Z wyliczeń, do których dotarł DGP, wynika, że dopłaty do pracy elektrowni jądrowej mogą kosztować miliardy złotych rocznie. Polski model finansowania ma mieć jednak bezpieczniki. Pytanie, czy zgodzi się na nie Komisja Europejska.
– Ja mniej więcej wiem, ile może kosztować energia z elektrowni jądrowej. Proszę mnie o to nie pytać, za kilka lat państwu powiem. (…) I zapewniam, że jest to cena znacząco niższa, niż się spodziewamy – mówił dwa tygodnie temu na Europejskim Kongresie Gospodarczym w Katowicach pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Maciej Bando. Minister zaznaczył, że dostęp do energii w akceptowalnych przez użytkowników cenach stanowi istotny składnik bezpieczeństwa energetycznego.
Ta deklaracja wywołała zdziwienie części branży. Zwłaszcza że filarem wsparcia dla energetyki jądrowej ma być kontrakt różnicowy (patrz: ramka). – Ustalona w kontrakcie cena referencyjna będzie musiała uwzględniać wiele ryzyk, jak narastanie kosztów kapitału, przekroczenie terminu, dodatkowe koszty budowy czy wreszcie ryzyko ograniczenia wolumenu sprzedawanej energii. One mogą się złożyć nawet na 70 proc. ceny referencyjnej – mówi DGP Dominik Kaczmarski, ekonomista z Polskiej Sieci Ekonomii, były dyrektor departamentu analiz w Ministerstwie Aktywów Państwowych.
Większa liczba czynników ryzyka to ograniczenie puli instytucji finansowych zainteresowanych udziałem w przedsięwzięciu i wyższa stopa oczekiwanego przez nie zwrotu. – Kontrakt ma określony czas obowiązywania, to może być np. 30 czy 35 lat, a cały okres pracy elektrowni to co najmniej 60 lat. Ten kontrakt ma zapewnić inwestorowi odzyskanie poniesionych nakładów wraz z określoną stopą zysku. Ale już później elektrownia może funkcjonować na warunkach ogólnych i realizować dostawy energii na podstawie bardzo niskich kosztów jej wytworzenia, budując konkurencyjność całej gospodarki. To też trzeba wziąć pod uwagę – dodaje Kaczmarski.
DGP dotarł do uproszczonego modelu opracowanego przez jednego z ekspertów współpracujących z administracją rządową przy projekcie jądrowym. Zgodnie z nim w okresie obowiązywania kontraktu różnicowego należy się liczyć z koniecznością dokładania średnio nawet 500 zł do każdej megawatogodziny prądu z atomu. Źródłem byłaby specjalna opłata doliczana do rachunków za energię.
Prognoza ta opiera się na założeniu, że uśredniony koszt energii będzie na podobnym poziomie jak w przypadku ostatnich reaktorów typu AP1000 wybudowanych w Stanach Zjednoczonych, a średnie ceny energii na rynku – mocno obniżone na skutek rozwoju OZE i całkowitego wygaszenia źródeł węglowych. Ale nie uwzględnia się tu negatywnego wpływu, jaki na koszty elektrowni jądrowej może mieć ograniczanie jej produkcji. Łączny koszt dopłat wyrównujących poziom ceny referencyjnej? Można szacować je na niemal 14 mld zł rocznie. Dla gospodarstwa domowego zużywającego 2 MWh energii elektrycznej rocznie mogłoby to oznaczać o 120 zł więcej na rachunkach. Dla dużego odbiorcy przemysłowego o rocznym zapotrzebowaniu na poziomie 100 GW – 6 mln zł.
W grę wchodzą też bardziej optymistyczne scenariusze. Swoje szacunki dotyczące możliwych kosztów energii z kolejnego reaktora AP1000 budowanego w USA przedstawił dwa lata temu badacz z Massachusetts Institute of Technology (MIT), Koroush Shirvan. Jeśli przyjąć jego wyliczenia jako bardziej reprezentatywne dla ceny referencyjnej, a ceny na rynku hurtowym określić na podstawie prognoz na 2040 r. Polskiego Instytutu Ekonomicznego (ok. 250 zł MWh w scenariuszu wysokiego udziału OZE w miksie), dopłata do rocznej produkcji elektrowni mogłaby wynieść już tylko nieco ponad 6 mld zł rocznie. Zaś dodatkowa opłata dla gospodarstwa domowego wyniosłaby w takim wypadku ok. 50 zł.
Wsparcie dla atomu mogłoby być jeszcze bardziej ograniczone w scenariuszach, w których cena energii na rynku jest wyższa. Na przykład według ścieżki prognostycznej PIE zgodnej z dotychczasową Polityką energetyczną Polski 1 MWh energii na rynku kosztowałaby nieco ponad 330 zł, co oznaczałoby dopłaty na poziomie niespełna 4 mld zł rocznie. Przy większym, niż planowano, udziale mocy węglowych generujących koszty związane m.in. z emisjami CO2 publiczne wsparcie atomu mogłoby być jeszcze mniejsze. Ale ostateczny bilans takiego scenariusza – z wyższymi cenami na rynku energii – i tak nie byłby korzystny z punktu widzenia kieszeni odbiorców.
Jednak, zdaniem rozmówcy DGP z jednej z instytucji publicznych, szacowane w ten sposób koszty mogą wzrosnąć nawet parokrotnie, jeżeli wykorzystanie mocy elektrowni zostałoby ograniczone, np. na skutek częstego wypychania atomu z miksu energetycznego w okresach szczytowej produkcji farm wiatrowych i fotowoltaiki. Jego zdaniem wspierane przez państwo jednostki wytwórcze będą dostosowywać produkcję do pracy pogodozależnych OZE, bo tego oczekuje Komisja Europejska. Takie przekonanie wynika z decyzji notyfikacyjnej, którą pod koniec kwietnia Bruksela wydała (po prawie dwóch latach od otrzymania wniosku) w sprawie finansowania nowego reaktora planowanego w czeskiej elektrowni Dukovany (patrz: ramka).
Obawy łągodzą w nieformalnych rozmowach gospodarze projektu jądrowego: przedstawiciele biura pełnomocnika rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej i inwestora, czyli państwowej spółki Polskie Elektrownie Jądrowe (PEJ). Można od nich usłyszeć, że kontrakt różnicowy to tylko jeden z komponentów modelu określonego przez polski rząd. Ma go uzupełnić wkład własny w inwestycję finansowany przez Skarb Państwa, który, zgodnie z ich interpretacją, może spełniać w projekcie funkcję podobną do udziału społecznego w modelu wartości regulowanej (patrz: ramka), czyli ograniczać ryzyko i koszty zadłużenia. Według jednej z wersji, o których słyszymy, miałby on pokryć 20–40 proc. nakładów kapitałowych potrzebnych do realizacji inwestycji, co ma znacząco ograniczyć koszt zadłużenia na rynku. A do tego dojdzie jeszcze trzeci komponent: rządowe gwarancje przy zaciąganiu pożyczek. Osoba z administracji rządowej deklaruje, że obecne szacunki wskazują, iż elektrownia na Pomorzu będzie konkurencyjna.
Od września trwają w Brukseli intensywne rozmowy robocze z Dyrekcją Generalną ds. Konkurencji. Ich celem jest doprecyzowanie szczegółów zaprojektowanego mechanizmu wsparcia. Warszawa liczy, że – inaczej niż w przypadku Czech – pozwoli to zagwarantować szybkie i pomyślne rozpatrzenie rządowego wniosku. Cena referencyjna w kontrakcie dla polskiej elektrowni miałaby zostać określona później, na bazie tych ustaleń. W decyzji KE byłby opisany tylko mechanizm kształtowania strike price.
– To jest model optymalny, szyty na miarę, dostosowany do naszych potrzeb, dający realną szansę na sfinansowanie projektu i możliwy do zaakceptowania przez KE oraz instytucje finansowe – przekonuje jeden z naszych rozmówców. A osoby z otoczenia PEJ dodają, że model jest oparty na szczegółowej analizie dotychczasowych decyzji Komisji i orzecznictwa Trybunału Sprawiedliwości dotyczącego pomocy publicznej.
Gospodarze projektu przyznają nieoficjalnie, że Komisja stoi na stanowisku, że atom ma konkurować na rynku z innymi źródłami energii i reagować na sygnały cenowe. – To rzeczywiście stanowi dla tej inwestycji wyzwanie, ale w praktyce ryzyko nie jest duże. Specyfika elektrowni jądrowej jest taka, że ma niskie koszty zmienne, wytwarza prąd po koszcie bliskim zera i, co za tym idzie, jest bardzo konkurencyjna – tłumaczy osoba zaangażowana w projekt.
Według naszych rozmówców elektrownia jądrowa będzie mogła sprzedawać energię praktycznie w każdym momencie, kiedy notowania na rynku hurtowym będą dodatnie. Tym bardziej że jej praca będzie musiała być prowadzona. z uwzględnieniem jej ograniczeń technicznych i zasad bezpieczeństwa, a te uniemożliwiają szybkie czy zbyt daleko idące zmniejszanie produkcji energii.
Ewentualne koszty realizacji inwestycji na podstawie klasycznego kontraktu różnicowego nie oznaczają, że korzystniejszy dla odbiorców byłby scenariusz bez atomu, który wiąże się z innego rodzaju obciążeniami. Chodzi m.in. o wyższe koszty inwestycji i usług sieciowych związanych z bilansowaniem pogodozależnych źródeł odnawialnych. Według wyliczeń rządowych z przyjętego w 2020 r. Programu polskiej energetyki jądrowej w perspektywie 2045 r. koszty zewnętrzne wytwarzania energii mogą w takim wariancie transformacji energetycznej wzrosnąć z ok. 9 do niemal 17 mld zł rocznie, podczas gdy realizacja programu jądrowego pozwoli utrzymać je w ryzach. Według naszych rozmówców pozytywny wpływ na ceny dla odbiorców końcowych będzie miało też zjawisko wypychania z miksu źródeł o wyższych kosztach krańcowych. ©℗
Czym jest kontrakt różnicowy?
To rozwiązanie, które zakłada państwową gwarancję ceny, po której jest sprzedawana energia, i które opiera się na rozliczaniu różnicy pomiędzy przyjętym gwarantowanym wskaźnikiem a notowaniami rynkowymi. To właśnie strike price, czyli zapisana w kontrakcie cena referencyjna, stanowi kluczowy element tego typu umowy. Kiedy notowania energii na rynku są od niej niższe, elektrownia otrzymuje dopłatę. Gdy sytuacja jest odwrotna, oddaje uzyskaną nadwyżkę. Nie jest to jedyny mechanizm. W modelu wartości regulowanej to udział odbiorców energii w finansowaniu inwestycji już na etapie budowy pozwala ograniczyć ponoszone przez inwestora ryzyko oraz koszt kapitału. ©℗
Finansowanie atomu a sprawa czeska
Elektrownia Dukovany miała działać na podstawie długoterminowego kontraktu bezpośredniego z państwową spółką obrotu SPV. Zakładał on gwarancję odbioru energii. Na to nie chciała się zgodzić KE. W kwietniowym komunikacie Komisji czytamy, że zmieniony z jej inicjatywy model opiera się na mechanizmie CfD (czyli kontrakcie różnicowym). W okresie rozliczeniowym, a więc przed uzyskaniem wyrównania do uzgodnionego strike price, elektrownia ma działać na podstawie cen rynkowych i ma to być zachęta do „wydajnej i elastycznej pracy”. A także do redukowania produkcji w okresach niskich cen. „Wystawienie na sygnały cenowe ogranicza zakłócenia rynku i zapobiega wypieraniu z rynku źródeł odnawialnych” – czytamy w komunikacie. Dodatkowo Praga musiała się zobowiązać do sprzedaży co najmniej 70 proc. energii z nowej jednostki na giełdzie, a pozostałej części – przez system aukcyjny. ©℗
Ile dopłacamy do prądu dziś?
640 zł – tyle zapłaci rocznie gospodarstwo domowe zużywające ok 2000 kWh za usługi dystrybucyjne
128 zł – tyle dopłacą gospodarstwa domowe zużywające 1,2-2,8 MWh prądu rocznie w rachunkach za funkcjonowanie rynku mocy
127 zł netto za 1 MWhę pobieraną między godz. 7 a 22 w dni robocze. Tyle z tego samego tytułu zapłacą odbiorcy przemysłowi. ©℗
Materiał chroniony prawem autorskim - wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu za zgodą wydawcy INFOR PL S.A. Kup licencję