CfD legalną dźwignią inwestycyjną w energetyce jądrowej !

CfD legalną dźwignią inwestycyjną w energetyce jądrowej !
Fot. Adobe Stock. Data dodania: 20 września 2022

Bez wątpienia we wszystkich krajach UE planujących inwestycje w technologiach nuklearnych przeznaczonych do produkcji energii elektrycznej w obiektach cywilnych, stały przed wielkim dylematem zapewnienia rentowności inwestycji.

Środowisko energetyków z dużą ciekawością obserwowało starania Rządu Wielkiej Brytanii oraz Dostawców Technologii i inwestorów w tym przypadku Elec-tricite de France (EdF) oraz AREVA, polegającego na poszukiwaniu takiego narzędzia finansowego, które dawałoby szanse efektywnego wdrożenia strategicznej polityki klimatyczno - energetycznej Rządu Wielkiej Brytanii oraz inwestora dysponującego sprawdzoną technologią najnowszej generacji reaktorami "III+", w postaci zamknięcia finansowgo dla planowanej budowy nowej elektrowni jądrowej.

Obserwowana determinacja Rządu Wielkiej Brytanii w promowaniu bezemisyjnych, stabilnych źródeł wytwarzania energii elektrycznej, po wykonaniu wielu specjalistycznych analiz w zakresie bezpieczeństwa, ekonomii oraz skutków socjalnych wynikających z decyzji o strukturze mocy zainstalowanych źródeł wytwarzania sprowadziła się do przejrzystej i publicznie ogłoszonej procedury negocjacji tzw. Kontraktu Różnicowego ( Contract for Difference- CfD).

Ostatecznie w Listopadzie 2013r, strony negocjacyjne ustaliły najważniejsze aspekty takiego Kontraktu Różnicowego, w tym publicznie ogłoszoną cenę transakcyjną (cena równowagi rynkowej) dla energii wytwarzanej w nowych blokach jądrowych, jakie miały powstać na Wyspach Brytyjskich. Ponieważ ten typ zobowiązania podjętego przez Rząd UK nosił znamiona ingerencji w wolny rynek to powstały wątpliwości zgłoszone przez Komisję Europejską (KE) związane z wszczęciem postępowania zmierzającego do zbadania legalności takiej umowy, z punktu widzenia ewentualnej, niedozwolonej pomocy publicznej. KE ma rozstrzygnąć, czy taki mechanizm finansowania inwestycji, z ceną gwarantowaną przez Rząd Wielkiej Brytanii, zawarty w formie wieloletniej (35 lat) umowy z podmiotem dominującym na rynku energetycznym jest zgodny z doktrynalnym zakazem subsydiowania działalności energetycznej i czy nie koliduje on z zasadami liberalnego rynku energii.

Krótko mówiąc cała branża energetyki od lat cierpiącej na brak mechanizmu, który mógłby zastąpić klasyczny model finansowania inwestycji infrastrukturalnych przed laty realizowanych metodą "projekt finanse", czyli takim sposobem pozyskiwania środków z aranżacji finansowania dłużnego, który był zabezpieczany stabilnym długoletnim kontraktem sprzedaży (w Polsce KDT lub w UK PPA) energii elektrycznej. Taka długoletnia umowa zapewniała warunki całkowicie policzalność przyszłych przychodów inwestora, ponieważ strony umowy opierały się na zaakceptowanej projekcji (symulacji warunków) finansowej. W ten sposób inwestor w przejrzysty sposób, udowadniał kredytodawcom w oparciu o KDT (kontrakt długoterminowy), że będzie dysponował takim przyszłym strumieniem przychodów i poniesie przewidywalne uwzględnione wszystkie koszty, dające gwarancję bankom i funduszom inwestycyjnym, że będzie w stanie spłacać swoje zobowiązania zwrotu udzielonych kredytów. Jakkolwiek większość poważnych inwestycji energetycznych w krajach UE-15 zostało w przeszłości zrealizowanych w oparciu właśnie o taki model finansowania metodą "projekt finanse", to po wdrożeniu dyrektyw liberalizujących rynek energii elektrycznej ten sposób gwarantujący jednej stronie bezkonkurencyjną sprzedaż, w gwarantowanej cenie (FiT - Feed in Tariff) został uznany za sprzeczny z zasadami wolnego rynku i podlegał zakazowi z powodów niedozwolonej pomocy publicznej. Kontrakty Długoterminowe zostały rozwiązane z mocy prawa, a pozostające po nich tzw "koszty osierocone" (strenghted costs) miały być rozliczone względem cen wolnorynkowych, przejrzyście ustalanych na rynku typu SPOT (ceny na giełdach i platformach obrotu energią elektryczną).

Trwające uwolnienie rynku obrotu energią elektryczną i brak wiarygodnego mechanizmu akceptowalnego przez banki inwestycyjne, które dodatkowo przeżywały kryzys finansowy wygenerowany przez sam sektor bankowy, spowodowały niemal histerię związaną z fetyszyzowaniem ryzyka w inwestycjach infrastrukturalnych. Ostatecznie nie było problemem zdobycie środków na finansowanie inwestycji, ale naczelnym problemem w finansowaniu energetyki stało się przekonywujące dla banków zidentyfikowanie ryzyka inwestycyjnego.

Tymczasem analiza ryzyka związanego z przewidywalnością cen energii elektrycznej ustalanej na wolnym rynku, kształtowanych na giełdach energii i platformach obrotu, głównie wg mechanizmu Merit Order, czyli w oparciu o zasadę kosztów krańcowych charakterystycznych dla określonej technologii. Mechanizm ten uwzględnia aktualne warunki wytwarzania, takie jak struktura mocy dyspozycyjnej, warunki przesyłu między systemami, sezonowość, cykliczność dobową zapotrzebowania, warunki pogodowe. W takim deterministycznym modelu, możliwe było symulacyjne szacowanie cen. Ponadto z dużą dozą prawdopodobieństwa można było przewidzieć zachowanie graczy kształtujących poziomy cen na rynku typu SPOT. Jednak nie zawsze na giełdach energii elektrycznej można było przewidzieć istotne zdarzenia losowe np. wielkie awarie systemowe, anomalie pogodowe oraz długość ich występowania lub częste spekulacyjne zachowania niektórych graczy, które w znaczny sposób powodowały niewytłumaczalność (brak analitycznych podstaw) skrajnych zjawisk zmian cen, które miałyby racjonalne wyjaśnienie. Sygnały cenowe z wolnego rynku obrotu energią elektryczną, obarczone były dużą niepewnością, głównie dla wytwórców energii, których koszty krańcowe z racji określonej technologii znajdowały się blisko tzw ceny równowagi- tj. ceny takiego wolumenu energii, który spotykał się z ceną kształtowaną przez odbiorców tzw Strike Price. Mechanizm kształtowania ceny równowagi między podażą i popytem (wytwarzaniem i zapotrzebowaniem) na wolnym rynku typu SPOT w oparciu o zasadę SRMC (Short Run Marginal Costs), wyjaśnia poniżej zamieszczony rysunek nr 5.

Z zasady określania ceny równowagi wynika, że każdy wytwórca oferujący w rozpatrywanym czasie cenę energii poniżej lub równej cenie punktu równowagi (Strike Price) stanowiącego zbilansowanie zapotrzebowania z wytwarzaniem energii przez Operatora Sytemu. Ten charakterystyczny punkt określa stan, który będzie wskazywał tę energię wyznaczającą ostatniego z oferentów, który będzie dostarczał i sprzedawał energię w tej właśnie cenie. Wszyscy wytwórcy oferujący cenę energii elektrycznej niższą od ostatniego wytwórcy spełniającego powyższą zasadę równowagi, uzyska cenę równowagi, a zatem będzie miał nie tylko zysk wyższy, ponieważ jego cena była niższa od ceny równowagi- to jeszcze osiągnie zysk nadzwyczajny. Oznacza to , że wytwórcy dysponujący technologią o bardzo niskich kosztach krańcowych, będą zawsze sprzedawali swoje usługi i mieli kapitał wytwórczy zawsze zaangażowany w dostawy energii. Mając zapewniony przychód ze sprzedaży wyprodukowanej energii odpowiadający prawie zawsze kosztom zmiennym produkcji, mają również pokryte koszty stałe wytwarzania.

W przypadku, gdy dany wytwórca energii ma koszty (i cenę ofertową) powyżej ceny równowagi, wtedy Operator Systemu nie angażuje go jako czynnego dostawcy energii, a pozostawia go w rezerwie. Ten stan dla takiego wytwórcy oznacza, iż nie dość że nie uzyskuje przychodu ze sprzedaży to musi ponieść koszty stałe, związane z utrzymaniem zdolności wytwarzania. Pozostawanie w nieopłaconej rezerwie mocy, w przypadku takiego wytwórcy oznacza ponoszenie bieżącej straty. Stąd też obserwujemy na wolnym rynku stałe dążenie wytwórców do składania konkurencyjnych ofert niższych niż potencjalna cena równowagi. Zjawisko to doprowadziło do istotnego obniżenia cen energii elektrycznej na hurtowym rynku typu SPOT, ale jednocześnie tworzy zagrożenie wynikające z nie uzyskiwaniem wystarczających przychodów na inwestycje. Dlatego taki mechanizm wyzwolił ryzyko postrzegane przez banki i spowodował znaczne spowolnienie lub ograniczenie inwestycji. Z zasady ryzyko kosztuje, a rosnące koszty finansowania są również ważnym powodem rzekomej nieopłacalności inwestycji w energetyce- mając na uwadze skalę nakładów i długi okres zwrotu występujący w warunkach niepewności. Mechanizm wyznaczania ceny równowagi (punkt Pi) na rynku SPOT wyjaśnia poniższy rysunek: Jak widać z opisu mechanizmu działania wolnego rynku obrotu energią elektryczną, fundamentalnym elementem ryzyka danego wytwórcy jest realne zagrożenie pozostawania w rezerwie z nieopłaconymi kosztami stałymi (Paradoks Niepokrytych Kosztów Mocy). Takie zjawiska mają miejsce na krótkoterminowych rynkach obrotu energią elektryczną. W długim okresie czasu, wytwórcy energii nawet z wyższymi kosztami krańcowymi, w określonych warunkach pracy w systemie energetycznym spotkają takie sytuacje, które uzasadnią ich zaangażowanie nawet z wysokimi cenami (szczyty zapotrzebowania, awarie, anomalie pogodowe, okresy remontowe źródeł o niższych kosztach krańcowych itp.). Dopiero wtedy uzyskają wyższe przychody ze sprzedaży, które mogą pokryć ich koszty stałe, ponoszone zawsze niezależnie od tego czy dana elektrownia pracuje czy jest odstawiona do rezerwy. Niemniej jednak w długim okresie czasu taki wytwórca pracuje w oparciu o długookresowe kształtowanie kosztu (ceny) krańcowego - niebieska krzywa na rys .1 tzw LRMC (Long Run A/larg/na/ Costs). Wspomniany Paradoks jest powodem do uznania faktu, że liberalny rynek poniósł fiasko w zakresie możliwości wykreowania stabilnego mechanizmu finansowania inwestycji nie obarczonych nadmiernym ryzykiem przewidywalności cen i strumienia przychodów wytwórców, mogących pokrywać zobowiązania zwrotu z inwestycji.

Inwestorzy powinni swoje decyzje inwestycyjne, kształtować według właśnie tego mechanizmu (LRMC), a nie wg bieżącej sytuacji cenowej SRMC, ponieważ zawsze prowadzić to może, albo do hurra optymizmu lub też w skrajnym przypadku zbyt niskich cen transakcyjnych, do odejścia od planów inwestycyjnych, bo w tym przypadku przychody nie pokryją zobowiązań spłaty kredytów. Właśnie obecnie w polskim sektorze energetycznym mamy do czynienia z błędnym sposobem podejmowania (wstrzymywania) decyzji inwestycyjnych na podstawie sygnałów cenowych zawartych w mechanizmie krótkoterminowych sygnałów z rynku energetycznego, czyli na podstawie poziomu SRMC.

Powyżej opisany dylemat pokrywania (lub nie) kosztów stałych w wyniku działania wolnego rynku bieżącego w oparciu o zasadę A/ler/t Order wyznaczającego ceny równowagi, która kwalifikuje dany podmiot do tytułu do uzyskiwania przychodów lub eliminuje ze sprzedaży energii elektrycznej z powodu ceny wyższej, niż kupujący jest skłonny za nią zapłacić. Zjawisko gry rynkowej na rynku typu SPOT, i realne ryzyko nie uzyskiwania przychodu, przy stale ponoszonych kosztach stałych jest głównym powodem postrzegania wytwórców energii elektrycznej (głównie konwencjonalnych źródeł) jako obarczonych wysokim ryzykiem deficytu środków niezbędnych do pokrywania zobowiązań kredytowych. Rynek typu SPOT obejmuje w różnych krajach ok. 30-40% całości obrotów energii elektrycznej.

Gdyby nie występował równolegle rynek kontraktów dwustronnych stanowiący ok 60-70% obrotów, z ustalanymi cenami energii wg uzgodnionych w okresie kontraktowania formuł cenowych, to sektor energetyczny byłby pozbawiony fundamentów stabilności przychodów, zdolnych do obsługi zobowiązań w szczególności długoterminowych.

Poszukując sposobu na ograniczenie ryzyka cenowego, jak i uniknięcia sytuacji pozostawania długotrwale w rezerwie bez zaangażowania w wytwarzanie, zaczęto doskonalić umowy handlowe sprzedaży / zakupu energii elektrycznej. Doskonalenie rynku energii spowodowało stworzenie nowej struktury kontraktów nazwanych Kontraktami Kołnierzowymi (Colar Contracts). Odniesieniem w tych kontraktach były ceny rynkowe z rynków bieżących typu SPOT, ustanawianych na przejrzystych i publicznie znanych cenach giełdowych. Jednak umawiające się strony tj. kupujący jak i sprzedający, chcąc uniknąć sytuacji, że w stosunku do publicznie znanych cen, mogłyby ponieść nieprzewidywalną stratę lub nadzwyczajny zysk, postanowiły wzajemnie sobie kompensować różnice między cenami na wolnym rynku, a ceną transakcyjną zawartą z drugą stroną.

Jakie są techniki kompensowania zmienności cen na rynku spot?

Techniki pokonywania różnic cenowych, a co za tym idzie obniżania ryzyka cenowego, strony kontraktów rozwiązują w wieloraki sposób. Poniżej na przykładach zostaną omówione zjawiska cenowe, ryzyka oraz sposoby, jakie pozwalają stronom transakcji "uodpornić" kontrakty od nadmiernego ryzyka.

Jeśli założymy, że cena energii w czasie zmienia się np. symetrycznie względem ceny odniesienia wg krzywej zbliżonej do odkształconej sinusoidy, tak jak na rysunku poniżej:

Jeżeli krzywa cenowa na rysunku 3 jest taka sama zarówno dla dostawcy jak i odbiorcy to, kontrahenci całkowicie rekompensują sobie występowanie różnic cenowych na rynku bieżącym i transakcja odbywa się wg ceny bazowej (stałej).W kontraktach dwustronnych dwukierunkowych wytwórca energii i jej nabywca ustalają cenę i wolumen energii na każdy okres handlowy (doba, godzina) Jeżeli chwilowa cena rynkowa różni się od ceny ustalonej w kontrakcie na dany okres handlowy, wówczas strony kontraktu rekompensują sobie wzajemnie różnice.

Analityczne profile ryzyka cenowego i jak się z nich korzysta?

Mimo, że kontrakty dwukierunkowe są realizowane po ustalonej cenie, to jednak zarówno wytwórca jak i nabywca ponoszą pewne ryzyko związane z tym, ze wielkość energii wyprodukowanej lub pobranej może różnić się od wielkości zakontraktowanej.

Gdyby tę sytuację zilustrować na "Płaszczyźnie ryzyka cenowego", zarówno dla dostawcy jak i odbiorcy, to taka sytuacja wyglądałaby następująco jak na rysunku poniżej.

Oś pionowa reprezentuje zysk lub stratę wynikającą z dyskutowanych różnic. Zmiany Cen (ZC) są przedstawione na osi poziomej. Przecięcie osi pionowej z poziomą wyznacza cenę określoną w kontrakcie. Przy cenie rynkowej równej cenie określonej w kontrakcie nabywca energii nie ponosi strat, ale też nie ma zysku związanego z wahaniami zapotrzebowania (punkt przecięcia osi na rys 5). Jeżeli cena rynkowa spada, to nie mając kontraktu nabywca, osiągałby dodatkowy zysk w stosunku do założonej ceny. Jeżeli cena rynkowa rośnie to ponosi on straty w stosunku do umówionej ceny. Profil ryzyka cenowego w części a -rys 4 przyjmuje wartości dodatnie (zysk) lub ujemne (strata) w zależności od zmiany ceny rynkowej (oś ZC). Wielkość zysków lub strat zależy od wielkości zapotrzebowania tego nabywcy. Zapotrzebowanie wyznacza pochylenie prostej profilu ryzyka. Im większe zapotrzebowanie tym bardziej pochylona jest linia prosta profilu ryzyka.

Pierwszy wykres po lewej stronie (a-rys5) przedstawia przypadek wyodrębnionego odbiorcy, kiedy cena na rynku bieżącym nie przekracza ceny umownej i wtedy ma on zysk na transakcji dostawy, lub kiedy cena na rynku bieżącym jest wyższa od transakcyjnej to wtedy ponosi on stratę na transakcji. (Część a-odbiorca bez kontraktu różnicowego) Odwrotnie sytuacja taka ma miejsce dla dostawcy, w sensie zysku lub straty na transakcji względem ceny refe-rencyjnej.(Część b- dostawca bez kontraktu różnicowego).

Aby "uciec" od ryzyka poniesienia straty, obie strony zawierają transakcję wzajemnego kompensowania sobie odstępstw od ceny transakcyjnej (stałej-bazowej). Dodanie dwóch Profili Ryzyka prowadzi do profilu wynikowego. Takie kontrakty nazywane są Kontraktami Różnicowymi Dwukierunkowymi. Gdyby nachylenia prostych dla dostawcy i odbiorcy różniły się między sobą, ( co oznacza że w okresach handlowych pobór energii przekracza wielkość zakontraktowaną) kompensaty byłyby z różnymi wagami i w zależności od odchyleń cenowych jedna lub druga strona miałaby zysk lub stratę Rys 4. Taki przypadek nosi nazwę Kontraktu Różnicowego Niesymetrycznego.

Jest w praktyce rynkowej kilka modeli kontraktów bilateralnych z kompensatami, które można zestawić w następujące kategorie:

Kategorie Kontraktów bilateralnych różnicowych:

a. Z symetryczną kompensacją odchyleń cenowych (jak rys 3 i 4)

b. Z niesymetryczną kompensacją odchyleń cenowych (jak w opisie powyżej)

c. Z niesymetryczną kompensacją z opłatą stałą dla wytwórcy (za moc dyspozycyjną)

d. Z kołnierzowym max-min zakresem kompensacji.

Pierwsze dwie kategorie a i b zostały opisane powyżej, kategoria c -przypomina obecnie istniejące kontrakt długoterminowe KDT, w których wytwórca energii otrzymywał stałą opłatę od odbiorcy za utrzymywanie mocy dyspozycyjnej niezależnie od tego czy odbierał energię elektryczną. Taką sytuację przedstawia profil ryzyka dla kontrakt jednokierunkowego, w którym kompensata należy się tylko nabywcy od dostawcy (Kontrakt Jednokierunkowy), ale dostawca uiszcza jeszcze opłatę stałą za moc dyspozycyjną.

W zakresie max-min strony godzą się na płacenie cen rynkowych, a po przekroczeniu ograniczeń Zmiany Cen wzajemnie kompensują sobie straty. Wynikowy profil (c-rys 7) oznacza że poza granicami max-min nastąpiło przekroczenie wolumenu zakontraktowanej energii i dlatego występują wynikowe straty lub zyski.

Jak widać z powyższych opisów możliwe jest zawieranie wielu różnych typów kontraktów dwustronnych. Z dwukierunkową kompensatą, z jednokierunkową kompensatą - kiedy zwrot zmiany ceny następuje tylko dla jednej ze stron kontraktu oraz kontrakty typu "kołnierzowego". Każdy z tych kontraktów może również uwzględniać opłatę stałą za gotowość dostawcy (moc dyspozycyjną) niezależnie od wolumenu pobranej rzeczywiście energii. Rodzaj kontraktu z reguły jest dostosowany do charakterystyki (oczekiwań) odbiorcy energii oraz jego priorytetów w dostawach.

Na cenę energii ma również wpływ ciągłość jej dostaw (czy jest dostarczana z przerwami lub znacznymi wahaniami wolumenu mocy), z gwarancją lub bez gwarancji.

Powyższy opis rodzaju i sposobu kontraktowania w sposób bezpośredni przekłada się na język zawieranej umowy i odpowiednie jej klauzule pomiędzy stronami.

Kontrakty różnicowe (Contract for Difference) w praktyce UK

Typową ilustrację zmienności cen rynkowych na brytyjskim rynku przedstawia rysunek poniżej, który wyjaśnia również mechanizm kompensacji odchyleń cen bieżących od wzajemnie uzgodnionej ceny pomiędzy kupującym a sprzedającym energie elektryczną. Ten mechanizm został zastosowany w kontrakcie różnicowym CfD pomiędzy Rządem Wielkiej Brytanii, a inwestorem EdF i dostawcą technologii jądrowej firmą AREVA. W tym przypadku strony ustaliły jeden poziom ceny, a nie akceptowalną zmianę ceny w zdefiniowanym zakresie jak to było omówione powyżej w kontraktach kołnierzowych.

W rzeczywistości rynkowej, kontrakt symetryczny różnicowy działa jak na rysunku powyżej. Czerwona pozioma linia wyznacza uzgodnioną cenę, gwarantującą opłacalność inwestycji i zdolność pokrywania zobowiązań. Błękitny obszar oznacza strumień przychodu dla wytwórcy uzyskiwany z wolnego rynku np. sprzedaży energii na giełdzie energii. Czarna linia wyznacza fluktuację cen na rynku giełdy (cena odniesienia). Przy zbyt niskiej cenie, obszar ograniczony polem w kolorze zielonym oznacza strumień przychodu, uzupełniany przez gwaranta, pokrywającego różnicę ceny rynkowej i ceny transakcyjnej. Natomiast przekroczenie ceny rynkowej ponad cenę transakcyjną i przychód wytwórcy przewyższający cenę transakcyjną oznacza konieczność zwrotu (kompensację) przychodu wytwórcy uzyskanego na rzecz gwaranta. Mamy w tym przypadku do czynienia z modelem symetrycznej kompensacji różnic w proporcji 1:1. Jest to najprostszy model kontraktu różnicowego tzw Contract for Difference.

Gdyby dokonać analizy ryzyka zilustrowanego na płaszczyźnie ryzyka "Ryzyko w funkcji Różnicy Ceny", to ten przypadek wyjaśniały powyżej zamieszczone rysunki 3 oraz 4. Wynika z nich pełen komfort stron spowodowany całkowitą kompensacją ryzyka zmiany ceny, względem ceny gwarantowanej.

Taki właśnie rodzaj kontraktu został zagwarantowany umownie w Wielkiej Brytanii dla sekurytyzacji budowy nowej elektrowni jądrowej Hinkley Point C zawarty z EdF, pierwszej od ponad 20 lat inwestycji w tym sektorze w Wielkiej Brytanii. Koszt inwestycji szacowany był wstępnie na poziomie 16 mld funtów, przy cenie gwarantowanej (feed in tariff) 92,5 GBP/MWh dla dostarczonej energii. Kontrakt ten ma również gwarancje dla dostawcy technologii na poziomie 10 mld DBP. Co więcej dla podkreślenia determinacji Rządu UK dla budowy stabilnych i bezemisyjnych źródeł energii jakimi są bloki jądrowej, Minister ds Energii i Zmiany Klimatu, zastosował zdrową zasadę gospodarki wielkotowarowej i ogłosił, że w przypadku budowy kolejnych bloków jądrowych zastępujących wysłużone reaktory typu Magnox w elektrowni Sazewell C, nowymi blokami o łącznej mocy 3,6 GW (prawdopodobnie w technologii dostarczonej przez GE Hitachi), gwarantowana cena energii powinna wynosić 89,2 GBP/MWh przez co najmniej 20 lat.

Rząd Brytyjski poza jasną polityką energetyczną ogłaszaną i obowiązująca w długim okresie czasu, stawia również wysokie wymagania inwestorom, oczekując od nich, nie tylko ograniczenia wzrostu cen czystej energii, ale swoje gwarancje obwarował ostrymi wymaganiami w zakresie dyscypliny budżetowej inwestycji (nie akceptuje wzrostu ceny inwestycyjnej) oraz dyscypliny harmonogramowej ( nie akceptuje opóźnień inwestycji jądrowych). Każde odstępstwo w tym zakresie jest obwarowane dotkliwymi karami, zatem ryzyko jest przeniesione na dostawcę technologii.

Czy kontrakt różnicowy (CfD) jest niedopuszczalną pomocą publiczną?

Komisja Europejska poinformowała o rozpoczęciu postępowania wyjaśniającego w sprawie udzielenia rzekomej pomocy publicznej na rzecz projektu budowy j elektrowni atomowej Hinkley Point C.

KE wszczęła procedury wyjaśniające, które obejmować będą głównie prawidłowość przeprowadzenia konsultacji społecznych i badania możliwości wykorzystania pozycji dominującej przez EdF. W komunikacie KE zaznaczyła, że istnieją pewne obawy, że brytyjscy podatnicy mogą ponieść łączne koszty rzędu 17 mld funtów w ramach kontraktu typu CfD uznanego za rodzaj subsydiów zaproponowanych inwestorowi, francuskiemu koncernowi EDF. Oznaczać by to mogło, że domniemane subsydia byłyby wyższe od szacowanej wartości inwestycji.

Unijny komisarz ds. Konkurencji publicznie oświadczył, że projekt ten wraz z towarzyszącą mu umową (CfD) zawartą pomiędzy inwestorem, a rządem "jest niezwykle złożony i o niespotykanej do tej pory naturze i skali" (?). Z tej wypowiedzi wynikała raczej niewielka wiedza komisarza w zakresie metod kontraktowania wieloletniego, ponieważ tego rodzaju kontrakty zawierane były zwykle w wyniku długotrwałych negocjacji, strony kontraktu symetryzując wzajemnie obowiązki i prawa, tworzyły zapisy w umowie, który w naturalny sposób stawał się "księgą opisującą mechanizm CfD". Dziennikarze oraz prasa fachowa, niemal na bieżąco informowały o przełomowych momentach trudnych negocjacji między stronami. Z pewnością zawarcie umowy typu CfD w Wielkiej Brytanii, nie było zaskoczeniem dla środowiska zajmującego się obrotem energią elektryczną, jak i środowiska inwestorów w tym sektorze.

Zarówno inwestor EdF jak i Brytyjski Rząd byli przekonani, że postępowanie wykaże ostatecznie konieczność udzielenia kontrolowanej społecznie "pomocy publicznej" dla tego typu projektu, ale tylko w celu zminimalizowania losowego ryzyka zmian cen wolnego rynku i ochrony odbiorców taryfowych przed niekontrolowanym wzrostem cen. W przypadku determinacji Rządu UK w dążeniu do budowy nowych źródeł energetyki jądrowej oraz przejrzystym wdrażaniu zaakceptowanej strategii rozwoju branży i kraju, gwarantującej bezpieczeństwo dostaw energii wszystkim mieszkańcom - nie było mowy o jakiejkolwiek alternatywie typu "Plan B"". Natomiast inwestor EdF po raz kolejny potwierdził, że bez mechanizmów preferencyjnych projekt Hinkley Point C nie byłby opłacalny, z powodu wysokiego ryzyka wynikającego z mechanizmów funkcjonowania wolnego rynku i wyceny energii w oparciu o zasadę SRMC, pomijającej fakt nie uwzględniania w walce konkurencyjnej kosztów stałych odpowiadających w przybliżeniu cenie mocy dyspozycyjnej (lub zainstalowanej).

Brytyjski sekretarz stanu ds. energii Edward Davey niedawno odwiedzający Polskę, konsultując europejską politykę energetyczną i klimatyczną, stwierdził w publicznym komunikacie, że decyzja Komisji Europejskiej o wszczęciu postępowania jest standardową procedurą w takich przypadkach. Jego zdaniem projekt spełniał wszelkie wymogi unijne w zakresie dozwolonej pomocy publicznej.

Kluczowym elementem podpisanego w październiku wstępnego porozumienia pomiędzy rządem brytyjskim, a EdF jest wysokość tzw. Strike Price, czyli gwarantowanej ceny za energię wytworzoną w planowanej elektrowni. Ustalona została ona na poziomie 92,5 GBP za megawatogodzinę. Gwarancje rządowe przewidują, że w przypadku, gdy rzeczywista cena hurtowa energii będzie niższa, dopłaci on inwestorowi brakującą kwotę. W przypadku, gdy cena będzie wyższa, koszty weźmie na siebie inwestor.

Mechanizm ten ma obowiązywać przez 35 lat od momentu uruchomienia elektrowni, a ewentualne subsydia finansowane będą pochodziły z opłaty doliczanej do rachunków za energię dla wszystkich jej konsumentów w Wielkiej Brytanii. Jest to znany mechanizm Feed in Tariff (FU). W praktyce oznacza ten mechanizm, że koszty inwestycji pokryje końcowy odbiorca, i tak się dzieje we wszystkich państwach świata. W przypadku UK ta procedura jest jawna i przejrzysta, a Rząd UK realizujący strategię rozwoju kraju, zapewnia jej realizowalność, kontrolując zobowiązania w publicznie znany sposób.

Dodatkowo Rząd Wielkiej Brytanii, konsekwentnie realizując politykę energetyczną kraju, zobowiązał się również do udzielenia EdF gwarancji finansowych na łączną kwotę do 10 mld funtów, która pozwoli inwestorowi pozyskać finansowanie na realizację projektu. W Wielkiej Brytanii nie pozoruje się założonej polityki energetycznej, tylko w sytuacji gdy zyskują one akceptację spoteczną, Rząd konsekwentnie i metodycznie ją realizuje w zgodzie z procedurami obowiązującymi w l/E.

Obecnie środowisko energetyki zawodowej uważnie obserwowane były działania KE tak w zakresie merytorycznym decyzji, które mogą wykazać trend w administracyjnej ingerencji w wolny rynek energii oraz w odniesieniu do harmonogramu podejmowania takich decyzji bezsprzecznie wpływających na wolny rynek. Dzisiaj już wiadomo, że KE ogłosiła pozytywną ostateczną decyzję w sprawie rzekomego wsparcia publicznego dla projektu Hinkley Point C. Teoretycznie procedura mogła być prowadzona nawet do połowy 2015 roku, jednak Brytyjski Rząd oczekiwał, że Komisja potraktuje sprawę priorytetowo i wyda pozytywną decyzję nie później niż w pierwszej połowie 2014 r. Każda zwłoka byłaby działała na niekorzyść zarówno inwestorów, Rządu jako stron CfD, jak również w ostateczności odbiorców energii- bo element czasu w inwestycjach ma również swój istotny koszt.

Według pierwotnego harmonogramu EdF miał podjąć ostateczną decyzję inwestycyjną w sprawie brytyjskiej elektrowni atomowej HP-C w czerwcu przyszłego roku. W niedawnym oświadczeniu publicznym prezes koncernu podtrzymał ten termin. Każda ingerencja administracji UE w misternie przygotowany plan inwestycyjny będzie powodowałaby dodatkowe koszty, w tym koszty społeczne. KE miała świadomość, że tzw stałe czasowe okno technologiczne wynikające z realizacji wybranej technologii, ma stały okres budowy, co oznacza, iż spóźnienie rozpoczęcia budowy, będzie skutkować spóźnieniem jej zakończenia, a w konsekwencji poważnie zaburzy bilans energetyczny UK po 2023r. Ten dylemat równie uważnie powinien analizować Polski Rząd i Sejm w odniesieniu do przesuwanego w czasie terminu rozpoczęcia inwestycji jądrowej w Polsce.

Według przyjętego harmonogramu w UK w porozumieniu CfD, elektrownia powinna zostać oddana do użytkowania w 2023 roku. Przewiduje ono również, że koszty ewentualnych opóźnień projektu poniesie inwestor jeśli zwłoka będzie spowodowana z jego winy.

Co jest atrakcją modelu CdF?

Według deklaracji Rządu UK ten rodzaj umowy nie zakłóca gry konkurencyjnej na rynku cen bieżących, gdyż nowa elektrownia jest z niego wyłączona w okresie gwarancji zakupu energii. Wynika z tego, że w strukturze bilansu mocy, będzie zajmowała pozycję źródła wymuszonego tzw Must Run.

Niewątpliwie z powodu generacji pozbawionej emisji CO2 nie będzie również wpływać na ceny rynkowe pozwoleń na emisję w rynku ETS.

Bezsprzecznie obniży poziom emisji przemysłowych w bilansie emisji całej Wielkiej Brytanii, a zatem założone cele związane z efektem cieplarnianym zostaną zrealizowane zgodnie z przyjętą polityką klimatyczną.

Wytwórca energii pochodzącej ze źródła jądrowego zawsze zwraca różnicę ceny między ceną uzgodnioną w kontrakcie CfD, a w rezultacie powoduje obniżenie ceny odbiorców taryfowych.

Wytwórca zwracając różnicę ceny powoduje również stabilizację przychodu z nowego źródła, zapewniając spłatę zobowiązań.

Symetryczny mechanizm zwrotu różnicy cen odniesionych do cen obowiązujących na wolnym rynku, występuje w długim okresie czasu i jest znany wszystkim uczestnikom rynku, zapewniając jego przejrzystość.

Niższy koszt kapitału inwestycyjnego, powoduje obniżenie ceny gwarantowanej dla energii, co przyciąga wystarczającą ilość potencjalnych inwestorów z konkurującymi technologiami i kosztami inwestycyjnymi.

CfD tworzy otwarty mechanizm taki sam w zakresie warunków obowiązujących wszystkich uczestników rynku, zapobiegając tym samym preferencji lub restrykcji wobec wybranych podmiotów.

Elastyczność czasowa i znane okresy obowiązywania zasad ustanawiają kierunki gospodarki zmierzające do osiągnięcia celów jakimi j są pełne wdrożenie parametrów zapisanych w polityce energetycznej i klimatycznej.

Stabilne i przewidywalnie produkcyjnie źródło wytwarzania energii elektrycznej przez co najmniej 60- 70 lat, będzie dawało solidną podstawę do zapewnienia niezawodnego zasilania odbiorców, w sytuacji wzrostu ilości źródeł odnawialnych opartych na wietrze, fotowoltaice, energii fal morskich oraz biomasie, które charakteryzują się tylko okresową zdolnością wytwarzania.

Po okresie gwarancyjnym, gdy inwestorzy i kredytodawcy uzyskają zwrot z poniesionych nakładów, elektrownia jądrowa przystąpi do konkurencji na wolnym rynku. Mając na uwadze relatywnie niską cenę paliwa jądrowego, będzie się legitymowała jednym z najniższych kosztów zmiennych wytwarzania energii elektrycznej, co daje gwarancje zajmowania pozycji z ceną poniżej bieżącej ceny równowagi tj. Strike Price. 15

Konkluzje.

Ostatnio ogłoszona decyzja KE w sprawie akceptacji Kontraktu Różnicowego jako dozwolonego mechanizmu finansowania inwestycji w źródła wytwarzania oparte na blokach jądrowych może wyznaczyć nową epokę finansowania takich inwestycji, które w ostatnich latach nie miały dobrych perspektyw na ich realizację.

Materiały źródłowe:

1. Liberalizacja rynku energii elektrycznej, przegląd sytuacji prawnej i organizacyjnej. Mechanizmy wdrażania konkurencyjnego rynku na świecie i w UE- implikacje dla branży energetycznej i sektora elektroenergetyki- Instytut Doskonalenia Wiedzy o Rynku Energii- Warszawa styczeń 2006r- dr inż. Jerzy Majcher

2. Strategie na rynkach energii elektrycznej- Instytut Doskonalenia Wiedzy o Rynku Energii- Warszawa 200$r- Marek Zerka

3. Materiały Konferencyjne -Energetyka Jądrowa w Europie- PLATTS- Warszawa -20i$r

×

DALSZA CZĘŚĆ ARTYKUŁU JEST DOSTĘPNA DLA SUBSKRYBENTÓW STREFY PREMIUM PORTALU WNP.PL

lub poznaj nasze plany abonamentowe i wybierz odpowiedni dla siebie. Nie masz konta? Kliknij i załóż konto!

Zamów newsletter z najciekawszymi i najlepszymi tekstami portalu

Podaj poprawny adres e-mail
W związku z bezpłatną subskrypcją zgadzam się na otrzymywanie na podany adres email informacji handlowych.
Informujemy, że dane przekazane w związku z zamówieniem newslettera będą przetwarzane zgodnie z Polityką Prywatności PTWP Online Sp. z o.o.

Usługa zostanie uruchomiania po kliknięciu w link aktywacyjny przesłany na podany adres email.

W każdej chwili możesz zrezygnować z otrzymywania newslettera i innych informacji.
Musisz zaznaczyć wymaganą zgodę

KOMENTARZE (0)

Do artykułu: CfD legalną dźwignią inwestycyjną w energetyce jądrowej !

NEWSLETTER

Zamów newsletter z najciekawszymi i najlepszymi tekstami portalu.

Polityka prywatności portali Grupy PTWP

Logowanie

Dla subskrybentów naszych usług (Strefa Premium, newslettery) oraz uczestników konferencji ogranizowanych przez Grupę PTWP

Nie pamiętasz hasła?

Nie masz jeszcze konta? Kliknij i zarejestruj się teraz!