycznej sięgnie poziomów z 2012 roku po roku 2020.

13

…oraz korzystnych dla inwestycji konwencjonalnych trendów regulacyjnych

Mechanizmy mocowe

Wdrożony już w Polsce mechanizm

Operacyjnej Rezerwy Mocy pozwala

zakładać, że dzięki niemu lub

kolejnym rozwiązaniom w tym

zakresie , zwiększy się opłacalność

nowych jednostek konwencjonalnych

Krajowy budżet na roczny mechanizm

ORM (lub podobny) w żadnym roku

nie musiałby przekroczyć

historycznych rocznych kwot

wypłacanych z tytułu rekompensat

KDT

Wsparcie dla OZE

Racjonalizacja wsparcia i

zmniejszenie kosztów funkcjonowania

systemu spowoduje, że w Polsce

realizowane będą jedynie najbardziej

efektywne projekty

Udział odnawialnych źródeł energii w

wolumenie sprzedawanej energii

wzrośnie do 19% w 2020 r., a

następnie ustabilizuje się

Dokonamy dokładnego przeglądu

wszystkich naszych inwestycji w OZE

i ich analizy w oparciu o

planowane/wdrażane nowe regulacje

Wsparcie dla kogeneracji

Rozwój naszego segmentu

kogeneracji uzależniamy od

końcowego kształtu systemu wsparcia

W efekcie przy racjonalnych założeniach stopa zwrotu (IRR) projektu Opole II

będzie wyższa niż WACC GK PGE

14

kwiecień 2008 – czerwiec 2009

Prace koncepcyjne i przygotowawcze

9 czerwca 2009

Uruchomienie postępowania przetargowego

8 listopada 2011

Zarząd PGE S.A. wyraża kierunkową zgodę na realizację inwestycji

17 listopada 2011

Rozstrzygnięcie przetargu. Zwycięzcą zostaje konsorcjum Rafako, Polimex –

Mostostal, Mostostal Warszawa

13 sierpnia 2013

Podpisanie umowy z Kompanią Węglową na dostawy węgla kamiennego na potrzeby

bloków 5 i 6 w ELO

Wznowienie prac nad projektem

11 i 25 października 2013

Zawarcie umów i porozumień pomiędzy PGE, Konsorcjum, Alstomem i PKO BP w sprawie

uregulowania relacji biznesowych, obejmujących m.in. zasady finansowe, warunki i zabezpieczenia płatności oraz

gwarancje należytego wykonania umowy

6 grudnia 2013

Podpisanie porozumienia między konsorcjantami

określającego termin wydania NTP na dzień 31 stycznia

2014

15 lutego 2012

Podpisanie Umowy z Konsorcjum na realizację inwestycji

19 lutego 2013

Zakończenie długiej batalii sądowej dotyczącej decyzji środowiskowej.

Wyrokiem WSA decyzja zostaje utrzymana w mocy.

4 kwietnia 2013

Decyzja o zamknięciu projektu. Rozpoczęcie dyskusji na temat

zmiany modelu rynku.

31 stycznia 2014

Wydanie polecenia rozpoczęcia prac (NTP)

… III kwartał 2018

Przekazanie do eksploatacji bloku nr 5

I kwartał 2019

Przekazanie do eksploatacji bloku nr 6

Realizacja projektu Opole II stanowi kontynuację długoterminowej strategii

rozwoju GK PGE

15

Projekt Opole II zakłada budowę wysokosprawnych, efektywnych

jednostek wytwórczych opartych na krajowych zasobach paliwa…

Przewaga konkurencyjna

Wzrost pozycji rynkowej

Korzyści skali

Warunki dostaw paliwa

Ze względu na skalę projektu i jakość

dotychczasowej floty wytwórczej w istotny

sposób umocnimy naszą pozycję

rynkową.

Przewidywana pełna integracja procesu

eksploatacji nowych bloków z istniejącą

Elektrownią Opole ograniczy wzrost

kosztów stałych do niezbędnego minimum i

zapewni ich utrzymanie w odniesieniu do

jednostkowej produkcji na jednym z

najniższych poziomów w Polsce

Kontrakt na dostawy paliwa zawarty z Kompanią

Węglową równomiernie rozkłada ryzyko zmian cen

węgla kamiennego

Długoterminowo zakładamy budowanie przewagi

konkurencyjnej PGE w oparciu o wysokosprawne i

efektywne jednostki wytwórcze wykorzystujące

krajowe zasoby paliw

16

…o parametrach znacząco lepszych niż średnia rynkowa w Polsce i Europie

Moc 2 x 900 MWe

Paliwo Węgiel kamienny

Sprawność netto ok. 45.5 %

Roczna produkcja

energii elektrycznej 6 – 6,7 TWh/ blok

Roczne zużycie węgla Ok. 4,1 miliona ton

Emisja brutto CO2 745 kg/MWh

Emisja SO2 ≤ 100 mg/Nm3

Emisja NOx ≤ 80 mg/Nm3

Emisja pyłu ≤ 10 mg/Nm3

Technologia

Kotły pyłowe na

parametry

nadkrytyczne,

CCS ready

• Planowane wydanie Polecenia Rozpoczęcia Prac (NTP):

31 stycznia 2014 r.

• Oczekiwany termin zakończenia:

• Blok 5: 54 miesiące od NTP (lipiec 2018)

• Blok 6: 62 miesiące od NTP (marzec 2019)

• Wartość umowy: 9,4 mld zł netto (11,6 mld zł brutto)

• Inwestycja realizowana w formule EPC (engineering,

procurement, construction – projektowanie, dostawa,

budowa, rozruch, przekazanie do eksploatacji, serwis w

okresie gwarancyjnym)

0,1

0,7

3,8

3,3

1,9

1,1

0,1

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Planowane nakłady inwestycyjne (mld PLN)

17

• Sesja pytao i odpowiedzi

18

Rzecznik Prasowy

Maciej Szczepaniuk

Tel: (+48 22) 340 10 62

Mob: +48 785 092 211

Maciej.Szczepaniuk@gkpge.pl

Biuro Prasowe

PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.