Gospodarka niskoemisyjna Czy potrzebny plan Marshalla? Warszawa, 10 lutego 2011 r.

Gospodarka niskoemisyjna Czy potrzebny plan Marshalla? Warszawa, 10 lutego 2011 r.

Gospodarka niskoemisyjna Czy potrzebny jest plan Marshalla? prof. Krzysztof śmijewski Sekretarz Generalny Społecznej Rady Narodowego Programu Redukcji Emisji

Dźwignie wzrostu cen Drajwery obiektywne (zewnętrzne) niezależne od polityki krajowej; Drajwery subiektywne (wewnętrzne) krajowej zależne od aktualnej polityki 3/44

Dźwignie obiektywne dekapitalizacja infrastruktury pakiet klimatyczno-energetyczny ew. wzrost cen ropy i gazu ew. kontynuacja kryzysu globalnego 4/44

Dźwignie subiektywne zanik konkurencyjności konsolidacja ciągle niska efektywność produkcji i zużycia energii wzrost wartości złotówki ew. zwiększone zapotrzebowanie brak optymalizacji w mechanizmach wsparcia lub brak tych mechanizmów 5/44

ELEKTROWNIE Dekapitalizacja infrastruktury 1/4 lata dekapitalizacji 50,00 68,01% 2,00% 40,00 79,10% 2,50% 30,00 88,10% 3,33% 22,22 92,14% 4,50% 14,29 94,38% 7,00% 100% 80% 60% 40% 20% 0% Stopień dekapitalizacji Stopa umorzenia 6/44

ENERGETYKA Dekapitalizacja infrastruktury 2/4 Stopień dekapitalizacji 80% 60% 40% 20% 73% 51% 59% 63% 0% elektrownie sieci przesyłowe sieci dystrybucyjne ciepłownictwo 7/44

ENERGETYKA Dekapitalizacja infrastruktury 3/4 71% 75% 8/44

Dekapitalizacja infrastruktury 4/4 Ciepłownictwo kotłownie sieci Gazownictwo przesył dystrybucja wydobycie Elektroenerg przesył linie 400 kv linie 220 kv stacje dystrybucja linie stacje elektrownie elektro- Kolejnictwo linie kolejowe podkłady trakcja Górnictwo Rafinerie Rurociągi Porty morskie 67% 100% 80% 60% 40% 20% 0% INFRASTRUKTURA Stopień zuŝycia min 64% Stopień zuŝycia max 70% 9/44

10/44 Historia inwestycji 2558 716 1207 3265 4155 2920 1808 940 683 419 1607 5660 4281 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 45-50 51-55 56-60 61-65 66-70 71-75 76-80 81-85 86-90 91-95 96-00 01-05 06-10 MW Historia inwestycji w elektroenergetyce

Przyszłość inwestycji w elektroenergetyce 1/2 55 lat życia 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 45-50 51-55 56-60 61-65 66-70 71-75 76-80 81-85 86-90 91-95 96-00 01-05 06-10 11-15 16-20 21-25 26-30 45-50 51-55 56-60 61-65 66-70 71-75 76-80 86-90 86-90 91-95 96-00 01-05 06-10 11-15 16-20 21-25 26-30 11/44

Przyszłość inwestycji w elektroenergetyce 2/2 GW 9 7 5 3 1-1 -3-5 6,6 4,8 5,1 5,3 4,1 4,4 3,1 1,8 0,9 0,5 0,1 0,2 1,0 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1-0,3-0,9 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8-2,0-1,0-3,0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 PRZYBYTEK SUMA UBYTEK 12/44

Wymiar inwestycji PRZESYŁ 4,4 mld euro ELEKTROENERGETYKA 100 mld euro 13/44

Średnie ceny hurtowe 14/44

Przyrosty średnich cen hurtowych 15/44

Wzrost cen hurtowych od 2004 r. 16/44

Prognoza cen hurtowych 17/44

Prognoza przyrostów 18/44

Prognoza wzrostu względem 2004 r. 19/44

Prognoza cen uprawnień do emisji CO 2 1/2 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Wysokie Średnie Niskie 20/44

Prognoza cen uprawnień do emisji CO 2 2/2 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Obecna JPM KE DB ŚREDNIA Źródło: Rzeczpospolita 21/44

Tendencja Dlaczego emisja CO 2 nie będzie mogła być tania? zmiana charakteru rynku z uzupełniającego (5 10%) na podstawowy (100%); DZIŚ kup, jeśli chcesz produkować więcej JUTRO kup, jeśli chcesz produkować cokolwiek rosnący popyt na energię i uprawnienia vs. malejący wolumen uprawnień 22/44

Analiza derogacji 1/4 Wariant redukcji Wolny Szybki Bez derogacji Koszt mld zł mld zł mld zł CO2 79,5 131,3 198,6 Inwestycje 104,8 73,0 0,0 23/44

-60-40 -20 0 20 40 60 80 100 Analiza derogacji 2/4 redukcja ceny wolna 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 redukcja ceny szybka 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Zł/MWh -80-60 -40-20 0 20 40 60 80 100 zdyskont owana redukcja ceny wolna zdyskont owana redukcja ceny szybka 24/44

Zł/MWh Analiza derogacji 3/4 600 500 400 300 200 100 0 600 500 400 300 200 100 0 600 500 400 Wolna redukcja derogacji 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Szybka redukcja derogacji pełny koszt emisji CO2 koszt bez CO2 narastający koszt inwestycji zredukowany koszt CO2 pełny koszt emisji CO2 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 koszt bez CO2 pełny koszt emisji CO2 koszt bez CO2 300 200 100 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 narastający koszt inwestycji zredukowany koszt CO2 25/44

Zł/MWh Analiza derogacji 4/4-200 -150-100 -50 0 50 100 150 mld Zł -10-5 0 zł/mwh -141-127 -92-103 -115-34 -43-52 -61-71 -81 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 85 89 92 95 98 100 102 105 106 108 110 stopa dyskonta mld zł -5,4-4,4-3,4-2,5 stopa dyskonta -1,6 0% 1% 2% 3% 4% 5% -0,8 6% -0,1 7% 8% 9% 10% zdyskont owana redukcja ceny wolna zdyskont owana redukcja ceny szybka wolna wersja derogacji 5 0,6 1,3 1,9 2,4 10 15 20 10,0 10,4 10,9 11,3 11,6 11,9 12,2 12,5 12,8 13,0 13,2 szybka wersja derogacji 26/44

120 100 80 60 40 20 0 Rynek derogacji 1/2 PODAŻ EMISJI 27/44 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Pula dostępna Pula zredukowana

140 120 100 80 60 40 20 0 Rynek derogacji 2/2 28/44 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 % 100% POPYT na EMISJE PROGNOZA? 127% pula zapotrzebowania

Rynek derogacji 2/2 POPYT na ENERGIĘ Źródło: Komisja Europejska 2006 i szacunki własne % 125 100 75 119,64% 50 114,19% 25 99,72% 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 zapotrzebowanie PL zapotrzebowanie UE zapotrzebowanie UE-Eff 2,00% 1,27% -0,11% 29/44

Gospodarka niskoemisyjna? Brak Derogacji oznacza 60% podwyżkę cen energii w hurcie Brak Derogacji oznacza brak środków na Inwestycje lub jeszcze większą podwyżkę cen 120%? Chyba, że ktoś wierzy, iż środki trafiające do budżetu z aukcji uprawnień wrócą do konsumentów i producentów tzn. podatników Brak Inwestycji oznacza brak Derogacji i realne zagrożenie bezpieczeństwa energetycznego Brak Inwestycji oznacza pogorszenie efektywności a więc wzrost emisji lub recesję gospodarczą tak jak np. środki z akcyzy, prywatyzacji, zwiększonej dywidendy albo z ZUS?? 30/44

Gospodarka niskoemisyjna? DLACZEGO? 31/44

Porównanie ŹRÓDŁA INNOWACYJNE KOSZT INWESTYCJA EKSPLOATACJA CZAS 32/44

Porównanie ŹRÓDŁA KONWENCJONALNE KOSZT EKSPLOATACJA INWESTYCJA CZAS 33/44

ALTERNATYWNE FINANSOWANIE BEZPOŚREDNIE CZYLI BŁĘ ŁĘKITNE CERTYFIKATY Błę łękitne Certyfikaty energia ze źródeł nowych lub zmodernizowanych 34/44

Jak sfinansować Program? potencjał inwestycyjny potencjał kredytowania 52 mld zł max 4xEBITDA potencjał equity 65 mld zł 5xEBITDA razem 117 mld zł 9xEBITDA potrzeby inwestycyjne M. Purta, W.Bogdan (McKinsey) jw. z atomem i efektywnością K. Żmijewski (SR NPRE) 112-139 mld zł (bez atomu i efektywności) 152-195 mld zł 180-200 mld zł

Analiza inwestycji Poziom 2020 mld zł mld Inwestycje 200 50 Corporate finance 52 13 Project finance 148 37 36/44

1 500 1 384 1 250 1 000 750 500 250 0 1280 państwo banki inwestycje 1000 744 400 301 291 200 120 120 35 64 PKB 2010 Dług publiczny Odsetki długu publicznego BudŜet wydatki 2010 Aktywa bankowe Kredyty konsumpcja Kredyty obrotowe Kredyty inwestycje Inwestycje infrastruktura do 2030 Inwestycje elektroenerg. do Inwestycje infrastruktura rocznie Stopa inwestycji 2009 mld zł Porównanie skali

redystrybucja Pomoc socjalna Firmy obrotu Firmy ESCO Sprzedawcy sprz tu Kana ł y odbiorcy rodki na b kitne certyfikaty Fundusz Efektywno ci Skarb (Bud et) Pa stwa Aukcje Firmy obrotu rodki na CO 2 rodki Śna CO2 Stare elektrownie Nowe inwestycje rodki za b kitne certyfikaty 38/44

39/29 Program 2011 2020 1/2 39/44

Program 2011 2020 2/2 40/44

Cena średnia 147,9 41/29 PLN/MWh PLN/MWh 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Wygrany przetarg 52,43 47,29 56,86 53,84 52,08 abba baba ceec duud edde cena podstawowa Wygrany przetarg cena dodatkowa 41/44

Cena średnia 180,5 PLN/MWh PLN/MWh 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Inwestycje w TV digit Inwestycje w Bułgarii Transfer za granicę 52,43 47,29 56,86 53,84 52,08 abba baba ceec duud edde cena podstawowa cena dodatkowa Drożej o 21% 42/44

7,5% 22,5% 45% 25% Cena średnia 157,50 OZE 194 Nowe KDT 80 22 CHP 46,6 118 RYNEK 100% 43/44

7,5% 22,5% 45% 25% Cena średnia 192,55 przesył 194 rekompensata 60 70 KDT 80 118 RYNEK 100% 44/44

7,5% 22,5% 45% 25% Cena średnia 193,05 60 75 118 194 KDT 80 RYNEK 100% 45/44

7,5% 22,5% 15% 30% 25% Cena średnia 164,55 OZE 194 Nowe KDT 80 22 CHP 46,6 118 RYNEK 100% 46/44

www.rada-npre.pl 47/44

Dziękujemy za uwagę