Zapowiedzieliście zazielenienie swoich inwestycji. Co będzie specjalnością Tauronu?
DGP

Zielony zwrot to nie jest hasło, ale konieczność wymuszona przez Unię Europejską. Praktycznie wszystkie spółki zmieniają źródła energii na odnawialne. W przypadku grupy Tauron zielony zwrot to przede wszystkim inwestycje w fotowoltaikę i energię wiatrową na lądzie. Nie ukrywamy, że startujemy też w konkursach na energetykę wiatrową na morzu, jednak na dzień dzisiejszy nie mamy takich koncesji.

Kiedy spodziewacie się koncesji?
Wystąpiliśmy o koncesję w rundzie, której ogłoszenie miało mieć miejsce do końca tego roku, ale teraz mówi się, że będzie to I kw. 2021 r. Chcemy, żeby w naszym portfelu była również energetyka wiatrowa na morzu. Mamy partnera, złożyliśmy kompletny wniosek, ale czekamy na decyzję dotyczącą koncesji.
Kto jest tym partnerem?
Nie mogę zdradzać.
To partner zagraniczny?
Na dzień dzisiejszy zagraniczny, ale naszą ideą jest, żeby grupy energetyczne wspólnie występowały o dalsze koncesje, żebyśmy w tym segmencie nie konkurowali z PGE czy Eneą, tylko wspólnie występowali o nowe obszary koncesyjne.
Co poza tym obejmie zielony zwrot?
Drugim obszarem, w którym idzie duży strumień finansowy, jest dystrybucja. W tym roku wydamy tu niemal 2 mld zł na inwestycje. Te pieniądze popłyną do lokalnych firm na południu Polski, które wykonują zlecone przez nas zadania. To nasz podstawowy biznes. Inwestycje w sieci są konieczne ze względu na dynamicznie rosnącą liczbę instalacji OZE. Wracając do energetyki wiatrowej, ambitnie podchodzimy do nowych projektów w tym obszarze, na razie na lądzie. Już teraz dysponujemy turbinami o łącznej mocy 380 MW, co daje nam drugą pozycję wśród polskich koncernów energetycznych. W 2025 r. chcemy osiągnąć moc ok. 1000 MW zainstalowanych w wietrze. Ponadto rozwijamy program budowy farm słonecznych na terenach poprzemysłowych należących do grupy Tauron. Chcemy na nich wybudować farmy fotowoltaiczne o łącznej mocy 150 MW. Pierwszą uruchomimy jeszcze w tym roku. Mowa tu o terenie dawnej elektrowni Jaworzno I. Ta lokalizacja jest korzystna nie tylko z punktu widzenia biznesowego, ale też środowiskowego. Dzięki temu zdegradowany teren zyska nowe życie. W fotowoltaice do 2025 r. chcemy mieć 300 MW. W te projekty zostali zaangażowani pracownicy naszych spółek. To oni wykonują te instalacje.
Nie ma zewnętrznych kontraktorów?
Na początku w pewnej części tak, bo się uczymy, ale docelowo chcemy, by to było tylko nasze przedsięwzięcie.
Branża wskazuje, że jej potencjał inwestycyjny jest zablokowany przez aktywa węglowe. Tauron ma bloki węglowe i trzy kopalnie. Czego trzeba, żeby odblokować ten potencjał? Czy receptą jest wydzielenie aktywów węglowych?
To bardziej złożony temat. Nie zablokowaliśmy naszej transformacji. Budujemy farmy fotowoltaiczne, szukamy możliwości zwiększenia mocy w wietrze. Finalizujemy kolejny zakup projektu farmy wiatrowej. Od strony finansowej wygląda to nieźle. W listopadzie jako pierwsza firma energetyczna w Polsce zakończyliśmy emisję obligacji zrównoważonego rozwoju. 1 mld zł, który pozyskaliśmy, przeznaczamy na inwestycje w OZE i ważny dla nas segment dystrybucyjny. Wraz z emisją obligacji zobowiązaliśmy się do zwiększenia zeroemisyjnych źródeł wytwórczych i redukcji emisji dwutlenku węgla. Mówimy o zwiększaniu udziału zielonej energii w naszym miksie aż o 8 proc. średniorocznie przez najbliższe pięć lat. Zdajemy sobie sprawę, że mamy dużo do zrobienia, bo do 2030 r. dwie trzecie energii chcemy produkować ze źródeł odnawialnych przy jednoczesnej redukcji o połowę emisji CO2.
A co z aktywami węglowymi?
Wraz z oddaniem do użytkowania bloków w Jaworznie i Stalowej Woli kończymy duże inwestycje w energetyce konwencjonalnej i możemy się skupić na projektach OZE. Blok o mocy 910 MW w Jaworznie to nasza ostatnia inwestycja w źródła węglowe. Restrukturyzacja górnictwa to istotny element dla całej gospodarki. Ważne jest, jak będzie wyglądał cały ten proces. To nie tylko kwestia samego górnictwa, ale też otoczenia: społeczności, nie tylko na Górnym Śląsku, lecz także w Małopolsce. Koszty transformacji regionów muszą być mocno wspierane przez środki zewnętrzne, i to, o czym się cały czas mówi, co jest modne, że wydzielenie i zamknięcie kurczącego się wydobycia też musi być wspierane. Jeśli chodzi o nasze kopalnie, uczestniczymy w pracach przy Ministerstwie Aktywów Państwowych (MAP), dotyczących ich dalszego funkcjonowania.
Wydzielenie aktywów węglowych jest receptą czy nie jest?
Tak, bo wszystkie środki, które dzisiaj pozyskujemy na inwestycje, są znaczone, czyli nie możemy ich wydać na wydobycie węgla i wytwarzanie z niego energii.
Mówił pan niedawno, że Tauron będzie w stanie finansować należące do grupy kopalnie nie dłużej niż do końca 2021 r.
Tak jest. Wolne środki, które możemy przeznaczyć na ten cel, wystarczą na finansowanie górnictwa do końca 2021 r.
Wspomniał pan o Jaworznie. Tę ostatnią inwestycję węglową udało się oddać, choć nie bez problemów, bo zakończyło się ugodą z wykonawcą. Czy w obecnych warunkach będzie to opłacalna inwestycja?
Jaworzno na dzisiaj jest opłacalną inwestycją i cieszymy się, że udało się ten proces zakończyć. Jak pani wspomniała, były pewne problemy, ale wyprostowaliśmy tę sytuację. Blok pracuje i będzie otrzymywał przychody z rynku mocy. Natomiast trzeba pamiętać, że MAP prowadzi rozmowy nie tylko w kwestii wydobycia węgla kamiennego, ale również w sprawie utworzenia agencji NABE dla bloków węglowych. Resort zatrudnił konsultanta, który ma przygotować koncepcję wydzielenia tych aktywów wytwórczych. Dopóki mamy rynek mocy – do 2025 r. – wszystkie bloki węglowe są w miarę opłacalne. Potem ten obszar przestanie być opłacalny. Potrzebujemy jednak czasu na transformację energetyczną jako cały kraj. Nowoczesne Jaworzno zapewni nam bezpieczeństwo energetyczne na co najmniej 30 lat.
Będziecie szli w gaz?
Nasza polityka zależy od tego, jaki będzie kierunek związany z wydzieleniem aktywów węglowych. Jeśli wydzielenie nastąpi w przyszłym roku, czego sobie życzymy, to będziemy rozważać pójście w gaz, ale byłby to gaz wykorzystywany w elektrociepłowniach, w kogeneracji.
Jaka jest dzisiaj sytuacja finansowa Tauronu i jego zadłużenie pod planowane inwestycje?
Tauron prowadzi ostrożną politykę zarządzania długiem, w związku z czym poszukuje finansowania na rynku z odpowiednim wyprzedzeniem. Spółka ma zdolność do obsługi zaciągniętego zadłużenia i pozyskiwania nowego finansowania, o czym świadczy kilka umów kredytowych zawartych w tym roku i skuteczna emisja w październiku obligacji na kwotę 1 mln zł. Jesteśmy pierwszą spółką, która to przeprowadziła. Relacji długu netto do EBITDA pomoże też formuła project finance, która będzie oznaczać większe możliwości inwestycyjne grupy w tym obszarze.
Czyli nie przewiduje pan na tym etapie problemów z finansowaniem inwestycji, o których pan mówił?
Zgadza się, ale dynamika tego finansowania jest uzależniona od tempa transformacji sektora.
Co po wydzieleniu? W branży mówi się o tym, żeby połączyć to, co zostanie ze spółek energetycznych, w jedno.
Transformacja polskiego sektora energetycznego to ogromne wyzwanie. Nie tylko w kwestiach inwestycyjnych, finansowych, ale też organizacyjnych. W pierwszej kolejności musimy myśleć o tym, by spółki pozbyły się aktywów węglowych, żebyśmy ten obszar mieli uporządkowany. Dopiero wtedy możemy się zastanawiać nad przyszłością całego sektora, natomiast nigdy nie było mowy, żeby Tauron miał się połączyć z Eneą czy PGE. Mówimy tylko o dwóch obszarach wydobycia węgla i wytwarzania energii z węgla. Na razie współpracujemy przy tych dwóch obszarach.
Ale wspomniał pan, że dobrze by było, gdyby spółki połączyły siły przy offshorze.
Tak, ale chodzi przede wszystkim o to, żeby nie rywalizować ze sobą na tych samych obszarach morskich, które jeszcze można zagospodarować.
Rozmawiał pan na ten temat z innymi spółkami?
Tak, prowadzimy rozmowy. W najbliższym czasie podpiszemy list intencyjny w kierunku wspólnego występowania spółek o nowe obszary pod offshore.
Spółki złożyły do Urzędu Regulacji Energetyki wnioski taryfowe zakładające kilkunastoprocentowy wzrost cen prądu, a prezes URE już zapowiada, że nie należy spodziewać się podwyżek wyższych niż inflacja, czyli ok. 3 proc.
Złożyliśmy wniosek do prezesa URE o zatwierdzenie taryfy. Spółka przedstawiła kalkulację ceny na podstawie planowanych kosztów uzyskiwania energii oraz kosztów w zakresie obrotu energii elektrycznej. Czekamy na ogłoszenie tej decyzji.
Przeżyjecie, jeśli podwyżka będzie na poziomie inflacji?
Musimy uzbroić się w cierpliwość. Decyzja należy do prezesa URE.