Title (Arial bold 30 point) second line title

Transformacja
sektora elektroenergetycznego
Prezentacja kluczowych kwestii
18 listopada 2010
Odrobinę historii…
Obecny fakt istnienia dużych graczy energetycznych jest wynikiem doświadczeń
związanych z implementacją mechanizmów rynkowych w energetyce
1990
2000
2010
Strona 2
Lata dziewięćdziesiąte
►
Zmiana modeli funkcjonowania rynków energii elektrycznej – koniec ery monopoli
►
Duża „wiara w rynek” energii elektrycznej – szeroka liberalizacja i deregulacja
►
Efekt: Powstanie dużej ilości przedsiębiorstw energetycznych (głownie zajmujących się
obrotem energią elektryczną), które miały ze sobą konkurować i tym samym stymulować
wzrost wartości dla klienta
Przełom wieków
►
Załamanie rozwoju rynku – kryzysy energetyczne (Kryzys Kalifornijski, upadek firmy Enron,
seria blackoutów w Europie i Stanach Zjednoczonych)
►
Przyczyną kryzysów był w dużej mierze zbyt szybko i szeroko wprowadzony liberalizm
rynkowy
►
Konsolidacja przedsiębiorstw energetycznych i wzmocnienie pozycji narodowych
czempionów jako odpowiedź na konieczność zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego
►
Ochrona klimatu nowym wyzwaniem dla sektora energetycznego – konieczność inwestycji
przyspiesza procesy konsolidacyjne
Teraźniejszość
►
Era zintegrowanych pionowo koncernów energetycznych konkurujących ze sobą
na rynkach globalnych
►
Dalsza zaostrzanie wymogów środowiskowych w stosunku do sektora
elektroenergetycznego
W Polsce nieco później…
Konsolidacja w Polsce miała miejsce z około dziesięcioletnim opóźnieniem
w stosunku do krajów Europy Zachodniej
1997
2006
2010
Strona 3
Koniec lat dziewięćdziesiątych
►
Początek funkcjonowania konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce
►
Podział rynku na sektory: wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i obrotu
►
Sukcesywna liberalizacja rynku i procesy prywatyzacyjne
Program dla Elektroenergetyki
►
Procesy konsolidacyjne - powstanie zintegrowanych pionowo przedsiębiorstw
energetycznych
►
Przyczyna konsolidacji – zwiększenie potencjału inwestycyjnego podmiotów
►
Decyzje na temat budowy dużych podmiotów energetycznych podjęte
z ok. dziesięcioletnim opóźnieniem w stosunku do innych krajów
►
Dyskusja na temat docelowej ilości podmiotów – zapis o możliwości połączenia Grupy
ENERGA z inną grupą
Teraźniejszość
►
Pakiet klimatyczny i jego szczególny wymiar dla Polski
►
Program budowy energetyki jądrowej
►
Proces powstawania rynków regionalnych
Czy Polska jest bezpieczna energetycznie?
Polska znacznie odbiega od średniej europejskiej w zakresie mocy zainstalowanej
per capita
Fakty
Moc zainstalowana netto w krajach Unii Europejskiej [kW/per capita]
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
Strona 4
0,9
0,9
0,9
0,9
UE 27: ~ 1,6
►
Moc zainstalowana netto w polskim systemie
elektroenergetycznym ~ 32,5 GW
►
Wskaźnik mocy zainstalowanej netto
per capita: ~ 0,9 kW
►
Średni wskaźnik mocy zainstalowanej netto
per capita dla krajów UE 27: ~1,6 kW
►
Konieczność rozbudowy sieci przesyłowej
i dystrybucyjnej
Strefa Euro
(16 krajów): ~ 1,74
1,3
1,3
1,4
1,4
1,4
1,4
1,5
1,5
1,5
1,5
1,6
1,6
1,6
1,6
1,7
1,8
2,0
2,0
Konkluzje
2,3
2,5
3,1
3,4
3,7
►
Potrzeba budowy ok. 25 GW dodatkowych
mocy wytwórczych w celu osiągnięcia
średniej europejskiej.
►
Szacunkowe nakłady inwestycyjne związane
z „reelektryfikacją” kraju wynoszą klika
miliardów euro rocznie przez wiele lat.
Jakie są skutki polityki energetyczno-klimatycznej UE?
Zapisy pakietu klimatycznego przyjętego przez UE wymuszają zmianę struktury
paliwowej polskiej energetyki, w tym budowę energetyki jądrowej
Jednostkowa emisja CO2 dla wybranych technologii energetycznych [t/MWh]
1,05
0,85
0,8
0,95
0,75
►
Cel redukcyjny 20% lub 30% w stosunku
do roku 1990
►
Rok bazowy 1990 a 2005 – istotna różnica
►
System aukcyjny – docelowy system alokacji
uprawnień.
►
Możliwość darmowych derogacji dla
elektroenergetyki pod warunkiem
przeprowadzenia inwestycji skutkujących
ograniczeniem emisji oraz dywersyfikacją
struktury paliwowej.
1
1
Brak emisji
1,25
Fakty
0,9
0,8
0,75
0,5
0,4
0,25
0,35
0
Węgiel
Wegiel
Węgiel
Węgiel
bunatny (stare brunatny (nowe kamienny (stare kamienny (nowe
instalacje)
instalacje)
instalacje)
instalacje)
Gaz ziemny
(blok gazowoparowy)
Blok jądrowy
Procentowa struktura paliwowa mocy zainstalowanej
Konkluzje
16%
17%
22%
3%
19%
►
Konieczność dywersyfikacji struktury paliwowej
w sektorze elektrowni i elektrociepłowni, który
odpowiada obecnie za ok. 75% krajowej emisji
CO2, obejmująca budowę energetyki jądrowej.
►
Konieczność uwzględnienia bardzo wysokich
kosztów środowiskowych w cenie energii,
w przypadku braku dywersyfikacji struktury
paliwowej skutkująca obniżeniem
konkurencyjności gospodarki.
56%
45%
27%
67%
20%
36%
37%
Wielka Brytania
Niemcy
Elektrownie węglowe
Elektrownie odnawialne
Strona 5
12%
12%
11%
Francja
Włochy
Elektrownie gazowe i olejowe
Elektrownie jądrowe
Polityka energetyczna zakłada wzrost mocy
Wspólnym mianownikiem celów polskiej polityki energetycznej są inwestycje
w nowe moce wytwórcze, w tym w energetykę jądrową
Główne kierunki Polityki Energetycznej Polski
Prognoza rozwoju mocy zainstalowanej w Polsce
60
GW
50
Węgiel
Gaz
Atom
OZE
►
Wzrost bezpieczeństwa energetycznego
►
Dywersyfikacja struktury wytwarzania energii
elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki
jądrowej
►
Rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł
energii, w tym biopaliw
►
Rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii
►
Ograniczenie oddziaływania energetyki
na środowisko
►
Poprawa efektywności energetycznej (jedyny
z celów nie związany bezpośrednio
z inwestycjami w nowe źródła wytwórcze.
5%
Inne
15,1 GW
23%
40
6%
6%
30
9%
2%
Wygaszenia
istniejących
jednostek
7%
20
86%
56%
10
0
2010
2030
Planowany rozwój energetyki jądrowej - moc zainstalowana [MW]
Ostateczna moc elektrowni jądrowych w poszczególnych okresach będzie
zależeć od wybranej technologii warunkującej wielkość pojedynczych
jednostek. Wybór technologii nie został jeszcze dokonany.
Poziom
4000 – 5000 MW
Poziom
1000 – 1600 MW
2010
Strona 6
2020
►
Poziom
3000 – 3500 MW
2025
Konkluzja
2030
Wspólnym mianownikiem dla kierunków
Polskiej Polityki Energetycznej są inwestycje
głównie w sektorze wytwarzania.
Energetyka jądrowa jest zarezerwowana dla dużych
Obecnie projekty dotyczące budowy elektrowni jądrowych są realizowane tylko
przez największych graczy
Specyfika inwestycji w energetykę jądrową
►
►
►
Energetyka jądrowa wymaga bardzo dużych
nakładów kapitałowych.
Inwestor musi udowodnić, że inwestycja
spełnia wszystkie wymogi bezpieczeństwa
jądrowego.
Inwestor – operator musi zapewnić
gromadzenie środków finansowych
i składowanie odpadów, wypalonego paliwa
jądrowego oraz likwidację instalacji jądrowych.
►
Inwestor – operator ponosi odpowiedzialność
za ewentualne szkody jądrowe.
►
Wszystkie projekty jądrowe są realizowane
przy wsparciu Państwa.
Projekty inwestycyjne i inwestorzy w zakresie energetyki jądrowej
Francja: Projekt Flamanville i Projekt Penly – EDF
Finlandia: Projekt Olkiluoto III – TVO (m.in. Fortum), Projekt Olkiluoto IV TVO (m.in.
Fortum), Projekt Fennovoima (m.in. E.ON)
Słowacja: Projekt Mohovce III i IV – Slovenske Elektrarne (Enel), Projket Bohunice (CEZ)
Rumunia: Projekt Cernavoda III i IV – Nuclearelectrica
i Projekt Cernavoda V – Nuclearelectrica, CEZ, Enel, GDF, RWE, Iberdrola.
Bułgaria: Projekt Belene – BEH.
Wielka Brytania: Program budowy elektrowni jądrowych: RWE, EdF, E.ON
Olkiluoto
Konkluzja
►
Skala, wielkość koniecznego
do zaangażowania kapitału, zakres
obowiązków i odpowiedzialności powodują,
że inwestycje w energetyce jądrowej
są prowadzone tylko przez największe
podmioty dysponujące odpowiednim
potencjałem finansowym i kompetencyjnym.
Strona 7
Flamanville
Mochovce
Penly
Bohunice
Cernavoda
Belene
Kraje budujące elektrownie
jądrowe
Kraje planujące lub proponujące
budowę elektrowni jądrowej
Dane WNA na dzień 1 grudnia 2009
Jak ważne są synergie inwestycyjne?
Duże podmioty o zabezpieczonej ekspozycji na ryzyko rynkowe są w stanie
realizować inwestycje taniej
Krótka pozycja ENERGA [TWh]
Długa pozycja PGE [TWh]
Długa pozycja połączonych podmiotów [TWh]
4,2
25,5
11,6
18,1
56
56,0
30,5
30,5
13,9
18,1
4,2
Wytwarzanie
Obrót
Długa pozycja
Wytwarzanie
Obrót
Krótka pozycja
Wytwarzanie
Obrót
Długa pozycja
Synergie inwestycyjne:
Obniżenie kosztu kapitału
Organizacja inwestycji
Redukcja ekspozycji na ryzyko rynkowe:
Finansowanie „na książkę”
►
Niższy koszt kapitału własnego
►
Niższy koszt kapitału obcego – redukcja marży
Strona 8
►
Możliwość odejścia od kontraktu EPC (pod klucz)
na rzecz kontraktacji wyspowej – znaczne obniżenie
nakładów inwestycyjnych
►
Kontrakt EPC jest zazwyczaj wymogiem formuły
finansowania Project Finance
►
Lepsza pozycja negocjacyjna wobec dostawców
technologii w wyniku efektów skali
Jak sfinansować inwestycje?
Kapitał obcy jest tańszy niż kapitał własny, w związku z czym jest powszechnie
wykorzystywany do finansowania inwestycji
Zadłużenie netto / EBITDA w wybranych podmiotach [2008]
Fakty
Iberdrola
EdP
Enel
E.ON
Fortum
GdF Suez
EdF
RWE
EnBW
CEZ
0
1
2
3
4
►
Przyjmuje się, iż bezpieczny poziom zadłużenia
netto/EBITDA znajduje się w przedziale pomiędzy
2,0x a 3,0x.
►
Skumulowany poziom finansowania zewnętrznego
niezbędnego do realizacji planowanych inwestycji
przekracza możliwości finansowe ENERGA.
►
Prowadzone obecnie przez ENERGA działania
poszukiwania partnerów zewnętrznych, którzy
będą także dostawcami części kapitału do nowych
projektów są zrozumiałe, jednak oznaczają wzrost
kosztów takich inwestycji (wyższe nakłady i wyższe
koszty finansowania) oraz mogą ograniczać
możliwości ENERGA do zarządzania portfelem
aktywów wytwórczych.
5
Prognozowane zadłużenie netto / EBITDA w GK ENERGA i PGE
6
ENERGA
Konkluzje
PGE
4
►
Większość realizowanych obecnie inwestycji
w energetyce jest finansowanych przy znacznym
wykorzystaniu kapitału obcego, jako tańszego
źródła kapitału niż środki własne.
►
PGE dysponuje odpowiednim potencjałem
w zakresie pozyskania kapitału obcego na
realizację inwestycji
2
0
2010
Strona 9
2011
2012
2013
2014
2015
Co składa się na cenę energii elektrycznej?
Za ok. 40% ceny energii elektrycznej płaconej przez odbiorców końcowych
odpowiadają obszary regulowane
Dekompozycja ceny energii elektrycznej w 2008
Fakty
100%
8,7%
80%
Prawie 60% ceny energii dla odbiorcy
końcowego w 2008 roku stanowiła cena
„czystej” energii elektrycznej (bez opłat
przesyłowych i dystrybucyjnych)
►
Sektor przesyłu oraz dystrybucji jest sektorem
w pełni regulowanym – ponad 20% w
przypadku rachunku prostego i ponad 30%
w przypadku rachunku ciągnionego
►
Istotnym składnikiem ceny energii elektrycznej
są podatki
►
Sektory przesyłu i dystrybucji są monopolami
naturalnymi w związku z czym w ich przypadku
nie można mówić o konkurencji. Połączenie
PGE i ENERGA będzie miało charakter co
najmniej neutralny w tych sektorach. W
przypadku sektora dystrybucji, potencjalne
synergie mogą przyczynić się do spadku cen.
27,8%
60%
13,6%
40%
20%
►
49,9%
Obszary regulowane
0%
Wytwarzanie
Przesył
Obrót
Dystrybucja
Dekompozycja ceny energii elektrycznej w 2008 roku – rachunek prosty [%]
100
Cena energii
Zużycie materiałów i energii
27
Usługi obce
23
10
Amortyzacja
9
Wynagrodzenia
Inne składniki niepodatkowe
(2)
9
Zysk netto
Podatki
Strona 10
24
Co determinuje cenę w obszarze konkurencyjnym?
Połączenie podmiotów nie daje bezpośrednich podstaw do oczekiwania zmian
(wzrostu lub spadku) cen energii elektrycznej
Determinanty cen energii elektrycznej i wpływ połączenia Podmiotów na cenę energii elektrycznej
Czynnik
Ceny paliw
Uprawnienia do emisji
gazów
cieplarnianych/Koszty
środowiskowe
Konieczność inwestycji
i koszt kapitału
Zysk przedsiębiorstw
energetycznych
Podatki i opłaty
Strona 11
Wpływ połączenia
Umiarkowanie pozytywny
Zdecydowanie pozytywny
Zdecydowanie pozytywny
Umiarkowanie negatywny
Neutralny
Komentarz
W zależności od wykorzystania synergii kosztowych wpływ połączenia podmiotów
będzie pozytywny tzn. będzie prowadzić do obniżenia kosztów paliwa. Ten efekt
może dotyczyć węgla kamiennego, który jest wykorzystywany jednocześnie
w aktywach wytwórczych PGE i ENERGA.
Koncentracja podmiotów pozytywnie wpłynie na długoterminowy koszt zakupu
uprawnień do emisji. Najważniejszym czynnikiem są w tym przypadku możliwości
inwestycyjne połączonego Podmiotu, pozwalające na realizację inwestycji
w technologie niskoemisyjne. Dodatkowe korzyści mogą powstać w wyniku
realizacji synergii kosztowych związanych z zakupem uprawnień do emisji.
Koncentracja Podmiotów zwiększy ich możliwości inwestycyjne, obniży koszt
kapitału połączonego podmiotu oraz spowoduje synergie w zakresie organizacji
inwestycji. Wpłynie to pozytywnie na ceny energii elektrycznej w perspektywie długo
i średnioterminowej.
W modelowym ujęciu koncentracja na rynkach energii może prowadzić do ryzyka
nadużywania siły rynkowej podmiotów dominujących. Należy jednak pamiętać
o konieczności zapewnienia odpowiedniej wielkości przedsiębiorstw
energetycznych, tak aby mogły one realizować Politykę Energetyczną Państwa
lub przyjętą strategię rozwoju.
Koncentracja podmiotów nie wpłynie w istoty sposób na wysokość podatków i opłat,
a tym samym na cenę energii elektrycznej.
Cena wzrośnie bo musi
W perspektywie długoterminowej, cena energii elektrycznej będzie zbiegać do
poziomu ceny wejścia nowych mocy
Cena wejścia nowych mocy dla poszczególnych paliw w zależności od kosztów uprawnień do emisji gazów cieplarnianych [PLN/MWh]
Węgiel kamienny
535
Gaz
322
270
286
125
22
47
32
15
85
58
31
32
CO2
O&M
Podatek (CIT)
Paliwo
Koszty kapitałowe
186
100€/t
15€/t
40€/t
CO2
O&M
Podatek (CIT)
Paliwo
Koszty kapitałowe
56
40€/t
Definicja: Cenę wejścia nowych mocy ogólnie definiuje
się jako hipotetyczną cenę energii elektrycznej, przy
której opłacalne jest przeprowadzanie inwestycji w nowe
moce.
Przedstawione wyżej wyniki obliczeń zostały
przygotowane dla przyjętego scenariusza warunków
brzegowych, mają charakter ilustracyjny i nie mogą być
traktowane jako prognoza cen energii.
Strona 12
250
13
9
Cena wejścia nowych mocy
►
Obecny poziom cen energii
na rynku hurtowym:
190 – 220 PLN/MWh
145
31
92
►
Brak wpływu ceny
uprawnień do emisji na
cenę wejścia
w przypadku elektrowni
jądrowych.
409
311
348
15€/t
Atom
100€/t
O&M
Podatek (CIT)
156
Paliwo
Koszty kapitałowe
15€/t
40€/t
100€/t
Konkluzje
►
Ceny wejścia przekraczają poziom obecnej ceny energii
elektrycznej na rynku hurtowym.
►
Koszty związane z zakupem uprawnień do emisji
znacznie zwiększają cenę wejścia.
►
W przypadku energetyki jądrowej największy wpływ
na cenę wejścia mają koszty kapitałowej co wskazuje
na duży potencjał synergii inwestycyjnych.
Przyszłością rynek regionalny
W nieodległej perspektywie rynek energii będzie rynkiem europejskim
Inicjatywa regionalna Europy Środkowo-Wschodniej
Proces tworzenia rynków regionalnych
►
2003 - Rozporządzenie Komisji
1228/2003
►
2006 - ERGEG tworzy inicjatywy
regionalne
►
2006 - Decyzja Komisji Europejskiej
2006/770/WE
►
2008 - Powołanie CAO - Central
Allocation Office
►
2009 - Rozporządzenie 714/2009
►
2010 - „20 steps towards 2020”
Eurelectric – deklaracja odnośnie
powstania rynków regionalnych do
roku 2015
Polska
Niemcy
Czechy
Słowacja
Austria
Węgry
Inicjatywa regionalna Europy Północnej
Dania
Norwegia
Szwecja
Finlandia
Strona 13
Rok 2009
-9,60
7,40
Rok 2005
-16,19
5,00
Eksport
[TWh]
Import
Konkluzje
►
Realizowany obecnie plan integracji rynków europejskich będzie
w długim terminie prowadził do konwergencji warunków działania
przedsiębiorstw energetycznych w Europie. W związku z tym
rozważane połączenie powinno być rozpatrywane w kontekście
przyszłego rynku regionalnego.
►
Istotnym jest natomiast, aby w okresie przejściowym doprowadzić
do wzmocnienia pozycji podmiotów krajowych tak, aby mogły
efektywnie konkurować na rynku regionalnym. Elementem drogi
do tego celu jest połączenie PGE i ENERGA.
Polska
Niemcy
Import i eksport energii elektrycznej w Polsce
Czy obecny potencjał PGE jest wystarczający?
Nawet po połączeniu, powstały podmiot będzie znacznie mniejszy niż główni gracze
europejscy obecni w regionie Europy Środkowej i Wschodniej
Przychody ze sprzedaży (mld EUR 2008)
EBITDA (mld EUR 2008)
14
14
14
13
ENEL
EDF
GDF Suez
E.ON
4
EDP
ENBW
PGE
Fortum
Verbund
0
ENERGA
125
EDF
95
ENEL
50
RWE
44
Iberdrola
35
15
14
14
14
12
12
CEZ
Fortum
PGE + E
EDP
PGE
9
Verbund
ENERGA
Strona 14
►
Obecnie nawet połączone PGE i ENERGA
są zdecydowanie mniejsze niż inne europejskie firmy
energetyczne jak EdF, RWE, czy Vattenfall.
►
Większość z dużych graczy prowadzi już działalność
w Polsce i z dużym prawdopodobieństwem będą brały
udział w procesach prywatyzacyjnych polskiego
sektora energetycznego w przyszłości
73
68
E.ON
GDF Suez
EnBW
1
3
2
Konkluzje
Moc elektryczna (GW 2008)
Vattenfall
8
7
6
6
CEZ
1
Verbund
ENERGA
EDP
PGE + E
2
PGE
16
15
14
ENBW
2
PGE + E
25
Vattenfall
3
3
Fortum
49
RWE
Iberdrola
3
3
CEZ
64
61
EDF
6
Vattenfall
83
ENEL
8
RWE
Iberdrola
87
E.ON
GDF Suez
Co robili konkurenci regionalni? (1)
CEZ w przeciągu 10 lat dzięki wspieranej przez Państwo aktywnej strategii ekspansji
krajowej i zagranicznej stał się jednym z liderów regionu
Spółka wytwórcza
Do 2003
Fakty
Etapy rozwoju Grupy CEZ
►
CEZ prowadził strategię rozwoju poprzez integrację łańcucha wartości kupując
w pierwszej kolejności krajowe spółki energetyczne. W 2004 roku CEZ zakupił 5 spółek
działających na rynku dystrybucji i obrotu.
►
Po zbudowaniu masy krytycznej w kraju CEZ rozpoczął działalność M&A na rynku
Europy Środkowej i Południowej. W okresie rozwoju działalności CEZ notował
średnioroczny wzrost EBITDA na poziomie 21%.
►
CEZ przyjął strategię, której zasadniczym celem jest osiągnięcie statusu lidera
regionalnego w zakresie działalności w sektorze energetycznym.
►
Działalność CEZ koncentruje się w regionie Europy Centralnej i Południowo-Wschodniej,
gdzie spółka realizuje sformułowaną strategię poprzez aktywną działalność akwizycyjną
na rynku energii i ciepła.
►
Strategia rozwoju CEZ zakładająca wzrost potencjału w regionie poprzez aktywną
działalność M&A przyczyniła się do utrzymania wysokiego poziomu i dynamiki wzrostu
EBITDA spółki.
Aktywa CEZ
Akwizycje krajowe
2003-2005
Aktywa CEZ
Znaczący gracz regionalny
Zmiany EBITDA CEZ - wzrost możliwości finansowania rozwoju (mld CZK)
2005-2010
CAGR 21%
87,2
90,3
2008
2009
75,3
64,3
50,1
39,6
22,98
25,11
2002
2003
Aktywa energetyczne CEZ
Działalność handlowa CEZ
Strona 15
2004
2005
2006
2007
Co robili konkurenci regionalni? (2)
Vattenfall po osiągnięciu silnej pozycji na rynku krajowym rozpoczął ekspansję
na rynkach Europy Zachodniej
Rozwój krajowy
Do 1997
Fakty
Etapy rozwoju Grupy Vattenfall
►
W latach 1992-1996 Vattenfall realizuje plan rozwoju/akwizycji na rynku krajowym
oraz przygotowuje się do ekspansji międzynarodowej. W roku 1996 nastąpiło połączenie
rynku nordyckiego w jeden wspólny rynek energii elektrycznej. Początek ekspansji
międzynarodowej – akwizycje na rynku nordyckim.
►
W 1997 przyjęta została strategia rozwoju Vattenfall, która zakładała uzyskanie pozycji
czołowego europejskiego przedsiębiorstwa energetycznego. Następuje stopniowa
ekspansja na rynkach międzynarodowych.
►
Vattenfall realizuje strategię ekspansji od 1997 roku i ma ambicje pan-europejskie.
Ekspansja na rynku europejskim pozwoliła na znaczące zwiększenie potencjału
wytwórczego tj. o 94% na przestrzeni lat 1997 - 2008.
►
Strategia rozwoju zakładająca wzrost potencjału w regionie poprzez aktywną działalność
M&A przyczyniła się do utrzymania wysokiego poziomu i dynamiki wzrostu EBITDA
spółki.
Dominująca pozycja na rynku
krajowym
Znaczący gracz pan-europejski
Zmiany EBITDA Vattenfall- wzrost możliwości finansowania rozwoju (mld SEK)
1997-2010
CAGR 19%
43,2
43,8
45,8
46,0
2005
2006
2007
2008
31,3
25,5
24,5
2002
2003
18,2
Główne rynki Vattenfall
Docelowe rynki Vattenfall
Strona 16
9,8
11,7
1999
2000
2001
2004
Co robili konkurenci regionalni? (3)
EDF jest spółką energetyczną o zasięgu globalnym. Potencjał rynkowy grupy zapewnia EDF możliwość
efektywnego inwestowania w energetykę jądrową i podtrzymanie pozycji globalnego lidera w tym
zakresie
Spółka wytwórcza
Do 1946
Fakty
►
Po ugruntowaniu pozycji na francuskim rynku i osiągnięciu tym samym odpowiedniej
wielkości i potencjału finansowego, EdF rozpoczął ekspansję na rynki europejskie
oraz światowe.
►
Obecnie EDF jest głównym graczem francuskiego i brytyjskiego rynku energii, jednym
ze znaczących podmiotów w Niemczech, Włoszech i w szeregu innych krajów
na kontynencie europejskim oraz w Azji i Stanach Zjednoczonych. Potencjał zbudowany
na krajowym rynku pozwolił mu na konkurowanie z największymi graczami na całym
świecie.
►
Dominująca pozycja Grupy EDF na rodzimym rynku elektroenergetycznym pozwoliła
spółce na ekspansję na rynki europejskie i światowe oraz stanie się jednym z czołowych
podmiotów na światowym rynku energetycznym.
►
EdF jest monopolistą w zakresie energetyki jądrowej na narodowym rynku energii
elektrycznej oraz największym podmiotem na świecie w tym zakresie. Pozwala to na
ograniczenie emisji gazów cieplarnianych i redukcję ryzyk związanych z regulacjami
środowiskowymi. We Francji EdF jest właścicielem i operatorem 19 elektrowni
jądrowych z 58 reaktorami. W 2009 r. elektrownie te wyprodukowały 389,8 TWh energii
elektrycznej, co odpowiadało 86% całkowitego wolumenu produkcji energii elektrycznej
przez EdF we Francji.
Dominująca pozycja na rynku
Etapy rozwoju Grupy EDF
Gracz europejski
do 1970
Gracz globalny
od 1984
Obszar ekspansji międzynarodowej
Strona 17