Historia rozliczeń kontraktów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej

Problem z KDT-ami po przystąpieniu Polski do Unii Europejskiej

System oparty na kontraktach długoterminowych był nieprzejrzysty i charakteryzował się istnieniem zróżnicowanych cen dla różnych podmiotów uczestniczących w rynku energii elektrycznej. Funkcjonowały obok siebie różne segmenty rynku energii: KDT, rynek umów dwustronnych oraz Rynek Bilansujący i Towarowa Giełda Energii. Znaczenie Rynku Bilansującego oraz giełdy było niewielkie (udział w obrocie rzędu kilku procent całego rynku), większość transakcji odbywała się za pośrednictwem KDT-ów (w zależności od okresu od 50 do 80%).

Cena energii, jaką uzyskiwali wytwórcy energii była zagwarantowana w systemie umów długoterminowych na poziomie wyższym, w porównaniu do cen uzyskiwanych w segmencie umów dwustronnych czy na giełdzie energii. Cena dla odbiorców energii była natomiast niższa od uzyskiwanej przez wytwórców. Było to możliwe dzięki istnieniu składnika wyrównawczego opłaty przesyłowej, pobieranego przez operatora systemu energetycznego za usługę przesyłu energii. Fundusz uzyskany dzięki istnieniu składnika wyrównawczego pozwalał na sztuczne utrzymywanie cen w ramach kontraktów długoterminowych, na wyższym od rynkowego poziomie. Wszystko to powodowało, iż system kształtowania cen był nieprzejrzysty, ceny zróżnicowane dla różnych grup uczestników rynku energii, zaś sygnały cenowe nie były wiarygodne. Ponadto istniały istotne koszty funkcjonowania całego systemu, zaś brak transparentności powodował ograniczenie zaufania odbiorców energii.

W związku z wejściem do Unii Europejskiej pojawiły się postulaty deregulacji i liberalizacji rynku energii. Ponieważ większa część produkowanej w kraju energii elektrycznej była sprzedawana w ramach kontraktów długoterminowych, nie sprzyjało to rozwojowi rynku energii elektrycznej.

Komisja Europejska po przeprowadzonym w latach 2005-2007 postępowaniu decyzją z dnia 25 września 2007 r. uznała KDT-y za niedozwoloną pomoc publiczną.

Komisja Europejska oceniła, iż KDT-y spełniły warunki uznania ich za pomoc publiczną tj.:

• kryterium selektywności (uprzywilejowana pozycja jednego przedsiębiorstwa względem innych)
• pomoc w ramach mechanizmu rozliczania KDT była de facto wsparciem państwowym, gdyż środki w ramach składnika wyrównawczego opłaty przesyłowej wypłacało przedsiębiorstwo kontrolowane przez państwo (Polskie Sieci Elektroenergetyczne)
• pomoc publiczna udzielana była na warunkach korzystniejszych, niż możliwe do uzyskania na rynku (wyższa cena energii w KDT-ach niż na rynku)
• pomoc publiczna potencjalnie mogła zakłócać konkurencję oraz wpływać na wymianę handlową między państwami członkowskimi UE

Na podstawie powyższych kryteriów Komisja Europejska zakwalifikowała KDT-y jako pomoc publiczną, co podlegało obowiązkowi zgłoszenia i rodziło niebezpieczeństwo, iż Komisja może nakazać rozwiązanie KDT-ów oraz w skrajnym przypadku zwrot niesłusznie przyznanej pomocy.

Natychmiastowe rozwiązanie KDT-ów, bez żadnego systemu wsparcia wpłynęłoby na bardzo znaczące pogorszenie kondycji energetyki, z możliwością upadłości niektórych zakładów. Pojawiła się zatem konieczność znalezienia innego rozwiązania w zakresie wsparcia wytwórców i rekompensaty tzw. kosztów osieroconych, czyli kosztów podjętych inwestycji niemożliwych do uzyskania z rynku.

2. Ustawa o rozwiązaniu KDT-ów i jej realizacja

Ustawa z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. Nr 130, poz. 905) („ustawa”) wprowadziła system wypłat na pokrycie kosztów osieroconych. Rozwiązania przyjęte w ustawie uzyskały akceptację Komisji Europejskiej decyzją z dnia 25 września 2007 r.

Koszty osierocone – wg definicji z ustawy są to wydatki wytwórcy niepokryte przychodami uzyskanymi ze sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych na rynku konkurencyjnym po przedterminowym rozwiązaniu umowy długoterminowej, wynikające z nakładów poniesionych przez tego wytwórcę do dnia 1 maja 2004 r. na majątek związany z wytwarzaniem energii elektrycznej.[2]

Maksymalne kwoty wypłat z tytułu kosztów osieroconych według zapisów ustawy nie mogą przekroczyć wartości określonych w załączniku nr 2 do ustawy. Oprócz kosztów osieroconych uwzględniono tzw. koszty gazu dla przedsiębiorstw wytwarzających energię elektryczną i ciepło z wykorzystaniem gazu ziemnego.

Ze względu na fakt wygaśnięcia części KDT-ów przed dniem wejścia w życie ustawy do programu pomocowego zakwalifikowano ostatecznie dwunastu wytwórców.

Rozwiązanie kontraktów długoterminowych

Rozwiązanie kontraktów długoterminowych nastąpiło z dniem 1 kwietnia 2008 r. Wszyscy wytwórcy objęci rozwiązaniami ustawowymi podpisali umowy rozwiązujące KDT i przystąpili do programu.

Program wypłat na pokrycie kosztów osieroconych i kosztów gazu

Zgodnie z zapisami ustawy środki na pokrycie kosztów osieroconych i kosztów gazu pochodzą z opłaty przejściowej, naliczanej i pobieranej przez spółkę PSE S.A. od przedsiębiorstw energetycznych. Operator przekazuje wpływy z tytułu opłaty przejściowej do Zarządcy Rozliczeń S.A., spółki powołanej na mocy ustawy w celu obsługi finansowej procesu wypłat środków na pokrycie kosztów osieroconych. Zarządca Rozliczeń S.A. gromadzi środki na poczet wypłat środków na pokrycie kosztów osieroconych, zarządza nimi, a następnie przekazuje je do wytwórców. Wyodrębnienie niezależnego podmiotu do obsługi procesu wypłat ma na celu transparentność całego systemu.

Proces wypłat zaliczek na poczet kosztów osieroconych będzie trwał maksymalnie do roku 2025, ostatnia wypłata korekty nastąpi do roku 2026. Zaliczki na poczet kosztów osieroconych i kosztów gazu wypłacane są kwartalnie, ponadto ustawa przewiduje mechanizm obliczania aktualnej wysokości kosztów i korygowania ich. W przypadku  gdyby wytwórcy otrzymali środki wyższe od należnych są zobowiązani do ich zwrotu. System osiągnął pełną funkcjonalność w II kwartale 2008 r., pierwsza wypłata zaliczek miała miejsce 5 sierpnia 2008 r.

Mechanizm kalkulacji kosztów osieroconych

Ustawa przesądziła, iż koszty osierocone pokrywane są za pomocą trzyetapowego mechanizmu. W pierwszym etapie wypłacane są zaliczki na poczet kosztów osieroconych. Zaliczki wypłacane są w danym roku rozliczeniowym. Drugi stopień to mechanizm korygowania wypłaconych zaliczek w korekcie rocznej, co umożliwia dostosowanie wypłacanych środków do kosztów rzeczywistych. Korekta uwzględnia dane przekazane przez wytwórców odnośnie produkcji, cen i kosztów produkcji, co pozwala na weryfikację kwot faktycznie należnych. W trzecim etapie ustalana jest korekta końcowa, po zakończeniu okresu korygowania i rozliczeniu zaliczek i korekt rocznych, w ramach której poddawany jest ocenie cały program wypłat dla danego wytwórcy i suma uzyskanych środków porównywana jest z wysokością należnych kosztów osieroconych. Ponadto w ramach systemu rekompensat z tytułu kosztów osieroconych przewidziano ograniczenie w postaci maksymalnej wysokości kosztów osieroconych dla każdego z wytwórców oraz zasady corocznej aktualizacji z uwzględnieniem publikowanej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki stopy aktualizacji.

Korekty kosztów osieroconych

Zgodnie z art. 30 ust. 1 ustawy Prezes URE w drodze decyzji administracyjnej ustala wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych dla roku poprzedniego do dnia 31 lipca każdego roku. Według zapisów z art. 34 ust. 1 w przypadku gdy korekta ma wartość dodatnią Zarządca Rozliczeń S.A. wypłaca wytwórcy kwotę korekty kosztów osieroconych do dnia 30 września danego roku. Korekta kosztów osieroconych jest kalkulowana w oparciu o dane przekazane przez wytwórców objętych programem do Prezesa URE. Do obliczeń korekty niezbędne są dane z następującego zakresu: przychody z tytułu sprzedaży energii elektrycznej, koszty działalności operacyjnej, amortyzacja rzeczowych środków produkcji związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej oraz stopa aktualizacji i wielkość wypłaconych zaliczek. Ponadto po zakończeniu okresu korygowania obliczana jest korekta końcowa, w ramach której dochodzi do ostatecznego podsumowania i rozliczenia programu.

Korekta tzw. kosztów gazu

Oprócz kosztów osieroconych, ustawa wyróżnia tak zwane koszty gazu, dotyczące wytwórców energii elektrycznej, których wytwarzanie energii jest oparte na paliwie gazowym. Na skutek rozwiązania kontraktów długoterminowych u tych wytwórców powstały koszty wynikające z istnienia długoterminowych umów na dostawy paliwa gazowego. Roczna korekta kosztów gazu jest kalkulowana przez Prezesa URE w oparciu o zebrane dane dotyczące: produkcji energii elektrycznej, średniorocznego kosztu gazu ziemnego nabytego w ramach obowiązku zapłaty za określoną jego ilość niezależnie od ilości pobranego gazu, średniorocznego faktycznego kosztu gazu na jedną megawatogodzinę produkcji oraz cenę energii elektrycznej.

Stawki opłaty przejściowej

Środki finansowe na wypłaty środków z tytułu kosztów osieroconych są zapewnione przez wprowadzenie systemu opartego na opłacie przejściowej Stawki opłaty przejściowej są zróżnicowane w zależności od rodzaju odbiorców. Wyróżniono 7 grup odbiorców; trzy grupy odbiorców indywidualnych (GD) oraz cztery grupy odbiorców przemysłowych. Opłata przejściowa pobierana jest od odbiorców energii i stanowi składnik taryfy operatora za przesył. Wysokość stawek opłaty przejściowej jest zróżnicowana w zależności od rodzaju podmiotu i wielkości zużycia energii. Pierwsze trzy grupy (GD od 1 do 3) to gospodarstwa domowe, przypisanie danego gospodarstwa do konkretnej grupy taryfowej jest uzależnione od wielkości rocznego zużycia energii elektrycznej. Pozostałe grupy dotyczą odbiorców przemysłowych: NN – posiadających instalacje przyłączone do niskich napięć, SN- średnich napięć, WN – wysokich napięć oraz OS – odbiorcy specjalni.

3. Sytuacja rynkowa po rozwiązaniu KDT-ów

Sytuację cenową na rynku energii po rozwiązaniu KDT-ów pokazuje poniższy rysunek. Widoczne jest, że w przeciwieństwie do sytuacji z lat poprzedzających rok 2008 ceny sprzedaży energii wytwórców i ceny giełdowe miały tendencję do wyrównywania się i podążania w tym samym kierunku, co oznacza że po usunięciu składnika wyrównawczego i sztucznych cen KDT-owych sytuacja na rynku energii zbliżyła się w stronę mechanizmu rynkowego.

Ceny sprzedaży wytwórców a średnie ceny rynkowe w latach 2009-2015 (w zł/MWh):
Źródło: oprac. własne na podstawie danych ARE i TGE

Podsumowanie

Wśród najważniejszych konsekwencji rozwiązania kontraktów długoterminowych w energetyce należy wyróżnić wzrost przejrzystości systemu oraz wprowadzenie jednolitego mechanizmu kształtowania cen dla uczestników rynku energii. Mechanizm pokrywania kosztów osieroconych wprowadzony przez ustawę ma za zadanie wzmocnienie finansowe sektora energetycznego, co ma umożliwić m.in. finansowanie wysokich nakładów inwestycyjnych na rozbudowę i modernizację mocy wytwórczych.

Literatura

[1] Sprawozdanie z działalności Prezesa URE za 2008 r., Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki nr 03/2009

[2] Ustawa z dnia  29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. Nr 130, poz. 905),

[3] Uzasadnienie do projektu ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej

[4] Sytuacja w Elektroenergetyce, I kw. 2008 r.- IV kw. 2015 r. Biuletyny Kwartalne, ARE, Warszawa 2008-2015 r.