Kontrakty w elektroenergetyce

Kontrakty długoterminowe w elektroenergetyce obejmują w tym roku 70% rynku i wpływają negatywnie na wyniki zarówno Polskich Sieci Energetycznych, jak i większości spółek dystrybucyjnych.

Na temat modelu rynku energii obradował już KERM. Konkretne decyzje jeszcze nie zapadły. Prawdopodobne jest skorzystanie "po trochu" ze wszystkich pomysłów, jakie dotąd powstały.Kontrakty długoterminowe na dostawy energii PSE zawierały z jej wytwórcami. Ceny z kontraktów są wyższe od rynkowych. Kontrakty, zawierane w latach 1994-98, miały być gwarancją spłaty przez producentów energii kredytów inwestycyjnych, których wartość na koniec ub.r. wynosiła 11 mld zł. Ostatnie podpisano w grudniu 1998 r. W sumie jest ich 35.Kontrakty, które miały służyć modernizacji sektora i dostosowaniu go do europejskich standardów ekologicznych, stają się barierą dla rozwoju rynku i przeszkodą w tworzeniu giełdy energii (miała powstać już w tym roku). Ponadto - jak wynika z ekspertyzy Akademii Ekonomicznej w Krakowie, sporządzonej na zlecenie Urzędu Regulacji Energetyki - w polityce kontraktowej popełniono wiele błędów. Przede wszystkim przekroczono planowaną granicę 30% mocy, która miała być objęta kontraktami. Efektem "kontraktowych" inwestycji będzie przyrost mocy o ok. 3 tys. MW, podczas gdy jej nadwyżka w krajowym systemie wynosi 10 tys. MW. Rozdawaniu kontraktów nie towarzyszyły zobowiązania beneficjentów (czyli wytwórców) do ograniczenia kosztów. Polityka kontraktowa była niespójna z prywatyzacyjną (wyjątkiem jest Elektrociepłownia Kraków, gdzie kontrakt był podstawą zawarcia umowy prywatyzacyjnej.)Kontraktów nie można anulować (umowy cywilno-prawne). Proponuje się jednak, by przynajmniej część z nich rozwiązać w procesie prywatyzacji (inwestor przejmuje zobowiązania elektrowni, a cena sprzedaży jest odpowiednio mniejsza). Inne pomysły to: cesja kontraktów na spółki dystrybucyjne (warunkiem powodzenia jest odpowiedni dobór spółek i kontraktów), sprzedaż niektórych kontraktów, np. na giełdzie (nabywcami mogłyby być spółki obrotu, które chcą zagwarantować sobie dostawy energii), utworzenie z części kontraktów rezerw mocy, wreszcie - konwersja zadłużenia. Drogą do niej byłaby emisja euroobligacji i szybka spłata zadłużenia elektrowni. Koszty emisji i obsługi zostałyby wliczone w taryfę przesyłową. To jednak wymagałoby negocjacji z bankami, które udzielały kredytów.

MAŁGORZATA POKOJSKA