Sprzedajemy aktywa, ale nie w Polsce

Rz: Zacznijmy od dyżurnego pytania – kiedy RWE wycofuje się z Polski? W energetyce co jakiś czas powracają dyskusje, że pracownicy warszawskiego oddziału siedzą już na walizkach.

Filip Thon:

To rzeczywiście interesujące, jak dużo się o tym mówi i od jak długiego czasu. Nie przywiązujemy wagi do tych pogłosek i nie wpływają na nasz biznes. Rzecz w tym, że RWE Polska nie jest na sprzedaż, bo jest to strategiczne aktywo dla europejskiej Grupy RWE.

Ale w RWE trwają dezinwestycje, więc kto wie, może i na Polskę przyjdzie czas?

Oczywiście, z jednej strony trwa sprzedaż części aktywów, ale z drugiej strony działalność musi się także rozwijać. Obecnie naszym celem jest utrzymanie w ryzach poziomu zadłużenia grupy tak, by nie przekraczał trzykrotności EBITDA (zysk operacyjny plus amortyzacja – red.). Sposobów na to jest kilka: można dbać o wzrost EBITDA, choć w obecnych warunkach rynkowych jest to trudne zadanie, można też sprzedać część majątku, by zmniejszyć zadłużenie lub jedno i drugie. My działamy w obu tych kierunkach jednocześnie.

Jednak zbycie aktywów w Polsce byłoby nieracjonalne, ponieważ właśnie w Polsce branża energetyczna ma duży  potencjał rozwojowy, a dodatkowo sytuacja gospodarcza kraju jest korzystna na tle Europy. Dodatkowo, rosną szanse na całkowite uwolnienie cen energii dla gospodarstw domowych i całego rynku gazu, co znacząco zwiększy konkurencyjność rynku i stworzy miejsce na nowe produkty, które będzie można oferować klientom. Jesteśmy obecni m.in. w Czechach, Słowacji i na Węgrzech. Nigdzie w regionie biznes nie rozwija się tak dobrze jak w Polsce, co jest także związane z lepszą kondycją ekonomiczną kraju.

Nasza działalność obejmuje wszystkie etapy łańcucha wartości. Zajmujemy się dystrybucją energii, obrotem hurtowym, detalicznym, a także rozwijamy segment wytwarzania energii odnawialnej. Dotychczas RWE wybudowało w Polsce farmy wiatrowe o mocy ponad 150 MW i jesteśmy na dobrej drodze, by moc tę zwiększyć do 300 MW w 2015 r, co będzie stanowiło inwestycje na poziomie 0,5 miliarda euro.

Jednak nadal koncern nie rozwija w Polsce energetyki konwencjonalnej, opartej o gaz, węgiel. Czy to się kiedyś zmieni?

Każda decyzja inwestycyjna jest uzależniona od perspektyw stwarzanych przez dany rynek i jego stabilnej przewidywalności. Musi być opłacalna w długofalowej perspektywie. Jeśli weźmiemy pod uwagę obecne ceny energii i surowców, ceny emisji CO

2

i ich ceny w kontraktach „forward", to możemy wyliczyć rentowność inwestycji. W Niemczech marże w niektórych segmentach wytwórczej energetyki konwencjonalnej są ujemne ze względu nad niespotykany dotąd rozwój rynku fotowoltaiki. O warunkach polskich wiemy tyle, że są trudne do przewidzenia. Tymczasem budowa elektrowni jest ogromnym wydatkiem. Obecnie szacuje się, że budowa bloku o mocy 1000 MW w technologii węglowej kosztuje 1,5 - 2 miliarda euro, a w gazowej – około 700 milionów euro.

To oznacza, że budowa elektrowni gazowych jest dużo tańsza i wiele polskich firm rozważa jej budowę, więc dlaczego nie RWE?

Moce wytwórcze oparte o gaz ziemny bardzo pasowałyby do polskiego rynku. Jednak proszę spojrzeć na to, co stało się w ostatnich latach w Niemczech, gdzie również wcześniej budowano jednostki gazowo-parowe. W ostatnich latach do tamtejszego systemu energetycznego włączono ogniwa fotowoltaiczne o ogromnej mocy 30 tys. MW. Od 2009 r. zaczęły one stopniowo wypierać wytwarzanie energii blokami gazowymi w szczytach energetycznych. W rezultacie obecnie niektóre elektrownie zasilane gazem przegrywają konkurencję cenową z fotowoltaiką. Powodem tego są systemy bardzo wysokiego dofinawywania odnawialnych źródeł energii gwarantujące taryfy zdecydowanie powyżej cen rynkowych. Polska nie powinna powtarzać sytuacji, jaka zaistniała w Niemczech czy Czechach, gdzie w bardzo krótkim czasie wybudowano dużą liczbę baterii słonecznych z bardzo wysokim dofinansowaniem. Chcemy uniknąć niepewnych inwestycji, więc czekamy na nową ustawę o odnawialnych źródłach energii, która będzie dla nas kluczowa.

Czy Pana zdaniem Polska może zacząć naśladować Niemcy i starać się znacząco zmniejszać udział węgla w bilansie energetycznym?

Polska będąc członkiem Unii Europejskiej znajdzie sposób na osiągnięcie celów ograniczenia emisji CO

2

przyjętych dla wszystkich państw UE. Ale stabilne moce wytwórcze to coś, czego zawsze będziemy w energetyce potrzebowali. Dlatego też elektrownie konwencjonalne jeszcze przez dziesiątki lat będą stabilnym elementem bilansu energetycznego. Jednakże będą to elektrownie nowoczesne, o dynamicznych parametrach, charakteryzujące się niskim poziomem emisji CO

2

– co wymaga dużych inwestycji.

Sądzę, że wraz z upływem kolejnych dekad będziemy obserwować w energetyce ogromne zmiany w całym łańcuchu wartości, ale gaz i węgiel nie znikną z bilansu wytwórczego. Pozostaną niezbędne jako tzw. moc zapasowa na okresy, gdy odnawialne źródła energii nie będą w stanie w pełni zaspokoić popytu. Paradoksalnie oznacza to, że w perspektywie roku 2050 może okazać się, że to właśnie te technologie będą subsydiowane tak, jak dzisiaj źródła odnawialne. O konieczności opracowania takiego systemu wsparcia – zwanego rynkami mocy, w Europie dyskutuje się coraz częściej. Jednak nie jest to sprawa prosta, potrzeba bardzo szerokiej dyskusji na ten temat.

To dlatego RWE oddało w tym roku do użytku w elektrowni Neurath w zachodnich Niemczech dwa bloki węglowe o łącznej mocy przekraczającej 2000 MW?

Elektrownia Neurath jest zupełnie wyjątkowa ze względu na bardzo dużą sprawność i elastyczność nowych bloków znajdujących się bezpośrednio przy bogatych lokalnych złożach węgla brunatnego. To inwestycja, z której zaawansowania technologicznego możemy być dzisiaj dumni.

Bloki takie jak te mogą być częścią „zielonej rewolucji", ponieważ zastępują stare elektrownie, o mniejszych sprawnościach i wyższym poziomie emisji. Nie wykluczamy, że w przyszłości w Neurath może powstać kolejny blok wytwórczy, ponieważ eksploatacja złóż węgla brunatnego cały czas okazuje się dochodowa. Z drugiej strony proszę zauważyć, że decyzja o tej inwestycji zapadła na kilka lat przed tym, jak rozpoczęła się dyskusja o zmianach w niemieckiej energetyce.

Jedną z tych zachodzących na naszych oczach zmian jest decyzja o wyłączeniu wszystkich niemieckich elektrowni jądrowych. Tymczasem polski rząd chce rozwijać u nas atom. W ostatnich tygodniach obserwowaliśmy, jak premier mówił, że budowa pierwszej siłowni jest równie priorytetowa jak poszukiwania gazu z łupków, a szef największej firmy energetycznej w kraju publicznie stwierdził, że nie da się inwestować i w to, i w to. Jak to wygląda z perspektywy zagranicznego inwestora?

Decyzja o kierunku rozwoju energetyki należy do państwa polskiego.

Inwestycje w energetykę jądrową są ogromnie kapitałochłonne i mocno zależne od ramowych rozwiązań regulacyjnych. Jako inwestor aktywny na wielu rynkach europejskich zauważamy, że państwa podejmują różne decyzje odnośnie struktury źródeł energii: na przykład Niemcy zdecydowały się na kompletną likwidację elektrowni jądrowych do 2022 roku, podczas gdy aktualny rząd Wielkiej Brytanii swoją politykę energetyczną opiera przede wszystkim na energii jądrowej i planuje budowę nowych reaktorów mających zastąpić starzejące się elektrownie węglowe i jądrowe.

Ze względu na tę silną zależność od decyzji na szczeblu państwowym, sądzę że inwestycje w energetykę jądrową są bardziej domeną firm państwowych. RWE zdecydowało, że nie będzie kontynuować przedsięwzięć jądrowych.

Jesteśmy coraz bliżej liberalizacji krajowego rynku gazu. Jaka jego część powinna według Pana, trafić wkrótce do obrotu giełdowego?

Całość. Bardzo mocno wierzę w rynek i rzetelną konkurencję. Rynek jest najbardziej sprawiedliwy, ponieważ wszyscy jego uczestnicy działają według tych samych zasad. Wiem, że są obawy o to, że zbyt szybkie uwolnienie cen doprowadziłoby do ich dużych skoków, ale przy stopniowej liberalizacji rynku można tego uniknąć. Cały proces powinien trwać według mnie od roku do dwóch lat. Należy szczególną uwagę zwrócić na fakt, że obecne ceny rynkowe są niższe od cen płaconych w kontraktach długoterminowych, które są podstawą dzisiejszych taryf dla odbiorców końcowych.

Niedawno RWE Polska we współpracy z Netią przedstawiło klientom łączoną ofertę na prąd i usługi telekomunikacyjne. Na krajowym rynku to nowość. Pana zdaniem tego typu oferty będą wyznaczać kierunek rozwoju w obsłudze klienta w energetyce?

Tak, jest to pierwsza taka oferta na polskim rynku i zdecydowanie jest oznaką ewolucji rynku energii. W przeszłości konsument był po prostu „punktem poboru" energii. Dzisiaj staje się prosumentem. Jest coraz bardziej świadomy, ma możliwość podłączenia ogniwa fotowoltaicznego na dachu, pompy ciepła za domem, baterii akumulatorów w piwnicy i może decydować o tym, kiedy energię przez nie dostarczaną wykorzysta w domu, a kiedy wprowadzi zwrotnie do inteligentnej sieci energetycznej wyposażonej w inteligentne liczniki energii. Energię będzie nabywał i sprzedawał poprzez platformę internetową, na żywo śledząc zmieniające się jej ceny. W tym kierunku zmierza rynek. To, czego dzisiaj potrzebujemy, to uwzględnianie rozwijających się potrzeb klientów i tworzenie kreatywnych produktów i rozwiązań, które w niedalekiej przyszłości będziemy mogli zaoferować na rynku.

Kiedy takie produkty RWE zaoferuje w Polsce?