Dariusz Marzec, prezes PGE: Transformacja energetyczna nie może wykoleić polskiej gospodarki

O tym, gdzie może być zlokalizowana druga elektrownia jądrowa i dlaczego w Bełchatowie. O tym, jaki jest rachunek za stracone lata transformacji energetycznej i kiedy zostaną zamknięte ostatnie kopalnie węgla. O tym, jak wielki apetyt na morskie farmy wiatrowe ma Polska Grupa Energetyczna i o planach inwestycyjnych – mówi Dariusz Marzec, prezes PGE.

Panie prezesie, z jakim przesłaniem w sprawie energetyki wchodzimy w polską prezydencję w Unii Europejskiej?

To bardzo szerokie pytanie, bo kontekst naszej prezydencji i energetyki ma kilka wymiarów. Dotyczy nie tylko polskiej energetyki, udziału i roli polskiej energetyki w energetyce europejskiej, pozycji energetyki europejskiej w gospodarce światowej, ale i wpływu kondycji energetyki europejskiej na gospodarkę, na pozycję konkurencyjną Unii Europejskiej w gospodarce globalnej. Czyli jest tu kilka wątków, a główne przesłanie jest takie, że ambitne cele klimatyczne muszą być powiązane z analizą kosztów ich wdrożenia. To znaczy – musimy wiedzieć, ile to będzie kosztować gospodarkę polską i europejską. Ile będzie kosztować wdrożenie tych ambitnych celów klimatycznych, dekarbonizacyjnych i w jakim czasie jesteśmy w stanie te koszty ponieść. Po pierwsze jako klienci, którzy odbierają energię elektryczną, a po drugie jako gospodarka, która potrzebuje energii elektrycznej. A wiadomo, że ceny nośników energii mają kluczowy wpływ na koszty produkcji. Wynik tej analizy ma ogromne znaczenie dla konkurencyjności gospodarki polskiej i europejskiej, a także dla przyciągania nowych inwestycji i w konsekwencji tworzenia nowych miejsc pracy.

Nie jesteśmy liderami transformacji. Co więcej, cele pełnej transformacji są bardzo odległe. Czy będziemy wiarygodni z takim przesłaniem?

Tak, nie jesteśmy liderami transformacji, ale zawsze trzeba podkreślać, że różne kraje mają różne punkty wyjścia. Na przykład Francuzi są liderami transformacji energetycznej, dlatego że już w latach 60. dzięki energetyce jądrowej zaczęli bardzo szybko odchodzić od węgla. Dla nich dekarbonizacja wytwarzania energii elektrycznej w ogóle nie jest problemem. My mamy całkowicie inny punkt startu i punkt widzenia, ponieważ nasze bezpieczeństwo energetyczne było i jest w dużej mierze oparte na paliwach kopalnych.

Czytaj więcej

Atom

Bruksela rusza z notyfikacją pomocy publicznej dla polskiego atomu. Padła kwota

Komisja Europejska wszczyna szczegółowe postępowanie wyjaśniające dotyczące planowanej przez Pols...

Z perspektywy takiej Francji siedzimy w oślej ławce.

A z naszej perspektywy mamy inny punkt startowy, inne koszty dojścia do dekarbonizacji i inny czas osiągnięcia celu, jakim jest energetyka wolna od węgla. Cele są ambitne. Trzeba policzyć koszy ich osiągnięcia i ocenić czas na to potrzebny. Policzyć nakłady inwestycyjne, jakie będziemy w stanie udźwignąć jako gospodarka, jako odbiorcy w taryfach. Dla porównania koszty transformacji ciepłownictwa w Polsce do 2050 roku to około 100 mld euro. Od razu pojawia się pytanie, czy to udźwigniemy? Czy da się nakłady inwestycyjne rzędu 100 mld euro przełożyć na klientów i odbiorców ciepła w Polsce? Nie da się.

Dobrze, ale z drugiej strony bardzo wiele zawaliliśmy. Tempo transformacji było z jednej strony spowolnione na przykład przez restrykcyjne regulacje w sprawie wiatraków, z drugiej były zaniedbania w dziedzinie energetyki jądrowej, choć od dekad było oczywiste, że jest nam potrzebna. Naprawdę niewiele zrobiono.

Pełna zgoda. Nie byliśmy aktywnym uczestnikiem transformacji energetycznej przez ostatnie osiem–dziewięć lat, ponieważ w tym czasie wypisywaliśmy się z Unii Europejskiej i z wszelkich kluczowych kierunków jej działania i funkcjonowania. Jednym z tych kierunków była energetyka. Wypisywaliśmy się z systemu prawnego i systemu działania zachodniej demokracji. Straciliśmy dekadę, jeśli chodzi o czas, i straciliśmy miliardy, bo takie są koszty opóźnień z uwagi na znaczny wzrost kosztów inwestycji w OZE i kosztów CO2, jakich mogliśmy uniknąć. Teraz musimy nadrabiać.

Jest pan przekonany, że teraz transformacja nabierze tempa?

Jestem przekonany, że teraz chcemy to zrobić, a to pierwszy warunek, że trzeba chcieć. Z drugiej strony musimy być pragmatyczni. Musimy wiedzieć, że mając tak inny punkt startu, potrzebujemy więcej czasu i warunków finansowych oraz administracyjnych, żeby te cele osiągnąć. Niedawno miałem przyjemność brać udział w debacie na ten temat w Szwecji. Szwecja ma całkowicie inne koszty energii. Miks energetyczny z dużym udziałem energetyki wodnej. Francja ma jeszcze inny, całkowicie bezemisyjny portfel wytwórczy. Niemcy od kilkunastu lat bardzo konsekwentnie inwestują w energetykę odnawialną i to również stawia ich w innej pozycji. My nie mamy żadnej nisko lub zeroemisyjnej podstawy naszego miksu energetycznego, ale takim może być i będzie morska energetyka wiatrowa, w którą inwestujemy. Będziemy ten dystans do innych krajów nadganiać, ale musimy pamiętać o tym, że nie możemy przy tej okazji wykoleić konkurencyjności polskiej gospodarki, a cała Europa nie może wykoleić konkurencyjności swojej gospodarki na globalnym rynku.

Czy nie sądzi pan, że jeśli będziemy wiarygodni, możemy liczyć na rodzaj solidarności energetycznej w Europie? Pamiętam, że bodaj w 2015 roku rząd premiera Tuska postulował stworzenie instytucjonalnej formy „unii energetycznej”. Ten pomysł potem przepadł. Czy sądzi pan, że można do niego wrócić?

Dużo naszych postulatów miało sens. Na przykład w zakresie polityki dostaw surowców do Unii Europejskiej, kiedy zgłaszaliśmy potrzebę koordynacji rozmów krajów europejskich z Rosją, negocjowania dostaw gazu ziemnego do Europy, żeby nie odbywało się to na poziomie krajów, ale całej Unii Europejskiej. Wiele z tych rzeczy okazało się postulatami słusznymi, które zweryfikowała wojna w Ukrainie i sankcje, kiedy z dużym trudem wychodziliśmy z tego uzależnienia Europy od dostaw surowców zza wschodniej granicy. Mam wrażenie, że w chwili obecnej mamy dużo większą solidarność, jeżeli chodzi o zrozumienie interesu bezpieczeństwa energetycznego Europy jako całości. I dużo łatwiej dzisiaj się rozmawia o tym, jak zabezpieczyć interesy, jakimi są np. bezpieczeństwo energetyczne Unii Europejskiej jako całości. Nie zmienia to jednak faktu, że każdy kraj ma swoją pracę do wykonania, a Polska należy do tych, gdzie tej pracy jest najwięcej, i te nakłady inwestycyjne będą musiały być największe.

Czytaj więcej

Węgiel

W Rybniku dłużej przy węglu. PGE podjęła decyzję

Polska Grupa Energetyczna wydłużyła życie czterem blokom węglowym w Elektrowni Rybnik. Związki za...

Sytuacja polskiej energetyki jest skomplikowana. Atom daleko przed nami, pełen cel w dziedzinie OZE też. Musimy prosić Europę o zgodę na utrzymanie i rewitalizację energetyki węglowej przez jakiś czas. Musimy budować równolegle energetykę gazową, by dotrwać do momentu, kiedy ruszy energetyka jądrowa. Jaka w tym wszystkim rola i plany PGE?

Nie możemy patrzeć na każdy z tych segmentów oddzielnie.

Dlatego wymieniłem je razem.

To kwestia dyskusji o miksie energetycznym. Zanim powiem, jaki ma być, najpierw kilka słów o tym, jakie funkcje musi spełniać i jak ten system musi pracować w najbliższej dekadzie. Pojawia się coraz więcej źródeł odnawialnych, fotowoltaicznych i wiatrowych. Źródła odnawialne, szczególnie te dwa rodzaje, wiatrowe i fotowoltaiczne, są – to brzydkie słowo – pogodozależne. Czyli może być tak, że nawet przez dwa tygodnie praktycznie nie świeci słońce i nie wieje wiatr. Jeżeli nie ma wiatru i nie ma fotowoltaiki, coś tę lukę musi wypełnić, bo przemysł musi pracować, odbiorcy muszą mieć energię, i wtedy wchodzi segment stabilizujący. I taką rolę segmentu stabilizującego, który szybko i mocno wchodzi do systemu, pełnią źródła gazowe. Źródła węglowe nie są w stanie pełnić tej roli, ponieważ nie są elastyczne. Przepraszam za porównanie, ale elektrownia gazowa jest jak kuchenka gazowa. Po prostu można ją bardzo prosto uruchomić. Swoje minimalne parametry pracy czy maksymalne bądź całkowicie wyłączenie osiąga w przeciągu pojedynczych godzin. Elektrownia węglowa nie jest przystosowana do tego rodzaju pracy.

Czyli mówiąc krótko, musimy inwestować w gaz.

Ale to jeszcze nie koniec. Musimy mieć źródła generujące energię w momencie, kiedy tej energii brakuje ze źródeł odnawialnych. Musimy mieć również sposoby na to, żeby w momencie dużej produkcji z energetyki odnawialnej ta energia się nie marnowała. Bo nie wiem, czy jest to wiedza powszechna, ale 70 GWh mocy słonecznej w zeszłym roku po prostu się zmarnowało! Dlaczego? Bo nie byliśmy w stanie przekazać jej do odbiorców ani wykorzystać w inny sposób lub też zmagazynować. Czyli ta elastyczność to nie tylko zwiększenie produkcji ze źródeł gazowych, ale w momencie, kiedy dużo produkujemy ze słońca i z wiatru, złapanie tej energii i oddanie jej wtedy, kiedy zajdzie słońce i przestaje wiać. Czyli musimy rozwiązać problem magazynowania energii. Na szczęście to się już dzieje – w ostatniej aukcji rynku mocy na rok 2029, której wyniki zostały opublikowane w ostatnich dniach, PGE uzyskało kontrakty mocowe dla dwóch planowanych magazynów energii w Żarnowcu i Gryfinie.

Jakie fazy transformacji energetycznej musimy przejść, żeby dojść do poziomu dla pana satysfakcjonującego zarówno w kwestii miksu, jak i wykorzystywania energii produkowanej przez OZE?

Musimy mocno inwestować w te segmenty, których nam dzisiaj bardzo brakuje. W Polsce mamy dzisiaj ponad 30 GW energetyki fotowoltaicznej, ale przy słonecznym dniu nie mamy co z tą energią zrobić, bo jej jest po prostu za dużo i ona się marnuje. Farmy są wyłączane, a powinniśmy tę energię „łapać” i wykorzystywać, kiedy zapotrzebowanie jest wyższe niż bieżąca produkcja.

Nie da się jej sprzedawać?

Możemy. Tylko jeżeli świeci słońce, to zwykle w całej Europie. Wszyscy mają te same kłopoty. Zwłaszcza sąsiednie rynki. Czyli musimy rozwijać te segmenty rynku, które pozwalają magazynować energię. Ale trzeba również pamiętać o tym, że musi być coś takiego jak podstawa systemu, tak zwany „base load”, którą uzupełniają źródła pogodozależne. I taką podstawą systemu mogą być morskie farmy wiatrowe, bo one są najbardziej wydajne, najbardziej przewidywalne i najlepiej produkujące energię elektryczną. Morskie farmy wiatrowej oraz energetyka jądrowa docelowo powinny być tą bazą.

Kwestia czasu. Spójrzmy na transformację z perspektywy faz w dochodzeniu do modelu, który będzie nas wszystkich i Europę satysfakcjonował. Wiadomo, że energetyka jądrowa nie ruszy w Polsce przed 2040 rokiem. Może uda się dwa–trzy lata wcześniej.

Nie ruszy szybko, bo takie projekty wymagają czasu. W tym okresie przejściowym musimy oprzeć się na elastycznej mocy gazowej. I to się dzieje. W naszej spółce PGE Gryfino Dolna Odra kilka tygodni temu oddaliśmy do użytku dwa bloki gazowo-parowe o mocy 1366 megawatów. Trwają kolejne inwestycje w tym obszarze. W Rybniku budujemy największy w Polsce blok gazowy o mocy 882 megawatów.

Ile będzie tych inwestycji w najbliższej dekadzie?

Staramy się zlokalizować jak najwięcej miejsc, w których moglibyśmy tego rodzaju bloki budować. Bo po pierwsze, musi to być na terenie, na którym można budować infrastrukturę energetyczną, a po drugie, z dostępem do infrastruktury gazowej. Dzisiaj identyfikujemy te lokalizacje, ale w związku z tym, że to są głównie źródła szczytowe, potrzebny jest mechanizm prawny zapewniający możliwość ich finansowania. Czyli ze strony operatora musi się pojawić mechanizm wsparcia i zakupu tej mocy.

Jakimi ścieżkami inwestować w energetykę? To jest trudny model finansowo. Oczywiście nawet największej firmy na to nie stać z własnych środków, w związku z tym musicie mieć wsparcie finansowe. Jak pan widzi to spektrum wsparcia finansowego w procesie inwestycyjnym?

Różne mechanizmy są optymalne dla różnych segmentów rynku. Przy źródłach gazowych najlepsze są mechanizmy mocowe, to znaczy zakupu mocy i tak zwanej gotowości mocowej takiego bloku dla operatora, który swobodnie go wykorzystuje wtedy, kiedy jest mu to potrzebne. Tak funkcjonuje dzisiaj elektrownia PGE Gryfino Dolna Odra, która bardzo mocno pracuje właśnie teraz, w listopadzie, kiedy źródeł odnawialnych jest zdecydowanie mniej. Oczywiście w maju, w czerwcu, kiedy pojawi się więcej słońca, ta produkcja z gazu się obniży.

A w innych jednostkach?

Co do energetyki wiatrowej to wciąż o tym rozmawiamy. Ważna jest przewidywalność ceny odbioru energii z morskiej farmy wiatrowej, która umożliwi jej sfinansowanie. Tu wsparcie nie ma polegać na zapewnieniu przewidywalności tej inwestycji przez Skarb Państwa. Istotne jest, by regulator zapewnił przewidywalność ceny energii odbieranej z tej farmy, to daje szanse zapewnienia możliwości finansowania tego projektu ze źródeł komercyjnych. Mamy w tej chwili komercyjne kredyty oparte na przewidywalności finansowej projektu i przewidywalnej cenie odbioru energii elektrycznej z tej farmy. Duże zainteresowanie instytucji finansowych budzi nasz projekt pierwszej farmy wiatrowej Baltica 2, której finansowanie właśnie kończymy dopinać.

Polskie banki czy zagraniczne?

Całe konsorcjum podmiotów polskich i zagranicznych. Mamy w pełni zapewnione finansowanie, dopinamy szczegóły. Ostatnie umowy kredytowe z bankami planujemy podpisać na początku 2025 roku i uruchomić końcową decyzję inwestycyjną dla projektu Baltica 2. Dla PGE to inwestycja w wysokości 15 mld zł i są to pieniądze pozyskane na rynku. W tym projekcie, we współpracy z BGK wykorzystujemy ponad 5 mld zł z Krajowego Planu Odbudowy. To ogromne wsparcie. Tyle że trzeba stworzyć odpowiednie warunki dla uruchomienia takiego długoterminowego, 25-letniego finansowania.

Czyli zakładamy, że po 25 latach projekt się zbilansuje, tak?

Tak, oczywiście te projekty są rentowne na bardzo rozsądnej, nie za dużej, ale akceptowalnej dla inwestora stopie zwrotu. Muszą być jednak przewidywalne, bo banki nie wchodzą w projekty, które mają zbyt duży czynnik ryzyka.

Czyli rządzi twardy Excel?

Twardy Excel i porozumienie z odbiorcą energii. Z regulatorem i ze Skarbem Państwa, który mówi: z tej farmy, zgodnie z przewidywaniami odbiorę przez 25 lat produkowaną energię.

Czytaj więcej

Energetyka Zawodowa

Tauron jako pierwszy sięga po energetyczne pieniądze z KPO

Tauron podpisał umowę pożyczki ze środków Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności z Ban...

Panie prezesie, jak się posługiwać twardym Excelem, kiedy państwo podejmuje decyzję o zamrożeniu cen dla odbiorców prywatnych? Na nie wiadomo jak długo. To może być rok 2025, ale równie dobrze 2026, 2027, a nawet dłużej. A pan mówi o twardym Excelu.

W przypadku zamrażania cen energii przewidziane są mechanizmy kompensujące dostawcom i wytwórcom energii różnicę między ceną rynkową a ceną, która jest zamrożona.

Kto dopłaca?

Środki pochodzą z budżetu państwa.

Może się okazać, że budżet się nie spina i dopłaty się skończą.

Decyzja o tym, czy kontynuować mrożenie cen energii, to element projektowania budżetu całego państwa, natomiast naszym celem jako wytwórcy, dystrybutora i sprzedawcy jest dostarczać energię odbiorcom możliwie najtaniej, bo to korzystne również dla nas i całej gospodarki.

Spójrzmy na proporcje. Jaka część produkcji energii elektrycznej grupy idzie do odbiorców prywatnych? Jaka do przemysłu?

Nasze źródła wytwórcze obsługują nie tylko naszych odbiorców. Sprzedajemy energię na rynku i kupujemy energię na rynku, przez co ciężko jest jednoznacznie oszacować, jaka jej część trafia do odbiorców prywatnych, a jaka do przemysłu.

Ale szacunkowo można pewnie to zmierzyć?

Patrząc na nasz koszyk odbiorców, czyli klientów PGE Obrót, to można przyjąć, że około 30 proc. sprzedawanej przez PGE energii trafia do gospodarstw domowych.

Jak pan sądzi, ile jeszcze lat z perspektywy realiów budżetu i spadającej konkurencyjności polskiej gospodarki zamrażać ceny na rynku energetycznym?

To są decyzje polityczne i będą zależne od kształtowania się cen energii, a więc również paliw potrzebnych do jej wytwarzania, czego nie możemy dzisiaj przewidywać z całą pewnością, co pokazały już ostatnie lata. Jest szansa, że ceny energii ustabilizują się na poziomie niższym niż obecnie zamrożona cena, ale o tym przekonamy się w kolejnych miesiącach i latach. Budowanie odnawialnych źródeł energii i odchodzenie od paliw kopalnych zmniejszają podatność naszej energetyki na takie wahania cen.

Ile ma pan jeszcze w grupie elektrowni węglowych i jak długo one mogą jeszcze pracować bez nadmiernego inwestowania w ich rewitalizację?

Obecnie, jeżeli chodzi o energetykę konwencjonalną, ponosimy niezbędne nakłady konieczne dla utrzymania standardu technicznego wymaganego dla tego rodzaju jednostek. Nie inwestujemy w nowe moce konwencjonalne. Ale rzeczywiście są to obecnie największe źródła wytwórcze, bo to jest Bełchatów, Turów, Opole, Rybnik i Dolna Odra. Te dwie ostatnie są w procesie powolnego wygaszania działalności.

Jest za to decyzja o dekarbonizacji całego sektora ciepłowniczego. W jakim terminie?

Mamy intencję zdekarbonizować cały segment ciepłowniczy, czyli przewidujemy wyjście z węgla w ciepłownictwie do 2030 roku. Inwestujemy w moce gazowe, budujemy elektrownię gazową w Rybniku. Przygotujemy kolejne projekty.

To ciepłownictwo. A energetyka? Jaki jest termin wygaszenia elektrowni węglowych?

Ten termin będzie uzależniony od tego, jak szybko uda nam się bloki węglowe zastąpić np. blokami gazowymi w okresie przejściowym, energetyką jądrową i morskimi farmami wiatrowymi.

Czyli nie ma twardego terminu?

Twardym uwarunkowaniem jest stabilność systemu elektroenergetycznego. My rozmawiamy każdorazowo z operatorem i na przykład modelowym rozwiązaniem jest tutaj PGE Gryfino Dolna Odra. Wyłączamy stare bloki węglowe w Dolnej Odrze i w to miejsce postawiliśmy najnowocześniejszą w Europie elektrownię gazową. Czyli w systemie jest „jeden do jednego”. Z punktu widzenia operatora nie prowadzi to do destabilizacji napięcia w sieci i dostaw energii elektrycznej. To samo chcemy zrobić w Rybniku w momencie, kiedy będziemy uruchamiać blok gazowy, ten, o którym mówiłem, o mocy 882 megawatów. To będzie moment, w którym będziemy powoli wygaszać jednostki węglowe. I generalnie z punktu widzenia stabilności systemu to jest optymalny model.

A jak z ludźmi, którzy tam pracują? To są tysiące pracowników w Turowie i w Bełchatowie. Czy macie pomysł, co im zaproponować?

Są umowy społeczne, które gwarantują osłony socjalne związane z tą restrukturyzacją. Dlatego ten proces prowadzimy bardzo odpowiedzialnie, na podstawie porozumień, które mamy ze stroną związkową. Natomiast na pewno w niektórych lokalizacjach, które są monokulturą energetyki konwencjonalnej, ten temat jest społecznie trudny. Jest jednak prowadzony w sposób absolutnie odpowiedzialny i z poszanowaniem wszystkich porozumień, jakie mamy ze stroną społeczną. Z drugiej strony staramy się szukać sposobów, jak tworzyć nowe miejsca pracy w tych regionach. Wspominana już wcześniej elektrownia PGE Gryfino Dolna Odra nie jest jedyną nową inwestycja PGE zlokalizowaną obok starych bloków węglowych. W Gryfinie zamierzamy również wybudować bateryjny magazyn energii i nowe źródło ciepła i obie te inwestycje stworzą kolejne miejsca pracy w regionie. Podobnie chcemy działać w innych lokalizacjach. Nie ma jednak odwrotu od całego procesu odchodzenia od produkcji energii z węgla.

To nie tylko kwestia osłon. Czy mogą liczyć na zatrudnienie w nowych jednostkach?

Tak, choć liczba osób, które możemy zatrudnić w nowych źródłach, jest ograniczona, bo źródła węglowe są jednak dużo, nawet wielokrotnie bardziej pracochłonne. W pierwszej kolejności w nowych źródłach proponujemy zatrudnienie obecnym pracownikom… Szukamy też możliwości zatrudnienia tych pracowników w innych spółkach Grupy. Natomiast warto również pamiętać, że czas płynie dosyć szybko. Biorąc pod uwagę profil wiekowy naszych pracowników, z każdym rokiem jest coraz więcej odejść. W sposób naturalny zatrudnienie spada, bo ludzie przechodzą na emerytury. W przypadku kopalni te emerytury są wcześniejsze, dużo wcześniejsze niż w innych segmentach gospodarki. Poza tym wszyscy pracownicy objęci są programami pomocowymi, a ci, którzy mogą znaleźć zatrudnienie w nowo budowanych jednostkach, oczywiście je znajdują.

Na czym polega idea wydzielenia aktywów węglowych?

Ta idea ma bezpośredni związek z podejściem międzynarodowych instytucji do finansowania nowych projektów, które to zakłada, że ogranicza się współpracę z podmiotami, które mają zbyt duży negatywny wpływ na zmiany klimatyczne. A taki wpływ mają bez wątpienia jednostki konwencjonalne, z większym śladem węglowym. Jeżeli ślad węglowy jest duży, to tacy klienci mają ograniczone możliwości pozyskiwania finansowania i to jest główny powód, który zmniejsza możliwości rozwojowe Grupy PGE. No i temu służy właśnie wydzielenie aktywów węglowych, żeby zmienić profil produkcji energii elektrycznej Grupy na taki, który będzie bardziej akceptowalny dla instytucji międzynarodowych. PGE jest oczywiście przygotowane na realizację planu transformacji energetycznej w sytuacji, gdy do wydzielania aktywów węglowych nie dojdzie.

Czyli powstanie osobna spółka PGE Węgiel?

Ona już jest. Pozostaje tylko kwestia, kto będzie jej właścicielem bezpośrednim. I nasza propozycja jest taka, żeby część tych aktywów stała się własnością Skarbu Państwa. Poprawimy w ten sposób nasz profil produkcji i zmniejszymy wpływ Grupy PGE na zmiany klimatyczne. Dzięki temu zwiększamy zdolność pozyskania finansowania na międzynarodowych rynkach finansowych.

Jak z offshore? W jakiej fazie realizacji planów jesteście, jeśli idzie o offshore na Bałtyku?

Pierwsza energia z farmy Baltica 2 ma popłynąć w maju 2027 roku. Wkrótce podejmiemy końcową decyzję inwestycyjną, tak zwany FID (Final Investment Decision). Jesteśmy na końcowym etapie zamykania wszystkich umów związanych z finansowaniem tego projektu.

Planujecie już Baltica 3 i 4?

Baltica 3 rekonfigurujemy, ponieważ ma kontrakt różnicowy i w związku ze wzrostem kosztów inwestycji pracujemy nad optymalizacją tego projektu. Optymalizujemy uwarunkowania techniczne działania tej farmy, żeby zagwarantować racjonalną i przewidywalną stopę zwrotu. Co do dalszych planów oczekujemy na aukcję w przyszłym roku, na której będziemy zgłaszać kolejne projekty wiatrowe. Nasz potencjał w tej dziedzinie rośnie. Przewidujemy na Bałtyku co najmniej kilka gigawatów mocy, ale oczywiście będzie to zależało od tego, na ile będziemy mogli uzgodnić taką cenę odbioru energii elektrycznej z tych projektów, która pozwoli na ich sfinansowanie, bo tutaj „rządzi” twardy Excel.

Nie tak dawno pisaliśmy w „Rzeczpospolitej” o tym, że istnieje w Polsce ryzyko blackoutu. Nawet w nieodległym terminie. Jakie jest prawdopodobieństwo, że musimy się liczyć z blackoutem albo będą włączane poszczególne stopnie zasilania?

Moim zdaniem to bardziej pytanie do operatora, czyli PSE, niż do nas. Natomiast my na swoim przykładzie widzimy, że operator podchodzi bardzo ostrożnie i odpowiedzialnie do ilości mocy wytwórczych w systemie. Najlepszym przykładem jest podejście do naszych aktywów konwencjonalnych. To reguła, że będziemy je wyłączać, uruchamiając w ich miejsce bloki gazowe, by się to odbywało bez spadku mocy w systemie. Rzeczywiście czasami bywa trudna sytuacja, co jest związane szczególnie z warunkami pogodowymi, kiedy kilkadziesiąt gigawatów energetyki odnawialnej jest niedostępne w danej chwili w systemie. Mieliśmy w listopadzie właśnie tego rodzaju sytuacje generujące większe wyzwanie dla operatora w kwestii zapewnienia mocy w systemie i pełnego wolumenu. Ale właśnie w tych momentach dzięki jednostkom konwencjonalnym udaje się utrzymać stabilność. Moim zdaniem nikt nie pozwoli sobie na wyłączenie zbyt dużej ilości jednostek węglowych w sytuacji, kiedy ich praca nie będzie mogła być zastąpiona przez źródła niskoemisyjne teraz gazowe bądź w przyszłości wiatrowe na morzu.

I to już ostatnie moje pytanie. PGE a energetyka jądrowa. W czym uczestniczycie? Co myślicie? Czy szukacie nowych technologii, nowych formuł?

Jeżeli mówimy o budowie nisko- i bezemisyjnego miksu, to technologia jądrowa jest na pewno jedną z technologii, którą jako firma jesteśmy zainteresowani. Jesteśmy udziałowcem spółki PGE PAK Energetyka Jądrowa, ale uważamy, że analiza związana z lokalizacją kolejnej elektrowni jądrowej powinna być przeprowadzona w większej liczbie lokalizacji niż tylko w Koninie. I uważamy, że takim dobrym miejscem byłby na przykład Bełchatów, gdzie jest infrastruktura, gdzie jest wyprowadzenie mocy, jest kultura techniczna, jest rynek pracy osób, które mogłyby w takim projekcie uczestniczyć, duża tradycja energetyczna, co się przekłada na kompetencje ludzi, którzy tam są. I jesteśmy przekonani, że w przypadku drugiej fazy rozwoju energetyki jądrowej w Polsce, bo pierwsza faza już jest realizowana w Choczewie na wybrzeżu Bałtyku, taka lokalizacja jak na przykład Bełchatów albo te w okolicach wyłączonych źródeł konwencjonalnych powinny być poważnie analizowane i brane pod uwagę przy wyborze przez stronę rządową lokalizacji drugiej elektrowni.

Bierze pan na poważnie alternatywę w postaci SMR-ów?

Na pewno tak. Natomiast jeszcze w tej chwili nie mamy licencjonowanych SMR-ów, ale na pewno jest to kierunek, który też jest wart analiz i pogłębionego zainteresowania. Natomiast uważam, że to raczej perspektywa kolejnej dekady niż najbliższych lat.