Postavení skupiny ČEZ v Evropě a dopady otevření trhu s elektřinou a obchodování s povolenkami CO2

1. Postavení skupiny ČEZ v Evropě a dopady otevření trhu s elektřinou a obchodování s povolenkami CO2 Ivan Novák, VO Strategie, ČEZ, a. s. Budoucnost české energetiky v Evropě konference AEM, Poděbrady, březen 2006

2. Přístup k dostatečným přeshraničním kapacitám prostřednictvím aukcí • Volné bilaterální obchody, obchodování na spotovém trhu (EEX určuje refer. cenu) • Dosud mírný pokrok i přes zmenšující se rezervní výkon, s výjimkou technologií se silnou podporou (např. větrná energie) EVROPSKÉ ENERGETICKÉ TRHY PROCHÁZEJÍ VELKÝMI STRUKTURÁLNÍMI ZMĚNAMI Klíčové změny Od Na ? Izolované národní trhy Integrovaný trh v (střední) Evropě • Vlastnická integrace fragmentovaných trhů(např. Německo) • Akvizice v zahraničí (hlavně privatizace v nových členských státech EU) ? Několik velkých hráčů soutěžících na více trzích Lokální podniky ? Nové elektrárny, šetrné k životnímu prostředí, schopné pokrýt rostoucí poptávku Méně efektivní (~30%) elektrárny z 60.-80. let Průměrná cena prodeje elektřiny ČEZ, a. s.

3. STŘEDOEVROPSKÁ INTEGRACE - MEZIROČNÍ RŮST CENY ELEKTŘINY V ČR ODPOVÍDÁ VÝVOJI NA REGIONÁLNÍM TRHU Průměrná cena prodeje elektřiny ČEZ, a. s. Kč/MWh +14.5 % • Ceny dosahované ČEZ rostou v souladu s trendy na trhu • Růst ceny elektřiny a obchod s povolenkami CO2 přispěl v r. 2005 ke zvýšení provozního zisku (přes pokles výroby) 2005 2004 Source: CEZ, a. s.

4. CENA ELEKTŘINY NA ČESKÉM VELKOOBCHODNÍM TRHU NA ROK 2006 JE O 26% NIŽŠÍ NEŽ V REGIONU, ROZDÍL PROTI NĚMECKÉMU VÝHLEDU NA ROK 2007 JE AŽ 60% EEX Forward 2006 45.3 EUR/MWh EEX Forward 2007 57.0 EUR/MWh Velkoobchodní cena elektřiny (zákl. zatížení) 2000 index 260 + 30 % 240 220 - 60 % + 20 % 200 - 26 % 180 160 + 15,0 % Česká republika 2006 35,9 EUR/MWh (kurs 29 Kč/EUR) 140 + 11,4 % 120 100 80 60 2007 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Source: CEZ, a. s., EEX

5. PŘENOSOVÁ KAPACITA ČESKÝCH PŘESHRANIČNÍCH PROFILŮ SE V SOUČASNOSTI VÝRAZNĚ NEMĚNÍ Na r. 2006 • Roční kapacita do Německa a Rakouska zůstává na úrovni r. 2005, cena vŠak vzrostla z cca 6.5 €/MWh na 12.5 €/MWh. • Roční obousměrná kapacita ČR/Slovenskobyla snížena o 100 MW. • Nebyla vydražena žádná roční kapacita z Polska do ČR nebo na Slovensko. • Vzhledem k rozhodnutí Evropského souduč. C 17 03 se očekává revize (zrušení) dlouhodobé tranzitní smlouvy z Polska do Rakouska -jde o přenosovou kapacitu 400MW. 400 MW po 8 měsíců v roce, dlouhodobý kontrakt 300 MW 0 MW Celkové variabilní náklady pro export 750 MW 700 MW 50 MW Source: CEZ, a. s.

6. ČESKÉ CENY V LEDNU DOSÁHLY OBDOBNÉ ÚROBNĚ JAKO V NĚMECKU, NEBOŤ V CELÉM REGIONU CHYBĚLA KAPACITA VÝROBY 700 EUR/MWh 262 EUR/MWh EUR/MWh 300 EUR/MWh • Vývoj v lednu ilustruje provázanost trhů střední Evropy (konvergence k regionálnímu trhu) • Ceny termínovaných obchodů (forward)rostou v důsledku snahy o zajištění před volatilitou a výškou budoucích okamžitých cen Source: CEZ, a. s., EEX

7. TRŽNÍ CHOVÁNÍ - ČEZ OPTIMALIZUJE NASAZENÍ VÝROBNÍCH KAPACIT Rozdělení výnosů ČEZ v r. 2005 100 % = 66 mld. Kč • Parametry optimalizace: • Proměnné náklady • Cena emisních povolenek CO2 • Cena elektřiny v zahraničí a cena kapacity přeshraničnch profilů • Cena elektřiny v ČR • Výsledkem optimalizace je nejvýhodnější poměrdodávky elektřiny, prodeje podpůrných služeb a obchodu s povolenkami 9 % 2 % 11 % 78 % Source: CEZ, a. s.

8. JAK SOUVISÍ OBCHOD ČEZ S CO2 S OBCHODEM S ELEKTŘINOU V EU Cena elektřiny*** Cena povolenky ETS Cena elektřiny na cílovém trhu Elektřina EUR/MWh CO2 EUR/t Marže pro arbitráž mezi výrobou elektřiny a prodejem povolenek EUR/MWh 48 35 46 30 „Exportní“ marže 44 Cena povolenky emisí** 42 25 40 38 20 Cena přeshraniční kapacity 36 Celkové proměnné náklady 15 34 32 Proměnné náklady * 10 30 28 5 Oct Aug Sept Jan Apr May Feb Mar Jun Jul * uhelné elektrárny ** výroba 1 MWh elektřiny v hnědouhelné elektrárně vede k emisi 0,99-1,04 tuny oxidu uhličitého *** 2006 baseload future EEX zdroj: CEZ, EEX

9. CENA POVOLENEK EMISÍ CO2PŘEDSTAVUJE NOVÝ FAKTOR V HOSPODAŘENÍ PODNIKU, VČETNĚ PLÁNOVÁNÍ INVESTIC • ČEZ optimalizuje objem prodeje a nákupu elektřiny, povolenek CO2 a nabídku výrobní kapacity s cílem dosahovat nejvyššího zisku • Obrat z obchodu s CO2 činil 1,9 mld. Kč, příjem z prodeje povolenek CO2 činil 1 mld. Kč • CEZ obchoduje s největšími evropskými obchodníky a na burze ECX v Amsterodamu • Emisní povolenky CO2 představují pro ČEZ efektivní zajištění proti spekulacím (spekulantům) s přeshraničními přenosovými profily • ČEZ nabízí zprostředkování obchodů s CO2 Vývoj ceny povolenek emisí CO2 na trhu EU EUR/t Source: ECX

10. BEZ ZAHÁJENÍ OBNOVY ZDROJŮ ČEZ BY ROKEM 2015 SKONČILA SOBĚSTAČNOST ČR V ZAJIŠTĚNÍ SPOTŘEBY ELEKTŘINY TWh Spotřeba v České republice IPP Plánovaná dodávka energie bez obnovy zdrojů ČEZ

11. ROZHODNUTÍ O VÝSTAVBĚ NOVÝCH ELEKTRÁREN V ČR JE VEDLE VÝVOJE NA TRHU S ELEKTŘINOU PODMÍNĚNO DALŠÍMI FAKTORY • Omezené zdroje v České republice (pouze hnědé uhlí) • Nejasná dlouhodobá pravidla, vliv na cenu vysoký ale málo predikovatelný Dostupnost paliv Regulace CO2 • Žádná podpora pro nové elektrárny, částečné výjimky pro obnovitelné zdroje a kombinovanou výrobu • Problematická přijatelnost u části veřejnosti – politické riziko • Dlouhé procedury Ekonomické pobídky Perspektivy jádra Povolování

12. MOŽNÝ VÝVOJ CENY ELEKTŘINY - TYPOVÉ SCÉNÁŘE EUR/MWh Vysoké ceny paliv, aukce povolenek CO2 Nízké ceny paliv, povolenky CO2 přidělovány dle benchmarku nejlepší technologie Změna cenotvorného mechanismu z variabilních nákladů závěrné elektrárny na plné náklady nového bloku Zvýšení podílu plynu pro krytí základního zatížení V závislosti na činitelích, jejichž vývoj je obtížné předvídat, se může velkoobchodní cena elektřiny pro základní zatížení v regionu střední Evropy po roce 2010 pohybovat od 35do60 EUR/MWh

13. Růst HDP, % ročně Růst popt., % ročně VÝVOJ TRHU: POPTÁVKA PO ELEKTŘINĚ V ČR TWh ČEZ Vysoký scénář ČEZ základní scénář Base 2 - EGÚ ČEZ Nízký Rozptyl predikce poptávky ČEZ Base a EGÚ po r. 2030 vyplývá z různých možností vývoje energetické intenzity – s rostoucím HDP může klesat, nebo bude stabilní 3.2 4.2 3.4 2.9 2.6 2.2 2.0 1.2 0.8 0.8

14. PROBLÉM ČESKÉHO STABILIZAČNÍHO POLŠTÁŘE PALIVOVÝCH NÁKLADŮ: TĚŽBA HNĚDÉHO UHLÍ MÁ SVÉ LIMITY V roce 1990 činila těžba 79,0 mil t., v roce 2000 činila 50,3 mil. t mil. t/rok Zdroj: VÚHU, 2004 V dotčeném území za ekologickými limity dolu ČSA obce (Dolní Jiřetín, Černice), v dotčeném území za ekologickými limitydolu Bílinanení sídelní útvar

15. PARADOX: NYNÍ JSOU STÁTEM PODPOROVÁNY POUZE ZDROJE S NÍZKÝM MNOŽSTEVNÍM POTENCIÁLEM Objemový potenciál Přehled podpor v České republice • Garantované připojení a ceny (nyní cca 50-200 Eur/MWh podle typu zdroje), které zajistí návratnost investic za 15 let • Ne více než 8% spotřeby v roce 2010, tj.max. 5 TWh Obnovitelné zdroje • V současné době 8-9 TWh, omezený potenciál dalšího růstu • Cenový bonus k výrobě uplatněné na trhu Kombinovaná výroba • V současné doběcca 15 TWh, omezený potenciál dalšího růstu • Cenový bonus k výrobě uplatněné na trhu Decentrální výroba kromě OZE a komb. Ostatní zdroje • Žádná podpora ! • Rozhodující pro pokrývání budoucí poptávky po elektřině

16. ČEZZAMÝŠLÍ POSTAVIT SVŮJ VÝROBNÍ PARK BUDOUCÍCH ELEKTRÁREN NA BÁZI NOVÉ GENERACE HNĚDOUHELNÝCH ELEKTRÁREN A POKRAČOVAT V ROZVOJI JAD. ENERGETIKY Uhlí * Jádro Plyn Obnovitelné zdroje • Přijatelné emise je-li dobře vyprojektováno /řízeno • Nízké náklady na hnědé uhlí v České republice • Dostupnost HU • Regulace/cena CO2 • Základní kámen budoucího výrobního parku CEZ • Žádné emise • Nízké „radioaktivní“ riziko • Polit. přijatelné v České republice (ne pro SZ?) • Velká investice • Veřejnoprávní průchodnost • Spolu s HU pro pokrytí základního zatížení • Nízké emise • Flexibilita, relativněnízké investiční náklady • Vysoká/volatilní cena plynu • Potenciální zdroj flexibilní energie • Limitované/bez emisí • Obnovitelný zdroj • Veřejná podpora (mimo větrnou energii) • Stálost podpory nejistá • Doplňující role(např.kombinované spalování uhlí a biomasy) Dopad na životní prostředí Konkurenční výhody Rizika/ omezení *) využitelnost černého uhlí limitována jeho (nyní) vysokou světovou cenou

17. ZÁSOBY HNĚDÉHO UHLÍ NEJSOU DOSTATEČNÉ PRO VÝSTAVBU POUZE NOVÝCH ELEKTRÁREN, I KDYBY BYLY LIMITY TĚŽBY ROZŠÍŘENY Nové kapacity při těžbě hnědého uhlí omezené stávajícími limity Nové kapacity při rozšířené těžbě hnědého uhlí nad stávající limity Výkon, MW Výkon, MW Stávající zdroje Stávající zdroje Retrofit Retrofit Nové bloky Retrofit Nové bloky Retrofit vs. Nový blok: náklady, doba životnosti, účinnost, vliv na ŽP celkový a „měrný“

18. POSTUP ČEZ JE V SOULADU S PILÍŘI STÁTNÍ ENERGETICKÉ KONCEPCE nezávislost • česká elektroenergetika není (s výjimkou jaderného paliva) závislá na dodávkách energie ze zahraničí, ale bez uskutečnění projektu obnovy zdrojů ČEZ by se stala již před rokem 2020 čistým importérem zabezpečení dodávek • česká elektroenergetika má pro příštích 10 let dostatek disponibilních kapacit, stabilní a odolné portfolio zdrojů a efektivně funkční trh s podpůrnými službami udržitelný rozvoj • efektivní využívání zdrojů • zvýšení účinnosti přeměny energie u obnovovaných bloků o 15%, u nových více než 20% • ekologičnost • splnění požadavků na ochranu životního prostředí z 90. let • zpřísnění emisních limitů po r. 2015 • prevence změn klimatu (regulace emisí CO2) • rovné podmínky působení • unbundling regulovaných (monopolních) a neregulovaných (soutěži vystavených) činností

19. Vysoká exportní příležitost Specifické benchmarky pro povolenéemise CO2 Nízká exportní příležitost Vysoká exportní příležitost Aukce povolenekemisí CO2 Nízká exportní příležitost ZÁKLADNÍ TRŽNÍ FAKTORY A ZÁVĚRY ROZHODOVÁNÍ O OBNOVĚ VÝROBNÍCH ZDROJŮ ČEZ Díky konvergenci cen elektřiny v ČR a v Německu (nebo ve Střední Evropě) může ČEZ v příštích 10-20 letech očekávat příznivý vývoj cen. Z hlediska množstevního je příležitost (domácí i exportní) také slibná, i když se po r. 2015 může situace v regionu měnit významněji, než v současnosti. Hlavní stavební kameny budoucího portfolia výrobních zdrojů ČEZ jsou hnědouhelné a jaderné jednotky. Rozhodování bude záviset zejména na 2faktorech, ovlivňujících situaci na trhu: způsobu regulace CO2(alokačním schématu) a možnostech exportu. Důležitá rozhodnutí bude muset ČEZ přijmout v letech 2008 and 2010, určité nepochybné možnosti ale existují a ČEZ je může již uskutečňovat.

20. VÝSLEDKY I. ETAPY PROJEKTU – NÁVRH ČASOVÉHO HARMONOGRAMU OBNOVY HU ELEKTRÁREN 2005 2010 2015 2020 ETU (4x200 MW, komplexní obnova) příprava realizace ELE (1x660 MW, nový zdroj) EPR II (4x200 MW, komplexní obnova) Konzervativní (bez ČSA) EPC (1x660 MW, nový zdroj) EPC (3x200 MW, komplexní obnova nebo 1x660 MW nový zdroj) EPC (1x660 MW, nový zdroj) Optimistická (s ČSA) EPR (1x660 MW, nový zdroj)

21. POZNATKY A ZÁVĚRY • Aktuální výsledky vývoje energetického trhu ve střední Evropě: • Elektřina se stává komoditou s regionálním trhem • Energetika se stává podnikáním za standardních tržních podmínek, včetně soutěže o finanční zdroje • Poptávka po elektřině zvolna roste, elektrárny stárnou – vzniká potřeba nových investic ve velmi nejistém prostředí • Nejdůležitějšími faktory ovlivňujícími vývoj ceny elektřiny jsou ceny paliv a způsob regulace emisí CO2 • Velkoobchodní cena elektřiny v ČR zkonverguje k jednotné ceně regionu střední Evropy • Signály pro vývoj regionální ceny elektřiny nejednoznačné, přesvědčivých prognostiků nedostatek • Závěr • I za těchto nejistých podmínek je ČEZ schopen úspěšně působit na trhu v blízké perspektivě a souběžně koncipovat robustní obnovu portfolia svých dlouhodobých výrobních zdrojů