Subskrybuj nas na Youtube
Prezes PGE mówi o konieczności radykalnych działań, bez których największej firmie w sektorze może grozić upadek. Na sfinansowanie rewolucji w branży potrzeba miliardów.
Choć ostatnie ruchy konsolidacyjne na rynku to dobry znak, włączenie relatywnie zielonej Energi do koncernu multienergetycznego, jaki tworzy Orlen, nie rozwiązuje problemu transformacji polskiej energetyki – uważają eksperci. Jest ona nadal w ok. 70 proc. oparta na węglu, obciążona nie tylko rosnącymi kosztami pozwoleń na emisję CO2, ale i niekonkurencyjnymi cenami krajowego węgla. W efekcie rośnie m.in. import prądu.
Prezes Polskiej Grupy Energetycznej Wojciech Dąbrowski mówi wprost, że w energetyce i górnictwie potrzebne są radykalne decyzje, bo jeśli nic nie zostanie zrobione, to za półtora roku, za dwa lata jego firma, czyli największy producent prądu w kraju, może upaść.
– Wszystkie wskaźniki nam polecą, będziemy w sytuacji, że banki przyjdą i powiedzą, że musimy spłacić całe zadłużenie. Nie kierujemy się żadną zieloną ideologią, do transformacji zmusza nas czysta ekonomia. Aby firma przetrwała, umacniała swoją pozycję i się rozwijała oraz jednocześnie by była dalej polska, na czym nam zależy, musimy się zmieniać – podkreśla.
Spółki energetyczne oczekują przede wszystkim odciążenia ich bilansów z aktywów węglowych, czyli nierentownych kopalni, udziałów w Polskiej Grupie Górniczej, a także wydzielenia węglowych bloków energetycznych. Chodzi m.in. o to, by banki pożyczały im pieniądze na inwestycje w modernizację i nowe moce wytwórcze oparte na źródłach odnawialnych.
Prace nad uwolnieniem spółek energetycznych z aktywów węglowych i programem dla górnictwa potwierdził wicepremier Jacek Sasin, minister aktywów państwowych, ale w związku z kampanią wyborczą utknęły one w rządowych gabinetach.
Z drugiej jednak strony, jak mówi nam Joanna Maćkowiak-Pandera, prezes Forum Energii, do Polski na transformację klimatyczną może trafić z Unii ponad 100 mld zł, co może sfinansować znaczną część jej kosztów. Trzeba mieć jednak strategię – podkreśla. A teraz, jej zdaniem, Polska zdaje się stać jedną nogą na schodach odjeżdżającego pociągu, do którego należałoby wsiąść.
Dąbrowski: Nie możemy już udawać, że nie widzimy problemu, bo jeśli nic nie zrobimy, to za półtora roku, za dwa lata doprowadzimy spółkę do upadłości
Czy polska energetyka powinna iść w kierunku modelu niemieckiego, czyli wyodrębnionych wyspecjalizowanych przedsiębiorstw energetycznych?
Nasza koncepcja jest sprawdzona nie tylko w Niemczech, ale również w Skandynawii. Jako Grupa PGE chcemy się specjalizować w produkcji energii elektrycznej i ciepła. Transformacja energetyczna jest nieunikniona, ale Polska z uwagi na swoją specyfikę musi wypracować jej własny model, uwzględniający koszty społeczne zmian. Poza zmianą technologii i budową nowych źródeł nisko- i zeroemisyjnych, transformacja będzie dotyczyła przede wszystkim ludzi i będzie nieść ze sobą niebagatelne koszty. Będziemy potrzebować wsparcia z Unii Europejskiej. Bo jeśli Unia oczekuje od nas transformacji, to musi nam pomóc ją sfinansować i takie oczekiwania przekazujemy Komisji Europejskiej, szczególnie liczymy na Fundusz Sprawiedliwej Transformacji i na fundusze celowe dotyczące energetyki. Górnictwo też czeka transformacja, jesteśmy ze sobą ściśle powiązani. Potrzebne są programy wsparcia dla rejonu Bełchatowa, Turowa i przede wszystkim programy osłonowe dla pracowników i koncepcje na to, co dalej będzie działo się tych regionach.
W jakim tempie powinna się odbywać transformacja?
Musimy to zrobić w swoim tempie, uwzględniając możliwości techniczne, ekonomiczne, a przede wszystkim społeczne. Podjęliśmy już działania w ramach PGE, cały czas pamiętając o dialogu ze stroną społeczną. Trzy lata temu grupa zakupiła aktywa francuskiego EDF i przeprowadziła ich skuteczną integrację. W ciągu maksymalnie 5–7 lat mamy w planach przejście wszystkich aktywów ciepłowniczych dawnego EDF na paliwo niskoemisyjne ze wskazaniem na gaz jako paliwo dominujące. To inwestycje rzędu co najmniej kilku miliardów złotych.
Modernizacja polskiego ciepłownictwa w kierunku niskoemisyjnym nie byłaby możliwa bez nowego modelu wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji obowiązującego od ubiegłego roku. Ma on stymulować rozwój niskoemisyjnych źródeł energii elektrycznej i ciepła przede wszystkim w mniejszych miejscowościach. A tam zwykle dzisiaj działają wysłużone ciepłownie opalane węglem – czyli środowiskowo zyskujemy podwójnie: oprócz ciepła produkujemy energię elektryczną, i to z czystszego paliwa.
Jeśli spółki energetyczne zostaną uwolnione od udziałów w Polskiej Grupie Górniczej i węglowych bloków energetycznych, to będziecie mieli wolne środki na inwestycje i akwizycje.
Przede wszystkim chcemy się skoncentrować na budowie morskich farm wiatrowych, to w tej chwili najważniejszy projekt w grupie i do tego się bardzo intensywnie przygotowujemy. W pierwszym etapie chcemy uruchomić 2,5 GW na morzu – zakładamy, że w 2026 r. Uzupełnieniem będzie fotowoltaika, niebawem będziemy oddawali kolejne farmy fotowoltaiczne. Do końca 2020 r. powstaną cztery jednomegawatowe projekty, które zwyciężyły w 2019 r. podczas aukcji na sprzedaż energii elektrycznej w instalacjach OZE. Prowadzimy również badania środowiskowe związane z budową jednej z największych farm fotowoltaicznych w Polsce – instalacja o mocy 77 MW i rocznej produkcji na poziomie ponad 77 tys. MWh pozwoli zaspokoić zapotrzebowanie na energię elektryczną ok. 30 tys. gospodarstw domowych, czyli miasta wielkości Legnicy. Inwestycja powstanie do końca 2022 r. na Podkarpaciu na rekultywowanych gruntach. Zakładamy też, że w naszym systemie elektroenergetycznym niezbędna jest elektrownia jądrowa, która docelowo zapewni prąd w tzw. podstawie energetycznej, gdy za 20–25 lat wypadną z użycia bloki węglowe.
Jeśli chodzi o OZE, ważne jest też magazynowanie energii, stworzyliśmy specjalny program, bo gdzieś tę energię trzeba przechowywać, kiedy jest tania lub niepotrzebna. Tu też ogromne wyzwanie przed nami. Budowa magazynów energii to w ogóle wielkie wyzwanie dla całej Unii.
Jak specjalistyczna PGE będzie konkurować z koncernem multienergetycznym?
Polska jest silną gospodarką i jest w niej miejsce na to, aby konkurowały ze sobą i powstający koncern multienergetyczny, i koncern, który specjalizuje się w produkcji energii elektrycznej i ciepła – my chcemy być właśnie takim koncernem. Taką mamy koncepcję – chcemy robić to, w czym mamy najlepsze kompetencje. Takie podejście daje możliwość koncentracji na wyzwaniach, jakie dziś stają przed energetyką i ciepłownictwem, a na tym nam zależy. Jesteśmy zainteresowani akwizycjami projektów i spółek w cieple oraz w farmach wiatrowych na lądzie – prowadzimy wiele rozmów z różnymi podmiotami.
A przejęcia całych grup? Tauron, Enea?
Takich prac nie prowadzimy w tej chwili.
A wodór?
Grupa PGE nie widzi wodoru jako paliwa, które miałoby zasilać w najbliższych latach nasze źródła wytwórcze. Ale oczywiście koncerny paliwowe powinny zajmować się tą technologią, bo mówi się o odejściu od paliw ciekłych zasilających silniki spalinowe, więc trzeba będzie je czymś zastąpić. Dzisiaj technologia ta jest nadal bardzo droga, polskie społeczeństwo nie byłoby w stanie sfinansować zastosowania wodoru jako paliwa na taką skalę, jaka byłaby potrzebna w elektroenergetyce. Musiałoby się to odbić na cenach energii dla klienta.
Czy widzi pan PGE jako jednego z inwestorów elektrowni jądrowej?
Dzisiaj jesteśmy w procesie zaawansowanych przygotowań grupy PGE do transformacji energetycznej i mamy ogromne potrzeby inwestycyjne, które są niezbędne dla zapewnienia podstawowej działalności, czyli zmodernizowania źródeł do produkowania energii elektrycznej i ciepła. Pierwsza faza farm wiatrowych na morzu to jest kwota kilkunastu miliardów złotych. Chcielibyśmy to robić w formule project finance wraz z partnerem, który by dawał nie tylko know-how, ale partycypował finansowo. A więc wydatki przed nami są ogromne, a sytuacja energetyki jest dzisiaj trudna z uwagi na bardzo wysokie ceny CO2. Koszt uprawnień do emisji CO2 w PGE w 2020 r. wyniesie ok. 6 mld zł, podczas gdy trzy lata temu było to nieco ponad miliard zł. Jeśli chodzi o elektrownię jądrową, to wydatek 60–80 mld zł jest ponad nasze możliwości.
Ale nie jedynego, lecz jednego z inwestorów. O możliwości montażu finansowego na rzecz atomu w Polsce wspominał wicepremier Jacek Sasin.
To tak ważny projekt, że uważam, iż powinien być pod bezpośrednim nadzorem Skarbu Państwa. Chcę też podkreślić, że jesteśmy dzisiaj jednym z największych płatników CIT w Polsce, a z tytułu różnego rodzaju podatków przekazujemy Skarbowi Państwa i budżetom lokalnym ponad 6 mld zł rocznie. Więc nie dosyć, że przed nami ogromne wyzwania inwestycyjne, to także w dużej mierze wspieramy polską gospodarkę i budżet państwa. Obciążenia i wyzwania dla nas są ogromne, dlatego nie jesteśmy w stanie finansować tej elektrowni. Wydaje się, że zrobiliśmy dużo dla tego projektu i mamy zamiar doprowadzić go do uzyskania decyzji środowiskowej i lokalizacyjnej, ale może nawet wcześniej ten projekt uda się z naszej grupy wydzielić. Widzimy swoją rolę tylko w przygotowaniu tej inwestycji.
Kiedy będzie wiadomo, gdzie powstanie elektrownia jądrowa?
Nie wiadomo, czy to będzie Żarnowiec, czy okolice Żarnowca. Wydaje się, że siłownia powinna powstać nad morzem z uwagi na dostęp do wody do chłodzenia reaktorów. Prowadzimy prace i one zakończą się decyzją lokalizacyjną. Jesienią przyszłego roku będziemy wiedzieć, gdzie powstanie elektrownia jądrowa.
Dlaczego tak rośnie import energii?
Po pierwsze, operatorzy sieci przesyłowych w całej Europie zobowiązani są do systematyczngo zwiększania zdolności przesyłowych na granicach i to się dzieje w Polsce. Po drugie, energia w hurcie za granicą jest nieco tańsza, bo jest produkowana w większym stopniu z OZE, przez co jest mniej obciążona kosztami CO2. Ponadto jest też element oddziaływania gospodarczego na kraje sąsiednie, utrzymywania konkurencyjności własnej gospodarki względem sąsiadów, zwłaszcza jeśli koszty transformacji są przerzucane na klientów na poziomie sprzedaży. Bo proszę pamiętać o tym, że klient indywidualny płaci za energię elektryczną i ciepło za granicą ponad dwukrotnie więcej niż my. W Niemczech megawatogodzina energii elektrycznej na koniec 2019 r. kosztowała ponad 1200 zł, podczas gdy polskie gospodarstwa domowe płaciły mniej niż 600 zł.
Czy rosnący import przy 12-proc. spadku zapotrzebowania na energię w maju nie jest szkodliwy dla największego producenta prądu w kraju?
Przyczyną niższego zapotrzebowania jest COVID-19. Ale oczywiście import wpływa na ograniczenie naszej produkcji.
Spadają też światowe ceny węgla, a koszt wydobycia w Polsce nie. To chyba też nie pomaga polskiej energetyce?
Cena krajowego węgla jest dość wysoka, co wynika m.in. z wysokiego kosztu wydobycia. Problemów do rozwiązania jest teraz wiele. Trzeba podjąć radykalne decyzje, stworzyć plan w uzgodnieniu ze stroną społeczną, co dotyczy i górnictwa, i energetyki. Nie możemy już udawać, że nie widzimy problemu, bo jeśli nic nie zrobimy, to za półtora roku, za dwa lata doprowadzimy spółkę do upadłości, i mówię to z pełną odpowiedzialnością. Wszystkie wskaźniki nam polecą, będziemy w sytuacji, że banki przyjdą i powiedzą, że musimy spłacić całe zadłużenie. Nie kierujemy się żadną zieloną ideologią, do transformacji zmusza nas czysta ekonomia. Aby firma przetrwała, umacniała swoją pozycję i się rozwijała oraz jednocześnie by była dalej polska, na czym nam zależy, musimy się zmieniać. Inaczej będziemy cały prąd importować i wtedy dostawca zewnętrzny może nam podyktować dowolną cenę.
A jak wygląda zagrożenie blackoutem w grupie? Niedawno ulewa zmniejszyła produkcję największej w Polsce Elektrowni Bełchatów.
Nie ma ryzyka blackoutu i nie było go też 23 czerwca. Ulewom nie da się zapobiec, nie była to dla nas oczywiście komfortowa sytuacja, ale wszystkie procedury zadziałały. W tej chwili analizujemy tę sytuację, która wystąpiła pierwszy raz w historii elektrowni – zamokło paliwo i jednocześnie zepsuł się taśmociąg, ale wszystko wróciło do normy po kilku godzinach, choć w pewnym momencie rzeczywiście megawatodzina na rynku bilansującym kosztowała 1300 zł. Na takie sytuacje jesteśmy przygotowani, mamy specjalne procedury, by zachować ciągłość działania. Mamy w swoich zasobach dużo źródeł rezerwowych, m.in. elektownię Rybnik czy bloki w Dolnej Odrze, które w razie potrzeby włącza PSE. Bezpieczne i niezawodne dostawy energii elektrycznej są dla nas priorytetem. Nasze elektrownie i elektrociepłownie to prawie 40 proc. produkcji energii elektrycznej w Polsce. Dbałość o bezpieczeństwo energetyczne ma oczywiście wiele wymiarów – dotyczy nie tylko bieżących działań operacyjnych, ale również długoterminowych planów inwestycyjnych. Obserwujemy, jak zmienia się rynek energii elektrycznej i jakie są oczekiwania społeczne. Wychodząc naprzeciw oczekiwaniom, budujemy grupę, która efektywnie będzie dostarczała energię elektryczną i ciepło naszym klientom przez następne dziesięciolecia.
