Dariusz Marzec, prezes PGE: 235 mld zł na inwestycje. Większość trafi do polskich firm

W nowej strategii Grupy PGE do 2035 r. założyliśmy nakłady inwestycyjne na poziomie 235 mld zł. Większość z tych środków, które planujemy przeznaczyć na inwestycje w dystrybucję, morską energetykę wiatrową i elektrownie gazowe, trafi do polskich przedsiębiorstw. Przełoży się to na zwiększenie wyniku EBITDA Grupy PGE do 30 mld złotych – mówi prezes PGE Dariusz Marzec.

Czy zawirowania na scenie politycznej wpłynęły na ostateczny kształt strategii PGE?

Kierunki rozwoju polskiej energetyki są jasno zdefiniowane i niezależne od bieżących wydarzeń politycznych. Wszyscy w Polsce jesteśmy zainteresowani tańszą, czystszą energią i unowocześnieniem jej wytwarzania.

Rynek zareagował nerwowo po wyborach prezydenckich. Te turbulencje mogą mieć konsekwencje dla waszej działalności?

Na pewno stabilna sytuacja polityczna sprzyja rozwojowi gospodarczemu oraz inwestycjom w poszczególnych segmentach. Zapewniam, że to, co dzieje się teraz w sferze polityki, nie wpływa na nasze decyzje korporacyjne.

Wasza strategia jest ostatnią, którą poznajemy spośród spółek energetycznych. Kazaliście długo na siebie czekać.

Termin realizacji naszej strategii wyznaczały podejmowane wcześniej decyzje inwestycyjne zarówno w morską energetykę wiatrową, jak i magazyny energii. Udało nam się zamknąć finansowanie dla projektu Baltica 2. Dzięki temu w spokoju dopracowaliśmy kolejne elementy strategii. To potężny projekt o wartości 30 mld zł. Nic więc dziwnego, że warunkował on układanie kolejnych segmentów. Od tego czasu aktywnie działaliśmy. Mamy w przygotowaniu kilka ważnych projektów związanych z energetyką gazową i wystąpiliśmy dla nich o warunki przyłączeniowe. Chcieliśmy, żeby w tej nowej strategii pojawiło się więcej projektów inwestycyjnych, które już faktycznie zaczniemy realizować. Wiem, że ponownie panowie zmierzają w stronę polityki, ale jeszcze raz podkreślam, strategię ogłaszamy tak, jak wcześniej planowaliśmy. Musimy pamiętać, że energetyka rządzi się swoimi prawami rynku i fizyki, a nie polityki.

A czy temperatura sporu politycznego obniży czy podniesie ceny prądu?

My nie operujemy na rynku politycznym, a giełdowym, więc fakty są takie, że ceny energii na rynku hurtowym spadają i dlatego też w kolejnych okresach taryfowych będziemy mogli oferować cenę energii, która będzie znacząco niższa od obecnej – dotyczy to szczególnie gospodarstw domowych. Wynika to z tego, że obecnie ceny energii na rynku są po prostu niższe, niż były rok temu. My dzisiaj kupujemy energię, którą będziemy sprzedawać w przyszłym roku i widzimy, że kupujemy ją taniej niż rok temu. W związku z tym na pewno przełoży się to na taryfy i nie ma to za wiele wspólnego z bieżącą polityką.

Z polityką ma zaś wspólnego mrożenie cen energii, które wygaśnie w ostatnim kwartale tego roku.

Faktycznie, rząd mrozi ceny energii dla gospodarstw na poziomie 500 zł za MWh, czyli poniżej kosztów określonych w taryfach. Widzimy, że sytuacja na rynku przekłada się na niższą hurtową cenę prądu, jaką dzisiaj kupujemy, i która będzie sprzedawana za rok.

Czyli spełnicie jeden z postulatów prezydenta elekta, który chce obniżyć ceny prądu o 33 proc…

Spełnimy oczekiwania rynku, który odzwierciedla, co dzieje się z kosztami produkcji energii elektrycznej i innymi składowymi. Jeżeli teraz, w czerwcu, kupujemy energię na czerwiec przyszłego roku, to już widzimy, że tę energię w czerwcu tego roku możemy kupić taniej niż rok wcześniej. Jeszcze raz chciałbym podkreślić, że nasze działania mają charakter racjonalny i są podyktowane sytuacją gospodarczą i rynkową oraz kształtowaniem się cen energii na rynku hurtowym w kontraktach rocznych.

Mówi pan o spadku ceny w taryfie, ale wiadomym jest, że klienci płacą obecnie nie cenę taryfową, a mrożoną. Czy jest szansa, że po odmrożeniu cen energii dojdzie do obniżki cen na rachunku czy tylko do obniżki taryfy?

Jesteśmy dopiero w połowie roku, a więc zakupiliśmy energię dopiero na pierwsze sześć miesięcy przyszłego roku. Przed nami jeszcze druga połowa roku z całym bagażem ryzyk gospodarczych i geopolitycznych, które mogą wpłynąć na ceny energii. Jeżeli jednak ten trend się utrzyma, to widać, że ta cena stopniowo spada. W moim przekonaniu w 2026 roku mamy szansę osiągnąć ceny energii zbliżone do tych, które płacą obecnie gospodarstwa domowe, a więc 500 zł za MWh. Jednak dzisiaj nie jestem w stanie zadeklarować, jaka ostatecznie będzie to kwota. Mamy przed sobą jeszcze pół roku zabezpieczenia dostaw energii na przyszły rok.

W waszej strategii widać odwrót od „starej, sprawdzonej energetyki konwencjonalnej”. Dlaczego?

Nie odwracamy się od energetyki węglowej, ale zmieniamy jej rolę. Faktycznie jednak coraz mniejsze znaczenie, czy coraz mniejszy udział w marży będzie miała sprzedaż energii elektrycznej z węgla. Obecnie na rynku energetycznym nie jest sztuką wyprodukować jak największą ilość energii i ją sprzedać – jeżeli się produkuje cały czas, to raz się ją sprzedaje z zyskiem, ale w dłuższych okresach sprzedaje się ją ze stratą. Dlatego kluczem jest elastyczność i redukcja produkcji w danej jednostce wtedy, gdy cena na rynku jest niższa niż koszt wyprodukowania energii elektrycznej. W naszej strategii jednym z kluczowych przychodów będą elastyczne moce gazowe, usługi systemowe, bilansowe, a więc dostarczanie mocy do produkcji prądu wtedy, gdy nie został on wyprodukowany z OZE.

Jak duże miejsce w nowej strategii PGE będzie miał węgiel?

Wydobycie węgla brunatnego w Bełchatowie zakończy się za 10–12 lat, a w Turowie myślę, że nieco później. Trwają analizy, jak tę lukę w mocy 5 GW zabezpieczymy po tym, jak wyczerpane zostaną złoża węgla w Bełchatowie. Ta lokalizacja charakteryzuje się gigantycznym majątkiem sieciowym i wykwalifikowaną kadrą inżyniersko-techniczną do wykorzystania. Właśnie dlatego nie wyobrażam sobie, żeby ten region dalej nie zajmował się energetyką…

…czyli atomem.

Czy faktycznie atom, to nie będzie od nas zależało, choć oczywiście uważamy, że jest to bardzo dobra lokalizacja. Zanim jednak dojdzie do budowy drugiej elektrowni jądrowej minie ok. dziesięciu lat. Aby ten termin maksymalnie skrócić, przeznaczamy kilkaset milionów złotych – zgodnie ze strategią – na wstępne badania lokalizacyjne. W Pątnowie, gdzie również prowadzimy prace badawcze, wydaliśmy ok. 40 mln zł. Jeśli przejmiemy 100 proc. udziałów w spółce PGE PAK Energia Jądrowa, to będziemy prowadzili równolegle te analizy w dwóch lokalizacjach – Bełchatów i Pątnów. Zgodnie z wymogami prawa w raporcie środowiskowym trzeba wskazać dwa warianty lokalizacji. W przyszłości nie wykluczamy także inwestycji w mały atom, ale na razie monitorujemy rynek, choć postępy prac nad tą technologią są bardzo już widoczne.

Jak zmienią się wasze obszary działalności za dziesięć lat. Energetyka gazowa, dystrybucja, OZE…

W przypadku gazu moc zainstalowana wzrośnie do 10 GW. Będzie to kosztować 37 mld zł do 2035 r. Jeśli chodzi o dystrybucję – możliwość przyłączenia OZE w naszej sieci dystrybucji wzrośnie podwójnie, czyli o 11 GW. Nasz kolejny obszar to magazyny energii. W 2035 r. będziemy dysponować magazynami energii o pojemności ponad 18 GWh, z czego 4 GWh to elektrownia szczytowo-pompowa Młoty, którą będziemy realizować, jeśli uzyskamy decyzję środowiskową i finansowanie w ramach odpowiednich mechanizmów mocowych. Pierwszy i największy w Europie litowo-jonowy magazyn energii budujemy w Żarnowcu, drugi – w Gryfinie – ma już wsparcie z rynku mocy, a trzeci rozważamy w Rybniku. Wreszcie czwarty obszar to OZE, gdzie zakładamy 4 GW mocy w morskiej energetyce wiatrowej. Planujemy także dysponować potencjałem 4 GW mocy w wietrze na lądzie.

Ile to wszystko będzie kosztować?

Nakłady inwestycyjne w naszej strategii do 2035 r. wyniosą 235 mld zł.

Skąd pozyskać na to środki?

Źródeł finansowania transformacji energetycznej jest bardzo dużo. Dla przykładu nasz największy projekt morskiej farmy wiatrowej Baltica 2 będzie kosztować 30 mld zł, z czego 15 mld zł, czyli część, którą pokrywa PGE, pozyskamy od instytucji finansowych. Popyt na finansowanie tej inwestycji przekraczał nasze zapotrzebowanie. Kluczem do sukcesu jest reżim oceny projektów i ich zdolność do generowania przychodów, a więc innymi słowy muszą być one „bankowalne”. Tę gwarancję dają nam mechanizmy wsparcia, jak kontrakt różnicowy dla morskich farm wiatrowych, rynek mocy dla gazu i magazynów energii. Te pieniądze są dostępne w polskim i międzynarodowym systemie finansowym.

Światowi giganci technologiczni jak Google zapowiadali w Warszawie, że są w stanie zmodernizować i digitalizować polską sieć dystrybucji. PGE rozmawia z tą firmą na ten temat?

Jesteśmy w dialogu z Google’em i rozmawiamy obecnie o zastosowaniu sztucznej inteligencji, aby unikać w przyszłości ew. awarii wynikających m.in. z niestabilności OZE. Przewidywanie awaryjności tego źródła jest kluczowe dla bezpieczeństwa. Inaczej prosimy się o takie problemy, jakie miały miejsce w Hiszpanii.

A takie blackouty jak w Hiszpanii mogą dotknąć także Polskę?

Nie sądzę, ponieważ polski system elektroenergetyczny jest bardzo mocno zabezpieczony m.in. poprzez rynek mocy. Mówimy o tym w strategii, wskazując na nową architekturę rynku elektroenergetycznego i nową architekturę systemu. Nowa architektura polega na tym, że inaczej niż dotychczas tę energię się produkuje. System musi być bardziej elastyczny, szybciej reagować. Nasza strategia dostosowuje naszą grupę do pracy w bardzo zmiennych warunkach, kiedy wielkość produkcji dynamicznie się zmienia w zależności od pogody i potrzeb operatora sieci przesyłowej.

Nie boi się pan, że obecna sytuacja polityczna, a więc trudna kohabitacja między urzędem premiera a urzędem prezydenta, może pokrzyżować plany dotyczące np. pozyskania finansowania na rynku?

Mam nadzieję, że nie. Mam też nadzieję, że szorstka kohabitacja – jeśli faktycznie ona taką będzie – nie będzie odbywać się kosztem rozwoju polskiej gospodarki i transformacji energetyki.

Jeśli nie będzie liberalizacji ustawy wiatrakowej i przyjętej odległości 500 m, to pokrzyżuje to wam plany w strategii?

Jeżeli nie będzie liberalizacji tego dystansu z 700 m na 500 m, to oczywiście będziemy szukać różnych optymalizacji, np. poprzez większą liczbę mocy produkcyjnych na Bałtyku w morskiej energetyce wiatrowej. Mam jednak nadzieję, że te proponowane rozwiązania liberalizujące odległość lokowania farm wiatrowych na lądzie przy zachowaniu akceptowalności społecznej będą przyjęte.

O ile PGE zredukuje swoje emisje do 2035 roku?

Na wstępie chciałbym podkreślić, że spełniamy obowiązujące normy środowiskowe. Jeżeli mówimy o emisji siarki, azotu i pyłu, to eliminujemy je w 98–99 proc. Jeśli chodzi o emisję CO2, do 2035 r. zredukujemy ją o 75 proc. W porównaniu z obecnym poziomem.

Czyli wówczas w 2035 r. nastąpi wasze pożegnanie z węglem?

Tak i nie. Elektrownie węglowe nadal z nami pozostaną, ale zmieni się ich charakter. Przez długie lata były narzędziem, które pozwalało zarabiać, dzięki pracy praktycznie non stop. Dzisiaj sytuacja jest inna, bo pracują znacznie krócej niż przed laty, są mniej wykorzystywane, ale nadal potrzebne. Nie podajemy daty odejścia od węgla w elektroenergetyce. Przez ostatnie dwa–trzy lata zmieniła się ocena wykorzystania tych elektrowni. Wyzwanie związane z energetyką węglową polega na tym, że dzisiaj te bloki zaczynają być zabezpieczeniem dla systemu, a nie dostarczycielem energii elektrycznej. Czyli one muszą być, nawet jeżeli nie pracują. Muszą być w systemie dostępne, żeby uniknąć sytuacji jak w Hiszpanii.

Jak długo bloki węglowe z wami pozostaną?

Tak długo, jak będzie taka potrzeba i takie zapotrzebowanie będą zgłaszały Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Tu chciałbym podkreślić, że najprawdopodobniej najdłużej z nami pozostaną te najnowocześniejsze bloki, które mamy w Bełchatowie i w Turowie, oraz dwa bloki węglowe w Opolu.

Kto będzie płacił za ich dalsze utrzymanie?

Bezpieczeństwo dostaw kosztuje i już od kilku lat płacimy za to bezpieczeństwo w rachunkach w postaci rynku mocy (opłata mocowa). Rynek mocy, a więc system wsparcia dla tej energetyki, kończy się w 2028 r. – ten system bezwzględnie musi być wydłużony. Jeszcze raz podkreślę: w 2035 r. te elektrownie wcale nie muszą produkować, ale muszą być dostępne jako polisa ubezpieczeniowa, której koszty musimy dla swojego bezpieczeństwa pokrywać. Operator sieci wskazuje, że jeżeli wyłączamy bloki węglowe, to musimy w zamian dostarczyć elektrownie gazowe. Tak też się dzieje w Dolnej Odrze czy Rybniku.

Czy banki i inne instytucje finansowe, mimo że nadal będziecie mieli węgiel w grupie, będą wam pożyczać pieniądze? Ryzyko z tym związane było jednym z powodów, który przemawiał za wydzieleniem elektrowni węglowych z grup energetycznych…

Odnoszę wrażenie, że instytucje finansowe przestają być pryncypialne w tym bezwzględnym i zerojedynkowym podejściu do oceny dotyczącej udziału węgla. Cały świat widzi, że samo OZE nie wystarczy i potrzebujemy stabilizatorów. Rynki finansowe także to dostrzegają. Polityka obecnej administracji USA ma swoje przełożenie na rynki finansowe. Dlatego też obecnie nie obserwujemy już tak wysokiego ryzyka z kredytowaniem inwestycji, jak miało to miejsce kiedyś. Dzisiaj jesteśmy w sytuacji, kiedy takie ambitne cele klimatyczne na całym świecie stawia sobie tylko Europa. Warto się zastanowić, czy naszym największym problemem jest emisja CO2, czy może konkurencyjność europejskiej gospodarki lub zdolności obronne Europy…

Jednym z istotnych komponentów sposobu generowania przychodu mają być tzw. usługi systemowe, bilansowanie energetyki. Mamy rynek mocy, rynek bilansujący. Czy w związku z tym los wydzielenia aktywów węglowych jest przesądzony i go nie będzie?

Nie ja będę podejmował tę decyzję, aczkolwiek oczywiście czekamy, kiedy ona ostatecznie zapadnie. Co do kosztów, musimy pamiętać, że elektrownie przestają być aktywami produkującymi energię dla gospodarki, a stają się aktywami zabezpieczającymi stabilność systemu. Jeżeli są ubezpieczeniem, to musimy porozmawiać, jak rozłożymy koszty ich funkcjonowania bądź pozostawania w gotowości. Udział Skarbu Państwa w tych kosztach może być realizowany na różne sposoby, np. poprzez kontrakt mocowy czy poprzez wsparcie bezpośrednie jako udziałowca przy wydzieleniu aktywów. Natomiast na pewno będziemy kontynuowali tę rozmowę, jeżeli chodzi o wypracowanie docelowej koncepcji, ponieważ PGE nie może w 100 proc. pokrywać kosztu tego zabezpieczenia.

Widzi pan szanse na złagodzenie zapisów dot. zakupu uprawnień do emisji CO2?

Dyskusje te toczą się, ale na razie zmian nie ma. PGE poradzi sobie z redukcją emisji, ale większy problem ma przemysł chemiczny, cementowy czy stalowy. Obawiam się, że kontynuowanie dotychczasowej polityki klimatycznej może doprowadzić do wyprowadzenia wszystkich przemysłów energochłonnych poza Europę, a tego nikt nie chce.

Czy zakładacie w strategii wypłatę dywidendy?

Podkreślamy w strategii, że grupa ma potencjał wypłaty dywidendy, natomiast mamy dużo ryzyk związanych szczególnie z energetyką konwencjonalną, które dzisiaj są trudne do sklasyfikowania. Są to m.in. EU ETS czy pozostawanie tych aktywów węglowych w naszej strukturze. Obecnie trudno jest nam jednoznacznie zadeklarować datę rozpoczęcia wypłaty dywidendy. Bardzo byśmy chcieli, natomiast jest to m.in. uzależnione od ryzyka związanego z segmentem konwencjonalnym. To każe nam zachować ostrożność i bufor finansowy. Koszt obsługi EU ETS to dla nas 20–25 mld zł rocznie. Reasumując, wypłacimy dywidendę, jeżeli spełnimy określone warunki i wskaźniki finansowe opisane w strategii. Przyśpieszenie tej wypłaty nastąpi w przypadku uregulowania sprawy aktywów konwencjonalnych, które dzisiaj wymagają od nas utrzymywania finansowego bufora.

CV

Dariusz Marzec

Dariusz Marzec jest absolwentem Uniwersytetu Warszawskiego. Posiada bogate doświadczenie w prowadzeniu i nadzorowaniu transakcji i projektów w sektorze elektroenergetycznym. W latach 1995–2004 pracował na kierowniczych stanowiskach w PricewaterhouseCoopers (1995–2000, 2001–2004) oraz Arthur Andersen Poland (2000–2001). W latach 2005–2007 pełnił funk- cję wiceprezesa ds. inwestycji w czeskim Unipetrolu. W latach 2004–2005 był podsekretarzem stanu w MSP. W latach 2009–2013 pracował w KPMG Advisory. W latach 2013–2016 związany z PGE, pełniąc funkcję wiceprezesa ds. rozwoju. Był odpowiedzialny m.in. za przygotowanie i nadzór nad realizacją strategii na lata 2014–2020. Pełnił funkcje przewodniczącego rad nadzorczych PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, PGE Energia Odnawialna oraz PGE EJ1 sp. z o.o., a także członka rady zarządzającej Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej. W latach 2019–2024 był członkiem zarządu ds. ekonomicznych w spółce Tramwaje Warszawskie.