Urząd Regulacji Energetyki

https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/publikacje/seria-wydawnicza-bibli/jaki-model-rynku-energ/1185,13-Problemy-okresu-przejsciowego.html
2020-08-06, 09:03

1.3. Problemy okresu przejściowego

Autor: Mirosław Duda

1.3.1. Specyfika gospodarki energetycznej w okresie przejściowym

We wdrażaniu rynkowej reformy elektroenergetyki w Polsce występuje wiele problemów, które wynikają z urynkowienia całej gospodarki. Występują w tym procesie zjawiska, które mają unikatowy charakter, gdyż w tej dziedzinie nie ma precedensów światowych. Z tego względu również wszelkie prognozy dotyczące rynku energetycznego, w tym energii elektrycznej, obarczone są niepewnością ze względu na nie w pełni przewidywalną ścieżkę rozwoju krajów podlegających transformacji gospodarczej. Dotychczasowe doświadczenia krajów byłego ZSRR oraz krajów Europy Środkowej i Wschodniej wskazują na pewne wspólne cechy tego procesu, lecz jednocześnie na poważne różnice wynikające ze swoistych cech poszczególnych krajów, a przede wszystkim z rozmaitego stopnia degradacji rynkowych zachowań społeczeństw, jaki wystąpił w warunkach gospodarki państwowej sterowanej centralnie.

W Polsce na szczęście owa degradacja nie była wówczas tak głęboka jak w innych krajach wspomnianego regionu, gdyż duża część gospodarki była nadal w rękach prywatnych i podlegała regułom rynkowym, chociaż w ograniczonym zakresie (rolnictwo, rzemiosło i drobny handel). Uważam, że w związku z tym proces transformacji przebiega w Polsce stosunkowo łagodnie, aczkolwiek wyróżnia się silną pozycją organizacji związkowych, zwłaszcza wywodzących się z NSZZ Solidarność. Organizacje te, obawiając się skutków urynkowienia, przede wszystkim w zakresie racjonalizacji zatrudnienia, żądają – poprzez odpowiednie naciski polityczne – przywilejów dla pracowników dużych firm będących jeszcze w rękach państwa, a to osłabia możliwości wzrostu efektywności przedsiębiorstw i pełnego uruchomienia mechanizmów rynkowych. Odbija się to również na prywatyzacji przedsiębiorstw energetycznych, w efekcie której związki zawodowe w drodze negocjacji uzyskują korzystne pakiety socjalne, co hamuje wzrost efektywności gospodarowania.

1.3.2 Cechy transformacji gospodarczej w Polsce wpływające na rozwój i kształt krajowego rynku energii elektrycznej

Poziom i struktura cen paliw i energii – subsydiowanie skrośne

Na początku okresu transformacji jednym z najpoważniejszych wyzwań było uporządkowanie wypaczonej struktury cen paliw i energii. Wprowadzenie prawidłowo działającego rynku energii wymagało dostosowania poziomu i struktury cen do poziomu i struktury uzasadnionych1) kosztów działalności przedsiębiorstw energetyki, właściwych dla poszczególnych rodzajów działalności i grup odbiorców. Dotyczyło to w zasadzie wszystkich trzech części energetyki, aczkolwiek istotne znaczenie miało przede wszystkim dla elektroenergetyki i gazownictwa, gdzie zamierzano wprowadzić rynki konkurencyjne w maksymalnie możliwym zakresie2). Wypaczona struktura cen energii elektrycznej i paliw gazowych wynikała z dużej skali skrośnego subsydiowania, które w poprzednim systemie polityczno–gospodarczym było powszechnie stosowane jako narzędzie polityki socjalnej. Owo subsydiowanie miało miejsce pomiędzy działalnością energetyczną i pozaenergetyczną, w wyniku czego średnie ceny paliw i energii w Polsce były znacznie niższe od poziomu ekonomicznego3), zwłaszcza w części dotyczącej kosztów kapitału – oraz, poszczególnymi grupami odbiorców energii elektrycznej i paliw gazowych, co powodowało, że odbiorcy przemysłowi mieli relatywnie wyższe ceny niż odbiorcy bytowo-komunalni, którzy podlegali ochronie socjalnej.

Mimo działań korekcyjnych podjętych w okresie transformacji, nadal średni poziom cen energii elektrycznej jest niższy od ekonomicznie uzasadnionego. Na przykład, nie udało się jeszcze zlikwidować ukrytego opodatkowania przemysłowych odbiorców energii elektrycznej na rzecz odbiorców komunalno-bytowych, chociaż tempo wzrostu cen energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych w tym okresie było znacznie wyższe niż dla odbiorców komunalno-bytowych (rys. 1.14).

Subsydiowanie skrośne zaburza rozwój rynku konkurencyjnego w elektroenergetyce. Chodzi tutaj o akceptowalne społecznie tempo realnego wzrostu cen energii elektrycznej i paliw gazowych dla odbiorców komunalnych-bytowych.


Rys. 1.14 Średnie ceny energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych (linia granatowa) i komunalno-bytowych (linia purpurowa) w poszczególnych latach transformacji gospodarczej w Polsce

Ocenia się, że w obecnych warunkach, dla uzyskania poziomu uzasadnionego ekonomicznie, przy istniejącej efektywności przedsiębiorstw4), niezbędny byłby dalszy wzrost średnich cen jednoskładnikowych5) energii elektrycznej dla odbiorców komunalno-bytowych o około 18%, natomiast ceny dla odbiorców przemysłowych powinny ulec obniżeniu średnio o około 15%.

W wyniku działania wprowadzonych ustawą – Prawo energetyczne mechanizmów indywidualnej regulacji przedsiębiorstw energetycznych i prawidłowo działającego rynku konkurencyjnego energii elektrycznej, można się spodziewać zwiększenia efektywności działalności przedsiębiorstw energetycznych, co powinno wywołać zmniejszenie różnicy pomiędzy rzeczywistym a ekonomicznym poziomem cen przede wszystkim dla odbiorców komunalno-bytowych. Odrębnym zagadnieniem jest różnica pomiędzy średnimi cenami energii elektrycznej w Polsce i krajach europejskich, co może mieć znaczenie po akcesji naszego kraju do Unii Europejskiej. Obecnie średnie ceny energii elektrycznej zarówno dla odbiorców przemysłowych, jak i odbiorców komunalno-bytowych są w Polsce około dwukrotnie niższe niż średnio w krajach europejskich. Owe różnice wynikają ze specyficznej struktury kosztów wytwarzania i przesyłu w polskiej elektroenergetyce, w której nadal koszty zatrudnienia są niższe niż w Europie. Przede wszystkim jednak nie ma w niej wysokich kosztów kapitałowych, gdyż państwowy właściciel nie obciąża swoich przedsiębiorstw kosztami kapitału własnego a koszty amortyzacji liczone są od wartości księgowej majątku, która (nawet po przeszacowaniu w 1997 r.) jest niższa od wartości rzeczywistej ze względu na nadal wysoką stopę inflacji. Poza tym część majątku jest już w dużej części zamortyzowana. Z drugiej strony, należy wziąć pod uwagę fakt, że w krajach europejskich ceny energii elektrycznej są znacznie wyższe niż w USA, co świadczy o dużych możliwościach ich obniżenia. Potwierdzają to doświadczenia krajów Europy, które wdrażają konkurencyjne rynki energii elektrycznej.

Natychmiastowe usunięcie subsydiowania skrośnego pomiędzy grupami odbiorców nie jest możliwe ze względów społecznych. Minister Gospodarki w swoim rozporządzeniu taryfowym wydanym w porozumieniu z Ministrem Finansów określił dopuszczalne tempo realnego wzrostu średnich cen jednoskładnikowych energii elektrycznej dla odbiorców subsydiowanych na poziomie 3% rocznie. Pośrednio przepis ten określa również dopuszczalne tempo wzrostu cen dla odbiorców przemysłowych, gdyż to samo rozporządzenie zabrania powiększania subsydiowania poprzez nakazanie sporządzania taryf przy zachowaniu warunku eliminowania subsydiowania skrośnego. To zaś oznacza co najmniej niepowiększanie tego subsydiowania.

Z powyższego wynika, że tempo realnego wzrostu cen jednoskładnikowych w ciągu najbliższych kilku lat nie może być wyższe od 3% dla odbiorców finalnych energii elektrycznej. To ograniczenie obowiązuje w regulacji taryf dla energii elektrycznej, którą sprawuje Prezes URE. Będzie ono również miało istotny wpływ na kształtowanie się cen na rynku konkurencyjnym energii elektrycznej.

Ceny energii pierwotnej

Drugim czynnikiem transformacyjnym, który ma istotny wpływ na rozwój rynku energii elektrycznej są ceny energii pierwotnej. W Polsce ze względu na strukturę paliwową wytwarzania energii elektrycznej dominujący wpływ mają ceny węgla kamiennego, stanowiącego podstawowe źródło energii pierwotnej dla elektroenergetyki. W dalszej perspektywie istotne dla elektroenergetyki będą również ceny paliw gazowych, które obecnie praktycznie zniechęcają do budowy gazowych źródeł energii elektrycznej. Wynika to ze zbyt wysokich cen paliw gazowych dla odbiorców przemysłowych. To zaś jest również skutkiem skrośnego subsydiowania odbiorców komunalno-bytowych przez przemysłowych6).

Formalnie ceny węgla kamiennego dla energetyki są ustalane na rynku konkurencyjnym, który tworzą spółki wydobywcze węgla kamiennego. Ze względu jednak na znacznie niższą efektywność tego przemysłu od efektywności przedsiębiorstw wydobywczych stanowiących ceny węgla energetycznego na rynku światowym7), ogromne zadłużenie tej gałęzi gospodarki w stosunku do budżetu państwa i budżetów lokalnych, ograniczenia makroekonomiczne tempa procesu restrukturyzacji oraz względy społeczne (silna pozycja związków zawodowych w górnictwie), w praktyce są one kontrolowane przez rząd za pomocą oddziaływań właścicielskich. Jest to możliwe, gdyż wszystkie spółki wydobywcze nadal należą do Skarbu Państwa.

I tak, co roku ustalana jest przez Ministra Gospodarki cena węgla wskaźnikowego dla energetyki na poziomie równowagi interesów energetyki i górnictwa. W 2000 r. wynosiła ona 134 zł za tonę węgla wskaźnikowego8). Cena ta nie umożliwiła przychodów pokrywających w pełni kosztów wydobycia w większości kopalń. Duży nadmiar potencjału wydobywczego powoduje, że faktyczne ceny rynkowe są jeszcze niższe, ponieważ kopalnie konkurują ze sobą nie dbając o pokrycie w pełni kosztów, licząc natomiast na dotacje ze Skarbu Państwa (w ramach rządowego programu restrukturyzacji) lub na nieegzekwowanie należności przez państwo lub jednostki będące własnością Skarbu Państwa.

Dzięki programowi restrukturyzacji górnictwa, wspieranemu m. in. kredytami Banku Światowego, zmniejsza się wydatnie zatrudnienie, państwo restrukturyzuje długi kopalń a nierentowne kopalnie są zamykane. W 2000 r. po raz pierwszy przychody sektora wydobywczego były większe od bieżących kosztów wydobycia (średnia cena wyniosła ok. 132 zł/t, a koszt 130 zł/t). Od roku 2002 górnictwo powinno wykazywać zyski liczone bez obciążeń zadłużeniem. Z zysków ma być spłacane zadłużenie. Zatem, w ciągu najbliższych 2-4 lat górnictwo węgla kamiennego powinno zacząć działać na ekonomicznych zasadach. Oznacza to, że w perspektywie długofalowej, zwłaszcza po przystąpieniu Polski do Unii Europejskiej, ceny węgla w Polsce będą wyznaczane przez rynek światowy.

Na rynku światowym ceny węgla energetycznego są ustalane w wyniku konkurencji pomiędzy głównymi dostawcami z Ameryki Północnej, Australii i Afryki Południowej. W ciągu ostatnich lat ceny energetycznego węgla kamiennego loco Europa ulegały niewielkim fluktuacjom. Według prognoz Banku Światowego9), w obecnej dekadzie ceny FOB węgla kamiennego będą się kształtować na stałym realnym poziomie (tabela 1.1). Ceny CIF w Europie będą wyższe niż w USA i Australii ze względu na koszt transportu. Dopiero w drugiej dekadzie XXI wieku oczekiwany jest wzrost realnych cen węgla, zgodnie z wzrostowymi trendami cen paliw organicznych, a przede wszystkim ropy naftowej, której ceny są wyznacznikiem poziomu cen wszystkich paliw.

Tabela 1.1 Prognoza Banku Światowego kształtowania się średnich cen FOB węgla kamiennego dla energetyki do 2010 roku

Ceny węgla Rok
2000 2005 2010
Cena bieżąca w USD 34,25 36,50 39,00
Cena w USD (wg kursu z 1990) 31,69 29,77 28,12
Źródło: Energy and Development Report 1999, The World Bank, Washington D.C. 2000.

Na 2001 rok zalecana przez Ministerstwo Gospodarki cena węgla wskaźnikowego loco kopalnia dla energetyki w Polsce wynosi 145 zł, co odpowiada cenie (według bieżącego kursu dolara) około 36 USD/t. W dużej mierze jest to wynik zaniżonego kursu dolara względem złotego. Jeśli uwzględnić kurs równowagi na poziomie około 4,6 zł/USD, to ta cena wyniosłaby około 31 USD za tonę węgla wskaźnikowego. W przeliczeniu na parametry węgla handlowego na rynku światowym10), odpowiada to poziomowi ceny około 37 USD/t. Oznacza to, że cena węgla wskaźnikowego zalecana przez Ministra Gospodarki już jest wyższa od ceny FOB na rynku światowym, wobec czego nie ma podstaw, aby w najbliższej przyszłości ta cena mogła wzrosnąć realnie. Gdyby jednak nastąpił jej wzrost, to pojawiłaby się silna skłonność do importu węgla (z czym mieliśmy już do czynienia w odniesieniu do węgla importowanego z Rosji i Ukrainy), a ewentualne bariery importowe nie mogłyby być w szerszym zakresie stosowane.

Zapotrzebowanie na energię elektryczną

Dzięki transformacji rynkowej gospodarki, w tym przede wszystkim wykorzystywaniu rezerw efektywności, Polska może się rozwijać jeszcze przez kilka lat bez zwiększania zużycia energii pierwotnej i również energii finalnej. Wskazują na to dotychczasowe doświadczenia krajów w transformacji i dane statystyczne dla Polski dla dotychczasowego okresu transformacji w latach 1990-2000. Po krótkookresowym załamaniu na początku lat dziewięćdziesiątych w Polsce występował wzrost Produktu Krajowego Brutto (PKB) przy praktycznie stałym zapotrzebowaniu na energię elektryczną (rys. 1.15).


Rys. 1.15 Dynamika wzrostu PKB i zużycia energii elektrycznej w Polsce w okresie transformacji gospodarki narodowej (1990-2000); opracowanie własne na podstawie danych GUS

Specyfika transformacji gospodarczej zmusza do uwzględnienia tego zjawiska w prognozach zużycia zarówno energii pierwotnej, jak i energii elektrycznej. O ile owo zjawisko w kategoriach jakościowych jest nawet intuicyjnie zrozumiałe, to ujęcie ilościowe jest zagadnieniem znacznie trudniejszym. Tym niemniej, przy pewnych założeniach upraszczających i wykorzystaniu historycznych danych porównawczych dla produktywności energii elektrycznej w dwu różnych systemach gospodarczych można pokusić się również o pewne prognozy ilościowe. Istotne jest określenie prawdopodobnego zakresu dalszego wzrostu PKB w Polsce bez wzrostu zużycia energii elektrycznej.

Jeśli wziąć pod uwagę, że średnio produktywność energii elektrycznej na mieszkańca w krajach o gospodarce rynkowej była około dwukrotnie wyższa od produktywności tej energii w krajach o gospodarce centralnie sterowanej (rys. 1.16), oraz że w krajach Europy Centralnej i Wschodniej owa produktywność była nieco wyższa niż w byłym ZSRR, to można z dużym prawdopodobieństwem przyjąć dla Polski, że w wyniku rynkowej transformacji gospodarki narodowej, PKB na 1 mieszkańca w odniesieniu do poziomu z roku 1990 mógłby wzrosnąć o około 50-80% bez wzrostu zużycia energii elektrycznej.


Rys. 1.16 Historyczna współzależność między PKB (według PPP w tys. USD (1985)) na 1 mieszkańca a jednostkowym zużyciem energii elektrycznej w wybranych krajach lub regionach świata (Oznaczenia: Δ – rok 1970, znak karo – 1980, znak nabla – 1990 odpowiednio dla krajów o gospodarce rynkowej i centralnie sterowanej)

W latach 1990–1999 PKB na 1 mieszkańca w Polsce wzrósł o około 30%, co daje średnioroczny wzrost na poziomie 3%. Należy jednak uwzględnić, że w początkowym okresie wystąpił spadek PKB, co obniżyło tę średnią. W latach 1993-2000 średnioroczny wzrost PKB wyniósł około 4,8%. Według prognozy analityków Banku Światowego11), średnioroczne tempo wzrostu PKB w Polsce w latach 2000-2020 będzie wynosić około 5%, jeśli nie nastąpią nieprzewidywane wydarzenia polityczne, które owe prognozy zdewaluują.

Przy uwzględnieniu tego, że – jak wspomniano – po 1990 r. PKB mógł wzrosnąć w przedziale 50-80% bez istotnego wzrostu zużycia energii elektrycznej oraz że spełnią się niedawne oczekiwania Banku Światowego, zgodnie z którymi w latach 2000-2020 tempo wzrostu PKB ukształtuje się na średnim poziomie 5%, można przyjąć, że zapotrzebowanie na energię elektryczną przez dalsze trzy do sześciu lat będzie utrzymywać się na dotychczasowym poziomie.

Po tym okresie należy liczyć się z wystąpieniem relacji między wzrostem PKB a wzrostem zużycia energii elektrycznej właściwych dla krajów o rozwiniętej gospodarce rynkowej. Można więc założyć, że współczynnik elastyczności wzrostu zużycia energii elektrycznej względem wzrostu PKB wzrośnie szybko z poziomu 0 do poziomu średniego dla Unii Europejskiej (ok. 0,8). Dane o prognozowanym poziomie zapotrzebowania na energię elektryczną do 2020 r. w Polsce przedstawia rys. 1.17.


Rys. 1.17 Przewidywane minimalne (kwadrat) i maksymalne (romb) zapotrzebowanie na energię elektryczną brutto w Polsce z uwzględnieniem efektu transformacji gospodarki

Wydaje się, że oficjalna prognoza zamieszczona w rządowych „Założeniach polityki energetycznej Polski do 2020 roku” jest zawyżona dla początkowego okresu jej horyzontu i zaniżona dla końcowego przedziału prognozy. W założeniach nie doceniono należycie skutków wprowadzania zasad gospodarki rynkowej poza sektorem energetycznym, w szczególności możliwości wzrostu PKB dzięki samemu wykorzystaniu rezerw produktywności energii przy zmianie systemu na rynkowy. Może to skutkować poważnymi konsekwencjami, np. dla wyceny wartości prywatyzowanych przedsiębiorstw elektroenergetycznych.

Przewidywany dalszy brak wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w najbliższych kilku latach nie pozwoli na obniżenie z tego tytułu jednostkowych kosztów stałych, zarówno w sferze wytwarzania energii elektrycznej, jak i świadczenia usług przesyłowych (nie tylko zresztą w elektroenergetyce, ale i gazownictwie). Osłabi to w tych latach zakres pozytywnych efektów z wprowadzenia konkurencji na rynkach dwóch nośników energii: elektryczności i gazu, gdyż efekt transformacji dotyczy również zapotrzebowania na paliwa gazowe. Nie należy oczekiwać w najbliższych latach istotnego wzrostu zapotrzebowania na paliwa gazowe, ponieważ nawet zaostrzone przepisy ekologiczne mogą wpłynąć na zwiększenie udziału gazu w strukturze paliw dla elektroenergetyki dopiero w perspektywie 3-6 lat. Obniżenie cen energii elektrycznej i paliw gazowych może więc następować w wyniku redukcji innych elementów kosztów stałych, zwłaszcza kosztów zatrudnienia.

Kontrakty długoterminowe

Na możliwości rozwoju rynku energii elektrycznej wpływają również konsekwencje działań podjętych już w okresie transformacji. Do nich należą działania przedsiębiorstw elektroenergetycznych, jak również działania organów państwa wynikające ze swoistego pojmowania liberalizmu gospodarczego przy nienadążającym systemie regulacji prawno-ekonomicznej. Przykładem tego rodzaju działalności są kontrakty długoterminowe (KDT) zawarte pomiędzy PSE a przedsiębiorstwami wytwórczymi energii elektrycznej.

Potrzeba kontraktów długoterminowych wynikała z sytuacji, w której znalazły się przedsiębiorstwa wytwórcze na początku okresu transformacji ustrojowej. Chodziło głównie o finansowanie niezbędnych inwestycji odtworzeniowych, modernizacyjnych i ekologicznych podejmowanych przez przedsiębiorstwa wytwórcze, których fundusze własne były dalece niedostateczne, aby sprostać tym zadaniom.

Reformę rynkową w energetyce rozpoczęto od wycofania dotacji do przedsiębiorstw energetycznych (z wyjątkiem ciepłownictwa), lecz nie zrezygnowano z centralnego sterowania cenami przez ministra finansów. To sterowanie miało na celu utrzymywanie cen na poziomie niższym od „ekonomicznego” w ramach kontynuacji opiekuńczej roli państwa oraz przeciwdziałanie tendencjom inflacyjnym. Taka interwencja państwa była główną przyczyną niechęci przedsiębiorstw energetycznych do inwestowania bez odpowiednich zabezpieczeń finansowych. Ostatecznie zabezpieczeniem zmniejszającym ryzyko inwestycyjne stały się kontrakty długoterminowe zawierane z PSE, przedsiębiorstwem które w owym czasie działało jako jedyny nabywca (single buyer).

Początkowo zamierzano utrzymać zakres kontraktów długoterminowych na poziomie 25% planowanego rocznego zapotrzebowania na energię elektryczną. Do oceny zapotrzebowania wykorzystywano prognozy opracowane przez Dyrekcję Rozwoju PSE S.A., które w owym czasie były bardzo optymistyczne. Na rok 2000 prognozowano zużycie brutto w najniższym wariancie (wariant – „stagnacja”) na poziomie około 155 TWh, czyli o około 10% wyższym niż wystąpiło faktycznie. Ówczesne władze Ministerstwa Przemysłu a potem Ministerstwa Gospodarki nie potrafiły oprzeć się dużemu naciskowi wytwórców na zawieranie większej liczby kontraktów długoterminowych, które gwarantowały stosunkowo bezpieczną przyszłość przedsiębiorstwom wytwórczym, gdyż zawierały klauzule cenowe zapewniające pewne zyski dla tych przedsiębiorstw.

Zawarte z PSE kontrakty nie stanowią formalnie podstawy do uznania kosztów wytwarzania objętych KDT za uzasadnione w sensie ustawy – Prawo energetyczne. Prezes URE ma upoważnienie (art. 45 ust. 1a) do oceny tych kosztów i uznawania ich jako koszty uzasadnione. Zakres tej interwencji regulatora jest trudny do oceny generalnej, gdyż występują tutaj duże zróżnicowania. Formuła KDT pozwala PSE jako kontrahentowi na coroczne przeglądy skutków KDT i ewentualnej korekty inflacyjnej cen, jak i tzw. minimum take, czyli minimalnego zakupu energii przez PSE. Dopóki KDT nie będą przekształcone w kontrakty finansowe, owo upoważnienie zostanie formalnie zachowane dla PSE i będzie pośrednio kontrolowane przez regulatora poprzez zatwierdzanie taryfy dla PSE. Przystąpienie wytwórców do Systemu Opłat Kompensacyjnych oznacza przejęcie tej funkcji bezpośrednio przez regulatora.

KDT obejmują około 61% wolumenu zakupów energii przez spółki dystrybucyjne lub około 54% całości energii wytwarzanej przez elektrownie cieplne i elektrociepłownie. W 2000 r. średnia cena sprzedaży energii z KDT wyniosła około 137 zł/MWh, przy średniej cenie sprzedaży całości energii z tych źródeł wynoszącej około 126 zł/MWh. Należy podkreślić, że znacznie wyższa jest cena energii sprzedawanej przez wytwórców używających węgla kamiennego. W 2000 r. wyniosła ona około 169 zł/MWh. Na średnią cenę z KDT wpływa znacznie niższa cena energii wytwarzanej przez wytwórców wykorzystujących węgiel brunatny, a zwłaszcza przez Elektrownię Bełchatów (84,2 zł/MWh w 2000 r.).

Oprócz usztywnienia rynku hurtowego energii elektrycznej, istotny dla odbiorców jest sposób rozliczania skutków kontraktów długoterminowych. Część kosztów zakupu energii od wytwórców przez PSE w ramach KDT jest przenoszona w kosztach usługi przesyłowej świadczonej przez PSE jako tzw. opłata wyrównawcza stanowiąca część opłaty systemowej składnika opłaty przesyłowej. Przyczyną tego sposobu rozliczenia jest chęć zapewnienia równego udziału odbiorców finalnych w ponoszeniu skutków KDT. Powoduje to jednak pewne nieporozumienia, gdyż przez wielu odbiorców owe koszty są traktowane jako część kosztów transportu energii siecią przesyłową, podczas gdy jest to swoisty podatek na rynku energii (stranded costs) tylko przenoszony przez opłatę przesyłową.

Ów podatek kompensacyjny również pozostanie po uruchomieniu Systemu Opłat Kompensacyjnych, co nastąpi z chwilą zwolnienia wytwórców i przedsiębiorstw obrotu z obowiązku przedstawiania taryf na energię dostarczaną odbiorcom korzystającym z TPA (odbiorcom pozataryfowym) do zatwierdzenia przez Prezesa URE. Nie należy liczyć, że w tym samym momencie dojdzie do natychmiastowego przekształcenia KDT w kontrakty finansowe i przystąpienia wytwórców do SOK. To przekształcanie będzie następować stopniowo, a część wytwórców prawdopodobnie nie zdecyduje się na ten krok ze względu na stanowisko banków zaangażowanych w finansowanie inwestycji objętych KDT. Banki żądają bowiem podwyższenia oprocentowania kredytów ze względu na zmianę stopnia ryzyka udzielonych kredytów z chwilą ich zamiany na kontrakty finansowe i włączenia wolumenu energii objętej KDT do gry rynkowej. W ciągu najbliższych 2–5 lat nie należy więc liczyć na istotne obniżenie realne cen energii elektrycznej objętych KDT.

Wady struktury organizacyjnej i własnościowej elektroenergetyki

  • pozycja Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A.
Wydzielenie przedsiębiorstwa przesyłowego PSE ze struktur pięciu pionowo zintegrowanych przedsiębiorstw okręgowych na początku reformy było słuszne z punktu widzenia perspektyw wprowadzania gospodarki rynkowej do elektroenergetyki, lecz przy tej okazji w sposób nie do końca przemyślany utworzono zbyt wiele przedsiębiorstw wytwórczych i dystrybucyjnych. Rozdrobnienie wytwórców i przedsiębiorstw dystrybucyjnych umożliwiło uzyskanie przez PSE dominującej roli w elektroenergetyce. Tę silną pozycję wzmocniły zawarte kontrakty długoterminowe oraz powierzenie temu przedsiębiorstwu wyłączności na prowadzenie obrotu z zagranicą i wielu funkcji zaplecza informacyjnego dla ówczesnego Ministerstwa Przemysłu i Handlu. Było to związane ze słabością struktur ministerialnych. W 1997 r. szereg tych funkcji przejęła utworzona Agencja Rynku Energii, jednak nadal PSE odgrywa istotną rolę w przygotowywaniu wielu decyzji Ministra Gospodarki, zwłaszcza dotyczących polityki energetycznej i rozporządzeń wykonawczych do ustawy – Prawo energetyczne.

W procesie uruchamiania rynku konkurencyjnego energii elektrycznej występuje zarówno potrzeba konsolidacji rozdrobnionych przedsiębiorstw, jak i zmniejszenia dominującej roli PSE. Należy jednak pamiętać o roli PSE decydującej dla bezpieczeństwa dostaw energii, a zwłaszcza o znaczeniu będącej w strukturze PSE Krajowej Dyspozycji Mocy (KDM). Niezbędnym warunkiem dla poprawnego działania rynku jest, wymagane m.in. przepisami Unii Europejskiej, rozdzielenie finansowe działalności w zakresie obrotu energią elektryczną i działalności sieciowej, w tym systemowej, a zatem wydzielenie handlu w ramach PSE albo powierzenie tej działalności odrębnemu przedsiębiorstwu. Nie wydaje się jednak zasadne wydzielanie KDM w odrębną strukturę organizacyjną, gdyż jest to integralna część przedsiębiorstwa PSE, działającego jako operator systemu przesyłowego.

  • problemy konsolidacji przedsiębiorstw
Dokonane na początku reformy rozdrobnienie przedsiębiorstw energetycznych zagraża bezpieczeństwu dostaw energii elektrycznej po pełnym uruchomieniu rynku konkurencyjnego, gdyż może doprowadzić do upadku tych przedsiębiorstw, które z racji historycznego rozwoju, położenia geograficznego lub zrealizowanych inwestycji ekologicznych mają wyższe koszty wytwarzania energii. Niezbędna jest ich konsolidacja w zakresie, który nie zniekształcałby mechanizmów konkurencyjnych na rynku krajowym, a następnie europejskim.

Konsolidacja powinna dotyczyć przede wszystkim przedsiębiorstw, które uczestniczą lub mają uczestniczyć w rynku konkurencyjnym energii elektrycznej. Chodzi tutaj o przedsiębiorstwa wytwórcze, które mogą działać bezpośrednio na rynku energii dostarczanej do sieci a także na rynku usług systemowych. Nie dotyczy to w takim stopniu przedsiębiorstw zajmujących się wyłącznie obrotem energią elektryczną, gdyż na ogół owe przedsiębiorstwa nie mają dużego majątku własnego i ich ewentualny upadek nie spowoduje istotnych strat dla gospodarki. W przypadku przedsiębiorstw wytwórczych nie powinno się dopuścić do procesu żywiołowego, ze względu na konsekwencje dla gospodarki krajowej, jakie mogłaby mieć ewentualna remonopolizacja tego przemysłu.

Konsolidacja przedsiębiorstw wytwórczych jest celowa ze względu na znany efekt skali, który umożliwia zmniejszenie kosztów własnych poprzez większą elastyczność alokacji środków, wzrost wiarygodności kredytowej i niższe koszty kapitału obcego, jak również niższe koszty kapitału własnego związane z niższym poziomem ryzyka inwestycyjnego.

W kształtowaniu procesu konsolidacji przedsiębiorstw wytwórczych, które już uczestniczą w konkurencyjnym rynku dostaw energii elektrycznej do sieci w skali kraju, a niedługo będą w tej sytuacji w skali Europy, mamy do czynienia z wyborem pomiędzy zagrożeniem praktykami monopolistycznymi na rynku krajowym a konkurencyjnością na rynku europejskim. Powodzenie na rynku europejskim wymaga, aby powstawały duże firmy, zdolne do konkurencji z takimi przedsiębiorstwami jak Tractebel, National Power, PowerGen, RWE Energie, Preussen Elektra, Union Fenosa, Endesa i Vattenfall, posiadające każde od 17.000 do 44.000 MW mocy zainstalowanej, nie mówiąc o EdF – Francja, które jest gigantem energetycznym w Europie o mocy zainstalowanej powyżej 100.000 MW. Z tego tylko względu w procesie konsolidacji przedsiębiorstw wytwórczych w Polsce należałoby dążyć do stworzenia maksymalnie dużych przedsiębiorstw. Istnieje jednak wymóg, aby struktura przedsiębiorstw wytwórczych w kraju umożliwiała poprawne działanie przewidywanego rynku konkurencyjnego energii elektrycznej w skali naszego kraju, a więc w skali krajowej mocy zainstalowanej.

Wymaganie poprawności działania krajowego rynku konkurencyjnego energii elektrycznej nakłada ograniczenia na wielkość przedsiębiorstw wytwórczych tworzonych w procesie konsolidacji. Powinno obowiązywać tutaj powszechnie stosowane w świecie kryterium Herfindhala-Hirschmana (HHI) mówiące o tym, że suma kwadratów procentowych udziałów w rynku wszystkich jego uczestników nie powinna przekraczać 2.500. Wynika z niego, że w kraju nie powinno powstać mniej niż cztery przedsiębiorstwa posiadające średnio po jednej czwartej rynku energii. Należy zauważyć, że przy trzech przedsiębiorstwach posiadających udziały po 33% kryterium HHI nie jest już spełnione. Przy uwzględnieniu sumarycznej mocy zainstalowanej w kraju optymalną wielkością firmy wytwórczej powinno być przedsiębiorstwo posiadające około 8.000 MW mocy zainstalowanej.

Odrębnym problemem jest struktura elektrowni w skonsolidowanych przedsiębiorstwach. Nie jest celowe łączenie elektrowni o tych samych systemowych charakterystykach technicznych i ekonomicznych, a więc np. elektrowni o podobnym poziomie kosztów zmiennych (np. opalanych tylko węglem brunatnym lub elektrowni o niskich kosztach transportu paliwa związanych z odległością od centrum wydobywczego węgla kamiennego), gdyż nowo powstałe przedsiębiorstwa powinny charakteryzować się podobnymi szansami na rynku konkurencyjnym możliwie w całym zakresie obciążenia systemu.

Stosowanie w procesie konsolidacji kryterium podobnych szans na rynku konkurencyjnym jest możliwe, jeśli państwo będzie miało wpływ na proces konsolidacji i nie będzie ona przebiegać w sposób żywiołowy. Zagraża to upadkiem wszystkich nieefektywnych przedsiębiorstw wytwórczych tuż po otwarciu rynku konkurencyjnego, gdyż naturalną tendencją będzie na przykład łączenie tylko nowoczesnych i efektywnych spółek przy pozostawieniu przestarzałych ich własnemu losowi. Nie jest to jednak optymalne rozwiązanie z punktu widzenia polityki gospodarczej państwa i również energetyki, gdyż w ten sposób można utracić dla celów energetycznych na przykład lokalizacje wyposażone w odpowiednią infrastrukturę.

Dość często formułuje się zarzut, że łączenie przedsiębiorstw efektywnych z mniej efektywnymi jest swoistą polityką ochrony mało efektywnych technologii, które dawno powinny ulec likwidacji, i że jest to działanie wbrew interesom odbiorców energii elektrycznej. Należy tutaj odróżniać jednak techniczną likwidację przestarzałych jednostek wytwórczych od likwidowania przedsiębiorstw wytwórczych. Proces likwidowania przestarzałych jednostek wytwórczych będzie następował w wyniku konkurencji również w przedsiębiorstwach skonsolidowanych, w których takie urządzenia są jeszcze w eksploatacji, a nie będzie dochodzić do likwidacji przedsiębiorstw i poważnych perturbacji z tym związanych.

Kształtowanie struktury skonsolidowanych przedsiębiorstw przed ich prywatyzacją ma w tym przypadku istotne pozytywne znaczenie, gdyż można do tego celu wykorzystać uprawnienia właścicielskie państwa, podczas gdy w procesie jednoczesnej konsolidacji i prywatyzacji zawsze należy się liczyć z wpływem potencjalnych inwestorów, których cele różnią się od celów właściwie określonej polityki energetycznej Polski. Poza tym już skonsolidowane przedsiębiorstwa uzyskują wyższą wartość w procesie prywatyzacji, co oznacza, że Skarb Państwa może uzyskać większe wpływy z tytułu ich prywatyzacji.

W procesie konsolidacji przedsiębiorstw działających na rynku konkurencyjnym nie ma ograniczeń strukturalnych co do pionowej integracji działalności, jeśli mają one charakter rynkowy. Nie ma więc przeciwwskazań do łączenia przedsiębiorstw wytwórczych energii elektrycznej z przedsiębiorstwami wydobywczymi węgla, jeśli ceny węgla ustalane są na prawidłowo działającym rynku konkurencyjnym. Nieprawidłowe funkcjonowanie rynku powinno być przedmiotem zainteresowania organu antymonopolowego. Nie ma również przeciwwskazań do łączenia działalności różnego charakteru, w tym również pozaenergetycznych. Łączenie działalności rynkowej z działalnością podlegającą regulacji jest możliwe pod warunkiem zapewnienia nie subsydiowania jednej przez drugą. Powinien wtedy obowiązywać tzw. „chiński mur” na styku tych działalności.

Konsolidacja przed prywatyzacją może być jednak przyczyną opóźnienia procesu prywatyzacji, jeśli sam proces łączenia ulegnie wydłużeniu z powodów biurokratycznych lub ambicjonalnych kadry zarządzającej spółkami podlegającymi przekształceniom. Są to jednak koszty procesu konsolidacji, które trzeba ponieść w imię przyszłych efektów.

Wymagania dotyczące konsolidacji przedsiębiorstw działających na rynku konkurencyjnym nie dotyczą procesu łączenia przedsiębiorstw, które z charakteru swojej działalności są monopolistami i podlegają regulacji a nie bezpośrednio mechanizmom rynku konkurencyjnego. Nie dotyczą więc przedsiębiorstw sieciowych, w których konsolidacji powinny być brane pod uwagę inne kryteria. Podstawowym powinno być kryterium terytorialne. Łączeniu mogłyby zatem ulegać przedsiębiorstwa sieciowe (w tym przypadku dystrybucyjne) położone na sąsiednich terenach. Tylko wtedy bowiem można byłoby wykorzystać efekt skali w optymalizacji kosztów eksploatacji i remontów oraz obsługi odbiorców. Drugim kryterium powinien być zbliżony poziom kosztów własnych działalności sieciowej (przesyłania i dystrybucji). To kryterium dotyczy raczej zakresu konsolidowanych przedsiębiorstw i nie ma charakteru bezwzględnego, jeśli dopuszcza się terytorialne różnice w cenach energii elektrycznej. Zawsze jednak zbyt duże różnice mają wydźwięk społeczny i zwykle występuje tendencja do regionalnego wyrównywania cen.

Jest to oczywiście problem decyzji politycznych, które znajdują swoje odbicie w regulacjach prawnych. W Hiszpanii, gdzie wprowadzono konkurencyjny rynek energii elektrycznej, przyjęto rozwiązanie, w którym ceny dla określonych grup odbiorców są jednolite w kraju. Doprowadziło to bardzo skomplikowanej struktury rynku konkurencyjnego z mechanizmami kompensacji różnic w kosztach działalności sieciowej zawartymi w sposobie ustalania stawek opłat węzłowych za usługi przesyłowe.

W procesie konsolidacji przedsiębiorstw będących monopolami naturalnymi nie wyklucza się również integrowania pionowego i poziomego z innymi rodzajami działalności. Może to jednak być zrealizowane wyłącznie przy spełnieniu warunku postawienia „chińskiego muru” pomiędzy działalnością regulowaną a rynkową. Przedsiębiorstwa sieciowe, które muszą obsługiwać handlowo swoich odbiorców taryfowych12) mogą więc być łączone z przedsiębiorstwami wytwórczymi, jeśli zapewni się regulację kosztów lub rynkowe warunki działania wytwarzania, a więc koszty wytwarzania będą kształtowane według cen regulowanych albo rynkowych. Warunki rynkowe oznaczają, że wytwarzanie w takim przedsiębiorstwie będzie włączone do rynku konkurencyjnego i energia będzie w całości kupowana na rynku. Ten sposób został wykorzystany przez przedsiębiorstwa dystrybucyjne w Anglii i Walii, które dokonały zakupu elektrowni w ramach procesu „odchudzania” rynkowych gigantów wytwórczych PowerGen i National Power.

Restrykcje konsolidacyjne powinny być zastosowane do przedsiębiorstwa sieciowego będącego operatorem systemu przesyłowego. W zasadzie takie przedsiębiorstwo nie powinno prowadzić innej działalności, która może powodować praktyki dyskryminacyjne (np. wytwarzanie nie służące do celów zapewnienia stabilności systemu lub wymaganej jakości dostaw). W przypadku prowadzenia również działalności pozaenergetycznej, czego w zasadzie nie można całkowicie wykluczyć, „chiński mur” powinien być szczególnie szczelny i kontrolowany przez organ regulacji. Dotyczy to nie tylko rozdzielenia księgowości, lecz również przepływów finansowych, przez ustalenie umownych czasami granic działalności.

W konsolidacji przedsiębiorstw regulowanych istotna jest cecha, na którą rzadko zwraca się uwagę. Otóż skonsolidowane przedsiębiorstwo – obok zmniejszania kosztów w wyniku działania „efektu skali” – ma możliwość zmniejszania różnic pomiędzy uzasadnionym poziomem kosztów świadczenia usług dla poszczególnych grup odbiorców, dzięki ich rozłożeniu na większą liczbę odbiorców w poszczególnych grupach. Mniejsze jest również ryzyko wynikające z błędów prognozowania zapotrzebowania, co ma istotne znaczenie w świetle znowelizowanej ustawy – Prawo energetyczne, wprowadzającej ograniczenia w przenoszeniu struktury kosztów stałych i zmiennych na strukturę płatności stałych i zmiennych.

Warto zwrócić uwagę również na sam zakres konsolidacji, na to czy ma ona być jedynie kapitałowa czy również organizacyjna. W przypadku konsolidacji tylko kapitałowej nie zawsze można uzyskać w pełni „efekt skali”, ponieważ w tak skonsolidowanej organizacji pozostaną tendencje do obrony kosztów poszczególnych jednostek i niechęć do podporządkowywania się poleceniom władz nadrzędnych racjonalizującym działanie całej firmy. Z drugiej strony pewna samodzielność jednostek organizacyjnych może wyzwalać impulsy do wewnętrznej konkurencji. Wybór zakresu konsolidacji, zwłaszcza w perspektywie prywatyzacji, jest zagadnieniem wymagającym optymalizacji wewnętrznej, która ma mniejsze znaczenie dla istoty konsolidacji natomiast ma duże znaczenie dla efektywności działania skonsolidowanych przedsiębiorstw.

Wokół konsolidacji przedsiębiorstw energetycznych toczy się dyskusja, która często niewiele ma wspólnego z istotą tego procesu. Konsolidacja jest potrzebna jednak tylko w takim zakresie, który nie zlikwiduje efektów konkurencji. To proste w istocie kryterium nie zawsze udaje się łatwo spełnić. W dużej mierze będzie to zależało od uświadomienia sobie istoty i konsekwencji tego procesu zarówno przez organy właścicielskie, związki zawodowe, jak i zarządy konsolidowanych spółek.

Prywatyzacja

Spuścizną po starym systemie politycznym w Polsce jest dominująca własność państwowa przedsiębiorstw energetycznych. W świetle perspektywy rozwoju prawidłowo działającego rynku konkurencyjnego energii elektrycznej niezbędny jest zharmonizowany proces prywatyzacji elektrowni systemowych. Jak wiadomo, rynek konkurencyjny nie będzie działał prawidłowo przy dominującym udziale jednego inwestora, a zwłaszcza jeśli tym inwestorem jest Skarb Państwa. W tym przypadku występuje bowiem konflikt pomiędzy funkcjami właścicielskimi a funkcjami regulacyjnymi państwa. Z tego względu potrzebna jest prywatyzacja przede wszystkim przedsiębiorstw wytwórczych, które mają być podmiotami na rynku konkurencyjnym, co nie oznacza, że należy zatrzymać prywatyzację spółek dystrybucyjnych. Może ona przebiegać równolegle, jednak w interesie państwa powinno leżeć jak najszybsze sprywatyzowanie przedsiębiorstw wytwórczych.

Powyższy wymóg można złagodzić, jeśli zapewni się w pełni komercyjne działanie przedsiębiorstw będących własnością Skarbu Państwa, a więc jeśli państwo jako właściciel i jako również regulator zasad rynkowych nie będzie stwarzać uprzywilejowanych warunków działalności dla tych przedsiębiorstw, aby nie naruszyć podstawowej zasady niedyskryminacji podmiotów na rynku. W tym samym stopniu dotyczy to przedsiębiorstw komunalnych, jeśli będą one działać na rynku konkurencyjnym.

Ten warunek jest niezwykle trudny do spełnienia, i to nie tylko w Polsce. Dyskutuje się o tym również w krajach Unii Europejskiej, gdzie funkcjonuje na rynku duża liczba przedsiębiorstw będących nadal własnością państwową. Jeśli zapewnione jest działanie komercyjne przedsiębiorstw państwowych, nie powoduje to większych zakłóceń na rynkach komercyjnych. Przykład tego stanowi skandynawski rynek energii elektrycznej, który działa poprawnie przy przeważającej własności państwowej i komunalnej. Również w Niemczech nie powoduje to zakłóceń w działaniu konkurencji. Nie ma z tym większych problemów w większości innych krajów Unii Europejskiej, gdzie zachowanie komercyjne jest w pełni ugruntowane również w odniesieniu do przedsiębiorstw publicznych.

Inaczej nieco przedstawia się sprawa dla przedsiębiorstw regulowanych, gdzie nie ma bezpośrednio mechanizmów konkurencji, które wymuszają zachowania komercyjne. W tym przypadku potrzebna jest silna niezależność polityczna regulatora, aby egzekwować uzasadniony poziom kosztów działalności regulowanej przy rozmaitych naciskach politycznych, zwłaszcza w przypadku, kiedy władza polityczna znajduje się pod silnym wpływem związków zawodowych, gdy występują polityczne przesłanki nominacji do władz spółek, gdy istnieją tendencje do zamazywania przejrzystości struktury kosztów w celu prowadzenia (subsydiowania) działalności pozaenergetycznej, itp. Podstawowym problemem jest zapewnienie jasnych przepisów dotyczących uznawania kosztów kapitału jako kosztów uzasadnionych we wszystkich przedsiębiorstwach, niezależnie od rodzaju własności. Prawo energetyczne na poziomie ustawy zapewnia równe traktowanie podmiotów niezależnie od własności. Dotychczas nie udało się jednak przekonać przedstawicieli Ministerstwa Gospodarki i Ministerstwa Finansów, aby w przepisach wykonawczych dotyczących kształtowania taryf były określone szczegółowe warunki obliczania uzasadnionego poziomu kosztów kapitału. W Urzędzie Regulacji Energetyki natomiast to zagadnienie jest należycie doceniane, co sprzyja wyłonieniu się praktyki regulacyjnej w tym zakresie, która być może przerodzi się w odpowiednie uregulowania prawne.

Dotychczasowe doświadczenia wskazują, że inwestorzy preferują zakup akcji przedsiębiorstw dużych, gdzie istnieją duże rezerwy efektywności i szerokie pole działania do przedsięwzięć proefektywnościowych, zwłaszcza przy wykorzystaniu czynnika skali. Umożliwia to większe możliwości zdobycia odpowiedniej pozycji na rynku konkurencyjnym energii elektrycznej. Powtórzmy więc, że prywatyzacja przedsiębiorstw wytwórczych powinna więc być poprzedzona ich administracyjną konsolidacją lub – jeśli to miałoby opóźnić proces prywatyzacji – powinna odbywać się jednocześnie z prywatyzacją poprzez tzw. sprzedaż pakietową.

W programie Ministerstwa Skarbu Państwa zdecydowano się na stopniową prywatyzację przedsiębiorstw energetycznych. Etapowa prywatyzacja wprawdzie pozwala na przedłużenie sprawowania właścicielskiej funkcji państwa, lecz powoduje obniżenie zainteresowania potencjalnych inwestorów a więc i niższe oferty cenowe. Poza tym wydłuża okres oczekiwania na efekty z prywatyzacji, zwłaszcza dotyczące usprawnienia zarządzania, restrukturyzacji i wzrostu efektywności. Stwarza iluzję zachowania spełniania wymogów bezpieczeństwa energetycznego w zakresie wpływu właścicielskiego państwa na działalność prywatyzowanych spółek. To zaś jest wątpliwe, gdyż często decyzje w tych przypadkach podejmowane są przez ludzi mianowanych z klucza politycznego a nie profesjonalnego.

Przyjęcie przez Ministerstwo Skarbu Państwa praktyki wymuszania na inwestorach strategicznych obejmowania większościowych udziałów przez podnoszenie kapitału akcyjnego nie jest uzasadnione we wszystkich przypadkach. Wprawdzie zapewnia to dopływ środków na finansowanie inwestycji sprywatyzowanego przedsiębiorstwa, lecz z góry przesądza się, że będzie to finansowanie kapitałem własnym. Nie we wszystkich przypadkach jest to uzasadnione zakresem inwestycji i nie zawsze jest to optymalne rozwiązanie dla sposobu finansowania inwestycji. O tym powinna decydować analiza optymalizacyjna, która dla przedsiębiorstw sieciowych jest częścią planów rozwoju, wymaganych prawem energetycznym i uzgadnianych z Prezesem URE. Arbitralne wymuszenia w umowach prywatyzacyjnych podnoszenia kapitału przez inwestorów strategicznych może być źródłem wzrostu kosztów i w konsekwencji wzrostu taryf energii elektrycznej lub – w przypadku przedsiębiorstw wytwórczych – przyczyną osłabienia pozycji przedsiębiorstwa na rynku konkurencyjnym. Wszystko to odbija się oczywiście na wysokości ofert prywatyzacyjnych i może być przyczyną niepotrzebnych strat Skarbu Państwa.

Zrozumiałe są wymagania związków zawodowych dotyczące gwarancji utrzymania zatrudnienia w prywatyzowanych przedsiębiorstwach. Niestety, przeradzają się one w klauzule w umowach prywatyzacyjnych zapewniające utrzymanie stanu zatrudnienia sprzed prywatyzacji na okres do 10 lat po podpisaniu umowy prywatyzacyjnej. Wiadomo, że polskie przedsiębiorstwa energetyczne mają wskaźniki zatrudnienia znacznie przewyższające odpowiednie wskaźniki w krajach bardziej rozwiniętych. Już obecnie, mimo niższych płac, koszty zatrudnienia w energetyce polskiej są wyższe niż w krajach Unii Europejskiej. Potrzebne są działania zmierzające do restrukturyzacji zatrudnienia, jeśli krajowe przedsiębiorstwa mają być konkurencyjne na rynku europejskim. Owe klauzule socjalne związane z prywatyzacją być może zapewniają bezpieczeństwo socjalne pracowników krótkoterminowo. W dalszej perspektywie może się jednak okazać, że jest to działanie również na szkodę pracowników, gdyż zwiększa się w ten sposób prawdopodobieństwo upadku przedsiębiorstwa lub osłabienia jego pozycji na rynku konkurencyjnym lub podejmowania drastycznych działań ograniczających zatrudnienie w obliczu sytuacji. Mamy przykłady takiego działania w innych sektorach gospodarki.

W przypadku przedsiębiorstw, których działalność jest poddana regulacji, zwłaszcza mających charakter monopoli naturalnych, zagwarantowanie przez państwo wysokiego zatrudnienia powoduje konflikt pomiędzy regulacyjną funkcją państwa, zmierzającą do podwyższania efektywności działania przedsiębiorstw, a zadaniami polityki socjalnej sformułowanymi w podpisanych klauzulach socjalnych umów prywatyzacyjnych. W oczywisty sposób przedsiębiorstwa sprywatyzowane będą chciały, aby regulator uznał wysokie koszty zatrudnienia za uzasadnione, gdyż były wymuszone przez inny organ państwa. W ten sposób zostaną podwyższone taryfy dla odbiorców. Już mamy z tym do czynienia w przypadku nowo sprywatyzowanych elektrociepłowni.

Wydaje się, że pakiety socjalne w umowach prywatyzacyjnych powinny być konstruowane w sposób zapewniający bądź to odprawy dla osób, które zechcą odejść na wcześniejszą emeryturę (przykład węgierski), bądź pomoc finansową w przekwalifikowaniu osób, które chcą przejść do nowej pracy. Należy zdawać sobie sprawę również, że inwestorzy zmuszani do podpisywania tego rodzaju klauzul muszą sobie skompensować straty z tego tytułu zwykle poprzez spowolnienie wzrostu płac, stosując np. zaostrzone kryteria kwalifikacyjne.

W związku z wejściem w życie nowego prawa energetycznego, które zapewnia niezbędny poziom regulacji działalności przedsiębiorstw energetycznych, nie jest potrzebne utrzymywanie właścicielskich funkcji państwa w spółkach sprywatyzowanych, w których Skarb Państwa utracił pakiet większościowy. Zawsze bowiem może dochodzić do konfliktu tych dwu funkcji. Pozostawienie możliwości właścicielskiego oddziaływania państwa w sprywatyzowanych spółkach regulowanych wpływa na zmniejszenie atrakcyjności tych przedsiębiorstw dla inwestorów strategicznych, co odbija się negatywnie na wysokości ofert prywatyzacyjnych i zyskach z tego tytułu dla Skarbu Państwa.

Na całym procesie prywatyzacji zarówno przedsiębiorstw wytwórczych, jak i dystrybucyjnych odbija się negatywnie brak wyraźnej koncepcji prywatyzacji PSE. Jest to związane ze szczególną rolą PSE jako operatora systemu przesyłowego oraz kontrahenta w kontraktach długoterminowych zawartych z przedsiębiorstwami wytwórczymi. Wydaje się, że potrzebne jest tutaj wyraźne stanowisko rządu, co do zakresu utrzymywania bezpośredniego wpływu właścicielskiego państwa na działalność tego przedsiębiorstwa. Powinna być rozważona koncepcja objęcia akcji PSE przez głównych użytkowników sieci przesyłowej, a więc przez spółki dystrybucyjne, z możliwością pozostawienia „złotej akcji” Skarbowi Państwa, co w stosunku do tego strategicznego przedsiębiorstwa wydaje się uzasadnione.

Prywatyzacja przedsiębiorstw energetycznych jest częścią ogólnego procesu przekształceń rynkowych naszej gospodarki. Dotyczy sektora infrastrukturalnego, a więc mającego wpływ na całe społeczeństwo. Zrozumiałe względy bezpieczeństwa energetycznego nie powinny jednak być wykorzystywane jako usprawiedliwienie dla pozostawiania właścicielskiego wpływu państwa tam, gdzie to nie jest wymagane lub tam, gdzie może powodować zagrożenie interesów odbiorców. Prywatyzacja ma służyć również odbiorcom w postaci sprawniej zarządzanych przedsiębiorstw, co powinno zostać wymuszone bądź to przez rynek konkurencyjny bądź niezależną regulację.

Regulacja taryf w okresie transformacji

Proces transformacji gospodarki wymaga szczególnych metod regulacji taryf energii elektrycznej. W procesie ustalania i zatwierdzania taryf dla energii elektrycznej kluczowymi są przepisy artykułu 45 ustawy – Prawo energetyczne. W ust. 1 tego artykułu ustawodawca wymaga, aby taryfy z jednej strony zapewniały pokrycie uzasadnionych kosztów działalności w zakresie wytwarzania, magazynowania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami i energią, kosztów modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska, a z drugiej strony, aby zapewniały ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen. W nowelizacji ustawy w art. 45 pojawił się nowy ustęp 1a, który pozwala uznać koszty wynikające z KDT jako podstawę do stanowienia taryf energii elektrycznej w części, którą Prezes URE uzna za uzasadnioną.

Powyższe kryteria powinny służyć przedsiębiorstwom energetycznym w procesie opracowania taryf oraz regulatorowi w procesie ich zatwierdzania. Ich interpretacja ma zasadnicze znaczenie zarówno dla przedsiębiorstw, jak i dla odbiorców paliw i energii. Oddziaływanie tych kryteriów jest wzajemnie przeciwstawne, gdyż prowadzi do ustalania taryf odpowiadających kosztom działalności przedsiębiorstw a jednocześnie do zbliżenia tempa wzrostu cen i stawek opłat do poziomu akceptowalnego społecznie. Dylemat ten musi rozwiązywać regulator w ramach ustawowego obowiązku równoważenia w procesie regulacji taryf interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców.

Owa zasada równoważenia interesów została uwzględniona już w rozporządzeniu „taryfowym” dla energii elektrycznej, w którym Minister Gospodarki ograniczył tempo wzrostu cen wskaźnikowych. Weryfikując poziom i strukturę kosztów i stosując zasadę równoważenia interesów przedsiębiorstw i odbiorców, regulator musi ocenić dopuszczalne tempo wzrostu cen i stawek opłat dla każdej grupy odbiorców.

Zgodnie z przepisami taryfowymi liczbowym wyrazem zastosowania kryteriów zasadności kosztów są proponowane przez przedsiębiorstwa energetyczne i zatwierdzane przez regulatora wartości współczynnika korekcyjnego X w formule pułapu cenowego RPI-X na kolejne lata okresu obowiązywania nowej taryfy. Formuła określa dopuszczalne tempo wzrostu cen wskaźnikowych. Stosownie do definicji zawartej w rozporządzeniach taryfowych współczynnik X musi zawierać dodatnią składową efektywnościową, wskazującą zakres zmniejszenia inflacyjnego wzrostu ceny wskaźnikowej, oraz składową – dodatnią lub ujemną – uwzględniającą wpływ czynników zewnętrznych na konieczność realnej zmiany ceny wskaźnikowej (po odjęciu wartości RPI) przy tej samej efektywności działalności koncesjonowanej. Do czynników zewnętrznych można zaliczyć np. zmianę cen paliwa w tempie różnym od tempa inflacji, realną zmianę kosztów amortyzacji w wyniku zakończonych inwestycji, zwłaszcza ekologicznych, oraz ewentualną kompensatę strat finansowych działalności koncesjonowanej w wyniku ograniczeń tempa wzrostu cen w poprzednim okresie obowiązywania taryfy. W celu uwiarygodnienia danych przyjmowanych do określania współczynnika X przedsiębiorstwo powinno posiadać plan rozwoju uzgodniony z regulatorem.

Nie udało się w przepisach doprowadzić do wyodrębnienia owych dwu składników w formule pułapu cenowego. Wyodrębnienie we współczynniku korekcyjnym X składowej efektywnościowej i składowej czynników zewnętrznych pozwoliłoby na bardziej przejrzyste stosowanie zasady równoważenia interesów przedsiębiorstw i odbiorców w perspektywie długoterminowej, dopuszczając ze względów bezpieczeństwa transparentne rozwiązania zmuszające przedsiębiorstwa krótkoterminowo do działalności wykazującej straty. Można byłoby uzyskać akceptację i jednakowe rozumienie kryteriów oceny zasadności kosztów przez przedsiębiorstwa i regulatora a także przez przedstawicieli organizacji zajmujących się ochroną konsumentów. Być może wzorem wielu krajów wprowadzających współczesne zasady regulacji dojdzie do tego również w Polsce.


1) Kategoria kosztów uzasadnionych występuje przede wszystkim w odniesieniu do działalności regulowanej, gdyż na rynku konkurencyjnym, prawidłowo działającym, zasadność kosztów jest weryfikowana przez mechanizmy konkurencji. Na rynkach regulowanych, gdzie ceny są stanowione przez organy regulacji, zasadność kosztów jest oceniana przez te organy na podstawie analiz porównawczych (yardstick competition).

2) Sektor ciepłownictwa ma charakter lokalny i swoją specyfikę, która znacznie ogranicza możliwość rynkowej konkurencji i z tego względu to zagadnienie nie było tak krytyczne.

3) Poziom ekonomiczny cen zapewniają przedsiębiorstwom przychody pokrywające koszty uzasadnione i rozsądny poziom zysku bez dotacji zewnętrznych.

4) Chodzi tutaj przede wszystkim o wydajność pracy związaną ze strukturą organizacyjną, w tym z rozbudowanymi własnymi służbami remontowymi o małym stopniu wykorzystania, służbami socjalnymi, itp.

5) Cena jednoskładnikowa jest to średnia wartość ilorazu płatności i zużycia energii elektrycznej przez odbiorcę.

6) W gazownictwie występują podobne ograniczenia okresu transformacji w stopniu nawet wyższym niż w elektroenergetyce.

7) Główną przyczyną różnic w efektywności przedsiębiorstw są warunki geologiczne wydobywania węgla w USA, Australii i Afryce Południowej, gdzie dominują kopalnie odkrywkowe, w których koszty są znacznie niższe niż koszty w kopalniach głębinowych w Polsce.

8) Węgiel wskaźnikowy to węgiel o wartości opałowej 21 GJ/t, zawartości siarki 0.9% i popiołu 22%.

9) Energy and Development Report 1999, The World Bank, Washington D.C. 2000.

10) Wartość opałowa węgla handlowego wynosi ok. 25 000 kJ/kg.

11) Energy and Development Report 1999, op. cit.

12) Odbiorca taryfowy – odbiorca nieupoważniony do korzystania z usług przesyłowych lub odbiorca upoważniony, który z tych usług nie chce korzystać.


[ 1.2 Rynkowa reforma ... ] [ Spis treści ] [ 2.1 Model rynku ]
Data publikacji : 10.06.2005
Data modyfikacji : 13.06.2005

Opcje strony