Infrastruktura – Środowisko – Energia
Dodatek promocyjno-reklamowy do „RZECZPOSPOLITEJ”.
11 września 2006 r.
Energetyka i jej odbiorcy…
Czyje na wierzchu?
Wypowiedź dr. Leszka Juchniewicza, Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki
To nieco uproszczone, by nie rzec – prozaiczne pytanie nie jest pozbawione głębszego sensu. Stanowi pretekst do poszukiwania odpowiedzi w sprawach dla polskiej gospodarki i polskiego społeczeństwa ważnych. Ważnych na dziś, ważnych też dla wspólnej przyszłości. To możliwość oceny aktualnego stanu polskiej energetyki i przedyskutowania kierunków jej rozwoju oraz zasad funkcjonowania.
| By dyskusja o problemach systemu elektroenergetycznego nie przypominała przysłowiowej rozmowy ze ślepym o kolorach, niezbędne jest przybliżenie kilku podstawowych pojęć – w sposób zrozumiały dla nieelektryka.
Definicje mocy Moc czynna – zdolność do wyprodukowania określonej ilości energii w jednostce czasu, wyrażana wzorem P = U*I*cosØ, gdzie _ jest kątem pomiędzy wektorami prądu (I) i napięcia (U); moc czynna jest tą cechą energii elektrycznej, która umożliwia wykonywanie pracy, równej iloczynowi wartości tej mocy i czasu; moc czynna przepływa od źródła do odbiornika, gdzie jest pożytkowana na pracę; Moc bierna – „pozostała” część mocy, wyrażona wzorem Q = U*I*sinØ, wynikająca ze wzajemnego przesunięcia w czasie sinusoidy prądu i napięcia, jakkolwiek także związana z przepływem prądu i wartością napięcia, ale która nie umożliwia wykonania pracy użytecznej; moc bierna przepływa od źródła do odbiornika a następnie wraca od odbiornika do źródła; Moc zainstalowana – formalna wartość mocy czynnej, zapisana w dokumentacji projektowej instalacji wytwórczej jako maksymalna możliwa do uzyskania, potwierdzona protokołami odbioru tej instalacji (wartość historyczna – niezmienna w czasie); Moc osiągalna – faktyczna maksymalna wartość mocy czynnej, jaką można uzyskać z danej instalacji wytwórczej; z upływem czasu może się obniżyć względem mocy zainstalowanej np. na skutek postępującego zużycia urządzeń, może też zostać podwyższona względem mocy zainstalowanej, np. w wyniku przeprowadzonej modernizacji (jest to wartość „wolnozmienna” w czasie); Moc dyspozycyjna w danym okresie – faktyczna maksymalna wartość mocy czynnej, jaką można uzyskać w danym okresie, od mocy osiągalnej niższa o ubytki mocy spowodowane chwilowym (charakteryzującym rozpatrywany okres) pogorszeniem stanu urządzeń, jakości paliwa, warunków chłodzenia, wydajności układów nawęglania, odpylania, odsiarczania itd. (wartość o dużej dynamice zmian w czasie – będąca wypadkową awarii, remontów a także warunków zewnętrznych funkcjonowania systemu); Definicje bilansów mocy Bilans roczny – zestawienie wartości mocy osiągalnej i maksymalnego obciążenia systemu, jakie występuje w ciągu roku. Wynik tego porównania i jego prognoza na kolejne lata jest podstawową przesłanką dla decyzji inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze; Bilans chwilowy mocy – zestawienie mocy dyspozycyjnej w danej jednostce czasu i obciążenia systemu w tej samej jednostce czasu. Wynik tego porównania jest podstawową przesłanką bieżącego prowadzenia ruchu systemu oraz planowania remontów jednostek wytwórczych i elementów sieci przesyłowej w taki sposób, by gwarantować utrzymanie określonej rezerwy mocy, niezbędnej dla stabilnego prowadzenia systemu; Definicje szczytów obciążenia Obciążenie systemu elektroenergetycznego, czyli ilość energii pobierana z systemu w jednostce czasu, wykazuje ciągłe wahania, zależne od pory doby, dnia tygodnia oraz pory roku. Krzywa obciążenia wykazuje więc postępujące po sobie „szczyty” i „doliny”, czyli lokalne ekstrema:
Komentarz Analiza wydarzeń z ubiegłego lata, kiedy to Operator Systemu Przesyłowego miał problemy z bieżącym zbilansowaniem systemu posłużyła niektórym komentatorom do wyprowadzenia następującego wniosku: skoro w systemie wystąpił deficyt mocy, to znaczy, że „nadwyżka mocy jest mitem”, niezbędne są pilne inwestycje w uzupełnienie zdolności wytwórczych, a za całokształt zaniedbań w tym obszarze odpowiedzialność ponoszą OSP i Prezes URE. Co więcej, podjęcie określonych działań jest konieczne natychmiast, gdyż inaczej wystąpi bezpośrednie zagrożenie powtórzeniem się kryzysu w nadchodzącym szczycie zimowym. Jest to próba rozciągnięcia wniosków z bilansowania bieżącego na bilans roczny i dlatego prowadzi do mylnych konkluzji. Przedmiotowe problemy były spowodowane niedostosowaniem planu remontów linii przesyłowych i jednostek wytwórczych do krzywej zapotrzebowania systemu, która – w porównaniu do lat ubiegłych – w sposób istotny zmieniła swój przebieg oraz charakter. Lato tego roku, rekordowe pod względem temperatur od początku ich notowania, spowodowało istotną a nieprzewidzianą zmianę sytuacji. Po stronie odbiorców wystąpiło gwałtowne zwiększenie wykorzystania klimatyzatorów i wentylatorów a za tym wzrost zapotrzebowania na moc czynną z jednoczesnym wzrostem poboru mocy biernej. Po stronie dostawców okres wzmożonego zapotrzebowania nałożył się na kampanię remontową (znaczna część mocy wytwórczych odstawiona do remontów w dolinie letniej), wysokie temperatury i susza spowodowały ponadto ograniczenia mocy dyspozycyjnej jednostek pracujących ze względu na upośledzenie układów chłodzenia (niedobór wody chłodzącej i/lub zbyt wysoka – względem poziomów dopuszczalnych ze względów ekologicznych – temperatura w punktach jej zrzutu). Na problem z nieoczekiwaną redukcją mocy dyspozycyjnej nałożyły się dodatkowo ograniczenia zdolności przesyłowych w sieci. Było to z jednej strony spowodowane ograniczeniem prądowej obciążalności przewodów roboczych linii przesyłowych, które (słabiej chłodzone) wydłużały się, przekraczając dopuszczalne zwisy, z drugiej znaczna część i tak ograniczonej wartości prądu związana była z przepływami mocy biernej, co porównać by można do „zatykania” linii, wreszcie część ciągów liniowych wyłączona była do okresowych przeglądów. Na ograniczenie zdolności wytwórczych nałożyły się więc problemy z zaspokojeniem potrzeb odbiorców zlokalizowanych w miejscach odległych od czynnych źródeł. Należy jednak podkreślić, że wszystkie te okoliczności dotyczą problemów ruchowych i na tym poziomie mogą i powinny być rozwiązywane. Wyciąganie na tej podstawie wniosku o pilnej konieczności restytucji mocy wytwórczych jest całkowicie bezpodstawne. Przeciwnie, wydarzenia tego lata stanowią bezpośrednią inspirację dla pogłębionej analizy, jaki powinien być przyszły kształt systemu elektroenergetycznego, uwzględniającego zjawiska jakościowo nowe, ale które – jak się zdaje, dotychczas sporadyczne – mogą nabrać charakteru trwałego. Rozstrzygnięcia, także poprzez stosowne inwestycje, wymagają kwestie: zorganizowanego zarządzania popytem, zwiększenia udziału generacji rozproszonej w potencjale wytwórczym ogółem, likwidacji wąskich gardeł w sieci przesyłowej, lokalizacji nowych źródeł wytwórczych, lepiej skorelowanej z lokalizacją odbiorów, a wreszcie proekologicznych technologii wytwarzania. Nawoływanie do prostej restytucji mocy – w postaci jednostek systemowych w dotychczasowej technologii i lokalizacjach, jako panaceum na wszystkie problemy – stanowi uproszczenie zdecydowanie zbyt daleko idące. A odpowiedzialność za podjęte decyzje (także za decyzje dotychczas niepodjęte) w pierwszej kolejności spoczywa na Ministrze Gospodarki. n |
Tylko z pozoru sprawa wydaje się prosta. I energetyka i jej odbiorcy zależą od siebie, co oznacza, że interesy jednych i drugich powinny być stale równoważone i żadna ze stron nie powinna zdominować drugiej. Podobnie, jak ma to miejsce w innych dziedzinach gospodarowania. Istnieją jednak zasadnicze różnice pomiędzy sektorami gospodarki poddanymi pełnej rynkowej konkurencji a tymi, gdzie rynkowe mechanizmy wdrażane są z licznymi perturbacjami i na razie ich zaawansowanie nie było w stanie zmienić monopolistycznego oblicza czy to energetyki, czy to telekomunikacji, czy też kolejnictwa. Truizmem jest przypominanie, iż monopol naturalny był przez dziesiątki lat postrzegany jako najbardziej efektywna forma prowadzenia działalności gospodarczej, zwłaszcza w pionowo zintegrowanym cyklu produkcyjnym (np. elektroenergetyka) lub w zakresie przyznanej przez państwo wyłączności na bieżące funkcjonowanie i rozwój (np. telekomunikacja, kolejnictwo). Zaledwie przed 33 laty, po tzw. wielkim szoku naftowym w 1973 r. okazało się, iż tak naprawdę hołdowanie monopolom w energetyce stanowi istotną barierę dla rozwoju i postępu, zarówno w odniesieniu do firm, jak i konsumentów. Powiedziano zatem „dość” nieefektywności w tym sektorze, „dość” dyktatowi cenowemu. Postanowiono tak przeorganizować struktury energetycznych monopoli, by pewne zakresy ich działalności poddać rynkowej konkurencji, a tam gdzie jest to niemożliwe – ustanowić w „zastępstwie” reguły regulacji i poprzez wyspecjalizowanego Regulatora (w Polsce – Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki) umożliwić państwu oddziaływanie na funkcjonowanie przedsiębiorstw energetycznych, głównie na stanowienie cen. Jednakowoż powiedzieć a zrobić – to dwie różne rzeczy. Bo choć regulacja monopoli naturalnych zyskała uznanie konsumentów, to jednocześnie natrafiła na znaczny opór zmonopolizowanych struktur, broniących status quo. Tak dzieje się w wielu miejscach świata, podobne trudności odnotowują kraje unijne, nie inaczej jest także w Polsce. Ta ostatnia konstatacja warta jest nieco szerszego komentarza, bez którego trudno będzie odpowiedzieć na pytanie postawione w tytule artykułu.
Przywołując znaną i lubianą encyklopedyczną definicję konia (koń – jaki jest, każdy widzi), chciałoby się podobnie zdefiniować relacje pomiędzy energetyką a jej odbiorcami. Obawiam się jednak, iż to co widzi większość z nas w tych relacjach, to zaledwie przysłowiowy wierzchołek góry lodowej. Nie pojmujemy medialnych informacji o rozwiązaniu KDT (bynajmniej nie chodzi o warszawskie Kupieckie Domy Towarowe, ale o kontrakty długoterminowe w elektroenergetyce), nie jesteśmy w stanie ocenić, czy integracja pionowa sektora elektroenergetyki to coś pożądanego czy wręcz przeciwnie, nie wiemy czy tak naprawdę zabrakło prądu latem bieżącego roku, czy też nie i czy rzeczywiście może się tak wydarzyć, i dlaczego PGNiG S.A. chce wyłączyć gaz krajowy spod regulacji Prezesa URE?
Właściwie interesuje nas jedynie termin i skala kolejnych podwyżek cen energii elektrycznej, cen gazu, cen ciepła scentralizowanego. A przecież wszystkie powyżej wymienione sprawy, w mniejszym lub większym stopniu oddziaływają na poziom interesujących nas cen. Warto choćby niektórym z nich poświęcić chwilę uwagi i poznać ich istotę. Zbyt często bowiem ci, którym zależy na wzroście cen, lansują opinie, że energia elektryczna, gaz lub ciepło są zbyt tanie, co nie zachęca do inwestowania (tym samym stwarza się jakoby zagrożenie brakiem bezpieczeństwa zaopatrzenia w energię), wykorzystują niewiedzę konsumentów, by prowadzić swoją wyrafinowaną grę o nowe inwestycje, o korzystniejsze dla sektora zasady funkcjonowania. Wszak i tak odbiorca za wszystko zapłaci!
Jak to jest z tymi cenami?
Obecnie nie podlega dyskusji, że energia nie jest w Polsce tania (np. cena energii elektrycznej dla gospodarstw domowych wg wskaźnika siły nabywczej PPP (Power Purchase Parity) w styczniu 2006 r. była jedną z trzech najwyższych w UE). Koszty energii stanowią poważne obciążenie dla budżetów przedsiębiorstw, gmin, instytucji i gospodarstw domowych (w tych ostatnich, udział wydatków na paliwa i energię w 2004 r. był 2,5 razy większy niż w krajach europejskich o zbliżonym klimacie).
Jest wiele powodów takiego stanu rzeczy: dużo ma charakter obiektywny – zewnętrzny wobec sektora, inne są subiektywne, wewnątrzsektorowe, wszystkie jednak są pochodną zaniechania przez władzę publiczną transformacji rynkowej w energetyce. Niezadowalające efekty reform w energetyce to wynik przede wszystkim braku równowagi sił pomiędzy dostawcami i konsumentami energii: państwo, powodowane korporacyjnymi interesami sektora o zachowanie korzyści z monopolistycznej pozycji, nie jest de facto zainteresowane rozwojem rynku; a jego wydawałoby się naturalni sojusznicy – konsumenci albo tego jeszcze nie wiedzą, albo się go obawiają.
Można przyjąć, że pewną, zgrubną ilustracją zrównoważenia interesów dostawców i odbiorców energii może być porównanie dynamiki cen w energetyce z dynamiką cen w innych dziedzinach. Ta pierwsza od początku obecnej dekady była wyższa niż tempo inflacji CPI (Consumer Price Index – wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych) i tempo cen produkcji sprzedanej przemysłu PPI (Production Price Index). Dla odbiorców, szczególnie z sektora gospodarstw domowych, jest to sytuacja niezrozumiała. To zestawienie ma jedynie charakter orientacyjny, wskazuje jednak na lepszą sytuację energetyki. Generalnie do dziś, z powodu braku konkurencji, mamy do czynienia z cenami producentów. To właśnie w dużym stopniu sprawia, że odchylenia w górę cen dla konsumentów energii w relacji do wskaźnika inflacji ciągle pozostają znaczące. Presja na wzrost cen tylko częściowo została ograniczona przez działania regulacyjne Prezesa URE. Zabrakło stosownych prawnych narzędzi regulacji, a i przez lata ograniczana była jego niezależność, mająca wpływ na skuteczność regulacji.
Mimo tego, udało się osiągnąć zauważalne efekty. Przekonuje o tym poniższe zestawienie, z którego wynika, iż dzięki taryfowaniu (regulacji ex-ante) w okresie ostatnich sześciu lat w kieszeniach odbiorców pozostało około 10 miliardów 597 milionów złotych! Strach pomyśleć, co będzie się działo, gdy przedsiębiorstwa energetyczne uzyskają pełną swobodę stanowienia cen, tak jak za sprawą przedstawicieli sektora, zapisano to w rządowym „Programie dla elektroenergetyki”, przyjętym przez Radę Ministrów w dniu 28 marca 2006 r.!
Osiem lat obowiązywania regulowanych cen energii dowodzi, że przedsiębiorstwa zbyt często utożsamiały wszystkie wydatki z kosztami uzasadnionymi, próbując przenieść je w całości na odbiorców końcowych poprzez cenę energii i usług jej dostarczania. Rzeczywisty brak presji efektywnościowej, czyli istnienie rynku producenta, potwierdzają porównania pomiędzy energetyką i resztą przemysłu (podstawowe miary wyników finansowych i relacji ekonomicznych, a szczególnie ich dynamika od 2004 r.). O ile bowiem przemysł jako całość ulega rynkowej adaptacji, to służebny dla całej gospodarki (w tym i przemysłu) sektor energetyki takiej adaptacji nie realizuje, z wyjątkiem sprywatyzowanych przedsiębiorstw. Szczególnie opornie zmiany następują w sferze gospodarowania czynnikiem pracy. Jest to sfera, która potencjalnie najbardziej zależy od czynników wewnątrz przedsiębiorstwa, dobrego zarządzania, a która w przypadku energetyki jest szczególnym dowodem dziedzictwa ustrojowego, petryfikacji starego układu i patologii związanych z siłą polityczną związków zawodowych, traktujących mienie przedsiębiorstw energetycznych (są to w większości jednoosobowe spółki Skarbu Państwa) jako własność załóg i zarządów, a nie jako własność publiczną. Sektor energetyki został de facto zawłaszczony, a przez to – całkowicie wyłączony spod rynkowej racjonalizacji funkcjonowania.
Energetyka 2006 roku
Tegoroczne lato przyniosło niespotykaną od 273 lat falę upałów. W tych arcytrudnych warunkach pogodowych wystąpiły pewne zaburzenia w równoważeniu zapotrzebowania na energię elektryczną, gdzieniegdzie wystąpiły przerwy w zasilaniu, wprowadzono też czasowe ograniczenia w eksporcie polskiej energii do krajów Unii Europejskiej. Te chwilowe perturbacje w pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, profesjonalnie nadzorowanego przez operatora systemu przesyłowego (PSE-Operator S.A.), dały asumpt do niewybrednego krytykowania, zarówno Operatora, jak i Regulatora i solidarnego obwiniania ich za to, czego nikt nie mógł przewidzieć. Skłoniły też rzeczników sektora wytwarzania do siania defetyzmu i wzmożonego lansowania dwóch tez:
- deficytu mocy i
- niemożności zamknięcia finansowania nowych – niezbędnych – inwestycji, z powodu rzekomo sztucznego zaniżenia przez Regulatora ceny rynkowej energii elektrycznej.
Doprawdy, trzeba dużo złej woli, by nie rozróżnić stanu deficytu mocy od stanu zmniejszenia dostępnych rezerw mocy wytwórczych. A tak właśnie uczynili to niektórzy, ponoć niezależni, eksperci. W trakcie wspomnianych zakłóceń mieliśmy wyłącznie do czynienia z ograniczeniem dostępnych rezerw mocy, a nie z żadnym kryzysem energetycznym, jak się próbuje ten fakt wykorzystywać. Gorącego lata wzrosło znacznie zapotrzebowanie na energię i moc czynną, a jednocześnie na moc bierną na niskim napięciu, spowodowane zwiększonym poborem energii na klimatyzację i chłodzenie. Każdego lata dostępne w systemie elektroenergetycznym rezerwy mocy są z natury rzeczy mniejsze, z uwagi na odstawienia bloków energetycznych do okresowych remontów. W czasie upałów wystąpiły także ograniczenia w wykorzystaniu pracujących bloków energetycznych, spowodowane brakiem wody chłodzącej lub przekroczeniem temperatur w miejscach jej zrzutu. Dodatkowo wystąpiły ograniczenia w obciążaniu linii elektroenergetycznych z uwagi na niedopuszczalne zwisy przewodów spowodowane dużym przesyłem mocy biernej.
Analiza przyczyn czerwcowo-lipcowych zaburzeń w pracy KSE powinna skłaniać nas do refleksji o strukturze wytwarzania energii, rozmieszczeniu jednostek generacyjnych i co niezmiernie ważne – o strategii pokrywania zapotrzebowania na energię elektryczną. Zamiast żądać niemal natychmiastowej odbudowy dotychczasowych i budowy nowych źródeł wytwarzania, lepiej zastanowić się nad zoptymalizowaniem przyszłego kształtu sektora wytwórczego, zarówno w wymiarze technologicznym, jak przestrzennym.
Sprawozdanie ministra gospodarki z nadzoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w energię elektryczną (projekt z dnia 16 sierpnia br.) wskazuje istniejące w systemie elektroenergetycznym nadwyżki mocy wytwórczych, które stanowić będą źródło podaży dla wzrastającego, w tempie 2-3% rocznie, zapotrzebowania w ciągu najbliższych 3-4 lat. Zwraca też uwagę, iż problemem polskiej elektroenergetyki pozostają parametry eksploatacyjne krajowych elektrowni. W porównywalnych układach konwencjonalnych, w UE sprawność źródeł generacyjnych przekroczyła poziom 45,5%, natomiast średnia sprawność krajowych bloków energetycznych nie przekroczyła 37%. Jest zatem aktualnie właściwy czas na poważną dyskusję oraz analizę możliwych scenariuszy i to zarówno po stronie popytowej, jak i podażowej. W odniesieniu do strony podażowej należałoby przeanalizować i rozstrzygnąć najistotniejsze atrybuty przyszłościowej polskiej energetyki, np. wielkość mocy generacji scentralizowanej, kiedy ją uruchomić, gdzie i w oparciu o jaką technologię (jeśli opalane węglem – to tylko tzw. clean coal technologies), wielkość komplementarnych mocy w generacji rozproszonej, w tym zwłaszcza wysoko sprawnej kogeneracji, dającej możliwość wykorzystania lokalnych źródeł energii odnawialnej i wzrostu zatrudnienia.
Odrębną kwestią są problemy związane z finansowaniem nowych inwestycji. Przykład segmentu OZEE wskazuje, że to nie cena energii (produktu) jest faktyczną barierą rozwoju. Mało kto natomiast zwraca uwagę, że to oczekiwania sektora bankowego faktycznie blokują finansowanie nowych inwestycji. Struktura finansowania kontraktów długoterminowych pozwalała na finansowanie inwestycji praktycznie bez ryzyka ze strony sektora bankowego (a także bez ryzyka zaciągających kredyty, czyli – wytwórców), co generowało odpowiednio wyższe koszty ponoszone przez odbiorców. To oni bowiem finansowali ryzyko, od którego uwolniły się banki i wytwórcy. Brak zgody na kontynuowanie tak nieelastycznych form finansowania, a nie słaba kondycja ekonomiczna wytwórców, powoduje, że domknięcie finansowania nowych inwestycji napotyka znaczne trudności. Niepewność co do powodzenia reform rynkowych blokowanych przez sektor, zahamowanie procesu prywatyzacji i pozostawienie sektora w obszarze doraźnych wpływów politycznych nie stwarza klimatu do budowania kredytu zaufania potencjalnych inwestorów i instytucji finansowych. Oczekiwania inwestorów sprowadzają się do potrzeby zapewnienia im stabilnych warunków prawnych, a także przewidywalnych (niekoniecznie bardzo wysokich), przychodów ze sprzedaży energii. Wszystkie rozważania dotyczące środków inwestycyjnych po stronie podażowej muszą być zestawione z alternatywnym ich wykorzystaniem po stronie popytu.
Oszczędność zużycia energii
Strategia zarządzania popytem w miejsce dotychczasowej rosnącej podaży energii i nadążania za wzrostem zapotrzebowania na energię powinna być zasadniczym elementem strategii rozwoju sektora energii. Oszczędności energii są niewątpliwie najbardziej opłacalnym sposobem na poprawę konkurencyjności gospodarki i redukcji emisji zanieczyszczeń. Polityka efektywności energetycznej i oszczędności energii nie tylko w sektorze energetycznym, ale także w przemyśle, budownictwie, transporcie, sektorze publicznym i gospodarstwach domowych mogłaby istotnie zwiększyć konkurencyjność gospodarki Polski i poprawić warunki życia odbiorców. Zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2006/32/WE z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii oraz usług energetycznych, do 2016 roku każde z państw członkowskich powinno zaoszczędzić 9% energii zgodnie z tezą „jak osiągnąć więcej zużywając mniej”.
W jaki sposób Polska ma zamiar zrealizować cel 9% oszczędności energii i nie pozwolić się zdystansować innym państwom członkowskim pozostając „w ogonie” państw członkowskich UE z energochłonną gospodarką? Nie ma w żadnym z programów rządowych precyzyjnego planu wypełnienia strategicznego celu 9% oszczędności energii, w tym także w „Programie dla elektroenergetyki”. Program ten głównie koncentruje się na potrzebie pionowej konsolidacji przedsiębiorstw energetycznych i utworzeniu dwóch lub czterech dużych pionowo zintegrowanych spółek Skarbu Państwa. Aby został w ogóle wdrożony, wymagał będzie szczególnej staranności i szczególnej współpracy organów państwa, aby nie utrwalał monopolu i dyktatu cenowego sektora elektroenergetycznego. Można zaryzykować tezę, że brak rzeczowej dyskusji na temat oszczędności energii i poprawy efektywności jej wykorzystania, a także teza „jak osiągnąć więcej zużywając mniej” są politycznie nieatrakcyjne na tle silnego lobbingu energetyki zainteresowanej coraz większą i większą sprzedażą energii, za którą odbiorca powinien płacić coraz więcej i więcej.
Na co może liczyć odbiorca?
Zgodnie z wymogami dyrektyw rynkowych od 1 lipca 2007 roku każdy odbiorca będzie miał prawo wyboru sprzedawcy energii elektrycznej i gazu ziemnego. Zarówno polska praktyka, jak i doświadczenia innych krajów dowodzą, że samo wskazanie terminu otwarcia rynku oraz nadanie odbiorcom ustawowego prawa wyboru sprzedawcy bez stosownych i szczegółowych przepisów wykonawczych oraz infrastruktury rynkowej (technicznej, organizacyjnej i instytucjonalnej) nie wystarczają do wywołania znaczących zmian zachowań uczestników rynku. W tym zakresie także ostatnia nowelizacja ustawy Prawo energetyczne, która weszła w życie 3 maja 2005 r. (implementacja nowych dyrektyw rynkowych), nie poprawiła sytuacji odbiorców. Odpowiednie przepisy ustawowe są zbyt ogólnikowe i ciągle brakuje przepisów wykonawczych, które określałyby szczegółowo zasady funkcjonowania rynku energii elektrycznej, w tym prowadzenia obrotu energią oraz proces zmiany sprzedawcy energii (takie jak: procedury zmiany, określenie wymagań dla układów pomiarowo-rozliczeniowych, zasady udostępniania danych pomiarowych i in.). Sytuację tę wykorzystywały przedsiębiorstwa sieciowe (dotychczasowi monopoliści w dostawach energii), ustalając w instrukcjach ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczych obostrzone warunki zmiany sprzedawcy, które taką zmianę praktycznie uniemożliwiały.
Obecnie, niemal półtora roku po wejściu w życie ostatniej nowelizacji Prawa energetycznego, nadal toczą się w Ministerstwie Gospodarki prace nad treścią rozporządzenia w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, określających między innymi sposób prowadzenia obrotu energią i warunki świadczenia usług przesyłowych i dystrybucyjnych, bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi. Ostatnio jednak konstruktywny tryb uzgodnień został zakłócony licznymi próbami narzucenia arbitralnych rozwiązań, naruszających zasadę równoważenia interesów dostawców i odbiorców energii. Propozycje przepisów, które są próbą dalszego blokowania mechanizmów rynkowych, powrotem do nierynkowych rozwiązań służących wybranej grupie przedsiębiorstw, przepisów pogłębiających asymetrię między prawami i obowiązkami odbiorców a przedsiębiorstwami energetycznymi na rzecz tych drugich, budzą oczywisty sprzeciw Regulatora. Pomijam aspekt braku ich zgodności z przepisami obowiązującej ustawy Prawo energetyczne, przepisami projektu ustawy nowelizującej Prawo energetyczne po raz kolejny i oczywistego pogwałcenia ducha dyrektyw rynkowych. Najbardziej poszkodowanymi są i będą odbiorcy, których interes zdaje się ginąć pod ciężarem subiektywnych argumentów przedsiębiorstw energetycznych i ich rzeczników.
Podobnie niekorzystnie dla odbiorców kształtuje się sytuacja na rynku paliw gazowych. Cechuje go praktycznie pełna monopolizacja przez Grupę Kapitałową PGNiG S.A. Osłabia nieco ten monopol działanie Regulatora, który konsekwentnie wymusza na PGNiG S.A. kalkulowanie ceny gazu wysokometanowego według średnioważonych kosztów pozyskania, tj. kosztów zakupu z importu i wydobycia krajowego. Jest to jednak coraz zacieklej kontestowane. PGNiG S.A. zabiega o wyłączenie sprzedaży gazu krajowego spod zasad taryfowania. Gdyby dopuścić kalkulację cen w taryfach „wedle uznania” przedsiębiorstwa, oznaczałoby to natychmiastową podwyżkę ceny gazu nawet o ok. 40%.
Odrębną, choć nie najmniej ważną, kwestią jest odpowiedź na pytanie kto ma być beneficjentem „renty geologicznej”, czyli korzyści płynącej z faktu, że 1/3 zapotrzebowania krajowego pokrywana jest gazem ze złóż polskich? Pozostawienie inicjatywy przedsiębiorstwu spowodowałoby, że korzyść tę odnieśliby wyłącznie jego akcjonariusze, co nie wydaje się rozwiązaniem właściwym z uwagi na charakter zasobów geologicznych, postrzeganych w kategoriach „dobra narodowego”.
Kierunki zmian
Bez wątpienia należy się liczyć z koniecznością inwestycji w rozwój i poprawę efektywności sektora energetycznego, a także inwestycji poprawiających efektywność energetyczną we wszystkich sektorach gospodarczych i sektorze publicznym. W związku z tym, aby minimalizować dalsze wzrosty cen energii, trzeba szukać rezerw w kosztach własnych prowadzenia działalności przedsiębiorstw, dążyć do wzrostu efektywności ich funkcjonowania.
Generalnie nie ma innej drogi, jak upowszechnienie konkurencji we wszystkich tych częściach energetyki, które nie są usługami sieciowymi i wobec których Regulator działa jako substytut konkurencji.
Jednak rzeczywisty stan polskiej energetyki pozbawia wszelkich złudzeń w tym zakresie: do konkurencyjnego rynku energii elektrycznej i rynku gazu – jeszcze bardzo daleko. Powodom tego stanu rzeczy poświęcono już dostatecznie wiele wypowiedzi i komentarzy, zidentyfikowano i drobiazgowo opisano liczne bariery rynku. Większość komentatorów zdaje się jednak nie dostrzegać fundamentalnej przyczyny sprawczej, którą jest de facto opóźnienie prorynkowej restrukturyzacji sektora, w tym – zaniechanie prywatyzacji. Trudno bowiem o konkurencję pomiędzy przedsiębiorstwami należącymi do tego samego właściciela, jakim, z uwagi na państwowy charakter polskiej energetyki, jest Skarb Państwa. Wspomniane opóźnienia i zaniechania – obciążają władzę publiczną (czytaj – polityków). Była i jest to sytuacja niezwykle wygodna dla kadry kierowniczej sektora energetyki, która swoją własną energię przeznacza nie na analizę sytuacji rynkowej i udział w rynkowej rywalizacji, ale na rutynowe zarządzanie, w niemal stabilnych uwarunkowaniach, z reguły – w warunkach monopolu, bez jakichkolwiek zagrożeń rynkowych, a w wielu przypadkach, co gorsza, na kontestowanie i spowalnianie jakichkolwiek inicjatyw podważających ten stan rzeczy.
Zamiast podsumowania
O polityce energetycznej nie powinni decydować wyłącznie energetycy. Prowadzi to bowiem do realizacji wąsko rozumianego interesu grupowego, kosztem społeczeństwa i reszty gospodarki. Jednym z narzędzi zapobiegania takiej sytuacji jest ustanowienie instytucji Regulatora, autonomicznej wobec władzy politycznej, która często podlega wpływom korporacyjnych interesów na ogół faworyzując jedną ze stron rynku energii. Jest to zjawisko często obserwowane w różnych krajach i dlatego rękojmię równowagi interesów producentów i konsumentów energii upatruje się w niezależności Regulatora, o czym jednoznacznie przesądziły dyrektywy energetyczne. Realizacja tej fundamentalnej zasady regulacji napotyka trudności, mimo że nie chodzi o instytucję całkowicie niezależną od demokratycznie wybieranej władzy.
Jednym z koniecznych atrybutów władzy regulatora jest jego kadencyjność wydłużona względem władzy politycznej i nieusuwalność przed jej upływem, drugim jest zdolność do zastępowania konkurencji w segmentach sieciowych rynku energii, co przejawia się m.in. w zatwierdzaniu taryf (postępowanie ex-ante), podczas gdy regulacja ex-post (w tym np. kontrolowanie wprowadzonych przez przedsiębiorstwa taryf) właściwa jest mechanizmowi rynkowemu. Odejście od tych zasad otworzyłoby drogę do nieskrępowanej dominacji najsilniejszych podmiotów sektora nad pozostałymi uczestnikami rynku energii, czyniąc z Regulatora swoisty „listek figowy”. W żadnym przypadku nie byłoby to działaniem na rzecz uzdrowienia relacji na rynku energii. W tym, czy tego rodzaju propozycje znajdą posłuch wśród osób odpowiedzialnych za kształtowanie prawa oraz procesów gospodarczych leży odpowiedź na nurtujące wiele osób pytanie: czy jesteśmy prawdziwie odpowiedzialni za nasze państwo i jego obywateli? n