Pracuje w Dzienniku Gazecie Prawnej, specjalizuje się w problemach branży górniczej i energetycznej.
Marek Wadowski (fot. Tauron)
ObserwatorFinansowy.pl: Jak powinien być finansowany rozwój polskiej energetyki? Z czyjej kieszeni powinny iść na to pieniądze – podatników, konsumentów, samych firm i ich akcjonariuszy?
Marek Wadowski: Sytuacja na rynku energii elektrycznej jest w Polsce trudna. Z jednej strony ceny dla odbiorców końcowych w Polsce są wyższe niż np. w Niemczech, z drugiej nie są one na tyle atrakcyjne dla producentów, by dać im impuls do inwestowania w nowe moce. Energetyka powinna być finansowana tak, jak każde inne przedsięwzięcie biznesowe –zarówno przez inwestorów, w postaci kapitału akcyjnego, jak i przez instytucje finansowe w postaci kapitału dłużnego.
Energetyka to specyficzny sektor, nie należy oczekiwać w nim zwrotu z inwestycji w krótkim okresie. Dlatego kluczowa dla rozwoju energetyki jest stabilność regulacji, która pozwala inwestorom na ocenę ryzyka. Ważne są też instrumenty wsparcia ze strony państwa – mam na myśli m.in. rynek mocy. Bez tego finansowanie energetyki jest sporym wyzwaniem.
Aktywa polskich firm energetycznych to przede wszystkim energetyka konwencjonalna, w tym głównie węglowa. Czy nie jest to przeszkoda w finansowaniu rozwoju energetyki?
Jeśli popatrzymy na wyniki finansowe czy notowania zagranicznych spółek z naszej branży, to zachowują się podobnie jak polskie. Cała energetyka ma duży problem z określeniem swojej pozycji w przyszłości, dotyczy to również źródeł odnawialnych. Finansowanie energetyki wiatrowej czy wodnej jest równie trudne, jak konwencjonalnej.
W każdym przypadku problemem jest niestabilność regulacji i ogólna trudna sytuacja rynkowa. Proszę zwrócić uwagę na spadek cen zielonych certyfikatów, co niekorzystnie wpływa na podejmowanie decyzji inwestycyjnych. Zobaczymy, jak sytuacja będzie wyglądała w przyszłości i jakie będą regulacje dla źródeł odnawialnych.
Producentom energii ze źródeł odnawialnych jest łatwiej?
Odnawialne źródła energii są preferowane z punktu widzenia dbałości o środowisko, ale z punktu widzenia pokrycia zapotrzebowania na energię są bardzo niestabilne. Dlatego co najmniej równie ważna, a na pewno nieporównywalnie bardziej stabilna jest energetyka konwencjonalna. Gdy nie ma sprzyjających warunków atmosferycznych – musimy uzupełniać produkcję mocami opartymi na źródłach konwencjonalnych. Ale faktycznie – energetyka konwencjonalna nie jest obecnie zbyt modna i są instytucje finansowe, które nie angażują się w finansowanie inwestycji opartych na węglu. To powoduje, że pozyskanie finansowania jest trudniejsze, ale nie jest niemożliwe. Na pewno jest obecnie większym wyzwaniem niż w przypadku źródeł odnawialnych.
Latem ubiegłego roku po raz pierwszy od lat mieliśmy ogłoszony dwudziesty stopień zasilania. Od ubiegłego roku powstał wprawdzie polsko-litewski most energetyczny do przesyłania nadwyżek mocy, ale czy to oznacza, że w tym roku nie będą nam grozić ponowne wyłączenia?
Operator systemu przesyłowego ma świadomość tego problemu. W tym roku została uruchomiona tzw. interwencyjna rezerwa zimna, z której Tauron też korzysta. Jest to wsparcie dla mocy produkcyjnych, które są „odstawione”, ale możliwe do uruchomienia w sytuacji awaryjnej.
Są to głównie mniejsze, starsze bloki węglowe, za utrzymanie których dostajemy dodatkowe wsparcie około kilkunastu milionów złotych kwartalnie. W ubiegłym roku tej rezerwy nie mieliśmy, dlatego uważam, że w tym roku blackout nam nie grozi. Dodatkowo plany remontów w blokach energetycznych zostały tak zmodyfikowane, by remonty planowe nie przypadały w okresie szczytu zapotrzebowania energetycznego.
Wszyscy wiemy, że są to działania doraźne i w dłuższej perspektywie należy uwzględnić konieczność „odstawienia” najstarszych jednostek. A plany grup energetycznych nie zapewniają pełnego odtworzenia mocy. W tej sytuacji najbardziej pożądanym rozwiązaniem jest zapewnienie wsparcia państwa przy powstawaniu nowych jednostek.
Tauron kwestionuje zasadność decyzji o budowie bloku gazowo-parowego 400 MW w Stalowej Woli. Dlaczego?
Blok w Stalowej Woli jest przewymiarowany pod względem zapotrzebowania na ciepło. To blok kogeneracyjny, który najprawdopodobniej nie będzie wykorzystywał w pełni mocy cieplnych, a tym samym nie uzyska zakładanych pierwotnie parametrów produkcji. Zastanawiamy się, czy nie byłoby zasadne zmodyfikować parametry tej jednostki.
Czy możliwe jest przeniesienie tej inwestycji na warszawski Żerań, skoro to wspólne przedsięwzięcie Taurona i PGNiG Termika?
Pomysł z przeniesieniem na Żerań to koncepcja naszego partnera – PGNiG i to on powinien odpowiedzieć na pytanie, czy to dobra alternatywa dla planów realizacji inwestycji na Żeraniu. Wspólnie zdecydowaliśmy o dokończeniu budowy tego bloku z zastrzeżeniem, że jego przeniesienie nie będzie bardziej opłacalne. Za dokończeniem inwestycji przemawia fakt, że produkcja prądu i ciepła w kogeneracji jest zdecydowanie bardziej opłacalna niż wytwarzanie samego prądu.
Banki finansujące inwestycję w Stalowej Woli to EBI, EBOR, Pekao SA. Łączny poziom zadłużenia projektu to 600 mln zł. Jak z tego wybrnąć?
Obecnie pracujemy nad porozumieniem z bankami oraz restrukturyzacją finansowania. Na razie nie podpisaliśmy żadnych ostatecznych dokumentów zatwierdzających modyfikacje. Rozmowy trwają i zakładamy, że banki zdecydują się na kontynuację finansowania tego projektu. Standstill [klauzula prawa unijnego, która zakazuje krajowi członkowskiemu wypłacania zgłoszonej wcześniej pomocy publicznej, zanim nie zatwierdzi jej Komisja Europejska, przyp. red.] powinien zostać podpisany na przełomie czerwca i lipca. Restrukturyzacja finansowania to z kolei przełom trzeciego i czwartego kwartału.
W najbliższym czasie można spodziewać się sporych spięć między Tauronem a wierzycielami. Czy nie grozi złamanie kowenantów, warunków określonych w umowach kredytowych z bankami?
Pracujemy obecnie nad naszą strategią, która zakłada, że w obecnym otoczeniu rynkowym – mimo wszystko konserwatywnym – utrzymamy stabilność finansową. Nie przewidujemy złamania konwenantów. W przypadku niekorzystnej zmiany sytuacji rynkowej mogą zmaterializować się ryzyka, które mogą skutkować niedotrzymaniem warunków. Pracujemy nad tym, by minimalizować wszelkie zagrożenia.
Czy dlatego Tauron poszukuje partnera, który pomoże dokończyć budowę elektrowni w Jaworznie?
Są to na razie jedynie pomysły, żadne decyzje nie zostały jeszcze podjęte. Analizujemy możliwość pozyskania partnera dla projektu realizowanego obecnie w Elektrowni Jaworzno III. Możliwa jest modyfikacja sposobu finansowania tej inwestycji, ale na obecnym etapie trudno powiedzieć jaki kształt mogłaby mieć ewentualna współpraca.
Tauron poszukuje źródeł finansowania. Czy w tej sytuacji zakup najsłabszej kopalni Kompanii Węglowej był tak dobrą inwestycją? Tauron kupuje węgiel z Brzeszczy, które i tak sobie nie radzą, co uderza w kopalnię Bolesław Śmiały, która została w strukturach obecnej Polskiej Grupy Górniczej. A kopalnia ta połączona jest z waszą elektrownią w Łaziskach taśmociągiem.
Najmocniejszym argumentem był pokład 510 w kopalni Brzeszcze z bardzo dobrym węglem [przez wiele miesięcy był zamknięty po podziemnym pożarze – red.] zarówno pod względem kaloryczności, jak i niskiego zasiarczenia. To dobre uzupełnienie tego, co już produkują nasze kopalnie w spółce Tauron Wydobycie i co będzie trafiać do Tauron Wytwarzanie.
Jaki pomysł na Brzeszcze?
Kopalnia Brzeszcze faktycznie była nierentowna w Kompanii Węglowej, bo nie miała pieniędzy na inwestycje w tym zakładzie, nie mogła rozwijać produkcji, której wielkość decyduje o opłacalności wydobycia. Proszę pamiętać, że Tauron nie przejął całej kopalni – spora część majątku, a także ok. 500 osób z załogi została przeniesiona do Spółki Restrukturyzacji Kopalń.
Inwestując w Brzeszcze widzimy, że rentowność rośnie. W 2016 r. straty jeszcze będą, choć już trochę niższe. Nasze działania prowadzące m.in. do zwiększenia wydobycia wskazują, że 2017 r. kopalnia Brzeszcze może już skończyć z niewielkim zyskiem. Jeśli wszystko potoczy się zgodnie z planem, zakładamy tam roczną produkcję na poziomie 1,8 mln ton. Węgiel ten trafiać będzie do naszych elektrowni i pokrycie zapotrzebowania własnym paliwem wzrośnie z obecnych 50 proc. do ok. 70 proc.
Czy integracja górnictwa i energetyki okaże się lekarstwem na bardzo poważne problemy polskiego sektora węgla kamiennego? Są ogromne potrzeby inwestycyjne w samej energetyce przy odtwarzaniu mocy, a do tego dojdzie teraz jeszcze ratowanie kopalń.
Tauron już dawniej kupował kopalnie, chodzi o Janinę i Sobieski. I ten mariaż jest udany. Skoro energetyka odbiera węgiel, to zależy jej na minimalizowaniu kosztów wydobycia, maksymalizacji efektywności zakładów wydobywczych. Nasze kopalnie, na razie poza Brzeszczami, są efektywne i dobre na tle całej branży. Tauron Wydobycie nie boryka się z takimi trudnościami jak Kompania Węglowa, czy Katowicki Holding Węglowy.
Energetyka odbierając węgiel z własnych kopalń ma większe możliwości dostosowania wydobycia do swoich potrzeb. W przypadku związania górnictwa z energetyką ta ostatnia będzie miała większy wpływ na to, ile kosztuje paliwo do elektrowni i jaka będzie produkcja. Węgiel będzie bliżej swego odbiorcy. Uważam, że to jest dobry pomysł.
Czy uda się zrestrukturyzować polski sektor węgla kamiennego bez zamykania nierentownych kopalń?
To zależy od podejścia do restrukturyzacji i odpowiedzi na pytanie, które kopalnie są trwale nierentowne. Na pewno trzeba jasno powiedzieć – to nie będą działania bezbolesne, należy je tak przeprowadzić, aby miały jak najmniej negatywne oddziaływanie na pracowników i społeczeństwo.
Zwłaszcza, że Śląsk proces zamykania kopalń już przechodził, a ludzie nie byli pozostawiani sami sobie i jakoś sobie z tym radzili. Dziś może nie dojdzie do całkowitej likwidacji kopalń, raczej nastąpi łączenie poszczególnych zakładów wydobywczych i wyłączanie zbędnej infrastruktury. To forma znalezienia kompromisu między ekonomią a sprawami społecznymi.
Rozmawiała Karolina Baca-Pogorzelska
W ostatnich miesiącach ceny ropy naftowej utrzymywały się w relatywnie wąskim przedziale wahań. Główne czynniki wpływające na rynek tego strategicznego surowca to eskalacja działań wojennych w kilku regionach świata oraz polityka krajów OPEC.
W styczniu 2020 roku Wielka Brytania formalnie opuściła Unię Europejską. Oczekiwane korzyści z brexitu, poza odzyskaniem suwerenności w zakresie kształtowania prawa i zewnętrznych relacji gospodarczych, jednak się nie zmaterializowały. Widoczny jest natomiast spadek wydajności i konkurencyjności brytyjskiej gospodarki, co wpływa także na kondycję rynku pracy.
