Znamy szczegóły rządowego modelu dla atomu i pierwsze zastrzeżenia Brukseli [NEWS DGP]

Komisja Europejska publikuje szczegóły polskiego wniosku o zgodę na pomoc publiczną dla elektrowni jądrowej na Pomorzu i zarysowuje swoje zastrzeżenia wobec rządowego pomysłu na atom.

Ogólne ramy projektu znane są od dawna. 30 proc. kosztów inwestycji ma sfinansować bezpośrednio budżet państwa. Wczoraj Sejm uchwalił ustawę, która pozwoli – w momencie, gdy Bruksela wyda decyzję notyfikacyjną, określającą warunki publicznego wsparcia dla projektu – przekazać w latach 2025-30 inwestorowi, spółce Polskie Elektrownie Jądrowe (PEJ), obligacje o łącznej wartości 60,2 mld zł. W grudniu – z decyzji KE dotyczącego wszczęcia postępowania w sprawie pomocy publicznej – dowiedzieliśmy się, że łączne nakłady na elektrownię w Lubiatowie Kopalinie (gm. Choczewo) szacowane są na tym etapie na 192 mld zł.

Trzeci filar rządowego modelu to kontrakt różnicowy (CfD), czyli mechanizm, który z jednej strony gwarantuje przychody elektrowni, a z drugiej, w teorii, zabezpiecza interesy odbiorców. To układ między państwem a operatorem, który zakłada, że państwo dopłaca do sprzedanej przez elektrowni energii, gdy ceny na rynku są poniżej uzgodnionego referencyjnego wskaźnika, zwanej też ceną wykonania (strike price). Kiedy sytuacja odwraca się i notowania rynkowe są wyższe niż strike price, operator oddaje uzyskane przez siebie nadwyżki. Przyjęta wysokość wskaźnika powinna zapewnić rentowność inwestycji.

KE odsłania nowe elementy atomowej układanki

Dziś, za pośrednictwem Brukseli – tak jak zapowiadaliśmy już w grudniu – uzyskujemy dostęp do kolejnych elementów układanki proponowanej przez rząd. W ramach decyzji otwierającej postępowanie KE informuje m.in.:

• O kolejnych szczegółach struktury finansowania projektu. Dowiadujemy się, po pierwsze, że aż 40 z 70 proc. kapitału dłużnego zapewnić ma jedna instytucja: amerykański EXIM bank, czyli agencja kredytów eksportowych rządu federalnego Stanów Zjednoczonych. Kolejne 10 proc. dostarczyć mają podobne instytucje z innych krajów (PEJ podpisał już w tej sprawie listy intencyjne z US International Development Finance Corporation (DFC) dwoma podmiotami francuskimi (Bpifrance Assurance Export i Sfil) oraz Export Development Canada.

• O planach na wypadek wzrostu kosztów budowy elektrowni. W przypadku wystąpienia przekroczeń kosztów, co – jak zaznaczono – jest czymś prawdopodobnym w przypadku inwestycji infrastrukturalnych o tak dużej skali, PEJ powinna postarać się o dodatkowe finansowanie ze strony agencji kredytów eksportowych (korzystając przy tym w dalszym ciągu z gwarancji rządowych). Jeśli jednak nowych pożyczek nie uda się pozyskać na zadowalających warunkach, do akcji wkroczy państwo, które zasili projekt dodatkowym kapitałem.

• O ryzykach, które mogą podnieść koszty przedsięwzięcia i skali dopuszczanego na tym etapie ich wzrostu. Według rządu obecny etap prac jest wciąż wczesny, a to sprawia, że szacunkowe koszty obarczone są stosunkowo dużym ryzykiem błędu. W konsekwencji CAPEX, czyli całokształt nakładów na inwestycję, może okazać się o 30 proc. niższy lub o 40 proc. wyższy niż wynika z bazowego scenariusza. Jeden z ekspertów, z którym rozmawialiśmy mówi wprost: w praktyce koszt może być tylko wyższy. A jego podniesienie o 40 proc. podnosiłoby łączny rachunek za elektrownię do poziomu blisko 270 mld zł. Ale z opracowań eksperckich wynika, ze i ten scenariusz może okazać się optymistyczny. Jedno z modelowań, którego wyniki widzieliśmy, zakłada, że przy określonym we wniosku notyfikacyjnym poziomie ryzyka błędu należy się liczyć z więcej niż podwojeniem ostatecznego kosztu przedsięwzięcia.

• O zakładanej cenie wykonania. Bazowy scenariusz zakomunikowany KE zakłada, że uzgodniony wskaźnik strike price znajdzie się w przedziale 470-550 zł za megawatogodzinę, co, zgodnie z zaprezentowanymi w rządowych analizach prognozami, stanowić ma pułap zbliżony do oczekiwanych średnich cen rynkowych. Do tych projekcji dołożono jednak szereg zastrzeżeń i wymieniono ryzyka, które mogą jeszcze podnieść spodziewaną podstawę kontraktu. Sam tylko scenariusz wyższego CAPEX-u oznacza podniesienie widełek do 600-680 zł. Na ostateczną cenę wykonania – którą określać ma krajowy regulator – wpływać będą też ewentualne opóźnienia budowy oraz ryzyko kursowe. Jeśli strike price wzrośnie albo cena rynkowa będzie niższa niż wynika to z przyjętych przez rząd założeń oznaczać to będzie, że elektrownia stanie się beneficjentem netto państwowych dopłat. Jednocześnie ze stanowiska KE dowiadujemy się, że Polska przekazała, że bez proponowanych mechanizmów wsparcia cena referencyjna musiałaby sięgnąć 780-860 zł/MWh.

• O spodziewanym poziomie wykorzystania mocy planowanej elektrowni. Modelowanie finansowe, jak czytamy w dokumentach opublikowanych przez KE, zakłada bardzo wysoki poziom, zbliżony do maksimum technicznego reaktora AP1000 (blisko 93 proc.). Wyższy wolumen sprzedanej energii to większe przychody, a więc wskaźnik ten jest jednym z kluczowych elementów współkształtujących strike price. Zgodnie z obecnie obowiązującymi regulacjami oraz wykładnią KE przyjętą w dotychczasowym orzecznictwie elektrownie jądrowe korzystające z pomocy publicznej powinny reagować na sygnały z rynku, w tym dostosowywać swoją pracę do wahań produkcji energii w źródłach zależnych od pogody. Dlatego też elementem wniosku modyfikacyjnego jest wprowadzenie tzw. wskaźnika korekcyjnego, który dostosuje cenę wykonania do rzeczywistego poziomu wykorzystania mocy elektrowni. Polska stara się zastrzec możliwość sprzedaży energii z atomu nawet w przypadku „wypychania” atomu przez dostawy z OZE po cenach ujemnych. Furtkę stanowić ma arbitraż cenowy, a także: uwarunkowania techniczne, kryteria bezpieczeństwa jądrowego oraz potencjalne koszty związane z regulacją mocy reaktora.

• O mechanizmie korekcyjnym, który ma uzupełniać przychody elektrowni z kontraktu różnicowego. Rząd podkreśla, że nieprzewidywalność rynku, związana m.in. z rosnącym udziałem zależnych od pogody OZE w miksie, sprawia, że sam kontrakt różnicowy nie stanowi wystarczającego zabezpieczenia przychodów elektrowni. „CfD musi być zaprojektowany z uwzględnieniem rozwiązań szytych na miarę, zapewniających stabilność przychodów w realiach niestabilnego rynku” – czytamy. Dlatego wpływ wahań rynkowych na odchył od spodziewanych przychodów elektrowni ma być corocznie rozliczany, a związany z tym ubytek uzupełniany poprzez odpowiednią korektę wskaźnika strike price.

• Korygowany ma być też wpływ ryzyka kursowego – m.in. poprzez umożliwienie regulowania kontraktu walutach innych niż złoty.

Elektrownia na Pomorzu? Zgoda Brukseli nie jest pewna

Wszystkie te elementy rządowego planu stanowić będą przedmiot pogłębionego postępowania notyfikacyjnego KE. Już na jego wstępie Komisja zasygnalizowała wątpliwości wobec proporcjonalności i zakresu zaproponowanego przez rząd pakietu wsparcia.

Wątpliwości dotyczą m.in. stosunku między wsparciem kapitałowym a finansowaniem dłużnym w zakładanej strukturze projektu, a także szeregu elementów przedstawionej przez stronę polską formuły kontraktu różnicowego. Pod znakiem zapytania postawiono m.in. zgodę na uruchomienie mechanizmu korekcyjnego oraz na 60-letni okres obowiązywania kontraktu, który jest jednym z elementów pozwalających obniżyć zakładany strike price dla Lubiatowa-Kopalina.

OZE z pierwszeństwem przed atomem

KE potwierdziła także wstępnie stanowisko przyjęte m.in. wobec czeskiego projektu elektrowni w Dukovanach, podnosząc wątpliwości wobec mechanizmów, które – w zamierzeniu strony polskiej – mają ograniczyć konieczność zmniejszania produkcji energii w odpowiedzi na pojawianie się wielkich wolumenów taniej energii z OZE, kiedy ceny rynkowe spadają poniżej kosztów produkcji ponoszonych przez wytwórcę jądrowego. Bruksela nie jest również przekonana co do stosowności trybu, w którym wybrano PEJ jako inwestora w polskim programie jądrowym.