Prezes Tauronu: Los starszych elektrowni nieznany. W Tauronie zwolnień nie będzie

Wygaszenie starszych elektrowni nie oznacza zwolnień ani opuszczenia naszych lokalizacji. W tych miejscach będziemy budować nowe źródła wytwórcze lub je komercjalizować w inny sposób – mówi Grzegorz Lot, prezes Tauronu.

Tauron pod koniec grudnia zaprezentuje strategię. Można spodziewać się przyspieszenia transformacji?

Szczegółów oczywiście zdradzać nie będę, ale mogę zapewnić, że skupiamy się na wzmocnieniu rentowności naszych działań oraz zapewnieniu trwałej przewagi konkurencyjnej grupy. Podchodzimy do strategii, do transformacji w sposób ewolucyjny. Wiemy, że do 2050 r. konieczne jest całkowite odejście od paliw kopalnych. Do tego czasu powinniśmy zaoferować klientom energię albo z OZE, albo zeroemisyjną. Obecnie nasz wolumen sprzedaży to blisko 30 TWh/rok, a do 2050 r. spodziewamy się znacznego wzrostu popytu na energię. Przed nami duże wyzwanie, aby zapewnić klientom energię nie tylko czystą, ale także w dobrej cenie. Dlatego tak istotne jest, aby intensyfikować działania na rzecz budowy nowych źródeł oraz całego ekosystemu nowej energetyki. Żeby transformacja się udała, konieczne są znaczne inwestycje w dystrybucję oraz zmiana modelu jej działania. Dystrybucja jest fundamentem dalszego rozwoju, nie tylko rynku energii, ale także gospodarki, która bez „zielonej” i „taniej” energii nie będzie się odpowiednio szybko rozwijać. W ostatnim czasie pojawiło się wiele spekulacji na temat wydzielenia dystrybucji z grup energetycznych. Jednoznacznie komunikujemy, że nie rozważamy takiego scenariusza. Dystrybucja jest na trwałe związana z Grupą Tauron i stanowi jej rdzeń, wokół którego budujemy nowy model biznesu. Planujemy jeszcze intensywniejszy rozwoju sieci, która ma bezpośredni wpływ na rozwój regionu. Wiemy, że dynamika tego procesu ma ogromny wpływ na to, co będzie się działo w gospodarce i społeczeństwie.

Na dystrybucję Tauron nadal będzie przeznaczał 3 mld zł rok do roku czy więcej?

Sieć staje się konkurencyjnym elementem biznesu, dystrybucja musi walczyć o każdego klienta. Oferowanie dostępu do niej w rozsądnej cenie oznacza, że będziemy w stanie zachęcić inwestorów do przyjścia na nasze obszary działania, od Małopolski, poprzez Górny Śląsk, Opolszczyznę, aż po Dolny Śląsk. Silna dystrybucja oznacza silny region, a co za tym idzie – szansę na dalszy rozwój biznesu.

Wielkości kwoty nie mogę jeszcze ujawniać. Podczas prezentacji strategii pokażemy konkretne wartości, natomiast chcę podkreślić, że dystrybucję traktujemy priorytetowo, co przekłada się na poziom corocznych inwestycji.

Czy w nowej strategii będą ujęte daty odejścia od węgla w produkcji energii elektrycznej i ciepła?

Tak, złożymy takie deklaracje, ale nie powiem teraz, kiedy odejdziemy od węgla. Dużo zależy od tego, co się wydarzy przy nowelizacji ustawy o rynku mocy, a więc w systemie wsparcia elektrowni węglowych. Chciałbym jednak podkreślić, że przywiązywanie się do sztywnych terminów, jak rok 2030, 2035 czy 2040, jest mniej istotne niż konsekwentne działania. Ważne jest, aby przez cały czas równoważyć cele ekologiczne i ekonomiczne. Kierunek jest znany, ale musimy zwracać uwagę na rachunki wystawiane klientom oraz kwestie bezpieczeństwa.

Podobna sytuacja ma miejsce w przypadku ciepła. W strategii pokażemy też, jaki jest nasz plan, żeby ciepłownictwo było jak najbardziej zazielenione. Mówimy o biomasie, gazie, elektryfikacji, magazynach ciepła.

Jeśli jednak pyta pan o konkretne daty, to teoretycznie, gdybyśmy wydzielili wspomniane aktywa ze spółek energetycznych, te spółki natychmiast pozbyłyby się węglowego śladu. Natomiast z perspektywy kraju nie rozwiązałoby to całego problemu. Intensywnie pracujemy, aby zminimalizować udział węgla w naszym miksie energetycznym, dbając przy tym o koszt energii oraz ciepła.

W Grupie Tauron działa 12 bloków klasy 200 MW oraz dwa większe bloki: NJGT 910MW i Łagisza 460MW. Z tego parku wytwórczego dwa bloki 200 MW są objęte systemem wsparcia, tj. mają zawarte umowy mocy do 2028 r., a NJGT ma umowę mocy do 2035 r. Pozostałym kończy się rynek mocy w 2025 r. Czy bloki, którym kończy się wsparcie z rynku mocy po 2025 r., mają szansę działać dalej?

Rząd pracuje nad nowelizacją ustawy o rynku mocy, aby spółki mogły skorzystać z unijnych derogacji dla starszych bloków, tak by te wspomniane jednostki mogły działać także po 2025 r., aż do 2028 r. Ich dalsze funkcjonowanie będzie jednak w dużym stopniu uzależnione od funkcjonowania rynku mocy. „Dwusetki” nie utrzymają się bez systemu wsparcia. OZE wypiera produkowaną przez nie energię, a one muszą być wyłączane. Tu chciałbym także zaprzeć plotkom, jakoby nasz najnowszy blok węglowy o mocy 910 MW pracował 1000 godzin, a więc poniżej granicy opłacalności. To jedna z najbardziej efektywnych jednostek w kraju, przepracowała już w tym roku 5500 godzin.

Projekt nowelizacji ustawy o rynku mocy jest już znany. Jaka jest wasza opinia na temat tego projektu?

Rynek mocy, a więc system wsparcia dla jednostek węglowych, które nie są już konkurencyjne rynkowo, a muszą jeszcze działać ze względu na bezpieczeństwo energetyczne, jest niezbędny.

Obecny model rynku zakłada aukcje coroczne w modelu cenobiorcy, co niesie za sobą ryzyka i konsekwencje dla uczestników. Jesteśmy bardzo zaangażowani w tę sprawę, a nasze decyzje będą podejmowane po zapoznaniu się z finalną wersją dokumentu.

Jak wynika z uwag Tauronu złożonych w konsultacjach projektu ustawy, istnieje ryzyko rezygnacji z udziału aukcji waszych starszych bloków węglowych…

Przejście certyfikacji do aukcji uzupełniającej, a co za tym idzie, już samo wzięcie w niej udziału rodzi konkretne zobowiązania. Na ten moment może to być dla nas ryzykowne, a to z powodu statusu cenobiorcy, jaki posiadałyby nasze elektrownie, wchodząc do aukcji. Operując na dużym poziomie uproszczeń, powiem tak: wszystko zależy od parametrów wejściowych aukcji, które nie zostały jeszcze w pełni określone. Jak pan słusznie zauważył, trwają konsultacje. Po to są rozmowy, po to jest dialog, żeby wymieniać się informacjami.

Ale według waszych uwag projekt ustawy o nowelizacji rynku mocy nie przyniesie sukcesu…

Dlatego też liczymy, że dojdzie jeszcze do korekt projektu, tym bardziej że z samej definicji jest to wersja robocza. W interesie Polskich Sieci Elektroenergetycznych jest to, aby w systemie był dostępny odpowiedni wolumen mocy. Podchodzimy odpowiedzialnie do sprawy. Nasz komunikat dotyczący obecnego kształtu ustawy jest, owszem, stanowczy, ale szczery: jeśli poziom maksymalny cen dla jednostki, która ma status cenobiorcy, będzie zbyt niski i nie pokryje kosztów stałych jej pracy, to dalsza eksploatacja takiego bloku będzie po prostu nieopłacalna, nawet po „wygranej” aukcji. Właśnie to ryzyko w tej chwili identyfikujemy i uważamy, że jest na tyle istotne, że potencjalni dostawcy mocy nie będą chcieli w tych aukcjach uczestniczyć. Oczywiście, wydawałoby się, iż samo uczestnictwo w aukcji nie jest ryzykowne, bo przecież nie wiemy, jak ona się skończy, jednak w tym wypadku, z dużym prawdopodobieństwem, musimy zakładać, że cena zamknięcia uplasuje się znacznie poniżej kosztów pracy bloku, na co, ze względów ekonomiczno-gospodarczych, nie możemy się zgodzić. To krytyczne podejście wynika z troski i odpowiedzialności. W naszej opinii rozwiązaniem, które nadal „leży na stole”, jest nadanie uczestnikom aukcji statusu cenotwórcy, co skutkuje tym, że jeśli cena będzie niesatysfakcjonująca, uczestnik aukcji może w każdym momencie z niej wyjść bez finansowych konsekwencji. Przypominam tutaj, iż aukcja uzupełniająca będzie toczyć się w formule tzw. aukcji holenderskiej. Cena w kolejnych, następujących po sobie rundach spada (jest ich zazwyczaj 12), a aukcja trwa do momentu, aż podaż nie zrównoważy popytu. To zrównoważenie będą powodować jednostki stopniowo opuszczające aukcję (składające tzw. ofertę wyjścia, warunkowaną poziomem ceny). Nie wchodząc na tym etapie w skomplikowane arkana – musimy szybko rozwiązać problem cenobiorcy. Dodatkowo problematyczną kwestią były okresy aukcyjne. Proponowaliśmy aukcje uzupełniające, tzw. pakietowe – od razu na trzy lata (2026, 2027 i 2028). Wówczas zbiorczo łatwiej byłoby zaplanować koszty i remonty. Dla kraju oznacza to większe bezpieczeństwo energetyczne, dla samorządów konkretne przychody z podatków, a dla ludzi – miejsca pracy. I my, jako zarząd, jasno deklarujemy, że od dziewięciu miesięcy trwania naszej kadencji robimy wszystko, żeby sprzedać usługę mocy dla bloków 200 MW.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska, jak wynika z przebiegu konsultacji, odrzuciło wasze uwagi. Aukcje pakietowe mają być niemożliwe do przeprowadzenia, bo wymagałoby to notyfikacji w Komisji Europejskiej, a na to nie ma już czasu…

Jeszcze raz powtórzę: pierwszą, kluczową rzeczą jest to, żeby wszystkie wytypowane przez Tauron jednostki wytwórcze wzięły udział w aukcjach uzupełniających na lata 2026, 2027 i 2028 oraz żeby te aukcje zakończyły się cenami pokrywającymi przynajmniej koszty stałe tych jednostek. Oczywiście z uwzględnieniem kosztów remontów, w niezbędnym zakresie. Zrobimy wszystko, co w naszej mocy, aby tak się stało. Drugą rzeczą jest jak najszybsze przeprowadzenie aukcji. Idealnym rozwiązaniem byłby IV kwartał. To już nierealne, więc celujemy w początek II kwartału 2025 r. Jeśli termin organizacji aukcji uzupełniających przesunie się chociażby na II półrocze, będzie już za późno. Na ten moment im szybciej, tym lepiej.

Jeśli uda się mimo wszystko wygrać te aukcje, to takie elektrownie, jak Siersza, Łaziska, Łagisza, Jaworzyno, będą działać dalej?

Będą działać tak długo, jak rynek mocy pozwoli na opłacalne ich utrzymanie. W planach przewidziane są aukcje co roku, więc niepewność będzie trwać aż do 2028 r. Co ważne, nawet jeśli dane elektrownie będą wygrywać coroczne aukcje, po 2028 r. będą musiały być już ostatecznie wygaszane, a przynajmniej tak wynika z obecnie obowiązującego scenariusza. Tu chciałbym przypomnieć datę, kiedy zapadły decyzje zarządu Tauronu Wytwarzanie o wygaszeniu starszych bloków węglowych w Trzebini, Łagiszy, Łaziskach i Jaworznie do końca 2025 r. Uchwały te zostały podjęte przez poprzedni zarząd w 2021 r. My zostaliśmy postawieni w konieczności łagodzenia skutków tych decyzji. Niezależnie od tego, to nasza odpowiedzialność i robimy wszystko, aby znaleźć najlepsze rozwiązanie uwzględniające różne perspektywy i różnych interesariuszy. Poza rynkiem mocy do 2028 r. pozostaje też kwestia zabezpieczenia mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym po tym czasie. Kluczowe na ten moment są lata 2029 i 2030. Później będzie już łatwiej, bo zaczną pojawiać się nowe moce, zastępujące likwidowane jednostki. My też będziemy w tym aktywnie uczestniczyć.

CV

Grzegorz Lot

jest absolwentem Politechniki Śląskiej w Gliwicach. Ukończył Menedżerskie Studia Podyplomowe Zarządzanie Przedsiębiorstwem na Politechnice Śląskiej w Gliwicach, International Managerial and Marketing Studies na Uniwersytecie Technicznym w Brnie, Międzynarodowe Studia Menedżersko-Finansowe na Uniwersytecie Ekonomicznym w Katowicach i studia Master of Business Administration na The Brennan School of Business of Dominican University, River Forest Illinois w USA. Od ponad 27 lat związany jest z sektorem energetycznym. Od marca 2024 r. jest prezesem Tauron Polska Energia. W latach 2020–2024 był wiceprezesem zarządu Polenergia Dystrybucja oraz wiceprezesem zarządu Polenergia Sprzedaż. W latach 2012–2019 związany z Grupą Tauron, jako wiceprezes zarządu w Tauron Sprzedaż. W latach 1997–2012 pracował w spółkach należących do Grupy Vattenfall. Jest członkiem szeregu rad nadzorczych, wiceprezesem Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej oraz prezesem IGEOS.