Krzysztof Surma, wiceprezes ds. finansów, grupa Tauron / Materiały prasowe
Do 2030 r. Tauron planuje produkować 80 proc. energii z OZE, uda się?
To ambitny cel, ale do zrealizowania. By osiągnąć neutralność klimatyczną do 2050 r., należy maksymalnie zmienić kierunek i zrealizować inwestycje w OZE. Stąd zawarte w nowej strategii plany, by mieć w tych źródłach 1,6 GW w 2025 r. oraz 3,7 GW w 2030 r. Chcemy to osiągnąć poprzez inwestycje w wytwarzanie energii. Zupełnie zmieniamy nasz miks w porównaniu z poprzednią perspektywą strategiczną na lata 2016-2021. Wtedy zakładaliśmy, że 43 proc. naszych nakładów trafi do technologii węglowych. Teraz taką samą pulę przeznaczymy na energetykę niskoemisyjną i odnawialną. To znaczy, że na samo OZE skierujemy 35 proc., a pozostałe 8 proc. pójdzie na moce gazowe.
Reklama
Duże nadzieje wiążecie z liberalizacją zasady 10H, ograniczającej inwestycje w wiatraki na lądzie, właśnie przyjętą przez rząd?
Spodziewamy się, że do 2030 r. w lądowej energetyce wiatrowej będziemy mieć ok. 1,1 GW zainstalowanej mocy, dziś mamy niecałe 400 MW. Na 2025 r. planujemy zwiększenie tych mocy do ok. 700 MW. Oczywiście poluzowanie zasady 10H pomoże nam osiągnąć te cele, ale zamierzamy je osiągnąć niezależnie od tego, czy zmiana przepisów wejdzie w życie. Nie wykluczamy, że będziemy wchodzić w istniejące już projekty albo takie, które są na etapie gotowości do budowy.

Reklama
A co z energetyką wiatrową na morzu?
Nie wnioskowaliśmy o koncesje na offshore w pierwszej fazie. Przypadły one naszej konkurencji. Jednak w drugiej fazie wystartowaliśmy. Liczmy na to, że uzyskamy koncesję i będziemy mogli zrealizować ok. 1 GW do 2030 r. i kolejny 1 GW po tej dacie.
Planując te inwestycje, macie na względzie zapewnienie wkładu krajowego przemysłu?
Tauron jest jednym z sygnatariuszy porozumienia dotyczącego local contentu. Do 2030 r. ma on wynosić 45 proc., a po 2030 r. przekroczyć 50 proc. Mamy pełną świadomość wagi zapewnienia udziału polskiego przemysłu w tych projektach.
Jednym z kluczowych argumentów przeciwników rozwoju OZE jest właśnie to, że opierają się one na zagranicznych technologiach. Rozumiem, że decydując się na zieloną rewolucję, nie podzielacie tych argumentów.
Energia z OZE jest najtańsza, co ma znaczenie dla konsumentów. Długofalowo nasi klienci zyskają więc na zielonym zwrocie. Dekarbonizacja i dążenie do neutralności klimatycznej to kierunki wymagane przez obowiązujące regulacje unijne. Nasza grupa chce się rozwijać, a kurczowe trzymanie się węgla powodowałoby, że w dłuższym horyzoncie zostalibyśmy odcięci od finansowania. Międzynarodowe instytucje finansowe nie są zainteresowane wspieraniem grup, które posiadają aktywa węglowe. Jest to zresztą powód, dla którego powstaje Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego, która ma przejąć od grup energetycznych majątek produkcyjny oparty na węglu. Nie oznacza to jednak, że przenoszone tam jednostki znikną - rząd daje kopalniom gwarancje funkcjonowania do 2049 r. Nie mówimy więc o wygaszaniu tego obszaru, tylko o przeniesieniu własności do właściciela, który jest w stanie go finansować. Nam umożliwi to natomiast realizację inwestycji w OZE na szeroką skalę, a także rozwijanie mocy dystrybucyjnych. Warto przy tym podkreślić, że przy budowie bloków węglowych spora część technologii też pochodzi z zagranicy.
Jeżeli chodzi o NABE - widzicie jakieś ryzyka - np. dotyczące finansowania - które mogą zniweczyć tę inicjatywę?
Proces prowadzący do powstania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego prowadzony jest zgodnie z harmonogramem. W Grupie Tauron realizujemy kolejne etapy związane z integracją wewnętrzną zasobów wokół spółki Tauron Wytwarzanie. Obserwując to, co dzieje się wokół nas, powstanie podmiotu, który będzie integrował elektrownie węglowe, jest nieuniknione. Z jednej strony musimy utrzymać w systemie dużą część tego majątku, bo stanowi ona o bezpieczeństwie energetycznym kraju, a z drugiej strony jako spółka giełdowa, która potrzebuje finansowania zewnętrznego, powinniśmy - w ocenie rynku finansującego - brzydko mówiąc, pozbyć się węgla. Pomysł Ministerstwa Aktywów Państwowych dotyczący powstania takiego podmiotu to mądre rozwiązanie - jednak jego realizacja wymaga wielu kompromisów, również po stronie instytucji finansowych.
Przejdźmy do planów dotyczących fotowoltaiki.
W tym obszarze zamierzamy zrobić olbrzymi skok. Obecnie w źródłach fotowoltaicznych mamy kilkanaście MW, ale planujemy farmę w Mysłowicach o docelowej mocy 100 MW. W sumie w 2025 r. chcemy mieć 700 MW źródeł fotowoltaicznych i dwa razy więcej - 1,4 GW - w 2030 r.
Jak ocenia pan - z perspektywy doświadczeń ostatnich miesięcy, czyli wojny w Ukrainie, kryzysu na rynku surowców energetycznych - decyzję o zmianie systemu prosumenckiego? W efekcie liczba nowych instalacji drastycznie spadła…
Zachęcam, by do tego zagadnienia podchodzić bez zbędnych emocji. Mamy za sobą górkę, jeżeli chodzi o przyrost instalacji fotowoltaicznych. Tauron na koniec ubiegłego roku miał przyłączonych do sieci sto kilkadziesiąt tysięcy prosumentów, a do końca marca, do kiedy obowiązywał stary system rozliczeń, przyłączyliśmy drugie tyle. W sumie mamy więc przyłączonych ok. 300 tys. prosumentów. Zatem spowolnienie, o które pani pyta, jest zupełnie naturalne. Za jakiś czas - ze względu na ceny energii elektrycznej - zainteresowanie inwestycjami w fotowoltaikę wróci.
Czy jednak zmiana systemu rozliczeń prosumentów była potrzebna?
Na zagadnienie należy spojrzeć z perspektywy stabilności sieci i interesów spółek dystrybucyjnych. Mamy problem dużego obciążenia sieci, zwłaszcza jeżeli duża liczba instalacji powstaje w jednym miejscu. Wynika to z tego, że dla prosumentów w starym systemie sieć była de facto magazynem energii. Często instalacje były też przewymiarowane, czyli produkowały więcej energii, niż dany prosument potrzebował. Rodziło to konieczność bardzo dużych inwestycji w sieci po to, by móc przyłączać kolejnych prosumentów. W przyszłości problem ten częściowo rozwiążą zapewne magazyny energii. Poza tym w poprzednim systemie prosumenci nie ponosili opłaty dystrybucyjnej zmiennej. Sprawa wymagała zatem interwencji ustawowej. System net-billingu - obowiązujący od 1 kwietnia - normuje tę sytuację. Prosumenci utracili motywację do budowania przewymiarowanych instalacji, co działo się wcześniej nagminnie. Są też zachęcani do inwestycji we własne magazyny energii.
Jakie inwestycje gazowe planujecie?
Część już realizujemy, tak jak w przypadku elektrociepłowni Katowice. Ogłosiliśmy też przetarg na duży blok w Będzinie. Podchodzimy jednak do tych planów elastycznie. Patrząc na Wschód, należy podkreślić, że czasy są niepewne. Przed uruchomieniem każdej inwestycji będziemy sprawdzać poziom nakładów oczekiwany przez wykonawców, a także możliwość otrzymania wsparcia - np. z aukcji czy premii kogeneracyjnej - wreszcie dostępność paliwa gazowego.
W strategii macie też małe reaktory jądrowe (SMR).
Podpisaliśmy w tej sprawie porozumienie z KGHM. Przewiduje ono, że mamy przebadać tę technologię, która - przypomnijmy - jest w tej chwili na bardzo wstępnym etapie rozwoju. Potencjalnie może to być jednak rewolucja w energetyce - mówimy przecież o źródle bezemisyjnym. Nie chcemy tej szansy przespać, więc przygotowujemy się do niej, m.in. kadrowo.
Do 2030 r. wszyscy wasi klienci mają mieć inteligentne liczniki prądu. Jakie ryzyka tu dostrzegacie?
Od zawsze dystrybucja jest kluczowym obszarem naszego działania. W poprzedniej perspektywie strategicznej 50 proc. naszych wydatków trafiło na ten cel. I to się nie zmienia. Teraz też tak będzie. Do 2030 r. zamierzamy zainwestować w samą dystrybucję ok. 24 mld zł - to ogromna kwota, która pozwoli nam pozostać liderem w tym zakresie. Jeżeli chodzi o inteligentne liczniki, mamy już doświadczenia z rynku wrocławskiego, na którym upowszechniliśmy to rozwiązanie.
A co z obawami o zakłócenia, w efekcie których konsumenci są stratni?
Nie mamy takich informacji, by ewentualne zakłócenia zawsze były rozliczane na niekorzyść konsumenta. Raczej potraktowałbym to jako legendę miejską.
Jak odpowie pan na obawy tych, którzy widzą w takich licznikach „wielkiego brata”?
Jeżeli chodzi o dane o zużyciu prądu, to i tak je posiadamy. Po zmianie licznika to klient wreszcie będzie mógł zobaczyć, ile energii w jakim czasie wykorzystał i będzie mógł aktywnie tym zużyciem zarządzać.
A jakie korzyści niosą takie liczniki?
Potencjalnie dzięki nim grupy energetyczne będą mogły bardziej ze sobą konkurować i proponować swoim klientom produkty dostosowane do ich zużycia, a nie tylko - jak obecnie - taryfę G11, G12 czy G12-weekend.
O korzyściach dla klientów przed chwilą wspomniałem. Jest to też bardzo wygodne narzędzie dla prosumentów. Pokazuje, kiedy warto zużywać wyprodukowany przez siebie prąd. To szczególnie istotne w nowym modelu prosumenckim.
Czy zbliżający się sezon grzewczy będzie bardzo trudny?
Nasze elektrownie i elektrociepłownie mają rezerwy strategiczne na wymaganym poziomie. W perspektywie zimy mamy zamiar zapewnić odpowiedni poziom dostarczanego ciepła, tak aby na naszym obszarze ciepłowniczym nie było zimno. Tyle mogę powiedzieć z perspektywy Tauronu. Jeżeli chodzi o cały kraj, muszę się opierać na tym, co mówi minister. A biorąc pod uwagę deklaracje ministra Piotra Pyzika, można założyć, że powinniśmy tę zimę przejść suchą stopą.
A co z cenami, czego mogą się spodziewać konsumenci?
Jak wiadomo, wnioski taryfowe składa się na jesieni, więcej będziemy mogli więc powiedzieć po trzecim kwartale. Mamy zwyżki na rynku hurtowym, pytanie więc, jakie ewentualne rozwiązania łagodzące - na wzór tych obejmujących np. żywność - będą zastosowane w odniesieniu do energii. ©℗
Rozmawiała Sonia Sobczyk-Grygiel