KOSZTY OSIEROCONE W POLSCE I KRAJACH UE Autor
advertisement
KOSZTY OSIEROCONE W POLSCE I KRAJACH UE Autor: Agnieszka Konkurencji URE Panek, pracownik Departamentu Promowania (Biuletyn URE 5/2002 ) Problem kosztów osieroconych (stranded costs) w polskim sektorze elektroenergetycznym jest ostatnio tematem poruszanym w licznych publikacjach. W procesie tworzenia konkurencyjnego rynku energii elektrycznej problem ten pojawił się także w krajach Unii Europejskiej po wejściu w życie Dyrektywy 96/92/EC, określającej zasady działania jednolitego rynku energii elektrycznej w krajach UE. W Polsce, podobnie jak w wielu krajach UE, na przedsiębiorstwach energetycznych ciążą zobowiązania wynikające z przeprowadzonych inwestycji, długoterminowych umów na zakup paliw lub energii, umów zawartych z pracownikami, które nie będą mogły być pokryte po wprowadzeniu w pełni konkurencyjnego rynku. W celu umożliwienia państwom UE rozwiązania tego problemu w art. 24 ww. Dyrektywy przewidziano stosowanie rozwiązań przejściowych, które umożliwiają odzyskanie kosztów osieroconych poprzez odstąpienie od niektórych uregulowań zawartych w Dyrektywie. Podejście dotyczące rozwiązania problemu kosztów osieroconych nie jest jednakowe w każdym przypadku, lecz dostosowane do indywidualnych uwarunkowań. Obowiązuje jednak generalna zasada, że tego rodzaju koszty nie powinny zakłócać mechanizmów konkurencji, co jest szczególnie ważne w obrocie transgranicznym. Poniżej przedstawiamy kilka zaproponowanych przez kraje członkowskie rozwiązań: Austria Koszty osierocone w Austrii pojawiły się w wyniku udzielenia gwarancji rządowych wytwórcom energii elektrycznej, których działalność wymagała koncesjonowania oraz długoterminowej umowy dostawy węgla brunatnego zawartej pomiędzy kopalnią węgla brunatnego GKB a koncernem OeDK (operator elektrowni Voitsberg). Łączna suma tych kosztów została oszacowana przez niezależnych ekspertów odpowiednio na kwoty 462 mln EURO oraz 179 mln EURO. Zdecydowano, iż koszty te zostaną pokryte za pośrednictwem subwencji. Środki finansowe przeznaczone na wypłatę subwencji i systemu administracyjno – monitorującego uzyskiwane są z opłaty pobieranej od operatorów sieci przesyłowej oraz odbiorców uprawnionych do swobodnego dostępu do sieci przesyłowej, którzy wcześniej odbierali energię elektryczną wyprodukowaną przez przedsiębiorstwa, w których pojawiły się koszty osierocone. Natomiast operatorzy sieci przesyłowej pokrywają te koszty w swoich taryfach. Powyższe rozwiązanie zostało zaaprobowane przez Komisję Europejską, przy czym zakwalifikowano je jako pomoc państwa dla przedsiębiorstw, a nie jako rozwiązanie okresu przejściowego zgodnie z art. 24 Dyrektywy. Dania Koszty osierocone w Danii wynikały z zawarcia długoterminowych umów na dostawy gazu typu take-or-pay, stanowiącego paliwo dla czterech elektrociepłowni, w stosunku do których istniał nałożony prawem obowiązek zakupu energii przez przedsiębiorstwa dystrybucyjne po określonej cenie, konieczności pokrycia kosztów likwidacji wyeksploatowanych elektrowni oraz pokrycia zobowiązań emerytalnych wobec pracowników kopenhaskiego przedsiębiorstwa dystrybucyjnego, które prowadzi również działalność wytwórczą. Koszty te zostały oszacowane odpowiednio na 120 – 136 mln EURO i 376 mln EURO, natomiast w zakresie świadczeń emerytalnych nie zostały oszacowane. W przypadku wytwórców zezwolono im na pobieranie dodatkowej opłaty od wytwarzanej przez nich energii elektrycznej. Opłata ta jest obliczana z dołu jako różnica pomiędzy przychodami wytwórcy a kosztami i zobowiązaniami wynikającymi z kontraktów. W zakresie konieczności likwidacji źródeł zaproponowano system subsydiów państwowych. Koszty finansowania subsydiów przełożone są na odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przedsiębiorstw dystrybucyjnych Elsam i Elkraft, które przeprowadzają te likwidacje bez względu na źródło zakupu energii. W zakresie świadczeń emerytalnych zaproponowano system opłat nałożonych na odbiorców energii przyłączonych do sieci tego przedsiębiorstwa dystrybucyjnego. Powyższe rozwiązania zostały przedstawione Komisji Europejskiej i zostały uznane za wykraczające poza zakres art. 24 Dyrektywy. Aktualnie przeprowadzane jest badanie pod względem zgodności przyjętych rozwiązań z zasadami stosowania mechanizmów pomocy państwa. Francja Koszty osierocone we Francji obejmują koszty wynikające z umów na dostawę energii elektrycznej zawartych z niezależnymi wytwórcami, kosztów związanych z likwidacją elektrowni jądrowej Superphenix oraz zobowiązań związanych z finansowaniem specjalnego programu emerytalnego dla pracowników sektora elektroenergetycznej i gazowego. Francja przedstawiła jedynie ogólny opis proponowanej metody pokrycia kosztów wynikających z umów na dostawę energii elektrycznej zawartych z niezależnymi wytwórcami, polegającej na wypłacaniu EdF rekompensat z funduszu zasilanego przez dodatkowe opłaty nałożone na odbiorców, wytwórców i autoproducentów importujących lub dokonujących zakupu na terenie UE, dodawane do każdej jednostki energii wytworzonej, dostarczonej lub zakupionej. Koszty te miałyby być rozdzielone pomiędzy odbiorców mających prawo do wyboru dostawcy oraz odbiorców nie posiadających tego prawa. W przypadku likwidacji elektrowni jądrowej przedstawiono taki sam mechanizm. Natomiast w zakresie świadczeń emerytalnych stwierdzono jedynie, że pracodawcy nie utworzyli rezerw na ten cel oraz, że koszty te będą rosnąć z roku na rok. Komisja Europejska uznała, iż przedstawione rozwiązania wykraczają poza ramy art. 24 Dyrektywy. Hiszpania Hiszpania określiła dwa rodzaje kosztów osieroconych: obniżenie przychodów wytwórców w stosunku do przychodu wcześniej gwarantowanego (gwarantowane pokrycie kosztów przeprowadzanych inwestycji modernizacyjnych – technologiczne koszty osierocone i długoterminowe umowy na zakup paliwa) oraz zwiększenie kosztów działalności operatorów systemów przesyłowych działających poza Półwyspem Iberyjskim. W pierwszym przypadku zaproponowano zastosowanie systemu kompensat na łączną kwotę ok. 11,7 mld EURO, w tym 9,9 mld EURO odszkodowania na technologiczne koszty osierocone dla 11 wytwórców, a 1,73 mld EURO na pokrycie stałej subwencji dla wytwórców produkujących energię elektryczną z hiszpańskiego węgla. Źródłami środków finansowych na wypłatę kompensat dla wytwórców jest opłata zatwierdzona przez Regulatora w taryfach wytwórców oraz opłata przesyłowa. Opłaty te pobierane są przez przedsiębiorstwa dystrybucyjne i przekazywane wytwórcom pod nadzorem Regulatora. Od 1 stycznia 1999 r. dokonano zmian w przepisach, w szczególności wprowadzono stały składnik taryfy wytwórców w wysokości 4,5% ceny energii przeznaczony na wypłatę kompensat. Planuje się, iż na podstawie zagwarantowanych w ten sposób przychodów wytwórcy dokonają emisji papierów wartościowych do wysokości 5,9 mld EURO z terminem płatności 15 lat. Natomiast dopłaty dla wytwórców produkujących energię elektryczną z hiszpańskiego węgla są finansowane ze stałej opłaty w taryfie w wysokości 0,006 EURO/kWh. Metoda pokrycia kosztów osieroconych związanych z działalnością operatorów przesyłowych poza Półwyspem Iberyjskim nie została szczegółowo określona, stwierdzono jedynie, że powinny one zostać pokryte w sposób analogiczny do kosztów działalności operatorów krajowych. Powyższe rozwiązanie zostało zaaprobowane przez Komisję Europejską, przy czym nie zakwalifikowano go jako rozwiązania okresu przejściowego zgodnie z art. 24 Dyrektywy. Niemcy Koszty osierocone w Niemczech obejmują koszty związane z przeprowadzoną przez VEAG w byłym NRD inwestycją w zakresie odbudowy i modernizacji należących do tego przedsiębiorstwa elektrociepłowni opalanych węglem brunatnym. Koszty te miały zostać pokryte w wyniku realizacji długoterminowych umów sprzedaży energii elektrycznej pomiędzy VEAG a operatorami sieci rozdzielczych w Niemczech Wschodnich. Operatorzy ci mieli zakupić 70% swojego zapotrzebowania od VEAG po cenie zapewniającej pokrycie kosztów, a następnie przenieść koszty zakupu w taryfach na odbiorców końcowych. W celu zapewnienia sprzedaży energii elektrycznej przez VEAG wprowadzono przejściowe przepisy, które zezwalają to odmowę przez przedsiębiorstwo sieciowe dostępu do sieci odbiorcom z byłej NRD w celu zakupu energii od alternatywnych dostawców. Rozwiązanie to zmusi odbiorców do zakupu energii po cenie droższej niż rynkowa. Planowane jest stosowanie tego rozwiązania do roku 2003. Powyższe rozwiązanie zostało zaaprobowane przez Komisję Europejską i zakwalifikowano je jako rozwiązanie okresu przejściowego zgodnie z art. 24 Dyrektywy. Podsumowanie Z powyżej przedstawionych informacji wynika, iż rozwiązanie problemu kosztów osieroconych nie jest zadaniem łatwym. Wszystkie proponowane powyżej rozwiązania przekładają się wcześniej czy później na wzrost płatności odbiorców. Należy jednak zdać sobie sprawę, iż u źródła powstania tych kosztów leży utrzymanie wysokiego poziomu i niezawodności świadczenia usług energetycznych – czyli właśnie interes odbiorcy. W Polsce zaproponowano już kilka sposobów rozwiązania problemu kosztów osieroconych związanych z kontraktami długoterminowymi, jednak jak na razie żaden z nich nie został zrealizowany. Nie udało się wprowadzić w życie systemu opłat kompensacyjnych (SOK). Aktualnie planuje się rozwiązania wielotorowe tego problemu. Część kontraktów ma być rozwiązana a zobowiązania przejęte przez koncern, w którym znaleźliby się wytwórcy o krańcowo różnych kosztach wytwarzania, co po uśrednieniu dałoby możliwość stosowania przez koncern ceny energii na poziomie rynkowym. Pozostałe kontrakty długoterminowe (w całości lub części) mają zostać rozwiązane. Koszty finansowe z nimi związane będą spłacone wcześniej za pomocą środków pozyskanych z emisji obligacji, które zostaną wykupione ze środków z opłaty restrukturyzacyjnej dołączonej do opłaty przesyłowej. Na tym etapie realizacji trudno stwierdzić, czy przyjęto rozwiązania optymalne. Jednak na pewno powinny zostać rozważone koszty dodatkowe proponowanych rozwiązań w odniesieniu do płynących z nich korzyści, a także ich wykonalność w aktualnych warunkach prawnych. Warto również przyjrzeć się rozwiązaniom już wprowadzonym w życie w krajach UE, aby wystrzec się błędów, które inni już popełnili. Należy również wziąć pod uwagę różnice uregulowań prawnych, księgowych itp. pomiędzy Polską a krajami UE. Jedno jest oczywiste – rozwiązanie przyjęte w Polsce powinno być przejrzyste (określone kwotowo i wyodrębnione w taryfach) oraz ograniczone w czasie, co pozwoli na jego akceptację przez organy unijne. Literatura 1. „Directive 96/92/EC of The European Parliament and of The Council of 19 December 1996 concerning common rules for the internal market of electricity” – Official Journal L 027, 30/01/1997 p. 0020-0029. 2. „Elektroenergetyka w Unii Europejskiej” – Władysław Mielczarski, Rynki EnergiiConsulting Sp. z o.o., Łódź 2002. 3. „Perspektywy rozwoju elektroenergetyki w świecie i w Polsce” – Mirosław Duda, Biblioteka Regulatora, Warszawa, październik 2001. 4. „Konkurencyjny rynek dostawców” – Mirosław Duda, Biuletyn URE Nr 1, styczeń 2002. 5. „Bariery zaistnienia rynku energii elektrycznej” – Agnieszka Andrzejczuk, Biuletyn URE Nr 4, lipiec 2002.
