Download - Pl 140124 opole
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
Biuro Prasowe
PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.