Finansowanie Inwestycji Energetycznych w Polsce. Marzec 2010, Warszawa

Transkrypt

1 Finansowanie Inwestycji Energetycznych w Polsce Marzec 2010, Warszawa

2 TWh TWh Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Plany budowy nowych mocy wytwórczych w Polsce Założenia Ministerstwa Gospodarki co do prognoz zapotrzebowania oraz produkcji energii elektrycznej są zbieżne w latach Będzie to możliwe tylko przy założeniu wykonania zaplanowanych zadań inwestycyjnych. Większa dywersyfikacja portfela wytwórczego: większy docelowy udział energetyki jądrowej, źródeł odnawialnych (w tym woda) przy ograniczeniu paliw kopalnych Krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną netto [TWh] 250 Produkcja energii elektrycznej netto w podziale na paliwa [TWh] Odpady Straty przesyłu i dystrybucji Sektor energii Wodne pompowe Energia odnawialna Paliwo jądrowe Produkty naftowe 50 Energia finalna 50 Gaz ziemny Węgiel brunatny Węgiel kamienny Źródło: Prognoza Zapotrzebowania na Paliwa i Energię do 2030 Roku, Ministerstwo Gospodarki, Listopad

3 MW MW MW MW Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Plany budowy nowych mocy wytwórczych w Polsce Prognozowane wycofania i modernizacje wytwórczych mocy brutto w elektrowniach systemowych Przyrosty/odtworzenia wytwórczych mocy brutto w elektrowniach systemowych Węgiel brunatny Wycofane Oddane do modernizacji Węgiel kamienny Odtworzenie Nowe moce Wycofane Oddane do modernizacji Odtworzone Nowe moce Źródło: Prognoza Zapotrzebowania na Paliwa i Energię do 2030 Roku, Ministerstwo Gospodarki, Listopad

4 GW Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Plany budowy nowych mocy wytwórczych w Polsce W 2030 r. łączne moce wytwórcze mają osiągnąć poziom 51.4 GW, przy udziale energetyki wodnej i wiatrowej na poziomie 20% oraz energetyki jądrowej na poziomie 9%. Prognoza mocy wytwórczych energii elektrycznej brutto [MW] Pozostałe Energia wodna Energia wiatrowa Energia nuklearna Gaz ziemny Węgiel Źródło: Prognoza Zapotrzebowania na Paliwa i Energię do 2030 Roku, Ministerstwo Gospodarki, Listopad

5 Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Przykładowa analiza zapotrzebowania na kapitał ( ) 1,600 MW x 3.0 mln euro / MW* 13,000 MW x 1.0 mln euro / MW* 7,500 MW x 1.5 mln euro / MW* EUR mln ENERGIA JĄDROWA ŹRÓDŁA KONWENCJONALNE ŹRÓDŁA ODNAWIALNE ŁĄCZNIE CAŁKOWITE WYDATKI ISTNIEJĄCY KAPITAŁ WŁASNY DŁUG POZYSKANIE NOWEGO KAPITAŁU Prawie 2/3 kapitałów własnych do pozyskania z nowych źródeł (giełda, inwestorzy strategiczni i finansowi) Udział różnych form finansownia (założenia robocze) Istniejący kapitał własny 20% 10% 10% Dług 60% 70% 70% Pozyskanie nowego kapitału 20% 20% 20% ZAŁOŻENIA CENA EUR/MWh Rosnąca w ujęciu realnym od 40 EUR/MWh w 2008 do 80 EUR/MWh w 2020 (bez uwzględnienia CO2), marża EBITDA 20% CAŁKOWITE WYDATKI Szacowane całkowite zapotrzebowanie (patrz obliczenia powyżej) Uwaga: Założenia dotyczące nowych mocy oparte na Prognoza Zapotrzebowania na Paliwa i Energię do 2030 Roku * Ważone koszty budowy nowych mocy / odnowienia starych 5

6 Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Wybrane projekty inwestycyjne Inwestor Lokalizacja / projekt Planowana Planowany Planowany moc Paliwo start koszt CEZ Śląsk (MW) Węgiel kamienny n/a (mld n/a zł) CEZ n/a 800 Gaz ziemny 2014 n/a CEZ Skawina C 400 Gaz ziemny 2014 n/a Electrabel n/a 400 Gaz ziemny 2012 n/a Enea Kozienice II Węgiel kamienny Enea Kozienice III Węgiel kamienny Enea Włocławek 60 / 100 Woda Energa Ostrołęka C 800 / Węgiel kamienny Energa / PGNiG / Lotos Gdańsk 100 Gaz ziemny 2013 / 2014 n/a Energetyka Żukowice / Głogów 80 / 110 Gaz ziemny n/a Energetyka Polkowice 150 / 190 Gaz ziemny n/a 0.7 Fortum Częstochowa Węgiel / biomasa Leczynska Energetyka Leczno 75 Odpady / biomasa 2013 / PGE Bydgoszcz 190 Gaz ziemny 2018 n/a PGE Bełchatów 858 Węgiel brunatny PGE Lublin Węgiel PGE Gorzów 126 Gaz ziemny 2013 n/a PGE / BOT Opole V 800 / 900 Węgiel PGE / BOT Opole VI 800 / 900 Węgiel PGNiG/ZCP Police 800 Gaz ziemny RWE Piaski 300 / 400 Węgiel n/a n/a RWE / KW Wola 800 Węgiel Stora Enso Polska Ostrołęka 36 Węgiel / biomasa Tauron Blachownia 900 Węgiel n/a n/a Tauron Jaworzno III 900 Węgiel n/a n/a Tauron Bialsko-Biała 50 Węgiel 2012 n/a Tauron Bialsko-Biała(?) 200 Węgiel 2013 n/a Tauron Halemba 460 Węgiel n/a n/a Tauron Stalowa Wola 200 Gaz ziemny n/a n/a Tauron / KGHM Legnica 800 / Węgiel n/a 7.1 Vattenfall Siekierki 480 Węgiel kamienny 2013 / 2014 n/a Vattenfall / ZAP Puławy Węgiel kamienny 2015 n/a ZE PAK Patnów I (modernizacja mocy) 700 / 800 Węgiel brunatny n/a 3.0 TBA 6 cities 6 x 100 Gaz ziemny RAZEM 19,049 / 20,059 6 Projekty od 1,000 MW (5) LEGENDA (1) Kozienice II (2) Kozienice III (3) Ostrołęka C (4) Lublin (5) Legnica (6) Puławy (7) Śląsk (7) Źródło: Platts, Analizy Deloitte (3) (6) (1) / (2) (4)

7 Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Wybrane projekty inwestycyjne koncerny Polska Grupa Energetyczna (PGE) Tauron Polska Energia Planowane nakłady inwestycyjne na najbliższe na lata w kwocie 38,9 mld zł (energetyka konwencjonalna 8,2 mld, odnawialna 8,9 mld, modernizacja 9,5 mld, nowe technologie 2 mld, dystrybucja i pozostałe 10,3 mld). Strategia inwestycyjna PGE zakłada m.in. budowę nowych mocy wytwórczych w Bełchatowie, Opolu, Lublinie. W planach PGE są również moce wytwórcze oparte na energii atomowej (do dwóch elektrowni o łącznej mocy 3,000MW). Enea Planowane nakłady inwestycyjne w latach w kwocie 13,5 mld zł Wydobycie / wytwarzanie / OZE 8,6 mld zł Majątek sieciowy 4,9 mld zł Planowane nakłady inwestycyjne w latach w kwocie ponad 20 mld zł Finansowanie poprzez środki z prywatyzacji, środki własne, kredyty i pożyczki oraz alianse strategiczne Energa Planowane nakłady inwestycyjne do roku 2015 w wysokości 14 mld zł Zwiększenie mocy wytwórczych głównie przez budowę dwóch nowych bloków (2x1,000MW) w Kozienicach o łącznym koszcie 10.5 mld zł Nakłady na modernizację innych aktywów 1 mld zł Inwestycje w OZE 1.6 mld zł Pozostała kwota przejęcia spółek wytwórczych (energia elektryczna) i wydobywczych (węgiel) Planowane nakłady inwestycyjne w latach w kwocie 20 mld zł W ramach inwestycji zwiększenie mocy wytwórczych do 3,000 MW Konstrukcja nowych mocy również poprzez alianse innymi spółkami (m.in. z PGNiG i Lotos budowa MW bloku energetycznego) 7 Źródło: Informacje Spółek, ISI Energing Markets, Analizy Deloitte

8 Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Nowe wyzwania w zakresie realizacji inwestycji Stabilne prawo energetyczne i zasady handlu energią Jasna i długofalowa wizja działania sektora elektroenergetycznego Model rynku: obecny model uwzględnia uwolnienie cen na rynku hurtowym przy zachowaniu regulacji cen sprzedaży Rynek kontraktów terminowych (forward): wsparcie dla nowych inwestycji i punkt odniesienia dla inwestycji wieloletnich (np. EEX w Niemczech) dla instytucji finansujących Stworzenie rynku mocy pomocny dla budowy bloków, które będą służyły jako rezerwa dla systemu oraz przejrzystość cenowa dla Operatora Systemu Przesyłowego płacącego za ich gotowość Zwiększenie zakresu handlu energią na zorganizowanym rynku lub obowiązku informacyjnego w zakresie zawieranych cen Stabilność przepisów ochrony środowiska Uprawnienia do emisji CO2 Normy dotyczących emisyjności w nowych przepisach regulacyjnych Perspektywa lat 8

9 Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Nowe wyzwania w zakresie realizacji inwestycji Dostępność i warunki dostaw paliw Znaczenie możliwości zawierania wieloletnich umów na dostawy węgla i gazu Nowe inwestycje w górnictwie węgla kamiennego i brunatnego Współpraca z dostawcami Znaczenie integracji pionowej Zmiany struktury własnościowej i nowi inwestorzy Kontynuacja procesów prywatyzacyjnych (PGE, Tauron, Enea, Energa) Nowe inwestycje inwestorów międzynarodowych Pozostałe możliwości inwestycyjne (PAK, etc.) Poziom cen uzasadniających inwestycje Pełne uwolnienie rynku Poszerzenie zakresu realnej konkurencji i możliwości handlu energią 9

10 EUR / MWh Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Poziom cen i koszty marginalne Koszty wytwarzania (EUR / MWh) stan na rok Ceny energii czarnej na polskim rynku (Baseload) 23 marca (46 EUR / MWh) Uwaga LEGENDA GT CCGT ICDE CC PCC CFBC IGCC CSP Open Cycle Gas Turbine Combined Cycle Gas Turbine Internal Combustion Diesel Engine Combined Cycle Oil-fired Turbine Pulverised Coal Combustion Circulating Fluidised Bed Combustion Integrated Gasification Combined Cycle Concentrating Solar Power ZAŁOŻENIA CENOWE (tys / toe) GT / CCGT 250 ICDE / CC 440 CFBC/ IGCC 90 Energia nukl. 33 Biomasa 90 / 160 Biogaz 270 CSP 250 Ropa naftowa 54.5$2005 w 2007 Analiza oparta jest na raporcie Komisji Europejskiej z 2008 roku. W związku ze zmieniającym się kosztem poszczególnych paliw koszty wytwarzania uległy od tego czasu zmianie. 10

11 Wybrane cele i działania polityki energetycznej do 2030 r. i ich wpływ na nowe inwestycje wytwórcze EFEKTYWNOŚĆ Zwiększenie sprawności wytwarzania energii, budowa wysokosprawnych jednostek, 2-krotny wzrost produkcji energii z wysokosprawnej kogeneracji do 2020 r BEZPIECZEŃSTWO Dywersyfikacja dostaw surowców i paliw, rozumiana również jako zróżnicowanie technologii, a nie jedynie kierunków dostaw Budowa nowych mocy w celu zrównoważenia krajowego popytu i utrzymania nadwyżki mocy źródeł konwencjonalnych na poziomie min. 15% max krajowego zapotrzebowania Budowa interwencyjnych źródeł wytwarzania energii elektrycznej, wymaganych ze względu na bezpieczeństwo systemu Stworzenie warunków pozwalających na rozwój mikrokogeneracji STRUKTURA WŁASNOŚCIOWA Utrzymanie przez Skarb Państwa nadzoru właścicielskiego nad PGE oraz Tauron Polska Energia S.A. Wprowadzenie zmian do prawa energetycznego: zdefiniowanie odpowiedzialności organów samorządowych za przygotowanie lokalnych założeń i planów zaopatrzenia w energię 11

12 Wybrane cele i działania polityki energetycznej do 2030 r. i ich wpływ na nowe inwestycje wytwórcze ENERGETYKA JĄDROWA Wprowadzenie energetyki jądrowej: niezależność od typowych kierunków pozyskiwania surowców energetycznych (uchwała RM z 13 I 2009 r. zobowiązująca wszystkich uczestników procesu do podjęcia działań w celu przygotowania warunków do wdrożenia programu energetyki jądrowej w Polsce w zgodzie z wymogami i zaleceniami MAEA) Przygotowanie infrastruktury dla energetyki jądrowej i zapewnienie warunków inwestorom do wybudowania i uruchomienia elektrowni jądrowych; bezpieczeństwo na wszystkich etapach: lokalizacji, projektowania, budowy, uruchomienia, eksploatacji, likwidacji ENERGETYKA ODNAWIALNA Wzrost udziału odnawialnych źródeł energii w finalnym zużyciu energii do poziomu 15% w 2020 roku oraz do 20% w 2030 roku Utrzymanie mechanizmów wsparcia dla producentów energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych poprzez system świadectw pochodzenia (zielonych certyfikatów) i jego korekta przez dostosowanie do obecnego i przewidywanego wzrostu cen energii produkowanej z paliw kopalnych, dodatkowe instrumenty wsparcia Stworzenie warunków do budowy farm wiatrowych na morzu 12

13 Wybrane cele i działania polityki energetycznej do 2030 r. i ich wpływ na nowe inwestycje wytwórcze RYNEK I MECHANIZMY KONKURENCYJNE Ograniczanie regulacji tam, gdzie może już funkcjonować i rozwijać się rynek, rozwój mechanizmów konkurencji jako głównego środka do racjonalizacji cen energii Ogłoszenie przez operatora systemu przesyłowego przetargów na moce interwencyjne Przebudowa modelu rynku energii elektrycznej, w tym umożliwienie wymiany międzynarodowej Efektywny mechanizm bilansowania energii, handel na rynkach terminowych, w tym na rynkach dnia bieżącego Stworzenie płynnego rynku spot i rynku kontraktów terminowych energii elektrycznej Nałożenie na operatora sieci przesyłowej obowiązku wdrożenia nowej architektury rynku m.in. wprowadzenie rynku dnia bieżącego, rynków: rezerw mocy, praw przesyłowych oraz zdolności wytwórczych, jak również mechanizmu zarządzania usługami systemowymi i generacją wymuszoną systemu Stworzenie warunków umożliwiających kreowanie cen referencyjnych energii elektrycznej na rynku 13

14 Wybrane cele i działania polityki energetycznej do 2030 r. i ich wpływ na nowe inwestycje wytwórcze ŚRODOWISKO Ograniczenie emisji SO2 i NOx oraz pyłów do poziomów wynikających z obecnych i projektowanych regulacji unijnych Zmiana struktury wytwarzania energii w kierunku technologii niskoemisyjnych oraz zwiększenie znaczenia źródeł skojarzonych i rozproszonych Wprowadzenie w wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła dopuszczalnych produktowych wskaźników emisji jako narzędzia pozwalającego zmniejszać poziomy emisji SO2 i NOx, w tym osiągnąć pułapy ustalone w Traktacie Akcesyjnym dla Polski Wprowadzenie standardów budowy nowych elektrowni w systemie przygotowania do wychwytywania CO2 oraz określenie krajowych możliwości geologicznego magazynowania dwutlenku węgla Aktywny udział w realizacji inicjatywy Komisji Europejskiej, dotyczącej budowy obiektów demonstracyjnych dużej skali, w zakresie technologii wychwytywania i magazynowania dwutlenku węgla (CCS) 14

15 Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Podsumowanie najważniejsze kwestie Poziom cen uzasadniających inwestycje Decydujący wpływ nowego programu rozwoju energetyki do 2030 r. Stabilne prawo energetyczne i zasady handlu energią Stabilność przepisów ochrony środowiska Dostępność i warunki dostaw paliw Zmiany struktury własnościowej i nowi inwestorzy Zawieranie i zarządzanie kontraktami budowlanymi w nowych warunkach rynkowych Możliwości efektywnego zarządzania ryzykiem finansowym 15

16 Kontakt Deloitte Central Europe, Financial Advisory Energy & Resources Team Wojciech Hann Partner, Energy & Resources Regional Leader Financial Advisory, Deloitte CE Tel. (22) Tel. kom Biuro w Warszawie Al. Jana Pawła II Warszawa Tel.: (22) Fax: (22)

17 Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Studium Przypadku I: Łagisza (460MW) / Tauron Wprowadzenie Pierwsze decyzje dotyczące budowy nowych mocy wytwórczych zostały podjęte we wrześniu 2001r.; Nowa elektrownia zastąpi stare moce wytwórcze, które wykazują obecnie zużycie techniczne przekraczające 80%; Dodatkowo, zgodnie z wymogami Dyrektywy UE dot. emisji SO2, w ciągu najbliższych kilku lat konieczny będzie demontaż ok. 500MW obecnie istniejących mocy w Łagisza. Lokalizacja i dane główne operacyjne Technologia Elektrownia jest jedną z najbardziej zaawansowanych tego typu na świecie; Kocioł przepływowy typu CFB na parametry nadkrytyczne o mocy 460MW o sprawności brutto 45%; Elektrownia ma być opalana węglem kamiennym oraz mułem węglowym dostarczanym z kopalni należących do grupy. Możliwe jest również współspalanie biomasy. Roczne zapotrzebowanie na paliwo szacowane jest na ok. 1,2 mln ton. 17 Ochrona środowiska Dzięki zastosowaniu zaawansowanych technologii, emisje CO2 zostały zredukowane o 25% w stosunku do emisji obecnie istniejących bloków na terenie Łagisza; Emisje SO2 oraz NOx ograniczone zostały do 200mg/Nm3. Podstawowe dane Zakończenie prac 15-lut-2009 Zainstalowana moc (MW) 460 Sprawność brutto 45% Paliwo Węgiel kamienny Szacowany koszt (mld zł) 2,0 Źródło: Spółka, Analizy Deloitte

18 Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Studium Przypadku I: Łagisza (460MW) / Tauron Finansowanie Całkowite koszty inwestycji szacowane są na 2 mld zł; Są one niższe o ok. 15% od nakładów potrzebnych do budowy kotła pyłowego wraz z instalacją odsiarczania spalin; W roku 2005 PKE podpisało umowę z Bankiem Handlowym, Bankiem BPH oraz BRE Bankiem na emisję obligacji (łącznie z jej ubezpieczeniem) na kwotę 650 mln zł; Aranżacja finansowania dla tej inwestycji zajęła ponad 2 lata; Obligacje o zapadalności 10 lat zostały zabezpieczone przez majątek spółki (na Elektrowni Jaworzno III i Elektrowni Łagisza); Pozostała część potrzebnych środków została sfinansowana za pomocą funduszy własnych oraz funduszy ekologicznych (m.in. kredytów preferencyjnych NFOŚ i dotacji z EkoFunduszu). Umowy kredytowe zawarte zostały również z Bankiem Ochrony Środowiska oraz Wojewódzkim Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Katowicach. Program emisji przygotowany został w 6 seriach. 18

19 Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Studium Przypadku II: Bełchatów (858MW) / PGE Wprowadzenie Decyzja zezwalająca na rozpoczęcie procesu inwestycyjnego została podjęta w roku 1996 przez Ministerstwo Przemysłu i Handlu i następnie zaakceptowana w roku 2001 przez Ministerstwo Skarbu Państwa Prace budowy nowego bloku energetycznego rozpoczęły się w październiku 2006r.; Umowa została podpisana z konsorcjum prowadzonym przez Alstom (realizacja typu pod klucz ); Synchronizacja bloku z KSE przewidziana jest na luty 2010r., natomiast zakończenie prac i oddanie do użytku na 2 października 2010r. Lokalizacja i dane główne operacyjne Technologia Pierwotnie planowano moc zainstalowaną 833MW, która uległa zwiększeniu do 858MW; Szacowana sprawność brutto ma wynosić 44.4% (netto 41.76%); Elektrownia opalana będzie węglem brunatnym dostarczanym z Kopalni Węgla Brunatnego Bełchatów oraz obecnie budowanej w Szczerców; Całkowite roczne zapotrzebowanie na paliwo szacowane jest na 6.5 mln ton; Czas funkcjonowania elektrowni przewidziany jest na 200 tys. godzin (ok. 35 lat); Elektrownia promowana jest jako największy i najnowocześniejszy blok energetyczny w Polsce opalany węglem brunatnym. Podstawowe dane Zakończenie prac 02-paź-2010 Zainstalowana moc (MW) 858 Sprawność brutto 44.4% Roczny czas pracy (godz.) Paliwo Węgiel brunatny Szacowany koszt (mld euro) 1,8 19 Źródło: Spółka, Analizy Deloitte

20 170 mln euro 170 mln euro 220 mln euro 125 mln euro 150 mln euro Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Studium Przypadku II: Bełchatów (858MW) / PGE Struktura finansowania Łączne finansowanie 835 zewnętrzne mln euro mln euro (D/E = 1,22) Ochrona środowiska Emisje CO, SO2 i NOx ograniczone są do 200mg / Nm3 Blok będzie posiadał instalacje CCS, która ma rozpocząć pracę od 2015 roku; Miejscem wyznaczonym do składowania CO2 będzie oddalony od elektrowni o 15km zbiornik o pojemności 136 mln ton CO2. Finansowanie Finansowanie projektu oparte jest w 55% na środkach z kredytów i 45% na środkach własnych (udział środków własnych jest zmienny z czasem osiąga 45%); W sierpniu 2006 podpisane zostały umowy kredytowe z ING Bank N.V., ING Bank Śląski, Citibank International i Bankiem Handlowym oraz Europejskim Bankiem Odbudowy i Rozwoju; Głównym zabezpieczeniem finansowania mają być przyszłe przychody wytwarzane przez nowy blok (umowa z BOT Górnictwo i Energetyka); Jest to pierwsze finansowanie inwestycji w energetyce w Polsce bez kontraktu długoterminowego i bez gwarancji Skarbu Państwa; 20

21 Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Studium Przypadku III: Pątnów II (464MW) / ZE PAK Wprowadzenie Pierwsza akceptacja budowy nowego bloku Pątnów II nastąpiła w lutym 2006r.; Nowy blok ma zastąpić dwa stare, każdy o mocy 200MW; W roku 2000 generalnym wykonawcą projektu (typu pod klucz ) wybrany został Elektrim-Megadex, który zobowiązał się do zakończenia projektu do końca marca 2005r.; Prace budowlane rozpoczęły się od stycznia 2002r.; W lipcu 2005r. generalny wykonawca został zmieniony na SNC Lavalin (kontrakt EPC); W grudniu 2007r. nastąpiła pierwsza synchronizacja bloku z KSE a w czerwcu2008r. blok został oddany do użytku. Lokalizacja i dane główne operacyjne Technologia Blok Pątnów II jest jednostką energetyczną na parametry nadkrytyczne; Sprawność energetyczna brutto wynosi 44% (netto 41%); Roczny czas wykorzystania mocy zainstalowanej wynosi 6,800 godzin; Elektrownia opalana jest węglem brunatnym (szacowane roczne zużycie 3.22 mln ton); Roczna dyspozycyjność elektrowni (w cyklu 6-letnim) wynosi 91.2%. Ochrona środowiska Blok wyposażony jest m.in. w instalację mokrego odsiarczania spalin oraz instalację obniżenia emisji związków azotu; Emisje SO2 i NOx ograniczone są do 200mg / Nm3; 21 Podstawowe dane Zakończenie prac cze-2008 Zainstalowana moc (MW) 464 Sprawność brutto 44% Roczny czas pracy (godz.) Paliwo Węgiel brunatny Szacowany koszt (mln euro) 550 Źródło: Spółka, Analizy Deloitte

22 227 mln euro 33 mln euro 56 mln euro Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Studium Przypadku III: Pątnów II (464MW) / ZE PAK Finansowanie Pierwszym etapem w pozyskaniu finansowania było wydzielenie nowe spółki Elektrownia Pątnów II Sp. z o.o. w marcu 2001r.; W sierpniu 2001r. zawarta została umowa dotycząca finansowania z Citibank N.A. Londyn, Westdeutsche Landesbank Girozentrale i Europejskim Bankiem Odbudowy i Rozwoju na kwotę 392 mln USD. W związku z sytuacją Elektrimu (zaprzestanie spłaty obligacji zamiennych na akcje na kwotę 437 mln USD) w maju 2002r. powyższe konsorcjum odstąpiło od umowy kredytowej; W lipcu 2005r. ZE PAK podpisał umowę z PAI Media o pożyczkę na finansowanie bloku w wysokości 90 mln euro; W lipcu 2005r. podpisana została również umowa z konsorcjum banków na kolejną umowę kredytową; Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju, Export Development Canada, West LB, Pekao SA oraz BRE Bank udzieliły kredytu na kwotę mln euro; Pekao SA, BRE Bank, West LB, oraz Export Development Canada udzieliły kredytu na 33 mln euro na sfinansowanie VAT; Jednocześnie NFOŚ udzielił kredytu na 55.7 mln euro. Całkowity koszt inwestycji szacowany jest na 550 mln euro. Struktura finansowania Finansowanie zew. = 550 mln euro (D/E = 1,34) 22

23 Budowa nowych mocy wytwórczych w Polsce Energetyka odnawialna nowe planowane moce Inwestor Lokalizacja / projekt Planowana Planowany Planowany Paliwo moc start koszt Dong Energy Karcino 51 Wiatr 2010 n/a Enea/KWB Adamow Turek 80 Wiatr 2012 n/a Eolica Wojciechowo Wojciechowo 28 Wiatr GdF Suez Jargoniew 22 Wiatr 2010 n/a Green Power Poland Green Power Slowinska 240 Wiatr 2011 / 2012 n/a Greentech Energy Ustka 40 Wiatr Greentech Energy Puck 34 Wiatr 2010 n/a Greentech Energy Porzecze-Dobiesław 46 Wiatr 2010 n/a Greentech Energy Smolecin 75 Wiatr 2011 n/a Greentech Energy Offshore 99 Wiatr n/a n/a International Wind Power/Wienstrom Sepopol 60 Wiatr 2010 n/a Invenergy Tymień 2 50 Wiatr 2010 n/a Invenergy Tymień 3 50 Wiatr 2010 n/a JW Construction Nowogard 230 Wiatr Martifer Renewables Rymanow 26 Wiatr 2010 n/a Martifer Renewables Bukowsko 16 Wiatr 2010 n/a Meinl International Power Szczecin 28 Wiatr NEO / EDP Margonin 120 Wiatr 2010 n/a PEP Modlikowice / Łukaszów 58 Wiatr 2010 n/a PGE Offshore Wiatr 2020 n/a Renewable Energy Holdings Kobylany 30 Wiatr 2010 n/a REnInvest Pomorskie 1 38 Wiatr 2010 / 2011 n/a REnInvest Pomorskie 2 73 Wiatr 2010 / 2011 n/a REnInvest Lubuskie Wiatr 2010 / 2011 n/a REnInvest Lubuskie Wiatr 2010 / 2011 n/a REnInvest Mazowieckie 1 55 Wiatr 2010 / 2011 n/a REnInvest Mazowieckie Wiatr 2010 / 2011 n/a REnInvest Mazowieckie 3 53 Wiatr 2010 / 2011 n/a REnInvest Dolnośląskie 1 95 Wiatr 2010 / 2011 n/a REnInvest Dolnośląskie 2 10 Wiatr 2010 / 2011 n/a REnInvest Dolnośląskie 3 10 Wiatr 2010 / 2011 n/a REnInvest Dolnośląskie 4 13 Wiatr 2010 / 2011 n/a REnInvest Dolnośląskie 5 50 Wiatr 2010 / 2011 n/a RWE / PEP Tychowo 35 Wiatr 2010 n/a RWE Innogy n/a 200 Wiatr 2010 / 2011 n/a Scan Energy Mogilno I-VI 34 Wiatr Scan Energy Sniatowo II 20 Wiatr 2010 n/a RAZEM Źródło: Platts, Analizy Deloitte 23

24 Deloitte świadczy usługi audytorskie, konsultingowe, doradztwa podatkowego i finansowego klientom z sektora publicznego oraz prywatnego, działającym w różnych branżach. Dzięki globalnej sieci firm członkowskich obejmującej 140 krajów oferujemy najwyższej klasy umiejętności, doświadczenie i wiedzę w połączeniu ze znajomością lokalnego rynku. Pomagamy klientom odnieść sukces niezależnie od miejsca i branży, w jakiej działają pracowników Deloitte na świecie realizuje misję firmy: stanowić standard najwyższej jakości. Specjalistów Deloitte łączy kultura współpracy oparta na zawodowej rzetelności i uczciwości, maksymalnej wartości dla klientów, lojalnym współdziałaniu i sile, którą czerpią z różnorodności. Deloitte to środowisko sprzyjające ciągłemu pogłębianiu wiedzy, zdobywaniu nowych doświadczeń oraz rozwojowi zawodowemu. Eksperci Deloitte z zaangażowaniem współtworzą społeczną odpowiedzialność biznesu, podejmując inicjatywy na rzecz budowania zaufania publicznego i wspierania lokalnych społeczności. Nazwa Deloitte odnosi się do Deloitte Touche Tohmatsu, podmiotu prawa szwajcarskiego i jego firm członkowskich, które stanowią oddzielne i niezależne podmioty prawne. Dokładny opis struktury prawnej Deloitte Touche Tohmatsu oraz jego firm członkowskich można znaleźć na stronie Deloitte Advisory Sp. z o.o. 2010