Tauron zakłada, że realizacja strategicznych planów pozwoli wygenerować EBITDA grupy na poziomie 4,5 mld zł w 2025 r. oraz ponad 6,5 mld zł w 2030 r. Wydatki w ramach nowej strategii w 49 proc. będą kierowane na dystrybucję, 35 proc. na OZE, a po 8 proc. na inwestycje gazowe oraz pozostałe, jak sektor IT, modernizacja węzłów ciepłowniczych.

Miks energetyczny spółki w 2030 r. ma składać się w 78 proc. z OZE, 21 proc. z gazu oraz w 1 proc. z węgla (chodzi o ciepłownictwo w kogeneracji). Łączna moc aktywów wytwórczych ma wynieść 4,8 GW.

Będzie finansowanie

„Parkiet" rozmawiał z prezesem spółki po prezentacji strategii. Paweł Szczeszek uważa, że warunkiem otwierającym możliwość finansowania strategii grupy na poziomie 48 mld zł, bo na tyle szacowany jest jej koszt, jest utworzenie Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego. Nie boi się on o finansowanie strategii. – Będziemy w tym procesie posiłkować się środkami własnymi. Zamierzamy również sięgnąć po środki z funduszy zewnętrznych – w tym zawierając partnerstwa finansowe oparte na zielonych inwestycjach – powiedział „Parkietowi" prezes Paweł Szczeszek.

Komentujący strategię Marcin Górnik, analityk BM Pekao, podkreśla, że środki na strategię grupy bez wątpienia znajdą się na rynku. – Zielone inwestycje są lubiane przez inwestorów. Bez wydzielenia aktywów węglowych to jednak się nie uda. Bez „bagażu węglowego" spółki będą zupełnie inaczej postrzegane przez inwestorów – podkreśla. Będą one mogły zadłużyć się na znacznie wyższą kwotę na korzystnych warunkach. – Dla przykładu, dla zachodnich spółek dystrybucyjnych średni wskaźnik długu netto do EBITDA wynosi pięć razy. Dla spółek z dużym bagażem emisyjnych aktywów maksymalnie wynosi on trzy i pół razy. Średnio zaś jest to dwa–trzy razy – wyjaśnia analityk.

Cała naprzód na OZE

Tauron chce w energetyce wiatrowej podwoić stan posiadania do 2025 r., a w 2030 r. planuje dysponować 1100 MW w technologii wiatrowej. Równocześnie spółka będzie rozwijać projekty farm fotowoltaicznych – do 2025 r. zwiększy moce do 700 MW, a w 2030 r. będzie dysponować farmami fotowoltaicznymi o mocy 1400 MW. To jednak będzie wymagać liberalizacji ustawy odległościowej, na którą czeka energetyka, w tym także Tauron.

Na początku lat 30. Tauron planuje też uruchomić farmy wiatrowe na Morzu Bałtyckim o łącznej mocy ok. 1000 MW. W tym celu spółka złożyła pięć wniosków. Jeden wspólnie z PGE, cztery samodzielnie jako EN-Energia w ramach drugiego procesu wydawania pozwoleń lokalizacyjnych dla morskich farm wiatrowych. W 2030 r. spółka chce mieć 3700 MW. Będzie to stanowić ok. 80 proc. całego miksu wytwórczego grupy. – Tylko na same nowe moce w OZE chcemy przeznaczyć około 17 mld zł, uwzględniając lądowe i morskie farmy wiatrowe oraz farmy PV – powiedział prezes Szczeszek. Na inwestycje sieciowe dystrybucyjna spółka z grupy chce przeznaczyć 24 mld zł. – Te inwestycje będą nam pomagały rozdysponować energię pochodzącą z nadwyżek i budować sieć magazynów. Straty na sieciach chcemy ograniczyć do minimum – dodał prezes.

Ostrożnie z gazem

Odnosząc się do planów inwestycji w gaz, prezes powiedział, że działania Taurona są zgodnie z ostatnimi deklaracjami rządu dotyczącymi ograniczenia roli gazu w procesie transformacji energetycznej. – O inwestycjach w bloki gazowe w Katowicach oraz na terenie elektrowni Łagisza myślimy w kontekście kogeneracji. Będą służyć do zmiany miksu, ale przede wszystkim produkcji ciepła. My idziemy w stronę, aby od razu przejść z węgla na OZE. Nasze inwestycje w gaz dotyczą tylko kogeneracji – zapewnił prezes.

Tauron za obligiem

Prezes Szczeszek, pytany o powracający pomysł zniesienia obliga giełdowego (100 proc. sprzedaży energii na Towarowej Giełdzie Energii), wskazał, że Tauron odbiera te informacje negatywnie, ale wstrzymuje się od jednoznacznych deklaracji, bo nie jest znana ostateczna wersja projektu. – Zniesienie obliga faktycznie będzie dla nas niekorzystne, patrząc na liczbę naszych klientów i niewystarczającą moc naszych własnych źródeł wytwórczych. Mamy największą dystrybucję w kraju, a jesteśmy trzecim producentem prądu. Nie wiemy, kiedy projekt miałby wejść w życie, a od 1 stycznia 2023 r. aktywa wytwórcze grup energetycznych trafią do NABE. Problem więc do tego czasu nie będzie już istniał – zakończył.