Nowa sytuacja ekonomiczna w polskiej energetyce w roku 2015

Transkrypt

1 Nowa sytuacja ekonomiczna w polskiej energetyce w roku 2015 Konferencja Młodzi w Energetyce VII Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 1

2 Lp. Wyszczególnienie Generator Kocioł właściwy Urządzenia pomocnicze kotła Turbina właściwa Urządzenia pomocnicze turbiny Urządzenia ciepłownicze Urządzenia stacji elektroenerge tyk. Sterujące urządzenia numeryczne Urządzenia gospodarki wodnej Urządzenia gospodarki odpadami pal. Urządzenia nawęglania Razem [szt.] OSTROŁĘKA [godz.] 83,2 1695,2 146,5 78, ,7 [%] 4,2 84,6 7,3 3, ,0 [szt.] BEŁCHATÓW [godz.] 6,3 1325,3 76,8 6,3 24,9 0, ,2 [%] 0,4 92,0 5,3 0,4 1,7 0, ,0 [szt.] BEŁCHATÓW 2 [godz.] 7,4 68,7 26,5 110,1 11, ,8 [%] 3,3 30,7 11,8 49,2 5, ,0 [szt.] STALOWA WOLA [godz.] - 145,3 20,3 7,8 46, ,9 [%] - 66,1 9,2 3,5 21, ,0 [szt.] KOZIENICE 200 [godz.] 3,8 425,9 4,2 81,6 135,4-9, ,4 [%] 0,6 64,5 0,6 12,4 20,5-1, ,0 [szt.] KOZIENICE 500 [godz.] 3,6 270,4 3,8 8, ,6 [%] 1,3 94,3 1,3 3, ,0 [szt.] POŁANIEC [godz.] 1,1 2207,8 222,2 261,1 176,8-0,5 4,2-46,7-2920,4 [%] 0,0 75,6 7,6 8,9 6,1-0,0 0,1-1,6-98,4 [szt.] ŁAZISKA 1 [godz.] - 49,4 13,7 99,1 19, ,1 [%] - 27,1 7,5 54,4 10, ,0 [szt.] ŁAZISKA 2 [godz.] 9,3 368,7 69,8 61,8 122, ,1 3,7 673,2 [%] 1,4 54,8 10,4 9,2 18, ,5 0,5 93,9 [szt.] ŁAGISZA [godz.] 0,3 1034,0 70,1 152,3 201, ,8 [%] 0,0 70,9 4,8 10,4 13, ,0 [szt.] RYBNIK [godz.] 3,8 425,2 95,5 66,0 111, ,4 [%] 0,5 60,5 13,6 9,4 15, ,0 Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 2

3 ZESTAWIENIE AWARII GŁÓWNYCH URZĄDZEŃ W ELEKTROWNIACH BLOKOWYCH W 2012 r. (cd.) Lp. Wyszczególnienie Generator Kocioł właściwy Urządzenia pomocnicze kotła Turbina właściwa Urządzenia pomocnicze turbiny Urządzenia ciepłownicze Urządzenia stacji elektroenergetyk. Sterujące urządzenia numeryczne Urządzenia gospodarki wodnej Urządzenia gospodarki odpadami pal. Urządzenia nawęglania Razem [szt.] SIERSZA [godz.] ,1 4,5 2, ,4-1382,0 [%] - 97,5 0,3 0, ,1-97,9 [szt.] JAWORZNO 3 [godz.] 550,0 511,8 103,1 94,3 189, ,2 [%] 38,0 35,3 7,1 6,5 13, ,0 [szt.] OPOLE [godz.] - 165,2 21,9 7,4 14,0-8, ,5 [%] - 76,3 10,1 3,4 6,5-3, ,0 [szt.] TURÓW [godz.] 218,9 1454,6 156,4 619,5 61,4-28, ,3 1442,8 4007,9 [%] 5,5 36,3 3,9 15,5 1,5-0, ,7 36,0 63,3 [szt.] PĄTNÓW WB [godz.] 592, , ,1 336,7 475, ,8 [%] 8,8 63,5 15,8 5,0 7, ,0 [szt.] ADAMÓW [godz.] 22,3 308,9 189,3 102,5 10, ,6-10,0 644,8 [%] 3,5 47,9 29,4 15,9 1, ,2-1,6 98,2 [szt.] DOLNA ODRA [godz.] 13,9 728,1 23,9 153,3 57, ,6 [%] 1,4 74,6 2,4 15,7 5, ,0 [szt.] SIEKIERKI [godz.] 254,8 1059,5 214,2 51,2 16, ,2 [%] 16,0 66,4 13,4 3,2 1, ,0 [szt.] KRAKÓW ŁĘG [godz.] - 296,9 12,1 10,5-14, ,3 [%] - 88,8 3,6 3,1-4, ,0 [szt.] KRAJ [godz.] 1771, ,5 2540,9 2311,1 1674,8 15,4 46,0 4,2 1,6 138,5 1456, ,8 [%] 6,3 64,6 9,0 8,2 6,0 0,1 0,2 0,0 0,0 0,5 5,2 94,3 Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 3

4 Ponad 60% polskich elektrowni zostało zbudowanych w latach 60-tych i 70-tych ubiegłego stulecia. Zostały więc zaprojektowane jeszcze 10 lat wcześniej, zgodnie z zasadami wtedy obowiązującymi, to jest bez instalacji odpowiadających dzisiejszym i przyszłym standardom w zakresie ekologii i efektywności wytwarzania. Większość instalacji grubościennych kotła i turbiny w tych elektrowniach przekroczyło godzin pracy, co jest bardzo niebezpieczne ze względu na wyczerpywanie się zapasów żarowytrzymałości metali. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 4

5 Bezpieczeństwo elektroenergetyczne Polski Wiek Mocy w Polsce 2008 rok % Moc zainstalowana w latach, MWe % 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% Udział mocy zainstalowanej w KSE, % Reszta MWe % 0% Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 5

6 Wiek naszych elektrowni jest taki jak każdy widzi. Można i należy bezwzględnie utrzymać ich stan techniczny tak, aby był bezpieczny dla ludzi tam pracujących ( nie utrzymuje się niestety takiego stanu w polskim górnictwie węgla kamiennego), ale również, aby był w zakresie awarii przewidywalny dla właścicieli.energia musi być sprzedana a moc z tym związana jakoś zakontraktowana w planach sprzedaży rocznych, ale tez planach dnia następnego. Zarządzający eksploatacją musza, więc optymalizować swoje zamierzenia tak, aby w konsekwencji uzyskać dla nich akcept finansowy właściciela. Bez zmiany urządzeń na takie, jakie się projektuje i buduje dzisiaj nie jest możliwa poprawa efektywności o więcej niż 1-2 punkty procentowe. Poprawa sprawności o 7-8 punktów procentowych jest możliwa tylko w przypadku zupełnie nowych urządzeń. W stosunku do poprzedniej efektywności ( sprawności) daje to ( tak było w Turowie) poprawę względną sprawności o ponad 22%. Takie tez są oszczędności w emisji CO2 i takie to są oszczędności w zakupach paliwa. Tak, tak o ponad 20%! Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 6

7 Tabela. Prognoza krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną wg projektu Polityki energetycznej Polski do 2030 roku [TWh Wyszczególnienie Zapotrzebowanie brutto 146,1 163,3 181,6 204,5 243,0 279,8 7

8 Zestawienie popytu i podaży na moc w latach (źródło PSE Operator). Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 8

9 Konsekwencją obecnej sytuacji dla Polski jest wniosek, że oprócz 15 tysięcy MW nowych mocy, które należy wybudować według formuły Green Field, należy gruntownie zmodernizować, w większości przypadków zbudować nowe moce w już istniejących lokalizacjach (dotyczy to następnych około 15 tysięcy MW). Kolejne Rządy tłumaczyły brak nowych inwestycji w elektroenergetyce koniecznością ochrony konsumenta finalnego ze względu na wysoką względną cenę ważoną poziomem przychodów ludności. Ta sytuacja spowodowała, przy braku odpowiedniej kumulacji środków i istniejącym ryzyku regulatora, kompletny brak sygnałów inwestycyjnych i doprowadzenie do sytuacji, jaką mamy teraz.).. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 9

10 1.2. Najważniejsze wyniki uzgodnień ze szczytu unijnego Wyniki uzgodnień ze szczytu 23 października 2014 potwierdziły główne tzw. wymierne cele polityki unijnej. W szczególności: Ustalono cel redukcji gazów cieplarnianych do roku 2030 na poziomie co najmniej 40% redukcji emisji (z możliwością zaostrzenia po negocjacjach w roku 2015) Zatwierdzono cele redukcyjne dla sektorów ETS (43% redukcji) i Non ETS (30% redukcji) Potwierdzono cel 27% energii z OZE w roku 2030 (obligatoryjny na poziomie UE) Uzupełniono o cel 27% poprawy efektywności do roku Warto podkreślić, że cel redukcyjny na poziomie UE ustalono jako co najmniej (minimum) 40% redukcji, co interpretowane jest także jako zgoda na głębsze cele redukcyjne gdyby w ramach globalnych uzgodnień klimatycznych inne kraje podjęły podobne zobowiązania. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 10

11 2.1. Główne zdobycze negocjacyjne rządu polskiego W negocjacjach klimatycznych rząd Polski skoncentrował się na dążeniu do uzyskania kompensat w postaci dodatkowych przydziałów uprawnień emisyjnych oraz prawa do darmowego rozdziału części uzyskanych uprawnień. Przedstawiciele rządu jako główne zdobycze negocjacyjne przedstawiają: Uzyskanie dodatkowych uprawnień z puli 10% przeznaczonej dla krajów o dochodzie PKB na osobę nie większym niż 90% średniej unijnej; Uzyskanie dodatkowych środków z rezerwy 2% uprawnień; Uzyskanie możliwości przydzielenia bezpłatnie producentom energii w Polsce 40% głównej puli uprawnień uzyskanej przez Polskę. Na podstawie powyższych uwag oraz zapisów konkluzji ze szczytu unijnego można stwierdzić, że: Uzyskanie prawa do wykorzystania 40% puli uprawnień do ich darmowego rozdziału dla przedsiębiorstw sektora energetycznego w żadnym stopniu nie zwiększa puli uprawnień jakie otrzymuje Polska i w żadnym stopniu nie zmniejsza puli uprawnień jakie otrzymują inne kraje. Dla innych krajów jest to więc bardzo mało kosztowny gest, gdyż nic za niego nie płacą. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 11

12 Istniejące i zdeterminowane moce elektrowni MOC ELEKTROWNI Moc ISTNIEJĄCYCH elektrowni cieplnych I ZDETERMINWANYCH (z BII, ŁII, PII, bez innych nowych) Moc zainstalowana w elektrowniach po przeprowadzeniu modernizacji w latach Odsiarczanie Przedłużenie żywotności MW Moc zainstalowana w elektrowniach bez przeprowadzenia modernizacji w latach Odazotowanie Przedłużenie żywotności Wyłaczenia Lata Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 12

13 Bilans mocy w KSE w szczycie dnia 29 stycznia Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 13

14 Tabela 1. Zapotrzebowanie biomasy dla BOT Elektrowni Turów SA przy 3 i 4% udziału en. elektrycznej z OZE Wyszczególnienie Jednostka Produkcja 3% en. elektrycznej Produkcja 5% en. elektrycznej roczna średniomiesięczna roczna średniomiesięczna Ilość wyprodukowanej en. elektrycznej (3%) MWh Potrzebna energia chemiczna paliwa ogółem GJ Zrębki wierzby, malwy, trzcina miskanta Wartość opałowa (stan suchy) GJ/Mg 18,0 18,0 18,0 18,0 Zużycie na 1 MWh kg 512,8 512,8 512,8 512,8 Zużycie zrębków na podaną produkcję Mg , , , ,0 Zużycie zrębków na 1 godz. pracy Mg 32,4 32,4 54,0 54,0 Plon z plantacji energetycznej: Ilość hektarów przy założeniu 15 Mg s.m./ha ha Ilość hektarów na 1 godz. pracy ha 2,2 2,2 3,6 3,6 Ilość hektarów przy założeniu 20 Mg s.m./ha ha Ilość hektarów na 1 godz. pracy ha 1,6 1,6 2,7 2,7 Ilość hektarów przy założeniu: 30 Mg s.m./ha ha Ilość hektarów na 1 godz. pracy ha 1,1 1,1 1,8 1,8 Słoma Wartość opałowa GJ/Mg 15,0 15,0 15,0 15,0 Zużycie na 1 MWh kg 615,4 615,4 615,4 615,4 Zużycie słomy na podaną produkcję Mg Zużycie słomy na 1 godz. pracy Mg 38,9 38,9 64,8 64,8 Ilość hektarów przy założeniu: 3 Mg/ha ha Ilość hektarów na 1 godz. pracy ha 13,0 13,0 21,6 21,6 Źródło: Opracowanie własne 26 Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 14

15 Seminarium Węgiel brunatny szanse i zagrożenia rozwoju energetyki opartej na węglu brunatnym w I połowie XXI wieku w Polsce 7. Dlaczego węgiel brunatny? Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 15

16 Całkowita zdolność przepustowa połączeń polskiego systemu elektroenergetycznego z krajami Unii Europejskiej wynosi MW (w zależności od konfiguracji pracy systemu) i jest ograniczona zdolnościami przesyłowymi wewnątrz krajowego systemu. Obecna moc połączeń transgranicznych spełnia cel uznany przez Radę Europy, mówiący o minimum 10 proc. zdolności przesyłowej połączeń transgranicznych w stosunku do mocy zainstalowanej w krajowym systemie elektroenergetycznym. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 16

17 1. Krajowy System Elektroenergetyczny znajduje się na granicy wydolności, w szybkim tempie rośnie zapotrzebowanie na moc, maleją rezerwy i dyspozycyjność urządzeń wytwórczych. 2. W perspektywie najbliższych lat należy poważnie liczyć się z koniecznością okresowego wprowadzania ograniczeń poboru energii elektrycznej z powodu niedoboru krajowych zdolności wytwórczych (ograniczenia na terenie całego kraju) lub z powodu zagrożenia bezpieczeństwa pracy sieci (w wybranych obszarach kraju). 3. Większość jednostek wytwórczych pochodzi z lat 60. i 70. ubiegłego wieku, i będzie stopniowo wycofywana z eksploatacji ze względu na naturalne zużycie techniczne. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 17

18 Znaczna część istniejących bloków została w ostatnich latach zmodernizowana głównie w oparciu o Kontrakty Długoterminowe zawierane pomiędzy wytwórcami a Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi. W ramach modernizacji i głębokich retrofitów uzyskano m.in.: przedłużenie żywotności urządzeń o ok. 100 tys. godzin pracy, poprawę sprawności wytwarzania o 3-4%, znaczną redukcję emisji SO 2, NO X i pyłu poprzez zabudowę instalacji ochrony środowiska. W przypadku konieczności przedwczesnego odstawiania bloków, zainwestowane na ten cel środki zostałyby częściowo zmarnowane. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 18

19 Jedną z metod określania dopuszczalnego czasu pracy urządzeń energetycznych jest określenie zapasu żarowytrzymałości grubościennych elementów kotła i turbiny. Elementy te podczas długotrwałej pracy podlegają w pewnym okresie swojego życia odkształceniom plastycznym, które to znamionuje bliski koniec ich bezpiecznej eksploatacji. Jeszcze kilka lat temu przyjmowało się że ten okres dla elementów grubościennych kotła wynosi godzin. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 19

20 Wydaje się, że nie należy podnosić ryzyka przedłużając te okresy, chyba że zmniejszymy parametry (temp. I ciśnienie) mniej więcej do 80 % znamionowego. Posługując się tym kryterium należałoby drastycznie ograniczyć pracę urządzeń, które powstały w latach 60- tych ubiegłego wieku. Dotyczy to niestety ponad 30% obiektów energetycznych powstałych w Polsce. Następne 30% niebezpiecznie zbliża się do tego okresu, który na pewno będzie osiągnięty przed rokiem Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 20

21 21

22 [MW] Struktura paliwowa mocy netto istniejących źródeł systemowych oraz prognozowane obciążenie tych źródeł dla bazowego scenariusza rozwoju węgiel kamienny węgiel brunatny gaz ziemny EC wodne obciążenie Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 22

23 Wydobycie w kopalniach czynnych + Legnica mln Mg Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 23

24 24

25 Wybrane wskaźniki porównawcze - PL vs. kraje EU Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 25

26 26

27 Nowe okoliczności w roku Podjęcie decyzji politycznej o częściowej konsolidacji podmiotów elektroenergetyki z podmiotami górnictwa 2. Zapowiedziana zgoda na dalsze łączenie się podmiotów energetyki, przykłady to PGE + Energa, Tauron + Enion 3. Dalej istnieje silna grupa RWE, EDF, SUEZ, VEOLIA (dawna DALKIA) Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 27

28 Skala prowadzonych zadań w energetyce znacznie poszerzyła się w 2014 r., gdyż ostatecznie wyjaśniły się losy rozbudowy elektrowni Opole (2x900 MW) oraz Jaworzno III (843 MW). Do tego podpisano umowy na budowę nowych jednostek w Turowie (450 MW), Płocku (596 MW) czy Kędzierzynie-Koźlu (25 MW). Ponadto w toku jest realizacja nowych bloków m.in. w Kozienicach (1075 MW), Włocławku (463 MW), Stalowej Woli (449 MW), Gorzowie (138 MW), Zofiówce (75 MW) i Tychach (58 MW). Jesienią ubiegłego roku na horyzoncie pojawiły się jeszcze bardziej realne perspektywy kolejnych przedsięwzięć, gdyż ogłoszono przetargi na bloki w Elektrowni Łagisza ( MW) oraz Elektrociepłowni Żerań ( MW), które w sumie będą kosztować ok. 3 mld zł. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 28

29 Koszty tych inwestycji łącznie wyniosą co najmniej Mld Euro wydatkowanych w przeciągu 15 lat czyli średnio 3-3, 8 Mld Euro rocznie plus koszty obsługi kredytu w trakcie realizacji inwestycji. Należy w związku z tym liczyć się ze wzrostem kosztów w samym tylko sektorze wytwarzania bez kosztów pochodnych jak VAT o Euro/MWh. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 29

30 Powiększyło się jednak grono projektów, które zniknęły z mapy planowanych inwestycji. Najpierw anulowano przetarg siłownię w Pomorzanach ( MW), a następnie w Puławach ( MW). W obu przypadkach decydujące były mgliste perspektywy wsparcia dla kogeneracji gazowej. Z kolei do zawieszonych w 2012 r. przedsięwzięć węglowych w Rybniku (900 MW) i Ostrołęce ( MW) dołączyły elektrownie Północ (2x MW) oraz Czeczott (1000 MW). Trzeba też przypomnieć, że w 2013 r. wstrzymano plany budowy bloku gazowego 850 MW w Blachowni oraz zrezygnowano z jednostki 135 MW w Katowicach, która również miała być opalana błękitnym paliwem. Bez odpowiedzi wciąż pozostają pytania o przyszłość bloków gazowych w Grudziądzu ( MW) oraz Bydgoszczy ( MW). W obu przypadkach przetargi od dawna tkwią w martwym punkcie. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 30

31 Scenarios for CO2 emissions [3] Many potential solutions for saving energy are readily available today and with already proven technologies. In power generation for example, ultra-supercritical coal combustion technologies (650 C, 265 bars) and combined cycle gas turbine power plants are excellent examples of highly efficient processes, so is power transmission with the latest ultra-high voltage AC and DC technology. Smart metering, efficient buildings, heat pumps, efficient motors, LED lighting and other applications can also contribute to higher energy efficiency. Life cycle analysis can help define the specific contribution of each technology and ana-lyse which technologies are cost effective, i.e. reduction in total energy costs often provides positive returns on investments. 31

32 32

33 33

34 elektrownia Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 34

35 Tabela 18 Koszty wytwarzania energii elektrycznej w różnych obiektach energetycznych Stopa. dyskonta. % Godzin pracy rocznie Koszt MWh Węglowe rocznie US$(2000) [33] Konwencjonalna ,2 [33] Param. nadkrytyczne ,22 [33] PFBC ,7 [33] IGCC ,43 [34] IGCC ,9-44,0 [37]PFBC W. impor towany ,2-47,4 [37]PFBC W. krajowy ,0-65,9 [37] W. brunatny ,4-52,7 [42] W. kamienny ,1 [42] W. brunatny ,8 [42] W. kamienny ,3 Gazowe [34] Szczytowe ,6 [34] GTCC ,3 [42] GTCC ,6 [42] GTCC ,3 Jądrowe [14] LWR ,7-58,8 [14] LWR ,9-58,8 [37] LWR ,2-53,1 [15] LWR [34] LWR [42] LWR ,4 [42] L ,1 [30] GT-MHR? [38] Hydro?? 40 Wiatrowe (bez rezerwowania i akumulacji [37] [38]? Biomasa [37] Konwencjonalna [40] Konwencjonalna? [40] BIGCC? Jerzy.Laskawiec@pzge.pl

36 Jaki jest więc idealny miks energetyczny dla Polski? Trzeba opierać go na tym, co kto ma. W naszej strategii mówimy: musimy dogonić Stany Zjednoczone, ale gonimy nierozumnie. Stany Zjednoczone mają w Luizjanie węgiel, w Montanie węgiel, w Kalifornii elektrownie wiatrowe, w Górach Skalistych elektrownie wodne, ponadto prawie wszędzie ATOM. I to jest miks. A przedstawiciele Unii uważają, że wszyscy w Europie muszą mieć to samo: jak Francja ma z węgla 5%, to Polska też tak musi. To bez sensu. Polska ma węgiel, Francja ma atom, Niemcy mają wszystko, a kraje alpejskie i skandynawskie mają elektrownie wodne. Musimy patrzyć przez pryzmat całej Unii, a nie poszczególnych krajów. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 36

37 Netherlands puts figure on long term emissions plan A report by the energy research centre (ECN) and the advisory planning bureau (MNP) in the Netherlands has estimated that the cost of reducing its greenhouse gas emissions from an estimated 251 MtCO2e in 2020 to 180 MtCO2e would cost between 1.4 billion and 2.9 billion per year. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 37

38 Trwają prace nad Polityką Energetyczną Polski do 2050 r. Nie udało się dotrzymać rządowych zapowiedzi, że zostanie ona zatwierdzona do końca 2014 r. Trudno przesądzać, czy ten dokument rozwieje wątpliwości ws. kierunku, w którym ma podążać krajowa energetyka. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 38

39 Istnieje bezwzględna konieczność stworzenie systemowego podejścia do opracowywania dokumentów dotyczących polityki energetycznej państwa i wdrożenie. Uruchomienie w oparciu o wybraną jednostkę lub instytucję, ciągłej aktualizacji baz danych, generowania scenariuszy i analiz rozwoju dla potrzeb rządowych zespołów negocjujących rozwiązania z Komisją Europejską oraz dla potrzeb dla planowania rozwoju branży energetycznej. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 39

40 Konkluzje: Brak w strukturach rządowych ośrodka, odpowiedzialnego za wizje i strategie rozwoju sektora energetyki kompleksowej Stosuje się podejście mało profesjonalne i lobbystyczne przy opracowywaniu kolejnych projektów polityki Projekty polityki mało przydatne dla spółek i nowych inwestorów EFEKTY (niepożądane): Wzrost ryzyka działalności na rynku energii w Polsce - potencjalne skutki (?) Zagrożenie bezpieczeństwa dostaw Wzrosty cen energii Bardziej ryzykowne planowanie rozwoju inwestorów ryzyko 40 Jerzy.Laskawiec@pzge.pl

41 PKB na m ieszkańca rocznie, US$ PKB na m ieszkańca rocznie, US$ POLSKA USD /g POLSKA Wykorzystanie energii elektrycznej, kwh/ma Wykorzystanie energii elektrycznej, kwh/ma Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 41

42 TAURON ma zobowiązania, które stanowią 29% jego aktywów to dość dużo. Sądzę, że zaryzykuje, by przesunąć tę granicę do 40%. Natomiast PGE ma ok. 3 %. Przecież nawet polski rząd ma ponad 104% zadłużenia zagranicznego w stosunku do swojego PKB. W PGE jest dużo miejsca dla nowych zobowiązań, do tego, żeby budować. Opole w możliwościach PGE się mieści. Nie słuchajmy argumentów, że to będzie niekonkurencyjne. Przecież te bloki pojawią się dopiero za 5-6 lat poziom konkurencyjności przy założeniu,ze inni też będą inwestowali będzie wówczas w stosunku do innych producentów taki sam, przesunie się tylko na wyższą wartość kwotową. Nie widzę tu żadnego ryzyka. Jeżeli byłoby inaczej, nastąpiłaby całkowita stagnacja na świecie. Jerzy.Laskawiec@pzge.pl 42

43 43

44 Dziękuję za uwagę 44