KWIECIE¡ 2006

RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE Zmiany na horyzoncie

Autor Laurent Jouret Credit Research Group, ING Wholesale Banking

Wspó∏praca David Callebout Agnieszka Olesiƒska Credit Research Group, ING Wholesale Banking

Alexander Alting von Geusau Managing Director Global Sector Head Utilities, ING Wholesale Banking

Nigel Robinson Director, ING Wholesale Banking

Raport przygotowano przy wspó∏pracy merytorycznej firmy EPC S.A.

Kontakt Kazimierz Rajczyk Dyrektor ds. Obs∏ugi Sektora Energetycznego, ING Bank tel.: +48 22 820 42 29 e-mail: [email protected]

Andrzej Capiga Doradca Prezesa Banku, ING Bank tel.: +48 32 357 80 79 e-mail: [email protected] © 2006 ING Bank

Szanowni Paƒstwo!

Z przyjemnoÊcià przekazujemy Paƒstwu raport na temat sektora elektroenergetycznego w Polsce. Bran˝a ta jest jednà z najwa˝niejszych ga∏´zi gospodarki, o bardzo istotnym dla niej znaczeniu. Raport prezentuje naszà opini´ na temat oczekiwanych zmian i wyzwaƒ stojàcych przed tym sektorem w perspektywie najnowszych planów restrukturyzacji i tworzàcego si´ europejskiego rynku energii.

Energetyka jest jednym z kluczowych sektorów bankowoÊci korporacyjnej ING. W szeregu krajów europejskich nasi specjaliÊci w zakresie finansowania strukturalnego, rynków finansowych, p∏atnoÊci i zarzàdzania gotówkà, fuzji i przej´ç wspó∏pracujà z doradcami nad przygotowaniem najlepszych rozwiàzaƒ dla naszych Klientów.

PodejÊcie sektorowe jest podstawowym elementem strategii ING. Naszym celem jest nieustanne pog∏´bianie analiz i poszerzanie wiedzy na temat wybranych ga∏´zi gospodarki. Dzi´ki znajomoÊci rynku mo˝emy lepiej zrozumieç potrzeby i identyfikowaç nowe szanse i mo˝liwoÊci rozwoju dla naszych Klientów. Pozwala nam ona równie˝ udoskonalaç nasze systemy oceny ryzyka i optymalizowaç alokacj´ kapita∏ów.

Dla sektora elektroenergetycznego w Polsce rozpoczyna si´ czas g∏´bokich zmian. Pragniemy byç Paƒstwa partnerem w tym okresie, s∏u˝yç naszà wiedzà i doÊwiadczeniem. B´dziemy zaszczyceni, jeÊli obdarzà nas Paƒstwo zaufaniem. Zapraszamy do dzielenia si´ z nami uwagami i komentarzami oraz do dyskusji na temat raportu.

Ben van de Vrie Wiceprezes Zarzàdu ING Banku

SPIS TREÂCI 1. EUROPEJSKI RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 1.1. Wprowadzenie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 1.2. Liberalizacja rynku . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 1.3. Sektor wytwórczy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 1.3.1. Zasoby naturalne i bezpieczeƒstwo dostaw . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 1.3.2. Zmiany technologiczne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 1.3.3. Polityka . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 1.3.4. Ochrona Êrodowiska . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 1.3.5. Przewidywane tendencje w elektroenergetyce UE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 1.4. Procesy konsolidacji i prywatyzacji . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 1.4.1. Etap konsolidacji . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 1.4.2. Etap prywatyzacji . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 1.5. Wp∏yw nowych paƒstw cz∏onkowskich UE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 2. POLSKI RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 2.1. Wprowadzenie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 2.1.1. Zarys historyczny . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 2.1.2. Kontekst makroekonomiczny . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 2.1.3. Kontekst polityczny . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 2.1.4. Aktualna struktura rynku . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 2.2. Kluczowe zagadnienia dla polskiego rynku energii elektrycznej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 2.2.1. Nowy program dla elektroenergetyki (marzec 2006 r.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 2.2.2. Model zintegrowany pionowo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 2.2.3. Restrukturyzacja kontraktów d∏ugoterminowych (KDT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 2.2.4. Inwestycje niezb´dne w polskim sektorze elektroenergetycznym . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 2.2.5. Bezpieczeƒstwo energetyczne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 2.2.6. Utworzenie narodowego czempiona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 2.2.7. Powodzenie realizacji programu – wyzwania i niezb´dne warunki . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 2.3. Rynek wytwarzania . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 2.3.1. Przeglàd rynku . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 2.3.2. Polski rynek wytwarzania energii elektrycznej na tle europejskim . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 2.3.3. Koszty osierocone/kontrakty d∏ugoterminowe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 2.3.4. Struktura paliwowa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 2.3.5. Wymogi ochrony Êrodowiska . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 2.3.6. JakoÊç aktywów i prognozowane inwestycje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 2.3.7. Proces prywatyzacyjny i inwestycje zagraniczne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 2.4. Rynek przesy∏owy i dystrybucyjny . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 2.4.1. Przeglàd rynku . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 2.4.2. JakoÊç aktywów . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 2.4.3. Proces taryfowania . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 2.4.4. Rynek przesy∏u i dystrybucji energii elektrycznej na tle europejskim . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 2.4.5. Proces prywatyzacyjny i inwestycje zagraniczne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 2.5. Rynek obrotu energià . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 2.5.1. Przeglàd rynku . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 2.5.2. Polski rynek obrotu energià elektrycznà na tle europejskim . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 2.5.3. Struktura odbiorców . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 2.5.4. Ceny energii elektrycznej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 2.5.5. Mi´dzynarodowy handel energià elektrycznà . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

1

2.6. Liberalizacja i deregulacja w Êwietle doÊwiadczeƒ UE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 2.6.1. Nowe ramy regulacyjne w Europie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 2.6.2. Skutki bezpoÊrednie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 2.6.3. Aktualny stan liberalizacji rynku . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 2.6.4. Zmiana dostawcy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 2.6.5. Ceny energii elektrycznej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 2.7. Rozwój sektora elektroenergetycznego w Polsce . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 2.7.1. Najwi´ksze wyzwania na najbli˝sze lata . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 2.7.2. Zmiana struktury rynku . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 2.7.3. Plan dzia∏aƒ: szanse i zagro˝enia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 2.8. Podsumowanie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 3. ZA¸ÑCZNIKI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

2

1 . E U R O P E J S K I RY N E K E N E R G I I E L E K T RY C Z N E J

3

E u ro p e j s k i r y n e k e n e r g i i e l e k t r y c z n e j

1.1. WPROWADZENIE

stycje w dzia∏alnoÊci pozapodstawowej, redukcj´ zad∏u˝enia

Europejski sektor elektroenergetyczny przez ca∏y okres swego istnienia podlega∏ Êcis∏ej regulacji. W 1996 r. na mocy dyrektywy

i spadek wolumenu obrotów w ca∏ej Europie. W 2004 r. agencje ratingowe wi´kszej liczbie spó∏ek energetycznych podnios∏y ocen´, ni˝ obni˝y∏y, w przeciwieƒstwie do pop-

elektrycznej Komisji Europejskiej ustanowiono podstawowe ramy i tempo stopniowej liberalizacji rynków wytwarzania i obrotu energià elektrycznà. Cena energii by∏a wówczas w Europie Êrednio o 33% wy˝sza ni˝ w Stanach Zjednoczonych,

rzednich lat, kiedy wi´cej ocen ratingowych obni˝ano, ni˝ podnoszono. PrzemyÊlane strategie finansowe przynios∏y korzyÊci inwestorom lokujàcym kapita∏ w obligacjach i innym po˝yczkodawcom. RównoczeÊnie oczekiwania akcjonariuszy dotyczàce

co dawa∏o przewag´ konkurencyjnà amerykaƒskiemu przemys∏owi. Konieczna by∏a restrukturyzacja sektora zmierzajàca do obni˝enia kosztów i poprawy efektywnoÊci europejskich

podwy˝szenia wartoÊci spó∏ek spowodowa∏y, ˝e szereg najwi´kszych przedsi´biorstw energetycznych zapowiedzia∏o bardziej hojne wyp∏aty dywidend, a nawet odkup akcji.

przedsi´biorstw energetycznych. Ustalono, ˝e ca∏y rynek europejski ma zostaç otwarty dla konkurencji do dnia 1 lipca 2007 r. Zgodnie z dawnà strukturà monopolistycznà ca∏y ∏aƒcuch wartoÊci obejmujàcy wytwarzanie, przesy∏, dystrybucj´ i obrót

Poprawa przep∏ywów finansowych wynikajàca ze wzrostu cen energii elektrycznej i redukcji kosztów przyczyni∏a si´ do zmniejszenia zad∏u˝enia i wzrostu zysków. Mo˝na obecnie zauwa˝yç intensyfikacj´ fuzji i przej´ç w sektorze. Wed∏ug agen-

zwykle stanowi∏ w∏asnoÊç i by∏ zarzàdzany przez t´ samà spó∏k´. Zgodnie z wymogami dyrektywy systemy przesy∏owe i dystrybucyjne majà byç zarzàdzane przez podmioty prawnie odr´bne w przypadku przedsi´biorstw zintegrowanych pionowo. Chocia˝ nie pociàga to za sobà zmiany w∏asnoÊci, wymagane jest utworzenie niezale˝nej struktury zarzàdzajàcej. W wyniku liberalizacji rynku energii elektrycznej dla konkurencji otwarte zostajà sektory wytwarzania i obrotu, podczas gdy sektory przesy∏u i dystrybucji, b´dàce monopolami naturalnymi, pozostajà w dalszym ciàgu ÊciÊle regulowane. WÊród czynników kszta∏tujàcych sektor energetyczny Europy znajdujà si´ tak˝e wzgl´dy ochrony Êrodowiska. Podpisany w grudniu 1997 r. Protokó∏ z Kioto okreÊla plan ograniczenia emisji gazów cieplarnianych (GHG – greenhouse gas) na Êwiecie. Ratyfikujàce go kraje zobowiàzujà si´ do obni˝enia wielkoÊci emisji do okreÊlonych poziomów. W celu u∏atwienia realizacji zobowiàzaƒ z Kioto, Komisja Europejska wprowadzi∏a w ˝ycie system handlu emisjami – ETS (Emission Trading Scheme). Zgodnie z przepisami obiekty wytwarzajàce ciep∏o i energi´ elektrycznà o mocy powy˝ej 20 MW zobowiàzane sà do posia-

cji Bloomberg z∏o˝ona przez E.ON oferta 29,1 mld EUR za Endes´ oraz planowana fuzja Suezu z GDF o wartoÊci 33,1 mld EUR sprawi∏y, ˝e luty 2006 r. by∏ miesiàcem, w którym pod wzgl´dem globalnych przej´ç dzia∏o si´ najwi´cej od szeÊciu lat.

dania specjalnych zezwoleƒ na emisj´ gazów cieplarnianych. Obiekty dysponujàce nadwy˝kà uprawnieƒ do emisji zanieczyszczeƒ mogà sprzedawaç nadmiarowe uprawnienia, natomiast te obiekty (instalacje), którym brakuje uprawnieƒ do emisji, majà do wyboru kilka opcji: (1) zakupienie przydzia∏ów

W dalszej cz´Êci opracowania zajmiemy si´ bardziej szczegó∏owo: (1) obecnym stanem liberalizacji rynku, (2) sytuacjà w sektorze wytwarzania, (3) procesami konsolidacji i prywatyzacji oraz (4) wp∏ywem nowych paƒstw cz∏onkowskich UE.

1.2. LIBERALIZACJA RYNKU Poni˝ej przedstawiono najwa˝niejsze wydarzenia w historii deregulacji europejskiego rynku energii elektrycznej – poczàwszy od liberalizacji brytyjskiej elektroenergetyki w 1989 r.

Otwarcie rynku dla gospodarstw domowych

2005 Otwarcie rynku dla odbiorców innych ni˝ gospodarstwa domowe

uprawnieƒ do emisji, (2) zainwestowanie w urzàdzenia redukujàce poziom zanieczyszczeƒ, (3) przejÊcie na paliwo generujàce mniej zanieczyszczeƒ, (4) zmniejszenie produkcji w celu

Deregulacja rynku energii elektrycznej w Danii

obni˝enia poziomu emisji. Przedsi´biorstwa przystosowujà si´ do regu∏ nowego rynku. Do 2002 r. byliÊmy Êwiadkami ogólnoeuropejskiej liberalizacji,

Pierwsza Dyrektywa elektryczna UE

podzia∏u monopoli (unbundlingu), wzrostu poprzez przejmowanie podmiotów spoza rynku krajowego oraz rozwoju handlu hurtowego i rynków gie∏dowych energii. Od tego czasu obserwujemy pionowà (re)integracj´ i integracj´ przej´tych spó∏ek, aktywne debaty na temat systemu handlu emisjami ETS oraz jego skutków dla struktury wytwarzania energii, dezinwe-

2007

2004

2003 1999 1998

Deregulacja rynku energii elektrycznej w Finlandii Deregulacja rynku energii elektrycznej w Wielkiej Brytanii

Poczàtek handlu emisjami w UE

Nowa Dyrektywa elektryczna UE przewidujàca m.in. rozdzielenie dzia∏alnoÊci

Deregulacja rynku energii elektrycznej w Niemczech

1996 1995 1991 1989

Deregulacja rynku energii elektrycznej w Szwecji Deregulacja rynku energii elektrycznej w Norwegii

Rys. 1

5

E u ro p e j s k i r y n e k e n e r g i i e l e k t r y c z n e j

O ile wdro˝enie dyrektywy elektrycznej prowadzi do zwi´kszenia konkurencji, liberalizacj´ rynku utrudnia fakt istnienia spó-

z nich wykorzysta∏a silnà pozycj´ na rynku krajowym do ekspansji na inne rynki europejskie.

∏ek dysponujàcych du˝à si∏à rynkowà w skali krajowej lub regionalnej. Na cztery najwi´ksze rynki strefy euro1 (Niemcy, Francj´, W∏ochy i Hiszpani´) przypada odpowiednio ok. 76% i 54%

Poni˝sza mapa przedstawia stopieƒ deregulacji w rozbiciu na poszczególne paƒstwa. Bazuje ona na szacunkowych danych Komisji Europejskiej dotyczàcych udzia∏u rynku obj´tego deregulacjà w ∏àcznym wolumenie energii (wed∏ug wielkoÊci zu˝y-

∏àcznej wielkoÊci zu˝ycia energii w krajach strefy euro i ca∏ej Unii Europejskiej (UE-25). W rezultacie przedsi´biorstwa o silnej pozycji na tych rynkach nale˝à jednoczeÊnie do najwi´kszych w Europie (np. E.ON, RWE, EDF, Enel, Endesa). Wi´kszoÊç

cia przez odbiorców w 2004 r.). Pe∏na deregulacja oznacza, ˝e 100% wolumenu energii dost´pne jest na rynku konkurencyjnym, cz´Êciowa deregulacja – powy˝ej 40%, brak lub niewielka deregulacja – poni˝ej 40%.

Europejski rynek energii elektrycznej, 2004

Ca∏kowita deregulacja Cz´Êciowa deregulacja (pe∏na deregulacja przewidywana w latach 2004 – 2006) Brak lub niewielki stopieƒ deregulacji (pe∏na deregulacja przewidywana w roku 2007)

Rys. 2.

èrod∏o: IEA, Komisja WE

1 Strefa euro: grupa 12 paƒstw, w których obowiàzujàcà walutà jest euro (Niemcy, Francja, Holandia, Belgia, Hiszpania, Portugalia, Luksemburg, Austria, Irlandia, W∏ochy, Grecja i Finlandia).

6

E u ro p e j s k i r y n e k e n e r g i i e l e k t r y c z n e j

Chocia˝ z powy˝szej mapy wynika, ˝e europejski rynek energii elektrycznej jest ju˝ bliski pe∏nej deregulacji, Komisja przedstawi∏a niedawno raport wskazujàcy na niepokojàce przypadki zniekszta∏ceƒ konkurencji. Na przyk∏ad w 2004 r. jedynie 10,7% zu˝ycia energii elektrycznej w Europie stanowi∏a energia importowana z innego kraju (o 2% wi´cej ni˝ w 2000 r.). Wed∏ug raportu niewielki transgraniczny przep∏yw energii elektrycznej jest rezultatem: (1) barier wejÊcia, (2) niew∏aÊciwego wykorzystania infrastruktury sieciowej, (3) braku zdolnoÊci przesy∏owych na po∏àczeniach mi´dzysystemowych mi´dzy paƒstwami UE, (4) niepe∏nego rozdzia∏u (unbundlingu) przedsi´biorstw elektroenergetycznych oraz (5) du˝ej koncentracji rynku. Wed∏ug unijnej Komisarz ds. konkurencji, Neelie Kroes, Komisja nie powinna zwlekaç z podj´ciem dzia∏aƒ w ramach swych kompetencji w zakresie konkurencji. Zgodnie z przepisami UE, w przypadku nadu˝ycia dominujàcej pozycji rynkowej, regulator mo˝e na∏o˝yç na przedsi´biorstwo kar´ odpowiadajàcà nawet 10% ∏àcznej wielkoÊci sprzeda˝y. Nie ulega jednak wàtpliwoÊci, ˝e na mniej ni˝ dwa lata przed teoretycznym pe∏nym otwarciem europejskiego rynku energii elektrycznej daleko jest jeszcze do momentu, w którym zintegrowany rynek energii elektrycznej stanie si´ faktem.

1.3. SEKTOR WYTWÓRCZY2 Najbardziej charakterystycznà cechà obecnego krajobrazu wytwórczego Europy, kiedy spojrzymy z perspektywy poszczególnych krajów wchodzàcych w sk∏ad UE, jest jego zró˝nicowanie. Jest to paradoksalne, poniewa˝ przed rozpocz´ciem stopniowej liberalizacji rynku i prywatyzacji, trwajàcej od 10 – 15 lat, w wi´kszoÊci paƒstw struktura wytwarzania energii by∏a w du˝ej mierze zdeterminowana przez centralne planowanie. Z drugiej strony dla UE jako ca∏oÊci g∏ównym êród∏em wytwarzania energii elektrycznej jest paliwo jàdrowe, z którego pochodzi 33% ca∏kowitej produkcji energii elektrycznej;

ostatnich kilkudziesi´ciu lat paliwo to utraci∏o swà pozycj´ w zwiàzku z wykorzystaniem z∏ó˝ gazu ziemnego. Posiadane przez W∏ochy z∏o˝a ropy t∏umaczà fakt, ˝e w porównaniu z innymi paƒstwami udzia∏ elektrowni opalanych olejem jest w tym kraju znaczny. Warunki naturalne Francji, W∏och, Hiszpanii i Portugalii sà szczególnie sprzyjajàce dla hydroenergetyki, co wyjaÊnia du˝e znaczenie tej technologii w produkcji energii w tych krajach.

1.3.2. Zmiany technologiczne Rozwój nowych technologii jest szczególnie istotny dla rozwoju energetyki gazowej i jàdrowej. W przypadku energetyki gazowej pojawienie si´ bloków pracujàcych w cyklu kombinowanym, umo˝liwiajàcych uzyskanie wczeÊniej nieosiàgalnego poziomu sprawnoÊci wytwarzania energii przy jednoczesnym niskim poziomie emisji, przyczyni∏o si´ do zastàpienia cechujàcych si´ stosunkowo ma∏à sprawnoÊcià i du˝à emisjà zanieczyszczeƒ elektrowni w´glowych i olejowych (tzw. boom gazowy mia∏ miejsce po raz pierwszy w Wielkiej Brytanii, a obecnie jest szczególnie widoczny w Hiszpanii i we W∏oszech). Dost´pnoÊç niezawodnych elektrowni jàdrowych o znakomitych parametrach bezpieczeƒstwa jest powodem, dla którego technologia ta dominuje dzisiaj w wytwarzaniu energii w UE. Krajami, które t´ mo˝liwoÊç technologicznà wykorzysta∏y w najwi´kszym stopniu, sà Francja i Belgia, niemniej jednak wi´kszoÊç pozosta∏ych paƒstw europejskich (wyjàtkiem sà tu W∏ochy) równie˝ korzysta z energii jàdrowej. Technologie alternatywne, takie jak energetyka wiatrowa, geotermalna i s∏oneczna, sà wcià˝ na stosunkowo wczesnym etapie rozwoju, chocia˝ stopniowo zmniejsza si´ poziom ich kosztów w stosunku do tradycyjnych paliw kopalnych.

1.3.3. Polityka

nast´pne miejsce zajmuje w´giel – 26% – oraz gaz – 16% (dane ∏àczne sà nieco zniekszta∏cone przez fakt, ˝e we Francji, b´dàcej drugim pod wzgl´dem wielkoÊci europejskim produ-

Olbrzymià rol´ w kszta∏towaniu krajobrazu wytwórczego ode-

centem energii elektrycznej, dominuje energetyka jàdrowa).

interakcje z innymi elementami polityki rzàdowej. Na przyk∏ad rzàdy Wielkiej Brytanii i Hiszpanii zobligowa∏y wytwórców do kupowania drogiego w´gla krajowego w celu

1.3.1. Zasoby naturalne i bezpieczeƒstwo dostaw Stosowane technologie wytwarzania energii odzwierciedlajà z regu∏y rodzaj posiadanych zasobów naturalnych, co z kolei nie pozostaje zwykle bez wp∏ywu na decyzje polityczne (minimalizowanie, w miar´ mo˝liwoÊci, zewn´trznego uzale˝nienia energetycznego). W Holandii, ze wzgl´du na znaczne lokalne z∏o˝a gazu, w strukturze wytwarzania energii tradycyjnie dominuje gaz. W wielu krajach paliwem o pozycji dominujàcej by∏ zawsze w´giel (szczególnie w Wielkiej Brytanii i w Niemczech), niemniej jednak w Wielkiej Brytanii w ciàgu

gra∏y rzàdy poszczególnych paƒstw. Ich wp∏yw si´ga od bezpoÊredniego ustalania polityki energetycznej po bardziej subtelne

wsparcia zatrudnienia w regionach górniczych. W pewnym momencie rzàd Wielkiej Brytanii og∏osi∏ moratorium na budow´ nowych elektrowni gazowych w celu ochrony sektora w´glowego; równie˝ w przypadku Niemiec mo˝na wskazaç szereg dzia∏aƒ majàcych na celu wsparcie sektora w´glowego. Blisko 80% produkcji energii we Francji pochodzi z elektrowni jàdrowych, co wynika z przychylnego energii atomowej stanowiska rzàdu, natomiast w innych krajach, takich jak W∏ochy, energetyka jàdrowa nie jest dozwolona. W innych paƒstwach obowiàzuje moratorium na budow´ nowych elektrowni jàdrowych, przy czym korzystajà one w dalszym ciàgu z istniejàcych

2 Ta cz´Êç rozdzia∏u oparta jest w du˝ym stopniu na raporcie opublikowanym przez ING Wholesale Banking – Equity Markets we wrzeÊniu 2005 r. pt. „The Generation game – New power plant investment in Europe”.

7

E u ro p e j s k i r y n e k e n e r g i i e l e k t r y c z n e j

ju˝ si∏owni atomowych. Przypadkiem wymagajàcym wzmianki jest Hiszpania, w której wybudowano kilka nowych elektrowni

1.3.5. Przewidywane tendencje w elektroenergetyce UE

jàdrowych, których nigdy nie uruchomiono, a konsumenci wcià˝ pokrywajà koszty ich likwidacji odzwierciedlone w obowiàzujàcych taryfach. Ostatnio rzàd Portugalii renegocjowa∏ warunki zawartych z producentami energii kontraktów d∏ugo-

Rozwój rynków energii w Europie przebiega w ró˝nym tempie i determinowany jest szeregiem czynników. Uwa˝amy co

terminowych na zakup energii elektrycznej (PPA – Power Purchase Agreements, pol. KDT), majàc na celu u∏atwienie wi´kszego otwarcia rynku. We W∏oszech z powodu utrudnieƒ lokalizacyjnych przez lata nie udzielano zgody na budow´ niezwykle potrzebnych bloków gazowo-parowych (CCGT). Potencjalna lista przyk∏adów interwencji politycznych w sektorze wytwarzania energii elektrycznej praktycznie nie ma koƒca.

1.3.4. Ochrona Êrodowiska Z wymiarem politycznym ÊciÊle skorelowana jest podwy˝szona ÊwiadomoÊç ekologiczna, której wynikiem jest aktywna pomoc ekonomiczna dla tzw. technologii zielonych, takich jak energetyka wiatrowa, które pozostawione same sobie by∏yby nierentowne. Ju˝ dziÊ mo˝na zauwa˝yç wyraêny jej wp∏yw na krajobraz wytwórczy wielu krajów. W Wielkiej Brytanii ambitny cel uzyskania 10% energii pochodzàcej ze êróde∏ odnawialnych przed 2010 r. przyczyni∏ si´ do powstania silnego sektora energetyki wiatrowej. Podobnà sytuacj´ mo˝na zauwa˝yç tak˝e w Hiszpanii (cel: 12% energii ze êróde∏ odnawialnych przed 2010 r.) i Danii (20% obecnie oraz cel: 35% do 2015 r.). Naszym zdaniem wÊród najbardziej zaawansowanych pod wzgl´dem realizacji tych celów paƒstw znajdujà si´ Niemcy i Hiszpania – obecnie Hiszpania dysponuje ok. 8 000 MW mocy wiatrowej, natomiast w Niemczech utworzono ju˝ ok. 15 000 MW takiej mocy. Chocia˝ nieprawdopodobne jest zupe∏ne zastàpienie paliw kopalnych przez êród∏a odnawialne, rozwój handlu emisjami CO2 radykalnie zmieni∏ ekonomik´ wytwarzania energii i b´dzie wywieraç ogromny wp∏yw na decyzje inwestycyjne wytwórców w zakresie budowy nowych elektrowni.

Rys. 3

8

prawda, ˝e po∏àczenia mi´dzysystemowe b´dà wzmacniane, jednak przekonani jesteÊmy o tym, ˝e europejski rynek energii elektrycznej w dalszym ciàgu funkcjonowaç b´dzie w oparciu o wiele odr´bnych rynków, nie zaÊ jako jednolita, zintegrowana strefa handlu. Na kszta∏t europejskiego sektora wytwórczego w dajàcej przewidzieç si´ przysz∏oÊci decydujàcy wp∏yw b´dà mieç decyzje, które ju˝ zapad∏y. Na poziomie makro wi´kszoÊç nowo uruchamianych mocy wytwórczych b´dzie opalana gazem, co ogólnie zwi´kszy znaczenie tego rodzaju elektrowni w europejskim sektorze wytwarzania (szczególnie w Europie Po∏udniowej), choç Niemcy i W∏ochy b´dà prawdopodobnie budowaç tak˝e nowe elektrownie w´glowe, ze wzgl´du na bogate zasoby i silny sektor w´glowy. Innym wspólnym elementem jest wzrost roli êróde∏ odnawialnych, ale nale˝y pami´taç, ˝e choç rozwój energetyki odnawialnej uwzgl´dniono w prognozach, technologie takie jak energetyka wiatrowa sà stosunkowo zawodne i nie gwarantujà dyspozycyjnoÊci w okresach szczytowego zapotrzebowania. Byç mo˝e najwi´ksza odmiennoÊç przysz∏ego krajobrazu wytwórczego europejskiej energetyki b´dzie polegaç na tym, ˝e w przypadku braku znaczàcych zmian w obecnej polityce energetycznej zale˝noÊç Europy od energii atomowej b´dzie w ciàgu najbli˝szych lat maleç, a rosnàce zapotrzebowanie zaspokajane b´dzie w g∏ównej mierze przez elektrownie gazowe (CCGT) i êród∏a odnawialne – nawet jeÊli Francja odnowi swoje reaktory jàdrowe. Je˝eli tendencje te utrzymajà si´ w przysz∏oÊci, w 2030 r. krajobraz wytwórczy Europy mo˝e diametralnie ró˝niç si´ od obecnego (rys. 3).

èród∏o: IEA

E u ro p e j s k i r y n e k e n e r g i i e l e k t r y c z n e j

1.4. PROCESY KONSOLIDACJI I PRYWATYZACJI 1.4.1. Etap konsolidacji W europejskim sektorze energetycznym nasila si´ proces fuzji i przej´ç. W maju 2005 r. EDF (Francja) wspólnie z AEM (W∏ochy) naby∏y udzia∏y we w∏oskiej firmie Edison. W czerwcu 2005 r. brytyjska Centrica zdecydowa∏a o nabyciu wspólnie z GDF (Francja) akcji belgijskiej spó∏ki SPE, a w sierpniu francuska firma Suez zdecydowa∏a o kupnie znajdujàcych si´ w obrocie akcji firmy Electrabel. Niedawno niemiecki E.ON przedstawi∏ wy˝szà ni˝ Gas Natural ofert´ kupna hiszpaƒskiej Endesy, a Suez i GDF zapowiedzia∏y fuzj´. Je˝eli chodzi o kraje skandynawskie, rzàd Danii popar∏ dzia∏ania paƒstwowego koncernu gazowego Dong na rzecz fuzji z najwi´kszym duƒskim przedsi´biorstwem energetycznym, firmà Elsam. Jego ambicjà by∏o niewàtpliwie utworzenie krajowej spó∏ki energetycznej, która by∏aby na tyle du˝a, by móc konkurowaç z najwi´kszymi europejskimi graczami w sektorze. W Holandii parlament obraduje nad przepisami, zgodnie z którymi nastàpi∏by podzia∏ dzia∏alnoÊci prowadzonej przez Essent N.V., Nuon N.V., Eneco N.V. i Delta N.V. na dzia∏alnoÊç operatorskà oraz wytwórczà i dostawczà. Wià˝e si´ z tym co prawda niepewnoÊç, ale równie˝ oczekiwania co do konsolidacji i zmian w strukturze w∏asnoÊciowej. Procesom deregulacji i restrukturyzacji podlegajà obecnie rynki energii w Europie Wschodniej. W regionie tym obserwujemy ponadprzeci´tny wzrost zapotrzebowania na energi´ i oczekujemy nasilenia procesu konsolidacji. W ostatnich latach Enel dokona∏ du˝ych przej´ç na W´grzech i S∏owacji, Gaz de France, Fortum i RWE – mniejszych przej´ç w tym samym regionie.

1.4.2. Etap prywatyzacji Z dniem 28 paêdziernika 2005 r. rzàd francuski przystàpi∏

1.5. WP¸YW NOWYCH PA¡STW CZ¸ONKOWSKICH UE W dniu 1 maja 2004 r. cz∏onkami Unii Europejskiej sta∏y si´: Cypr, Czechy, Estonia, W´gry, ¸otwa, Litwa, Malta, Polska, S∏owacja i S∏owenia. ¸àczne zu˝ycie energii elektrycznej w tych dziesi´ciu krajach si´ga ok. 350 TWh, przez co ∏àczne zu˝ycie energii elektrycznej w UE wzros∏o o 13%, do 3 100 TWh (UE-25). Paƒstwa te muszà przyjàç dyrektywy energetyczne UE, a tym samym otworzyç krajowe rynki energii i dokonaç ich deregulacji. Na kszta∏t przysz∏ego europejskiego rynku energii wp∏yw b´dzie mieç ich integracja, a nowe regu∏y w zakresie handlu transgranicznego majà przyczyniç si´ do zwi´kszenia przep∏ywów energii mi´dzy tymi paƒstwami. PoÊród wymienionych dziesi´ciu krajów pierwsze miejsce pod wzgl´dem wielkoÊci zainstalowanej mocy zajmuje Polska (31 GW), za nià zaÊ Czechy (17 GW), W´gry (9 GW) i S∏owacja (8 GW). Jednà z najbardziej aktywnych w tych krajach spó∏ek jest czeskie przedsi´biorstwo energetyczne CEZ. Jest to najwi´kszy zintegrowany pionowo producent energii elektrycznej w Czechach, posiadajàcy 71% krajowej mocy zainstalowanej i udzia∏ w rynku sprzeda˝y energii si´gajàcy ok. 63%. Jego êród∏a wytwórcze majà ∏àcznà moc zainstalowanà wynoszàcà 12,3 GW. Do rzàdu czeskiego nale˝y 67,6% akcji przedsi´biorstwa. CEZ realizuje ambitnà strategi´ ekspansji skupionà na regionie Europy Ârodkowo-Wschodniej. Przedsi´biorstwo dokona∏o przej´cia spó∏ek dystrybucyjnych w Bu∏garii i Rumunii. Niedawno naby∏o od firmy PSEG pakiety wi´kszoÊciowe dwóch polskich spó∏ek – Elektrowni Skawina i Elektrociep∏owni Elcho. Na W´grzech sprywatyzowano wszystkie szeÊç regionalnych spó∏ek dystrybucyjnych i wi´kszoÊç elektrowni cieplnych. G∏ównymi nowymi w∏aÊcicielami zosta∏y firmy: RWE, ENBW, E.ON, AES, Suez i EDF. Najwi´kszym wytwórcà i dostawcà energii elektrycznej na S∏owacji sà Slovenske Elektrarne, przedsi´biorstwo paƒstwowe

do sprzeda˝y 15% kapita∏u przedsi´biorstwa EDF. Z tytu∏u sprzeda˝y firmie i skarbowi paƒstwa uda∏o si´ uzyskaç a˝ 6 mld EUR, a akcje EDF wesz∏y do obrotu gie∏dowego. Pi´ç mie-

posiadajàce 85% krajowej mocy zainstalowanej i podobny udzia∏ w rynku sprzeda˝y energii. ¸àczna moc zainstalowana

si´cy wczeÊniej rzàd francuski sprzeda∏ ok. 20% kapita∏u GDF. We W∏oszech rzàd jest bezpoÊrednim w∏aÊcicielem 21,9% akcji Enel, a poÊrednio – poprzez Cassa Depositi e Prestiti (spó∏k´

elektrownie jàdrowe, cieplne i wodne. Rzàd S∏owacji zawar∏ porozumienie z w∏oskà firmà Enel, zgodnie z którym ma sprze-

joint venture, której 70% stanowi w∏asnoÊç w∏oskiego Ministerstwa Finansów) – nale˝y do niego 10,3% akcji Enel. Od listopada 1999 r. rzàd W∏och przeprowadzi∏ cztery oferty publiczne majàce na celu zmniejszenie bezpoÊredniego udzia∏u w dawnym monopoliÊcie na w∏oskim rynku energii.

przedsi´biorstwa wynosi 6,9 GW i jest podzielona mi´dzy

daç 66% posiadanych akcji. W przypadku Polski wejÊcie do UE wyeliminowa∏o monopolistów w zakresie importu i eksportu, a rynek polski zosta∏ otwarty dla producentów energii elektrycznej z innych paƒstw UE. Struktura sektora elektroenergetycznego zostanie szerzej omówiona w kolejnych rozdzia∏ach niniejszego opracowania.

W Holandii trwa dyskusja na temat prywatyzacji zintegrowanych przedsi´biorstw Essent, Nuon, Eneco i Delta.

9

10

2 . P O L S K I RY N E K E N E R G I I E L E K T RY C Z N E J

11

Polski rynek energii elektrycznej

2.1. WPROWADZENIE 2.1.1. Zarys historyczny

w drodze przetargów zdolnoÊci przesy∏owych po∏àczeƒ transgranicznych.

1997 r.: 10 kwietnia 1997 r. Polska uchwali∏a Prawo Energetycz-

2006 r.: 2 marca Ministerstwo Gospodarki przedstawia program dla elektroenergetyki, niedawno przyj´ty przez Rad´ Minist-

ne. Ustawa mia∏a na celu przede wszystkim zwi´kszenie efek-

rów.

tywnoÊci rynku energii poprzez zapewnienie bezpieczeƒstwa energetycznego, racjonalizacj´ u˝ytkowania paliw i energii, wspieranie konkurencji, przeciwdzia∏anie niekorzystnemu oddzia∏ywaniu monopoli, ochron´ Êrodowiska oraz zapewnienie

2.1.2. Kontekst makroekonomiczny

odbiorcy mo˝liwoÊci wyboru. 2000 r.: W dokumencie pt. „Za∏o˝enia polityki energetycznej Polski do roku 2020” Ministerstwo Gospodarki wymienia trzy zasadnicze cele: (1) bezpieczeƒstwo energetyczne, (2) popraw´ konkurencyjnoÊci w sektorze energetycznym oraz (3) ochron´ Êrodowiska naturalnego. Po raz pierwszy w programie prac uwzgl´dniono koniecznoÊç restrukturyzacji kontraktów d∏ugoterminowych. 2000 – 2001 r.: Wszyscy odbiorcy, których roczne zu˝ycie energii przekracza 40 GWh, uzyskujà prawo wyboru dostawcy (30% rynku pod wzgl´dem zu˝ycia energii). 2002 r.: Rada Ministrów przyjmuje rzàdowy dokument programowy pt. „Ocena realizacji i korekta za∏o˝eƒ polityki energetycznej Polski do roku 2020”. Chocia˝ dokument ten by∏ zbie˝ny z politykà energetycznà UE, po uzyskaniu przez Polsk´ cz∏onkostwa UE okaza∏o si´, ˝e nie spe∏nia on wszystkich wymogów unijnych. 2002 – 2003 r.: Wszyscy odbiorcy, których roczne zu˝ycie energii przekracza 10 GWh, uzyskujà prawo wyboru dostawcy

Upadek komunizmu zakoƒczy∏ cztery dziesi´ciolecia centralnego planowania w Polsce. Obecnie Polska zaliczana jest do grona gospodarek w okresie przejÊciowym (transition economy). W latach 1990 – 2004 Êredni wzrost PKB na mieszkaƒca wynosi∏ 4,2% rocznie. Na ryzyko makroekonomiczne w przypadku Polski wp∏yw ma luêna polityka fiskalna, która przyczyni∏a si´ do wzrostu zad∏u˝enia publicznego, oraz niska stopa oszcz´dnoÊci i inwestycji. Z∏otego wspiera wysoki wskaênik bezpoÊrednich inwestycji zagranicznych (FDI) oraz wysoki poziom p∏ynnoÊci, ale w d∏ugim okresie na wzrost gospodarczy mogà mieç negatywny wp∏yw niejasne perspektywy polityczne oraz brak post´pu w redukcji deficytu bud˝etowego. W przesz∏oÊci znaczny udzia∏ w krajowej gospodarce mia∏ przemys∏ ci´˝ki, charakteryzujàcy si´ du˝ym zapotrzebowaniem na energi´ elektrycznà i inne produkty energetyczne. Obecnie udzia∏ przemys∏u ci´˝kiego w gospodarce maleje, co w ostatecznym rozrachunku mo˝e mieç wp∏yw na wielkoÊç zapotrzebowania na energi´ elektrycznà. Mimo to przewiduje si´, ˝e dzi´ki akcesji do UE Polska utrzyma ogólny wzrost gospodarczy, co z kolei powinno umo˝liwiç wzrost wolumenu rynku energii elektrycznej Êrednio na poziomie 1,6% rocznie w latach 2005 – 2009 (rys. 4).

(37% rynku). 2004 r.: WejÊcie do Unii Europejskiej w maju 2004 r. oznacza, ˝e Polska b´dzie musia∏a dostosowaç Prawo Energetyczne do obowiàzujàcych przepisów UE. Z dniem 1 lipca 2004 r. wszyscy odbiorcy nieb´dàcy gospodarstwami domowymi uzyskali prawo wyboru dostawcy (80% rynku energii elektrycznej). 2005 r.: W dniu 4 stycznia Rada Ministrów przyjmuje dokument programowy pt. „Polityka energetyczna Polski do 2025 roku”. WÊród g∏ównych za∏o˝eƒ znajduje si´ pe∏na integracja polskiego sektora energetyki z rynkiem europejskim i Êwiatowym, terminowe wype∏nienie zobowiàzaƒ wynikajàcych z Traktatu Akcesyjnego, wsparcie rozwoju êróde∏ odnawialnych energii i êróde∏ wytwarzajàcych energi´ elektrycznà w skojarzeniu z energià cieplnà, propagowanie idei partnerstwa publiczno-prywatnego na szczeblu regionalnym i lokalnym, konsekwentna realizacja zasady regulowanego dost´pu stron trzecich (TPA) oraz udost´pnienie przez operatora systemu przesy∏owego (OSP)

Rys. 4

èród∏o: Datamonitor

¸àczna wielkoÊç przychodów na polskim rynku energii elektrycznej wynios∏a w 2004 r. 25,4 mld PLN (6,2 mld EUR), a Êred-

13

Polski rynek energii elektrycznej

nie roczne tempo wzrostu w okresie 2000 – 2004 wynios∏o 7,9%. Ró˝nic´ mi´dzy stopà wzrostu wolumenu (0,1%) i przychodów (7,9%) t∏umaczy spadek udzia∏u w gospodarce energoch∏onnego przemys∏u ci´˝kiego, poprawa efektywnoÊci wykorzystania energii przez odbiorców przemys∏owych oraz wzrost cen energii elektrycznej.

W przypadku sektora energii elektrycznej dominuje w∏asnoÊç paƒstwa – ok. 75% mocy wytwórczej, 80% sektora dystrybucji i 100% sektora przesy∏u energii elektrycznej pozostaje w r´kach Skarbu Paƒstwa (rys. 5).

Datamonitor przewiduje, ˝e przychody z rynku energii elektrycznej b´dà w Polsce ros∏y w tempie 3,4% rocznie w latach 2005 – 2009, co spowoduje wzrost wartoÊci tego rynku do 30 mld PLN (7,4 mld EUR) przed koƒcem 2009 r. Przewiduje si´, ˝e polski rynek energii b´dzie rós∏ w tempie wy˝szym ni˝ Êrednia europejska. Jest to zgodne ze stopà wzrostu PKB, która w przypadku Polski ma byç wy˝sza (przewidywana realna stopa wzrostu PKB powy˝ej 4% w ciàgu najbli˝szych pi´ciu lat) ni˝ w UE (ok. 2%).

2.1.3. Kontekst polityczny Po fiasku rozmów Platformy Obywatelskiej i Prawa i SprawiedliwoÊci Polska straci∏a szans´ na stworzenie stabilnej koalicji rzàdowej bezpoÊrednio po wyborach. Zbudowanie wi´kszoÊciowej koalicji zaj´∏o kilka kolejnych miesi´cy i zakoƒczone zosta∏o podpisaniem przez PiS porozumienia z Samoobronà i LPR. W lutym br. po przeciàgajàcym si´ okresie niepewnoÊci politycznej Sejm ostatecznie przyjà∏ bud˝et konserwatywnego rzàdu na rok 2006. Planowany na 2006 rok deficyt bud˝etowy wynosi 4,6% wed∏ug metodologii UE, co jest niezgodne z przewidzianym w Traktacie z Maastricht kryterium wejÊcia do strefy euro, jakim jest deficyt na poziomie 3% PKB. Na razie odsuni´to realizacj´ planów dotyczàcych przyj´cia euro. Chocia˝ Polska nie planowa∏a wejÊcia do strefy euro przed 2010 r., konieczny jest dwuletni okres przygotowawczy w ramach uczestnictwa w European Exchange Rate Mechanism. Nowy prezydent Polski, Lech Kaczyƒski, zapowiedzia∏, ˝e wejÊcie do strefy euro zostanie rozstrzygni´te w drodze referendum, którego nie planuje przed 2010 r. Tym samym docelowà datà wejÊcia Polski do strefy euro jest rok 2012 lub póêniejszy. S&P przyzna∏o Polsce ocen´ ratingowà dla zad∏u˝enia d∏ugoterminowego w walucie lokalnej na poziomie „A-”, a Moody‘s – ocen´ „A2”.

14

Rys. 5 • Do dziÊ cztery elektrownie zosta∏y sprywatyzowane w ca∏oÊci lub cz´Êciowo: – Po∏aniec (Electrabel – 100 %), – Rybnik (EDF/EnBW – 66 %), – Skawina (CEZ – 74 %), – PAK (Elektrim – 42 %). • SpoÊród 23 elektrociep∏owni sprywatyzowano 10. • Jak dotàd sprywatyzowano tylko dwie spó∏ki dystrybucyjne: STOEN (RWE) i GZE (Vattenfall).

2.1.4. Aktualna struktura rynku Polski rynek energii elektrycznej cechuje si´ ma∏ym stopniem integracji pionowej, jako ˝e wi´kszoÊç przedsi´biorstw dzia∏a tylko w jednym segmencie ∏aƒcucha wartoÊci (wytwarzanie – przesy∏ – dystrybucja), oraz ma∏ym stopniem integracji poziomej (rynek ten nale˝y do najbardziej rozdrobnionych w Europie).

Polski rynek energii elektrycznej

Struktura rynku energii elektrycznej

W Y T WA R Z A N I E Elektrownie cieplne (paƒstwowe) 18,4 GW

Elektrownie cieplne (sprywatyzowane) 6,7 GW

Elektrociep∏ownie 5,1 GW – moc elektr. 20 GWt – moc cieplna

PRZESY¸

Elektrownie przemys∏owe (prywatne) 2,64 GW

Elektrownie wodne/ /êród∏a odnawialne 2,25 GW

Gie∏da energii

PSE (w∏asnoÊç paƒstwa)

R E G I O N A L N E S P Ó ¸ K I D Y S T RY B U C Y J N E

Spó∏ki obrotu energià

Sprywatyzowane: GZE (Vattenfall – 75%) STOEN (RWE – 99%) W∏asnoÊç paƒstwa: ENERGA, ENION, ENEA, EnergiaPro, ZE Warszawa Teren, ZE Ok. Radomsko-Kieleckiego, Rzeszowski ZE, ZE Bia∏ystok, ZE ¸ódê Teren, Lubelskie ZE LUBZEL, ¸ódzki ZE, Zamojska Korporacja Energetyczna

Odbiorcy taryfowi

Odbiorcy uprawnieni

Rys. 6

2.2. KLUCZOWE ZAGADNIENIA DLA POLSKIEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ 2.2.1 Nowy program dla elektroe n e r g e t y k i ( m a r z e c 2 0 0 6 r. ) Przed omówieniem treÊci programu istotne jest przyj´cie za∏o˝enia, ˝e rzàd wyka˝e dostatecznà determinacj´ w realizacji

Sà to: • bezpieczeƒstwo energetyczne, • poprawa konkurencyjnoÊci, • ochrona Êrodowiska. Program obejmuje cztery obszary, w których wymagane sà dodatkowe dzia∏ania dla osiàgni´cia tych celów: • struktur´ rynku, • prywatyzacj´,

programu (np. w zakresie negocjacji ze zwiàzkami) oraz przetrwa polityczne zawirowania, utrzymujàc mandat pozwalajàcy na wprowadzenie zmian.

• prawo i regulacje, • nowe technologie wytwarzania.

Nowy program postrzegamy jako kolejny przyk∏ad staraƒ ze strony polskiego rzàdu na rzecz stworzenia spójnej polityki dla sektora energetycznego. Skupia si´ on na trzech zasadniczych celach.

Program ma na celu spe∏nienie wymogów okreÊlonych w przepisach krajowych i wspólnotowych, a tak˝e wzmocnienie sektora elektroenergetycznego przed jego pe∏nà liberalizacjà i integracjà z europejskim rynkiem energii elektrycznej.

15

Polski rynek energii elektrycznej

Choç na obecnym etapie program ten jest jeszcze bardzo ogólny i brakuje w nim szczegó∏owych informacji (m.in. kon-

… ma on jednak tak˝e ograniczenia: • Je˝eli majàtek sieciowy wchodzi w sk∏ad przedsi´biorstw

kretnych rozwiàzaƒ proponowanych w procesie wdro˝enia, harmonogramu, kluczowych etapów; na przyk∏ad nie ma w nim nic na temat procesu restrukturyzacji nowo utworzonych spó∏ek), jego g∏ówne za∏o˝enie jest jasne: budowa silnych,

zintegrowanych pionowo, wówczas systemy dystrybucyjne muszà byç zarzàdzane przez podmioty prawnie odr´bne, w celu spe∏nienia wymogów ustanowionych przepisami UE. Istotne jest rozró˝nienie mi´dzy wyodr´bnieniem prawnym

zintegrowanych pionowo przedsi´biorstw i utworzenie narodowego czempiona zdolnego do konkurencji na powstajàcym rynku europejskim.

a rozdzia∏em pod wzgl´dem w∏asnoÊci. Odr´bnoÊç prawna nie pociàga za sobà zmiany w∏asnoÊci aktywów. Mimo to, w celu zapewnienia niedyskryminacyjnego procesu decyzyjnego, wymagane jest utworzenie niezale˝nej struktury

2.2.2. Model zintegrowany pionowo W czerwcu 2005 r. poprzedni rzàd zatwierdzi∏ plany poziomej integracji sektora energetycznego, majàc na celu uzyskanie efektów skali. Obecny rzàd uwa˝a, ˝e poprawa w zakresie zdolnoÊci inwestycyjnych i konkurencyjnoÊci na europejskim rynku energii elektrycznej nie b´dzie mo˝liwa bez przeprowadzenia szybkiej integracji pionowej krajowego sektora energetyki. Model ten ma wiele zalet: • Stanowi on naturalne zabezpieczenie przed wahaniami cen rynkowych. Wytwórcy w Polsce nie majà w chwili obecnej dost´pu do odbiorców koƒcowych. W Êrodowisku konkurencyjnym przedsi´biorstwa czysto wytwórcze majà zwykle stosunkowo s∏aby profil finansowy. Przedsi´biorstwa zintegrowane (zajmujàce si´ wytwarzaniem i dostawà energii) sà w znacznie mniejszym stopniu nara˝one na ryzyko rynkowe ni˝ przedsi´biorstwa czysto wytwórcze. Po∏àczenie bazy dostaw z mocà wytwórczà pozwala im z∏agodziç efekt zmiennoÊci cen na rynku. Dotychczas obowiàzujàce w Polsce KDT w du˝ej mierze eliminowa∏y ryzyko rynkowe, znacznie ograniczajàc ryzyko zwiàzane z dzia∏alnoÊcià wytwórczà. Tymczasem integracja dzia∏alnoÊci wytwórczej i dostaw jest trendem nieuniknionym na poddanym liberalizacji rynku. Z punktu widzenia wiarygodnoÊci kredytowej, przedsi´biorstwa zintegrowane pionowo oceniane sà przez banki i agencje ratingowe jako silniejsze ni˝ spó∏ki czysto wytwórcze lub handlowe.

W przeciwnym wypadku przedsi´biorstwo mo˝e mieç tzw. pozycj´ krótkà w wytwarzaniu i byç nara˝one na wzrost hurtowych cen energii elektrycznej bàdê te˝ pozycj´ d∏ugà w wytwarzaniu i byç nara˝one na spadek cen hurtowych. Wydaje si´, ˝e dwie mniejsze grupy przedsi´biorstw wymienione w programie z marca 2006 r. nie b´dà mieç zapewnionej optymalnej równowagi w zakresie wytwarzania i dostaw. • Decyzje polityczne i pozycja zwiàzków mogà mieç wp∏yw na szybkoÊç i skutecznoÊç realizacji modelu zintegrowanego pionowo. • Je˝eli integracji pionowej towarzyszyç b´dzie integracja pozioma, wprowadzenie nowego modelu mo˝e skutkowaç wszcz´ciem post´powania przez unijny organ nadzorujàcy konkurencj´. Porównanie z rynkami europejskimi: Model zintegrowany pionowo jest standardem w Europie Zachodniej. W Wielkiej Brytanii, b´dàcej jednym z pierwszych krajów, który zrestrukturyzowa∏ swój sektor elektroenergetyczny i otworzy∏ go dla konkurencji, w wi´kszoÊci przedsi´biorstw energetycznych w ciàgu minionych lat zasz∏y zmiany. Aby zachowaç swój udzia∏ w rynku i utrzymaç dotychczasowy poziom zysków, dokona∏y one integracji pionowej poprzez po∏àczenie dzia∏alnoÊci wytwórczej i dostawczej.

W rezultacie, aby uzyskaç takà samà ocen´ wiarygodnoÊci kredytowej jak zintegrowane pionowo przedsi´biorstwo elektroenergetyczne, niezintegrowane przedsi´biorstwo

Na przyk∏ad Scottish & Southern Energy oraz Scottish Power, dzi´ki zintegrowanej pionowo strukturze i mo˝liwoÊci przeniesienia rosnàcych kosztów paliw na odbiorc´ koƒcowego, nie

musia∏oby mieç znacznie mocniejszy profil finansowy. • Zapewnia mas´ krytycznà. Wa˝nym czynnikiem branym pod uwag´ przy ocenie profilu kredytowego firmy jest jej wiel-

ucierpia∏y zbytnio z powodu ubieg∏orocznego wzrostu hurtowych cen energii elektrycznej. Tymczasem Centrica, wiodàcy brytyjski dostawca gazu i energii elektrycznej, ze wzgl´du na

koÊç, jako ˝e du˝e podmioty zwykle radzà sobie lepiej ni˝ ma∏e pod wzgl´dem jakoÊci kredytowej, zw∏aszcza w trudnym konkurencyjnym otoczeniu. WielkoÊç odgrywa rol´

posiadanà krótkà pozycj´ w wytwarzaniu, dotkliwie odczu∏ wzrost cen hurtowych energii. Zosta∏ zmuszony do zakupienia drogiej energii na rynku, a tylko cz´Êç kosztów móg∏ przenieÊç

równie˝ w procesie konsolidacji, jaki toczy si´ w europejskim sektorze energetycznym, poniewa˝ mo˝na spodziewaç si´, ˝e du˝e podmioty b´dà przejmowaç ma∏e (chocia˝ nie zawsze jest to regu∏à – np. oferta kupna Endesy z∏o˝ona

na odbiorców koƒcowych. Obecnie kupuje udzia∏y w elektrowniach w celu poprawy posiadanej pozycji w wytwarzaniu.

przez Gas Natural).

16

zarzàdzajàcej. • Integracja pionowa gwarantuje zabezpieczenie przed wahaniami cen jedynie wówczas, gdy moce wytwórcze przedsi´biorstwa odpowiadajà zapotrzebowaniu na dostawy.

PoÊród dziesi´ciu krajów, które sta∏y si´ cz∏onkami UE w 2004 r., pierwsze miejsce pod wzgl´dem wielkoÊci zainstalowanej

Polski rynek energii elektrycznej

mocy zajmuje Polska (31 GW), za nià Czechy (17 GW), W´gry (9 GW) i S∏owacja (8 GW).

ty sà atrakcyjniejszymi kandydatami w przypadku prywatyzacji i przej´ç, w szczególnoÊci je˝eli ich potencjalny nabywca

Jednà z najbardziej aktywnych spó∏ek wywodzàcych si´ z nowych krajów cz∏onkowskich jest CEZ. Jest to najwi´kszy zintegrowany producent energii elektrycznej w Czechach, posiadajàcy 71% krajowej mocy zainstalowanej i udzia∏ w rynku sprzeda-

nie jest jeszcze obecny na polskim rynku. Powinno to znaleêç odzwierciedlenie w ich wartoÊci. • Z punktu widzenia dzia∏ajàcych ju˝ podmiotów integracja pionowa jest preferowanym modelem funkcjonowania na

˝y energii si´gajàcy ok. 63%. Obecnie CEZ realizuje ambitnà strategi´ ekspansji skupionà na Europie Ârodkowo-Wschodniej. Na W´grzech sprywatyzowano wszystkie szeÊç regionalnych

zliberalizowanym rynku. W powiàzaniu z integracjà poziomà zwi´kszy ona ich mo˝liwoÊci w zakresie konkurencji. • Z punktu widzenia inwestorów zagranicznych dzia∏ajàcych

spó∏ek dystrybucyjnych i wi´kszoÊç elektrowni cieplnych (ok. 75% krajowej mocy zainstalowanej). G∏ównymi nowymi w∏aÊcicielami zosta∏y zintegrowane pionowo firmy europejskie (RWE, E.ON, EDF).

ju˝ w Polsce, takich jak EDF, Electrabel, RWE i Vattenfall, pionowa integracja dzia∏ajàcych ju˝ podmiotów mo˝e byç szkodliwa, je˝eli oni sami nie wezmà udzia∏u w procesie konsolidacji.

Paƒstwowym przedsi´biorstwem zintegrowanym pionowo sà Slovenske Elektrarne. To najwi´kszy na S∏owacji wytwórca i dostawca energii, o udziale w rynku wytwarzania i sprzeda˝y energii wynoszàcym ok. 85%. Z powy˝szego zestawienia widaç, ˝e model przedsi´biorstwa zintegrowanego pionowo funkcjonuje w przypadku wi´kszoÊci przedsi´biorstw energetycznych dzia∏ajàcych w Europie, nie wy∏àczajàc paƒstw, które przystàpi∏y do UE w 2004 r. OdnoÊnie do regulowanej dzia∏alnoÊci sieciowej, w wi´kszoÊci paƒstw europejskich dokonano wydzielenia (unbundlingu) dzia∏alnoÊci operatorskiej w zakresie przesy∏u pod wzgl´dem prawnym lub w∏asnoÊciowym. Z drugiej strony ˝aden kraj nie zdecydowa∏ o wyodr´bnieniu dzia∏alnoÊci dystrybucyjnej pod wzgl´dem struktury w∏asnoÊciowej, a w zaledwie 11 z 25 krajów dokonano prawnego wydzielenia dzia∏alnoÊci dystrybucyjnej w przedsi´biorstwach zintegrowanych pionowo. Skutki wprowadzenia modelu zintegrowanego pionowo: • Proces konsolidacji zmieni struktur´ rynku energii elektrycznej w Polsce; poprzez zmniejszenie liczby graczy mo˝e prowadziç do powstania oligopolu. Sytuacja taka mo˝e nie

2.2.3. Restrukturyzacja kontraktów d∏ugoterminowych (KDT) Po raz pierwszy rzàd polski wysunà∏ propozycj´ restrukturyzacji KDT w 2000 r. G∏ównym celem tych dzia∏aƒ jest realizacja zobowiàzaƒ przedakcesyjnych Polski w dziedzinie energetyki, w zakresie likwidacji przeszkód utrudniajàcych rozwój konkurencji, w tym konsekwentnej eliminacji subsydiowania skroÊnego i utworzenia niezale˝nych operatorów. W 1993 r. Polskie Sieci Energetyczne (PSE) i wytwórcy zacz´li podpisywaç d∏ugoterminowe umowy sprzeda˝y energii, w których ustalono cen´ i iloÊç energii, jaka mia∏a byç sprzedawana w okresie do 30 lat. Mia∏o to miejsce po dokonaniu rozdzia∏u w sektorze i pojawieniu si´ PSE jako g∏ównego odbiorcy energii elektrycznej na rynku hurtowym. Wi´kszoÊci wytwórców brakowa∏o Êrodków finansowych, by przeprowadziç niezb´dne du˝e inwestycje w rozbudow´ i modernizacj´. W rezultacie kontrakty wykorzystywano jako zabezpieczenie kredytów bankowych pozwalajàcych wytwórcom na sfinansowanie inwestycji. Dzi´ki KDT mo˝liwe sta∏o si´ podniesienie standardów technicz-

sprzyjaç rozwiàzaniu problemu KDT, a tak˝e mo˝e utrudniaç stworzenie zliberalizowanego rynku.

nych elektrowni. Wi´kszoÊç z nich nie zosta∏aby jednak zawarta w warunkach rynkowych – ró˝nica mi´dzy cenà energii z KDT i cenà na rynku konkurencyjnym si´ga kilkudziesi´ciu

• Oprócz integracji pionowej jednym z g∏ównych kierunków okreÊlonych przez obecny rzàd jest integracja pozioma. Poprzez utworzenie BOT, PKE i PAK nastàpi∏a ju˝ konsolidacja

procent. KDT stanowià powa˝nà przeszkod´ dla reform i liberalizacji rynku. W chwili obecnej energia sprzedawana w ramach KDT stanowi ok. 50% produkcji energii elektrycznej

rynku wytwarzania w Polsce. Integracja taka powinna poprawiç efektywnoÊç podmiotów dzi´ki zwi´kszeniu korzyÊci skali i wykorzystaniu istniejàcych synergii.

w Polsce. W najbli˝szych latach wielkoÊç ta b´dzie stopniowo maleç.

• Powstanie ograniczonej liczby dominujàcych graczy mo˝e byç niekorzystne dla odbiorców koƒcowych, je˝eli gracze tacy dysponowaç b´dà znacznà si∏´ rynkowà. • Z punktu widzenia paƒstwa mo˝e si´ z tym wiàzaç powstanie

W styczniu 2004 r. rzàd przyjà∏ projekt ustawy uniewa˝niajàcej KDT. PSE mia∏y wyemitowaç obligacje, których koszt ponieÊliby

problemów natury regulacyjnej i politycznej. Wskutek zwi´kszenia si∏y uczestników rynku zadanie regulatora mo˝e staç si´ utrudnione, a odbiorcy koƒcowi mogà odczuç nieatrakcyjne warunki rynkowe. Z drugiej strony zintegrowane podmio-

odbiorcy koƒcowi poprzez specjalnà op∏at´ restrukturyzacyjnà uwzgl´dnionà w taryfach. Wytwórcy mieli otrzymaç rekompensaty w formie jednorazowej wyp∏aty. Rozwiàzanie to zosta∏o skrytykowane przez regulatorów z UE jako przyk∏ad niezgodnej z prawem pomocy paƒstwowej i projekt zosta∏ zaniechany.

17

Polski rynek energii elektrycznej

Obecnie wydaje si´, ˝e rzàd rozwa˝a rozwiàzanie przypominajàce proponowany przed paroma laty System Op∏at Kompensacyjnych. W proponowanym systemie wytwórcy otrzymywaliby rekompensaty w okresach rocznych, zaÊ Êrodki na rekompensaty pochodzi∏yby z op∏at wnoszonych przez odbiorców w taryfach za us∏ugi przesy∏owe i dystrybucyjne. Planowany termin wdro˝enia rozwiàzania przypada na 1 lipca 2007 r. Jego realizacja wymagaç b´dzie szybkiego przekazania projektu ustawy do prac we w∏aÊciwej komisji sejmowej (przewidywany termin: do 31 sierpnia 2006 r.). Rozwiàzanie proponowane w nowym projekcie wzorowane by∏oby na rozwiàzaniu zaproponowanym w 2004 r. w Portugalii, przypominajàcym hiszpaƒskà metod´ „Competition Transition Costs” (CTC). Szczegó∏y dotyczàce tej metody zosta∏y omówione w rozdziale 2.3.3. Choç na razie nie wiadomo do koƒca, jaki mechanizm odzyskiwania kosztów osieroconych zostanie wdro˝ony w Polsce, uwa˝amy, ˝e – zwa˝ywszy na dotychczasowe doÊwiadczenia na innych rynkach – mechanizmy takie zwykle nie sà w stanie w ca∏oÊci wyeliminowaç barier wejÊcia.

W celu odbudowy mocy wytwórczej: Ponad 60% mocy zainstalowanej w Polsce ma powy˝ej 25 lat. Jednostki takie b´dà musia∏y w najbli˝szym czasie byç systematycznie wycofywane z u˝ycia lub modernizowane. Choç dynamika tego procesu jest jeszcze stosunkowo niewielka, b´dzie ona gwa∏townie ros∏a w ciàgu nadchodzàcych kilku lat. Dodatkowo wàtpliwa czasami jest jakoÊç mocy zainstalowanej, brakuje te˝ mocy szczytowych. Pomimo znacznych inwestycji zrealizowanych w ostatnich latach ocenia si´ (zgodnie z szacunkami KPMG), ˝e dalsze niezb´dne nak∏ady na majàtek wytwórczy w okresie najbli˝szych dziesi´ciu lat wyniosà 7 – 10 mld EUR. ¸àczna wielkoÊç niezb´dnych inwestycji w ciàgu najbli˝szych dziesi´ciu lat wynosi zatem wed∏ug KPMG mi´dzy 9 a 14 mld EUR. Wed∏ug polskiej firmy doradczej EPC ∏àczna kwota nak∏adów inwestycyjnych wymaganych w okresie najbli˝szych dziesi´ciu lat waha si´ mi´dzy 11 a 16 mld EUR, a wi´c o 2 mld EUR powy˝ej szacunków KPMG. Prognozy te uwzgl´dniajà wzrost PKB i skorelowany z nim

2.2.4. Inwestycje niezb´dne w polskim sektorze elektroenergetycznym W celu spe∏nienia wymogów ochrony Êrodowiska: Zaostrzajàce si´ w skali globalnej normy ochrony Êrodowiska oraz wymogi unijnych dyrektyw Êrodowiskowych sà powodem podj´cia du˝ych inwestycji w redukcj´ emisji CO2, NOx i SO2 w Polsce. Wi´kszoÊç du˝ych elektrowni realizuje obecnie programy majàce na celu dostosowanie do nowych norm ochrony Êrodowiska. Mimo to ponad 40% polskich elektrowni wcià˝ nie spe∏nia limitów emisji SO2, jakie b´dà obowiàzywaç od 2008 r.,

2.2.5. Bezpieczeƒstwo energetyczne

a ponad 90% mocy zainstalowanej nie spe∏nia limitów emisji NOx, jakie obowiàzywaç b´dà od 2016 r.

Oprócz poprawy konkurencyjnoÊci i ochrony Êrodowiska jednym z g∏ównych celów okreÊlonych w nowym programie jest bezpieczeƒstwo energetyczne. Wa˝nym elementem bezpieczeƒstwa dostaw energii w Polsce jest dominujàcy udzia∏ paliwa w´glowego, osiàgane ono jednak jest kosztem ochrony Êrodowiska, jako ˝e z elektrowni opalanych w´glem pochodzi ponad dwukrotnie wi´cej emisji CO2 ni˝ z elektrowni opalanych gazem.

Zgodnie z szacunkami KPMG w ciàgu najbli˝szych dziesi´ciu lat potrzeby inwestycyjne zwiàzane z wymogami ochrony Êrodo-

W celu zwi´kszenia niezale˝noÊci energetycznej przy jednoczesnej redukcji emisji zanieczyszczeƒ Polska powinna

wiska wyniosà od 2 do 4 mld EUR.

rozwijaç êród∏a odnawialne oraz wspieraç technologie spalania biomasy i przystosowanie odpadów do produkcji energii. Oprócz istniejàcego systemu zielonych certyfikatów nale˝y wprowadziç zach´ty wspierajàce produkcj´ energii z wiatru, odpadów i biomasy. Do utrzymania niezale˝noÊci

WÊród g∏ównych za∏o˝eƒ rzàdowego dokumentu programowego znajduje si´ wsparcie rozwoju êróde∏ odnawialnych energii. Autorzy stwierdzajà, ˝e system handlu zielonymi certyfikatami jest nieskuteczny i wymaga pilnego dopracowania.

18

wzrost zapotrzebowania na energi´ elektrycznà oraz zakres niezb´dnych modernizacji i inwestycji zwiàzanych z wymianà dotychczas funkcjonujàcych jednostek wytwórczych.

Rzàd oczekuje, ˝e promowanie produkcji energii ze êróde∏ odnawialnych realizowane b´dzie poprzez wdro˝enie mechani-

energetycznej, przy jednoczesnej redukcji emisji CO2, przyczyni∏aby si´ te˝ budowa elektrowni nuklearnych, jednak energetyka jàdrowa wymaga olbrzymich nak∏adów

zmów wsparcia oraz dzi´ki Êrodkom uzyskiwanym z Narodowego Funduszu Ochrony Ârodowiska. Je˝eli chodzi o spe∏nienie wymagaƒ w zakresie redukcji emisji SO2, ich skuteczna realiza-

finansowych oraz spo∏ecznej akceptacji. OpowiadalibyÊmy si´ tak˝e za budowà nowoczesnych bloków gazowo-parowych (CCGT), dzi´ki którym poprawie uleg∏aby dywersyfikacja

cja wià˝e si´ z wprowadzeniem dodatkowego mechanizmu wspomagajàcego. Niestety program nie zawiera wi´cej szczegó∏ów na temat planowanych mechanizmów wsparcia.

struktury wytwarzania oraz zmniejszy∏by si´ niedobór mocy szczytowych.

Polski rynek energii elektrycznej

WÊród Êrodków majàcych na celu popraw´ bezpieczeƒstwa energetycznego rzàd wymienia równie˝ rozbudow´ po∏àczeƒ z sàsiednimi systemami elektroenergetycznymi oraz udoskonalenie metod aukcyjnych.

2.2.6. Utworzenie narodowego czempiona

swojà pozycj´, by w efekcie znaleêç si´ wÊród nielicznych czo∏owych graczy europejskich. W przypadku sektora elektroenergetycznego wielkoÊç nie ma a˝ tak znaczàcego wp∏ywu na rentownoÊç operacyjnà jak w przypadku innych sektorów przemys∏u. Nie obserwujemy, by w przedsi´biorstwach europejskich wyst´powa∏a silna i pozy-

Celem polskiego rzàdu jest utworzenie narodowego czempiona, który by∏by cz´Êcià strategicznego majàtku energetycznego

tywna korelacja mi´dzy wielkoÊcià i mar˝à operacyjnà. WielkoÊç mo˝e natomiast odgrywaç rol´ w przypadku fuzji i przej´ç podmiotów prywatnych.

Skarbu Paƒstwa, oraz budowa silnych, zintegrowanych pionowo przedsi´biorstw energetycznych. W chwili obecnej najwi´kszy polski wytwórca, BOT, posiadajàcy 8 GW mocy wytwórczej i udzia∏ w polskim rynku wytwarza-

Z podejÊciem tym wià˝e si´ szereg mo˝liwoÊci: • Utworzenie silnych, zintegrowanych pionowo przedsi´biorstw oraz narodowego czempiona pozwala∏oby wzmocniç

nia wynoszàcy 26%, plasuje si´ pomi´dzy Scottish & Southern Energy (10 GW) a Slovenske Elektrarne (7 GW). PKE (5 GW), drugi pod wzgl´dem wielkoÊci polski wytwórca, porównywalny jest z najwi´kszymi przedsi´biorstwami holenderskimi, Essent i Nuon. Z prezentowanej poni˝ej tabeli jasno wynika, ˝e polskie przedsi´biorstwa elektroenergetyczne sà stosunkowo niewielkie w porównaniu z najwi´kszymi graczami europejskimi. PGE, narodowy czempion, którego zamierza utworzyç rzàd, by∏by silnym graczem regionalnym, ale w skali europejskiej – graczem stosunkowo ma∏ym. Najwi´ksze koncerny europejskie (EDF, E.ON, Enel) sà co najmniej czterokrotnie wi´ksze od PGE, a obecnie usi∏ujà jeszcze bardziej wzmocniç Przedsi´biorstwa energetyczne

pionowà i poziomà integracj´ polskiego rynku energii elektrycznej. • Dzi´ki temu powinna ulec poprawie jakoÊç kredytowa zintegrowanych podmiotów, a to z kolei powinno poprawiç ich mo˝liwoÊci w zakresie finansowania. … lecz wià˝e si´ z nim równie˝ ryzyko: • Zwi´ksza si´ ryzyko powstania rynku oligopolistycznego, czego efektem mo˝e byç podj´cie przez Komisj´ UE dochodzenia regulacyjnego oraz dotyczàcego przestrzegania regu∏ konkurencji, a tak˝e powÊciàgliwoÊç ze strony inwestorów prywatnych. Moc zainstalowana (GW)

EDF

126

E.ON

54

Enel

47

RWE

45

Vattenfall

33

Endesa

29

Electrabel

29

Iberdrola

20

EnBW

15

CEZ

12

Fortum

11

EDP

11

Scottish and Southern Energy

10

PGE

10

BOT

8

Slovenske Elektrarne

7

Union Fenosa

6

Scottish Power

6

Essent

5

PKE

5

Nuon

4

PAK Rys. 7

3 èród∏o: Firmy

19

Polski rynek energii elektrycznej

• W przypadku niektórych grup, które planuje utworzyç polski rzàd, majàtek wytwórczy zlokalizowany by∏by w obszarach oddalonych od miejsca dostaw. Na efektywnie funkcjonujàcym rynku nie powinno to jednak stanowiç problemu.

2.2.7. Powodzenie realizacji programu – wyzwania i niezb´dne warunki Chocia˝ program b´dzie mieç korzystny wp∏yw na pozycj´ rynkowà i sytuacj´ finansowà graczy, dostrzegamy równie˝ wià˝àce si´ z nim wyzwania i wàtpliwoÊci: • Rzàd b´dzie musia∏ wykazaç si´ determinacjà, pozwalajàcà zrealizowaç program, oraz przetrwaç polityczne zawirowania, utrzymujàc mandat do wprowadzenia zmian. W przypadku rekonstrukcji rzàdu lub przedterminowych wyborów realizacja programu mo˝e si´ znaczàco opóêniç. Kluczowe znaczenie b´dzie te˝ mieç jakoÊç nadzoru ze strony Ministerstwa Gospodarki. • W zakresie struktury rynku: wdro˝enie dyrektyw unijnych w ustalonym terminie wymaga przystosowania rynku krajowego do nowych regu∏ (zasada TPA – dost´p stron trzecich, odbiorcy uprawnieni, ramy regulacyjne, unbundling i inne). Z uwagi na tempo otwierania rynku rzàd nie ma wiele czasu na wprowadzenie w ˝ycie przepisów zwi´kszajàcych konkurencyjnoÊç sektora. Zasadnicze znaczenie ma przyj´cie podejÊcia zintegrowanego, oznaczajàcego zrównowa˝enie tempa otwierania rynku z poprawà konkurencyjnoÊci. Z drugiej strony wprowadzenie mechanizmów rynkowych oraz warunki uproszczonego dost´pu stanowià potencjalne zagro˝enie dla dotychczasowych graczy. • Obowiàzywanie KDT stanowi zasadniczà przeszkod´ dla pe∏nej konkurencji na polskim rynku energii elektrycznej, a powstanie oligopolu mog∏oby skomplikowaç proces odzyskiwania kosztów osieroconych. • Polityka w∏aÊcicielska i prywatyzacyjna to dwa elementy niezwykle podatne na wp∏ywy polityczne. • Wiele przestarza∏ych obiektów wymaga modernizacji, podczas gdy inne muszà zostaç zastàpione nowymi. Tymczasem umiarkowane obecnie ceny rynkowe energii elektrycznej nie gwarantujà mo˝liwoÊci uzyskania zwrotu z niezb´dnych inwestycji. • W zakresie zarzàdzania i strategii: konkurencyjny rynek

2.3.1. Przeglàd rynku Dysponujàca ∏àcznà zainstalowanà mocà wytwórczà netto wielkoÊci 30,5 GW Polska wytwarza wi´cej energii elektrycznej, ni˝ zu˝ywa. W 2003 r. eksport energii z Polski wyniós∏ 15 146 GWh, co stanowi∏o 10% produkcji, a import – 4 985 GWh. Poczàwszy od lat 90., Polska jest eksporterem netto energii elektrycznej, co zawdzi´cza nadwy˝ce zainstalowanej mocy wytwórczej. Nadwy˝ka ta jest jednak tylko pozorna, poniewa˝ cz´Êç jednostek wytwórczych b´dzie musia∏a zostaç w niedalekiej przysz∏oÊci zamkni´ta z uwagi na starzenie si´ i wymogi ochrony Êrodowiska. Równolegle z procesem konsolidacji podsektora wytwórczego, podj´tym przez poprzedni rzàd, przystàpiono do prywatyzacji wybranych elektrowni. Do dnia dzisiejszego podmioty zagraniczne przej´∏y kontrol´ nad nast´pujàcymi sprywatyzowanymi elektrowniami: Elektrownià Rybnik, Elektrownià Po∏aniec i Elektrownià Skawina. Najwi´kszym producentem energii w Polsce jest BOT S.A., posiadajàcy 8 GW mocy wytwórczej oraz 26% udzia∏ w polskim rynku wytwarzania energii. Drugie miejsce zajmuje PKE S.A., o ∏àcznej mocy zainstalowanej 5 GW i udziale w rynku wynoszàcym 15%. Skumulowany udzia∏ w rynku siedmiu najwi´kszych producentów energii w Polsce wynosi ok. 75%. Na pozosta∏e 25% sk∏ada si´ stosunkowo du˝a liczba niewielkich podmiotów. W chwili obecnej rynek wytwarzania energii w Polsce wydaje si´ rynkiem bardziej rozdrobnionym ni˝ w wi´kszoÊci paƒstw europejskich.

2.3.2. Polski rynek wytwarzania energii elektrycznej na tle europejskim Pod wzgl´dem ca∏kowitej krajowej produkcji energii elektrycznej brutto Polska, z udzia∏em w rynku wynoszàcym 5%, zaj´∏a w 2003 r. szóste miejsce poÊród paƒstw tworzàcych dziÊ UE-25 – wyprzedzi∏y jà Niemcy (19%), Francja (18%), Wielka Brytania (13%), W∏ochy (9%) i Hiszpania (8%), a za nià uplasowa∏a si´

muszà rozbudowaç dzia∏y obrotu energià i zarzàdzania ryzykiem. Konieczne jest kszta∏towanie kultury efektywnoÊci ope-

Szwecja (4%) i Holandia (3%). W porównaniu ze swymi odpowiednikami europejskimi (rys. 10) najwi´kszy polski wytwórca (BOT) plasuje si´ pomi´dzy Scottish Southern Energy (10 GW) a Union Fenosa (6 GW). Dysponuje on wi´kszà mocà wytwórczà ni˝ przedsi´biorstwa ta-

racyjnej i kosztowej, poniewa˝ na mechanizm kszta∏towania cen w coraz wi´kszym stopniu oddzia∏ywaç b´dà si∏y rynkowe. Nominacje na kluczowe stanowiska pod wp∏ywem nacisków

kie jak Scottish Power (6 GW) czy Essent (5 GW). Posiadajàcy moc wytwórczà 5 GW PKE, drugi pod wzgl´dem wielkoÊci polski producent energii, porównywalny jest z najwi´kszymi przed-

politycznych by∏yby w takiej sytuacji wysoce ryzykowne. • Czy proces restrukturyzacji umo˝liwi pe∏ne wykorzystanie efektów skali?

si´biorstwami holenderskimi, Essent i Nuon. Wa˝nym czynnikiem branym pod uwag´ przy ocenie profilu kredytowego firmy jest jej wielkoÊç, jako ˝e du˝e podmioty

wymaga rozwijania nowych umiej´tnoÊci, takich jak zrozumienie dynamiki rynku i oddzia∏ywania regulacji. Przedsi´biorstwa

20

2.3. RYNEK WYTWARZANIA

Polski rynek energii elektrycznej

Najwi´ksi wytwórcy energii w Polsce Udzia∏owiec wi´kszoÊciowy (UW)

Udzia∏ w % UW

26% 15% 7% 5%

Skarb Paƒstwa

100%

15% 5% 4% 3% 3% 1%

Skarb Paƒstwa

85,07%

1 535 1 155 840 786 200

50%

1 600 600 538

9% 5% 2% 2%

Skarb Paƒstwa

w´giel brunatny w´giel brunatny w´giel brunatny

Kozienice

w´giel kamienny

2 820

9%

Skarb Paƒstwa

100%

Rybnik

w´giel kamienny

1 775

6%

EDF Polska

51,40%

Po∏aniec

w´giel kamienny

1 600

5%

Electrabel Polska

100%

Dolna Odra

w´giel kamienny

1 600

5%

Skarb Paƒstwa

100%

Ostro∏´ka

w´giel kamienny

647

2%

Skarb Paƒstwa

100%

Skawina

w´giel kamienny

590

2%

CEZ

74,43%

Stalowa Wola

w´giel kamienny

330

1%

Skarb Paƒstwa

100%

Rodzaj paliwa podstawowego

Moc zainstalowana (elektryczna) (MW)

BOT S.A. Be∏chatów Turów Opole

w´giel brunatny w´giel brunatny w´giel kamienny

4 430 2 027 1 492

PKE S.A. Jaworzno ¸aziska ¸agisza Siersza Halemba

w´giel w´giel w´giel w´giel w´giel

kamienny kamienny kamienny kamienny kamienny

PAK S.A. Pàtnów Adamów Konin

Nazwa spó∏ki

1

Udzia∏ w rynku1

wartoÊci zaokràglone

Rys. 8

èród∏o: EPC S.A.

zwykle uzyskujà lepsze wyniki ni˝ ma∏e. WielkoÊç odgrywa rol´ równie˝ w konsolidujàcym si´ europejskim sektorze energetycznym, poniewa˝ mo˝na spodziewaç si´, ˝e du˝e podmioty b´dà przejmowaç ma∏e (choç nie zawsze jest to regu∏à).

2.3.3. Koszty osierocone/kontrakty d∏ugoterminowe Z definicji kosztów osieroconych wynika, ˝e sà to historyczne koszty, które nie zosta∏y odzyskane przez inwestorów ze sprzeda˝y energii elektrycznej lub innych us∏ug (np. us∏ug systemowych) i nie b´dà ju˝ mo˝liwe do odzyskania na rynku konkurencyjnym. Po przeprowadzeniu podzia∏u sektora w 1993 r. i pojawieniu si´ PSE jako g∏ównego odbiorcy energii elektrycznej na rynku hurtowym, PSE i wytwórcy podpisali d∏ugoterminowe umowy sprzeda˝y energii, w których ustalono cen´ i iloÊç energii, jaka mia∏a byç sprzedawana w okresie do 30 lat. W sektorze

Rozwini´cie skrórtów nazw paƒstw na str. 40.

Rys. 9

èród∏o: Eurostat

wytwórczym istnia∏o wówczas du˝e zapotrzebowanie na kapita∏ inwestycyjny, a wi´kszoÊci wytwórców brakowa∏o mo˝liwoÊci finansowych, by przeprowadziç niezb´dne du˝e inwestycje w rozbudow´ i modernizacj´. Kontrakty stanowi∏y dla banków wiarygodne zabezpieczenie kredytów pozwalajàcych wytwórcom na sfinansowanie inwestycji. ¸àczna kwota tych kredytów przekroczy∏a 17 mld PLN (4,5 mld EUR). Chocia˝ KDT umo˝liwi∏y podniesienie standardów technicznych, wi´kszoÊç z nich nie zosta∏aby zawarta w warunkach

Rys. 10

èród∏o: Firmy

21

Polski rynek energii elektrycznej

rynkowych. Na przyk∏ad w 2001 r. cena energii z KDT waha∏a si´ mi´dzy 120 a 200 PLN/MWh, podczas gdy cena

obligacje, których koszt op∏aciliby odbiorcy koƒcowi poprzez specjalnà op∏at´ restrukturyzacyjnà uwzgl´dnionà w taryfach.

na rynku konkurencyjnym – mi´dzy 100 a 110 PLN/MWh.

Projekt ten zosta∏ skrytykowany przez regulatorów z UE, którzy uznali go za przyk∏ad niezgodnej z prawem pomocy paƒstwowej. Co wi´cej, Komisja nie uzna∏a za w∏aÊciwe rozwiàzania w formie jednorazowej wyp∏aty Êrodków, bez mo˝liwoÊci moni-

W chwili obecnej energia sprzedawana w ramach KDT stanowi ok. 50% produkcji energii elektrycznej w Polsce. W najbli˝szych latach wielkoÊç ta b´dzie stopniowo maleç (rys. 11).

torowania programu i póêniejszej korekty wyp∏at wynikajàcych z warunków rynkowych kszta∏tujàcych si´ po rozwiàzaniu umów. Najnowsze informacje wskazujà, ˝e rzàd rozwa˝a obecnie rozwiàzanie przypominajàce zaniechany wczeÊniej System Op∏at Kompensacyjnych. W takim przypadku PSE S.A. nie emitowa∏y-

W 2000 r. polski rzàd wysunà∏ propozycj´ uniewa˝nienia KDT i wyp∏acenia wytwórcom rekompensaty, w przypadku gdy cena

by obligacji i nie nastàpi∏aby jednorazowa wyp∏ata odszkodowania. W proponowanym systemie wytwórcy otrzymywaliby rekompensaty w okresach rocznych, zaÊ Êrodki na rekompensaty pochodzi∏yby z op∏at wnoszonych przez odbiorców w taryfach za us∏ugi przesy∏owe i dystrybucyjne. Planowany termin wdro˝enia rozwiàzaƒ to 1 lipca 2007 r. Jednak˝e, aby by∏ on mo˝liwy do spe∏nienia, projekt ustawy musi stosunkowo szybko trafiç do prac w odpowiedniej komisji sejmowej (przewidywany termin: do 31 sierpnia 2006 r.). Rozwiàzanie proponowane w nowym projekcie przypomina hiszpaƒskà metod´ „Competition Transition Costs” (CTC). W przypadku Hiszpanii na wp∏ywy uzyskiwane przez dotychczasowych wytwórców sk∏adajà si´ przychody ze sprzeda˝y energii oraz dop∏aty CTC. Przychody ze sprzeda˝y sà bezpoÊrednio zwiàzane z udzia∏em wytwórcy w rynku oraz poziomem cen. Z kolei wysokoÊç dop∏at CTC zale˝y od przydzielonego mu udzia∏u CTC (teoretycznego udzia∏u w rynku) i sà one tym ni˝sze, im wy˝sze sà ceny rynkowe (wielkoÊç rekompensaty przyznawanej wytwórcom maleje w miar´ wzrostu cen rynkowych). Nale˝y zauwa˝yç, ˝e metod´ zastosowanà w Hiszpanii do

rynkowa spadnie poni˝ej pewnej ceny odniesienia (System Op∏at Kompensacyjnych – SOK). Przedsi´biorstwa sprzedajàce

obliczania kwot dop∏at krytykowano za brak przejrzystoÊci i obecnie rzàd dokonuje jej weryfikacji. Ponadto metoda

energi´ powy˝ej okreÊlonej dla nich ceny odniesienia mia∏yby

ta wywiera wp∏yw na decyzje handlowe wytwórców. Rzeczywi-

wnosiç op∏aty na rzecz funduszu, ze Êrodków którego pochodzi∏yby rekompensaty dla przedsi´biorstw poszkodowanych

Êcie firma obj´ta dop∏atami CTC dostarcza wyprodukowanà iloÊç energii po cenie rynkowej, po czym otrzymuje ró˝nic´ mi´-

w wyniku uniewa˝nienia kontraktów. Istotnym problemem wià˝àcym si´ z tà metodà by∏o wyznaczanie ceny odniesienia. Sfinalizowanie planu okaza∏o si´ problematyczne dla Minister-

dzy ustalonà stawkà w regulowanej taryfie a cenà rynkowà, nie za zakontraktowanà iloÊç, ale stosownie do wielkoÊci przydzielonego udzia∏u CTC. W zwiàzku z tym wzrost ceny rynkowej

stwa Finansów i regulatora (URE). Z SOK zrezygnowano ostatecznie pod koniec 2001 r. W 2002 r. komitet rzàdowy zaproponowa∏, aby zobowiàzania

energii ma na przychody firmy wp∏yw pozytywny (proporcjonalnie do wielkoÊci jej rzeczywistego udzia∏u w rynku) oraz negatywny (proporcjonalny do wielkoÊci udzia∏u CTC).

finansowe wytwórców zosta∏y przej´te przez PSE, a natychmiast po przedterminowym rozwiàzaniu KDT wyp∏acona by∏a jednorazowa rekompensata majàca pokryç koszty osierocone wytwórców. Ârodki na rekompensaty mia∏yby zostaç uzyskane poprzez

W rezultacie przedsi´biorstwa majà motywacj´ do wp∏ywania na wzrost cen, je˝eli ich udzia∏ w rynku jest wi´kszy ni˝ przydzielony im udzia∏ CTC, oraz do wp∏ywania na obni˝anie cen, je˝eli ich udzia∏ w rynku jest mniejszy ni˝ przydzielony udzia∏

emisj´ obligacji finansowanych za pomocà wp∏ywów z dzia∏alnoÊci przesy∏owej. Projektu tego nie wprowadzono w ˝ycie. W styczniu 2004 r. rzàd przyjà∏ projekt ustawy likwidujàcej KDT.

CTC. Dzieje si´ tak jedynie wówczas, gdy przedsi´biorstwa dysponujà odpowiednià si∏à rynkowà i korzystajà z niej (co ma miejsce w Hiszpanii oraz mo˝e mieç miejsce w Polsce,

Podobnie jak w projekcie z 2002 r., PSE mia∏y wyemitowaç

w przypadku dalszej konsolidacji rynku wytwarzania). Istnienie

Rys. 11

èród∏o: EPC S.A., Ministerstwo Gospodarki

G∏ównym celem programu rozwiàzania KDT jest realizacja zobowiàzaƒ przedakcesyjnych Polski w dziedzinie energetyki, w zakresie likwidacji przeszkód utrudniajàcych rozwój konkurencji, w tym konsekwentnej eliminacji subsydiowania skroÊnego i utworzenia niezale˝nych operatorów. Jak dotàd nie uda∏o si´ znaleêç satysfakcjonujàcego rozwiàzania problemu KDT.

22

Polski rynek energii elektrycznej

takiego mechanizmu odzyskiwania kosztów osieroconych stanowi dodatkowà barier´ wejÊcia, poniewa˝ sk∏ania dzia∏ajàcych ju˝ wytwórców do obni˝ania cen poni˝ej poziomu zapewniajàcego rentownoÊç nowo wchodzàcym na rynek konkurentom (którym nie przys∏ugujà dop∏aty CTC).

2.3.4. Struktura paliwowa Na struktur´ paliwowà bezpoÊredni wp∏yw ma obecnoÊç w kraju du˝ych z∏ó˝ w´gla kamiennego i brunatnego (Polska zajmuje 7. miejsce na Êwiecie pod wzgl´dem wielkoÊci z∏ó˝ w´gla) i ograniczona wielkoÊç zasobów ropy, gazu oraz zasobów wodnych. Ponad 90% energii elektrycznej wyprodukowanej w 2004 r. w Polsce pochodzi∏o z elektrowni opalanych w´glem kamiennym lub brunatnym.

Na struktur´ paliwowà coraz wi´kszy wp∏yw b´dzie jednak mieç obowiàzek okreÊlonego udzia∏u energii zielonej (ze êróde∏ odnawialnych) i czerwonej (wytworzonej w skojarzeniu z energià cieplnà) w energii elektrycznej kupowanej przez danà spó∏k´. Udzia∏ obowiàzkowy zielonej energii elektrycznej ma wzrosnàç z 3,6% w 2006 r. do 9% w 2010 r., a czerwonej energii elektrycznej – z 15% do 16% w 2010 r.

2.3.5. Wymogi ochrony Êrodowiska W okresie minionych kilkudziesi´ciu lat polskie elektrownie by∏y êród∏ami emisji znacznych iloÊci CO2, NOx i SO2. Zaostrzenie norm ochrony Êrodowiska w skali Êwiatowej i w poszczególnych krajach, w po∏àczeniu z naciskiem ze strony unijnych dyrektyw Êrodowiskowych, jest powodem podj´cia du˝ych inwestycji w redukcj´ emisji. Wi´kszoÊç du˝ych elektrowni realizuje obecnie programy majàce na celu popraw´ w zakresie spe∏niania przez nie norm ochrony Êrodowiska. Pierwszà polskà elektrownià, która spe∏ni∏a wymogi unijnych dyrektyw w sprawie norm emisji, by∏a Elektrownia Opole (wchodzàca w sk∏ad BOT S.A.). Mimo to ponad 40% polskich elektrowni nie spe∏nia surowych limitów emisji SO2, jakie b´dà obowiàzywaç od 2008 r., a ponad 90% mocy zainstalowanej nie spe∏nia limitów emisji NOx, jakie obowiàzywaç b´dà od 2016 r. KPMG szacuje, ˝e w ciàgu najbli˝szych dziesi´ciu lat konieczne b´dzie zainwestowanie 2 do 4 mld EUR w modernizacj´ jednostek wytwórczych w celu dostosowania ich do wysokich wymagaƒ w zakresie emisji zanieczyszczeƒ do Êrodowiska. Z dniem 1 stycznia 2005 r. w UE wszed∏ w ˝ycie system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych – ETS. Zgodnie z tym systemem obiekty wytwarzajàce ciep∏o i energi´ elek-

èród∏o: EPC S.A.

trycznà o mocy powy˝ej 20 MW zobowiàzane sà do posiadania specjalnych zezwoleƒ na emisj´ CO2. Polski sektor elektroenergetyczny otrzyma∏ du˝à nadwy˝k´ uprawnieƒ do emisji na

Mimo ˝e unijne dyrektywy z dziedziny ochrony Êrodowiska naciskajà na stosowanie ekologicznie czystych technologii

lata 2005 – 2007. Poniewa˝ na razie nie ma rozporzàdzeƒ wykonawczych do ustawy, system handlu emisjami praktycznie jeszcze nie funkcjonuje w Polsce. Powinien on jednak zostaç

Rys. 12

energetycznych, np. bloków gazowych, lobby górnicze wywiera na rzàd presj´, aby produkcja w´gla zosta∏a utrzymana przynajmniej na potrzeby pobliskich elektrowni. Rzàd zaznaczy∏ ponadto swà wol´ zachowania mo˝liwie jak najwi´kszej niezale˝noÊci od importu gazu z Rosji. Polityka energetyczna Polski zak∏ada, ˝e struktura paliwowa

uruchomiony w ciàgu najbli˝szych miesi´cy. Ârednioroczny limit emisji na lata 2008 – 2012 b´dzie wynosiç w Polsce 448 mln ton. Przyznany limit jest wy˝szy ni˝ prognozowana na te lata wielkoÊç emisji wynoszàca ok. 390 mln ton rocznie (w oparciu o prognozowany 4,5-procentowy wzrost PKB

powinna pozostaç mniej wi´cej w stanie niezmienionym ze wzgl´du na znaczne zasoby paliw sta∏ych (w´gla kamienne-

do 2012 r.). W tym okresie z sektora elektroenergetycznego powinno pochodziç ok. 58% ∏àcznych emisji CO2 w Polsce. Poniewa˝ limit emisji CO2 b´dzie wy˝szy od ich rzeczywistego

go i brunatnego) wystarczajàce nawet na 50 lat. W dodatku kopalnie w´gla sà w Polsce wcià˝ rentowne ze wzgl´du na koszty kadrowe, które sà znacznie ni˝sze ni˝ w krajach dawnej

poziomu (o 15%), przewidujemy, ˝e sektor energetyczny otrzyma nadwy˝k´ uprawnieƒ do emisji na ten okres. Chocia˝ nie ma jeszcze pewnoÊci co do przydzia∏u uprawnieƒ

pi´tnastki (UE-15). W 2004 r. wydobycie w´gla kamiennego w Polsce wynios∏o 99,2 mln ton, co przekracza ∏àczne wydobycie w krajach UE-15.

do emisji dla sektora elektroenergetycznego i podmiotów sektora obj´tych systemem, jesteÊmy jednak zdania, ˝e Polski sektor elektroenergetyczny nie powinien ucierpieç z powodu

23

Polski rynek energii elektrycznej

przyj´cia ETS, a nawet mo˝e na nim skorzystaç poprzez spieni´˝enie otrzymanej nadwy˝ki. Z drugiej strony, poniewa˝ koszty produkcji energii elektrycznej w polskich elektrowniach w´glowych sà stosunkowo niskie w porównaniu ze Êrednià w UE, nawet gdyby Polska mia∏a niedobór uprawnieƒ do emisji, wp∏yw ETS na struktur´ paliwowà powinien byç mniej istotny ni˝ w wi´kszoÊci innych paƒstw UE.

2.3.6. JakoÊç aktywów i prognozowane inwestycje JakoÊç cz´Êci zainstalowanych obecnie mocy wytwórczych odbiega od europejskich standardów, brakuje równie˝ mocy szczytowych. Jedynie ok. 30 – 40% zapotrzebowania szczytowego pokrywajà elektrownie szczytowo-pompowe, pokrycie pozosta∏ej jego cz´Êci odbywa si´ poprzez dostosowanie importu i eksportu oraz dzia∏ania dostosowawcze w elektrowniach podstawowych. W dodatku ponad 60% mocy zainstalowanej ma ju˝ wi´cej ni˝ 25 lat. Jednostki takie b´dà musia∏y w najbli˝szym czasie byç systematycznie wycofywane z u˝ycia lub modernizowane. Dynamika tego zjawiska jest obecnie jeszcze stosunkowo niewielka, ale wzroÊnie ona gwa∏townie w okresie nast´pnych kilku lat. Liberalizacja polskiego rynku wymaga ponadto du˝ych nak∏adów w celu poprawy konkurencyjnoÊci przedsi´biorstw energetycznych.

Rys. 13

èród∏o: EPC S.A.

Rys. 13 a

èród∏o: EPC S.A.

Pomimo znacznych inwestycji poczynionych w ciàgu ostatnich lat (finansowanych g∏ównie z kredytów udzielonych pod zabezpieczenie KDT), KPMG ocenia, ˝e w okresie najbli˝szych dziesi´ciu lat konieczne b´dzie zainwestowanie w majàtek wytwórczy Êrodków rz´du od 7 do 10 mld EUR. ¸àczna wielkoÊç inwestycji wymaganych w okresie najbli˝szych dziesi´ciu lat wynosi wg KMPG:

24

Nak∏ady inwestycyjne w latach 2006 – 2015 Redukcja emisji Moc wytwórcza

2 – 4 mld EUR 7 – 10 mld EUR

Razem

9 – 14 mld EUR

2.3.7. Proces prywatyzacyjny i inwestycje zagraniczne

Wed∏ug polskiej firmy doradczej EPC ∏àczna kwota nak∏adów

Wiele przestarza∏ych obiektów wymaga modernizacji, podczas gdy inne muszà zostaç zastàpione nowymi. Niestety wi´kszoÊci polskich przedsi´biorstw sektora elektroenergetycznego

inwestycyjnych wymaganych w okresie najbli˝szych dziesi´ciu lat waha si´ mi´dzy 11 a 16 mld EUR, a wi´c o 2 mld EUR

brakuje Êrodków finansowych, by przeprowadziç wszystkie niezb´dne inwestycje. WÊród rozwa˝anych przez rzàd dzia∏aƒ,

powy˝ej szacunków KPMG. Prognozy te uwzgl´dniajà zarówno wzrost PKB i skorelowany z nim wzrost zapotrzebowania na energi´ elektrycznà, jak

majàcych rozwiàzaç ten problem, jest wprowadzenie akcji do obrotu publicznego, prywatyzacja i inwestycje zagraniczne.

i zakres niezb´dnych modernizacji i inwestycji zwiàzanych z wymianà dotychczas funkcjonujàcych jednostek wytwórczych. Oznaczenie wariantów: optymistyczny, bazowy i pesymis-

W kwietniu 1997 r. zawarto 20-letni kontrakt d∏ugoterminowy z elektrociep∏ownià Nowa Sarzyna o mocy 116 MWe/70 MWt. Partnerami w ramach projektu realizowanego w Nowej Sarzy-

tyczny zwiàzane jest z za∏o˝onym wzrostem PKB. W okresie 2005 – 2010 dla powy˝szych wariantów za∏o˝ony wzrost PKB wynosi∏ odpowiednio 5,3%, 4,1% oraz 3,1%.

nie by∏ Enron International (97,5%) i JAC Poland (2,5%). By∏a to pierwsza umowa zawarta przez PSE z prywatnym dostawcà energii oraz pierwszy przypadek udzia∏u podmiotu zagranicz-

Polski rynek energii elektrycznej

Struktura systemu przesy∏owego w Polsce

Rys. 14

èród∏o: PSE S.A.

25

Polski rynek energii elektrycznej

nego w polskim sektorze elektroenergetycznym. Inwestycje realizowane od podstaw (greenfield) stanowià dla inwestorów

systemu przesy∏owego (OSP), jest równowa˝enie ró˝nic wielkoÊci poda˝y i bie˝àcego zapotrzebowania na energi´ elektrycz-

prywatnych interesujàcà alternatyw´ w stosunku do inwestycji kapita∏owych (prywatyzacji).

nà. Oprócz prowadzenia dzia∏alnoÊci z zakresu ruchu i eksploatacji sieci, spó∏ka jest tak˝e wy∏àcznym odbiorcà energii elektrycznej sprzedawanej przez wytwórców w ramach KDT, którà

Prywatyzacja pozosta∏ych elektrowni nale˝àcych do Skarbu

nast´pnie odsprzedaje regionalnym spó∏kom dystrybucyjnym. PSE zajmuje si´ równie˝ handlem energià elektrycznà na rynku mi´dzynarodowym.

Paƒstwa zosta∏a ju˝ zapowiedziana przez rzàd, niemniej jednak jej harmonogram nie zosta∏ jasno okreÊlony. Zosta∏a ona opóêniona z powodu niepewnej sytuacji politycznej oraz kwestii natury strukturalnej, zwiàzanych m.in. z uniewa˝nieniem KDT. Restrukturyzacja w∏asnoÊciowa w sektorze elektroenergetycznym jest jednak konieczna dla przyciàgni´cia funduszy niezb´dnych dla rozwoju i modernizacji sektora.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. sà w∏aÊcicielem wszystkich linii napowietrznych najwy˝szych napi´ç (NN – sieç o napi´ciu znamionowym 750 kV oraz 400 kV) oraz zdecydowanej

Poprzedni rzàd utworzy∏ dwie du˝e grupy elektrowni, które mia∏y podlegaç prywatyzacji: PKE i BOT. Tymczasem, zgodnie z politykà energetycznà ze stycznia 2005 r., w spó∏kach wa˝nych dla bezpieczeƒstwa energetycznego kontrola Skarbu Paƒstwa zostanie zachowana poprzez prawo weta w zakresie strategicznych decyzji organów tych spó∏ek. Do spó∏ek o istotnym znaczeniu dla porzàdku publicznego lub bezpieczeƒstwa publicznego zaliczone zosta∏y przedsi´biorstwa posiadajàce udzia∏ w ∏àcznej produkcji energii elektrycznej w Polsce przekraczajàcy 15% (BOT S.A. i PKE S.A.) oraz u˝ytkujàce lub posiadajàce ponad 50% sieci przesy∏owej gazowej lub elektroenergetycznej (PSE S.A.).

stanowi w∏asnoÊç spó∏ek dystrybucyjnych.

Poprzedni rzàd planowa∏ równie˝ pozyskaç inwestorów strategicznych dla elektrowni Kozienice (o mocy wytwórczej 2 820 MW), PAK (2 738 MW), Dolna Odra (1 600 MW) i Ostro∏´ka (650 MW). W listopadzie ubieg∏ego roku rzàd przyzna∏ wy∏àczne prawo do negocjacji w sprawie sprzeda˝y Dolnej Odry hiszpaƒskiej firmie Endesa, co w styczniu zosta∏o zaakceptowane przez organ ds. konkurencji UE. Oferta Endesy opiewa na 2,1 mld PLN/560 mln EUR za 85% akcji spó∏ki. W programie z marca 2006 r. Ministerstwo Gospodarki zaproponowa∏o fuzj´ Dolnej Odry z BOT, co de facto mia∏oby oznaczaç koniec sprzeda˝y spó∏ki. W listopadzie 2005 r. szeÊç firm z∏o˝y∏o ofert´

wi´kszoÊci linii o napi´ciu znamionowym 220 kV3. Pozosta∏e 3% z ∏àcznej d∏ugoÊci sieci o napi´ciu znamionowym 220 kV

Polski system przesy∏owy energii elektrycznej jest obecnie w pe∏ni zintegrowany z systemem Europy Zachodniej. Nale˝y on do CENTREL, regionalnej organizacji przesy∏owej skupiajàcej Polsk´, W´gry, Czechy i S∏owacj´, oraz do Unii Koordynacyjnej Przesy∏u Energii Elektrycznej – UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity) obejmujàcej system elektroenergetyczny Europy Zachodniej. Polska posiada tak˝e mocne po∏àczenia z systemami Ukrainy i Bia∏orusi. Posiadane po∏àczenia transgraniczne dajà Polsce mo˝liwoÊç wymiany energii z Europà Zachodnià i krajami Europy Wschodniej na poziomie 3 000 MW na ka˝dy z systemów. Pozwala to Polsce eksportowaç energi´ elektrycznà do krajów borykajàcych si´ z deficytem mocy wytwórczej, takich jak W´gry, w przypadku których wielkoÊç deficytu mocy oceniono na 800 MW. ZdolnoÊci przesy∏owe po∏àczeƒ mi´dzy sàsiednimi systemami elektroenergetycznymi przydzielane sà w ramach aukcji koordynowanych przez operatorów systemów przesy∏owych (OSP). Sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV i ni˝szym (Êredniego i niskiego napi´cia) niemal w ca∏oÊci (ponad 99%) nale˝à do spó∏ek dystrybucyjnych, w których gestii le˝y sprzeda˝ ener-

kupna wytwórcy Elektrowni Kozienice: czeski CEZ, szwedzki Vattenfall, hiszpaƒska Endesa i Iberdrola, niemiecka PCC oraz polska Enea.

gii elektrycznej dla odbiorców koƒcowych, przy∏àczonych do tych sieci.

Rzàd przewidywa∏ równie˝ mniejsze prywatyzacje obejmujàce g∏ównie lokalne elektrociep∏ownie. Do dzisiaj mia∏y miejsce jedynie cztery takie transakcje.

W 1993 r. 33 paƒstwowe spó∏ki dystrybucyjne zosta∏y przekszta∏cone w spó∏ki akcyjne w pe∏ni nale˝àce do Skarbu

2.4. RYNEK PRZESY¸OWY I DYSTRYBUCYJNY 2.4.1. Przeglàd rynku Polskie Sieci Energetyczne – PSE S.A. – zosta∏y utworzone w 1990 r. jako spó∏ka akcyjna w pe∏ni nale˝àca do Skarbu Paƒstwa. Istotnà rolà, jakà odgrywa PSE jako operator polskiego

Paƒstwa. Jest to zwykle pierwszy krok w kierunku prywatyzacji – w nast´pnej kolejnoÊci Skarb Paƒstwa sprzedaje posiadane akcje (wszystkie lub cz´Êç) inwestorowi strategicznemu lub wprowadza je do obrotu publicznego. W wyniku realizowanych na przestrzeni ostatnich kilku lat przekszta∏ceƒ w sektorze elektroenergetycznym doprowadzono do konsolidacji w obr´bie dotychczas funkcjonujàcych spó∏ek dystrybucyjnych. Obecnie w Polsce dzia∏a 14 spó∏ek dystrybucyjnych (rys. 15).

3 Prawdopodobnie wkrótce przejdà one na w∏asnoÊç PSE-Operator S.A., operatora systemu przesy∏owego wydzielonego z PSE S.A.

26

Polski rynek energii elektrycznej

Przedsi´biorstwa dystrybucyjne

Liczba odbiorców (tys.)

Udzia∏owiec wi´kszoÊciowy

Akcje w posiadaniu udzia∏owca wi´kszoÊciowego

Koncern Energetyczny ENERGA S.A.

2 685

17%

Skarb Paƒstwa

100%

ENION S.A.

2 298

15%

Skarb Paƒstwa

100%

Grupa Energetyczna ENEA

2 241

14%

Skarb Paƒstwa

100%

EnergiaPro Koncern Energetyczny S.A.

1 631

10%

Skarb Paƒstwa

100%

GZE

1 101

7%

Vattenfall Poland

75%

821

5%

RWE Energy

99%

STOEN Sto∏eczny ZE S.A. ZE Warszawa Teren S.A.

795

5%

Skarb Paƒstwa

100%

ZE Okr´gu Radomsko-Kieleckiego S.A.

736

5%

Skarb Paƒstwa

100%

Rzeszowski ZE S.A.

658

4%

Skarb Paƒstwa

100%

ZE Bia∏ystok S.A.

656

4%

Skarb Paƒstwa

100%

ZE ¸ódê Teren S.A.

593

4%

Skarb Paƒstwa

100%

Lubelskie ZE LUBZEL S.A.

515

3%

Skarb Paƒstwa

100%

¸ódzki ZE S.A.

509

3%

Skarb Paƒstwa

100%

Zamojska Korporacja En. S.A.

423

3%

Skarb Paƒstwa

100%

15 661

100%

Razem 1

Udzia∏ w rynku (l. odbiorców)1

wartoÊci zaokràglone

Rys. 15

2.4.2. JakoÊç aktywów Jak wynika z przeprowadzonego niedawno badania, wielkoÊç strat podczas przesy∏u i dystrybucji energii si´ga ok. 15%, podczas gdy w Europie Zachodniej wynosi znacznie poni˝ej 10%. W najbli˝szej przysz∏oÊci planowane sà du˝e inwestycje w zakresie modernizacji i rozbudowy sieci przesy∏owej. Obejmowaç one b´dà wzmocnienie po∏àczeƒ z istniejàcymi ju˝ elektrowniami oraz redukcj´ strat systemowych.

èród∏o: EPC S.A.

prowadzonej przez przedsi´biorstwo dzia∏alnoÊci. Koszty uzasadnione prowadzenia przez przedsi´biorstwo energetyczne dzia∏alnoÊci gospodarczej definiuje si´ jako planowane roczne koszty prowadzenia dzia∏alnoÊci gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w energi´ elektrycznà, w tym koszty finansowe zwiàzane z obs∏ugà kredytów bankowych, z wy∏àczeniem odsetek i op∏at za nieterminowe realizowanie zobowiàzaƒ, oraz planowane roczne koszty modernizacji i rozwoju, jak równie˝ koszty realizacji inwestycji z zakresu ochrony Êrodowiska i zwiàzane z tym koszty finansowe.

Problem ten jednak mo˝e okazaç si´ nie∏atwy do rozwiàzania, poniewa˝ zasoby paliwowe (w´giel kamienny i brunatny) zwykle zapewniajà elektrowniom lokalne êród∏a, co pozwala wyeliminowaç koszty transportu paliwa. Wadà takiego rozwiàzania jest nierównomierne rozmieszczenie mocy wytwórczych w kraju, gdy˝ g∏ówne z∏o˝a w´gla znajdujà si´ w po∏udniowej cz´Êci Polski. W rezultacie straty i ograniczenia przesy∏owe b´dà w dalszym ciàgu wyst´powaç, zwi´kszajàc tym samym koszty transportu energii elektrycznej.

2.4.4. Rynek przesy∏u i dystrybucji energii elektrycznej na tle europejskim W wi´kszoÊci paƒstw europejskich dokonano wydzielenia (unbundlingu) operatora systemu przesy∏owego (OSP) pod wzgl´dem prawnym lub w∏asnoÊciowym. W paƒstwach Europy Zachodniej rolà OSP jest przede wszystkim zarzàdzanie krajowym systemem elektroenergetycznym wysokiego na-

Taryfy na energi´ elektrycznà obowiàzujàce w Polsce podlegajà zatwierdzeniu przez Prezesa Urz´du Regulacji Energetyki (URE). Aktualnie proces taryfowania dotyczy wy∏àcznie przedsi´biorstw

pi´cia. Dzia∏alnoÊç ich polega na Êwiadczeniu monopolistycznych us∏ug przesy∏owych i systemowych. U∏atwiajà oni tak˝e funkcjonowanie rynku, zajmujà si´ konserwacjà, budowà, remontami lub rozbudowà infrastruktury s∏u˝àcej do zaopatrywania w energi´ elektrycznà oraz zapewniajà utrzymanie

energetycznych zajmujàcych si´ przesy∏aniem i dystrybucjà energii elektrycznej. Taryfowanie przeprowadza si´ co roku. Proces uzgodnieƒ pomi´dzy przedsi´biorstwem energetycznym a URE

niezb´dnej równowagi mi´dzy poda˝à energii elektrycznej a zapotrzebowaniem na nià. Mogà tak˝e organizowaç przetargi na zdolnoÊci przesy∏owe po∏àczeƒ transgranicznych

trwa a˝ do momentu osiàgni´cia wspólnego stanowiska. Taryfa dla energii elektrycznej powinna zostaç opracowana w sposób zapewniajàcy pokrycie tzw. kosztów uzasadnionych

w obu kierunkach (import i eksport). W przeciwieƒstwie do PSE nie prowadzà dzia∏alnoÊci z zakresu obrotu energià elektrycznà.

2.4.3. Proces taryfowania

27

Polski rynek energii elektrycznej

Poziom dochodów OSP ustalany jest przez krajowe niezale˝ne organy regulacyjne. Na przyk∏ad we Francji, Niemczech,

2.4.5. Proces prywatyzacyjny i inwestycje zagraniczne

W∏oszech, Hiszpanii i Belgii regulacja odbywa si´ wed∏ug tzw. metody koszt plus. Metoda ta gwarantuje zwykle uzasadniony zwrot dla akcjonariuszy i stabilne przep∏ywy finansowe. W coraz wi´kszym stopniu przedmiotem zainteresowania rzàdu i regula-

Przed wyborami w 2005 r. zasady polityki energetycznej stanowi∏y wyraênie, ˝e Skarb Paƒstwa zachowuje pe∏nà kontrol´ nad

torów staje si´ poprawa bezpieczeƒstwa dostaw, nie zaÊ przede wszystkim realizacja celów w zakresie redukcji kosztów. Na owym przesuni´ciu w polityce skorzystaç powinny przedsi´biorstwa energetyczne, poniewa˝ umo˝liwia im ono uzyskanie odpowiedniego zwrotu z poczynionych inwestycji.

publicznego nie zalicza si´ spó∏ek dystrybucyjnych. Jednak w spó∏kach tych Skarb Paƒstwa posiada szczególne uprawnienia. Uprawnienia te zwiàzane sà z mo˝liwoÊcià weta wobec

Równie˝ dzia∏alnoÊç dystrybucyjna ma byç prowadzona przez

podj´tych przez zarzàd, walne zgromadzenie bàdê zgromadzenie wspólników uchwa∏ lub innych czynnoÊci prawnych. Obecnie tylko dwie spó∏ki dystrybucyjne nie stanowià w∏asnoÊci Skarbu Paƒstwa: GZE (nale˝àcy w 75% do Vattenfall) i STOEN (nale˝àcy w 99% do RWE). Poprzedni rzàd planowa∏ przeprowadzenie prywatyzacji nast´pujàcych pi´ciu spó∏ek dystrybucyjnych: ENEA, ENERGA, ENION, WGE i EnergiaPro.

podmioty prawnie odr´bne w przypadku przedsi´biorstw zintegrowanych pionowo. Jak dotàd jednak ˝adne z paƒstw nale˝àcych do UE-25 nie dokona∏o wydzielenia operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) pod wzgl´dem struktury w∏asnoÊciowej, a tylko nieliczne dokona∏y prawnego wydzielenia dzia∏alnoÊci dystrybucyjnej; w pozosta∏ych dokonano jedynie wydzielenia dzia∏alnoÊci w zakresie zarzàdzania lub rachunkowoÊci. W przypadku niektórych paƒstw UE proces wydzielania dzia∏alnoÊci dystrybucyjnej mo˝e jeszcze d∏ugo potrwaç. Równie˝ w dziedzinie dystrybucji energii elektrycznej regulacja oparta jest na metodzie koszt plus. Na przyk∏ad stosowana przez regulatora holenderskiego (DTe) zrewidowana metodologia wyliczania taryf dla energii elektrycznej i gazu bazuje na formule CPI-X, zgodnie z którà co roku dokonywana jest korekta stawek o wskaênik inflacji (CPI) pomniejszony o wspó∏czynnik produktywnoÊci (X).

2.5. RYNEK OBROTU ENERGIÑ 2.5.1. Przeglàd rynku Dzia∏ajàce w Polsce spó∏ki przesy∏owe i dystrybucyjne zajmujà si´ zarówno zarzàdzaniem sieciami, jak i obrotem energià elektrycznà. Poniewa˝ oba rodzaje dzia∏alnoÊci muszà zostaç prawnie rozdzielone do 1 lipca 2007 r., postanowiliÊmy omówiç je odr´bnie. Tematem niniejszego rozdzia∏u jest dzia∏alnoÊç w zakresie obrotu.

Mimo tego, ˝e regulator ustanawia (quasi) pu∏ap dochodów z regulowanej dzia∏alnoÊci przesy∏owej i dystrybucyjnej i zezwala

W 2004 r. spó∏ki dystrybucyjne sprzeda∏y ponad 105 TWh energii elektrycznej, z czego 44,6% zosta∏o dostarczone odbiorcom

operatorowi systemu na zatrzymanie jedynie u∏amka osiàgni´tych oszcz´dnoÊci, równoczeÊnie gwarantuje stabilnoÊç i przewidywal-

przy∏àczonym do sieci niskiego napi´cia (poni˝ej 1 kV), zaÊ 31,5% odbiorcom na Êrednim napi´ciu (1 kV – 110 kV). Pozosta∏e 23,9% sprzedano ok. 300 du˝ym odbiorcom przemys∏o-

noÊç zysku. To sprawia, ˝e dzia∏alnoÊç t´ uwa˝a si´ za obcià˝onà niewielkim ryzykiem biznesowym, co w po∏àczeniu z solidnym profilem finansowym przek∏ada si´ zwykle na mocny profil kredytowy.

wym przy∏àczonym do sieci wysokiego napi´cia.

W Polsce operator systemu przesy∏owego zosta∏ wydzielony ze struktury PSE S.A. w 2004 r. jako nowa spó∏ka PSE-Operator.

Struktura hurtowego rynku energii elektrycznej z podzia∏em na segmenty: kontraktowy, gie∏dowy, bilansujàcy oraz segment obowiàzkowego zakupu energii: zielonej, czerwonej i mini-

PSE-Operator zarzàdza majàtkiem sieciowym na podstawie umowy dzier˝awy. Ostatecznie PSE-Operator ma staç si´ w∏aÊcicielem majàtku sieciowego, ale konieczne jeszcze b´dzie okreÊlenie

malnej iloÊci energii (MIE) przedstawiona zosta∏a na rys. 16. Energia zielona oznacza energi´ wyprodukowanà ze êróde∏ odnawialnych, energia czerwona oznacza natomiast energi´

metody transferu tego majàtku. W ciàgu najbli˝szych dwóch lat przewiduje si´ zasadnicze zmiany w zasadach taryfowania obowiàzujàcych w Polsce. Przedmiotowe zmiany wynikaç b´dà przede wszystkim z wydzielenia z istniejàcych spó∏ek dystrybucyjnych ope-

elektrycznà wyprodukowanà w skojarzeniu z produkcjà ciep∏a (w elektrociep∏owniach). Spó∏ki dystrybucyjne zobowiàzane sà do kupowania od PSE obj´tej KDT wielkoÊci MIE.

ratorów systemów dystrybucyjnych (OSD). Taryfowaniu w obecnym kszta∏cie podlegaç b´dzie jedynie dzia∏alnoÊç prowadzona przez OSD (zarzàdzanie sieciami), natomiast dzia∏alnoÊç w zakresie sprzeda˝y energii elektrycznej nie b´dzie obj´ta regulacjà.

28

sieciami przesy∏owymi, które majà kluczowe znaczenie dla bezpieczeƒstwa energetycznego kraju. Nie spodziewamy si´ wi´kszych zmian w tym zakresie. Do grupy spó∏ek o istotnym znaczeniu dla bezpieczeƒstwa

W Polsce dzia∏a system zielonych certyfikatów obejmujàcy handel prawami majàtkowymi Êwiadectw pochodzenia energii wytworzonej z odnawialnych êróde∏ energii. Prawa majàtkowe stanowià podstaw´ do wype∏nienia przez przedsi´biorstwa sprzedajàce energi´ elektrycznà odbiorcom koƒcowym obo-

Polski rynek energii elektrycznej

Struktura obrotu energià elektrycznà w Polsce

Rys. 16

èród∏o: EPC S.A.

wiàzku posiadania procentowego udzia∏u energii odnawialnej w ca∏kowitej sprzeda˝y energii odbiorcom koƒcowym. Niewype∏nienie tego obowiàzku nak∏ada na przedsi´biorstwa koniecznoÊç uiszczenia op∏aty zast´pczej lub poniesienia kary pieni´˝nej. Obecnie rozwa˝a si´ wprowadzenie podobnego systemu handlu dla energii czerwonej. Zaledwie 50% ∏àcznej wielkoÊci energii elektrycznej kupowane jest przez spó∏ki dystrybucyjne na warunkach rynkowych. Pozosta∏a iloÊç energii wytwarzanej w Polsce to energia podlegajàca obligatoryjnemu zakupowi, a wi´c: energia elektryczna wytwarzana przez elektrociep∏ownie w skojarzeniu z wytwarzaniem ciep∏a, energia wytwarzana ze êróde∏ odnawialnych

energià na standaryzowanym rynku pozagie∏dowym (OTC). Chocia˝ wydawa∏oby si´, ˝e liczba uczestników rynku wytwarzania jest doÊç du˝a, w rzeczywistoÊci mo˝liwoÊci konkurowania sà ograniczone, g∏ównie ze wzgl´du na obowiàzywanie kontraktów d∏ugoterminowych na sprzeda˝ energii. Restrukturyzacja tych kontraktów powinna pozwoliç na pojawienie si´ konkurencji, tym samym przyczyniajàc si´ do poprawy p∏ynnoÊci rynku hurtowego. Nale˝y rozwa˝yç tak˝e inne zmiany w organizacji rynku, takie jak: (1) wprowadzenie do lipca 2007 roku zasady TPA dla wszystkich uczestników rynku (zgodnie z dyrektywà) i likwidacja wszelkich barier wejÊcia, (2) poprawa mechanizmu bilansowania oraz

oraz energia wynikajàca z kontraktów d∏ugoterminowych. W roku 2006 iloÊç energii na wolnym rynku powinna zwi´kszyç si´, gdy˝ obowiàzkowy zakup minimalnej iloÊci energii (MIE) w roku 2006 wynosi ok. 33 TWh (w przybli˝eniu 22% rynku) w porównaniu z 50 TWh w roku 2005.

(3) wdro˝enie rynku intra-day lub skrócenie czasu zg∏oszeƒ umów w obecnie funkcjonujàcym mechanizmie bilansujàcym.

P∏ynny rynek hurtowy stanowi wa˝ny element konkurencji, poniewa˝ daje on przedsi´biorstwom mo˝liwoÊç kupna lub sprzeda˝y energii elektrycznej, w przypadku gdy nie wyst´puje równowaga mi´dzy wielkoÊcià produkcji i portfelem dostaw. W przypadku braku p∏ynnego rynku firmy nie majà innego wyjÊcia, jak zwróciç si´ do innych wytwórców o udost´pnienie rezerwy, co oznacza, ˝e muszà kupowaç jà od konkurencji. To os∏abia pozycj´ nowych podmiotów, poniewa˝ podmioty ju˝ dzia∏ajàce na rynku mogà pokusiç si´ o wykorzystanie takiej sytuacji i np. ograniczyç wielkoÊç mocy udost´pnianej innym graczom. W Polsce wolumen obrotów na gie∏dzie energii jest marginalny (poni˝ej 1% ∏àcznej wielkoÊci zu˝ycia energii elektrycznej w kraju), nie funkcjonuje te˝ w ogóle handel

2.5.2. Polski rynek obrotu energià elektrycznà na tle europejskim Pod wzgl´dem ca∏kowitej krajowej wielkoÊci zu˝ycia energii elektrycznej brutto Polska, z udzia∏em w rynku wynoszàcym 4%, zajmuje ósme miejsce poÊród paƒstw tworzàcych dziÊ UE-25 i plasuje si´ mi´dzy Holandià (4%) a Finlandià (3%). W okresie od 1999 r. do 2003 r. ∏àczna wielkoÊç zu˝ycia energii elektrycznej wzros∏a w Polsce z 95 750 GWh do 98 339 GWh, czyli jedynie o ok. 0,2% rocznie. Mo˝na to wyt∏umaczyç wzrostem efektywnoÊci wykorzystania energii oraz malejàcym udzia∏em przemys∏u ci´˝kiego w PKB (spadek z 40% pod koniec lat 80. do 24% w 2001 r.) w miar´ przesuwania si´ struktury gospodarki w kierunku us∏ug.

29

Polski rynek energii elektrycznej

Zu˝ycie energii elektrycznej przez odbiorców przy∏àczonych do sieci SN oraz NN wzros∏o ju˝ w latach 1990 – 2004. Wzrost ten wynika∏ z rozwoju ma∏ych i Êrednich przedsi´biorstw oraz ze wzrostu zapotrzebowania na energi´ elektrycznà w gospodarstwach domowych. WielkoÊç zu˝ycia energii elektrycznej przez pozosta∏e grupy odbiorców, czyli przez gospodarstwa rolne, trakcj´ PKP, trakcj´ miejskà oraz dla celów oÊwietlenia ulicznego, w ˝adnej z tych grup nie przekroczy∏a w 2004 r. 5 TWh.

2.5.4. Ceny energii elektrycznej Rozwini´cie skrótów nazw paƒstw na str. 40.

Rys. 17

èród∏o: Eurostat

W porównaniu z innymi krajami europejskimi zu˝ycie energii elektrycznej brutto na mieszkaƒca w Polsce jest doÊç niskie: 2,6 MWh w porównaniu ze Êrednià dla UE-25 wynoszàcà 5,7 MWh i 15,5 MWh w Finlandii, w której poziom zu˝ycia energii jest najwy˝szy. Czyni to Polsk´ atrakcyjnym rynkiem, poniewa˝ w rezultacie konwergencji gospodarczej mi´dzy Polskà a innymi krajami europejskimi wielkoÊç zu˝ycia energii na mieszkaƒca powinna wzrosnàç w nadchodzàcych latach.

W styczniu 2005 r. Êrednia cena kilowatogodziny energii elektrycznej (przed opodatkowaniem) dla gospodarstw domowych wynosi∏a 5,83 eurocenta, znacznie poni˝ej Êredniej w UE-25 wynoszàcej 10,46 eurocenta. Ârednia cena kilowatogodziny energii elektrycznej (przed opodatkowaniem) dla odbiorców przemys∏owych wynosi∏a 5,55 eurocenta, a wi´c poni˝ej Êredniej w UE-25 – 7,60 eurocenta. Plasuje to Polsk´ wÊród najtaƒszych producentów energii w Europie.

2.5.3. Struktura odbiorców W 2004 r. zapotrzebowanie odbiorców przemys∏owych na energi´ elektrycznà przekroczy∏o 50 TWh, zaÊ zapotrzebowanie gospodarstw domowych wynios∏o ok. 20 TWh (rys. 19). Podzia∏ rynku na segmenty jest typowy dla gospodarki w okresie przejÊciowym, w której segment gospodarstw domowych stanowi jedynie ograniczonà cz´Êç rynku (w gospodarkach wysoko rozwini´tych segment gospodarstw domowych ma zwykle najwi´kszy udzia∏ w rynku). W ciàgu nadchodzàcych lat udzia∏ segmentów odbiorców w rynku prawdopodobnie ulegnie odwróceniu w wyniku wzrostu zamo˝noÊci spo∏eczeƒstwa oraz zmniejszenia energoch∏onnoÊci przemys∏u.

Rys. 19

èród∏o: EPC S.A.

Zupe∏nie inaczej natomiast wyglàda cena energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w Polsce na tle paƒstw UE-25 po wzi´ciu pod uwag´ Êrednich cen, wraz ze wszystkimi podatkami, z uwzgl´dnieniem parytetu si∏y nabywczej. W tym przypadku Polska zajmuje 11. miejsce na 25 paƒstw. Polski rzàd uwa˝a, ˝e je˝eli nie zostanà podj´te stosowne dzia∏ania, w okresie najbli˝szych pi´ciu lat nale˝y spodziewaç si´ podwy˝ek cen energii elektrycznej o co najmniej 15 – 20%, czyli do 160 – 170 PLN/MWh, oraz wzrostu op∏at przesy∏owych i dystrybucyjnych o 5 – 10%, czyli do 180 – 240 PLN/MWh. Podwy˝ki te wynikaç b´dà z wymaganych w sektorze dodatkowych nak∏adów inwesRozwini´cie skrótów nazw paƒstw na str. 40.

Rys. 18

30

èród∏o: Eurostat, szacunki ING

tycyjnych. Rzàd jest zdania, ˝e konieczne b´dzie podj´cie dzia∏aƒ na rzecz redukcji kosztów, dzi´ki którym odbiorcy b´dà mogli w dalszym ciàgu cieszyç si´ umiarkowanymi cenami energii.

Polski rynek energii elektrycznej

2.5.5. Mi´dzynarodowy handel energià elektrycznà Fakt istnienia ró˝nic w wysokoÊci cen oznacza mo˝liwoÊci handlu na europejskim rynku energii elektrycznej. Tymczasem niesprzyjajàce warunki dost´pu do niektórych rynków krajowych (zob. rozdzia∏ 2.6.3., w którym zagadnienie omówiono bardziej szczegó∏owo) mogà ograniczaç mo˝liwoÊci zawierania korzystnych transakcji. Polska jest eksporterem netto energii elektrycznej. Najwi´ksze iloÊci energii elektrycznej eksportowane sà do Austrii, w dalszej kolejnoÊci do Czech, S∏owacji, Szwajcarii, do Niemiec i na W´gry. Szansà dla Polski sà obecnie wysokie ceny energii elektrycznej w Niemczech. Przewiduje si´ jednak, ˝e mo˝liwoÊci handlu energià b´dà nieco ograniczone ze wzgl´du na niekorzystne warunki dost´pu do sieci i system bilansowania w Niemczech. Obecnie polski system elektroenergetyczny po∏àczony jest z systemem Szwecji ∏àczem kablowym o mocy 600 MW. Szwecja charakteryzuje si´ zró˝nicowanym i konkurencyjnym sektorem wytwórczym, w którym znaczàcy udzia∏ majà elektrownie wodne. Generalnie energia elektryczna produkowana w Szwecji jest taƒsza ni˝ energia produkowana w Polsce, z wyjàtkiem okresów utrzymujàcego si´ braku opadów. Przewiduje si´, ˝e Polska b´dzie przez wi´kszà cz´Êç roku importowaç energi´ ze Szwecji oraz eksportowaç do Szwecji w okresie niskich opadów. Nale˝y zauwa˝yç, ˝e Vattenfall AB, który jest najwi´kszym producentem i dostawcà energii w Szwecji, plasuje si´ na piàtym miejscu wÊród najwi´kszych dostawców energii elektrycznej w Polsce (na pierwszym miejscu, je˝eli uwzgl´dnimy wy∏àcznie przedsi´biorstwa sprywatyzowane).

2.6. LIBERALIZACJA I DEREGULACJA W ÂWIETLE DOÂWIADCZE¡ UE 2.6.1. Nowe ramy regulacyjne w Europie Na mocy dyrektywy elektrycznej Komisji Europejskiej z 1996 r. ustanowiono podstawowe ramy i tempo stopniowej liberaliza-

czàwszy od lutego 2003 r. (odbiorcy powy˝ej 9 GWh), a 100% odbiorców stanie si´ odbiorcami uprawnionymi z dniem 1 lipca 2007 r. W Polsce teoretycznie prawo swobodnego wyboru dostawcy uzyskali w lipcu 2004 r. wszyscy odbiorcy nieb´dàcy gospodarstwami domowymi, stanowiàcy 80% rynku. Zasada dost´pu stron trzecich – TPA (Third-Party Access) dotyczy udost´pnienia istniejàcych sieci przesy∏owych i rozdzielczych nowym wytwórcom. Dost´p taki mo˝e byç regulowany bàdê negocjowany. W pierwszym przypadku organy nadzoru regulacyjnego okreÊlajà warunki dost´pu do sieci; w drugim przypadku za warunki i procedury dost´pu odpowiedzialni sà operatorzy systemu przesy∏owego i systemów dystrybucyjnych (OSP i OSD). Zgodnie z przepisami unijnymi, aby zagwarantowaç obiektywnoÊç, przejrzystoÊç i brak dyskryminacji w procedurach dost´pu do sieci, OSP i OSD muszà dzia∏aç niezale˝nie od istniejàcych ju˝ wytwórców.

2.6.2. Skutki bezpoÊrednie Dyrektywa elektryczna 2003/54/WE wymaga, aby systemy przesy∏owe i dystrybucyjne prowadzone by∏y przez podmioty prawnie odr´bne w przypadku przedsi´biorstw zintegrowanych pionowo. Istotne jest tu jednak rozró˝nienie mi´dzy wyodr´bnieniem prawnym a rozdzia∏em pod wzgl´dem w∏asnoÊci. Odr´bnoÊç prawna nie pociàga za sobà zmiany w∏asnoÊci aktywów. Mimo to, w celu zapewnienia niedyskryminacyjnego procesu decyzyjnego, wymagane jest utworzenie niezale˝nej struktury zarzàdzajàcej. W wi´kszoÊci paƒstw europejskich dokonano wydzielenia (unbundlingu) operatora systemu przesy∏owego (OSP) pod wzgl´dem prawnym lub w∏asnoÊciowym (zob. rys. 20 na str. 33). Natomiast ˝aden z krajów nie zdecydowa∏ o wyodr´bnieniu w∏asnoÊciowym OSD, a tylko w 11 dokonano prawnego wyodr´bnienia dzia∏alnoÊci dystrybucyjnej w przedsi´biorstwach zintegrowanych pionowo. Struktura w∏asnoÊciowa wi´kszoÊci europejskich koncernów ulega przekszta∏ceniom. Udzia∏ paƒstwa jest redukowany (przedsi´biorstwa w Hiszpanii, EDF, Enel i inne), a w rezultacie wzrasta wp∏yw prywatnych akcjonariuszy, co sprzyja konsolidacji europejskiego rynku energii elektrycznej.

cji europejskiego rynku energii elektrycznej. Liberalizacja rynku opiera si´ na dwóch koncepcjach: odbiorców uprawnionych i dost´pu stron trzecich.

Ustanawiane sà niezale˝ne organy i procedury regulacyjne, majàce na celu ochron´ interesów konsumenta i umo˝liwienie pe∏nej konkurencji. Interwencja regulatora mo˝e mieç wp∏yw na wielkoÊç zysków osiàganych przez przedsi´biorstwa energe-

Zgodnie z dyrektywà odbiorca uprawniony (EC – Eligible Customer) ma prawo swobodnego wyboru sprzedawcy. 26% odbior-

tyczne. Na przyk∏ad wprowadzenie w Wielkiej Brytanii systemu New Electricity Trading Arrangements przyczyni∏o si´ do wzrostu presji konkurencyjnej na rynku wytwarzania, a w wyniku de-

ców uzyska∏o status odbiorcy uprawnionego, poczàwszy od lutego 1999 r. (odbiorcy powy˝ej 40 GWh), 30% – poczàwszy od lutego 2000 r. (odbiorcy powy˝ej 20 GWh), 33% – po-

cyzji podj´tych przez Ogfem, regulatora sektora elektroenergetycznego, nastàpi∏o obni˝enie stawek taryfowych dla dzia∏alnoÊci dystrybucyjnej.

31

Polski rynek energii elektrycznej

Byli monopoliÊci muszà po raz pierwszy zmierzyç si´ z konkurencjà. Ich odpowiedzià na nowe otoczenie jest dywersyfikacja dzia∏alnoÊci w skali mi´dzynarodowej – aktualnie obszarem zainteresowania sà sàsiednie kraje europejskie – oraz inwestycje w dzia∏alnoÊç uzupe∏niajàcà, np. w zakresie gazu i wody. Dzia∏alnoÊç w sektorach energii elektrycznej i gazu ∏àczy wiele podobieƒstw, co sprzyja synergii. Oprócz tego sektor gazowy

˚adne z dziesi´ciu paƒstw, które w 2004 r. sta∏y si´ cz∏onkami UE, nie oferuje warunków optymalnych do zagwarantowania równego i niedyskryminacyjnego dost´pu do sieci. Oczekujemy, ˝e stan ów zmieni si´ w przysz∏oÊci. RównoczeÊnie jednak trzeba zauwa˝yç, ˝e zachodzàca obecnie w Polsce konsolidacja mo˝e utrudniç proces otwierania rynku z korzyÊcià dla dzia∏ajàcych ju˝ na rynku podmiotów.

jest atrakcyjny, poniewa˝ cechuje si´ mniejszym stopniem liberalizacji i szybszym wzrostem ni˝ rynek energii elektrycznej. Innym czynnikiem zach´cajàcym do inwestycji w sektorze

W wielu paƒstwach cz∏onkowskich wyodr´bnienie OSD ze struktur przedsi´biorstw dostawczych wydaje si´ wcià˝ niedo-

gazowniczym jest to, ˝e ze wzgl´du na wymogi ochrony Êrodowiska wzrasta wykorzystanie gazu jako paliwa do produkcji energii elektrycznej.

stateczne, by gwarantowa∏o mo˝liwoÊç konkurencji. Skutki tego stanu odczuwajà przede wszystkim gospodarstwa domowe i niewielcy odbiorcy komercyjni. OdnoÊnie do sytuacji w zakre-

Ogromne znaczenie dla sprostania wymienionym nowym wyzwaniom ma jakoÊç zarzàdzania. Efektywna alokacja przep∏ywów finansowych oraz przejÊcie ze struktury monopolistycznej lub quasi-monopolistycznej do rynku konkurencyjnego, ze wszystkimi tego konsekwencjami w zakresie podejÊcia do klienta lub wewn´trznej organizacji, stanowià niewàtpliwie dwa najwa˝niejsze wyzwania dla przedsi´biorstw sektora. Jako czo∏owi gracze pojawiajà si´ producenci o najlepszej pozycji kosztowej i jasnej strategii marketingowej. Dzi´ki korzyÊciom skali i efektywnej strukturze wytwarzania uzyskiwany jest niski poziom kosztów. Kluczowe znaczenie na zliberalizowanym rynku europejskim okazuje si´ mieç wielkoÊç, poniewa˝ w po∏àczeniu z du˝à elastycznoÊcià finansowà pozwala ona wi´kszym graczom na utrzymanie, a nawet zwi´kszenie dotychczasowego udzia∏u w rynku poprzez akwizycje. Je˝eli chodzi o kwesti´ odzyskiwania kosztów osieroconych, mo˝emy zaobserwowaç, ˝e wi´kszoÊç dotkni´tych tym problemem podmiotów jest w stanie przenieÊç wi´kszà cz´Êç kosztów

sie bilansowania, brak p∏ynnego i niezawodnego rynku bilansowania energii nara˝a dostawców na nadmierne ryzyko oraz ewentualne kary pieni´˝ne. Oprócz tego w niektórych paƒstwach cz∏onkowskich proces otwierania rynku utrudniony jest przez fakt istnienia spó∏ek dysponujàcych du˝à si∏à rynkowà w skali krajowej lub regionalnej. Poza tym pojawienie si´ na rynku nowych podmiotów utrudnione jest ze wzgl´du na niedostatecznie rozbudowany system po∏àczeƒ transgranicznych oraz na stosowanie nieskoordynowanych i dyskryminacyjnych metod zarzàdzania ograniczeniami przesy∏owymi. WÊród paƒstw strefy euro najbardziej „kolorowe”, a wi´c takie, w przypadku których nie oczekuje si´ szybkiego i skutecznego rozwoju konkurencji, sà: Francja, Grecja, Belgia, Luksemburg, W∏ochy i Irlandia. Natomiast warunki sprzyjajàce dost´powi do sieci oraz 100-procentowe deklarowane otwarcie rynku mo˝na znaleêç w krajach skandynawskich i w Wielkiej Brytanii. W Polsce rzeczywisty stopieƒ otwarcia rynku energii elektrycznej jest ciàgle bardzo ma∏y – ok. 10%.

na odbiorc´ koƒcowego.

2.6.4. Zmiana dostawcy 2.6.3. Aktualny stan liberalizacji rynku Aby mog∏a rozwinàç si´ konkurencja, dostawcy muszà byç przekonani, ˝e warunki, na jakich korzystajà z sieci, sà równe i nikogo nie dyskryminujà. Za nadzór nad tymi warunkami od-

przez poszczególne kraje w celu otwarcia rynku dla konkurencji. Liczba przypadków zmiany dostawcy przez odbiorców komercyjnych, silnie zmotywowanych do redukcji kosztów,

powiedzialni sà krajowi regulatorzy. Na rys. 20 przedstawiono analiz´ paƒstw UE pod wzgl´dem stopnia otwarcia rynku

stanowi naturalny wskaênik funkcjonowania rynku. Choç nale˝y braç równie˝ pod uwag´ ewentualnà mo˝liwoÊç renegocjacji warunków z dotychczasowym dostawcà, zdaniem Komisji Europejskiej niski wskaênik zmiany dostawcy mo˝e oznaczaç istnienie wi´kszych problemów w zakresie regulacji

i mo˝liwoÊci dost´pu w sektorze elektroenergetycznym. W pierwszej kolumnie („Deklarowany stopieƒ otwarcia rynku”) podano udzia∏ procentowy odbiorców posiadajàcych pra-

32

Liczba odbiorców zmieniajàcych dotychczasowego dostawc´ energii wskazuje na skutecznoÊç dzia∏aƒ podejmowanych

wo swobodnego wyboru dostawcy (odbiorców uprawnionych). WartoÊci w pozosta∏ych kolumnach okreÊlajà ∏atwoÊç dost´pu nowych wytwórców do istniejàcych sieci przesy∏owych i roz-

i konkurencji.

dzielczych (zasada TPA). Im wi´cej pól z pomaraƒczowym lub niebieskim t∏em, tym mniejsze prawdopodobieƒstwo, ˝e rozwój konkurencji b´dzie ∏atwy.

w szczególnoÊci majà jà odbiorcy przemys∏owi i duzi odbiorcy komercyjni. Oprócz tego stopieƒ korzystania przez odbiorców z mo˝liwoÊci zmiany dostawcy jest coraz wi´kszy.

Jak widaç na rys. 22, mo˝liwoÊç zmiany dostawcy ju˝ istnieje,

Polski rynek energii elektrycznej

Liberalizacja rynku w krajach Europejskich Deklarowany Warunki bilansowania Najwi´kszy wytwórca 3 najwi´kszych Warunki dost´pu stopieƒ otwarcia Wydzielenie OSP Wydzielenie OSD sprzyjajàce wejÊciu wg mocy wytwórców do sieci1 rynku (%) nowych podmiotów (%) wg mocy (%) Austria 100 prawne prawne Niesprzyjajàce2 +/– sprzyjajàce 45 75 Belgia ~90 prawne prawne Niesprzyjajàce2 Niesprzyjajàce 85 95 Dania 100 prawne prawne Sprzyjajàce – – Finlandia 100 w∏asnoÊciowe rachunkowoÊci Sprzyjajàce – – Francja 70 prawne zarzàdzania +/– sprzyjajàce 85 95 Niemcy 100 prawne rachunkowoÊci Niesprzyjajàce2 Niesprzyjajàce 30 70 Grecja 62 prawne brak Niesprzyjajàce Niesprzyjajàce 100 100 Irlandia 56 prawne zarzàdzania Sprzyjajàce 85 90 W∏ochy 79 w∏asnoÊciowe prawne Niesprzyjajàce2 +/– sprzyjajàce 55 75 Luksemburg 57 zarzàdzania zarzàdzania Niesprzyjajàce – – Holandia 100 w∏asnoÊciowe prawne +/– sprzyjajàce 25 80 Portugalia 100 w∏asnoÊciowe rachunkowoÊci +/– sprzyjajàce 65 80 Hiszpania 100 w∏asnoÊciowe prawne Sprzyjajàce 40 80 Szwecja 100 w∏asnoÊciowe prawne Sprzyjajàce 15 40 Wlk. Brytania 100 w∏asnoÊciowe prawne Sprzyjajàce 20 40 Norwegia 100 w∏asnoÊciowe prawne/rachunkowoÊci Sprzyjajàce – – Estonia 10 prawne prawne Niesprzyjajàce 90 100 ¸otwa 76 rachunkowoÊci rachunkowoÊci +/– sprzyjajàce 95 100 Litwa – prawne prawne +/– sprzyjajàce 50 80 Polska 52 prawne rachunkowoÊci Niesprzyjajàce 15 35 Czechy 47 prawne rachunkowoÊci +/– sprzyjajàce 65 75 S∏owacja 66 prawne zarzàdzania +/– sprzyjajàce 75 85 W´gry 67 prawne rachunkowoÊci +/– sprzyjajàce 30 65 S∏owenia 75 prawne rachunkowoÊci +/– sprzyjajàce 70 95 Cypr 35 zarzàdzania brak n.d. 100 100 Malta 0 – (wy∏àczny nabywca) n.d. 100 100 1 Niekorzystne, gdy op∏aty za dost´p odbiegajà od normy lub brak taryfy. 2 Dotyczy mniejszych odbiorców.

Rys. 20

èród∏o: Komisja WE, 2005 r.

Stopieƒ otwarcia rynku w Polsce Okres

Kryterium (GWh)

Teoretyczne

Rzeczywiste

31.12.1998

> 500

9%

4,1%

31.12.1999

> 100

22%

5,5%

2000

> 40

30%

5,9%

2001

> 40

30%

5,0%

2002

> 10

37%

6,0%

2003

> 10

38%

7,0%

po∏owa 2004

>1

52%

9,5%

wszyscy oprócz gospodarstw domowych

80%

10,0%

od 1 lipca 2004 Rys. 21

Otwarcie rynku

èród∏o: EPC S.A.

WÊród paƒstw cz∏onkowskich, w których w 2004 r. dostawc´ zmieni∏o najwi´cej odbiorców, sà: Irlandia, W∏ochy, Belgia,

nieb´dàcych gospodarstwami domowymi (trzecia kolumna) jest generalnie ni˝szy, poniewa˝ ten segment zosta∏ otwarty

Luksemburg, W´gry, Austria, Portugalia i Holandia (podkreÊlone na rys. 22). Jest jednak szereg krajów, w których wskaêniki dla du˝ych

dla konkurencji dopiero niedawno. W Polsce wskaênik zmiany dostawcy jest obecnie niski (5 – 20% dla du˝ych odbiorców przemys∏owych i poni˝ej 5%

odbiorców sà nadal niskie, zw∏aszcza jeÊli weêmiemy pod uwag´ ich szeÊcioletnie ju˝ doÊwiadczenie w liberalizacji rynku. Wskaênik zmiany dostawcy dla mniejszych odbiorców

dla pozosta∏ych odbiorców), ma jednak wzrastaç, w miar´ jak status odbiorcy uprawnionego przyznawany b´dzie nowym grupom (100% odbiorców w lipcu 2007 r.).

33

Polski rynek energii elektrycznej

Wskaênik zmiany dostawcy Skumulowany wskaênik od momentu otwarcia rynku > 50%

Duzi odbiorcy przemys∏owi

Âredni odbiorcy przemys∏owi/ /odbiorcy komercyjni

Mali odbiorcy komercyjni/ /gospodarstwa domowe

DK, FI, IE, SE, UK, NO, IT

BE, FI, UK, NO

NO

20 – 50%

AT, FR, DE, BE, LU, HU

AT, IT, HU

FI, UK, SE

5 – 20%

ES, LT, PL, PT, CZ, SI

IE, DK, DE, PT, BE

IE, NL, DE, DK, BE

GR, EE, LV, SK

wszyscy pozostali

wszyscy pozostali

< 5% Rozwini´cie skrótów nazw paƒstw na str. 40.

UWAGA: W niektórych przypadkach szacowane wielkoÊci mogà obejmowaç zmian´ pomi´dzy podmiotami nale˝àcymi do tej samej grupy spó∏ek bàdê zmian´ umowy ze standardowej na negocjowanà.

Rys. 22

èród∏o: Komisja WE, 2005 r.

Przyczynà ma∏ego stopnia otwarcia rynku energii elektrycznej i niskiego wskaênika zmiany dostawcy w Polsce sà wcià˝ liczne bariery wejÊcia: Bariery formalno-prawne: podstawowà barierà napotykanà przez odbiorców jest brak jednolitej w skali kraju procedury zmiany sprzedawcy energii elektrycznej. Eliminacja bariery formalno-prawnej, zwiàzana ze standaryzacjà procesu zmiany sprzedawcy, stanowi element aktualnego programu rozwoju sektora elektroenergetycznego. Dla eliminacji tej bariery szczególnie istotne jest ponadto rozdzielenie dzia∏alnoÊci w zakresie obrotu energià elektrycznà od dzia∏alnoÊci operatorskiej (OSD), które ma zostaç przeprowadzone w terminie do 1 lipca 2007 r. Bariery techniczne: bariera zwiàzana jest z wymaganiami co do uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych, jakie muszà spe∏niç odbiorcy chcàcy skorzystaç z zasady TPA, a które powinno si´ zrewidowaç. Bariery ekonomiczne: istotà bariery ekonomicznej dla TPA jest brak faktycznej konkurencyjnoÊci cenowej w sektorze wytwórczym i niewielkie zainteresowanie wytwórców sprzeda˝à bezpo-

niedawnych podwy˝ek, Êrednia cena energii elektrycznej w ka˝dej grupie odbiorców jest w uj´ciu realnym o kilka punktów procentowych ni˝sza ni˝ w 1997 r. (rys. 23). Jak wynika z analizy ekonometrycznej przeprowadzonej w ramach badania zrealizowanego przez Copenhagen Economics, mo˝na ustaliç bezpoÊredni zwiàzek statystyczny mi´dzy stopniem otwarcia rynku, a presjà na obni˝anie ceny energii elektrycznej i gazu. W programie z marca 2006 r. polski rzàd wyra˝a nadziej´, ˝e dzia∏ania, które planuje podjàç, przyczynià si´ do obni˝enia ceny nominalnej oraz ograniczenia wzrostu kosztów dostaw, a tak˝e do ewentualnego spadku realnych ca∏kowitych kosztów zakupu energii. Jednak nawet jeÊli Polsce uda si´ przeprowadziç restrukturyzacj´ KDT, osiàgnàç popraw´ w zakresie TPA oraz zwi´kszyç stopieƒ integracji rynku, nie przewidujemy, by obni˝eniu uleg∏y ceny energii elektrycznej dla odbiorcy koƒcowego. Ju˝ obecnie sà one na du˝o ni˝szym poziomie ni˝ Êrednio w Europie, a na ich ewen-

Rozwój cen energii elektrycznej1, 1997 – 2005 (tylko UE-15) 1997 = 100, ceny sta∏e

Lipiec 1997

Lipiec 2000

Ârednia (wszyscy odbiorcy)

100

86

Lipiec 2005 90

Bardzo duzi2

100

83

96

Âredni przemys∏owi3

100

82

95

Mali komercyjni i gospodarstwa domowe4

100

88

88

1

Ceny netto. 2 WielkoÊç zu˝ycia do 450 GWh rocznie (maks. obcià˝enie 50 MW). Uwzgl´dniono tylko dane dla Belgii, Niemiec, Francji, Grecji, W∏och, Holandii, Portugali, Hiszpanii i Wlk. Brytanii. 3 Ârednia dla odbiorców o zu˝yciu 24 GWh i 2 GWh rocznie. 4 Ârednia dla odbiorców o zu˝yciu 50 MWh, 7,5 MWh i 3,5 MWh rocznie.

Rys. 23 Êrednià do odbiorców. Wynika to z ograniczania obszaru rynku poprzez kontrakty d∏ugoterminowe, obowiàzkowe zakupy energii ze êróde∏ odnawialnych oraz produkowanej w skojarzeniu.

tualny wzrost mo˝e mieç wp∏yw rozpocz´cie handlu emisjami CO2. Jak wynika z danych Komisji Europejskiej, ceny energii elektrycznej w Polsce sà o ok. 20% ni˝sze od Êredniej europejskiej dla du˝ych odbiorców i o 23% ni˝sze dla ma∏ych odbiorców. Choç

Efektem wprowadzenia konkurencyjnego rynku powinien byç

mo˝na uwa˝aç, ˝e stan taki wspomaga wzrost gospodarczy, rozsàdek ka˝e za∏o˝yç, ˝e na pewnym etapie ró˝nica mi´dzy cenami obowiàzujàcymi w Europie zmniejszy si´. Porównujàc poziom

wzrost efektywnoÊci oraz, w perspektywie d∏ugoterminowej, spadek cen do poziomu, jakiego nie mo˝na by uzyskaç w innym przypadku. Zdaniem Komisji Europejskiej, pomimo

cen z paƒstwami sàsiednimi, mo˝na zauwa˝yç, ˝e ceny energii elektrycznej sà ni˝sze ni˝ w Niemczech i na S∏owacji oraz porównywalne do cen w Czechach (rys. 24).

2.6.5. Ceny energii elektrycznej

34

èród∏o: Komisja WE, 2005

Polski rynek energii elektrycznej

2.7. ROZWÓJ SEKTORA ELEKTROENERGETYCZNEGO W POLSCE 2.7.1. Najwi´ksze wyzwania na najbli˝sze lata W za∏o˝eniach polityki energetycznej Polski do roku 2020 Ministerstwo Gospodarki w poprzednim rzàdzie wymieni∏o trzy g∏ówne cele uwzgl´dnione równie˝ w aktualnym Programie dla elektroenergetyki:

Rozwiàzaniem, które wzmacnia∏oby niezale˝noÊç energetycznà z równoczesnà redukcjà emisji zanieczyszczeƒ, móg∏by byç rozwój êróde∏ odnawialnych, obejmujàcych elektrownie wiatrowe oraz wodne, a tak˝e rozwój technologii spalania biomasy i przystosowanie odpadów do produkcji energii. W Programie dla elektroenergetyki z marca 2006 r. Ministerstwo Gospodarki zaproponowa∏o promowanie produkcji zielonej energii poprzez wprowadzenie mechanizmów wsparcia (zielone certyfikaty oraz Êrodki z Narodowego Funduszu Ochrony Ârodowiska), nie podajàc jednak wi´cej szczegó∏ów. Do utrzymania niezale˝noÊci energetycznej przy jednoczesnej redukcji emisji CO2 przyczyni∏aby si´ budowa jàdrowych mocy wytwórczych. Energetyka jàdrowa wymaga jednak olbrzymich nak∏adów

• bezpieczeƒstwo energetyczne, • popraw´ konkurencyjnoÊci, • ochron´ Êrodowiska. Realizacja wymienionych celów jest wymagana na mocy przepisów krajowych i wspólnotowych, a ponadto konieczna dla wzmocnienia sektora elektroenergetycznego przed jego pe∏nà liberalizacjà i integracjà z europejskim rynkiem energii elektrycznej. Bezpieczeƒstwo energetyczne: w strukturze paliwowej polskiego sektora wytwórczego dominuje w´giel kamienny i brunatny. Pod wzgl´dem dostaw ropy i gazu Polska uzale˝niona jest od Rosji, ale udzia∏ tych paliw w strukturze wytwarzania energii jest niewielki (poni˝ej 5%). Tymczasem kraje UE-15 zmuszone sà do importowania spoza Europy 60 – 70% w´gla, oleju i gazu stosowanego do produkcji energii elektrycznej. Co wi´cej, z paliw tych wytwarzane jest ponad 50% ∏àcznej produkcji energii elektrycznej. Wa˝nà rol´ w bezpieczeƒstwie dostaw energii w Polsce odgrywa dominujàcy udzia∏ paliwa w´glowego, jednak jest on osiàgany kosztem ochrony Êrodowiska, jako ˝e z elektrowni opalanych w´glem pochodzi ponad dwukrotnie wi´cej emisji CO2 ni˝ z elektrowni opalanych gazem.

poczàtkowych, wsparcia ze strony rzàdu oraz spo∏ecznej akceptacji. Widzimy równie˝ potrzeb´ budowy bloków gazowo-parowych, co wp∏yn´∏oby na dywersyfikacj´ struktury wytwarzania energii przy jednoczesnej redukcji niedoborów mocy szczytowych. W celu poprawy bezpieczeƒstwa energetycznego rzàd planuje tak˝e rozbudow´ po∏àczeƒ z sàsiednimi systemami elektroenergetycznymi oraz udoskonalenie metod aukcyjnych. KonkurencyjnoÊç: Program dla elektroenergetyki zak∏ada rozwój konkurencyjnego rynku energii elektrycznej i odpowiednià polityk´ regulacyjnà jako Êrodek do zwi´kszenia efektywnoÊci i obni˝enia kosztów produkcji, przesy∏u i dystrybucji. Sektor energetyczny wymaga jednak przeprowadzenia wa˝nych inwestycji w infrastruktur´ wytwórczà i sieciowà w celu poprawy efektywnoÊci. Poprawa efektywnoÊci przedsi´biorstw powinna spowodowaç wzrost ich wartoÊci, co jest równie˝ istotne w kontekÊcie prywatyzacji. Problemem mo˝e byç kwestia ich finansowania w Êwietle braku Êrodków i umiarkowanych rynkowych cen energii elektrycznej, które nie gwarantujà mo˝liwoÊci uzyskania zwrotu z niezb´dnych nak∏adów inwestycyjnych. W przypadku oparcia si´ o inwestorów prywatnych konieczne jest wycofanie si´ z KDT, poniewa˝ umowy te ograniczajà mo˝liwoÊci dost´pu do rynku i wprowadzajà element zniekszta∏cenia cen. Wzrost efektywnoÊci mo˝e byç równie˝ wynikiem konsolidacji rynku dzi´ki korzyÊciom skali i synergii, ale jej osiàgni´cie prawdopodobnie b´dzie mo˝liwe kosztem rozwoju rynku konkurencyjnego, poniewa˝ faworyzowaç b´dzie funkcjonujàce ju˝ przedsi´biorstwa, nie zaÊ potencjalnych inwestorów prywatnych. Dodatkowym êród∏em finansowania mog∏aby byç odpowiednia gospodarka nadwy˝kami uprawnieƒ do emisji CO2 przydzielo-

Rozwini´cie skrótów nazw paƒstw na str. 40.

Rys. 24

èród∏o: Komisja WE, 2005

nymi Polsce. Polska otrzyma∏a bowiem wi´cej przydzia∏ów, ni˝ wynosi jej obecny poziom emisji. Szacuje si´, ˝e nadwy˝ka w sektorze elektroenergetycznym dla obecnego okresu handlu

35

Polski rynek energii elektrycznej

emisjami (2005 – 2007) równa jest ok. 25 mln t, co przy aktualnej cenie rynkowej (26 EUR/t) przek∏ada si´ na ok. 650 mln EUR. Wytwórcy mogà ponadto potraktowaç przydzia∏y uprawnieƒ do emisji CO2 jako koszty utraconych korzyÊci, co oznacza∏oby uwzgl´dnianie w decyzjach dotyczàcych produkcji ceny rynkowej przydzia∏ów. W ten sposób cena uprawnieƒ do emisji zosta∏aby odzwierciedlona w rynkowej cenie energii elektrycznej, co oznacza∏oby popraw´ uzyskiwanego zwrotu z inwestycji. Aby to jednak zrealizowaç, niezb´dne jest wdro˝enie systemu handlu emisjami CO2 – ETS oraz poprawienie p∏ynnoÊci hurtowego rynku energii elektrycznej. W zakresie konkurencji implementacja dyrektyw unijnych w ustalonym terminie wymaga przystosowania rynku krajowego do nowych regu∏ (zasada TPA – dost´p stron trzecich, odbiorcy uprawnieni, ramy regulacyjne, unbundling i inne). Funkcjonowanie KDT uniemo˝liwia pe∏nà liberalizacj´ rynku, a ich likwidacja wymagaç b´dzie wdro˝enia mechanizmów odzyskiwania kosztów osieroconych. Harmonogram liberalizacji narzucony przez dyrektywy UE sprawia, ˝e Polska ma ma∏o czasu na wprowadzenie przepisów zwi´kszajàcych konkurencyjnoÊç sektora. Bardzo wa˝ne b´dzie przyj´cie podejÊcia pozwalajàcego na zrównowa˝enie tempa otwierania rynku z poprawà konkurencyjnoÊci w bran˝y.

mi´dzynarodowym. Rzàd zamierza podjàç dzia∏ania (plan dzia∏aƒ w Programie rzàdowym), których rezultatem mo˝e byç utworzenie w Polsce dwóch du˝ych grup energetycznych: • PGE (Polskiej Grupy Energetycznej): grupa ta mia∏aby powstaç w wyniku konsolidacji wytwórców BOT i Dolna Odra, z majàtkiem pozosta∏ym po wydzieleniu ze struktury PSE operatora systemu przesy∏owego, oraz spó∏ek dystrybucyjnych nale˝àcych do grup ¸2, L5 i Rzeszowskiego Zak∏adu Energetycznego (RZE). PGE, obejmujàca usytuowanà strategicznie elektrowni´ Dolna Odra, b´dzie mieç zainstalowanà moc rz´du ok. 10 GW (udzia∏ w rynku nieco powy˝ej 30%) i obs∏ugiwaç b´dzie 4,4 mln odbiorców (udzia∏ w rynku równy 28%), stajàc si´ tym samym najwi´kszà grupà energetycznà w Polsce. MniejszoÊciowy pakiet akcji (do 35%) mia∏by zostaç sprywatyzowany poprzez gie∏d´, a kontrol´ nad grupà zachowa∏by Skarb Paƒstwa. • Druga grupa energetyczna utworzona ma byç w wyniku konsolidacji PKE i Elektrowni Stalowa Wola ze spó∏kami dystrybucyjnymi ENION i EnergiaPro. Nowo utworzony podmiot b´dzie mieç udzia∏ w rynku wytwórczym si´gajàcy 16%

Ochrona Êrodowiska: przedsi´biorstwa energetyczne muszà stosowaç si´ do krajowych oraz unijnych przepisów w zakresie ochrony Êrodowiska. Nie jest zaskoczeniem to, ˝e wÊród g∏ównych za∏o˝eƒ rzàdowego dokumentu programowego znajduje si´ wsparcie rozwoju êróde∏ odnawialnych energii i kogeneracji. Zgodnie z ocenà rzàdu system handlu zielonymi certyfikatami jest nieskuteczny i wymaga pilnych zmian.

W zakresie dzia∏alnoÊci sieciowej rzàd zamierza dokonaç pe∏nego transferu funkcji OSP, ∏àcznie z majàtkiem sieciowym,

W programie wspomniana jest równie˝ potrzeba uruchomienia dodatkowych mechanizmów wspierajàcych redukcj´ emisji SO2. Rzàd przewiduje te˝ mechanizmy wsparcia dla

z PSE do PSE-Operator (w∏asnoÊç Skarbu Paƒstwa w 100%). Przewiduje si´, ˝e transakcja zostanie zakoƒczona do koƒca roku, co powinno pozwoliç uniknàç pogorszenia si´ sytuacji fi-

rozwijania êróde∏ odnawialnych energii i planuje wykorzystanie w tym celu Êrodków z Narodowego Funduszu Ochrony Ârodowiska.

nansowej PSE. Zamiar ten mo˝na zrealizowaç poprzez oddanie PSE aktywów dystrybucyjnych w zamian za posiadany przez nie majàtek sieciowy. Nast´pnie aktywa dystrybucyjne zosta∏yby wniesione do PGE, holdingu utworzonego przez PSE i BOT. Dzia∏alnoÊç OSD zostanie prawnie wyodr´bniona ze spó∏ek

Aby móc sprostaç nowym wyzwaniom, polskie firmy muszà zrozumieç dynamik´ rynku i oddzia∏ywanie regulacji. Konieczne b´dzie tak˝e wprowadzenie nowych technik w zakresie handlu i zarzàdzania ryzykiem. Konieczne wreszcie b´dzie wypracowanie umiej´tnoÊci osiàgania sta∏ej poprawy dzia∏alnoÊci operacyjnej. Zasadnicze znaczenie b´dzie mieç efektywnoÊç kosztowa, poniewa˝ na mechanizm stanowienia cen w coraz wi´kszym stopniu oddzia∏ywaç b´dà si∏y rynkowe.

2.7.2. Zmiana struktury rynku Oprócz utworzenia konkurencyjnego rynku energii i wprowadzenia przejrzystych regu∏, Ministerstwo Gospodarki okreÊli∏o

36

jeszcze jeden zasadniczy cel, postrzegany jako priorytet polityki rzàdu w zakresie elektroenergetyki: utworzenie silnych grup podmiotów zdolnych do konkurencji na rynku

(moc zainstalowana 5 GW), a w rynku sprzeda˝y energii – 25% (3,9 mln odbiorców). Prywatyzacja grupy mia∏aby nastàpiç poprzez sprzeda˝ akcji na gie∏dzie w dwóch transzach, przy czym kontrol´ nad nià zachowa∏by Skarb Paƒstwa.

dystrybucyjnych do 1 lipca 2007 r. Rzàd rozwa˝a tak˝e dwa dodatkowe scenariusze rozwoju: • Prywatyzacj´ lub konsolidacj´ ENEA, Elektrowni Kozienice i kopalni Bogdanka. W przypadku wyboru scenariusza przewidujàcego konsolidacj´ grupa uzyska∏aby 9% udzia∏ w rynku wytwarzania i 14% udzia∏ w rynku sprzeda˝y energii w Polsce. • Prywatyzacj´ lub konsolidacj´ ENERGI i ZE Ostro∏´ka. W przypadku wyboru scenariusza przewidujàcego konsolidacj´ grupa uzyska∏aby 2% udzia∏ w rynku wytwarzania i 17% udzia∏ w rynku sprzeda˝y energii.

Polski rynek energii elektrycznej

Chcemy zauwa˝yç, ˝e w przypadku niektórych z grup, które planuje utworzyç polski rzàd, majàtek wytwórczy zlokalizowa-

b´dzie przeznaczone na pokrycie kosztów restrukturyzacji

ny by∏by na obszarach oddalonych od miejsca dostaw. Na efektywnie funkcjonujàcym rynku nie powinno to jednak stanowiç problemu.

realizacjà zak∏adanych planów prywatyzacyjnych. Oprócz zapewnienia wp∏ywów do bud˝etu paƒstwa prywatyza-

Skarb Paƒstwa sprzeda posiadane udzia∏y w sprywatyzowanych ju˝ spó∏kach, w pierwszej kolejnoÊci inwestorom strategicznym lub poprzez wprowadzenie do obrotu publicznego. Proces prywatyzacji elektrociep∏owni i spó∏ek ciep∏owniczych b´dzie kontynuowany.

Przewidywana struktura rynku energii elektrycznej w Polsce

i prywatyzacji. Uzyskanie tych przychodów warunkowane jest

cja jest koniecznoÊcià ze wzgl´du na przyciàgni´cie inwestorów mogàcych sfinansowaç cz´Êç niezb´dnych w sektorze du˝ych inwestycji. Inwestorzy zagraniczni wnieÊliby nie tylko Êrodki finansowe, w przypadku posiadania pakietu wi´kszoÊciowego, ale tak˝e doÊwiadczenie zdobyte na konkurencyjnych rynkach. Ministerstwo Gospodarki pok∏ada du˝e nadzieje w sprzeda˝y kapita∏u w drodze oferty publicznej jako metody restrukturyzacji rynku. Choç jest to skuteczny sposób na pozyskanie kapita∏u, nara˝a emitenta na zmiennoÊç apetytu rynku finansowego na takie transakcje. Mo˝e to byç nie do pogodzenia z napi´tymi terminami programu restrukturyzacji. Integracja pionowa: w czerwcu 2005 r. poprzedni rzàd zatwierdzi∏ poziomà integracj´ sektora energetycznego, majàc na celu uzyskanie efektów skali. Obecny rzàd uwa˝a, ˝e poprawa w zakresie zdolnoÊci inwestycyjnych i konkurencji na europejskim rynku energii elektrycznej nie b´dzie mo˝liwa bez przeprowadzenia szybkiej integracji pionowej krajowego sektora energetyki.

Rys. 25

èród∏o: Ministerstwo Gospodarki

2.7.3. Plan dzia∏aƒ: szanse i zagro˝enia Prywatyzacja i kontrola w∏asnoÊci, a tak˝e integracja pionowa i pozioma figurujà wÊród kluczowych tematów Programu dzia∏ania polskiego rzàdu. Prywatyzacja i kontrola w∏asnoÊci: polityka w∏aÊcicielska i pry-

Wytwórcy w Polsce nie majà dost´pu do odbiorców koƒcowych. Na zliberalizowanym rynku przedsi´biorstwa czysto wytwórcze majà zwykle stosunkowo s∏aby profil finansowy. Przedsi´biorstwa zintegrowane sà w znacznie mniejszym stopniu nara˝one na ryzyko wyst´pujàce na rynku ni˝ przedsi´biorstwa czysto wytwórcze, dzi´ki po∏àczeniu posiadanej bazy dostaw z mocà wytwórczà, co pozwala im z∏agodziç efekt zmiennoÊci cen na rynku. Dotychczas obowiàzujàce KDT w du˝ej mierze oddala∏y ryzyko rynkowe, znacznie ograniczajàc ryzyko zwiàzane z dzia∏alnoÊcià wytwórczà. Integracja dzia∏alnoÊci wytwórczej i dostawczej jest jednak konieczna w procesie liberalizacji polskiego rynku energii elektrycznej, w szczególnoÊci kiedy nastàpi wydzielenie OSD i dzia∏alnoÊci w zakresie dostaw oraz uniewa˝nienie KDT. Ponadto zintegrowane podmioty sà atrakcyjniejszymi kandydatami do przej´ç, w szczególnoÊci je˝eli ich potencjalny nabywca

watyzacyjna to dwa elementy niezwykle podatne na wp∏ywy polityczne. Dotychczas sprywatyzowano w grupie elektrowni systemowych 4 spó∏ki, a w grupie elektrociep∏owni zawodowych 10 spó∏ek. Ze wzgl´du na liczne przeszkody i brak pewnoÊci nie dosz∏a do skutku prywatyzacja trzech elektrowni za-

nie jest jeszcze obecny na polskim rynku energii elektrycznej.

wodowych, przesunà∏ si´ te˝ proces restrukturyzacji niektórych spó∏ek dystrybucyjnych.

rzebowaniu na dostawy; w przeciwnym razie mogà one mieç pozycj´ krótkà w wytwarzaniu i byç nara˝one na wzrost hurtowych cen energii elektrycznej bàdê pozycj´ d∏ugà w wytwarza-

Zak∏ada si´ jednak, ˝e przychody z prywatyzacji w 2006 r. osiàgnà poziom 5,5 mld PLN, z czego do bud˝etu paƒstwa wp∏ynie 4,26 mld PLN (1,1 mld EUR), zaÊ 1,24 mld PLN (0,3 mld EUR)

niu i byç nara˝one na spadek cen hurtowych. WÊród nowych grup energetycznych, przedstawionych w programie rozwoju opublikowanym w marcu 2006 r., dwie mniejsze (obejmujàce

Przedsi´biorstwa zintegrowane pionowo b´dà jedynie wówczas prawid∏owo zabezpieczone przed wahaniami cen, gdy posiadane przez nie moce wytwórcze b´dà odpowiadaç zapot-

37

Polski rynek energii elektrycznej

aktywa, które mogà zostaç skonsolidowane lub sprywatyzowane) nie wydajà si´ mieç prawid∏owej równowagi w zakresie wytwarzania i dostaw. Integracja pozioma: oprócz integracji pionowej jednym z g∏ównych kierunków prywatyzacji sektora elektroenergetycznego, okreÊlonych przez obecny rzàd, jest integracja pozioma. Poprzez utworzenie BOT, PKE i PAK nastàpi∏a ju˝ konsolidacja rynku wytwórczego w Polsce. Rezultatem takiej integracji jest poprawa efektywnoÊci przedsi´biorstw dzi´ki zwi´kszeniu korzyÊci skali i umo˝liwieniu synergii. Celem polskiego rzàdu jest m.in. utworzenie narodowego czempiona, który wchodzi∏by w sk∏ad strategicznego majàtku energetycznego Ministerstwa Skarbu, oraz mniejszych grup energetycznych, które zosta∏yby sprywatyzowane. Rozwiàzanie to pozwoli∏oby na dokonanie transferu majàtku sieciowego do OSP (PSE-Operator) i wzmocnienie pionowej i poziomej integracji polskiego rynku energii elektrycznej. Jednak zwi´ksza ono tak˝e ryzyko powstania rynku oligopolistycznego, co doprowadziç mo˝e do podj´cia dzia∏aƒ przez Komisj´ UE, o czym wspominaliÊmy wczeÊniej.

2.8. PODSUMOWANIE Polski rynek energii elektrycznej jest atrakcyjny dla dzia∏ajàcych ju˝ przedsi´biorstw sektora elektroenergetycznego i potencjalnych inwestorów z wielu powodów: • Polski rynek energii elektrycznej jest du˝y – pod wzgl´dem ca∏kowitej krajowej produkcji energii elektrycznej brutto zajmuje szóste miejsce w UE-25, tu˝ za Hiszpanià oraz przed Szwecjà i Holandià. • Przewiduje si´, ˝e polski rynek energii b´dzie rós∏ w tempie szybszym ni˝ Êrednia europejska. Zu˝ycie energii elektrycznej brutto na mieszkaƒca jest niewielkie w porównaniu z innymi krajami europejskimi. Czyni to Polsk´ atrakcyjnym rynkiem, poniewa˝ w rezultacie konwergencji gospodarczej mi´dzy Polskà a innymi krajami europejskimi wielkoÊç zu˝ycia energii na mieszkaƒca b´dzie musia∏a wzrosnàç w nadchodzàcych latach. • Polska jest jednym z najtaƒszych producentów energii w Europie. • Istnieje wiele mo˝liwoÊci inwestycyjnych zwiàzanych z reorganizacjà wszystkich podsektorów polskiej elektroenergetyki (prywatyzacja, konsolidacja, rozwój êróde∏ odnawialnych energii, inwestycje od podstaw w budow´ obiektów pracujàcych w szczycie obcià˝enia, system handlu emisjami CO2 i inne). W obliczu nadchodzàcych zmian dzia∏ajàce na rynku podmioty i potencjalni inwestorzy stojà w obliczu szeregu wyzwaƒ i niepewnoÊci zwiàzanych z bie˝àcà sytuacjà politycznà, z koniecznoÊcià rozwiàzania szeregu problemów struktural-

38

nych (takich jak kwestia kontraktów d∏ugoterminowych) oraz z potrzebà dostosowania organizacji i strategii do nowych warunków dzia∏ania. Z uwagi na planowane tempo zmian rzàd i przedsi´biorstwa b´dà musia∏y dzia∏aç pod silnà presjà czasu. Uwa˝amy, ˝e przeprowadzona w por´ sprawna i pe∏na realizacja programu dzia∏ania, choç stanowi powa˝ne wyzwanie, daje niepowtarzalnà mo˝liwoÊç utworzenia w Polsce efektywnego rynku energii elektrycznej.

3. ZA¸ÑCZNIKI

39

Za∏àczniki

Oznaczenia i skróty:

WN – wysokie napi´cie IPP – Independent Power Producer – niezale˝ny producent

UE-25 – Unia Europejska obejmujàca 25 paƒstw cz∏onkowskich (BE, CZ, DK, DE, EE, EL, ES, FR, IE, IT, CY, LV, LT, LU, HU, MT, NL, AT, PL, PT, SI, SK, FI, SE, UK)

energii NN – niskie napi´cie SN – Êrednie napi´cie KDT – kontrakt d∏ugoterminowy

UE-15 – Unia Europejska w kszta∏cie sprzed ostatniego poszerzenia (w maju 2004 r.), obejmujàca 15 paƒstw cz∏onkowskich (BE, DK, DE, EL, ES, FR, IE, IT, LU, NL, AT,

TPA – Third Party Access – dost´p stron trzecich OSP – operator systemu przemys∏owego

PT, FI, SE, UK) BE – Belgia CZ – Czechy DK DE EE EL ES FR IE IT CY LV LT LU HU MT NL AT PL PT SI SK

– – – – – – – – – – – – – – – – – – – –

Dania Niemcy Estonia Grecja Hiszpania Francja Irlandia W∏ochy Cypr ¸otwa Litwa Luksemburg W´gry Malta Holandia Austria Polska Portugalia S∏owenia S∏owacja

FI – Finlandia SE – Szwecja UK – Wielka Brytania BG – Bu∏garia HR – Chorwacja RO – Rumunia TR – Turcja IS – Islandia NO – Norwegia CHP – Combined Heat and Power – wytwarzanie energii elektrycznej w skojarzeniu z cieplnà, kogeneracja OSD – operator systemu dystrybucyjnego EC – Odbiorcy uprawnieni (Eligible Customers) ETS – Emission Trading Scheme – unijny system handlu emisjami

kWh – kilowatogodzina (1 wat x 1 godzina x 103) MW – megawat (1 wat x 106) GWh – gigawatogodzina (1 wat x 1 godzina x 109) GJ – gigad˝ul (1 d˝ul x 109) TJ – terad˝ul (1 d˝ul x 1012) EUR – euro PLN – z∏oty polski n.d. – niedost´pne – – brak lub nie dotyczy LITERATURA • Program dla elektroenergetyki (Ministerstwo Gospodarki – marzec 2006 r.), • Key Issues Review Related To Polish Energy Market (EPC S.A. – luty 2006 r.), • Poland’s Power (Inter•Forum – 2006 r.), • Polityka energetyczna Polski do 2025 r. (Ministerstwo Gospodarki i Pracy – styczeƒ 2005 r.), • Raport roczny dla Komisji Europejskiej (Urzàd Regulacji Energetyki – lipiec 2005 r.), • The Polish Electricity Market Investment Context (J. C. House – sierpieƒ 2004 r.), • Gas and Electricity market statistics (EC & Eurostat – 2005 r.), • An Energy Overview of the Republic of Poland (U.S. Departament of Energy – styczeƒ 2003 r.), • Partnerships and synergies of EDF Polska to face challenges of the Polish power sector development (P. Amorovain, L. Jestin – kwiecieƒ 2005 r.), • Annual Report on the Implementation of the Gas and Electricity Internal Market (Commission of the EC – styczeƒ 2005 r.), • Poland: Utilities Sector report (IntelliNews – lipiec 2005 r.), • Poland: Utilities Sector report (IntelliNews – luty 2006 r.), • Du˝y mo˝e taniej – proponowany kszta∏t sektora elektroenergetycznego w Polsce (KPMG – luty 2006 r.), • Poland’s power generators at a crossroads: Regulatory changes will reshape the industry (McKinsey & Company – wrzesieƒ 2005 r.).

40

www.ingbank.pl