Veolia Energy Contracting wraca do gry

Veolia Energy Contracting Poland wstrzymała kontraktację nowych klientów w 2022 roku. O tym, jak teraz handluje energią  rozmawiamy z Dalidą  Gepfert, prezes zarządu firmy.

• - Wróciliśmy do aktywnej sprzedaży i oferujemy energię, ale już na 2024 rok. W tym roku sprzedamy odbiorcom końcowym mniej energii niż w 2022. W przyszłym roku chcemy wrócić ze sprzedażą na poziom 3 TWh - mówi Dalida Gepfert, prezes zarządu Veolia Energy Contracting Poland.
• - Generalnie rzecz biorąc, mam przekonanie, że rynek węgla poradził już sobie z szokiem wywołanym wprowadzeniem embarga na import węgla z Rosji w kwietniu 2022. Powstały nowe łańcuchy zaopatrzenia, sytuacja się ustabilizowała - wskazuje Dalida Gepfert.
• - Jeśli NABE (Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego - red.) powstanie, to jej strategia sprzedaży energii zadecyduje o kształcie hurtowego rynku energii elektrycznej, a pośrednio o kształcie rynku detalicznego - mówi Dalida Gepfert.
• O rynku energii będziemy rozmawiali podczas debaty "Nowy model rynku energii?", która odbędzie się w trakcie XV Europejskiego Kongresu Gospodarczego 24-26 kwietnia 2023 r. w Katowicach.

 

Veolia Energy Contracting Poland stała się także miejscem obsługi klientów grupy Veolia w Polsce

Utworzenie Veolii Energy Contracting Poland (VECP) było komunikowane jako koncentracja biznesu handlowego Veolii w Polsce w jednej spółce. Tak się rzeczywiście stało, czy też model biznesowy firmy odbiega od założeń?

- Konsekwentnie realizujemy pierwotny plan. VECP jest spółką obrotu podstawowymi produktami grupy Veolia w Polsce, czyli ciepłem, energią elektryczną, gazem, usługami energetycznymi. Zajmujemy się też handlem i logistyką paliw. Model oparty na sprzedaży produktów i usług przez poszczególne spółki Veolii został zastąpiony modelem sprzedaży połączonej. W efekcie VECP stał się także miejscem obsługi klientów grupy Veolia w Polsce.

Mamy jeszcze trochę pracy do wykonania, zanim wszystkie procesy zostaną do końca wystandaryzowane. Przejęte przez nas na początku zeszłego roku struktury sprzedażowe operacyjnych spółek ciepłowniczych z Poznania, Łodzi i Warszawy miały różne modele. Standaryzujemy te procesy, realizując koncepcję “single point of contact” dla klientów grupy w VECP, obsługując klientów spółek należących do naszej grupy w Polsce.

Jaka jest pozycja VECP na rynku energii elektrycznej - w sprzedaży do odbiorców końcowych? Jak wpłynęło na rynek hurtowy zniesienie obliga giełdowego?

- Sprzedajemy odbiorcom końcowym więcej energii elektrycznej niż produkujemy w grupie, kupując energię w hurcie także poza grupą. W 2022 roku sprzedaliśmy odbiorcom końcowym około 2 TWh energii elektrycznej.

W hurtowym handlu energią jesteśmy aktywni przede wszystkim na Towarowej Giełdzie Energii. Dla nas im więcej możliwości zawierania transakcji na giełdzie, im większa płynność giełdy, tym lepiej. W styczniu i lutym sytuacja na rynkach energii elektrycznej prowadzonych przez TGE nie była taka zła, jak można było się spodziewać po zniesieniu obliga giełdowego, wzrosła też płynność na rynku kontraktów bilateralnych.

Niemniej zniesienie obliga giełdowego i jednoczesne wprowadzenie cen maksymalnych sprzedaży energii do klientów i limitów cen sprzedaży energii przez jej wytwórców wywołało dużą niepewność na rynku, zawahanie. W efekcie w niektórych przetargach, jak wiadomo, nie było w ogóle ofert sprzedaży energii.

"Zmienność cen była tak duża, że odbiorcy w pewnym momencie zaczęli się bać kontraktów ze stałymi cenami"

Jak zatem - w opisanych realiach - sprzedawaliście energię na 2023 rok?

- Gdy ceny energii elektrycznej w 2022 r. zaczęły sięgać ekstremalnie wysokich poziomów, w hurcie nawet powyżej 2 tys. zł/MWh, przestaliśmy kontraktować nowych klientów. Znaków zapytania było tak wiele, że przez pewien czas mierzyliśmy się z problemem budowania produktów dla klientów uwzględniających wszystkie potencjalne ryzyka.

Wróciliście do aktywnej sprzedaży, do pozyskiwania klientów? Nie obawiacie się przedłużenia interwencji państwa na 2024 rok?

- Wróciliśmy do aktywnej sprzedaży i oferujemy energię, ale już na 2024 rok. W tym roku sprzedamy odbiorcom końcowym mniej energii niż w 2022. W przyszłym roku chcemy wrócić ze sprzedażą na poziom 3 TWh.

Bierzemy pod uwagę różne scenariusze i dlatego - chociaż mamy w ofercie kontrakty ze stałą ceną - część oferowanych kontraktów to kontrakty z cenami indeksowanymi do rynku spotowego. Niepewności jest tak dużo, ceny są tak zmienne, że obecnie oferowanie sprzedaży energii po cenach indeksowanych do rynku spotowego wydaje się najbardziej uczciwe.

Latem 2022 roku ceny były bardzo wysokie, a później spadły i kto kupił po tych wysokich cenach, nie bardzo może się z takich kontraktów wyplątać. Zmienność cen była tak duża, że odbiorcy w pewnym momencie zaczęli się bać kontraktów ze stałymi cenami.

Jakie są wasze pierwsze doświadczenia z wypłatą rekompensat za sprzedaż prądu po cenach maksymalnych ustalonych przez państwo poniżej cen rynkowych?

- W grudniu 2022 i styczniu 2023 wypłaty zaliczek na rekompensaty poszły sprawnie, co nie zmienia faktu, że to skomplikowany system.

 

Jak przetrwać ten rok w sferze obrotu energią elektryczną? "Zyski oddajemy, straty są nasze"

Jaki jest w sumie wpływ interwencji państwa na biznes VECP?

- Jest to wyzwanie dla spółki, dla której współpraca z elektrociepłowniami stanowi jeden z filarów działalności. Regulacje nie uwzględniają specyfiki produkcji elektrociepłowni, która polega na tym, że produkcja energii zależy od produkcji ciepła – zimą jest większa i tańsza, a latem mniejsza i droższa.

W normalnych warunkach, w uproszczeniu, straty na sprzedaży energii latem pokrywane były zyskami ze sprzedaży prądu zimą, a teraz przez limity cen oddajemy w postaci odpisów zyski z okresu zimowego, ale straty letnie pozostają nasze, nie są nijak uwzględnione w regulacjach.

Wyzwaniem jest, jak przetrwać ten rok w sferze obrotu energią elektryczną, biorąc pod uwagę niskie poziomy marż do zatrzymania i wysokie koszty funkcjonowania, w szczególności koszty finansowe.

Zmienność sytuacji na rynku gazu wyhamuje wasze inwestycje gazowe w Poznaniu i Łodzi?

- Te inwestycje nie są hamowane, transformacja nie może być zahamowana. W transformacji dużych jednostek ciepłowniczych nie ma wielkiego wyboru technologicznego. Zawsze musi być to sterowalne źródło produkcji energii, a to oznacza, że alternatywą dla węgla są gaz, biomasa w różnych postaciach i RDF.

Dekarbonizacja naszych elektrociepłowni w Poznaniu i Łodzi nie oznacza całkowitego przestawienia ich z węgla na gaz. W tych jednostkach planujemy dywersyfikację paliwową polegającą na zastąpieniu węgla gazem, biomasą i pelletem. Ostatecznie węgiel nie będzie używany, ale nie zostanie w 100 proc. zastąpiony gazem.

Dostępność gazu nie jest problemem?

- Szukamy możliwości zakontraktowania dostaw gazu dla Poznania i Łodzi. Nie wydaje się, żeby był problem z dostępnością gazu. Gaz na świecie jest. Zmieniły się kierunki jego dostaw i zakładamy, że do czasu uruchomienia naszych nowych źródeł sytuacja się ustabilizuje, co znacznie wpłynie na mniejszą fluktuację cen. Kontraktów jeszcze nie podpisaliśmy. Trwają rozmowy.

Zapewnienie ciągłości działania elektrociepłowni to priorytet

Jaka jest teraz sytuacja na rynku węgla? Czy poprawiła się jego dostępność?

- Z naszego punktu widzenia największy szok na rynku węgla wystąpił nie w ubiegłym roku, ale w sezonie zimowym 2021/2022. Nasze elektrociepłownie w Poznaniu i Łodzi miały wtedy przez kilka miesięcy zapasy poniżej poziomów wymaganych przez prawo. Doszło do ograniczeń dostaw przez polskich dostawców i po prostu nie było gdzie dokupić węgla.

Po tych doświadczeniach w 2022 roku uruchomiliśmy import węgla, nie rezygnując z krajowego i kłopoty się skończyły. Veolia zużywa w Polsce około 2 mln ton węgla rocznie. W ubiegłym roku import wyniósł około 0,6 mln ton.

Zakładamy, że dopóki będziemy potrzebowali węgla, to w pewnej mierze będziemy go importowali. Tak jest bezpieczniej, ale trzeba uwzględniać inercję zamorskich dostaw. To m.in. kwestia przepustowości portów, nie tylko polskich, ale też wysyłkowych i możliwości wywozu węgla z krajowych portów w głąb kraju.

Mam przekonanie, że rynek węgla poradził już sobie z szokiem wywołanym wprowadzeniem embarga na import węgla z Rosji w kwietniu 2022. Powstały nowe łańcuchy zaopatrzenia, sytuacja się ustabilizowała i europejskie ceny węgla zaczęły spadać, ale w Polsce wręcz przeciwnie.

Jakie cele biznesowe do osiągnięcia w 2023 r. stawia sobie w tych trudnych czasach VECP?

- Na pierwszym miejscu jest dla nas zapewnienie ciągłości działania jednostek operacyjnych, czyli naszych elektrociepłowni. Będziemy też dążyli do wzmocnienia i poprawy naszej pozycji na rynku energii elektrycznej. Rynek energii jest ciągle atrakcyjny. Energia to nie jest produkt niszowy, ale towar, którego wszyscy potrzebujemy.

Popyt na zieloną energię rośnie, ale węgiel nadal będzie decydował o rynku

W naszym portfolio będziemy coraz bardziej przesuwać się w stronę zielonych produktów, odkupując energię z OZE i sprzedając odbiorcom końcowym. Popyt na zieloną energię rośnie, ale zazwyczaj pytają o nią międzynarodowe koncerny i nie spodziewam się, żeby to się szybko zmieniło.

Dużo na rynku energii elektrycznej będzie zależało od tego, czy i w jakiej konfiguracji powstanie Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE), która ma przejąć elektrownie węglowe od kontrolowanych przez państwo grup energetycznych. Jeśli NABE powstanie, to jej strategia sprzedaży energii zadecyduje o kształcie hurtowego rynku energii elektrycznej, a pośrednio o kształcie rynku detalicznego.

Przygotowujemy się również do wzmocnienia naszej działalności na rynku gazu ziemnego. Po uruchomieniu nowych jednostek gazowych w Poznaniu i Łodzi staniemy się widocznym graczem z dużym portfelem zakupowym. Biorąc pod uwagę dużą dynamikę zdarzeń na tym rynku, działania operacyjne muszą być podejmowane już dziś.