Umowa pomostowa jeszcze nie podpisana, ale to formalność. Porozumienie jest

Na jakim etapie jest dopinanie umowy pomostowej z Amerykanami, która dotyczy dalszej realizacji projektu jądrowego?

Jeszcze w kwietniu oficjalnie podpiszemy umowę pomostową. To formalność, bo z końcem marca osiągnęliśmy porozumienie co do warunków kontynuowania współpracy i teraz trwa proces uzyskiwania wszelkich niezbędnych zgód korporacyjnych, zarówno po stronie Polskich Elektrowni Jądrowych (PEJ), jak i konsorcjum Westinghouse–Bechtel, które są niezbędne do tego, żeby ta umowa zaczęła formalnie obowiązywać. Jednocześnie kontynuujemy realizację zadań zleconych w ramach poprzedniej umowy, żeby nie wystąpiły żadne opóźnienia w procesie projektowania elektrowni.

Jest porozumienie, ale czy mamy pewność, że przed właściwym podpisaniem ono już się nie zmieni?

Odbyło się posiedzenie komitetu sterującego, który formalnie zatwierdził wszystkie kluczowe postanowienia umowy. Negocjacje tego typu są prowadzone na podstawie pisemnej wymiany uzgodnień, dlatego wszystkie poczynione ustalenia zostały odpowiednio udokumentowane.

Które elementy były przedmiotem negocjacji i na których polskiej stronie najbardziej zależało?

Kluczowym elementem dla polskiej strony było osiągnięcie stanu, w którym umowa ma charakter partnerski. Oznacza to, że nie jesteśmy jedynie biorcami lub nabywcami amerykańskiej technologii, a nasi partnerzy nie pełnią wyłącznie roli dostawców usług związanych z projektowaniem elektrowni. Będziemy mieć umowę, która sprawia, że obie strony ponoszą odpowiedzialność za jej realizację. Przedstawiliśmy konsorcjum szereg wymogów dotyczących integracji prac czy precyzyjnego określenia terminów dostarczenia poszczególnych produktów objętych umową. Poprawiono również postanowienia dotyczące odpowiedzialności stron za jakość produktów i terminowość ich dostarczenia. Mając na uwadze, że wydatkujemy środki publiczne, musimy zachować szczególną kontrolę nad realizowanymi pracami, i nowa umowa to zapewnia.

Czytaj więcej

Atom

PGE sprawdzi, czy w Bełchatowie może powstać druga elektrownia jądrowa

Polska Grupa Energetyczna rozpocznie badania, które mają sprawdzić, czy na terenie kopalni i elek...

Czyli PEJ i rząd nie byli dotychczas zadowoleni ze współpracy?

Jesteśmy zadowoleni z dotychczasowej współpracy z konsorcjum, ale uważamy, że wymogi, o których wspominałem, przełożą się na wzrost jej wartości i jakości. Zwłaszcza że wchodzimy w okres, w którym wydatki środków publicznych będą rosnąć.

Na bazie dotychczasowej umowy PEJ nie miał pełnego wglądu, za co płacimy Amerykanom ponad milion dolarów dziennie. To się zmieni?

Nie chcę dyskutować o konkretnych kwotach. Ale tak jak powiedziałem, naszym celem było m.in. zwiększenie efektywności oraz lepsza kontrola kosztów i to udało nam się osiągnąć. Doprecyzowaliśmy zasady współpracy w zakresie tego, co, kiedy i za ile będzie dostarczone, z jednoczesnym poddaniem konsorcjum odpowiedzialności, w tym odpowiedzialności odszkodowawczej za niezrealizowanie tych produktów w terminie, np. poprzez wprowadzenie kar umownych...

Kar umownych za niedotrzymanie pewnych elementów umowy wcześniej nie było?

Poprzednia umowa miała w tym elemencie pewne braki.

Gdyby doszło do sporów, to przed jakim arbitrażem będzie toczyło się postępowanie? Amerykanie chcieli, by to był Waszyngton.

Nasza współpraca opiera się na polskim prawie – to po pierwsze. Postanowienia umowy są spisane w języku polskim. Poprzednia umowa była przygotowana jedynie w wersji angielskiej. Co do arbitrażu to po negocjacjach ustaliliśmy, że ewentualne spory rozstrzygać będzie sąd arbitrażowy przy Międzynarodowej Izbie Handlowej z siedzibą w Paryżu. Dodatkowo istotne jest, że jeżeli żaden z arbitrów wskazanych przez strony nie będzie polskim prawnikiem, to musi nim być przewodniczący.

Skoro porozumienie udało się osiągnąć w późnych godzinach nocnych 31 marca, to dlaczego tak długo musimy czekać na decyzje organów korporacyjnych po obu stronach?

Proces uzyskiwania zgód korporacyjnych spółek, które podpisują umowę pomostową, to wieloetapowa procedura, która wiąże się z koniecznością załączenia szeregu zgód i opinii, zarówno wewnętrznych, jak i zewnętrznych. W negocjacjach uczestniczyła m.in. Prokuratoria Generalna, która również wyda formalną opinię na temat umowy. To po prostu zajmuje czas.

Czy umowa pomostowa zmienia wartość kontraktu?

Umowa pomostowa jest nową umową z nowym budżetem. Poprzednia umowa (ESC) wygaśnie w momencie formalnego zakończenia prac zleconych w jej ramach. Dlatego budżet, który został na nią przewidziany, wciąż jest realizowany. Dla nowej umowy zabezpieczono natomiast nowy budżet. Kwoty na obecnym etapie nie mogę ujawnić.

Umowa pomostowa (EDA), jak sama nazwa wskazuje, jest pomostem między kończącą się umową na zaprojektowanie elektrowni (ESC) a umową na jej wybudowanie (EPC), która jest przed nami. Kiedy umowa EPC zostanie podpisana?

Chcielibyśmy tę umowę zawrzeć jak najszybciej. Niestety, tutaj również mamy spore opóźnienie zastane po poprzednikach, które musimy nadrabiać. Równolegle z rozpoczęciem prac w ramach umowy EDA rozpoczniemy więc negocjacje umowy wykonawczej. Warto też zauważyć, że część wypracowanych już rozwiązań kontraktowych zostanie wprost przeniesiona z umowy EDA do umowy na realizację elektrowni, co powinno skrócić czas negocjacji. Chcielibyśmy, żeby jej zawarcie zbiegło się z terminem udzielenia przez Komisję Europejską zgody na pomoc publiczną, ponieważ te dwa elementy są niezbędne do prowadzenia dalszych prac w projekcie.

Zgoda Komisji Europejskiej na pomoc publiczną jest najważniejsza – to być albo nie być tego projektu. Wniosek jest w notyfikacji od ubiegłego roku. Kiedy możemy spodziewać się zgody KE?

Zwykle proces uzyskiwania zgody KE zajmuje półtora roku lub nawet więcej. Liczymy jednak, że w naszym przypadku będzie to krótszy okres. Bruksela dobrze już zna treść naszego zgłoszenia, bo bardzo ciężko nad tym pracujemy i w tym upatrujemy szansę, że ten proces będzie skrócony względem innych, podobnych wniosków notyfikacyjnych. Optymalne jest uzyskanie zgody KE do końca tego roku – tak żeby przyszły rok rozpocząć z jasną wizją warunków pracy w ramach decyzji KE i skupić się na zamknięciu finansowania inwestycji, procesie pozwoleniowym oraz pracach przygotowawczych do budowy elektrowni w terenie.

Na opłacalność projektu jądrowego wpływać będzie pogodzenie energii jądrowej z OZE w systemie energetycznym. Atom będzie pracował ciągle i będzie stwarzał konkurencję dla OZE, kiedy tej energii będzie dużo w systemie. Konieczna będzie zmiana unijnego rynku energii, która preferuje przede wszystkim OZE (tzw. merit order)?

Ewidentnie mamy w UE problem, który wynika z kształtu europejskich rynków energii, które poprzez merit order kształtują na rynkach krótkoterminowych jej cenę, opartą na koszcie zmiennym. To powoduje, że w wielu momentach w ciągu dnia, gdy mamy wysoką generację OZE, cena na rynku jest bliska zeru albo wręcz ujemna. W rezultacie nie mamy wyceny mocy, czyli tego, na czym najbardziej zależy nam z perspektywy bezpieczeństwa. Tym dysponuje każde źródło dyspozycyjne, w tym atom, który dodatkowo jest źródłem zeroemisyjnym. Odpowiedzią na te problemy jest zmiana modelu rynku (co wymaga zmiany prawa) albo wprowadzenie do europejskich rynków energii dodatkowego elementu, jakim byłaby wycena mocy. Można tego dokonać na przykład poprzez upowszechnienie mechanizmów płatności za moc, rynków mocy albo w inny sposób, którego elementem mogłoby być wprowadzenie rynku dwutowarowego.

Czy te zmiany wymagają korekt w obecnych dyrektywach i unijnych rozporządzeniach?

Oczywiście najlepszym rozwiązaniem byłoby sztywne zapisanie zmian w prawodawstwie, bo to da inwestorom większą pewność i nie będzie każdorazowo musiało się wiązać z przeprowadzeniem procedury notyfikacyjnej, nawet jeżeli miałaby być uproszczona i na podstawie wcześniej znanych zasad. Są jednak możliwe jednorazowe decyzje w ramach procedury notyfikacyjnej, na co liczymy.

Pytam o miejsce energii atomu w sieci, bo to jest jeden z elementów, który może nam pozwolić na osiągnięcie atrakcyjnej, jak na atom, ceny 470–550 zł/MWh. Czy osiągnięcie tej ceny jest realne?

Ona jest jak najbardziej możliwa. Po pierwsze, te widełki, które są wskazane w naszym wniosku notyfikacyjnym, wynikają z obecnej analizy scenariuszy, zarówno tych negatywnych, jak i pozytywnych. W scenariuszu negatywnym ta kwota będzie bliższa 550 zł, w scenariuszu pozytywnym bliższa 470 zł. Po drugie, jest szereg warunków, które będą składały się na finalną kwotę, w tym m.in. koszt umowy realizacyjnej, koszty własne inwestora, kursy walut, które zostały uwzględnione, i szereg innych parametrów. Na część z nich mamy wpływ i staramy się je obniżyć. Pamiętajmy jednocześnie o tym, że Komisji Europejskiej notyfikujemy model wyliczenia ceny wykonania projektów w kontrakcie różnicowym, czyli formułę opartą na pewnych zmiennych, a nie konkretnej cenie.

Ewentualne skrócenie czasu spłaty pomocy publicznej z 60 lat, jak jest we wniosku, np. do 30 lat, co może być wymogiem KE, może zmienić cenę wykonania projektu…

Czas trwania kontraktu różnicowego nie jest czynnikiem, który w istotny sposób wpływa na wysokość ceny wykonania, dlatego że jesteśmy zmuszeni do takiego modelowania przepływów pieniężnych w projekcie, żeby spłacić zadłużenie dużo szybciej niż przez 60 lat. Prawdą jest, że wydłużenie kontraktu do 60 lat pozwoli nam na dłuższą perspektywę modelowania finansowego przychodów po założonej cenie i zwiększy atrakcyjność tego projektu. Natomiast Komisja Europejska wyartykułowała swoje wątpliwości co do długości tego okresu w tzw. decyzji otwierającej i jesteśmy w tej sprawie w dialogu. Na pewno okres ten nie może być zbyt krótki, żeby nie podważyć tzw. bankowalności i powodzenia naszego projektu.

Czytaj więcej

Atom

Oto największa przeszkoda dla pokoju na Ukrainie

Oddalona od granic Polski o 1300 km największa w Europie elektrownia atomowa najprawdopodobniej s...

Kiedy poznamy cały zaktualizowany program Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ)? Na razie poznaliśmy założenia.

Musieliśmy opóźnić publikację dokumentu, bo na ostatniej prostej, tuż przed publikacją pojawił się raport NIK, który zobowiązał nas do wprowadzenia kilku modyfikacji. Obecnie jesteśmy na finalnym etapie aktualizacji. Zakładam, że jeszcze w kwietniu opublikujemy dokument do konsultacji.

Czy porozumienie między PGE a ZE PAK, dotyczące przejęcia atomowej spółki PGE-PAK, która planuje budowę elektrowni jądrowej w Koninie, w jakiś sposób warunkuje wskazanie formy inwestora dla drugiej lokalizacji elektrowni jądrowej? Czy dokument dopuści także udział innej spółki niż PEJ?

PPEJ, będzie miał założenie, że drugi projekt jądrowy również ma być realizowany przez podmiot, który pozostaje pod kontrolą państwa, czyli w praktyce zakłada większościowy udział podmiotu państwowego, natomiast nie wyklucza wprost udziału innych podmiotów. To oczywiście otwiera drogę do udziału w projekcie PGE, jak i innym potencjalnym zainteresowanym.

Wartość projektu we wniosku notyfikacyjnym wyliczono na 192 mld zł. Czy ta kwota uwzględnia zapas na wypadek nieoczekiwanych zdarzeń?

To prawda, wliczyliśmy do tej kwoty ew. ryzyka związane z realizacją projektu, pewien margines kosztów, które mogłyby się powiększyć. Oczywiście gwarancji 100-proc. co do terminowości i zmieszczenia się w budżecie nigdy nie ma, natomiast najlepszą gwarancją jest dobre zarządzanie projektem i odpowiedni podział ryzyk pomiędzy wszystkimi jego uczestnikami. 192 mld zł to nie tylko wartość kontraktu budowalnego. To również tzw. koszty własne inwestora, związane choćby z wynagrodzeniami, czy koszty realizacji infrastruktury towarzyszącej. Co ważne, koszt projektu, czyli 192 mld zł, jest ujęty w wartościach nominalnych, czyli uwzględnia inflację prognozowaną na lata 2025-2036, a także prognozowaną ścieżkę kursów walutowych opracowaną na podstawie parytetu siły nabywczej.

Jak zabezpieczyć system energetyczny przed wahaniami rynku w efekcie rosnącej generacji OZE?

To rozchwianie rynku faktycznie ma miejsce, a nawet przybiera na sile. Planowanie miksu energetycznego powinno uwzględniać zarówno minimalizację cen energii elektrycznej, ale i zagwarantować bezpieczeństwo dostaw, kiedy generacja OZE jest ograniczona – wszystko to przy jak największej optymalizacji finalnych kosztów dla odbiorcy końcowego. Nie możemy doprowadzić do sytuacji, w której zbyt duża liczba odnawialnych źródeł w systemie w ciągu dnia będzie z jednej strony produkować tanią energię, a z drugiej będziemy mieli potrzebę bilansowania jej późniejszego braku różnymi opłatami o charakterze systemowym, jak opłatą jakościową, mocową czy jeszcze innymi opłatami taryfowymi. Odbiorcę interesuje nie tyle koszt wytworzenia energii czy giełdowa cena energii, co finalny rachunek uwzględniający wszystkie koszty systemowe. Ważne w tym zakresie jest również rozwijanie mechanizmów, które pozwolą na ograniczenie nierynkowego redysponowania energii z OZE i zagospodarowanie tych nadwyżek.