Enea planuje kolejne przejęcia OZE

Biorąc pod uwagę wyniki Enei za 2024 r., który sektor działalności jest najbardziej dochodowy?

Z perspektywy osiągniętych wyników to był bardzo dobry rok, poprawiliśmy EBITDA w stosunku do 2023 r. o 508 mln zł. Zarabiamy na trzech obszarach: wydobyciu, wytwarzaniu i dystrybucji. W wydobyciu w naszej kopalni Bogdanka ten wynik był mniejszy rok do roku, ale wciąż satysfakcjonujący. Spadek EBITDA wynikał głównie z niższych cen sprzedaży węgla niż rok wcześniej. W wytwarzaniu utrzymaliśmy dobre wyniki z 2023 r. W obszarze dystrybucji sytuacja jest cały czas stabilna – będziemy zgodnie z modelem regulacyjnym zwiększać wynik, co jest konsekwencją realizowanych inwestycji i poprawy efektywności działania. W poprzednim roku przyrost EBITDA w tym obszarze w stosunku do 2023 r. wyniósł 462 mln zł. Daleki od oczekiwań był ponownie wynik w segmencie sprzedaży energii, co było wynikiem regulacji. Dostrzegamy potencjał rozwoju tego obszaru w przyszłości.

Odpisy aktualizacyjne na wytwarzaniu były w 2024 r. niższe niż w 2023 r. To coś zmienia w waszym postrzeganiu tego sektora?

Poza nieco innym wynikiem czysto księgowym to nie. Mamy świadomość wartości naszych aktywów i perspektyw ich rentownego wykorzystania oraz konieczności transformacji. Jesteśmy zobligowani, żeby przynajmniej raz w roku spojrzeć na to, jak kształtują się nasze przepływy pieniężne w perspektywie długoterminowej, jeśli chodzi o nasze aktywa. Kryzys energetyczny spowodował wzrost cen energii na rynku, co wpłynęło także na prognozy. Teraz już widzimy, że rynek się ustabilizował, a ceny energii spadają. To przekłada się też na zmianę wyceny księgowej naszych aktywów węglowych. Wpływ na wycenę aktywów mają też systemy wsparcia, których perspektywę zamierzamy wydłużyć dzięki uzupełniającym aukcjom Rynku Mocy, które odbędą się w tym roku. Każdorazowo naszą wycenę wykonujemy na bazie istniejącego prawa. Cały czas trwa batalia o to, żeby rentownie produkować energię z węgla, także po 2028 r. Jest oczywistym faktem, że brakuje w Polsce stabilnych mocy do produkcji energii elektrycznej i do momentu, kiedy nie powstaną inne bardziej efektywne źródła, węgiel będzie w systemie potrzebny. Wartość naszych elektrowni będzie się zmieniać wraz z ich przydatnością dla systemu energetycznego. Te wszystkie elementy musimy brać pod uwagę w wycenie wartości aktywów.

Czytaj więcej

OZE

Branża apeluje: Zwiększyć udział polskich firm w budowie farm wiatrowych na Bałtyku

Przyjęcie krajowej Strategii Rozwoju Przemysłu Morskich Farm Wiatrowych ułatwiłoby finansowanie i...

W 2024 r. odnotowaliśmy zysk netto na poziomie ok. 1 mld zł, rok wcześniej mieliśmy stratę – około pół miliarda. Mniejszy negatywny wpływ tych odpisów, o których pan wspomniał, to ok. 200 mln zł. Dodatkowo też mieliśmy mniejszy negatywny wpływ wyceny waluty. Gdy kupujemy uprawnienia do emisji CO2, to pod tę transakcję kupujemy też walutę. To był wpływ rzędu aż 900 mln zł rok do roku. Stąd też wynik netto był rok do roku lepszy.

Najprawdopodobniej do wydzielenia elektrowni węglowych ze spółek energetycznych nie dojdzie. Jak szykuje się do tego Enea?

Czy do wydzielenia dojdzie, czy też nie, będzie zależało od decyzji jednego z właścicieli – Ministerstwa Aktywów Państwowych, i na tę decyzję musimy poczekać. Wiemy, że analizy nadal trwają. Prowadzimy firmę w taki sposób, aby być gotowym na oba scenariusze. Te aktywa trzeba transformować niezależnie od tego, jaka będzie ich przynależność. Zwiększenie elastyczności pracy, „zazielenianie” ich i większy udział w spalaniu biomasy, a przez to ograniczanie emisji CO2, to jedne z naszych sposobów na te aktywa. Do tego dochodzą projekty gazowe i rozwój OZE. Chciałbym także podkreślić, że niezależnie od tego, co się wydarzy, jesteśmy najlepiej przygotowani do tego, żeby tę transformację przeprowadzić, bo mamy kompetencje, aby zarządzać tymi aktywami. Jeżeli decyzja o wydzieleniu zapadnie, to oczywiście będziemy na nią przygotowani.

Wasz bardzo dobry wynik na wytwarzaniu energii stał się jednym z argumentów pokazujących, że nie trzeba pomagać spółkom w wydzieleniu, a one same potrafią jeszcze na tym sektorze dobrze zarabiać. W poprzednim roku było to 3,6 mld zł, ale czy zarabiacie na samej produkcji energii, czy na czymś innym?

Zarabiamy także na usługach systemowych i mechanizmach rynkowych, takich jak odkup energii. Tylko w poprzednim roku zarobiliśmy ok. 1,5 mld zł na odkupie energii – wówczas gdy była ona tańsza na rynku niż koszt naszej produkcji. Kolejne 850 mln zł to pozytywny efekt różnicy kursowej, który dodatnio przekłada się na wynik EBITDA, z drugiej strony jest kompensowany stratą na działalności finansowej i co do zasady powinien mieć neutralny wpływ na wynik netto. To, co pojawiło się od czerwca 2024 r., a pozwoliło nam dodatkowo zarobić, to usługi w ramach rynku bilansującego. Było to w ub.r. ok. 415 mln zł. Jak widać, przychodów z produkcji samej energii nie jest tu wiele. To zjawisko, które komunikujemy od dawna. Rynek energii się zmienia – to nie jest już tylko rynek energii, ale przede wszystkim rynek mocy. Potrafimy nadal generować dobre wyniki, bo umiemy wykorzystywać te aktywa w warunkach rynkowych. Odkup energii pozostanie z nami także w przyszłości.

Ale w takiej skali jak w poprzednich latach?

Nie, to już nie będą miliardy złotych. Taki poziom zysków wynikał z faktu, że ceny energii bardzo się różniły rok do roku. W poprzednich latach wychodziliśmy z kryzysu energetycznego, ceny były wówczas bardzo wysokie, a potem zaczęły spadać. Teraz sytuacja się stabilizuje i takich różnic cenowych w kontraktacji już nie ma. Będziemy jednak zarabiać na zmienności cenowej wynikającej z rosnącej ilości OZE w systemie energetycznym. Mamy do czynienia z bardzo dużą różnicą w cenie w zależności od tego, czy wieje, czy świeci słońce, plus nadal ceny transakcji forward i SPOT się różnią, dlatego też odkup będzie występować. Na rynku mocy bilansujących także będziemy generować wyniki, należy jednak zwrócić uwagę na wyższe wyniki na tym rynku w pierwszych miesiącach jego funkcjonowania po wejściu zmian w zasadach działania rynku bilansującego, tj. w czerwcu 2024 r. W kolejnych miesiącach rynek się ustabilizował i przychody firm energetycznych z tego tytułu były już mniejsze.

Dużo emocji wzbudzają wasze plany inwestycyjne na ten rok. To blisko 8 mld zł, z czego 4,3 mld zł ma trafić na sektor wytwarzania. W co będziecie inwestować?

Rzeczywiście jest to duży CAPEX, duża zmiana, jeśli chodzi o segmenty, na które wydajemy pieniądze. Po pierwsze, to pokłosie tego, o czym mówiliśmy w strategii, po drugie – też oczekiwań. Tymi nakładami pokazujemy, że do transformacji energetycznej podchodzimy bardzo poważnie. Te nakłady inwestycyjne to przede wszystkim rozwój OZE, a więc 2,5 mld zł, oraz energetyka gazowa – rzędu 900 mln zł tylko w tym roku. W przypadku energetyki gazowej ta kwota warunkowana jest tym, czy nasz projekt elektrowni gazowej w Kozienicach wygra w tegorocznej aukcji dogrywkowej w ramach Rynku Mocy, która – zakładamy – odbędzie się na przełomie czerwca i lipca. Realizujemy też plan rozwoju w zakresie sieci dystrybucyjnej, tj. 2,7 mld zł w 2025 r.

Najwięcej planujecie wydać na OZE, co jednak wzbudza niemałe emocje…

Faktycznie na OZE chcemy wydać w tym roku 2,5 mld zł. Taki jest nasz budżet, z czego rzeczywiście prawie miliard został wydany w marcowej transakcji zakupu farm wiatrowych od firmy European Energy i to jest jedna z akwizycji. Mamy jeszcze inne akwizycje wiatrowe na stole, rzędu ok. 120 MW. Realizujemy także własne projekty. Mocno pracujemy nad rozwojem portfela.

Niektórzy analitycy negatywnie przyjęli informację o transakcji z duńską firmą, twierdząc, że przepłaciliście.

My zawsze patrzymy na efektywność każdej inwestycji. Sprawdzamy, czy spełnia ona wymagane w naszej firmie kryteria. W tym przypadku potwierdziliśmy, że osiągniemy oczekiwany zwrot. Stopy zwrotu z inwestycji, takie jak IRR (wskaźnik finansowy, który pozwala ocenić rentowność inwestycji – red.), są dla nas parametrami korzystnymi i zadowalającymi. Produktywność tych farm jest bardzo dobra. Energia z nich ma trafić do zielonego portfela energii OZE i będzie strukturyzowana oraz sprzedana na rynku detalicznym. W przypadku akwizycji oczywiście ten zwrot będzie prawdopodobnie mniejszy, niż gdybyśmy sami wybudowali tego typu farmę. Przypominam jednak, że czas budowy takiej farmy to pięć–siedem lat, a dodatkowo dochodzi szereg ryzyk, które są normą w tego typu inwestycjach. My kupiliśmy już gotowe aktywa, które działają i są sprawdzone.

A ustawa odległościowa, która wcześniej czy później pewnie zostanie zliberalizowana, nie zmienia waszego podejścia do OZE?

Myślę, że daje ona dodatkową szansę i na pewno przygotowujemy się do tego. Nawet jak ustawa zostanie przyjęta, to – tak jak powiedziałem – potrzeba lat, nim zaczną powstawać nowe aktywa wiatrowe. Widzimy, że na polskim rynku w tej chwili, jeśli chodzi o portfel wytwórczy, wiatru bardzo brakuje, a tym samym jest bardzo dużo miejsca na nowe projekty.