Z Leszkiem Juchniewiczem, prezesem Urzędu Regulacji Energetyki, rozmawia Małgorzata Pokojska

Czy styczniowe uwolnienie cen energii elektrycznej i cieplnej uruchomi rynek w energetyce?W styczniu nie dojdzie do uwolnienia cen w tym sensie, że o ich wysokości miałby decydować jedynie rynek. Dzisiaj mamy ceny urzędowe. W nadchodzącym roku będziemy mieli ceny regulowane.Czy o ich wysokości będzie decydować URE?W pierwszej kolejności będą na to wpływać zasady określone przez ministra gospodarki. Projektowana jest podwójna regulacja - poprzez mechanizm stanowienia ceny i poprzez odniesienie do pułapu cenowego.Nie wiadomo jednak, czy od nowego roku ten mechanizm wejdzie w życie, ponieważ nie ma jeszcze rozporządzenia ministra gospodarki w sprawie szczegółowych warunków kalkulacji taryf w elektroenergetyce.Ale wiadomo już, o ile wzrosną ceny: energia o 11 proc., a ciepło o 15 proc......jeśli taki właśnie wzrost będą uzasadniały koszty. Przy czym wiadomo, że dotychczas ceny nie pokrywały uzasadnionych kosztów. Należy więc oczekiwać, że będą rosnąć.Czy nowa formuła cenowa uwzględnia również marżę zysku?Według ustawy, cena ma być tak skalkulowana, by przychody ze sprzedaży energii elektrycznej pokryły koszty jej wytwarzania, przesyłu i dystrybucji, a także koszty rozwoju i modernizacji energetyki oraz ochrony środowiska. Marża zysku powinna pojawić się w rozporządzeniach o szczegółowych warunkach kalkulacji.Czy jest to wielkość stała? Jaki będzie jej wpływ na kształtowanie się cen?Na wzrost cen w kolejnych latach trzeba spojrzeć nie przez marżę zysku, lecz przez mechanizm cenowy. Ceny będą kształtowane, a właściwie aktualizowane na podstawie formuły regulacyjnej RPI minus iks. Nowa cena ma być iloczynem starej ceny i tego właśnie współczynnika. Przy czym RPI to stopa inflacji cen towarów i usług konsumpcyjnych, a iks jest normatywem efektywności. Zależnie od tego, czy iks będzie dodatni, czy ujemny pomniejszy on lub powiększy wskaźnik inflacji. Nowe ceny mogą więc wzrastać szybciej lub wolniej niż inflacja. Dotychczas ceny energii rosły poniżej inflacji. Przedsiębiorstwa energetyczne miały ujemną akumulację, narastały w nich straty. Faktycznie formuła RPI minus iks była stosowana od 1994 r.To znaczy, że wskaźnik efektywności był zawsze dodatni. Ujemny wskaźnik powiększy stopę inflacji i w ostatecznym rachunku także iloczyn, czyli nową cenę. Za brak efektywności zapłacą odbiorcy. Kto będzie ustalał ten wskaźnik?Wskaźnik iks - jeszcze jeden wskaźnik regulacyjny - ma służyć poprawie efektywności. Będą go proponować same przedsiębiorstwa, ale korygować i zatwierdzać - prezes URE. To znaczy, że będzie można nałożyć na przedsiębiorstwo obowiązek poprawy efektywności gospodarowania, uniemożliwiając mu bezkarne przerzucanie wysokich kosztów na odbiorcę. Jeśli wskaźnik iks zostanie ustalony np. na poziomie 5 proc., elektrownia będzie musiała znacznie obniżyć koszty, by nie zmniejszyć przychodu ze sprzedaży. Zwłaszcza że zapotrzebowanie na energię wzrasta powoli - niespełna 1 proc. rocznie. Nie będzie więc dużych możliwości rekompensowania stosunkowo niskiej ceny zwiększoną sprzedażą.Jak długo będzie obowiązywał mechanizm cen kontrolowanych w elektroenergetyce?Nie przewiduje się jego zmiany.To znaczy, że nigdy nie będzie tu prawdziwego rynku?Energetyka nie poddaje się łatwo prawom rynku, a my nie mamy dużych doświadczeń w tym zakresie. Cenotwórstwo jest tylko jednym z elementów nowego systemu. Są jeszcze inne, jak planowanie i finansowanie inwestycji, przyłączanie do sieci, rozstrzyganie sporów między odbiorcami i energetyką. To wszystko razem tworzy system bliższy rynkowi niż obecny.Gdzie w energetyce jest zatem miejsce na rynek?Tam, gdzie jest możliwa konkurencja, czyli nie wszędzie. Elektroenergetyka ma trzy podsektory: wytwarzanie, przesył i dystrybucję. Udało się urynkowić wytwarzanie. Można również wprowadzić mechanizm konkurencji do dystrybucji, ale pod warunkiem że zastosuje się zasadę TPA. Zasadniczo nie da się urynkowić przesyłu energii, choć część instalacji jest w rękach innych przedsiębiorstw niż Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE).Co to jest zasada TPA?Skrót od angielskiej nazwy Third Parth Access, oznaczający dostęp strony trzeciej. Strona trzecia to ktoś, kto zakupił energię i chce ją przesłać do odbiorców, korzystając z sieci PSE. Oczywiście, będzie starał się kupować i sprzedawać taniej od innych, bo tylko wtedy znajdzie odbiorców.Mówił Pan, że w energetyce narastają straty. Gdzie konkretnie? I dlaczego mimo strat sektor sprawia wrażenie bogatego?Energetyka zasadniczo nigdy nie jest pozbawiona płynności finansowej. Codziennie napływają pieniądze od odbiorców. Ale wynik końcowy jest niekorzystny. Część spółek dystrybucyjnych i Polskie Sieci Elektroenergetyczne po dziewięciu miesiącach br. wykazały straty. Przyszłoroczny deficyt w energetyce może wynieść 2,6 mld zł.A elektrownie?Elektrownie mają wynik dodatni.Jakim sposobem, skoro właśnie wśród wytwórców działa konkurencja, w dystrybucji jeszcze nie, a w przesyle w ogóle się na to nie zanosi?Rynek energii jest rynkiem niejednorodnym, posegmentowanym. W latach 1994-98 Polskie Sieci Elektroenergetyczne zawarły kontrakty długoterminowe z elektrowniami na dostawy określonych ilości energii po określonych cenach. Elektrownie podejmowały programy inwestycyjne, modernizacyjne, a kontrakty miały być swoistym zabezpieczeniem dla banków udzielających kredytów.Jakie ceny gwarantują kontrakty? Jak mają się one do obecnych cen?Obecnie większość modernizowanych elektrowni weszła w fazę spłaty kredytów bankowych. Wysokość cen wynikająca z kontraktów wiąże się ściśle z wysokością tych spłat. Na przyszły rok wynosi ona 137 zł 61 gr na jedną megawatogodzinę. Obecna cena hurtowa to 112 zł za megawatogodzinę.W jakim stopniu kontrakty ograniczają rynek?W przyszłym roku na podstawie kontraktów Polskie Sieci Elektroenergetyczne mają odkupić od elektrowni 65 proc. ogółu spożycia energii.Stąd wniosek, że elektroenergetykę należało sprywatyzować wcześniej, zanim zaczęło się wielkie inwestowanie i obciążanie odbiorców ogromnymi kosztami.Działanie rynku w obrębie jednej własności jest faktycznie niemożliwe. Jednak ta prywatyzacja natrafia na różne przeszkody. Jak dotąd, po wielu trudach udało się sprywatyzować jedynie elektrociepłownię Łęg. Niedawno na sprzedaż w ofercie publicznej wystawiono elektrociepłownię Będzin, ale do faktycznej prywatyzacji jeszcze nie doszło. O końcowym etapie negocjacji w sprawie sprzedaży mniejszościowego pakietu akcji zespołu Pątnów-Adamów-Konin słyszy się od miesięcy, ale transakcji nie podpisano. Można spodziewać się dużych kłopotów z wykonaniem ambitnego programu prywatyzacji sektora do końca 2001 r. Kontrakty, cokolwiek by o nich mówić, uatrakcyjniają ofertę dla inwestora.W przyszłym roku będzie do zagospodarowania - poza kontraktami - 35 proc. zapotrzebowania na energię elektryczną. Czy nie uważa Pan, że dla tego skrawka warto by uruchomić giełdę energii? Niech przynajmniej tu działa pełny rynek.Jeśli chodzi o powołanie instytucji, która ma równoważyć popyt i podaż, to potrzeba czasu i pieniędzy. Na razie nie słyszałem, by ktoś nad tym pracował. Ale doświadczenia z quasi-giełdą już mamy. Otóż spółki dystrybucyjne założyły w tym roku pięć konsorcjów, które w sierpniu ogłosiły przetarg nieorganiczony na kupno brakujących mocy i energii - około 35 proc. Do dziś nie zostały podpisane umowy, choć przetarg miał zostać rozstrzygnięty we wrześniu.Problemem jest cena. Wszyscy wiedzą, że przyszłoroczna cena będzie rygoryzowana, a 65 proc. energii zostanie sprzedanych po 137 zł 61 gr. Pytanie brzmi, po ile możemy kupić brakujące 35 proc., by w stosunku do dzisiejszych 112 zł za megawatogodzinę cena wzrosła nie więcej niż o owe dopuszczalne 11 proc.?Ze stosunkowo prostego rachunku wynika, że cena brakującej energii musiałaby wynieść 76 zł za megawatogodzinę, czyli połowę ceny kontraktowej i 60 proc. obecnej. Nikt nie sprzeda energii po takiej cenie. O giełdzie nie ma więc co marzyć.Jak wobec tego planuje się rozwiązać sprawę długoterminowych kontraktów?W PSE odzywają się głosy, że powinienem nałożyć na wszystkich, którzy zajmą się obrotem - w domyśle chodzi o stronę trzecią, czyli te firmy, które w tym roku wystąpiły o koncesję - obowiązek wykupu kontraktów długoterminowych. Jest to postulat, by zakazać tworzenia rynku. Moim zdaniem, problem należy rozwiązać całkiem inaczej.To znaczy - jak?Przede wszystkim kontrakty należy renegocjować. Można zastanowić się nad wydłużeniem lub skróceniem okresu spłaty, renegocjacją stóp procentowych, marży zysku dla banków etc. W moim przekonaniu, dofinansowanie rozwoju elektroenergetyki jest zbyt wysokie.Jeśli nie dojdzie do renegocjacji kontraktów długoterminowych, rynku nie będzie przez najbliższe dziesięciolecia?Rynek to nie tylko swobodna gra popytu i podaży, ale także równe traktowanie podmiotów. Nie można dziś powiedzieć elektrowniom: konkurujcie ze sobą - bo jedne mają długoterminowe kontrakty i zapewniony zysk, a inne - nie. Te "kontraktowe" części energii mogą sprzedawać nawet poniżej kosztów własnych. I gdzie tu może być mowa o rynku?Dziękuję za rozmowę.