Kulisy roszczeń Enei wobec byłych decydentów. Wywiad z prezesem

Pozwy wobec byłych menedżerów Enei, dotyczące budowy węglowej elektrowni Ostrołęka, opierają się na opinii prawnej, która była podstawą do decyzji o roszczeniach również w zakresie ich wysokości – mówi prezes Enei Paweł Majewski.

Enea dochodzi roszczeń wobec byłych prezesów spółki za podjęcie decyzji o rozpoczęciu prac budowlanych dla elektrowni węglowej Ostrołęka C mimo braku pełnego finansowania. Jakie są powody takiej decyzji i dlaczego dopiero po półtora roku po raporcie NIK?

Podjęliśmy jako zarząd decyzję o skierowaniu roszczeń wobec byłych prezesów oraz członków rady nadzorczej, którzy w latach 2018–2019 podejmowali decyzje związane z inwestycją w blok energetyczny Ostrołęka C. Pozew został złożony 28 grudnia 2023 roku w Sądzie Okręgowym w Poznaniu. Zgodnie z wytycznymi i zaleceniami NIK zleciliśmy specjalistyczną opinię prawną, która była podstawą do decyzji o roszczeniach, również w zakresie ich wysokości.

Opinię i analizę prawną otrzymaliśmy w ostatnich dniach grudnia i z tego wynika termin podjęcia tej decyzji. Zgodnie z oświadczeniem kancelarii nie ma ryzyka przedawnienia roszczeń.

Czy wyciągnięto konsekwencje za wykorzystanie majątku kopalni Bogdanka na potrzeby imprez prywatnych czy sesji zdjęciowych?

Za sposób wykorzystania majątku kopalni odpowiedzialne są bezpośrednio same jej władze. My, jako akcjonariusz, zwracamy uwagę na wydobycie surowca oraz wyniki finansowe. Oczywiście, strona wizerunkowa jest ważna, natomiast co do konsekwencji, które należałoby wyciągnąć wobec zaistniałych sytuacji, to trzeba o to pytać władze kopalni Bogdanka. Z naszego punktu widzenia najważniejsze są wymierne wyniki spółki, a te finansowe są w firmie dobre i pokazują dobre zarządzanie w trudnym otoczeniu rynkowym oraz obiecujące perspektywy, których podstawą jest m.in. nowa strategia rozwoju.

I żadnych skutków finansowych dla Bogdanki w efekcie tych zdarzeń nie odnotowano?

Nie zidentyfikowaliśmy żadnych konsekwencji finansowych, praca kopalni ani ciągłość ruchu nie została zakłócona, jednocześnie przyznaję, wizerunkowo jest tu duże pole do poprawy.

Enea zaprezentowała nową politykę klimatyczną, która jest częścią strategii spółki do 2040 r. Jest w niej zdecydowanie za mało konkretów…

To część wytycznych kierunkowych ujętych właśnie w naszej strategii. To jest wizja Enei, uwzględniająca oddziaływanie zmian klimatu i związane z tym otoczenie regulacyjne.

Polityka klimatyczna ma być podstawą podejmowania decyzji i prowadzenia procesów biznesowych. Dodatkowo, od przyszłego roku będziemy także szeroko i szczegółowo raportować naszym interesariuszom kompleksowe podejście do obszaru ESG według nowych standardów ESRS i polityka klimatyczna będzie tu odgrywać istotną rolę. Dlatego nie zgodzę się z tezą, że w tym dokumencie nie ma konkretów. Każdą inwestycję będziemy oceniać także z punktu widzenia oddziaływania na środowisko.

Rok temu, kiedy doświadczyliśmy braku węgla, Enea i Bogdanka rozpoczęły prace nad projektem ubogacania węgla z hałd węglowych. Na jakim etapie jest ten projekt?

Projekt jest realizowany i jest w finalnej fazie. Faktycznie jednak jego realizacja nieco wydłużyła się, a było to spowodowane wymagającymi i czasochłonnymi analizami środowiskowymi.

Mamy jednak już tę decyzję środowiskową i ruszamy z budową pierwszej instalacji odzysku węgla przy kopalni Bogdanka. Zakładamy, że instalacja ruszy na początku roku. To działanie prośrodowiskowe i długofalowe, bo w ten sposób rekultywujemy hałdy i zyskujemy dodatkową przestrzeń pod nowe instalacje fotowoltaiczne.

A ile może wzrosnąć podaż węgla dzięki takiej instalacji?

Jeden moduł ma zdolności produkcyjne na poziomie około 100 tys. ton węgla rocznie. Docelowo w całej Polsce program może pozwolić na uzyskiwanie z hałd nawet 2 mln ton węgla rocznie. Oczywiście, efektywność będzie zależeć od wielu czynników, a przede wszystkim specyfiki i parametrów hałd i terenu.

Czy brak chętnych przy wyborze wykonawcy na budowę bloku gazowo-parowego w Kozienicach oznacza, że te inwestycje gazowe Enei przejdą do przeszłości?

Absolutnie nie. Elektrownie gazowe będą nadal potrzebne, przynajmniej do 2050 r. Te bloki są potrzebne systemowi elektroenergetycznemu – i wiemy to po zaawansowanych konsultacjach z Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi, które analizują perspektywy rozwoju KSE w wielu wariantach. Trwają prace z Gaz-Systemem dotyczące zaprojektowania przyłącza gazowego do kompleksu w Kozienicach. Nie planujemy się z tej inwestycji wycofywać, natomiast w sytuacji braku ofert na realizację bloków gazowych w założonym harmonogramie i terminie chcemy przedefiniować projekt i niebawem ruszymy z ponowną ofertą startu w przetargu na wykonawstwo.

Myślę, że oferentów może być teraz więcej niż poprzednio. Chcemy bowiem zmienić formułę realizacji inwestycji. Dotychczas była to forma modernizacji i przekonstruowania dotychczasowych bloków węglowych na gazowe. Teraz zamierzamy przedstawić ofertę realizacji projektów gazowych od podstaw. Poprzednia formuła inwestycji miała pozwolić na mniejsze koszty inwestycji, ale z drugiej strony może być źródłem komplikacji na etapie realizacji inwestycji po stronie wykonawcy, ale też i naszej stronie. Bloki powstaną na działkach wydzielonych z kompleksu węglowego, które pozostaną w naszej Grupie nawet po procesie wydzielenia aktywów węglowych z koncernów energetycznych.

Dlaczego nie udało się teraz wybrać wykonawcy?

Ostatecznie żaden wykonawca – mimo prowadzonego z wieloma firmami dialogu – nie zdecydował się złożyć oferty. Istotny wpływ na brak ofert miała przyjęta forma modernizacji bloków, właśnie w formule brown field. Naszym celem było uzyskanie niższych kosztów i skrócenie procesu inwestycyjnego.

Jesteśmy jednak przekonani, że jeśli ta inwestycja będzie realizowana od podstaw, to przyniesie to odpowiednie zainteresowanie wykonawców. Przetarg rozpoczniemy po zakończeniu trwających jeszcze analiz. Chcemy jednak, aby bloki gazowe w Kozienicach mogły jeszcze w tym roku wystartować w aukcji rynku mocy na 2029 r. Istniejące bloki węglowe w Kozienicach, o mocy 200 MW, będą mogły pracować dalej i nie będziemy musieli ich wyłączać, dzięki wydłużeniu do końca 2028 r. mechanizmu wsparcia dla starszych bloków węglowych.

Zatem z perspektywy biznesowej zmiana formuły inwestycji na green field i przesunięcie terminu oddania bloków CCGT do stabilnej pracy zbilansuje się z innych czynnikami, co finalnie przyniesie pozytywny wpływ i na firmę, i bezpieczeństwo KSE.

W grudniu 2023 r. Enea pozyskała nowe umowy mocowe na 2028 r. Są to jednak głównie umowy roczne. W jakiej technologii są to kontrakty mocowe?

Na dziś wyniki aukcji nie są ostateczne, a jedynie wstępne, więc przyjdzie czas na bardziej szczegółową informację. Dodam tylko, że przygotowaliśmy skuteczną strategię aukcyjną.

Czy w 2024 r. pojawiają się w ofercie mocowej Enei magazyny energii?

To technologia, w którą będziemy chcieli mocno zainwestować. Bez tego prawidłowe funkcjonowanie OZE będzie niemożliwe. Nawiązaliśmy już współpracę z hiszpańską grupą inwestycyjną Cobra, zajmującą się inżynierią energetyki, ze szczególną specjalizacją w zakresie technologii magazynowania energii. Mamy zamiar rozwijać z tą grupą kilka projektów magazynowania energii. Uruchomimy kilka takich urządzeń na terenie naszego obszaru dystrybucyjnego. W ten sposób przetestujemy tę technologię.

Czy nie boi się pan, że rozwój linii bezpośrednich zabierze część rynku spółkom dystrybucyjnym?

To konieczność dziejowa i nieunikniony etap rozwoju sektora energii. Nasi klienci są coraz bardziej świadomi klimatycznie. Przy prawidłowej implementacji przepisów prawa energetycznego nie widzę żadnych problemów z rozwojem linii bezpośrednich ani z inną opcją, którą jest współdzielenie sieci. Jest to oczywiście wyzwanie dla przesyłu i dystrybucji, ale jest to też odpowiedź na potrzeby rynku, a taki jest cel i misja firm energetycznych, w tym obszaru dystrybucji. Spółdzielnie energetyczne, klastry energetyczne będą także odpowiedzią na wyzwania związane z bezpieczeństwem energetycznym.

A czy taką odpowiedzią na wyzwania bezpieczeństwa może być wydzielenie sieci energetycznych z grup energetycznych?

Dystrybucja już korzysta z pewnego zakresu niezależności. Jest procedura rozdziału dystrybucji od samych grup energetycznych. Mają one niezależność od spółek, które są producentami energii, i jednocześnie obowiązek równego traktowania wszystkich podmiotów, które z sieci korzystają. Warto w tym miejscu podkreślić, że infrastruktura krytyczna, jak sieci przesyłowe i dystrybucyjne, powinna pozostawać pod kontrolą państwa.

Ale czy koniecznie w ramach struktur grup energetycznych?

Z punktu widzenia Enei pozostanie dystrybucji w Grupie jest oczywiście korzystne. Jest to biznes regulowany, który przy określonym poziomie inwestycji daje stabilną, relatywnie przewidywalną stopę zwrotu. Jest to pewny biznes dobrze postrzegany przez banki, które kredytują nasze inwestycje. Jednocześnie to duże zobowiązanie do nieustannego rozwoju i inwestycji. Sieci dystrybucyjne to krwiobieg nowoczesnej energetyki.

Czy Enea jest zadowolona z taryf sprzedażowych na energię?

W tym roku prezes Urzędu Regulacji Energetyki uwzględnił wszystkie nasze koszty uzasadnione. Dlatego możemy powiedzieć, że jesteśmy zadowoleni.

To dlaczego inne firmy szykują odpisy na taryfie sprzedażowej za 2024 r.?

Trudno mi oceniać koszty energii i kontraktację innych firm oraz ich proces taryfikacji. Pragnę tylko przypomnieć, że w 2023 r. my także zawiązaliśmy odpis na sprzedaży rzędu 368 mln zł. Mówiąc o naszym podejściu, będziemy zadowoleni z taryfy na 2024 r., w przeciwieństwie do taryfy za 2023 r. Zgłosiliśmy zresztą roszczenia z tego tytułu.

To znaczy?

Zawnioskowaliśmy do Prezesa URE o ponowną analizę wniosku i uwzględnienie naszych rzeczywistych kosztów. Prezes URE odrzucił ten wniosek. Odwołaliśmy się od decyzji odmownej do Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów i trwa postępowanie w tej sprawie.

Ceny energii są mrożone dalej, ale tylko do 30 czerwca tego roku. Co będzie po tej dacie?

Tegoroczna taryfa dla grup G jest owszem wyższa, ale już tak bardzo nie odbiega od poziomu zamrożonych cen energii jak ubiegłoroczna. Te ceny energii ustabilizowały się już na tyle i dalej charakteryzują się trendem spadkowym, że można być spokojnym – wyższe taryfy nie powinny wpłynąć aż tak negatywnie na rynek.

Czy Enea zarabia na systemie mrożenia cen energii za 2024 r.?

My realizujemy literalnie to, co wynika z przepisów. System jest złożony, odpisy na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny są zarówno od produkcji, jak i od sprzedaży, podobnie jest z rekompensatami. Nie można więc jednoznacznie ocenić wpływu mechanizmu na całą Grupę, zwłaszcza, że w naszym przypadku, jak wspomniałem, mieliśmy stratę na segmencie sprzedaży klientów indywidulanych z tytułu niedoszacowanej taryfy na ubiegły rok.

Jednak finalnie po zakończeniu roku i rozliczeniu rekompensat i odpisów wyjdziecie Państwo na zero jeśli chodzi o ten system?

Takie jest założenie ustawodawcy. Wszelkie zmiany i kwoty będziemy raportować.

Co do sposobu rozliczenia odpisów na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny, prezes URE jak inną interpretację sposobu rozliczenia tej opłaty aniżeli spółki dystrybucyjne. Będzie to skutkować kolejnymi stratami firmy? Prezes URE zapowiada kontrolę.

W mojej ocenie nie ma tu pola do wstecznej interpretacji. Przepisy są tu jasne. Zarządca Rozliczeń na mocy przepisów zobowiązany jest do weryfikacji tych rozliczeń na bieżąco.

Do kiedy prognozowana jest rentowna praca bloku węglowego B11 w Kozienicach? Tauron i PGE w kontekście swoich najnowocześniejszych jednostek mówią o 2035 r. A do kiedy może pracować B11?

Zakładamy, że blok B11 w Kozienicach może działać rentownie do 2049 r. Spółki energetyczne są też po to, aby poza misją bezpieczeństwa energetycznego, zwiększać wartość dla swoich akcjonariuszy. Blok będzie pracował tak długo jak będzie to potrzebne i i jednocześnie tak długo jak będzie to rentowne.

Wydzielenie węgla ze spółek energetycznych przedłuża się. Czy jest dla spółki pewna wewnętrzna data, która obliguje spółkę do sprzedaży elektrowni węglowych?

Te cezury czasowe dla nas określają instytucje finansowe, które warunkują kredytowanie i ubezpieczanie naszej firmy odejściem od węgla. Dlatego też dla nas, ale też dla wszystkich grup energetycznych, kluczowym jest, aby stało się to jak najszybciej. Wydzielenie aktywów węglowych w formie powstania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, kilku podmiotów czy jakiekolwiek innej formule jest konieczne, jeśli nasze grupy energetyczne mają w pełni uczestniczyć w transformacji energetycznej i uwolnić potencjał rozwoju OZE.

Bogdanka i Enea Wytwarzanie oraz Enea Elektrownia Połaniec poinformowały o aneksach do wieloletnich umów sprzedażowych w tym także na 2024. Wartość tej umowy jest niższa o 5,6 proc. Z czego to wynika?

Ceny węgla na 2024 r. są znacząco poniżej ceny na 2023 r. i jako odpowiedzialni partnerzy biznesowi wykorzystujemy opcje długoletnich umów i ustalmy optymalne rozwiązania dla biznesu.

Górnicze związki zawodowe zarzucają spółkom energetycznym, że nie odbierają zamówionego węgla z kopalń i są winne kryzysowi w górnictwie….

Nasze spółki wywiązują się z zamówionych kontraktów i terminowo realizują odbiory węgla i z Bogdanki i z Polskiej Grupy Górniczej.

Czy w ramach wieloletnich umów sprzedażowych, rozmowy z PGG zostały już zakończone?

Tak, zostały one zakończone, parametry umów odzwierciedlają tendencję spadkową na rynku tego surowca.

Kiedy zakończy się proces sprzedaży kopalni Bogdanka?

Po naszej stronie zrobiliśmy wszystko co należało, aby zrealizować proces sprzedaży w zakładanym terminie. Trwa jeszcze proces due diligence Lubelskiego Węgla Bogdanka oraz wycena po stronie Skarbu Państwa. Z naszej perspektywy to jest projekt komplementarny z NABE. Jeśli chcemy wydzielić elektrownie węglowe to powinniśmy to samo zrobić z kopalniami. Niemniej Bogdanka to wartościowe i nadal perspektywiczne aktywo.

Warte ponad 1 mld zł?

Informowaliśmy rynek, że pierwszą ofertę Skarbu Państwa na nabycie kopalni odrzuciliśmy. Analizy pokazują jednoznacznie, że wartość Bogdanki jest wyższa. Czekamy na kolejną ofertę.

Co z dywidendą Bogdanki i Enei w kolejnych latach?

Decyzję o wypłacie dywidendy dokonuje walne zgromadzenie akcjonariuszy. Pytanie czy jest uzasadnione, aby środki, które mają trafić na dywidendę pozostały w firmie. Moim zdaniem takie uzasadnienie jest w kontekście wyzwań inwestycyjnych na drodze do transformacji energetycznej, ale decyzja należy do akcjonariuszy.

Czy w sytuacji wypłaty dywidendy możliwe jest utrzymanie tempa inwestycji?

To zależy od środków, które moglibyśmy pozyskać w zamian na wspominane inwestycje w celu wykorzystania ich na rzecz transformacji energetycznej. Jeśli uwolnimy się od aktywów węglowych za godziwą cenę, te środki na inwestycje będą dostępne. Wówczas będziemy mieli też zdolność do pozyskania dalszych, zewnętrznych środków na inwestycje w rozwój sieci dystrybucyjnej, magazynowanie energii czy OZE.

Co dalej z projektem rozwoju małych reaktorów jądrowych w spółce razem z Last Energy?

Nasza współpraca wygasła z końcem 2022 r. wraz z wygaśnięciem listu intencyjnego i nie była kontynuowana. Nie widzieliśmy wystarczającego potencjału w jej kontynuacji. Analizujemy obecnie możliwości współpracy z dwoma firmami amerykańskimi, jedną brytyjską i jedną francuską. SMR są dla nas niezmiennie istotnym kierunkiem rozwojowym i z pewnością poinformujemy rynek, gdy będziemy gotowi by przedstawić szczegółowe założenia współpracy.

Wierzy Pan, że małe reaktory jądrowe powstaną w Polsce w 2030 r.?

Z perspektywy organizacyjnej, certyfikacyjnej i procesu inwestycyjnego, funkcjonowanie SMR w Polsce na zasadach komercyjnych, to horyzont zdecydowanie po roku 2030.

Paweł Majewski

Jest prezesem Enei od kwietnia 2022 r. Poprzednio był prezesem Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa (PGNiG). Wcześniej pełnił funkcję prezesa Grupy Lotos, wiceprezesa Huty Stalowa Wola, członka zarządu w DO & CO Poland oraz prezesa Airport Cleaning Service. Posiada również doświadczenie zawodowe na kierowniczych stanowiskach m.in. w Petrolocie (obecnie Orlen Aviation), a także jako dyrektor pionu zarządzania marżą zmienną i produkcją w PGNiG Termika.