Plan Marshalla dla infrastruktury. Naświetlajmy problem póki

SPOŁECZNA RADA NARODOWEGO PROGRAMU REDUKCJI EMISJI
Plan Marshalla dla
infrastruktury.
Naświetlajmy problem póki
jeszcze możemy
prof. Krzysztof Żmijewski
Sekretarz Generalny
Społecznej Rady
Narodowego Programu
Redukcji Emisji
22 lutego 2011 r.
Warszawa
1/39+10
1/32
1/44
Stan polskiej
elektroeneretyki
Polska posiada przestarzały technologicznie system
elektroenergetyczny, co istotnie wpływa na:
bezpieczeństwo energetyczne
możliwości wytwórcze
możliwości redukcji emisji gazów
cieplarnianych
kontrolowanie zapotrzebowania na energię
czy zmianę źródeł energii
budowę i przyłączanie nowych źródeł energii,
w tym źródeł nieemisyjnych
2/32
Problemy sektora
przestarzała technologia
(wysoka emisja)
niedopasowanie geograficznie
do potrzeb gospodarki
słaba efektywność
(sprawność)
duża monokultura węglowa
(niski potencjałem
inwestycyjnym)
mała elastyczność
3/32
67%
0%
Ciepłownictwo
kotłownie
sieci
Gazownictwo
przesył
dystrybucja
wydobycie
Elektroenerg
przesył
linie 400 kV
linie 220 kV
stacje
dystrybucja
linie
stacje
elektrownie
elektroKolejnictwo
linie kolejowe
podkłady
trakcja
Górnictwo
Rafinerie
Rurociągi
Porty morskie
Dekapitalizacja
infrastruktury 4/4
INFRASTRUKTURA
100%
80%
60%
Stopień
zużycia
min 64%
40%
20%
Stopień
zużycia
max 70%
4/32
Budowa nowych źródeł
Praktyka wykazuje, że budowa nowych bloków jest procesem
niezwykle pracochłonnym i wieloletnim:
 budowa Pątnowa II trwała 6 lat,
 budowa Łagiszy II 5 lat,
 blok 856 MW w Bełchatowie
od 4 lat jest w budowie.
5/32
„Wiekowe” elektrownie
40% bloków ma ponad 40 lat,
w tym ok. 15% bloków ma
ponad 50 lat, a więc powinny
być natychmiast zatrzymane i
odłączone od sieci.
Bloków 30 letnich i starszych
jest ponad 70%.
6/32
Historia inwestycji w
elektroenergetyce
Historia inwestycji
MW
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
5-latki
5660
4281
4155
3265
2920
2558
716
4550
5155
1808
1207
5660
6165
6670
7175
7680
8185
8690
940
683
419
9195
9600
0105
749
0610
7/32
Dekapitalizacja
infrastruktury 1/4
ELEKTROWNIE
lata dekapitalizacji
40,00
30,00
22,22
14,29
100%
80%
79,10%
88,10%
92,14%
94,38%
60%
40%
68,01%
20%
0%
2,00%
2,50%
3,33%
4,50%
Stopień dekapitalizacji
50,00
7,00%
Stopa umorzenia
8/32
Brak infrastruktury
 brak infrastruktury przyłączeniowej, pozwalającej
dynamiczny rozwój generacji rozproszonej,
na
 najsłabsza elektryczna infrastruktura sieciowa w rejonach
o największym potencjale OZE – północna Polska,
 problemy z możliwościami przyłączenia
farm wiatrowych do sieci, spowodowane
słabym stanem KSE.
9/32
Niedoinwestowanie sieci
W większości linie i transformatory
pochodzą sprzed 20–30 lat, zatem
niezbędne są inwestycje w sieci
przesyłowe i dystrybucyjne oraz ich
modernizacja.
Wiek sieci wpływa istotnie na
zdolność systemu do zachowania
ciągłości
pracy
w
sytuacjach
kryzysowych oraz na realizowanie
dostaw energii elektrycznej do
odbiorców według zapotrzebowania
10/32
Brak programów
inewstycyjnych
Brak jednoznacznej strategii dla programu inwestycyjnego
źródeł oraz sieci dystrybucyjnych średnich (15 kV) i niskich
(230/400 V) napięć. Pojawiające się tu bariery to:
 problem zasilania terenów inwestycyjnych;
 problem reelektryfikacji wsi i małych miast;
 przeciągające się przyłączanie źródeł rozproszonych.
11/32
Brak koncepcji
Brakuje koncepcji:
 wspierających finansowanie budowy nowych źródeł i
sieci,
 rozwiązujących kwestie prawne, np. w zakresie prawa
drogi,
dostępu
do
infrastruktury,
zwrotu
z
zaangażowanego kapitału,
 koordynujących działania inwestycyjne
grup kapitałowych.
12/32
Dekapitalizacja
infrastruktury 2/4
ENERGETYKA
Stopień dekapitalizacji
80%
73%
59%
60%
63%
51%
40%
20%
0%
elektrownie
sieci
przesyłowe
sieci
dystrybucyjne
ciepłownictwo
13/32
Dekapitalizacja
infrastruktury 3/4
ENERGETYKA
71%
75%
14/32
Wymiar inwestycji
PRZESYŁ
4,4 mld euro
ELEKTROENERGETYKA
100 mld euro
15/32
Profile inwestycyjne
0,98; 8%
TAURON 2020
0,2; 2%
4,4; 38%
GENERACJA plan
GENERACJA opcja
DYSTRYBUCJA
OZE
3,2; 27%
INNE
2,9; 25%
POLSKA 2020
GENERACJA konwenc
5,5;
11%
13,2;
27%
3,6;
7%
16,5;
33%
8,8;
18%
2,2;
4%
GENERACJA atom
PRZESYŁ
ROZDZIAŁ - DYSTR.
OZE
EFEKTYWNOŚĆ ENERG.
16/32
Program inwestycyjny
MW
0
1 000
2011
BEŁCHATÓW 2
2012
PŁOCK
4 000
GORZÓW ?
TYCHY
ST. WOLA
2015
D. ODRA 2
OPOLE 2
2016
D. ODRA 2
OPOLE 2
SIEKIERKI ?
TURÓW
WROCŁAW ?
KOZIENICE 2
POMORZANY
JAWORZNO III KOZIENICE 2
2017
LUBLIN ?
OSTROŁĘKA ?
2018
LUBLIN ?
BLACHOWNIA ?
2019
3 000
B. BIAŁA
2013
2014
2 000
CZECZOT ?
RYBNIK ?
RYBNIK ?
2020
2021
2022
ŻARNOWIEC ?
2023
ŻARNOWIEC ?
2024
2025
2026
KLEMPICZ ?
2027
2028
KLEMPICZ ?
2029
2030
ATOM
PGE
TAURON
ENEA
ENERGA
EDF
VATT
RWE
FORTUM
PKN ORLEN
17/32
Przyszłość inwestycji w
elektroenergetyce 1/4
55 lat życia
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
45-50
51-55
45-50
01-05
56-60
51-55
06-10
61-65
66-70
56-60
11-15
71-75
61-65
16-20
76-80
81-85
66-70
21-25
86-90
71-75
26-30
91-95
96-00
76-80
01-05
06-10
86-90
11-15
86-90
16-20
21-25
91-95
26-30
96-00
18/32
Przyszłość inwestycji w
elektroenergetyce 2/4
MW
Historia i program inwestycji
13590
15 000
12 000
10605
10110
9 000
4281
6 000
3265
2558
3 000
716 1207
0
5-latki
5660
4155
2920
1808
940 683 419 749
6269
4644
2789
4800
32003200
1600
45- 51- 56- 61- 66- 71- 76- 81- 86- 91- 96- 01- 06- 11- 16- 21- 2650 55 60 65 70 75 80 85 90 95 00 05 10 15 20 25 30
pesymistyczny
wyważony
optymistyczny
?
19/32
Przyszłość inwestycji w
elektroenergetyce 3/4
GW
9
6,6
GORSZY SCENARIUSZ
7
5,1
4,8
5
5,3
4,1
4,4
3,1
3
1
1,8
0,9
1,1
-1
-3
1,0
0,5
-0,3
1,1
-0,9
0,2
0,1
1,1
1,1
1,1
0,8
-2,0
-3,0
0,8
0,8
0,8
0,8
-1,0
-5
2011
2012
2013
2014
2015
PRZYBYTEK
2016
SUMA
2017
2018
2019
8,4
8,5
2020
UBYTEK
GW
9
7
5
3
1
-1
-3
-5
LEPSZY SCENARIUSZ
0,9
1,1
-0,3
2011
1,4
0,5
1,1
-0,9
2012
1,1
-2,0
2013
1,1
-1,7
2014
PRZYBYTEK
4,0
1,2
6,4
4,3
4,0
3,0
7,6
2,8
0,9
1,1
2015
SUMA
0,8
2016
0,8
2017
0,8
2018
0,8
2019
0,8
2020
UBYTEK
20/32
Przyszłość inwestycji w
elektroenergetyce 4/4
40 lat życia
40
GW
30
20
10
2,6
2,6
3,3
3,3
4,5
4,5
7,7
7,7
12,0
12,0
17,7
17,7
21,8
21,8
24,8 24,0
-10
-20
5155
5660
6165
6670
SUMA
7175
23,7
20,9
20,9
17,3
17,9
17,3 17,2
23,7
23,9
24,2
22,4
22,6
25,4
25,6
14,5
0
4550
24,2
24,2
7680
8185
2,6
0,7
1,2
3,3
3,3
4,3
4,3
5,7
5,7
4,2
4,2
2,9
2,9
1,8
1,8
8690
9195
9600
0105
0610
1115
1620
2125
2630
PRZYBYTKI
pesymistyczny
optymistyczny
wyrównany ?
UBYTKI
21/32
Prawdopodobieństwo
inwestycji
MW
6 400
6 610
NIE PEWNE
MOŻLIWE
PEWNE
ATOMOWE
7 689
2 080
22/32
Jak sfinansować
Program?
23/39+10
potencjał inwestycyjny
• potencjał kredytowania
52 mld zł
• potencjał equity
65 mld zł
5xEBITDA
117 mld zł
9xEBITDA
• razem
max
4xEBITDA
potrzeby inwestycyjne
• M. Purta, W.Bogdan (McKinsey)
• jw. z atomem i efektywnością
112 -139 mld zł (bez atomu
i efektywności)
152 -195 mld zł
• K. Żmijewski (SR NPRE)
180 - 200 mld zł
23/32
Analiza inwestycji
Poziom 2020
mld zł
mld €
Inwestycje
200
50
Corporate finance
52
13
Project finance
148
37
24/32
250
35
0
120
200
Stopa
inwestycji
2009
Inwestycje
infrastruktura
rocznie
banki
Inwestycje
elektroenerg. do
Inwestycje
infrastruktura
do 2030
120
Kredyty
inwestycje
państwo
Kredyty
obrotowe
301
Kredyty
konsumpcja
Aktywa
bankowe
500
Budżet
wydatki 2010
750
Odsetki długu
publicznego
1 250
Dług
publiczny
1 500
PKB 2010
Porównanie skali
mld zł
1 384
1280
inwestycje
1000
1 000
744
400
291
64
25/32
26/29
Program 2011 – 2020 1/2
26/32
Program 2011 – 2020 2/2
27/32
Pytanie
Czy możemy po prostu podnieść ceny?
%
35
30
25
20
15
10
5
0
32,1
20
16,1
12,1
przemysł
energochłonny
10
6,1
przemysł hi-tech
Udział w kosztach stary %
5
8,0
3,0
usługi
Udział w kosztach nowy %
1 1,6 0,6
przemysł
intelektualny
Wzrost kosztów w %
Kto to wytrzyma na globalnym rynku?
28/32
Konkluzja
1.
2.
3.
4.
nie można nie zarządzać inwestycjami
w elektroenergetyce
nie można zarządzać nimi przez telefon
w stylu „wicie rozumicie”
potrzebne są źródła project finnance
potrzebny jest parametryczny system
zbudowany na zasadzie:
potrzeba → oferta → zobowiązanie →
→ kasa → wykonanie → efekt.
29/32
www.rada-npre.pl
30/32
Dziękuję za uwagę
Krzysztof Żmijewski
prof. PW
Sekretarz Generalny
Społecznej Rady
Narodowego Programu
Redukcji Emisji
31/32
www.rada-npre.pl
32/32