fbTrack
REKLAMA
REKLAMA

Sylwetki

Plan na 10 lat, ale wizja dłuższa

materiały prasowe
Tauron nie będzie wyglądać tak samo w połowie wieku, bo udział węgla i wytwarzania w dużych blokach będzie malał – mówi Anecie Wieczerzak-Krusińskiej prezes grupy Remigiusz Nowakowski i, kreśląc wizję jej rozwoju, patrzy na niemiecki E.ON.

Rz: Strategia do 2023 r. przewidywała wybudowanie 2,2 GW. Na razie tylko budowa węglowych bloków wydaje się niezagrożona, w tym flagowej inwestycji w Jaworznie na 910 MW.

 

Remigiusz Nowakowski: Skupiamy się na Jaworznie, bo mamy świadomość strategicznego znaczenia tego projektu. Stan zaawansowania prac przy nim wynosi obecnie ok. 15 proc. i będziemy go kontynuować. Ten blok powinien powstać.

Mamy świadomość, że w tej chwili warunki rynkowe nie sprzyjają tak dużym inwestycjom, wierzymy jednak, że mechanizmy związane z wprowadzeniem dwutowarowego rynku mocy zmienią to.

Na ile planowana jest praca tego bloku i jak wyglądałaby jego rentowność bez rynku mocy?

 

Będziemy chcieli maksymalizować czas pracy Jaworzna, będzie to jednak utrudnione ze względu na fakt, że energia z bloków węglowych jest wypierana przez tę ze źródeł odnawialnych. Oczywiście optymalne byłoby co najmniej 8 tys. godzin na rok.

Ta jednostka ma stabilizować system, dlatego powinna mieć możliwość pokrycia kosztów stałych, czyli także tych związanych z finansowaniem projektu. Przy obecnym poziomie hurtowych cen energii, które wynoszą ok. 160 zł/MWh, pokrywane byłyby jedynie koszty paliwa. Trzeba mieć też na uwadze, ze dziś nie ma perspektyw na wzrosty w tym zakresie, zwłaszcza że na rynku niemieckim ceny są nawet poniżej 100 zł/MWh.

Blok parowo-gazowy w Stalowej Woli (ECSW) mimo 85-proc. zaawansowania zaliczy poważne opóźnienie. Zostanie uruchomiony na przełomie 2018/2019 r. zamiast w 2015 r. Co zamierzacie?

 

Staramy się rozwiązać problem tej inwestycji razem z partnerem, czyli PGNiG. Rozmawiamy z bankami o wdrożeniu planu naprawczego, który zakłada m.in. zmianę formuły finansowania. W zamyśle blok miał być realizowany w formule project finance. De facto wszystkie ryzyka związane z zakupem energii ponosili inwestorzy. Co więcej, dotychczasowa formuła finansowania w związku z powstałym opóźnieniem daje bankom znaczne prawo ingerencji w projekt. Większą swobodę zarządzania będziemy mieć kończąc ją na własnych bilansach.

W ramach planu naprawczego będziemy też chcieli zmienić pakiet umów, w tym kontrakt na odbiór energii elektrycznej i dostawy paliwa. Do połowy roku powinniśmy uzgodnić z PGNIG szczegóły.

Prezes PGNiG mówi o wzroście kosztów? Z jakim dodatkowym budżetem musicie się liczyć?

 

Na dziś wszelkie szacunki są przedwczesne. Zaawansowanie rzeczowego zakresu prac wynosi faktycznie ok. 85-90 proc., jednak brakuje wielu krytycznych i czasochłonnych w wykonaniu elementów inwestycji. Aby było możliwe podanie budżetu finalizacji inwestycji, konieczne jest zakończenie inwentaryzacji placu budowy, która jest w toku. Natomiast pewne jest, że część poniesionych kosztów nie będziemy mogli odzyskać.

Czy doświadczenia ze Stalowej Woli będą miały wpływ na decyzje o budowie Łagiszy?

 

Łagisza jest projektem będącym przedmiotem przeglądu inwestycji, który prowadzimy w ramach aktualizacji strategii. Podstawową wadą tej inwestycji jest fakt, iż w centrum województwa śląskiego zaprojektowano blok gazowo-parowy zamiast jednostki korzystającej z lokalnego paliwa.

To kolejny - po Stalowej Woli - przykład niedopasowania projektu do potrzeb lokalnego rynku. W przypadku ECSW wielkość tamtejszego rynku ciepła nie uzasadniała budowy bloku dającego ok. 300 MW termicznych. Nie chcemy popełniać tego błędu przy Łagiszy, tylko dlatego że determinuje nas technologia czy wielkość mocy elektrycznej. Zastanawiamy się teraz, jak optymalnie powinien ten blok wyglądać, by pokrywał zapotrzebowanie na ciepło i był opłacalny.

Czyli Łagisza powstanie, ale może być węglowa i mniejsza?

 

Na razie za wcześnie, by o tym przesądzać, z pewnością znajdziemy rozwiązanie, które zabezpieczy zapotrzebowanie na ciepło. Analizujemy różne opcje. W przypadku Łagiszy mamy już przyznane darmowe uprawnienia do emisji CO2, które chcielibyśmy wykorzystać.

Optymalnym rozwiązaniem dla nas byłoby przesunięcie tej puli na Stalową Wolę, która nie wiedzieć dlaczego ich nie dostała. Informowaliśmy o tym Ministerstwo Energii, a obecnie analizujemy możliwość takiej alokacji na drodze wystąpienia o zgodę na nią do Komisji Europejskiej, albo zmiany przydziału na poziomie krajowym. To trudne, ale nie nieosiągalne, dlatego warto o to zawalczyć. Przesunięcie uprawnień na Stalową Wolę rozwiązałoby jej problemy finansowe. Jeśli ten scenariusz będzie możliwy, w kolejnym kroku podejmiemy rozmowy z PIR – naszym partnerem przy projekcie.

Jest plan B?

 

Grupa Tauron do końca bieżącej dekady planuje odstawić wszystkie bloki klasy 120 MW, razem blisko 1300 MW. Proces ten rozpoczęliśmy w 2015 r. Część z tych bloków obecnie świadczy usługę interwencyjnej rezerwy zimnej na podstawie umów z PSE. Nowa strategia wskaże podejście do pozostałych aktualnie eksploatowanych bloków wytwórczych. Na Śląsku jest wiele opcji, jeśli chodzi o wykorzystanie mniejszych bloków również do produkcji ciepła. Alternatywą dla budowy nowego bloku w Łagiszy wydaje się modernizacja istniejących jednostek i zmiana ich na elektrociepłownie. To byłoby naturalne rozwiązanie, ale tylko w przypadku bloków pozostających w zasięgu sieci ciepłowniczej.

Wiceprezes Zawistowski stwierdził w Sejmie, że Tauron nie ma planów w zakresie rozwoju odnawialnych źródeł energii (OZE). Tymczasem dotychczasowa strategia przewiduje postawienie 500 MW farm wiatrowych i 100 MW bloków na biomasę. Czy te projekty znikną w aktualizacji?

 

Nie zamierzamy rezygnować z rozwijania tego obszaru. Będziemy jednak chcieli przeformułować nasze patrzenie na OZE. Uważamy, że wyczerpuje się dotychczasowa formuła tzw. konwencjonalnych źródeł odnawialnych, jakimi w Polsce są elektrownie wiatrowe. Ale to nie oznacza rezygnacji z rozwiązań zdywersyfikowanych wykorzystujących OZE.

Klastry energetyczne?

 

To jest element, który będziemy chcieli włączyć do strategii. Nawet jeśli z punktu widzenia tak dużej firmy jak Tauron dziś jest to niewielki segment rynku, to musimy tam być i rozwijać kompetencje. One w przyszłości pozwolą nam odpowiedzieć na potrzeby lokalnych społeczności stawiających na niezależność energetyczną.

Już dziś rozwijamy pilotażowy projekt elektrowni hybrydowej, która wykorzystuje energię solarną i wodną.

Na razie to relatywnie niewielki kawałek rynku. Ale świadomość klientów jest coraz większa, a już dziś na południu Polski są zainteresowani takimi rozwiązaniami. To widać zwłaszcza w uzdrowiskach, gdzie dachy domów pokryte są panelami słonecznymi.

Czyli budżet na innowacje w ramach nowej strategii mocno wzrośnie?

 

W strategii położymy duży nacisk na obszar badań i rozwoju, za czym pójdą odpowiednie środki. To jednak nie jest kwestia wielkości budżetu, tylko jego efektywnego wykorzystania. Na razie nie wydajemy wszystkich środków przeznaczonych na ten cel. W ubiegłym roku Tauron wykorzystał niewielką część z budżetu przeznaczonego na innowacje. Problemem są procedury związane np. z koniecznością stosowania prawa zamówień publicznych, ale też brak odwagi w wydawaniu pieniędzy na projekty obarczone dużym ryzykiem.

Chcąc się nim podzielić będziemy szukali rozwiązań w układach partnerskich. Rozważamy powrót do rozmów z zarządem Zakładów Azotowych Kędzierzyn na temat zawieszonego projektu budowy elektrowni poligeneracyjnej. O takich aliansach będziemy też rozmawiać z dużymi odbiorcami energii.

Na razie nic nie mówicie o budżecie całościowym na inwestycje w ramach aktualizacji strategii. A jaka będzie jej perspektywa czasowa?

 

Jestem zwolennikiem pokazania wizji rozwoju spółki w dłuższym czasie. Sprzyjałaby temu polityka energetyczna państwa, która mówi o kierunkach rozwoju sektora do 2050 r. Będziemy chcieli pokazać, jak zamierzamy się wpisać w rządowy plan i jak będzie ewoluował nasz miks paliwowy. Jedno jest pewne: Tauron nie będzie wyglądać tak samo w połowie wieku, bo także udział węgla i wytwarzania w dużych blokach będzie malał. Co więcej, jednostki tak duże jak ta budowana w Jaworznie nie będą wystarczająco elastyczne, by uzupełniać OZE. Kreśląc tę długoterminową wizję patrzymy m.in. na zagraniczne koncerny, w tym E.ON, gdzie doszło do podziału biznesu na część konwencjonalnego wytwarzania i nową, perspektywiczną, która stawia na bilansowanie i optymalizację pracy małych źródeł odnawialnych. Warto to rozważyć też u nas.

Chcemy budować wartość i przewagę konkurencyjną grupy w oparciu o bazę 5,5 mln klientów. To potencjał, który możemy wykorzystać oferując usługi i produkty – niekoniecznie związane z energią.

Jeśli chodzi o krótszy horyzont, to nakreślimy bardziej skonkretyzowaną wizję na najbliższe 10 lat. W tym czasie będziemy gotowi na pokazanie portfela projektów inwestycyjnych.

Zapowiadacie też redukcję kosztów o 1,3 mld zł do 2018 r. Jak to będzie wyglądać w obszarze wydobycia, do którego wejdzie kopalnia Brzeszcze.

Jesteśmy w trakcie integracji Nowych Brzeszcz z Tauron Wydobycie, co powinno nastąpić do końca roku. Nie spodziewałbym się tu znaczących redukcji zatrudnienia, bo przejęliśmy spółkę już ze zmniejszoną liczbą pracowników. Część z nich skorzystała z urlopów górniczych w SRK. Teraz skupimy się na optymalizacji w zakresie usług wspólnych i administracji, by nie dochodziło do dublowania funkcji. Rozmawiamy też ze stroną społeczną na temat zwiększenia zakresu obowiązków pracowników, by rezygnować z usług zewnętrznych. Chcemy też poprawić efektywność wykorzystania maszyn – rozważamy wprowadzenie 6-dniowego tygodnia pracy.

Te działania mają doprowadzić do redukcji kosztów wydobycia. Optymalne byłoby zejście do poziomu łącznego kosztu zakupu węgla na rynku ARA (Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia –red.) oraz jego transportu na południe Polski. Dziś nasze koszty wydobycia są konkurencyjne w stosunku do osiąganych przez inne polskie spółki wydobywcze.

CV

Czy rekomendowanie 10 groszy na akcję z zysku za 2015 r. oznacza także w przyszłości wypłacanie nawet minimalnej dywidendy?

W długim terminie jest to naszą ambicją, bo taka jest idea spółek giełdowych. Ze względu jednak na realizowane inwestycje i problemy obszaru wydobycia, spółki energetyczne muszą miarkować poziomy wypłat. Zarząd Taurona, rekomendując mniejszą niż w poprzednich latach dywidendę, chciał dać rynkowi jasny sygnał, że nie zamierza przekroczyć kowenantów bankowych, a jednocześnie wierzy w rozwój spółki.

W kolejnych latach zadłużenie grupy będzie się zwiększać. Już teraz negocjujecie podwyższenie kowenantów z 3 do 3,5 dług netto/EBITDA. Ale ten poziom może być zagrożony.

Priorytetem jest stabilność finansowa spółki. Inwestorzy zrozumieją sytuację, jeśli czasowo nie będziemy zdolni dzielić się zyskiem. Dziś robimy wszystko, by nie przekroczyć kowenantów. Redukujemy koszty i pracujemy nad zwiększeniem przychodów. Jednym z mechanizmów mogło by być zasilenie kapitałowe. Taka próba była podjęta w 2015 r., ale najwidoczniej zaproponowana formuła czy cel emisji nie były dla akcjonariuszy atrakcyjne.

Kiedy dojdzie do podniesienia kapitału?

Nie ma jeszcze żadnych decyzji w tej sprawie. Ten mechanizm ewentualnie będzie można zastosować, jeśli inne sposoby, takie jak redukcja kosztów, poprawa przychodów, będą niewystarczające.

Dzisiejsza relacja długu netto do EBITDA nie jest optymalna. Zainicjowano szereg inwestycji nie uzyskując zakładanych w biznesplanach rentowności. To doprowadziło do sytuacji, w której rosnące zadłużenie nie ma pokrycia w przychodach. Taki sygnał dała agencja Fitch obniżając Tauronowi perspektywę ratingu ze stabilnej na negatywną. Naszym celem jest powrót do perspektywy stabilnej.

Źródło: Rzeczpospolita
REKLAMA
REKLAMA
REKLAMA
REKLAMA
NAJNOWSZE Z RP.PL
REKLAMA
REKLAMA