Przyszłość przedsiębiorstw sieciowych

Transkrypt

1 Przyszłość przedsiębiorstw sieciowych Potrzeba reformy regulacji na progu nowych zmian strukturalnych w elektroenergetyce i źródeł wytwarzania. Zwraca się przy tym uwagę, że podstawę decentralizacji technicznej trzeba widzieć nie tylko w procesach wyzwolonych przez decentralizację organizacyjną z 1990 roku, ale także w reformach rynkowych zachodzących w szerokim otoczeniu, obejmujących ciepłownictwo, a ostatnio gazownictwo i górnictwo węgla kamiennego (czyli bazę paliwową), jak również w gminach i u odbiorców. W rezultacie szybko zwiększa się np. liczba gazowych źródeł kogeneracyjnych, stanowiących widoczną już odpowiedź na zapotrzebowanie rynku [2]. Decentralizacja techniczna jako odłożony skutek reformy 1990, czyli decentralizacji organizacyjnej Istotą reformy elektroenergetyki przeprowadzonej w Polsce w 1990 roku była decentralizacja sektora i jako taka objęła ona sferę organizacji i zarządzania (w tym przekształceń własnościowych) oraz sferę ekonomiki, w szczególności zaś budowę rynku energii elektrycznej [1]. W obszarze techniki również następowały pod wpływem tej reformy istotne zmiany, głównie w zakresie wykorzystania technologii teleinformatycznych do sterowania systemem elektroenergetycznym i do obsługi funkcji rynkowych, a także w zakresie wyposażenia źródeł wytwórczych w instalacje ochrony środowiska. System elektroenergetyczny, jako system techniczny, nie podlegał jednak zmianom jakościowym (idea funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego w warstwie technicznej, również w aspekcie jego rozwoju, nie została naruszona). Odpowiedzią na kumulację kryzysów, powodowaną korporacyjnym charakterem elektroenergetyki, czyli hamowaniem konkurencji (zamykaniem przestrzeni rozwojowej dla nowych technologii, właściwych ze swojej istoty do zastosowania w środowiska konkurencji, a także dla zasobów ludzkich ukierunkowanych na konkurencję), musi być decentralizacja techniczna, w szczególności operatorstwa Generacja rozproszona lepiej pasuje do dwóch wielkich trendów Pierwszy trend polega na coraz ściślejszej integracji społeczeństwa wiedzy i inteligentnej energetyki. Z tego punktu widzenia istotę przemian na świecie w dwóch minionych stuleciach i w stuleciu nadchodzącym dobrze (obrazowo) charakteryzuje rys. 1. Z rysunku tego wynikają konsekwencje dotyczące dalszych zmian strukturalnych w energetyce (ogólnie, nie tylko w elektroenergetyce) i konieczność ich rozpatrywania w ramach szeroko rozumianego procesu społeczno-gospodarczego (a nie tylko w kontekście techniczno- -ekonomicznym). Ogólna sytuacja przedstawiona na rys. 1 ma już przełożenie na działania średnioterminowe w postaci strategii rozwojowych poszczególnych krajów. Z polskiego punktu widzenia znaczenie mają strategia lizbońska przyjęta na początku obecnej dekady, której celem jest zdobycie przez Unię Europejską przewagi konkurencyjnej nad USA do 2010 roku 1 oraz narodowy plan rozwoju (NPR) Polski, przygotowany na lata (na nowy okres budżetowy Unii). Jednym z naczelnych priorytetów NPR staje się przejście do nowej generacji polityki energetycznej (opracowanej na Rys. 1. Zmiana znaczenia pracy (fizycznej), energii oraz wiedzy (pracy opartej na wiedzy) w rozwoju ludzkości [3]. 4

2 Rys. 2. Rozwój systemów zaopatrzenia świata w energię (rozszerzenie własne danych historycznych dla okresu ) [4]. okres do 2025 roku). Polityka ta ma w pełni wpisywać się w NPR, a nawet wspierać osiągnięcie podstawowego celu NPR, którym jest zapewnienie spójności rozwoju gospodarczego, społecznego i przestrzennego Polski w Unii. Zakłada się, że oznacza to w szczególności konieczność transformacji gospodarki sektorowej w państwie w nowocześniejszą gospodarkę ściśle powiązaną z polityką regionalną dla gmin i województw 2. Drugim trendem jest energetyka wodorowa, rys 2. Z tego punktu widzenia ważna jest amerykańska strategia energetyczna polegająca na budowie społeczeństwa wodorowego. Trzeba przy tym podkreślić, że w strategii USA budowa społeczeństwa wodorowego jest zintegrowana z budową społeczeństwa wiedzy. Ta zintegrowana strategia została sformułowana przez G.W. Busha w 2004 roku w ramach kampanii wyborczej. Żeby wygrać wybory, G.W. Bush musiał odwołać się do społeczeństwa. W tym celu musiał zaproponować priorytety Tabela 1. Udokumentowane złoża gazu ziemnego, stan na , opracowano na podstawie [5]. Kraj Zasoby gazu ziemnego (mld Nm 3 ) Udział procentowy w zasobach światowych Rosja 47040,0 30,54 Eksport LNG Potencjalna możliwość eksportu LNG Iran 22744,4 14,77 Potencjalna możliwość eksportu LNG Katar 14238,0 9,24 Eksporter LNG Arabia Saudyjska 6291,6 4,08 Zjednoczone Emiraty Arabskie 5938,8 3,86 Eksporter LNG Stany Zjednoczone 5138,0 3,34 Eksporter LNG Algieria 4471,6 2,90 Eksporter LNG Reszta świata 48179,6 31,28 Razem ,0 100,00 o wdrożeniowym charakterze, które będzie mógł zrealizować w czasie swojej drugiej kadencji prezydenckiej. Jako pierwszy priorytet G.W. Bush zaproponował stworzenie podstaw społeczeństwa wiedzy, czyli stworzenie każdemu Amerykaninowi do 2007 roku możliwości dostępu do szerokopasmowego Internetu. Jako drugi priorytet zaproponował stworzenie podstaw do przejścia w etap energetyki wodorowej. Już w bieżącym dziesięcioleciu przedsiębiorstwa amerykańskie mają zacząć realizować strategie inwestycyjne w zakresie nowych technologii wodorowych. (Widać całkowitą spójność priorytetów Busha z rysunkami 1 i 2). Zwiększenie wykorzystania gazu do produkcji energii elektrycznej jest najbardziej rynkowym rozwiązaniem problemów bazy paliwowej Siłą sprawczą rozwoju technologii wodorowych na szeroką skalę będą nowe technologie transportu gazu ziemnego, mianowicie technologie LNG (liquefied natural gas) oraz CNG (compressed natural gas). Gaz ziemny należy przy tym widzieć jako podstawowy surowiec w pierwszym etapie rozwoju technologii wodorowych, który będzie się dokonywać równolegle z intensywnym rozwojem technologii spalania gazu. (W późniejszych etapach będzie rosło znaczenie technologii zgazowywania węgla oraz zgazowywania biomasy. Wraz z rozwojem biotechnologii będzie rosło znaczenie ogólne biopaliw). Wielki wzrost znaczenia gazu ziemnego jako paliwa w nadchodzących latach należy łączyć w dużym stopniu z jego potencjalną konkurencyjnością rynkową. Z tego punktu widzenia ważne jest, że rozmieszczenie geopolityczne zasobów gazu ziemnego, tab. l, chroni świat przed powstaniem kartelu gazowego podobnego do kartelu naftowego OPEC [6]. Ponadto bardzo ważne jest również, że nowe technologie transportu gazu (LNG, CNG) umożliwiają w dużym stopniu przetworzenie kosztów stałych przesyłu gazociągami w koszt zmienny transportu realizowanego 5

3 z wykorzystaniem tych technologii i tworzą zupełnie nowe możliwości zarządzania ryzykiem na rynku gazu ziemnego. Burzliwy rozwój technologii transportu gazu skroplonego na świecie przedstawiają tab. 2 i 3. Przy tym brak Rosji (posiadającej największe zasoby gazu ziemnego) wśród krajów wykorzystujących technologię LNG, zwłaszcza nieposiadających czynnych terminali eksportowych, w 2003 roku (tab. 2) jest łatwy do zinterpretowania. Mianowicie rozwój rynku gazu skroplonego nie jest w interesie Rosji. Dlatego dopiero w 2004 roku, pod wpływem rozwoju rynku gazu skroplonego spowodowanego przez układ sił geopolitycznych znajdujących się poza możliwością oddziaływania przez Rosję, kraj ten rozpoczął realizację nowej strategii. Jest to przy tym strategia bardzo nowoczesna. Polega ona np. na wejściu rosyjskiego koncernu Gazprom na rynek amerykański przy współpracy brytyjsko- -amerykańskiej grupy naftowej BP, która będzie kupowała gaz rosyjski przesyłany gazociągami do Europy, a sprzedawała gaz skroplony w USA (i ogólnie w Ameryce Północnej). Tabela 2. Zdolności skraplania gazu ziemnego (mld Nm 3 gazu ziemnego / rok), stan na październik 2003, opracowano na podstawie [5]. Kraj/region Terminale istniejące Terminale w budowie Afryka 45,3 27,8 Azja i Oceania 85,8 15,3 Środkowy Wschód 38,1 17,3 Europa 12,2 Ameryka Północna i Południowa 15,4 7,1 Razem świat 184,6 79,7 Podstawowe znaczenie w nowej strategii Rosji będzie jednak miała współpraca z brytyjsko-holenderską grupą naftową Shell. W ramach tej współpracy konsorcjum kierowane przez Shella dostarczy do Meksyku i Kalifornii w ciągu 20 lat (począwszy od 2008 roku) 37 mln ton skroplonego gazu, co daje, przy przeliczniku 1350 Nm 3 /tonę, 50 mld Nm 3 po regazyfikacji (wartość kontraktu ocenia się na 6 mld USD). W celu realizacji kontraktu konsorcjum wybuduje terminale do skraplania gazu ziemnego pochodzącego ze złóż na Sachalinie. Tabela 3. Zdolności regazyfikacji LNG (mld Nm 3 gazu ziemnego / rok), stan na październik 2003, opracowano na podstawie [5]. Kraj/region Terminale istniejące Terminale w budowie Razem Azja, Australia i Oceania 322,4 23,9 Razem Europa 62,5 23,3 Razem Ameryka Północna i Południowa 38,3 Razem świat 423,2 47,2 Wyjątkowe znaczenie w rozwoju rynku skroplonego gazu ma największy dotychczas kontrakt na dostawy takiego gazu, i zarazem na dostawy paliw płynnych w ogóle, który został zawarty w grudniu 2004 roku. Jest to kontrakt o wartości 12 mld USD. Zgodnie z tym kontraktem firmy Qatar Petroleum i Exxon Mobil rozpoczną dostawy skroplonego gazu do Wielkiej Brytanii już w 2007 roku. W Europie wiodącymi krajami w zastosowaniu technologii transportu skroplonego gazu są Francja i Hiszpania. Przy tym w ostatnich latach dynamika wzrostu wykorzystania nowej technologii jest największa w Hiszpanii, gdzie szybki wzrost importu gazu skroplonego jest związany z jego zastosowaniem w elektroenergetyce. Korzystne uwarunkowania (możliwość wykorzystania statków o dużej ładowności [7], bliskość złóż w Algierii i na Środkowym Wschodzie) powodują, że skroplony gaz może się stać jednym z głównych sposobów zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego całej Unii. (Potwierdzają to kolejne budowane i planowane terminale importowe LNG w Europie, o indywidualnej rocznej zdolności regazyfikacji wynoszącej 3 do 10 mld Nm 3 gazu [5]). Należy podkreślić, że technologia LNG ma już bardzo istotny kontekst polski. Po pierwsze, z punktu widzenia rosnącego rynku światowego budowy statków LNG charakterystyczna jest przyjęta na początku marca 2005 roku przez sejm ustawa o wsparciu polskich stoczni za pomocą ewentualnych dopłat do budowy takich statków. Ustawa ta ma na celu wyrównanie warunków konkurencji i jest odpowiedzią na strategię rządu koreańskiego w zakresie wspomagania przemysłu stoczniowego przestawiającego swoje moce produkcyjne na budowę statków LNG. Po drugie, projekt budowy terminala LNG w Świnoujściu przez firmę Polimex Cekop, podjęty w końcu minionej dekady (cechujący się słabością związaną z ograniczeniami transportowymi szlaku wodnego możliwego do wykorzystania), spowodował rozpoczęcie przez przedsiębiorstwo PGNiG prac nad alternatywnym rozwiązaniem, opartym o zasadę dostępu TPA do unijnej sieci gazowej, z wykorzystaniem terminali LNG na obszarze Francji, Włoch czy Belgii. Po trzecie, rośnie w Polsce szybko liczba małych projektów energetycznych związanych z wykorzystaniem lokalnych złóż gazu ziemnego (z instalacją przeróbki gazu w Odolanowie, z którą wiąże się transport drogowy gazu LNG i jego regazyfikacja w lokalnych stacjach regazyfikacyjnych, a także z platformą wydobywczą ropy naftowej PETROBALTIC, z którą wiąże się transport wodny gazu LNG i jego regazyfikacja). Z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego i rozwoju technologii wytwarzania energii elektrycznej w Polsce jest ważne zestawienie perspektyw rozwoju rynku gazu i technologii wodorowych w energetyce z sytuacją w górnictwie węgla kamiennego. Oczywiście, złożoność problemu wynika z faktu, że węgiel kamienny był w Polsce dominującą podstawą bezpieczeństwa energetycznego kraju w całym okresie gospodarki centralnie planowanej i dalej jest prezentowany jako taka podstawa przez silne grupy interesów związane z górnictwem. Z drugiej strony, rynkowa internalizacja kosztów zewnętrznych funkcjonowania górnictwa (niewidocznych w cenach węgla w gospodarce centralnie planowanej), zwłaszcza kosztów ochrony środowiska, spowodowała gwałtowne obniżenie zasobów węgla możliwych do wykorzystania na konkurencyjnym rynku paliw i energii. Widać to bardzo jaskrawo na rys. 3, zgodnie z którym zasoby czynne w kopalniach czynnych i w budowie zmalały z 7,3 mld ton według kryteriów obowiązujących w 1990 roku do 3,2 mld ton według reguł rynkowych, które zdążyły się ukształtować do 2001 roku. Zagrożenia związane z traktowaniem węgla jako podstawy narodowego bezpieczeństwa energetycznego Polski jeszcze wyraźniej widać na rys. 4. Z rysunku tego wynika w szczególności, że pierwsze trudności z pokryciem całkowitego zapotrzebowania na węgiel z zasobów własnych (bez 6

4 Rys. 3. Polskie zasoby węgla (mld ton) [8]. Rys. 4. Krajowa zdolność produkcyjna i zużycie węgla kamiennego (mln ton) [8]. importu) mogą wystąpić w Polsce już w okresie , a w odniesieniu do elektroenergetyki zawodowej w okresie Sytuacja przedstawiona na rys. 3 i 4 nie przesądza definitywnie o szybkiej marginalizacji węgla kamiennego w elektroenergetyce polskiej. Wskazuje jednak na konieczność nowego podejścia odnośnie do sposobów wykorzystania jego krajowych zasobów. Zwłaszcza że trzeba uwzględnić dodatkowo efekt, którego w dyskusjach się na ogół jeszcze nie podnosi, wzrostu kosztu jednostkowego węgla związanego z malejącym rynkiem węgla w Europie, wydobywanego tradycyjnymi metodami. Można przyjąć natomiast, że technologie zgazowania węgla tworzą nowe perspektywy dla tego paliwa. Nie są to jednak perspektywy dla górnictwa węgla kamiennego w obecnej postaci. Mogą to być tylko perspektywy dla paliwa w postaci węgla (zgazowanego) i tylko w procesie dochodzenia do rozwiniętych technologii wodorowych. W związku z tym konieczna jest mobilizacja sił, która za pomocą jednej z platform technologicznych w unijnych programach badawczych, ukierunkowanej na nowe technologie węglowe, uczyni z Polski czynnik suwerenności energetycznej Unii, na wzór zbliżony do strategii USA i Japonii. W zakresie energetyki odnawialnej biomasę (produkowaną z wykorzystaniem inżynierii genetycznej) przyjmuje się jako realną szansę dla Polski. Działania państwa z zakresu polityki energetycznej powinny się koncentrować nie na protekcjonizmie w tym obszarze, natomiast na doprowadzeniu do wzrostu rynku produkcji biomasy oraz jej wykorzystania w energetyce lokalnej (także w dużych źródłach poprzez stosowanie współspalania, jednak w odpowiednich do tego celu kotłach), aż do osiągnięcia pełnej konkurencyjności biomasy na otwartym rynku paliw dla potrzeb ciepłownictwa i elektroenergetyki. Z drugiej strony, energetyka odnawialna stała się w Polsce w ostatnich latach najbardziej nieczytelnym obszarem polityki energetycznej i regulacji. Przyczynia się do tego między innymi rywalizacja MGiP oraz URE o wpływy w elektroenergetyce. Trzeba jednak obiektywnie podkreślić, że utrudnieniem dla rządu jest upolityczniona i przeregulowana unijna polityka dotycząca energetyki odnawialnej, różniąca się od liberalnej polityki amerykańskiej. Działania URE, które ograniczają uznawane w taryfach ceny energii odnawialnej, zwłaszcza wiatrowej, należy uznać za właściwe. Jednak jest już widoczne (również na podstawie niemieckich doświadczeń z energetyką wiatrową), że tworzenie warunków do rozwoju energetyki odnawialnej musi polegać na liberalizacji całego rynku energii elektrycznej, a w mniejszym stopniu na preferowaniu segmentu energii odnawialnej. W praktyce oznacza to potrzebę ochrony inwestorów w obszarze energetyki odnawialnej przez system regulacyjny przed dominującą pozycją zakładów energetycznych w zakresie warunków przyłączania źródeł rozproszonych do sieci, ale także w zakresie warunków stosowania opłat przesyłowych. (Symptomatyczna z punktu widzenia energetyki odnawialnej jest na świecie zmiana w ostatnim czasie strategii zielonych. Mianowicie właśnie oni przestają się koncentrować na walce o preferencje dla energetyki odnawialnej, zaczynają natomiast głównie tropić preferencje antyekologiczne, jawne i niejawne, w systemach regulacji wielkiej elektroenergetyki). Rozpatrując ryzyka związane z technologiami, trzeba oprócz elektroenergetyki gazowej, węglowej i odnawialnej uwzględnić także energetykę atomową. Otóż, ma ona szansę pojawić się w Polsce wtedy, kiedy znajdą się inwestorzy, którzy wybudują elektrownie atomowe (z których każda będzie kosztować nie mniej niż dwa mld euro) za własne pieniądze. Na podstawie oceny ryzyka musieliby oni najpierw dojść do przekonania, że energię produkowaną w tych elektrowniach sprzedadzą na rynku. Dwaj najwięksi inwestorzy obecni w polskiej elektroenergetyce, EdF i Vattenfall, mają wysokie kompetencje w zakresie energetyki atomowej i to oni musieliby się zdecydować na inwestycje. Decyzje łatwiej jednak było podejmować trzydzieści lat temu. Obecnie są one obarczone zbyt dużym ryzykiem technologicznym i rynkowym, które będzie trwać do końca dekady. Wcześniej żaden inwestor nie zdecyduje się zainwestować w tradycyjne technologie atomowe, nie tylko w Polsce. Trzeba 7

5 pamiętać także o aspekcie społecznym. Trudno wyobrazić sobie, aby można było, w kraju gdzie nie ma jeszcze energetyki atomowej, wybudować elektrownię atomową bez zgody społeczeństwa. Dlatego w Polsce taka decyzja powinna być poprzedzona szeroką dyskusją społeczną, która być może musiałaby się zakończyć nawet referendum (z małym prawdopodobieństwem pozytywnego wyniku). Dlaczego kogeneracja gazowa ma przyszłość, chociaż dzisiaj jest nieopłacalna W referacie [2], który stanowi dotychczas najpełniejszą inwentaryzację kogeneracji w Polsce, wymienia się 37 istniejących źródeł, niezwykle zróżnicowanych. Mianowicie są to źródła o mocy elektrycznej od 5 kw do 200 MW, w postaci silników gazowych, w postaci turbin gazowych i w postaci układów combi, zasilane gazem sieciowym, gazem z lokalnych źródeł gazu (w tym ze źródeł podmorskich), a także zasilane gazem skroplonym. Wielkie zróżnicowanie dotyczy miejsc/sytuacji, w których źródła zostały zastosowane. Są to źródła demonstracyjne (najmniejsze) i elektrociepłownie zawodowe (źródła największe). Między wymienionymi skrajnymi przypadkami mieszczą się źródła zainstalowane w dużych systemach ciepłowniczych, źródła przemysłowe, źródła osiedlowe oraz źródła dla potrzeb indywidualnych obiektów, takich jak szpitale, baseny, szklarnie i inne. Inwestorami są przedsiębiorstwa elektroenergetyczne z kontraktami długoterminowymi, przedsiębiorstwa ciepłownicze nieposiadające żadnych kontraktów inwestycyjnych, przedsiębiorstwa gazownicze (na razie praktycznie tylko w przypadku źródeł demonstracyjnych), inwestorzy prywatni z obszaru venture capital, inwestorzy przemysłowi instalujący źródła na własne potrzeby, itp. Zasygnalizowana różnorodność wskazuje na korzystne cechy gazowej kogeneracji rozproszonej, umożliwiające dopasowanie źródeł do zindywidualizowanych warunków, czyli zapewniające im przewagę rynkową w stosunku do technologii węglowych. Korzystne z istoty właściwości gazowej kogeneracji są powodem, że liczba gazowych źródeł kogeneracyjnych na świecie szybko rośnie i jest ich już ponad 60 tys. Przykład nowej jakości: jedno małe źródło i trzydzieści sześć umów Małe gazowe źródła kogeneracyjne są nowoczesną ofertą technologiczną adresowaną po raz pierwszy w historii bezpośrednio do zastosowania w gospodarce energetycznej przez klientów spoza hermetycznego kręgu elektroenergetyki. Jednak znaczenie tej oferty wykracza daleko poza jej podstawowe znaczenie energetyczne. Mianowicie oferta ta w naturalny sposób uaktywnia nowe podmioty/instytucje oraz nowych ludzi i tworzy nowe środowisko biznesowe publiczno-prywatne na masową skalę, zdolne absorbować najnowocześniejsze technologie, zarządzać skomplikowanymi procesami biznesowymi i rozwiązywać trudne problemy rozwoju infrastruktury w ogóle, a nie tylko infrastruktury energetycznej. Dla ilustracji tej tezy może posłużyć Projekt Tuchów przedstawiony, w sposób wybiórczy, poniżej (jeden z projektów wymienionych w referacie [2]). Projekt Tuchów zrealizowany został w oparciu o porozumienie o współpracy zawarte w 2002 roku pomiędzy Polskimi Elektrowniami Gazowymi (PEG) jako inwestorem i Gminą Tuchów. Projekt polegał na przebudowie przestarzałej osiedlowej kotłowni węglowo-olejowej (kotłownia Centrum ), stanowiącej własność gminy, w nowoczesną elektrociepłownię gazową (EC Tuchów) poprzez wyłączenie z eksploatacji węglowego kotła fluidalnego o mocy 1 MW t zasilanego miałem węglowym (roczne zużycie miału węglowego około 560 ton) i zainstalowaniu w jego miejsce kotła gazowego (Remeha) o mocy 470 kw t oraz gazowego agregatu kogeneracyjnego (Tedom) o mocy elektrycznej 66kW e i cieplnej 106 kw t, a także poprzez wymianę palnika olejowego w eksploatowanym kotle Buderus o mocy 880 kw t na gazowy (wcześniej kocioł Buderus pracował jako olejowy, równolegle z kotłem fluidalnym). Inwestycja ta, zrealizowana głównie pod kątem zapewnienia bezpieczeństwa dostaw ciepła do odbiorców końcowych, pozwoliła uzyskać bardzo istotne efekty w zakresie ochrony środowiska naturalnego poprzez ograniczenie ilości zanieczyszczeń odprowadzanych do powietrza (których roczna produkcja wynosiła ok. 106 ton). Modernizacja została przeprowadzona ze środków własnych PEG. Ciepło do odbiorców końcowych (do spółdzielni mieszkaniowych i bezpośrednio do osób fizycznych) dostarczane jest za pośrednictwem sieci ciepłowniczej dzierżawionej od gminy Tuchów, zmodernizowanej przez PEG w całości ze środków własnych. O złożoności organizacyjnej małego Projektu Tuchów (nakłady inwestycyjne około 1,1 mln PLN, roczne przychody około 700 tys. PLN), i jednocześnie o skuteczności zarządzania takim projektem przez podmioty uznawane dotychczas za niewłaściwe (niespełniające kryteriów profesjonalizmu) za pomocą rozbudowanych stosunków umownych świadczy lista zrealizowanych bądź realizowanych (w sposób ciągły) 36 umów cywilnoprawnych z kilkunastoma partnerami biznesowymi, w tym 12 umów z Urzędem Gminy i dwoma spółdzielniami mieszkaniowymi. Należy podkreślić, że koszt transakcji, który jest ciągle jeszcze przez struktury monopolistyczne prezentowany jako czynnik nieefektywności, w rzeczywistości nie jest już barierą rozwoju zaawansowanych stosunków rynkowych, nawet w przypadku tak małych projektów jak Projekt Tuchów. W rezultacie rozwiązaniami (technologicznymi, własnościowymi, organizacyjnymi) zastosowanymi w ramach Projektu Tuchów jest zainteresowanych już wiele samorządów. Priorytety polityki energetycznej (wg autora) Sformułowane priorytety da się w podstawowej części pogodzić z oficjalnym dokumentem Polityka energetyczna Polski do 2025 roku. Jednak zgodność nie jest pełna. W hasłowym ujęciu priorytety (bez rozwinięcia tych, które dotyczą spraw paliwowych, omówionych wcześniej) są następujące: 1. Rozwiązanie problemów dotyczących realizacji wymagań unijnych (Traktatu Akcesyjnego, zwłaszcza w zakresie środowiska, w tym dyrektyw LCP i pułapowej, dotyczących emisji, a także przyszłej dyrektywy dotyczącej bezpieczeństwa energetycznego). 2. Zapewnienie podstaw rozwoju energetyki odnawialnej. 3. Zmiana podejścia do górnictwa i do węgla. 4. Zapewnienie zwiększenia zużycia gazu do celów energetycznych. 5. Rozstrzygnięcie roli elektroenergetyki atomowej w Polsce. 8

6 6. Ukształtowanie systemu operatorskiego dla krajowych systemów sieciowych: elektroenergetycznego, gazowego i naftowego (czyli restrukturyzacja majątkowa, właścicielska i organizacyjna przedsiębiorstw: PSE Operator, PGNiG Przesył, PERN Przyjaźń ). Ponadto zaś konieczność wprowadzenia regulacji prawnych umożliwiających działanie operatorów w stanach kryzysowych, wymagających przejściowego zawieszania mechanizmów rynkowych. 7. Restrukturyzacja/prywatyzacja (w szczególności rewizja realizowanych przez MSP programów konsolidacyjnych w elektroenergetyce, a także przyspieszenie liberalizacji gazownictwa). 8. Podjęcie długofalowego programu porządkowania systemu podatkowego dla potrzeb inwestycji (czyli ograniczenie ryzyka regulacyjnego, na które nadmiernie są narażeni inwestorzy, oraz stworzenie systemu oddziaływania za pomocą podatków na inwestycje zapewniające bezpieczeństwo energetyczne). 9. Rynek/regulacja (np. zastąpienie prognoz ilościowych w polityce energetycznej mechanizmami rynkowymi dostosowywania podaży do popytu, z ewentualnym wykorzystaniem mechanizmów regulacji, takich np. jak przetargi na usługi systemowe w postaci nowych mocy wytwórczych, ogłaszane przez URE jedynie w przypadku, gdyby konkurencja okazała się niewydolna). Komentarze do przedstawionych priorytetów przedstawiono poniżej (z pominięciem priorytetów 2 do 5). Trzeba ogólnie przy tym stwierdzić, że minął czas tworzenia autonomicznej polskiej polityki energetycznej. Musimy się dostosować do procesów w Unii, w której następuje generalnie odejście od polityki energetycznej i koncentracja na bezpieczeństwie energetycznym. W ramach tego trendu trwają prace nad unijną dyrektywą bezpieczeństwa energetycznego. Priorytet 1. Jest niewielka tylko szansa, że możliwa będzie renegocjacja zapisów Traktatu Akcesyjnego dotyczących spełnienia w 2008 roku wymagań dotyczących elektrowni/elektrociepłowni w zakresie emisji CO 2 oraz SO 2 do atmosfery. Z drugiej strony, nie będzie możliwe dotrzymanie tych wymagań w przypadku podtrzymywania absolutnej dominacji obecnych technologii węglowych w wytwarzaniu energii elektrycznej (i nie byłoby to uzasadnione). Dlatego rząd powinien zapewnić wejście Polski na ścieżkę prowadzącą do spełnienia wymagań w późniejszym czasie, w szczególności poprzez zmianę struktury paliwowej dla elektroenergetyki (co ma szanse być przyjęte przez Unię za działanie wystarczające). Priorytet 6. Państwo powinno ukształtować za pomocą środków polityki energetycznej (i nadzoru właścicielskiego, do czasu prywatyzacji) zakres powiązań operatorów PSE Operator, PGNiG Przesył oraz PERN Przyjaźń, umożliwiający osiągnięcie efektów oszczędnościowego, koordynacyjnego i synergicznego w obszarach bezpieczeństwa energetycznego i efektywności ekonomicznej. Pojawia się tu jednak problem już na poziomie koncepcji. Przy jej formułowaniu nie można pomijać analizy wzrostu siły działań strajkowych, który byłby związany z konsolidacją operatorów (wpływ szantażu strajkowego na obniżenie bezpieczeństwa energetycznego, stosowanego przez monopolistyczne przedsiębiorstwo elektroenergetyczne EdF, ujawnia się w ostatnich latach z całą ostrością we Francji). Priorytet 7. Państwo powinno podporządkować restrukturyzację i prywatyzację elektroenergetyki oraz gazownictwa osiągnięciu celów w ramach NPR , korespondujących z celami strategii lizbońskiej oraz celami strategii rozwojowej USA (mianowicie strategii budowy społeczeństwa wiedzy i społeczeństwa wodorowego). Będzie to oznaczać w szczególności odwrót od strategii sektorowych i realizację strategii ukierunkowanych na wdrożenie zasady subsydiarności w ramach polityk regionalnych. Priorytet 8. Państwo powinno monitorować bezpieczeństwo energetyczne i zapewnić warunki potrzebne do realizacji inwestycji (i napływu kapitału), wykorzystując w tym celu niezbywalne prawo do regulacji podatkowych, jako podstawowego środka oddziaływania z obszaru polityki energetycznej, a także wykorzystując kontrakty regulacyjne URE z inwestorami, jeśli okazałyby się one niezbędne. Z drugiej strony jest jasne, że podatki w ogóle, i podatek akcyzowy w obszarze paliw i energii w szczególności, będą w najbliższym czasie przedmiotem ostrych konfliktów w Unii, która będzie dążyć do ich ujednolicenia. Trzeba przy tym widzieć, że koordynacja podatku akcyzowego jest współcześnie największym, w wymiarze światowym, źródłem możliwości budowy nowej struktury konkurencyjności paliw, nowych technologii energetycznych oraz sieciowych nośników energii. Tym samym daje silne narzędzie do budowy nowego systemu zarządzania bezpieczeństwem energetycznym. Priorytet 9. Prognozom bilansowym opracowywanym w ramach polityki energetycznej należy nadać jedynie znaczenie pomocnicze. Głównym mechanizmem równoważenia popytu i podaży powinien być rynek. Państwo powinno tworzyć natomiast w ramach polityki energetycznej warunki do oceny ryzyka technologicznego na użytek inwestorów (poprzez opracowywanie prognoz technologicznych w obszarze energii). W tym celu powinna być realizowana zasada finansowania badań naukowych dla potrzeb polityki energetycznej, taka jak uwzględniona w strategii lizbońskiej dla całej gospodarki (przeznaczenie na badania 3% PKB, finansowanie badań w 1/3 ze środków państwowych, a w 2/3 ze środków prywatnych, czyli ze środków przedsiębiorstw energetycznych). 9

7 Decentralizacja operatorstwa. Nie zaprzepaścić w praktyce regulacyjnej rozwiązań Dyrektywy 2003/54/EC oraz znowelizowanej ustawy Prawo energetyczne 1. Mimo że utworzony operator PSE Przesył formalnie spełnia wymagania Dyrektywy 2003/54/EC, to konieczne jest dalsze działanie mające na celu stworzenie silnego (z majątkiem), niezależnego operatora systemowego, zdolnego choćby częściowo równoważyć rosnącą monopolistyczną siłę przedsiębiorstw wytwórczych i dystrybucyjnych oraz powrót rachunku wyrównawczego (wynikający właśnie z niewydolności regulacji i wielkiej skali przedsiębiorstw). Istnieje tu podobieństwo pożądanej roli operatora systemu przesyłowego w 2004 roku do roli PSE S.A. w 1990 roku. 2. Jest też dodatkowy problem na poziomie operatorstwa przesyłowego. Jest to problem relacji krajowych operatorów sieciowych: elektroenergetycznego (PSE Operator), gazowego (PGNiG Przesył) i naftowego (PERN Przyjaźń). Jest on istotny w tym sensie, że ropa naftowa zaczyna mieć inne znaczenie niż dotychczas. Mianowicie ropa przestaje mieć w długoterminowej strategii znaczenie dominujące. To wynika ze światowej strategii budowy energetyki wodorowej. Z tych samych powodów gaz zaczyna mieć znaczenie zdecydowanie większe, w elektroenergetyce w szczególności. To pociąga za sobą zmianę systemu cenotwórstwa gazu, mianowicie jego powiązanie z cenotwórstwem energii elektrycznej. Dlatego właśnie problem relacji krajowych operatorów sieciowych jest tak ważny. Jest to jednak problem jeszcze otwarty (w polityce energetycznej, a także w polityce właścicielskiej państwa i w praktyce regulacyjnej). 3. Nie ma już praktycznie w Polsce szans na efektywne rozpoczęcie działalności przez operatorów dystrybucyjnych wcześniej niż przed 1 lipca 2007 roku, czyli przed najpóźniejszym terminem określonym w Dyrektywie 2003/54/ EC. To hamuje rozwój konkurencji. Tym bardziej istotny będzie, z punktu widzenia wiarygodności działań URE na rzecz konkurencji, sposób, w jaki Urząd wskaże do końca 2006 roku (zgodnie z nowelizacją ustawy Prawo energetyczne) operatorów dystrybucyjnych. Przy tym wyposażenie operatorów dystrybucyjnych w majątek sieciowy, inaczej niż w przypadku operatora systemowego, nie ma, w polskim kontekście, kluczowego znaczenia. Ważniejsza jest natomiast daleko idąca decentralizacja operatorstwa dystrybucyjnego. W szczególności URE powinno umożliwić działanie operatorom w wielkich grupach przemysłowych i infrastrukturalnych (KGHM, Mittal Steel Polska, Kompania Węglowa, KHW, PKN Orlen, PKP, i inne), operatorom postprzemysłowym (działającym w granicach zrestrukturyzowanych kombinatów, takich jak Huta Stalowa Wola, Stocznia Szczecińska, Zakłady Cegielskiego itd.), operatorom w gminach (posiadających przedsiębiorstwa prowadzące działalność w obszarze elektroenergetyki, wyposażonych w majątek sieciowy), a także operatorom zarządzającym rozproszonymi systemami elektroenergetycznymi podmiotów funkcjonujących w postaci sieci handlowych, sieci zakładów przemysłowych itp. Działania restrukturyzacyjne gwarantujące decentralizację systemu operatorskiego na poziomie dystrybucyjnym, i zarazem decentralizację bilansowania zapotrzebowania i dostaw należy traktować jako siłę sprawczą rzeczywistej konkurencji, która powinna zaistnieć na rynku energii elektrycznej. 4. Realizacja procesu konsolidacji spółek dystrybucyjnych (utworzenie, po grupie Enea, grup Enion, EnergiaPro oraz Energa, dążenie do utworzenia grupy L-6, a także dążenie do połączenia zakładów energetycznych Łódź-Miasto i Łódź-Teren), która w tendencji nie przyczyni się do rozwoju konkurencji w elektroenergetyce, powinna przyczynić się przynajmniej do decentralizacji operatorstwa w ten sposób, że na trwałe wyeliminuje operatora systemu przesyłowego (spółkę PSE Operator) z operatorstwa w obszarze sieci 110 kv (bo skonsolidowane spółki dystrybucyjne są dostatecznie silne, aby to operatorstwo przejąć całkowicie). Ograniczenie zakresu działania operatora PSE Operator do sieci przesyłowej mogłoby otworzyć drogę do głębokiej decentralizacji operatorstwa w ogóle (p. 3). Reforma regulacji jako pożądana odpowiedź na rosnące znaczenie ryzyka inwestorów Główne ryzyka okresu przejściowego Poniżej wymienia się pięć głównych ryzyk okresu przejściowego, z których każde musi być właściwie zarządzane. Są to: 1. Ryzyko głębokiej zmiany priorytetów w Polsce po akcesji do Unii, nadanie najwyższego priorytetu środowisku i infrastrukturze w gminach. Ryzyko to będzie charakterystyczne w okresie do 2006 roku (a następnie, w mniejszym stopniu, w okresie nowego budżetu Unii, tzn. w latach ). 2. Ryzyko związane z przebiegiem deregulacji europejskich rynków energii elektrycznej i gazu. Ustabilizowanie podstaw prawnych w tym obszarze nastąpi w 2007 roku, i będzie związane z formalnym otwarciem wymienionych rynków dla ludności. 10

8 3. Ryzyko związane z nadpodażą w kompleksie paliwowo- -energetycznym w Polsce, zróżnicowaną w różnych sektorach. Okres porządkowania rynku w obszarze zdolności wytwórczych w elektroenergetyce i zdolności magazynowych w gazownictwie oraz w sektorze paliw płynnych zakończy się z dużym prawdopodobieństwem do końca dekady. Ujawnienie stranded costs w obszarze sieciowym nastąpi natomiast na dużą skalę w końcu dekady, a porządkowanie zdolności przesyłowych w elektroenergetyce i w gazownictwie będzie trwać przez całą kolejną dekadę. 4. Ryzyko technologiczne związane z rozwojem technologii wodorowych w elektroenergetyce, w tym z rozwojem nowych technologii transportu gazu ziemnego (technologii LNG i CNG), nowych technologii produkcji biomasy/biopaliw (z wykorzystaniem osiągnięć inżynierii genetycznej) oraz nowych technologii energetycznego wykorzystania węgla (w szczególności jego zgazowywania w złożach). Ryzyko to będzie narastać do końca dekady, a rynkowe wytwarzanie nowej struktury technologii w kompleksie paliwowo-energetycznym będzie następować głównie w następnej dekadzie. 5. Ryzyko nowej polityki podatkowej na świecie, w tym głównie akcyzowej, zmieniającej strukturę konkurencyjności paliw i sieciowych nośników energii w skali globalnej, w szczególności zmieniającej wzajemną konkurencyjność gazu, biomasy/biopaliw, ropy naftowej oraz węgla. Ryzyko to będzie się kształtować w czasie podobnie jak ryzyko technologiczne, tzn. będzie narastać do końca dekady, a porządkowanie podatków będzie następować głównie w następnej dekadzie. (Oczywiście, jest wiele ryzyk dodatkowych. Niektóre z nich mogą się okazać w bliskiej przyszłości ważniejsze od przedstawionych powyżej. Do takich potencjalnie należy ryzyko cen transferowych w grupach kapitałowych, które już się zaczyna ujawniać w Polsce). Stopa dyskontowa jako charakterystyczny problem nowej ekonomiki w elektroenergetyce Powiązanie stopy dyskontowej, jednej z najważniejszych wielkości makroekonomicznych, z ryzykiem inwestycji w elektroenergetyce może być wyrażone teoretycznie w sposób następujący: (1) gdzie: s a jest kosztem alternatywnym kapitału (najczęściej równym oprocentowaniu państwowych obligacji długoterminowych), s r jest natomiast stopą ryzyka, charakterystyczną dla danej działalności gospodarczej. Wzór (1) umożliwia łatwy sposób budowy modelu probabilistycznego stopy dyskontowej dla inwestycji na rynkach usług infrastrukturalnych, tzn. łatwy sposób wyznaczenia rozkładu prawdopodobieństwa iloczynu dwóch zmiennych losowych, z których pierwsza jest związana z rynkiem kapitałowym, a druga z regulacją rynków usług infrastrukturalnych (przy założeniu, że rozkład zmiennej losowej s a, będącej emanacją dochodowości rynku, jest znany z rynku kapitałowego, a rozkład zmiennej losowej s r w sektorach infrastrukturalnych, będący emanacją ich regulacji, jest podawany w postaci wartości referencyjnych do publicznej wiadomości inwestorów przez właściwych regulatorów. Wybór stopy dyskontowej do zilustrowania problemu ryzyka w elektroenergetyce rynkowej, i ogólnie na rynkach z wymaganą kapitałochłonną infrastrukturą, ma charakterystyczne znaczenie z wielu innych punktów widzenia (poza punktem widzenia związanym z techniką obliczeniową), 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 materialnych inwestycji infrastrukturalnych 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 r i określenie jej wartości referencyjnej w poszczególnych segmentach infrastruktury). Ryzyko inwestycyjne (regulacyjne) przez pryzmat różnych technologii Odrębną sprawą jest praktyka regulacyjna. Pierwszą skrajnością w tym zakresie jest regulacja ekonomiki bloku 833 MW w Elektrowni Bełchatów II (prawdopodobnie jednego z dwóch największych bloków na węgiel brunatny planowanych/budowanych obecnie na świecie). Otóż w tym przypadku jest ciekawe, czy zbadane zostało przez URE, kto poniesie ryzyko regulacyjne i będzie finansował przez 30 lat różnicę przychodów, która wyniknie po nieuchronnej jednak (obiektywnie) zmianie obecnego systemu stawek w opłacie przesyłowej grupowej i cen na rynku bilansującym (na system rynkowy krańcowych cen węzłowych). Bardzo ciekawa jest też druga skrajność. Wiąże się ona z potrzebą objaśnienia podstaw merytorycznych rozwiązania z zakresu regulacji, pokazującego, jak uwalniając wytwórców produkujących energię elektryczną w skojarzeniu z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia przez URE, można zablokować systemowo konkurencję w kogeneracji gazowej. Rozwiązanie to pokazało niezależnym inwestorom, chcącym wejść w przestrzeń rynkową elektroenergetyki z technologiami rozproszonymi, czym jest w Polsce ryzyko regulacyjne. Mianowicie regulacja eliminująca od 1 stycznia 2005 roku taryfy dla elektrociepłowni (decyzja URE z września 2004 roku), przy pozostawieniu kontraktów długoterminowych, w szczególności dla wszystkich dużych elektrociepłowni gazowych (Gorzów, Nowa Sarzyna, Wrotków, Rzeszów, Zielona Góra), zmusiła inwestorów w segmencie gazowej kogeneracji rozproszonej (CEEV-Starachowice, ECO-Opole, Fortum-Świebodzice, OZC-Ostrów Wielkopolski, PE- -Siedlce i innych) do wstrzymania się z włączeniem do ruchu wybudowanych źródeł lub do wszczęcia działań 11

9 mających na celu wyłączenie źródeł z ruchu w przypadku utrzymania w mocy wypowiedzeń przez zakłady energetyczne wcześniej zawartych umów na zakup energii elektrycznej. Nieważne okazało się przy tym, że rozwój gazowej energetyki rozproszonej, realizowany przez inwestorów prywatnych, inwestujących na własne ryzyko, wpisuje się w oficjalną strategię gospodarczą rządu, a ponadto jest jedyną realną alternatywą w najbliższych latach w stosunku do istniejącej zawodowej elektroenergetyki węglowej. Zatem zasadnicze znaczenie ma ograniczenie ryzyka regulacyjnego, na które nadmiernie są obecnie narażeni niezależni wytwórcy, oraz stworzenie systemu oddziaływania za pomocą podatków na dopływ kapitału i inwestycje zapewniające bezpieczeństwo elektroenergetyczne w obszarze wytwarzania w horyzoncie długoterminowym. Pod tym względem istotne jest zastąpienie prognoz ilościowych w polityce energetycznej mechanizmami rynkowymi dostosowywania podaży do popytu, z ewentualnym wykorzystaniem mechanizmów regulacji, takich np. jak przetargi na usługi systemowe w postaci nowych mocy wytwórczych, ogłaszane przez URE (jedynie w przypadku gdyby konkurencja okazała się niewydolna). Z tego punktu widzenia wyzwaniem dla URE jest określenie stopy ryzyka zróżnicowanej dla elektroenergetyki węglowej, gazowej, odnawialnej oraz atomowej. Jest oczywiste, że ryzyko rynkowe budowy tradycyjnego bloku atomowego o mocy 1000 MW, czyli technologii schyłkowej, za dwa i pół miliarda euro, jest inne niż ryzyko budowy bloku 800 MW, za 800 mln euro, na węgiel brunatny, którego rynek się kurczy. Z kolei jest oczywiste, że to ostatnie zdecydowanie się różni od ryzyka budowy mikroelektrociepłowni gazowej za 100 tys. euro na szybko rosnącym rynku elektroenergetyki rozproszonej, zwłaszcza jeśli uwzględni się perspektywę szokowego wzrostu konkurencji w najbliższych latach na rynku gazu. Wchodzą cztery nowe siły Przedsiębiorstwa ciepłownicze działające już na konkurencyjnym rynku ciepła, spółki gazownictwa (dystrybucyjne) i przedsiębiorstwo PGNiG S.A., gminy (w tym tworzące strefy przemysłowe o dużym zapotrzebowaniu na ciepło technologiczne i na energię elektryczną) oraz odbiorcy przemysłowi stają się szczególnymi czterema wielkimi siłami zewnętrznymi (w stosunku do elektroenergetyki), zainteresowanymi rozwojem gazowej kogeneracji rozproszonej. Charakterystyczny jest pod tym względem zwrot, który dokonał się w gazownictwie. Mianowicie polega on na tym, że w ramach przygotowań do prywatyzacji przedsiębiorstwo PGNiG S.A wprowadziło do giełdowego prospektu emisyjnego inwestycje w obszarze elektroenergetyki gazowej jako jeden z czterech swoich strategicznych celów rozwojowych. (Oczywiście, wstrzymanie prywatyzacji PGNiG S.A. na początku czerwca przez ministra skarbu państwa osłabia na razie znaczenie zastosowanego rozwiązania, ale ważne jest samo ujawnienie się zrozumienia potrzeby aktywnej roli gazownictwa w rozwoju elektroenergetyki gazowej). Z kolei ciepłownictwo jest tym sektorem, w którym zrealizowana została dominująca liczba dotychczasowych gazowych projektów kogeneracyjnych średniej mocy (od kilku do kilkunastu MW elektrycznych). Ponadto to Izba Gospodarcza Ciepłownictwa ma najpełniejsze rozpoznanie potencjału rozwojowego kogeneracji ( MW elektrycznych w ramach modernizacji lub nadbudowy istniejących systemów ciepłowniczych oraz 1000 MW elektrycznych w segmencie indywidualnych obiektów budowlanych). Jeśli chodzi o wielkich odbiorców, to w ostatnich trzech latach zrobili oni większy postęp na drodze zrozumienia rynku niż sektor i rząd. Zatem dla nich Dyrektywa 2003/54/EC jest szansą, a nie zagrożeniem, jak dla sektora. Wielcy odbiorcy mogą też liczyć na wsparcie Komisji Europejskiej, dla której konkurencyjność przemysłu unijnego na globalnym rynku staje się najwyższym priorytetem. Zatem wielcy odbiorcy mogą z większą odwagą w kolejnych latach żądać od URE rozwiązań, które miały np. być wdrożone 1 lipca 2004 roku w obszarze rynku bilansującego i opłaty przesyłowej, eliminujących stopniowo ekonomikę cen przeciętnych oraz wzmacniających ekonomikę cen krańcowych w poszczególnych węzłach wytwórczych i odbiorczych systemu elektroenergetycznego (stanowiących podstawę wyboru lokalizacji inwestycji wytwórczych i inwestycji przemysłowych). Wielcy odbiorcy będą ponadto mogli łatwo zaskarżyć kontrakty KDT jako pomoc publiczną niedopuszczalną w UE, jeśli rząd nie będzie wykazywał zdecydowania w rozwiązaniu sprawy. Samorządy z kolei zaczynają odgrywać ważną rolę w zakresie organizowania stref przemysłowych uzbrojonych w infrastrukturę energetyczną, traktowanych jako ważny czynnik przyciągania nowych inwestorów. Oczywiście, samorządy coraz śmielej przejmują też rolę operatorów infrastruktury energetycznej dla potrzeb swoich mieszkańców. Wymienione cztery siły i znowelizowana ustawa Prawo energetyczne (z maja 2005 roku), w zakresie dotyczącym operatorstwa dystrybucyjnego, stanowią silną przesłankę do tezy o nadejściu czasu decentralizacji technicznej w elektroenergetyce. 12

10 Synteza uwarunkowań, które widać gołym okiem W referacie [9] przedstawiono w kompleksowy sposób syntezę uwarunkowań, które muszą być wzięte pod uwagę przy każdej próbie zaprojektowania nowych rozwiązań regulacyjnych, jeśli mają one zapobiec narastaniu niedostosowania elektroenergetyki do współczesności. Są to następujące uwarunkowania: 1. Energia elektryczna będzie potrzebna zawsze. Elektroenergetyka w obecnym kształcie nie będzie potrzebna i powinna się otworzyć na konkurencję w celu zdobycia umiejętności do działania w środowisku konkurencyjnym. 2. Bezpieczeństwo energetyczne zostanie w bardzo dużym stopniu zdecentralizowane i urynkowione poprzez internalizację jego kosztu. 3. Regulacja kosztowa (taryfowa) cen energii elektrycznej zostanie zastąpiona wyceną na konkurencyjnym rynku. 4. Przedsiębiorstwa użyteczności publicznej zostaną zastąpione niezależnymi wytwórcami i niezależnymi przedsiębiorstwami handlowymi. 5. Odpowiedzialność operatorów za bezpieczeństwo energetyczne zmieni się w realizację zarządzania procesem osłabiania presji inwestycyjnej w obszarze sieci elektroenergetycznych. 6. Finansowanie ze środków własnych przedsiębiorstw (z przeszłości) zmieni się w wyprzedzające finansowanie inwestycji rynkowych (obciążonych ryzykiem). 7. Praca z placów budowy/inwestycji przeniesie się do fabryk (do dostawców technologii gazowych). 8. Eksploatacja systemu elektroenergetycznego zmieni się w serwisowanie urządzeń. 9. Usługi służb wewnętrznych przedsiębiorstw (nawet tak newralgiczne jak usługi teleinformatyczne) zostaną zastąpione outsourcingiem. Praktyczne działania pilnie potrzebne w elektroenergetyce Natura kryzysu stworzonego w ostatnich latach w elektroenergetyce jest podobna jak kryzysu w państwie. Polega ona na odbudowie interesów korporacyjno-politycznych, kosztem interesów odbiorców i regionów. Ta sytuacja wymaga nowej reformy, na miarę reformy podjętej w 1990 roku. 1. Należy zahamować konsolidację poziomą (w zakresie, w jakim to jest jeszcze możliwe), i nie dopuścić do konsolidacji pionowej, w ramach której wielcy wytwórcy zostaną obdarowani przez rząd majątkiem i rynkami spółek dystrybucyjnych (natomiast nie jest groźne przejęcie przez spółkę dystrybucyjną lokalnego wytwórcy, z produkcją stanowiącą nawet kilkunastoprocentowy udział w rynku spółki). Jedną z ostatnich szans na zrobienie wyłomu w procesie konsolidacji poziomej jest utworzenie Energetyki Podkarpackiej (poprzez wyłączenie Rzeszowskiego Zakładu Energetycznego S.A. z programu L-6), które może i powinno się stać wyłomem w sektorowym programie konsolidacyjnym MSP. Należy przy tym podkreślić, że argumentacja przeciw utworzeniu Energetyki Podkarpackiej w rodzaju, że grupa ta byłaby zbyt mała i nie wytrzymałaby konkurencji na rynku europejskim, jest niewłaściwa i powinna być obnażona przed opinią publiczną na dwa sposoby. Po pierwsze, ta grupa, jako grupa infrastrukturalna, nie będzie konkurować na rynku europejskim, będzie natomiast działać w regionie (w skali którego będzie wielką grupą). Dlatego to inwestorzy (głównie europejscy) będą konkurować o tę grupę, zwłaszcza jeśli wcześniej, poprzez konsekwentną pracę, obejmie ona w ramach partnerstwa publiczno-prywatnego rynki usług dodanych w regionie. Ponadto trzeba pamiętać, że w ostatnich latach to najmniejszy zakład energetyczny, mianowicie ZE Płock, miał najlepsze wyniki w zakresie rozszerzania swojego rynku usług infrastrukturalnych i doszedł do tego, że 30% przychodów uzyskał poza biznesem podstawowym, i w ten sposób stworzył warunki do skutecznej ochrony miejsc pracy. (Konsolidacja elektroenergetyki na obecnym etapie ma wiele cech wspólnych z rozwiązaniem polegającym na utworzeniu spółek węglowych w 1993 roku. Trzeba się też liczyć z wszystkimi negatywnymi skutkami tego rozwiązania, tzn. z szybkim spadkiem wartości rynkowej elektroenergetyki). 2. Za podstawowe zadanie dla polskiej elektroenergetyki w dziedzinie wytwarzania należy uznać natychmiastowe rozpoczęcie przygotowań podsektora wytwórczego do nowego etapu konkurencji, wynikającego z dokonującego się skoku technologicznego na świecie, związanego z rozwojem technologii gazowych. W tym zakresie konieczne jest określenie przez państwo dwóch strategii: strategii rozwoju elektroenergetyki gazowej (opartej na wykorzystaniu gazu ziemnego) oraz ewentualnej strategii wykorzystania polskiego węgla kamiennego z zastosowaniem jego gazyfikacji. W okresie przejściowym (do końca obecnej dekady) modernizację elektrowni należy prowadzić w ramach programu ich dostosowania do unijnych norm ochrony środowiska, w szczególności do wymagań Traktatu Akcesyjnego i Dyrektywy LPC (koszt dostosowania, konieczny do poniesienia do końca dekady, ocenia się na około 10 mld euro). W tym okresie należy stworzyć warunki do stopniowego wprowadzania gazu ziemnego do elektroenergetyki poprzez stosowanie technologii hybrydowych węglowo-gazowych. 13

11 elektrycznej (wykorzystanie biogazu w oczyszczalniach ścieków, spalarnie śmieci) Po trzecie, powinien to być segment infrastruktury dla potrzeb e-gminy. W tym segmencie elektroenergetyczne spółki dystrybucyjne mają do odegrania ważną rolę w budowie potrzebnej infrastruktury teleinformatycznej (powiązanie infrastruktury budowanej dla własnych potrzeb technologicznych z infrastrukturą dla potrzeb urzędów i ludności w gminach), a także w tworzeniu warunków dla rozwoju usług na rynku domów inteligentnych, urzędów inteligentnych i inteligentnych obiektów gminnej infrastruktury rozproszonej. Tym sposobem, poprzez działania na trzech wymienionych segmentach rynku usług infrastrukturalnych, należy ciągle jeszcze dążyć (jednak przy malejących szansach na sukces) do uczynienia z restrukturyzacji i prywatyzacji elektroenergetyki jednego z silnych impulsów rozwojowych Polski, zapewniającego między innymi wytworzenie zdolności do wykorzystania środków unijnych, zwłaszcza w okresie budżetowym Siemens press picture 3. Dalszą restrukturyzację i prywatyzację elektroenergetyki (w okresie lat), zwłaszcza spółek dystrybucyjnych, należy powiązać z budową sektora publiczno-prywatnego ukierunkowanego na rynek usług infrastrukturalnych w gminach, bo tylko w ten sposób będą one w stanie zwiększyć przychody, i zmniejszyć zakres zwolnień pracowników. Działania muszą być przy tym ukierunkowane na trzy segmenty tego rynku Po pierwsze, powinien to być segment energetyki lokalnej, charakteryzującej się wytwarzaniem rozproszonym ciepła i energii elektrycznej. Podstawą energetyki lokalnej powinna być energetyka gazowa i odnawialna. Przy tym rozwój energetyki odnawialnej, jeśli ma ona odegrać istotną rolę w zdynamizowaniu działalności energetycznej na poziomie gmin, musi się wiązać przede wszystkim z wykorzystaniem biomasy (uzyskiwanej tradycyjnie, ale także modyfikowanej genetycznie) do produkcji energii (ciepła i energii elektrycznej) Po drugie, powinien to być segment ochrony środowiska, jednak nie tylko powietrza, ale również wody i gleby. Znaczenie tego segmentu wynika stąd, że inwestycje związane tylko z kanalizacją i z usługami dotyczącymi utylizacji/zagospodarowania śmieci, ocenia się w okresie do 2016 roku na około 40 mld zł). Należy przy tym podkreślić, że ten segment ma powiązanie (chociaż ograniczone) z produkcją ciepła i energii LITERATURA [1] J. Popczyk, Na progu trzeciego etapu rozwoju sytuacji w elektroenergetyce po 1990 r., Polskie Elektrownie 2004 (Polish Power Plants 2004), wydawca AKNET Krzysztof Kogut, Tarnów [2] T. Podziemski, H. Bałut, Kogeneracja w Polsce. Przewodnik po instalacjach zasilanych gazem ziemnym, materiały Konferencji Gazowniczej, Bydgoszcz [3] N. Bernot, W kierunku przemian strukturalnych w elektroenergetyce europejskiej, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. Elektroenergetyka nr 1/2004 (48). [4] J. Zhang, The Prospect of Hydrogen Economy A Strategic Decision for Every Nation, a także artykuł J. Malko, Wodór perspektywiczny nośnik energii, Wokół Energetyki, nr 4 (20), sierpień [5] The Global Liquefied Natural Gas Market: Status & Outlook, Energy Information Administration, U.S. Department of Energy, December 2003 ( gov), a także artykuł opracowany na podstawie tego źródła P. Seklecki, Europejski rynek LNG, Biuletyn Regulacji Energetyki nr 4/2004. [6] J. Piński, G. Sadowski, Świat dodaje gazu, Wprost nr 1115 (11 kwietnia 2004). [7] A. J. Piwowarski, Technologia transportu morskiego sprężonego gazu ziemnego w służbie dywersyfikacji dostaw gazu do Polski, materiały konf. Gazterm 2004, Międzyzdroje, maj [8] Polska energetyka do roku 2030, Grupa EDF Polska, Energetyka, Zeszyt tematyczny nr IV, wrzesień [9] J. Popczyk, Jak daleko w Polsce do rynku energii elektrycznej (Referat Generalny), Materiały konf. Aktualne Problemy Energetyki, Gdańsk-Jurata, czerwiec chociaż już w połowie dekady jest jednak jasne, że celu tego Unia nie będzie w stanie zrealizować. 2 przekształcenia konsolidacyjne w elektroenergetyce idą niestety w odwrotnym kierunku, tzn. utrwalania charakteru sektorowego energetyki w Polsce. Prof. dr hab. inż. Jan Popczyk Autor jest pracownikiem naukowym Politechniki Śląskiej. 14