2. Plan prezentacji
•
Sytuacja na europejskim rynku energii elektrycznej
•
Zmiany na polskim rynku
•
Założenia ekonomiczne i techniczne projektu Opole II
•
Sesja pytao i odpowiedzi
1
4. Istniejący dzisiaj model rynku energii ulega nieuchronnym przeobrażeniom…
Dotychczas obowiązujący model nie
generuje wystarczającej zachęty do
inwestycji
Stabilne
otoczenie
regulacyjne,
stymulujące inwestycje w nowoczesne
jednostki wytwórcze konieczne jest dla
zapewnienia
wzrostu
wartości
przedsiębiorstw
energetycznych
i
bezpieczeństwa systemu
Zachowanie konkurencyjnego charakteru rynku
Cena ustalana na podstawie kosztu zmiennego
krańcowej elektrowni
Brak wynagrodzenia za dyspozycyjność, mimo
że jest ona niezbędna dla bezpieczeństwa
systemu
Regulacje pozwalające utrzymać w systemie
niezbędną do jego stabilnego funkcjonowania
ilość mocy
Mechanizmy stymulujące nowe inwestycje i
modernizację istniejących mocy
Silnie
subsydiowane
OZE
zmniejszają
wykorzystanie elektrowni konwencjonalnych,
których dyspozycyjność jest jednak wciąż
niezbędna
Zmienność cen energii utrudnia długoterminowe
planowanie inwestycji
3
5. …które istotnie zmniejszają ryzyko energetyki konwencjonalnej
Irlandia
Opłaty za moc
Wielka Brytania
Propozycje systemu opartego
na aukcjach mocy.
Belgia
Propozycja opłat za moc
Norwegia, Szwecja,
Finlandia
Rezerwa strategiczna
(głównie jako rozwiązanie
przejściowe)
Włochy
Francja
Aktualnie opłata za moc.
Proponuje się od 2017 roku
przejście na system opcji
niezawodnościowych.
Propozycja wdrożenia
systemu zobowiązań
mocowych od 2016.
Hiszpania
Niemcy
Dyskusja nad wdrożeniem
systemu całościowego
(wsparcie istniejących i
nowych mocy – brak deficytu
co najmniej do 2020 roku)
Opłaty za moc. Trudna
sytuacja gospodarcza
spowodowała, że w ostatnich
latach wsparcie uległo
obniżeniu.
Portugalia
Polska
Grecja
Do 2013 r. opłata za moc dla
nowych jednostek.
Operacyjna Rezerwa Mocy,
Zimna Rezerwa
System zobowiązań
mocowych
Kraje, które planują wdrożyć systemy mocowe
Kraje, w których funkcjonują systemy mocowe
Źródło: Opracowanie własne na podstawie Poyry, CREG i CIEP
4
6. 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
HISZPANIA
- 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
PORTUGALIA
Spadek limitów (quotas) dla projektów fotowoltaicznych, odrzucenie wszystkich nowych i wstrzymanych małych
projektów wodnych oraz odroczenie projektów biomasowych
FINLANDIA
GRECJA
BUŁGARIA
CZECHY
BELGIA
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
5
7. … a planowane mechanizmy regulacji podaży CO2 mają przywrócid premię za
efektywnośd wysokosprawnych jednostek
Koszty zmienne a cena CO2
300
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.
250
Koszt zmienny [PLN/MWh]
Niedawne
propozycje
Komisji
Europejskiej
wskazują
na
determinację w zakresie zmian w
funkcjonowaniu ETS.
200
150
100
50
0
0
5
10
15
20
Cena CO2 [EUR/t]
Wegiel kamienny - nowy
25
30
35
Wegiel kamienny - stary
6
8. Zmiany mające miejsce na rynku zmieniają postrzeganie inwestycji w źródła
konwencjonalne
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
Pojawiły się racjonalne przesłanki do ponownej analizy
długoterminowych decyzji inwestycyjnych
7
10. Już pojawiły się pierwsze mechanizmy mocowe na rynku polskim…
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
Cena za operacyjną
rezerwę mocy
[zł/MW-h]
•
Wymagana operacyjna
rezerwa mocy
Operacyjna
rezerwa mocy
[MW-h]
•
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
•
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
Wartość ceny referencyjnej dla 2014 roku wynosi 37,13 zł/MW-h
•
PGE podpisała umowę z PSE na interwencyjną rezerwę mocy do
bloków nr 1 i 2 w Elektrowni Dolna Odra o łącznej mocy 454 MW
•
Cena x moc = stała
Prognozy PSE wskazują, że interwencyjna rezerwa zimna
powinna mieć wielkość ok. 1000 MW
•
Stała cena
Wartość ceny dla kolejnych lat jest indeksowana w oparciu m.in. o
planowaną inflację
9
11. …a projekt nowej ustawy OZE ogranicza wsparcie do jedynie najbardziej efektywnych
i racjonalnych projektów
Rekomendacje UE*
Projekt Ustawy OZE**
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
Spodziewane efekty
Zmniejszenie
całkowitej
wysokości
wsparcia według
ostatniej
propozycji
Racjonalizacja
wykorzystywanych
technologii
?
Mniejszy wpływ
jednostek OZE na
jednostki
konwencjonalne w
stosie
*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
10
12. •
Założenia ekonomiczne i techniczne projektu Opole II
Dariusz Marzec, Wiceprezes Zarządu ds. Rozwoju
11
13. 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 20162030 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
Zapotrzebowanie na energię
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
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. 2,6%
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.
12
14. …oraz korzystnych dla inwestycji konwencjonalnych trendów regulacyjnych
Mechanizmy mocowe
Wsparcie dla OZE
Wsparcie dla kogeneracji
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
Racjonalizacja
wsparcia
i
zmniejszenie kosztów funkcjonowania
systemu spowoduje, że w Polsce
realizowane będą jedynie najbardziej
efektywne projekty
Rozwój
naszego
segmentu
kogeneracji
uzależniamy
od
końcowego kształtu systemu wsparcia
Krajowy budżet na roczny mechanizm
ORM (lub podobny) w żadnym roku
nie
musiałby
przekroczyć
historycznych
rocznych
kwot
wypłacanych z tytułu rekompensat
KDT
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
W efekcie przy racjonalnych założeniach stopa zwrotu (IRR) projektu Opole II
będzie wyższa niż WACC GK PGE
13
15. Realizacja projektu Opole II stanowi kontynuację długoterminowej strategii
rozwoju GK PGE
kwiecień 2008 – czerwiec 2009
Prace koncepcyjne i
przygotowawcze
15 lutego 2012
Podpisanie Umowy z Konsorcjum na realizację
inwestycji
13 sierpnia 2013
Podpisanie umowy z Kompanią Węglową
na dostawy węgla kamiennego na potrzeby
bloków 5 i 6 w ELO
Wznowienie prac nad projektem
31 stycznia 2014
Wydanie polecenia rozpoczęcia prac
(NTP)
9 czerwca 2009
Uruchomienie
postępowania
przetargowego
8 listopada 2011
Zarząd PGE S.A. wyraża
kierunkową zgodę na
realizację inwestycji
19 lutego 2013
Zakończenie długiej batalii sądowej
dotyczącej decyzji środowiskowej.
Wyrokiem WSA decyzja zostaje
utrzymana w mocy.
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
…
III kwartał 2018
Przekazanie do
eksploatacji bloku nr 5
17 listopada 2011
Rozstrzygnięcie
przetargu. Zwycięzcą
zostaje konsorcjum
Rafako, Polimex –
Mostostal, Mostostal
Warszawa
4 kwietnia 2013
Decyzja o zamknięciu projektu.
Rozpoczęcie dyskusji na temat
zmiany modelu rynku.
6 grudnia 2013
Podpisanie porozumienia
między konsorcjantami
określającego termin wydania
NTP na dzień 31 stycznia
2014
I kwartał 2019
Przekazanie do
eksploatacji bloku nr 6
14
16. Projekt Opole II zakłada budowę wysokosprawnych, efektywnych
jednostek wytwórczych opartych na krajowych zasobach paliwa…
Przewaga
konkurencyjna
Długoterminowo zakładamy budowanie przewagi
konkurencyjnej PGE w oparciu o wysokosprawne i
efektywne jednostki wytwórcze wykorzystujące
krajowe zasoby paliw
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
15
17. …o parametrach znacząco lepszych niż średnia rynkowa w Polsce i Europie
2 x 900 MWe
Paliwo
Węgiel kamienny
Sprawność netto
6 – 6,7 TWh/ blok
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)
ok. 45.5 %
Roczna produkcja
energii elektrycznej
•
•
Moc
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 nakłady inwestycyjne (mld PLN)
3,8
3,3
1,9
1,1
0,7
0,1
0,1
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
16
