Z punktu widzenia Enei pozostanie dystrybucji w Grupie jest oczywiście korzystne. Jest to biznes regulowany, który przy określonym poziomie inwestycji daje stabilną, relatywnie przewidywalną stopę zwrotu. Jest to pewny biznes dobrze postrzegany przez banki, które kredytują nasze inwestycje. Jednocześnie to duże zobowiązanie do nieustannego rozwoju i inwestycji. Sieci dystrybucyjne to krwiobieg nowoczesnej energetyki.
Czy Enea jest zadowolona z taryf sprzedażowych na energię?
W tym roku prezes Urzędu Regulacji Energetyki uwzględnił wszystkie nasze koszty uzasadnione. Dlatego możemy powiedzieć, że jesteśmy zadowoleni.
To dlaczego inne firmy szykują odpisy na taryfie sprzedażowej za 2024 r.?
Trudno mi oceniać koszty energii i kontraktację innych firm oraz ich proces taryfikacji. Pragnę tylko przypomnieć, że w 2023 r. my także zawiązaliśmy odpis na sprzedaży rzędu 368 mln zł. Mówiąc o naszym podejściu, będziemy zadowoleni z taryfy na 2024 r., w przeciwieństwie do taryfy za 2023 r. Zgłosiliśmy zresztą roszczenia z tego tytułu.
To znaczy?
Zawnioskowaliśmy do Prezesa URE o ponowną analizę wniosku i uwzględnienie naszych rzeczywistych kosztów. Prezes URE odrzucił ten wniosek. Odwołaliśmy się od decyzji odmownej do Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów i trwa postępowanie w tej sprawie.
Ceny energii są mrożone dalej, ale tylko do 30 czerwca tego roku. Co będzie po tej dacie?
Tegoroczna taryfa dla grup G jest owszem wyższa, ale już tak bardzo nie odbiega od poziomu zamrożonych cen energii jak ubiegłoroczna. Te ceny energii ustabilizowały się już na tyle i dalej charakteryzują się trendem spadkowym, że można być spokojnym – wyższe taryfy nie powinny wpłynąć aż tak negatywnie na rynek.
Czy Enea zarabia na systemie mrożenia cen energii za 2024 r.?
My realizujemy literalnie to, co wynika z przepisów. System jest złożony, odpisy na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny są zarówno od produkcji, jak i od sprzedaży, podobnie jest z rekompensatami. Nie można więc jednoznacznie ocenić wpływu mechanizmu na całą Grupę, zwłaszcza, że w naszym przypadku, jak wspomniałem, mieliśmy stratę na segmencie sprzedaży klientów indywidulanych z tytułu niedoszacowanej taryfy na ubiegły rok.
Jednak finalnie po zakończeniu roku i rozliczeniu rekompensat i odpisów wyjdziecie Państwo na zero jeśli chodzi o ten system?
Takie jest założenie ustawodawcy. Wszelkie zmiany i kwoty będziemy raportować.
Co do sposobu rozliczenia odpisów na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny, prezes URE jak inną interpretację sposobu rozliczenia tej opłaty aniżeli spółki dystrybucyjne. Będzie to skutkować kolejnymi stratami firmy? Prezes URE zapowiada kontrolę.
W mojej ocenie nie ma tu pola do wstecznej interpretacji. Przepisy są tu jasne. Zarządca Rozliczeń na mocy przepisów zobowiązany jest do weryfikacji tych rozliczeń na bieżąco.
Do kiedy prognozowana jest rentowna praca bloku węglowego B11 w Kozienicach? Tauron i PGE w kontekście swoich najnowocześniejszych jednostek mówią o 2035 r. A do kiedy może pracować B11?
Zakładamy, że blok B11 w Kozienicach może działać rentownie do 2049 r. Spółki energetyczne są też po to, aby poza misją bezpieczeństwa energetycznego, zwiększać wartość dla swoich akcjonariuszy. Blok będzie pracował tak długo jak będzie to potrzebne i jednocześnie tak długo jak będzie to rentowne.
Wydzielenie węgla ze spółek energetycznych przedłuża się. Czy jest dla spółki pewna wewnętrzna data, która obliguje spółkę do sprzedaży elektrowni węglowych?
Te cezury czasowe dla nas określają instytucje finansowe, które warunkują kredytowanie i ubezpieczanie naszej firmy odejściem od węgla. Dlatego też dla nas, ale też dla wszystkich grup energetycznych, kluczowym jest, aby stało się to jak najszybciej. Wydzielenie aktywów węglowych w formie powstania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, kilku podmiotów czy jakiekolwiek innej formule jest konieczne, jeśli nasze grupy energetyczne mają w pełni uczestniczyć w transformacji energetycznej i uwolnić potencjał rozwoju OZE.
Bogdanka i Enea Wytwarzanie oraz Enea Elektrownia Połaniec poinformowały o aneksach do wieloletnich umów sprzedażowych w tym także na 2024. Wartość tej umowy jest niższa o 5,6 proc. Z czego to wynika?
Ceny węgla na 2024 r. są znacząco poniżej ceny na 2023 r. i jako odpowiedzialni partnerzy biznesowi wykorzystujemy opcje długoletnich umów i ustalmy optymalne rozwiązania dla biznesu.
Górnicze związki zawodowe zarzucają spółkom energetycznym, że nie odbierają zamówionego węgla z kopalń i są winne kryzysowi w górnictwie….
Nasze spółki wywiązują się z zamówionych kontraktów i terminowo realizują odbiory węgla i z Bogdanki i z Polskiej Grupy Górniczej.
Czy w ramach wieloletnich umów sprzedażowych, rozmowy z PGG zostały już zakończone?
Tak, zostały one zakończone, parametry umów odzwierciedlają tendencję spadkową na rynku tego surowca.
Kiedy zakończy się proces sprzedaży kopalni Bogdanka?
Po naszej stronie zrobiliśmy wszystko co należało, aby zrealizować proces sprzedaży w zakładanym terminie. Trwa jeszcze proces due diligence Lubelskiego Węgla Bogdanka oraz wycena po stronie Skarbu Państwa. Z naszej perspektywy to jest projekt komplementarny z NABE. Jeśli chcemy wydzielić elektrownie węglowe to powinniśmy to samo zrobić z kopalniami. Niemniej Bogdanka to wartościowe i nadal perspektywiczne aktywo.
Warte ponad 1 mld zł?
Informowaliśmy rynek, że pierwszą ofertę Skarbu Państwa na nabycie kopalni odrzuciliśmy. Analizy pokazują jednoznacznie, że wartość Bogdanki jest wyższa. Czekamy na kolejną ofertę.
Co z dywidendą Bogdanki i Enei w kolejnych latach?
Decyzję o wypłacie dywidendy dokonuje walne zgromadzenie akcjonariuszy. Pytanie czy jest uzasadnione, aby środki, które mają trafić na dywidendę pozostały w firmie. Moim zdaniem takie uzasadnienie jest w kontekście wyzwań inwestycyjnych na drodze do transformacji energetycznej, ale decyzja należy do akcjonariuszy.
Czy w sytuacji wypłaty dywidendy możliwe jest utrzymanie tempa inwestycji?
To zależy od środków, które moglibyśmy pozyskać w zamian na wspominane inwestycje w celu wykorzystania ich na rzecz transformacji energetycznej. Jeśli uwolnimy się od aktywów węglowych za godziwą cenę, te środki na inwestycje będą dostępne. Wówczas będziemy mieli też zdolność do pozyskania dalszych, zewnętrznych środków na inwestycje w rozwój sieci dystrybucyjnej, magazynowanie energii czy OZE.
Co dalej z projektem rozwoju małych reaktorów jądrowych w spółce razem z Last Energy?
Nasza współpraca wygasła z końcem 2022 r. wraz z wygaśnięciem listu intencyjnego i nie była kontynuowana. Nie widzieliśmy wystarczającego potencjału w jej kontynuacji. Analizujemy obecnie możliwości współpracy z dwoma firmami amerykańskimi, jedną brytyjską i jedną francuską. SMR są dla nas niezmiennie istotnym kierunkiem rozwojowym i z pewnością poinformujemy rynek, gdy będziemy gotowi by przedstawić szczegółowe założenia współpracy.
Wierzy Pan, że małe reaktory jądrowe powstaną w Polsce w 2030 r.?
Z perspektywy organizacyjnej, certyfikacyjnej i procesu inwestycyjnego, funkcjonowanie SMR w Polsce na zasadach komercyjnych, to horyzont zdecydowanie po roku 2030.
Paweł Majewski jest prezesem Enei od kwietnia 2022 r. Poprzednio był prezesem Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa (PGNiG). Wcześniej pełnił funkcję prezesa Grupy Lotos, wiceprezesa Huty Stalowa Wola, członka zarządu w DO & CO Poland oraz prezesa Airport Cleaning Service. Posiada również doświadczenie zawodowe na kierowniczych stanowiskach m.in. w Petrolocie (obecnie Orlen Aviation), a także jako dyrektor pionu zarządzania marżą zmienną i produkcją w PGNiG Termika. ∑