Gaz ziemny a energia elektryczna
W ostatnich latach byliśmy świadkami dynamicznych zmian na europejskim rynku gazu Przyczyny: Kryzys gospodarczy - spadek popytu na gaz w sektorze przemysłowym; Boom gazu niekonwencjonalnego USA przestaje rywalizować z Europą o LNG; Rozwój rynku LNG większa moc terminali skraplających i dostępność surowca; Rozwój terminali regazyfikacyjnych w Europie możliwy odbiór dodatkowego surowca; Rozwój giełd gazu alternatywny system wyceny; Rozbudowa gazociągowych połączeń transgranicznych postępująca integracja i wzrost powiązań pomiędzy rynkami. Zużycie gazu ziemnego w Unii Europejskiej* Konsekwencje: Nadwyżka surowca na rynku europejskim; Renegocjacje warunków kontraktów długoterminowych przez europejskich odbiorców; Zmiany w kontraktach, które obejmują między innymi: wprowadzenie częściowej indeksacji do giełdowych rynków gazu, modyfikację klauzul ToP, przesuniecie wolumenu kontraktowego na lata późniejsze; Silniejsza pozycja przetargowa kupującego surowiec; Możliwe długoterminowe zmiany w systemie wyceny surowca w Europie; Rośnie znaczenie kontraktów krótko i średnioterminowych; Zmiany w relacjach dystrybutor klient na rynkach narodowych; Aktywności nowych podmiotów na rynkach gazu. mld m sześc. 520,00 515,00 510,00 505,00 500,00 495,00 490,00 485,00 480,00 475,00 470,00 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 prognoza Różnica pomiędzy ceną surowca na rynkach krótkoterminowych i w kontraktach długoterminowych indeksowanych do produktów ropopochodnych utrzymuje się od 2009r. 2
W nadchodzących latach segment wytwarzania en. el. będzie głównym czynnikiem wzrostu popytu na gaz; popyt w coraz większym stopniu będzie zaspokajany importem Struktura popytu na gaz w Europie wg segmentów, 2010-2030 [mld m 3 ] CAGR 10-'30 Struktura podaży gazu w Europie, 2010-2030 [mld m 3 ] CAGR 10-'30 581 163 (28%) 198 (34%) 220 (38%) 634 176 (28%) 228 (36%) 230 (36%) 681 187 (27%) 254 (37%) 240 (35%) 722 199 (28%) 278 (39%) 245 (34%) 742 203 (27%) 289 (39%) 250 (34%) 1,2% 1,1% 1,9% 0,6% 581 311 (54%) 270 (46%) 634 365 (58%) 244 (38%) 681 429 (63%) 201 (30%) 722 487 (67%) 269 (42%) 252 (37%) 235 165 (23%) 742 524 (71%) (33%) 218 (29%) 130 (18%) 1,2% 3,4% -1,1% -3,6% 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030 Przemysł Wytwarzanie en. el. Gospodarstwa domowe 1) Pozostała wartość pomiędzy popytem a produkcją w scenariuszu IGU Import 1) Prognozowana produkcja wg IGU Prognozowana produkcja wg EIA 3
Wdrożenie Pakietu energetycznego Komisji Europejskiej 3x20 do 2020 będzie sprzyjało większemu zastosowaniu gazu ziemnego w energetyce Cele podstawowe 20% redukcja gazów cieplarnianych z produkowanej energii do 2020 roku Zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii do 20% udziału w bilansie energii pierwotnej do 2020 roku Poprawa efektywności energetycznej o 20% do 2020 roku Cele dodatkowe Do 2020 roku wprowadzenie obowiązku wychwytu i składowania CO2 dla każdej nowej elektrowni zasilanej paliwami kopalnymi Do 2020 roku osiągnięcie 10% udział biopaliw w bilansie paliwowym 4
Wzrost gospodarczy a popyt na energię elektryczną Względem UE zużycie energii oraz moc zainstalowana w Polsce kształtują się na stosunkowo niskim poziomie. W porównaniu z pozostałymi krajami europejskimi w Polsce istnieje wyższy potencjał wzrostu średniego zużycia i mocy zainstalowanej Romania Lithuania Latvia Zużycie energii elektrycznej per capita w 2007 r. (kwh) Poland Hungary Croatia Zużycie energii elektrycznej per capita w Polsce wynosi około połowę średniej UE Bulgaria Malta Slovakia Portugal Greece Estonia Italy Czech Republic Cyprus Great Britain UE-27 Spain Ireland Denmark Germany Netherlands Slovenia France Austria Belgium Sweden Finland Polska Węgry Rumunia Łotwa Bułgaria Grecja Słowacja Litwa Malta Wielka Brytania Portugalia Słowenia Cypr Holandia Belgia Niemcy Irlandia Włochy Czechy Francja Estonia Hiszpania Dania Austria Finlandia Luksemburg Szwecja Moc zainstalowana [kw/per capita],857.3,859.1,912.5,948.5 1,261.3 1,270.0 1,358.6 1,375.4 1,391.7 1,398.9 1,479.1 1,486.4 1,511.5 1,513.3 1,565.3 Polska Moc zainstalowana ~ 35,5 GW Moc zainstalowana per capita: ~ 0,95 kw, średnia UE 27: ~1,6 kw Zużycie energii elektrycznej per capita: ~ 4 MWh/a, średnia UE27: ~ 6,5 MWh/a 1,629.1 1,636.3 1,641.7 1,703.6 1,837.7 1,971.8 1,991.8 2,281.9 2,494.2 3,139.7 3,398.1 3,695.4 5 Źródło: E&Y, ARE, TGE
Popyt - sygnały cenowe i sytuacja na rynku hurtowym Zmiany cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych Cena energii elektrycznej wzrosła dwukrotnie w porównaniu z rokiem 2004 Cena przesyłu i dystrybucji wzrosła tylko o 16,5% w latach 2004-2010 Stosunek ceny energii elektrycznej do ceny przesyłu i dystrybucji zmienił się z 50/50 w 2004 do 60/30 w 2010 roku Spadek cen przesyłu i dystrybucji w latach 2006-2007 był spowodowany rozwiązaniem kontraktów długoterminowych KDT 60 000 TGE przegląd wolumenu obrotu (Rynek Dnia Następnego, MWh, (obrót dzienny z wszystkich kontraktów) Ceny energii elektrycznej Koszty dystrybucji Rola Towarowej Giełdy Energii w 2010 roku wzrosła wskutek wprowadzenia w sierpniu 2010 roku obowiązkowej sprzedaży nie mniej niż 15% energii elektrycznej na giełdach towarowych 50 000 40 000 30 000 20 000 10 000 0 2008-01-01 2008-02-01 2008-03-01 2008-04-01 2008-05-01 2008-06-01 2008-07-01 2008-08-01 2008-09-01 2008-10-01 2008-11-01 2008-12-01 2009-01-01 2009-02-01 2009-03-01 2009-04-01 2009-05-01 2009-06-01 2009-07-01 2009-08-01 2009-09-01 2009-10-01 2009-11-01 2009-12-01 2010-01-01 2010-02-01 2010-03-01 2010-04-01 2010-05-01 2010-06-01 2010-07-01 2010-08-01 2010-09-01 2010-10-01 2010-11-01 2010-12-01 2011-01-01 6 Źródło: E&Y, ARE, TGE *Statystyka cen liczona na połowę 2010 roku 6
Podaż energii elektrycznej a struktura wieku aktywów Ponad 60% elektrowni węglowych w Europie jest w 2 połowie cyklu życia, podobna sytuacja dotyczy polskich aktywów Główne nowe inwestycje w Europie w okresie 20 ostatnich lat dotyczyły elektrowni gazowych W ciągu kolejnych 20 lat Istnieje możliwość wystąpienia znacznych braków mocy wytwórczych Struktura wiekowa elektrowni w Europie oraz informacje o planowanych inwestycjach jednoznacznie wskazują, że gaz ziemny będzie zajmował ważne miejsce w nowych inwestycjach w kolejnych latach Struktura wieku istniejących elektrowni -UE27 Gaz ziemny Struktura wieku polskich aktywów wytwórczych energii elektrycznej 7
Podaż - zapotrzebowanie na nowe moce Szacunki ekspertów wskazują że popyt z podażą przestaną równoważyć się ok. 2016-2017 roku, wraz z wejściem dyrektywy IED i w tym okresie można spodziewać się strukturalnego niedoboru mocy który musi zostać zredukowany nowymi inwestycjami w źródła wytwórcze. Plany inwestycyjne spółek działających w Polsce wskazują na znaczną ilość nowych inwestycji ale pytanie o rzeczywistą realizację tych inwestycji pozostaje otwarte Dolna Odra PP 1,984 MW Zielona Góra CHP 210 MW Turów PP 480 MW Turów PP 2,106 MW Węgiel kamienny Węgiel brunatny Gaz ziemny Woda Nuclear PP 1,600 MW Żydowo PP 157 MW Wrocław CHP 366 MW Opole PP 1,532 MW Żarnowiec PP 716 MW Bydgoszcz CHP 191 MW Blachownia PP 900 MW Rybnik PP 1,775 MW Jastrzębie CHP 109 MW Bielsko-Biała CHP 50 MW Elektrociepłownie Elektrownie Elektrownie (projekty prawdopodobne) Uwaga: Pewne moce wytwórcze zaprezentowano dla grup łącznie (np. Dolna Odra, Ostołęka) Wybrzeże EC 332 MW Włocławek PP 160 MW Poznań CHP 275 MW Pątnów-Adamów Konin PP 2,033 MW Lódź CHP 502 MW Bełchatów PP 4,450 MW Bełchatów PP 858 MW Opole PP 1600/1800 MW Porąbka-Żar PP 540 MW Południowy Koncern Energetyczny PP 4797 MW Skawina PP 490 MW Ostrołęka PP 1,000 MW Chorzów CHP 226 MW Kraków CHP 446 MW Ostrołęka PP 722 MW Vattenfall CHP 978 MW Kozienice PP 2,880 MW Kozienice PP 1,000 MW Białystok CHP 167 MW Stalowa Wola PP 400 MW Połaniec PP 1800 MW Stalowa Wola PP 341 MW Lublin CHP 231 MW Nowa Sarzyna CHP 129 MW Rzeszów CHP 101 MW Solina-Myczkowice PP 200 MW 8 Żródło: E&Y
Zalety gazu - większa sprawność i mniejsze emisje Gazowe układy wytwarzania energii lub energii i ciepła charakteryzują się wyższą sprawnością i niższą emisyjnością. Źródła gazowe charakteryzują się wysoką sprawnością wytwarzania energii elektrycznej sięgającą 60% (elektrownie węglowe 47%) przy odpowiednich relacjach cen gazu i węgla może stanowić o przewadze konkurencyjnej źródeł gazowych. Źródła gazowe pracujące w skojarzeniu spełniające kryteria dot. wskaźnika skojarzenia mogą otrzymywać żółte certyfikaty. kg CO2 / MWh 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Zależność emisji dwutlenku węgla od rodzaju paliwa i technologii spalania 810 węgiel brunatny układy konwencjonalne 741 węgiel kamienny 619 430 348 757 olej opałowy gaz NGCC IGCC Przyszłe ceny emisji CO2 będą stanowiły o przewadze konkurencyjnej konkretnych paliw. 9 Źródło: Raport 2030 Polski Komitet Energii Elektrycznej
Zmiana konkurencyjności paliw dla energetyki w Polsce Węgiel Gaz ziemny 4.5 4.0 3.5 1.4 1.2 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 1.6 1.7 1.7 1.7 1.6 1.5 1.4 1.6 1.4 1.4 1.5 1.3 1.0 1.3 1.2 0.9 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.7 0.8 0.7 0.8 0.7 0.7 0.6 0.7 0.7 0.5 0.6 0.6 0.5 0.6 0.5 0.4 0.0 2009 2015 2020 2025 2030 2035-2009 2015 2020 2025 2030 2035 Reference High Low Reference High Low Gazowe jednostki wytwórcze nie wymagają instalacji odsiarczania (niewielka zawartość siarki w paliwie gazowym) i odazotowania (zaawansowana konstrukcja turbin gazowych pozwala na redukcję emisji NOx poniżej wymaganego poziomu) Nadkrytyczne parametry pary wymagają zastosowania zaawansowanych i drogich materiałów do konstrukcji kotła i elementów turbiny Brak instalacji do usuwania pyłu i żużlu w przypadku jednostek gazowych Mniej skomplikowana, a zatem mniej kosztowna obróbka paliwa i obsługi w przypadku jednostek gazowych Mniejszy system chłodzący w przypadku jednostek gazowych Mniejsze rozmiary źródeł gazowych w porównaniu do węglowych 10 Źródło: E&Y,EIA The assumptions to the annual energy outlook 2010
Berlin-Szczecin interkonektor dwukierunkowy Zapewnienie dostaw gazu dla bezpiecznego rozwoju polskiej elektroenergetyki gazowej jest priorytetem PGNiG Lwówek Włocławek Tietierowka (Gazprom Export) Kondratki (Gazprom Export) Regazyfikacja: Faza 1 2,5 mld m 3 ; Faza 2 5,0 mld m 3 ; Faza 3 7,5 mld m 3 gazu rocznie. Zbiorniki LNG: 2 zbiorniki (każdy o pojemności 160.000 m 3 ); rezerwa terenu na dodatkowy zbiornik. Statki LNG: Standardowa wielkość statków,: max do 216.000 m 3 Uruchomienie planowane w 2014 roku. Terminal LNG w Świnoujściu Połączenia Interkonektorowe Lasów (VNG Verbundnetz Gas, EON Ruhrgas) Morawia interkonektor dwukierunkowy Rurociąg Jamalski Stan obecny Stan przyszły Wysokoje (Gazprom Export) Hrubieszów (NAK) Drozdowicze (Gazprom Export, ROSUKRENERGO) Realizacja projektu budowy połączeń międzysystemowych (interkonektorów) zapewni PGNiG S.A. możliwości przepływu strumienia gazu w dwóch kierunkach. Budowa połączeń umożliwi wymianę handlową z rynkami sąsiadującymi oraz uczestnictwo w rynkach bilansujących Europy (dostęp do hubu). Uruchomienie interkonektora zachodniego planowane pod koniec 2011roku. 5 Prognoza struktury zużycia gazu w Polsce Zmiany struktury zużycia gazu w Polsce w sektorze elektroenergetycznym bcm mld m 3 4 3 2 1 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Domestic-weather corrected Odbiorcy domowi Industry Przemysł Power Elektroenergetyka Commercial-weather corrected Odbiorcy indywidualni (handel itd.) Petrochem Petrochemia i Chemia 11 Źródło: Global Insight, PKEE Raport 2030, CERA
System wsparcia dla kogeneracji Świadectwa wydaje Prezes URE na wniosek wytwórcy złożony za pośrednictwem operatora systemu elektroenergetycznego, Obowiązek zakupu świadectw (dokładniej praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenie) przez podmioty sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym lub zapłaty opłaty zastępczej. Wysokość opłat zastępczych: w 2008r. czerwone : 17.96 zł/mwh żółte : 117,00 zł/mwh w 2009r. czerwone : 19,32 zł/mwh żółte : 128,80 zł/mwh Ustalony rozporządzeniem poziom udziału świadectw, oddzielnie dla czerwonych i dla żółtych certyfikatów: w 2008r. czerwone : 19,0% żółte : 2,7% w 2009r. czerwone : 20,6% żółte : 2,9% w 2012r. czerwone : 23,2 % żółte : 3,5% Rejestr świadectw prowadzony przez jest przez TGE S.A. Mechanizm wsparcia funkcjonuje do końca 2012r. 12
Systemy wsparcia - perspektywy Brak oficjalnego stanowiska dotyczącego przedłużenia systemu czerwonych i żółtych certyfikatów po 2012 roku i zielonych certyfikatów po 2017 roku. Wysoki deficyt zielonych, czerwonych i żółtych certyfikatów (brak informacji dot. fioletowych). Jest mało prawdopodobne, że w bliskiej przyszłości deficyt certyfikatów zostanie pokryty przez nowe inwestycje Wymogi prawne w zakresie obowiązku posiadania certyfikatów w Polsce szacunki na 2009 rok Wymóg prawny [MWh] Produkcja [MWh] Deficyt [MWh] Deficyt [%] Zielone certyfikaty 9,879,633 7,432,278 2,447,354 24.8% Czerwone certyfikaty 23,393,154 17,014,369 6,378,784 27.3% Żółte certyfikaty 3,293,211 2,932,601 360,609 11.0% 13 Źródło: E&Y
Energetyka gazowa w PGNiG SA Spółka segmentowa PGNiG Energia SA skupia działalność w obszarze energetyki gazowej i OZE PGNiG będzie odpowiadał za sprzedaż detaliczną produktów Wytwarzanie Obrót Detal 1-2 duże elektrociepłownie gazowe Źródła rozproszone małej i średniej mocy Układy kogeneracyjne dedykowane dla przemysłu Wykorzystanie atutu dostępu do własnych paliw Biogazownie Inne źródła gazowe Optymalne zabezpieczenie potrzeb własnych GK PGNiG Obrót energią elektryczną wytwarzaną we własnych źródłach Opracowanie oferty dual fuel Budowa szerokich kompetencji traderskich (commodities) 14
PGNiG Energia S.A. obszary działalności źródła rozproszone - silniki gazowe, turbiny małej i średniej mocy w tym m.in. wykorzystanie własnych źródeł gazu produkcja energii elektrycznej na własne potrzeby i z wykorzystaniem infrastruktury gazowej duże projekty energetyczne Obszary zainteresowań projekty związane z kogeneracją przemysłową oferta usług systemowych dla operatorów wsparcie obszarów z niedoborami mocy pokrycie szczytowego zapotrzebowania wsparcie energetyki wiatrowej rezerwowanie mocy Obrót sprzedaż oraz zakup energii na rynku polskim; sprzedaż oraz zakup energii na rynkach europejskich; uczestnictwo w polskich giełdach energii, tj. Towarowa Giełda Energii, Platforma Obrotu Energią Elektryczną; uczestnictwa w europejskich giełdach energii, tj. EEx, NordPool udział w aukcjach międzysystemowych OZE GK PGNiG w najbliższej przyszłości zamierza zrealizować 1-2 pilotażowe projekty w zakresie budowy i eksploatacji biogazowni rolniczych. Wytwarzanie Kluczowy projekt energetyczny Elektrownia Stalowa Wola (2014): 11 marca 2011 11 marca 2011 roku PGNiG i Tauron Polska Energia podpisały pakiet umów przesądzających o realizacji przedsięwzięcia: umowa o funkcjonowaniu Elektrociepłowni Stalowa Wola SA w ramach projektu Budowa bloku gazowoparowego w Stalowej Woli. Szacowany koszt projektu to 1,95 mld PLN (udział Grupy PGNiG to 50%); umowa kompleksowa na dostawy paliwa gazowego przez 14 lat w wysokości ok. 540 mln m3 rocznie (szacowana wartość umowy to 9,66 mld PLN) zawarta pomiędzy PGNiG a Elektrociepłownią Stalowa Wola; umowa sprzedaży energii elektrycznej zawarta pomiędzy PGNiG Energia, Tauron a Elektrociepłownią Stalowa Wola. Umowa została zawarta na okres 14 lat, jej szacunkowa wartość to 6,79 mld PLN dla każdej strony). Moc bloku gazowego: 400 MWe oraz 240 MWt (50% dla Grupy PGNiG). 15
Energetyka gazowa w PGNiG SA Możliwość budowy wielu małych jednostek wytwórczych, o mocy dostosowanej do potrzeb energetycznych odbiorców, nie wymagających dużych nakładów inwestycyjnych oraz omijających kosztowne procedury związane z realizacją przyłączeń i rozbudowy sieci elektroenergetycznej Bardzo duża elastyczność jeśli chodzi o wybór skali przedsięwzięć Względnie krótki czas budowy źródeł Wysoka sprawność, szczególnie w przypadku zastosowania wspieranej systemem żółtych certyfikatów kogeneracji gazowej Mniejsze niż w przypadku elektrowni węglowych emisje zanieczyszczeń Krótki cykl technologiczny uruchamiania i odstawiania źródeł gazowych (elastyczność ruchowa) Możliwość zdalnego sterowania i prowadzenia ruchu małych i średnich rozproszonych źródeł gazowych (wirtualna elektrownia) Poprawa jakości energii i zabezpieczenia jej dostaw przy zapewnieniu współpracy źródeł wiatrowych i gazowych Możliwość budowy gazowych źródeł wytwórczych na terenach niezgazyfikowanych dzięki zastosowaniu technologii skroplonego gazu ziemnego (LNG) oraz sprężonego gazu ziemnego (CNG) 16
Obecna i możliwa docelowa pozycja PGNiG PGNiG obecna pozycja PGNiG docelowa pozycja UPSTREAM (Produkcja) MIDSTREAM (Przesył i trading) DOWNSTREAM (Dystrybucja i sprzedaż) UPSTREAM MIDSTREAM DOWNSTREAM Ropa Ropa 1) Gaz Gaz 1) Energetyka Energetyka 1) Inne Inne Orientacja Obecność Obecność międzynarodowa Synergie (szerokość = siła) 1) Orientacja na Trading i Zarządzanie Portfelem 17
Dwa strategiczne okresy dla osiągnięcia docelowej pozycji PGNiG do 2015 roku oraz po 2015 roku UPSTREAM MIDSTREAM DOWNSTREAM Rozwój strategiczny do 2015 roku Ropa Gaz Energetyka 2 1 2 3 4 8 5 6 7 1 2 3 4 5 6 Optymalizacja krajowej działalności w obrocie gazem; Rozwój międzynarodowego E&P; Krajowe wytwórstwo energii elektrycznej (w tym z odnawialnych źródeł energii); Trading multi-energy (bez międzynarodowego tradingu energią elektryczną); Sprzedaż międzynarodowa (Niemcy); Krajowa oferta dual-fuel; Rozwój strategiczny po 2015 roku Inne 7 Międzynarodowa działalność w energii elektrycznej; Obecność międzynarodowa Obecność krajowa 1 Strategiczny krok 8 Trader LNG posiadający aktywa. 18
Dziękuję za uwagę Sławomir Hinc Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych