Urząd Regulacji Energetyki

https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/publikacje/seria-wydawnicza-bibli/jaki-model-rynku-energ/1184,12-Rynkowa-reforma-sektora-elektroenergetycznego.html
2020-08-06, 08:33

1.2. Rynkowa reforma sektora elektroenergetycznego

Autor: Witold Włodarczyk

1.2.1. Wprowadzenie

Jednym z trwałych dylematów polityki gospodarczej jest zakres ingerencji państwa w kluczowych obszarach życia gospodarczego. W zależności od fragmentu przebiegu procesów gospodarczych postuluje się określone kierunki, formy i instrumenty koniecznej interwencji państwa. Na tym tle wśród naukowców i polityków gospodarczych powstaje wiele nieporozumień, które, jak się wydaje, wynikają z dwóch zasadniczych powodów:

  • braku rozróżnienia pomiędzy regulacyjnymi funkcjami państwa w procesie tworzenia rynku a interwencjonizmem państwowym na ukształtowanym i funkcjonującym rynku,
  • nie w pełni uświadamianej złożoności regulacji (lub deregulacji) działalności gospodarczej.
Dokonująca się w Polsce transformacja systemowa wymaga nieustannego rozstrzygania podstawowych kwestii dotyczących sposobu transformacji oraz wyboru opcji rynkowej (wolny rynek, rynek regulowany, społeczna gospodarka rynkowa), zakładającej określony zakres i formy oddziaływania państwa na przebieg działalności gospodarczej1). „Interwencjonizm państwa na rynku w powstającej gospodarce rynkowej jest finalnym ogniwem procesu, którego początkiem jest powszechna ingerencja państwa w działalność gospodarczą. Między powszechną ingerencją państwa w działalność gospodarczą a interwencjonizmem państwa na rynku nie ma bezpośredniego przejścia. Na drodze ku interwencjonizmowi państwa na rynku musi mieć przede wszystkim miejsce proces tworzenia rynku jako przedmiotu interwencji państwa”2).

Nie ulega wątpliwości, że przejście od gospodarki nakazowo-rozdzielczej do gospodarki rynkowej nie odbywa się spontanicznie, a istotą procesu transformacji jest kreatywna rola państwa determinująca sposób i charakter tego procesu.

Często krytyka polityki gospodarczej w okresie transformacji systemowej dotyczy przypisywania przez państwo nadmiernej roli mechanizmowi rynkowemu i w związku z tym ograniczania regulacyjnych funkcji państwa3). Rzeczywiście, w gospodarce polskiej ostatnich lat możemy znaleźć sporo przykładów braku takich regulacji, np. w sytuacji niezdolności mechanizmu rynkowego do racjonalnej alokacji czynników wytwórczych. Można jednak także zaryzykować sformułowanie tezy przeciwnej, że w pewnych sytuacjach nadmierna regulacja państwa opóźniała proces tworzenia rynku. Występowały również przypadki nawrotu do intensywnego oddziaływania regulacyjnego w odniesieniu do sfer działalności gospodarczej, które przedtem poddano deregulacji. To ostatnie spostrzeżenie dotyczy szczególnie dziedzin infrastrukturalnych (elektroenergetyka, gazownictwo, telekomunikacja), które ze znacznym opóźnieniem poddają się rynkowym reformom, także w krajach o rozwiniętej gospodarce rynkowej.

1.2.2. Podstawowe determinanty uruchomienia procesów rynkowych

Niezbędność energii we wszystkich procesach gospodarczych i konsumpcji, co czyni z niej „dobro publiczne”, przesądza o tym, że racjonalizacja kosztów jej wytworzenia i fizycznej dostawy jest strategicznym wyzwaniem dla gospodarki każdego kraju. Zatem, poprawa efektywności funkcjonowania sektora energetycznego powinna skutkować względną obniżką cen energii, przy zachowaniu pewności i bezpieczeństwa jej dostaw.

Doświadczenia m.in. krajów europejskich (Wielka Brytania, Niemcy, Norwegia), które radykalnie reformują sektory energetyczne, dowodzą, że najskuteczniejszym sposobem wymuszającym poprawę efektywności jest kreowanie mechanizmu konkurencji. Tam zaś, gdzie jego wdrożenie jest obiektywnie niemożliwe, właściwy sposób reformowania stanowi zastępowanie konkurencji przez działalność regulacyjną.

W tych krajach została praktycznie zweryfikowana teza, iż działalność ekonomiczna związana wyłącznie z energią jako towarem może być, przy spełnieniu określonych warunków, realizowana na zasadach rynku konkurencyjnego (dotyczy to wytwarzania oraz hurtowego i detalicznego handlu energią). Natomiast działalność związana z usługą fizycznej dostawy energii dla odbiorców końcowych za pomocą sieci elektroenergetycznej nie może być realizowana w taki sposób, ponieważ ma – ze względu na nieodłączny związek z ową siecią - charakter monopolu (dotyczy to przesyłania i dystrybucji). Gdyby bowiem miało być inaczej, to wymagałoby to ekonomicznie nieuzasadnionego budowania równoległych sieci elektroenergetycznych. Wymuszanie poprawy efektywności przedsiębiorstw sieciowych musi być zatem realizowane za pomocą określonych w prawie mechanizmów zastępujących rynek konkurencyjny, czyli poprzez regulację. Jednakże naturalny monopol przedsiębiorstw sieciowych nie powinien być wykorzystywany do przenoszenia na odbiorców skutków nieefektywności wytwarzania energii elektrycznej, którego koszt ma największy udział w cenie dla odbiorcy końcowego.

W krajach Unii Europejskiej, gdzie sektor elektroenergetyki podlega głębokiej restrukturyzacji, proces ten wciąż znajduje się w fazie początkowej. Konkurencyjny rynek energii elektrycznej jest tam zjawiskiem relatywnie nowym, a powstałe rynki nie zostały jeszcze w pełni poddane próbie funkcjonowania zgodnie z logiką mechanizmu rynkowego.

Deregulacja, restrukturyzacja i prywatyzacja sektora elektroenergetyki, traktowane jako środki mające na celu poprawę efektywności przedsiębiorstw i całego sektora, prowadzą do zasadniczych zmian, których ogólnym przejawem jest tworzenie konkurencyjnych rynków energii. Jakkolwiek wprowadzane w poszczególnych krajach zmiany zasad funkcjonowania sektora elektroenergetyki różnią się dosyć istotnie między sobą, to niewątpliwie można wskazać na najbardziej charakterystyczne cechy tego procesu w tych krajach, które zdecydowały się na budowanie konkurencyjnych struktur i mechanizmów w tym sektorze4). Najogólniej rzecz ujmując zmiany, jakie dokonują się na rynkach energii elektrycznej w wielu krajach, charakteryzują się następującymi cechami5):

  • dokonywane jest rozdzielenie obszarów działalności: wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i obrotu energią,
  • zwiększeniu ulega zakres swobodnego dostępu do sieci, zarówno dla producentów, jak i przedsiębiorstw dystrybucyjnych oraz konsumentów energii elektrycznej, a także wprowadzane są mechanizmy konkurencji na rynkach hurtowych,
  • powiększa się zakres konkurencji na rynkach detalicznych,
  • w większości krajów obserwuje się postęp procesów prywatyzacji oraz zmniejszanie udziału sektora publicznego.
Te ogólnie sformułowane kierunki przemian nie determinują w pełni rozwiązań szczegółowych, ani też nie przesądzają o powodzeniu przejścia do w pełni konkurencyjnych rynków energii elektrycznej.

Aktualna sytuacja sektora elektroenergetycznego w Polsce, stan zaawansowania jego reformy oraz proces wdrażania prawa energetycznego pozwalają na wskazanie niektórych okoliczności, które sprzyjają rozwojowi procesów konkurencyjnych. Do tych okoliczności należy zaliczyć:

  • nadwyżkę podaży nad popytem;
  • sukcesywne wdrażanie zasady dostępu stron trzecich do sieci (TPA);
  • zdywersyfikowaną strukturę podmiotową (wytwórcy i przedsiębiorstwa obrotu);
  • system koncesjonowania, minimalizujący sztuczne, administracyjne bariery wejścia na rynek i wyjścia z rynku;
  • rozpoczęcie prywatyzacji podmiotów sektora;
  • tworzenie instytucjonalnej infrastruktury rynku (np. Giełda Energii Elektrycznej S.A.).
Wymienione okoliczności nie są jednak wystarczające do uznania rynku (segmentu rynku), na którym działa przedsiębiorstwo, za rynek konkurencyjny. Na podstawie oceny obecnej sytuacji można wskazać kilka innych konkretnych uwarunkowań niezbędnych do zaistnienia rynku konkurencyjnego w sektorze elektroenergetycznym. Najważniejszymi z tych warunków są:
  • po pierwsze, odpowiedni poziom rozwoju towarowych rynków energii elektrycznej
    Rozwinięty rynek towarowy powinien zapewniać zarówno możliwość zawierania umów na bieżące dostawy, jak również – kontraktów średnio- i długoterminowych. W ostatnich kilku latach przeważająca część obrotu energią w Polsce realizowana jest w ramach kontraktów długoterminowych, a w związku z tym jedynie część produkowanej energii może zostać poddana regułom gry rynkowej. Zakres, konstrukcja oraz warunki tych kontraktów nie sprzyjają rozwojowi konkurencji, a wręcz przeciwnie – wpływają na wysoki stopień monopolizacji rynku elektroenergetycznego. Niezbędna jest zatem skuteczna restrukturyzacja kontraktów długoterminowych. Jednym z przejawów rozwoju rynków towarowych jest sprawne funkcjonowanie giełdy energii elektrycznej. Podawana do publicznej wiadomości cena giełdowa, staje się parametrem sprzyjającym podejmowaniu trafniejszych decyzji dotyczących zakupu energii w kontraktach dwustronnych, szczególnie przez mniej doświadczonych uczestników rynku.
  • po drugie, równy dostęp do informacji
    Ze względu na specyfikę rynku energii, a w szczególności skuteczność działania zasady TPA, znaczenia nabiera równy dostęp do informacji na temat możliwości przesyłowych systemu, przewidywanych ograniczeń i wyłączeń poszczególnych linii oraz związanych z działalnością handlową innych podmiotów. Z tą ostatnią kwestią wiąże się zagrożenie dla rozwoju konkurencji wynikające z prowadzenia przez przedsiębiorstwa sieciowe równolegle działalności w zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej oraz obrotu. Inne potencjalne zagrożenie związane jest z ewentualnym udziałem Giełdy Energii S.A. w rynku obrotu energią elektryczną. W związku z powyższym niezbędne jest:
    • uruchomienie mechanizmów przekazywania informacji pomiędzy operatorem systemu przesyłowego i operatorami systemów rozdzielczych a poszczególnymi podmiotami biorącymi aktywny udział w rynku. Przy czym, warunkiem efektywnego działania tego mechanizmu jest zagwarantowanie przepływu informacji w obu kierunkach. Kolejną ważną przesłanką realizacji tego warunku wydaje się stworzenie, opublikowanie i wprowadzenie w życie przez operatorów systemów przesyłowego i rozdzielczych procedur przyjmowania do realizacji zawartych kontraktów na dostawę energii;
    • skonstruowanie mechanizmów zapobiegających przepływowi informacji o charakterze handlowym między oddziałami lub wyodrębnionymi spółkami prowadzącymi te działalności w przedsiębiorstwach będących równocześnie operatorami systemu i zajmujących się obrotem energią elektryczną.
  • po trzecie, względnie zrównoważona siła rynkowa przedsiębiorstw
    Dla istnienia rynku konkurencyjnego ważne jest, aby żaden z podmiotów na nim funkcjonujących nie miał możliwości bezpośredniego wpływu na kształtowanie się poziomu cen. Z tego powodu niezbędne jest zachowanie odpowiedniej struktury podmiotowej, tak żeby żadne z przedsiębiorstw lub grupa powiązanych ze sobą przedsiębiorstw nie były w stanie zająć dominującej pozycji na rynku. Dodatkowo, znaczenia nabierają powiązania firm, zarówno poziome, jak i pionowe. Ważne jest aby podmioty gospodarcze nie mogły wykorzystywać tych powiązań w celu wzmocnienia swojej pozycji rynkowej (wyrażającej się możliwością dyktowania wyższych cen).
  • po czwarte, dywersyfikacja struktury własnościowej6)
    Obecnie podstawowym właścicielem większości firm produkujących energię elektryczną jest Skarb Państwa. W tej sytuacji nakładają się na siebie dwa czynniki negatywnie oddziaływujące na rozwój procesów konkurencji: jednolita struktura własności (brak zróżnicowania) oraz występowanie państwa w roli właściciela. Niezbędne są działania prywatyzacyjne, które nie tylko wywrą presję na ograniczenie kosztów i cen, ale również stworzą możliwość renegocjacji kontraktów długoterminowych zawartych w przeszłości między spółką Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (PSE) a elektrowniami (np. z wykorzystaniem konwersji wierzytelności na akcje).

1.2.3. Ograniczenia rynkowej reformy elektroenergetyki

Polska elektroenergetyka w dotychczasowej formie charakteryzuje się bardzo specyficzną strukturą podmiotową, której typową cechą jest zarówno niewielka elastyczność popytu między produktami (ograniczona substytucyjność energii elektrycznej innymi nośnikami energii), jak również niewielka dywersyfikacja popytu między sprzedawcami. Ponadto, specyfiką dla tego rynku jest brak bezpośredniego oddziaływania wytwórców energii na jej odbiorców końcowych i vice versa. Teoretycznie dostawcy energii mogliby ze sobą konkurować (wiele przedsiębiorstw oferuje jednorodny produkt), jednakże rynek energii elektrycznej jest zmonopolizowany nie tylko w zakresie dostaw fizycznych (usług przesyłowych), ale także w zakresie obrotu energią elektryczną przez przedsiębiorstwa sieciowe, pośredniczące w dostawie energii elektrycznej dla odbiorców końcowych. W chwili obecnej jedynie kilkunastu odbiorców finalnych korzysta z dostępu stron trzecich (TPA) do sieci. Wskutek tego, udział sprzedaży realizowanej przez niezależne przedsiębiorstwa obrotu wynosi zaledwie ułamek procenta całości obrotów na rynku energii elektrycznej (a potencjalnie mógłby sięgać nawet jednej trzeciej).

Wdrażanie rynku konkurencyjnego ograniczone jest do obszaru kontraktów handlowych z wyłączeniem tych, w których stroną są odbiorcy taryfowi. Zakres tego wyłączenia ulega sukcesywnemu ograniczaniu7). Na obecnym etapie wdrażania tego rynku najpoważniejszym problemem jest przezwyciężenie skutków odziedziczonego z przeszłości modelu rynku jedynego nabywcy, jakim były PSE. Skutkiem tego jest:

  • fakt zawarcia wszystkich (po stronie kupującego) kontraktów długoterminowych (KDT) przez jeden podmiot, aktualnie skupiający w swym ręku około 61% wolumenu fizycznych dostaw (a w ujęciu wartościowym ok. 65%) w układzie wytwórcy – PSE S.A.8) W związku z sezonową i dobową zmiennością obciążenia systemu elektroenergetycznego, oznacza to, że (w dalszym ciągu) w pewnych okresach całość zapotrzebowania odbiorców końcowych jest zaspokajana przez energię pozostającą w dyspozycji PSE,
  • instytucjonalne powiązanie podmiotu odpowiedzialnego za krajowy system elektroenergetyczny (zarządzającego nim) z podmiotem dysponującym „pakietem większościowym” energii pozostającej w obrocie. W modelu „jedynego nabywcy” powiązanie to było naturalnym wypełnieniem realizowanych funkcji. Natomiast w procesie wdrażania rynku konkurencyjnego, jest to podstawowa przeszkoda z uwagi na przewagę rynkową tego podmiotu nad pozostałymi uczestnikami rynku (przede wszystkim odbiorcami finalnymi, ale także spółkami dystrybucyjnymi i przedsiębiorstwami obrotu).
W rezultacie mamy do czynienia z nieformalnie zintegrowanym układem wytwórców energii elektrycznej z PSE, gwarantującym określony poziom przychodów, na podstawie formuł kontraktowych, oderwanych od kosztów racjonalnych. Powoduje to z kolei utrzymywanie nieracjonalnego poziomu mocy wytwórczych i wykorzystywanie amortyzacji księgowej do kształtowania cen.

Rozkład cen energii z poszczególnych źródeł wytwórczych, decydujących w roku 2000 o poziomie cen dla odbiorców końcowych przedstawiono na rys. 1.13. Przeciętna cena jednoskładnikowa sprzedaży z elektrowni wyniosła wówczas 126,01 zł/MWh, w tym cena sprzedaży w ramach kontraktów długoterminowych – 134,13 zł/MWh9), a cena na rynku giełdowym – 97,47 zł/MWh. Natomiast średnie ceny dostawy energii dla odbiorców finalnych wyniosły: 144,24 zł/MWh – dla odbiorców na wysokim napięciu, 177,35 zł/MWh – dla odbiorców na średnim napięciu, 233,55 zł/MWh – dla gospodarstw domowych (niskie napięcia), oraz 267,13 zł/MWh – dla pozostałych odbiorców na niskim napięciu.


Rys. 1.13 Średnia cena netto sprzedaży energii elektrycznej przez wytwórców systemowych (w zł/MWh)

Uruchomienie procesów konkurencyjnych w elektroenergetyce jest uzależnione od:

  • przynajmniej częściowego ograniczenia udziału w hurtowym handlu energią elektryczną Operatora Systemu Przesyłowego (czyli PSE), czemu ma służyć wdrożenie systemu rekompensat (w ramach restrukturyzacji skutków finansowych kontraktów długoterminowych),
  • uniezależnienia funkcji Operatora Systemu Przesyłowego od funkcji przedsiębiorstwa obrotu, czemu ma służyć wdrożenie dobowo-godzinowego rynku bilansującego, którego procedury, poprzez swą transparentność, mają wykluczyć możliwość wpływania operatora na poziom i zakres realizowanych transakcji.
Efekty presji konkurencyjnej pożądane są szczególnie w odniesieniu do wytwórców. Podsektor wytwarzania energii elektrycznej, z uwagi na jego wysoki udział (ok. 70%) w całkowitym koszcie dostawy energii do odbiorców końcowych, wymaga szczególnie skutecznego wdrażania narzędzi poprawy efektywności jego funkcjonowania. Reguły rynkowe rokują większą skuteczność od regulacji administracyjnej, pod warunkiem umożliwienia odbiorcom wyboru dostawców energii, niezależnych od przedsiębiorstw sieciowych realizujących fizyczną dostawę.

Cechę charakterystyczną rynku konkurencyjnego w zakresie wytwarzania energii elektrycznej stanowi brak wpływu pojedynczego podmiotu na cenę oferowanego przez niego produktu. Cena ta bowiem ustalana jest w wyniku gry popytu i podaży pomiędzy całą zbiorowością dostawców i całą zbiorowością odbiorców. Tym samym, dostawcy, których koszty jednostkowe kształtować się będą poniżej ceny uzyskiwanej na rynku odnotowywać będą zysk jako premię za efektywność, natomiast pozostali odnotowywać będą stratę jako koszt nieefektywności. W rezultacie dostawcy efektywni uzyskiwać będą dodatkowe środki na rozwój i dalszą poprawę efektywności, pozostali natomiast staną wobec dylematu: obniżenie kosztów do poziomu zapewniającego efektywność albo odejście z rynku. W warunkach rynku konkurencyjnego nie będzie możliwe osiąganie równowagi finansowej w wyniku dążenia do wzrostu przychodów poprzez forsowanie cen.

W okresie przejściowym, z którym mamy obecnie do czynienia, organ regulacyjny stoi wobec bardzo złożonego zadania. Z jednej strony, ma zapewnić przedsiębiorstwom pokrycie kosztów uzasadnionych, z drugiej zaś – ochronę odbiorców przed nieuzasadnionym, nadmiernie wysokim poziomem cen. Oznacza to w praktyce, że poziom kosztów uznany jako uzasadniony w kalkulacji cen i stawek opłat powinien być możliwie zbliżony do poziomu, jaki ujawni się w wyniku gry konkurencyjnej. Na konkurencyjnym rynku bowiem przedsiębiorstwa wytwarzające po najwyższych kosztach, wobec trudności ze zbytem, staną nagle wobec faktu gwałtownego obniżenia swoich przychodów. Należy zaznaczyć, że przedsiębiorstwa, które w latach poprzednich z własnej inicjatywy rozpoczęły proces forsownej poprawy efektywności aktualnie wyznaczają jej oczekiwany poziom dla wszystkich pozostałych. Antycypowanie poziomu kosztów uzasadnionych, o którym była mowa powyżej, w odniesieniu do całej zbiorowości wytwórców energii, może być skutecznie realizowane jedynie na podstawie analiz porównawczych, stanowiących substytut funkcji rynku konkurencyjnego, na którym sami odbiorcy mogliby dokonywać wyboru najkorzystniejszej spośród ofert prezentowanych przez dostawców.

1.2.4. Ocena przygotowań do wdrożenia rynku konkurencyjnego

Proces wdrażania rynku konkurencyjnego stanowi istotny element polityki energetycznej Państwa, co znalazło swój wyraz w dokumencie zatytułowanym „Zintegrowany harmonogram prywatyzacji sektora elektroenergetycznego i wprowadzenia rynku energii elektrycznej”, opracowanym przez Ministerstwo Gospodarki, w odpowiedzi na Zalecenia Rady Ministrów z 28 listopada 2000 r.

Analizę procesu przygotowań do wdrożenia rynku konkurencyjnego i ocenę jego aktualnego stanu można przeprowadzić w dwóch płaszczyznach:

  • legislacji, rozumianej jako obowiązujące akty prawne, orzecznictwo na ich gruncie oraz stopień wykorzystania ustawowych kompetencji organów państwa,
  • mechanizmów i narzędzi formalno-organizacyjnych, warunkujących praktyczne wdrożenie reguł przewidzianych prawem.
Ustawodawca, korzystając z doświadczeń światowych, stworzył mechanizm przejścia do rynku konkurencyjnego w wytwarzaniu czemu służyć ma m.in. wprowadzenie zasady dostępu stron trzecich do sieci, utworzenie organu regulacyjnego oraz wprowadzenie zasad kształtowania i kalkulacji taryf. Odnotować przy tym należy zróżnicowane skutki, jakie dla rynku konkurencyjnego niesie nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne, dokonana 25 maja 2000 r., oraz wdrożone na przełomie lat 2000 i 2001 znowelizowane rozporządzenia Ministra Gospodarki: „przyłączeniowe”, „taryfowe” oraz dotyczące zakupów energii ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych (tzw. rozporządzenie„zielone”)10).

Przepisy rozporządzenia „przyłączeniowego i „taryfowego” otwierają możliwość wdrożenia mechanizmów rynku bilansującego i systemu restrukturyzacji kontraktów długoterminowych, warunkujących decyzję Prezesa URE o zwolnieniu przedsiębiorstw wytwórczych z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia, i jako takie, niezależnie od dyskusji nad poprawnością poszczególnych postanowień11), stanowią istotny krok w kierunku wdrożenia rynku konkurencyjnego. Natomiast rozporządzenie „zielone”, ze swej istoty dotyczące procesów napotykających na zasadnicze trudności realizacyjne w warunkach rynku konkurencyjnego – w zakresie sposobu pokrywania kosztów praktycznie niemożliwych do odzyskania na rynku konkurencyjnym – stwarzać będzie, poprzez specyficzne powiązanie z rozporządzeniem „taryfowym”, poważne ograniczenie prorynkowego charakteru tego rozporządzenia.

Istotnym wydarzeniem w procesie wdrażania rynku konkurencyjnego było uznanie przez Prezesa URE, w ramach przysługujących uprawnień ustawowych, rynku giełdowego energii elektrycznej, prowadzonego przez Giełdę Energii S.A. z siedzibą w Warszawie, za rynek konkurencyjny. Stanowisko to, przyjęte 14 grudnia 2000 r., umożliwiło operowanie na giełdzie wszystkim przedsiębiorstwom wytwórczym, także tym o najniższych cenach taryfowych, dla których giełdowa cena równowagi kształtuje się na poziomie wyższym niż w zatwierdzonej taryfie. Niestety, stanowisko Prezesa URE nie spowodowało zasadniczego wzrostu obrotów z uwagi na ograniczenie, jakie dla obrotu giełdowego stanowi aktualna pozycja Operatora Systemu Przesyłowego i administrowany przez niego mechanizm rynku bilansującego.

Na występujące aktualnie zjawisko „dławienia” obrotu giełdowego przez rynek bilansowy, administrowany przez Operatora Systemu Przesyłowego składają się następujące przyczyny:

  • niedobór energii niezwiązanej kontraktami terminowymi (o zróżnicowanym charakterze),
  • brak technicznych możliwości prowadzenia rozliczeń w cyklu godzinowym (naturalnym dla transakcji giełdowych) i dokonywanie w związku z tym rozliczeń giełdowych „wynikowo” tj. ex post,
  • ustalenie cen sprzedaży energii na rynek bilansowy na poziomie zaporowym, celem przeciwdziałaniu spekulacyjnemu przepływowi energii z giełdy na rynek bilansujący oraz cen zakupu energii z rynku bilansującego na poziomie konkurencyjnym dla rynku giełdowego na giełdzie.
W 2001 roku przewiduje się zakończenie prac, których celem jest systemowe usunięcie (ograniczenie) wymienionych wyżej przyczyn. Zakłada się uwolnienie około 40% energii związanej obecnie kontraktami długoterminowymi poprzez przekształcenie kontraktów zawartych przez PKE, Elektrownię Bełchatów, Elektrownię Opole z towarowych w finansowe. Należy odnotować, że wejście do systemu nie jest obligatoryjne i nie jest jasne, czy negocjacje prowadzone przez wyżej wymienione podmioty zakończą się sukcesem. W przypadku ich niepowodzenia sytuacja „usztywnionej” struktury (blisko 100% energii objętej kontraktami o zróżnicowanym charakterze) nie ulegnie zmianie.

Operator Systemu Przesyłowego, we współpracy z uczestnikami rynku, przygotował system opomiarowania i teletransmisji danych umożliwiających dokonywanie rozliczeń „on line” w cyklu godzinowym. 1 września 2001 r. uruchomiono system bilansowania kontaktów na każdą godzinę (niezależnie od ich charakteru), w tym usuwania ograniczeń, a następnie powykonawczego rozliczania odchyleń dla każdej godziny handlowej. System ten został wdrożony pod nazwą rynku bilansującego.

Doświadczenia pierwszych miesięcy funkcjonowania systemu nie skłaniają do formułowania wielu optymistycznych wniosków. Model rynku dobowo-godzinowego, jako finansowo neutralny dla administrującego nim Operatora Systemu Przesyłowego, wprowadził jednakową cenę rozliczeniową dla wszystkich uczestników tego rynku. Spowodowało to wypaczenie podstawowej idei takiego systemu. Rynek bilansujący bowiem, powinien być technicznym systemem rozliczeniowym (przenoszącym koszty ograniczeń) i jako obarczony najwyższym ryzykiem powinien generować najwyższą zmienność cen dla dokonujących na nim zakupów. W ten sposób ograniczałby ich aktywność jedynie do działań interwencyjnych. Tymczasem stał się on rynkiem handlowym z ceną przeciętnie znacznie niższą od ceny giełdowej, ponieważ – zgodnie z obecną praktyką tego rynku – cena ta „przenosi” jedynie zmienne koszty wytwarzania. Znamienne jest to, że wytwórcy współpracujący z PSE, aktywnie operujący na tym rynku, publicznie głoszą swoje zadowolenie z zaistniałej sytuacji.

Mając na uwadze ograniczenia w prorynkowym przeobrażaniu polskiej elektroenergetyki i potrzebę inicjowania zmian, Prezes URE z dniem 1 lipca 2001 r. zwolnił przedsiębiorstwa posiadające koncesję na wytwarzanie lub obrót energią elektryczną z obowiązku przedkładania do zatwierdzenia taryf dla energii elektrycznej. Wcześniej scharakteryzowane realne warunki funkcjonowania sektora oraz przedmiotowo-podmiotowe ograniczenia decyzji o zwolnieniu12), nie umniejszają jej znaczenia dla procesu rynkowej reformy sektora elektroenergetycznego w Polsce.

1.2.5. Przekształcenia własnościowe i procesy konsolidacji w sektorze energetycznym

Rynkowa reforma sektora elektroenergetycznego ma ograniczone szanse powodzenia bez równoczesnej zmiany struktury własnościowej funkcjonujących w nim przedsiębiorstw. Niewątpliwie, w sytuacji dominacji jednej formy własności (Skarb Państwa jako właściciel większości przedsiębiorstw działających w sektorze) trudno oczekiwać rozwoju procesów konkurencyjnych. Nie sprzyjają temu forma i zakres nadzoru właścicielskiego sprawowanego nad jednoosobowymi spółkami Skarbu Państwa.

W Polsce, podobnie jak w większości państw europejskich, dominował pogląd, że sektor elektroenergetyczny powinien być własnością publiczną lub przynajmniej być pod pełną zinstytucjonalizowaną kontrolą publiczną. Pogląd ten opierał się na następujących, kluczowych założeniach:

  • sektor elektroenergetyczny powinien działać jako monopol naturalny,
  • polityka sektora musi być zgodna z polityką rządu,
  • elektryczność nie jest produktem lecz usługą o powszechnie dostępnym charakterze.
Dodatkowym, argumentem wspierającym takie traktowanie sektora elektroenergetycznego było przeświadczenie o jego strategicznej ważności (wymóg bezpieczeństwa energetycznego państwa)13). Warto w tym miejscu zaznaczyć, że konieczność zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju (niezawodność dostaw i ochrona środowiska) jest „dyżurnym” argumentem przeciwników prywatyzacji przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Bardzo często możliwość zapewnienia tego bezpieczeństwa jest postrzegana jako konieczność utrzymania bezpośredniej, administracyjnej ingerencji państwa w zjawiska i procesy zachodzące w wytwarzaniu, przesyłaniu i obrocie energią elektryczną. Przy czym, często możliwość bezpośredniego oddziaływania łączona jest z koniecznością zachowania państwowej własności przedsiębiorstw sektora elektroenergetycznego. Co więcej, pojawiają się propozycje zmiany ustawy – Prawo energetyczne, zapewniającej przedsiębiorstwom energetycznym status użyteczności publicznej14). Należy pamiętać, że status ten został odrzucony na etapie uchwalania ustawy, po bardzo ostrych sporach z jego zwolennikami. Od tego czasu nie zaistniały żadne fakty, które wskazywałyby, że jego odrzucenie było niesłuszne. Wręcz przeciwnie, status użyteczności publicznej jest w przypadku przedsiębiorstw energetycznych systematycznie ograniczany w wielu krajach, w których dostrzeżono, że krępuje on swobodę działania przedsiębiorstw i tym samym utrudnia ich funkcjonowanie na rynku.

Cele prywatyzacji przedsiębiorstw elektroenergetycznych

Koncepcje prywatyzacyjne przedsiębiorstw sektora elektroenergetycznego muszą za punkt wyjścia przyjmować podstawowe jej cele, zarówno w kontekście ogólnych celów prywatyzacji polskich przedsiębiorstw jak i szczególnych, odnoszących się do sektora energetycznego.

Do najważniejszych celów ekonomicznych przekształceń własnościowych można zaliczyć: wzrost znaczenia sektora prywatnego w gospodarce, podniesienie efektywności funkcjonowania przedsiębiorstw, uruchomienie proinnowacyjnych kierunków ich rozwoju, powstanie i rozbudowę rynku kapitałowego oraz pozyskanie dodatkowych źródeł kapitału, co ostatecznie – w połączeniu z innymi działaniami powinno doprowadzić do intensyfikacji wzrostu gospodarczego kraju. Tworząc projekty prywatyzacyjne oraz planując związane z nimi działania, konsekwentnie trzeba kierować się nadrzędnym przesłaniem, zgodnie z którym – rozwój wszelkich form prywatyzacji musi pozwalać na łączną realizację celów społecznych i celów ekonomicznych.

Zbieżność celów ekonomicznych i społecznych uwzględniona została, w przygotowywanych i analizowanych przez Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów, koncepcjach prywatyzacji sektora elektroenergetycznego15). W dokumencie tym wyeksponowano pięć kluczowych celów prywatyzacji sektora:

  • ochronę interesów konsumentów poprzez tworzenie konkurencyjnego rynku energii,
  • zachowanie bezpieczeństwa energetycznego kraju,
  • stworzenie odpowiedniej bazy kapitałowej dla racjonalnego poziomu inwestowania (także w aspekcie integracji z Unią Europejską),
  • optymalizację ochrony socjalnej pracowników sektora,
  • optymalizację przychodów z prywatyzacji.
Trudno zakwestionować słuszność przyjętych celów prywatyzacji, trzeba jednak mieć świadomość, że pomiędzy tak nakreślonymi celami prywatyzacji istnieje swoistego rodzaju konkurencyjność, szczególnie jeśli do powyższej listy dodamy potrzebę wzrostu efektywności funkcjonowania przedsiębiorstw.

Jeśli przyjmiemy, że konkurencja jest najlepszą formą ochrony konsumentów, to dla spełnienia tego celu konieczne jest ukształtowanie warunków rozwoju konkurencji w sektorze elektroenergetycznym. Prywatyzacja niewątpliwie przyspieszy rozwój konkurencji w sektorze. Nie oznacza to jednak, że istnieje potrzeba określenia chronologii zdarzeń: najpierw prywatyzacja a później rozwój konkurencji, lub odwrotnie. Kreowanie i przebieg tych procesów muszą dokonywać się równolegle.

Ważnym celem prywatyzacji sektora elektroenergetycznego jest stworzenie zasobów kapitałowych dla racjonalnego poziomu inwestowania. W analizach przedprywatyzacyjnych, wykonanych na zlecenie Ministerstwa Skarbu Państwa szacuje się, że łączne nakłady inwestycyjne czternastu największych elektrowni na najbliższe 8 lat (wraz z rokiem 1999) wyniosą 19,7 mld zł.16) Jest to wielkość o ponad 60% wyższa od aktualnej wartości księgowej sektora wytwarzania (elektrownie zawodowe). 33 spółki dystrybucyjne funkcjonujące w podsektorze przesyłu, dystrybucji i obrotu przewidują, że do 2003 roku ich potrzeby inwestycyjne wyniosą łącznie około 6,7 mld zł.17)

Kwestią wymagającą wnikliwych analiz jest nie tylko poziom potrzeb inwestycyjnych ale przede wszystkim ich struktura. Większość sporządzonych projekcji wskazuje na ograniczony realny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce do roku 202018). Należy oczekiwać, że istotną obniżkę zużycia energii elektrycznej spowoduje restrukturyzacja górnictwa, hutnictwa, przemysłu chemicznego oraz PKP. Najważniejsze przedsięwzięcia inwestycyjne powinny być zatem skierowane nie na rozwój nowych źródeł mocy, ale na rozwój nowych technologii i ochronę środowiska.

W ciągu ostatnich czterech lat w podsektorze wytwarzania zainwestowano 14,8 mld zł, przy nadwyżce finansowej 7,8 mld zł. W spółkach dystrybucyjnych wydatki inwestycyjne wyniosły w tym samym okresie 4,2 mld zł, przy sumie zysku netto i odpisach amortyzacyjnych na poziomie 5,2 mld zł. Równocześnie z roku na rok zwiększają się dysproporcje pomiędzy tempem wzrostu nakładów inwestycyjnych a generowaną przez przedsiębiorstwa elektroenergetyczne nadwyżką finansową. Zahamowanie degradacji ekonomiczno-finansowej elektroenergetyki będzie możliwe poprzez zasilenie kapitałowe oraz radykalną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstw. Zmiany takie powinny być podstawową przesłanką decyzji rozstrzygających o realizacji poszczególnych projektów prywatyzacyjnych.

Poważnym problemem prywatyzacji jest ochrona interesów pracowników prywatyzowanych przedsiębiorstw (tzw. pakiet socjalny). Inwestorzy zainteresowani zakupem znaczących pakietów akcji przedsiębiorstw energetycznych, będą kierować się przede wszystkim maksymalizacją stopy zwrotu z zainwestowanych kapitałów. Spośród licznych czynników decydujących o stopie zwrotu z kapitału, istotne znaczenie ma racjonalizacja kosztów, w tym kosztów pracy. Nie można zatem wykluczyć, że w niektórych przedsiębiorstwach nowy właściciel uznałby za niezbędną redukcję zatrudnienia. Trudno się dziwić, że w obliczu takiej perspektywy pracownicy i ich reprezentacje związkowe dążą w prywatyzowanych przedsiębiorstwach do zagwarantowania sobie bezpieczeństwa socjalnego. Zakres tzw. pakietu socjalnego jest dość szeroki i obejmuje:

  • klauzulę o zachowaniu przez określony czas poziomu zatrudnienia19),
  • strategię rozwoju przedsiębiorstwa, która będzie gwarantowała utrzymanie zatrudnienia na dotychczasowym poziomie,
  • program przekwalifikowania części pracowników,
  • dogodne warunki do podejmowania przez pracowników lub ich grupy samodzielnej działalności gospodarczej,
  • utrzymanie dotychczasowego poziomu świadczeń (m.in. służba zdrowia, taryfa pracownicza, czas pracy itd.) z jednoczesnym rozszerzeniem programu szkoleń.
Wynegocjowanie pakietu socjalnego jest jednym z najtrudniejszych elementów procesów prywatyzacyjnych, często wydłużających przebieg prywatyzacji. W programach prywatyzacyjnych opracowanych dla sektora pojawiły się koncepcje określenia standardowego pakietu socjalnego, co zdaniem autorów przyśpieszyłoby prywatyzację. Naszym zdaniem, taki pakiet, negocjowany centralnie spowodowałby liczne komplikacje i koszty (najprawdopodobniej standard byłby dostosowany do warunków przedsiębiorstw najbogatszych, a nie najbiedniejszych). Podstawową jednak sprawą jest to, że zobowiązania socjalne inwestorów muszą mieć wpływ na ich zobowiązania inwestycyjne oraz na wycenę akcji.

Wybrane dylematy prywatyzacji i konsolidacji

Początkiem przekształceń własnościowych w polskiej elektroenergetyce była komercjalizacja elektrowni systemowych i największych elektrociepłowni, polegająca na ich przekształceniu z przedsiębiorstw państwowych w jednoosobowe spółki Skarbu Państwa20). Ostatnie 2-3 lata to okres bardziej ożywionej prywatyzacji (sprzedaż akcji inwestorom) części sektora energetycznego. W okresie tym Minister Skarbu Państwa sprzedał pakiety akcji Zespołu Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin S.A. (20% akcji –konsorcjum utworzonemu przez Elektrim), Elektrowni im. T. Kościuszki S.A. w Połańcu (25% akcji –inwestorowi belgijskiemu Tractebel), Elektrociepłowni Warszawskich S.A. (55% akcji – inwestorowi strategicznemu Vattenfall Poland Sp. z o.o.), Kogeneracji Wrocław S.A. (36% akcji – w trybie oferty publicznej), Górnośląskiego Zakładu Energetycznego S.A. (25% akcji – inwestorowi Vattenfall Poland Sp. z o.o.), Elektrowni Rybnik S.A. (35% akcji – konsorcjum Electricite de France i Enegie Baden-Wuerttemberg), Elektrociepłowni Białystok S.A. (45% akcji – koncernowi Societe Nationale d’Elektricite et de Thermique).

Oceniając dotychczasową prywatyzację przedsiębiorstw energetycznych trudno sformułować wniosek, że dokonywana jest ona na podstawie spójnej i konsekwentnej koncepcji. Dalsza prywatyzacja całego sektora elektroenergetycznego nie może odbywać się na zasadzie precedensów. Olbrzymi bowiem majątek (ponad 34 mld zł wartości księgowej netto), przychody (ok. 23 mld zł), zatrudnienie (ok. 98 tys.) zgrupowane w przedsiębiorstwach energetycznych, a także znaczenie rynku, na którym działają, nakazują prowadzenie prywatyzacji według precyzyjnie opracowanej strategii. Istotnymi elementami tej strategii winno być m.in. określenie strategicznych warunków brzegowych, których spełnienie umożliwi realizację zasadniczych kierunków polityki energetycznej państwa. Konieczne jest zatem przyjęcie przez dotychczasowego właściciela, tj. Skarb Państwa, generalnych założeń prywatyzacji przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Kierunkowe założenia powinny m.in. określać:

  • dopuszczalny udział w rynku poszczególnych inwestorów nabywających pakiety akcji prywatyzowanych spółek,
  • gwarancje i formy wpływu Skarbu Państwa na procesy koncentracji (fuzje i przejęcia) w okresie bezpośrednio po prywatyzacji,
  • sposoby wpływu na wyraźnie sprecyzowane decyzje strategiczne spółek, w których Skarb Państwa utracił pakiet większościowy.
Jednym z bardziej istotnych dylematów prywatyzacji przedsiębiorstw sektora elektroenergetycznego jest to, czy przed prywatyzacją dokonywać konsolidacji wybranych firm, czy też prywatyzować istniejące przedsiębiorstwa a ewentualne procesy konsolidacyjne pozostawić działaniu rynku kapitałowego i decyzjom przyszłych inwestorów. Mając na uwadze realia polskiego sektora energetycznego, trzeba poszukiwać odpowiedzi na wiele pytań związanych z konsolidacją. Oto niektóre z nich:
  • czy w skonsolidowanych grupach energetycznych dojdzie do spadku kosztów wytwarzania i dostawy energii elektrycznej dla odbiorców końcowych?
  • czy może wielkie przedsiębiorstwa, wykorzystując swoją siłę rynkową zdominują rynek energii elektrycznej, czerpiąc nadmierne zyski kosztem odbiorców?
  • czy dzięki konsolidacji uzyskamy lepsze ceny za prywatyzowane przedsiębiorstwa?
  • czy można pozwolić na konsolidację pomiędzy wytwórcami energii elektrycznej i przedsiębiorstwami rozdziału energii21)?
Do tej pory nie ma jednoznacznych odpowiedzi na powyższe pytania, ani w założeniach polityki energetycznej, ani w koncepcjach prywatyzacyjnych.

W podsektorze wytwarzania pozyskanie kapitału na inwestycje modernizacyjne, rozwojowe i ekologiczne z zewnętrznych źródeł bez stworzenia kilku silnych kapitałowo oraz konkurencyjnych grup elektrowni będzie prawdopodobnie niemożliwe. Należy zatem tworzyć możliwości dobrowolnego, oddolnego łączenia się podmiotów w sektorze elektroenergetycznym. Jednakże w celu zapobieżenia monopolizacji rynku wytwórczego przez producentów, duże elektrownie nie powinny łączyć się ze sobą, natomiast miałyby swobodę w tworzeniu aliansów z mniejszymi elektrowniami i elektrociepłowniami. Tworzone grupy przedsiębiorstw powinny z jednej strony, gwarantować pożądany poziom konkurencji kapitału (z przeznaczeniem na modernizację czy nowe inwestycje), a z drugiej strony, winny zapewniać niezbędną dla konkurencji decentralizację. Podstawowymi kryteriami określającymi wielkość i strukturę organizacji muszą być reguły konkurencji i wykorzystanie efektów skali.

Odrębnym problemem jest połączenie (co najmniej kapitałowe) i wspólna prywatyzacja kopalni węgla brunatnego i powiązanych z nimi elektrowni. Najważniejszymi przesłankami przemawiającymi za takim rozwiązaniem są:

  • tworzenie przez kopalnie i elektrownie pracujące na węglu brunatnym jednego ciągu technologicznego,
  • perspektywa obniżenia kosztów funkcjonowania obu podmiotów oraz optymalizacji struktury i dostaw węgla,
  • możliwość optymalizacji procesów inwestycyjnych i dostosowywania się do zmian zachodzących na rynku,
  • zmniejszenie ryzyka inwestorów, którzy w przypadku odrębnego nabycia akcji obu podmiotów znaleźliby się w sytuacji permanentnych negocjacji.
W związku z upowszechnieniem się rynkowych reguł funkcjonowania elektroenergetyki, konsolidacja kapitałowa podmiotów działających na rynku następować może w wyniku inicjatyw oddolnych na zasadzie „przymusu ekonomicznego”. Nie powinno się to jednak odbywać bez regulacji państwa. Celowe byłoby zatem przyjęcie kilku założeń organizacyjnych, takich na przykład jak:
  • wykluczenie możliwości całkowitej pionowej integracji podmiotowej sektora, tj. łączenia w jednym przedsiębiorstwie różnych rodzajów działalności, należących do różnych podsektorów (wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i obrotu). Udział kapitałowy spółki lub grupy kapitałowej należącej do jednego z podsektorów w spółce lub grupie kapitałowej z innego podsektora nie powinien przekraczać na przykład 25%;
  • żaden inwestor lub grupa inwestorów nie może przekroczyć określonego udziału (np. 15%) w danej działalności na rynku energii elektrycznej. Ograniczenie to nie dotyczy rzecz jasna Polskich Sieci Elektroenergetycznych w zakresie przesyłu sieciami NN;
  • Skarb Państwa zachować powinien większościowy pakiet akcji w PSE S.A.;
  • elektrownie: Bełchatów, Turów, Pątnów-Adamów-Konin, Kozienice, Dolna Odra, Jaworzno III nie powinny łączyć się ze sobą (bezpośrednio lub za pomocą tego samego inwestora). Wymienione elektrownie traktować bowiem należy jako potencjalnych liderów powiązań w podsektorze wytwarzania;
  • określenie, czy w przypadku sprzedaży pakietów akcji kilku zakładów energetycznych jednemu inwestorowi kierować się zasadą integralności terytorialnej, czy też zrezygnować z tego kryterium selekcji grup prywatyzacyjnych w podsektorze dystrybucji.
Niestety, kolejne projekty „Strategii prywatyzacji sektora elektroenergetycznego”, prezentowane przez Ministra Skarbu Państwa, nie mogą być uznane za satysfakcjonujące, m.in. z następujących powodów:
  • projekty strategii nie uwzględniają związków prywatyzacji z procesem tworzenia rynku energii i zasadami kształtowania cen energii i usług związanych z jej dostawą,
  • błędem jest przyjęcie zasady jednoczesnej prywatyzacji we wszystkich podsektorach, natomiast absolutnym priorytetem powinna być prywatyzacja elektrowni systemowych,
  • zasadnicze wątpliwości budzi nałożenie na inwestorów odpowiedzialności za zachowanie bezpieczeństwa energetycznego państwa, jest to bowiem obowiązek rządu (reprezentowanego przez Ministra Gospodarki).
Postulat szybkiej prywatyzacji elektrowni systemowych, jest bardzo ważny w obliczu procesu akcesyjnego z Unią Europejską. Uwzględniając tę kwestię, należy odnieść się do przewidywań dotyczących zagrożeń dla interesów naszego kraju. Nadwyżka mocy i spadek cen energii elektrycznej w krajach UE, może – przy zintegrowanym systemie przesyłu energii – skazać polskie źródła wytwarzania energii elektrycznej na konkurencyjny dyskomfort a nawet likwidację. Możliwym działaniem zaradczym jest w tej sytuacji szybka prywatyzacja elektrowni, połączona ze zwolnieniem z obowiązku taryfowania i przyspieszoną edukacją dotyczącą funkcjonowania na konkurencyjnym rynku europejskim.


1) Por. m.in. A. Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski, Regulacja energetyki w Polsce, Wyd. Adam Marszałek, Warszawa-Toruń 2000, s. 11, 12; A. Noga, Makroekeonomia a przedsiębiorczość, Wyższa Szkoła Ubezpieczeń i Bankowości, Warszawa 2000, s. 14-29; M. Okólski (red.), Między państwem a rynkiem – Dylematy polityki gospodarczej Polski, PWN, Warszawa 1994, s. 30-37.

2) W. Wrzosek, Interwencjonizm państwowy jako przedmiot badań, Instytut Funkcjonowania Gospodarki Narodowej SGH, Warszawa 1991, s. 22, 23.

3) Wskazuje się np. na niedostateczny zakres ingerencji państwa w rolnictwie, bankowości czy transporcie. Por. np. A. Fornalczyk, Państwo i gospodarka, „Nowe Życie Gospodarcze”, nr 4/1996 oraz Z. Sadowski, Społeczne aspekty transformacji systemowej, „Ekonomista”, nr 6/1996.

4) A. T. Szablewski (red.), Liberalizacja sektora energetycznego i telekomunikacyjnego, Aneks, Monografie Instytutu Nauk Ekonomicznych PAN, nr 10, Warszawa 1998, s. 239-254.

5) J. Malko, Rynki energii elektrycznej, Seminarium „Rynek energii w Polsce – Instrumenty finansowe”, Wrocław, 3-4 marca 1999.

6) Problematyce prywatyzacji przedsiębiorstw elektroenergetycznych poświęcamy więcej miejsca w dalszych częściach rozważań.

7) Stosownie do postanowień rozporządzenia Ministra Gospodarki z 6 sierpnia 1998 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych.

8) Por. Raport o sytuacji elektroenergetyki w 2000 r., URE, kwiecień 2001 r.

9) Wiele elektrowni sprzedaje w ramach kontraktów długoterminowych energię po cenie znacznie wyższej od przytoczonej w tym miejscu. Stosunkowo niska (z tego punktu widzenia) cena średnia energii dostarczanej w ramach kontraktów długoterminowych wynika z wysokiego udziału w tej grupie wytwórców (jak i w całym krajowym rynku energii elektrycznej) Elektrowni Bełchatów, której cena zbytu została ustalona w KDT na poziomie najniższym w kraju.

10) Rozporządzenie Ministra Gospodarki: z dnia 21 października 1998 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, pokrywania kosztów przyłączenia, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców (Dz. U. Nr 135, poz. 881), z dnia 14 grudnia 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2001 r. Nr 1, poz. 7) oraz z dnia 15 grudnia 2000 r. w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz zakresu tego obowiązku (Dz. U. Nr 122, poz. 1336).

11) Na przykład, znowelizowane rozporządzenie taryfowe wprowadziło obligatoryjnie taryfę przesyłową według formuły stawek grupowych, zdejmując z wytwórców wszelkie koszty związane z utrzymaniem sieci.

12) Zwolnienie nie dotyczy:

  • przedsiębiorstw energetycznych wytwarzających energię elektryczną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła - w odniesieniu do energii objętej obowiązkiem zakupu, zgodnie z rozporządzeniem Ministra Gospodarki z 15 grudnia 2000 r. w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, a także ciepła ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz zakresu tego obowiązku (Dz. U. Nr 122, poz. 1336),
  • operatora systemu przesyłowego - w odniesieniu do minimalnych ilości energii określonych w jego taryfie,
  • przedsiębiorstw energetycznych posiadających jednocześnie koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej - w odniesieniu do energii sprzedawanej odbiorcom końcowym przyłączonym bezpośrednio do sieci tych przedsiębiorstw.

13) Por. W. Mielczarski, Rynek energii elektrycznej – Wybrane aspekty techniczne i ekonomiczne, Wyd. Agencja Rynku Energii S.A. i Energoprojekt-Cosulting S.A., Warszawa 2000.

14) W. Bojarski i współautorzy, Rynek odbiorcy energii, EnergSys, Warszawa 1998.

15) „Reforma sektora elektroenergetycznego – Prywatyzacja i wprowadzenie rynku energii elektrycznej – Diagnoza i kierunki działań” – dokument przyjęty przez Stałą Grupę Koordynacyjną do spraw Elektroenergetyki (9 maja 1999 r.).

16) „Strategia prywatyzacji sektora wytwarzania energii elektrycznej w Polsce” – Projekt Ministerstwa Skarbu Państwa: Analiza sektora wytwarzania energii elektrycznej w Polsce wraz z propozycją działań restrukturyzacyjnych i prywatyzacyjnych w odniesieniu do jednoosobowych spółek Skarbu Państwa, Doradztwo Gospodarcze DGA S.A., Poznań 1999.

17) Na podstawie projektów planów rozwoju przedłożonych do uzgodnienia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki, Departament Planów i Analiz URE.

18) Por. „Polityka energetyczna Polski do roku 2020”, Warszawa, luty 2000.

19) Na przykład, w kontrakcie prywatyzacyjnym zawartym z inwestorem belgijskim, który nabył 25% akcji Elektrowni Połaniec, gwarantowany okres zatrudnienia wynosi 10 lat.

20) W odniesieniu do większości przedsiębiorstw sektora proces ten miał miejsce w 1995 roku. Wcześniej, tj. w 1991 roku powstała spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.


[ 1.1 Model rynku ... ] [ Spis treści ] [ 1.3 Problemy okresu ... ]
Data publikacji : 10.06.2005
Data modyfikacji : 13.06.2005

Opcje strony