Enea znacząco zwiększyła zysk netto w poprzednim roku, o ponad 80 proc. więcej względem 2024 r. Co o tym zdecydowało?
Analizując wyniki przede wszystkim operujemy wskaźnikiem EBITDA, ponieważ zysk jest miarą bardziej księgową. Niemniej jednak, gdy patrzymy na poszczególne składowe zysku netto, który wyniósł 1,8 mld zł, to nie widać dużych zmian rok do roku. Przy porównywalnym poziomie r/r zysku operacyjnego i zysku przed opodatkowaniem, różnicę widać na podatku dochodowym. W 2024 r. raportowaliśmy duże odpisy aktywów z tytułu odroczonego podatku rzędu 0,7 mld zł. Oczywiście cieszymy się z dużego zysku, ale musimy pamiętać też, co blokowało nas w 2024 r.
Te wyniki są na tyle dobre, że zdecydowaliście się rekomendować wypłatę dywidendy, choć raczej skromnej…
Zgodnie z naszą strategią, chcemy być spółką dywidendową. Każdorazowo przed decyzją o rekomendacji wypłaty dywidendy brana jest jednak pod uwagę aktualna sytuacja rynkowa, generowane przepływy pieniężne z działalności operacyjnej, planowane procesy inwestycyjne i inne elementy. Zawsze ostateczną decyzję w sprawie podziału zysku netto za rok obrotowy podejmuje walne zgromadzenie.
W kolejnych latach tę nagrodę dla akcjonariuszy będziecie utrzymywać?
Zasadą polityki dywidendowej Enei pozostaje realizowanie w przyszłości wypłat dywidendy stosownie do wielkości wypracowanego zysku i możliwości finansowych spółki.
To chyba zbyt wcześnie, aby pytać jak wasza strategia z końca 2024 r. wpływa na wyniki…
Wręcz przeciwnie. My nie możemy czekać z transformacją i realizację strategii rozpoczęliśmy zaraz po jej zatwierdzeniu. Transformacja przestała być planem na papierze, a jest już widoczna w konkretnych inwestycjach i projektach. Podjęliśmy wiele decyzji biznesowych dotyczących rozwoju sieci, nowych źródeł OZE i gazu. Ich realizacja trwa często nawet 5 do 7 lat, więc decyzje musimy podejmować już teraz.
Wasz wynik EBITDA rzędu 5,6 mld zł to w dużej mierze efekt dystrybucji, która dostarczyła do tego wyniku 2,8 mld zł. Czy wynik sektora dystrybucji nie zaciemnia obrazu Grupy?
Faktycznie jest takie przekonanie na rynku, że dystrybucja ma bardzo dogodne warunki do rozwoju, ale to nie zaciemnia obrazu Grupy – to stabilny, regulowany segment, a wynik jest reinwestowany w sieć.
Wasz WACC (średni ważony koszt kapitału), który obowiązywał w 2025 r. na poziomie ponad 11 proc. tylko to potwierdzał…
Tylko że my ponosimy koszty ogromnych inwestycji. Enea z sektora dystrybucji nie pobiera żadnego zysku. Wszystko przeznaczane jest na inwestycje i rozwój sieci. Obserwujemy całkowitą zmianę sposobu funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Do niedawna byliśmy przyzwyczajeni do modelu, w którym energia płynęła z dużych źródeł do domów, a teraz energia płynie z domów z fotowoltaiką do sąsiednich domostw. To oznacza konieczność przebudowy zarówno samej sieci, jak i filozofii jej zarządzania. Na naszym obszarze dystrybucyjnym obserwujemy bardzo duże nasycenie źródeł OZE, co widać w liczbie wydanych warunków przyłączeniowych – zarówno już zrealizowanych, jak i tych pozostających w kolejce. To przekłada się na ogromne nakłady inwestycyjne. Jako Grupa nie transferujemy środków z dystrybucji – wszystkie wracają na rozwój infrastruktury: sieci, przyłączy oraz systemów zarządzania.
Inwestujemy także w elastyczność systemu, w tym możliwość zarządzania pracą źródeł, takich jak farmy OZE, oraz w cyfryzację sieci. To proces niezbędny, ale jednocześnie bardzo kapitałochłonny.
Te duże pieniądze na dystrybucję idą od trzech lat. Widać już efekty?
Zdecydowanie tak. Pamiętam czasy, kiedy operator systemu dystrybucyjnego nie dysponował środkami nawet na wycinkę drzew, nie mówiąc już o budowie nowych linii. Od tego czasu awaryjność sieci znacząco spadła, a klienci coraz rzadziej skarżą się na przerwy w dostawach energii elektrycznej.
Inwestycje w sieci dystrybucyjne są dla nas niezwykle istotne – budują długoterminową wartość spółki, ale przede wszystkim są niezbędne i kluczowe w procesie transformacji energetycznej, w którym obecnie się znajdujemy.
Czy niższy WACC wpłynie na wasze inwestycje w sieci?
Faktycznie, decyzje, które skutkują niższym WACC i niższym przychodem regulowanym w 2026 r., oznaczają, że same środki taryfowe nie wystarczają na realizację bardzo ambitnego planu inwestycyjnego przekraczającego 3 mld zł. Operator od lat aktywnie pozyskuje dotacje i w bieżącym roku osiągnęliśmy w tym obszarze rekordowy poziom finansowania, który w naturalny sposób wypełnia lukę pomiędzy przychodem taryfowym a rzeczywistymi potrzebami inwestycyjnymi.
Czyli spadku nakładów inwestycyjnych na sieci nie będzie?
Spadek może wystąpić, ale liczymy, że też dzięki temu, że pozyskujemy dodatkowe środki, to nie będzie on znaczący. Pozyskaliśmy dotacje z KPO na ponad miliard złotych na rozwój sieci na obszarach wiejskich, więc na pewno w 2026 r. będziemy też je wykorzystywać. W efekcie nie spodziewamy się realnego spadku nakładów inwestycyjnych, mimo niższego WACC. Struktura finansowania naszej działalności została dodatkowo wzmocniona środkami z KPO, dlatego nie widzimy ryzyka po stronie przepływów pieniężnych. Dzięki temu nie ograniczyliśmy nakładów na 2026 r., utrzymujemy wysokie tempo inwestycji. Patrząc dalej, istotnym elementem dla stabilności finansowania będzie przyszły okres taryfowy, a równolegle pracujemy nad dalszą dywersyfikacją źródeł finansowania, bo inwestycje pozostają kluczowe dla sukcesu dystrybucji.
Jaki więc CAPEX na inwestycje w sieci przewidujecie na ten rok?
W 2025 r. wydaliśmy 2,8 mld zł, czyli więcej niż pierwotnie zakładane 2,7 mld zł. Na 2026 r. zakładamy, że wydamy tylko na sieci blisko 3,3 mld zł. W kolejnych latach nie przewidujemy spadku – wręcz przeciwnie, wydatki mogą wzrosnąć do 3–4 mld zł rocznie, co odzwierciedla skalę potrzeb inwestycyjnych. Koncentrujemy się m.in. na wzmacnianiu kluczowych węzłów w pobliżu dużych aglomeracji, takich jak Szczecin, Poznań czy Gorzów Wielkopolski. Realizujemy również budowę i modernizację dużych stacji GPZ oraz rozwijamy infrastrukturę na potrzeby stref ekonomicznych. Obserwujemy rosnące zainteresowanie przyłączeniami o dużej mocy – zarówno ze strony wytwórców, jak i odbiorców energii.
Drugi pod względem generacji EBITDA wynik, blisko 1,8 mld zł, osiągnął sektor wytwarzania konwencjonalnego. Ponownie jak w poprzednich latach zarabiacie na tzw. odkupie energii z rynku, a więc wstrzymaniu produkcji energii z węgla i kupowaniu tańszej energii na TGE, wówczas kiedy cena jest atrakcyjna. To dość absurdalna sytuacja, zarabiać na wstrzymaniu własnej produkcji…
Tak i nie. Odkup jest naturalną konsekwencją działań handlowych w procesie prowadzenia bloków. Jednostki węglowe stanowiące podstawę stabilizacji systemu z jednej strony pozostają w gotowości do generacji energii potrzebnej dla OSP, a z drugiej świadomie prowadzą pracę i działania handlowe tak, aby optymalnie z korzyścią dla inwestorów generować pozytywne wyniki finansowe. W 2025 r. na odkupie energii wygenerowaliśmy 1,5 mld zł przychodu.
Odkup będzie w kolejnych latach utrzymywał się na wysokim poziomie?
To zależy przede wszystkim od tempa transformacji. Jeśli pojawią się na rynku magazyny energii i różnica w cenie energii będzie się wypłaszczać, to tych okazji będzie mniej.
Co z waszymi elektrowniami węglowymi po 2028 r.?
W aukcjach uzupełniających do 2028 r. zamierzamy uczestniczyć. Jednocześnie decyzje dotyczące dalszego losu najstarszych jednostek, mających już ponad 50 lat, powinny zapaść jak najszybciej. Ewentualne przedłużenie ich pracy wymaga bowiem odpowiedniego zaplanowania remontów oraz zabezpieczenia budżetów. Już dziś podejmujemy decyzje techniczne, wiemy, które bloki nie będą modernizowane ze względu na ich zły stan techniczny.
A ile takich bloków jest, które są w złym stanie technicznym?
Bloki w Kozienicach są dyspozycyjne i mogą pracować jeszcze w perspektywie 10-letniej. Niemniej jednak dla utrzymania w dyspozycyjności aktywów konwencjonalnych niezbędne jest funkcjonowanie wsparcia, pozwalającego na pokrycie kosztów stałych i kosztów modernizacji odtworzeniowych. Na dziś jest to mechanizm Rynku Mocy, który jest dostępny dla źródeł niskoemisyjnych (o wskaźniku emisyjności <550gCO2/kWh) oraz do 2028 r. dla źródeł wysokoemisyjnych w ramach derogacji – aukcje uzupełniające. Planujemy gruntowną modernizację dwóch bloków klasy 500 MW umożliwiającą wykorzystanie paliwa biomasowego w celu ograniczenia emisji poniżej 550 g CO2/kWh. Nie zapominajmy, że w Kozienicach realizowana jest inwestycja budowy dwóch bloków gazowo-parowych, która zapewni dyspozycyjność oraz odpowiedni wolumen produkcji energii elektrycznej w Grupie.
A biomasa skąd będzie pochodzić?
Biomasa, którą wykorzystujemy spełnia Kryteria Zrównoważonego Rozwoju. Wyłącznie taka jest przez nas stosowana. W większości pochodzi ona z rynku krajowego. Niedobory uzupełniamy dostawami z kierunków zagranicznych. Wśród zużywanych paliw biomasowych znajdują się zrębki pochodzenia przemysłowego, leśnego, pelety ze słomy, pelety z łuski słonecznika, pelet drzewny oraz inne materiały biomasowe stanowiące pozostałości z produkcji rolniczej. Jesteśmy jednak na końcu łańcucha dostaw, to nie jest dobre rozwiązanie dla energetyki. Wiemy, że przed nami jest cały przemysł meblowy. Obecne regulacje, które dotyczą wykorzystywania biomasy jednoznacznie utrudniają nam dostęp do surowca. Uważam, że wysiłki podejmowane przez energetykę w zakresie redukcji emisji oraz zapewnienia stabilnych, przewidywalnych dostaw energii powinny być w większym stopniu uwzględniane. Tymczasem w tym obszarze napotykamy istotne bariery regulacyjne.
Pomysł zimnej rezerwy, a więc konserwacji bloków węglowych na okres letni i odmrażanie zimą jest nadal na stole?
On jest cały czas na stole, ale jest też trudny do zrealizowania. Natomiast dla mnie jako prezesa grupy energetycznej najważniejsze jest, aby pojawił się pomysł, który powiąże istnienie tych elektrowni węglowych z bezpieczeństwem energetycznym Europy. Mamy bowiem cały czas potencjał, aby stać się takim „przedmurzem” bezpieczeństwa energetycznego Europy, wykorzystując te zasoby, które mamy, a więc węgiel i te zasoby, które jeszcze kilka lat dłużej mogą popracować. Nie chodzi o to, aby zarabiać na węglu, ale żeby mieć rezerwę dla bezpieczeństwa, aby te elektrownie chodziły 3-4 miesiące w ciągu roku. My ten potencjał mamy i czekamy na ostateczny pomysł. Zimna rezerwa to jeden z wielu pomysłów.
Jak wyglądają prace nad budową bloku gazowego w Kozienicach?
Prace ostro ruszyły. Niedługo będziemy mogli powiedzieć więcej o ich zaawansowaniu. Idą one zgodnie z harmonogramem i bloki będą gotowe w 2029 r.
A kiedy ruszy budowa elektrowni gazowej w Połańcu?
To jest pytanie, kiedy ruszy nowy program Rynku Mocy, a więc nowy system wsparcia. Dostępność turbin gazowych na rynku jest bardzo ograniczona, żeby nie powiedzieć już wyczerpana. Czekamy na PSE, które ogłosi, ile będzie potrzebować dodatkowej mocy i na kiedy. Projektu jednak nie zamrażamy, tylko czekamy na pierwszą możliwość startu tego projektu w programach pomocowych, jak np. nowy Rynek Mocy. Myślę, że blok powinien być gotowy po 2030 r.
Czy przedłużająca się wojna na Bliskim Wschodzie może podwyższyć ceny energii na 2027 r.?
Tego typu scenariusze zawsze obarczone są dużą niepewnością, dlatego trudno o jednoznaczne prognozy. Faktem jest natomiast, że długotrwałe konflikty, szczególnie te powiązane z rynkiem surowców energetycznych, mogą wpływać na ceny energii. W tym przypadku istotny jest bezpośredni związek z rynkiem gazu oraz dostawami gazu i ropy do Europy. Ceny energii w Europie pozostają silnie skorelowane z cenami gazu, dlatego ewentualne zakłócenia mogą przełożyć się na rynek energii. Na razie nie obserwujemy istotnych negatywnych skutków, m.in. dzięki dywersyfikacji kierunków dostaw surowców. Zakładamy, że w bieżącym roku ceny energii na rynku hurtowym będą zbliżone do poziomów z ubiegłego roku, ewentualnie nieco wyższe ze względu na rosnące ceny gazu, jednak bez powrotu do ekstremów z 2022 r. Niemniej spodziewajmy się różnych trudnych sytuacji.
A tą trudną sytuacją może być podatek od nadmiarowych zysków spółek elektroenergetycznych?
Nie znamy szczegółów dotyczących tych prac, dlatego nie chciałbym się tu wypowiadać. Nie identyfikujemy obecnie ryzyka podatku od nadmiarowych zysków. My płacimy wszystkie podatki, a jeśli się z jakimś nie zgadzamy, to się odwołujemy.
Jeśli z pewną karą się nie zgadzamy, to też się wtedy od niej odwołujemy. Zapłaciliśmy kwotę, o którą wystąpiła z roszczeniem prezes URE w wysokości około 140 mln zł. Złożyliśmy jednak jednocześnie odwołanie do Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów.
W raporcie rocznym Bogdanka wysoko oceniła potencjalną utratę klientów na swój węgiel. Czy Enea będzie rezygnować z węgla z Bogdanki?
My jako producent energii z węgla także mamy takie ryzyko utraty klientów. Ono jest zawsze. Te informacje, które podała Bogdanka to standardowy proces raportowania. W naszej strategii do 2035 r. dostawy z Bogdanki są nadal bardzo ważne. Te informacje z naszej kopalni należy rozpatrywać raczej w kontekście spadku wolumenu dostaw węgla. Tu faktycznie, my jako Enea tego węgla będziemy potrzebować mniej, ale nadal będzie on bazą, choć cały czas kurczącą się.
Kiedy Enea powoła pełnomocnika ds. local content?
Jeszcze w 2025 r., zanim rząd opublikował formalne założenia polityki local content, powołaliśmy pełnomocnika zarządu Enei ds. local content. Realizację programu koordynuje Jarosław Tokarczuk, jako pełnomocnik odpowiada za koordynację programu, współpracę z biznesem, ośrodkami naukowymi i badawczymi oraz z administracją, podejmowanie inicjatyw usprawniających procedury i procesy przetargowe, rozwój narzędzi analitycznych, a także konsultacje z rynkiem.
