Remigiusz Nowakowski, prezes Tauron Polska Energia: Priorytetem stabilizacja finansów

Rz: Strategia spółki wyznacza jej rozwój w długiej i krótkiej perspektywie. Skąd podział?

Remigiusz Nowakowski: Chcieliśmy nakreślić kierunek, w którym ma podążać spółka. Dlatego wykraczamy poza horyzont tej dekady, sięgając 2025 r. W sposób bardziej precyzyjny mówimy o planach do 2020 r.

Sygnalizowaliście możliwość rezygnacji z niektórych projektów i dezinwestycje się pojawiają. Jak to się przełoży na sytuację finansową spółki?

Optymalizacja wydatków inwestycyjnych jest istotnym elementem strategii. Gdyby nie to, nakłady w latach 2016–2020 przekroczyłyby 20 mld zł. Redukujemy je o 2,2 mld zł. Zakładany budżet sięgnie więc ok. 18 mld zł. Musimy przy tym trzymać dyscyplinę finansową, ponieważ jednym z priorytetów w pierwszym okresie jest zapewnienie stabilności finansowej. Zmniejszenie wydatków o wskazaną kwotę pozwoli nam na nieprzekroczenie do 2020 r. kowenantu długu netto do EBITDA na poziomie 3,5 (zysk operacyjny plus amortyzacja – red.). To jest nasz finansowy cel strategiczny. Kolejnym jest dojście w 2020 r. do wyniku EBITDA powyżej 4 mld zł.

Rynek nie będzie zaskoczony zamrożeniem projektu Łagiszy...

Taka decyzja była od pewnego czasu spodziewana. Oznacza ona, że planowane wydatki na budowę bloku gazowo-parowego w Elektrowni Łagisza w kwocie 1,5 mld zł nie zostaną poniesione do 2020 r. Zamrożenie tej inwestycji nie oznacza jednak, że w przyszłości nie będziemy mogli do niej powrócić. Kolejne 0,7 mld zł wynikać będzie z racjonalizacji wydatków w pozostałych obszarach, głównie w dystrybucji, wytwarzaniu i wydobyciu. Przy czym w przypadku pierwszego z tych segmentów nie chodzi o rezygnację z jakiegoś kluczowego projektu, wpływającego na jakość dostaw energii, ale o przesunięcie części inwestycji poza 2020 r. Z kolei w segmencie wydobycia – po włączeniu Brzeszczy do struktur – priorytetem jest zwiększenie produkcji w tej kopalni do poziomu 1,8 mln ton rocznie. Dlatego budowa szybu Grzegorz w kopalni Sobieski może być przełożona w czasie, by uniknąć kumulacji wydatków przypadającej w latach 2017 i 2018 w związku z budową bloku w Jaworznie.

Najwięcej pójdzie na sieć.

Taka struktura budżetu nie jest przypadkowa. Segment dystrybucji, gdzie na inwestycje do 2020 r. przeznaczymy łącznie 9,5 mld zł, pozostanie dla nas strategicznie najważniejszym obszarem. Zakładamy, że nadal będzie miał największą pozytywną kontrybucję do wyniku EBITDA grupy.

Inwestycje w wytwarzaniu do 2020 r. pochłoną w sumie 6,7 mld zł, z czego większość przeznaczymy na projekt budowy bloku 910 MW w Elektrowni Jaworzno. Podjęliśmy także decyzję o dokończeniu budowy bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli. Biorąc jednak pod uwagę prace nad restrukturyzacją projektu, nie będziemy w stanie zakończyć inwestycji przed 2019 r. Kwota na dokończenie projektu może sięgnąć ok. 400 mln zł.

W obszarze ciepła zakładamy też nakłady w wysokości ok. 250 mln zł na rozwój sieci ciepłowniczej w ramach programu likwidacji niskiej emisji. Z kolei w segmencie wydobycia do 2020 r. na pewno chcemy zrealizować projekt budowy poziomu 800 w kopalni Janina i nowy szyb w kopalni Brzeszcze. Łącznie wydamy na to 1,3 mld zł. Na pewno nie zakładamy dalszego zwiększania bazy aktywów w segmencie wydobycia.

Dopuszczacie możliwość wydzielenia projektu bloku w Jaworznie poza bilans. Czy od rozmów z potencjalnymi partnerami zależą kowenanty?

Takie rozmowy jeszcze się nie rozpoczęły, bo tę możliwość otwiera nam dopiero publikacja strategii. Jednakże już prowadziliśmy wstępne rozpoznanie rynku pod tym kątem. Nie chcemy oddawać kontroli nad projektem. Zakładamy więc realizację bądź w formule poza bilansem 50/50, bądź sprzedaż części udziałów, ale zachowując przynajmniej 50-proc. udział własny.

Znalezienie partnera i realizowanie go poza bilansem grupy pozwoliłoby na zoptymalizowanie finansowania planów rozwojowych i obniżenie poziomu zadłużenia. To z kolei wygenerowałoby pewną przestrzeń i szacowany przez nas na ponad 6 mld zł potencjał do dalszego rozwoju po 2020 r. Gdybyśmy jednak nie uzyskali satysfakcjonujących warunków, to obecna formuła realizacji projektu – w ramach bilansu – pozwala nam utrzymać poziom wskaźnika długu netto do EBITDA poniżej 3,5.

Na co wykorzystalibyście wspomniane 6 mld zł?

Chcielibyśmy przeznaczyć je w latach 2020–2025 na projekty, które w dłuższej perspektywie wygenerują wartość dla grupy.

Naszą główną przewagą konkurencyjną jest baza 5,4 mln klientów. Dlatego już teraz podejmujemy stosunkowo mało kapitałochłonne działania związane z rozbudową oferty produktów i usług dla odbiorców. Ale myślimy także o silnym rozwoju innowacyjnych obszarów energetyki, niekoniecznie wynikających z klasycznego łańcucha wartości. Ponieważ są to przeważnie inwestycje wymagające większych nakładów i obarczone dużym ryzykiem, wspierać nas w tym będzie powołany wehikuł, np. fundusz inwestycyjny.

Skupimy się przy tym zarówno na rozwijaniu produktów i usług związanych z rynkiem samochodów elektrycznych (możliwe jest np. udostępnianie aut, pomoc w pozyskiwaniu na nie finansowania w formie leasingu dla klientów czy budowanie dla nich infrastruktury stacji ładowania), jak i dalszym rozwoju rozwiązań dla tzw. inteligentnych domów. W tej dziedzinie już stawiamy pierwsze kroki, instalując liczniki umożliwiające zdalny odczyt. W niedługim czasie będziemy mogli udostępnić narzędzia, np. aplikacje internetowe, które pozwolą na kontrolowanie zużycia energii i jego optymalizację. Pracujemy też nad ofertą dla samorządów z zakresu elektryfikacji transportu publicznego, usług bilansowania i rozwoju lokalnych klastrów energetycznych.

W strategii zakładamy, że w 2025 r. nowe biznesy będą generować ok. 25 proc. całkowitej marży lub przychodu ze sprzedaży segmentu sprzedaży.

Jednak oprócz inwestowania w nowe obszary nie odżegnujemy się od ewentualnego inwestowania po 2020 r. w nowoczesne aktywa konwencjonalne czy odnawialne. Warunkiem jest jednak to, by miały one zabezpieczone przychody, np. z rynku mocy lub aukcji OZE. Zależy nam na tym, by uciec od modelu inwestowania uzależnionego głównie od cen energii, co jest dziś podstawowym czynnikiem ryzyka i powodem problemów grup energetycznych.

Nie będziemy uruchamiać nowych inwestycji w danym segmencie, jeśli poziom wskaźnika długu netto do EBITDA nie spadnie do 2,5. W przypadku wytwarzania chcemy uzyskać pozytywne przepływy finansowe dla każdej z naszych elektrowni najpóźniej w 2020 r.

Stabilizacja sytuacji i plany rozwojowe nie pozwolą na wypłatę dywidendy...

Będziemy mieli ograniczoną przestrzeń na podział zysku, zwłaszcza w newralgicznych latach 2016–2019, kiedy przypadają największe inwestycje i dodatkowo realizujemy intensywne programy oszczędnościowe. Dlatego w tym okresie raczej nie będziemy rekomendować dywidendy, choć i tu musimy zachować pewną elastyczność. Bo może się okazać, że wydzielenie Jaworzna poza bilans oraz inne inicjatywy pozwolą na wypłatę dywidendy. Zasadniczo jednak dopiero po 2020 r., jeśli uzyskamy co najmniej 4 mld zł EBITDA, będziemy mieć potencjał zarówno dalszego rozwoju, jak i podziału zysku między akcjonariuszy.