Energia – Środowisko
Dodatek promocyjno-reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 137 (6820) 14 czerwca 2004 r.
Restrukturyzacja KDT w energetyce. Szybkie tempo negocjacji z Komisją Europejską
Przewidywane korekty programu restrukturyzacji kontraktów długoterminowych
Wypowiedź Stanisława Poręby, prezesa Zarządu PSE Electra
Przyjęty 28 lipca 2003 roku przez Radę Ministrów „Program restrukturyzacji kontraktów długoterminowych” przewiduje wykorzystanie mechanizmu pokrywania kosztów osieroconych w elektroenergetyce powstających w wyniku liberalizacji rynku energii, głównie poprzez wprowadzanie zasady dostępu stron trzecich do sieci. W praktyce jej zastosowanie oznacza, że odbiorcy końcowi energii mogą być zaopatrywani przez wielu różnych jej dostawców. Na ogół, w pierwszym okresie dostawcy konkurując o odbiorców (udział w rynku), obniżają ceny nawet poniżej poziomu kosztów operacyjnych. Przychody te mogą okazać się zbyt małe na pokrycie kosztów kapitałowych i ewentualnie części kosztów operacyjnych. Tym bardziej że wcześniej dostawcy ponieśli nakłady inwestycyjne na budowę nowych lub modernizację istniejących jednostek wytwórczych. Ponadto mieli zapewniony rynek zbytu poprzez monopol sieci. Dlatego praktycznie wszystkie kraje liberalizujące rynek energii elektrycznej wprowadzają mechanizm pokrywania kosztów osieroconych.
Restrukturyzacja KDT sprzyja rozwojowi gospodarczemu i otworzy możliwości:
|
Komisja Europejska po wprowadzeniu Dyrektywy 96/92/EC uznała, że mechanizm dopuszczalnej pomocy publicznej – jeżeli będą spełnione jej wytyczne – może być wykorzystywany przy pokrywaniu kosztów osieroconych. Skorzystała z tego większość krajów unijnych po sprawdzeniu przez Komisję Europejską, czy zaproponowane przez nie programy pokrycia kosztów osieroconych nie zawierają elementów pomocy publicznej.
Przyjęty przed niespełna rokiem program restrukturyzacji kontraktów długoterminowych zakłada, iż rozwiązanie problemu kosztów osieroconych będzie połączone z radykalnym ograniczeniem udziału w rynku energii PSE S.A. – firmy do tej pory dominującej na krajowym rynku energii.
Polska elektroenergetyka ma wyjątkową w Europie, zdezintegrowaną strukturę – poszczególne elektrownie są odrębnymi firmami wytwórczymi. Pozyskanie środków zewnętrznych na sfinansowanie niezbędnego programu inwestycyjnego było możliwe dzięki wykorzystaniu gwarancji Skarbu Państwa lub pośrednictwa rynku energii elektrycznej, zdeterminowanego monopolem sieci PSE S.A. Dziesięć lat temu zdecydowano się na wybór drugiej z tych możliwości. Na podstawie stworzonego mechanizmu kontraktów długoterminowych z PSE S.A., zmodernizowano lub zbudowano ponad 15 tysięcy MW mocy wytwórczych.
Stałe rozszerzanie liczby odbiorców uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych (dostępu do sieci) prowadzi – od 1 stycznia 2006 roku – do stopniowego zmniejszania i likwidacji segmentu rynku zdeterminowanego monopolem sieci. Ponadto, w założeniach polityki energetycznej przewiduje się szybki rozwój konkurencji, z czym koliduje dominująca pozycja PSE S.A na krajowym rynku energii. W takich warunkach program restrukturyzacji kontraktów długoterminowych musi zawierać szerszy i dalej idący zakres regulacji niż w innych krajach Unii Europejskiej.
W projekcie ustawy przyjęto, że rozwiązanie kontraktów długoterminowych będzie swoistego rodzaju wywłaszczeniem, a przysługująca za to rozwiązanie rekompensata – odszkodowaniem. Stąd dwoisty charakter programu restrukturyzacji kontraktów długoterminowych: pokrycie kosztów osieroconych zostało połączone ze swego rodzaju odszkodowaniem.
Tworząc program restrukturyzacji KDT uwzględniano wytyczne Komisji Europejskiej określające dopuszczalną wysokość pomocy publicznej przy pokrywaniu kosztów osieroconych. Jednak ze względu na wspomniany dwoisty charakter przyjętej koncepcji, nie wszystkie warunki zawarte w wytycznych mogły były wypełnione w sposób stosowany w programach dotychczas uzgadnianych z Komisją Europejską.
Polski program, wraz z projektem ustawy, został zgłoszony do Komisji Europejskiej w sierpniu 2003 roku w uproszczonym, przejściowym trybie ustalonym dla krajów kandydujących do Unii Europejskiej. Po wstępnej analizie Komisja Europejska uznała, że program jest zbyt złożony, aby jego uzgodnienie zostało przeprowadzone w uproszczonym trybie przejściowym. Podjęto więc wspólne prace nad korektami programu restrukturyzacji KDT, które umożliwią jego zatwierdzenie w trybie normalnej procedury stosowanej przez Komisję Europejską. Wprowadzane zmiany mają doprowadzić do spełnienia wytycznych Komisji Europejskiej w sposób zbliżony do zastosowanego w innych programach.
Najistotniejsza modyfikacja programu z 2 lipca 2003 r. dotyczy sposobu wypłaty rekompensaty. Do tej pory planowano dokonanie jednorazowej wypłaty w momencie rozwiązywania kontraktów długoterminowych. Dotychczasowa praktyka stosowana przez Komisję Europejską przewiduje, iż rzeczywiste wypłaty rekompensaty zależą od warunków rynkowych w poszczególnych latach okresu przejściowego. Natomiast maksymalna wysokość rekompensaty nie może przekroczyć sumy wypłat za wszystkie lata w okresie przejściowym.
Ze względu na polską specyfikę, zmiana będzie (rozmowy jeszcze trwają) polegać na wprowadzeniu mechanizmu korekt do rekompensaty. Zmieni się też jej wielkość.
Dotychczasowe kalkulacje bazowały na najbardziej prawdopodobnej prognozie cen rynkowych. Zakładano w nich, że wytwórcy natychmiast po rozwiązaniu kontraktów długoterminowych w pełni przejmą ryzyko rynkowe.
Obecnie przewiduje się, że zostaną ustalone dwie wysokości rekompensaty: maksymalna – przy prognozie niższych cen rynkowych i bazowa – przy prognozie wyższych cen rynkowych. W praktyce mogą wystąpić przypadki korekt wysokości rekompensaty „w górę” lub „w dół” w okresach półrocznych (rocznych lub innych). Suma wypłat rekompensat w okresie przejściowym trwającym 5-10 lat nie może przekroczyć wielkości maksymalnej.
W ślad za korektami rekompensaty będą korygowane stawki restrukturyzacyjnej opłaty systemowej. Zmiany będą następować w swoistej „opozycji” do wysokości rynkowych cen energii. Przy wysokich cenach stawka będzie maleć aż do zera. Przy niskich będzie rosła do ustalonego pułapu.
Druga korekta wiąże się ze sposobem kalkulacji wysokości kosztów osieroconych, stanowiących bazę do ustalania wysokości rekompensat. Koszty te kalkuluje się na podstawie różnicy wartości aktywów przed i po zmianie prawa, a więc w naszym przypadku przed i po rozwiązaniu kontraktów długoterminowych. Na wartość aktywów – poza wielkościami wynikającymi z inwestycji – mogą wpływać zdeterminowane koszty operacyjne, np. wynikające z umów na zakup paliwa, programów polityki społecznej lub działań regulacyjnych.
W dotychczasowym programie restrukturyzacji KDT wartość aktywów przed i po rozwiązaniu kontraktów długoterminowych kalkulowano jako aktualną wartość przepływów gotówkowych generowanych w okresie trwania KDT przez objęte tymi kontraktami jednostki wytwórcze. Komisja Europejska opowiada się natomiast za objęciem kalkulacjami wszystkich jednostek wytwórczych danego wytwórcy w okresie ich żywotności ekonomicznej. Ustalenie wartości aktywów przed rozwiązaniem KDT powinno – zdaniem Komisji Europejskiej – nastąpić na podstawie aktualnej wartości nie zamortyzowanej części ponoszonych nakładów inwestycyjnych. Natomiast – według jej opinii – przy obliczaniu wartości aktywów po rozwiązaniu kontraktów należy przyjąć sumę aktualnych wartości zysków operacyjnych generowanych przez te aktywa przez okres ich żywotności ekonomicznej.
Z nie zweryfikowanych jeszcze danych z ksiąg wytwórców wynika, że aktualna wartość netto wszystkich jednostek wytwórczych jest około dwukrotnie wyższa niż wartość aktywów objętych kontraktami, ustalona na podstawie przepływów gotówkowych. Wartość aktywów po rozwiązaniu kontraktów będzie również znacznie wyższa niż wynikająca z dotychczasowych kalkulacji, ponieważ zyski generowane są przez wszystkie aktywa i przez znacznie dłuższy okres.
Wstępnie można oszacować, że rekompensata – wypłacana bezpośrednio po rozwiązaniu kontraktów – będzie niższa niż wysokość rekompensaty określona w programie z lipca 2003 r., a maksymalna – będzie wyższa. Rzeczywiste wysokości rekompensat będą zależały od przyszłych warunków rynkowych. Dla wytwórców oznacza to, że jeszcze przez okres przejściowy ich przychody będą regulowane. Jeżeli więcej zarobią na rynku – otrzymają niższą rekompensatę. I odwrotnie. Obniża to ryzyko rynkowe ponoszone przez wytwórców energii. Łagodzi agresywność konkurencji na jej rynku.
Spełnienie innych regulacji prawnych UE wymaga zmiany nośnika restrukturyzacyjnej opłaty systemowej (ROS). Zgodnie z dotychczasowym programem jej stawka była ustalona na jednostkę tzw. wykorzystanej mocy umownej. Po zmianie, będzie ustalana na „jednostkę mocy umownej” lub na odbiorcę. Ten drugi sposób dotyczy odbiorców, których instalacje są przyłączone do sieci niskich napięć.
Opisane korekty programu wynikają z przebiegu roboczych rozmów prowadzonych z ekspertami Komisji Europejskiej. Propozycje zmian zostaną dopracowane, a następnie przedstawione do akceptacji przez stronę polską i przedstawicieli Unii Europejskiej. Zainteresowanie obu stron negocjacji jak najszybszym wdrożeniem programu stwarza szanse na szybkie tempo prac. n
- Informacje o PSE Electra