Rząd sugerował, że model wsparcia elektrowni jądrowej narzuca nam Bruksela. Z naszych ustaleń wynika, że nie ma jednej drogi zgodnej z unijnym prawem.
Jak pisaliśmy w DGP w poniedziałek, biuro pełnomocnika rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej – odpowiedzialnego za nadzór nad projektem elektrowni na Pomorzu i realizującą go spółką Polskie Elektrownie Jądrowe – poinformowało nas, że kluczowym elementem modelu finansowania inwestycji będzie tzw. kontrakt różnicowy (CfD, od ang. contract for difference).
To mechanizm, który zakłada przyjęcie ceny referencyjnej, tzw. strike price, gwarantującej operatorowi przedsięwzięcia pokrycie kosztów operacyjnych i kapitałowych oraz godziwy poziom zwrotu z inwestycji, a następnie – rozliczanie różnicy pomiędzy tym wskaźnikiem a notowaniami, po których realnie sprzedawana jest energia na rynku. W sytuacji, gdy ceny prądu są niższe od strike price, instytucja wspierająca inwestycję uzupełnia tę różnicę. Kiedy proporcje się odwracają, to operator elektrowni oddaje swoje nadwyżki.
Rzecz w tym, że wybór ten budzi kontrowersje. Zdaniem części ekspertów wiąże się on m.in. z ryzkiem, że w sprzyjających warunkach pogodowych odnawialne źródła energii będą wypychać energię z atomu z rynku, powodując tym samym „przestoje” elektrowni jądrowej. Dla tego typu jednostki oznacza to wiele problemów. Po pierwsze, z technologicznego punktu widzenia reaktory jądrowe są przystosowane do stałej pracy w „podstawie” systemu energetycznego. Ich elastyczność czy możliwość regulacji jest ograniczona. Pracując z maksymalnym wykorzystaniem mocy, dają największe korzyści systemowe i ekonomiczne. Z kolei obniżanie tego wskaźnika i praca znacząco poniżej potencjału może, zdaniem naszych rozmówców, uderzyć w opłacalność inwestycji. Dlatego, jak przekonuje ta grupa krytyków CfD, model przyjęty dla sfinansowania inwestycji powinien gwarantować jej odbiór całej możliwej do wyprodukowania energii.
Inni dodają, że kontrakt różnicowy wiąże się z narastaniem długu (wraz z odsetkami) przez cały okres budowy, bo model ten zakłada, że spłacanie zaciągniętych kredytów rozpocznie się dopiero w momencie rozpoczęcia pracy elektrowni. Oba te scenariusze mogą wiązać się z kolei z ryzykiem relatywnie wysokich cen energii dla odbiorców końcowych, którzy będą musieli pokryć luki w bilansie elektrowni.
Odpowiadając na nasze pytania, biuro pełnomocnika zasygnalizowało, że wybór kontraktu różnicowego wynika wprost z prawa Unii Europejskiej, a konkretnie z przyjętego kształtu reformy rynku energii elektrycznej. Ta interpretacja przepisów – jak podkreślono – została „wprost potwierdzona” przez Brukselę w ramach prowadzonych od ponad pół roku konsultacji.
O interpretację przepisów i stanowisko w sprawie dopuszczalnych metod finansowania zapytaliśmy Komisję Europejską. W odpowiedzi potwierdzono jedynie, że prowadzi wstępne rozmowy z polskimi władzami. – Na tym etapie nie możemy szerzej komentować treści rozmów ani przesądzać, kiedy się zakończą i z jakim efektem – przekazał nam rzecznik Komisji.
Z naszych ustaleń w Brukseli wynika jednak, że instytucje europejskie nie traktują kontraktu różnicowego jako jedynego dopuszczalnego modelu dla elektrowni jądrowej. Podkreśla się, że zgodnie ze zreformowanymi regulacjami rynku energii elektrycznej to narzędzie powinno być stosowane jedynie w przypadku, gdy wsparcie inwestycji w nowe źródło energii – czy to elektrownię jądrową, czy instalację OZE – ma być oparte na mechanizmie „bezpośredniego wsparcia cenowego”. A i w tym przypadku w grę wchodzą także „inne narzędzia o analogicznych efektach”. Nie ma tym samym przeciwwskazań, by tworząc zręby modelu finansowania energetyki jądrowej, państwa członkowskie opierały się na rozwiązaniach „szytych na miarę” – jak zapowiada to m.in. planujący budowę nowych elektrowni w najbliższej dekadzie rząd Szwecji.
Formuła przywoływana przez nasze źródła – bezpośrednie dopłaty do cen – pojawia się także literalnie w treści finalizowanej obecnie przez UE reformy. Powołanie się na nią przez instytucje europejskie oznacza interpretację, która nie przesądza polityki unijnej np. wobec modeli spółdzielczych, takich jak fiński model Mankala czy polski model SaHo (opracowany przez ekonomistkę z SGH dr Bożenę Horbaczewską i specjalistę z Departamentu Energii Jądrowej Łukasza Sawickiego). Mechanizmy te nie przewidują bowiem dopłacania przez państwo (czy inny podmiot wspierający) do cen energii – w zamian proponując objęcie udziałów w elektrowni przez odbiorców, którzy uzyskiwaliby tym samym możliwość odbioru energii po cenach jej wytworzenia.
Urzędnik Komisji, którego zapytaliśmy o ryzyka związane z kontraktem różnicowym wskazywane przez polskich ekspertów, przyznaje anonimowo, że trudno dziś jednoznacznie przesądzić, jakie efekty dla produkcji w elektrowniach jądrowych i, w konsekwencji, cen energii z tych ostatnich będzie miała ekspansja źródeł odnawialnych. Nasz rozmówca dodaje, że dodatkowym mechanizmem stabilizującym ceny i zwiększającym przewidywalność działania dla inwestorów mogą być długoterminowe kontrakty zawierane bezpośrednio pomiędzy wytwórcami a odbiorcami energii (tzw. umowy PPA, z ang. Power purchase agreements). ©℗
