Enea analizuje małe reaktory. Prezes Majewski: rozmawiamy z kilkoma dostawcami technologii

Barbara Oksińska, dziennikarka Business Insider Polska: Nowy rząd chce przyspieszyć transformację energetyczną. Jak pan ocenia jej obecne tempo?

Paweł Majewski, prezes Enei: Z jednej strony, jeśli weźmiemy pod uwagę koszty, jakie pochłania produkcja energii z paliw kopalnych, to widzimy, że w dłuższym terminie energetyka węglowa obniża rentowność spółek energetycznych i podnosi ceny prądu. Mówimy tu przede wszystkim o kosztach CO2, ale również o cenie surowca, choć w mniejszym stopniu. Jeśli na to nałożymy konieczność inwestowania w rozwój i modernizację sieci oraz w nowe źródła energii, to już teraz spółkom, które mają w swoich zasobach elektrownie węglowe, znacznie trudniej jest pozyskiwać kredyty bankowe czy korzystne oferty od ubezpieczycieli. Poza tym coraz częściej sami klienci wymagają od nas, że będziemy im sprzedawać wyłącznie zieloną energię. To są argumenty za tym, żeby transformację przyspieszać.

Ale jest też druga strona medalu, czyli konieczność dostosowania tempa zmian do sytuacji w Polsce. A jest ona odmienna od tej, jaką mamy na zachodzie Europy. Zwłaszcza w krajach, w których z węglem pożegnano się już dawno, które mają elektrownie jądrowe albo są dużo bardziej zaawansowane w rozwoju sektora farm wiatrowych. Te różnice trzeba dostrzec i wyważyć koszty transformacji dla całej gospodarki. Musimy sobie powiedzieć wprost – życie w czystym środowisku będzie nas wszystkich sporo kosztować.

Słono kosztuje też trwanie przy węglu. Natomiast dalszy rozwój OZE jest mocno ograniczony, bo krajowe sieci, mówiąc wprost, już się zapchały.

Wynika to z tego, że poziom rozwoju fotowoltaiki, który w krajowej strategii zaplanowany był na 2040 r., zrealizowaliśmy już w roku 2021. Mocno wyprzedziliśmy więc plany i koncerny nie mogły nadążyć z rozwojem sieci. Choć absolutnie nie można powiedzieć, że zaniedbały one inwestycje w tym obszarze. To skala potrzeb przekroczyła wielomiliardowe plany inwestycyjne. Transformacja musi odbywać się w sposób skoordynowany, by móc odpowiednio zaplanować inwestycje w infrastrukturę i bezpiecznie przyłączać kolejne zielone instalacje do sieci.

Nietrudno sobie wyobrazić, jak wiele problemów może przysporzyć nadmierna ilość energii z OZE, wpuszczona do sieci w sposób niekontrolowany. Widzieliśmy to pod koniec 2023 r., kiedy mieliśmy wysoką produkcję energii z wiatru i zmniejszone zapotrzebowanie na prąd z powodu świąt. Operator, żeby ratować sytuację, musiał wypchnąć nadmiarową ilość energii za granicę po odpowiednio niskich cenach. Można więc przyspieszać inwestycje, ale trzeba też wsłuchać się w głosy tych, którzy tę pracę muszą wykonać. Sukces jest wypadkową wielu działań w tym samym kierunku. Nie mamy tak komfortowej sytuacji jak inne kraje, które dziś np. mają bloki jądrowe i niezbędną stabilizację dla harmonijnej i zbilansowanej transformacji.

Atom poprawiłby sytuację w Polsce?

Mielibyśmy sterowalne przez człowieka, stabilne źródło energii. Jednocześnie energetyka jądrowa wypchnęłaby z systemu węgiel. Wiele krajów europejskich przeszło już tę drogę.

Czemu w takim razie Enea nie ma jeszcze konkretnych planów dotyczących inwestycji w energetykę jądrową?

Angażujemy się na miarę naszych możliwości. Na duży blok jądrowy takiej spółki jak Enea nie stać, a właściwie nie stać w pełni samodzielnie żadnego koncernu, ponieważ równocześnie musi on bardzo szeroko inwestować w OZE i wspomnianą wcześniej dystrybucję. Od pewnego czasu analizujemy natomiast wszystkie pojawiające się na świecie projekty małych reaktorów jądrowych. Jesteśmy w fazie analizy kilku projektów. Staramy się koncentrować na tych podmiotach, które mają pewną przewagę i realne możliwości uruchomienia inwestycji w niedalekiej przyszłości.

W połowie 2022 r. Enea podpisała list intencyjny w sprawie budowy SMR-ów z amerykańskim Last Energy. Dlaczego ta współpraca się nie udała?

Według naszej oceny współpraca nie mogła przynieść efektów, jakie zakładaliśmy. Stopień zaawansowania oferowanej technologii był, jak się okazało, zdecydowanie słabszy od konkurencji. Obecnie rozmawiamy więc z kilkoma dostawcami technologii. Pracujemy też nad określeniem właściwego miejsca dla SMR-ów w naszej strategii biznesowej, by zająć dobrą pozycję w tym obszarze na krajowym rynku. Małe reaktory możemy wykorzystać do produkcji energii elektrycznej albo zastąpić nimi elektrociepłownie węglowe, mogą też służyć bezpośrednio zakładom przemysłowym, zwłaszcza tym, które potrzebują dużo stabilnej energii. Ale widzimy spółkę również w roli profesjonalnego operatora elektrowni jądrowych dla podmiotów, które zechcą takie źródło energii zbudować. Możliwości jest sporo, jesteśmy w trakcie analiz.

Elektrownia Kozienice w Świerżach Górnych
Elektrownia Kozienice w Świerżach Górnych | Adam Chełstowski / Forum Polska Agencja Fotografów

Widzi pan w polskim miksie energetycznym miejsce na OZE i na atom. A co z energetyką gazową?

Gaz będzie w energetyce i gospodarce potrzebny jako paliwo przejściowe. Nie rezygnujemy z planów budowy bloków gazowych w Elektrowni Kozienice, która dziś pracuje na węglu kamiennym. W połowie października musieliśmy zakończyć postępowanie przetargowe na realizację tej inwestycji, bo nie wpłynęła żadna oferta. Naszym zdaniem formuła tego projektu nie była dość atrakcyjna dla wykonawców. Dlatego teraz analizujemy inny wariant i nowy harmonogram. Mamy sygnały z rynku, że zainteresowanie tym zmienionym projektem będzie większe.

Kiedy Enea ogłosi przetarg na wykonawcę tej inwestycji?

W ciągu kilku miesięcy. Chcemy mieć ten projekt na tyle zaawansowany, by móc w tym roku wystartować w aukcji rynku mocy na dostawy energii na 2029 r. Zależy nam na tej inwestycji, gdyż moc wytwórcza w Kozienicach jest po prostu potrzebna dla całej krajowej sieci, a działające tam dziś stare bloki węglowe mają już określone terminy wyłączeń i trzeba je zastąpić.

A co z węglem? Enea, podobnie jak inne koncerny energetyczne, miała sprzedać swoje elektrownie węglowe do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego. To jak dotąd się nie udało. Jak zatem Enea widzi przyszłość tych węglowych aktywów?

Proces tworzenia NABE jest zawieszony. Mamy nowy rząd i naturalną rzeczą jest, że może mieć on własne pomysły na energetykę oraz na mierzenie się z wyzwaniami transformacji. Natomiast dziś brakuje alternatywy dla NABE. Jeśli koncerny energetyczne mają uczestniczyć w transformacji, która ma przyspieszyć, to muszą się pozbyć balastu, jakim są aktywa węglowe. Inaczej nie będą mogły pozyskiwać finansowania na inwestycje takie jak rozwój sieci czy budowa instalacji OZE. Czy zostanie przyjęta formuła NABE, która w naszej ocenie była optymalna, czy też pojawi się inny sposób, na wydzielenie aktywów węglowych z koncernów — to zależy od nowego rządu. W naszej ocenie wskazane jest kontynuowanie tego procesu.

Problemy techniczne Bogdanki już pokonane

Jednocześnie Enea chce sprzedać Skarbowi Państwa kopalnię Bogdanka, ale trwa spór o cenę. Ministerstwo Aktywów Państwowych zaproponowało za jedną akcję węglowej spółki 45 zł (około 990 mln zł za cały pakiet akcji należący do Enei), a Enea co najmniej 72,28 zł (około 1,6 mld zł). Nowy minister przychylniej patrzy na waszą propozycję?

Bogdanka to najlepsza kopalnia węgla kamiennego w Polsce, przynosząca zyski i nie ma uzasadnienia, by sprzedawać ją poniżej jej wartości. To również kwestia odpowiedzialności biznesowej. Dlatego jako zarząd nie zaakceptowaliśmy wyceny sporządzonej przez MAP. Mamy własne analizy, jesteśmy gotowi do rozmów. Kolejny ruch jest teraz po stronie resortu. Z tego, co wiem, nabywca przeprowadza badanie due diligence spółki wydobywczej i sporządza wycenę.

To na jakiej podstawie wcześniej zaproponował 45 zł za akcję?

Nie dysponuję informacją, która pozwalałaby określić przyjętą przez MAP ścieżkę wyceny.

Bogdanka miała duże problemy geologiczne, przez co zmniejszyła wydobycie. Plan na 2023 r. przewidywał, że kopalnia wydobędzie 7 mln ton węgla, natomiast według strategii średnie roczne wydobycie w latach 2023-2025 powinno sięgnąć 9,1 mln ton. Czy uwzględniając geologię, ale i spadające zapotrzebowanie na węgiel w kraju, powrót do takiej produkcji jest w ogóle możliwy?

Biorąc pod uwagę, że węgiel jest schyłkowym biznesem — co prawda w perspektywie dekad, ale jednak — to celowe obniżanie wydobycia na tym etapie nie wydaje się uzasadnione. Oczywiście okresowo można to zrobić, ale to zapotrzebowanie rynku powinno o tym decydować. Spółka ma duże zasoby węgla i trzeba wykorzystać je w maksymalnym stopniu, póki jest jeszcze na ten surowiec miejsce na rynku. Problemy techniczne zostały już pokonane, uruchamiane są kolejne ściany i perspektywy dla kopalni są naprawdę dobre.

„Cena energii musi być racjonalna”

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził taryfy na sprzedaż energii gospodarstwom domowym na 2024 r. na poziomie 740 zł/MWh. Mocno przytemperował oczekiwania Enei?

Jesteśmy zadowoleni z taryf na rok 2024 r. Prezes URE uwzględnił nasze koszty zakupu energii i inne uzasadnione wydatki, natomiast nieco obniżył marżę, która jest niewysoka. Mimo to zatwierdzona stawka jest dla nas akceptowalna. Inaczej było przy taryfach na 2023 r., kiedy regulator nie uwzględnił wszystkich naszych kosztów i musieliśmy odpisać w wynikach finansowych 368 mln zł, bo taką stratę osiągnęliśmy na obrocie energią.

Tymczasem dziś na rachunkach Polaków widnieją stawki zamrożone (do określonych limitów) na poziomie 412 zł/MWh. Mrożenie cen ma trwać do końca czerwca, czyli od lipca energia na naszych rachunkach mocno zdrożeje. Czy pana zdaniem jest w ogóle szansa na powrót do stawek sprzed kryzysu energetycznego?

Być może w lipcu pojawią się nowe mechanizmy, które pomogą utrzymywać poziom cen na niskim poziomie dla określonych grup odbiorców, zwłaszcza wrażliwych. Natomiast kryzys energetyczny na tyle zmienił rynek energii, politykę surowcową, rolę gazu w kształtowaniu cen pozostałych nośników energii, że powrót do parametrów cenowych sprzed kryzysu nie wydaje się już możliwy. Nie zapominajmy, że istotnym elementem ceny energii jest koszt emisji CO2, a to jest mechanizm polityczny, a nie rynkowy.

Ale to od nas jako kraju zależy, jaki mamy miks energetyczny i ile tego CO2 emitujemy.

Tak, ale zmiana w tym obszarze, to jest proces długotrwały. Dlatego tak ważne jest, by transformacja była sprawiedliwa i uwzględniała pozycję Polski w całym europejskim systemie. Są oczywiście derogacje czy darmowe przydziały uprawnień do emisji, które dawały możliwość ograniczania wpływu kosztów CO2 na ceny energii. Jednak te mechanizmy okazały się skuteczne tylko częściowo, bo ceny prądu wciąż są wysokie i to pomimo tego, że wyraźnie spadły po kryzysie energetycznym i fali gwałtownych wzrostów. Cena energii musi być racjonalna dla konsumentów, ale i dla odbiorców przemysłowych, którzy przecież muszą znaleźć nabywców na swoje towary. Polska musi mieć konkurencyjne ceny energii, by jej gospodarka była konkurencyjna.

Dalsza część artykułu znajduje się pod materiałem wideo

Enea mocno stawia na magazyny energii

Jak pan widzi przyszłość Enei po wydzieleniu z grupy aktywów węglowych?

Enea ma jasno określoną strategię i mocny akcent kładzie w niej na modernizację oraz rozwój sieci dystrybucyjnej. Przeznaczamy na to coraz więcej środków — w ubiegłym roku nakłady sięgnęły około 1,8 mld zł. W sumie do 2040 r. planujemy na wszystkie inwestycje wydać 68 mld zł, z czego dwie trzecie popłynie właśnie na obszar dystrybucji. Do tego dochodzą inwestycje w OZE. Enea przez długi czas była w końcówce peletonu w wyścigu o rozwój OZE, ale w ostatnich dwóch latach mocno przyspieszyliśmy. Pod koniec ubiegłego roku mieliśmy już zainstalowanych 525 MW zielonych mocy, a ambicje mamy znacznie większe. Jesienią zrealizowaliśmy zakup farmy fotowoltaicznej Genowefa o mocy 35 MW oraz farmy wiatrowej w Bejscach (19,8 MW). Mocno stawiamy też na magazyny energii, bo bez ustabilizowania mocy z odnawialnych źródeł, nie ma co liczyć na wystarczająco szybki dalszy rozwój zielonych projektów.

W jakie technologie magazynowania energii Enea chce inwestować na większą skalę?

Na pewno nie będzie to zielony wodór, nie przy obecnej sprawności wodorowych instalacji. Oczywiście o wodorze dużo się dziś mówi, my sami też testujemy takie rozwiązania i zapewne znajdzie on zastosowanie w krajowej energetyce, ale nie sądzę, by sprawdził się w procesie wielkoskalowego magazynowania energii. Są też wodne elektrownie szczytowo-pompowe, ale ze względu na gigantyczny rozmiar inwestycji i konieczność zagospodarowania dużego obszaru, mamy tu ograniczone możliwości.

Pozostają więc różnego rodzaju akumulatory. Te wykorzystujące metale ziem rzadkich mają swoje ograniczenia, ale jest sporo nowych technologii. W Enei podpisaliśmy w grudniu list intencyjny z hiszpańską Grupą Cobra, zajmującą się zaawansowaną inżynierią energetyczną. Wspólnie chcemy przeanalizować dostępne technologie i opracować taki magazyn, który w ramach testu niebawem zbudujemy.

W nowym rządzie pojawiają się pomysły wydzielenia z koncernów energetycznych spółek dystrybucyjnych. Pana zdaniem to dobry pomysł?

Nie jestem zwolennikiem takiego rozwiązania. Spółka dystrybucyjna wymaga ogromnych, ciągłych inwestycji, ale są to inwestycje opłacalne. Nie są obarczone nadmiernym ryzykiem, bo zwracają się w taryfie dystrybucyjnej, zatwierdzanej przez regulatora. Dlatego spółki dystrybucyjne uważa się za aktywa bardzo stabilne, bezpieczne dla banków, które finansują inwestycje w tym obszarze. Tak więc dla Enei ważne jest, by mieć w grupie takie aktywa. Na pewno spółki dystrybucyjne nie powinny być prywatyzowane, bo to jest jednak infrastruktura krytyczna, która powinna pozostać pod kontrolą państwa.

Prezes Polskiej Grupy Energetycznej powiedział niedawno, że koncerny energetyczne powinny się konsolidować, by budować swoją siłę. Co pan powiedziałby na fuzję Enei np. z PGE czy Tauronem?

To jedna z możliwych strategii, czas pokaże, czy słuszna. Na pewno jest tak, że duże podmioty mogą realizować większe projekty. Rozumiem perspektywę PGE, która jest zaangażowana w realizację tak ogromnej inwestycji, jak budowa elektrowni jądrowej. Im spółka będzie większa, potężniejsza, tym większa będzie jej wiarygodność na rynku i zdolność pozyskiwania finansowania. Natomiast sam proces konsolidacji musi mieć podstawy w analizie ekonomicznej, nie można tego robić tylko po to, by zrealizować jakiś pomysł. To musi być przeanalizowane i zweryfikowane także pod kątem bezpieczeństwa państwa.

Nie jest pan zatem entuzjastą tego pomysłu?

Nie jestem też przeciwnikiem. Trzeba byłoby go porządnie przeanalizować na wielu płaszczyznach.

Zarząd Enei zdecydował o dochodzeniu odszkodowania od byłych władz spółki za nieudaną inwestycję w blok węglowy w Ostrołęce. Łączna wysokość roszczeń od byłych członków zarządu i rady nadzorczej sięga ponad 656 mln zł. Zarząd powołuje się przy tym na raport NIK z czerwca 2021 r. Dlaczego dopiero teraz złożyliście pozew?

Pozew został złożony 28 grudnia 2023 r. w Sądzie Okręgowym w Poznaniu. Zgodnie z wytycznymi i zaleceniami NIK zleciliśmy specjalistyczną opinię prawną, która była podstawą do decyzji o roszczeniach. Opinię i analizę prawną otrzymaliśmy w ostatnich dniach grudnia ubiegłego roku i z tego wynika termin podjęcia tej decyzji. Natomiast warto podkreślić, że zgodnie z oświadczeniem kancelarii nie ma ryzyka przedawnienia roszczeń.

Źródło https://businessinsider.com.pl/biznes/enea-analizuje-male-reaktory-prezes-majewski-rozmawiamy-z-kilkoma-dostawcami/h9vp2m8

Popularny