Wojciech Dąbrowski, prezes PGE: Chcemy, by polski przemysł skorzystał na offshore

Monika Borkowska, Interia: Powinniśmy przyzwyczajać się do myśli, że prąd w Polsce będzie coraz droższy?

Wojciech Dąbrowski, prezes PGE: - Tak. Od tego nie uciekniemy. Natomiast naszym zadaniem jest, by klienci nie odczuli tego w sposób skokowy. Dlatego będziemy starali się pozyskać finansowanie unijne na transformację, co pozwoli nam wydłużyć  ten proces. Cena energii dla klientów indywidualnych w Europie Zachodniej jest dwa razy wyższa niż w Polsce. Tam główny ciężar transformacji ciąży na mieszkańcach. My nie możemy sobie na to pozwolić.

Wydatki inwestycyjne to jedno, ale przecież o cenie energii w dużej mierze decydować będzie koszt CO2. Dziś za tonę płacimy już blisko 40 euro, ale prognozy wskazują, że ceny uprawnień w 2030 r. mogą dojść do ok. 70 euro.

- To bardzo ważny czynnik. Tylko w zeszłym roku grupa PGE wydała na zakup uprawnień CO2 ponad 6 mld zł. Nasze wyliczenia wskazują, że przy cenie 50 euro za tonę CO2 produkcja energii z węgla brunatnego i kamiennego staje się w naszych jednostkach trwale nierentowna. To, jak będą zachowywać się ceny energii w kraju, faktycznie w dużym stopniu będzie zależało od ceny CO2.

Jaki będzie koszt transformacji w Polsce?

- Istnieje wiele różnych opracowań szacujących koszt transformacji. PwC szacuje, że wyniesie on ok. 140 mld euro do 2030 r., z kolei KOBIZE zakłada kwotę rzędu 200 mld euro do 2050 r. Przy czym transformacja nie dotyczy wyłącznie energetyki, ale też innych sektorów, jak transport, budownictwo, rolnictwo.

A ile zmiana kierunku na zielony będzie kosztować samą grupę PGE?

- Planujemy około 75 mld zł nakładów inwestycyjnych w perspektywie 2030 r. Obejmą one segment energetyki odnawialnej, ciepłownictwo i infrastrukturę sieciową. Transformacja oznacza nie tylko zmianę źródeł wytwórczych, ale też rozbudowę sieci dystrybucyjnej, co związane jest m.in. z rozwojem energetyki prosumenckiej. Musimy mieć możliwość odebrania energii wytwarzanej przez prosumentów.  Do tego konieczne są nowoczesne sieci, rozwiązania informatyczne oraz nowoczesne zabezpieczenia.

Będzie problem ze zorganizowaniem finansowania tych inwestycji?

- Wydatki są ogromne. Liczymy, że minimum 25 proc. potrzebnej kwoty pozyskamy ze środków unijnych. Pozostała część pochodzić będzie ze środków własnych i finansowania zewnętrznego. Notujemy  duże zainteresowanie zagranicznych instytucji finansowych, które chcą inwestować w odnawialne źródła energii w Polsce. Prowadzimy rozmowy z instytucjami finansującymi z całego świata. Analizujemy wszelkiego rodzaju instrumenty, w tym również zielone obligacje. Decyzje będą zapadały niebawem.

Warunkiem do pozyskania atrakcyjnego finansowania i korzystnej oferty ubezpieczeniowej jest wydzielenie z grupy aktywów węglowych. Na jakim etapie jest ten proces?

- Prace koordynuje  Ministerstwo Aktywów Państwowych. My aktywnie w nich uczestniczymy. Jesteśmy przekonani, że niebawem propozycje zostaną zaprezentowane stronie społecznej. Ważne, by stało się to tak szybko, jak tylko to jest możliwe.

Jak do zmian w sektorze odnoszą się pracownicy grupy, szczególnie ci z sektora wydobywczego? Co spółka ma im do zaproponowania?

- Niedawno zakończyliśmy badanie opinii społecznej w Bełchatowie dotyczące nastawienia mieszkańców miasta do transformacji energetycznej i jej wpływu na życie lokalnej społeczności. Mieszkańcy doskonale zdają sobie sprawę z tego, jak duży wpływ ma kopalnia na najbliższą okolicę, ponieważ zawsze była dominującym miejscem zatrudnienia w okolicy. Mieszkańcy podchodzą do transformacji ze zrozumieniem, ale nie są wolni od obaw. Naszym celem jest przeprowadzenie procesu tak, aby nie wpłynęło to negatywnie na pracowników. Ponad 70 proc. badanych widzi potencjał i rozwój regionu w innych kierunkach niż wydobycie węgla. Podejmiemy szereg działań w regionach, które zostaną dotknięte przez transformację, na początek w Bełchatowie, gdzie zasoby węgla brunatnego wystarczą jeszcze tylko na 10-13 lat. Założyliśmy, że w pierwszym etapie wydamy tam na inwestycje ok. 4,5 mld zł, ale tych projektów oczywiście przybywa.

Jakie to będą projekty?

- Zbudujemy instalację termicznego przekształcania odpadów z odzyskiem energii zużywającą ok. 180 tys. ton odpadów rocznie. Chcemy też zrealizować trzy projekty farm wiatrowych o mocy do 100 MW. Mamy tam dużo własnych terenów, bez zabudowań, tak więc zasada 10h nas tu nie ogranicza. Planujemy też postawić instalacje fotowoltaiczne o mocy ok. 600 MW i analizujemy możliwość budowy magazynu energii o mocy 300 MW. Utworzymy też wspólnie z marszałkiem województwa łódzkiego Centrum Rozwoju Kompetencji i Kwalifikacji. Zostanie ono uruchomione w ciągu kilku miesięcy. Nasi pracownicy będą mogli zdobywać tu nowe kompetencje, uczyć się nowych zawodów, na które obecnie jest duże zapotrzebowanie. Poza tym jednym z rozpatrywanych scenariuszy jest powstanie w Bełchatowie elektrowni jądrowej.

PGE nie zamierza jednak uczestniczyć w finansowaniu atomu?

- Nie, nie planujemy brać udziału w budowie. To niezwykle kosztowna inwestycja. Budowa takiej jednostki to koszt rzędu 60-80 mld zł. Natomiast na pewno energia atomowa to jedyny sposób, by zapewnić stabilną podstawę dla systemu opartego o OZE. To również jedyna opcja, by Polska nie była zdana w przyszłości na import energii elektrycznej.

W strategii grupy ważne miejsc zajmują inwestycje w morskie farmy wiatrowe na Bałtyku. Partnerem spółki ma tu być duński Ørsted. Jak przebiegają negocjacje?

- Ostateczna umowa o współpracy powinna zostać podpisana na dniach. Będą w niej określone kompleksowe warunki dotyczące współpracy i odpowiedzialność stron. Zostanie zachowana symetria, będziemy mieć po 50 proc. udziałów w projektach. Obie strony będą miały możliwość decydowania o przedsięwzięciach. Żaden z partnerów nie będzie uprzywilejowany. Umowa dotyczyć będzie fazy projektowania, realizacji i serwisu.

Współpraca dotyczyć będzie projektów najbardziej zaawansowanych - Baltica-2 i Baltica-3. Co z Baltica-1?

- Tu nie prowadzimy rozmów z żadnym z partnerów branżowych.

Będziecie realizować ten projekt samodzielnie? Czy może wspólnie z polskimi spółkami?

- Idea podpisania umowy z Eneą i Tauronem ma na celu aplikowanie o nowe pozwolenia na wznoszenie sztucznych wysp, czyli o nowe koncesje i na tych terenach w przyszłości chcielibyśmy wspólnie realizować przedsięwzięcia.

To jedyna forma współpracy, jaką planujecie podjąć wspólnie z pozostałymi spółkami energetycznymi? Czy też rozpatrujecie inne wspólne projekty w innych obszarach?

- Nie wykluczamy realizacji projektów w innych obszarach z Eneą i Tauronem, ale także z innymi spółkami z udziałem Skarbu Państwa. Otwarci jesteśmy na współpracę, chcemy wykorzystać wszelkie możliwe synergie płynące z podejmowania wspólnych działań.

Offshore ma zapewnić jak największy udział polskich przedsiębiorstw w realizacji projektów. Jak ocenia pan potencjał krajowych firm? Będą w stanie sprostać wymaganiom inwestorów? 

- Według szacunków budowa morskich farm wiatrowych o mocy 11 GW w Polsce będzie kosztować ok. 160 mld zł. W samej Grupie PGE inwestycje offshorowe wyniosą w ciągu dekady nawet  40 mld zł. Chcemy, by jak najwięcej tych środków pozostało w polskich firmach. PGE już dziś prowadzi działania  informacyjne - sygnalizujemy, co i kiedy zamierzamy robić, by przedsiębiorstwa mogły przygotować się do zamówień z naszej strony. Mieliśmy już pierwsze spotkanie z potencjalnymi wykonawcami. Stawiło się na nim aż 300 firm, z czego 200 to podmioty polskie. Niedługo powinno dojść do kolejnego takiego spotkania.

Jaki może być realny udział lokalnych firm w tych projektach?

- W Wielkiej Brytanii w pierwszej fazie rozwoju morskiej energetyki wiatrowej local content wynosił około 20-30 proc., a dzisiaj jest to 50 proc. Idealnie byłoby, gdybyśmy szli w stronę tych 50 proc. Będziemy starali się na tyle, na ile to możliwe, ułatwić polskim firmom startowanie w przetargach związanych z inwestycjami offshorowymi, choć to w dużej mierze zależy od nich.

A jak przebiegają prace przygotowawcze infrastruktury pomocniczej, która ma umożliwić inwestorom budowę farm na Bałtyku? Kiedy będzie decyzja co do portu instalacyjnego? Czy jesteśmy w stanie wyprodukować statki, które mogłyby być wykorzystane przy tego typu projektach?

- Jest wstępnie wskazana  lokalizacja do budowy portu instalacyjnego. Mówi się o Gdańsku i Gdyni. PGE z kolei poszukuje dla siebie portu serwisowego, już tylko na potrzeby naszej spółki. Jesteśmy zainteresowani portami w Zachodniopomorskiem, tam jest najbliżej do naszych instalacji. Prowadzimy rozmowy z gminami, bo większość takich portów należy do gmin. Tylko kilka jest prywatnych. Gminy są zainteresowane współpracą.  Konieczne będzie tam  wybudowanie budynków dla służb serwisowych.

- Jeśli chodzi o budowę statku instalacyjnego, będzie to ogromnym wyzwaniem dla polskich stoczni. Życzylibyśmy sobie oczywiście, by to była polska jednostka. Widzimy zainteresowanie naszych stoczni, by w tym projekcie wziąć udział. Maszty, jakie będziemy stawiać na Bałtyku mają ok. 250 m, to wymaga specjalnego statku, który będzie w stanie je przetransportować. Na razie na świecie istnieją dwie takie jednostki. Gdyby statek został zbudowany w Polsce, na pewno byłby intensywnie eksploatowany. Natomiast koszt produkcji jednego wynosi około 1,5 mld zł. A potrzebne najprawdopodobniej będą dwa.

Jaki jest cel PGE, jeśli chodzi o moce farm wiatrowych na Bałtyku?

- Pod koniec lat 30-tych chcemy mieć około 6,5 GW mocy wiatrowych na Bałtyku. W tej chwili pracujemy nad projektami o łącznej mocy 3,5 GW. W kolejnym rozdaniu chcemy móc wybudować ok. 3 GW nowych mocy. Zdajemy sobie sprawę, że jest wielu chętnych do inwestowania na Bałtyku, że mamy dużą konkurencję.  Jesteśmy zdeterminowani, aby zrealizować nasze plany. To w tej chwili są dla nas najważniejsze projekty.

Rozmawiała Monika Borkowska