Henryk Baranowski: jesteśmy przekonani, że rynek mocy docelowo obniży koszty energii elektrycznej dla odbiorców końcowych.
Henryk Baranowski, prezes Polskiej Grupy Energetycznej / Dziennik Gazeta Prawna
Reklama
Najważniejszym wydarzeniem pierwszych tygodni pracy nowego zarządu PGE pod pana kierownictwem jest zaangażowanie w Polską Grupę Górniczą. Za 500 mln zł spółka obejmie 17,1 proc. udziałów PGG. Zgodnie z biznesplanem celem jest „uzyskanie dodatnich przepływów kapitałowych do 2017 r.”. Jak należy ten cel rozumieć?

Reklama
Doprecyzuję tylko, że inwestycję w PGG realizuje spółka PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, która odpowiada za realizację strategii Grupy w obszarze wydobywczo-wytwórczym. Zgodnie z biznesplanem PGG w 2016 r. ta spółka będzie jeszcze generować stratę, natomiast wpływ działań optymalizacyjnych powinien się przełożyć na pozytywne wskaźniki rentowności, począwszy od 2017 r. Od 2020 r. powinien być widoczny pełny efekt optymalizacji operacyjnej PGG w wynikach spółki.
Czy zaangażowanie w górnictwo węgla kamiennego to opłacalny biznes dla PGE?
Transakcja została starannie przemyślana, przygotowana i przeprowadzona. PGG będzie funkcjonować w oparciu o biznesplan, którego celem jest optymalizacja kosztów wydobycia, poprawa efektywności funkcjonowania spółki oraz osiągnięcie określonych poziomów rentowności. Biznesplan PGG zakłada, że w 2017 r. spółka generować będzie dodatnie przepływy pieniężne dla inwestorów.
Niemniej nie brakuje krytyków tej decyzji.
PGE znalazła się w tym projekcie, ponieważ jest liderem polskiego rynku wytwarzania (niemal połowa prądu w polskich gniazdkach pochodzi z naszych elektrowni), a blisko 95 proc. naszej energii wytwarzamy z węgla. Po oddaniu do eksploatacji dwóch bloków w Elektrowni Opole zapotrzebowanie na węgiel kamienny w grupie wzrośnie z ok. 5,6 obecnie do ok. 7,5 mln ton. Takie zużycie ustawia nas w czołówce konsumentów tego paliwa. Dlatego w strategii mamy zapis o aktywnej analizie możliwości pozyskania zasobów surowcowych w obszarze energetyki konwencjonalnej.
I właśnie PGG dawała taką możliwość?
Tak. Angażując się w PGG, kupiliśmy bezpieczeństwo dostaw paliwa w odpowiedniej ilości oraz odpowiedniej jakości. Dzięki naszej inwestycji rynek ma szansę na stabilizację, co w konsekwencji poprawi bezpieczeństwo pracy naszych bloków, które muszą pracować, aby zarabiać.
Niektórzy twierdzą, że lepiej byłoby dla nas przestawić się na importowany węgiel, ale z kilku powodów to scenariusz niemożliwy do realizacji. Po pierwsze, nasze bloki budowane były pod parametry fizyczne śląskiego węgla, który różni się od innych m.in. poziomem zasiarczenia i emitowanych pyłów, a one mają wpływ na efektywność i żywotność bloków. Kwestią otwartą pozostaje jeszcze fakt, ile kosztowałby w perspektywie długoterminowej węgiel z importu w sytuacji, w której polskich kopalń by nie było? I jaki sens – z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego państwa – miałoby uzależnianie się PGE od dostaw surowca z zewnątrz? Przecież polityka energetyczna Unii Europejskiej nastawiona jest właśnie na zmniejszanie zależności od importowanych paliw. To, co robimy, jest zgodne nie tylko z interesem spółki, ale i z tą filozofią.
Czy kwota 500 mln zł to górna granica zaangażowania w PGG, czy też możliwe jest – po przedstawieniu zmodyfikowanego biznesplanu – zwiększenie udziałów? Na przykład uczestniczenie w podniesieniu kapitału PGG ze względu na planowane inwestycje, bo te zdaniem ministra Tchórzewskiego będą w perspektywie kilku lat niezbędne.
Nie ma planów dalszego dokapitalizowania PGG. Zgodnie z zapisami kluczowych warunków umowy inwestycyjnej kwota bieżącej inwestycji będzie wystarczająca do prowadzenia działalności PGG w zakresie opisanym w biznesplanie.
Jak więc wygląda biznesplan PGE w odniesieniu do PGG w dłuższej perspektywie aniżeli tylko do 2017 r.?
Dla inwestorów branżowych jest to inwestycja długoterminowa bez jednoznacznie zdefiniowanego horyzontu inwestycyjnego.
Kilka tygodni temu podczas obrad sejmowej komisji ds. energii i skarbu państwa deklarowaliście, że do 2020 r. PGE chce zwiększyć moc swoich farm wiatrowych o 421 MW. Była to najbardziej zdecydowana deklaracja spośród wszystkich koncernów. Jednocześnie w strategii PGE zaznaczało, że inwestycje w OZE będą zależały od kształtu systemu wsparcia dla odnawialnych źródeł energii. Czy przygotowywane właśnie ustawy – tzw. odległościowa i nowelizacja ustawy o OZE – oznaczają, że plany budowy farm są aktualne czy wręcz przeciwnie?
Faktem jest, że PGE dysponuje portfelem lądowych projektów wiatrowych na różnym etapie przygotowania do ewentualnej budowy i właśnie tego dotyczyła ta wypowiedź. Teoretycznie dzięki realizacji tych projektów PGE byłaby w stanie zwiększyć moc zainstalowaną w farmach wiatrowych na lądzie o ok. 500 MW. Jednak w żadnym przypadku nie należy tej wypowiedzi uznawać za deklarację budowy kolejnych farm przez PGE, bo finalne decyzje inwestycyjne w tej sprawie będą zależały zarówno od regulacji wynikających z projektu ustawy odległościowej, jak i docelowego kształtu systemu wsparcia OZE, a także od możliwości finansowych naszej Grupy.
Priorytetami inwestycyjnymi pozostają Opole i Turów?
Sprawna realizacja budowy nowych mocy konwencjonalnych, w szczególności nowych bloków w Elektrowni Opole i Elektrowni Turów, jest priorytetem grupy. Warto jednak przypomnieć, że tylko w 2015 r. oddaliśmy do eksploatacji cztery nowe farmy wiatrowe o łącznej mocy 218 MW, powiększając swój potencjał w wietrze do 521 MW i uzyskując pozycję krajowego lidera tego segmentu rynku. Możliwości dalszego rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce upatrujemy przede wszystkim w technologii offshore. Nasza spółka PGE Energia Odnawialna przygotowuje projekt budowy farm wiatrowych o mocy ok. 1 GW na Morzu Bałtyckim. Obecnie realizowane są badania środowiskowe.
Trwają prace nad modelem wspierania energetyki konwencjonalnej – mowa o rynku mocy. Rząd przewiduje zwiększenie opłat, jakie ponoszą konsumenci. Czy to optymalny model z punktu widzenia PGE?
Długoterminowe zagwarantowanie dostępności dyspozycyjnych mocy wytwórczych, np. w oparciu o mechanizm rynku mocy, leży w interesie wszystkich odbiorców energii elektrycznej. Bezpieczeństwo energetyczne ma swoją cenę, jednak wbrew obiegowej opinii nie musi oznaczać wyższych kosztów dla odbiorców. Wręcz przeciwnie, jesteśmy przekonani, że rynek mocy docelowo obniży koszty energii elektrycznej dla odbiorców końcowych, ponieważ jego funkcjonowanie znacząco obniży ryzyko bardzo kosztownych w każdym wymiarze – zarówno gospodarczym, jak i społecznym – przerw w dostawach energii na obszarze całego systemu elektroenergetycznego lub jego znacznej części (czyli tzw. blackoutów). Optymalne byłoby wprowadzenie rozwiązań na wzór brytyjski, czyli wdrożenie rynku dwutowarowego – mocy i energii. Elementy, na których opiera się reforma rynku brytyjskiego, czyli rynek mocy i kontrakty różnicowe, powinny stać się podstawą również polskich regulacji w tym obszarze.
Ile PGE będzie kosztowało dostosowanie do unijnych regulacji? Według niektórych szacunków zmniejszenie puli bezpłatnych uprawnień do emisji CO2 w latach 2020–2030 będzie kosztowało sektor energetyczny 14 mld zł rocznie. Z kolei regulacje dotyczące norm emisji przemysłowych według Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej będą oznaczać nakłady rzędu 12 mld zł. Ile w obu przypadkach będzie musiała wydać PGE?
Trudno jest jednoznacznie oszacować te koszty. Bez wątpienia nowy kształt polityki klimatycznej, w tym rewizja konkluzji BAT oraz wielkość przydziału darmowych uprawnień do emisji CO2, musi uwzględniać lokalne uwarunkowania krajów członkowskich, takie jak dostęp do własnych surowców czy zasobność portfela statystycznego gospodarstwa domowego.
Absolutnie kluczowa będzie renegocjacja wielkości przydziału darmowych uprawnień na CO2 na lata 2021–2030. W obowiązującym wariancie energetyka będzie musiała kupić 80 proc. potrzebnych uprawnień, a to koszt liczony w dziesiątkach miliardów złotych. To wyzwanie nie tylko dla sektora, ale i konkurencyjności całej gospodarski.
W przypadku rewizji konkluzji BAT szacunki jednej z firm doradczych mówią o przedziale 9–17 mld zł jako kosztu dostosowania wszystkich jednostek w całym kraju, w zależności od wariantu wysokości nowych norm.
Energetyka zdaje się czekać na łagodny wymiar kary.
Jesteśmy aktywni, ale to nie jest gra pod publiczkę. Zabiegamy na forum UE i w rozmowach z Komisją Europejską o przedłużenie okresu dostosowania do nowych norm z czterech do sześciu lat. Dodatkowe dwa lata na dostosowanie byłyby istotne dla właścicieli elektrowni, ale przede wszystkim dla operatora systemu przesyłowego, aby zapewnić odpowiedni bilans mocy wytwórczych w systemie, a jednocześnie ograniczyć do minimum koszty modernizacji.
Nowa regulacja jakościowa URE zakłada duże zmniejszenie przerw w dostawach prądu w perspektywie kilku lat. Wymusza inwestycje w sieci przesyłowe. W jakim stopniu wpłynie na wyniki PGE Dystrybucja i czy doprowadzi do zmiany planów, np. innego rozłożenia akcentów w inwestycjach?
Strategicznym celem Grupy PGE jest plan redukcji przerw w dostawach energii elektrycznej o 50 proc. do 2020 r. i konsekwentnie zmierzamy do jego realizacji. Cel ten wpisuje się w ogłoszoną przez URE strategię rozwoju operatorów systemów dystrybucyjnych w perspektywie najbliższych pięciu lat. Planujemy nadal rozwijać i modernizować sieć dystrybucyjną w celu dalszej poprawy parametrów jakościowych dostaw energii elektrycznej i ograniczenia strat sieciowych. Grupa zamierza zainwestować w realizację tego celu w sumie ponad 12 mld zł, z czego blisko 60 proc. ogólnych nakładów przeznaczy na inwestycje modernizacyjne, natomiast ok. 40 proc. na inwestycje rozwojowe, w tym przyłączanie nowych odbiorców. Wszelkie ewentualne zmiany w tym modelu będą częścią zaktualizowanej strategii biznesowej, dlatego do momentu jej opracowania nie chcemy wchodzić w szczegóły.
Kiedy możemy się tego spodziewać?
Intensywnie pracujemy nad przeglądem strategii. Wyniki tych prac zostaną zaprezentowane w trzecim kwartale tego roku.
Ostatnio ciszej o przygotowaniach do budowy elektrowni atomowej (poza rezygnacją z jednej z lokalizacji). Jak wygląda harmonogram tych prac, czy przewidywane są opóźnienia i jaki jest przewidziany model finansowania?
Harmonogram inwestycji jest obecnie rewidowany i zostanie przedstawiony Ministerstwu Energii, które odpowiada za aktualizację Programu Polskiej Energetyki Jądrowej. W kwestii modelu finansowania tak potężnej inwestycji niezbędne będzie uzgodnienie ze stroną rządową mechanizmów wsparcia mających na celu zapewnienie ekonomicznej przewidywalności przedsięwzięcia oraz wypracowanie koncepcji finansowania projektu.
Farma wiatrowa PGE o mocy 1 GW na Bałtyku? To nie jest niemożliwe