Opole będzie rentowne

Co jakiś czas pojawiają się kasandryczne wizje blackoutu Polski. Czy faktycznie w 2017 r. grozi nam niedobór mocy ze względu na opóźnione inwestycje w nowe bloki m.in. Opole i wyłączanie starych?

Z analiz PSE Operator wynika, że w 2016 r. margines rezerwy mocy zbliży się do bardzo niebezpiecznych granic. Faktycznie część ekspertów ostrzega, że może dojść do blackoutu, czyli przerwy w pracy systemu elektroenergetycznego lub jego znacznej części. Przypomnę również analizy resortu gospodarki, który ocenia, że do 2030 roku niezbędne będzie wyłączenie bloków energetycznych o łącznej mocy 12,2 GW, z czego zdecydowaną większość stanowią bloki opalane węglem kamiennym (9,8 GW). A to oznacza, że takie inwestycje jak nasza w Opolu, są potrzebne. Czy PGE powinna zaprzątać sobie głowę bezpieczeństwem energetycznym? Pomiędzy interesem akcjonariuszy a interesem państwa i bezpieczeństwem energetycznym Polski nie musi być sprzeczności. Pod warunkiem że państwo dzięki regulacjom zapewnia firmom energetycznym bodźce do inwestycji nakierowanych na bezpieczeństwo energetyczne. Tak dzieje się już dzisiaj. Powtórzę: naszym celem jest zarabianie na budowaniu bezpieczeństwa energetycznego państwa. Odpowiednie regulacje ze strony państwa zapewnią nam zwrot z inwestycji, a państwu bezpieczeństwo energetyczne.

Po odwołaniu prezes UOKiK pojawiły się informacje, że rząd wróci do pomysłu połączenia PGE i Energi...

PGE jest liderem ryku i musi się rozwijać. Akwizycje mogą być jednym ze sposobów na wzrost, ale nie muszą. Rozważamy wszystkie możliwości rozwoju, które dostarczą wartość dodaną naszym akcjonariuszom. Wracając do Energi, to spółka „przed chwilą" zadebiutowała na warszawskiej giełdzie papierów wartościowych. Profile działalności PGE i Energi uzupełniają się, jednak na chwilę obecną, po przeprowadzonym debiucie giełdowym, temat połączenia przy obecnej strukturze właścicielskiej nie jest rozważany.

PGE pracuje nad aktualizacją strategii. Kiedy ją zobaczymy?

Obecny harmonogram prac zakłada, że na przełomie kwietnia i maja zaprezentujemy zaktualizowaną strategię inwestorom i rynkowi. Prawdopodobnie odbędzie się to równolegle z konferencją wynikową PGE za I kwartał 2014 r.

Obecna strategia sięga 2035 r. Nowa będzie miała innych horyzont czasowy?

Nie. Zaktualizowana strategia będzie odpowiadać na pytanie, w jaki sposób chcemy umacniać pozycję lidera rynkowego w zmienionym otoczeniu biznesowym. Dziś te uwarunkowania wyglądają zupełnie inaczej niż dwa lata temu, kiedy spółka przygotowywała plan rozwoju. Od tego czasu ceny energii na rynku hurtowym spadły o ponad 30 proc.

Zmienia się otoczenie regulacyjne w kraju, ale też Komisja Europejska wytyczyła ambitne cele redukcji dwutlenku węgla do 2030 r., a Parlament Europejski chce pójść jeszcze dalej. Jak to wpłynie na działalność PGE?

Ceny CO2 są zasadniczym czynnikiem ryzyka nie tylko dla PGE, ale dla całej polskiej gospodarki, opartej w znacznym stopniu na wytwarzaniu energii z węgla. To, co odróżnia PGE od konkurencji, to realizowanie inwestycji w wysokosprawne technologie węglowe, które jednocześnie przyczyniają się do redukcji emisji CO2. PGE ma obecnie najnowocześniejsze elektrownie węglowe w Polsce, a projekt w Opolu ma zagwarantowaną w kontrakcie co najmniej 45,5-proc. sprawność netto. To oznacza o 20 proc. niższą emisyjność CO2 w porównaniu do działających w Polsce starych elektrowni opalanych węglem kamiennym.

Przystępując do budowy nowych bloków w Opolu założyliście opłacalność projektu przy wzroście cen energii. Tymczasem analitycy oczekują ich stabilizacji, jak na rynku niemieckim.

Podejmując decyzję o tej inwestycji patrzyliśmy głównie na polskie realia. Uwzględniliśmy również fakt, że rynki energii w Polski i Niemiec jeszcze długo będą miały odrębny charakter, zwłaszcza jeżeli chodzi o strukturę paliwową. Tym niemniej zakładamy, że ceny energii powrócą do poziomu 200 zł lub więcej w 2020 r., zarówno w Polsce jak i na rynku regionalnym. Zakładamy, że istotnym czynnikiem wzrostu cen będzie wzrost cen uprawnień do emisji. Należy pamiętać, że elektrownie węglowe i gazowe zarówno w Polsce i za granicą będą płacić za emisje CO2, a to będzie musiało zostać uwzględnione w cenach. W tej kwestii twardo chodzimy po ziemi. Naszym zdaniem to są nie tylko ostrożne, ale i racjonalne założenia. Jednocześnie jesteśmy przekonani, że widoczne obecnie problemy systemowe energetyki znajdą systemowe rozwiązania. Powyższe założenia potwierdzają podjęte w ostatnim czasie decyzje odnośnie wprowadzenia tzw. rezerwy zimnej oraz operacyjnej rezerwy mocy. Opole jest projektem, na którym zamierzamy zarobić i wszystko wskazuje na to, że jesteśmy w stanie to zrobić.

Kiedy Opole będzie rentowne i przy jakich cenach węgla?

Zakładamy, że wysokosprawne bloki w Opolu na poziomie operacyjnym będą rentowne od chwili uruchomienia do wyłączenia. Niskie koszty operacyjne gwarantują, że bloki te będą przez zdecydowaną większość godzin pracy biorcą ceny. Dodatkowo warto zauważyć, że mamy umowę wieloletnią z Kompanią Węglową, która zabezpiecza interesy obu stron. Ten kontrakt jest jednym z elementów, który umożliwił nam podjęcie decyzji o rozpoczęciu budowy. Wpisane w nią mechanizmy obliczania końcowej ceny paliwa dają nam pewność, że cena węgla dla Opola będzie konkurencyjna w stosunku do cen rynkowych. Opole II jest inwestycją racjonalną, przemyślaną i dobrze zaplanowaną.

Nawiązując do unijnych celów polityki klimatycznej i projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE), zapowiadacie przegląd swoich zielonych inwestycji. Co wynika ze wstępnych analiz?

Będziemy realizować projekty, które są już w fazie budowy i co do których mamy przekonanie, że osiągną zakładane stopy zwrotu z inwestycji. Co do pozostałych inwestycji w OZE, to nasze decyzje zależeć będą od tego, jaki system wsparcia otrzymają poszczególne technologie. Wiem, że z podobną rozwagą postępują nasi konkurenci.

Na jakie technologie PGE postawi?

Z odpowiedzią pytanie poczekajmy na to, aż projekt ustawy, który przeszedł niedawno przez Komitet Stały Rady Ministrów, stanie się obowiązującym prawem. Dopóki ustawa nie zostanie uchwalona, kształt wsparcia nie jest znany. Na pytanie o preferowane technologie postaramy się odpowiedzieć w zaktualizowanej strategii PGE.

Poprzednia strategia przewidywała 330 mld zł na rozwój w latach 2012-2035, przy czym do 2020 średnio 9 mld zł rocznie, a potem 16 mld zł. Bardzo zmienicie ten plan?

W ciągu najbliższych pięciu lat na inwestycje planujemy wydać kwotę rzędu 40 mld zł. Suma ta może ulec zmianom w zależności od podjętych przez nas decyzji inwestycyjnych. Do czasu zakończenia prac nad strategią, trudno jest mi podawać precyzyjne kwoty dla planów w dłuższym horyzoncie. Naszym flagowym projektem jest Opole, na które w tym roku wydamy 0,7 mld zł, ale główne wydatki przypadać będą na lata 2015 i 2016, kiedy inwestycja pochłonie odpowiednio 3,8 mld zł i 3,3 mld zł. Nakładem przeszło 0,6 mld zł  realizujemy niezmiernie ważny w kontekście bezpieczeństwa krajowego systemu elektroenergetycznego projekt budowy bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Gorzów. W kontekście poprawy bezpieczeństwa energetycznego możemy się również pochwalić wysokimi nakładami w PGE Dystrybucja – na poziomie ok. 1,5 mld zł rocznie. Dzięki zrealizowanym zadaniom będziemy w stanie zagwarantować wyższy poziom satysfakcji odbiorcom znajdujących się na naszym obszarze dystrybucyjnym, zawłaszcza w czasie trudnych warunków atmosferycznych. W najbliższym czasie podejmiemy decyzję w sprawie inwestycji w Turowie, której realizacja pociągnie za sobą nakłady wyższe niż 3 mld zł. Prowadzimy również prace związane z dostosowywaniem konwencjonalnych aktywów wytwórczych do wymogów środowiskowych, a to wydatki liczone w miliardach złotych. Będą jeszcze inwestycje w OZE, ale całość wydatków będzie doprecyzowana w strategii. Zapewniam jednak, że nie planujemy zmiany naszej polityki dywidendowej, która zakłada wypłatę na poziomie 40-50 procent skonsolidowanego zysku.

PGE Dystrybucja jest najmniej zaawansowana we wdrażaniu inteligentnych liczników. Do 2014 r. miała zainstalować 50 tys. Wasza sieć także pozostawia wiele do życzenia. Jak zamierzacie gonić konkurentów?

Koncentrować się będziemy na podniesieniu jakości obsługi klienta od strony technicznej i handlowej. Przewidujemy tu wydatki na poziomie 1,5 mld zł rocznie. Z jednej strony chcemy skrócić przerwy w dostawach energii, a z drugiej podnosić poziom jakości obsługi klienta. Chcemy aktywnie odpowiadać na potrzeby klienta.

Kiedy pojawią się pierwsze, większe wydatki na atom?

Mamy umowę z konsorcjum Worley-Parsons na prowadzenie badań lokalizacyjnych i środowiskowych. Następnie planujemy wybór inżyniera kontraktu na budowę pierwszej elektrowni jądrowej. 17 lutego wpłynęły cztery oferty, które obecnie są analizowane. Musimy liczyć się z tym, że łączne wydatki na realizację programu jądrowego wyniosą co najmniej 40 mld zł. Ile dokładnie? Na to pytanie odpowie postępowanie zintegrowane (złożony przetarg, w którym uwzględnia się zarówno wybór technologii, jak i sposób finansowania – red.)

Przygotowujecie się do kolejnej fazy rozmów z potencjalnymi partnerami. Do tej pory wymieniało się cztery koncerny, z którymi już rozmawialiście, czyli francuskie firmy Areva i EDF, a także Westinghouse i GE-Hitachi. Zainteresowanie wyrażał też Rosatom. Czy weźmiecie Rosjan pod uwagę, jeśli się zgłoszą?

Zdecydowanie będziemy woleli wybierać z większej, a nie mniejszej liczby ofert. Duża konkurencja jest niezbędnym elementem uzyskania najkorzystniejszych  warunków. Chcemy, żeby  ten projekt był racjonalny z biznesowego punktu widzenia. Dlatego też liczą się nie tylko partnerzy, ale też warunki formalno-prawne, które muszą być zapewnione, żeby taka inwestycja mogła być realizowana.

Kiedy odbędą się te rozmowy?

Na razie skupiamy się na rozstrzygnięciu przetargu na inżyniera kontraktu.

Dariusz Marzec, wiceprezes ds. rozwoju PGE, mówił w czasie obrad komisji sejmowej, że PGE chce być samodzielnym operatorem elektrowni jądrowej. Co to oznacza w kontekście przyszłej struktury właścicielskiej PGE EJ1 (spółki zależnej, która odpowiada za budowę tej elektrowni) ?

Chodzi o zachowanie kontroli w spółce celowej. Dziś jesteśmy jej jedynym właścicielem, ale mamy parafowaną umowę z KGHM, Tauronem i Eneą. Po uzyskaniu zgody UOKiK, nasi partnerzy nabędą po 10 proc. udziałów spółki EJ1. W tym wariancie wciąż zachowujemy pakiet 70 proc. udziałów. Ponieważ finansowanie i know-how jądrowe są kluczowymi elementami projektu, partner strategiczny jest konieczny. Po jego znalezieniu, nie wykluczamy zmiany w akcjonariacie spółki, cały czas pamiętając o zachowaniu nad nią kontroli.

Trzeba wyznaczyć formułę cenową dla energii z elektrowni jądrowej, by projekt się spinał od strony ekonomicznej. Na jakie rozwiązania patrzycie?

Nigdzie na świecie nie zrealizowano projektu o tej skali bez zbudowania rozwiązań systemowych, które zapewniają ekonomiczną przewidywalność projektu. Dziś patrzymy na doświadczenia Wielkiej Brytanii, która proponuje system oparty o kontrakty różnicowe. Są to rozwiązania najbardziej atrakcyjne, ale pozostaje pytanie, jak wpisują się w ramy dozwolonej pomocy publicznej. Taki model powinien respektować nasze lokalne uwarunkowania. Chcemy, żeby energia z reaktorów była czysta, bezpieczna, ale też akceptowalna z punktu widzenia rynkowego. Potrzebujemy realnego wsparcia regulacyjnego, które umożliwi nam inwestycję w elektrownię jądrową.