Nowa strategia Tauronu jest warta ponad dwa raz tyle, ile poprzednia. Uda się ją sfinansować?

Warunkiem otwierającym możliwość finansowania strategii grupy na poziomie 48 mld zł, bo na tyle szacujemy jej koszty, jest utworzenie NABE. 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. Tylko na same nowe moce w OZE chcemy przeznaczyć około 17 mld zł, uwzględniając lądowe, morskie farmy wiatrowe oraz fotowoltaiczne. Same OZE jednak nie wystarczy do bilansowania systemu...

...czyli potrzebujemy gazu?

W nowej energetycznej rzeczywistości będą to magazyny energii oraz elektrownie szczytowo-pompowe. Pracujemy także nad kolejnymi rozwiązaniami, które pozwolą magazynować energię, ale są w fazie testów. To wszystko będzie „spięte" przez inwestycje sieciowe, dystrybucyjne. Na inwestycje sieciowe, dystrybucyjne chcemy przeznaczyć 24 mld zł, zgodnie z naszą strategią. Te inwestycje będą nam pomagały rozdysponować energię pochodzącą z nadwyżek i budować sieć magazynów. Straty na sieciach chcemy ograniczyć do minimum. Budujemy nowy system energetyczny, który za parę lat nie będzie oparty już na dużych jednostkach wytwórczych. Musimy więc przygotować się na system rozproszony, lokalny, wraz z całym systemem magazynowania nadwyżek energii.

O jakim rozwiązaniu mówimy, które jest w fazie testów?

Testujemy możliwości magazynowania energii dzięki wodorowi, jednak na szczegóły jeszcze za wcześnie. Badania trwają.

Tę funkcję dotychczas miał pełnić gaz. Co zatem z błękitnym paliwem w strategii?

Odnosząc się do planów inwestycji w gaz, nasze działania są zgodne 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 taką stronę, aby od razu przejść z węgla na OZE. Nasze inwestycje w gaz dotyczą tylko kogeneracji. Przeskakujemy więc od razu okres przejściowy. Nasze inwestycje w gaz dotyczą jedynie zmiany paliwa w sektorze ciepłowniczym, a nie elektroenergetycznym. Przykładem jest blok w Łagiszy, który poza mocą elektryczną rzędu 400–500 MW będzie dysponował także 250 MW mocy termicznych.

Tauron chce do 2030 r. dysponować 3700 MW mocy w OZE. W tym celu ma zainwestować w 700 MW nowych mocy w lądowych farmach wiatrowych oraz w 1400 MW w farmach fotowoltaicznych. Czy znajdzie się miejsce w sieci na te inwestycje?

Autopromocja
Real Estate Impactor

Gala wręczenia nagród liderom w branży nieruchomości

ZOBACZ RELACJĘ

Pierwsze kryterium, które bierzemy pod uwagę przy analizie inwestycji, to miejsce w systemie energetycznym i możliwość uzyskania warunków przyłączenia. Nasze inwestycje będziemy realizować nie tylko poprzez ich budowę, ale też akwizycje na obszarach dystrybucji niebędących pod naszą opieką. Powinniśmy docelowo przygotować system na przyjęcie pełnej mocy OZE przez wszystkie pory roku. Dlatego też niezbędne są tu wszelkie sposoby magazynowania energii.

Małe reaktory jądrowe w strategii są określone jako element, który może, ale nie musi, być realizowany. Skąd ta ostrożność wobec SMR, skoro już kilka firm w Polsce jest zainteresowanych tą technologią?

Towarzyszy nam odpowiedzialność przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnych. Nasz list intencyjny z KGHM dotyczący rozwoju małych reaktorów jądrowych ma charakter badawczy. Koszt 1 MWh w małych reaktorach jądrowych na samym początku ich powstania będzie najprawdopodobniej wyższy niż koszt wytworzenia energii z elektrowni konwencjonalnych. Będziemy szukać rozwiązań dotyczących SMR w różnych typach rozwiązań. Ich rodzajów jest kilka i wszystkie są pod naszą obserwacją. Kryterium oceny przydatności będzie uwarunkowane warunkami technicznymi na naszym terenie, bo i tam chcemy rozwijać te projekty, jeśli oczywiście decyzje inwestycyjne w tej materii podejmiemy. To jeszcze przed nami, ale strategia otwiera nam pole manewru i decyzji.

Rząd rozważa powrót pomysłu likwidacji obliga giełdowego. Jaka jest opinia Tauronu w tej sprawie?

Zniesienie obliga faktycznie będzie dla nas niekorzystne, patrząc na liczbę naszych klientów i niewystarczającą moc naszych własnych mocy wytwórczych. Mamy największą dystrybucje w kraju, a jesteśmy trzecim producentem prądu. Nie wiemy jednak, 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.

Ministerstwo Aktywów Państwowych kończy prace nad modelem Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego. Jak wyglądają prace w Tauronie?

Tauron realizuje zgodnie z harmonogramem program dotyczący wydzielenia wytwórczych aktywów węglowych do NABE. W ramach programu wdrażane są założenia przyjętego w grupie modelu integracji, którego celem jest utworzenie na bazie firmy Tauron Wytwarzanie grupy kapitałowej spółek, która docelowo będzie przedmiotem zbycia do Skarbu Państwa. Działania reorganizacyjne w naszej grupie przebiegają zgodnie z założeniami koncepcji rządowej. W zakresie modelu finansowego kontynuowane są prace i konsultacje z doradcą dotyczące strategii i modelu finansowego NABE oraz strukturyzacji transakcji.

Rośnie zapotrzebowanie na polski prąd za granicą. Potrzebujemy więc więcej węgla do jego produkcji. Tauron ma zabezpieczone dostawy?

Zapotrzebowanie na surowiec spalany w elektrowniach grupy jest pokrywane przez naszą spółkę wydobywczą. Dodatkowo, aby pokryć nasze zapotrzebowanie, podpisaliśmy umowy z Polską Grupą Górniczą. W sytuacji, kiedy zabraknie nam węgla, rozważamy import surowca. Takie umowy na import mamy już zawarte.

Paweł Szczeszek

Jest prezesem Tauronu od 11 kwietnia tego roku. W ostatnich latach pełnił funkcje kierownicze w kilku firmach z branży ciepłowniczej i energetycznej. W latach 2017–2018 był zastępcą prezesa w PGNiG Termika Energetyka Przemysłowa, a w latach 2016–2017 prezesem w Przedsiębiorstwie Energetyki Cieplnej PEC w Jastrzębiu-Zdroju. Od grudnia 2018 r. do czerwca 2020 r. był z kolei prezesem Zespołu Elektrociepłowni Wrocławskich Kogeneracja. Od 30 czerwca 2020 r. do 10 kwietnia 2022 r. pełnił funkcję prezesa Enei.