PGE Henryk Baranowski: Chcemy pozostać czempionem

Brexit staje się faktem. Czy w tym kontekście dojdzie do regresu idei rozwijanych w UE jak wspólny rynek energii czy unia energetyczna?

Trudno dziś powiedzieć czy i jaki wpływ będzie miało wyjście Wielkiej Brytanii z Unii Europejskiej. Sama Komisja nie jest w stanie dziś przewidzieć, co się stanie. Znajdujemy się w epoce przełomu zarówno w gospodarce i elektroenergetyce, jak też przełomu w układzie politycznym. Istnieje ryzyko, że po wyjściu Wielkiej Brytanii z Unii zabraknie przeciwwagi dla polityki klimatycznej w kształcie forsowanym przez Paryż i Berlin.

Z drugiej strony to może być dobry moment na forsowanie swoich racji. Bo można sobie wyobrazić, że KE, chcąc uniknąć efektu domina, pozwoli na większą pomoc państwa w pewnych dziedzinach gospodarki. Na co polskim energetykom zależy w tym momencie?

Zależy nam na tym, by produkować prąd, dostarczać go klientom oraz tworzyć wartość w całym łańcuchu naszej działalności, a więc także w wytwarzaniu. Mamy również świadomość roli jaką pełni nasza grupa w zakresie zapewniania bezpieczeństwa energetycznego kraju. A ono oznacza ogromną odpowiedzialność w zakresie decyzji rozwojowych i modernizacyjnych. Dziś energetyka szuka punktu równowagi między priorytetami ekonomicznymi, a bezpieczeństwem energetycznym kraju. Rynek mocy może być jednym z elementów realizacji owej misji.

Ministerstwo Energii rozpoczęło właśnie konsultacje założeń ustawy o rynku mocy, która oparta będzie o aukcje na moc. Czy to rozwiązanie wypełnia zapowiedzi ministra Tchórzewskiego, który wielokrotnie mówił, że ustawa nie może podnieść zbytnio kosztów energii?

Z punktu widzenia bezpieczeństwa państwa, niezawodności dostaw energii elektrycznej dla odbiorców oraz obniżenia ich kosztów, dwutowarowy rynek, czyli płatności zarówno za energię jak i dostępną moc, powinien się pojawić jak najszybciej. Rynek mocy należy traktować jako ubezpieczenie od blackoutu, co więcej, w długim terminie koszty dla odbiorców finalnych będą mniejsze, niż w przypadku rynku jednotowarowego. Na razie trudno jednak mówić o konkretnych wartościach. One są uzależnione m.in. od tego, w jakim momencie politycznym i gospodarczym rynek mocy zostanie u nas wdrożony. Bo sam proces notyfikacji w KE nie jest ani prosty, ani krótkotrwały. Pozytywnie odbieram to, że mechanizm będzie oparty na modelu scentralizowanym, czyli zakładającym aukcje na moc organizowane przez operatora przesyłowego.

Ponadto, zaproponowany model rynku mocy jest zgodny z wytycznymi Komisji Europejskiej, ponieważ bazuje na rozwiązaniu modelowym przyjętym i zaakceptowanym przez KE w Wielkiej Brytanii. Mechanizm jest neutralny technologicznie, zakłada udział strony popytowej (DSR) i docelowo jest otwarty na udział połączeń transgranicznych.

Ministerstwo zakłada, że z rynku mocy nie będą mogły korzystać technologie otrzymujące inny rodzaj wsparcia np. OZE czy kogeneracja, chyba że z niego zrezygnują.

To rozsądne założenie. Odnawialne źródła energii już mają swój quasi rynek mocy, najpierw w postaci certyfikatów, a teraz aukcji. Każdy do rozwoju tego segmentu od lat się dokłada. W naszych warunkach OZE są jednak niestabilnymi źródłami. Podobnie działają połączenia transgraniczne. Litwa czerpie korzyści z przepływu taniej energii kablem łączącym ją ze Szwecją tylko wtedy, gdy on działa. Podczas awarii cena energii znów rośnie. Dlatego, w pierwszej kolejności trzeba się upewnić, że moc oferowana w rynku mocy przez połączenia transgranicznie będzie takim samym produktem pod kątem gwarancji dostaw jak ta pochodząca ze źródeł krajowych.

Podobnie oceniam propozycję dotyczącą współczynników korekcyjnych mocy dyspozycyjnej dla poszczególnych technologii. To oczywiste, że nie wszystkie technologie w takim samym stopniu wpływają na bezpieczeństwo systemu. Nie można traktować na równi elektrowni konwencjonalnej działającej w podstawie obciążenia z elektrowniami wiatrowymi czy panelami PV.

Dlatego, jeśli mamy w Polsce mówić o właściwym funkcjonowaniu rynku mocy, to przede wszystkim w oparciu o stabilnie funkcjonujące elektrownie systemowe.

Projekt ustawy może zwiększyć skłonność grup do inwestowania w nowe moce, zwłaszcza że jest kilka gotowych do realizacji. Czy w ramach nowej strategii PGE ogłosi plan inwestycji w kolejne moce np. odpali projekt PGG Elektrowni Czeczott lub kupi Elektrownię Połaniec?

Nie analizujemy obecnie budowy nowych elektrowni. Nie wykluczamy przy tym żadnej z dróg rozwoju na rynku krajowym. Możemy rozwijać się zarówno organicznie jak i przez przejęcia aktywów. Obecnie przeprowadzane analizy zadecydują, którą drogę obierzemy czy też jakie będą proporcje w miksie obu tych ścieżek.

Ile przeznaczycie na inwestycje w ramach aktualizacji strategii?

Konkretna kwota będzie podana przy publikacji dokumentu. Obecny plan, przyjęty dwa lata temu, zakładał wydatki rzędu 50 mld zł do 2020 r. we wszystkich segmentach naszej działalności.

Zaktualizowana strategia nie będzie pokazywać naszych planów wyłącznie w kontekście kolejnych inwestycji czy modernizacji. Wyszliśmy już poza dyskusję o tym co budować, a czego nie. Szukamy odpowiedzi na pytanie, czym ma być PGE za kilka lat. Tego wymaga obecna sytuacja na rynku.

No właśnie, gdzie się widzicie w 2030 czy 2050 r.? Jak będzie ewoluował wasz miks paliwowy?

Chcemy i musimy być czempionem na rynku energetycznym, przede wszystkim ze względu na drzemiący w PGE potencjał i obecną pozycję na rynku. Miks paliwowy będzie kształtowany przez nasze decyzje, ale podejmowane będą one w zależności od zmian zachodzących w otoczeniu regulacyjnym. Czy i w jakim kształcie KE zmodyfikuje europejski system handlu uprawnieniami do emisji CO2, czy stworzy rezerwę stabilizacyjną i w jaki sposób będzie ona zarządzana, a także czy i jak wzrośnie cena uprawnień do emisji? Odpowiedzi na te pytania pozwolą odpowiedzialnie zarządzać grupą.

Jeśli w kontekście naszej przyszłości spojrzymy przez pryzmat miksu paliwowego i dostępu do zasobów, to widać, że do 2040 r. wystarczy nam węgla w Bełchatowie, a do 2045 r. - w Turowie. Ze względu na rozbudowę Opola, po oddaniu którego nastąpi wzrost zapotrzebowania na to paliwo o 40 proc. do 7,5-8 mln ton rocznie, zdecydowaliśmy się na inwestycję w Polską Grupę Górniczą.

Widać więc, że węgiel będzie podstawą polskiej energetyki jeszcze przez kilkadziesiąt lat i to on pozostanie fundamentem Grupy PGE. Mogą jednak zaistnieć zjawiska technologiczno-gospodarcze np. przełom w pracach nad skomercjalizowaniem magazynów energii, które sprawią, że niekoniecznie będziemy musieli podążać węglową drogą. Dlatego w nowej strategii musimy przygotować się również na takie scenariusze.

Musimy też urealnić nasze plany rozwoju tj. wykreślić projekty, które nie miały i nie mają większych szans na realizację.

Czy znajdą się tam nowe odkrywki: Gubin i Złoczew?

Staramy się zapewnić Grupie strategiczne opcje rozwoju. Odkrywki są jedną z nich. Jeśli uda nam się dostać koncesję na Złoczew, to z nim żywotność Bełchatowa może wydłużyć się nawet do 2060 r. W Gubinie pokłady są znaczące, ale oczywiście czeka nas również przekonanie lokalnej społeczności do projektu. Należy jednak pamiętać, że w obu przypadkach koszt budowy całego kompleksu, czyli kopalni węgla brunatnego oraz kilku bloków energetycznych, liczony jest w miliardach złotych. Na nasze decyzje inwestycyjne największy wpływ będzie miał więc rachunek ekonomiczny, kształt polityki energetycznej państwa oraz możliwości finansowe grupy.

Czy to oznacza rezygnację z niektórych projektów zapisanych w obecnej strategii?

Intensywne analizy wciąż trwają i dotyczą wszystkich projektów w fazie przygotowania.

Projekt jądrowy może zostać zawieszony?

Atom będzie w naszej strategii, ale z szansami na powstanie najwcześniej po 2030 r. i być może w zmienionym kształcie.

Nie zawieszamy jednak prac nad projektem. Kontynuujemy analizy oraz dyskusje z rządem i gdy będziemy już na to gotowi, uruchomimy kolejne kroki w projekcie. Jest szansa, że nastąpi to jeszcze w tym roku.

Minister energii nie akceptuje kontraktów różnicowych jako modelu finansowania tej inwestycji. Chodzi o wypracowanie alternatywy?

Już dziś pracujemy nad różnymi modelami finansowania elektrowni jądrowej. Pewne jest to, że elektrowni jądrowej nie da się dzisiaj zrealizować w czysto rynkowej formule. Do wypracowania optymalnego sposobu finansowania potrzebny będzie pogłębiony dialog. Wynik będzie musiał być wyrazem kompromisu pomiędzy wymaganiami inwestorów oraz potrzeb odbiorców energii elektrycznej.

Czy powstającą elektrownię na Białorusi postrzegacie jako zagrożenie dla Polski czy grupy PGE?

Każda nowa inwestycja poza granicami kraju, która może zwiększyć potencjalny import energii do Polski, jest niekorzystna dla krajowych wytwórców i sektora wydobywczego. Przy czym należy pamiętać, że na dzień dzisiejszy połączenie transgraniczne z Białorusią jest wyłączone, a dostępne moce przesyłowe mostem Polska-Litwa, którym ta energia także mogłaby do nas przypłynąć, są ograniczone do 500 MW.