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.
Tauron jako pierwszy sięga po energetyczne pieniądze z KPO
Tauron podpisał umowę pożyczki ze środków Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności z Bankiem Gospodarstwa Krajowego na kwotę 11 mld zł. Środki trafią na dystrybucję. To pierwsza taka umowa w ramach środków z Funduszu Wsparcia Energetyki, którego łączna pula wynosi 70 mld zł.
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.
