Prezes Enei: klienci biznesowi nie powinni się martwić o podwyżki cen, mamy im do zaoferowania nowe rozwiązania (WYWIAD)

Barbara Oksińska, dziennikarka XYZ: Projekt wydzielenia z koncernów energetycznych elektrowni węglowych i wrzucenia ich do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE) został oficjalnie porzucony. Czy to oznacza koniec walki o to, by pozbyć się węglowych aktywów?

Grzegorz Kinelski, prezes Enei: Ta decyzja doskonale wpisuje się w naszą nową strategię na najbliższe 10 lat, która zakłada pozostawienie elektrowni węglowych w strukturze grupy. Ministerstwo Aktywów Państwowych zapowiedziało wsparcie dla tych aktywów – i to również ujęliśmy w naszym planie. Bazowaliśmy na tych samych danych. Wniosek był jasny – NABE nie mogłoby być rentowne, a elektrownie węglowe nie utrzymałyby się na rynku bez pomocy publicznej. Poprzedni zarząd Enei nie miał planu B na wypadek braku NABE. My podjęliśmy analizę i okazało się, że korzystniejsze dla grupy będzie, jeśli te aktywa pozostaną w naszych rękach.

Jak to?

Energia z NABE byłaby droga, a i tak musielibyśmy ją od NABE kupować. Wolimy funkcjonować jako producent, który może taniej zabezpieczyć dostawy dla swoich klientów. Oczywiście musimy utrzymać bloki węglowe – od listopada do lutego mogą występować problemy z dostępnością mocy. Są one niezbędne również w okresach braku produkcji z fotowoltaiki i farm wiatrowych. Potrzebujemy mechanizmu wsparcia, który pozwoli utrzymać te bloki przy jak najmniejszym obciążeniu dla klientów. Podoba mi się koncepcja, że rynek mocy – dający wynagrodzenie za gotowość do pracy – będzie dostępny dla wytwórców realizujących realną transformację, czyli inwestujących w mniej emisyjne źródła. Taką właśnie strategię ma Enea – będziemy stopniowo wygaszać bloki węglowe, a w ich miejsce powstaną kluczowe jednostki gazowe, wiatraki, fotowoltaika i magazyny energii.

Kłopoty Bogdanki

Powolne wygaszanie energetyki węglowej oznacza problemy dla należącej do Enei kopalni węgla Bogdanka. Jej plan pozyskiwania klientów spoza grupy może być trudny do zrealizowania – z powodu dekarbonizacji Europy i konkurencji dotowanych kopalń ze Śląska. Górnicy domagają się zabezpieczenia praw pracowniczych na czas transformacji.

Rozmawiamy ze związkami zawodowymi z Bogdanki i zapewniamy, że nie ma planów zamknięcia kopalni. Pracy dla niej nie zabraknie przez co najmniej 10 lat, ponieważ potrzebujemy paliwa dla naszych bloków. Po tym czasie – jeśli bloki węglowe zostaną wyłączone lub będą tylko jednostkami rezerwowymi – zapotrzebowanie na węgiel spadnie. To wszyscy rozumieją, także związki zawodowe. Zarząd Bogdanki ma plan na utrzymanie rentowności spółki – chce pozyskać nowych odbiorców węgla, a zarząd Enei ten plan w pełni popiera. Bogdanka to nasze aktywo – chcemy, żeby było efektywne i rentowne. Rozumiem, że ograniczenie pracy kopalni to problem dla całego regionu lubelskiego, dlatego potrzebne są nowe programy rozwojowe. Musimy jednak pamiętać, że większość obecnych górników przejdzie na emeryturę za kilka–kilkanaście lat, więc nie chodzi tu o masowe przekwalifikowanie, lecz o dostosowanie zakładu do warunków niskiego wydobycia.

I w ten sposób Bogdanka może dotrwać do 2049 r.? Taka data zamknięcia kopalni widnieje na umowie społecznej podpisanej przez rząd PiS z górnikami.

Nie wiem, na jakiej podstawie wyznaczono ten termin. Nie mamy żadnych analiz, które by go uzasadniały. Wierzę jednak, że zarząd Bogdanki będzie tak zarządzał spółką, by funkcjonowała jak najdłużej. Gdy wydobycie spadnie, Bogdanka mogłaby korzystać z dopłat do redukcji wydobycia, z jakich korzystają kopalnie śląskie.

Czy można dziś pozyskiwać kredyty na duże inwestycje z węglem w strukturze?

Można – i właśnie to robimy. Konsekwentnie realizujemy nasze plany w obszarze dystrybucji i wytwarzania. Enea chce w ciągu dekady zainwestować ponad 100 mld zł i dziś nie widzę zagrożeń dla finansowania tych projektów. Część banków, które wcześniej miały politykę antywęglową czy antygazową, zmieniła podejście. Oczywiście kredytów na bloki węglowe nie przyznają, ale na gazówki, OZE czy sieci – jak najbardziej. Szukamy też środków z innych źródeł, np. z Krajowego Planu Odbudowy. Plan na ten rok realizujemy zgodnie z harmonogramem. Obejmuje on m.in. inwestycję w dwa bloki gazowe w Kozienicach – mimo że grudniowa aukcja rynku mocy nie zapewniła im wsparcia, udało nam się to osiągnąć w lipcowej aukcji dogrywkowej. Dzięki temu zrealizujemy ten projekt do 2029 r. Nasze bloki będą zgodne z unijnymi wytycznymi – już na starcie gotowe do spalania do 50 proc. wodoru, a w przyszłości będą mogły przejść całkowicie na spalanie gazów odnawialnych.

Gazowa ofensywa

Enea planuje budowę dwóch elektrowni gazowych za 15 mld zł. Podobne inwestycje szykują też inne koncerny energetyczne. Już przy projekcie w Kozienicach mieliście trudności ze znalezieniem wykonawcy na polskim rynku i sięgnęliście po firmę z Turcji. Czy nie obawia się pan problemów przy realizacji kolejnych bloków?

Dwa bloki w Kozienicach wybuduje turecka firma Çalık Enerji. Jednocześnie udział lokalnych, polskich wykonawców i producentów w tym projekcie wyniesie ok. 75 proc. Turbiny gazowe dostarczy amerykańska GE Vernova, która posiada fabryki w Polsce. To oczywiste, że nie będziemy przywozić z Turcji betonu ani stali, więc wiele komponentów wykonawca zamówi lokalnie. Szacujemy, że do 2031 r. w Polsce powstanie 7-9 dużych bloków gazowych. To bardzo dużo i z pewnością pojawią się problemy z dostępnością turbin czy innych elementów. Musimy to logistycznie dobrze zaplanować. Zanim rozpoczniemy budowę bloków w Połańcu, dokładnie przeanalizujemy dostępne technologie, dostawców i wykonawców. Wiele zależy także od samych firm wykonawczych i podwykonawczych, które będą musiały dobrze zorganizować pracę równolegle na kilku budowach. Planujemy zorganizować dzień dostawców, podczas którego przedstawimy firmom nasze szczegółowe plany inwestycyjne. Z projektem gazowym w Połańcu zamierzamy wystartować w grudniowej aukcji mocy na dostawy energii w 2030 r.

Elektrownie gazowe powstają w Kozienicach i Połańcu. Obie lokalizacje wskazano też jako rezerwowe miejsca pod budowę drugiej elektrowni jądrowej. Jednocześnie w Połańcu rozważacie w przyszłości postawienie małego reaktora jądrowego. Czy te plany się nie wykluczają?

Nie. Trzeba pamiętać, że potencjalna budowa drugiej elektrowni jądrowej to daleka perspektywa. Tymczasem wsparcie z rynku mocy dla bloków gazowych wygaśnie po 17 latach od ich uruchomienia. Później możemy ubiegać się o wsparcie wodorowe, ale jesteśmy też gotowi, by rozważyć inwestycję jądrową w tej lokalizacji. Mamy podpisany list intencyjny ze Świętokrzyską Grupą Przemysłową Industria w sprawie rozwoju małych reaktorów jądrowych. Taki SMR mógłby działać obok bloków gazowych – w Połańcu mamy odpowiednią infrastrukturę sieciową. Na razie jednak nie przewidujemy żadnych nakładów inwestycyjnych poza badaniami lokalizacyjnymi. To odległe plany, które wykraczają poza horyzont naszej strategii do 2035 r.

Zakupy wiatraków

Obecnie kupujecie lądowe farmy wiatrowe. W tym roku przejęliście od Greenvolt kilka spółek o łącznej mocy ponad 100 MW za ponad miliard złotych. Część analityków twierdzi, że przepłaciliście za te projekty i inwestycja się nie zwróci. Jak pan to komentuje?

Jednocześnie wielu analityków uważa, że to świetna transakcja. Zdecydowaliśmy się na zakup, ponieważ była to dobra okazja. Na rynku nie ma wielu takich projektów. Inwestycja spełniała nasze założenia dotyczące stopy zwrotu. To pracujące już aktywa, które od razu przynoszą nam korzyść. Dostarczają energię naszym klientom, więc zwrot z inwestycji należy liczyć inaczej. Musimy rozwijać OZE, aby się zazieleniać i zastępować moce, które wkrótce znikną w wyniku odchodzenia od węgla.

Możemy się spodziewać kolejnych przejęć?

Tylko jeśli pojawią się wyjątkowe okazje na rynku. Obserwujemy sytuację, ale obecnie koncentrujemy się na realizacji własnych projektów fotowoltaicznych i wiatrowych, które są na różnych etapach zaawansowania. Część z nich na pewno uruchomimy już w przyszłym roku.

Instalacji OZE przybywa, a jak wygląda dostępność sieci na terenie działania Enei Operator?

Jako pierwszy koncern energetyczny udostępniliśmy mapę dostępności sieci. Pokazuje ona z dużą dokładnością miejsca, gdzie jeszcze jest przestrzeń na przyłączanie instalacji OZE. To duże ułatwienie dla inwestorów. Obecnie wskaźnik podłączonej mocy w naszej sieci dystrybucyjnej jest dwukrotnie wyższy niż realne zapotrzebowanie. Jeśli chodzi o wydane warunki techniczne dla gotowych projektów, to mocy jest cztery i pół razy więcej niż potrzebujemy, a samych wniosków o przyłączenie mamy siedem i pół razy więcej niż zapotrzebowanie. To pokazuje, że budowa źródeł przesuwa się z południa Polski na północ. Dlatego rozwijamy sieć – w ciągu dekady przeznaczymy na ten cel ponad 40 mld zł.

Przeczytaj: Miała być rewolucja na rynku energii. Nowy system na razie bez funkcji dla odbiorców prądu

Ceny energii

Czy widzi pan szansę, że rachunki za prąd dla Polaków i polskich firm spadną w najbliższych latach?

Jako Enea wybieramy takie rozwiązania, które będą najtańsze dla naszych klientów, czyli w jak najmniejszym stopniu obciążą ich rachunki za energię. Nasze plany dotyczące droższych źródeł, takich jak atom czy morskie farmy wiatrowe, zostały odłożone w czasie. Dbamy o to, by energia była możliwie najtańsza – a dziś energia ze słońca i wiatru jest tańsza od tej z węgla. Zdarzają się nawet godziny w ciągu dnia, kiedy – ze względu na dużą produkcję z OZE – ceny na rynku hurtowym są ujemne. Oczywiście, jeśli dodamy do tego koszty bilansowania systemu, rachunek rośnie, ale walczymy o to, by sumaryczne koszty dla klientów były jak najniższe. To szczególnie ważne dla firm, bo od kosztów energii zależy ich konkurencyjność. Im niższe ceny, tym szybciej rozwija się biznes – a to oznacza więcej klientów dla nas.

Dlatego inwestujemy nie tylko w OZE, ale też w elektrownie gazowe i magazyny energii. Ostatni blackout w Hiszpanii pokazał, że fotowoltaika nie wystarczy – trzeba zadbać o źródła sterowalne, moc bierną, rezerwę wirującą – czyli wszystko, co wpływa na stabilność systemu energetycznego.

Czyli jak będzie z tymi cenami energii?

W najbliższych latach istnieje szansa na spadek cen – już dziś widać to na rynku hurtowym. W dłuższej perspektywie wszystko zależy od tego, jak będzie wyglądał rynek. Jeśli powstaną duże serwerownie i centra danych, które zużywają ogromne ilości energii, znacząco wzrośnie popyt. To zmusi nas do zwiększenia produkcji i budowy nowych mocy, co przełoży się na wyższe koszty dla systemu. W przyszłości zaczną też pracować morskie farmy wiatrowe i bloki jądrowe, które nie należą do tanich inwestycji.

Dziś gospodarstwa domowe, dzięki tarczy ochronnej, płacą 500 zł za megawatogodzinę. Planowane jest utrzymanie tej ceny do końca roku. Czy Enea będzie w stanie zaoferować podobną cenę od stycznia 2026 r., gdy skończy się mrożenie cen?

Jest na to szansa. Nawet jeśli cena wzrośnie do poziomu 550–570 zł/MWh, nie widzę potrzeby dalszego mrożenia cen. Taki poziom oznaczałby wzrost rachunku o zaledwie kilka złotych miesięcznie. Już teraz kontraktujemy energię na przyszły rok i wszystko wskazuje na to, że sytuacja będzie stabilna. Moim zdaniem klienci biznesowi także nie powinni się obawiać podwyżek – mamy dla nich nowe rozwiązania, powiązane z notowaniami giełdowymi. Dajemy im również możliwość poboru energii ponad umowny limit w wybranych godzinach bez kar, co pozwala na elastyczne zarządzanie produkcją i przenoszenie energochłonnych procesów na tańsze weekendy. Do tej pory firmy – np. z branży chłodniczej czy produkcyjnej – musiały ograniczać pracę maszyn, by uniknąć kar za zwiększony pobór mocy. Teraz mogą zwiększać produkcję do poziomu uznanego przez operatora za bezpieczny.

Kurs Enei wystrzelił

Od początku roku kurs Enei wzrósł na giełdzie o ponad 50 proc. To m.in. efekt powrotu do wypłaty dywidendy. Czy widzi pan potencjał do dalszego wzrostu notowań?

Uważam, że Enea powinna być spółką dywidendową. Każdy inwestor oczekuje zwrotu nie tylko przez wzrost kursu akcji, ale również w formie dywidendy. Rynek docenił nasze działania i strategię. Zamierzamy ją konsekwentnie realizować. Jestem przekonany, że pozostaniemy w trendzie wzrostowym.

Przeczytaj: Były prezes węglowego giganta bije na alarm. Bez mocnej redukcji kosztów dopłaty dla kopalń będą rosły

Główne wnioski

1. Prezes Enei Grzegorz Kinelski przekonuje, że dla grupy korzystniejsze będzie utrzymanie elektrowni węglowych w strukturze, niż ich przekazanie do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). – Energia z NABE byłaby droga, a i tak musielibyśmy ją od tej agencji kupować. Wolimy działać jako producent, który może taniej zabezpieczyć dostawy dla swoich klientów – wyjaśnia. Zapewnia również, że Enea nie planuje zamykać kopalni Bogdanka, ponieważ przez co najmniej 10 lat będzie potrzebne paliwo dla elektrowni. Jednocześnie zaznacza, że brakuje analiz uzasadniających funkcjonowanie kopalni aż do 2049 r.
2. Enea planuje budowę dwóch elektrowni gazowych – w Kozienicach i Połańcu. Dwa bloki w Kozienicach zrealizuje turecka firma Çalık Enerji, jednak udział polskich wykonawców i producentów ma wynieść ok. 75 proc. Turbiny gazowe dostarczy amerykańska GE Vernova, posiadająca fabryki w Polsce. Prezes ostrzega, że ze względu na skalę planowanych inwestycji gazowych w kraju mogą wystąpić trudności z dostępnością turbin i innych komponentów. – Musimy to dobrze logistycznie poukładać – zaznacza Kinelski.
3. Zdaniem prezesa Enei, istnieje realna szansa, że od stycznia 2026 r. taryfy dla gospodarstw domowych spadną do poziomu 500 zł/MWh. Nawet jeśli ostatecznie ustabilizują się w przedziale 550–570 zł/MWh, nie widzi potrzeby dalszego mrożenia cen. – Również klienci biznesowi nie powinni się obawiać podwyżek, ponieważ oferujemy im nowe, elastyczne rozwiązania – zapowiada Grzegorz Kinelski.