Bez SOK producenci energii nie nauczą się walki o przetrwanie
Pierwszy lipca 2001 r. to realny termin uruchomienia systemu opłat kompensacyjnych (SOK). Jednak zanim to nastąpi, eksperci muszą ocenić, które inwestycje i kontrakty długoterminowe (KDT) mogą zostać włączone do SOK. Może się bowiem okazać, że warunków systemu nie spełnia połowa KDT, jednocześnie zaś do kompensacji kwalifikują się inwestycje nie gwarantowane długookresowymi umowami z Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi.
Zgodnie z rządowym harmonogramem wdrażania rynku energii elektrycznej, system opłat kompensacyjnych powinien zacząć funkcjonować 1 stycznia 2001 r. Prace nad jego wprowadzeniem trwają blisko rok, jednak dziś już wiadomo, że wejście w życie SOK w zaplanowanym terminie jest nierealne. Udało się wprawdzie (w maju 2000 r.) dokonać niezbędnej nowelizacji prawa energetycznego, wciąż jednak brakuje tzw. rozporządzenia taryfowego ministra gospodarki, które ma faktycznie wprowadzić rozwiązania SOK. Kolejne wersje dokumentu budziły wątpliwości — głównie resortu finansów. W efekcie rozporządzenie nie ujrzało światła dziennego.
— Dopóki to nie nastąpi, nie ma możliwości podjęcia poważnych rozmów z bankami. Tymczasem to głównie od ich stanowiska może zależeć renegocjacja kontraktów długoterminowych, która jest warunkiem uruchomienia SOK — podkreśla Ireneusz Wesołowski.
Brak miejsca na rynek
Kontrakty długoterminowe na sprzedaż energii elektrycznej były zawierane w latach 1994-1998 między producentami a Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi. Wieloletnie umowy miały zapewnić przedsiębiorstwom wytwórczym przychody na poziomie umożliwiającym spłatę kredytów zaciągniętych głównie na inwestycje proekologiczne i modernizacyjne oraz budowę nowych mocy. KDT stanowią dla banków gwarancję spłaty pożyczek.
Dziś udział energii z kontraktów w krajowej sprzedaży przekracza 70 proc. Uniemożliwia to uruchomienie konkurencji wśród jej wytwórców i przygotowanie firm do konkurowania w nieodległej przyszłości na rynku europejskim. System opłat kompensacyjnych ma, w myśl założeń, pozwolić na przekształcenie branży energetycznej z regulowanej w wolnorynkową, zapewniając jednocześnie elektrowniom i elektrociepłowniom możliwość odzyskania kosztów inwestycji prowadzonych w warunkach nierynkowych.
Ryzyko kosztuje
Zgodnie z projektem SOK, KDT mają być przekształcone z umów towarowych w finansowe. Producenci, zamiast sprzedawać energię PSE, będą musieli szukać nabywców na rynku.
— Oznacza to wzrost ryzyka ponoszonego przez wytwórców, a co za tym idzie — konieczność jego oceny przez banki. Można się zatem spodziewać, że instytucje finansowe związane z KDT, o ile w ogóle zaakceptują SOK, zażądają z pewnością rekompensaty w postaci dodatkowego zabezpieczenia spłaty kredytów i wyższego oprocentowania — uważa Ireneusz Wesołowski.
— Niesie to ze sobą dwa rodzaje ryzyka. Po pierwsze, wytwórcy będą musieli się uporać z ulokowaniem energii na rynku po odpowiedniej cenie, po drugie zaś — z wyegzekwowaniem należności od nabywców — zaznacza ekspert.
Kij i marchewka
Zgodnie z ideą SOK, do kasy producentów, oprócz przychodów ze sprzedaży prądu na rynku, będą wpływać kompensaty (z dodatkowej opłaty przesyłowej). Rozmiary dopłat będą uzależnione od ceny i wolumenu sprzedaży wynikających z KDT, faktycznej ceny i wielkości sprzedaży oraz tzw. ceny odniesienia. Cenę odniesienia ma co roku ustalać prezes Urzędu Regulacji Energetyki, np. jako średnią ubiegłoroczną cenę sprzedaży energii poza kontraktami długoterminowymi. Wytwórca otrzyma w całości kompensatę podstawową — równą różnicy między ceną z KDT a ceną odniesienia pomnożonej przez wielkość sprzedaży. Reszta dopłaty będzie skorygowana o tzw. współczynniki tłumienia.
— Jeśli producent sprzeda energię na rynku poniżej ceny odniesienia, zostanie „ukarany” mniejszą dopłatą. Podobny mechanizm zadziała, gdy wytwórca sprzeda samodzielnie mniej energii, niż wynika to z jego KDT. Tymczasem elektrownia, której uda się uzyskać wyższą cenę lub sprzedać więcej, dostanie „premię” w postaci nadprogramowych przychodów — wyjaśnia Ireneusz Wesołowski.
W ostatniej, październikowej wersji rozporządzenia taryfowego przewidywano, że współczynniki tłumienia dotyczące ceny mają wynosić w 2000 r. 0,97 dla elektrowni i 0,99 dla elektrociepłowni. Planowano również, że będą one co roku zmniejszane odpowiednio o 0,02 i 0,01, tak żeby z upływem czasu wzrastało znaczenie przewidzianych w systemie „nagród” i „kar”. Współczynniki, o które korygowane byłyby kompensaty w przypadku sprzedaży ilości energii mniejszej niż zakładana, miały wynosić 0,85, 0,90 i 0,95 i również spadać o 0,02 rocznie.
Tegoroczną cenę odniesienia, która obowiązywałaby, gdyby SOK udało się wprowadzić wcześniej, oszacowano na 110 zł za MWh. Zdaniem Ireneusza Wesołowskiego, należy się spodziewać, że w przyszłym roku wyniesie ona 115-120 zł, a w następnych latach może być niższa.
— Cena odniesienia ustalona na 2000 r. jest znacznie niższa od średniej z KDT, która wynosi obecnie około 140 zł, i wyższa od giełdowej (90-100 zł). Trudno jednak na tej podstawie wnioskować o przyszłych rynkowych cenach energii, zwłaszcza że giełda — ze względu na niewielkie obroty — nie może być traktowana jako źródło miarodajnych danych — uważa analityk.
W jego opinii, Giełda Energii może obejmować stopniowo 5, 10, ale nie więcej niż 20 proc. rynku. Około 10 proc. sprzedaży będzie odbywać się na rynku bilansującym (na którym rozlicza się nadwyżki i niedobory energii w systemie).
— Oznacza to, że po wprowadzeniu SOK co najmniej 70 proc. prądu będzie sprzedawane na podstawie umów dwustronnych między producentami a dystrybutorami, spółkami obrotu, odbiorcami czy wreszcie PSE. Należy się spodziewać, że nabywcy, dostrzegając korzyści ze zmian sytuacji na rynku, nie będą skłonni do zawierania umów długoterminowych — mówi Ireneusz Wesołowski.
Komu kompensatę
Zdaniem eksperta, realny termin przystąpienia do systemu pierwszych wytwórców energii to połowa przyszłego roku. Wstępnie mówiło się, że w pionierskiej transzy znajdą się trzy elektrownie — Bełchatów, Jaworzno III i Opole. W kolejnych dwóch turach (prawdopodobnie w odstępach półrocznych) w ramach SOK mają zacząć funkcjonować pozostali wytwórcy. Nadal jednak nie ma pewności, czy w systemie znajdą się wszyscy, którzy podpisali kontrakty długoterminowe i czy SOK nie obejmie także tych producentów energii, którzy zainwestowali w latach 1993-1998, nie podpisując KDT.
— W myśl prawa energetycznego, kompensaty należą się wytwórcom, którzy przeprowadzili inwestycje proekologiczne lub podnoszące efektywność produkcji. Ustawa nie wspomina natomiast o inwestycjach w budowę nowych mocy. Z kolei projekt URE wskazuje na spółki, które zawarły długoterminowe kontrakty z PSE. Przy tym niektóre z tych umów zabezpieczają finansowo inwestycje w budowę nowych obiektów (np. Nowa Sarzyna). Z drugiej strony wśród producentów są tacy, którzy przeprowadzili inwestycje wymienione w ustawie, bez gwarancji w postaci KDT. Przykładem może być Elektrownia Rybnik, która — w myśl prawa energetycznego — także powinna podlegać kompensatom. W przeciwnym razie spółka może nie poradzić sobie z odzyskaniem poniesionych w przeszłości kosztów — uważa analityk.
Rozstrzygnięcia wymaga też sprawa kilku kontraktów, które obejmują inwestycje planowane na przyszłość lub zaledwie rozpoczęte. Dotyczy to m.in. Zespołu Elektrowni Pątnów-Adamów- -Konin, którego KDT zabezpiecza nie rozpoczętą jeszcze praktycznie budowę Pątnowa II i obowiązuje aż do 2023 r. Według Ireneusza Wesołowskiego, w takich przypadkach rząd powinien zwrócić przedsiębiorstwom nakłady poniesione dotychczas oraz te, których nie da się uniknąć (np. koszty zakupu zamówionych już urządzeń), i nie obejmować takich projektów systemem kompensat.
Po nas choćby potop
Włączenie do SOK np. kontraktu ZE PAK mogłoby być szczególnie kłopotliwe ze względu na odległy termin zakończenia umowy.
— Według dyrektywy Unii Europejskiej, stosowanie nierynkowych rozwiązań w energetyce (a SOK niewątpliwie do takich należy) po 2005 r. nie będzie możliwe bez wcześniejszego zdefiniowania okresu przejściowego. Polska nie domagała się tego dotychczas w obszarze energetyki, uważam jednak, że wciąż nie jest za późno. W przeciwnym razie pojawi się problem z kompensacją wielu umów, które kończą się długo po upływie wyznaczonego przez UE terminu — mówi ekspert.
Agnieszka Berger