ENERGIA XX – Prywatyzacja polskiej energetyki, cz. 3
Dodatek reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 299 (5464) 21 grudnia 1999 r.

Energetyka – strategia 2020
Przedstawiciele sektora paliwowo-energetycznego dyskutowali o przyszłości branży i przedstawionym przez Ministerstwo Gospodarki projekcie „Założeń polityki energetycznej Polski do 2020 roku”

 

W ciągu 5 – 7 lat krajowy potencjał wytwórczy energetyki zaspokoi popyt. Jednak około 2005 roku konieczna stanie się budowa nowych mocy. Rozwój jest zadaniem, które Prawo energetyczne nałożyło na przedsiębiorstwa… – powiedział 23 listopada 1999 r. w Toruniu podczas seminarium „Energetyka – strategia 2020” podsekretarz stanu w Ministerstwie Gospodarki, Jan Szlązak. Kilkudziesięciu przedstawicieli branży zastanawiało się, jaka droga rozwoju będzie najlepsza dla krajowych przedsiębiorstw energetycznych.

W toruńskiej debacie o przyszłości sektora paliwowo-energetycznego dyskutowali między innymi eksperci i decydenci: prezes Urzędu Regulacji Energetyki – Leszek Juchniewicz, wicedyrektor Departamentu Nadzoru i Prywatyzacji II Ministerstwa Skarbu Państwa – Jakub Mieńkowski, były podsekretarz stanu w Ministerstwie Przemysłu i Handlu – Herbert Leopold Gabryś, były wiceprezydent Segmentu Energetycznego ABB na Europę Środkową i Wschodnią – Paweł Olechnowicz, jak również menedżerowie: Klemens Ścierski (wiceprezes Zarządu Elektrowni Łaziska SA, były minister przemysłu i handlu), Jan Kurp (prezes Zarządu Elektrowni Jaworzno III SA, prezes Zarządu Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie), Roman Kuczkowski (prezes Zarządu Zakładu Energetycznego Toruń SA), Jan Rogóż (prezes Zarządu Elektrowni Łagisza SA).

Poniżej zamieszczamy najciekawsze fragmenty wystąpień praktyków gospodarczych.

Na świecie liczą się tylko silni

Klemens Ścierski, wiceprezes Zarządu Elektrowni Łaziska SA

Na początku lat 90. rozpoczęły się przekształcenia w krajowej energetyce. Miały one dostosować branżę do warunków panujących na światowych rynkach. Powstała nowa struktura organizacyjna z wyraźnym rozdzieleniem podsektorów wytwarzania, przesyłu i dystrybucji. Pięć przedsiębiorstw okręgowych zastąpiło ponad 30 dużych firm wytwórczych. W sektorze dystrybucji zaczęły działać 33 samodzielne zakłady energetyczne, mimo że ilość sprzedawanej przez nie energii potrafiłby zapewnić jeden koncern zachodnioeuropejski. Przesyłem zajęły się Polskie Sieci Elektroenergetyczne.

W 1998 roku Ministerstwo Gospodarki i Ministerstwo Skarbu Państwa opracowały projekt konsolidacji branży elektroenergetycznej przed jej prywatyzacją. Nie został on jednak przyjęty. Wobec tego polska elektroenergetyka jest nadal rozdrobniona, składa się z kilkudziesięciu samodzielnych przedsiębiorstw. Udział największych w krajowym rynku sięga najwyżej kilku procent. Taka sytuacja powoduje, że tracimy wszyscy. Małe, słabe firmy nie potrafią uzyskać kredytów na modernizację; kosztowniejsze są inwestycje ekologiczne; opóźnia się restrukturyzacja wewnętrzna przedsiębiorstw; odsuwa się w czasie likwidacja nieekonomicznych i nieekologicznych elektrowni i elektrociepłowni.

Niestety, większość przedsiębiorstw z sektora elektroenergetycznego, nie dysponując odpowiednim kapitałem, ma trudności z uzyskaniem kredytów. Zaradzić temu miały kontrakty długoterminowe z PSE SA. Dzisiaj zarówno dla rządu, banków, jak i samych zainteresowanych, w przededniu powstania wolnego rynku energii elektrycznej, stanowią one problem trudny do rozwiązania.

Konsolidacja jest konieczna. Ma ona istotne znaczenie wobec przystąpienia Polski do Unii Europejskiej. Od 20 lutego 1999 roku w krajach wspólnoty rozpoczął się proces liberalizacji produkcji i dystrybucji energii. Wielkie koncerny zwiększyły aktywność za granicą i zabiegają o nabycie akcji w przedsiębiorstwach innych krajów. Giganci poszukują nowych rynków zbytu.

Wobec potężnej konkurencji krajowi wytwórcy energii elektrycznej – przy obecnym modelu organizacji, bez uprzedniej konsolidacji – nie mają szans na zachowanie swojej tożsamości, nie mówiąc już o ewentualnym wyjściu na rynki zagraniczne.

Możliwe są dwa warianty rozwoju sytuacji w rodzimym sektorze elektroenergetycznym: polskie elektrownie staną się częścią zachodnich koncernów albo w kraju powstaną silne grupy kapitałowe przedsiębiorstw zintegrowanych pionowo i poziomo, które będą w stanie rywalizować z zagranicznymi podmiotami. Nie można oczywiście wykluczyć wariantu pośredniego, w którym w wyniku prywatyzacji i restrukturyzacji branży część podmiotów wejdzie w skład koncernów, a część utworzy mniejsze grupy kapitałowe.

Moim zdaniem polska elektroenergetyka potrzebuje obecnie tego, co ma energetyka zachodnioeuropejska i światowa: szybkiej konsolidacji i prywatyzacji. W takiej właśnie kolejności. Silne kapitałowe grupy producentów są w stanie generować nakłady na inwestycje i rozwój, mogą być partnerami dla banków, wreszcie przeprowadzić znaczącą redukcję kosztów wytwarzania i odnaleźć się w realiach liberalizującego się rynku. Energetyka rozdrobniona i słaba nie poradzi sobie sama. Powinniśmy być partnerem, a nie klientem czy wręcz rynkiem zbytu dla technologii i urządzeń.

Nie bez znaczenia są też wpływy finansowe możliwe do uzyskania przez Skarb Państwa. Doświadczenia pokazują, że przy sprzedaży dużych firm zyskuje się o wiele więcej, niż sprzedając fragmentarycznie całą branżę.

Warto też zastanowić się, czy – w obliczu integracji z Unią Europejską – polskie grupy kapitałowe byłyby w stanie inwestować za granicą? Uważam, że tak. Jest to teza być może zaskakująca, ale możliwa do udowodnienia i zrealizowania w praktyce. Sposób przeprowadzenia prywatyzacji zadecyduje o przyszłości polskiej energetyki. Mój niepokój wzbudza to, że w środowisku dyskutuje się wyłącznie o tym, która elektrownia, kiedy i komu zostanie sprzedana. Musimy działać aktywnie, ustawiać się w roli partnera. Sugerowałbym pewien branżowy solidaryzm: niech silni nie myślą tylko o sobie, niech pomyślą o słabych.

Wydaje mi się, że modelem, do którego musimy dążyć, jest kilka silnych kapitałowo grup o mocy zainstalowanej minimum 4-6 tys. MW. W tym roku pojawiła się inicjatywa utworzenia Koncernu Energetycznego Południe, w skład którego weszłoby co najmniej pięć elektrowni: Jaworzno III SA i Łaziska SA, Siersza SA, Łagisza SA i Halemba SA. Ich łączna moc już dziś wynosi 4200 MW, co stanowi około 14 proc. krajowego potencjału.

Jeśli przedsięwzięcie powiedzie się, nowa organizacja będzie mogła skutecznie konkurować na europejskim rynku; sprawnie przeprowadzi restrukturyzację wewnętrzną; ograniczy negatywny wpływ swoich elektrowni na środowisko naturalne; uzyska korzystniejsze ceny za akcje w momencie prywatyzacji.

Jaworzno III SA pionierem konsolidacji

Jan Kurp, prezes Zarządu Elektrowni Jaworzno III SA

Podstawowym warunkiem powodzenia konsolidacji jest przede wszystkim jasny program restrukturyzacji i inwestycji w łączonych podmiotach oraz akceptacja właściciela dla tych działań. Niezbędna jest także zgoda reprezentacji pracowniczej, czyli związków zawodowych. W Jaworznie pierwsi w kraju doprowadziliśmy do połączenia dwóch przedsiębiorstw energetycznych. Jestem przekonany, że nasze doświadczenia powinny być wykorzystane.

Połączenie Elektrowni Jaworzno III oraz Zespołu Elektrowni Jaworzno w Elektrownię Jaworzno III SA nastąpiło pod koniec 1995 roku. Już wtedy posiadaliśmy zatwierdzony plan odbudowy mocy w Elektrowniach II i III. Elektrownia I musiała zostać zlikwidowana.

Rozpoczęliśmy przebudowę Elektrowni II. Przedsięwzięcie nie powiodłoby się, gdyby nie kontrakt z Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi na sprzedaż energii i mocy z odbudowanej Elektrowni II oraz podobna umowa na likwidację Elektrowni I. Mieliśmy również gwarancję utrzymania kontraktu długoterminowego z PSE na sprzedaż mocy i energii z Elektrowni III.

Koniecznością stało się zawarcie umowy społecznej z załogą, gdyż restrukturyzacja zatrudnienia w byłym Zespole Elektrowni Jaworzno stała się koniecznością. 600 osób musiało odejść. Jako pierwsi w kraju wprowadziliśmy wewnętrzne osłony dla zwalnianych. Odchodzący w 1996 roku otrzymywali po 6000 złotych.

Efekty przyszły szybko. W 1998 roku zamknęliśmy Elektrownię I. Modernizacja Elektrowni II dobiega końca – w połowie tego roku rozpoczął się rozruch bloków z kotłami fluidalnymi. Za kilka miesięcy zakończymy ostatnie prace.

Elektrownia Jaworzno III SA jest również pionierem w tworzeniu struktur paliwowo-energetycznych. Wspólnie z Nadwiślańską Spółką Węglową założyliśmy Zakład Górniczo-Energetyczny Sobieski – Jaworzno III.

Nasze elektrownie od lat odbierały węgiel z kopalń: Jaworzno i Jan Kanty. Gdy rozpoczęto w kraju uzdrawianie górnictwa, zaproponowaliśmy, aby z nierentownej kopalni Jaworzno, znajdującej się w Nadwiślańskiej Spółce Węglowej, wydzielić szyb Sobieski. Spółka węglowa wniosła aport w postaci infrastruktury, zaś elektrownia 50 mln złotych w gotówce. Do nowej struktury przeszła niezbędna część załogi – 2800 osób.

Założyliśmy, że w ZGE wydobycie musi wzrosnąć do 2 mln ton węgla, co zagwarantuje osiągnięcie progu rentowności. Elektrownia Jaworzno III SA zobowiązała się do odbioru wszystkich miałów energetycznych.

Po 10 miesiącach działalności wydobywczej nowego podmiotu są pierwsze efekty: wzrosła wydajność na jednego zatrudnionego z 1,6 t/pdn do 3,6 t/pdn, zmniejszył się jednostkowy koszt sprzedaży z 190 zł/tonę w 1998 roku do 110 zł/tonę, zwiększyło się miesięczne wydobycie z 118 tys. ton w 1998 roku do 178 tys. ton, a przede wszystkim osiągnięto zerową akumulację. Jeśli pozytywna tendencja utrzyma się, wkrótce spółka zacznie przynosić zyski.

Po roku restrukturyzacji jaworznickiego górnictwa jesteśmy bogatsi w doświadczenia. Przede wszystkim opracowany w ubiegłym roku biznesplan był zbyt optymistyczny. Dziś wiemy, że nie jest możliwa kompleksowa restrukturyzacja kopalni zaledwie w ciągu roku. Zaległości w robotach przygotowawczych stały się źródłem trudności przy planowaniu przyszłej produkcji.

Sądzę, że przykład Elektrowni Jaworzno III SA – firmy o dobrej kondycji, która przeprowadziła restrukturyzację dwóch innych spółek Skarbu Państwa – jest właściwą drogą i wzorem do naśladowania. Swoimi doświadczeniami chętnie podzielimy się z innymi, którzy staną przed podobnymi problemami. Wierzę, że model restrukturyzacji elektrowni – takich jak Elektrownie I i II – zostanie wykorzystany również w zakładach tworzonego właśnie Koncernu Energetycznego Południe.

Trzeba dostosować się do rynku

Roman Kuczkowski, prezes Zarządu Zakładu Energetycznego Toruń SA

W ostatnich latach we wszystkich krajach rozwiniętych zaobserwować można bardzo wyraźną tendencję liberalizacji rynków energii. Uznano, iż w elektroenergetyce możliwe jest wprowadzenie konkurencji w obszarach wytwarzania i obrotu, przy równoczesnym zachowaniu kontroli nad z natury monopolistyczną działalnością sieciową. Stwierdzono równocześnie, że funkcjonowanie elektroenergetyki na zasadach konkurencji nie tylko przyczynia się do wzrostu efektywności oraz racjonalizacji cen, ale nie ma również negatywnego wpływu na poziom bezpieczeństwa energetycznego.

Konkurencyjne rynki energii funkcjonują obecnie między innymi w Wielkiej Brytanii, Skandynawii, Niemczech, Hiszpanii, USA, Kanadzie, Australii czy Nowej Zelandii. Tendencja światowa jest więc jednoznaczna – na rynkach krajów rozwiniętych dokonuje się oddzielenie działalności sieciowej od wytwarzania i obrotu energią z jednoczesnym wprowadzaniem konkurencji w tych ostatnich, umożliwiając odbiorcom końcowym swobodny wybór dostawcy energii poprzez zasadę dostępu stron trzecich do sieci.

Naprzeciw tej tendencji wychodzi uchwalone w Polsce w 1997 r. Prawo energetyczne. Na spółki dystrybucyjne, prowadzące podstawową działalność w dwóch obszarach: obrotu oraz przesyłania i dystrybucji energii, nakłada ono obowiązek księgowego wydzielenia kosztów i przychodów obu rodzajów działalności.

Widocznych jest kilka sposobów podejścia do tego problemu. W niektórych spółkach zdecydowano się na wydzielanie pionów dystrybucji i obrotu w dyrekcjach i rejonach energetycznych, przy zachowaniu dotychczasowej podległości organizacyjnej. W innych postanowiono rozdzielić dystrybucję i obrót poprzez utworzenie pionowej podległości tych działalności w jednostkach terenowych dyrektorom „branżowym” w zarządzie. Rozważane jest również powołanie oddzielnych rejonów (zakładów) dystrybucji i obrotu.

Zdecydowana większość kosztów spółki dystrybucyjnej wiąże się z prowadzeniem działalności sieciowej. Aby uniknąć subsydiowania poszczególnych obszarów działania, należy więc również zdecydowaną większość przychodów przypisać temu rodzajowi działalności. Działalność dystrybucyjna powinna zapewnić stabilny, pewny dochód na poziomie odzwierciedlającym uzasadnione koszty prowadzenia działalności, umożliwiającym utrzymanie i rozwój sieci dystrybucyjnej i gwarantującym określony zwrot z kapitału inwestorom.

Wysokość przychodów przedsiębiorstwa sieciowego zależy bezpośrednio od wysokości taryf zatwierdzanych przez URE. Regulator powinien umożliwić spółkom dystrybucyjnym pozyskanie środków niezbędnych dla zapewnienia dostaw odbiorcom, gwarantując równocześnie akcjonariuszom w miarę stabilny zysk. Warunkiem osiągnięcia powyższych celów jest prowadzenie odpowiedniej polityki regulacyjnej przez URE i możliwie szybkie osiągnięcie przez taryfy dystrybucyjne poziomu gwarantującego dopływ środków na rozwój i utrzymanie sieci. Działalność sieciowa powinna zatem stanowić stabilną podstawę funkcjonowania spółki dystrybucyjnej.

O ile działalność polegająca na przesyłaniu i dystrybucji, mająca charakter monopolu naturalnego, pozostanie wyłączną domeną spółek dystrybucyjnych, o tyle w obrocie energią wprowadzana jest konkurencja, zgodnie z harmonogramem określonym w rozporządzeniu ministra gospodarki. Dlatego przed zarządami spółek dystrybucyjnych staje pytanie o strategię działania w obrocie energią w obliczu nadchodzących zmian.

Według stanu na początek września 1999 r. URE wydał 196 koncesji na obrót energią elektryczną. Zdecydowana większość to przedsiębiorstwa o zasięgu lokalnym, jednakże koncesję otrzymały również spółki-córki dużych koncernów międzynarodowych, polskie konglomeraty (np. Elektrim czy Węglokoks) oraz odbiorcy końcowi (np. PKP). Konkurencję dla spółek dystrybucyjnych w obszarze obrotu stanowią również powstające źródła skojarzone małej mocy. W wyniku modernizacji lokalnych kotłowni czy elektrociepłowni przemysłowych oddawane są do użytku niewielkie turbozespoły gazowe, które niezależnie od dostarczania ciepła dotychczasowym odbiorcom mogą oferować również energię elektryczną.

Niewątpliwie w efekcie wprowadzenia konkurencji w obrocie energią marże nie będą wysokie. Zresztą już w tej chwili dochody z tej działalności są w wielu spółkach dystrybucyjnych ujemne. Wzrost efektywności przedsiębiorstw sektora, rozwiązanie problemu kontraktów długoterminowych, wprowadzenie instytucji rynkowych, takich jak giełda energii czy brokerzy wyspecjalizowani w zarządzaniu ryzykiem, czy wyeliminowanie subsydiowania doprowadzą zapewne w przyszłości do sytuacji, w której obrót energią będzie opłacalny.

Większość spółek dystrybucyjnych zastanawia się dzisiaj, jak zorganizować obrót. Niemal wszystkie doszły do tego samego wniosku, uznając potrzebę połączenia sił i starając się znaleźć partnerów dla wspólnych działań na rynku. Najlepszym tego przykładem jest stworzenie pięciu konsorcjów spółek dystrybucyjnych, które w 1998 r. ogłosiły przetarg na dostawy energii. Dwie grupy (północna i zachodnia) ponowiły te działania również w tym roku.

Podejmowane są również inne przedsięwzięcia. Górnośląski Zakład Energetyczny S.A. przystąpił do spółki EnergoGaz Węglokoks. Prawdopodobnie uznano więc, iż zintegrowanie działań na rynku energii elektrycznej, gazu i węgla przyniesie dodatkowe korzyści. Pojawiają się również inicjatywy zmierzające do pionowych powiązań w obrocie energią – wśród nich np. Polska Energia Pierwsza Kompania Handlowa w Katowicach oraz inicjatywa dolnośląska utworzenia przez Elektrownię Turów, elektrociepłownie oraz spółki dystrybucyjne lokalnego holdingu multienergetycznego.

Nie wolno również zapominać o bliskiej prywatyzacji sektora dystrybucji. Jak wiadomo, pakiety akcji spółek będą oferowane w grupach, z równoczesnym preferowaniem podmiotów zainteresowanych zakupem akcji wszystkich spółek danej grupy.

Produkcja w skojarzeniu – szansą dla odbiorców i środowiska

Jan Rogóż, prezes Zarządu Elektrowni Łagisza SA

Rynek energii elektrycznej w Polsce zaczął się kształtować z chwilą stworzenia podstaw prawnych zawartych w Prawie energetycznym, a jego zasady wydają się coraz bardziej jasne i oczywiste. Inaczej wygląda sytuacja na rynku ciepła, który praktycznie nie istnieje ze względu na specyficzny charakter produkcji, przesyłu i odbioru „towaru”, jakim jest ciepło.

W większości polskich miast systemy ciepłownicze nie pozwalają na wprowadzenie w prosty, szybki i tani sposób konkurencji. O funkcjonowaniu rynku będziemy mogli mówić, dopiero gdy u odbiorcy pojawi się możliwość zakupu energii po konkurencyjnej cenie.

Powstanie rynku ciepła przyczyni się do racjonalnego i efektywnego wykorzystania różnych postaci energii, gwarantując tym samym optymalne planowanie inwestycji oraz lepsze wykorzystanie posiadanej infrastruktury technicznej. Krokiem ku temu są artykuły 17, 18 i 19 Prawa energetycznego, które czynią samorząd województwa, wojewodę, gminę odpowiedzialnymi za planowanie i organizację zaopatrzenia w energię.

Aglomeracja górnośląska jest największym rynkiem cieplnym na południu kraju. Znajduje się tam ponad 3 tys. źródeł ciepła, w tym 90 o mocy od 10 do 50 MWt i 68 o mocy powyżej 50 MWt. Obszar charakteryzuje się rozwiniętą siecią ciepłowniczą liczącą prawie 1150 km. Przewidywane w 2015 roku zapotrzebowanie wyniesie około 8,8 tys. MWt mocy cieplnej. Wieloletnie problemy z ochroną środowiska w regionie skłaniają dziś do wyboru technologii gwarantujących produkcję taniej i czystej energii. Skojarzenie daje takie możliwości.

Duża liczba źródeł ciepła, rozwinięta sieć ciepłownicza województwa śląskiego stwarzają dogodne warunki do produkcji energii elektrycznej i cieplnej w układach skojarzonych.

Przebudowa bloków kondensacyjnych na bloki pracujące w skojarzeniu może być dokonana w różny sposób w zależności od potrzeb cieplnych. Stopień przemiany energii zawartej w paliwie w zależności od mocy cieplnej wykazuje, że sprawność obiegu podwyższa się znacząco wraz ze wzrostem mocy cieplnej. Powoduje to znaczną redukcję zużycia paliwa, a co za tym idzie – obniżenie poziomu emisji substancji szkodliwych do powietrza oraz oczywiście kosztów.

Jako sprawdzone rozwiązanie dla bloków energetycznych 120 MW można przyjąć zastosowaną w El. Łagisza SA zabudowę wymiennika ciepłowniczego o mocy 130 MW zasilanego parą z połączenia części średnioprężnej i niskoprężnej turbiny. Jako typowe rozwiązanie dla bloków energetycznych 200 MW można natomiast zastosować rozwiązanie polegające na zainstalowaniu wymiennika podstawowego zasilanego parą z połączenia części średnioprężnej i niskoprężnej turbiny oraz wymiennika szczytowego zasilanego parą z gorącej szyny.

Dla pokazania korzyści związanych z takim rodzajem produkcji energii elektrycznej i ciepła można posłużyć się przykładem efektów uzyskanych w Elektrowni Łagisza SA. W 1994 roku dostosowano turbinę bloku nr 6 do pracy w skojarzeniu, dzięki czemu z wymiennika podturbinowego uzyskano moc cieplną 130 MWt, przy obniżeniu osiągalnej mocy turbozespołu ze 120 MWe do około 95 MWe przy maksymalnej mocy cieplnej. Znacznie obniżyła się ilość węgla potrzebna do wytworzenia jednostki energii. Skutkiem obniżenia zużycia paliwa jest redukcja emisji pyłowo-gazowych. Należy dodać, że blok nr 6 wyposażony jest w instalację odsiarczania, palniki niskoazotujące wraz z dyszami dopalającymi oraz wysoce sprawny elektrofiltr.

Wobec bliskiego wejścia Polski do Unii Europejskiej warto przyjrzeć się, jak do tego problemu podchodzi się na Zachodzie. 15 października 1997 r. Komisja Europejska przyjęła komunikat o promowaniu gospodarki skojarzonej jako przyjaznej środowisku i energooszczędnej. Obecnie jej udział na rynku Unii Europejskiej wynosi 9 proc. Podwojenie tego wskaźnika do 2010 roku spowoduje zmniejszenie w Europie emisji SO2 o 150 mln ton rocznie.

Analiza wykonana przez PSE SA zakłada rosnące znaczenie produkcji skojarzonej również w Polsce. Realizacja tych zamierzeń może napotkać jednak pewne bariery. Wynika to z faktu niewprowadzenia w Polsce mechanizmów zabezpieczających dla skojarzonego wytwarzania w warunkach systemów ciepłowniczych, tak jak zaleca to Komisja Europejska. W UE wychodzi się z założenia, że ponieważ korzyści płynące ze skojarzenia są oczywiste, dlatego w ramach urynkowienia gospodarki energetycznej dozwolone jest stosowanie przez kraje członkowskie mechanizmów wspomagających. Ze względów technologicznych energia elektryczna produkowana w skojarzeniu z energią cieplną musi być sprzedana w całości. Przymus produkcji umożliwia stawianie niekorzystnych warunków zakupu energii od elektrociepłowni.

Wierzę, że w ciągu kilku lat dostosujemy nasze prawodawstwo do norm europejskich. Skorzysta na tym przede wszystkim klient, czyli odbiorca naszej energii.

Opracował Józef Kotlarz

 

• Strona Ministerstwa Gospodarki
• Strona Elektrowni Łaziska S.A.
• Strona Elektrowni Jaworzno III S.A.
• Strona Zakładu Energetycznego Toruń S.A.