Prezes Enei: Pozostać wiceliderem rynku energii

Ciągle brak strategii państwa dla sektora energetyki. Jednocześnie z deklaracji przedstawicieli resortu energii widać większe przyzwolenie na dywersyfikację. Czy to wymusza aktualizację strategii Enei?

Decyzje o aktualizacji strategii Enei byłyby przedwczesne. Oczywiście na bieżąco analizujemy sygnały z bliższego i dalszego otoczenia firmy i jeśli w pewnym momencie uznamy, że regulacje mogą znacząco wpłynąć na realizację założonych w naszej strategii celów, to przystąpimy do ich modyfikacji. Kluczowe kwestie, które obecnie analizujemy w kontekście ewentualnej korekty dotyczą rynku mocy w Polsce, kształtu rynku energii w Europie w związku z propozycjami zawartymi w tzw. pakiecie zimowym czy przyjęcie szczegółowych rozwiązań europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS - przyp. red.)

Jak ma wyglądać biznes Enei w 2030 r.?

Nasza strategia wskazuje cele do 2030 r. i uzyskanie określonych wskaźników do roku 2025. W tej bowiem perspektywie nastąpi pewien przełom decyzyjny związany z dalszą eksploatacją bloków klasy 200 MW. Polska energetyka konwencjonalna oraz Enea mają w swoich aktywach sporo takich bloków, które należy jak najszybciej dostosować do zaostrzonych wymogów środowiskowych. Już dziś myślimy, czym je będziemy mogli zastępować w przyszłości lub jak je gruntownie zmodernizować. Celem jest utrzymanie zdobytej po przejęciu Połańca pozycji wicelidera rynku wytwarzania, także przez zagospodarowanie rosnącego popytu na energię (prognozy mówią o wzrostach 1-2 proc. na rok - przyp. red.) generowanego przez rozwój gospodarczy Polski, ograniczenia smogu poprzez szersze wykorzystanie ogrzewania elektrycznego, czy program elektromobilności.

Przy modernizacji bloków 200 MW warto wykorzystać część istniejącej infrastruktury, również przy rozważeniu zmiany paliwa z węgla np. na RDF (paliwo alternatywne m.in. odpady - przyp. red.). Taki scenariusz analizujemy w Połańcu dla jednego z bloków przeznaczonego do wyłączenia (blok nr 1 - przyp. red.).

Naszym celem jest też zbilansowanie się w ramach grupy tj. zwiększenie sprzedaży do ponad 20 TWh w 2025 roku przy możliwej produkcji własnej oscylującej wokół 24 TWh obecnie. Już teraz sprzedajemy ok. 17 TWh rocznie, a w tym roku, zachowując trend z pierwszego półrocza mamy szansę znacząco przekroczyć poziom ubiegłorocznej sprzedaży. Jeśli nadal będziemy się tak intensywnie rozwijać, to niewykluczona jest aktualizacja celów strategicznych. Na pewno większy nacisk w najbliższych latach położymy na dywersyfikację mix-u energetycznego w Grupie. Będziemy w dalszym ciągu inwestowali w infrastrukturę dystrybucyjną oraz optymalizowali koszty operacyjne. Budujemy potencjał ludzki, organizacyjny i finansowy, który będzie gotowy do realizacji złożonych i dobrze zarządzanych projektów innowacyjnych budujących wartość dla akcjonariuszy. Grupa Enea ma się stać wiodącym dostawcą zintegrowanych produktów i niezawodnych usług surowcowo-energetycznych, w tym innowacyjnych koncepcji dla szerokiego grona Klientów.

Czy paliwo alternatywne jest jedynym analizowanym scenariuszem dla bloku w Połańcu? Taką inwestycję zaproponowaliście na listę w ramach tzw. planu Junkera.

Analizujemy taką możliwość. Ostateczny wybór będzie zależał od tego, czy w przewidywalnym horyzoncie zdołamy zabezpieczyć wystarczającą ilość paliwa odpowiedniej kaloryczności. Przykładowo spalarnia w Poznaniu zapewniła sobie takie dostawy realizując inwestycję w formule partnerstwa prywatno-publicznego ze spółką samorządową. W Połańcu też należy się zastanowić nad optymalną opcją zabezpieczenia paliwa, by efektywnie zbudować model biznesowy i finansowy. Tutaj należałoby dodać, że mamy odpowiednie doświadczenie w tym zakresie, tj. pozyskiwania biomasy do jednego z największych zielonych bloków tego typu na świecie (ponad 1,3 mln ton rocznie). Pracujemy nad tym, aby ten model zoptymalizować i zwiększyć udział lokalnych dostawców oraz producentów biomasy agrarnej wykorzystując mechanizm umów długoterminowych.

W takich miejscach jak Elektrownia Połaniec, czy Elektrownia Kozienice warto też rozważyć jednostkę regulacyjną na gaz. Taki blok byłby dostosowany do potrzeb PSE, które już kilkukrotnie sygnalizowało możliwość uruchamiania przetargów na moce szczytowe. Bardziej elastyczne bloki na błękitne paliwo będą potrzebne przy wzrastającym udziale odnawialnych źródeł. Ekonomikę takiej inwestycji będziemy mogli planować z większą precyzją, gdy zrealizuje się wizja budowy rurociągu Baltic Pipe ze złóż norweskich PGNiG przez Danię.

W Połańcu ma też powstać elektrownia hybrydowa na bazie działającego bloku na biomasę. Po co?

Ten blok pozwala nie tylko dołożyć się do osiągnięcia zamierzonych celów w zakresie rozwoju i produkcji energii ze źródeł odnawialnych , ale też daje możliwość stworzenia klastra energetycznego. Pracuje w sposób przewidywalny przez cały rok, więc jest idealny do stabilizowania systemu na tym terenie. Na razie analizujemy model biznesowy oraz techniczne możliwości lokalnego bilansowania tego przedsięwzięcia.

Ta koncepcja wpisuje się w rozwój energetyki rozproszonej. Aktywizuje duże koncerny do rozpatrywania nie tylko wielkoskalowych inwestycji, ale także tworzenia inicjatyw regionalnych w porozumieniu z samorządami i przedsiębiorstwami lokalnymi.

Jaka jest perspektywa budowy bloku Enei na zgazowanie węgla koło Bogdanki?

Przymierzamy się do wybudowania tego bloku w latach 2020-23. Nie ukrywam, że istotnym elementem wspierającym model biznesowy tego projektu byłoby wdrożenie rynku mocy, Będziemy przygotować się do udziału w jednej z aukcji.

Obecnie rozważamy i optymalizujemy model współpracy z potencjalnymi dostawcami technologii zgazowywania węgla . Wybór partnera jest pochodną modelu biznesowego, struktury finansowania projektu oraz korzyści jakie może przynieść dla Grupy i nie tylko. Nie bez znaczenia, przy wyborze dostawcy będzie możliwość ulokowania produkcji w Polsce, czyli polonizacji łańcucha dostaw, czy zagwarantowania współpracy z polskimi Instytutami naukowymi oraz uczelniami.

To będzie droga jednostka w rozwijającej się dopiero technologii. Dlaczego na nią stawiacie?

Ten blok będzie jeszcze sprawniejszy od tego w Kozienicach, czy planowanego z Energą w Ostrołęce. Co więcej, po zgazowaniu powstaje gaz syntetyczny, który można wykorzystywać do produkcji metanolu, ale również wodoru Wodorowe ogniwa paliwowe w przyszłości mogą stać się kluczowym elementem budowy nowego potencjału firmy na rynku paliw alternatywnych, gdzie obok samochodów elektrycznych zasilanych bateriami mogą rozwijać się auta wykorzystujące właśnie wodór. Wytworzony z syngazu metanol może być też wykorzystywany w przemyśle chemicznym.

Czy będzie możliwe wsparcie dla jednostek wykorzystujących węgiel i emitujących więcej niż wskazuje Bruksela?

W ramach rynku mocy jest miejsce i dla Ostrołęki C i dla bloku IGCC. Co prawda w obu przypadkach emisyjność przekracza wyznaczony limit (550 kg CO2 na MWh - przyp. red.). Jestem jednak przekonany, że jeśli pokażemy ścieżkę dojścia do tego poziomu w czasie, to Komisja Europejska zaakceptuje ten mechanizm. On pozwoli zapewnić bezpieczeństwo systemowi elektroenergetycznemu, a polskiej energetyce dostosować obecną strukturę mix-u energetycznego do tej bardziej akceptowalnej przez UE, spełniającej dopuszczalne poziomy emisyjności.

Wizja uruchomienia elektrowni atomowej ma w tym pomóc. Zgodnie z planami Ministerstwa Energii uruchomienie pierwszego bloku mogłoby nastąpić w okolicach 2029-31 roku. Wraz z wchodzeniem kolejnych bloków emisyjność produkcji energii będzie się w Polsce sukcesywnie zmniejszać.

Dopóki jednak nie zbudujemy atomu, to takie bloki jak ten w Ostrołęce czy Kozienicach będą stanowić o podstawie i bezpieczeństwie naszego systemu elektroenergetycznego, zwłaszcza gdy część bloków 200 MW przewidywana jest do wyłączenia w perspektywie 2030 roku. Nowe inwestycje w energetykę węglową i gazową, dające fundament stabilności systemu nasi niemieccy sąsiedzi kończyli w latach 2005-2015, gdy my je dopiero rozpoczynaliśmy.

Jeśli nie będzie zgody na wsparcie bloków węglowych, to jak będzie wyglądała sytuacja Ostrołęki?

Wysoka sprawność tej jednostki zagwarantuje jej stabilne bieżące przepływy. Jeśli zaś mówimy o zwrocie z inwestycji, to zależy w jakim terminie będziemy ją rozpatrywać oraz otoczenia regulacyjnego.

Na pewno przy tego typu długoterminowych inwestycjach jest wiele ryzyk, głownie związanych z przyjęciem określonych założeń np., w zakresie regulacji kształtujących koszty uprawnień do emisji CO2, czy ścieżek cenowych dla energii i paliw. Jak wskazują ostatnie lata, niektóre prognozy średnio i długoterminowe mogą być chybione, szczególnie te odnoszące się do w/w założeń. Przykładem może być blok w Bełchatowie. Kiedy go budowano skrajne scenariusze dotyczące ścieżek cenowych CO2 wskazywały na niską opłacalność przedsięwzięcia. Dziś jest to jedna najbardziej ekonomicznych jednostek w systemie, a z perspektywy czasu to jedna z najbardziej trafionych inwestycji w polskiej energetyce. Wysokosprawne bloki – jako strategiczne dla bezpieczeństwa energetycznego Polski, bazujące na polskim paliwie, – to perspektywa eksploatacji przez kolejne 30-40 lat.

Podobnie może się stać z Ostrołęką C, która po 2030 r. zastąpi stare bloki tamtejszej elektrowni.

Mimo to PFR nie chce zgodzić się na jej finansowanie...

Nie słyszałem oficjalnego stanowiska PFR w tej sprawie, zwłaszcza że Fundusz jest partnerem przy bloku w Jaworznie. Bierzemy jednak pod uwagę różne scenariusze, od minimalnego wsparcia dostępnego na rynku (np. operacyjna rezerwy mocy) do wdrożenia pełnego rynku mocy. Będziemy starali się tak dostosować model finansowy inwestycji, by niepewności regulacyjne jak najmniej na nią wpływały.

Jestem pewien, że założenia nad którymi teraz pracujemy, przekonają potencjalnych partnerów finansowych takich jak PFR. W odpowiednim momencie siądziemy z nimi do stołu. Model finansowy projektu jest funkcją wielu zmiennych, w tym wymagań postawionych w specyfikacji oraz cen złożonych w ofertach.

Duże zainteresowanie wykonawców może sprawić, że oferty mogą być niższe niż przy podobnych projektach.

Jak będzie wyglądała rentowność nowych Kozienic i ich miejsce w systemie wobec najtańszych dziś jednostek na węgiel brunatny?

Kozienice będą deptać im po piętach. To czy je wyprzedzą będzie zależne głównie od cen uprawnień do emisji.

Zamierzamy rozpychać się na rynku tzn. maksymalizować liczbę godzin produkcji. Według założeń nowy blok powinien pracować przez max. ilość dni w roku tj. ponad 7 tys. godzin od momentu oddania do eksploatacji. Odpowiednią dyspozycyjność techniczną mamy zagwarantowaną przez naszego wykonawcę. Od połowy przyszłego roku, po zakończeniu modernizacji dwóch bloków klasy 500 MW, będziemy mieli do dyspozycji cały potencjał elektrowni. PSE zapewnia nas, że wyprowadzenie mocy z nowego bloku będzie w pełni możliwe niezależnie od harmonogramu budowy linii Kozienice – Ołtarzew. Zakładam, że wszyscy dotrzymają swoich zobowiązań.