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

Kontrakty długoterminowe (KDT)

Kontrakty długoterminowe (KDT) zawierane były przez elektrownie z PSE S.A. w połowie lat '90. Różniły się one zarówno długością, jak i zakresem. Niektóre kontrakty wygasły już w końcu 2005 r., do końca 2006 r. wygasną trzy następne. Większość obowiązywać będzie jeszcze przez kilka lat, a najdłuższy wygaśnie dopiero w 2027 r. Celem KDT było sfinansowanie inwestycji w elektrowniach, których niewielkie zyski nie zapewniały im zdolności kredytowej. W KDT określono wielkość sprzedaży energii przez elektrownię, wysokość ceny i okres odbioru energii przez PSE. Dzięki tym kontraktom elektrownie zaciągnęły ponad 20 mld zł kredytów.

Koszty KDT pokrywają wszyscy odbiorcy energii, gdyż średnia cena w ramach kontraktów jest wyższa od ceny rynkowej o około 20 zł za 1MWh.

Rozwiązanie problemu KDT nie jest łatwe. Z jednej strony wymagałoby to rozwiązania podpisanych kontraktów, a z drugiej konsekwencją unieważnienia kontraktów z dnia na dzień byłaby utrata przez niektóre elektrownie zdolności obsługi zaciągniętych długów. Zerwanie kontraktów pozostawiłoby w elektrowniach tzw. koszty osierocone - tzn. koszty amortyzacji realizowanych inwestycji. W trudnej sytuacji znalazłyby się też banki, które udzielały elektrowniom kredytów pod KDT.

Rząd Marka Belki proponował rozwiązanie problemu za pomocą ustawy, której projekt został przesłany do Sejmu 31 marca 2005 r. Projekt zakładał zamianę KDT na obligacje skarbu państwa. Rząd oszacował koszty osierocone na 23 mld zl. Ich zamiana na obligacje oznaczałaby poważne zwiększenie długu publicznego. Projekt wspomnianej ustawy nie był jednak rozpatrywany przez Sejm.

KDT stały się problemem w momencie wejścia Polski do UE. Pragnąc zwiększyć konkurencyjność gospodarki europejskiej na rynku globalnym poprzez obniżenie m.in. cen energii, Unia dąży do liberalizacji rynku energii. Wiele państw deklaruje otwarcie swoich rynków w tym zakresie. W Polsce KDT blokują liberalizację rynku poprzez zablokowanie swobodnego handlu sporą częścią energii. Kontrakty te są selektywne i zapewniają korzyści tylko tym elektrowniom, które je podpisały, a więc zakłócają konkurencję. Stroną kontraktów jest PSE - spółka skarbu państwa, którą Komisja Europejska traktuje jako instytucję państwową. Dlatego KDT uznane zostały za niedopuszczalną pomoc publiczną sprzeczną z Traktatem Europejskim..

Na początku marca KE poinformowała polski rząd o wszczęciu formalnego dochodzenia w sprawie KDT.

Skutki negatywnego wyniku dochodzenia Komisji byłyby dla Polski bardzo dotkliwe. Elektrownie musiałyby zwrócić korzyści liczone od 1 maja 2004 r., czyli od wejścia Polski do Unii. Szacuje się, że roczne korzyści to 3,5 mld zł, a więc już dziś byłoby to 7mld zł. Dla kilku elektrowni oznaczałoby to bankructwo, ich właściciele wystąpiliby o odszkodowanie od polskiego rządu.

Obowiązujące Kontrakty długoterminowe (KDT)

Data wygaśnięcia KDT	Beneficjant KDT	Data zawarcia KDT	Jednostka wytwórcza, zakres inwestycji
Umowy na dostawę mocy i energii elektrycznej
31 grudnia 2006	Południowy Koncern Energetyczny	13 maja 1996	Modernizacja bloków nr 6 i 7 wraz z budową instalacji odsiarczania spalin. Instalacja ciepłownicza na bloku nr 7
31 grudnia 2006	Electrabel Połaniec	26 marca 1996	Modernizacja bloków nr 5-8 z mokrą instalacją odsiarczania spalin
31 grudnia 2008	Południowy Koncern Energetyczny	12 kwietnia 1995	Modernizacja bloków nr 1-6 i budowa instalacji odsiarczania spalin
30 kwietnia 2008	Południowy Koncern Energetyczny	27 czerwca 1996	Modernizacja bloków nr 3 i 6 i budowa instalacji odsiarczania spalin
31 grudnia 2009	Zespół Elektrowni Dolna Odra	15 czerwca 1998	Modernizacja bloków nr 7 i 8 i budowa instalacji odsiarczania spalin
31 grudnia 2009	Zespół Elektrowni Dolna Odra	13 czerwca 1997	Modernizacja bloków nr 1 i 2 w Elektrowni Pomorzany i budowa instalacji odsiarczania spalin
31 grudnia 2010	Zespół Elektrowni Dolna Odra	27 czerwca 1996	Modernizacja bloków nr 1 i 2 i budowa instalacji odsiarczania spalin
31 grudnia 2011	Południowy Koncern Energetyczny	30 września 1996	Modernizacja bloków nr 9-12 i budowa instalacji odsiarczania spalin
31 grudnia 2011	Południowy Koncern Energetyczny	12 września 1996	Bloki nr 1 i 2 El. Jaworzno II
31 grudnia 2012	Elektrownia Opole (BOT Górnictwo i Energetyka)	27 września 1996	Budowa bloków nr 3 i 4 oraz budowa instalacji odsiarczania spalin na wszystkich blokach
31 grudnia 2012	Południowy Koncern Energetyczny	18 grudnia 1996	Modernizacja bloków nr 1 i 2 i budowa kotłów fluidalnych
31 grudnia 2014	Elektrownia Kozienice	12 września 1997	Modernizacja bloków nr 9 i 10 i budowa instalacji odsiarczania spalin
31 grudnia 2016	Elektrownia Turów (BOT Górnictwo i Energetyka)	26 sierpnia 1994	Bloki nr 1-6 - wymiana kotłów na fluidalne, bloki 8-10 - modernizacja
30 marca 2027	Elektrownia Pątnów II (Zespół Elektrownii Pątnów-Adamów-Konin)	19 grudnia 1996*	Blok w Elektrowni Pątnów II
31 grudnia 2027	Zarnowiecka Elektrownia Gazowa	30 grudnia 1998	Budowa bloku gazowo-parowego
Umowy na dostawę energii elektrycznej
31 grudnia 2006	Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni	9 października 1996	Dokończenie budowy skojarzonego bloku nr 3 w EC Poznań-Karolin
11 kwietnia 2010	Elektrociepłownia Lublin-Wrotków	15 lipca 1997	Budowa bloku gazowoparowego
31 grudnia 2011	Południowy Koncern Energetyczny	11 grudnia 1996	Budowa bloku skojarzonego z kotłem fluidalnym
30 czerwca 2012	Elektrociepłownia Rzeszów	28 sierpnia 1998	Budowa bloku gazowo-parowego
31 grudnia 2013	Elektrociepłownia Kraków	6 maja 1998	Modernizacja bloków nr 1-4
1 czerwca 2020	Elektrociepłownia. Nowa Sarzyna	28 kwietnia 1997	Budowa bloku gazowoparowego z członem ciepłowniczym
31 października 2023	Elektrociepłownia Chorzów ELCHO	30 grudnia 1998	Budowa bloków nr 1 i 2
1 lipca 2024	Elektrociepłownia Zielona Góra	24 lipca 1998	Budowa bloku gazowo-parowego
* rozpoczęcie eksploatacji ma się rozpocząć od 1 kwietnia 2007 ** realizacja kontraktu ma się rozpocząć do 31 grudnia 2007

---