PGE obawia się, czy utrzyma tempo inwestycji. Analizuje regulacje o limitach cen
Regulacje na rynkach energii sprawiają, że kolejny rok może być dla sektora bardzo wymagający. PGE analizuje wpływ rządowych propozycji na swoją działalność, jest jeszcze wiele niepewności, proces trwa. Pojawiają się obawy o to, czy uda się utrzymać tempo inwestycji i działań związanych z transformacją. Tym bardziej, że rosną również inne koszty - paliw czy praw do emisji dwutlenku węgla. W tym roku PGE zainwestuje 6,5 mld zł. Plan na kolejny rok nie został jeszcze wytyczony.
- Trzeci kwartał to okres wymagający dla spółek energetycznych. Znając skalę zmian regulacji na rynku wiemy, że kolejne mogą okazać się jeszcze bardziej wymagające - powiedział podczas środowej konferencji prezes PGE Wojciech Dąbrowski.
Rząd wprowadza przepisy, które mają sprawić, by kryzys wywołany w głównej mierze konfliktem zbrojnym na Ukrainie był jak najmniej odczuwalny dla klientów indywidualnych i przedsiębiorstw. - Regulacji pojawia się wiele, my je analizujemy. Mamy pewne obawy o utrzymanie skali naszych inwestycji i tempa transformacji energetycznej. Realizujemy jak dotąd naszą strategię, nie zatrzymujemy się, mimo trudnej sytuacji na rynku. Nie znamy jeszcze ostatecznego kształtu regulacji. Jak głęboki będzie ich wpływ? Ta kwestia jest przedmiotem naszych analiz. W wielu aspektach jest niepewność interpretacyjna - mówił.
Podkreślał wielomiliardowe koszty, jakie grupa ponosi choćby w związku z zakupem praw do emisji CO2 i paliw. Koszt CO2 w tym roku, według jego zapowiedzi, wyniesie blisko 20 mld zł, a w przyszłym może wzrosnąć do 26-27 mld zł. - To poważne kwoty, które odpłyną z grupy. Dziś koszty działalności są wyższe niż nasza kapitalizacja giełdowa. Musimy rozsądnie gospodarować każdą złotówką i będziemy to robić w najbliższym roku - powiedział prezes.
Grupa w tym roku planuje inwestycje na poziomie 6,5 mld zł. Przyszłoroczny plan nie został jeszcze przyjęty. Teoretycznie wydatki powinny rosnąć, by zrealizować założenia - firma do 2030 r. planuje zainwestować 75 mld zł. Nie wiadomo tylko, czy realia rynkowe i regulacje na to pozwolą. Na pewno priorytetem będą wydatki na projekty związane z morską energetyką wiatrową i w dystrybucję.
- Mamy nadzieję, że będziemy mogli realizować inwestycje bez zakłóceń, ale musi się zakończyć wojna w Ukrainie i kryzys, by dalej realizować założoną politykę. Chcę przy tym podkreślić, że ograniczanie wpływu rosnących cen energii elektrycznej dla społeczeństwo jest konieczne. To słuszny kierunek. Gospodarka stanowi pewną całość, jeśli jest trudna sytuacja, trzeba rozkładać równomiernie na wszystkie branże koszty i ryzyko. Ale z drugiej strony - nie możemy prowadzić działalności poniżej naszych kosztów, bo siłą rzeczy doprowadzi to firmę do upadłości - mówił Dąbrowski. Podkreślał przy tym, że firma nie osiąga nadmiarowych zysków czy nadzwyczajnych marż. Jak wskazał, wynik EBITDA za trzeci kwartał spadł o 9 proc. rok do roku.
Rozporządzenie Rady Ministrów w sprawie sposobu obliczania limitu ceny, który odnosi się do ustawy o mrożeniu cen energii w 2023 r., określa sposób obliczania limitu ceny dla wytwórców energii elektrycznej w podziale na technologie wytwarzania. Jeden z punktów rozporządzenia mówi, że koszt zużytego paliwa, z uwzględnieniem kosztu transportu i składowania, który może zostać wykorzystany do wyliczenia limitu sprzedaży ceny energii, został ograniczony do 7,8 zł za GJ. - Widzimy duże ryzyko w tym, że cena 7,8 zł za GJ, która pojawia się w ustawie, nie będzie wystarczająca, by pokryć nam ten koszt - mówił podczas konferencji Lechosław Rojewski, wiceprezes ds. finansowych.
Dodał, że perspektywy na 2023 r. są trudne. Nie spodziewa się on, by wynik EBITDA był nawet porównywalny do tego za 2022 r. - Liczymy się z jej spadkiem dla większości segmentów. W czterech segmentach - energetyki konwencjonalnej, ciepła, OZE i obrotu mamy tendencje spadkowe. To wynik ustawy o środkach nadzwyczajnych w związku z limitem cen - zaznaczał. W lepszej pozycji będzie jedynie segment dystrybucji.
Wśród inwestycji, na które z całą stanowczością stawia PGE, są m.in. morskie farmy wiatrowe i fotowoltaika. Spółka zdecydowała się też przystąpić do projektu związanego z budową bloku jądrowego. Pod koniec października Ministerstwo Aktywów Państwowych, Ministerstwo Handlu, Przemysłu i Energii Korei, polskie firmy energetyczne ZE PAK i PGE oraz Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP) ogłosiły zawarcie listu intencyjnego w sprawie planu rozwoju elektrowni jądrowej w Pątnowie.
Prezes podkreślał, że powrót do planów atomowych wynika ze zmian, jakie zaszły w otoczeniu. Kryzys surowcowy związany z wojną w Ukrainie zmienił ocenę sytuacji w dłuższej perspektywie. Jak mówił, od czasu publikacji strategii firmy ceny gazu, paliw, wzrosły pięciokrotnie, a praw do emisji CO2 - trzykrotnie. Jak zaznaczył, ceny energii elektrycznej muszą podążać za tymi wzrostami. - Obecna sytuacja zmienia ekonomikę przedsięwzięć, także w kontekście myślenia o inwestycjach w energetykę jądrową. Wzrost cen sprawił, że inwestowanie w energetykę jądrową stało się opłacalne - mówił.
Zgodnie z założeniami, do końca roku opracowany ma być plan rozwoju dla lokalizacji. Konieczne jest potwierdzenie, czy może tam stanąć siłownia jądrowa. Prowadzone będą też prace dotyczące wstępnego modelu finansowania inwestycji i harmonogramu jej realizacji. To już się dzieje. Koreańczycy wizytowali Pątnów około 10 dni temu i wstępnie pozytywnie ocenili lokalizację. Teraz będą prowadzone analizy, czy faktycznie spełnia ona odpowiednie warunki geologiczne i sejsmiczne. To kluczowe dla kolejnych kroków podejmowanych w ramach przedsięwzięcia.
- To jest projekt jest komercyjny, biznesowy (...). Tempo prac jest szybkie. Partner koreański jest sprawdzony, budował wiele siłowni, realizuje inwestycje w terminie i w budżecie - mówił prezes PGE. - Zawsze jako PGE komunikowaliśmy, że tylko energetyka atomowa jest w stanie zapewnić bezpieczeństwo energetyczne kraju. Uznaliśmy, że chcemy podejść do tego projektu, patrząc, co dzieje się na rynku gazu. Cena tego paliwa jest trudno przewidywalna. Nie chcemy być zależni od Rosji i bezrefleksyjnie budować źródła gazowe, by w przyszłości mieć problem - dodał.
Wyjaśnił przy okazji, że inwestycje w bloki gazowe przy Elektrowni Dolna Odra są realizowane zgodnie z planem. Jeśli chodzi o budowę bloku gazowego w Rybniku, nie ma jeszcze decyzji. Wpłynęły dwie oferty w tym przetargu. - Otworzymy oferty i przeanalizujemy je. Na pewno istotna będzie kwestia uplasowania Rybnika w ryku mocy. Chcielibyśmy zrealizować tę inwestycję, ale nie za wszelką cenę. Na koniec będzie decydowała rentowność tego przedsięwzięcia. Choć dziś także szacowanie rentowności jest bardzo trudne - mówił Dąbrowski.
W trzecim kwartale tego roku przychody grupy wzrosły rok do roku o 77 proc., do 19,36 mld zł, wynik EBITDA raportowany spadł o 9 proc., do 1,9 mld zł, a zysk netto wzrósł o 17 proc., do 654 mln zł. EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna spadła o 79 proc., do 157 mln zł, w sektorze ciepłownictwa była ujemna, wyniosła minus 10 mln zł, segmentu energetyka odnawialna wzrosła o 162 proc., do 561 mln zł, dystrybucji pozostała bez zmian, wyniosła 668 mln zł, a w segmencie obrotu wzrosła o 61 proc., do 509 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej netto w trzecim kwartale 2022 r. w jednostkach wytwórczych grupy wyniosła 16 TWh i była o 9 proc. niższa od produkcji w trzecim kwartale 2021 roku. Wolumen dystrybuowanej energii elektrycznej był na poziomie 8,9 TWh (niżej o 4 proc. rok do roku). Z kolei wolumen sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych spadł o 10 proc. rok do roku, do 8,3 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 4 PJ, co oznacza spadek o 1 proc. w porównaniu do analogicznego okresu 2021 r.
Średnia hurtowa cena energii zrealizowana przez segmenty Energetyki Konwencjonalnej i Ciepłownictwa w okresie lipiec-wrzesień tego roku wyniosła 578,3 zł/MWh i była wyższa o około 299 zł/MWh w porównaniu do analogicznego okresu ubiegłego roku.
Monika Borkowska
