- Na wynikach PGE ciążą aktywa węglowe, które szybciej tracą wartość, niż pojawiają się nowe źródła przychodów. - Nie mamy dziś rozwiązań, które moglibyśmy w sposób wiarygodny uwzględnić w naszych planach czy prognozach - mówi WNP Dariusz Lubera.
- PGE pracuje nad aktualizacją strategii, ale jej kształt zależy m.in. od zmian w ETS i decyzji regulacyjnych. Nowa wersja dokumentu ma pojawić się najwcześniej we wrześniu.
- - Musimy sobie odpowiedzieć na pytanie, czym wypełnić lukę mocową, która jest przed nami. Mówimy o kilku gigawatach w perspektywie 2035 r. i nawet kilkunastu gigawatach kilka lat później - wskazuje prezes PGE.
- O wyzwaniach transformacji energetycznej będzie mowa podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego (EEC) w Katowicach, gdzie jednym z panelistów będzie prezes PGE Dariusz Lubera.
PGE pokazała wyniki za 2025 r. - ok. 3,5 mld zł straty netto, mimo stabilnej EBITDA (zysk przed odsetkami, podatkami i amortyzacją) i rosnących inwestycji. Czy powiększająca się strata to przede wszystkim efekt kosztów transformacji i obciążeń regulacyjnych, czy widzi pan też inne czynniki, które w najbliższych latach mogą dalej ciążyć wynikom spółki?
- Zdecydowanie efekt transformacji. Trzeba pamiętać, że PGE jest dziś spółką energetyczną, która ma najsilniejszą ekspozycję na ten proces. Skala naszych aktywów węglowych - zarówno jeśli chodzi o węgiel kamienny, jak i brunatny - powoduje, że każda zmiana modelu energetyki odbija się na nas najmocniej.
Natomiast nie można patrzeć na wynik netto w oderwaniu od całości obrazu. Nasza EBITDA na poziomie 12,9 mld zł jest rekordowa, nakłady inwestycyjne wyraźnie rosną, jednocześnie spada poziom zadłużenia.
W tych warunkach rynkowych i regulacyjnych to są naprawdę dobre wyniki. Powiedziałbym wręcz, że najlepsze, jakie można było osiągnąć przy tej skali wyzwań, jakie stoją przed PGE. Dlatego nie widzę tu przestrzeni do mówienia o błędach zarządczych, a raczej o kosztach przejścia z jednego modelu energetyki do drugiego.
Transformacja energetyczna to nie jest wydarzenie jednorazowe
Ale te koszty przejścia z jednego modelu do drugiego będą się jeszcze długo utrzymywać. Dlatego zapytam, czy PGE jest skazana na funkcjonowanie przez lata pod presją strat netto?
- To jest element procesu, który jeszcze potrwa.
Transformacja energetyczna nie jest zdarzeniem jednorazowym, tylko rozciągniętym w czasie przejściem między dwoma modelami energetyki. W tym okresie naturalne jest, że część aktywów traci na wartości szybciej, niż pojawiają się nowe źródła przychodów. I to właśnie widzimy w obszarze naszych źródeł węglowych.
Co dalej z węglem?
PGE przez lata funkcjonowała w założeniu, że powstanie NABE. Dziś tego projektu nie ma. Co dalej z węglem?
- Rzeczywiście przez kilka lat funkcjonowaliśmy w założeniu, że pojawi się rozwiązanie systemowe, które w jakiś sposób uporządkuje kwestię aktywów węglowych. Można powiedzieć, że to był taki „driver” myślenia strategicznego, który powodował, że nie szukano planu B na rozwiązanie węglowego problemu.
Dziś nie ma już śladu po koncepcji NABE…
- Zgadza się, ówczesny zarząd niestety nie brał w ogóle pod uwagę alternatywnych scenariuszy i nie przygotował odpowiednich rozwiązań prawnych i rynkowych, żeby zabezpieczyć firmę i jej pracowników.
Dlatego dziś zostaliśmy bez planu A.
Czyli bez planu na odejście od węgla?
- Tak, dziś nie ma NABE, nie ma też gotowego planu zastępczego. W praktyce oznacza to, że musimy ten plan stworzyć od nowa i to w warunkach dużej niepewności regulacyjnej i rynkowej.
A procesu odchodzenia od węgla nie da się zatrzymać. Z jednej strony jasne jest dla nas, że im więcej będzie źródeł odnawialnych, im większą rolę będzie odgrywał gaz, tym trudniejsza będzie sytuacja aktywów węglowych. To jest naturalna konsekwencja transformacji.
Z drugiej strony w obecnym otoczeniu - przy rosnących napięciach geopolitycznych i niepewności na rynkach paliw - nie ma już miejsca na złudzenia: bez aktywów węglowych i gazowych nie da się przeprowadzić bezpiecznej transformacji.
Węgiel wciąż pełni rolę stabilizującą system i choć jego rola będzie z roku na rok stopniowo spadać, to jeszcze przez wiele lat pozostanie jego niezbędnym elementem. To dziś coraz wyraźniej dostrzegają wszyscy uczestnicy rynku.
Czyli po 2028 r., kiedy kończy się rynek mocy, pojawia się realne ryzyko dla systemu?
- To nie jest ryzyko teoretyczne. Jeżeli po 2028 r., gdy bloki stracą wsparcie z rynku mocy, nie pojawią się nowe mechanizmy, które pozwolą im dalej funkcjonować, to bezpieczeństwo energetyczne będzie zagrożone. A bezpieczeństwo energetyczne to nie jest abstrakcja - to fundament funkcjonowania państwa.
Bez energii elektrycznej nie działa gospodarka, nie działa administracja, nie działa praktycznie nic. Dlatego musimy bardzo odpowiedzialnie podejść do tego, co stanie się po zakończeniu obecnego modelu rynku mocy.
Czy leci z nami pilot? Sektor czeka na rządowe drogowskazy
Czyli dziś sektor energetyczny działa trochę „w ciemno”, nie wiedząc, co stanie się za kilka lat?
- Funkcjonujemy w warunkach dużej niepewności, jeśli chodzi o kluczowe mechanizmy systemowe po 2028 r.
Nie mamy dziś rozwiązań, które moglibyśmy w sposób wiarygodny uwzględnić w naszych planach czy prognozach. To jest jeden z głównych problemów, bo mówimy o decyzjach inwestycyjnych i operacyjnych o bardzo długim horyzoncie.
Dlatego prowadzimy intensywny dialog z operatorem systemu przesyłowego, żeby określić realne potrzeby całego systemu. Ale to dopiero początek tej pracy. Ostatecznie musi powstać rozwiązanie systemowe, obejmujące wszystkich uczestników rynku, którzy odpowiadają za moce wytwórcze.
Kto powinien to rozwiązanie zaproponować? To chyba rola państwa i rządu…
- W dużej mierze tak właśnie jest. Jako PGE możemy robić wszystko po naszej stronie - inwestować, optymalizować, przygotowywać scenariusze i dzielić się z administracją własnymi wyliczeniami, prognozami i opiniami. Ale są obszary, w których bez decyzji państwa nie jesteśmy w stanie pójść dalej.
I to nie dotyczy tylko rynku mocy. Mówimy o całym pakiecie, w tym aktualizacji polityki energetycznej państwa i programu energetyki jądrowej. Te dokumenty wyznaczają kierunek, w którym ma się poruszać cały sektor. Jednocześnie zdajemy sobie sprawę, że to decyzje bardzo trudne, szczególnie w tak zmiennym otoczeniu, wymagające ogromnego przygotowania, żeby podjąć je odpowiedzialnie i z korzyścią dla wszystkich korzystających z energii, bezpieczeństwa energetycznego i samego rynku.
A wciąż tego nie mamy. Czy to oznacza, że dziś największym wyzwaniem transformacji są właśnie regulacje?
- Powiedziałbym, że brak regulacji na przyszłość, co przekłada się na wszystkie pozostałe elementy. Bo jeżeli nie mamy określonego kierunku, to trudno racjonalnie zarządzać kosztami, trudno podejmować decyzje inwestycyjne, trudno oceniać ryzyka.
My możemy przygotować różne scenariusze, ale w pewnym momencie potrzebne są konkretne rozstrzygnięcia.
Gaz niezmiennie paliwem przejściowym transformacji
W tej transformacyjnej układance ważną rolę ma gaz, który pełni rolę paliwa przejściowego na drodze od węgla do zielonych mocy. Czy ostatnie wydarzenia geopolityczne zmieniają jego znaczenie w strategii PGE?
- Na dziś nie widzę powodów, żeby zmieniać przyjęte podejście. Gaz pozostaje paliwem przejściowym i konsekwentnie realizujemy inwestycje w tym obszarze.
Pierwsze bloki gazowe już pracują, przynoszą efekty ekonomiczne, kolejne są w budowie. Nie traktujemy gazu jako zagrożenia dla bezpieczeństwa systemu. Natomiast oczywiście trzeba brać pod uwagę czynniki geopolityczne i ich wpływ na ceny tego surowca.
W Rybniku PGE stopniowo zastępuje węgiel gazem w swojej elektrowni Fot: Aleksandra Helbin / PTWPAle czy sam gaz wystarczy, żeby zapewnić bezpieczeństwo systemu w kolejnych latach?
- Tu właśnie pojawia się kluczowa kwestia. Musimy sobie odpowiedzieć na pytanie, czym wypełnić lukę mocową, która jest przed nami. Mówimy o kilku gigawatach w perspektywie 2035 r. i nawet kilkunastu gigawatach kilka lat później.
Zasadnicze pytanie brzmi: czy bardziej opłacalne będzie utrzymanie części aktywów węglowych przy wsparciu mechanizmów regulacyjnych, czy budowa nowych bloków gazowych w warunkach rosnących nakładów i ryzyk?
To nie jest decyzja dla jednej spółki - to jest decyzja, która musi zostać podjęta na poziomie kraju, bo jej konsekwencje będą dotyczyć całego systemu.
Aktualizacja strategii PGE na horyzoncie. Wyczekiwanie na zmiany w ETS
Wróćmy do strategii PGE. Trwa jej przegląd. Co się w niej zmieni?
- Przegląd strategii to proces ciągły. To nie jest dokument, który odkładamy na półkę i wracamy do niego po kilku latach. Na bieżąco analizujemy to, co się dzieje w otoczeniu i w samej spółce.
Na pewno musimy uwzględnić zmiany, które mogą pojawić się w systemie ETS, skracający się horyzont rynku mocy, a także brak rozstrzygnięć w kluczowych dokumentach strategicznych.
A co pozostaje niezmienne w strategii?
- Kierunek inwestycji w OZE. Tu nie widzę powodów do korekty. Wręcz przeciwnie - rośnie znaczenie magazynów energii i całej infrastruktury, która pozwala integrować źródła odnawialne z systemem. W tym kierunku będziemy dalej działać.
Kiedy zobaczymy zatem nową wersję strategii PGE?
- Pierwsze kierunki planowanej rewizji systemu ETS mają być przedstawione prawdopodobnie w lipcu. Bez ich uwzględnienia nie sposób kreślić dalszych planów, dlatego skłaniałbym się do tego, żebyśmy przedstawili zaktualizowaną strategię we wrześniu.
Kto zapłaci za wysiłek inwestycyjny w transformacji?
Mimo tego niepewnego i trudnego otoczenia PGE zapowiada dalsze zwiększanie nakładów inwestycyjnych. W 2025 r. było to ponad 11 mld zł, w kolejnych latach ma być jeszcze więcej. Czy finansowanie nie będzie problemem?
- Na dziś nie widzimy takiego zagrożenia. Wskaźniki zadłużenia są na bezpiecznym poziomie, a struktura inwestycji zmienia się w kierunku niskoemisyjnym, co jest pozytywnie oceniane przez rynek finansowy.
Oczywiście skala wyzwań jest ogromna, ale nie mamy sygnałów, żeby dostęp do finansowania miał się istotnie pogorszyć. Dziś też widzimy i doceniamy, jak duży wpływ mają środki z KPO na tempo transformacji.
Czy przeciętny Kowalski odczuje ten ogromny wysiłek inwestycyjny PGE w swoim rachunku za energię?
- Klient jest zawsze najważniejszym elementem tego łańcucha. My istniejemy po to, żeby dostarczyć mu energię, ale też żeby zagwarantować, że będzie ona dostępna wtedy, kiedy jest potrzebna.
I to jest kluczowe: klient płaci nie tylko za samą energię, ale za bezpieczeństwo jej dostaw.
W okresie transformacji ten koszt rzeczywiście będzie obecny. Natomiast trzeba jasno powiedzieć, że to jest koszt bezpieczeństwa. Bo alternatywa jest dużo droższa. Szacuje się, że koszt blackoutu dla gospodarki może sięgać nawet 40 mld zł dziennie.
Energetyka potrzebuje wsparcia, by się transformować
Na tym tle systemowe wsparcie dla energetyki - nawet liczone w kilku miliardach złotych w skali roku - jest rozwiązaniem racjonalnym. Zresztą już dziś mamy taki mechanizm w postaci rynku mocy, który w praktyce jest drugim składnikiem rachunku za energię - obok samej energii płacimy za gotowość do jej dostarczenia.
Z drugiej strony trzeba pamiętać, że inwestujemy w źródła coraz mniej emisyjne, a docelowo zeroemisyjne. Jeżeli ich udział w systemie będzie rósł, to w dłuższym horyzoncie powinno to stabilizować, a nawet obniżać ceny energii, ograniczając, a później eliminując koszty emisji CO₂, a także zakupu paliw.
Jednocześnie tempo tego procesu i jego koszt w dużej mierze zależą od regulacji, w tym od poziomu zwrotu w segmencie dystrybucji.
Jeżeli parametry takie jak WACC (średni ważony koszt kapitału - przyp. red.) będą zbyt niskie, może to ograniczać skalę inwestycji, a tym samym wpływać na tempo transformacji całego systemu.
Co jest priorytetem inwestycyjnym dla PGE? Zeroemisyjne źródła energii czy… sieci?
- Sieci są absolutnie kluczowe. Skala inwestycji w dystrybucję jest ogromna i będzie rosła. Mamy do czynienia z coraz większą liczbą źródeł rozproszonych. Tylko w ubiegłym roku przybyło kilkadziesiąt tysięcy nowych wytwórców.
Jednocześnie regulator sygnalizuje obniżanie stopy zwrotu. Dopóki nie przekłada się to na ograniczenie inwestycji, jesteśmy w stanie to zaakceptować. Ale jeśli zacznie wpływać na poziom nakładów, to będzie problem, który będziemy sygnalizować, bo ma to potężny wpływ na całość transformacji.
Atom – tak, ale najpierw rządowe programy
A atom? Bełchatów jest jedną z rozważanych lokalizacji....
- Bełchatów ma bardzo dobre warunki: infrastrukturę sieciową, dostępne tereny, wykwalifikowaną kadrę, wysoką akceptację społeczną. To są ważne atuty.
Ale bez aktualizacji programu energetyki jądrowej nie możemy podejmować większych kroków.
PGE chce być inwestorem w projekcie jądrowym?
- Możemy być partnerem, operatorem, możemy wnosić nasze kompetencje. Ale to jest projekt, który wymaga zaangażowania państwa albo bardzo dużego inwestora. Żadna spółka energetyczna w Polsce nie uniesie go samodzielnie.
Mamy do czynienia z rekonfiguracją energetyki. Blackout to realny ryzyko
Mówi pan dużo o bezpieczeństwie. Blackout to realne ryzyko?
- Jako doświadczony energetyk muszę podkreślić, że nie jest to scenariusz teoretyczny. System energetyczny działa jak układ naczyń połączonych. W pewnym momencie może zadziałać efekt domina i wtedy bardzo trudno jest go zatrzymać.
A odbudowa systemu po takim zdarzeniu jest procesem skomplikowanym i czasochłonnym. Dlatego tak ważne jest, żeby nie dopuszczać do sytuacji, w której tracimy kontrolę nad stabilnością systemu.
Skoro poruszył pan kwestię swojego doświadczenia, muszę zapytać o pana powrót do energetyki po latach. Co się zmieniło?
- Miałem tę perspektywę, że uczestniczyłem w transformacji sektora od początku lat 90. To była wtedy zmiana bardzo organiczna - budowaliśmy rynek, uczyliśmy się ekonomiki energetyki, porządkowaliśmy system.
Później przyszła konsolidacja, która pozwoliła odbudować zdolność inwestycyjną, a przełomem było wejście do UE i pojawienie się ETS, który zaczął wyznaczać kierunek zmian
Natomiast dziś mamy do czynienia z całkowitą rekonfiguracją modelu energetyki. Skala i jej tempo są imponujące. To, co dziś się dzieje, jest bezprecedensowe. Transformacja jest szybsza, bardziej złożona i - moim zdaniem - nieodwracalna.
