Jak zmniejszać zagrożenie braku konkurencji na hurtowym rynku energii elektrycznej?

Transkrypt

1 Jak zmniejszać zagrożenie braku konkurencji na hurtowym rynku energii elektrycznej? Autor: prof. Jan Popczyk Politechnika Śląska ( Energetyka Cieplna i Zawodowa 2/2006) Punkt wyjścia 1. Gra na dwóch poziomach staje się w elektroenergetyce coraz bardziej wyrazista. Pierwszy poziom to gra strategiczna prezesów (z zapleczami) w obszarze restrukturyzacji elektroenergetyki o konsolidację (o zablokowanie konkurencji). Drugi poziom to gra specjalistów, dzielących włos na czworo, o rozwiązania rynkowe wdrażane za pomocą ustawy, która od uchwalenia w 1997 roku była nowelizowana 32 razy. 2. W obszarze restrukturyzacji wygrani prezesi i zaplecza prezesów (zarówno w wytwarzaniu jak i w dystrybucji) oraz rząd muszą coś zrobić ze swoją wielką wygraną w postaci odbudowywanego monopolu, utrwalanej monokultury węglowej (zamykającej przestrzeń dla nowych technologii) oraz skonsolidowanych związków zawodowych (przeciwnych wszelkim zmianom naruszającym ich interes). 3. W obszarze rynku energii elektrycznej zwolennicy konkurencji, walcząc z pogarszającą się jakością regulacji, proponują jej ostrożne rozluźnienie. Etatyści walczą o sprawiedliwy" rynek za pomocą omnipotentnej (coraz bardziej szczegółowej) regulacji. Jedni i drudzy dali się uwikłać w walkę chroniącą elektroenergetykę przed drobnymi błędami, nie zauważają natomiast nadciągającej katastrofy. 4. Do najważniejszych czynników, które obiektywnie zadecydują o cenach (inna rzecz kiedy), należą: po pierwsze - nadchodzący okres inwestycji odtworzeniowych w elektroenergetyce. Po drugie-stabilizacja/stagnacja rynku energii elektrycznej, czyli ilościowy wzrost rynku poniżej wzrostu gospodarki (z powodu tej stabilizacji/stagnacji nie będzie możliwe finansowanie inwestycji pod przychody związane ze wzrostem rynku). Po trzecie - zasadnicze przewartościowania w zakresie bezpieczeństwa energetycznego (w szczególności chodzi o coraz wyższą świadomość odbiorców, że bezpieczeństwo energetyczne jest bardzo drogie i że pożądane jest jego zróżnicowanie dla różnych grup odbiorców). Po czwarte - rosnąca dominacja wymagań ekologicznych w elektroenergetyce i rosnące szybko umiejętności w zakresie internalizacji zewnętrznych kosztów środowiskowych (przy tym znaczenie ma fakt, że względy środowiska przeniknęły już do masowej świadomości społecznej i dalej będą umiejętnie wykorzystywane przez różnorodne grupy lobbystyczne). Po piąte -fakt, że nowe technologie, z natury prorynkowe, w tym zharmonizowane" z generalnym podejściem w zakresie internalizacji kosztów zewnętrznych, zarówno środowiska jak i bezpieczeństwa energetycznego, już istnieją. Uwagi dotyczące analizy ryzyka. Problem stopy dyskontowej Nadszedł czas, aby stopę dyskontową również w elektroenergetyce określać za pomocą uniwersalnej formuły: gdzie: s a - jest kosztem alternatywnym kapitału (najczęściej równym oprocentowaniu

2 państwowych obligacji długoterminowych), s r - jest natomiast stopą ryzyka, charakterystyczną dla danej działalności gospodarczej. Wzór (1) może stanowić podstawę do powiązania stopy dyskontowej z ryzykiem różnych technologii wytwórczych w elektroenergetyce. Mianowicie wielkość s a, będąca emanacją dochodowości rynku kapitałowego, jest znana z tego właśnie rynku. Wielkość s r, będąca emanacją regulacji w elektroenergetyce, powinna być podawana przez regulatora w postaci wartości referencyjnych stóp ryzyka dla poszczególnych technologii wytwórczych do publicznej wiadomości inwestorów. Wybór stopy dyskontowej jako wielkości makroekonomicznej, do zilustrowania problemu ryzyka w elektroenergetyce rynkowej, i ogólnie na rynkach z wymaganą kapitałochłonną infrastrukturą, ma charakterystyczne znaczenie z wielu punktów widzenia, z których dwa są najważniejsze. Po pierwsze podejście do stopy dyskontowej wyrażone za pomocą wzoru (1) wskazuje, że rynek będzie wymuszał zbliżanie się tradycyjnych metodologii ocen ekonomicznych inwestycji materialnych w elektroenergetyce do metodologii ocen inwestycji kapitałowych. Oczywiście to oznacza uniwersalizację i zrównywanie w tendencji, dochodowości inwestycji infrastrukturalnych i dochodowości rynku, wyrażanej za pomocą dochodowości akcji wchodzących w skład charakterystycznych indeksów akcji, np. indeksu Dow Jones. Inaczej oznacza to trend na konkurencyjnych rynkach usług infrastrukturalnych od rachunku ekonomicznego do finansowego i od rachunku długoterminowego do krótkoterminowego. Po drugie, wzór (1) wskazuje na podstawowe zadanie do wykonania w zakresie niezbędnego unowocześnienia systemów regulacyjnych rynków usług infrastrukturalnych. Mianowicie, zadaniem tym jest niezwłoczne stworzenie przez regulatorów podstaw do wyznaczenia stopy ryzyka s i określenie jej wartości referencyjnej w poszczególnych segmentach infrastruktury. W przypadku elektroenergetyki wyzwaniem jest określenie stopy ryzyka s r, zróżnicowanej dla elektroenergetyki węglowej, gazowej, odnawialnej, atomowej oraz dla technologii proefektywnościowych w obszarze użytkowania energii elektrycznej. W tab. 1 przedstawiono propozycję wyceny" jakościowej ryzyka (na które narażeni są niezależni inwestorzy), związanego z każdym z wymienionych czynników dla czterech podstawowych technologii wytwórczych. Dodatkowo w tablicy uwzględniono pro-efektywnościowe technologie w obszarze użytkowania energii elektrycznej. Jest jasne, że propozycja wyceny" przedstawiona w tablicy ma charakter bardzo zgrubny. Pozwala ona jednak ustalić preferencje inwestorów z dużym prawdopodobieństwem. Mianowicie, w miarę jak będą wzmacniać się mechanizmy rynkowe, najwyższy priorytet osiągną inwestycje w proefektywnościowe technologie popytowe (czyli inwestycje poza elektroenergetyką). Potem dopiero będą technologie wytwórcze w elektroenergetyce, kolejno: gazowe, odnawialne, węglowe i atomowe. Generalnie w praktyce, z punktu widzenia polityki inwestycyjnej chodzi o to, aby elektroenergetyka i gazownictwo podjęły dyskusję w otwartym środowisku: jakie kierunki inwestowania z punktu widzenia przyszłych dostaw energii są właściwe. Mianowicie: elektrownia atomowa za minimum 10 mld zł, z czasem realizacji minimum 10 lat od zamknięcia finansowego, projekt Legnica za 20 mld zł, z czasem realizacji 8 lat od zamknięcia finansowego, czy może jednak terminale LNG w Gdańsku (ewentualnie w Świnoujściu, lub na pełnym morzu) za 2 mld zł, z czasem realizacji 3 lata od zamknięcia finansowego. Czy może jednak agroenergetyka, którą można rozwijać ewolucyjnie od zaraz, za tyle pieniędzy, ile się ma, i w takim tempie, jakiego wymagają rzeczywiste potrzeby?

3 Konfrontacja technologii w ujęciu praktycznym Przez ponad osiem lat kontrakty KDT były selektywnie finansowane z dopłat solidarnie płaconych przez wszystkich odbiorców i stały się usprawiedliwieniem braku rynku energii elektrycznej. Zostały one skutecznie wykorzystane do zablokowania wejścia na rynek niezależnych inwestorów (w tym wejścia ciepłownictwa na rynek energii elektrycznej). Dlatego obecnie, kiedy rozpoczynają się inwestycje w wielkie źródła węglowe, nie można dopuścić, aby były one znowu selektywnie finansowane, tym razem za pomocą obniżki wartości skonsolidowanych przedsiębiorstw, z wykorzystaniem przez wytwórców zdolności kredytowych przejętych spółek dystrybucyjnych. Powinno się natomiast zapewnić rynkowe finansowanie, w ramach którego zapewnione zostaną jednakowe warunki dla skonsolidowanych spółek skarbu państwa i dla inwestorów prywatnych (którzy nie są zainteresowani wchodzeniem do Polski za cenę obniżenia swojej wartości). Na początku 2006 roku zakres inwestycji odtworzeniowych w obszarze źródeł węglowych nie jest jednak (na szczęście) całkowicie zdeterminowany. Najważniejsza alternatywa to wykorzystanie wielkiego potencjału rozwoju kogenerecji gazowej, tkwiącego w ciepłownictwie. Ceny gazu vs ceny węgla. Internalizacja kosztów zewnętrznych Gwałtowny wzrost cen węgla w końcu 2004 roku (do 80 USD za tonę na giełdach w Amsterdamie, Rotterdamie i Antwerpii) oraz cen ropy naftowej w 2005 roku (do 70 USD za baryłkę na giełdzie w Nowym Jorku) jest najbardziej widoczną przesłanką przyszłego rozwoju nowych technologii energetycznych, zwłaszcza energetyki wodorowej (przyspieszy ten rozwój). Z kolei nowe technologie zrewolucjonizują cenotwórstwo w obszarze całej energetyki. Dlatego obecne ceny węgla oraz gazu nie mogą stanowić bezpośredniej podstawy do oceny efektywności wielkich źródeł węglowych, które będą pracować przez ponad 30 lat. Poniżej przedstawia się trzy przykładowe czynniki, które zmienią strukturę konkurencyjności źródeł węglowych i gazowych. Po pierwsze - ceny polskiego węgla będą znacznie rosły w nadchodzących latach z powodu całkowitego eliminowania wszelkich (pośrednich) form jego subsydiowania i z powodu koniecznych po 2010 roku wielkich nakładów inwestycyjnych w nowe pokłady.

4 Po drugie - ceny gazu, wynikające obecnie z ich korelacji z cenami ropy oraz z upolitycznienia cen gazu rosyjskiego, zaczną się stabilizować. Mechanizm będzie następujący: ceny gazu będą coraz silniej związane na świecie z cenami energii elektrycznej. Wzrost cen energii elektrycznej, powodowany internalizacją kosztów zewnętrznych środowiska, nie będzie się jednak przekładał na wzrost cen gazu, ale na wzrost udziału gazu w bazie paliwowej do produkcji energii elektrycznej. Po trzecie - konkurencyjność gazu będzie rosła ze wzrostem zakresu internalizacji kosztów zewnętrznych (głównie środowiska, ale także bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej dla odbiorców końcowych). Ze względu na podstawowe znaczenie tego czynnika, w tab. 2 przedstawia się koszty zewnętrzne, obliczone przy wykorzystaniu najbardziej zaawansowanej i wiarygodnej metodyki ścieżki oddziaływań", rozwiniętej w ramach projektu Komisji Europejskiej ExterneE" (Externalities of Energy), która została już wielokrotnie wykorzystana w tzw. analizach kosztów i korzyści (cost-benefif), wspomagających podejmowanie decyzji podczas prac nad propozycjami dyrektyw Komisji Europejskiej. Niestety skierowany przez Ministerstwo Gospodarki w marcu 2006 roku do społecznej konsultacji rządowy Program dla elektroenergetyki" nie respektuje przedstawionych powyżej obiektywnych uwarunkowań. O Programie można nawet powiedzieć, że został zbudowany wbrew obiektywnym potrzebom. Ze względu na ten konflikt, poniżej przedstawia się uwagi do Programu, które kończą się autorską (Popczyka) propozycją programu alternatywnego.

5 Uwagi do rządowego Programu dla energetyki" (datowanego: 2 marca 2006) Diagnoza przedstawiona w Programie (brak konkurencji, zagrożenie związane ze wzrostem cen energii elektrycznej, zagrożenie wystąpienia deficytu mocy, zagrożenie niewykonalności zapisów Traktatu Akcesyjnego w zakresie redukcji emisji S0 2 i inne) jest na ogół prawidłowa. Proponowane w Programie rozwiązanie (konsolidacja pionowa, utworzenie dwóch węglowych grup wytwórczych PGE i PKE, posiadających łączny udział w rynku produkcji przekraczający 70 proc. i w rynku dostaw ponad 50 proc.) jest natomiast (na współczesne uwarunkowania) błędne. Rzeczywisty cel Programu to bezsprzecznie przeprowadzenie konsolidacji pionowej i tym sposobem zabezpieczenie się przedsiębiorstw BOT i PKE przed konkurencją oraz zyskanie dostępu do kapitału PSE i do zdolności kredytowych spółek dystrybucyjnych oraz ich wykorzystanie do finansowania inwestycji wytwórczych (inwestycji w źródła węglowe). Charakterystyczne szczegółowe cechy Programu (negatywne) 1. Nasilenie sektorowego charakteru restrukturyzacji elektroenergetyki, z negatywnymi skutkami w postaci: po pierwsze - konieczności zastosowania najgorszego z możliwych wariantów restrukturyzacji zatrudnienia, mianowicie poprzez zwolnienia. Po drugie - zamknięcia przestrzeni dla rozwoju nowych technologii (utrwalenia dominacji technologii węglowych), po trzecie - pozbawienie rządu, ale też przedsiębiorstw, możliwości zarządzania ryzykiem (w efekcie pojawienia się wielkich nietrafionych inwestycji oraz wzrostu cen energii elektrycznej). 2. Program całkowicie eliminuje restrukturyzację stwarzającą możliwość konwergencji elektroenergetyki i gazownictwa (mimo, że jest to najsilniejszy trend w krajach UE. Potwierdzają to przykłady powiązań kapitałowych przedsiębiorstw już zrealizowanych lub realizowanych: Niemcy, Hiszpania, Portugalia). 3. Program nie zawiera żadnych rozwiązań, które byłyby zdolne wprowadzić elektroenergetykę na drogę budowy jej efektywności ekonomicznej i bezpieczeństwa energetycznego poprzez zastosowanie strategii rozwojowych takich jak ogłoszone przez rządy: Szwecji (w październiku 2005 roku) i USA (w lutym 2006 roku) i uczynić z elektroenergetyki największy w gospodarce obszar innowacyjności technologicznej. 4. Program nie odpowiada na pytanie dotyczące finansowania bazy paliwowej dla elektroenergetyki, w której dominacja węgla będzie, po przeprowadzeniu konsolidacji pionowej, bezdyskusyjna. W szczególności charakterystyczne jest pominięcie w Programie skutków (w zakresie wzrostu cen energii elektrycznej) niezbędnych wielkich inwestycji w nowe pokłady w górnictwie węgla kamiennego (które trzeba będzie rozpocząć już pod koniec obecnej dekady) oraz wielkich inwestycji w nowe kopalnie węgla brunatnego (które trzeba będzie rozpocząć w przyszłej dekadzie). 5. Program nie pokazuje wielkiego potencjału energetyki gazowej (konwersji paliwowej w istniejących elektrociepłowniach węglowych oraz rozwoju kogeneracji gazowej, do wykorzystania w ciepłownictwie). Program nie wskazuje także wielkiego potencjału rozwoju agroenergetyki (stanowiącej główną bazę paliwową w strategiach rozwojowych przyjętych przez rządy USA i Szwecji, por. p. 3). 6. Program nie odpowiada na pytanie, jakie mechanizmy spowodują rozwój rynku inwestycyjnego w elektroenergetyce (jakie mechanizmy wykreują segment niezależnych inwestorów) i uchronią w nadchodzących latach rząd przed ryzykiem konieczności negocjacji (z Komisją Europejską) pomocy publicznej dla polskich przedsiębiorstw elektroenergetycznych.

6 Rozwiązania stawiające Program (MG) w opozycji do Zielonej Księgi (UE) 1. Program utrwala monokulturę węglową polskiej elektroenergetyki, a zgodnie z Zieloną Księgą kraje członkowskie powinny dywersyfikować bazę paliwową dla elektroenergetyki. 2. Program prowadzi do kontynuacji rozwiązań technologicznych (cechujących się zbyt niską na obecny czas sprawnością energetyczną oraz zbyt dużym negatywnym oddziaływaniem na środowisko), a zgodnie z Zieloną Księgą państwa członkowskie powinny stawiać na wysokosprawne technologie (kogeneracja, trójgeneracja) oraz przyjazne środowisku (technologie gazowe, agroenergetyka). Jakie zagrożenie pociąga za sobą Program w obszarze bezpieczeństwa energetycznego? Podstawowym zagrożeniem jest rzeczywiste zablokowanie rozwoju energetyki gazowej i tym samym zablokowanie rozwoju rynku popytowego na gaz. W związku z tym Program jest sprzeczny z działaniami rządu, które polegają na zwiększeniu bezpieczeństwa dostaw gazu do Polski za pomocą budowy terminalu importowego gazu LNG oraz importu gazu z Norwegii (działania rządu kreują sytuację polegającą na wzroście podaży gazu. którego nie będzie komu sprzedać, jeśli ogłoszony rządowy Program w zakresie elektroenergtyki zostanie zrealizowany). Jak zweryfikować wiarygodność Programu? Zobowiązać URE do ustalenia kosztów energii elektrycznej z realizowanych/planowanych inwestycji w źródła węglowe (blok Pątnów, blok Łagisza, blok Bełchatów II, program rozwojowy PKE do 2020 roku w moce wytwórcze, projekt Legnica) i skonfrontować je z zapisami Programu dotyczącymi obiecywanej obniżki cen (energii elektrycznej). Okaże się, że koszt energii elektrycznej z tych źródeł nawet przy obecnych regulacjach jest porównywalny z kosztem energii elektrycznej z nowych źródeł gazowych (właściwe uwzględnienie opłat przesyłowych i internalizacja kosztów zewnętrznych, choćby tylko w niewielkim zakresie, zwiększa przewagę konkurencyjną źródeł gazowych względem nowych źródeł węglowych). Jaki mechanizm zadziała po zrealizowaniu Programu? Skonsolidowane przedsiębiorstwa zrealizują inwestycje w źródła węglowe, w których energia elektryczna będzie produkowana z kosztem wyższym od ceny na konkurencyjnym rynku (a ten będzie coraz skuteczniej monitorowany przez Komisję Europejską). Różnica będzie finansowana obniżką wartości skonsolidowanych przedsiębiorstw (konsekwencje poniesie skarb państwa). Jakie rozwiązanie zastosować? Powiązać restrukturyzację elektroenergetyki z restrukturyzacją gazownictwa, tzn. utworzyć grupy elektroenergetyczno- gazowe (gazowo-elektroenergetyczne). Rozpocząć od wykorzystania krajowego potencjału kogeneracji gazowej (około 3 tys. MW elektrycznych), tkwiącego w ciepłownictwie. Zamienić Program utrwalający sektorowość elektroenergtyki i cechujący się kontynuacją technologiczną na program otwarty na inne sektory energetyczne (gazownictwo oraz ciepłownictwo) i na nowe technologie wytwórcze (rozproszone, wysokosprawne, przyjazne środowisku). Kierunkowa propozycja programu alternatywnego 1. Utworzyć w 2006 roku krajowego lidera gazowo-elektroenergetycznego PSE-GNiG w postaci grupy obejmującej PGNiG i PSE (po transferze majątku elektroenergetycznej sieci przesyłowej do

7 PSE-Operator). To rozwiązanie pozwoli wytworzyć równowagę między trzema podstawowymi grupami wytwórczymi: BOT-grupa bazująca przede wszystkim na węglu brunatnym (Bełchatów, Turów) i częściowo na węglu kamiennym (Opole), PKE-grupa oparta na węglu kamiennym, PSE- GNiG - grupa obejmująca energetykę gazową (z Elektrociepłownią Gorzów, zdolna do natychmiastowego wykorzystania krajowego potencjału kogeneracji gazowej tkwiącego w ciepłownictwie, wynoszącego około 3000 MW mocy elektrycznej) oraz energetykę odnawialną (segment rynku tworzony przez Grupę Elektrownie Szczytowo Pompowe). 2. Wszystkie trzy grupy wytwórcze (PSE-GNiG, BOT, PKE) sprywatyzować (bez opóźniania procesu prywatyzacyjnego, ale bez ryzyka stworzenia nadmiernej, z punktu widzenia chłonności rynku kapitałowego, podaży ofert). Prywatyzację tę wykorzystać do definitywnego uwolnienia rynku energii elektrycznej od kontraktów KDT. Ponadto prywatyzację uczynić narzędziem efektywnego rozwiązania dwóch problemów, które są ukrywane w Programie (świadomie lub nie), mianowicie: problemu przedsiębiorstw wytwórczych tracących płynność finansową (dotychczas niezrestrukturyzowanych, takich jak np. Elektrociepłownia Zabrze, Elektrociepłownia Tychy i inne) oraz problemu przedsiębiorstw zweryfikowanych już w minionych latach negatywnie przez inwestorów i dalej tracących wartość rynkową (Zespół Elektrowni Dolna Odra, Zespół Elektrowni Ostrołęka, Elektrownia Stalowa Wola, Elektrownia Kozienice i inne). Problemy te rozwiązać poprzez skierowanie do inwestorów ofert wiązanych (do każdej z trzech podstawowych grup wytwórczych dołączyć dodatkowe przedsiębiorstwa wytwórcze, wybrane spośród niesprywatyzowanych). 3. Przeprowadzić w 2006 roku restrukturyzację podsektora dystrybucyjnego, polegającą na efektywnym wydzieleniu operatorów dystrybucyjnych z majątkiem sieciowym. Pozostałe składniki majątku grup dystrybucyjnych będących własnością skarbu państwa sprywatyzować (z uwagą jak w p. 2), z wykorzystaniem tej prywatyzacji do aktywizacji gospodarczej regionów (w ramach polityk regionalnych sformułowanych w Narodowym Planie Rozwoju na lata , lub w dokumencie o podobnym charakterze). 4. Przeprowadzić reformę systemu regulacyjnego w kierunku złagodzenia regulacji kosztowej, wzmocnienia mechanizmów konkurencji, zwiększenia zakresu odwzorowania kosztów zewnętrznych środowiska, zapewnienia niezależnym wytwórcom niedyskryminujących warunków do inwestowania (takich, jakie mają przedsiębiorstwa dotychczasowej energetyki zawodowej).