Up
 
 

Kontrakty długoterminowe w polskiej elektroenergetyce – geneza, stan obecny, perspektywy rozwiązania

Geneza

Na początku lat dziewięćdziesiątych ubiegłego stulecia polska elektroenergetyka wkraczająca w okres reform strukturalnych dostosowujących ją do wymagań związanych z całościową reformą polskiej gospodarki zetknęła się z koniecznością podjęcia zdecydowanych działań inwestycyjnych mających na celu likwidację wieloletnich zaniedbań, zwłaszcza w zakresie efektywności wytwarzania i ochrony środowiska. W obu tych dziedzinach prawie całkowicie zdominowany przez własność państwa i do niedawna ściśle zcentralizowany sektor gospodarki obejmujący elektrownie i elektrociepłownie, zarządzany przy pomocy systemu nakazowo – rozdzielczego musiał podjąć znaczny wysiłek dostosowujący zarówno parametry ekonomiczne działalności (przede wszystkim efektywność wytwarzania), jak i wymogi ochrony środowiska do przyjętych przez Polskę zobowiązań oraz rodzącego się otoczenia rynkowego. Skala niezbędnych inwestycji i związana z tym wielkość nakładów finansowych sięgająca kilku miliardów dolarów zdecydowanie przekraczała możliwości wytwórców energii. Należy pamiętać, że środki inwestycyjne będące w ich dyspozycji były generowane w systemie gdzie poziom cen wynikał nie tyle z realiów ekonomicznych, co z arbitralnych decyzji administracyjnych, zaniżających, przede wszystkim z powodu uwarunkowanej historycznie presji społecznej, ceny energii. Inwestycje jakie należało wówczas podjąć powinny uwzględniać światowe ceny urządzeń służących do modernizacji wytwarzania i ochrony środowiska. Musiały więc być w większości pokryte ze środków zewnętrznych. Rodzący się wówczas system bankowy był zbyt słaby aby podjąć ryzyko sfinansowania tak wielkich nakładów inwestycyjnych bez odpowiedniego zabezpieczenia. Posiadane przez wytwórców energii elektrycznej zużyte w dużej mierze, a zarazem trudno zbywalne aktywa nie mogły stanowić odpowiedniego zastawu. Również oparcie zabezpieczenia wyłącznie na nowych aktywach, zważywszy na ich bardzo ograniczoną płynność rynkową było dla banków niewystarczające. Uwzględnić przy tym należy niski wówczas poziom konkurencji międzybankowej i ogromną przewagę popytu na kredyty nad ich podażą na rynku wewnątrzkrajowym. Brak odpowiedniej wiedzy zarządów przedsiębiorstw energetycznych nt. mechanizmów funkcjonowania międzynarodowych rynków finansowych i ich nieufność co do przyszłości polskiej energetyki stanowiły zasadniczą przeszkodę dla szerszego poszukiwania zagranicznych źródeł finansowania.

Przygotowując program kontraktów długoterminowych zakładano, iż przychody ze sprzedaży energii ze źródeł objętych kontraktami pokryją zobowiązania kredytowe wynikające z wyżej wspomnianych kontraktów. Zważywszy na trudności metodologiczne wynikające z konieczności wieloletniej projekcji cen energii zdecydowano, iż de facto Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. dokonają obligatoryjnych zakupów energii po cenach zapewniających spłatę kredytów. Przyjęte rozwiązanie przenosiło odpowiedzialność przedsiębiorstw energetycznych za spłatę zobowiązań kredytowych poprzez PSE na odbiorców końcowych. Wydaje się, że największym mankamentem przyjętego rozwiązania było ustalenie, iż ceny energii będą pokrywać koszty produkcji i obsługę kredytów bez przyjęcia jakichkolwiek formuł proefektywnościowych. Arbitralność w procesie cenotwórstwa jawi się jako jedna z najistotniejszych wad w konstrukcji całego systemu kredytów długoterminowych. Ceny okazały się więc bardziej elementem wewnętrznego planowania niż zewnętrznym parametrem kształtowanym przez rynek.

Generalnie w kontraktach długoterminowych przyjęto zasadę, iż Polskie Sieci Elektroenergetyczne zobowiązały się do zakupu od poszczególnych wytwórców określonych ilości mocy i energii po cenach, w których płatności za moc miały pokrywać koszty stałe wytwórcy (eksploatacja, remonty, wynagrodzenia i koszty finansowe inwestycji), natomiast płatności za energię pokrywałyby koszty zmienne (paliwa, ochrona środowiska itp.). Kontrakty długoterminowe stały się zabezpieczeniem kredytów, których ogólna wielkość osiągnęła około 17 mld złotych. Ostatni z kontraktów miałby wygasnąć w 2027 roku, jednakże kumulacja zobowiązań kontraktowych osiągnęłaby apogeum w połowie obecnej dekady.

 

Konsekwencje dla sektora

 

Arbitralne postępowanie sektora oraz błędy metodologiczne i brak spójnego, całościowego podejścia do kontraktów doprowadził do sytuacji, w której rozwarstwienie cen nie odzwierciedlało rzeczywistego zróżnicowania warunków ekonomicznych, a w efekcie wiele kontraktów stało się narzędziem dofinansowania nieefektywnej działalności.

Co więcej, kontrakty długoterminowe określiły ekonomiczne warunki wytworzenia i sprzedaży przeważającej ilości energii w Polsce (od około 75% w końcu lat dziewięćdziesiątych do około 45% w 2005 roku). Istnienie tych kontraktów stało się według opinii ekspertów, główną przeszkodą wprowadzenia mechanizmów rynkowych. Komfortowa sytuacja na rynku producentów o najwyższym wskaźniku zakontraktowanej energii nie była w żadnym stopniu spowodowana wzrostem efektywności ekonomicznej, a jedynie skutkiem decyzji „quasi – administracyjnych”. Naciski sektora doprowadziły do znacznego rozszerzenia programu kontraktów a planowana przez Ministerstwo Gospodarki bariera 30% udziału energii zakontraktowanej w ogólnych obrotach została szybko przekroczona, osiągając niemal 75%. W rezultacie moc krajowego systemu elektroenergetycznego uległa zwiększeniu o około 3000 MW, co przy niemal 10 000 MW nadwyżki mocy ( 1/3 mocy całego systemu), wydaje się nie mieć uzasadnienia. Co więcej, w opinii wielu ekspertów, kontrakty długoterminowe zapewniając stabilność stały się jednocześnie czynnikiem wprowadzającym stagnację, hamując skutecznie niezbędne przedsięwzięcia restrukturyzacyjne w sektorze ( w tym zmiany własnościowe).

Oceniając znaczenie kontraktów długoterminowych z dzisiejszego punktu widzenia, nie można nie wspomnieć o ich pozytywnych aspektach, przede wszystkim o realizacji większości celów rzeczowych w zakresie ochrony środowiska. Krytyczne spojrzenie na kontrakty długoterminowe winno zatem obejmować nie tyle założone cele, co przede wszystkim sposób ich realizacji i nadmierny ich zakres.

Próby rozwiązania problemu

 

Już w latach 1996 – 1997 w trakcie dyskusji nad wprowadzeniem Prawa Energetycznego do krajowego systemu legislacyjnego pojawiły się głosy o konieczności rozwiązania sprzeczności pomiędzy pro-rynkowymi rozwiązaniami proponowanymi w projektowanej ustawie a istnieniem kontraktów długoterminowych. Tendencje te uległy wzmocnieniu po przyjęciu przez ustawodawcę Prawa Energetycznego a następnie wprowadzeniu go w życie oraz na skutek zarysowującej się stopniowej integracji z energetyką unijną i absorpcji proponowanych tam rozwiązań rynkowych.

Pierwsze propozycje w tym zakresie przygotowywane były wewnątrz sektora elektroenergetycznego i w przeważającej opinii ekspertów zewnętrznych służyły przede wszystkim ochronie interesów wytwórców kosztem odbiorców i państwowego właściciela. Stało się jasne, że skala problemu powodowała, iż nie mógł on być rozwiązany „ wewnątrzsektorowo” z następujących przyczyn:
- konieczności dopływu kapitału spoza elektroenergetyki,
- niezbędnej kontroli kosztów tej operacji ze strony państwa, gdyż istniała obawa że mogą one być znacząco zawyżone przede wszystkim kosztem odbiorców,
- konieczności powiązania działań likwidacyjnych z programem niezbędnej restrukturyzacji sektora,
- potrzeby ograniczenia nadmiernego wzrostu cen ewentualnie zaproponowania programów osłonowych.

 

Pierwszym, w miarę spójnym wewnętrznie programem był program restrukturyzacji kontraktów długoterminowych poprzez dobrowolną cesję kontraktów na spółki dystrybucyjne. Zakładano, iż będą one w stanie przejąć całość lub przynamniej większość niektórych kontraktów. Brano przede wszystkim pod uwagę udział w programie spółek dystrybucyjnych i powiązanych z nimi bezpośrednio siecią elektrociepłowni. Ze względu na wysokie koszty w początkowym okresie funkcjonowania kontraktów nie przejawiały one większego zainteresowania. Również obawiały się one wchodzenia w stosunki prawne z podmiotami o mniejszym zapotrzebowaniu na energię i relatywnie małych aktywach.

Następnym wzbudzającym zainteresowanie projektem był, również mający charakter dobrowolny, przygotowany przez Regulatora, System Opłat Kompensacyjnych (SOK). Zakładał on wprowadzenie systemu, w którym energia wytwarzana przez wytwórców objętych kontraktami długoterminowymi byłaby sprzedawana po cenach rynkowych, natomiast ci wytwórcy, którzy ponieśliby stratę w stosunku do cen kontraktowych otrzymywaliby pełną rekompensatę. Zakładano w tym schemacie utworzenie spółki System Opłat Kompensacyjnych S.A która pod nadzorem Regulatora miała się zająć prowadzeniem niezbędnych rozliczeń. System nie został jednak wprowadzony w życie przede wszystkim ze względów prawno - podatkowych. Wystąpiły trudności z zakwalifikowaniem kompensaty dla wytwórców (określenie stosunku prawno – handlowego pomiędzy spółką SOK a wytwórcami) a także zabrakło precyzyjnego stanowiska Ministra Finansów w kwestii nałożenia podatku VAT. Wdrożenie Systemu Opłat Kompensacyjnych zarzucono ostatecznie w 2001 roku.

Następnym programem zaproponowanym przez ekspertów zewnętrznych była sekurytyzacja kontraktów długoterminowych. Projekt sekurytyzacji zakładał przymusowe wywłaszczenie wytwórców posiadających kontrakty za odpowiednim odszkodowaniem. Środki na odszkodowanie miały być zgromadzone poprzez emisję euroobligacji przez powołaną w tym celu spółkę. Na pokrycie obligacji przeznaczono wpływy z tzw. Restrukturyzacyjnej Opłaty Systemowej ponoszonej przez odbiorców równolegle z taryfą przesyłową. Nadzór nad funkcjonowaniem systemu miał sprawować Prezes URE. Pojawiły się jednak problemy natury prawnej związane z wywłaszczeniem z praw niematerialnych. Należało również stworzyć prognozę przepływów pieniężnych w okresie co najmniej 20 lat. Zważywszy na duży poziom niepewności w odniesieniu do wysokości cen, przewidywanych zmian w popycie i podaży oraz wpływ konkurencji na rodzącym się unijnym rynku energii, było to bardzo trudno zadanie obarczone znacznym ryzykiem popełnienia błędu. Ponadto Komisja Europejska uznała jednorazowe wypłacenie rekompensaty bez uwzględnienia późniejszych ruchów cen za podejście nieprawidłowe, mające znamiona niedozwolonej pomocy publicznej.

Wprowadzane następnie zmiany w pewnym stopniu uwzględniały zastrzeżenia zainteresowanych stron. Przyjęto zasadę dobrowolności udziału w rozwiązywaniu kontraktów. Ponadto ustalono, iż wytwórcy otrzymają środki na pokrycie kosztów osieroconych w wysokości bazowej wraz z ustalonymi współczynnikami korekcyjnymi, zależnymi od wysokości cen rynkowych uzyskiwanych przez danego wytwórcę. Przyjęte rozwiązanie korygowało wielkość wypłacanej wytwórcom kwoty kosztów osieroconych o różnicę pomiędzy wynikiem prognoz finansowych a wynikami rzeczywistymi. W przypadku osiągnięcia przez wytwórców nadwyżek byliby oni zmuszeni do ich zwrotu, z tym że kwota zwracana nie mogłaby przekroczyć wypłaconej danemu wytwórcy kwoty bazowej, natomiast suma wypłat z tytułu pokrycia kosztów osieroconych nie mogłaby przekroczyć ich, a priori ustalonej, wartości maksymalnej.

Przewiduje się, iż w roku obecnym wielkość generacji objętej kontraktami długoterminowymi ulegnie zmniejszeniu do 48 TWh, co ma stanowić około 45 % wolumenu sprzedaży energii elektrycznej w Polsce. Stanowi to wciąż główną przeszkodę w rozwoju rynku energii. Obecnie program likwidacji kontraktów długoterminowych jest przedmiotem dyskusji i analiz. Przewiduje się, że opłaty kompensacyjne będą wypłacane w okresach rocznych, a stroną organizacyjną zajmie się Operator Systemu Przesyłowego.

Generalna ocena kontraktów długoterminowych wymaga zrównoważonego podejścia do ich skutków, zarówno pozytywnych jak i negatywnych. Pozytywy to przede wszystkim zmniejszenie zanieczyszczenia środowiska przez elektroenergetykę, niemożliwe do osiągnięcia bez zabezpieczonych przez kontrakty inwestycji, a także efekty modernizacyjne. Do negatywów zaliczyć należy niekontrolowany rozrost kredytów, którego rezultatem jest przerzuceniem ich skutków finansowych na odbiorcę, przyhamowanie procesów restrukturyzacyjnych i zamrożenie starego układu w sektorze, a przede wszystkim blokowanie rozwoju rynku.

Kontrakty długoterminowe podobne do omawianych wyżej i związane z nimi koszty osierocone występują również w wielu innych krajach unijnych, a ich rozwiązanie napotyka na skuteczny opór korzystających z nich grup nacisku, co znacznie opóźnia faktyczne wprowadzanie w życie założeń funkcjonowania wewnętrznego rynku energii.

A A+ A++
Drukuj PDF Powiadom znajomego
Data publikacji 01.03.2006