Jacek Głowacki: Polenergia będzie mniej zielona

Rz: Mimo dywersyfikacji biznesu po połączeniu z PEP Polenergia nadal jest postrzegana jako spółka stawiająca na rozwój zielonej energetyki, głównie lądowych farm wiatrowych. Zmiany regulacji wymuszą modyfikację strategii?

Jacek Głowacki: Połączeniu aktywów energetycznych w jednej grupie od początku przyświecała idea zrównoważenia naszego portfela biznesowego. Dziś jesteśmy spółką, której wynik EBITDA w połowie jest generowany przez segment energetyki konwencjonalnej, czyli Elektrociepłownię Nowa Sarzyna, a także dystrybucję i obrót. Druga połowa to energetyka odnawialna. Rzeczywiście, budowę wartości spółki w kolejnych latach opieraliśmy na rozwoju tego segmentu. Dwa akty prawne, czyli nowelizacja ustawy o OZE (od 1 lipca) i tzw. ustawa odległościowa (od 15 lipca) w sposób istotny zredefiniowały regulacje dla tych źródeł. Bo z jednej strony niemal całkowicie wyeliminowano możliwość budowy nowych elektrowni wiatrowych na lądzie, z drugiej zaś wprowadzono nowy aukcyjny system dla nowych źródeł OZE, pozostawiając dotychczas wybudowane elektrownie w dotychczasowym systemie wsparcia, opartym na zielonych certyfikatach.

Ustawa odległościowa bezpośrednio w was uderzyła. Zdecydowaliście się na odpis, ale jest on znacząco niższy niż w PGE czy nawet w Enerdze, mimo że macie spory portfel już działających farm i jeszcze więcej mocy planowanych. Z czego to wynika?

Posiadamy projekty o mocy ok. 400 MW w tzw. fazie dewelopmentu, ale jeszcze przed uzyskaniem pozwolenia na budowę. Ze względu na wejście ustawy odległościowej w życie musimy wstrzymać przy nich prace i dokonać odpisu na ponad 50 mln zł. Nie decydowaliśmy się na szacowanie wpływu potencjalnie wyższych kosztów eksploatacji istniejących farm wiatrowych, wynikających z podwyższenia dla nich podatku od nieruchomości. Dysponujemy opiniami prawnymi wskazującymi na niejednoznaczność zapisów wspomnianego dokumentu w tym zakresie. Uważamy też, że nie mogło być intencją ustawodawcy dyskryminowanie jednej z technologii, w tym wypadku elektrowni wiatrowych, przez nakładanie na nie wyższych podatków. Nie jest jednak tak, że obecne regulacje nie pozwalają nam w ogóle na rozwój segmentu OZE. Bo aukcyjny system wsparcia, którego wejścia w życie spodziewaliśmy się od dawna, nie ogranicza rozwoju energetyki wiatrowej na morzu. Opierając się na nim, chcemy rozwijać projekty naszych farm na Bałtyku o łącznej mocy ok. 1,2 GW. Mamy też projekty lądowe na ok. 260 MW z pozwoleniami na budowę, przygotowane do startu w pierwszej aukcji. Dla nich ustawa odległościowa jest neutralna.

Aukcje są jednak tak skonstruowane, że może dla „koszyka" wiatraków zabraknąć miejsca.

Dlatego część mocy chcemy zgłosić w ramach tzw. koszyka elektrowni hybrydowych. Nie mamy przy tym potrzeby szukania partnera, gdyż posiadamy własny projekt elektrowni biomasowej na 30 MW, który zgłosimy razem z częścią naszych projektów wiatrowych. Pozostałe projekty farm wystartują w dedykowanym dla siebie „koszyku" aukcji. W związku z tym nie mamy potrzeby wprowadzania istotnych zmian w strategii w tym zakresie. Będziemy jednak inaczej rozkładać akcenty, stawiając też na rozwój segmentu związanego z energetyką konwencjonalną, dystrybucją, sprzedażą i obrotem.

Czy w przypadku morskich farm bierzecie pod uwagę partnerstwo z inwestorem?

Tak. Wstępne rozmowy o takim partnerstwie są już prowadzone z dużymi globalnymi graczami działającymi na rynku offshore. Te projekty budzą zainteresowanie inwestorów ze względu na skalę inwestycji oraz wyraźne sygnały ustawodawcy o chęci wspierania tego segmentu. Poza tym farmy należące do Polenergii, które w tym roku oczekują na decyzje środowiskowe, byłyby pierwszymi powstającymi na polskim obszarze Morza Bałtyckiego. Co więcej, nasze wiatraki będą w niewielkiej odległości od wybrzeża (22–35 km) i na atrakcyjnych głębokościach (25–40 m), co ograniczy koszty przyłączenia do sieci i tym samym całkowite koszty budowy. Dziś koszt budowy takiej elektrowni wynosi 3–4 mln euro za MW, ale ta technologia szybko tanieje. Podobnie jak PGE, będziemy aplikowali o maksymalne środki na projekt z planu Junckera. Na razie brakuje najważniejszego elementu, który przyspieszyłby harmonogram rozwoju tych projektów. Chodzi o wysokość wsparcia za produkcję energii oferowaną w aukcjach. Mamy nadzieje, że takie regulacje zostaną wprowadzone w 2017 roku.

Jakie działania podejmiecie w innych obszarach biznesu?

Już podpisaliśmy czteroletnią umowę z Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi na świadczenie przez Elektrociepłownię Nowa Sarzyna usługi samostartu i odbudowy krajowego systemu energetycznego w razie blackoutu. Dzięki temu nasze źródło energii nie tylko będzie otrzymywało wynagrodzenie za gotowość do wykorzystania mocy przez operatora, ale stanie się też istotnym elementem krajowego systemu. Jest to tym bardziej istotne w świetle aktualnie występujących ograniczeń rezerwy mocy w szczególności w okresie letnim. Co więcej, zamierzamy rozwijać segment dystrybucji. W połowie przyszłego roku zakończymy realizację planu inwestycyjnego. Po realizacji podpisanych już umów Polenergia Dystrybucja do 2017 roku będzie dostarczać energię do 16 tys. odbiorców końcowych na 46 obszarach. Planowany wolumen przesyłanej energii wyniesie 314 GWh, a wartość regulowana aktywów zwiększy się do 91 mln zł. Stawiamy też na zwiększanie przychodów z obrotu. Polenergia Obrót od 1 lipca stała się formalnie animatorem Towarowej Giełdy Energii. W perspektywie 3–4 lat planujemy zwiększyć wolumen obrotu energii z obecnych 13 TWh do ok. 20 TWh. Wchodzimy też na rynek obrotu gazem.

Minister energii pokazał założenia dla tzw. rynku mocy, czyli wsparcia dla konwencjonalnych źródeł energii. Skoro Nowa Sarzyna stała się istotnym elementem systemu energetycznego, to może mogłaby skorzystać na nowych regulacjach?