Transformacja sektora elektroenergetycznego Prezentacja kluczowych kwestii

1. Transformacjasektora elektroenergetycznegoPrezentacja kluczowych kwestii 30Września 2010

2. Odrobinę historii…Obecny fakt istnienia dużych graczy energetycznych jest wynikiem doświadczeń związanych z implementacją mechanizmów rynkowych w energetyce Lata dziewięćdziesiąte 1990 • 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 2000 • 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 2010 Teraźniejszość • Era zintegrowanych pionowo koncernów energetycznych konkurujących ze sobą na rynkach globalnych • Dalsza zaostrzanie wymogów środowiskowych w stosunku do sektora elektroenergetycznego

3. W Polsce nieco później…Konsolidacja w Polsce miała miejsce z około dziesięcioletnim opóźnieniem w stosunku do krajów Europy Zachodniej 1997 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 2006 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 2010 • Pakiet klimatyczny i jego szczególny wymiar dla Polski • Program budowy energetyki jądrowej • Proces powstawania rynków regionalnych

4. 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] • 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 UE 27: ~ 1,6 Strefa Euro (16 krajów): ~ 1,74 Konkluzje • 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.

5. Jakie są skutki polityki energetyczno-klimatycznej UE?Zapisy pakietu klimatycznego przyjętego przez UE wymuszają zmianę struktury paliwowej polskiej energetyki, w tym budowę energetyki jądrowej Fakty Jednostkowa emisja CO2 dla wybranych technologii energetycznych [t/MWh] • 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. • 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. Brak emisji Procentowa struktura paliwowa mocy zainstalowanej Konkluzje

6. 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 • 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. 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. Konkluzja Poziom 4000 – 5000 MW • Wspólnym mianownikiem dla kierunków Polskiej Polityki Energetycznej są inwestycje głównie w sektorze wytwarzania. Poziom 1000 – 1600 MW

7. Energetyka jądrowa jest zarezerwowana dla dużychObecnie projekty dotyczące budowy elektrowni jądrowych są realizowane tylko przez największych graczy Projekty inwestycyjne i inwestorzy w zakresie energetyki jądrowej Specyfika inwestycji w energetykę jądrową 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 • 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. 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.

8. 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 połączonych podmiotów [TWh] Długa pozycja PGE [TWh] Synergie inwestycyjne: Obniżenie kosztu kapitału Organizacja inwestycji • Finansowanie „na książkę” • 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 • Redukcja ekspozycji na ryzyko rynkowe: • Niższy koszt kapitału własnego • Niższy koszt kapitału obcego – redukcja marży

9. Jak sfinansować inwestycje?Kapitał obcy jest tańszy niż kapitał własny, w związku z czym jest powszechnie wykorzystywany do finansowania inwestycji Fakty Zadłużenie netto / EBITDA w wybranych podmiotach [2008] • 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. Prognozowane zadłużenie netto / EBITDA w GK ENERGA i PGE Konkluzje • 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

10. 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 • 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. Obszary regulowane Dekompozycja ceny energii elektrycznej w 2008 roku – rachunek prosty [%]

11. 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

12. Cena wzrośnie bo musiW 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 Gaz Atom Cena wejścia nowych mocy 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. • 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.

13. Przyszłością rynek regionalnyW nieodległej perspektywie rynek energii będzie rynkiem europejskim Inicjatywa regionalna Europy Środkowo-Wschodniej Import i eksport energii elektrycznej w Polsce 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 stepstowards 2020” Eurelectric – deklaracja odnośnie powstania rynków regionalnych do roku 2015 Rok 2009 Rok 2005 [TWh] Inicjatywa regionalna Europy Północnej 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.

14. 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 EBITDA (mld EUR 2008) Przychody ze sprzedaży (mld EUR 2008) Konkluzje Moc elektryczna (GW 2008) • 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

15. 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 Fakty • 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. Do 2003 Aktywa CEZ Akwizycje krajowe 2003-2005 Etapy rozwoju Grupy CEZ Aktywa CEZ Znaczący gracz regionalny Zmiany EBITDA CEZ - wzrost możliwości finansowania rozwoju (mld CZK) 2005-2010 Aktywa energetyczne CEZ Działalność handlowa CEZ

16. Co robili konkurenci regionalni? (2) Vattenfall po osiągnięciu silnej pozycji na rynku krajowym rozpoczął ekspansję na rynkach Europy Zachodniej Rozwój krajowy Fakty Do 1997 • 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 rynkukrajowym Etapy rozwoju Grupy Vattenfall Znaczący gracz pan-europejski Zmiany EBITDA Vattenfall- wzrost możliwości finansowania rozwoju (mld SEK) 1997-2010 Główne rynki Vattenfall Docelowe rynki Vattenfall

17. 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 Fakty Do 1946 • 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 Gracz europejski do 1970 Etapy rozwoju Grupy EDF Gracz globalny od 1984 Obszar ekspansji międzynarodowej