MINISTERSTWO GOSPODARKI
Warszawa, 2 marca 2006 r.
Stojąc przed trudnymi zadaniami w sektorze elektroenergetycznym, wynikającymi z niekon-sekwentnie wdrażanego wcześniej procesu zmian organizacyjnych, postępującej degradacji technicznej urządzeń wytwórczych, sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, nieskutecznej polityki regulacyjnej, w obliczu rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną, a także wobec konieczności wypełnienia zobowiązań ograniczenia emisji zgodnie z Traktatem Akcesyjnym, Ministerstwo Gospodarki opracowało "Program dla elektroenergetyki", który będzie szansą rozwoju dla tego sektora.
Programy restrukturyzacyjne i prywatyzacyjne dla sektora elektroenergetycznego realizowane od połowy lat 90-tych nie przyniosły efektów w postaci rzeczywistej konkurencji i poprawy efe-ktywności. Do głównych przyczyn takiego stanu rzeczy należy zaliczyć brak systemowego roz-wiązania problemu kontraktów długoterminowych oraz brak jednomyślności w ramach rządu i konsekwencji we wdrażaniu programów: ani rządowi z lat 1997-2001 nie udało się zrealizować zapowiedzi prywatyzacyjnych, ani rządom z lat 2001-2005 nie udało się zrealizować planów konsolidacyjnych. W obecnej strukturze organizacyjnej i formule prywatyzacji nie ma szans na wykreowanie podmiotów mogących sfinansować niezbędne programy modernizacji i odbudowy mocy, jak i odegrać znaczącą rolę w konkurencji europejskiej.
Ceny finalne energii elektrycznej w Polsce są nadal niższe niż w Europie Zachodniej, ale tylko w ka-tegoriach bezwzględnych. Jeśli za punkt odniesienia przyjąć siłę nabywczą gospodarstw domowych, to ceny te są już wysokie. Należy liczyć się z tym, że stopniowo będzie rosła skala transakcji w han-dlu międzynarodowym, co będzie prowadzić do wyrównywania się cen na rynku europejskim, a w efekcie do ich wzrostu w Polsce. W praktyce tempo wzrostu cen może być jedynie ograniczone poprzez efektywną konkurencję na rynku polskim w wytwarzaniu i obrocie oraz poprzez poprawę regulacji działalności przesyłowej i dystrybucyjnej wymuszającej dyscyplinę kosztową. Do czasu prywatyzacji warunkiem poprawy dyscypliny kosztowej w spółkach pozostających pod kontrolą Skarbu Państwa jest podwyższenie standardów w nadzorze właścicielskim. Wyjątkowo niski poziom tych standardów miał niekorzystny wpływ na kształt umów społecznych zawieranych przy konsolidacji, jeśli za kryterium przyjąć wartość firm i ich konkurencyjność.
Z doświadczeń międzynarodowych płyną następujące wnioski: w strategii firm energetycznych dominuje model konkurencji w oparciu o własność aktywów wytwórczych i dostęp do klientów finalnych (integracja pionowa); do oceny efektywności przyjmuje się kryteria komercyjne, stosowane do własności prywatnej; ekspansja międzynarodowa dokonywana jest przy zachowaniu mocnej pozycji na rynku macierzystym. Działania Komisji Europejskiej pozostają ukierunkowane na promowanie konkurencji na całym kontynencie, likwidację ograniczeń w handlu między-narodowym oraz ujednolicenie standardów i przejrzystość regulacji.
Tym, co odróżnia prezentowany program dla sektora elektroenergetycznego od poprzednich jest wszechstronne i spójne podejście do całokształtu zagadnień warunkujących rozwój konkurencyjnego rynku energii elektrycznej – a dzięki temu ochronę interesów odbiorców, z jednoczesnym uwzglę-dnieniem interesów Skarbu Państwa.
Głównymi celami programu są:
Powyższe cele będą zrealizowane poprzez następujące działania:
Cele te należy traktować jako priorytety dla rządu w stosunku do sektora elektroenergetycznego.
Dokument składa się z trzech części:
W części pierwszej przedstawiono najważniejsze problemy sektora elektroenergetycznego wyma-gające pilnego rozwiązania, na które składają się: wzrosty cen energii elektrycznej i kosztów jej przesyłania i dystrybucji, obniżanie się bezpieczeństwa energetycznego i niezawodności dostaw, negatywne oddziaływanie na środowisko, niewielki rozwój odnawialnych źródeł energii, brak dostępu do rynku energii elektrycznej, nierozwiązany problem kontraktów długoterminowych (KDT), niewłaściwa struktura elektroenergetyki będąca wynikiem niedokończonych procesów konsolidacyjnych oraz brak rozwoju mocy wytwórczych i rozwoju zdolności przesyłowych.
W części drugiej znajduje się syntetyczna prezentacja najważniejszych elementów programu, z uwzględnieniem wymaganych działań do podjęcia i przewidywanych efektów. Priorytetowymi elementami programu są: wzrost efektywności, poprawa bezpieczeństwa energetycznego, poprawa struktury sektora elektroenergetycznego, korzystna prywatyzacja, promowanie odnawialnych źródeł energii i ograniczenie wpływu na środowisko, poprawa prawa i usprawnienie narzędzi regulacji, rozwiązanie problemu KDT oraz promowanie nowych technologii wytwarzania.
W części trzeciej znajduje się propozycja planu najważniejszych działań i decyzji do podjęcia w odniesieniu do sektora energetycznego oraz organu odpowiedzialnego za jego realizację. Ponadto wyszczególniono istotne efekty społeczne, wynikające z realizacji programu.
Średnia hurtowa cena energii elektrycznej w Polsce kształtuje się od kilku lat na poziomie około 140 zł/MWh. Jednakże ceny na niewielkim, obejmującym około 30% produkcji, konkurencyjnym rynku energii kształtują się poniżej 120 zł/MWh.
Opłaty przesyłowe i dystrybucyjne kształtują się na poziomie 160-220 zł/MWh dla odbiorców indywidualnych oraz dla małych i średnich odbiorców przemysłowych. Całkowity koszt energii dla takich odbiorców wynosi 300-360 zł/MWh.
Ceny te są niższe w porównaniu do cen w Unii Europejskiej, jednak biorąc pod uwagę siłę nabyw-czą konsumentów w Polsce wydatki na energię przekraczają udział w budżetach, jaki występuje w zamożniejszych krajach UE.
Tendencje do zwiększania się w Polsce cen energii elektrycznej oraz opłat za jej przesyłanie i dy-strybucję wynikają z konieczności:
– budowy nowych mocy wytwórczych ze względu na wyeksploatowanie znacznej części majątku wytwórczego;
– zmniejszenia oddziaływania energetyki na środowisko poprzez ograniczenie emisji gazów CO2, SO2, NOx oraz pyłów, co wymaga inwestycji w urządzenia redukujące emisje oraz zwiększenia produkcji energii ze źródeł odnawialnych i źródeł wytwarzających energię elektryczną w skoja-rzeniu z wytwarzaniem ciepła;
– budowy nowych linii przesyłowych oraz rozwoju sieci dystrybucyjnych, szczególnie w rejonach wiejskich.
Jeżeli nie zostaną podjęte odpowiednie działania, należy w ciągu najbliższych pięciu lat liczyć się z podwyżką cen energii elektrycznej o co najmniej 15-20 %, tj. do poziomu 160-170 zł/MWh oraz wzrostem opłat przesyłowych i dystrybucyjnych o 5-10 % do poziomu 180-240 zł/MWh.
Wysokie opłaty za przesyłanie i dystrybucję energii wynikają z przyjętych zasad kształtowania taryf energii, ograniczonych uprawnień Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w zakresie kontroli taryf oraz niewystarczającej ewidencji kosztów, która wspomagałaby kontrolę taryf oraz ograniczałaby subsydiowanie skrośne.
Od 1998 r. ceny energii wzrosły o 45 %, podczas gdy inflacja w tym czasie wynosiła tylko 30 %. W niewielkim segmencie konkurencyjnego rynku hurtowego, jaki udało się w Polsce uruchomić, ceny energii elektrycznej spadły o ponad 13 %. Oznacza to, że możliwa jest znaczna obniżka kosztów w wyniku wprowadzenia mechanizmów rynkowych oraz konieczne są działania, aby z tej obniżki mogli skorzystać odbiorcy.
Rosnące szybko zapotrzebowanie na energię elektryczną, przy starzejącym się majątku wytwórczym, przesyłowym i dystrybucyjnym, może prowadzić do pogarszania się bezpieczeństwa energetycznego oraz obniżenia niezawodności dostaw energii dla odbiorców, o ile nie zostaną usunięte ograniczenia administracyjne w lokalizacji inwestycji oraz nie będą przekazywane sygnały cenowe wskazujące na opłacalność inwestycji. Powstanie silnych gospodarczo struktur organizacyjnych, zdolnych do rozwoju i inwestycji w zdolności wytwórcze, przesyłowe i dystrybucyjne, jest konieczne, aby w ciągu kilku lat nie zaistniała potrzeba przeznaczenia znacznych środków z budżetu państwa na bezpieczeństwo energetyczne i poprawę niezawodności dostaw.
W ostatnich sześciu latach podjęto, z niewielkim skutkiem, tylko trzy inicjatywy budowy nowych systemowych jednostek wytwórczych :
– blok 460 MW w Elektrowni Pątnów, którego budowa została zatrzymana praktycznie w połowie procesu inwestycyjnego na skutek braku finansowania, a obecnie jest kontynuowana;
– blok 860 MW w Elektrowni Bełchatów, gdzie po pięciu latach negocjacji trwa jeszcze faza organizacji funduszy na tę inwestuję;
– blok 460 MW w Elektrowni Łagisza, dla realizacji którego pod koniec 2005 r. została podpisana umowa z konsorcjum banków na przygotowanie emisji obligacji.
Ocenia się, że przy istniejących w Polsce ponad 30 000 MW mocy wytwórczych i okresie życia in-stalacji wytwórczej 30-35 lat, corocznie powinno powstawać około 800-1000 MW nowych zdol-ności wytwórczych tylko w celu odbudowy kończących pracę instalacji.
Utrzymujący się w kraju regres w budowie nowych mocy wytwórczych spowoduje, że za 5-7 lat ujawni się brak mocy wytwórczych dla zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną.
Ograniczenie negatywnego wpływu energetyki na środowisko wynika ze zobowiązań Traktatu Akcesyjnego oraz dyrektyw UE. Realizacja tych zobowiązań oraz uregulowań unijnych wymaga:
– ograniczenia emisji gazów i pyłów, w szczególności gazów CO2, SO2 oraz NOx.
· Ograniczenie emisji CO2 następuje poprzez wdrożenie systemu handlu uprawnieniami do emisji. Ramy prawne dla funkcjonowania tego rozwiązania stworzyła dyrektywa EC/2003/87 z dnia 13 października 2003 r. ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych. Zgodnie z tą dyrektywą każde Państwo Członkowskie jest zobowiązane do opracowania i przekazania KE na każdy okres rozliczeniowy swojego Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień (KPRU), w którym rozdziela się uprawnienia dla instalacji objętych systemem oraz ustala rezerwę uprawnień. KPRU na lata 2005-2007 były przedkładane przez Kraje Członkowskie w 2004 r. do KE, która po analizach tych dokumentów podejmowała decyzję w zakresie ich akceptacji, ewentualnie decydując o obniżeniu lub zwiększeniu rocz-nych limitów.
W Polsce prace nad KPRU na lata 2005-2007 rozpoczęły się w grudniu 2003 r. Polska przekazała KPRU do KE we wrześniu 2004 r. KE w dniu 8 marca 2005 r. podjęła decyzję w sprawie i zobowiązała Polskę do zmniejszenia całkowitej puli uprawnień o 16,5%, z 286,2 do 239 mln ton CO2 średniorocznie. Po decyzji konieczna była weryfikacja wielkości przydziałów uprawnień dla poszczególnych instalacji.
KE przygotowała aktualizację wytycznych do sporządzania KPRU na drugi okres rozliczeniowy. Obecnie każde Państwo Członkowskie jest zobowiązane do przygotowania KPRU na lata 2008-2012. Plan ten powinien zostać przekazany do akceptacji KE do połowy 2006 r. Zgodnie z Protokołem z Kioto Polska zobowiązana jest do 6% redukcji GHG (gazów cieplarnianych) w stosunku do 1988 r.
· Całkowita emisja SO2 przez energetykę ma wynieść w 2008 r. nie więcej niż 454 000 ton, przy obecnej emisji wynoszącej ponad 700 000 ton rocznie. Zachodzi zatem konieczność zainstalowania urządzeń odsiarczania dla jednostek wytwórczych o mocy ponad 4000 MW, co wymaga znaczących inwestycji.
· Zmniejszenie emisji NOx powinno nastąpić po 2016 r. Cel ten można osiągnąć poprzez budowę nowych mocy wytwórczych wyposażonych w urządzenia do zmniejszania emisji tych gazów.
– rozwoju wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem, pozwalającego na uzyskanie energii elektrycznej przy znacznych oszczędnościach energii w paliwie pierwotnym.
Spełnienie wymagań w zakresie redukcji emisji SO2 będzie możliwe do zrealizowania efektywnie kosztowo poprzez wprowadzenie dodatkowego mechanizmu wspomagającego.
Procedura wyboru rejestru do handlu uprawnieniami do emisji CO2 została zakończona. Obecnie trwają prace nad jak najszybszym wdrożeniem rejestru.
Wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych (OZE) jest jednym ze sposobów ograniczenia negatywnego oddziaływania energetyki na środowisko. Aby produkcja energii z tych źródeł osiągnęła co najmniej 7,5 % w 2010 r., wobec 3,1 % w 2004 r., konieczny jest znaczny wzrost mocy wytwórczej OZE. Niestety liczba wydawanych pozwoleń na budowę instalacji OZE wskazuje, że mogą wystąpić problemy z osiągnięciem celu wyznaczonego na 2010 r., o ile nie zostaną wdrożone skuteczne mechanizmy promocji energii z OZE. System obrotu świadectwami pochodzenia energii z OZE (zielone certyfikaty) nie został odpowiednio dopracowany. Jego wdrożenie jest opóźnione, a stosowany system wydawania tych świadectw nie sprzyja płynności ich obrotu. Powoduje to nieskuteczne działania systemu obrotu certyfikatami i oddziaływuje negatywnie głównie na małych wytwórców, którym może grozić utrata płynności finansowej.
Hurtowy rynek energii elektrycznej jest ograniczony istnieniem KDT. Obecnie swobodny rynek hurtowy (po odjęciu ilości energii kupowanej z OZE i energii wytworzonej w skojarzeniu z ciepłem) wynosi około 50 % energii elektrycznej zużywanej w Polsce.
Dostęp do rynku detalicznego jest ograniczony przez monopolistyczne działania operatorów się-ciowych, którzy utrudnili odbiorcom w praktyce możliwość korzystania z prawa wyboru sprze-dawcy energii wykorzystując zapisy w Instrukcjach Ruchu i Eksploatacji Sieci. Z ponad 1,7 miliona odbiorców uprawnionych, zakupów na rynku dokonuje tylko kilkudziesięciu odbiorców.
Istotną przyczyną tych niepowodzeń jest brak precyzyjnych regulacji normujących funkcjonowanie rynku energii elektrycznej oraz brak efektywnej współpracy organów odpowiedzialnych za reali-zację polityki energetycznej państwa.
Kontrakty długoterminowe (KDT) zawarte pomiędzy Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi S.A. oraz wytwórcami energii elektrycznej miały na celu zabezpieczenie zobowiązań kredytowych elektrowni. W praktyce kontrakty te znacznie ograniczają obszar swobodnego obrotu energią, wprowadzając subsydiowanie części wytwórców oraz ograniczając działanie mechanizmów wzrostu efektywności. W 2005 r. wielkość energii pozostająca w tych kontraktach stanowiła ponad 70 TWh, czyli około 50% całej produkcji energii elektrycznej w Polsce. W 2006 r. wielkość ta zmniejszyła się do około 44 TWh i będzie malała w latach następnych.
Istniejące KDT:
– oddziałują negatywnie na rynek ograniczając zakres jego działania i wprowadzając znie-kształcenia cenowe;
– są postrzegane przez Komisję Europejską jako niedozwolona pomoc państwa i w tej sprawie toczy się postępowanie wyjaśniające.
Próby rozwiązywania problemu KDT, które były podejmowane od wielu lat, okazały się nie-skuteczne. Przygotowany w 2005 r. projekt ustawy o rozwiązaniu tych kontraktów, gdyby został wdrożony, spowodowałby istotny wzrost obciążenia dla odbiorców energii elektrycznej. Projekt ten może, zdaniem Komisji Europejskiej, zawierać elementy niedozwolonej pomocy publicznej.
Kolejne dyrektywy UE zmierzają do ustanowienia wspólnego rynku energii elektrycznej w Europie. Rynek europejski jest tworzony stopniowo poprzez rynki regionalne, których integracja będzie prowadziła do tworzenia się jednolitego europejskiego rynku energii elektrycznej.
Europejskie firmy energetyczne działające na tym rynku są pionowo zintegrowanymi firmami o du-żych zasobach finansowych. Jedynie firmy energetyczne o podobnej strukturze jak firmy zacho-dnioeuropejskie i odpowiedniej wielkości są w stanie konkurować na rynku europejskim.
Polskie firmy energetyczne są stosunkowo małe. Głównym problemem jest brak integracji pionowej, co jest rozwiązaniem najczęściej występującym w krajach UE. Bez szybkiej integracji pionowej polskiej elektroenergetyki nie będzie możliwa poprawa zdolności inwestycyjnych i konkurowanie na wspólnym europejskim rynku energii elektrycznej.
O kilku lat prowadzone są w Polsce procesy integracji poziomej. O ile integracja wytwórców w dwie grupy PKE i BOT może być oceniania pozytywnie jako dobry krok w kierunku integracji pio-nowej, to konsolidacja przedsiębiorstw dystrybucyjnych spowodowała wiele negatywnych zjawisk:
...
maniekchomikuj