Enea czeka na ofertę rządu za swoje elektrownie na węgiel

Notowania na giełdzie wskazują na spadki cen energii oraz węgla. Można się spodziewać, że taryfy mogą być niższe. O dalszym mrożeniu cen prądu decyduje rząd – mówi prezes Enei Paweł Majewski

Regulacje mrożące ceny energii, likwidujące obowiązek sprzedaży całej energii poprzez giełdę, opłaty, rekompensaty – to obecny krajobraz rynku energii w Polsce. Czy pana zdaniem, biorąc pod uwagę te wszystkie zmiany w prawie, mamy w naszym kraju jeszcze konkurencyjny rynek energii?

Z całą pewnością nadal mamy do czynienia z konkurencyjnym rynkiem energii, a obrót funkcjonuje dobrze. Cena energii jest rynkowa. Nadal możemy kupować ją wedle różnych produktów: rocznych, kwartalnych czy spotowych. Rzeczywiście jednak ingerencja w mechanizmy rynkowe w ubiegłym roku, poprzez mrożenie cen, przełożyła się na sporą niepewność dla spółek energetycznych. Działo się to jednak przede wszystkim w interesie odbiorców. Spółki energetyczne są spółkami handlowymi, więc z naszego punktu widzenia utrzymywanie cen na odpowiednim poziomie jest również w naszym interesie. To naturalne, że dla sprzedawcy ważne jest, aby klient był wypłacalny i żeby było go stać na opłacanie rachunków. Dlatego postrzegamy procesy związane z mrożeniem cen energii pozytywnie. Podobnie jak to, że rząd zadbał o najsłabszych uczestników rynku. Gdyby to nie nastąpiło, mielibyśmy eskalację kryzysu energetycznego. Zatem to spółki energetyczne wzięły na swoje barki ciężar finansowy związany z mrożeniem cen energii. Jednocześnie zapewniły w ten sposób bezpieczne funkcjonowanie rynku.

Jeśli zatem rynek energii istnieje, to w takim razie czy ceny energii na przyszły rok, zgodnie z prognozami prezesa URE, powinny być niższe?

Notowania cen energii na Towarowej Giełdzie Energii oraz węgla energetycznego spadają, można się więc spodziewać, że rzeczywiście taryfy mogą być niższe…

Czyli zgadza się pan tu z prognozami prezesa URE…

Musimy się zgadzać z niezależnym regulatorem rynku.

Jednak kilka tygodni temu prezes URE odrzucił wasz i PGE wniosek o zmianę na wyższą taryfy za energię elektryczną jeszcze w tym roku…

W ramach funkcjonującego porządku prawnego byliśmy zobligowani do złożenia takich wniosków o nową, wyższą taryfę na 2023 r. Zatwierdzona taryfa pod koniec 2022 r. nie uwzględniała już poniesionego oraz pełnego pokrycia kosztów produkcji i pozyskania energii. W takiej sytuacji każdy przedsiębiorca jest zobligowany – dbając o firmę – o złożenie takiej prośby dotyczącej korekty taryfy. Nasz styczniowy wniosek taryfowy nie dotyczył obecnej sytuacji rynkowej, odnosił się wyłącznie do kosztów, które spółka poniosła jeszcze w ubiegłym roku, by zapewnić pewne i bezpieczne dostawy dla odbiorców. Chciałbym przy tym podkreślić, że w żadnym wypadku nie wpłynęłoby to na koszty energii dla odbiorców końcowych, bo ceny prądu są zamrożone dzięki rządowej tarczy solidarnościowej. Wysokość taryfy wpływa tylko i wyłącznie – co chciałbym podkreślić – na wartość rekompensat za mrożenie cen.

Enea wyliczyła, że ta taryfa na 2023 r., która nie uwzględnia – jak pan mówi – wyższych kosztów, będzie spółkę kosztować 370 mln zł...

To strata, jaka powstanie na taryfie G, a więc głównie na gospodarstwach domowych za cały 2023 r.

Za pierwszy kwartał tego roku Enea wpłaciła do Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny, skąd pochodzą środki na rekompensaty za mrożenie cen energii, niemal 1 mld zł…

Dopiero na koniec okresu rozliczeniowego będziemy mogli stwierdzić, ile dołożyliśmy do systemu mrożenia cen. Dane wskazują na to, że tylko w I kwartale wpłaciliśmy blisko 1 mld zł, a proszę wziąć pod uwagę, że to kwota tylko za trzy miesiące.

Czy system mrożenia cen energii – który co do zasady miał się samobilansować (wytwórcy mieli płacić, a spółki obrotu otrzymać miały rekompensaty za mrożenie cen) – działa? Z obliczeń resortu klimatu wynika, że może brakować ponad 6 mld zł…

Ten system pozwala na płynne funkcjonowanie na rynku. Pamiętajmy też, że rzekome nadmiarowe zyski są w większości przypadków konstrukcją retoryczną, która nie ma potwierdzenia w rzeczywistości, zwłaszcza w przypadku zintegrowanych grup energetycznych.

System opłaty branży energetycznej, w związku z wysokimi zyskami – zgodnie z rekomendacjami do rozporządzenia UE o opłatach od zysków – miał obowiązywać do czerwca. Polski rząd przyjął w ustawie, że będzie to do końca roku. Pana to nie martwi?

Z tego co słyszmy z zapowiedzi resortu klimatu i środowiska, ten system będzie obowiązywać także w 2024 r. Chroni najsłabszych uczestników rynku, dlatego też z tego punktu widzenia jest on korzystny, a dodatkowo zapewnia nam rekompensaty. To daje podstawę stabilnego funkcjonowania systemu, co przekłada się na bezpieczeństwo energetyczne państwa.

Obecny system jest dla was korzystny. Dzięki elektrowniom węglowym jesteście drugim co do wielkości producentem prądu w Polsce. Załóżmy, że w tym roku powstanie jednak Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego, która przejmie wasze elektrownie węglowe. Czy wówczas wasz punkt widzenia dotyczący mrożenia cen energii się nie zmieni na jego niekorzyść?

Co do zasady system opłat na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny dotyczy wytwórców, ale i spółek obrotu. Razem z aktywami węglowymi odchodzą od nas różne inne zobowiązania, które ciążyłyby nam w przyszłości. Faktem jest, że będziemy patrzeć na rynek inaczej niż teraz. Nadal też po powstaniu NABE sami będziemy wytwarzać energię, ale już z innych źródeł. Nasz portfel OZE nie jest obecnie imponujący, ale to szybko się zmieni. Tylko do 2025 r. chcemy zwiększyć nasze zdolności produkcyjne OZE do 1 GW mocy w wietrze na lądzie i fotowoltaice. Planujemy także wybudowanie bloków gazowych w Kozienicach w drugiej połowie tej dekady.

Czy jest już harmonogram powstania bloków gazowych w Kozienicach?

Mamy już gotowy plan realizacji inwestycji. Pracujemy nad konstrukcją umowy w ramach NABE, aby uzyskać ponownie teren pod budowę tych bloków gazowych, który obecnie służy blokom węglowym. Pierwsze bloki węglowe o mocy 200 MW miałyby zostać wyłączone w 2025 r. Możliwość wydłużenia rynku mocy dla takich jednostek do 2028 r. może nieco zmienić sytuację, która obecnie jest bardzo płynna. Na bieżąco analizujemy wieści z Brukseli. Obecnie trwają rozmowy między Eneą Wytwarzanie (której węglowe aktywa trafią do NABE) a naszą spółką gazową Enea Elkolgaz powołaną do realizacji inwestycji, na temat pozyskania terenów. Będzie ona niebawem finalizowana. Czekamy także na zakończenie rozmów w UE dotyczących wydłużenia rynku mocy dla starszych elektrowni węglowych, jak te bloki 200 MW w Kozienicach.

W kontekście przekazania elektrowni węglowych do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego chciałem zapytać, ile są one warte?

Oczywiście nie mogę odpowiedzieć, podając kwoty, ponieważ te są przedmiotem wyceny. Warto zaznaczyć, że kalkulacja przygotowana przez niezależnych doradców nie oznacza ostatecznej kwoty transakcji. Musimy wziąć tutaj pod uwagę kilka aspektów. Chodzi m.in. o dyskonta związane z przyszłością funkcjonowania takich elektrowni węglowych w perspektywie zmiennych uwarunkowań rynkowych. Niebawem przekażemy informację o bazowych warunkach transakcji, w tym o kwotach, zgodnie z naszymi obowiązkami giełdowymi.

A możemy zdradzić rząd wielkości wartości wszystkich aktywów węglowych w Polsce, które trafią do NABE? To kilka, kilkanaście mld zł?

Myślę, że nawet kilkadziesiąt miliardów złotych.

Jak proces powstania NABE będzie wyglądać?

Proces ten jest skomplikowany. Wszystkie spółki, które swoje aktywa węglowe sprzedadzą do NABE, muszą to zrobić w tym samym czasie, a każda ze spółek ma inne warunki, jak choćby euroobligacje u jednego z rynkowych podmiotów, co wymaga zgody obligatariuszy. Każda spółka ma inną sytuację. My jesteśmy gotowi na przystąpienie do rozmów o cenie aktywów już teraz. Kiedy pojawi się sygnał ze strony Skarbu Państwa, to od razu siadamy do rozmów.

Jaki jest harmonogram sprzedaży lubelskiej kopalni węgla Bogdanka do Skarbu Państwa?

Przygotowujemy się do tego procesu. Obecnie trwa wycena tych aktywów. To przedsięwzięcie zdecydowanie mniej skomplikowane niż powstanie NABE. Po utworzeniu NABE powinniśmy być w pełni gotowi do finalizacji procesu sprzedaży Bogdanki.

Czy jest data graniczna powstania NABE w Enei?

Nie stawialiśmy sobie takiej daty, kierując się odpowiedzialnością za naszą rolę w systemie energetycznym. Posiadamy drugi co do wielkości park wytwórczy energii elektrycznej w kraju. Uprawnienia do emisji CO2 zapewniamy naszym elektrowniom na bieżąco, zaś dostawy węgla są zagwarantowane do końca roku.

A czy banki, które kredytują wasze inwestycje OZE, nie naciskają, aby ten proces przyspieszyć? Banki niechętnie pożyczają pieniądze spółkom węglowym…

Nie czekamy z kredytami i podpisujemy takowe jak na początku roku. Podpisaliśmy wówczas umowę kredytową na modernizację sieci dystrybucji i budowę OZE z konsorcjum polskich banków. W tej umowie jest zapis, że te środki nie mogą trafić na finansowanie działalności węglowej zgodnie ze strategią ESG. Banki dają nam te kredyty, ale dlatego, że wiedzą o procesie powstania NABE i pełnego wydzielenia aktywów węglowych. Banki też są przekonane, że ten proces zakończy się sukcesem.

Czy pana zdaniem, kiedy powstanie NABE, która skupi ponad 60 proc. aktywów wytwórczych w kraju, w Polsce nadal będzie konkurencyjny rynek energii? Czy Komisja Europejska nie zablokuje tego procesu?

W Polsce nadal podstawą handlu będzie giełda z referencją do kształtowanych tam cen również przy kontraktach bilateralnych. Można jednak rozważyć, czy nie warto przywrócić częściowego obliga giełdowego, co mogłoby poprawić konkurencyjność rynku i sprawić, aby był bardziej przejrzysty, podobnie jak było to w przypadku gazu. Tam obligo istniało na poziomie 55 proc. Wówczas mieliśmy podobną sytuację w postaci dominującego sprzedawcy, którym był PGNiG, a mimo to nawet częściowe obligo zadowalało Komisję i zapewniało transparentne funkcjonowanie rynku. Warto więc to rozważyć także przy NABE. Musimy również pamiętać, że olbrzymie inwestycje w OZE oraz atom będą z czasem wypierać energetykę węglową. Dzięki opracowanym strategiom, spółki dziś doskonale wiedzą, w którą stronę mają zmierzać i na co postawić w obszarze inwestycji.

Czy Enea rozważa w najbliższym czasie emisję akcji, jak to miało miejsce w roku poprzednim?

Na razie nie planujemy i nie analizujemy takiej opcji. Zobaczymy, jak przebiegnie proces negocjacji ze Skarbem Państwa ws. sprzedaży elektrowni węglowych, a następnie Bogdanki. Liczymy, że znaczna część tych środków zasili inwestycje związane z rozbudową OZE, aby ten portfel wytwórczy uzupełnić i wzmocnić. Sprzedaż Bogdanki jest naturalnym krokiem, gdyż największy blok węglowy w Polsce B11 o mocy 1075 MW w Kozienicach (który trafi do NABE) został zbudowany w oparciu o parametry węgla z tej kopalni i 85 proc. węgla do tego bloku pochodzi właśnie z Bogdanki.

Związki zawodowe skarżą się, że energetyka ponownie nie odbiera węgla od kopalni mimo kontraktów. Czy Enea mając umowy z PGG i Bogdanką odbiera cały zamówiony przez siebie węgiel?

Odbieramy zakontraktowany surowiec. W pierwszym kwartale w tego roku odebraliśmy cały zamówiony węgiel z polskich kopalń i jesteśmy na dobrej drodze, aby zgodnie z zawartymi umowami tak samo zamknąć II kw.,. Portfel dostaw węgla, mamy zapewniony na cały ten rok. Nie planujemy żadnych nowych zakupów. Wywiązujemy się z zawartych kontraktów. Jednocześnie produkcja energii elektrycznej z węgla spada. Produkcja z konwencjonalnych jednostek zależy bowiem od zapotrzebowania zgłaszanego przez operatora systemu, a więc Polskich Sieci Elektroenergetycznych. W ślad za tym idzie mniejsze zużycie węgla, w związku z czym nasze magazyny są pełne. W Polsce moc zainstalowana w OZE, to już ponad 23 GW i sprzyja ograniczaniu produkcji prądu z węgla. Właściwie przy takiej mocy zainstalowanej, możemy produkować w niektóre dni całą potrzebną energię teoretycznie wyłącznie z OZE.

Czy pana zdaniem, kiedy powstanie NABE, która skupi ponad 60 proc. aktywów wytwórczych w kraju, w Polsce nadal będzie konkurencyjny rynek energii? Czy Komisja Europejska nie zablokuje tego procesu?

W Polsce nadal podstawą handlu będzie giełda z referencją do kształtowanych tam cen również przy kontraktach bilateralnych. Warto jednak rozważyć czy nie warto przywrócić częściowego obliga giełdowego, co mogłoby poprawić konkurencyjność rynku i sprawić, aby był bardziej przejrzysty, podobnie jak było to w przypadku gazu. Tam obligo istniało na poziomie 55 proc. Wówczas mieliśmy podobną sytuację w postaci dominującego sprzedawcy, którym był PGNiG, a mimo to, nawet częściowe obligo zadowalało Komisję i zapewniało transparentne funkcjonowanie rynku. Warto więc to rozważyć także przy NABE. Musimy również pamiętać, że olbrzymie inwestycje w OZE oraz atom będą z czasem wypierać energetykę węglową. Dzięki opracowanym strategiom, spółki dziś doskonale wiedzą w którą stronę mają zmierzać, i na co postawić w obszarze inwestycji.

Jaki jest plan Enei na życie po węglu?

W naszej strategii zakładamy, że na inwestycje w ciągu najbliższych dwóch dekad przeznaczymy ponad 68 mld. Ponad 42 mld będą stanowić nakłady na sieć dystrybucyjną, aby jej parametry pozwalały w pełni wykorzystać potencjał nowo wybudowanych instalacji odnawialnych. Pozostałe 1/3 nakładów, czyli ponad 20 mld to głównie środki na wspomnianą już instalację CCGT w Kozienicach oraz moce OZE. Planujemy jednak aktualizację strategii w zakresie rozwoju magazynów energii oraz małego atomu. Chcemy w pełni odtworzyć nasze obecne moce wytwórcze.

Enea podpisała memorandum wstępne o współpracy z jedną z amerykańskich firm pod kątem rozwoju małego atomu. Na jakim etapie jest rozwój SMR?

Od tamtego porozumienia minęło trochę czasu i rozpoczęliśmy także rozmowy z innymi dostawcami technologii małych elektrowni jądrowych. Za wcześnie na podawanie nazw firm, z którymi będziemy podpisywać stosowne porozumienia. Chcemy dobierać partnerów, którzy mogą już w tej technologii wykazać się doświadczeniem w projektowaniu lub w produkcji komponentów na potrzeby SMR.

Czy objęcie budowy dużych farm fotowoltaicznych koniecznością przygotowania Miejscowych Planów Zagospodarowania Przestrzennego, oraz rezygnacja z 500 m., na rzecz 750 m. w kontekście lokowania farm wiatrowych na lądzie od najbliższych zabudowań, nie spowolnią waszych planów OZE?

Nie, nie spowolnią. Te zmiany prawa traktujemy jako uporządkowanie pola legislacyjnego dla nowych inwestycji. Ład przestrzenny musi być kontrolowany.

Czy możemy spodziewać się w najbliższym czasie waszych akwizycji w sektorze OZE?

Planujemy rozwój własnych projektów, jak i akwizycje a zaangażowanie finansowe w obydwa kierunki będzie zbliżone. Musimy jednak pamiętać, że gotowe projekty są bardzo drogie. W Grupie mamy spółkę Enea Serwis, która ma doświadczenie w budowie OZE i chcemy w najbliższym czasie intensywnie wykorzystywać jej kompetencje. Do 2025 r. planujemy zwiększyć swój potencjał OZE do 1 GW.

CV

Paweł Majewski

Prezes Enei Paweł Majewski do 8 kwietnia 2022 r. był prezesem Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa (PGNiG). Wcześniej pełnił funkcję prezesa Grupy Lotos, wiceprezesa Huty Stalowa Wola, członka zarządu w DO & CO Poland oraz prezesa Airport Cleaning Service. Posiada również doświadczenie zawodowe na kierowniczych stanowiskach m.in. w Petrolocie (obecnie Orlen Aviation), a także jako dyrektor pionu zarządzania marżą zmienną i produkcją w PGNiG Termika.