Prezes PGE: Sprawdzamy założenia naszej strategii oraz jej aktualność

Jak słyszy pan „OZE – sroze” i „wracamy do węgla” to…?

Zadajecie panowie to pytanie właścicielowi domowej fotowoltaiki. Ja się cieszę z mojej własnej instalacji i korzyści, które mi przynosi.

I nie będzie pan jej demontował?

Nie mam zamiaru. Ona mi służy. Osobiście nie wyobrażam sobie sytuacji, w której ktoś, kto akurat skorzystał z mechanizmu dopłat, będzie podejmował decyzję o zdjęciu instalacji. Oczywiście, to nie ma nic wspólnego z ilością węgla, jaką zużywamy. Mówimy o elemencie, który jest istotny z szerszego punktu widzenia. Stworzono w tym kraju warunki, aby klient mógł sobie sam wyprodukować pewną ilość energii, o którą może sobie zmniejszyć rachunek za prąd. To rozwiązanie zdecydowanie na korzyść klienta i należy to tylko uszanować.

Obok OZE i węgla jest jeszcze jedna kwestia, o wiele poważniejsza. System ETS regulujący uprawnienia do emisji CO2 powinien być zmieniony czy zawieszony?

Pierwotnie system ETS miał być impulsem, który zachęci nas do szukania tańszej, czystszej energii i rozwoju OZE. Z drugiej strony musimy odpowiedzieć sobie na pytanie, czy ETS w dzisiejszej formie spełnia tę funkcję czy też nie…

… a spełnia?

Jeśli ETS miał skłonić nas do przejścia na OZE, to w tym aspekcie spełnił swoją rolę. OZE jest elementem biznesu. Ten cel został w dużej mierze osiągnięty, OZE w energetyce rozwinęło się na szeroką skalę i dalej się rozwija.

Wobec tego zmiana czy zawieszenie systemu ETS?

Moim zdaniem główne cele ETS się już spełniły i teraz wymaga on unowocześnień i znaczących zmian. W mechanizmie ETS jest sporo spekulacji, która nie służy naszym gospodarkom. Oczywiście, z punktu widzenia samej PGE, gdyby ETS zniknął, to byłaby to dla nas bardzo korzystna sytuacja, bo każdego roku kupujemy uprawnienia za 20-25 mld zł. Te środki moglibyśmy przeznaczyć na szybszą transformację grupy. Natomiast to jest moim zdaniem nierealne, ale na korektę tego systemu jest duża szansa.

W którą stronę powinny pójść zmiany?

Z tego, co słyszymy, cel w postaci ograniczenia emisji o 90 proc. do 2040 r. i neutralność klimatyczna w 2050 r. nie znikają. Choć uważam, że powinna tu pojawić się korekta tych dat i pewne urealnienie, a na pewno daleko idąca elastyczność w podejściu do sztywnych dat. Słyszymy, że już 10 krajów w UE wyraża potrzebę zmian w ETS. My, jako branża energetyczna poprzez PKEE, daliśmy już wyraz naszym propozycjom zmian w postaci capów cenowych, ograniczenia spekulacji, wyłączeń dla elektrowni systemowych itd.

PGE proponuje wyłączenie z ETS bloków węglowych i gazowych, które pracują do 1500 godz. w ciągu roku, bo w ten sposób zapewniają bezpieczeństwo energetyczne. To by pomogło zachować bezpieczeństwo?

Musimy spojrzeć szerzej na udział bloków węglowych w systemie energetycznym. Albo umawiamy się, że będą one nadal potrzebne, albo nie. Jeśli będą, to musimy wprowadzić taki mechanizm, który pozwoli, aby one nadal mogły pracować w takim, a nie innym wymiarze, który określa bezpieczeństwo dostaw. Jako PGE nie możemy z jednej strony utrzymywać bloków bez żadnego wsparcia, kiedy z drugiej strony oczekuje się od nas rezerwy mocy ze stabilnych źródeł. To jest pytanie, czy 20 mln klientów w Polsce, w tym 6 mln naszych, będzie miało pewność dostaw czy też nie. Jeśli stawiamy na pewność dostaw, to musimy wybrane bloki konwencjonalne utrzymywać, bo tylko dzięki nim zapewnimy bezpieczeństwo energetyczne.

… ale za jaką cenę?

I tu musimy poszukiwać jak najtańszych rozwiązań. Te propozycje, które złożyliśmy w KE w ramach konsultacji dotyczących rewizji ETS, są naszym zdaniem optymalne kosztowo dla systemu energetycznego.

A wracający pomysł tzw. zimnej rezerwy węglowej, a więc bloków węglowych, konserwowanych na wiosnę–lato, "odkonserwowanych" jesienią–zimą to drogi pomysł?

Wiem jedno – jeden dzień blackoutu jest droższy od każdego systemu wsparcia. Z dostępnych publicznie danych wiemy, że jeden dzień Polski bez prądu to 40 mld zł straty dla polskiej gospodarki, a rynek mocy to koszt w skali roku rzędu 8-9 mld zł rocznie. Jeśli to taka różnica, to odpowiedź nasuwa się sama, że lepiej się zabezpieczyć dostępną mocą, nawet jeśli ona kosztuje, bo jej brak może nas wynieść wielokrotnie więcej. To jak z ubezpieczeniem się na przyszłość. Kosztuje, ale warto wybrać mechanizm, który najlepiej zabezpieczy Polskę, czy będzie to rynek mocy 2.0 po 2028 r., czy zimna rezerwa, a może jeszcze coś innego.

Aby powstał nowy system wsparcia dla budowy bloków energetycznych potrzebna jest zgoda KE. Wasi rynkowi konkurenci wskazują, że informacja dotycząca nowego systemu wsparcia po wygasającym rynku mocy powinna być znana najpóźniej na przełomie lat 2026 i 2027.

I ja podzielam to zdanie. Im szybciej, tym lepiej. Nie możemy dłużej czekać. Jako uczestnicy rynku, możemy mówić, przedstawiać propozycje dotyczące bezpieczeństwa, ale regulacje z tym związane zależą od politycznych decyzji, podejmowanych na forum Unii Europejskiej i w kraju.

Gdyby wcielił się pan w rolę takiego decydenta, to wskazałby pan takie to rozwiązanie?

Nie chcę wcielać się w taką rolę.

Ile miliardów złotych potrzebujemy, aby czuć się bezpiecznie energetycznie?

Większą wiedzę ma operator sieci – Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Operator pokazał nam nowy plan rozwoju sieci do 2036 r. Jasno z niego wynika, jakie potrzeby stoją przed energetyką. Łączne szacowane nakłady na inwestycje planowane przez PSE do poniesienia w latach 2027-2036 to ok. 66 mld zł. Są też i nakłady, które wynikają ze strategii naszej i pozostałych koncernów energetycznych i są to setki miliardów złotych.

Wracając do blackoutu, w skali od 0 do 10 na ile oceniłby pan ryzyko blackoutu w Polsce?

Nigdy na 0, oby było jak najmniejsze.

Poniżej 5?

Poniżej 5, to na pewno.

Inwestujecie w sieci dystrybucyjne. Ponad 10 mld zł z KPO, teraz kolejne 1,4 mld z NFOŚiGW. Te kolejne miliardy dotacji, wsparcia, pożyczek wzmacniają tylko sugestie, że na dystrybucji zarabiacie za dużo…

Zarabiamy i wszystko, co zarobimy przeznaczamy na inwestycje. W dyskusji o WACC (średni ważony koszt kapitału, wskaźnik określający minimalną stopę zwrotu – red.) wypiera się ze świadomości fakt, jakie mamy zapóźnienia inwestycyjne w sieci, zwłaszcza na ścianie wschodniej, gdzie działamy. Mamy tam zupełnie inny charakter sieci i przyłączonych klientów – to duża liczba gospodarstw domowych, rozległa sieć na obszarze 40 proc. powierzchni kraju. Nie bez znaczenia jest także wymiana sieci napowietrznej na kablową, co zwiększa bezpieczeństwo sieci i jej niezawodność. Te inwestycje, także te dzięki umowie z NFOŚiGW, jakościowo poprawią pewność zasilania, zmniejszą koszty związane z awariami i to wszystko zacznie przynosić efekty. Na straży wydatków stoi prezeska URE, która nie pozwoli przenosić w taryfie środków pochodzących z dotacji. Mówię tu o WACC…

… który w tym roku dla PGE został zmniejszony z blisko 13 proc. do ponad 10 proc.

To jest to, o czym mówię – prezeska URE go obniżyła. Rozumiemy rolę regulatora i jego troskę o ochronę klientów, więc dostosowaliśmy się. Ta sytuacja, o której pan mówi, jest koronnym dowodem na to, że krytycy obecnego modelu wsparcia inwestycji w sieci nie mają racji…

… ale to właśnie koszty dystrybucji rosną najbardziej na rachunku za prąd…

… a cena energii, a więc druga składowa rachunku, spada. Klienta nie interesuje to, czy rachunek za energię będzie składał się np. z 10 proc. kosztów samej energii i 90 proc. dystrybucji. Całość rachunku ma być jak najniższa. Po inwestycjach w sieci, rachunki w dystrybucji nie będą już rosnąć, a mogą spaść, cena samego prądu spadać będzie na pewno. Wracając jeszcze do kosztów i wydatków na inwestycje, to przecież środki, które dostajemy w formie pomocowej czy bezzwrotnej, czy nawet nisko oprocentowanej, jak KPO, tylko w niewielkim stopniu składają się na WACC. Dzięki temu my nie przenosimy tych wydatków na klienta.

Jest pan bardziej namiestnikiem rządu, czy bardziej prezesem spółki giełdowej?

Jestem prezesem spółki giełdowej. Dla mnie, jako menedżera, najistotniejszym elementem zarządzania spółką jest współpraca z ludźmi merytorycznymi i jednocześnie gra zespołowa. Team ludzi merytorycznych zapewnia rozwój i sukces firmy.

Co się zmieni w PGE pod pana kierownictwem?

PGE jest dzisiaj rozpędzoną, dobrze funkcjonującą spółką. Notowaną na giełdzie i posiadającą akcjonariuszy mniejszościowych. Mamy akcjonariusza większościowego, który stawia przed nami pewne zadania. Zawsze należy przyglądać się zarówno strategii, jak i kosztom. Mówię o pewnej optymalizacji procesowej tam, gdzie to jest racjonalne i możliwe.

Kiedy prezes mówi o optymalizacji, to ludzie w firmie zaczynają się zastanawiać, kto będzie zwolniony.

Nie zawsze zmiany w spółce oznaczają zwolnienia. Dzisiaj największą zdobyczą firmy są ludzie. Optymalizacja to proces szerszy. Zmieniając sposób zarządzania, można znaleźć zawsze pewne oszczędności i efekt synergii.

To może będziecie zatrudniać?

Oczywiście, tak, jeśli tylko zajdzie taka potrzeba.

Na przykład deweloperów OZE, którzy obawiają się o swoją pozycję na rynku w efekcie wejścia w życie ustawy sieciowej?

Będziemy się musieli nad tą ustawą pochylić, bo wprowadzi ona dość dużo istotnych zmian w dystrybucji, ale również obowiązków i dużo większą dyscyplinę związaną z przyłączaniem OZE. Co do ewentualnych przejęć, to jesteśmy za duzi, aby kupować projekty OZE o mocy po kilka MW. Natomiast może pojawić się jakiś element konsolidowania tego rynku. Myślę, że będziemy aktywni w tym obszarze przy projektach powyżej 30 MW.

Przejdźmy do strategii PGE. Możemy spodziewać się aktualizacji strategii do 2035 r.?

Obecnie prowadzimy przegląd strategii, bo po drodze bardzo dużo rzeczy się wydarzyło. Musimy sprawdzić założenia i ich aktualność.

Są elementy już nieaktualne?

Mogę powiedzieć, że duża część strategii jest aktualna, a część potrzebuje korekt. Jeśli jednak będziemy cokolwiek zmieniać w strategii, to podzielimy się tą informacją z rynkiem.

Zmiany będą mogły wynikać z niestabilności na rynku gazu, wąskiego gardła na rynku dostawców turbin gazowych, zakończenia rynku mocy…

Rynek gazu ziemnego jest przez nas pilnie monitorowany. Dla nas kluczowe będą decyzje regulacyjne co do kształtu systemu wsparcia dla bloków gazowych po 2030 r. Co więcej, kilka dni temu PSE zakomunikowały, że dogrywkowych aukcji rynku mocy dla gazu na 2030 r. nie będzie. To dla nas nowa informacja, którą musimy zderzyć z założeniami strategii. Nie zaczniemy żadnego nowego projektu gazowego bez tego typu rozwiązania jak rynek mocy czy inny podobny mechanizm. I tyle mogę na dzisiaj powiedzieć o naszej strategii.

Czy wysokie ceny gazu nie są pokusą, aby wrócić do węgla?

Proszę pamiętać, że nawet jeśli ETS zostanie zmieniony, to i tak zasoby węgla brunatnego w Polsce są na wyczerpaniu. Oczekiwanie od nas, abyśmy dzisiaj przesunęli datę zakończenia pracy odkrywki w Bełchatowie z 2036 r. na 2038 czy dalej, nie ma sensu. Ta decyzja została podjęta kilka lat temu na bazie takich, a nie innych analiz dot. dostępności złoża. Na wyrokowanie dzisiaj, czy potrzebujemy zmiany przyjętego harmonogramu, jest zbyt wcześnie. Jednak moim zdaniem na pewno nie możemy pozwolić sobie na odstawienie tych bloków wcześniej niż druga połowa lat 30.

Nim nie ruszy elektrownia jądrowa w Choczewie…

… to absolutny fundament. Jeżeli atom odpowiednio wcześnie wejdzie do systemu energetycznego, to zniknie zagrożenie braku mocy w podstawie.

A rosnąca cena węgla to jest szansa dla polskich kopalń węgla kamiennego?

My takich kopalń w grupie nie mamy, ale skoro pan o to pyta, to przypomnę, że w 2008 r. kiedy upadał Lehman Brothers, na rynku pojawiła się panika. Ceny węgla bardzo szybko wzrosły. Wówczas też pojawiły się głosy, podobnie jak teraz, dotyczące powrotu do węgla. Szybko jednak przyszła korekta i cena spadła. Tak samo było w 2022 r., kiedy Rosja zaatakowała Ukrainę. Ceny węgla wzrosły, żeby po kilkunastu miesiącach spaść. Tak samo może być teraz, kiedy trwa konflikt na Bliskim Wschodzie, a ceny węgla rosną. Moim zdaniem to chwilowa złudna pokusa, aby całkowicie wrócić do tego paliwa.

Wracając jeszcze do waszej strategii. Zakładacie, że do 2040 r. będziecie mieć 6,5 GW mocy w morskich farmach wiatrowych. To dużo czy mało?

To optymalna moc, która pozwoli nam zarabiać i dostarczać zieloną energię potrzebną systemowi. Nie oznacza to jednak, że jeśli pojawią się nowe obszary pod rozwój morskich farm wiatrowych, a system wsparcia będzie korzystny, to tego potencjału nie będziemy chcieli rozwijać. Zresztą zarówno jeśli chodzi o gaz, jak i offshore, to najpierw musi się wypowiedzieć operator – za dużo, za mało, wspieramy, nie wspieramy. Oczywiście to nie operator układa nam strategię, ale nasze inwestycje muszą uwzględniać architekturę rynku. Zresztą to same PSE nazwały siebie w swojej strategii architektem.

Czy energetyka jądrowa zagości w planach PGE mocniej niż dotychczas?

Jeśli chodzi o SMR-y, jak tylko pojawią się sprawdzone, skomercjalizowane rozwiązania, to jak najbardziej tak. Myślimy o takich technologiach i mamy kilka dobrych lokalizacji, gdzie małe reaktory jądrowe mogłyby stanąć. Póki co, SMR-y to jednak przyszłość. Doskonale wiemy, jaka jest dzisiaj dostępność i dojrzałość tej technologii.

A druga duża elektrownia jądrowa będzie z waszym udziałem?

Zgodnie z naszą strategią badamy dzisiaj kilka lokalizacji. Zmieniliśmy nazwę spółki PGE PAK na PGE EJ, bo jest już w 100 proc. naszą własnością. Jesteśmy po badaniach terenowych w Koninie, trwają zaawansowane badania w Bełchatowie, ale czekamy też na aktualizację polskiego programu jądrowego. To on pozwoli odpowiedzieć na pytanie o możliwości naszego udziału w rozwoju atomu w Polsce.

Widzi pan miejsce w systemie dla drugiej elektrowni jądrowej?

Zdecydowanie tak.

Ale już pierwszą elektrownię z trudem udało się zmieścić w systemie energetycznym i pogodzić ją z OZE.

Przypomnę ostatnią wypowiedź na temat energetyki jądrowej szefowej KE Ursuli von der Leyen: „rezygnowanie z atomu to był błąd strategiczny”. Podejście KE zmienia się i dlatego uważam, że drugi atom zmieści się w systemie energetycznym.

Powinniśmy mieć trzecią elektrownię?

Wybudujmy pierwszą, przygotujmy się do realizacji drugiej.

Prezydent powinien przyjrzeć się jeszcze raz ustawie wiatrakowej?

Zdecydowanie tak. Realnym problemem jest fakt, że od 2016 r. inwestycje w nowe moce wiatrowe na lądzie zostały praktycznie zablokowane. Mówi się o bezpieczeństwie narodowym, a zapominamy, że musi ono uwzględniać też bezpieczeństwo energetyczne, a wiatraki są jego częścią.

Czy jeśli wojna na Bliskim Wschodzie potrwa dłużej niż 4-5 tygodni i przerodzi się w wielomiesięczny konflikt, to za prąd w przyszłym roku zapłacimy więcej?

Dzisiaj problemem jest cena gazu, a nie bezpieczeństwo dostaw. Kierunki dostaw gazu do Polski mamy bardzo szeroko zdywersyfikowane. Posiadamy własne zasoby gazu w Polsce i w Norwegii, a także sprowadzamy gaz LNG głównie ze Stanów Zjednoczonych. Udział katarskiego gazu jest niewielki. Sytuacja na Bliskim Wschodzie jest jednak dynamiczna i nikt nie jest w stanie dziś w sposób odpowiedzialny przewidzieć jej wpływu na rynki paliw i energii na świecie.

Na przykład przełożyć kontraktacje.

Na przykład. Możemy zakupić potrzebną energię na rok następny na rynku w późniejszych miesiącach.

Jeśli jednak wojna potrwa dłużej, to skutki wyższych cen energii weźmie pan na spółkę, czy będzie oczekiwał wsparcia państwa?

Jedną z ważnych ról dużych koncernów energetycznych takich jak PGE, jest ochrona klientów. Ceny energii w Polsce dla gospodarstw domowych są regulowane, więc decyzje dotyczące ewentualnego wsparcia są zawsze przedmiotem ustaleń między państwem, regulatorem, a spółką. To jednak czysto teoretyczna rozmowa, bo na tym etapie wszyscy obserwujemy rozwój sytuacji na Bliskim Wschodzie.

Kiedy słyszy pan, że w systemie energetycznym jest 50 GW mocy w niestabilnych źródłach, to jest to bardzo bezpieczne, czy jednak pojawia się ew. ryzyko zachwiania stabilności?

Nie demonizujmy OZE. Wszystko zależy od odpowiedniego zaprojektowania wszystkich pozostałych elementów systemu elektroenergetycznego.

Jesteśmy bezpieczni, gdy mamy więcej OZE?

Tak, jesteśmy bezpieczni pod warunkiem działających źródeł w podstawie oraz rosnącego udziału magazynów energii. Wracamy do naszej dyskusji o bezpieczeństwie dostaw.

Tzw. ukrytym kosztem OZE są koszty bilansowania OZE, a więc koszty związane z zapewnieniem rezerwy na wypadek, kiedy OZE nie pracują.

Antidotum są magazyny energii oraz gazowe źródła szczytowe.

W ciągu najbliższych 24 miesięcy, jak pan widzi ceny prądu w Polsce?

Ceny dzisiaj mają określony poziom, a ceny energii na giełdzie są stabilne i to jest dobry prognostyk na przyszłość. Nie widzę powodów do niepokoju po stronie klientów.

Teraz cena energii na TGE kształtuje się na poziomie 420-440 zł za MWh. Jest szansa, abyśmy w umowach na rok następny zeszli poniżej 400 zł?

Pierwsze propozycje cen na 2027 r. będziemy przedkładać do URE za ponad pół roku. Jest wiele czynników, które mają wpływ na cenę energii, którą już teraz kontraktujemy na przyszły rok. Z jednej strony trwa wojna na Bliskim Wschodzie, z drugiej w systemie ETS może dojść do korzystnych zmian z punktu widzenia odbiorców – to wszystko będzie miało wpływ na ceny.