Polska Energetyka 2011

RAPORT Polska Energetyka 2011 ENEA Rekomendacja KUPUJ Cena docelowa (PLN) 19,4 Cena bieżąca (PLN) 15,75 Stopa dywidendy 2,8% Potencjał wzrostu 26,7% Kapitalizacja (tys. PLN) 6952721 Free float 29% Bloomberg ENA PW Reuters ENAE.WA PGE Rekomendacja KUPUJ Cena docelowa (PLN) 20,2 Cena bieżąca (PLN) 17,50 Stopa dywidendy 3,7% Potencjał wzrostu 24,2% Kapitalizacja (tys. PLN) 32721215 Free float 31% Bloomberg ENA PW Reuters PGEP.WA Tauron Rekomendacja KUPUJ Cena docelowa (PLN) 5,9 Cena bieżąca (PLN) 4,83 Stopa dywidendy 3,1% Potencjał wzrostu 25,9% Kapitalizacja (tys. PLN) 8464814 Free float 60% Bloomberg ENA PW Reuters TPE.WA Rekomendujemy kupno akcji ENEA z ceną docelową 19,4 PLN, kupno PGE z ceną docelową 20,2 PLN oraz kupno akcji Tauron z ceną 5,9 PLN. Uwzględniając zakładane dywidendy oczekiwane stopy zwrotu w okresie 12 miesięcy wynoszą odpowiednio 27% dla ENEI oraz 24% dla PGE i 26% dla Taurona. Uważamy, że spółki giełdowe z sektora energetycznego są obecnie notowane poniżej ich wartości fundamentalnej. Czynnikami, które mogą przyczynić się do uwzględnienia wartości fundamentalnej w większym stopniu w wycenach giełdowych są prywatyzacja w przypadku ENEI i wypłaty dywidendy w przypadku PGE. Preferowaną przez nas spółką w sektorze jest ENEA, która ze względu na zasoby środków finansowych stanowiących ok. 40% bieżącej kapitalizacji jest atrakcyjną inwestycją dla podmiotów zainteresowanych budową elektrowni węglowych w Polsce. Wszystkie wymienione spółki energetyczne stoją w obliczu dużych programów inwestycyjnych mających na celu wymianę mocy wytwórczych pochodzących z lat 60 i 70-tych. Ze względu na cykl inwestycyjny nakłady te będą widoczne najpierw w postaci wzrostu zadłużenia i kosztów odsetkowych, a w przychodach i zyskach spółek, w pełni pojawią się za ok. 4-6 lat. ENEA ENEA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 3,5 i 3,6 razy oraz P/E 8,9 i 8,3 razy na lata 2011/2012. Wartość środków finansowych netto w grupie ENEA stanowi ok. 40% obecnej kapitalizacji spółki. EV grupy jest ponad 10% niższa od wartości regulacyjnej aktywów spółki dystrybucyjnej ENEA Operator. Mający ponownie ruszyć proces prywatyzacji może pomóc w większym odzwierciedleniu wartości fundamentalnej spółki w notowaniach giełdowych. ENEA jest najmniej narażona na utratę przychodów z tytułu wygasania KDT. Nowy blok w Kozienicach będzie zasilany tańszym węglem z pobliskiej Bogdanki. PGE PGE, uwzględniając sprzedaż aktywów telekomunikacyjnych jest notowane na poziomie EV/EBITDA 3,8 i 3,9 razy oraz P/E 5,6 i 6,6 razy na lata 2011/2012. Spółka w ciągu najbliższych lat powinna generować duże przepływy gotówkowe i zapewniać stopę dywidendy na poziomie zbliżonym lub wyższym od rentowności długoterminowych obligacji. Ze względu na sprzedaż Polkomtela w tym roku i planowaną sprzedaż Exatela w roku przyszłym, stopa dywidendy w 2012 r. i 2013 r. może wynieść odpowiednio ok. 9% i 7%. Korzystnie na wyniki w 2012 r. powinno wpłynąć uruchomienie największego bloku energetycznego w Polsce, o mocy 853 MW. Tauron Tauron, uwzględniając zakup GZE będzie notowany na poziomie EV/EBIDTA 4,3 i 4,4 razy oraz P/E 6,4 i 6,8 razy na lata 2011/2012. Ze względu na skalę inwestycji i znaczący wzrost zadłużenia obecne dotychczas w wycenie dyskonto do pozostałych spółek naszym zdaniem zaniknie. Efekty programu inwestycyjnego po stronie zysków będą w pełni widoczne za kilka lat. Wyniki operacyjne Taurona są narażone na zmiany w ustawie o OZE (wycofanie wsparcia dla zamortyzowanych elektrowni wodnych) oraz na wygasanie przychodów z tytułu KDT. Rekomendujemy kupno akcji Tauron, ze względu na naszą wycenę spółki, zwracając uwagę na ryzyka mogące ujawnić się w ciągu najbliższych lat. Stanisław Ozga, CFA (0-22) 521-79-13 stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

Spis treści Sektor energetyczny w Polsce.3 Segment wytwarzania.. 4 Zasady działania rynku energii 6 Struktura zysku operacyjnego poszczególnych jednostek wytwórczych..7 Elektrownie.7 Elektrociepłownie 11 Koszty wytwarzania energii 12 Czynniki wpływające na ceny energii.15 Popyt i podaż..15 Ceny węgla........21 Wymiana fizyczna i handlowa 23 Uprawnienia do emisji CO2..26 Prognozy cen energii. 29 Inwestycje w nowe moce...30 Odnawialne źródła energii.34 Segment dystrybucji...36 Segment Obrotu i Sprzedaży.38 Charakterystyka grup energetycznych..41 ENEA..48 PGE.59 Tauron..71 2

Sektor energetyczny w Polsce Zysk brutto przed opodatkowaniem sektora energetycznego w Polsce wzrósł z poziomu ok. 6 mld PLN w latach 2006-2008 do ponad 10 mld PLN w latach 2009-2010. Głównym beneficjent tych zmian był segment wytwarzania (obejmujący elektrownie zawodowe cieplne i elektrociepłownie), który zwiększył zysk brutto przed opodatkowaniem z 2,9 mld PLN w 2008 r. do 7,8 mld PLN w 2009 r. i 6,3 mld PLN w 2010 r. mln PLN 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 Źródło: ARE Łączny wynik na działalności energetycznej (zysk brutto przed opodatkowaniem) przedsiębiorstw energetycznych 1045 1025 232 983 1189 690 10973 534 2 179 508 1 901 2 554 3 297 1 425 1 574 749 1400 2 362 2 544 Elektrownie na 2008 węglu brunatnym 2009 Elektrownie na węglu kamiennym 2010 Elektrociepłownie 5 165 Przedsiębiorstwa obrotu łącznie Elektrownie wodne 10 054 Operatorzy systemów dystrybucyjnych Przyczyną znaczącego wzrostu zysków były zmiany systemowe dotyczące urynkowienia i uwolnienia cen energii (z wyjątkiem taryfy G). Zmiany te spowodowały wzrost cen energii do poziomów zbliżonych do notowanych na sąsiednich rynkach w Czechach i Niemczech. Wytwórcy zostali wsparci systemem rekompensat po likwidacji KDT. Znaczne zyski są generowane także przez systemem świadectw (certyfikatów) pochodzenia energii z OZE (zielonych, otrzymywanych w segmencie wytwarzania głównie za spalanie biomasy) i świadectw pochodzenia otrzymywanych za wytwarzanie energii w kogeneracji (czerwonych i żółtych). Dodatkowy zysk dla polskiej energetyki stanowią także darmowe uprawnienia do emisji CO2. Kolejne zmiany w energetyce wciąż następują i będą miały miejsce także w ciągu następnych lat. Od końca 2010 r., po wprowadzeniu obliga giełdowego dla producentów energii elektrycznej spółki obrotu przestały kupować energię w ramach własnej grupy i obecnie poszczególne segmenty rynku energetycznego (wytwarzanie, obrót, dystrybucja) działają praktycznie jak odrębne przedsiębiorstwa. Najbliższe lata stoją pod znakiem dużych inwestycji. Dotyczy to nie tylko sektora wytwarzania i OZE, gdzie łączne nakłady do końca dekady mogą przekroczyć 150 mld PLN, ale także sektora dystrybucji. Uzgodnione z URE nakłady inwestycyjne spółek dystrybucyjnych wyniosą 27 mld PLN do roku 2015. Inwestycje te bezpośrednio przełożą się na zyski operacyjne (są wynagradzane stopą zwrotu z aktywów). Zyski z nowych inwestycji będą wspierane przez rosnące stopy zwrotu ze starych aktywów, które w ciągu najbliższych lat zaczną rozpoznawać pełne WRA. W 2010r stopa zwrotu z aktywów w sektorze wynosiła średnio ok. 5%, docelowo powinna wzrosnąć do ponad 9%. Z tego względu zyski operacyjne spółek dystrybucyjnych do roku 2015 mogą się podwoić. 3

Marże w segmencie wytwarzania nie powinny już relatywnie rosnąć ze względu na znaczny spadek przychodów z KDT od 2013 r. i zmniejszenie się w tym samym okresie bezpłatnych przydziałów CO2 o blisko połowę. Nowa ustawa o odnawialnych źródłach energii może zredukować poziom wsparcia ze strony praw majątkowych do świadectw pochodzenia uzyskanych z tytułu wytworzenia zielonej energii (obecnie wynoszący dla elektrowni i elektrociepłowni zawodowych ok. 2 mld PLN, czyli prawie 1/3 ich zysku brutto). Zagrożone są także marże wytwórców energii w segmencie OZE (bez spalania biomasy), które pochodzą głównie z elektrowni wodnych (zysk brutto przed opodatkowaniem w 2010r. wyniósł 0,74 mld PLN,). Z drugiej strony korzystnie na marże wytwórców działać będzie obniżający się poziom rezerwy mocy w polskim systemie elektroenergetycznym, który trwać będzie prawdopodobnie aż do roku 2016. Marże segmentu obrotu także nie powinny relatywnie rosnąć, ze względu na zredefiniowanie jego roli po wprowadzeniu obowiązku sprzedaży energii elektrycznej na rynku regulowanym (100% energii dla odbiorców korzystających z KDT i 15% dla pozostałych). Rola segmentu obrotu jest teraz zbliżona do zadań działów sprzedaży w innych przedsiębiorstwach. Głównym zadaniem stało się utrzymanie obecnych klientów i pozyskanie nowych. Segment wytwarzania Krajowe zużycie energii brutto odbudowało sie po spadku w 2009 r. i w 2010 r. osiągnęło historycznie najwyższe poziomy (ok. 155 TWh). Produkcja energii wyniosła w 2010 r. 156,3 TWh i była niższa niż w latach 2006-2007. Produkcja energii była od początku lat 90-tych wyższa od zużycia krajowego. Dostępne nadwyżki mocy zostały wykorzystane do eksportu energii. Produkcja i żużycie energii w Polsce 1988-2010 25 000 170 000 24000 23000 165000 160000 MW 22000 21000 20000 19000 155 000 150 000 145 000 140 000 18000 17000 16000 15000 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 GWh 135000 130000 125000 120000 Średnie roczne zapotrzebowanie na moc szczytową produkcja energii brutto krajowe zużycie brutto Źródło: PSE W Polsce na koniec I kw. br. z 36 GW mocy osiągalnej, 8,8 GW należało do elektrowni opalanych węglem brunatnym, ok. 16 GW do elektrowni opalanych węglem kamiennym, 6GW do elektrociepłowni, 1,1 GW do elektrowni wiatrowych, 2,2GW do elektrowni wodnych, w tym 1,4 GW do szczytowo-pompowych. Poziom mocy dyspozycyjnej 4

wynosi średnio 23-28 GW, a rezerwa mocy w szczycie waha się od 2 do 5 GW. Struktura mocy zainstalowanej w KSE (2010 r., MW) 934 2 221 2 486 966 8 772 20 377 Elektrownie na węglu kamiennym Elektrownie gazowe Elektrownie przemysłowe Elektrownie na węglu brunatnym Elektrownie wodne Źródła odnawialne Żródło: PSE Dobowe zapotrzebowanie na moc w Polsce waha się od ok. 14-16 MW latem, w godzinach niskiego zapotrzebowania, do 22-25 GW w godzinach szczytu zimą. Polski rynek energii elektrycznej jest przy tym obecnie relatywne zamknięty (w 2010 r. eksport handlowy stanowił 2% produkcji krajowej brutto a import handlowy 1,1%) i główne przepływy jakie występują mają charakter karuzelowy (prąd wpływa z Niemiec, głównie z elektrowni wiatrowych, a wypływa na południu Polski, na granicy z Czechami i Słowacją). Obecnie konkurencja w sektorze wytwarzania ze względu na poziom nadwyżki dostępnej mocy nie jest duża. Wykorzystanie zdolności produkcyjnych jednostek wytwórczych ogółem wynosi pomiędzy 60% a 70%, a dla tych, dla których przekazano operatorowi umowy sprzedaży wynosi ponad 80%. Wykorzystanie zdolności produkcyjnych bloków energetycznych dla których zgłaszane były umowy sprzedaży energii do PSE w 2010 r. 89,0% 88,5% 88,0% 87,5% 87,0% 86,5% 86,0% 85,5% 85,0% 84,5% 84,0% Źródło: PSE styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień Na 36 GW mocy elektrycznej w Polsce 25,4 GW stanowią jednostki wytwórcze centralnie sterowne (JWCD), w których pracę może ingerować bezpośrednio PSE (robi to za 5

pośrednictwem Krajowej Dyspozycji Mocy). Główne ograniczenia produkcyjne nakładane przez operatora na JWCD wynikają z uwarunkowań pracy sieci przesyłowej w Polsce i dotyczą najczęściej konieczności pracy w wymuszeniu dwóch elektrowni znajdujących się na północy kraju: ZEDO i Ostrołęka. Poniżej swoich możliwości latem, ze względu na mniejsze możliwości przesyłowe sieci w wysokich temperaturach pracować muszą także niektóre bloki poszczególnych elektrowni oraz awaryjnie włączane są elektrociepłownie. Ograniczenia w wytwarzaniu wynikają także z decyzji samych producentów i wynikają z alokacji CO2 dla poszczególnych elektrowni, które nie przekraczają znacząco sprzedaży powyżej przyznanych limitów. Zasady działania rynku energii Obecnie ceny na rynku energii ustalane są w dużym stopniu na podstawie sił podaży i popytu. Ze względu na ustawowy obowiązek sprzedaży 15% energii na rynku giełdowym (100% dla wytwórców korzystających ze wsparcia KDT) podstawową formą handlu energią jest rynek TGE (giełda towarowa, na której wytwórcy spełniają obowiązek sprzedaży energii na rynku publicznym). Część energii jest sprzedawana w dalszym ciągu przez kontrakty dwustronne (w I kw. br. ok. 1/3 zapotrzebowania polskiego systemu brutto nie było zakontraktowane na TGE). Umowy sprzedaży energii zawarte na giełdzie i w postaci kontraktów dwustronnych zgłaszane są do realizacji przez operatora systemu przesyłowego (Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.). Nadwyżki/niedobory energii wynikające z braku możliwości zrealizowania kontraktów ze względów systemowych lub z niezbilansowania w danym momencie popytu i podaży na rynku wyrównywane są na rynku bilansującym. Rynek bilansujący nie jest miejscem handlu energią, ale rynkiem technicznym mającym na celu zbilansowanie podaży i popytu. Transakcje i dostawy na rynku bilansującym mogą mieć zarówno wymuszony jak i niewymuszony charakter. W zakresie niewymuszonym rynek działa na zasadzie ofert cenowych proponowanych przez poszczególnych wytwórców, a w zakresie operacji wymuszonych zasady są ustalane przez operatora, chociaż także oparte na cenach rynkowych i kosztach (np.: za pracę w wymuszeniu operator pokrywa 105% kosztów zmiennych i całość CO2). Koszty tych operacji ponosi PSE i są one przekładane na klientów końcowych. Do regulacyjnych usług systemowych (RUS) należą m.in.: operacyjna rezerwa mocy, praca wymuszona, praca z zaniżeniem i przeciążeniem. W 2010 r. przychody elektrowni i elektrociepłowni zawodowych z RUS wyniosły 211 mln PLN (0,9% przychodów). Z punktu widzenia obrotu energią elektryczną rynek ten nie ma jednak dużego znaczenia. Na rynku bilansującym w ostatnich dwóch latach wytwórcy sprzedawali ok. 6% energii. Transakcje wymuszone, zawarte ze względów na ograniczenia systemowe, dotyczyły jednak tylko ok. 3% energii. O cenie na rynku energii decydują jednostki o najwyższych zmiennych kosztach wytwarzania bilansujące rynek w danym momencie (ten mechanizm rynkowy może być zaburzany przez podatki nałożone na źródła wytwórcze o niskich kosztach zmiennych np.: elektrownie atomowe w Niemczech). Przy określonym poziomie popytu na prąd uruchamiane są określone źródła podaży, z których to posiadające najwyższe koszty zmienne ustala cenę energii na rynku. Wzrost popytu prowadzi do uruchamiania kolejnych droższych źródeł wytwarzania, które ustalają ceny prądu na wyższym poziomie. Odwrotny skutek ma obniżenie popytu na energię. Natomiast uruchomienie nowych źródeł energii odnawialnej, która ma koszty zmienne bliskie zera powoduje, że źródła energii o najwyższych kosztach zmiennych przestają wytwarzać, co powoduje, że cena energii ustala się na niższym poziomie. Ze względów technicznych generacja z elektrowni wiatrowych może być jednak wprowadzona do KSE tylko wtedy, gdy zapotrzebowanie na moc jest większe od minimum technicznego pracujących jednostek cieplnych powiększonego o rezerwę operacyjną ujemną (nadwyżkę zapotrzebowania ponad minimum techniczne), która w 2010 r. wynosi ok. 500 6

MW. Przy zwiększeniu mocy osiągalnej elektrowni wiatrowych ta rezerwa może wielokrotnie wzrosnąć. Dlatego w polskich warunkach moc elektrowni wiatrowych może w mniejszym stopniu zmniejszyć ceny energii elektrycznej w dolinach, a bardziej w szczytach. W Polsce z elektrowni cieplnych najniższe koszty zmienne wytwarzania mają elektrownie na węgiel brunatny i elektrociepłownie. Jednak ich łączne moce wraz ze źródłami odnawialnymi nie pokrywają zapotrzebowania na moc nawet w dolinach (zazwyczaj pokrywają 60%-70% zapotrzebowania) więc o cenie energii decydują elektrownie na węgiel kamienny. Z ekonomicznego punktu widzenia decydujące dla wytwórcy, by podjąć decyzję o uruchomieniu jednostki jest przynajmniej pokrycie kosztów zmiennych, na które głównie składają się koszty paliwa, opłaty za korzystanie ze środowiska, emisje CO2 i cześć wydatków na remonty. Wytwórcy muszą obecnie pokrywać efektywnie do 10% kosztów CO2, ze względu na bezpłatnie przyznane uprawnienia. Jednak ze względu na to, że po przekroczeniu limitu darmowego przydziału muszą koszty CO2 pokrywać w całości, część wytwórców stosuje jako benchmark progu opłacalności pokrywanie kosztów zmiennych i pełne pokrycie kosztu CO2, i w ten sposób ustala swoje ceny. Obecnie nie można jednoznacznie stwierdzić jak poszczególni wytwórcy ustalają swoje ceny: pokrycie całości efektywnie ponoszonych kosztów (stałych i zmiennych, w tym praw CO2, które zostały dokupione), czy też pokrycie kosztów zmiennych i pełnego kosztu CO2. Wynika to z faktu, że wartości kosztów otrzymane w jednym i drugim przypadku są do siebie zbliżone, ponieważ ceny praw do emisji CO2 wynoszące 13-16 EUR (50-60 PLN) stanowią w przybliżeniu wartość kosztów stałych na MWh oraz nadwyżki emisji CO2. W przypadku dużej konkurencji na rynku wytwórców energii, sprzedaż okresowo może następować nawet bez pokrycia całości kosztów zmiennych. Wysoki stopień wykorzystania pracujących jednostek wynoszący pow. 84% oraz darmowe certyfikaty CO2 ograniczają chęci zwiększania sprzedaży znacząco ponad dostępne limity emisji. Uwarunkowania te sprawiają, że poszczególni wytwórcy mogą pracować w taki sposób by w całości pokrywać swoje koszty całkowite. Do sytuacji, by poszczególni dostawcy nie pokrywali całości kosztów dochodzi obecnie w dni świąteczne, przy niskim zapotrzebowaniu na moc, oraz ze względów technologicznych ponieważ bloki o niższej sprawności, które nastawione są na sprzedaż energii w godzinach szczytu, muszą już kilka godzin wcześniej zwiększać swoją moc. Struktura zysku poszczególnych jednostek wytwórczych -Elektrownie Segment wytwarzania decyduje obecnie o rentowności całego sektora energetycznego. W 2010 r. udział zysku brutto przed opodatkowaniem segmentu w zysku całej branży energetycznej wyniósł ok. 70%. Do roku 2008 rentowności osiągane przez producentów były relatywnie niskie, wynikało to z faktu, że spółki energetyczne i dostarczające paliwo kopalnie były całkowicie kontrolowane przez państwo, które de facto kontrolowało ceny prądu i zyski elektrowni, a część wytwórców energii, którzy wzięli na siebie zobowiązania inwestycyjne i musieli wykazywać się odpowiednią możliwością ich spłaty otrzymało wsparcie w postaci KDT (kontraktów długoterminowych zobowiązań operatora PSE do kupna energii po cenie wyższej, niż obowiązująca dla innych elektrowni). 7

Struktura zysku operacyjnego na sprzedaży energii elektrycznej w 2010 r. w elektrowniach i elektrociepłowniach zawodowych 3 000 2 500 2 000 183 250 619 mln PLN 1500 1000 2333 920 300 811 500 0 Elektrownie na węgiel brunatny 1039 Elektrownie na węgiel kamienny 535 Elektrociepłownie Źródło: ARE Spredaż energii Certyfikaty KDT W przypadku elektrowni na węgiel brunatny wysoki poziom rentowności wynika głównie z niskich kosztów wytwarzania i wysokiej marży na sprzedaży energii, natomiast w przypadku elektrowni na węgiel kamienny ze wsparcia dla kosztów osieroconych oraz zielonych certyfikatów otrzymywanych za współspalanie biomasy. Emisyjność poszczególnych źródeł wytwórczych nie ma większego znaczenia dla poziomu osiąganej marży, ponieważ polscy wytwórcy energii niemal całość praw do emisji CO2 do roku 2012 otrzymują za damo. (W elektrowniach zawodowych w 2010 r. emisje CO2 wyniosły 117,3 mln ton, a deficyt praw miał poziom 3 mln ton). W elektrowniach i elektrociepłowniach opalanych węglem kamiennym znaczne źródło przychodów, stanowią przychody ze sprzedaży certyfikatów pochodzenia energii. Głównie dotyczy to zielonych certyfikatów pochodzących ze współspalania biomasy. Poziom spalanej biomasy w elektrowniach na węglu kamiennym (udział w energii chemicznej) w 2010 r. wyniósł ok. 4,7%, wobec 2% w elektrowniach na węglu brunatnym. Obecnie korzystna jest ekonomika współspalania biomasy, której koszty z transportem wynoszą ok. 28 PLN/GJ (w uproszczeniu koszt produkcji energii zbliżony jest do wartości zielonego certyfikatu, wartość wytworzonego prądu jest zyskiem producenta). Pewien negatywny wpływ na rentowność spalania biomasy może mieć obowiązek zwiększania udziału biomasy rolniczej w ciągu następnych lat. Dodatkowo nieznany jest jeszcze poziom wsparcia dla spalania biomasy, który będzie obowiązywał po wejściu w życie nowej ustawy o odnawialnych źródłach energii (na dzień 1 września br. ustawy nie było jeszcze w uzgodnieniach międzyresortowych). 8

10% 9% 8% 7% Udział procentowy biomasy wg energii chemicznej paliw w 2010 w wybranych elektrowniach 8,24% 8,90% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 1,90% 2,82% 0% Elektrownia Rybnik Elektrownia Połaniec Elektrownia Opole Elektrownia Kozienice Źródło: Elektrownia Rybnik, Połaniec, Opole, ENEA, PKO DM Pewne zmiany w charakterystyce pracy bloków na węgiel kamienny może przynieść również uruchomienie największego bloku energetycznego w Polsce w Bełchatowie o mocy 853 MW. Testy bloku trwają od czerwca. Na początku sierpnia łączna moc pracujących bloków w Bełchatowie przekroczyła 5000 MW. W okresie testowania bloku i jego synchronizacji z systemem elektroenergetycznym wyraźnie spadła produkcja prądu w elektrowniach na węglu kamiennym: w czerwcu o -1,4% r/r i lipcu -3,1% r/r, podczas gdy w elektrowniach na węglu brunatnym rosła odpowiednio o 14% i 4,5% r/r. Wzrost produkcji energii ogółem wyniósł odpowiednio 4,6% i 1,8% r/r. Wzrostowi produkcji przez Bełchatów towarzyszyły spadki cen energii na RDN TGE, chociaż zbiegły się one także z obawami o spowolnienie gospodarcze. Część przychodów ze wsparcia dla kosztów osieroconych powstałych po rozwiązaniu kontraktów długoterminowych (KDT) ma charakter księgowy, ponieważ ich wysokość naliczana przez spółki była kwestionowana przez URE. Tauron w latach 2008-2010 zaksięgował 1,1 mld PLN przychodów z czego sporna kwota wynosi ok. 240 mln PLN, PGE zaksięgowało w latach 2008-2010 ok. 3,2 mld PLN z czego kwota sporna wynosi 941 mln PLN, ENEA zaksięgowała 15,5 mln PLN, kwota potencjalnych roszczeń wynosi 267 mln PLN. Kwoty rozliczeń były przedmiotem spraw sądowych, w których w kwestiach merytorycznych Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów przyznawał rację spółkom. URE składał jednak apelacje. Przeszkodą do ostatecznego rozpatrywania spraw był brak obsadzenia stanowiska Prezesa URE. Stanowisko to zostało obsadzone z dniem 1 czerwca br. co stwarza warunki do zakończenia kwestii spornych. 9

Wsparcie ze strony KDT w segmencie wytwarzania mln PLN 1500 1300 1100 900 700 500 300 100-100 2009 2010 1H2011 PGE mln PLN Tauron mln PLN ENEA mln PLN PGE PLN/MWh Tauron PLN/MWh ENEA PLN/MWh 30 25 20 15 10 5 0-5 -10 PLN/MWh Źródło: ENEA, Tauron, PGE, PKO DM Specyfika wsparcia wytwórców ze strony KDT rodzi ryzyko, że dodatkowa marża osiągana z tego tytułu spadnie po roku 2013, kiedy wartość wsparcia będzie zanikać. Trudno będzie bezpośrednio przenieść kompensujący ją wzrost ceny energii na odbiorców. Opłata ta nie jest bowiem zawarta w cenie energii elektrycznej, ale figuruje oddzielnie jako opłata przejściowa w rachunku za usługi dystrybucyjne i jest zależna od wielkości wykorzystywanej mocy umownej. Dodatkowo spadek opłaty przejściowej w najbliższych latach nie przełoży się także na spadek rachunku za usługi dystrybucyjne, ponieważ w dużym stopniu zostanie zrekompensowany on wzrostem opłat przesyłowych (wzrosną inwestycje w sieci przesyłowe PSE Operator chce w latach 2012-2016 wydać ok. 8,5 mld PLN) oraz dystrybucyjnych (rosnące wydatki inwestycyjne, ponadto coraz więcej starych aktywów spółek dystrybucyjnych będzie wynagradzane rozpoznanie pełnego WRA powinno nastąpić już w 2015 r.). 10

-Elektrociepłownie Dla rentowności elektrociepłowni oprócz zielonych certyfikatów pochodzących głównie ze spalania biomasy/biogazu istotne są certyfikaty czerwone z tytułu wytwarzania prądu w wysokosprawnej kogeneracji i żółte otrzymywane za wytwarzanie energii w kogeneracji z gazu. Na łączny poziom wsparcia prawami majątkowymi wynoszący ok. 800 mln PLN w 2010 r. blisko połowa pochodziła ze sprzedaży żółtych certyfikatów. Wsparcie produkcji energii elektrycznej w elektrociepłowniach w 2010 r. (mln PLN) 150 368 293 Żółte certyfikaty Czerwone certyfikaty Zielone certyfikaty Źródło: ARE Marża operacyjna na produkcji ciepła w elektrociepłowniach w latach 2009-2010 była ujemna. (Strata na sprzedaży ciepła wynosiła odpowiednio w 2010 r. i 2009 r. -434,1 mln PLN i -363,3 mln PLN). Dodatkowo proces produkcji ciepła ze źródeł odnawialnych nie jest wspierany zielonymi certyfikatami. Rentowność produkcji ciepła w kogeneracji może w najbliższym czasie jednak się poprawić. Rynek ciepła jest rynkiem regulowanym, ale po zmianach w prawie energetycznym w 2010 r. warunki funkcjonowania elektrociepłowni zostały poprawione w wyniku wprowadzenia uproszczonego modelu kalkulacji cen ciepła. Kalkulacja cen ciepła w kogeneracji może być dokonana na podstawie benchmarku w postaci cen ciepła wytwarzanego w ciepłowniach. Pozwala to elektrociepłowniom na podwyżki cen w ramach obowiązujących cen referencyjnych (benchmarku). Elektrociepłownie nie są również narażone na ryzyko, że poczynione oszczędności kosztów przełożą się na obniżkę cen ciepła przez URE w kolejnych okresach (ze względu na spadek poniesionych uzasadnionych kosztów wytworzenia). Rozwiązanie to jest także korzystne dla jednostek uzyskujących znaczne przychody z tytułu kolorowych certyfikatów, gdyż pozwala nie uwzględniać ich w kalkulacji cen ciepła. Pewnego rodzaju ryzykiem dla rentowności wytwarzania energii w kogeneracji jest fakt, że do tej pory nie jest znana przyszłość czerwonych i żółtych certyfikatów, gdyż obecne rozporządzenie Ministra Gospodarki ustala wymagany poziom energii z tych źródeł tylko do roku 2012. Certyfikaty te mają kluczowe znaczenie dla rentowności elektrociepłowni. Wg opinii branży certyfikaty te zostaną jednak utrzymane. 11

Koszty wytworzenia energii Techniczny koszt wytworzenia energii elektrycznej w 2010 r. PLN/MWh 180 160 140 120 100 80 60 9,4 95,7 10,6 121,1 7,7 78,8 40 20 45,4 45,8 45,3 0 w elektrociepłowniach w elektrowniach na węglu w elektrowniach na węglu kamiennym brunatnym koszty stałe koszty zmienne (paliwo produkcyjne) koszty zmienne (pozostałe) Źródło: ARE Ceny energii elektrycznej i techniczny koszt wytworzenia w elektrowniach zawodowych PLN/MWh 200 190 180 170 160 150 140 130 120 110 100 2007 2008 2009 2010 Elektrownie na węglu kamiennym Elektrownie na węglu brunatnym Ceny energi elektrycznej Źródło: ARE, URE Największy udział w kosztach zmiennych mają koszty paliwa podstawowego, które stanowią ok. 90% kosztów zmiennych. W skład paliwa podstawowego w elektrowniach węglowych oprócz węgla wchodzi też olej opałowy używany do rozpalania kotłów. Wyznacznikiem kosztów zmiennych w elektrowni jest sprawność bloków energetycznych. Pozostałe ważniejsze pozycje to opłaty za korzystanie ze środowiska (emisja pyłów, CO, CO2, SOx, NOx), koszt zakupu paliwa, remonty. Najniższe zmienne koszty wytwarzania mają elektrownie na węgiel brunatny, od 70 PLN 100 PLN/MWh ze względu na niskie koszty węgla (w 2010 r. średni koszt 6,72 PLN/GJ). Konkurencyjne mogą być dla nich elektrociepłownie, które mają wyższą sprawność wytwarzania w kogeneracji i muszą 12

pracować ze względu na wytwarzanie ciepła. Elektrownie na węglu kamiennym mogą mieć koszty zmienne na poziomie od 105 do 150 PLN/MWh ze względu na wyższe koszty paliwa (w 2010 r. średnia cena węgla kamiennego w elektrowniach była na poziomie 10,95 PLN/GJ) oraz dodatkowe koszty transportu węgla, które mogą podnieść cenę węgla nawet ponad 1,5 PLN/GJ. Oprócz rodzaju paliwa koszty zmienne zależą także od sprawności bloków energetycznych występujących w elektrowni. Najniższą sprawność mają najstarsze bloki o mocy 120 MW, najwyższą nowe bloki o parametrach nadkrytycznych. Charakterystyka bloków energetycznych w polskich elektrowniach zawodowych Bloki energetyczne Sprawność brutto ( gdy koszty zmienne ) Wyk. mocy zainstalowanej ( gdy koszty stałe ) Bloki 120 MW 34,7% 44,1% Bloki 220 MW 37,3% 52,9% Bloki 360 MW 39,0% 69,0% Bloki 500 MW Kozienice 39,7% - Blok 460 MW Pątnów II 44,0% - Blok 460 MW Łagisza 46,0% - Średnia dla branży 37,7% 55,0% *dane za 2009 r. Źródło: ARE Na koszty stałe składają się głównie koszty świadczeń pracowniczych, amortyzacji, podatki od nieruchomości oraz część kosztów remontów. Największy wpływ na poziom kosztów stałych ma struktura polskiej energetyki bazująca na blokach 220 MW, oraz brak możliwości restrukturyzacji zatrudnienia (okresy ochronne dla pracowników). Ze względu na fakt, że większość eksploatowanych bloków pochodzi z lat 70-tych i 80-tych oraz wciąż obowiązują gwarancje zatrudnienia, efektywność zatrudnienia mierzona liczbą zatrudnionych na MW zainstalowanej mocy jest podobna we wszystkich elektrowniach spółek giełdowych i zależy głównie od rodzaju używanych bloków. Bloki 120 MW mają poziom zatrudnienia ponad 1 osoba na MW, elektrownie oparte na blokach 200-360 mają zatrudnienie rzędu 0,8-0,9. Nowoczesne zautomatyzowane bloki wymagają zatrudnienia rzędu 0,1-0,2 osoby na MW. Także poziom płac wraz z narzutami jest zbliżony we wszystkich giełdowych grupach więc koszty zatrudnienia w elektrowniach widoczne w kosztach produkcji (mierzone jako PLN/MWh) zależą głównie od wielkości elektrowni (mniejsze koszty ogólnowydziałowe i zarządu na MW) i zdolności wykorzystania mocy wytwórczych (bazy na jaką koszty zatrudnienia zostaną rozłożone). W elektrowniach spółek giełdowych koszty zatrudnienia wahają się od ok. 15 do ponad 30 PLN/MWh. Ze względu na podobieństwa techniczne bloków i zbliżony okres ich eksploatacji podobnie wygląda sprawa amortyzacji tutaj także na poziom kosztów wyrażanych jako PLN/MWh największe znaczenie ma stopień wykorzystanie mocy zainstalowanej. 13

Wykorzystanie mocy zainstalowanej w wybranych elektrowniach Elektrownie cieplne zawodowe Moc zainstalowana Moc osiągana Produkcja brutto 2009 r. Wykorzystanie mocy zainstalowanej MW MW GWh 2009 Elektrownie na węglu brunatnym 8985 9013 50953 65% PGE El. Bełchatów S.A. 4440 4450 27380 70% El. Turów 2088 2106 11890 65% El. Pątnów 1200 1200 5239 50% El. Adamów 600 600 3557 68% El. Pątnów II Sp. z o.o. 464 464 2213 54% El Konin 193 193 675 40% Elektrownie na węglu kamiennym 15607 15912 64989 48% El. Kozienice S.A. 2820 2880 12122 49% El. Połaniec S.A. - Grupa GDF SUEZ Energia Polska 1600 1800 7354 52% El. Rybnik S.A. 1775 1775 8778 56% Dolna Odra 1772 1772 5747 37% PGE El. Opole S.A. 1492 1532 8481 65% El. Jaworzno 3 1345 1345 6195 53% El. Łaziska 1155 1145 5133 51% El. Łagiszka 1060 1060 2643 36% El. Siersza 666 677 1929 33% El. Ostrołęcka B 647 647 2766 49% El. Skawina 490 490 1198 28% El. Stalowa Wola S.A. 330 341 1089 38% El. Jaworzno 2 190 190 822 49% El. Blachownia 165 158 487 34% El. Halemba 100 100 245 28% *dane za 2009 r. Źródło: ARE Pewne szanse ograniczenia kosztów stałych daje restrukturyzacja zatrudnienia. Wskaźniki efektywności zatrudnienia elektrowni, o podobnych parametrach technicznych (opartych na blokach 220 MW), które przeszły restrukturyzację kosztów, jak należące do EDF elektrownia Rybnik oraz do GDF Połaniec wynoszą poniżej 0,5 osoby na MW (przy czym elektrownie te w większym stopniu stosują outsourcing i rzeczywiste różnice w zatrudnieniu wynoszą szacunkowo ok. 25%). Dla porównania poziom zatrudnienia dla jednej z najbardziej efektywnych pod tym względem elektrowni Kozienice wynosi 0,81 osoby na MW. Koszty zatrudnienia na MWh w Kozienicach wynoszą ok. 20 PLN/MWh a w Rybniku ok. 13 PLN. 14

Czynniki wpływające na ceny energii -Popyt i podaż Zużycie energii i PKB w Polsce i w Niemczech Polska Niemcy 1990-2000 2000-2010 1990-2000 2000-2010 Średni wzrost PKB w okresie 3,79% 3,85% 1,84% 0,86% Średni wzrost zuzycie energii elektrycznej w okresie 0,20% 1,16% 0,51% 0,41% Energochłonnosć PKB (KWh/1000 EUR PKB) na koniec okresu 701 537 281 269 Średnia zmiana energochłonności PKB w okresie -4,35% -2,62% -1,23% -0,44% Zużycie energii per capita (MWh) na koniec okresu 3,57 4,06 7,05 7,39 Średni wzrost zużycia per capita w okresie 0,08% 1,28% 0,28% 0,48% Źródło: GUS, Bloomberg, ARE, AGEB Zużycie prądu w Polsce rosło w ciągu ostatnich 10 lat (2000-2010) o ok. 1,2% rocznie, w porównaniu do tempa wzrostu PKB wynoszącego średnio 3,8%. W nieco większym stopniu (1,4%) rosło zapotrzebowanie na moc szczytową. W poprzedniej dekadzie 1990-2000 zużycie krajowe rosło średniorocznie zaledwie o 0,2% przy tempie wzrostu realnego PKB także o 3,8%, ale taka zależność wynikała głównie ze zmiany struktury gospodarki. Ze względu na wysoką energochłonność polskiego przemysłu z okresu początku przemian gospodarczych i przechodzenie na nowocześniejsze i wydajniejsze technologie zwiększanie efektywności energetycznej było stosunkowo proste. Po rozwiązaniu prostych rezerw, tempo zużycia energii było już bardziej zbliżone do tempa wzrostu PKB. Podobne zależności (chociaż oczywiście w odpowiednio mniejszej skali) można było także zaobserwować w krajach bardziej rozwiniętych niż Polska. Z tego powodu dostępne prognozy dynamiki krajowego zużycia energii w Polsce do roku 2025 mówią o wyższym średnim wzroście niż w poprzednich dekadach. Prognozy zużycia prądu w Polsce sporządzone przez PSE Operator na potrzeby rozwoju sieci przesyłowej, mówią o średniorocznym wzroście zużycia energii o 2,2% rocznie w latach 2010-2025. Należy przy tym pamiętać, że prognozy sporządzane przez operatora są robione z pewnym zapasem ponieważ bierze on pod uwagę margines bezpieczeństwa dla obciążenia sieci. Z kolei prognoza przedstawiona przez Ministerstwo Gospodarki zakłada wzrost o średnio 1,3% rocznie do roku 2025. Zużycie prądu w 2025 r., wg prognozy operatora powinno wynieść ok. 220 TWh. Prognoza Ministerstwa Gospodarki jest o ponad 13% niższa. 15

Prognozy zużycia energii brutto w Polsce 230 000 220 000 210 000 200 000 190 000 GWh 180000 170000 160 000 150 000 140 000 130 000 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Źródło: PSE, MG, PKO DM Zużycie historyczne brutto Prognoza PSE Prognoza MG Zmiana PKB i zużycia energii elektrycznej w Polsce 7% 5% 3% 1% -1% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010-3% -5% Zużycie energii brutto r/r w % PKB r/r w % Źródło: GUS, PSE Pewnym zagrożeniem dla tego rodzaju prognoz może być fakt, że w latach 2005-2010, czyli po wejściu w życie dyrektywy EU ETS, limitującej zużycie CO2 i dyrektywy 2006/32/EC w sprawie efektywnego wykorzystania energii - promującej wzrost efektywności energetycznej, zużycie prądu w relacji do PKB znacząco spowolniło. W Polsce w tym okresie zużycie prądu rosło o 1,36%, przy tempie wzrostu PKB średnio o 4,7%. W Niemczech zużycie energii elektrycznej nawet spadało średnio o 0,3% rocznie, mimo realnego tempa wzrostu PKB na poziomie 1,1%. Zarówno w Polsce, jak i Niemczech relatywnie słabsze było zużycie prądu w przemyśle, co było szczególnie widoczne w czasie kryzysu w 2009r. Relatywnie większe dynamiki wykazywało zużycie prądu przez gospodarstwa domowe, handel, usługi i instytucje publiczne (w Niemczech zużycie w tej grupie było praktycznie na tym samym poziomie przez cały okres, w Polsce rosło o 2,5%). W Polsce dyrektywa w sprawie efektywnego wykorzystania energii została wdrożona dopiero w tym roku w formie ustawy o efektywności energetycznej. Przyjętym mechanizmem wspierającym oszczędność energii jest mechanizm białych certyfikatów przyznawanych za określone działania w tym zakresie 16

wraz z systemem określonych obowiązków i opłat zastępczych. Głównym celem programu jest uzyskanie oszczędności energii finalnej do roku 2016 nie mniejszej niż 9% średniego zużycia z lat 2001-2005. Na razie nie ma jeszcze aktów wykonawczych określających roczną skalę oszczędności. Nie wiadomo jednak jak długo ustawa ta będzie obowiązywać. W czerwcu br. KE zaproponowała nową dyrektywę o efektywności energetycznej, która ma łącznie zastąpić dyrektywę 2006/32/EC oraz dyrektywę 2004/8/EC wspierającą kogenerację. Nowa dyrektywa EED ma zapewnić realizację celu pakietu 3*20 w zakresie zwiększenia efektywności energetycznej. Jedną z propozycji dyrektywy jest zobowiązanie firm prowadzących sprzedaż detaliczną energii lub dystrybutorów do rocznych oszczędności energii w wysokości 1,5% ich wolumenu sprzedaży. Takie zobowiązanie będzie się przekładać wprost na zmniejszenie lub zahamowanie wzrostu zużycia energii elektrycznej. Zwiększa to prawdopodobieństwo rewizji obecnych prognoz zużycia energii w przyszłości. Jeżeli chodzi o zachowanie się rynku w krótszym terminie, zwłaszcza w czasie dynamicznych zmian koniunktury gospodarczej widoczna jest korelacja zużycia energii elektrycznej z produkcją przemysłową. W grupach taryfowych A i B widać wahania związane z koniunkturą. Klienci segmentów C i G są w krótkim terminie bardziej odporni na jej zmiany. 15,0% Zmiana zużycia energii w latach 2009 i 2010 w poszczegolnych grupach taryfowych, dynamika PKB, dynamika produkcji przemysłowej 10,0% 5,0% 2,5% 7,9% 2,2% 1,2% 4,2% 4,7% 1,6% 3,8% 9,8% 0,0% -5,0% Odbiorcy WN Grupa taryfowa B Grupa taryfowa C -2,0% Grupa taryfowa G Zużycie Dynamika PKB Dynamika energii produkcji ogółem przemysłowej -4,3% -4,5% -10,0% -11,7% -15,0% Źródło: ARE, PSE, GUS -8,4% 2009 2010 Po spadku krajowego zużycia energii w 2009r., popyt na prąd w Polsce odbudował się już w 2010r. praktycznie do poziomów roku 2008. Podobnie było z maksymalnym zapotrzebowaniem na moc szczytową, które w 2010r. było na historycznie wysokim poziomie 25 449 MWh. Dalszy wzrost zużycia krajowego jest również widoczny w 2011r., w ciągu pierwszego półrocza nastąpił wzrost o 2,1% r/r (przy wzroście PKB o ok. 4,3%). Ze względu na zamknięcie elektrowni atomowych w Niemczech rósł także eksport netto, który wyniósł w pierwszym półroczu ok. 2,9 GWh wobec 0,6 GWh w 2010r. Produkcja energii elektrycznej brutto wzrosła w I półroczu o 5%. 17

Krajowe zużycie energii brutto 15000 14500 14000 13500 GWh 13 000 12 500 12 000 11 500 11 000 styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień 2008 2009 2010 2011 Źródło: PSE W ciągu ostatnich lat podaż nowych mocy na rynku rosła bardzo powoli. Do głównych inwestycji należały bloki 460 MW o parametrach nadkrytycznych w Elektrowni Pątnów II 2008 r., Łagisza 2009 r. oraz oddany do użytkowania w tym roku największy blok w Polsce (853 MW) w elektrowni Bełchatów. Ze względu na fakt, że większość inwestycji jest opóźniona największe szanse na ukończenie mają do roku 2016r. elektrownie gazowe, szczególnie najbardziej zaawansowany blok kogeneracyjny 400 MW w Stalowej Woli. Dynamicznie za to powinien rozwijać się sektor elektrowni wiatrowych. Najwięcej inwestycji dotyczących bloków cieplnych zostanie oddanych w latach 2016-2020r. PSE Operator w planach rozwoju w zakresie zabezpieczenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energie elektryczną zakłada powstanie 11 000 MW nowych mocy do roku 2020 oraz ubytek mocy w tym okresie rzędu 6 500 MW. Przewidywane przez PSE ubytki mocy w najbliższych latach mają charakter głównie ekologiczny (brak przeprowadzonej modernizacji) i wynikają z zaostrzenia norm SOx do roku 2015 i następnie NOx w latach 2016-2020. Większa liczba wyłączeń ze względów technicznych będzie miała miejsce w latach 2020-2025 ze względu na to że okres eksploatacji będą kończyć bloki budowane w latach 70 tych ubiegłego wieku. Prognozy te ze względu na ich charakter należy traktować jednak raczej jako plan minimum. Na podstawie ankiet przeprowadzonych przez PSE w tym roku przedsiębiorstwa energetyczne deklarują budowę ok. 23 000 MW w elektrowniach cieplnych do końca 2020 r. oraz wycofanie w tym okresie 5 300 MW mocy. Mniejsze wycofania wynikają z większej liczby planowanych głębokich modernizacji, które pozwolą spełnić normy SOx i NOx (obejmują w okresie do 2020 r. 16 000 MW). Pewnego rodzaju prognostykiem dla nowych mocy mogą być także wstępnie przyznane bezpłatne limity CO2, które otrzymały instalacje o łącznej mocy ok. 15 000 MW. 18

Wybrane instalacje, które otrzymały wstępny przydział uprawnień na lata 2013-2020 ELEKTROWNIA Grupa Moc. MW ELEKTROWNIA GRUDZIĄDZ ENERGA 874 ELEKTROCIEPŁOWNIA NOWA SKAWINA CEZ 420 ELEKTROWNIA RYBNIK EDF 950 ELEKTROWNIA KOZIENICE ENEA 1000 ELEKTROWNIA OSTROŁĘKA C ENERGA 1000 ELEKTROWNIA PŁOCK GDF 912 ELEKTROWNIA ŁĘCZNA GDF 766 ELEKTROWNIA WŁOCŁAWEK GDF 456 ELEKTROWNIA BEŁCHATÓW PGE 858 ELEKTROWNIA BLACHOWNIA TAURON 900 ELEKTROWNIA DOLNA ODRA PGE 400 ELEKTROWNIA OPOLE PGE 1800 ELEKTROWNIA TURÓW PGE 480 ELEKTROWNIA PUŁAWY Melamina (PGE) 840 ELEKTROCIEPŁOWNIA STALOWA WOLA TAURON 422 ELEKTROWNIA JAWORZNO TAURON 910 ELEKTROCIEPŁOWNIA SIEKIERKI VATTENFALL 480 Źródło: MG, PSE, PKO DM 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 Zmiana bilansu mocy zainstalowanej w latach 2011-2020 MW 3 000 2 000 1 000 0-1 000 2 011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020-2 000-3 000 Moce wycofane Nowe moce w elektrowniach cieplnych Bilans mocy narastająceo Wzrost zapotrzebowania na moc szczytową Nowe moce OZE Źródło: MG, PSE, PKO DM 19

Prognozowane krajowe zapotrzebowanie na moc i rezerwa mocy 2011-2013 2 000 26 000 1 000 25 000 24 000 MW 0 23 000 MW -1 000-2 000 I II III IV V VI VII VII IX X XI XII I II III IV V VI VII VII IX X XI XII I II III IV V VI VII VII IX X XI XII 22 000 21 000 20 000 2011 2012 2013 Prognozowane krajowe zapotrzebowanie na moc (skala prawa) Nadwyżka rezerwy mocy (skala lewa) Źródło: PSE Według prognoz operatora w latach 2012-2015 w Polsce może mieć miejsce pogłębiający się deficyt mocy występujący szczególnie w dobowych szczytach w miesiącach letnich. Przy braku większych możliwości importowych może komplikować to pracę KSE i grozić awariami i wyłączeniami. Już obecnie w okresie wysokich temperatur operator włącza do pracy elektrociepłownie w największych miastach. Jako kolejny środek zapobiegawczy oprócz zwiększania zdolności importowych operator chce wdrożyć mechanizmy DSR (reakcji strony popytowej). Mechanizmy te miałyby polegać na stosowaniu zachęt finansowych dla odbiorców do redukcji obciążenia w sytuacjach zagrażających pracy systemu elektroenergetycznego, taryf z wyłączeniem, (czyli redukcji obciążenia gdy ceny na rynku bilansującym wzrosną powyżej zakładanej wartości), oraz umożliwiać operatorowi sterowanie obciążeniem odbiorcy. Początkowo do systemu ze względów technicznych mogliby przystąpić odbiorcy wysokich i średnich napięć, a pozostali po wprowadzeniu na większą skalę inteligentnych sieci. Z szacunków Operatora wynika, że pełne wprowadzenie tego systemu także w grupie mniejszych odbiorców może zredukować zapotrzebowanie na moc szczytową o 2200 MW. Paradoksalnie program ten może osiągnąć pełnię swojego oddziaływania w okresie gdy rozpocznie się szybki przyrost nowych mocy. Efektem ubocznym działania programu, który powoduje zmniejszenie zapotrzebowania na moc szczytową i wyrównywanie dobowego zapotrzebowania na moc może być wcześniejsze zamknięcie szczytowych bloków wytwórczych ze względów ekonomicznych. Nawet jeżeli nie wszystkie z planowanych inwestycji zostaną zrealizowane przy umiarkowanym tempie wzrostu zużycia energii elektrycznej, może pojawić się nadwyżka mocy porównywalna z tą na początku minionej dekady. Wtedy nadwyżka mocy została wykorzystana do zwiększenia eksportu energii elektrycznej. 20

Średnie roczne obciązenie i rezerwa mocy oraz eksport energii w latach 2000-2020 MW (GWh dla eksportu) 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 obciążenie rezerwa mocy eksport netto % rezerwa mocy w stosunku do obciążenia Źródło: PSE, MG, PKO DM *dane obciążenia i rezerwy dla szczytu wieczornego w elektrowniach zawodowych -Ceny węgla Głównym stymulatorem cen energii w ostatnich latach była nie tylko relacja podaży do popytu, ale wzrost kosztów surowców energetycznych, a zwłaszcza węgla kamiennego, na którym bazuje polska energetyka. Polska energetyka i górnictwo to naczynia połączone. Z węgla kamiennego wytworzono w 2010 r. 61,3% energii elektrycznej brutto, na co energetyka zawodowa zużyła 63% wydobytego w Polsce węgla energetycznego. Wzrost cen węgla w latach 2007-2009 bezpośrednio przełożył się na ceny prądu, gdyż to właśnie elektrownie na węglu kamiennym bilansują rynek. Zwyżki cen węgla w Polsce wynikały nie tylko ze wzrostu cen na światowych rynkach, ale także ze wzrostu kosztów wydobycia (wynikających zarówno z nominalnego wzrostu kosztów ogółem, ale także ze spadku wolumenu wydobywanego węgla). Zdecydowana większość kosztów w górnictwie ma charakter stały i z tego względu podwyżki cen mają raczej trwały charakter. Możliwość istotniejszych obniżek cen ograniczają także wyższe ceny na światowych rynkach. Po wzrostach cen węgla kamiennego w 2009 r., ceny dla elektrowni w 2010 r. nawet nieco spadły z 10,99 do 10,95 PLN/GJ. W tym czasie koszt zużytego węgla brunatnego wzrósł o 5,3% do 6,72 PLN/GJ, co zawęziło nieco różnicę marży pomiędzy elektrowniami na węglu kamiennym i brunatnym. 21

Ceny węgla 2007-2011 PLN/GJ 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 2007 2008 2009 2010 2011 Elektrownie na węglu kamiennym Elektrownie na węglu brunatnym Bogdanka ARA Źródło: ARE, Bloomberg, PKO DM Zmiana cen energii i cen węgla w latach 2008-2011 (r/r %) 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% 2008 2009 2010 2011 Cena węgla kamiennego PLN/GJ Cena węgla brunatnego PLN/GJ Cena prądu PLN/MWh Źródło: ARE, URE 22

Koszty wydobycia węgla i ceny węgla energetycznego PLN/tonę 280 260 240 220 200 180 160 140 120 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 I - V koszty wydobycia ceny węgla Żródło: MG, PKO DM -Wymiana fizyczna i handlowa W przypadku Polski dodatkowym czynnikiem mającym znaczenie przy ustalaniu cen prądu jest relatywnie zamknięty rynek energii. Polska nie spełnia obecnie wytycznych KE zgodnie, z którymi moc efektywna połączeń transgranicznych powinna odpowiadać 10% mocy zainstalowanej. Przez ostatnie lata Polska była eksporterem prądu netto. GWh Wymiana handlowa i fizyczna energii elektrycznej w latach 2008-2010 9 703 9 594 10000 7 664 8000 6 000 4 000 2 000 0-2 000-4 000-6 000-8 000-10 000 4 110-9 034 688 5 038-7 403 2 199 3 097 2008 2009 2010-1 743-3 422-2 839 eksport fizyczny eksport handlowy import fizyczny import handlowy saldo wymiany -6 310 1 354 Żródło: ARE, MG Energia jest sprowadzana obecnie głównie ze Szwecji, ze względu na tańszą energię pochodzącą z elektrowni wodnych. W 2010 r. nie sprowadzano energii z kierunków wschodnich Białorusi i Ukrainy. Dodatkowo ograniczenia możliwości importowych i 23

eksportowych wynikają z warunków pracy systemów elektroenergetycznych Polski, Czech, Niemiec i Słowacji, w których występują przesyły pierścieniowe. Wynika to głównie z gwałtownego rozwoju elektrowni wiatrowych na północnym wschodzie Niemiec. Prąd m.in. wygenerowany przez te źródła (ponad. 5 GWh rocznie, chociaż skala przepływów pierścieniowych zmalała po wyłączeniu części niemieckich elektrowni atomowych) wpływa do polskiego systemu elektroenergetycznego i przepływa do systemów Czech i Słowacji. Salda wymiany fizycznej i handlowej dla I półrocza 2011 r. 3 000 000 2 983 101 2 500 000 2 000 000 MWh 1500000 1000000 500000 0 1 071 624 633 328 969 893 967 865-116 170-132 266-500 000 Saldo handlowe saldo fizyczne Saldo handlowe saldo fizyczne Saldo handlowe saldo fizyczne Saldo handlowe saldo fizyczne -1 000 000-1 500 000 Czechy Słowacja Niemcy Szwecja -1 222 086 Żródło: ARE W 2011 r. PSE w prognozach rocznych zdolności przesyłowych nie przewidywał handlowych zdolności importowych prądu do Polski z kierunków Niemiec, Słowacji i Czech (mimo istniejących połączeń transgranicznych). Zdolności eksportowe na przetargach dla tych kierunków wynosiły średniorocznie ok. 800-1000 MW. Zdolności przesyłowe na połączeniu stałoprądowym ze Szwecją wynoszą ok. 450 MW. Po roku 2015 r. możliwości wymiany transgranicznej mają się znacząco poprawić. PSE Operator w swoim programie inwestycyjnym do roku 2015 planuje przeznaczyć ok. 2,5 mld PLN na rozwój połączeń transgranicznych. Jednym z celów inwestycji jest ograniczenie skali i możliwość regulacji przepływów pierścieniowych z systemu niemieckiego. 24

Transgraniczne połącznie międzysystemowe Obciążenie (MW) Liczba torów Na granicy z Niemcami: Krajnik - Vierraden 296 2 Mikułowa - Hagenverder 1385 2 Na granicy z Czechami: Wielopole - Albrechtice 1385 1 Wielopole - Nosovice 1385 1 Bujaków - Liskovec 400 1 Kopanina - Liskovec 400 1 Na granicy ze Słowacją: Krosno Iskrzynia - Lemesany 831 2 Na granicy ze Szwecją: Słupsk - Starno 600 1 Na granicy z Białorusią Białystok - Roś* 231 1 Wólka Dobrzyńska - Brześć 120 1 Na granicy z Ukrainą: Dobrotwór - Zamość 251 1 Rzeszów - Chmielnicka** 1300 1 * Linia wyłączona od 2004 r. ** Linia wyłączona od 1993 r. Źródło:MG Zadanie to ma być zrealizowane poprzez instalację przesuwników fazowych na połączeniach transgranicznych Krajnik i Mikołowa i rozwój sieci przesyłowej w zachodniej części Polski. Jednak głównym celem inwestycyjnym w zakresie wymiany transgranicznej w najbliższym okresie jest budowa połączeń asynchronicznych przede wszystkim z Litwą (Ełk- Alytus na linii 400 KV) o mocy 600 MW do 2015 r. i następnie 1000 MW w 2020 r. Planowane jest także ponowne uruchomienie linii 750 KV z elektrowni Chmielnicki na Ukrainie poprzez budowę połączenia stałoprądowego o mocy łącznej 1200 MW. Rozważane jest także odtworzenie połączenia z Białorusią o mocy 600 MW oraz budowa połączenia z obwodem kaliningradzkim. Połączenia z Białorusią, Rosją, Litwą i Ukrainą mogą mieć istotne znaczenie dla polskiego systemu energetycznego ze względu na planowane i powstające tam elektrownie jądrowe. Potencjalnie najszybciej mogą być ukończone inwestycje na Ukrainie w Chmielnickim (w 2015 roku) o łącznej mocy 2000 MW, oraz w obwodzie kaliningradzkim o mocy 2300 MW w latach 2016-2018. Pomimo braku efektywnych połączeń transgranicznych naturalnym benchmarkiem dla cen energii w Polsce są ceny na rynku czeskim i niemieckim. Zwyżki cen prądu na tych rynkach mimo ograniczonych zdolności eksportowych, dają okazję do wzrostu cen energii również w Polsce. Ceny w Niemczech (BASE na 2012 r. wyższy w sierpniu od cen polskich o ok. 18%) stanowią także punkt odniesienia dla polskiego przemysłu, który w długim terminie miałby problemy z zaakceptowaniem cen wyższych niż te płacone przez niemieckie przedsiębiorstwa. 25