Czekamy na wynik rozmów z Unią

Jesteśmy gotowi zaprojektować Łagiszę na węgiel. Musimy jednak poczekać na ostateczny kształt ustawy o rynku mocy. Żadna inwestycja nie może zachwiać naszą stabilnością finansową – mówi Anecie Wieczerzak-Krusińskiej prezes Tauronu Filip Grzegorczyk.

Trwa sezon personalnych roszad w energetyce. W Tauronie też może być postępowanie kwalifikacyjne lub konkurs, bo w marcu kończy się kadencja. Weźmie pan udział?

Jeśli będzie konkurs, to wystartuję. Jeśli zaś będzie to propozycja, to nie odmówię. Być może rada nadzorcza weźmie pod uwagę fakt, że jestem czwartym prezesem w ciągu dwóch lat. A częste zmiany nie służą stabilizacji.

Minister energii wymienia Łagiszę wśród bloków kolejnej fali inwestycyjnej w sektorze, przy czym widzi ją jako blok węglowy, a nie gazowy. Tauron powrócił do analiz projektu, z którego wcześniej zrezygnował. Czy odmrozicie inwestycję zamiast w pozycji oszczędności pojawi się ona wśród wydatków?

Ogłoszoną we wrześniu ubiegłego roku strategię chcemy konsekwentnie realizować. Mocno pracujemy nad programem poprawy efektywności, tak żeby jego realizacja była zgodna z założeniami.

Jednocześnie, z dużą uwagą wsłuchujemy się w słowa ministra, który wyznacza kierunki polityki energetycznej kraju. Chcemy się w nią wpisywać. Minister Tchórzewski przedstawił na razie pewną ogólną koncepcję. Czujemy się zobligowani, żeby podjąć to wyzwanie i ponownie zbadać opłacalność projektu. Te analizy trwają. Musimy sprawdzić, czy ewentualny powrót do inwestycji w obecnym kształcie, czyli do budowy bloku gazowo-parowego, byłby opłacalny.

Jeśli mówimy o Łagiszy na węgiel, to musiałby to być zupełnie nowy projekt. Aspekty technologiczne, formalno-prawne i ekonomiczne dopiero wymagają analiz i oceny wykonalności.

Poprzedni zarząd przeprowadził obie analizy. Łagisza gazowa musiałaby ruszyć do 2019 r., żeby skorzystać z darmowych uprawnień do emisji, na co już nie ma czasu. Z kolei węglowy blok był brany pod uwagę, ale spółka zdecydowała, że trzeba ściąć wydatki ze względu na zadłużenie.

W województwie śląskim stawianie bloku na gaz jest rzeczywiście dość dyskusyjne. Jesteśmy więc gotowi zaprojektować Łagiszę na węgiel, który jest na miejscu. Musimy jednak poczekać na ostateczny kształt ustawy o rynku mocy. Na razie między rządem polskim a Unią trwają w tej kwestii negocjacje. Od ich wyników zależeć będzie rentowność wszystkich projektów.

Jeśli okaże się, że rozwiązania regulacyjne pozwolą nam wrócić do tematu realizacji zawieszonych inwestycji, to być może otworzymy szerszy front robót. Warunek jest jeden – żaden projekt nie może zachwiać naszą stabilnością finansową. Wyznacznikiem jest utrzymanie wskaźnika dług netto do EBITDA poniżej 3,5 raza.

Oprócz Łagiszy analizujecie powrót do jakiejś innej inwestycji np. w Elektrowni Blachownia?

Blachownia jest projektem jak każdy inny. Jeśli znajdzie się na nią miejsce w ramach rynku mocy i będzie projektem lepszym od alternatywnych, to rozważymy odmrożenie także tej inwestycji.

To samo dotyczy naszych bloków klasy 200 MW. Bez znajomości ostatecznego kształtu regulacji i budżetu rynku mocy nie możemy podjąć decyzji, które bloki opłaci się dostosowywać do zaostrzonych norm środowiskowych, a które trzeba już wyłączyć, bo nie będzie na nie miejsca.

Unia nie chce wspierać jednostek węglowych, co widać w projektach tzw. pakietu zimowego…

Według mnie są to decyzje stricte ideologiczne. Limit emisyjności jednostek na poziomie 550 kg/MWh, powyżej którego nie można udzielać wsparcia, ustalono arbitralnie w celu wyeliminowania węgla. Dlatego oczekuję na merytoryczne negocjacje pomiędzy Ministerstwem Energii a Unią. Na tym etapie jest jeszcze przestrzeń do przyjęcia pozytywnych dla Polski rozwiązań.

Wierzę też, że rynek mocy w jakiejś postaci powstanie. A nawet jeśli jego kształt nie pozwoli na płacenie za gotowość jednostkom węglowym, to nasza energetyka nie zdoła z dnia na dzień odciąć się od paliwa budującego nasz miks energetyczny.

Jak będzie wyglądała rentowność nowego bloku w Jaworznie, który liczył na rynek mocy.

Przy podejmowaniu decyzji i rozpoczęciu tej inwestycji Tauron nie uwzględniał takiej formy wsparcia. Jaworzno 910 to wysokosprawna jednostka wytwórcza o stosunkowo niskim koszcie zmiennym. Dlatego blok ten także bez rynku mocy będzie rentowny, choć na pewno nie będzie osiągać lepszych wyników, niż funkcjonując w ramach tego rynku .

Jesteście w trakcie pozyskiwania partnera do tej inwestycji. Jaki jest harmonogram rozmów z PFR i jaką formę zaangażowania preferujecie?

Trwają intensywne rozmowy między Tauronem a PFR. Na tym etapie można powiedzieć, że obie strony są zainteresowane współpracą przy projekcie. Nie ma jeszcze żadnych ustaleń czy zobowiązań. Jednak preferowaną przez nas formułą byłoby zaangażowanie kapitałowe, a nie dług.

Ze słów prezesa PFR wynika, że w przypadku kupna udziałów na projekt mogą przeznaczyć od 0,5 mld zł do 1 mld zł. Jeśli na Jaworzno III udałoby się nam pozyskać kwotę wyznaczoną górnym wskazanym limitem, to PFR stałby się w nim właścicielem maksymalnie 20 proc. Realizacja tego scenariusza wpłynęłaby odczuwalnie na odciążenie naszego bilansu. Jest to szczególnie ważne ze względu na przypadającą na ten i przyszły rok najbardziej kapitałochłonną fazę realizacji projektu.

Myślę, że w niedługiej przyszłości uda się ustalić z PFR warunki szczegółowe. Mamy nadzieję na sfinalizowanie tej transakcji do połowy roku.

Jakie jest rzeczywiste opóźnienie w Jaworznie? Rafako komunikowało, że potrzebuje 10 miesięcy więcej i 127 mln zł dodatkowo, a Tauron mówił o miesiącu poślizgu.

Z każdym dużym projektem wiążą się liczne wyzwania. Idealną sytuacją jest oczywiście realizacja projektu zgodnie z budżetem i harmonogramem.

Niemniej jednak nadrzędnym celem jest jakość i bezpieczeństwo przyszłej produkcji. Obecnie prowadzimy z Rafako uzgodnienia, których efektem powinno być wypracowane stanowiska akceptowanego przez obie strony.

Na razie trwa analiza zasadności wykonania prac dodatkowych. O efekcie negocjacji w tej sprawie Tauron poinformuje rynek w odpowiednim trybie.

Dziś prace prowadzone są w pełnym wymiarze i jesteśmy w dobrym dialogu z wykonawcą. Zależy nam na jak najszybszym ukończeniu inwestycji.

Blok w Stalowej Woli też ma ruszyć w 2019 r. Czy nowy kontrakt na zakup gazu od PGNiG daje nadzieję na rentowność? Wcześniej była mowa o 100 mln zł rocznej straty po uruchomieniu.

Aneks podpisany z naszym partnerem a jednocześnie dostawcą paliwa do bloku sprawia, że blok będzie pracował bez strat. Wcześniejsza umowa stawiała inwestycję w dużo gorszej pozycji.

To bardzo trudny projekt, który ze względu na duży stopień zaawansowania trzeba skończyć. Dokonaliśmy już inwentaryzacji i przygotowujemy dokumenty do przetargów, który chcemy ogłosić jak najszybciej, w założeniach marzec/kwiecień br.

Czy zamknięcie się w zakładanych wstępnie 1,5 mld zł? Czy jest szansa na odzyskanie części pieniędzy z odszkodowań lub kar umownych?

Do tej pory partnerzy wydali łącznie 1 mld zł. Na zakończenie potrzebujemy jeszcze 400 mln zł. A więc nie powinniśmy przekroczyć budżetu. Obecnie trwa postępowanie arbitrażowe ze spółką Abener, po jego zakończeniu będziemy mogli coś więcej powiedzieć o ewentualnym zaspokojeniu roszczeń.

Wasze kopalnie zaczęły wychodzić na prostą, co widać po wynikach szacunkowych w IV kwartale 2016 r. Ale całoroczny wynik segmentu jest ujemny. Czego spodziewacie się w tym roku?

Założeniem był wynik w okolicach zera za 2016 r. Wyszło tylko nieco gorzej, bo ok. 80 mln zł na minusie. Na ten wynik wpłynęły niskie ceny węgla energetycznego i dochodzenie do pełnych zdolności produkcyjnych w ZG Brzeszcze. Zrobiono przy tym wszystko, co planowano jeśli chodzi o plan poprawiania efektywności i zmniejszania jednostkowych kosztów dzięki zwiększeniu produkcji.

To będzie widać w tym roku. Chcielibyśmy, by 2017 rok nasze kopalnie zakończyły na plusie.

Co wpłynęło na tak dobry wynik dystrybucji w końcówce 2016 r.. Czy wyższy niż zazwyczaj wynik nie był efektem rozwiązania rezerw?

Zgodnie z opublikowanymi szacunkowymi wynikami grupy, wynik EBITDA obszaru Dystrybucja za 2016 rok będzie na zbliżonym poziomie jak w roku poprzednim tj. około 2,4 mld zł.

Jeżeli chodzi o wyniki czwartego kwartału 2016 r., są one rzeczywiście wyższe niż w porównywalnym okresie 2015 r. Jest to związane z ujednoliceniem Zakładowych Układów Zbiorowych Pracy w spółkach segmentu Dystrybucja, skutkującym rozwiązaniem rezerw aktuarialnych.

Czy myślicie o rozwoju OZE w ramach grupy?

W strategii zapisaliśmy przygotowanie do rentownego wzrostu mocy zainstalowanej w OZE. Obecnie Tauron posiada ponad 460 MW w źródłach odnawialnych i potencjał ten będzie rozwijany tylko w przypadku i technologiach gwarantujących odpowiednio wysoki zwrot z zainwestowanego kapitału.

Ze względu na obecną sytuację rynkową zrobiliśmy ostatnio odpis zmniejszając wartość farm wiatrowych w naszym bilansie do 300 mln zł. Jeśli zaś chodzi o rozwijanie innych technologii odnawialnych, to już oferujemy naszym klientom instalację paneli słonecznych i odbieramy od nich nadwyżki energii.

Sami zaś jesteśmy otwarci na uczestnictwo w klastrach energetycznych, nie tylko jako właściciel sieci elektroenergetycznych na naszym terenie dystrybucji czy sprzedawca energii. Co prawda idea dopiero się rodzi, ale już bierzemy udział w rozmowach m.in. na temat klastra Zielone Podhale.

Na czym i od kiedy ma zarabiać niedawno powołana spółka Magenta?

Pierwszych pozytywnych efektów biznesowych jej działania spodziewamy się w tym roku. Na razie nie chciałbym mówić o skali.

Dzięki tej spółce będziemy mogli odważniej reagować na potrzeby rynkowe. Mają się tam wykuwać nowe rozwiązania biznesowe i pomysły na zarabianie. W pierwszej kolejności chcemy zaoferować pełny pakiet produktów związanych z inteligentnym domem. Tym będziemy walczyć o nowych klientów i zatrzymywać tych, którzy chcą odejść do konkurencji. Bo odbiorcy są coraz bardziej wymagający i coraz mniej interesuje ich zakup samej energii, którą oferuje wiele firm.

Dlatego szukamy naszych przewag. Dziś proponujemy darmowego elektryka czy serwisanta, ale wkrótce i to może okazać się niewystarczające.

W strategii założyliśmy, że corocznie będziemy przeznaczać 0,4 proc. przychodów na szeroko rozumianą działalność badawczo-rozwojową. Nowa spółka będzie odpowiedzialna za realizacje projektów rozwojowych, oraz współpracę ze start-upami, dlatego musi dysponować odpowiednim funduszem na testowanie rozwiązań na naszej infrastrukturze.

W strategii zakładamy, że nowe biznesy będą stanowić przynajmniej 25 proc. przychodów lub marży segmentu Sprzedaż w 2025 roku. Wśród tych biznesów, gdzie widzimy szansę na zarabianie, jest budowa infrastruktury do ładowania samochodów elektrycznych, a także projekt związany ze stworzeniem w ramach spółki Elektromobility Poland samochodu napędzanego energią elektryczną.

To nie jest projekt propagandowy a biznesowy, który ma także aspekt społeczny, bo może przyczynić się do obniżenia poziomu smogu.

W drugim kwartale br. Tauron Magenta przedstawi konkretne propozycje wdrożeniowe kompleksowej oferty dla samorządów z zakresu elektrycznego transportu publicznego.

CV

Filip Grzegorczyk jest prezesem Tauronu od połowy listopada 2016 r. Wcześniej był podsekretarzem stanu w Ministerstwie Skarbu Państwa. W katowickim koncernie pracował już w latach 2007–2008, m.in. jako wiceprezes i dyrektor pionu zarządzania grupą. Był też związany z Kompanią Węglową (2011–2014).