Przyjęty przez Radę Ministrów 11 grudnia ub.r. projekt ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej dotyczy przede wszystkim zasad rozwiązania kontraktów długoterminowych (KDT)na sprzedaż mocy i energii elektrycznej zawartych między wytwórcami energii, a Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi SA.

Projekt określa program pokrywania kosztów osieroconych dla wytwórców, którzy zdecydują się rozwiązać te kontrakty. Głównym efektem wdrożenia ustawy ma być – w założeniu - szybszy rozwój konkurencyjnego rynku energii elektrycznej oraz zmniejszenie ryzyka związanego z trwającym postępowaniem Komisji Europejskiej w sprawie KDT jako niedozwolonej pomocy publicznej.
Projekt ustawy zakłada, że KDT mogą zostać rozwiązywane na podstawie dobrowolnych "umów rozwiązujących". Wytwórcy, którzy zrezygnują z KDT, otrzymają prawo do pokrywania tzw. "kosztów osieroconych", stanowiących odzwierciedlenie poniesionych nakładów inwestycyjnych na budowę lub modernizację elektrowni, które nie zostaną pokryte przychodami po rozwiązaniu KDT. Gromadzeniem środków na pokrycie kosztów osieroconych, ich zarządzaniem i przekazywaniem wytwórcom zajmie się Zarządca Rozliczeń SA, kontrolowany przez ministrów gospodarki, finansów i Skarbu Państwa. Środki na finansowanie kosztów osieroconych miałyby być pozyskiwane z opłaty za udostępnienie krajowego systemu elektroenergetycznego. Maksymalna wysokość kosztów osieroconych dla wszystkich wytwórców (stron KDT) wynosi ok. 11,5 mld zł. Przyjęty przez Radę Ministrów projekt ustawy stanowi zmianę przesłanego w 2005 roku do akceptacji Komisji Europejskiej programu pomocowego w sprawie pokrywania kosztów powstałych w przedsiębiorstwach w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych , wobec którego trwa postępowanie wyjaśniające KE, wszczęte w listopadzie 2005 r.

Żaden opracowywany przez resort gospodarki dokument nie wzbudzał tyle emocji, co kwestia sposobu rozwiązania Kontraktów Długoterminowych (KDT). Z prawa do przedstawienia uwag do projektu powstającej regulacji skorzystało aż 13 podmiotów. O dziwo, zapisy ustawy w równym stopniu niepokoją - choć z zupełnie różnych powodów - większe i mniejsze spółki skarbu państwa, jak i podmioty energetyczne już sprywatyzowane, będące w rękach zachodniego kapitału.

W opinii twórców ustawy, głównym efektem jej wprowadzenia będzie szybszy rozwój konkurencyjnego rynku energii elektrycznej oraz zmniejszenie ryzyka związanego z trwającym postępowaniem Komisji Europejskiej w sprawie KDT jako niedozwolonej pomocy publicznej. I chyba właśnie ten pośpiech wynikający z obaw o decyzje Brukseli, bierze górę i nie dopuszcza do rzeczowej dyskusji o tworzeniu realnych szans rozwoju dla polskiej energetyki. Rodzimi producenci, zwłaszcza ci pozbawiani perspektywy na jakąkolwiek formę rekompensaty za rozwiązanie ich kontraktów, poddają w wątpliwość racjonalność zaproponowanych zapisów ustawy. Przypominają, że koszty osierocone wynikają wyłącznie z wprowadzania zmian przepisów prawa – zwłaszcza wprowadzenia zasady TPA.

Na podstawie kontraktów długoterminowych sprzedawane jest w Polsce obecnie około 30% energii elektrycznej. Ogranicza to oczywiście o tyle zakres wolnego rynku energii, ale nie zapominajmy, że w naszym kraju o wysokości średniej ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym decyduje narzucane przez regulatora (Urząd Regulacji Energetyki) ograniczenie cen dla odbiorców końcowych.

Kontrakty długoterminowe umożliwiały polskim elektrowniom spłatę zadłużenia zaciągniętego przez część z nich na niezbędne modernizacje instalacji wytwórczych lub instalacji ochrony środowiska. Na podstawie KDT energia elektryczna sprzedawana jest dziś po wyższych cenach gwarantujących obsługę powstałego zadłużenia. Dzięki temu, od lat możliwe było utrzymywanie w kraju niskiej ceny energii produkowanej przez wszystkie pozostałe elektrownie, które bądź się nie modernizowały, bądź już spłaciły kredyty inwestycyjne. W efekcie ceny energii elektrycznej w Polsce są relatywnie niskie. Nie jest to bez znaczenia dla innych branż i dla polityki społecznej kraju.

Niestety taka sytuacja nie może trwać wiecznie. Ze względu na konieczność nowych inwestycji w energetyce, wynikającą m.in. ze starzenia się majątku, zmian standardów emisji zanieczyszczeń i jednoczesnego wzrostu zapotrzebowania na energię, podwyżki cen energii elektrycznej na wolnym rynku hurtowym będą konieczne. Wzrost cen energii musi umożliwić polskiej branży energetycznej spłatę niezbędnych nakładów inwestycyjnych. Oczekuje się, że cena ta powinna wzrosnąć co najmniej do 35÷40 €/MWh bez akcyzy. Taki poziom cen musi być osiągnięty od roku 2010, kiedy nowe jednostki wytwórcze będą oddawane do eksploatacji. Ceny energii w Polsce mogą i powinny rosnąć stopniowo, uzyskując poziom co najmniej 160 zł/MWh w roku 2010 - oczywiście z zachowaniem przyjętych granicznych wskaźników wzrostu cen końcowych dla odbiorcy.

Biedny lecz dumny?

W projekcie ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej przewiduje się, że nie będą mogły z tych mechanizmów skorzystać podmioty pionowo zintegrowane. A zatem głównie tworzony w oparciu o zapisy Programu dla elektroenergetyki narodowy czempion - PGE (Polska Grupa Energetyczna tworzona na bazie spółek Grupy BOT, PSE oraz Zespołu Elektrowni Dolna Odra i kilku zakładów energetycznych środkowej i wschodniej Polski). Z trzech elektrowni wchodzących w skład BOT dwie (Turów i Opole) mają jeszcze ważne wieloletnie Kontrakty Długoterminowe, z których - po połączeniu kapitałowym z PSE – będą musiały zrezygnować bez żadnych szans na jakąkolwiek formę rekompensaty. W zależności od zmian cen energii na rynku hurtowym, likwidacja KDT dla spółek Grupy BOT - bez wprowadzenia alternatywnych mechanizmów rekompensat - spowoduje obniżenie dzisiejszej wartości zadłużonych elektrowni Grupy BOT oraz łączne obniżenie potencjału ekonomicznego Grupy BOT, które szacowane jest na 1,5÷2,45 mld zł. A „kurs” na tak znaczące obniżenie wartości spółki raczej nijak się ma do hucznych zapowiedzi powstania czempiona energetycznego, który ma być dumą narodową. Ba... Skoro tworzenie czempiona ma polegać na „urwaniu” mu tam i ówdzie, to łatwo się domyślić, że – po takim przykładzie – już nikt i nigdy nie będzie chciał u nas zostawać czempionem w żadnej dziedzinie. Bo czy warto?

Bez gwarantowanych stałych, w miarę wysokich przychodów z tytułu KDT, Elektrownie Turów i Opole nie będą w stanie spłacać samodzielnie swoich długów. Zadłużenie zmodernizowanej Elektrowni Turów i ostatniej powojennej, polskiej inwestycji energetycznej – Elektrowni Opole ktoś jednak spłacić będzie musiał. Do roku 2010-2011 środki wypracowane przez trzecią elektrownię z Grupy - Elektrownię Bełchatów nie mogą być do tego celu użyte, ze względu na już realizowany w Bełchatowie program inwestycyjny, który w znacznej części opiera się na środkach własnych spółki. Dopiero od roku 2011 pewne nadwyżki finansowe wypracowywane przez BOT Elektrownię Bełchatów S.A. będą mogły być wykorzystane do finansowania innych celów Grupy BOT poza realizacją inwestycji w Bełchatowie. Jednak w innych spółkach Grupy niezbędne środki pieniężne, które umożliwią spłatę dzisiejszych zobowiązań kredytowych znajdą się. Są to niestety również środki gromadzone przez kopalnie odkrywkowe Grupy na koszty rekultywacji i likwidacji wyrobisk górniczych po zakończeniu eksploatacji węgla. Warto pamiętać, że kwota sukcesywnie gromadzona - do czasu rozpoczęcia prac likwidacyjnych - (KWB Bełchatów – 2031, KWB Turów – 2040) winna wynieść łącznie ponad 12,5 mld złotych! Likwidacja KDT będzie skutkować zatem zdecydowanym osłabieniem możliwości inwestycyjnych Grupy BOT, a w tym budowy nowych bloków w Elektrowni Opole.

Czy tego typu rozwiązanie sprawy, uniemożliwiające bądź utrudniające Grupie rozbudowę mocy produkcyjnych faktycznie sprawi, że konsumenci energii nie odczują skutków rozwiązania KDT – jak podaje na swej stronie Ministerstwo Gospodarki?

Zakładając, iż krajowa energetyka się nie starzeje i nie wymaga żadnych nakładów oraz że konsumpcja energii nie rośnie i nie wzrośnie w dającej się przewidzieć perspektywie, a więc niepotrzebna będzie budowa nowych mocy – to ministerialne uspokajanie opinii publicznej można by uznać za celowe i uzasadnione.

Niestety rzeczywistość rządzi się swoimi prawami i za nic ma to, co byśmy w danym momencie chcieli (nawet gdybyśmy baaardzo, baaaaardzo chcieli). A fakty przeczą głoszonym publicznie jeszcze nie tak dawno tezom, że mamy nadmiar mocy zainstalowanej w krajowych przedsiębiorstwach wytwórczych, co – choćby nawet – udowodnił zeszłoroczny blackout w Warszawie. I pewno – by zaspokoić rosnące zapotrzebowanie na energię i zapewnić niezawodność dostaw prądu – trzeba będzie nie tylko wybudować dodatkowe bloki w przygotowanej do tego Elektrowni Opole, czy współpracować przy budowie Ignaliny. Pewno i w Polsce będzie rychło potrzebna elektrownia jądrowa, która sama się przecież nie wybuduje...

Mógłby czempion...

... ale czy po „oskubaniu” będzie go stać? Czy zmniejszenie wartości firmy ułatwi jej współzawodnictwo z zagraniczną konkurencją, a może zachęci do planowanego w nieco odleglejszej przyszłości zagospodarowania legnickich złóż węgla brunatnego i zbudowania tam następcy bełchatowskiego producenta najtańszej w kraju energii elektrycznej?

W opinii Pawła Skowrońskiego, prezesa Zarządu BOT GiE SA, regulacje UE wyłączają z programów pokrywania kosztów osieroconych, tę część kosztów, która wynika z powiązań umownych między firmami tej samej grupy kapitałowej. Jeżeli więc w PGE znajdzie się PSE SA jako podmiot prawny, to wtedy KDT wytwórców, którzy wejdą do PGE, nie mogą być podstawą do kalkulacji i pokrywania kosztów osieroconych. Jeżeli zaś do PGE wejdą aktywa PSE pozostałe po wydzieleniu operatora systemu przesyłowego, to wytwórcy z KDT, którzy wejdą do PGE mogą uczestniczyć w programie pokrywania kosztów osieroconych. Prezes BOT zauważa, że w rządowym projekcie ustawy wprowadzającej program pokrywania kosztów osieroconych regulacje są znacznie bardziej rygorystyczne niż te unijne. A zatem w „polskim” programie pokrywania kosztów osieroconych nie mogą także brać udziału wytwórcy, którzy są w tej samej grupie kapitałowej, co spółki dystrybucyjne. W ten sposób wyłączeni z udziału w programie będą także wszyscy wytwórcy z KDT, w których Skarbu Państwa ma dominujące udziały. Poza wytwórcami mającymi wejść do PGE, dotyczy to również PKE i Elektrowni Kozienice.

Zdaniem Pawła Skowrońskiego, projekt wyłączenia z programu rekompensat wytwórców Skarbu Państwa jest działaniem zamierzonym, ale decyzje w tej sprawie były podjęte na podstawie kalkulacji, do których przyjęto nazbyt optymistyczne założenia. Wyłączenie tych wytwórców z programu pokrywania kosztów osieroconych oznacza konieczność pokrycia kosztów osieroconych z wartości firm. Wszystkie nowo tworzone grupy mają wchodzić na Giełdę Papierów Wartościowych, dlatego zdecydowane obniżanie ich wartości nie jest wskazane.

Z powyższych przyczyn BOT ma nieco inne spojrzenie na sposób budowy Grupy PGE, niż Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.

- Nie podważamy zapisów „Programu dla Energetyki” proponując, by do PGE wchodziły jako podmioty prawne spółki dystrybucyjne grup L-6 i Ł-2, ZEDO SA i BOT GiE SA oraz aktywa PSE , pozostałe po wydzieleniu operatora systemu przesyłowego – mówi prezes BOT GiE. - Uważamy bowiem, iż z zaproponowanym sposobem tworzenia tej Grupy wiąże się zbyt duże ryzyko. Według obecnie realizowanej koncepcji, PGE powstaje wokół PSE SA jako podmiotu prawnego. Niestety spółka PSE SA ma szereg historycznych zobowiązań, wynikających głównie z wieloletniego pełnienia funkcji operatora systemu przesyłowego i monopolisty w hurtowym obrocie energią.

Zdaniem P. Skowrońskiego, realizacja scenariusza konsolidacji proponowanego przez PSE S.A. wyklucza ponadto, ze względu na przepisy Unii Europejskiej, możliwość uczestniczenia wytwórców Grupy PGE w przewidzianym ustawą programie pokrywania kosztów osieroconych. Dotyczy to wszystkich wytwórców mających wejść do PGE, którzy mają wciąż aktualne kontrakty długoterminowe (Elektrownia Opole, Elektrownia Turów, Elektrownia Dolna Odra, Elektrownia Pomorzany, Elektrociepłownia Lublin i Elektrociepłownia Rzeszów). Przeciętne, jednostkowe wydatki operacyjne i na obsługę zadłużenia w tych podmiotach wynoszą dziś blisko 190 zł/MWh przy sprzedaży około 25 000 000 MWh rocznie. Przy założeniu, że po rozwiązaniu KDT ta ilość energii zostanie ulokowana na rynku za cenę 150-160 zł/MWh, spółkom brakować będzie 0,75-1,0 mld zł rocznie. Jeżeli nawet uwzględni się wprowadzenie programów zwiększenia efektywności w firmach Grupy, to i tak w Grupie brakować będzie ponad 500 mln zł rocznie na obsługę niezbędnych kosztów. Jeśliby się okazało, że ceny rynkowe energii elektrycznej w następnych latach będą o 10, a nawet 20 zł/MWh niższe niż w obecnie przyjmowanych założeniach to wówczas deficyt środków wzrośnie nawet dwukrotnie.

Środki wypracowywane przez aktywa telekomunikacyjne PGE nie wystarczą na pokrycie tych braków. Ewentualna próba zmniejszenia wydatków na obsługę zadłużenia, poprzez wydłużenie okresów spłaty, może się nie powieść przy takich zagrożeniach utraty płynności finansowej. Problem mógłby być częściowo złagodzony, gdyby w PGE znalazło się więcej spółek dystrybucyjnych. W obecnym planowanym kształcie PGE będzie jednak miała dwukrotnie wyższy udział w rynku wytwarzania, niż w rynku dystrybucji. W pozostałych, przewidzianych do prywatyzacji grupach energetycznych, proporcje te są odwrotne.

Analizy nie pozostawiają złudzeń...

W założeniach podstawowych, służących do projekcji wpływu likwidacji kontraktów długoterminowych (KDT) na przyszłą sytuację Grupy BOT oraz nowotworzonej Grupy PGE, przyjęto takie same założenia makroekonomiczne. Jednym z nich jest ścieżka inflacyjna, którą przyjęto zgodnie z poniższą tabelą: