Projekt jądrowy osiągnął masę krytyczną? Prezes PEJ: czas dyskusji za nami, dziś priorytetem jest skuteczna realizacja [WYWIAD DGP]

Wszyscy cierpliwie oczekujemy na zaktualizowany Program Polskiej Energetyki Jądrowej i wynikające z niego przesądzenia na temat procesu wyboru lokalizacji i technologii dla drugiej elektrowni jądrowej. Przyjmujemy, że najpewniej kolejna elektrownia nie będzie realizowana w tej samej strukturze finansowania i, ergo, w tej samej formule organizacyjnej. O ile prowadzenie dialogu konkurencyjnego i decyzje dotyczące wyboru technologii będą z pewnością należały do rządu, to mam przekonanie, że wiedza i doświadczenie PEJ zdobyte przy pierwszej elektrowni mogą być i w tym procesie bardzo przydatne.

To do naszego właściciela, czyli Skarbu Państwa, należy decyzja o tym, które z kontrolowanych przezeń podmiotów i w jakim zakresie powinny angażować się w drugi projekt jądrowy. Z uwagi na zgromadzone w PEJ doświadczenia, wiedzę i umiejętności, niezależnie od wyzwań, jakie niesie ze sobą przygotowanie i realizacja budowy pierwszej elektrowni jądrowej, jesteśmy naturalnym zasobem kompetencji do wykorzystania przy innych projektach tego typu.

Jeśli chodzi o pierwszą elektrownię jądrową, to ten projekt jest już na takim etapie, że należy skupić całą uwagę i wysiłek na jego skutecznej realizacji. Uważam, że czas dyskusji mamy tu za sobą, a uwarunkowania naszego systemu elektroenergetycznego potwierdzają tylko, że nie ma miejsca na podważanie podjętych decyzji strategicznych. Zamknięcie postępowania w Komisji Europejskiej i uzyskanie pozytywnej decyzji w sprawie pomocy publicznej dla EJ1 oznacza, że znaczna część parametrów naszego projektu jest już określona w zasadzie „na sztywno”. A to oznacza, że musimy być w stu procentach skoncentrowani na celu. Tym bardziej że wyzwanie jest ogromne, a powiedzieć, że ten projekt jest skomplikowany, to jak nic nie powiedzieć. Ta złożoność nie może być jednak dla nas ani przeszkodą, ani wymówką. Kiedy więc pojawia się argument, że czegoś w projekcie nie da się zrobić, że jest niemożliwe, to niezmiennie zapraszam siebie i cały zespół PEJ do poszukiwania rozwiązań (rzekomo) niemożliwych. Przygotowanie i budowa EJ1 w Polsce to pierwsza inwestycja tego typu, jedyny w swoim rodzaju projekt w kraju.

Jeśli byłbym zmuszony wskazać tylko jedną rzecz ze swoich doświadczeń zawodowych, która w ostatecznym rozrachunku ma znaczenie, to wskazałbym na skuteczność. Osiągnięcie zamierzonego celu wymaga wzięcia pod uwagę dostępnych zasobów, spektrum ryzyka, uwarunkowań zewnętrznych i długofalowych skutków decyzji. Zwłaszcza gdy chodzi o projekty o kluczowym znaczeniu dla bezpieczeństwa państwa. Jeżeli PEJ, jako organizacja, pokazuje, że jest w stanie skutecznie realizować postawione przed nią zadanie, to jest to chyba najlepsza rękojmia tego, że może poradzić sobie z kolejnymi podobnymi. To, czy model realizacji będzie skorygowany, czy nawet zupełnie inny, jest wtórne. Liczy się skuteczność.

Wyzwania dla elektrowni numer jeden. Harmonogram i geopolityka

Tak, projekt nabrał tempa, harmonogram jest napięty, zespoły PEJ wraz z konsorcjum pracują pełną parą. Oczywiście, jak w każdej inwestycji, monitorujemy i mitygujemy ryzyka, ale na dziś nie identyfikujemy takich, które by proces inwestycyjny mogły zatrzymać. Nie jest to tylko kwestia mojej opinii. Widać to po zachowaniu podmiotów zewnętrznych i nie chodzi tu tylko o instytucje finansowe, choć podejście banków i agencji kredytów eksportowych jest dla nas wskaźnikiem niezmiernie istotnym. Fakt, że mamy nadpodaż deklarowanych nam wolumenów kredytów, oznacza, że instytucje finansowe zabiegają o ich udział w projekcie, a nie odwrotnie; to, że podpisaliśmy w styczniu br. pierwszą umowę z US EXIM – to wszystko składa się na swego rodzaju wotum zaufania dla projektu EJ1. Decyzja Komisji i, w jej konsekwencji, wielomiliardowy wkład pieniężny do kapitału własnego PEJ przez Skarb Państwa uczyniły projekt EJ1 bankowalnym. Zauważalnie wpłynęły też na dynamikę negocjacji kontraktu wykonawczego „pod klucz” (EPC) ze stroną amerykańską. Uznanie należy się w tym kontekście ministrowi-pełnomocnikowi rządu do spraw strategicznej infrastruktury energetycznej i jego biuru, którzy – przy wsparciu zespołu PEJ – odpowiadali za negocjacje z Komisją.

Słowa podziękowania należą się każdemu, kto przyczynił się do wejścia projektu budowy EJ1 w fazę realizacji. Fakt, że ta inwestycja cieszy się szerokim poparciem, trzeba bezsprzecznie uznać za dużą wartość.

Przy takim projekcie jak EJ1 musimy liczyć się z każdym rodzajem ryzyka i, co ważniejsze, potrafić nim odpowiednio zarządzić. Natomiast takiego zagrożenia, o jakim pan mówi, nie identyfikujemy na dziś w żadnym stopniu. Odbywają się regularnie spotkania na poziomie rządowym. My, jako PEJ, też jesteśmy w regularnym merytorycznym kontakcie z partnerami amerykańskimi i to, co osobiście obserwuję podczas moich wizyt w Waszyngtonie, to bardzo wysokie zainteresowanie i pełne poparcie administracji amerykańskiej dla realizacji naszego projektu. Jest on zresztą postrzegany tam jako szansa dla przemysłu jądrowego USA na „nowe otwarcie” – rodzaj forpoczty dla technologii reaktorów AP-1000 w Europie.

Państwa członkowskie Unii Europejskiej na nowo odkrywają energetykę jądrową. Przekłada się to również na podejście Unii jako całości. Ambitne plany rozwoju energetyki jądrowej w Europie i USA wymagają, aby coraz więcej firm po obu stronach Atlantyku rozbudowywało swoje kompetencje. Bez odbudowy tego sektora w UE i w USA, jak również bez współpracy między dostawcami europejskimi i amerykańskimi, nie zrealizujemy ambitnej transformacji energetycznej i planowanej rozbudowy mocy. Nasz projekt jest tego sztandarowym przykładem. Reaktor amerykańskiej konstrukcji będzie współpracował z turbiną europejskiego dostawcy.

Unia Europejska z pewnością będzie chciała, żeby rozbudowa mocy w energetyce jądrowej generowała wzrost i miejsca pracy w Europie. Chcemy tego również my tutaj w Polsce. Szansę na rozwój polskich i europejskich zdolności widzę w kooperacji między dostawcami z USA i z UE, a nie w rywalizacji. Spodziewane inicjatywy ze strony Komisji Europejskiej znane pod szyldem ‘Buy European’ powinny być, moim zdaniem, tak skonstruowane, by rozwijały tę współpracę.

Jedno muszę przyznać otwarcie: nasz harmonogram rzeczywiście jest napięty…

… tylko że ta kwestia bywa opacznie rozumiana. Realizacja takiego projektu jak EJ1 opiera się na zarządzaniu ryzykiem. Oznacza to m.in., że stale mierzymy prawdopodobieństwo wystąpienia różnych zdarzeń, które oddziałują lub mogą oddziaływać na harmonogram. Dzięki wczesnemu wykrywaniu wiemy, kiedy określone ryzyka przybierają nieakceptowalne rozmiary, mamy wiedzę i narzędzia do tego, żeby je mitygować – np. poprzez rozbijanie zadań na mniejsze podzadania i ich równoległą realizację. Jak do tej pory wszystkie tego rodzaju zmiany udaje nam się realizować w ramach tzw. harmonogramu skonsolidowanego, który zakłada start eksploatacji pierwszego reaktora w 2036 roku.

To nie do końca tak. Jasne, środek ciężkości co do zakresu odpowiedzialności się przesunie, ale – pomijając harmonogramowe szczegóły – to w żadnym razie nie znaczy, że jako inwestor przysłowiowo „umyjemy ręce” od tego, co będzie działo się dalej. Wręcz przeciwnie! Naszym założeniem jest, że będziemy nadal inwestorem aktywnym. Nasza rola nie ma sprowadzać się do podpisania kontraktu EPC i pasywnego oczekiwania, aż konsorcjum przekaże nam klucze do EJ1. Jako PEJ będziemy nadzorować realizację kontraktu i czuwać nad każdym kolejnym etapem inwestycji. To nasz obowiązek statutowy i nawet gdyby tak nie było, wiemy, że jest to po prostu konieczne dla skutecznego wykonania inwestycji. Potwierdzają to jednoznacznie wnioski płynące z analiz dot. realizacji innych projektów jądrowych na świecie.

Zarządzanie ryzykiem niekiedy oznacza… akceptację ryzyka. Oczywiste jest, że są takie okoliczności, które powodują, że przebieg inwestycji musi wyglądać inaczej niż sobie to zaplanowaliśmy. Przykładowo, mrozy, których Polska doświadcza tej zimy, sprawiły, że część prac geotechnicznych na terenie inwestycji trzeba było spowolnić. Zarazem jednak ta sama pogoda ułatwiła nam inne działania, np. oczyszczanie terenu po wycinkach mogło przebiegać planowo z uwagi na łatwiejszy dostęp ciężkiego sprzętu do terenu. Niezależnymi od nas okolicznościami, które da się przewidzieć, trzeba umiejętnie zarządzać – np. tak, żeby ewentualne opóźnienia w jednym zakresie były kompensowane przyspieszeniem w innym. Na dziś nie są to jednak ryzyka, które wymagałyby rewizji harmonogramu.

Nie powiem tu nic odkrywczego, zresztą mamy w tej kwestii wspólną diagnozę z naszymi partnerami z PKP PLK, GDDKiA czy urzędu morskiego w Gdyni, prowadzącymi inwestycje towarzyszące. Podstawowym wyzwaniem dla harmonogramu są na dziś terminy uzyskiwania wymaganych zgód, pozwoleń i zezwoleń administracyjnych. I żeby była jasność: absolutnie nie mówię o jakiejś urzędniczej złej woli, braku zrozumienia dla wagi inwestycji EJ1 czy opieszałości. Wręcz przeciwnie, widzimy, że zdecydowana większość instytucji administracji, z którymi współpracujemy, robi w naszych sprawach wszystko, co może. „Wąskim gardłem” są jednak ograniczone zasoby pracowników o wymaganych kompetencjach. Nadto inwestycja EJ1, choć wpisana w rządowy program polskiej energetyki jądrowej, nie jest jedyną, którą administracja ta musi „obsługiwać” w tym samym czasie. Dotyczy to w szczególnym stopniu organów administracji na Pomorzu, gdzie mamy do czynienia z kulminacją dużych projektów inwestycyjnych: infrastruktura sieciowa, drogowa, kolejowa, terminal FSRU, morska energetyka wiatrowa, magazyny energii, elektrociepłownie gazowe… W praktyce wszystkie te tematy lądują na biurkach często tych samych kilku osób.

Mogę tylko przytaknąć. Nowoczesne państwo, które chce skutecznie realizować duże projekty infrastrukturalne i rozwojowe, po prostu musi mieć administrację zdolną do efektywnej realizacji takich zadań, nie może pomijać nakładów na jej tworzenie i utrzymywanie. Przy okazji warto też rozwiać mit, że dla inwestorów jest wygodne, kiedy mają do czynienia z administracją o niskiej sprawności operacyjnej. Absolutnie tak nie jest. Przewidywalna współpraca z administracją zorientowaną na rezultaty to niższe ryzyko inwestycyjne, w szczególności wysoka jakość merytoryczna wydawanych decyzji. Od jakości tych decyzji zależy ich pewność, tj. „odporność” na ewentualne środki odwoławcze.

Jako aktywny inwestor przyjmujemy na siebie obowiązek aktywnej współpracy z urzędami regulującymi naszą działalność. Składając wniosek, nie czekamy biernie na jego rozpatrzenie, tylko – respektując niezależność organów regulacyjnych – aktywnie i, mam nadzieję, konstruktywnie „pomagamy” w analizie złożonej dokumentacji. Innymi słowy, dbamy o utrzymywanie stałego, merytorycznego dialogu z urzędem – np. o to, żeby zawczasu doprecyzować zakres i szczegółowość składanych przez nas dokumentów tak, by spełniały one specyficzne wymogi urzędniczej praktyki.

Co do zasady, wszyscy są zgodni, że to konieczne. Koniec końców decydują jednak możliwości budżetowe. W wypadku EJ1 i PEJ sytuacja jest o tyle specyficzna, że dopóki PEJ nie rozpocznie działalności operacyjnej, wydatkuje de facto środki publiczne, przyznane specustawą atomową. Ze środków publicznych finansowana jest także administracja, która reguluje działalność PEJ. Ponieważ skuteczna realizacja inwestycji EJ1 jest celem wspólnym, a do tego budowa elektrowni jądrowej jest uznawana za jeden z kluczowych kroków w celu wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju, można by rozważyć ewentualne przesunięcie pewnej części środków budżetowych, zapisanych w specustawie atomowej dla PEJ, na wzmocnienie administracji. Perspektywa finansowa projektu EJ1 okazuje się dziś na tyle stabilna, że to, co dla PEJ może być stosunkowo niewielkim „ubytkiem” finansowym, dla relewantnych organów administracji może oznaczać dużą jakościową zmianę, która z kolei powinna skutkować mniejszym ryzykiem harmonogramowym dla EJ1.

Umowa z Amerykanami. Gra o „local content” i nadzór inwestorski

Nasze podejście do negocjacji, o czym wielokrotnie mówiłem publicznie, zakłada, że „spieszymy się, ale rozsądnie”. Do przyjęcia takiej filozofii stale zresztą zachęcamy też Westinghouse’a i Bechtela, tj. naszych negocjacyjnych partnerów. Każda ze stron ma oczywiście swoje założenia negocjacyjne. Natomiast zgodnie podchodzimy do roboczego terminu na zamknięcie rozmów (do połowy roku). Nie oznacza to jednak, że presja czasu ma dyktować zgodę na warunki niespójne z naszym interesem. Tego rodzaju scenariusz wykluczamy.

Projekt EJ1 wymaga, by stale godzić ze sobą trzy jego kluczowe cechy: terminowość, koszt i warunki udziału polskich firm w inwestycji. Cechy te są komplementarne i współzależne zarazem, a mają na celu spowodowanie tego, że prąd wytwarzany w EJ1 będzie wspierać konkurencyjność polskiej gospodarki. Nie ma tu zatem kolizji z interesem Skarbu Państwa. Za wielki plus uważam w związku z tym aktywny udział w procesie negocjacyjnym Prokuratorii Generalnej RP. Dzięki temu PEJ może bardziej skupić się na kwestiach biznesowych, a jednocześnie fakt, że interesy państwa są artykułowane na bieżąco przez powołany do zapewnienia ich ochrony urząd, tylko wzmacnia siłę argumentów w rozmowach.

Zamawianie LLI przed zawarciem kontraktu EPC nie jest działaniem standardowym. Niemniej o takim podejściu przesądziły kwestie harmonogramowe i cenowe. Po pierwsze, pozwoli to na wczesne zabezpieczenie tzw. slotów produkcyjnych, czyli okien czasowych w fabrykach dostawców elementów LLI, niwelując w ten sposób ryzyko opóźnień na dalszym etapie inwestycji. Po drugie, każdorazowo taka umowa ma odpowiednie klauzule kontraktowe, które zabezpieczają nasze interesy, w tym chronią nas od nadmiernego ryzyka gospodarczego. Po trzecie, daje nam ono też po prostu więcej czasu na negocjowanie umowy EPC. Dla przypomnienia: formalne rozpoczęcie rozmów w sprawie EPC dla EJ1 nastąpiło w sierpniu ub. roku. Negocjacje umów EPC w sektorze energetycznym są procesem złożonym i długotrwałym, zazwyczaj trwającym od kilku miesięcy do nawet ponad roku, a w wypadku projektów jądrowych nierzadko przeciągają się sporo ponad rok. My chcemy to zrobić w niecały rok.

To nadal jest nasz „target date”, czyli termin, na który się orientujemy. Oczywiście zawsze trzeba jednak robić zastrzeżenie, że to są negocjacje, w których każda ze stron ma swoje cele do osiągnięcia i ważne interesy do zabezpieczenia. Oznacza to, że żadna ze stron nie ma pełnej kontroli nad tym, kiedy ten proces się na pewno zakończy. Również dlatego doszliśmy do wniosku, że warto zredukować na liście ryzyka harmonogramowego zakres LLI jako jedno ze źródeł presji na jak najszybsze podpisanie kontraktu. W tym sensie ryzyko, o które Pan pyta, zostało zredukowane.

Na zapisach kontraktowych dotyczących LLI, które w naszej sytuacji muszą być ukształtowane w specyficzny sposób – tak, żeby z jednej strony zabezpieczyć nam wspomniane sloty produkcyjne, z drugiej zaś uszanować interesy dostawców tych komponentów. Nadto wszystko to trzeba zrobić w taki sposób, żeby ani nie wzmocnić, ani nie osłabić pozycji negocjacyjnej żadnej ze stron przyszłej umowy EPC. To wymagające zadanie prawne i negocjacyjne.

To, że takie obawy są artykułowane, odbieram nie jako presję, ale jako sygnał strategiczny – informację o stanie gotowości krajowego łańcucha dostaw, sygnał chęci i potrzeby biznesu dotyczącej budowy polityki przemysłowej wokół projektu jądrowego, element zarządzania ryzykiem kosztowym. Widzę w tym pewnego rodzaju potwierdzenie dla słuszności podjętej przez nas decyzji o wzięciu odpowiedzialności za przejrzystość procesu inwestycyjnego i przewidywalność w zakresie harmonogramu, zasad udziału rynku, wymagań technicznych i jakościowych, modelu finansowania inwestycji. Zgłaszane obawy dotyczą m.in. tego, czy uda nam się odpowiednio „zabezpieczyć” local content w umowie EPC. Podkreślmy, że warunki, które zostały uzgodnione z KE, wyraźnie stanowią, że wybór podwykonawców przez konsorcjum musi mieć charakter konkurencyjny. Nie można zatem takiego podwykonawcy wskazać arbitralnie.

Zgoda, ale już konkurencyjna forma wyboru sama w sobie stanowi pewien rodzaj zabezpieczenia, bo z definicji nie pozwala konsorcjum na zamknięcie drzwi do kontraktów przed polskimi wykonawcami.

Naprawdę uważnie wsłuchujemy się we wszystkie postulaty, które do nas napływają – m.in. w ramach współpracy z zespołem ds. local content przy Pełnomocniku Rządu do spraw Strategicznej Infrastruktury Energetycznej oraz z ministerialnym Departamentem Energii Jądrowej, a także bezpośrednio w ramach naszych regularnych „stolików dialogu” z krajowym przemysłem. Mamy też w spółce odrębny interdyscyplinarny pion organizacyjny, złożony z ekspertów z zakresu m.in. prawa zamówień, prawa umów, ekonomii przemysłowej, analiz łańcucha dostaw, certyfikacji jakości, regulacji i zgodności, inżynierii jądrowej i energetycznej, którzy je analizują i przekładają na język kontraktowy. Zapewniam, że będziemy tak negocjować warunki umowy EPC, by postulaty te zostały uwzględnione w największym możliwym stopniu.

Oczywiście to nie jest tak – i jestem przekonany, że nasi interesariusze to rozumieją – że należy spodziewać się zgody konsorcjum na wpisanie do umowy procentowego wskaźnika local content. O ostatecznym poziomie local content zdecyduje kombinacja dojrzałości i certyfikacji krajowego przemysłu, zestawu rozwiązań projektowych dla technologii AP-1000, modelu kontraktowego, stabilności regulacyjnej i presji harmonogramowej. Aby respektować jednocześnie wszystkie wcześniej wymienione już przeze mnie cechy projektu EJ1, tj. terminowość, koszt i maksymalnie możliwy udział polskich firm w tej inwestycji, nie da się „na sztywno” a priori przesądzić kontraktowo odsetka local content.

Z oczywistych powodów nie mogę powiedzieć za dużo. Tym, co jest na negocjacyjnym stole, są pewne mechanizmy zachęt. Przy czym zachowujemy w tym względzie szczególną rozwagę, bo local content, choć bezsprzecznie bardzo ważny, nie jest wyłącznym celem strategicznym przy realizacji projektu EJ1. Jak podkreślałem, kierują nami równocześnie jeszcze dwie równie istotne kwestie: harmonogram i budżet projektu.

Będzie niemal na pewno. To klasyczny problem zarządzania trójkątem ograniczeń projektowych w projektach infrastrukturalnych, gdzie budżet, harmonogram i local content trzeba optymalizować w różnych kierunkach jednocześnie. Przecież nie chodzi o to, żeby uznać, że np. kryterium ceny nie ma żadnego znaczenia, bo jest presja harmonogramu. Albo że odpowiednie doświadczenie i kompetencje w realizacji określonych komponentów czy usług są jedynym kryterium wyboru podwykonawcy, bez względu na wpływ na cały łańcuch wartości projektu.

Najważniejszym instrumentem powinien być nadzór inwestorski. Nasza pozycja jako kogoś, kto ma wgląd w proces wyboru wykonawcy, będzie gwarantowała, że polskie podmioty nie będą dyskryminowane. Oczywiście będziemy też rozmawiać o uwzględnieniu określonych kryteriów pozacenowych – w tym także takich, które uwzględniają silne strony, jakimi dysponują polskie firmy. Widzimy też, że te argumenty trafiają do strony amerykańskiej i wiemy, że konsorcjum też chce realizować nasz projekt z możliwie dużym udziałem polskiego rynku lokalnego, którego możliwości od kilku lat analizują i poznają. Myślę, że już w najbliższych postępowaniach konkurencyjnych, organizowanych przez konsorcjum, będzie to wyraźnie widoczne.

Atom na rynku UE. PEJ zadba o polski budżet i rachunki odbiorców?

O tym w zasadzie już mówiłem: stawiamy na „życie harmonogramem”, tzn. codzienną pracę z harmonogramem szczegółowym i zarządzanie ryzykiem na bieżąco. Zebraliśmy w PEJ naprawdę znakomity zespół specjalistów w tej dziedzinie, korzystamy też z nowoczesnych narzędzi analitycznych, które pomagają wyszukiwać i identyfikować a priori nieoczywiste związki przyczynowo-skutkowe pomiędzy pozornie niezwiązanymi ze sobą albo nieistotnymi zdarzeniami. Na dalszym etapie, tzn. po zawarciu umowy EPC, będziemy przekładać wyniki analiz harmonogramowych – i to także jest przedmiotem negocjacji – na pracę konsorcjum i podwykonawców. Chcielibyśmy zagwarantować sobie wpływ i kontrolę nad przebiegiem realizacji prac inwestycyjnych. Tak właśnie rozumiemy naszą rolę jako aktywnego inwestora.

Przeprowadziliśmy w tej kwestii szczegółowe analizy. Przyjęliśmy w nich dalszy dynamiczny rozwój OZE do 2040 roku. Owszem, spodziewamy się występowania okresów, kiedy – ze względu na nadwyżkę energii z OZE – ceny na rynku będą niższe niż koszty pracy naszej elektrowni. Zakładając, że elektrownia w każdym przypadku reagowałaby na taki „sygnał” ograniczeniem swojej produkcji, w 2040 roku spodziewamy się wykorzystania mocy EJ1 na poziomie 88,5 proc., czyli o zaledwie kilka punktów procentowych mniej niż AP1000 działające na innych, regulowanych rynkach energii. Możliwość wchodzenia w rolę „tradera” na rynku energii – mówiąc bardzo skrótowo, bo jest to oczywiście uproszczenie – to dla PEJ dodatkowa możliwość, a nie podstawowy sposób zachowania rynkowego. Możliwość istotna, bo w istniejących realiach europejskiego modelu rynku energii powinna pozwalać nam utrzymać oferowane przez nas ceny w ryzach nawet w czasie dłuższych okresów „zwyżek” produkcji OZE. Natomiast w żadnym momencie nie miała to być alternatywa dla celu podstawowego PEJ: sprzedawania produkcji własnej, przede wszystkim w różnego typu kontraktach długoterminowych. Zręby naszej strategii handlowej będziemy zresztą chcieli stworzyć już wkrótce, żeby możliwie jak najwcześniej móc przedstawić naszą ofertę rynkowi. Jednym z podstawowych jej założeń będzie to, żeby praca elektrowni była – tak bardzo, jak to tylko możliwe – kosztowo korzystna z punktu widzenia i budżetu państwa, i rachunków odbiorców.

Rynek OZE nie będzie rósł liniowo w nieskończoność. Przyjdzie taki moment, w którym dojdzie do jego „wysycenia”, a dodawanie kolejnych mocy zależnych od pogody przestanie mieć sens ekonomiczny. Ale prognozy to nie jedyny nasz argument.

Odwrotnie niż w przypadku warunków dla atomu wydanych przez KE dla innych projektów, cena referencyjna, według której rozliczana będzie praca elektrowni jądrowej Lubiatowo-Kopalino, nie będzie oparta tylko o rynek spot – z dostawą na dzień bieżący czy następny – ale przede wszystkim o ceny sprzedaży energii na rynkach terminowych, w tym produktach długoterminowych. To był jeden z głównych tematów naszych rozmów z Brukselą. Uzyskane warunki będą, jak przewidujemy, zachętą do pracy zgodnej z typowym dla atomu profilem produkcji, czyli w tzw. „podstawie systemu”, ze stabilnym, wysokim wykorzystaniem mocy EJ1. Decyzja o dostosowaniu produkcji w sytuacji nadpodaży energii z OZE będzie z kolei musiała uwzględniać uwarunkowania techniczne reaktorów i ich zdolność do podjęcia efektywnej pracy w momencie, kiedy jest potrzebna, a także ewentualne koszty dla systemu, jakie rodziłoby zatrzymanie eksploatacji elektrowni.

Jako określenie celów regulacyjnych, które przyświecały KE. Oczywiście, że w każdym takim dokumencie Komisja musi pokazać, w jaki sposób godzi atom z gwarancjami dla OZE. Szczegóły tego podejścia wynikają z odpowiedzi na poprzednie Pana pytania. Warto też pamiętać, że kontrakt różnicowy dla elektrowni jądrowej Lubiatowo-Kopalino będzie rozliczany od sprzedanej energii elektrycznej, a nie wytworzonej, co nazywane jest w nomenklaturze Komisji jako non-production based, do czego odnosi się ten komunikat.

Nasz projekt jest uzasadniony biznesowo o tyle, że zapotrzebowanie na stabilne niskoemisyjne dostawy energii elektrycznej jest pewne (zwłaszcza w Unii Europejskiej), a taką energię może wygenerować tylko energetyka jądrowa. Oczywiście kształt przyszłego miksu energetycznego w Polsce to domena polityki energetycznej państwa, ale osobiście jestem przekonany, że jest w nim miejsce nie tylko na EJ1.

Zapewniam, że robimy wszystko, co w naszej mocy, by dochowując wymaganych standardów, uruchomić elektrownię jądrową w gminie Choczewo zgodnie z harmonogramem.

Mam tę przewagę informacyjną, że znam szczegóły modelu finansowego i zaakceptowanego mechanizmu wsparcia. Na dziś, według naszej najlepszej wiedzy, analiz zweryfikowanych przez renomowanych doradców i zaakceptowanych przez Komisję, szacowana cena wykonania to mniej niż 500 zł za MWh. Oczywiście dziś nie jesteśmy jeszcze w stanie określić precyzyjnie poziomu CAPEX – posługujemy się z natury rzeczy możliwie najlepszymi, ale jednak ciągle szacunkami. Niepewność co do wartości CAPEX będzie się zmniejszała wraz z rozwojem projektu, zwłaszcza po zawarciu umowy EPC. Z tego względu sama cena wykonania będzie ustalona przez regulatora (Prezesa URE) na dalszym etapie – przed rozpoczęciem budowy. Jednocześnie chcę podkreślić, że cena wykonania z kontraktu różnicowego nie jest ceną, po której będzie sprzedawana do odbiorców energia z elektrowni jądrowej EJ1.