Uspěli jsme, protože se nechováme povýšeně, říká šéf Energo-Pro Fajfr

Rozhovor si také můžete poslechnout v audioverzi.

Energo-Pro loni koupilo za necelých sedm miliard korun vodní elektrárnu Baixo Iguaçu v Brazílii. Nejdřív to však vypadalo na porážku, protože nedlouho po dohodě se protistrana odmlčela a uzavřela dohodu s francouzskou EDF. Pak se ale situace obrátila a česká Energo-Pro Jaromíra Tesaře, což je podle žebříčku Seznam Zpráv Česká elita jedna z nejhodnotnějších českých firem, dostala několik týdnů, aby situaci zvrátila. Nakonec se jí to podařilo a vznikla vůbec největší česká investice v Jižní Americe.

Energo-Pro funguje přes třicet let. Co bylo podle vás za ty roky klíčové?

Klíčem k našemu úspěchu ve všech zemích je respekt k místnímu prostředí. A to není fráze. Jaromír Tesař v každé z těch zemí nějakou dobu žil, reálně ty země dobře zná a mimochodem se naučil i místní jazyk.

A druhá věc: My nikdy nevytváříme společné podniky s místním kapitálem, vždy si zachováváme stoprocentní majetkovou kontrolu. Současně ale místní management máme vždy sestavený z místních lidí. Dáváme velký pozor na to, abychom se nechovali povýšeně a arogantně. I to je, myslím, jeden z důvodů, proč jsme v těchto teritoriích uspěli tam, kde jiní zahraniční investoři – včetně mnohem větších firem – neuspěli nebo odešli.

Začínali jste s malými vodními elektrárnami v Česku. Popište, jak se firma stala mezinárodní skupinou přítomnou v Evropě, Asii i Jižní Americe.

Poměrně brzy nám bylo jasné, že v Česku je potenciál omezený. První zahraniční expanzi jsme zahájili už v roce 2000 v Bulharsku, kde jsme v rámci privatizace energetického sektoru postupně mezi lety 2002 a 2004 získali osm vodních elektráren o výkonu přes 100 megawattů. V roce 2006 jsme vstoupili do Turecka a Gruzie. V Gruzii jsme v letech 2007 až 2009 v rámci privatizace získali dvě distribuční společnosti a patnáct vodních elektráren a stali jsme se tam jedním z největších zahraničních investorů. V roce 2010 jsme přidali tepelnou elektrárnu Gardabani a první turecké elektrárny.

V Bulharsku jsme v roce 2012 převzali distribuční a dodavatelský byznys od E.ON a v roce 2013 přidali dalších šest elektráren. V roce 2016 převzal Jaromír Tesař stoprocentní kontrolu nad skupinou.

Další vlna růstu přišla po roce 2017, kdy jsme uskutečnili první emisi eurobondů za 370 milionů eur, což nám otevřelo dveře na mezinárodní kapitálové trhy. V roce 2020 jsme zahájili operace v Kolumbii, v roce 2023 jsme vstoupili do Španělska akvizicí deseti vodních elektráren a projektu přečerpávací elektrárny v Galicii a v roce 2024 jsme převzali elektrárnu Alpaslan 2 v Turecku. A pak následovaly brazilské akvizice.

Když se na to podíváte zpětně, vypadá to jako logická postupná expanze. Ale v každém tom okamžiku to bylo rozhodnutí spojené s velkým rizikem. Gruzie krátce po našem vstupu zažila válku s Ruskem. Turecko má svá specifická rizika. Bulharsko bylo zpočátku regulatorně složité.

Jak vypadá vaše spolupráce s Jaromírem Tesařem?

Dřív byl Jaromír více angažovaný v každodenním byznysu. V poslední době už je zejména u strategického rozvoje. Věnuje se více i byznysům mimo Energo-Pro – je to zemědělství, nově pak development a pak má ještě nějaké další aktivity. Nicméně Energo-Pro je pořád hlavní hodnotou jeho byznysu.

Samozřejmě, když jsme historicky dělali jakoukoli akvizici, tak se tam vždycky jel podívat. Chtěl ta aktiva vidět předem.

Loni jste udělali velkou akvizici v Brazílii, kde jste za necelých sedm miliard korun koupili vodní elektrárnu Baixo Iguaçu. Jak jste se k tomu dostali?

Vstup na nový trh je vždycky složitý, protože se na vás někdy dívají dost exoticky. Jak to, že nějaká firma ze střední Evropy má zájem vstoupit na brazilský energetický trh? Pomohlo nám, že jsme v roce 2024 koupili první portfolio od významného kanadského správce aktiv, společnosti Brookfield – soubor malých vodních elektráren o výkonu 90 megawattů.

Celý ten proces akvizice Baixo Iguaçu začal na konci roku 2024, kdy tam byli dva akcionáři, Neoenergia a Copel, který je významnou brazilskou energetickou společností v brazilském státě Paraná. Neoenergia je vlastněná španělskou Iberdrolou a měla v elektrárně 70 %. V jednu chvíli se uvažovalo o prodeji celého 100% podílu, pak se ale Copel z prodejního procesu stáhl a prodávalo se jen těch 70 procent.

Dostali jsme se do fáze, kdy jsme pravděpodobně byli jen dva uchazeči, a pak s námi najednou přestali komunikovat. Brzy vyšlo najevo, že podepsali transakci se skupinou EDF, takže 70 % koupila francouzská EDF ve spolupráci s jedním infrastrukturním fondem.

Měli jsme místní poradce, brazilskou banku Itaú, která nám dělala M&A poradenství. Je to jedna ze tří největších bank v Brazílii a ta pak přišla za společností Copel napřímo s tím, že je ochotna financovat transakci, při níž by Copel uplatnil předkupní právo na oněch 70 %.

Tím by získal majoritu. Jenže pro Copel to byla poměrně malá elektrárna, a navíc neměl zájem vstoupit do společného podniku s francouzskou EDF. Itaú nás tedy propojila s Copelem a my jsme měli omezené časové okno, ve kterém jsme se museli dohodnout.

Cena za 70 % zůstala stejná jako v původní transakci, pro Copel to byla výhoda v podobě prémie za jejich 30% podíl. Na oplátku nám nabídli, že elektrárnu po přechodnou dobu budou provozovat za nás za nižší poplatek, než jsme původně počítali v business plánu. Výsledný DCF model nám tedy vycházel stejně. Vlastní tým pro provoz a údržbu si postupně v Brazílii vybudujeme sami.

Pojďme z Jižní Ameriky. Konflikt v Íránu bude mít zřejmě pro výrobce energií pozitivní efekt. Jak se to propíše do vašich výsledků?

Může mít efekt pozitivní i negativní. Na straně nákladů nám pravděpodobně, stejně jako ostatním firmám, stoupnou výdaje na pohonné hmoty, které spotřebují týmy obsluhující distribuční aktiva i elektrárny.

Pozitivní efekt může spočívat v tom, že v některých trzích půjde cena elektřiny nahoru, ale to závisí na tom, zda máte výrobu zasmluvněnou dopředu - pokud ano, plný efekt nezískáte. Bude to hodně podobná situace jako v roce 2022 s válkou na Ukrajině, kdy ceny elektřiny několikanásobně vzrostly.

Na druhou stranu, od té doby různé země i hráči v energetice více investovali do obnovitelných zdrojů. Ve Španělsku i v Bulharsku máme oproti stavu před pár lety více solárních a větrných instalací, takže to pravděpodobně povede k vyšším cenovým odchylkám během dne – nižším cenám v poledne a vyšším ve špičkách ráno a večer. Klíčové je, jakou máte flexibilitu – kolik výroby dokážete přesunout do hodin, kdy je cena elektřiny vyšší.

To je, zdá se, jedna ze zásadních otázek energetiky dneska. Budete využívat baterie?

Představte si solární elektrárnu s instalovaným výkonem 1 MW, která vyrábí poměrně intenzivně zhruba od desáté hodiny do třetí odpoledne – tedy pět hodin. Abyste tuto výrobu mohl celou přesunout do vzdálenějšího časového pásma spotřeby, potřebujete baterii s kapacitou zhruba čtyřikrát větší, než je instalovaný výkon elektrárny. To je poměrně velká baterie.

Takže část výroby posunete – třeba o jednu hodinu –, ale zbývající čtyři hodiny budete muset prodat na spotovém trhu. Ceny v poledne by sice nemusely klesat až k nule, ale i tak by se pohybovaly na relativně nízké úrovni. Kapacita baterií by musela být výrazně vyšší, aby dokázala cenovou křivku skutečně vyhladit.

Jaká jsou vaše očekávání na příští měsíce?

Nás jako Energo-Pro se to bude dotýkat zejména na trhu v Bulharsku a částečně v České republice, kde jako skupina provozujeme dvě vodní elektrárny. U těch vodních elektráren se snažíme uzavírat roční smlouvy, takže prostor pro dodatečný zisk nebude nijak dramaticky vyšší.

Ve Španělsku si myslím, že efekt bude částečně kompenzován tím, že tamní trh má již dvě třetiny instalovaného výkonu v obnovitelných zdrojích a dokáže se poměrně diverzifikovat. Zároveň Iberský poloostrov nemá dostatek přeshraničních propojení, aby byla cena elektřiny tam výrazněji vyvážená se zbytkem Evropy.

V Turecku by efekt mohl být pro nás jako výrobce elektřiny částečně pozitivní, ale bude kompenzován tím, že letos očekáváme hydrologicky dobrý rok – oproti minulým rokům jsou tam slušné zásoby sněhu. To znamená, že letos vyrobíme více elektřiny z vodních elektráren, a tím pádem čekáme i vyšší zisk.

Regulátoři vám pak zisk zase sníží?

To už platí v Bulharsku, kde stále platí cenový strop, za který může výrobce z obnovitelných zdrojů elektřinu prodávat. Když ji prodáte na burze, nemůžete ji prodat výše než cca 153 eur za MWh.

Ve všech zemích jsme měli loni horší hydrologii– to je efekt, který se snadno pochopí. A pak je tu efekt z distribuce v Gruzii, kde se porovnává skutečná profitabilita s tím, co je povoleno v rámci tarifu a regulace. Pokud byla vaše profitabilita vyšší, regulátor vám nadstandard nenechá – a naopak, pokud byla nižší, kompenzuje vám to v dalším regulatorním období.

Vy jste v Turecku postavili solární elektrárnu. Jak zvyšuje vaši ziskovost?

Alpaslan 2 je naše největší elektrárna v Turecku. Solární panely jsme instalovali jako pozemní systém na zrekultivovaném území, které dříve sloužilo jako zázemí pro výstavbu vodní elektrárny – smysluplně jsme tak využili plochu, která by jinak ležela ladem. Nejde o plovoucí solár, ale o klasickou pozemní instalaci.

Klíčová výhoda spočívá v tom, že využíváme stávající připojení do sítě přes transformátor vodní elektrárny, což výrazně snižuje náklady a zjednodušuje realizaci. Důležitý je i ekonomický aspekt – jako hybridní součást vodní elektrárny využíváme podpůrný tarif YEKDEM zajištěný do konce roku 2030. Turecká regulace nám v rámci hybridní licence umožňuje přidat do jiné technologie až 15 % instalovaného výkonu zdroje – to při výkonu 280 MW vychází na 42 MW solárního výkonu.

Solární výroba navíc přirozeně doplňuje vodní – slunce svítí nejvíc v létě, kdy bývá méně vody, a naopak. Po dobu platnosti tarifu nám je jedno, zda elektřinu vyrábíme z vody, nebo ze slunce – prodáváme ji za 73 dolarů na MWh. Šetříme vodu, kterou pak lépe využijeme v ranní a večerní špičce nebo při podpůrných službách.

To by se do budoucna mohlo výrazně projevit v profitabilitě elektrárny?

Částečně ano, ale je třeba mít realistická očekávání. Těch 42 MW solárního výkonu vyrobí ročně přibližně 70 až 80 GWh, což představuje 10 až 15 % celkové výroby elektrárny Alpaslan 2.

Součástí akvizice deseti hydroelektráren v Galicii v roce 2023 byla i licence na přečerpávací elektrárnu. Platí, že ji chce Energo-Pro využít?

Ano, projekt přečerpávací vodní elektrárny je součástí portfolia, které jsme v Galicii získali, a o jeho realizaci máme zájem. Přečerpávací elektrárny jsou v kontextu energetické transformace Evropy mimořádně cenné – slouží jako obrovské baterie, které pomáhají stabilizovat síť s rostoucím podílem proměnlivých obnovitelných zdrojů. Nicméně je to běh na dlouhou trať.

Získání potřebných autorizací je ve Španělsku zdlouhavý proces. Pak bude třeba vyřešit přípojku a důkladně posoudit ekonomický rámec projektu, aby takto významná investice mohla být financovatelná. Zájem máme, potenciál vidíme, ale je to projekt na roky, nikoli na měsíce.

Ve střednědobém horizontu bychom chtěli ve Španělsku zvýšit náš celkový instalovaný výkon nad 200 MW.

Jaký dopad na byznys Energo-Pro má současná politická situace v Gruzii, která se přiklání k Moskvě?

Jsme tam jedním z největších zahraničních investorů a provozujeme tam distribuční síť a portfolio vodních elektráren. Naše operace fungují normálně, naši lidé tam odvádějí skvělou práci. Ale politická nejistota se samozřejmě promítá do investičního klimatu a je to faktor, který musíme při strategickém plánování zohledňovat.

Pro nás jako investora je důležitá stabilita, předvídatelnost regulatorního prostředí a přístup k mezinárodnímu financování. Současné napětí komplikuje situaci všem zahraničním investorům. My ale v Gruzii působíme od roku 2007, zažili jsme tam různé politické situace, včetně války v roce 2008, a vždycky jsme pokračovali v práci. Do politických hodnocení se pouštět nechceme. Soustředíme se na provoz, na naše zákazníky a na to, abychom v Gruzii odváděli dobrou práci.

Jak se na Gruzii dívají investoři?

S opatrností – to je třeba říct otevřeně. Politická situace zvyšuje rizikovou přirážku a komplikuje přístup k některým zdrojům financování. Na druhou stranu, Gruzie má kvalitní hydroenergetický potenciál, rostoucí poptávku po energii a potřebu modernizace infrastruktury. Pro specializovaného investora, který tamnímu prostředí rozumí, tam příležitosti jsou.

Pojďme k poslednímu tématu. Koupili jste budovu radnice Prahy 10. Jaké s ní máte plány?

Je to logická diverzifikace. V energetice generujeme stabilní výnosy a ty je rozumné reinvestovat i mimo hlavní obor. Nemovitostní development v Praze a Brně je v kontextu středoevropského trhu atraktivní příležitostí s předvídatelným výnosem. A vidíme tam jasné paralely s naší hlavní činností – v energetice řídíme stavby elektráren, tady řídíme stavby budov.

V obou případech jde o komplexní projekty, kde musíte jednat se stavebními úřady, institucemi a dalšími stakeholdery, zajistit financování a dodržet harmonogram. To umíme. Navíc nám development dává zajímavou flexibilitu – můžeme byty prodávat a realizovat výnos rychleji, nebo se zaměřit na nájemní bydlení s delším investičním horizontem.

Jaké projekty chcete v Praze a v Brně realizovat?

Orientujeme se výhradně na bytovou výstavbu. Dokončili jsme zhruba 50 bytů a ve výstavbě máme necelé dvě stovky bytů, včetně pěti rodinných domů. Naše záměry jsou ale mnohem větší – v přípravě máme v obou městech přes dvě tisícovky bytů.