Rozdział I. Ogólna charakterystyka energetyki

30

6. Elektroenergetyka Polski – zagadnienia ekonomiczne.

Gospodarka naszego kraju funkcjonuje obecnie według zasad rynkowych.

Wyjątkiem jest kompleks paliwowo-energetyczny, który jest nadal sterowany
ręcznie.

Ceny energii elektrycznej zapisywane są w założeniach do ustawy

budżetowej na każdy kolejny rok. W dużym uproszczeniu rachunek zaczyna
się od ceny energii, od której odejmuje się kolejne koszty (dystrybucji,
przesyłu, wytwarzania) i zyski w elektroenergetyce, otrzymując na koniec
kwotę, jaką wytwórcy energii mogą (lub chcą) zapłacić za węgiel. Nie ma to
nic wspólnego z zasadami gospodarki rynkowej, gdzie właśnie koszty
decydują o minimalnej cenie. Ceny energii elektrycznej dla konsumentów
ustalane są przez Ministerstwo Finansów, natomiast ceny za moc i energię
płaconą wytwórcom na tzw. hurtowym rynku energii wyznaczane są przez
Ministra Gospodarki.

W warunkach normalnie funkcjonujących rynków cenę wyznaczają

koszty tego producenta, który zamyka bilans zapotrzebowania na węgiel
(uwzględniając także koszt importowanego węgla kamiennego). Drożsi
producenci albo upadają, albo starają się obniżyć koszty. Sytuacja taka
zaistnieje dopiero po uruchomieniu giełdy energii elektrycznej (lipiec
2000).

Obecny 1999 rok jest dla polskiej energetyki rokiem przełomowym, w

którym to zachodzą istotne zmiany związane z przejściem zarządzania
systemem energetyki z centralnego na rynkowy. Ramy i przebieg tej
transformacji ma określać Urząd Regulacji Energetyki (URE), naczelny organ
władzy państwowej powołany do życia w dniu 21 czerwca 1997 roku w tym
właśnie celu ustawą Prawo energetyczne uchwaloną przez Sejm RP w dniu 10
kwietnia 1997r (ustawa zaczęła obowiązywać w dniu 4 czerwca 1997 roku).
Skutki działalności URE (wprowadzanie taryf na energie, rozpoczęcie
koncesjonowania przedsiębiorstw energetycznych) zaczynają być widoczne
jednak poważne, systemowe zmiany w działaniu znajdują się jeszcze nadal
przed sektorem energetyki, gdyż Rada Ministrów RP ustanowiła wytyczne
do procesu urynkowienia ciepłownictwa i energetyki z dniem 1 stycznia
1999.

Porównanie kosztu wytworzenia energii elektrycznej w Polsce na

pierwszym miejscu stawia Elektrownie Bełchatów. W roku 1998 najtaniej
energię elektryczną produkowała El. Bełchatów, na poziomie 80 zł/MWh –
8gr/kWh (ok. 20 USD/MWh), a producentem najdroższej energii była El.
Opole, gdyż koszt 1MWh wynosił 170 zł (42,5 USD). Ceny energii
elektrycznej sprzedawanej w 1998 roku nie oddawały faktycznych kosztów
produkcji i wahały się od najniższej 62,90 zł/MWh z El. Bełchatów S.A. do

Rozdział I. Ogólna charakterystyka energetyki

31

pułapu 163 –164 zł/MWh z El. Opole S.A. i El. Turów [ARE S.A. „Sytuacja
Finansowa Przedsiębiorstw Energetyki Zawodowej”, Warszawa, 1999r.] . W
1999 r. sytuacja nie zmieniła się jeśli chodzi o relacje ceny do kosztów. Ceny
w 1999 r. kształtowały się na poziomie 86 zł/MWh (2,1 USD/MWh) z
wspomnianej już El. Bełchatów przez 192 zł/MWh (48 USD/MWh) z El.
Opole do 215 zł/MWh (53 USD/MWh) z El. Turów przy średniej
(arytmetycznej) cenie w Polsce z elektrowni systemowych w tym roku 126
zł/MWh (31 USD/MWh) – 0,126 zł/kWh [dane własne].

węgiel brunatny węgiel kamienny

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Be

łchatów

P

ątnów

Adamów

Konin

Turów

Opole

Jaworzno

Siersza

Kozienice

Dolna Odra

zł

/MWh

1994

1995

1996

1997

Rys. 25. Koszt wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej w wybranych

elektrowniach systemowych w Polsce.

Źródło: „Węgiel brunatny w Polsce”, wydanie specjalne, Porozumienie Producentów

Węgla Brunatnego, s. 49.

W porównaniu do europejskich, giełdowych cen energii elektrycznej

można stwierdzić, że są one zbliżone, gdyż najniższa cena w Europie
notowana na giełdzie skandynawskiej jest na (mniej więcej stałym) poziomie
66 zł/MWh (16,5 USD); najwyższa cena – notowana na giełdzie w

Rozdział I. Ogólna charakterystyka energetyki

32

Amsterdamie – jest zmienna i wynosi ok. 150 zł/MWh (37,5 USD) przy
średniej cenie (giełdowej) w Europie 108-300 zł/MWh (27-75 USD) –
0,108-400 zł/kWh [40] (tak duże wahania istnieją z uwagi na znaczne
zmiany cen na niewielkiej giełdzie w Amsterdamie).

Według ekspertów z firmy doradczej DGA, CET koszt produkcji energii

elektrycznej w Niemczech wynosi 0,03-0,05 DM/kWh (0,066-0,11 zł/kWh;
0,0165-0,0275 USD/kWh) co daje poziom kosztu z najtańszych polskich
elektrowni. Cena konsumpcyjna energii elektrycznej w Niemczech jest na
poziomie 0,10 USD/kWh (100 USD/MWh) z uwagi na ponoszone przez
producentów koszty niezwiązane z produkcją (podatki, koncesje). Niemcy są
gotowi sprzedawać do Polski energię w cenie 0,01-0,02 USD/kWh (10-20
USD/MWh), czyli prawie o dwie trzecie taniej niż polscy wytwórcy [Gazeta
Wyborcza z dn. 16.09.99]. Przyjmuje się [115 s. 5], że zrównoważona cena
energii elektrycznej dla wytwórców na otwartym rynku w Europie, a więc i w
Polsce wyniesie 0,03 USD/kWh przy cenie dla odbiorców końcowych nie
przekraczającej 0,065 USD/kWh określonej przez bezpośrednią konkurencję
europejską (zakłada się spadek tej ceny w związku z rozwojem konkurencji
na rynku energii z obecnego poziomu ceny wynoszącej 0,09 USD/kWh do
poziomu 0,065 USD/kWh). Cenę energii elektrycznej w wysokości 0,03
USD/kWh (110 –130 zł/MWh) dla wytwórców przewiduje się już w 2001-
2002r i z tego powodu większość starych elektrowni jak również
elektrowni na węglu kamiennym może okazać się nierentownych [115 s.
6]. Wymaga to wdrożenia szybkich zmian restrukturyzacyjnych, tym bardziej,
że aby zapewnić godną płacę dla zatrudnionych w elektroenergetyce przy
cenie energii dla odbiorców końcowych nie większej niż 0,065 USD/kWh
(średnia płaca brutto na jednego zatrudnionego w elektroenergetyce po
wejściu do Unii Europejskiej na poziomie 1000 USD) z elektroenergetyki
powinno odejść 80000 pracowników (obecne zatrudnienie w
elektroenergetyce wynosi ok. 110000 osób bez kopalń węgla brunatnego).
Skala problemu (zapewnienie miejsc pracy i spadek wartości przedsiębiorstw
elektroenergetycznych) jest więc bardzo duża. Największy dylemat – w
odniesieniu do podsektora wytwarzania – stoi przed elektrowniami, których
koszty nie pozwalają na sprzedaż wytwarzanej energii poniżej ceny energii na
przyszłym europejskim rynku energii, przewidywanej w wysokości 0,03
USD/kWh = 3 USD/MWh, a więc około 12,4 zł/MWh. Dla niektórych
elektrowni cena ta nie będzie ceną ekonomiczną

6

, a w przypadku nowych

elektrowni stanowi podstawę kalkulacji ich ekonomicznej opłacalności.
Według przewidywań [65 s. 3] uwolnienie cen energii elektrycznej

6

Cena ekonomiczna – poziom ceny, który umożliwia przychody, zapewniające pokrycie

uzasadnionych kosztów i stopę zwrotu z zainwestowanego kapitału na poziomie stopy
zwrotu możliwej do uzyskania w innych sferach działalności gospodarczej o podobnym
ryzyku inwestowania [146 s.73].

Rozdział I. Ogólna charakterystyka energetyki

33

początkowo wpłynie na około 30% wzrost cen energii, jednak mechanizmy
konkurencji – jak wcześniej wspomniano – powinny doprowadzić do jej
ustabilizowania się na poziomie 3 USD/MWh.

Model gospodarki elektroenergetycznej będzie miał charakter towarowo-

pieniężny. Elektroenergetyka jest ściśle powiązana z innymi rynkami w kraju
i za granicą. Najsilniejszy związek wykazuje ona z rynkiem paliwowym.

Ceny paliw są kształtowane przede wszystkim przez mechanizmy

występujące na rynkach światowych, cechuje je brak stabilności, z
wyraźną tendencją wzrostową (za wyjątkiem paliwa jądrowego).

0,8

1,7

2

3

3,5

0,6

1,5

2,3

2,3

6

4

0,6

0

1

2

3

4

5

6

7

węgiel brunatny

wegiel

kamienny

krajowy

węgiel

kamienny

importowany

gaz ziemny

olej

niskosiarkowy

paliwo jądrowe

Cena bie

żą

ca [USD/GJ]

cena min [USD/GJ]

cena max [USD/GJ]

Rys. 26. Ceny paliwa energetycznego (loco elektrownia), przyjęte w

założeniach polityki energetycznej państwa w okresie 2010-2020r.

Źródło: Biuro rozwoju PSE S.A., „Kierunki rozwoju Krajowego Systemu

Elektroenergetycznego do roku 2020 (ZPR – 2+)”, Elektroenergetyka 4/98;
Laudyn D. „Koszty produkcji energii elektrycznej w nowych elektrowniach
podstawowych w Polsce w roku 2010”, Energetyka nr 5/99;
„Węgiel brunatny w Polsce”, wydanie specjalne, Porozumienie Producentów
Węgla Brunatnego, s. 49.

Rozdział I. Ogólna charakterystyka energetyki

34

Dla przewidywanej wartości opałowej węgla z odkrywki Szczerców równej

7800 kJ/kg ceny węgla z tej odkrywki powinny kształtować się w zakresie 25-
47 zł/tonę. Tymczasem według prognoz Kopalni Węgla Brunatnego
„Bełchatów” [109 s. 72], aby budowa odkrywki „Szczerców” była
opłacalna cena (ekonomiczna) węgla sprzedawanego z tej odkrywki
powinna wynosić 59 zł/t (13,7 USD/t) co daje 1,8 USD/GJ w całym okresie
eksploatacji, a więc wykracza poza przyjęte ogólnie granice (rys. 24). W
opisie struktury finansowania KWB Szczerców mówi się o cenie bieżącej
węgla w 2010-25 na poziomie 35,00 zł/t (8,1 USD/t co daje 1,14 USD/GJ)
[109 s. 58]. Z informacji własnych wynika, że obecnie władze KWB są
pozytywnie nastawione do projektu budowy Elektrowni Bełchatów II i
wykazują dobrą wolę w czasie negocjacji cen, co sprawia, że nie powinno
być zagrożeń z tytułu dostaw podstawowego surowca dla elektrowni jak i
ceny tego paliwa (deklaracje KWB wskazują, że ceny te nie będą
odbiegać od cen węgla dla Elektrowni Bełchatów S.A.).

W ostatnich latach gaz pojawia się jako konkurencyjne wobec węgla i

paliwa jądrowego paliwo energetyczne. W aktualnej sytuacji ceny gazu są
względnie niskie, wobec czego pojawiło się wiele koncepcji wykorzystania
tego paliwa w cyklu gazowo-parowym nawet w elektrowniach. Gaz staje się
głównym konkurentem paliwa jądrowego i węgla na dalszą perspektywę.
Koszty paliwa są głównym składnikiem kosztów w elektrowni gazowej (60-
70%), a w elektrowni węglowej udział ich w kosztach produkcji energii
elektrycznej wynosi od 40 do 50%, co czyni je wrażliwymi na ceny tych
paliw. W elektrowni jądrowej koszt paliwa stanowi od 10 do 20% kosztu
produkcji (koszty samego surowca uranowego tzw. koncentratu uranowego
wynoszą jedynie ok. 45% kosztów wytwarzania energii elektrycznej), co
sprawia, że jest ona wrażliwa na wzrost stopy dyskonta (wysokie koszty
inwestycyjne).

W obliczeniach porównawczych różnych technologii wytwarzania energii

elektrycznej, wybiegających zazwyczaj kilkadziesiąt lat naprzód, decydujące
znaczenie dla wyników porównań ma założony trend wzrostu cen paliw w
perspektywie wieloletniej. Cena gazu jest ściśle związana z ceną ropy
naftowej. Przewidzenie ich poziomu jest w zasadzie w dłuższej perspektywie
niemożliwe (potwierdza to sprawdzenie wiarygodności prognoz rozwoju cen
ropy naftowej w ostatnich latach) [24 s. 539]. Wynika z tego wniosek, że ani
aktualne, ani prognozowane ceny gazu nie powinny być głównym
argumentem przy podejmowaniu strategicznych decyzji wyboru
określonej technologii wytwarzania energii elektrycznej na daleką
perspektywę. Trudność prognozowania cen w energetyce zdecydowanie
utrudniają skomplikowane przemiany własnościowe i wykształcanie się
europejskiego rynku energii.

Rozdział I. Ogólna charakterystyka energetyki

35

Konsumpcja paliw

Rynki paliw

Wytwarzanie

energii elektrycznej

Rynki
energii elektrycznej

Konsumpcja

energii elektrycznej

Konsumenci
paliw poza
elektrowniami

Ropa
naftowa

Gaz

ziemny

Węgiel
kamienny

Kopalnie węgla
brunatnego

Elektrownie

Rynki

międzyna-
rodowe

Rynek
systemowy

Rynek
lokalny

Rynki

lokalne

Lokalne źródła
odnawialne

Surowce
jądrowe

Konsumenci
energii
elektrycznej

Rys. 27. Miejsce rynków energii elektrycznej w sektorze energetycznym.

Źródło: Kalinowski T., Wilczyński A. „Rynki w gospodarce energetycznej”,Energetyka

nr 6/98, s. 247.

Charakterystyczne dla rynków paliw jest uzależnienie cen od zdarzeń

politycznych oraz powstawanie kolejnych kryzysów zaopatrzeniowych.

Jedynym wyjątkiem od tych reguł jest węgiel brunatny, którego zużycie

ma charakter lokalny, a cena w małym tylko stopniu zależy od ruchu cen
innych paliw i ma znaczenie przede wszystkim jako parametr decyzyjny na
etapie projektowania inwestycji, zwłaszcza w sytuacji, gdy producent węgla
– kopalnia i odbiorca jej węgla – elektrownia tworzą jeden organizm. W
przypadku węgla brunatnego nie można mówić o rynkowym charakterze
produktu (węgiel brunatny nie może być uważany za towar w pełnym
tego słowa znaczeniu).

Rozdział I. Ogólna charakterystyka energetyki

36

Według propozycji PSE rynek energii elektrycznej w Polsce składałby się z

kontraktów bezpośrednich pomiędzy uczestnikami rynku energii elektrycznej
i giełdy energii elektrycznej, na której występowałyby kontrakty fizyczne
(forwards, natychmiastowe 24-godzinne i 1-godzinne) rozliczane przez
operatora systemu przesyłowego (PSE) i kontrakty finansowe (typu futures i
opcje) rozliczane przez powołaną do tego celu izbę rozrachunkową [150 s. 4].

Tymczasem w polskiej elektroenergetyce nie zachodzą tak szybkie zmiany

jak w jej otoczeniu dalszym. Przedsiębiorstwa energetyczne nie nadążają za
zmianami szczególnie w sferze zarządzania i przekształceń własnościowych i
restrukturyzacji zatrudnienia. Wyniki finansowe sektora pogarszają się z roku
na rok [95 s. 16].

Wyszczególnienie 1992

1993

1994

1995

1996

Zysk netto [tys. zł]

3549888 550525 504691 499574 499835

Inwestycje ogółem [tys. zł] 473354

1210800 1901863

2996890

3930345

Rent. sprzedaży netto (ROS) [%]

7,27 8,57 5,59 4,59 4,01

Rent. kapitału wł. (ROE) [%]

8,99

12,09

9,58

3,09

3,05

Rent. majątku netto (ROA) [%]

7,09

7,27

5,01

2,18

1,94

Wsk. płynności bieżącej [razy]

1,91

1,64

1,45

1,42

1,38

Wsk. płynności szybkiej [razy]

1,24

1,04

0,79

0,86

0,90

Cykl spłaty zobowiązań
krótkoterminowych [dni]

31,27 46,14 56,70 51,60 51,70

Wskaźnik zadł. ogólnego [%]

20,99

40,27

46,80

29,18

35,86

Wsk. zadłużenia długoterm.

[%] 10,20 11,35 58,13 27,19 42,05

Cykl spłaty zobow. ogółem [%]

77,07

170,00

187,13

184,50

228,40

Rotacja majątku obrot. [razy]

4,88

4,80

4,17

4,54

4,53

Cykl zapasów [dni]

14,47

15,19

20,90

19,00

17,54

Cykl inkasa należności

[dni] 35,46 42,73 47,62 43,60 41,41

Inwestycje/sprzedaż

[%]

10,50 22,00 21,47 28,10 31,53

Stopień finansowania
amortyzacją inwestycji [%]

65,45 28,10 31,72 29,72 29,84

Rys. 28. Wyniki finansowe elektrowni (średnie) w latach 1992-96 r.

Źródło: Mikołajuk H., Pietrzak A., Wiktorowicz M. „Ocena sytuacji finansowej

elektroenergetyki w latach 1992-96”, Gospodarka Paliwami i Energią, 10/98, s. 16.

Podkreślić trzeba, że dynamika średniego zysku netto w podsektorze

elektrowni dla 1996 r wynosiła 140.8% (1992=100), a inwestycji ogółem
830,3% przy dynamice inflacji w tym okresie równym 270%.

Rozdział I. Ogólna charakterystyka energetyki

37

Według ekspertów Agencji Rynku Energii (ARE) [84] rozwój energetyki

zależy od rozwoju całej gospodarki. Określono trzy możliwe scenariusze
rozwoju: peryferyjny – zakłada średnioroczny wzrost PKB o 4%, bazowy
(5,5% wzrost PKB) oraz sukcesu (8,4% wzrost PKB), co sprawia, że wzrost
zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce w zależności od tempa
rozwoju gospodarczego wzrośnie od 46% (wzrost PKB 2,3%/rok) do 96%
(wzrost PKB 5,3%/rok) przy obecnym zużyciu (1998r) ok. 140 000 GWh/rok.
W każdej prognozie zakłada się spadek udziału węgla kamiennego
maksymalnie nawet ze 105 mln ton w 1997 r do ok. 81 mln ton w 2020r
(spadek udziału w bilansie paliw pierwotnych z 56% 1 1997r do 33% w
2020r). Z uwagi na to, że węgiel brunatny jest najtańszym paliwem
energetycznym we wszystkich scenariuszach rozwoju przewiduje się
maksymalne jego wykorzystanie przy ustabilizowanym wydobyciu na
poziomie ok. 65 mln ton/rok (tj. na poziomie dotychczasowego wydobycia).

Jednocześnie udział węgla brunatnego w bilansie paliw pierwotnych będzie

się zmniejszał systematycznie – z ok. 13% w 1995r do ok. ok. 10% w 2020r
w scenariuszu bazowym , a ok. 9% w scenariuszu sukcesu. Zapotrzebowanie
na gaz (ziemny) zwiększy się 2,5-3 razy. Według ARE [84] w 2020r trzeba
będzie importować 30 mld m

3

gazu (dla scenariusza bazowego i sukcesu).

Według ostatnich doniesień prasowych KERM odsunął na późniejszy

termin budowę elektrowni jądrowej w Polsce (po 2020 r). Przedstawiciele
rządu twierdzą, że w Polsce nie będzie konieczności znacznego rozwoju
nowych mocy z uwagi na racjonalizację zużycia energii w przemyśle i
zmniejszenie energochłonności (strategia zintegrowanego rozwoju).
Uruchomienie elektrowni jądrowych bardziej może wynikać z konieczności
dotrzymania międzynarodowych zobowiązań Polski o ograniczeniu
dopuszczalnego poziomu emisji CO

2

. Według wiceministra Szlązaka z

Ministerstwa Gospodarki [40 z dn. 11.02.2000] nadwyżki mocy
elektroenergetycznych, którymi obecnie dysponuje Polska zostaną
wyczerpane do 2005 roku.

Historycznie wzrost produktu krajowego brutto (PKB) Polski z 57,2 mld zł

w 1985 r do 74,1 mld zł w roku 1998 czyli średnio o 2,3%/rok spowodował
wzrost zużycia energii elektrycznej zaledwie o 5000 GWh, co daje tylko
wzrost o ponad 3% w tym okresie. Zatem szacunki wzrostu zużycia energii w
latach 2000-2020 o blisko 100% wydają się mocno przesadzone, tym
bardziej, że w gospodarkach (krajów rozwiniętych) świata obserwuje się
raczej stagnację w zużyciu energii elektrycznej (aspekt ekologiczny i
stosowanie technik DSM - IRP).

Legenda do rysunku 29:
(kol.7) Mnożnik kapitału własnego (EM – Eqiuty Multiplier) –

zdefiniowany jako stosunek sumy bilansowej do kapitału własnego; mnożnik
kapitału własnego jest zatem równy odwrotności udziału kapitału własnego w

Rozdział I. Ogólna charakterystyka energetyki

38

pasywach całkowitych; dla małych przedsiębiorstw maksymalną wartością
EM jest poziom 1 : 3 (minimum 33% udział kapitału własnego), a dla dużych
wymaga się stosunku 1 : 1, co oznacza minimum 50% udział kapitału
własnego w pasywach całkowitych [124 s. 90]. Wskaźnik obrazuje strukturę
kapitałów firmy.

(kol. 8) Współczynnik długu, zwany również współczynnikiem ryzyka (w

literaturze anglojęzycznej określa się go jako Capital Gearing – przekładnię
kapitałową) – stosunek długoterminowego kapitału obcego do kapitału
własnego; optymalny poziom tego wskaźnika wynosi 0,51 [8], co odpowiada
minimalnej strukturze kapitału stałego 33,3 : 67,7, Racjonalny wskaźnik
długu powinien mieścić się w przedziale 0,5 – 1,0 [123 s. 90]. Jak wiadomo,
wykorzystywanie kapitałów obcych do pomnażania zysków (efektu dźwigni
finansowej) jest wskazane do poziomu nie zagrażającego równowadze
finansowej firmy. Pamiętać jednak należy, że efekt dźwigni dodatnio wpływa
na poziom rentowności kapitałów własnych, gdy wskaźnik rentowności
kapitału stałego jest wyższy niż stopa procentowa od zaciągniętych kredytów
(długoterminowych).

(kol. 17) Wskaźnik rentowności sprzedaży (NPM - Net Profit Margin

lub ROS – Return On Sales) – stosunek wyniku netto do przychodów ze
sprzedaży, czyli 15/14 (procent obrotu). Powinien się zawierać w przedziale
6% - 16% [8].

(kol. 18) Wskaźnik rentowności obrotów (TAT – Total Assets Turnover)

– iloraz przychodów ze sprzedaży (obrotu) do całkowitego majątku
(aktywów).

(kol. 19) Wskaźnik rentowności majątku firmy (ROA – Return On

Assets) – iloraz wyniku netto do majątku całkowitego firmy; wskaźnik ten
oblicza się jako iloczyn: ROS*TAT, czyli (15)*(17) i powinien kształtować
się na poziomie 10% [8]. Czasem wskaźnik ROA oblicza się w sposób
bardziej prawidłowy jako iloraz sumy zysku netto i odsetek od kapitału
obcego do całkowitych aktywów ponieważ obejmuje się wtedy wszystkie
korzyści jakie dostarczają aktywa (a nie tylko zysk dla firmy)

(kol. 20) Wskaźnik rentowności kapitału własnego (ROE – Return On

Equity) – iloraz wyniku netto do kapitału własnego firmy; oblicza się go jako
iloczyn: ROI*EM, czyli (18)*(7). Pożądany poziom ROE wynosi 15% [8], ale
zależy mocno od branży i sięga nawet 50%.

(kol. 22) Wskaźnik udziału nadwyżki finansowej w przychodach –

iloraz nadwyżki finansowej, czyli wyniku netto i amortyzacji w przychodach
ze sprzedaży (obrocie); oblicza się jako stosunek: (20)/(14).

(kol. 23) Wskaźnik bieżącej płynności (Current Ratio) – (płynność III

stopnia) – relacja majątku obrotowego (zapasów, należności i roszczeń,
środków pieniężnych i papierów wartościowych przeznaczonych do obrotu)
do zobowiązań krótkoterminowych.

Rozdział I. Ogólna charakterystyka energetyki

39

(kol. 28) Margines bezpieczeństwa (MB) – zdefiniowana jako nadwyżka

aktualnych bądź planowanych przychodów ze sprzedaży (obrotów – O) ponad
wyznaczony próg rentowności BEP. Korzystne jest określenie marginesu
bezpieczeństwa w ujęciu względnym według wzoru [131 s. 160]:

O – BEP

MB%

=

--------------

O

przy czym:

MB% = procentowy (względny) margines bezpieczeństwa [%];

O = obrót [zł];

BEP = (wartościowy) próg rentowności ze wzoru [8,131 s.109]:

KS

KS

Mb – ks

BEP = ------------ * c = ---------------- = --------------

c – kz

1 – (KZ/O)

Mb

gdzie: KS = całkowite koszty stałe [zł]; KZ = całkowite koszty zmienne [zł];
ks – jednostkowe koszty stałe [zł/MWh]; c – cena [zł/MWh]
k.z = jednostkowy koszt zmienny [zł/MWh];
Mb – jednostkowa marża brutto [zł]; Mb = c – kz

Wykorzystując pojęcie dźwigni operacyjnej (DOL – Degree of Operational

Leverage) [48 s. 280] można udowodnić, że [131 s. 163]:

DOL * MB% = 1, czyli MB% = 1/DOL.

Zatrudnienie (kol.29) – przeciętna liczba zatrudnionych na podstawie

umowy o pracę w okresie 6 miesięcy 1998 r. (bez uczniów), osób
wykonujących pracę nakładczą oraz osób zatrudnionych poza granicami
kraju. Dane podaje się po przeliczeniu osób niepełnozatrudnionych na pełne
etaty (formularz DG – 1; Dz. 1, kol. 2, poz.7).

Przychód na jednego zatrudnionego (kol.30) – iloraz (29)/(30).

Wskaźnik daje ogólny obraz sprawności przedsiębiorstw polskich. W
angielskim koncernie PowerGen przy zatrudnieniu 3551 pracowników w
1995 wskaźnik ten wynosił ponad 3000 tys. zł/osobę (ok. dziesięć razy więcej
niż średnia w polskim sektorze wytwarzania) [Domagała J. „Zamówienia pod
napięciem”, Życie gospodarcze 7/97, s. 9].

Rozdział I. Ogólna charakterystyka energetyki

40