Wejście w życie ustawy OZE, jej wpływ na otoczenie rynkowe oraz dalsze perspektywy inwestowania w OZE

Transkrypt

1 Wejście w życie ustawy OZE, jej wpływ na otoczenie rynkowe oraz dalsze perspektywy inwestowania w OZE Kwiecień

2 Pozytywne trendy makroekonomiczne napędzają transformację na rynku energetyki Atrakcyjne otocznie inwestycyjne 10-letnia historia ciągłego wzrostu PKB powyżej średniej UE i USA: Atrakcyjna perspektywy makro, prognozy 3,3% CAGR ( 14-15F) i łącznie 24% do 2018 r. Elastyczna gospodarka, jedyny kraj w UE, który przeszedł bez uszczerbku przez kryzys r. i nie wpadł w recesję Napływ funduszy UE planowany na poziomie ok. 100 mld w latach Stabilna politycznie, otwarta gospodarka o populacji 38 mln ludzi. Dług publiczny na poziomie ok. 50% PKB 1 wobec średniej UE 82% Członek UE, z niezależną i stabilną walutą Niska stawka podatku CIT 19% Realny wzrost PKB na głowę (%) Realny wzrost PKB na głowę (2000=100) 8,0% 180 6,0% 160 4,0% 140 2,0% (2,0%) 100 (4,0%) 80 (6,0%) Źródło: EIU PL Eurozone US z rosnącym rynkiem energii i wsparciem dla nowych mocy Duże zapotrzebowanie na nowe moce produkcyjne oraz dystrybucyjne, ze względu na : Niskie rezerwy mocy w polskim systemie elektroenergetycznym Odstawieniem przestarzałych mocy Znacznego wzrostu popytu ze względu na niską konsumpcję energii elektrycznej na głowę (w relacji do UE i US) Niski udział OZE w rynku Zagęszczenie elektrowni wiatrowych w Polsce wśród najniższych w Europie oraz w ramach dyrektywy 20/20/20 Rządowe wsparcie dla budowy nowych elektrowni OZE: Obowiązkowy udział energii OZE w detalicznej sprzedaży energii ma osiągnąć 20% w 2021 r. (wzrost z 10,4% w 2012 r.) Wytyczne UE dot. mixu energetycznego i limitów emisji CO2 Nową ustawa OZE zapewnia długoterminową stabilność Zużycie energii elektrycznej TWh (+20%) E 2016E 2019E 2022E Przestarzałe moce wytwórcze 47,5% 44,5% 78% 77% 30,7% 32,0% 9,8% 11,0% 12,0% 12,6% Boilers Turbine sets up to 10 years years years more than 30 years Uwaga 1 Polski dług publiczny kalkulowany według metodologii UE Źródło: EIA Źródło UOKiK i ERO, na grudzień 2010 Doskonała pozycja Grupy w wiodącej gospodarce UE ze znacznym potencjałem wzrostu dzięki kolejnym projektom infrastrukturalnym, nowym inwestycjom i programom finansowania UE 2

3 Wsparcie państwa odzwierciedlone w nowej ustawie o energii odnawialnej Projekty w operacji i w budowie: zielone certyfikaty Projekty w operacji i w fazie inwestycji/budowy: system zielonych certyfikatów jest dostępny dla wszystkich projektów oddanych przez wejściem w życie nowej ustawy OZE po notyfikacji przez UE (wejście w życie rozdziału 4 ustawy nastąpi 12 miesięcy po notyfikacji zapisów przez KE oczekiwana data to 1H 2016 r); Utrzymane długoterminowe wsparcie: 15 lat od daty rozpoczęcia operacji, kontynuacja systemu zielonych certyfikatów; Wysoki poziom Opłaty Zastępczej: zamrożona na poziomie ok. 300 PLN/MWh (po indeksacji w 2014 r.); Przepisy dotyczące bilansowania popytu i podaży rynku zielonych certyfikatów, doprowadzą do stabilizacji cen na poziomach zbliżonych do opłaty zastępczej Podaż: znaczące ograniczenie liczby źródeł kwalifikujących się do otrzymywania zielonych certyfikatów, co eliminuje ok. 2 TWh wsparcia dla dużych i zamortyzowanych elektrowni wodnych powyżej 5MW oraz zredukuje wsparcie dla współspalania biomasy, do poziomu 0,5 certyfikatu na 1 MWh, jeżeli energetyczny udział biomasy w miksie paliwowym jest poniżej 20%; Popyt: cele dot. udziału energii odnawialnej w sprzedaży do klientów końcowych ustanowione na poziomie 20% w 2016 i określane corocznie w oparciu o przewidywaną ilość energii z OZE pozwalając na zbilansowanie popytu i podaży zielonych certyfikatów. Opcja wypełnienia obowiązku za pomocą opłat zastępczych zostanie usunięta w przypadku, gdy ceny certyfikatu spadną poniżej 75% wartości opłaty zastępczej w okresie 3 miesięcy poprzedzających datę wypełnienia obowiązku. Dodatkowo zostanie wprowadzone niekorzystna interpretacja podatkowa kosztów wynikających z płacenia opłaty zastępczej, co zagwarantuje, że minimalna cena zielonych certyfikatów nie spadnie poniżej 75% opłaty zastępczej. Prognozy rynkowe zakładają, że nowe przepisy utrzymają ceny certyfikatów na poziomie zbliżonym do opłaty zastępczej (ok. 300 PLN/MWh); Dozwolone bilateralne kontrakty: nowa ustawa podtrzymuje możliwość sprzedawania certyfikatów w ramach długoterminowych kontraktów; Opcja przejścia do systemu aukcyjnego/taryf gwarantowanych: wszystkie projekty w ramach dotychczasowego systemu certyfikatów będą miały możliwość zmiany na Feed in Tariff poprzez system aukcyjny przez cały okres wsparcia. Nowe Projekty: Aukcja/ Feed-in Tariff Utrzymane długoterminowe wsparcie: 15 lat od daty rozpoczęcia operacji poprzez mechanizm Feed-in Tariff w systemie aukcji zapewniającej stałe indeksowane inflacją ceny kontraktów na 15 lat; Przejrzyste mechanizmy aukcji: docelowa pula energii na którą będzie organizowana aukcja będzie ustalana pięciokrotnie dla 3-letnich okresów; Ministerstwo Gospodarki co roku wyznaczy Cenę Referencyjną dla każdej technologii biorąc pod uwagę średnie nakłady inwestycyjne oraz koszty operacyjne dla standardowych projektów; brane pod uwagę będą wyłącznie oferty, których cena jest równa lub niższa niż cena referencyjna dla danej technologii; wszystkie technologie będą brały udział w tych samych aukcjach; dla puli ofert z najniższymi cenami, spełniającymi warunek wolumenu danej aukcji zostanie przyznany kontrakt ze stałymi cenami (indeksowanymi rocznie inflacja) oparty o zwycięską ofertę ceny na 15 lat; Dozwolone bilateralne kontrakty: wytworzoną energię będzie można sprzedać na rynku, np. w ramach bilateralnych kontraktów (w tym grupom energetycznym) lub do tzw. Sprzedawcy Zobowiązanego. Specjalnie powołana agencja rządowa: Operator Rozliczeń Energii Odnawialnej (OREO) będzie dopłacał przedsiębiorcy różnicę między wylicytowaną w aukcji ceną energii, a średnią ceną energii na rynku konkurencyjnym podawaną przez operatora giełdy (mechanizm kontraktów różnicowych); Przewidziane aukcje w zakresie morskich farm wiatrowych: przewidywane dedykowane aukcje na technologie o stopniu wykorzystania mocy większym niż 4000 MWh/MW/rok skutecznie wyłączają wszystkie technologie poza elektrowniami morskimi oraz zasilanymi biomasą; przedłużony okres budowy do 72 miesięcy (pozwalający na budowę farm morskich); możliwość przystąpienia do aukcji z decyzją środowiskową bez wymogu pozwolenia na budowę obniży ryzyko developerskie. Zmiany w systemie wsparcia OZE zapewniają bezpieczne przepływy finansowe przy atrakcyjnej stopie zwrotu Taryfa gwarantowana przez system aukcyjny dla nowych projektów zapewnia stałą cenę z zabezpieczonym zyskiem bez ryzyka cen rynkowych 3

4 Ustawa OZE: pozytywny wpływ na działalność PEP S.A. Eksploatacja bieżących projektów: zielone certyfikaty przyznane na okres 15 lat gwarantują atrakcyjne przepływy finansowe zarówno dla istniejących farm wiatrowych (80MW), jak i projektów w budowie (381 MW), które mają zostać uruchomione do 2016 r; Możliwość wyboru między dotychczasowym i nowym systemem wsparcia: istniejące jednostki wytwórcze OZE mają możliwość przejścia w dowolnym momencie do systemu ceny gwarantowanej poprzez zgłoszenie chęci uczestnictwa w aukcji, jeżeli kontrakt na określoną cenę jest bardziej korzystny z ekonomicznego punktu widzenia. Jeśli nie wygrają aukcji, pozostają w systemie zielonych certyfikatów na niezmienionych warunkach z opcją przystąpienia do kolejnych aukcji; Brak ryzyka cenowego w systemie aukcyjnym: taryfa gwarantowana przez system aukcyjny dla nowych projektów będzie oparta na stałej i corocznie indeksowanej inflacją cenie, przez cały okres wsparcia (brak ryzyka związanego z ceną energii elektrycznej); Koncentracja na kluczowym obszarze działalności: ponieważ koszt energii wytwarzanej (LCOE) w lądowych farmach wiatrowych jest najniższy spośród wszystkich technologii OZE i według przewidywań dalej będzie maleć, technologia ta (razem z biomasą) ma dominować w nowym systemie wsparcia. Przewiduje się, że wsparcie dla morskich farm wiatrowych ma być regulowane osobnymi przepisami dla projektów, które rozpoczną się po 2020 r. to jest zgodne z naszym planem strategicznym, który zawiera projekty morskie z ustalonymi warunkami przyłączenia do sieci (jesteśmy jednym z dwóch graczy w Polsce, którzy zabezpieczyli już warunki przyłączenia do sieci); Wysoka produktywność projektów pozwoli osiągać wyższe zyski: ceny referencyjne mają być ustalone z uwzględnieniem średniego poziomu stopy zwrotu IRR 12%. Projekty z portfela Grupy mają dodatkową przewagę konkurencyjną, ponieważ średni współczynnik produktywności (load factor) przekracza 30%; Efekty synergii: Dodatkowe zyski są osiągane poprzez współpracę ze spółką Polenergia Obrót. Nowa ustawa OZE nie przewiduje wprowadzania żadnych ograniczeń w zakresie, komu można sprzedawać energię lub/i zielone certyfikaty. 4

5 Szczegółowy bilans podaży i popytu certyfikatów Scenariusz 1 TWh 20,00 Luka w podaży 10, A 2006A 2007A 2008A 2009A 2010A 2011A 2012A 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P ( 10,00) ( 20,00) ( 30,00) Wiatr on-shore TWh Współspalanie TWh Biomasa dedykowana TWh Biogaz Wodne PV Mikro OZE Efektywny popyt na ZC skorygowany o OZ TWh Produkcja OZE z wodą powyżej 5 MW TWh Skumulowana nadpodaż ZC TWh Źródło: Kalkulacje własne oparte na Modelu konfederacji Lewiatan Wzrost podaży certyfikatów wynikający ze wzrostu produkcji energii ze źródeł wiatrowych jest zredukowany przez mechanizmy obniżające podaż zawarte w nowej ustawie OZE, spośród których najważniejszymi są: całkowite wstrzymanie wsparcia w postaci zielonych certyfikatów dla dużych elektrowni wodnych o mocy >5MW; znaczne ograniczenie wsparcia dla instalacji współspalania biomasy z paliwami konwencjonalnymi do 0,5 x certyfikatu; Mechanizmy te skutecznie zatrzymają przyrost nadpodaży i stopniowo zniwelują istniejące nadwyżki zielonych certyfikatów. Scenariusz 1: ograniczenia dla współspalania i dużej wody wchodzą w życie od początku 2015 r.; ścieżka wzrostu sprzedaży energii elektrycznej +1,2% rocznie; kontynuacja obecnej polityki URE w kwestii kontroli pochodzenia biomasy stopniowe łagodzenie podejścia. Przy powyższych założeniach nadwyżka certyfikatów zniknie do końca 2016 roku. Niedostateczna podaż w długim terminie oznacza, że ceny certyfikatów ustabilizują się na poziomie zbliżonym do opłaty zastępczej. Dlatego decydujące jest jak najszybsze rozpoczęcie budowy i przekazanie do eksploatacji farm, żeby móc skorzystać z dotychczasowego systemu wsparcia w ramach nowej ustawy OZE 5

6 Szczegółowy bilans podaży i popytu certyfikatów Scenariusz 2 TWh 20,00 Luka w podaży 10, A 2006A 2007A 2008A 2009A 2010A 2011A 2012A 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P ( 10,00) ( 20,00) ( 30,00) Wiatr on-shore TWh Współspalanie TWh Biomasa dedykowana TWh Biogaz Wodne PV Mikro OZE Efektywny popyt na ZC skorygowany o OZ TWh Produkcja OZE z wodą powyżej 5 MW TWh Skumulowana nadpodaż ZC TWh Źródło: Kalkulacje własne oparte na Modelu konfederacji Lewiatan Scenariusz 2: ograniczenia dla współspalania i dużej wody wchodzą w życie od połowy 2016 r.; Ścieżka wzrostu sprzedaży energii elektrycznej +1,2% rocznie; Kontynuacja obecnej polityki URE w kwestii kontroli pochodzenia biomasy stopniowe łagodzenie podejścia. Przy powyższych założeniach nadwyżka certyfikatów zniknie na przełomie 2017/2018 roku 6

7 LCOE energii wytwarzanej w lądowych farmach wiatrowych należy już do najniższych spośród wszystkich technologii i nadal będzie spadać LCOE Oczekiwane LCOE dla energii z lądowych farm wiatrowych Marine - wave Marine - tidal STEG - LFR STEG - tower & heliostat STEG - parabolic trough + storage Fuel cells Wind - offshore STEG - parabolic trough STEG - tower & heliostat PV - thin film PV - c-si tracking Biomass - gasification PV - c-si Geothermal - binary plant Wind - onshore Municipal solid waste Biomass - incineration Geothermal - flash plant Landfill gas Biomass - anaerobic digestion Large hydro Small hydro Nuclear CHP Natural gas CCGT Coal fired Źródło: Spółka Global LCOE range Regional scenarios Q central Q central USD/MWH Źródło: Spółka Lądowe farmy wiatrowe charakteryzują się najniższym poziomem LCOE spośród wszystkich OZE. Należy oczekiwać dalszego ich spadku ze względu na szybki postęp technologiczny oraz efekt skali związany z coraz większymi mocami poszczególnych turbin i całych farm wiatrowych. Należy mieć na uwadze, że w miarę spodziewanego wzrostu cen uprawnień do emisji CO2, LCOE dla energii elektrycznej wytwarzanej w elektrowniach konwencjonalnych węglowych, gazowych i gazowo parowych mogą znacznie wzrosnąć. 7

8 Węgiel straci na znaczeniu w polskiej strukturze miksu paliwowego na korzyść OZE Szybki rozwój OZE Polska struktura miksu paliwowego (2013A 2035E) Udział OZE w bilansie wytwarzania energii elektrycznej w Polsce pozostaje relatywnie niski, co zapowiada atrakcyjne perspektywy rozwoju tej branży w przyszłości Popyt na energię OZE jest stale wzmacniany przez europejskie cele dotyczące redukcji kosztów energii w długim terminie oraz emisji gazów cieplarnianych, co ma znaczący wpływ na przyszłą polską strukturę paliw. Niezależnie od tego węgiel jeszcze przez dłuższy czas pozostanie dominującym paliwem i wyznacznikiem cen dla branży elektroenergetycznej... co w świetle limitów emisji CO2 sprawi, że ceny tzw.,,czarnej energii wzrosną, jednocześnie poprawiając rentowność całej branży odnawialnych źródeł energii Wiatr pozostanie kluczową technologią OZE popieraną atrakcyjnymi warunkami wietrznymi (produktywność powyżej 30%), spadającymi kosztami CAPEX i długoterminowym wsparciem LCOE dla całej branży OZE, a w szczególności dla wiatru na morzu spadają, wzmacniając tym samym konkurencyjność w stosunku do źródeł konwencjonalnych Źródło: Spółka, ARE 34.3% 56TWh 48.6% 79TWh 2013 Ogółem: 162TWh 10.3% 17TWh 2.3% 4TWh 4.5% 7TWh 5.2% 8TWh 3.6% 6TWh 1.5% 2TWh 1.2% 3TWh 3.3% 7TWh 8.5% 18TWh 13.1% 27TWh Węgiel kamienny Węgiel brunatny Paliwo jądrowe Gaz Inne Biomasa i biogazy Wiatrowe morskie Wiatrowe lądowe Woda 11.6% 24TWh 2035 Ogółem: 207TWh 25.9% 54TWh 26.2% 54TWh 17.4% 36TWh % Ogólny udział RES 18.8% 39TWh Cele UE dotyczące redukcji kosztów energii w długim terminie oraz emisji gazów cieplarnianych będą miały wpływ na polską strukturę miksu paliwowego i stały wzrost konkurencyjności OZE w stosunku do węgla 8

9 Znaczące wsparcie dla morskich farm wiatrowych w UE Oczekuje się, że europejski rynek morskich farm wiatrowych (MFW) będzie rósł w tempie 18,6% CAGR do 29,9 GW w 2020 r., a następnie do 71,5 GW w 2030 r. LCOE dla MFW wynosi obecnie 158 Euro/MWh, i oczekuje się jego spadku o 22%, do poziomu 128 Euro/MWh w 2020 r. Największa na świecie MFW - London Array (630 MW) została oddana do użytku w 2013 r., co oznacza przejście sektora z poziomów MW do większej skali rzędu MW, która zdominuje rynek w przyszłości W 2013 r. w fazę testów weszło kilka turbin o mocy od 5 do 7 MW, a największa stacja przyłączeniowa VDC o mocy 800 MW została zainstalowana na Morzu Północnym. Globalny wzrost potencjału farm morskich przyrost roczny (MW) Korzystne ramy regulacyjne dla morskich farm wiatrowych w Polsce Obowiązuje już ustawa o obszarach morskich, która wyznacza zasady dla pozwoleń budowlanych UE zainicjowała prace nad celami dla OZE w perspektywie 2030 r., które mają zostać określone do marca 2015 r. Oczekuje się, że ww. cele będą silnym impulsem wspierającym rozwój MFW ponieważ: cele końcowe mogą być obowiązkowe dla państw członkowskich UE kluczowi gracze UE, jak Niemcy i Francja bardzo popierają cele zwiększenia rozwoju OZE i redukcji emisji CO2 w okresie od 2020 do 2030 r. Do tego czasu lądowe farmy wiatrowe i elektrownie fotowoltaiczne osiągną wysoki stopień nasycenia, więc jedyną technologią, która pozwoli wypełnić zwiększone cele będą MFW, tym bardziej biorąc pod uwagę zmniejszające się z czasem koszty CAPEX Źródła: Spółka UK Germany China Other 9

10 Lądowe farmy wiatrowe w portfelu PEP S.A. Opis Wiodąca polska platforma dewelopmentu farm wiatrowych z portfelem projektów o mocy 932 MW; Długoletnie doświadczenie w projektach OZE prowadzanych przez doświadczony zespół profesjonalistów; Unikalna platforma, by stać się znaczącym graczem na rynku energii odnawialnej w najbliższej przyszłości; Energia odnawialna jest i będzie wspierana w Polsce: obowiązkowy zakup energii oraz gwarancja otrzymywania certyfikatów przez 15 lat dla wszystkich projektów oddanych przed wejściem w życie nowej ustawy z możliwością przejścia w dowolnym momencie do systemu ceny gwarantowanej; Mapa lądowych farm wiatrowych oraz projektów w dewelopmencie Jarogniew/Mołtowo (20MW) Wartkowo (30MW) Tychowo (35MW) Niekarzyn Łukaszów (34 MW) Modlikowice (24 MW) Rudniki Myślino (20MW) Mycielin (48 MW) Klukowo/Samborsko (105MW) Bądecz (42 MW) Piekło (12 MW) Dębice/Kostomłoty (45 MW) Wojcieszyn Projekty sprzedane po etapie budowy Jankowice/Wierzbnik Swarzewo Pągów (51MW) Puck (22 MW) Gawłowice (41MW) Namysłów Szymankowo (53 MW) Jawty Wielkie Skurpie (37MW) Zielona/Debsk (90MW) Wodzisław Olbrachcice Łomża Suwałki (41MW) Rajgród (25MW) Grabowo (40 MW) Klukowo Zakrzówek Krzywa Gawłowice i Rajgród już mają obowiązujące długoterminowe PPA. Farmy w operacji Farmy w budowie/rtb Projekty w fazie zaawansowanej Projekty na wczesnym etapie dewelopmentu 10

11 Przegląd portfela farm wiatrowych Farmy w operacji # Lokalizacja Moc (MW) Uruchomienie Klienci 1 Puck Energa, Polenergia 2 Modlikowice Tauron PE 3 Łukaszów Tauron PE Farmy w fazie budowy 80 MW # Lokalizacja Moc (MW) Status Zakończenie 4 Gawłowice 41 w budowie 1 kw 15 5 Rajgród 25 w budowie 1 kw 15 6 Skurpie MW RTB finansowanie w trakcie W fazie zaawansowanej (do budowy w ) 3 kw 15 # Lokalizacja Moc (MW) Pozwolenie na budowę Zakończenie 8 Mycielin 48 3 kw Rozwój portfolio farm wiatrowych Do 2021F wszystkie 25 projektów, z czego 22 aktualnie w fazie dewelopmentu, będzie w operacji z łączną mocą 959 MW Total capacity : 959MW F 2015F 2016F 2017F 2018F 2019F 2020F 2021F In operations In development Intended for sale 9 Zielona/Dębsk 90 4 kw 14/1 kw Piekło 12 3 kw' Bądecz 42 4 kw MW 53MW 12 Grabowo 40 2 kw Kostomłoty/Dębice 45 4 kw 14/1 kw MW Na wczesnym etapie dewelopmentu Farma wiatrowa przeznaczona do sprzedaży 11