GDF Suez gasi światło w Europie

http://wyborcza.biz/biznes/1,136427,15629116,GDF_Suez_gasi_swiatlo_w_Europie.html

Światowy gigant spisał na straty prawie wszystkie swoje elektrownie węglowe i gazowe w Europie. W ciągu kilku lat wygrają z nimi panele fotowoltaiczne – mówi Grzegorz Górski, wiceprezes GDF Suez Energy Europe.

Ogłaszając 27 lutego raport roczny za 2013 r., prezes GDF Suez Gerard Mestrallet mówił o "Grand Coup", czyli o Big Bangu. I rzeczywiście, strategia firmy jest zaskoczeniem. Nie chodzi o wyniki spółki, która ogłosiła 9,3 mld euro straty za 2013 r., ale o to, skąd się ta strata wzięła. GDF Suez, jedna z największych firm energetycznych na świecie, zdecydowała się zrobić odpis księgowy na ogromną część swoich europejskich aktywów – elektrowni konwencjonalnych i magazynów gazu. Inaczej mówiąc, uznała, że wielka część aktywów we Francji, Belgii, Niemczech, Luksemburgu, Holandii, Włoszech i Wielkiej Brytanii nie jest warta złamanego eurocenta. Utraty wartości uniknęła – przynajmniej na razie – należąca do GDF Suez elektrownia w Połańcu. Firma nie wyklucza jednak kolejnych odpisów w przyszłości.
Elektrownie jak Czarny Piotruś
Zdecydowaliśmy się Europę niejako "spisać na straty", odpisaliśmy na koniec 2013 roku aktywa warte 15 mld euro – wyjaśnia Grzegorz Górski, szef GDF Suez Polska i wiceprezes GDF Suez Energy Europe. – Odpisaliśmy m.in 2/3 wartości dwóch nowoczesnych elektrowni węglowych w Wilhelmshaven i Rotterdamie. Są w fazie rozruchu, czyli zostały spisane na straty jeszcze przed ich oddaniem do eksploatacji! Obie siłownie kosztowały 2,8 mld euro, w sumie mają 1600 MW mocy. Moc nowych bloków elektrowni w Opolu, których budowa właśnie się zaczęła, będzie tylko o 200 MW większa. Górski tłumaczy sytuację obrazowo. – Nie pozwolimy, żeby elektrownie "paliły" pieniądze. Jeśli nie będą miały dodatnich przepływów finansowych, to będą zamykane. W Europie zamknęliśmy już 12 GW takich mocy – wylicza. Dla porównania: to tyle, ile wynosi moc wszystkich elektrowni największej polskiej grupy energetycznej – PGE.

Komentarz: PGE o warunkach rentowności nowych bloków w Opolu

Komentarz Marka Zaborowskiego

Rusza pełną parą budowa elektrowni Opole. W uzasadnieniu decyzji Zarządu PGE prezes Woszczyk de facto przedstawił politykę rządu. Moim zdaniem dla efektywności energetycznej w obszarze energii elektrycznej nadchodzą dobre czasy. Jeżeli chodzi o ambitną politykę klimatyczną, to kontynuowana jest polityka spełniania zobowiązań międzynarodowych na minimalnym poziomie przy ochronie sektora wydobycia.

To, co powiedział Prezes Woszczyk prawdopodobnie będzie kształtować politykę państwa (przynajmniej do najbliższych wyborów). A zatem:

a) dalszy rozwój rynku mocy (capacity market), pewnie również w dalszej perspektywie DSM;

b) minimalizacja OZE – zatem racjonalną opcją będzie wciąż stosunkowo tania efektywność energetyczna;

c) założenie ceny emisji dwutlenku węgla na poziomie 35 EURO w roku 2035 (bezpieczne posunięcie – nikt do tego czasu nie będzie pamiętał na jakiej podstawie została podjęta decyzja o budowie elektrowni);

d) Pionowa integracja sektora energetycznego i węglowego. Długoterminowa umowa z Kampanią Węglową prawdopodobnie raczej pomoże Kampanii Węglowej niż Opolu, skazując na konieczność coraz droższego zakupu surowca. Zapłacą pewnie za to konsumenci energii, albo podatnicy w postaci zmniejszonej dywidendy PGE.

Koszt 1MW wyniesie około 6,5 mln. PLN

2014.01.26

PGE o warunkach rentowności nowych bloków w Opolu

http://energetyka.wnp.pl/pge-o-warunkach-rentownosci-nowych-blokow-w-opolu,216763_1_0_0.html

Nowy zarząd PGE ocenił, że prognozy kształtu rynku energii, jej zużycia, cen węgla i polityki klimatycznej pozwalają założyć, że dwa nowe bloki w Opolu będą rentowne, tzn. stopa zwrotu z tej inwestycji będzie wyższa niż średni koszt kapitału dla całej grupy.

Kierownictwo PGE potwierdziło w piątek, że planuje, iż formalnie budowa projektu Opole II ruszy 1 lutego. Dwa nowe bloki na węgiel kamienny mają mieć łączną moc 1800 MW, koszt inwestycji to ponad 11,5 mld zł brutto.

Jak mówił w piątek na konferencji prasowej prezes PGE Marek Woszczyk, cała Europa zdaje sobie już sprawę, że obecny model rynku energii nie sprzyja budowie nowych elektrowni i trwają poszukiwania środków zaradczych. Szereg krajów UE wdrożyło, wdraża albo poważnie dyskutuje o różnych elementach tzw. rynku mocy, czyli wynagradzania za posiadanie zdolności wytwórczych energii, a nie jedynie za jej sprzedaż. Woszczyk przypomniał, że w Polsce od początku roku wprowadzane są rozwiązania tego rodzaju, co dla inwestycji w Opolu jest okolicznością sprzyjającą.

Kolejną taką okolicznością jest projektowany przez rząd system wsparcia źródeł odnawialnych energii (OZE), który zakłada osiągnięcie europejskich celów jak najmniejszym kosztem, czyli i przy jak najniższym udziale OZE. Im mniej uprzywilejowanych OZE, tym na rynku energii więcej miejsca dla konwencjonalnej energetyki – wskazał Woszczyk.

Kolejnym czynnikiem jest cena emisji CO2. Już przy cenie CO2 rzędu 7 euro za tonę przewaga kosztowa nowej elektrowni węglowej o wysokiej sprawności – jak Opole II – nad starą, mniej efektywną wynosi ok. 40 zł na każdej MWh, a wraz ze wzrostem ceny CO2 ta przewaga jeszcze rośnie – podkreślił prezes PGE. Nowe bloki w Opolu mają emitować o jedną czwartą mniej CO2 na jednostkę energii w porównaniu do starych bloków.

Wiceprezes ds. rozwoju PGE Dariusz Marzec zaznaczył, że w prognozie przyjęto konserwatywne założenia. Np. ceny emisji CO2 są zgodne z ocenami KE z października 2013 r., mówiącymi, że w 2020 r. cena emisji tony dwutlenku będzie wynosić 10 euro, a w 2035 r. – 35 euro.

Kolejnymi założeniami – mówił Marzec – są stabilizacja cen węgla kamiennego w Polsce do 2016 r., a następnie ich zbieżność z prognozami Międzynarodowej Agencji Energii – czyli wzrost. Skumulowany roczny wskaźnik wzrostu cen w latach 2016-2030 przyjęto na poziomie ok. 1,5 proc. Marzec przypomniał, że cena węgla dla Opola II jest zawarta w dedykowanym kontrakcie z Kompanią Węglową. Umowa ta dobrze rozkłada ryzyka między strony – zaznaczył.

PGE przyjęło też średnioroczny wzrost zapotrzebowania na energię w Polsce po 2018 r. w wysokości 0,9 proc., natomiast wzrost nominalnych cen energii elektrycznej w latach 2016-2030 oszacowano na poziomie 4,7 proc. Nominalna cena energii elektrycznej sięgnie poziomów z 2012 r. po 2020 r. – podkreślił Marzec.

W efekcie zarząd PGE ocenił, że przy założeniu funkcjonowania mechanizmów rynku mocy, zmniejszeniu kosztów wsparcia dla OZE i utrzymaniu wsparcia dla instalacji energetycznych pracujących w kogeneracji stopa zwrotu z inwestycji w przypadku Opola II będzie wyższa niż średni koszt kapitału dla Grupy Kapitałowej PGE, co oznacza rentowność inwestycji.

Opole II ma budować konsorcjum Rafako-Polimex Mostostal-Mostostal Warszawa oraz Alstom. PGE zapewnia, że mechanizm finansowania inwestycji jest gotowy. Pierwszy blok ma być gotowy w IV kw. 2018 r., drugi – w I kw. 2019 r. Bloki będą miały sprawność ponad 45 proc., przy obecnej średniej krajowej rzędu 30-35 proc., będą spełniać unijną dyrektywę o emisjach przemysłowych i mieć najlepsze dostępne technologie dla obniżenia emisji CO2. Rocznie Opole II ma zużywać ponad 4 mln ton węgla.

W piątek Polimex-Mostostal poinformował, że uzyskał wymagane kontraktem gwarancje bankowe – należytego wykonania oraz zwrotu zaliczki, każda w kwocie 199 mln zł. Uzyskanie tych gwarancji – podkreśliła spółka w komunikacie – było warunkiem koniecznym dla rozpoczęcia realizacji budowy.

Inwestycje w energetykę będą dużą częścią portfela PZU

 

Możliwości finansowania energetyki przez polski system bankowy oceniane są na około 40 mld zł, dlatego trzeba będzie posiłkować się kapitałem zagranicznych. Apetyt na takie inwestycje ma największy polski ubezpieczycie PZU i jak zapowiada Ryszard Trepczyński, członek zarządu PZU ds. inwestycji, energetyka będzie w przyszłości stanowić dużą cześć portfela grupy.

– Nasz worek z pieniędzmi nie jest workiem bez dna i dlatego staramy się selektywnie podchodzić do inwestycji i wybierać takie, gdzie jest najlepsze przełożeniem do ryzyka – podkreślił Ryszard Trepczyński.

Jego zdaniem sektor energetyczny będzie w perspektywie najbliższych kilku lat, jednym z największych emitentów. – Nie jesteśmy przekonani czy inwestowanie w tym momencie to najlepsza strategia dlatego, że pojemność sektora bankowego nie jest wystarczająca do tego aby zrównoważyć wszystkie potrzeby sektora energetycznego – dodał.
Trepczyński poinformował, że PZU zmienia strukturę portfela inwestycyjnego i zgodnie z zapowiedziami rośnie w nim udział obligacji korporacyjnych. – Przyjęliśmy w strategii wzrost do 15-25 proc. w skali trzech lat, a teraz zbliżamy się do poziomu 10 proc. Portfel w papierach korporacyjnych przekroczył 3 mld zł, a nasze aspiracje sięgają więcej. Pracujemy nad kolejnymi inwestycjami. Potrojenie portfela w ciągu dwóch lat jest możliwe, jednak zależy to od rynku – dodał.
Już teraz w skład portfela inwestycyjnego PZU wchodzą instrumenty rynku pieniężnego, depozyty bankowe oraz dłużne papiery wartościowe o wartości – maksymalnie 50 proc. oraz udziałowe papiery wartościowe obejmujące akcje, prawa do akcji, prawa poboru, warranty subskrypcyjne, kwity depozytowe spółek, które stanowią minimalnie 50 proc. wartości aktywów netto funduszu.
Subfundusz dokonuje lokat przede wszystkim w akcje spółek, których działalność związana jest m.in. z branżą: energetyczną jak producenci i dystrybutorzy energii elektrycznej, spółki zajmujące się budową elektrowni i infrastruktury energetycznej. Subfundusz inwestuje też w spółki związane z ochroną środowiska naturalnego jak: produkujące energię ze źródeł odnawialnych, spółki zajmujące się recyklingiem).