Konsolidacja w energetyce
Oceń strategię Ministerstwa Skarbu Państwa dotyczące działań konsolidacyjnych branż. Podaj elementy pozytywne i negatywne takich działań w perspektywie najbliższych lat.
Rząd uznał, że konsolidacja to uniwersalny lek na dolegliwości trapiące spółki Skarbu Państwa.
Pomysły konsolidacyjne to zresztą żadna nowość. Taka operację przeżyło już górnictwo a w dalszej kolejności czeka to zbrojeniówkę i PKP, przemysł chemiczny, farmaceutyczny a w najbliższej przyszłości energetykę.
Trwają tylko spory, jak konsolidować: pionowo, poziomo, produktowo, geograficznie itd.
Wielu ekonomistów patrzy na konsolidację z przerażeniem. Uważają, że konsolidacja ma zastąpić prywatyzację. Jest politycznie bezpieczniejsza, bo nawet najbardziej nieudana i najkosztowniejsza nie narazi pomysłodawcy na jakiekolwiek konsekwencje. Ponadto przy każdej prywatyzacji natychmiast pojawiają się zarzuty, że jest złodziejska i że za bezcen jest wyprzedany majątek.
Tymczasem zwolennicy konsolidacji przekonują, że duże jest silniejsze i wszyscy na świecie się łączą, bo takie są wyzwania globalizmu. Koncentrując państwowe firmy uzyskujemy efekt synergii, redukujemy koszty, tworzymy organizacje zdolne konkurować na rynku.
Konsolidacja państwowych firm oparta jest na kilku prostych pomysłach:
połączyć słabego z silnym, to może ten silny pociągnie słabego (choć zwykle słaby pogrąża silnego),
połączyć kilku słabych, może wspólnie sobie poradzą, a jeśli nie, to będą mieli większą siłę przebicia w domaganiu się wsparcia państwa,
połączyć kilka firm, to stworzą monopol, a monopoliście zawsze lżej.
Kopalnią pomysłów konsolidacyjnych jest dziś energetyka. Trudno zliczyć wszystkie projekty łączenia kopalń z elektrowniami, elektrowni z zakładami energetycznymi, grupowania zakładów itd. Niektóre pomysły zostały już zrealizowane: mamy Południowy Koncern Energetyczny (PKE) skupiający siedem elektrowni i elektrociepłowni. Sami energetycy domagają się tworzenia struktur pionowych, czyli łączenia poszczególnych elementów - od kopania węgla do sprzedaży energii. Energetyka to jedyna gałąź gospodarki, która została całkowicie oderwana od realiów rynkowych. Elektrownie mają kontrakty długoterminowe gwarantujące przez długie lata sprzedaż energii po wysokich i z góry ustalonych cenach.
Plany rządu wobec energetyki
Plany Ministerstwa Skarbu wobec branży energetycznej można najkrócej opisać jako najpierw wielkie łączenie, a dopiero później sprzedaż.
Znaczna część kwoty pochodząca w tym roku z prywatyzacji będzie pochodziła ze sprzedaży firm z branży energetycznej, podobnie ma być w następnych latach. Ministerstwo stara się więc uatrakcyjnić swoją ofertę dla inwestorów.
Sprzedaż firm zagranicznym inwestorom poprzedzi okres wielkiego łączenia, i to zarówno wśród elektrowni, jak i zakładów energetycznych, albowiem nie jest logiczne by rywalizowało ze sobą ponad 30 zakładów energetycznych. Najpierw trzeba je łączyć, żeby były silniejsze.
Plan Ministerstwa przewiduje, że z 32 zakładów energetycznych zostanie utworzonych zaledwie pięć grup zajmujących się dystrybucją energii:
do pierwszej grupy, zwanej roboczo P-4, miałyby wejść przedsiębiorstwa z rejonu Zamość - Lublin;
w skład grupy południowej - zakłady z regionu Krakowa, Tarnowa, Rzeszowa;
grupa środkowowschodnia, powstała z połączenia zakładów z regionu Białegostoku, Warszawy (z wyłączeniem samej stolicy, którą obsługuje firma Stoen) i Łodzi;
czwarta grupa, P-5, powstałaby z połączenia zakładów energetycznych ze Szczecina, Bydgoszczy, Poznania, Gorzowa (być także z Zieloną Górą);
ostatnią utworzyłyby zakłady z Dolnego Śląska oraz Opola.
W skład grupy P-5 wejdzie najprawdopodobniej pięć spółek dystrybucyjnych z zachodniej Polski - Energetyka Poznańska, która pełnić będzie rolę lidera oraz zakłady z Bydgoszczy, Gorzowa, Szczecina i Zielonej Góry. Kształt pierwszego konsolidowanego koncernu nie jest jednak ostatecznie przesądzony. Do P-5 mogą być dołączone inne spółki, dodając, że ważne jest osiągnięcie odpowiedniej siły ekonomicznej i zdolność nowopowstałego podmiotu do zaspakajania potrzeb odbiorców.
Konsolidacja przebiegać będzie w drodze przejmowania przez spółkę - lidera aktywów pozostałych spółek. Docelowo na bazie kilku spółek wchodzących w skład koncernu powstanie jedna firma zajmująca się przesyłem i dystrybucją. Wydzielone zostaną też, spółki zależne zajmujące się obrotem, obsługą klienta, serwisem i świadczeniem innych usług m.in. dostawą innych mediów.
Ta konsolidacja nie obejmuje prywatyzowanych właśnie zakładów z środkowej i północnej Polski z tzw. Grupy G-8 oraz firmy Stoen.
Prywatyzacja zakładów energetycznych na pewno nie rozpocznie się w tym roku, tym bardziej, że ministerstwo zakłada, iż sprzedaż zakładów energetycznych poprzedzi prywatyzacja elektrowni i elektrociepłowni.
Plan ministerstwa zakłada również, z małymi wyjątkami, łączenie elektrowni. - Tymi wyjątkami są cztery zakłady, które właściwie już powinny być sprywatyzowane. Osobno zostaną więc elektrownie: Dolna Odra, Kozienice, Ostrołęka i Stalowa Wola. Pozostałe zakłady zostaną zgrupowane w duże koncerny wytwórcze - jeden oparty na węglu kamiennym, a drugi głównie na węglu brunatnym.
Pierwszy koncern już został utworzony - Południowy Koncern Energetyczny, który tworzy osiem elektrowni i elektrociepłowni.
Na polskim rynku PKE będzie konkurował z tzw. BOT, który tworzyłyby dwie elektrownie oparte na węglu brunatnym - Bełchatów i Turów - oraz najnowocześniejszy zakład spalający węgiel kamienny - elektrownia Opole. Zanim jednak dojdzie do powstania BOT, nastąpi konsolidacja elektrowni opalanych węglem brunatnym z wydobywającymi go kopalniami. BOT nie jest także w najbliższej perspektywie przeznaczony do prywatyzacji.
Polityka ministerstwa wobec branży nie zakłada do 2005 roku prywatyzacji Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Do tego czasu PSE będą musiały wydać znaczne pieniądze na remonty sieci.
Obecnie ważą się losy sektora dystrybucji energii elektrycznej. O realizację konkurują dwa całkowicie odmienne projekty - jeden opracowany pod auspicjami Ministerstwa Gospodarki, a drugi - resortu skarbu. Pierwszy zakłada utworzenie w drodze fuzji dwóch wielkich grup (wschodniej i zachodniej), w skład których weszłyby niesprywatyzowane spółki dystrybucyjne. Kolejnym krokiem ma być wydzielenie z nowych firm spółek obrotu energią i ich prywatyzacja. Ministerstwo Skarbu zaproponowało skupienie spółek wokół pięciu zakładów: poznańskiego, wrocławskiego, krakowskiego, lubelskiego i łódzkiego. Na każdą z tych grup przypadnie 13 - 15% krajowego rynku dystrybucji energii.
Konsolidacja oznacza, że każdy z pięciu zakładów, pełniących rolę lidera, przejmie akcje innych spółek. Dojdzie więc co inkorporacji i powołania koncernów. Jako pierwsza ma powstać grupa poznańska. Jednak zanim do tego dojdzie konieczna jest wycena spółek w grupie, aby ustalić do jakiej wysokości podnieść kapitał poznańskiego zakładu.
Koncern poznański także byłby prywatyzowany, jako pierwszy, w przyszłym roku. W 2003r. ma zakończyć się konsolidacja także w pozostałych grupach.
Po konsolidacji każdy koncern zostanie poddany restrukturyzacji. Choć formalnie wszyscy zatrudnieni w spółkach od razu staną się pracownikami koncernu, to jednak niewykluczone, że część osób w efekcie restrukturyzacji straci pracę.
Każdy koncern jako grupa kapitałowa będzie oparty na czterech filarach. Pierwszy to spółka infrastrukturalna, która zajmie się przemysłem i sprzedażą energii do klientów oraz eksploatacją sieci. Druga spółka w koncernie będzie prowadzić obrót, czyli m.in. zakupy energii i jej sprzedaż spółce infrastrukturalnej. Trzecia będzie obsługiwać klientów (m.in. rozliczać ich), a czwarta - serwisowa - świadczyć usługi multienergetyczne.
Po konsolidacji nastąpi prywatyzacja koncernów, ale w pierwszej kolejności sprzedawane będą akcje spółek usługowych i serwisowych.
MSP traktuje prywatyzację wyłącznie jako sposób na zasilenie państwowej kasy. Tymczasem projekt MG zakłada, że wpływy ze sprzedaży obrotu energią zasilą spółki infrastrukturalne i posłużą tworzeniu nowych miejsc pracy, które zastąpią etaty likwidowane w procesie restrukturyzacji.
Założenia polityki energetycznej Polski do 2020r.
Podstawą do realizacji zadań nałożonych na Ministerstwo Gospodarki jest dokument „Ocena realizacji i korekta założeń polityki energetycznej Polski do 2020roku”, który rząd rozpatrzył i przyjął w dniu 2 kwietnia 2002r.
Za cel strategiczny krótko- i średnioterminowy „Założeń polityki energetycznej Polski do 2020r” należy uznać redukcję kosztów funkcjonowania energetyki przy poprawie stanu bezpieczeństwa energetycznego.
Zadaniem autorów programu, najskuteczniejszym sposobem wymuszenia efektywności jest budowa mechanizmów konkurencyjnych, a tam, gdzie nie jest to możliwe (chodzi o naturalne monopole sieciowe) - zastępowanie ich skuteczną regulacją. Istotnym elementem polityki promowania konkurencji ma być stworzenie podstaw prawnych i zapewnienie transparentności działań naturalnych monopolistów - operatorów sieci rozdzielczych (spółek dystrybucyjnych) i systemu przesyłowego (Polskich Sieci Elektroenergetycznych).
W zakresie kreowania polityki energetycznej Polski podstawowy cel, czyli bezpieczeństwo energetyczne - rozumiane jako stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię, w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska.
Oprócz przekształceń własnościowych i organizacyjnych rząd deklaruje szereg prorynkowych zmian w mechanizmach funkcjonowania branży. W programie mowa jest nie tylko o likwidacji kontraktów długoterminowych, ale też o obniżce opłat przesyłowych i zlikwidowaniu subsydiowania jednych odbiorców energii przez innych oraz obrotu przez działalność dystrybucyjną.
W zakresie polityki cenowej rząd obiecuje „system sprawiedliwego rozłożenia na wszystkich współuczestników procesów gospodarczych i współwłaścicieli przedsiębiorstw energetycznych kosztów reformowania sektora energii”.
Realizacja większości tych zamierzeń wymagać będzie szerokiej nowelizacji ustawy Prawo energetyczne i rozporządzeń wykonawczych, sprzyjających postępowi w energetyce, liberalizowaniu jej funkcjonowania i zachowaniu równowagi między dostawcami a odbiorcami energii, a także nowelizacji innych ustaw.
Czy takie działania są działaniami tożsamymi z konsolidacją produkcji i kapitału w wydaniu światowych liderów rynkowych
Wymagany jednolity stopień otwarcia rynków energii elektrycznej w poszczególnych krajach członkowskich obliczany jest na podstawie udziału grup odbiorców finalnych, o określonym zużyciu rocznym energii elektrycznej, w całkowitym zużyciu energii elektrycznej na obszarze Unii. Tak obliczony procentowy stopień otwarcia rynków dotyczy wszystkich krajów członkowskich. Zgodnie z zasadą subsydiarności, wdrożenie tego otwarcia w poszczególnych krajach może się różnić z powodu zróżnicowania definicji tzw. uprawnionych odbiorców.
Główne cechy rynków energii elektrycznej w wybranych krajach Europy:
AUSTRIA
Austriacki sektor elektroenergetyczny jest zdominowany przez firmę Verbund (kontrolującą 48% produkcji i prowadzącą ruch systemu) oraz 9 pionowo zintegrowanych regionalnych przedsiębiorstw energetycznych (działających głównie w sektorze dystrybucji jak też kontrolujących 31% produkcji oraz posiadających fragmenty sieci przesyłowej).
Ponad dwie trzecie produkcji energii elektrycznej pochodzi z elektrowni wodnych , natomiast pozostała produkcja wytwarzana jest w elektrowniach cieplnych.
„Austriackim rozwiązaniem” miała być propozycja „scementowania” przedsiębiorstw energetycznych, poprzez wzajemne obejmowanie swoich akcji, i w ten sposób zablokowanie możliwości udziału w istniejących firmach inwestorom zagranicznym.
BELGIA
Rząd federalny kontroluje produkcję i przesył liniami o napięciu powyżej 70kV. Brak jest jednolitej ogólnokrajowej polityki energetycznej. Występuje dominacja prywatnego przedsiębiorstwa Electrabel (ok. 95% udziału w produkcji energii elektrycznej, 90% ogółu świadczonych usług przemysłowych i dystrybucyjnych). Monopolistyczny charakter działalności tego przedsiębiorstwa stanowi istotną barierę wejścia na rynek belgijski dla innych producentów producentów i dystrybutorów energii elektrycznej. Ponadto działają 43 dystrybucyjne przedsiębiorstwa elektroenergetyczne kontrolowane, albo wyłącznie przez lokalne organy municypalne, albo przy współudziale prywatnych inwestorów.
DANIA
Specyfika tego kraju wynika z występowania dwóch oddzielnych systemów, obejmujących kontynentalną Jutlandię oraz wyspy Zelandii, jakkolwiek posiadających liczne połączenia międzynarodowe. Ponadto państwo nie posiada żadnych udziałów w elektrowniach lub sieciach przesyłowych. Udział węgla w produkcji energii elektrycznej wynosi ok. 80%. Funkcjonuje niewielu dużych odbiorców przemysłowych a stawki opłat zaliczane są do jednych z najniższych w Europie. Obecnie działa 8 dużych wytwórczych przedsiębiorstw elektroenergetycznych, których udziały są w posiadaniu ponad 90 przedsiębiorstw dystrybucyjnych. W wytwarzaniu obowiązuje głównie licencjonowanie, przetargi możliwe dla małych źródeł wykorzystujących paliwa odnawialne. Dostęp do sieci zorganizowany na podstawie negocjowanego TPA. Producenci zorganizowani w dwóch niezależnych polach - prowadzonych przez Elsam i Elkraft odpowiedzialnych za bieżące prowadzenie systemu elektroenergetycznego. Pozwala to na wspólne ponoszenie większości kosztów przez uczestników poolu, a dzięki temu na małe zróżnicowanie cen dla odbiorców. Z początkiem 1998 roku z przedsiębiorstwa Elsam wydzielono przedsiębiorstwo Eltra, wypełniające funkcje operatora systemu. Powołanie operatora systemu oczekiwane jest również na obszarze działania przedsiębiorstwa Elkraft. Regulację prowadzi Ministerstwo Energetyki i Środowiska, wspierane przez Duńską Agencję Energetyki. Koncesjonowaniu podlega wytwarzanie energii elektrycznej w źródłach o mocy powyżej 25 MW oraz działalność przesyłowa liniami o napięciu wyższym niż 100kV. Rząd prowadzi silny interwencjonizm w zakresie polityki energetycznej.
W 1998 roku Komisja Europejska zaaprobowała projekt rządu Duńskiego przewidujący zwolnienie z podatku energetycznego energii ze źródeł odnawialnych, co ma zmniejszyć niekorzystną różnicę w cenie w stosunku do energii ze źródeł konwencjonalnych.
FINLANDIA
Podobnie jak w innych krajach nordyckich, zużycie energii elektrycznej jest wysokie ze względu na uwarunkowania klimatyczne i wysoką koncentrację energochłonnego przemysłu. Na rynku dominuje przedsiębiorstwo IVO (37% udział w produkcji oraz rosnący udział w dystrybucji) oraz przedsiębiorstwo PVO (23% udział w produkcji).
Nie występują istotne bariery utrudniające wejście na rynek inwestorom zagranicznym. Na rynku funkcjonuje około 100 krajowych przedsiębiorstw dystrybucyjnych. Wraz z trendem w kierunku pionowej integracji ich liczba będzie się zmniejszać.
W 1997 roku powstało jedno przedsiębiorstwo przesyłowe Fingrid zarządzające całą krajową siecią przemysłową. Od połowy 1996 roku funkcjonuje giełda energii elektrycznej EL-EX, której działalność jest nadzorowana przez bank SOM.
FRANCJA
Obecnie to największy eksporter energii elektrycznej w Europie. W 1996 roku niemal 80% produkcji energii elektrycznej pochodziło z elektrowni jądrowych. Występuje dominacja pionowo zintegrowanego przedsiębiorstwa Electricite de France (wytwarzanie, działalność sieciowa, dostawy i długookresowe planowanie rozwoju sektora) posiadającego również wyłączność w imporcie i eksporcie. EdF (posiadający 94% udział w produkcji energii elektrycznej) planuje rozdzielenie (pod względem zarządzania) wytwarzania od przemysłu i utworzenie centrów zysku.
Taryfy za energię elektryczną są jednolite na terenie całego kraju, a także na terytoriach zamorskich Francji. Zaledwie 5% usług dystrybucyjnych jest prowadzone poza strukturami EdF przez 194 przedsiębiorstwa municypalne.
GRECJA
Grecja ma dodatkowe dwa lata w stosunku do innych krajów członkowskich na wdrożenie przepisów Dyrektywy. Bardziej prawdopodobne jest przyjęcie systemu rTPA niż SB. Kopalnie węgla brunatnego są własnością krajowego pionowo zintegrowanego przedsiębiorstwa PPC odpowiedzialnego za produkcję, przesył i dystrybucje energii elektrycznej oraz jej import i eksport. Przedsiębiorstwo to zamierz rozdzielić powyższe obszary działalności tworząc odrębne jednostki biznesowe. Produkcja energii elektrycznej z węgla brunatnego (ok. 70% całkowitej produkcji) wydaje się być konkurencyjna w stosunku do innych nośników energii i obecnie nie korzysta z żadnych form pomocy, bądź mechanizmów ochronnych. Obecnie prawodawstwo ogranicza prywatne inwestycje w elektroenergetyce jedynie do projektów budowy odnawialnych źródeł energii.
Na większości wysp greckich istnieją wyizolowane systemy elektroenergetyczne. Powstają plany zabudowania połączeń.
Taryfy ustalane są przez PPC a kontrolowane przez ministerstwo Przemysłu, Energii i Technologii.
HISZPANIA
Reforma sektora elektroenergetyki podjęta przez rząd obejmuje zarówno wdrożenie konkurencji w wytwarzaniu jak i prywatyzację przedsiębiorstw. Sektor jest zdominowany przez cztery duże przedsiębiorstwa: Endesa, Iberdola, Union Fenosa i Hidroelectricta del Cantabrico. Największe z nich - Endesa, wytwarza 47% (1997r.) całkowitej produkcji energii elektrycznej oraz rozszerza swoje struktury holdingowe poprzez nabywanie udziałów w licznych przedsiębiorstwach elektroenergetycznych (kontroluje 43% rynku dostaw). Funkcje operatora systemu przesyłowego wypełnia firma Red Electrica de Espana (REE), wykonująca także poprzez prawnie wydzieloną jednostkę (SPOME) funkcje operatora rynku energii elektrycznej. Drugim pod względem wielkości udziału w produkcji energii elektrycznej jest przedsiębiorstwo Iberdola (32% udział w wytwarzaniu oraz 35% w dostawach).
Zgodnie z prawem udzielenie zgody na budowę nowych źródeł wytwórczych następuje w drodze procedur przetargowych.
Dostęp do systemu zapewniony jest na podstawie regulowanego dostępu stron trzecich (rTPA). Do kończ roku 1997 za regulację w sektorze odpowiadała Krajowa Komisja Energii Elektrycznej (CSEN).
W grudniu 1997 roku powołano Krajową Komisję Energetyczną, odpowiedzialną za regulację w sektorze elektroenergetycznym, gazowym i paliwowym.
HOLANDIA
W końcu lat 90. za cechy charakterystyczne elektroenergetyki holenderskiej uznano rywalizację firm energetycznych, nadwyżkę mocy wytwórczych oraz niską wydajność. Wytwarzanie prowadzone jest głównie w źródłach konwencjonalnych (węgiel i gaz), z niewielkim udziałem energetyki jądrowej. Przedsiębiorstwo SEP (prowadzące działalność w zakresie produkcji i przemysłu) mające charakter holdingu czterech regionalnych wytwórców miało zostać zastąpione przez tzw. Jednego Wielkiego Wytwórcę (GPB), którego udziały miały być w posiadaniu 36 energetycznych firm dystrybucyjnych.
Dystrybutorzy (reprezentowani przez Energie Ned) są zobowiązani do powołania operatora sieci rozdzielczych. W obszarze dystrybucji prowadzone są działania konsolidacyjne. Wszystkie nowe źródła mają powstać w sektorze niezależnych wytwórców (IPP) oraz wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu.
Dostęp do rynku krajowego dla zagranicznych wytwórców ma być możliwy tylko na zasadzie wzajemności. Jest to o tyle istotne, że zdolność przesyłowa międzynarodowych połączeń międzysystemowych Holandii sięga 13000MW (6000MW z Belgią i 7000 MW z Niemcami), co może stanowić podstawę do głębokiej penetracji rynku przez przedsiębiorstwa zagraniczne.
Rząd uznaje również konieczność uproszczenia systemu opodatkowania energii elektrycznej, której cena dzisiaj ma następującą strukturę:
Struktura ceny energii elektrycznej |
|
Opłata na rzecz rządowego programu ochrony środowiska |
0,8% |
Podatek „paliwowy” |
2,0% |
Podatek ekologiczny (obciąża odbiorcę) |
8,9% |
VAT (17,5%) |
14,9% |
Koszty wytwarzania i dostaw |
73,4% |
RAZEM |
100% |
Pobór podatku dokonywany byłby bezpośrednio od odbiorców przez właściwe organy podatkowe, na podstawie danych o zużyciu dostarczanych przez dostawców. Sprzyjałoby to uzyskaniu przejrzystości taryf stosowanych przez różnych dostawców i tym samym rozwojowi konkurencji na rynku energii elektrycznej.
IRLANDIA
Od restrukturyzacji w 1993 roku firma Electricity Supply Board (ESB), dominująca na rynku, działa w postaci czterech oddzielnych jednostek biznesowych, które odpowiadają za produkcję energii elektrycznej, sieć przesyłową, obsługę klientów oraz usługi i przedsięwzięcia handlowe. Większość produkcji energii elektrycznej pochodzi z elektrowni konwencjonalnych.
Projekt rządowy Irlandii przewiduje wdrożenie systemu wyłącznego nabywcy (SB) dla odbiorców taryfowych i TPA dla uprawnionych odbiorców poza taryfowych, a także powołanie nowego państwowego przedsiębiorstwa, które wypełniać będzie funkcje operatora systemu przesyłowego, w tym dysponować mocą w systemie, zajmować się eksploatacją i rozwojem systemu przesyłowego. Właścicielem sieci przesyłowej ma jednak pozostać firma ESB.
Produkcja energii elektrycznej z torfu sięga w Irlandii 12% produkcji krajowej i stosowane są wobec niej priorytety w dysponowaniu. Pomoc zapewniana producentom torfu przez Electricity Supply Board będzie finansowana z dodatkowej opłaty, tzw. torfowej, doliczanej do ceny energii elektrycznej.
LUKSEMBURG
Jeden z najmniejszych systemów elektroenergetycznych w ramach Unii i najwyższej (ok. 98%) zależności od importu energii elektrycznej (głównie z Niemiec i Belgii). Charakterystyczny jest układ sieci elektroenergetycznej, złożonej z dwóch oddzielnych systemów dystrybucyjnych. Jeden jest wykorzystywany przez firmę Cegedel (prowadzącą działalność w zakresie produkcji, przesyłu i dystrybucji) sprowadzającą energię elektryczną z Niemiec (ok. 66,6% całkowitego krajowego zapotrzebowania), a drugi przez głównego producenta stali (a jednocześnie głównego konsumenta energii elektrycznej) - firmę Arbed (która posiada 100% udziałów w firmie Sotel, będącej operatorem tej sieci), importującą energię z Belgii (ok. 30% krajowego zapotrzebowania). Rząd prowadzi działania zmierzające do dywersyfikacji źródeł energii elektrycznej oraz ograniczenia zależności od importu poprzez budowę nowych elektrowni wykorzystujących gaz, produkcję w skojarzeniu oraz źródła odnawialne.
Rząd i odbiorcy (np. federacja przedsiębiorstw przemysłowych Fedil) preferują dostęp do sieci na zasadzie rTPA, przedsiębiorstwo energetyczne Cegedel (prawdopodobny przyszły operator systemu) proponuje model wyłącznego nabywcy (SB). Dominacja dużych odbiorców przemysłowych może stanowić podstawę dla zewnętrznych dostawców do przechwytywania najatrakcyjniejszych z nich.
NIEMCY
W zdecentralizowanej, trzypoziomowej strukturze elektroenergetyki dominuje 9 produkcyjnych przedsiębiorstw elektroenergetycznych, które kontrolują połączone sieci wysokich napięć (ich łączny udział w produkcji na potrzeby publiczne wynosi 81%, a w usługach dystrybucyjnych 34%). Trzy największe z nich (RWE Energie, Preussen Electra i Bayernwerk) wzmacniają obecnie swoją pozycję poprzez ograniczanie kosztów, konsolidację i tworzenie strategicznych sojuszy z partnerami zagranicznymi. Pozostałe dwa poziomy to 70 regionalnych (odpowiedzialnych za przesył i dystrybucję w regionach, oraz mających 9% udział w produkcji) i ponad 900 lokalnych (municypalnych- odpowiedzialnych za lokalną dystrybucję) przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Praktycznie dotychczas brak było konkurencji w elektroenergetyce, gdzie przedsiębiorstwa na podstawie umów demarkacyjnych z innymi firmami energetycznymi oraz płatnych koncesji udzielanych przez miasta i gminy, posiadały wyłączność dostaw na określonych obszarach. Opłaty za energię elektryczną należą do jednych z najwyższych w Europie. Sektor elektroenergetyczny charakteryzuje też nadmiar zdolności wytwórczych oraz niskie tempo wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną. Ok. 1/3 produkcji pochodzi z elektrowni jądrowych, a 2/3 z elektrowni opalanych węglem. Duże znaczenia dla przyszłej sytuacji niemieckich przedsiębiorstw elektroenergetycznych ma sąsiedztwo francuskiej firmy EdF dysponującej nadwyżką taniej energii z elektrowni jądrowych.
Wdrażane przepisy ustawy Prawo elektroenergetyczne, które obowiązuje od końca kwietnia 1998 roku, przewidują wdrożenie systemu negocjowanego TPA, jednak co najmniej w okresie przejściowym rolę wyłącznego nabywcy SB będą spełniać regionalne przedsiębiorstwa energetyczne i lokalne przedsiębiorstwa municypalne. W tym okresie specjalnej ochronie przed konkurencją (zwłaszcza ze strony Polski i czech) ma podlegać energia produkowana w elektrowniach na węgiel brunatny należących do firmy VEAG.
Odpowiedzialność za polityką energetyczną kraju ponosi Ministerstwo Gospodarki. W nowym prawie przewidziano możliwość wyboru przez regionalne przedsiębiorstwa energetyczne zarówno systemu TPA, jak i SB. Ponadto nie uzgodniono dotychczas szczegółowych zasad dostępu do sieci oraz stanowienia opłat za przesyłanie. Stowarzyszenie przedsiębiorstw energetycznych VDEW proponuje by opłaty przesyłowe zawierały element zależny od odległości (co ma między innymi zabezpieczyć przed importem do Niemiec taniej energii z Europy wschodniej i centralnej). Dla odmiany stowarzyszenie konsumentów VIK chciałoby opłat o charakterze „postage stamp”, czyli formy jednolitej zryczałtowanej opłaty, zapewniającej dostęp do całego systemu. W tymczasowym rozwiązaniu przewiduje się zryczałtowaną opłatę niezależną od odległości przesyłania, która obowiązywałaby do określonej odległości. W przypadku przesyłania energii sieciami najwyższych napięć na odległości przekraczające 100 km obowiązywałaby dodatkowa roczna opłata za każdy kilometr.
NORWEGIA
Jest to unikalny system elektroenergetyczny, w którym 99% energii elektrycznej pochodzi ze źródeł wodnych i występuje jedna z najwyższych w krajach OECD elektrochłonność gospodarki. Na początku lat 90. do elektroenergetyki wdrożono mechanizmy konkurencji, pozostawiając jednak praktycznie bez zmian strukturę organizacyjną i własnościową sektora. Funkcje operatora systemu wypełnia państwowa spółka Statnett, posiadająca ok. 80% sieci przesyłowych.
Ponadto działa 20 regionalnych sieci oraz liczne lokalne sieci dystrybucyjne. Dominującym producentem jest firma Statkraft (ok. 30% rocznej produkcji), nie posiadająca własnych sieci przesyłowych lub dystrybucyjnych. Pozostali producenci mają niewielki udział lub wytwarzają energie na własne potrzeby (przemysł), przy czym więksi producenci posiadają lokalne lub regionalne sieci dystrybucyjne. Istnieje ponad 100 przedsiębiorstw zajmujących się wyłącznie dystrybucją energii elektrycznej. Ponadto działa ok. 22 przedsiębiorstw handlowych oraz pewna liczba przedsiębiorstw brokerskich. Łącznie funkcjonuje ponad 300 przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Zasady działania na rynku elektroenergetyczny. Zasady działania na rynku elektroenergetycznym określa Prawo Energetyczne, które weszło w życie w styczniu 1991 r. Obrót energią elektryczną dokonuje się na rynku kontraktowym i giełdzie Nord Pool ASA (działającej od 1996 r. jako wspólna giełda krajów nordyckich).
Obowiązuje regulowany dostęp stron trzecich (rTPA) oraz tzw punktowaopłata za dostęp do sieci, przy czym suma opłat wnoszonych przez użytkowników musi pokrywać całkowite koszty funkcjonowania i rozwoju sieci przesyłowych.
Taryfy za usługi przesyłowe są regulowane. Funkcje regulacyjne wypełnia organ Ministerstwa Energetyka i Nafty odpowiedzialny za administrację zasobami wodnymi i energię (NVE).
PORTUGALIA
Rynek energii elektrycznej podzielony jest na segment publiczny o charakterze monopolu, obciążony zobowiązaniami publicznymi, oraz segment konkurencyjny. W pierwszym z nich w zakresie rozwoju podsektora wytwórczego obowiązują procedury przetargowe powiązane z systemeem umów długoterminowych na dostawy energii elektrycznej, zawieranych z operatorem systemów. W drugim obowiązuje system pozwoleń, które uwarunkowane są głównie aspektami ochrony środowiska. Dominująca rola w energetyce przedsiębiorstwa Electricidade de Portugal (EdP), które posiada 92% zainstalowanej mocy (jednostka produkcyjna EdP to przedsiębiorstwo CPPE), posiada i prowadzi działalność sieci krajowej (poprzez firmę Rede Electrica Nacional - REN) oraz w 99% kontroluje dystrybucję ( poprzez 4 regionalne przedsiębiorstwa). Od 1991 r. na rynku są obecni niezależni producenci.
Za system przesyłowy odpowiada operator systemu - firma REN, która posiada 50 - letnią koncesję na zarządzanie systemem przesyłowym oraz prowadzi przetargi publiczne na nowe moce wytwórcze. Spełnia ona również funkcję wyłącznego nabywcy (single buyer) w publicznym oraz dysponuje źródłami wytwórczymi powyżej 10MW. Prowadzi eksploatację i rozwój systemu przesyłowego.
Za regulację działalności przedsiębiorstw energetycznych odpowiadają dwa organy: Dyrekcja Generalna ds. Energii, do której uprawnień należy nominowanie obsady urzędu regulacyjnego, zatwierdzanie programów rozwoju, licencjonowanie operatorów, a także jest odpowiedzialna za rozwój sektora energetyki zapewniający bezpieczeństwo dostaw. Urząd regulacyjny odpowiada za ochronę interesów konsumentów, opracowanie zasad stanowienia taryf, przegląd planów rozwoju sektora publicznego oraz promowanie konkurencji.
SZWAJCARIA
W projekcie restrukturyzacji sektora rząd szwajcarski podążając za przykładem Unii Europejskiej zakłada stopniowe otwieranie rynku energii elektrycznej, który zostanie całkowicie zderegulowany po dziesięciu latach od wejścia nowej ustawy w życie.
Ustawa zakłada otwarcie rynku na zasadzie regulowanego dostępu stron trzecich do systemu (rTPA), w związku z czym operatorzy sieci elektroenergetycznych będą zobowiązani do transportu energii elektrycznej na rzecz uprawnionych odbiorców.
Spółki dystrybucyjne także uzyskują natychmiastowy dostęp do sieci, przy czym zakres dostępu ograniczony jest wielkością sumarycznych dostaw energii elektrycznej przez te przedsiębiorstwa do uprawnionych odbiorców powiększonych o 10% ich rocznych dostaw do zwykłych odbiorców. Razem oznacza to otwarcie w początkowym okresie około 20% szwajcarskiego rynku energii elektrycznej na konkurencję.
Projekt rządu przewiduje powołanie krajowego przedsiębiorstwa przesyłowego, które zdanie Federalnego Urzędu Energetyki będzie odgrywać szczególnie istotną rolę w rozwoju konkurencji. Zakłada się przy tym, że utworzenie jednego krajowego przedsiębiorstwa przesyłowego nie musi koniecznie oznaczać przejęcia przez nie własności urządzeń przesyłowych i w niektórych przypadkach może być to wystarczającą formą dzierżawy majątku.
SZWECJA
Organizacje szwedzkiej elektroenergetyki charakteryzują cechy zbliżone do norweskiego systemu elektroenergetycznego: wysoka konsumpcja energii elektrycznej, dominacja przemysłu energochłonnego, znaczna produkcja ze źródeł wodnych, wprowadzenie konkurencji.
Głęboka restrukturyzacja elektroenergetyki spowodowała także znaczną konsolidację przedsiębiorstw energetycznych ( mniejsza liczba wytwórców i dystrybutorów) oraz zmiany własnościowe (szczególnie udział firm zagranicznych oraz wykupywanie przedsiębiorstw dystrybucyjnych przez dużych wytwórców energii elektrycznej).
Funkcjonuje około 100 producentów, w tym 7 największych kontroluje około 92% produkcji. Ponadto 4 największych producentów (Vattenfall, Sydkraft, Stockholm Energi i Gullspang Kraft) jest równoczesnie największymi dystrybutorami energii elektrycznej. Łącznie funkcjonuje około 240 przedsiębiorstw dystrybucyjnych (większość z nich jest własnością państwa). Dominuje przedsiębiorstwo państwowe Vattenfall (50% udział w produkcji oraz 14% udział w rynku dystrybucyjnym). Drugie z kolei przedsiębiorstwo Sydkraft posiada 21% udział w produkcji. Ponadto w sektorze intensywnie działają zagraniczne przedsiębiorstwa elektroenergetyczne (nie napotykając na istotne bariery wejścia ze strony państwa).
Funkcje operatora systemu przesyłowego (sieć 400 kV i 220kV ) wypełnia państwowa spółka Svenska Kraftnet (SK), której własnością są też międzynarodowe połączenia elektroenergetyczne. Sieci regionalne są własnością największych przedsiębiorstw elektroenergetycznych ( w tym głównie Vattenfall i Syndkraft). Natomiast operatorami sieci lokalnych są małe przedsiębiorstwa dystrybucyjne.
Od początku 1996 r. Szwecja uczestniczy w giełdzie energii elektrycznej NordPool. Jednakże jedynie około 20% wyprodukowanej energii elektrycznej podlega handlowi na giełdzie, gdyż większość produkcji jest zakontraktowana w umowach długookresowych.
Największą przeszkodą w pełnym dostępie do nowych miejsc handlu energią elektryczną jest dla indywidualnych odbiorców wysoki koszt opomiarowania. Za regulację odpowiada rządowy organ ds. rozwoju przemysłowego i technicznego NUTEK, opracowujący politykę funkcjonowania elektroenergetyki, wydający koncesję na wytwarzanie i monitorujący taryfy.
W Szwecji stosowana jest punktowa taryfa przesyłowa, która ma na celu zwiększenie konkurencji na rynku poprzez ustalenie jednej opłaty za dostęp do sieci bez względu na odległość do dostawcy energii elektrycznej. Nie występują formalne ograniczenia w wydawaniu zgody na budowę nowych mocy wytwórczych, jednakże każdy nowy projekt musi uzyskać od regulatora licencję, w celu zapewnienia zgodności z zamierzeniami rządowymi w zakresie promowania źródeł odnawialnych oraz dostosowania do ustawodawstwa w zakresie ochrony środowiska. Za promowanie konkurencji odpowiada urząd antymonopolowy.
Ceny za energię elektryczną płacone przez odbiorców przemysłowych należą do jednych z najniższych w całej Europie.
WŁOCHY
W podsektorze wytwarzania pozycje monopolisty zajmuje przedsiębiorstwo ENEL. W podsektorze dystrybucji przedsiębiorstwo to posiada 93% udział w rynku. Większość produkcji energii elektrycznej pochodzi z cieplnych elektrowni konwencjonalnych . Pozostała produkcja pochodzi ze źródeł wodnych i geotermalnych,. Zgodnie z projektami rządowymi zasady funkcjonowania rynku energii elektrycznej będą zawierały elementy SB i nTPA. Zadania organu regulacji obejmują koncesjonowanie działalności przedsiębiorstw energetycznych, stanowienie taryf oraz działania na rzecz podnoszenia standardu usług.
Funkcje dysponowania siecią przesyłową i źródłami energii elektrycznej wykonywać będzie przedsiębiorstwo ENEL, przy czym działalność ta musi być niezależna od innych rodzajów działalności prowadzonych przez tę firmę co najmniej pod względem zarządzania. Projekt rządowy przewiduje przekazanie elektrowni wodnych w zarządzanie operatorowi systemu przesyłowego.
WIELKA BRYTANIA
Funkcjonuje 12 regionalnych przedsiębiorstw elektroenergetycznych działających w podsektorze dystrybucyjnym. Restrukturyzacja elektroenergetyki na początku lat 90. powiązana została z głęboką prywatyzacją przedsiębiorstw. Istnieje trend do konsolidacji przedsiębiorstw, prowadzący głównie do pionowej integracji. Dominuje dwóch dużych producentów National Power (NP.) i PowerGen (PG). Funkcje regulacyjne spełnia niezależny urząd regulacji . Obrót energią dokonywany jest poprzez mechanizm obligatoryjnego poolu. Operatorem systemu przesyłowego jest firma National Grid Group (NGG). Dostęp do sieci jest zagwarantowany na podstawie TPA. Przeważa koncesjonowanie działalności przedsiębiorstw energetycznych, przetargi są organizowane na budowę źródeł odnawialnych. Pomimo tego, że cena krajowego węgla kamiennego może być nieco wyższa od cen występujących na rynkach światowych, węgiel brytyjski jest najbardziej konkurencyjny wśród węgla wydobywanego w Unii. Ponad 40% krajowej produkcji energii elektrycznej pochodzi z węgla kamiennego i poza pomocą stosowaną w ramach Europejskiej Wspólnoty Węgla i Stali, która należy do najniższych w Unii, żadne inne mechanizmy pomocy nie są przewidywane.
Co może spowodować ingerencja państwa w tworzeniu grup kapitałowych w obliczu integracji z Unią Europejską
19 grudnia 1996r., po ośmiu latach dyskusji nad kształtem i zakresem regulacji, Rada Unii Europejskiej przyjęła końcową wersję Dyrektywy 96/92/EC, dotyczącej liberalizacji rynku energii elektrycznej (w skrócie Dyrektywa IEM).
Dyrektywa ta przewiduje rozszerzenie konkurencji w wytwarzaniu i dostarczaniu energii elektrycznej oraz stanowi podstawę do rozdzielenia różnych rodzajów działalności prowadzonych w sektorze elektroenergetyki.
Trwające procesy integracji Polski z Unią Europejską, wymagają wypracowania jednolitej i konsekwentnej strategii, która m.in. będzie uwzględniać stan przygotowania, istniejące ograniczenia ze strony różnych sektorów gospodarki oraz harmonizować różnorodne cele.
Dyrektywa ta ustala ogólne zasady dotyczące wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej. Określa również zasady organizacji i funkcjonowania sektora elektoenergetycznego, dostępu do rynku, kryteria i procedury mające zastosowanie w zaproszeniach do przetargów.
Inicjatywa Unii Europejskiej w sprawie transeuropejskich sieci energetycznych ma przede wszystkim służyć wspieraniu rozwoju systemów przesyłania energii elektrycznej i gazu ziemnego w ramach wspólnego wewnętrznego rynku europejskiego. Są to działania integrujące infrastrukturę transportu energii. Z perspektywy Unii służą one osiąganiu wielu celów, w tym umocnieniu jednego rynku, rozwojowi regionalnemu, nawiązaniu współpracy z krajami ubiegającymi się o członkostwo i przygotowaniu Unii do rozszerzenia.
Konkurencyjność polskich przedsiębiorstw energetycznych na zliberalizowanym, europejskim rynku energii elektrycznej stanowi jedno z największych wyzwań dla polskiego sektora energii.
Generalne zasady dostępu do systemu określiła wcześniej wspomniana Dyrektywa 96/92/EC Parlamentu Europejskiego z 19 grudnia 1996r. w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej.
O determinacji UE w zakresie otwarcia rynku na konkurencje wewnętrzną świadczy fakt przyspieszenia otwarcia tych rynków przy jednoczesnym narzuceniu poziomów gry „dla krajów kandydujących do członkostwa”. Po wejściu Polski do Unii Europejskiej nasze przedsiębiorstwa elektroenergetyczne będą musiały się zmierzyć z wielkimi koncernami zachodnimi.
Pozycja polskich przedsiębiorstw będzie zagrożona ze strony dużych przedsiębiorstw istniejących w krajach unijnych z uwagi na następujące uwarunkowania:
lepszą kondycję ekonomiczną i finansową zachodnich koncernów energetycznych działających od dziesięcioleci w gospodarce rynkowej, co pozwoliło im zwłaszcza w latach 90. ubiegłego wieku prowadzić permanentny proces modernizacji i odtworzenia majątku produkcyjnego,
producenci krajów unijnych, przygotowując się do ostrej rywalizacji i konkurowania o klienta, znacznie wcześniej od polskich przedsiębiorstw dokonali restrukturyzacji proefektywnościowej swoich przedsiębiorstw, głównie przez procesy konsolidacyjne i zmiany własnościowe,
przygotowując się do regulacji rynku, kraje członkowskie UE zastosowały wobec swoich przedsiębiorstw liczne działania ochronne, w tym również w zakresie kosztów osieroconych, co znacznie podniosło przewagę konkurencyjną ich firm,
sprawność wytwarzania energii elektrycznej unijnych producentów znacznie przewyższa sprawność generowania energii elektrycznej w polskiej energetyce. Znacząca liczba producentów unijnych wytwarza energię elektryczną ze sprawnością 40-58%.
Analizując rolę polskiej energetyki na rynku UE należy zwrócić uwagę na następujące fakty:
cala moc elektryczna, zainstalowana w polskim systemie elektroenergetycznym (33.500Mwe) jest równa „średniej wyższej” (używając klasyfikacji samochodowej) wielkości przedsiębiorstwa energetycznego w obecnych krajach UE (dla porównania francuski EdF jest 3-krotnie większy od całej polskiej energetyki,
większość (prawie 60%) mocy wytwórczych KSE pochodzi z lat 1960 - 1980,
sprawność netto najlepszych bloków węglowych w polskim systemie sięga poziomu około 37,6%. W polskiej energetyce, ze sprawnością netto przewyższającą 36% pracują jedynie urządzenia o mocy 1500MW,
większość mocy wytwórczych pracuje spalając paliwa węglowe, wykorzystując technologie starsze , w blokach o mocy 200 i 125 MW stanowiących jądro produkcyjne polskiej energetyki,
analiza wykorzystania resurów technicznych polskich bloków energetycznych o łącznej mocy 17.000MW, wykazała zużycie zasobów technicznych urządzeń w ponad 50%,
większa część mocy wytwórczych zainstalowanych w KSE jest przestarzała, a co za tym idzie wymagająca wzmożonej troski i częstszych, bardziej intensywnych przeglądów i inspekcji,
niezbyt efektywna praca (część mocy wytwórczych już w chwili obecnej pracuje na obniżonych parametrach obiegu lub z ograniczeniami technicznymi dla stanów nieustalonych),
Analiza stanu polskiego podsektora wytwarzania upoważnia do sformułowania następującego wniosku:
Stan techniczny polskich jednostek wytwórczych nie pozwala na skuteczne konkurowanie z przedsiębiorstwami unijnymi. Co najmniej połowa mocy zainstalowanej w polskich elektrowniach systemowych jest niekonkurencyjna.
Ocenia się, że w ciągu najbliższych kilku lat zajdzie konieczność wycofania z eksploatacji co najmniej 2000Mwe. Do rezerwy trwałej odstawiono już ok. 1000 MWe. Dynamika zjawiska jest obecnie (2002r.) jeszcze stosunkowo niewielka, ale wzrośnie ona gwałtownie w okresie następnych 8-10 lat.
Należy przy tym pamiętać, iż zjawisko to będzie zachodziło przy przewidywanym stałym wzroście krajowego zapotrzebowania na moc i energię wynika z następujących przesłanek:
nawet w latach silnego spowolnienia wzrostu gospodarczego nie nastąpi spadek konsumpcji energii elektrycznej,
zużycie finalne energii elektrycznej na mieszkańca oraz zużycie energii elektrycznej w gospodarstwach domowych pozostaje ciągle niższe niż w krajach wysoko rozwiniętych. Dane wskazują, że zużycie energii finalnej ogółem na mieszkańca w Polsce jest prawie dwa razy niższe od przeciętnego wskaźnika w krajach UE.
W 2001r. Parlament RP uchwalił kila ustaw ekologicznych, z których najważniejsza to ustawa Prawo ochrony środowiska (POŚ) z 27 kwietnia 2001r.
Nowe polskie prawodawstwo ekologiczne uwzględnia zasadnicze elementy zaostrzonego prawa Unii Europejskiej. Nowelizacja polskiego prawa ochrony środowiska w celu dostosowania do wymogów unijnych trwa nadal. Projekt ustawy o zmianie ustawy POŚ z 7 maja 2002r. zawiera niektóre propozycje zmian w zapisach, zgodnie z odpowiednimi postanowieniami dyrektyw Unii Europejskiej.
Dotrzymanie wymogów unijnych ochrony środowiska przez polską energetykę będzie bardzo trudne i będzie się wiązało z bardzo wysokimi kosztami.
Nałożenie restrykcyjnych obowiązków na źródła energetyczne spowoduje nieunikniony wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej i cieplnej, co może przyczynić się do zmniejszenia popytu na polska energię i atrakcyjności sektora dla potencjalnych odbiorców, jak również przełoży się w skali makro na całą gospodarkę narodową.
Problemy stojące przed polską energetyką w przededniu akcesji do Unii Europejskiej są poważne i wymagają przemyślanych działań zarówno ze strony rządowej jak i sektorowej.
Działania pozwalające na sprostanie konkurencji to:
Po pierwsze konsolidacja proefektywnościowa
z uwagi na specyficzne cech sektora, konsolidacja jest jedną z najskuteczniejszych metod podwyższania konkurencyjności. Należy przyjąć, że w ciągu najbliższych lat konsolidacja polskich przedsiębiorstw energetycznych będzie jednym z najważniejszych narzędzi budowy ich pozycji konkurencyjnej na rynku europejskim. Konsolidacja proefektywnościowa jest również skuteczną zaporą przed zakusami wrogiego przejmowania rynku, z równoczesną likwidacją konkurenta.
Warunkiem koniecznym, aby konsolidacja była procesem prowadzącym do budowy równowago konkurencyjnej na liberalizowanym rynku energii jest:
uzyskanie obniżki kosztów produkcji energii, zarówno jako efekt synergii, ale również jako wynik zasadniczej restrukturyzacji odpowiadającej współczesnym wymaganiom konkurencyjnym,
poprawa niezawodności i dyspozycyjności dostawy energii dla klientów,
podniesienie efektywności inwestowania kapitału poprzez koncentrację inwestycji odtworzeniowych opartych na wysoko sprawnych technologiach i dużych mocach jednostkowych,
podniesienie stabilności ekonomicznej przedsiębiorstwa poprzez zróżnicowane inwestycje kapitałowe w wysokorentowne inwestycje w branży i poza branżą,
budowa aliansów rynkowych w ramach dopuszczonych obligatoryjnym prawem Unii Europejskiej,
znaczące rozbudowanie oferty, szczególnie w zakresie branży komunalnej, energetyki rozproszonej i przyszłościowej.
Z punktu widzenia skuteczności i efektywności w podnoszeniu poziomu konkurencyjnego polskich przedsiębiorstw energetycznych przed przystąpieniem Polski do Unii Europejskiej - najbardziej celowa byłaby konsolidacja przedsiębiorstw w pełnym łańcuchu technologicznym dostawy energii elektrycznej.
Po drugie odtworzenie majątku wytwórczego
W aspekcie wykazanego niskiego poziomu konkurencyjności polskiego sektora energetycznego i jego potencjału wytwórczego potrzeba inwestowania w nowe, ekologicznie czyste i wysoko efektywne źródła jest uzasadniona. Decyzję o utworzeniu brakującej mocy rzędu 2750 MWe muszą być wypracowane w najbliższym czasie i to na podstawie szczegółowych analiz techniczno - ekonomicznych oraz przy uwzględnianiu realistycznego modelu finansowania.
Proponuje się odejście od rozproszenia nakładów na inwestycje czysto modernizacyjne na rzecz skoncentrowanego odtwarzania mocy według nowoczesnych technologii w istniejących elektrowniach np. w miejsce wycofanych starych bloków.
Tego typu rozwiązania w pierwszej kolejności powinny być implementowane w tych przedsiębiorstwach, które mają zdefiniowane potrzeby, modernizacyjno - odtworzeniowe, są ważne strategicznie i społecznie dla regionu i państwa.
Najważniejsze zalety realizacji strategii odtworzeniowej w istniejących elektrowniach są następujące:
własność terenu i posiadana infrastruktura,
wieloletnie koncesje na wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej oraz pozwolenia środowiskowe,
umowy długoterminowe na dostawy mocy i energii,
wykwalifikowany i doświadczony personel,
umocowanie w systemie energetycznym kraju.
Strategia skoncentrowanego odtwarzania mocy pozwoli na zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju za pomocą polskiej energii, przy odtwarzaniu węglowego charakteru krajowej energetyki.
Po trzecie delogacja przepisów ochrony środowiska narzuconych przez Unię Europejską
Implementacja przepisów Unii Europejskiej w zakresie ochrony środowiska bez odstępstw co do zakresu i terminów obowiązywania jest praktycznie niemożliwa. Negocjacje z Unią Europejską odnośnie okresów przejściowych i odstępstw od Dyrektywy 2001/80/WE są niezbędne.
Szczególnie istotne, w świetle nie najlepszej kondycji technicznej i finansowej sektora byłoby uzyskanie zgody na dłuższy o 10 lat czas pracy źródeł istniejących, szczególnie tych, których żywotność nie przekracza 10-15 lat.
Równie istotnym elementem negocjacji powinny stać się:
indywidualne normy emisji i czas na ich wprowadzenie,
krajowy plan Redukcji Emisji, a w tym pułap łącznej emisji.
WNIOSKI KOŃCOWE
Akcesja Polski do Unii Europejskiej stanowi z jednej strony szansę dla naszej energetyki, a z drugiej strony stwarza realne zagrożenie konkurencyjnością zachodnich koncernów energetycznych;
Proces konsolidacji w polskiej energetyce może pozwolić poprzez zastosowanie efektu skali na skuteczniejsze sprostanie wymogom zliberalizowanego rynku;
Realizacja przemyślanej strategii skoncentrowanego odtwarzania mocy w polskim systemie energetycznym jest niezbędna ze względu na stan techniczny jednostek wytwórczych oraz konieczności dotrzymania restrykcyjnych standardów Unii Europejskiej;
W przeciwnym przypadku istnieje realne zagrożenie obniżenia mocy osiągalnej polskiego sektora poniżej granic bezpieczeństwa energetycznego kraju, a ponadto może to skutkować poważnymi problemami gospodarczymi i społecznymi.
LITERATURA:
Dyrektywa UE 96/92/EC
Ocena realizacji i korekta założeń polityki energetycznej Polski
Rzeczpospolita
Gazeta wyborcza
Puls Biznesu
Polityka
Gazeta Prawna
Internet:
www.energetka.net
www.cire.pl
www.stoen.pl
www.energia.pl