2007-03-07 06:11 Źródło: Nowy Przemysł
Jak budować Polską Grupę Energetyczną
Paweł Skowroński z BOT mówi jak budować Polską Grupę Energetyczną
Jaki powinien być, zdaniem BOT, kształt PGE?
- Nie jest tajemnicą, że BOT ma nieco inne spojrzenie na sposób budowy Polskiej Grupy Energetycznej (PGE) niż Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). Nie podważamy zapisów "Programu dla elektroenergetyki" proponując, by do PGE wchodziły jako podmioty prawne spółki dystrybucyjne, Zespół Elektrowni Dolna Odra, BOT GiE oraz aktywa PSE pozostałe po wydzieleniu operatora systemu przesyłowego. Uważam, że z zaproponowanym sposobem tworzenia PGE wiąże się zbyt duże ryzyko. Według obecnie realizowanej koncepcji, PGE powstaje wokół PSE jako podmiotu prawnego. Niestety, PSE ma wiele historycznych zobowiązań, wynikających głównie z wieloletniego pełnienia funkcji operatora systemu przesyłowego i monopolisty w hurtowym obrocie energią.
Realizacja scenariusza konsolidacji, proponowanego przez PSE, wyklucza, ze względu na przepisy Unii Europejskiej, możliwość uczestniczenia wytwórców z PGE w przewidzianym ustawą programie pokrywania kosztów osieroconych. Dotyczy to wszystkich wytwórców mających wejść do PGE, którzy mają wciąż aktualne kontrakty długoterminowe, czyli elektrowni Opole, Turów, Dolna Odra, Pomorzany oraz elektrociepłowni Lublin i Rzeszów. Przeciętne, jednostkowe wydatki operacyjne i na obsługę zadłużenia w tych podmiotach wynoszą dziś blisko 190 zł za MWh przy sprzedaży około 25 mln MWh rocznie.
Przy założeniu, że po rozwiązaniu KDT ta ilość energii zostanie ulokowana na rynku za cenę 150-160 zł za MWh, spółkom brakować będzie 0,75-1,0 mld zł rocznie. Nadwyżek finansowych, mogących posłużyć obsłudze zadłużenia tych elektrowni u innych wytwórców z PGE, praktycznie nie ma. Elektrownia Bełchatów rozpoczęła kosztowny program modernizacji, bez którego część bloków nie mogłaby pracować ze względu przekroczenia norm emisji NOx oraz buduje nowy blok, który ma zastąpić wkrótce dwie najstarsze jednostki. W Elektrowni Dolna Odra z pozostałych 4 jednostek dwie też wymagają nakładów, a dwie praktycznie nie nadają się do dalszej eksploatacji. W EC Szczecin trwa modernizacja i koszty energii z tej elektrociepłowni przekraczają 200 zł za MWh, w EC Gorzów koszty sięgają 170 zł za MWh.
Może te koszty da się zmniejszyć? Jednym z celów tworzenia PGE jest obniżka kosztów w spółkach ją tworzących...
- Jeżeli nawet uwzględnimy wprowadzenie programów zwiększenia efektywności w firmach z PGE, to i tak w Grupie brakować będzie ponad 500 mln zł rocznie na obsługę niezbędnych kosztów. 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 są odwrotne.
Czy dodatkowe środki można uzyskać dzięki wzrostowi cen energii?
- Nasze wyliczenia zakładają mimo wszystko dość wysokie ceny rynkowe na energię elektryczną, a przecież trzeba liczyć się z wahaniami cen. W ostatnich latach ceny energii w krajach sąsiednich były znacznie wyższe niż w Polsce, ale obecnie spadają. Nie można więc wykluczyć, że ceny rynkowe będą o 10, a nawet 20 zł za MWh niższe niż w obecnie przyjmowanych założeniach. Deficyt środków wzrośnie wtedy nawet dwukrotnie. Zgodnie z zapisami "Programu dla elektroenergetyki", PGE ma być firmą mającą duży wpływ na zachowanie bezpieczeństwa energetycznego kraju, stabilną i zdolną do inwestowania, jednak przy takich zagrożeniach raczej sama będzie wymagała wsparcia.
Mówi Pan, że PGE w proponowanym kształcie traci prawo do otrzymania jakichkolwiek rekompensat z tytułu likwidacji KDT. Czy jest to niedopatrzenie projektodawców?
- Regulacje UE wyłączają z programów pokrywania kosztów osieroconych tę część kosztów, która wynika z powiązań umownych między firmami tej samej grupy kapitałowej. W polskim przypadku, cały program dotyczy kosztów osieroconych powstałych w wyniku rozwiązania KDT. Jeżeli w PGE znajdzie się PSE jako podmiot prawny, to wtedy KDT wytwórców, którzy wejdą do PGE, nie mogą być podstawą do kalkulacji i pokrywania kosztów osieroconych. Jeżeli 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.
Warto zwrócić uwagę, że w rządowym projekcie ustawy, wprowadzającej program pokrywania kosztów osieroconych, regulacje są znacznie bardziej rygorystyczne niż unijne. W 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 Skarb Państwa ma dominujące udziały. Poza wytwórcami mającymi wejść do PGE, dotyczy to również PKE i Elektrowni Kozienice.
Projekt wyłączenia z programu rekompensat wytwórców Skarbu Państwa jest działaniem zamierzonym, ale decyzje w tej sprawie były podjęte na podstawie kalkulacji, do których przyjęto, naszym zdaniem, 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.
W jednym z załączników do ustawy podano maksymalne wysokości kosztów osieroconych dla wytwórców, gdzie uwzględnione są również elektrownie Opole i Turów. Czy są to, Pana zdaniem, poprawne wyliczenia?
- Jak większość wytwórców, również my mamy zastrzeżenia do przedstawionej kalkulacji kosztów osieroconych i ich maksymalnego poziomu. Prawie rok temu, w ramach konsultacji z prezesem URE, który przeprowadzał kalkulacje kosztów osieroconych, zgłosiliśmy szereg uwag. Podstawowa uwaga dotyczy metodologii kalkulacji kosztów osieroconych. Uważamy, że prawidłową jest metoda polegająca na porównaniu strumieni gotówkowych w warunkach dalszej realizacji KDT i bez KDT. Tak ostatnio zrobiono w Portugalii i Komisja Europejska nie wniosła zastrzeżeń. U nas różnice te są bardzo duże.
Nasze uwagi zostały uwzględnione tylko częściowo. Największe zastrzeżenia dotyczą sposobu aktualizacji wartości ponoszonych w przeszłości nakładów inwestycyjnych oraz prognoz kosztów operacyjnych. Część zapisów w ustawie nie jest precyzyjna, może to powodować różne interpretacje. Już dzisiaj różnie ocenia się, które bloki mają być uwzględniane przy kalkulacji powykonawczych korekt kosztów osieroconych. Mamy nadzieję, że w czasie prac legislacyjnych zostaną uwzględnione uwagi wszystkich stron, w tym banków, i do ustawy zostaną wniesione stosowne poprawki. Przy wielkościach maksymalnych kosztów osieroconych i sposobie kalkulacji korekt powykonawczych, praktycznie żaden wytwórca nie będzie mógł przystąpić do programu. Podpisanie umów rozwiązujących KDT wymagać będzie podejmowania decyzji władz korporacyjnych w warunkach narażania się na zarzut działania na szkodę swojej firmy.
Trwają prace nad Krajowym Planem Rozdziału Uprawnień do emisji dwutlenku węgla (KPRU) na kolejny okres rozliczeniowy. Czy będą w nim uwzględnione nowe inwestycje BOT, jak nowe bloki w Bełchatowie i Opolu?
- Blok 13 w Bełchatowie, jak również nowy blok nr 5 w Opolu zostały już imiennie zapisane w KPRU II na lata 2008-2012. Blok 13 w Bełchatowie rozpocznie produkcję energii elektrycznej już w 2009 roku, natomiast blok 5 w Opolu dopiero w 2012 roku. Szczegółowe plany produkcyjne tych nowych jednostek zostały przedstawione do Krajowego Administratora Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji (KASHUE) i na tej podstawie zaprognozowano limity emisyjne dla nowych jednostek wytwórczych grupy BOT.
Rozmawiał: Dariusz Ciepiela
Jaki powinien być, zdaniem BOT, kształt PGE?
- Nie jest tajemnicą, że BOT ma nieco inne spojrzenie na sposób budowy Polskiej Grupy Energetycznej (PGE) niż Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). Nie podważamy zapisów "Programu dla elektroenergetyki" proponując, by do PGE wchodziły jako podmioty prawne spółki dystrybucyjne, Zespół Elektrowni Dolna Odra, BOT GiE oraz aktywa PSE pozostałe po wydzieleniu operatora systemu przesyłowego. Uważam, że z zaproponowanym sposobem tworzenia PGE wiąże się zbyt duże ryzyko. Według obecnie realizowanej koncepcji, PGE powstaje wokół PSE jako podmiotu prawnego. Niestety, PSE ma wiele historycznych zobowiązań, wynikających głównie z wieloletniego pełnienia funkcji operatora systemu przesyłowego i monopolisty w hurtowym obrocie energią.
Realizacja scenariusza konsolidacji, proponowanego przez PSE, wyklucza, ze względu na przepisy Unii Europejskiej, możliwość uczestniczenia wytwórców z PGE w przewidzianym ustawą programie pokrywania kosztów osieroconych. Dotyczy to wszystkich wytwórców mających wejść do PGE, którzy mają wciąż aktualne kontrakty długoterminowe, czyli elektrowni Opole, Turów, Dolna Odra, Pomorzany oraz elektrociepłowni Lublin i Rzeszów. Przeciętne, jednostkowe wydatki operacyjne i na obsługę zadłużenia w tych podmiotach wynoszą dziś blisko 190 zł za MWh przy sprzedaży około 25 mln MWh rocznie.
Przy założeniu, że po rozwiązaniu KDT ta ilość energii zostanie ulokowana na rynku za cenę 150-160 zł za MWh, spółkom brakować będzie 0,75-1,0 mld zł rocznie. Nadwyżek finansowych, mogących posłużyć obsłudze zadłużenia tych elektrowni u innych wytwórców z PGE, praktycznie nie ma. Elektrownia Bełchatów rozpoczęła kosztowny program modernizacji, bez którego część bloków nie mogłaby pracować ze względu przekroczenia norm emisji NOx oraz buduje nowy blok, który ma zastąpić wkrótce dwie najstarsze jednostki. W Elektrowni Dolna Odra z pozostałych 4 jednostek dwie też wymagają nakładów, a dwie praktycznie nie nadają się do dalszej eksploatacji. W EC Szczecin trwa modernizacja i koszty energii z tej elektrociepłowni przekraczają 200 zł za MWh, w EC Gorzów koszty sięgają 170 zł za MWh.
Może te koszty da się zmniejszyć? Jednym z celów tworzenia PGE jest obniżka kosztów w spółkach ją tworzących...
- Jeżeli nawet uwzględnimy wprowadzenie programów zwiększenia efektywności w firmach z PGE, to i tak w Grupie brakować będzie ponad 500 mln zł rocznie na obsługę niezbędnych kosztów. 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 są odwrotne.
Czy dodatkowe środki można uzyskać dzięki wzrostowi cen energii?
- Nasze wyliczenia zakładają mimo wszystko dość wysokie ceny rynkowe na energię elektryczną, a przecież trzeba liczyć się z wahaniami cen. W ostatnich latach ceny energii w krajach sąsiednich były znacznie wyższe niż w Polsce, ale obecnie spadają. Nie można więc wykluczyć, że ceny rynkowe będą o 10, a nawet 20 zł za MWh niższe niż w obecnie przyjmowanych założeniach. Deficyt środków wzrośnie wtedy nawet dwukrotnie. Zgodnie z zapisami "Programu dla elektroenergetyki", PGE ma być firmą mającą duży wpływ na zachowanie bezpieczeństwa energetycznego kraju, stabilną i zdolną do inwestowania, jednak przy takich zagrożeniach raczej sama będzie wymagała wsparcia.
Mówi Pan, że PGE w proponowanym kształcie traci prawo do otrzymania jakichkolwiek rekompensat z tytułu likwidacji KDT. Czy jest to niedopatrzenie projektodawców?
- Regulacje UE wyłączają z programów pokrywania kosztów osieroconych tę część kosztów, która wynika z powiązań umownych między firmami tej samej grupy kapitałowej. W polskim przypadku, cały program dotyczy kosztów osieroconych powstałych w wyniku rozwiązania KDT. Jeżeli w PGE znajdzie się PSE jako podmiot prawny, to wtedy KDT wytwórców, którzy wejdą do PGE, nie mogą być podstawą do kalkulacji i pokrywania kosztów osieroconych. Jeżeli 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.
Warto zwrócić uwagę, że w rządowym projekcie ustawy, wprowadzającej program pokrywania kosztów osieroconych, regulacje są znacznie bardziej rygorystyczne niż unijne. W 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 Skarb Państwa ma dominujące udziały. Poza wytwórcami mającymi wejść do PGE, dotyczy to również PKE i Elektrowni Kozienice.
Projekt wyłączenia z programu rekompensat wytwórców Skarbu Państwa jest działaniem zamierzonym, ale decyzje w tej sprawie były podjęte na podstawie kalkulacji, do których przyjęto, naszym zdaniem, 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.
W jednym z załączników do ustawy podano maksymalne wysokości kosztów osieroconych dla wytwórców, gdzie uwzględnione są również elektrownie Opole i Turów. Czy są to, Pana zdaniem, poprawne wyliczenia?
- Jak większość wytwórców, również my mamy zastrzeżenia do przedstawionej kalkulacji kosztów osieroconych i ich maksymalnego poziomu. Prawie rok temu, w ramach konsultacji z prezesem URE, który przeprowadzał kalkulacje kosztów osieroconych, zgłosiliśmy szereg uwag. Podstawowa uwaga dotyczy metodologii kalkulacji kosztów osieroconych. Uważamy, że prawidłową jest metoda polegająca na porównaniu strumieni gotówkowych w warunkach dalszej realizacji KDT i bez KDT. Tak ostatnio zrobiono w Portugalii i Komisja Europejska nie wniosła zastrzeżeń. U nas różnice te są bardzo duże.
Nasze uwagi zostały uwzględnione tylko częściowo. Największe zastrzeżenia dotyczą sposobu aktualizacji wartości ponoszonych w przeszłości nakładów inwestycyjnych oraz prognoz kosztów operacyjnych. Część zapisów w ustawie nie jest precyzyjna, może to powodować różne interpretacje. Już dzisiaj różnie ocenia się, które bloki mają być uwzględniane przy kalkulacji powykonawczych korekt kosztów osieroconych. Mamy nadzieję, że w czasie prac legislacyjnych zostaną uwzględnione uwagi wszystkich stron, w tym banków, i do ustawy zostaną wniesione stosowne poprawki. Przy wielkościach maksymalnych kosztów osieroconych i sposobie kalkulacji korekt powykonawczych, praktycznie żaden wytwórca nie będzie mógł przystąpić do programu. Podpisanie umów rozwiązujących KDT wymagać będzie podejmowania decyzji władz korporacyjnych w warunkach narażania się na zarzut działania na szkodę swojej firmy.
Trwają prace nad Krajowym Planem Rozdziału Uprawnień do emisji dwutlenku węgla (KPRU) na kolejny okres rozliczeniowy. Czy będą w nim uwzględnione nowe inwestycje BOT, jak nowe bloki w Bełchatowie i Opolu?
- Blok 13 w Bełchatowie, jak również nowy blok nr 5 w Opolu zostały już imiennie zapisane w KPRU II na lata 2008-2012. Blok 13 w Bełchatowie rozpocznie produkcję energii elektrycznej już w 2009 roku, natomiast blok 5 w Opolu dopiero w 2012 roku. Szczegółowe plany produkcyjne tych nowych jednostek zostały przedstawione do Krajowego Administratora Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji (KASHUE) i na tej podstawie zaprognozowano limity emisyjne dla nowych jednostek wytwórczych grupy BOT.
Rozmawiał: Dariusz Ciepiela
Dodaj komentarz
