Przeobrażenia w elektroenergetyce w warunkach rynkowych
advertisement
AKADEMIA EKONOMICZNA W POZNANIU MARCIN MAJCHRZAK PRZEOBRAĩENIA W ELEKTROENERGETYCE W WARUNKACH RYNKOWYCH (Studium przypadku grupy ENEA S.A.) PRACA MAGISTERSKA Promotor: Prof. zw. dr hab. Andrzej CzyĪewski Wydziaá : Ekonomii Kierunek: Ekonomia SpecjalnoĞü: Polityka Gospodarcza i Strategie PrzedsiĊbiorstw Katedra : Makroekonomii i Gospodarki ĩywnoĞciowej BYDGOSZCZ 2005 SPIS TREĝCI STRESZCZENIE................................................................................................5 WSTĉP.................................................................................................................6 ROZDZIAà I Modelowanie i regulacje systemu elektroenergetycznego dla potrzeb rynku energii elektrycznej. 1. Struktura przedsiĊbiorstw i regulacja polskiej elektroenergetyki............11 1.1. Przeksztaácenie i likwidacja okrĊgów energetycznych...................14 1.2. Powstanie rynków : wytwórcy, operatora systemu przesyáowego i dystrybutora energii elektrycznej....................................................15 2. Komercjalizacja przedsiĊbiorstw sektora elektroenergetycznego.............18 3. Ustawa Prawo Energetyczne jako narzĊdzie regulacji energetyki............19 3.1. Urząd Regulacji Energetyki............................................................22 3.2. Regulacja rynkowa a polska rzeczywistoĞü....................................23 4. Zasady i warunki taryfowania energii elektrycznej..................................25 4.1. Zatwierdzanie taryf energii elektrycznej.........................................27 4.2. Taryfa energii elektrycznej ENEA S.A. .......................................30 5. Determinanty rozwoju konkurencji w elektroenergetyce. ........................33 5.1. Zasada dostĊpu stron trzecich do sieci- TPA jako warunek konieczny wolnej konkurencji.......................................................34 5.1.1. Problemy realizacji zasady TPA w energetyce europejskiej..........................................................................37 5.1.2. Bariery rozwoju zasady TPA w Polsce................................39 5.2. Kontrakty dáugoterminowe- gáówna bariera rozwoju zasad wolnorynkowych w energetyce......................................................42 5.2.1. Charakterystyka kontraktów dáugoterminowych.................42 5.2.2. Koncepcje rozwiązania problemu kontraktów dáugoterminowych...............................................................44 ROZDZIAà II Uwarunkowania makroekonomiczne sektora energetycznego w polskiej gospodarce. 1. ZaáoĪenia polityki energetycznej paĔstwa................................................50 1.1. Scenariusze prognozy makroekonomicznej...................................51 1.1.1. Prognoza krótkoterminowa.......................................................51 1.1.2. Prognoza dáugoterminowa........................................................53 1.2. Zapotrzebowanie na energiĊ elektryczną.......................................54 1.2.1. Wzrost gospodarczy a popyt na energiĊ elektryczną................55 1.2.2. Struktura zuĪycia wedáug noĞników energii.............................58 2. Bilans handlowy w obrocie energią.........................................................59 3. Sektor w ujĊciu makroekonomicznym.....................................................61 3.1. Energetyka w tworzeniu PKB........................................................61 3.2. Gospodarka krajowa.......................................................................63 3.2.1. Zatrudnienie w sektorze, a bezrobocie......................................64 3.2.2. Dochody fiskalne z sektora dla budĪetu paĔstwa.....................66 4. Perspektywy w aspekcie integracji europejskiej........................................69 ROZDZIAà III Sposoby integracji przedsiĊbiorstw elektroenergetycznych i ich przeksztaácenia wáasnoĞciowe. 1. Charakterystyka struktury przedsiĊbiorstw na rynku energii elektrycznej w Polsce i Unii Europejskiej................................................72 2. Podstawowe cele prywatyzacji i konsolidacji przedsiĊbiorstw podsektorów elektroenergetyki w Polsce..................................................74 3. Procesy integracji pionowej i poziomej- cechy i róĪnice.........................79 3.1. KorzyĞci wynikające z integracji dla áączonych podmiotów gospodarczych.................................................................................79 3.2. Skutki integracji dla odbiorców energii elektrycznej.....................83 4. Strategie restrukturyzacji, prywatyzacji i konsolidacji branĪy Elektroenergetycznej.................................................................................84 5. Etapy przemian w poszczególnych podsektorach.....................................86 5.1.Sposoby konsolidacji i prywatyzacji spóáek dystrybucyjnych............88 5.1.1.Prywatyzacja indywidualna dystrybutora na przykáadzie STOEN S.A. i GórnoĞląskiego Zakáadu Energetycznego GZE S.A. ...................................................................................91 5.1.2 Prywatyzacja grupowa na przykáadzie grupy G-8..................93 5.2 Konsolidacja spóáek dystrybucyjnych na przykáadzie ENEA S.A...95 ROZDZIAà IV Analiza sytuacji ekonomiczno- finansowej przedsiĊbiorstw elektroenergetycznych w podsektorze dystrybucji. 1. Sytuacja ekonomiczna na rynku energii elektrycznej w 2003 roku........102 2. Wyniki prowadzenia dziaáalnoĞci gospodarczej przez spóáki dystrybucji energii elektrycznej.................................................................................104 2.1.Powierzchnia, liczba odbiorców i obszar dziaáania spóáek dystrybucyjnych............................................................................106 2.2. WskaĨniki ekonomiczno-finansowe spóáek dystrybucyjnych.........109 3. Sytuacja ekonomiczno-finansowa spóáek dystrybucyjnych wchodzących w skáad grupy ENEA S.A. przed konsolidacją. .....................................115 3.1. WskaĨnik rentownoĞci spóáek tworzących ENEA S.A...................115 3.2 WskaĨnik páynnoĞci spóáek tworzących ENEA S.A. ....................117 ROZDZIAà V Pozycja ENEA S.A. na rynku energii elektrycznej. 1. Geneza powstania skonsolidowanej grupy dystrybutorów.....................121 1.1. Charakterystyka ENEA S.A.........................................................122 1.2. Nowa struktura organizacyjna koncernu......................................124 2. Strategia dziaáania ENEA S.A................................................................128 2.1. Przemiany organizacyjne spóáki...................................................130 2.2. Restrukturyzacja przedsiĊbiorstwa...............................................131 3. Recertyfikacja- zintegrowanie systemów zarządzania jakoĞcią.............133 4. Ocena sytuacji ekonomiczno-finansowej -analiza wskaĨnikowa...........136 4.1.WskaĨnik zyskownoĞci i páynnoĞci finansowej...............................136 4.2 WskaĨnik zadáuĪenia........................................................................138 4.3. WskaĨnik efektywnoĞci zatrudnienia i uzbrojenia pracy. ………..140 4. Skrócony bilans za 2003 rok..................................................................142 ZAKOēCZENIE…………………………………………………………145 BIBLIOGRAFIA…………………………………………………………154 SPIS TABEL I RYSUNKÓW…………………………………………...163 Prace dyplomowe są końcowym etapem edukacji na studiach wyższych. Są one znaczącym przejawem umiejętności badawczych, analizy i krytycznego myślenia studenta. W zależności od dyscypliny naukowej, prace dyplomowe przybierają różne formy i poruszają różnorodne tematy, od praktycznych do teoretycznych, od konkretnych do abstrakcyjnych. Wybór tematu, zebranie i analiza danych, tworzenie wniosków - wszystko to jest nieodzowną częścią procesu tworzenia pracy dyplomowej. Pierwszym przykładem, który warto rozważyć, są prace z teologii. W takich pracach student może badać wpływ wiary na społeczeństwo, relacje między religią a nauką, lub analizować interpretacje i znaczenia konkretnych tekstów religijnych. Kolejnym obszarem zainteresowania mogą być prace o prawach człowieka. Tutaj studenci mogą zająć się badaniem historii praw człowieka, analizować różne przypadki naruszeń tych praw, lub zbadać jak prawa człowieka są przestrzegane w różnych częściach świata. Prace z negocjacji to z kolei prace, które koncentrują się na strategiach negocjacyjnych, procesach decyzyjnych, czy wpływie kultury na negocjacje. W praktyce mogą one obejmować studia przypadków, symulacje, czy analizę transkryptów rzeczywistych negocjacji. Warto też zauważyć, że polskie prace dyplomowe nie ustępują jakością tym tworzonym za granicą. Niezależnie od tego, czy dotyczą one kampanii społecznych, zagadnień związanych z prawem czy bankowością, są one z reguły dobrze napisane i gruntownie zbadane. Prace o kampaniach społecznych mogą obejmować analizę skuteczności konkretnej kampanii, badać wpływ mediów społecznościowych na kampanie społeczne, czy porównać różne strategie używane w kampaniach społecznych. Śląsk to wyjątkowy region, o bogatej historii i kulturze, więc prace o Śląsku mogą dotyczyć różnych aspektów, od historii gospodarczej regionu, przez analizę dialektów śląskich, do badań społeczno-kulturowych. W dziedzinie bankowości, prace dyplomowe mogą obejmować analizę ryzyka kredytowego, badanie innowacji w usługach bankowych, lub analizowanie skutków kryzysów finansowych na sektor bankowy. Prace z prawa to z kolei obszar, który może obejmować szerokie spektrum tematów, od badań konkretnych przypadków, przez analizę ustaw, po badanie wpływu prawa na społeczeństwo. Praca dyplomowa jest oceniana przez opiekuna pracy oraz komisję egzaminacyjną na podstawie jej treści, jakości wykonania, oryginalności, umiejętności analizy i wnioskowania oraz sposobu prezentacji. Praca dyplomowa ma duże znaczenie dla studentów, ponieważ może mieć wpływ na ocenę końcową oraz być podstawą do dalszej kariery zawodowej lub podjęcia dalszych studiów. STRESZCZENIE Celem niniejszej pracy jest przedstawienie zmian zachodzących w polskim systemie elektroenergetycznym i ukazanie procesów dostosowawczych do uczestnictwa krajowych przedsiĊbiorstw elektroenergetycznych na zintegrowanym europejskim rynku energii elektrycznej. Cele poĞrednie to: x przedstawienie struktury przedsiĊbiorstw elektroenergetycznych w kraju oraz ukazanie zmian jakie zaszáy podczas okresu transformacji naszej gospodarki- koniecznych ze wzglĊdu na integracjĊ z Unią Europejską, a takĪe pokazanie elementów wolnej konkurencji w energetyce i ich barier; x ukazanie zmian wáaĞcicielskich, sposobów integracji przedsiĊbiorstw poszczególnych rodzajów dziaáalnoĞci, opisanie wraz z konkretnymi przykáadami prywatyzacji i konsolidacji oraz pokazanie korzyĞci z nich wynikających zarówno dla áączonych podmiotów , jak teĪ odbiorców finalnych; x analiza sytuacji ekonomiczno-finansowej sektora elektroenergetycznego, porównanie zintegrowanych ze sobą w grupach przedsiĊbiorstw po zaistnieniu wszystkich procesów konsolidacyjnych przyjĊtych przez rząd RP oraz ukazanie pozycji poszczególnych spóáek bądĨ grup konsolidacyjnych na tle innych na krajowym rynku energii elektrycznej; x ocena pozycji ENEA S.A.- powstaáej 1 stycznia 2003 roku po poáączeniu piĊciu spóáek dystrybucyjnych z Poznania, Bydgoszczy, Szczecina, Gorzowa i Zielonej Góry, ukazanie jej struktury organizacyjnej, róĪnic pomiĊdzy poszczególnymi oddziaáami, przedstawienie wyników finansowych i podstawowych wskaĨników ekonomiczno-finansowych za rok 2003 i zsumowanych wyników oddziaáów za lata wczeĞniejsze.. Praca napisana metodą dedukcji jest kontynuacją pracy licencjackiej, która szczegóáowo opisywaáa elektroenergetycznym z zmiany jakie naciskiem na elektrycznej. 5 zaszáy w podsektor krajowym dystrybucji systemie energii WSTĉP Europejska energetyka juĪ w latach powojennych uznawana byáa za sektor bardzo dobrze zorganizowany. Jedyne wątpliwoĞci wzbudzaáa jego monopolistyczna pozycja wobec odbiorców energii – uznano jednak, Īe jest to czysta forma monopolu naturalnego i tworzenie kilku systemów energetycznych w jednym paĔstwie przez konkurencyjnych dostawców byáoby marnotrawstwem, które przy tym mogáoby szkodziü Ğrodowisku naturalnemu. W wielu krajach, w tym równieĪ w Polsce, rozpowszechniá siĊ scentralizowany typ organizacji i zarządzania elektroenergetyką. Uzasadnieniem uksztaátowania takich struktur miaáa byü optymalizacja wyników funkcjonowania caáego sektora. Wszelkie decyzje podejmowane byáy wedáug kryterium optymalizacji w skali caáej gospodarki, z pominiĊciem optimów regionalnych i lokalnych. Praktyka wykazaáa jednak, Īe taka forma zarządzania káóci siĊ z tendencjami liberalnymi, jakie zaistniaáy w gospodarce Ğwiatowej, w tym takĪe w krajach Europy ĝrodkowo-Wschodniej. Wydaje siĊ, Īe centralizacja zarządzania byáa korzystna w trakcie odbudowy polskiego sektora elektroenergetycznego po zniszczeniach wojennych i nastĊpnie dalszej jego odbudowy. Inwestycje energetyczne , zwáaszcza budowa elektrowni, cechuje siĊ bardzo wysoką kapitaáocháonnoĞcią. Jednak w sferze decyzji mikroekonomicznych centralizacja doprowadziáa do szeregu zjawisk negatywnych. Dotyczyáo to przede wszystkim decyzji odnoszących siĊ do polityki cenowej, w tym do tworzenia struktury tworzenia systemu taryfowego. Centralizacja polskiej energetyki przejawiaáa siĊ bowiem gáównie w zakresie metod wykorzystywanych w dziedzinie cenotwórstwa energii elektrycznej. Ceny nie byáy tworzone wedáug rachunku ekonomicznego, lecz stanowiáy element paĔstwowej polityki spoáecznej. Warto podkreĞliü, Īe nawet rządy krajów o rozwiniĊtej gospodarce rynkowej próbowaáy wykorzystywaü ceny noĞników energetycznych, przede wszystkim energii elektrycznej, dla realizacji doraĨnych celów politycznych. W ostatnich latach polska elektroenergetyka stanĊáa w obliczu procesów prywatyzacyjnych, 6 zmian organizacyjnych i funkcjonowania w Ğrodowisku konkurencyjnym. Oznacza to, Īe ryzyko coraz czĊĞciej ponoszone jest przez inwestorów, a w mniejszym stopniu przez uĪytkowników energii. Poziom ryzyka jest szczególnie wysoki na tych rynkach, na których zachodzi szybka fluktuacja cen, a przy tym zmienna jest wielkoĞü zapotrzebowania. Do takich wáaĞnie rynków naleĪy rynek energii. Na szybkoĞü i zakres zmiennoĞci cen wpáywa równieĪ fakt, Īe energia elektryczna w zasadzie nie moĪe byü magazynowana, zatem zachodzi koniecznoĞü ciągáego bilansowania jej produkcji i zapotrzebowania na nią. TakĪe ograniczenia w moĪliwoĞciach przemieszczania energii, bĊdące efektem ograniczeĔ przesyáowych sieci, wpáywają na fluktuacjĊ cen. Czynnikami zwiĊkszającymi ryzyko, na jakie naraĪeni są uczestnicy rynku, jest znaczny wzrost liczby nowych podmiotów zajmujących siĊ obrotem energią, a takĪe rosnąca swoboda w wyborze dostawców energii. Za początek tworzenia liberalnego rynku energii elektrycznej uznano 4 grudnia 1997 roku, dzieĔ uchwalenia Ustawy Prawo Energetyczne. Uchwalenie Ustawy Prawo Energetyczne, a nastĊpnie wydanie przez Ministra Gospodarki rozporządzeĔ wykonawczych do tej ustawy daáo podstawy prawne do podjĊcia prac nad uksztaátowaniem w Polsce nowoczesnego rynku energii elektrycznej. Zasadniczym celem funkcjonowania tego rynku jest optymalizacja caákowitych kosztów produkcji i dystrybucji energii, poprzez wdroĪenie mechanizmów konkurencji do procesów wytwarzania i obrotu energią elektryczną, przy zachowaniu bezpieczeĔstwa i niezawodnoĞci dziaáania caáego systemu elektroenergetycznego. Celem tejĪe pracy jest ukazanie polskiego sektora energetyki na drodze prowadzącej do uczestnictwa w Unii Europejskiej i opisanie procesów realizowanych zgodnie z dyrektywami paĔstw Unii. Struktura polskiego sektora przeszáa bardzo istotne zmiany: zlikwidowano paĔstwowe okrĊgi energetyczne, nastąpiáo wydzielenie takich dziaáalnoĞci, jak: wytwarzanie, przesyá, dystrybucja i obrót energią elektryczną, które funkcjonują w niezaleĪnych podmiotach gospodarczych poddanych wymogom Kodeksu 7 Spóáek Handlowych . Rozdziaá modelowanie rynku zgodnie polskiego prawa pierwszy opisuje regulacje prawne, z przepisami Unii Europejskiej, powstanie energetycznego regulującego przepisy w zakresie koncesjonowania, taryfowania, zasady dostĊpu stron trzecich do sieci (TPA), zasady, która umoĪliwi kaĪdemu odbiorcy wybór dostawcy energii elektrycznej, bez wzglĊdu na przynaleĪnoĞü regionalną do jednego z zakáadów energetycznych. W rozdziale tym takĪe są ukazane najwiĊksze determinanty polskiej elektroenergetyki jakimi są zawiáe przepisy odnoĞnie stosowania zasady TPA oraz kontrakty dáugoterminowe, które powstaáy jako lekarstwo na pozyskanie Ğrodków finansowych dla przestarzaáych technologicznie wytwórców energii elektrycznej. Niestety dziĞ stanowią gáówną barierĊ rozwoju wolnej konkurencji w sektorze i zarazem są powodem niskiej efektywnoĞci tego sektora. Rozdziaá drugi ukazuje sektor w ujĊciu makroekonomicznym, przedstawiono w nim prognozy krótko i dáugoterminowe zaáoĪone przez rząd RP. Ponadto ukazano powiązania sytuacji gospodarczej odzwierciedlonej bezrobociem, produktem krajowym brutto z zapotrzebowaniem na dobro jakim jest energia elektryczna. Koniec rozdziaáu opisuje dochody fiskalne z sektora do budĪetu paĔstwa oraz przyszáoĞü tej gaáĊzi gospodarki wĞród krajów czáonkowskich zjednoczonej europy. NastĊpny rozdziaá przedstawia koncepcje Ministerstwa Skarbu PaĔstwa, prywatyzacji i konsolidacji przedsiĊbiorstw elektroenergetyki zawodowej. Programy zostaáy wypatrzone i zmienione na skutek zmian wáadz rządzących w naszym kraju jak równieĪ braku akceptacji związków zawodowych niektórych dystrybutorów. Bez wzglĊdu na to czy krajem bĊdzie rządziáa prawica czy lewica nie ma wątpliwoĞci , Īe to rząd ponosi odpowiedzialnoĞü za ewentualny sukces czy poraĪkĊ branĪy jako ich wiĊkszoĞciowy wáaĞciciel. Rozdziaá czwarty przedstawia sytuacjĊ ekonomiczno finansową spóáek dystrybucyjnych. Ukazano w nim podstawowe wielkoĞci zakáadów energetycznych zgrupowanych w poszczególne grupy konsolidacyjne w jakich powstaáy lub powstaną. Zsumowanie miaáo na celu ukazanie róĪnic 8 pomiĊdzy danymi grupami. RóĪnice te to inna wielkoĞü infrastruktury energetycznej, liczba odbiorców w danych grupach, pracowników, zasiĊg dziaáania. Wszystkie te wielkoĞci wpáywają na inny efekt koĔcowy jakim jest wynik finansowy i wskaĨniki z nim związane. Analiza wskaĨnikowa przedstawia przeáomowy moment lat 1999-2000, kiedy zregionalizowano ceny energii elektrycznej i wprowadzono taryfy energii elektrycznej. Koniec rozdziaáu ukazuje wskaĨniki spóáek tworzących ENEA S.A. do stycznia 2003, miaáo to na celu ukazanie róĪnic przed inkorporacją przez EnergetykĊ PoznaĔską pozostaáych zakáadów. ENEA S.A., pierwszej Rozdziaá piąty opisuje powstanie grupy grupy skonsolidowanych dystrybutorów energii w póánocno-zachodniej czĊĞci kraju, zmian organizacyjnych spowodowanych zlikwidowaniem dotychczasowych zarządów, rad nadzorczych i powstanie jednej dla caáej firmy. Przedstawiono w nim plany i ambicje rozwoju ENEA S.A., opisano rok dziaáalnoĞci przedsiĊbiorstwa skupiony przede wszystkim na poprawie wyniku finansowego, páynnoĞci, rentownoĞci. Rok 2003 byá takĪe rokiem inwestycji w infrastrukturĊ energetyczną, informatyczną, Ğrodki trwaáe koniec rozdziaáu pokazuje sytuacjĊ ekonomiczno-finansową w ciągu trzech ostatnich lat. O ile faktycznym rokiem dziaáalnoĞci Enei byá rok 2003 to wskaĨniki przedstawiono za lata 2001-2003. Zsumowanie wskaĨników bądĨ ich Ğrednia wielkoĞü za lata wczeĞniejsze miaáo na celu pokazanie potencjalnych korzyĞci wynikających z poáączenia przedsiĊbiorstw. odzwierciedla Niniejsza praca przemiany w polskim systemie energetycznym w czasie transformacji gospodarki w Polsce, a takĪe ukazuje reakcje zachodzące na drodze prowadzącej do wolnej konkurencji pomiĊdzy przedsiĊbiorstwami energetycznymi, poniewaĪ jest ona nieunikniona w momencie przystąpienia, a nastĊpnie uczestnictwa naszego kraju w Unii Europejskiej. Zakres czasowy obejmuje lata 1998-2003 i przedstawia sytuacjĊ ekonomiczno-finansową i organizacyjną spóáek dystrybucyjnych po wprowadzeniu w Īycie ustawy Prawo Energetyczne , gdyĪ byá to przeáomowy rok dla funkcjonowania polskiej 9 elektroenergetyki. W niektórych momentach przedstawione zostaáy wydarzenia z lat wczeĞniejszych, które miaáy na celu pokazanie jakie zmiany zaszáy w chwili przejĞcia z gospodarki centralnie zarządzanej do gospodarki rynkowej. Materiaáy wykorzystane do pracy to gazety i czasopisma fachowe, biuletyny miesiĊczne Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A., UrzĊdu Regulacji Energetyki, Agencji Rynku Energii, Polskiego Towarzystwa Przesyáu i Rozdziaáu doradczych, Energii Elektrycznej, energetycznych opracowania takich jak firm DGA, konsultingowych, IRR, EPC, PriceWaterhouseCoopers , publikacje i rozporządzenia Ministerstwa Skarbu PaĔstwa, Ministerstwa Gospodarki, ksiąĪki i publikacje wybitnych ekspertów i specjalistów z dziedziny elektroenergetyki oraz dane udostĊpnione przez DyrekcjĊ ENEA S.A. jak równieĪ DyrekcjĊ Oddziaáu Bydgoszcz ENEA S.A. . 10 ROZDZIAà I Modelowanie rynku i regulacje systemu elektroenergetycznego dla potrzeb rynku energii elektrycznej. 1. Struktura przedsiĊbiorstw i regulacja polskiej elektroenergetyki. Energetyka jest fundamentalnym dla spoáeczeĔstwa i gospodarki obszarem. W odniesieniu do takiego obszaru doĞü trafnie moĪna sformuáowaü nastĊpującą przesáankĊ: energia jest dobrem, towarem, a to oznacza, Īe dostĊp powinien mieü kaĪdy po racjonalnej cenie. Mając do czynienia z tak fundamentalnym dla spoáeczeĔstwa obszarem, nie moĪna go byáo zostawiü w niezmienionym stanie, nie unowoczeĞniając zasad funkcjonowania. Jednym z podstawowych celów polityki gospodarczej jest m.in. wáaĞnie dáugoterminowe bezpieczeĔstwo kraju i spoáeczeĔstwa1. Warunkowane jest ono wieloma czynnikami, począwszy od decentralizacji i prywatyzacji przedsiĊbiorstw energetycznych, przez promowanie konkurencji i selektywne stosowanie regulacji administracyjnej, a na traktowaniu energii jako towaru, a nie wyáącznie dobra publicznego, skoĔczywszy. Wbrew niektórym twierdzeniom, wcale nie trzeba byáo czekaü z uruchomieniem regulacji na zakoĔczenie procesu komercjalizacji. Prawidáowa regulacja musi byü obojĊtna na strukturĊ i formĊ wáasnoĞci, musi obiektywnie i bez Īadnych uprzedzeĔ lub preferencji skáaniaü podmioty energetyczne do okreĞlonych zachowaĔ. Regulacja i jej zinstytucjonalizowana forma, czyli regulator ma substytuowaü rynek. OczywiĞcie, prowadzone w tym sektorze dziaáania regulacyjne wyznaczają warunki brzegowe funkcjonowania przedsiĊbiorstwa energetycznego, ale dla powaĪnego inwestora, dysponującego wysoko wydajną i nowoczesną techniką nie powinny one stanowiü przeszkody. Tym bardziej, Īe regulator musi takĪe wprowadzaü samoograniczenia dla siebie, w 1 przeciwnym razie mogą wystąpiü efekty przeregulowania ZaáoĪenia polityki energetycznej paĔstwa do roku 2020, dokument przyjĊty przez RM 22. 02. 2000 r.. 11 lub niedoregulowanie. Konieczne staje siĊ, zatem poszukiwanie przez regulatora takich narzĊdzi oddziaáywania i tak ekonomicznie-finansowo skalkulowanych, by staáy siĊ czynnikami, co najmniej umoĪliwiającymi, a jeszcze lepiej zachĊcającymi aktywnoĞü gospodarczą w sektorze energetyki. Trzeba teĪ mieü ĞwiadomoĞü, Īe wprowadzenie do sektora regulacji uruchamia swoisty mechanizm eliminacji sáabych kapitaáowo i rynkowo inwestorów, zorientowanych na dziaáalnoĞü wyáącznie typu spekulacyjnego, nastawionych na szybki i znaczny zwrot kapitaáu. Z racji swego strategicznego znaczenia, oraz z przyczyn wciąĪ trwającej transformacji systemu gospodarczego naszego kraju, przemysá energetyczny nie dziaáa jeszcze w warunkach przypominających konkurencjĊ, stwarzaáo to zagroĪenie( z punktu widzenia finalnych odbiorców energii) wykorzystywania tej sytuacji przez wytwórców i dystrybutorów energii, do ksztaátowania cen nie na poziomie pokrywającym uzasadnione koszty, lecz wynikającej z siáy monopolistycznej2. Dlatego energetyki nie moĪna byáo pozostawiü w dotychczasowym ksztaácie, nie unowoczeĞniając zasad jej funkcjonowania oraz mechanizmów oddziaáywania na nią wynikających z dwóch nurtów polityki gospodarczej: regulacyjnego i wáaĞcicielskiego3. Sektor energetyczny zostaá poddany nowoczesnej regulacji na mocy Ustawy Prawo Energetyczne, uchwalonej przez Sejm 10 kwietnia 1997 r.4. Gospodarowanie w energetyce do koĔca lat osiemdziesiątych ewoluowaáo z tzw. w peáni planowanego koordynowania dziaáalnoĞci przedsiĊbiorstw energetycznych-Ustawa o planowanej gospodarce energetycznej (1947 r.) poprzez kolejne modyfikacje, oznaczające zwiĊkszanie autonomii tych przedsiĊbiorstw potwierdzonej Ustawą o gospodarce paliwowoenergetycznej (1962 r.). W latach siedemdziesiątych i w początkach lat osiemdziesiątych nastąpiáo pewne 2 usamodzielnienie siĊ okrĊgów A. Walaszek-Pyzioá, W. Pyzioá, Prawo energetyczne-komentarz, PWN, Warszawa 1998 r.. Z. Bicki, Ocena procesu transformacji krajowej gospodarki energetycznej(1990-1998), Warszawa 1999 r.. 4 Ustawa PE z dnia 10 kwietnia 1997 r. (Dziennik Ustaw nr 54, wraz z póĨniejszymi zmianami), weszáa w Īycie 4 grudnia 1997 r.. 3 12 energetycznych przez nadanie im statusu przedsiĊbiorstw paĔstwowych, nastĊpnie objĊto tą formą zakáady energetyczne, elektrownie i elektrociepáownie; zwieĔczeniem tego procesu byáa-Ustawa o gospodarce energetycznej (1984 r.). Tabela 1. Systematyka regulacji elektroenergetyki Charakter regulacji Instytucjonalna Regulator Podstawowe obszary-narzĊdzia Sejm Prawo Energetyczne Minister Skarbu PaĔstwa Nadzór wáaĞcicielski, prywatyzacja, konsolidacja Minister Gospodarki Polityka energetyczna, wspóáudziaá w nadzorze Prezes URE demonopolizacja Agencja Rynku Energii S.A. Budowa otoczenia rynku Fundacja Poszanowania energii Polskie Towarzystwo Elektrociepáowni Polskie Towarzystwo Przesyáu i Rozdziaáu Energii Elektrycznej Administracyjna Ekonomiczna Perswazja Minister Gospodarki Normy, rozporządzenia Prezes URE Koncesja, ceny regulowane Sejm Subwencje, ulgi inwestycyjne Minister Finansów Przyspieszona amortyzacja Prezes URE kary Gieáda Ceny gieádowe Prezes URE Upowszechnianie wiedzy Instytucje pozarządowe Prezes URE Uzgadnianie projektów planów rozwoju ħródáo: Opracowanie autorów-A. DobroszyĔska, L. Juchniewicz, B. Zalewski, Regulacja energetyki w Polsce, wydawnictwo Adam Marszaáek, Warszawa 2002 r., str. 37. 13 Przeáom transformacyjny lat dziewiĊüdziesiątych w energetyce oznaczaá w duĪym stopniu kontynuacjĊ zapoczątkowanego wczeĞniej trendu. W dalszym ciągu postĊpowaá proces polegający na decentralizacji i upowszechnieniu przesáanek rynku. Jego realizacja zwiĊkszyáa samodzielnoĞü m.in. zakáadów energetycznych i wielu elektrociepáowni poprzez przeksztaácenie ich z przedsiĊbiorstw paĔstwowych w jednoosobowe spóáki Skarbu PaĔstwa poddane rygorom Kodeksu Handlowego, nastĊpnie Kodeksowi Spóáek Prawa Handlowego. Obecny etap, począwszy od wejĞcia w Īycie UPE, tj. od 4 grudnia 1997 r. polega na wyraĨnym pogáĊbianiu tych procesów poprzez wdraĪanie stosunków umownych miĊdzy dostawcami a odbiorcami energii w otoczeniu na razie jeszcze uáomnej-niepeánej koordynacji rynkowej. W miarĊ upáywu czasu bĊdzie ulegaáo to zmianom, aĪ do momentu zaistnienia wolnego rynku energii, zwáaszcza energii elektrycznej dotyczącej wytwórczoĞci i obrotu, a nie przesyáu i dystrybucji. Taki model przyczyni siĊ do swoistej konkurencji pomiĊdzy przedsiĊbiorstwami wytwórczymi, spóákami dystrybucyjnymi oraz obecnymi juĪ prywatnymi firmami obrotu energią elektryczną. 1.1. Przeksztaácenie i likwidacja okrĊgów energetycznych. Krajowa elektroenergetyka od 1958 roku funkcjonowaáa w postaci piĊciu okrĊgów energetycznych, którym podlegaáo szereg elektrowni i zakáadów sieci elektrycznych (dzisiejszych spóáek dystrybucyjnych), np. bydgoski zakáad podlegaá pod Póánocny OkrĊg Energetyczny z siedzibą, gdzie dziĞ mieĞci siĊ Grupa Energetyczna ENEA S.A.- Oddziaá Bydgoszcz oraz Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.5 System jaki funkcjonowaá byá zintegrowanym pionowo od wytwórcy po dystrybutora, a cena stanowiáa element polityki paĔstwowej, typowy dla gospodarki centralnie zarządzanej. Model ten przetrwaá do 1989 roku, kiedy to nastąpiá nowy podziaá ról na krajowym rynku energii 5 Zmiany w energetyce, Megawat, biuletyn wewnĊtrzny ZEBYD S.A.- obecnie Oddziaá Bydgoszcz GE ENEA S.A. 14 elektrycznej6. Wraz z początkiem zmian strukturalnych polskiej gospodarki zachodzących w demokratycznym kraju wprowadzono nowe ramy prawne dla przedsiĊbiorstw sektora elektroenergetycznego. W 1989 roku nastąpiáo rozwiązanie okrĊgów energetycznych, a firmy poszczególnych rodzajów dziaáalnoĞci (wytwarzanie, przesyá, dystrybucja) zaczĊáy funkcjonowaü jako przedsiĊbiorstwa paĔstwowe. Podziaá ten wyodrĊbniaá osobno elektrownie, elektrociepáownie jako wytwórców energii elektrycznej, operatora systemu przesyáowego jako poĞrednika w dostawach pomiĊdzy wytwórcą a dystrybutorem. Z podziaáu wyodrĊbniono takĪe zakáady energetyczne jako lokalnych dostawców energii elektrycznej odbiorcom finalnym. W wyniku komercjalizacji polskich przedsiĊbiorstw spóáki sektora elektroenergetycznego zostaáy przeksztaácone w jednoosobowe spóáki akcyjne skarbu paĔstwa. 1.2. Powstanie rynku wytwórcy, operatora systemu przesyáowego i dystrybutora energii elektrycznej. Reformy w kraju rozpoczĊáy siĊ wprowadzeniem dwóch istotnych zmianpeánej decentralizacji sektora energetycznego i rozpoczĊcia dostosowania cen.. JeĞli chodzi o decentralizacjĊ sektora, to poprzednia struktura oparta na piĊciu zintegrowanych pionowo regionalnych przedsiĊbiorstwach energetycznych (okrĊgów), zostaáa podzielona na 32 przedsiĊbiorstwa wytwórcze (elektrownie i elektrociepáownie), 33 spóáki dystrybucyjne7 oraz Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) jako narodowa spóáka przesyáowa odpowiedzialna takĪe za handel hurtowy (jako jedyny nabywca) i handel zagraniczny energią elektryczną. Nowa struktura zostaáa stworzona z myĞlą uáatwienia rozwoju konkurencyjnego rynku i efektywnej regulacji naturalnych monopoli w ramach 6 W. W. Bojarski, Problemy transformacji krajowej gospodarki energetycznej, Archiwum Energetyki PAN, Komitet Problemów Energetyki, GdaĔsk 1997 r. 7 W latach 1989-2002 funkcjonowaáy 33 spóáki dystrybucyjne, jednak rozpoczĊta strategia konsolidacji spóáek dystrybucji energii elektrycznej spowodowaáa ich zmniejszenie do 29 po poáączeniu zakáadów energetycznych z Poznania, Bydgoszczy, Szczecina, Gorzowa i Zielonej Góry. Liczba ta siĊ zmieni gdyĪ juĪ powstaáy kolejne grupy skupione wokóá Krakowa ( Enion S.A.), Wrocáawia ( EnergiaPro S.A.), GdaĔska ( Energa SA ) oraz jako ostatnia powstanie tzw. Wschodnia Grupa Energetyczna. 15 sektora. Podziaá ten wyróĪniaá elektrownie jako 12 przedsiĊbiorstw paĔstwowych i 4 spóáki akcyjne produkujące gáównie w oparciu o wĊgiel kamienny i brunatny), elektrociepáownie (19 spóáek akcyjnych wytwarzających energiĊ elektryczną w skojarzeniu z energią cieplną) i elektrownie wodne , które sprzedają energiĊ elektryczną w okoáo 70%8 spóákom dystrybucyjnym na zasadzie kontraktów dáugoterminowych9, które gwarantują im zbyt i Ğrodki finansowe na spáatĊ kredytów zaciągniĊtych na remonty i modernizacjĊ, resztĊ mogą sprzedaü na gieádzie energii elektrycznej, spóáce dystrybucyjnej bądĨ uprawnionemu odbiorcy (zgodnie z zasadą TPA) po cenie rynkowej. Sektor elektroenergetyczny Podsektor Obrotu spóáki zaleĪne ZE lub inne Operator Systemu Przesyáowego PSE SA Podsektor wytwarzania Podsektor Dystrybucji. Gieáda Energii Rys. 1: Ksztaát sektora elektroenergetycznego na rynku energii elektrycznej. ħródáo: Ministerstwo Gospodarki, Obywatel, rynek, konkurencja. Warszawa 2002 r.. Operator systemu przesyáowego powstaá w 1990 roku od razu w formie spóáki akcyjnej skarbu paĔstwa, funkcjonuje on pod nazwą Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. -Grupa Kapitaáowa. Spóáka jest wáaĞcicielem 8 9 ĝrednia wielkoĞü ogólnej wartoĞci sprzedanej energii elektrycznej w Polsce na tej zasadzie w 2002 roku. Kontrakty dáugoterminowe to zakup przez PSE S.A. od elektrowni okreĞlonej iloĞci energii elektrycznej po okreĞlonej cenie. Po rozwiązaniu okrĊgów gwarantowaáy one podsektorowi wytwarzania Ğrodki finansowe na spáatĊ kredytów zaciągniĊtych na modernizacjĊ i remonty w zakresie ochrony Ğrodowiska. 16 elektrowni pompowo-szczytowych oraz sieci najwyĪszych napiĊü( 220, 440, 750 kV), posiada ona monopol w caáym kraju na hurtowy obrót energią oraz na jej przesyá do spóáek dystrybucyjnych. PSE S.A. reprezentuje okoáo 10% majątku polskiej elektroenergetyki Spóáki dystrybucyjne to popularne zakáady energetyczne, w chwili obecnej na terenie kraju dziaáają cztery grupy energetyczne, prace nad powstaniem piątej trwają. Ponadto funkcjonują samodzielnie dwa zakáady z àodzi (ZE àódĨ S.A. i ZE àódĨ Teren S.A.) , które nie wyraziáy zgody na poáączenie do Krakowa oraz zakáady z Warszawy i Gliwic nie objĊte konsolidacją. 10% 48% 42% PRZESYà WYTWARZANIE DYSTRYBUCJA Rys 2: Udziaá poszczególnych pod sektorów w majątku elektroenergetyki. ħródáo: Ministerstwo Gospodarki, przeksztaácenia w energetyce, Warszawa 2002. KaĪdy dystrybutor dziaáa w innych warunkach makroekonomicznych, ma inną powierzchnie dziaáania, zróĪnicowaną liczbĊ odbiorców oraz inną taryfĊ energii elektrycznej10, która stanowi dla przedsiĊbiorstwa o wysokoĞci marĪy na energii w poszczególnej grupie taryfowej oraz przychody za usáugi dodatkowe. OdpowiedzialnoĞü firm dystrybucyjnych to przede wszystkim niezawodnoĞü 10 Cennik energii elektrycznej uchwalany przez prezesa UrzĊdu Regulacji Energetyki na okres 1 roku bądĨ dáuĪej, zawiera ceny energii , usáug przesyáowych i czynnoĞci dodatkowych dla odbiorców energii. 17 dostaw energii elektrycznej odbiorcom finalnym, co wymusza ciągáoĞü inwestowania w lepszą infrastrukturĊ energetyczną bez wzglĊdu na sytuacjĊ finansową. ħródáa dostaw energii to zakup z poziomu najwyĪszych napiĊü na zasadzie kontraktów dáugoterminowych, bądĨ z wolnej rĊki w wysokoĞci okreĞlonej w przepisach oraz z poziomu poniĪej najwyĪszych napiĊü, a wiĊc np. z wáasnych Ĩródeá którymi mogą byü maáe elektrownie wodne dziaáające jako spóáki zaleĪne, bądĨ bĊdące w jego strukturach organizacyjnych. Majątek wszystkich spóáek dystrybucyjnych szacuje siĊ na okoáo 48% wartoĞci caáej polskiej elektroenergetyki. 2. Komercjalizacja przedsiĊbiorstw elektroenergetycznych. Od początku 1989 roku polska gospodarka byáa uwikáana w skomplikowany proces transformacji, który polegaá na dáugotrwaáym przeksztaáceniu ustrojowym. Transformacje moĪna rozumieü jako przejĞcie z gospodarki centralnie planowanej do gospodarki rynkowej. System elektroenergetyczny jako wáasnoĞü paĔstwowa i monopolista wyposaĪony w rządowe gwarancje nakazywaá odbiorcom energii elektrycznej akceptowaü warunki i páaciü z góry okreĞlone stawki. Polski rząd wtedy pod wáadzą Tadeusza Mazowieckiego próbowaá szybko uzdrowiü polską gospodarkĊ i do wielu sektorów wprowadziü mechanizmy wolnokonkurencyjne11. Konieczne zatem staáo siĊ zmiana roli paĔstwa w funkcjonowaniu podmiotów gospodarczych, a takĪe urealnienie cen na poziomie rynkowym. Celowe staáo siĊ przeksztaácenie paĔstwowych przedsiĊbiorstw w jednoosobowe spóáki skarbu paĔstwa. Podczas przeksztaácania okrĊgów energetycznych w trzy podsektory utworzono Polskie Sieci Elektroenergetyczne od razu jako spóákĊ akcyjną skarbu paĔstwa12. NastĊpnie w 1993 roku tą formą przeksztaácono 33 zakáady energetyczne 11 L. Balcerowicz, wtedy Minister Finansów opracowaá i wprowadzaá program transformacji gospodarczej dla Polski. Warunkiem powodzenia byáo przeksztaácenie przedsiĊbiorstw paĔstwowych w jednoosobowe spóáki akcyjne, które miaáyby zostaü sprywatyzowane celem pozyskania kapitaáu dla rozwoju polskich firm. 12 Ministerstwo Przemysáu i Handlu, Demonopolizacja i prywatyzacja elektroenergetyki, Warszawa 1996 r, s.5. 18 likwidując im status przedsiĊbiorstw paĔstwowych, co dla samych podmiotów oznaczaáo początek dziaáalnoĞci w warunkach gospodarki rynkowej. Komercjalizacja wytwórców zostaáa przeprowadzona bardzo stopniowo, gdyĪ pierwszą elektrownie przeksztaácono tego samego roku (Elektrownia Kraków S.A.), a ostatnią przeksztaácono dopiero w 1999 roku, a byáa to Elektrownia w Turowie. Zasadniczym elektroenergetyki miaáo celem byü: przeksztaáceĔ powstanie ustrojowych efektywnych i sektora wydajnych przedsiĊbiorstw, obsáuga klienta na dobrym poziomie i racjonalne ceny energii elektrycznej13. Jednak teraz patrząc na te przeksztaácenia po 10 latach moĪna powiedzieü, iĪ tego celu nie udaáo siĊ osiągnąü, poniewaĪ ceny uwolniono dopiero w 1998 roku, po powstaniu Prawa Energetycznego i wprowadzeniu regulowanych cen energii elektrycznej-popularnie zwanych taryfami. Gáównym powodem braku planowanych rezultatów byá i jest brak konkurencji w tym sektorze, dopiero w momencie uzyskania prawa do korzystania z zasady TPA przez wszystkich odbiorców , wyeliminowania subsydiowania skroĞnego i rozwiązania problemu kontraktów dáugoterminowych powinna zaistnieü wolna konkurencja, jednak komercjalizacja byáa dobrym początkiem reform w energetyce, która zmniejszyáa rolĊ paĔstwa w tym sektorze. 3. Ustawa Prawo Energetyczne jako narzĊdzie regulacji energetyki Od samego początku prac nad pakietem reform energetyki, potrzeba ustanowienia nowego systemu prawnego i regulacyjnego uznawana byáa za podstawowy warunek powodzenia liberalizacji sektora energetycznego14. Gáówne zasady, które determinowaáy ksztaát projektu nowego Prawa energetycznego, obejmowaáy: x zmniejszenie i zmianĊ roli paĔstwa w sektorze energetycznym, zwáaszcza w zakresie regulacji; 13 A. DobroczyĔska, L. Juchniewicz, Konkurencyjny rynek energii elektrycznej, czy i komu jest potrzebny, Jaki model rynku?, Biblioteka UrzĊdu Regulacji Energetyki, Warszawa 2001 r.. 14 J. Baehra, E. Stawicki, Prawo Energetyczne-komentarz, Municipium, Warszawa 1999 r.. 19 x zapewnienie komercyjnego charakteru przedsiĊbiorstw energetycznych; x stworzenie skutecznej ochrony odbiorców energii przed naduĪywaniem praktyk monopolistycznych. Wziąwszy powyĪsze pod uwagĊ, proces opracowania PE opieraá siĊ na trzech istotnych zaáoĪeniach. Po pierwsze, ustawa powinna wyróĪniaü rolĊ rządu i przedsiĊbiorstw energetycznych, jasno je okreĞlaü i zobowiązywaü strony do koncentrowania siĊ na wáasnych celach i zakresach odpowiedzialnoĞci. Po drugie, ustawa powinna oddzielaü polityczne i regulacyjne funkcje rządu poprzez wyznaczenie osobnych organów paĔstwowych do ich sprawowania. Pod wpáywem tej koncepcji funkcje polityczne i stanowienie systemu regulacji pozostawiono Ministerstwu Gospodarki oraz powoáano niezaleĪny Urząd Regulacji Energetyki (URE) , który zarządza systemem regulacji. Kwestie wáasnoĞciowe zostaáy wyáączone z legislacji energetycznej i pozostają obecnie w gestii Ministerstwa Skarbu PaĔstwa15, który odpowiada za sposoby przeksztaáceĔ poszczególnych przedsiĊbiorstw podsektorów, ich konsolidacje i ewentualną prywatyzacjĊ w grupach bądĨ indywidualnie. Ustawa Prawo Energetyczne zostaáa ostatecznie przyjĊta przez Parlament 10 kwietnia 1997 roku i podpisana przez Prezydenta 14 maja tego samego roku. PrzyjĊcie Prawa Energetycznego w 1997 r. zakoĔczyáo pierwszy etap tworzenia ram prawnych dla nowego systemu regulacyjnego. Od 1997 r. Prawo Energetyczne byáo kilkakrotnie poprawiane przez Parlament, zmiany te bĊdą omawiane w poszczególnych punktach, które dotyczą taryf oraz dostĊpu stron trzecich do sieci16 (TPA-Third Party Acces). PoniewaĪ wraz z przeáomem ustrojowym w 1989 roku zmieniáy siĊ warunki ekonomiczno-polityczne funkcjonowania przedsiĊbiorstw energetycznych, naleĪaáo zmieniü i warunki prawne . W odniesieniu do gospodarki energetycznej 15 W. Wáodarczyk, Regulacja w sektorze energetycznym-dylematy metodyczne i praktyczne, Kraków 1999 rok, PAN, tom 2, s. 122.. 16 Zasada dostĊpu stron trzecich do sieci przesyáowych, która w 2007 roku umoĪliwia kaĪdemu odbiorcy moĪliwoĞü wyboru dostawcy energii elektrycznej bez wzglĊdu na wysokoĞü jej zuĪycia. 20 prowadzone od początku lat dziewiĊüdziesiątych prace doprowadziáy do uchwalenia 10 kwietnia 1997 roku przez Sejm RP ustawy Prawo Energetyczne, konstytuującej ramy prawne i funkcjonalne szeroko rozumianego sektora energetycznego17. Ustawa ma charakter ogólny i reguluje dziaáalnoĞü gospodarczą w zakresie wszystkich noĞników energii z wyáączeniem wĊgla kamiennego, który podlega odrĊbnym regulacjom. Celem UPE byáo stworzenie warunków zapewniających bezpieczeĔstwo energetyczne kraju, a jego obywatelom racjonalne ceny energii poprzez umoĪliwienie, a czasami nawet wymuszenie: oszczĊdnego i racjonalnego uĪytkowania paliw i energii, zaistnienia rynku energii i minimalizacji kosztów energii dziĊki rozwojowi konkurencji przeciwdziaáającej negatywnym skutkom monopoli naturalnych. Realizacja tego celu oznaczaáa bĊdzie wáaĞciwy rozwój gospodarki energetycznej w Polsce, uwzglĊdniający wymagania ochrony Ğrodowiska i zobowiązania wynikające z umów miĊdzynarodowych. Jest ona, zatem podstawowym instrumentem realizacji polityki gospodarczej paĔstwa w odniesieniu do energetyki i jej niezbĊdnej restrukturyzacji18. Ustawa Prawo Energetyczne, na tle sytuacji legislacyjnej w innych krajach, w tym gáównie w unijnych, wyróĪnia siĊ zarówno ze wzglĊdu na formuáowanie praw i obowiązków adresatów ustawy, jak i imperatywem urynkowienia sektora i eliminacji subsydiowania skroĞnego dziaáalnoĞci19 energetycznej i zakupu energii, antycypacją stosowania zasady TPA20. Eksperci miĊdzynarodowi oceniają polskie Prawo Energetyczne bardzo wysoko. Jest ono traktowane jako swoisty wzorzec dla paĔstw Europy ĝrodkowo-Wschodniej21. NaleĪy, zatem siĊ spodziewaü, Īe konsekwentne wprowadzenie 17 zapisów ustawy bĊdzie Ustawa weszáa w Īycie 4 grudnia 1997 roku, pod jej rządami znajduje siĊ caáy sektor energetyczny, porównaj Prawo Energetyczne, zbiór przepisów, R. Taradejna , Warszawa 2000 r.. 18 A. DobroczyĔska, l. Juchniewicz, B. Zaleski, Regulacja Energetyki w Polsce, Warszawa-ToruĔ 2000 r. 19 Subsydiowanie skroĞne, praktyki wykorzystywane w gospodarkach rynkowych wielu paĔstw, polega ono na subsydiowaniu odbiorców w grupach taryfowych i subsydiowaniu dziaáalnoĞci obrotu przez przesyá energii 20 Patrz podrozdziaá 5.1. Zasada dostĊpu stron trzecich. 21 Harmonizacja polskiego prawa energetycznego i metrologicznego-sprawozdanie koĔcowe, wrzesieĔ 2000 r., Biuro Wspóápracy Zagranicznej i Integracji Europejskiej URE. 21 równoczeĞnie gwarantem peánego przygotowania do integracji z Unią Europejską. Kontrola paĔstwa podczas regulacji w okresie przejĞciowym procesu budowania wolnego rynku, ma zapewniü przedsiĊbiorstwom energetycznym jednolite warunki dziaáania, co związane jest z przestrzeganiem zasad konkurencji, ograniczenia zachowaĔ szkodliwych dla zdrowia i Ğrodowiska, ochroną zasobów pracy i surowców oraz zapewnienie dochodów dla budĪetu paĔstwa. Wraz z rozwojem stosunków wolnorynkowych, kontrola paĔstwowa nad regulowanym obszarem powinna maleü22. Proporcjonalnie do postĊpu tego procesu, ewoluowaü powinna równieĪ forma i treĞü owego nadzoru. 3.1. Urząd Regulacji Energetyki . Wraz z ustawą Prawo Energetyczne powoáano specjalną instytucjĊ regulacyjną o nazwie Urząd Regulacji Energetyki oraz Prezesa URE jako jeden z organów administracji paĔstwa. Prezes URE jest powoáywany na okres piĊciu lat przez Prezesa Rady Ministrów. Atrybutami jego autonomicznej pozycji jest: przede wszystkim kadencyjnoĞü dziaáania, ustawowo okreĞlone warunki odwoáania ze stanowiska, uprawnienia dotyczące wnioskowania o powoáanie i odwoáanie wiceprezesa urzĊdu. Jest to niezwykle waĪne dla skutecznoĞci regulacji, bowiem jej adresatami są jeszcze przedsiĊbiorstwa energetyczne, bĊdące monopolistami o uĪytecznoĞci publicznej i nadzór w postaci Ministra Skarbu stwarza parasol ochronny23. Do zakresu kompetencji Prezesa URE moĪna zaliczyü: x udzielanie, odmowa, zmiana i cofanie koncesji; x zatwierdzanie i kontrolowanie taryf energii( np. taryfa energii elektrycznej Zakáadu Energetycznego Bydgoszcz); 22 A.T. Szablewski, Konkurencja, regulacja i prywatyzacja sektora elektroenergetycznego, Dom Wydawniczy ELIPSA, Warszawa 2000 r. 23 R. Trypens, Biuro Prawne UrzĊdu Regulacji Energetyki, biuletyn URE 1/2002. 22 x kontrolowanie parametrów jakoĞciowych dostaw i obsáugi odbiorców w zakresie obrotu energią elektryczną i paliwami gazowymi; x rozstrzyganie sporów; x nakáadanie kar pieniĊĪnych zgodnych i w wysokoĞci okreĞlonej w ustawie; x wspóádziaáanie z wáaĞciwymi organami w przeciwdziaáaniu praktykom monopolistycznym przedsiĊbiorstw energetycznych; x zbieranie i przetwarzanie danych dotyczących gospodarki energetycznej. 3.2. Regulacja rynkowa a polska rzeczywistoĞü. W związku z pojawieniem siĊ pytania o granicĊ regulacji cen, czy ma ona nastąpiü w miejscu zrównania siĊ popytu z kosztem kraĔcowym, czy teĪ ma to byü cena wyznaczona przez regulatora, utoĪsamiana z ceną minimalną?. Teoretycznie tak, praktycznie niezwykle waĪny jest teĪ poziom kosztów ponoszonych przez monopol naturalny. JeĞli np. w wyniku regulacji cen uda siĊ wymusiü na monopolu zwiĊkszenie produkcji, to moĪe stworzyü zagroĪenie niepeánego odzyskania poniesionych przez monopol kosztów i wystąpienie tzw. ujemnych zysków24. Stąd dla potrzeb niniejszych rozwaĪaĔ pragniemy skoncentrowaü siĊ na rzeczywistych przesáankach regulacji i praktycznym rachunku kosztów, mając na uwadze przeksztaácenia nie tylko monopolu, a takĪe przeksztaácenia w kraju w warunkach transformacji rynkowej. Pierwsza waĪna jest zasadnicza przesáanka regulacji: czy chodzi o ograniczenie siáy rynkowej, czy zaoferowanie usáugi po rozsądnej cenie, a niewątpliwie energia elektryczna jest nie tylko towarem o charakterze produkcyjno-konsumpcyjnym, równieĪ dobrem cywilizacyjnym dostĊpnym dla wszystkich. Natomiast technika regulacji skupia siĊ na narzĊdziach sáuĪących wymuszaniu na monopolu poĪądanych zachowaĔ. Operowanie narzĊdziem ekonomicznym oznacza 24 H.R.Warian, str. 438- Droga, którą muszą pokonaü energetyczne monopole, aby osiągnąü stan zbliĪony do przedsiĊbiorstwa dziaáającego w warunkach wolnej konkurencji. 23 koniecznoĞü wyboru wáaĞciwych kategorii. I tutaj nastawia siĊ pytanie, jakie kategorie ekonomiczne zapewnią nie tylko poprawnoĞü metodyczną regulacji, ale teĪ, które z nich charakteryzują siĊ najlepszymi cechami aplikacyjnymi. Niestety- jedna z najwaĪniejszych kwestii, co wybraü za podstawĊ ksztaátowania ceny w zmonopolizowanych sektorach: koszt marginalny czy przeciĊtny nie doczekaá siĊ satysfakcjonującego rozstrzygniĊcia w teorii regulacji, co tym samym wyraĨnie osáabia skutecznoĞü praktyki regulacyjnej25. Wydaje siĊ, Īe regulator powinien operowaü swoistą ceną równowagi pomiĊdzy interesami producentów i interesami odbiorców. OkreĞlone miĊdzy nimi sprzecznoĞci mierzone strumieniem dochodów, dla jednej ze stron są pomniejszeniem zysków, a dla drugiej zaoszczĊdzonym wydatkiem, czyli wystĊpuje podziaá renty monopolowej pomiĊdzy monopolem energetycznym, a spoáeczeĔstwem. Tu nasuwa siĊ pytanie, w jaki sposób regulator( URE ) ma tą grą zarządzaü i okreĞliü punkt równowagi pomiĊdzy popytem na energiĊ ze strony spoáeczeĔstwa, a podaĪą ze strony przedsiĊbiorstw energetycznych. OdpowiedĨ na to pytanie stanowi istotĊ i sens regulacji cen. KwestiĊ moĪna rozpatrywaü dwojako. Po pierwsze, w krótkim okresie jako punkt równowagi przejawiający siĊ na przeciĊciu siáy polityczno-ekonomicznej sektora energetyki i autonomii regulatora. Przykáadem tego jest tzw. „rozporządzenie taryfowe” Ministra Gospodarki, które zakáadaáo 13% wzrost cen energii elektrycznej w 1999 roku. Ta arbitralnie okreĞlona wielkoĞü, nie mająca de facto podstawy kosztowej zostaáa zaakceptowana przez sektor jako korzystna, poniewaĪ przewyĪszaáa o 4,4 punkty procentowe wskaĨnik inflacji roku poprzedniego. Na ogóá oznacza to polityczną zgodĊ na wzrost ceny energii, który realizuje regulator. Po drugie, jako punkt równowagi, w dáugim okresie czasu, oznaczający urealnienie ceny monopolowej energii, akceptowanej takĪe przez odbiorców, czyli urealnienia takĪe páatnoĞci odbiorców finalnych. Z tego wszystkiego wyáania siĊ, bowiem najtrudniejszy problem regulacji; które koszty 25 Ta kwestia ma szczególne znaczenie dla naszej gospodarki, co bĊdzie przedmiotem dalszych rozwaĪaĔ . 24 dziaáalnoĞci uznaü za podstawĊ ksztaátowania cen; czy oparte na kosztach marginalnych, czy przeciĊtnych?. Wykorzystanie tej kategorii pozwala ograniczyü moĪliwoĞci manipulowania kosztami przez pojedyncze przedsiĊbiorstwo danego podsektora, motywowaü do utrzymania wáasnych kosztów na poziomie niĪszym od przeciĊtnych w celu uzyskania dodatkowej przewagi26. Za wyborem kosztów przeciĊtnych przemawia takĪe wiĊksza akceptacja spoáeczna dla mniejszego zróĪnicowania przestrzennego cen i stawek opáat za energiĊ elektryczną. I od razu pojawia siĊ kolejna kwestia, o jaką kategoriĊ kosztów przeciĊtnych chodzi?. Czy o tĊ wynikającą z kosztów dziaáania pojedynczego przedsiĊbiorstwa. Z reguáy proces zatwierdzenia cen( zatwierdzenia taryf ) realizowany jest w dwóch etapach, w pierwszym okreĞla siĊ dopuszczalny wymagany przychód dla przedsiĊbiorstwa, a po jego ustaleniu w etapie drugim okreĞla indywidualne ceny i stawki opáat dla poszczególnych grup odbiorców. Zaprezentowana istota regulacji kosztowej, pokazuje, Īe jest to regulacja i Īmudna i czasocháonna, a jej ostateczny efekt wcale nie musi byü tym najbardziej poĪądanym, o obiektywnych cechach27. 4. Zasady i warunki taryfowania dziaáalnoĞci. Jednym z najwaĪniejszych narzĊdzi regulacji, a zarazem najbardziej skomplikowanym, jest z pewnoĞcią taryfowanie, czyli proces ustalania taryfy przez przedsiĊbiorstwo energetyczne, a nastĊpnie zatwierdzania jej przez organ regulacyjny. Dla przedsiĊbiorstwa jest gáównym czynnikiem, decydującym o bieĪącym funkcjonowaniu i rozwoju, bowiem to wáaĞnie przez sprzedaĪ swoich usáug po cenach zawartych w taryfie przedsiĊbiorstwo zapewnia sobie Ğrodki na prowadzenie dziaáalnoĞci gospodarczej. Taryfa to zbiór cen i stawek opáat oraz warunków ich stosowania, ceny dotyczą towaru (np. energii elektrycznej), 26 J. Bill, Regulacja a konkurencja, Departament Taryf UrzĊdu Regulacji Energetyki, biuletyn URE 2/2002. „ Nic, zatem dziwnego, iĪ zatwierdzenie taryfy spóáki dystrybucyjnej trwa czĊsto powyĪej 6 miesiĊcy ”wypowiedĨ prezesa URE dr Leszka Juchniewicz, Warszawa 2001 r.. 27 25 natomiast stawki opáat to jednostkowe ceny za Ğwiadczone usáugi, zwykle polegające na przesyáaniu i dystrybucji jakiegoĞ towaru(np. energii elektrycznej). Taryfy, zgodnie z ustawą powinny pokryü uzasadnione koszty regulowanych przedsiĊbiorstw w zakresie dziaáalnoĞci energetycznej wraz z kosztami modernizacji, rozwoju i ochrony Ğrodowiska28. Do kosztów moĪna wliczyü koszty wspóáfinansowania przez dany podmiot przedsiĊwziĊü i usáug, związanych ze zmniejszeniem zuĪycia energii u odbiorców, pozwalających uniknąü budowy nowych Ĩródeá energii i sieci elektrycznych. SpoĞród ustawowych zapisów związanych z taryfowaniem na uwagĊ zasáuguje norma artykuáu 44 UPE, która nakáada na wszystkie przedsiĊbiorstwa energetyczne obowiązek prowadzenia ewidencji ksiĊgowej, aby moĪliwa byáa jednoznaczna identyfikacja kosztów i ich wielkoĞci w róĪnych przekrojach rodzajowo-funkcjonalnych. A zatem zakáadowy plan kont musi wyróĪniaü koszty staáe i zmienne, a takĪe przychody odrĊbnie dla wytwarzania, przesyáania i dystrybucji, z uwzglĊdnieniem poszczególnych grup taryfowych, co pozwoli wyeliminowaü zjawisko skroĞnego subsydiowania29. Zjawisko to wystĊpuje pomiĊdzy róĪnymi rodzajami dziaáalnoĞci, prowadzonej w ramach tego samego podmiotu energetycznego, jak i pomiĊdzy poszczególnymi grupami odbiorców korzystających z tego samego rodzaju energii, ale na róĪnych zasadach. Oznacza to dotowanie poszczególnych rodzajów dziaáalnoĞci bądĨ odbiorców . 1.1. Zatwierdzanie taryf energii elektrycznej. W elektroenergetyce proces taryfowania zainicjowaáa pierwsza taryfa na początku 1999 roku. Te najwaĪniejsze, czyli taryfy przedsiĊbiorstw energetycznych, dla których dziaáalnoĞü energetyczna jest podstawową, 28 29 T. Kowalak, Zasady ksztaátowania i kalkulacji taryf, URE, Warszawa 2000 r.. SkroĞne subsydiowanie – praktyki wykorzystywane przez przedsiĊbiorstwa elektroenergetyczne, przez pojĊcie to rozumie siĊ subsydiowanie odbiorców grupy taryfowej G przez grupy A i B oraz dziaáalnoĞci obrotu energią przez dziaáalnoĞü przesyáową. 26 wpáynĊáy do URE na przeáomie stycznia i lutego, w tym: od 33 zakáadów energetycznych, 32 przedsiĊbiorstw wytwórczych oraz jedna od poĞrednika PSE S.A. W pierwszej kolejnoĞci rozpatrywane byáy wnioski spóáek dystrybucyjnych, chociaĪ formuáowano opinie o koniecznoĞci zachowania kolejnoĞci wynikającej z logiki powstawania kosztów, a wiĊc począwszy od wytwarzania, poprzez przesyáanie, a na dystrybucji energii elektrycznej skoĔczywszy30. Zdecydowaáy jednak priorytety polityki gospodarczej, związane z potrzebą zapewnienia jak najszybszego napáywu do sektora zwiĊkszonego strumienia Ğrodków, poniewaĪ sytuacja ekonomiczno-finansowa sektora dystrybucji byáa nienajlepsza, co byáo wynikiem poprzedniego systemu stanowienia cen. Ceny energii elektrycznej dla odbiorców koĔcowych, bĊdące cenami urzĊdowymi ustalaá Minister Finansów, ceny w obrocie hurtowym, obowiązujące wewnątrz sektora, na wniosek Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. ustalaá Minister Gospodarki. Pozwalaáo to w gruncie rzeczy na realizacjĊ partykularyzmów PSE S.A. kosztem dystrybucji, na dodatek ceny ustalone przez MF nie zmieniaáy siĊ przez rok, gdy ceny hurtowe byáy parokrotnie korygowane w górĊ, na korzyĞü operatora systemu przesyáowego (PSE S.A.)31. JuĪ na wstĊpie realizacji procesu analizowania wniosków i zatwierdzania taryf okazaáo siĊ, Īe Īadna spóáka dystrybucyjna nie uwzglĊdniáa podstawowego przepisu przejĞciowego, ograniczającego siĊ do 13%32.WejĞcie w Īycie zatwierdzonych taryf, a zwáaszcza naliczenie naleĪnoĞci za dostarczoną energiĊ i wystawienie faktur dla poszczególnych grup odbiorców ujawniáo wiele mankamentów w przyjĊtych rozwiązaniach. Okazaáo siĊ bowiem, Īe przy wzroĞcie nie przekraczającym 13% dla caáej grupy taryfowej, nowe ceny i stawki opáat dla niektórych odbiorców w 30 M. Duda, Indywidualna regulacja taryf energii elektrycznej, biuletyn energetyczny IGEiOĝ, Warszawa 1999. A. Gáukowska-Sobol, M. Wesoáowska, Problemy w regulacji taryf w elektroenergetyce, Departament Planów i Analiz UrzĊdu Regulacji Energetyki, biuletyn URE 6/2000 r.. 32 Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 3 grudnia 1998 roku w sprawie szczegóáowych zasad ksztaátowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeĔ w obrocie energią elektryczną(Dz.U. nr 153, poz. 1002), rozporządzenie nakazuje , iĪ maksymalny wzrost cen nie moĪe przekroczyü 13%. 31 27 ramach tej samej grupy spowodowaáy znaczny wzrost áącznych páatnoĞci za energiĊ elektryczną, szczególnie dla tych o niewielkim poborze energii. Okazaáo siĊ, Īe opáata staáa w grupie taryfowej C-11 ksztaátowaáa siĊ od 91% przy niskim zuĪyciu, do 2% przy bardzo duĪym zuĪyciu. W wyniku skutków, jakie mogáyby powstaü, spóáki dystrybucyjne podjĊáy dziaáania korygujące i wystąpiáy do Prezesa URE o zatwierdzenie zmian. Dokonano miĊdzy innymi przesuniĊü odbiorców o niewielkim zuĪyciu energii do grupy taryfowej G-11 lub przyjĊto do rozliczeĔ niĪszą moc przyáączeniową albo zastosowano upusty w stawce opáat za usáugĊ przesyáową, umoĪliwiáo to poprawne skalkulowanie z uwzglĊdnieniem maksymalnego wzrostu w wysokoĞci 13%. Kolejnym istotnym problemem okazaáy siĊ stawki opáat za przyáączenia do sieci, kwestie sporne wynikaáy z nieprecyzyjnych sformuáowaĔ rozporządzenia przyáączeniowego i taryfowego. RóĪnice w tej samej grupie taryfowej za budowĊ typowego przyáącza napowietrznego siĊgaáy ponad 13 tysiĊcy záotych, a opáaty za rozbudowĊ sieci okoáo 15 tysiĊcy záotych. Spóáki zostaáy, zatem zobligowane do dokonania kolejnej korekty taryf, tym razem w zakresie stawek opáat za przyáączenie do sieci, a podstawą ustalenia byáy faktyczne koszty ponoszone przez przedsiĊbiorstwo sieciowe. Odnotowano teĪ inne uchybienia jednostronnie korzystne, a dotyczyáy poboru energii ponad wielkoĞü zaplanowaną oraz wielkoĞci opáat za nielegalny pobór energii elektrycznej33. Proces zatwierdzania taryf w 2003 roku byá szczególnie trudny z uwagi na koniecznoĞü uwzglĊdnienia z jednej strony obciąĪenia wytwórców energii elektrycznej podatkiem akcyzowym34, drugiej zaĞ spadku zapotrzebowania odbiorców koĔcowych na energiĊ elektryczną oraz narastających problemów z 33 Sprawozdanie z dziaáalnoĞci Prezesa UrzĊdu Regulacji Energetyki za 1999 rok, biuletyn URE 3/2000 Warszawa 2000 r.. . 34 M. Belka, Minister Finansów rządu w latach 2001-2002 wprowadziá podatek akcyzowy w wysokoĞci 2 groszy od kW energii elektrycznej, pomysá ten uchwaliá Sejm RP dopatrując siĊ w akcyzie dodatkowego dochodu dla budĪetu paĔstwa. KaĪdy podsektor nie chcąc ponosiü straty z tego tytuáu przerzuciá koszt akcyzy na swego odbiorcĊ, w wyniku czego ceny energii elektrycznej dla odbiorców finalnych wzrosáy okoáo 6-8 %. Wprowadzenie podatku akcyzowego przyniosáo w 2002 roku okoáo 2,29 mld zá dochodu dla paĔstwa. 28 ich wypáacalnoĞcią35. Zjawiska te generują sprzeczne przesáanki: koniecznoĞü akceptacji uzasadnionych wzrostów cen i stawek opáat przeciwstawia siĊ ĞwiadomoĞci, Īe skutkiem tego wzrostu moĪe byü jedynie pogáĊbienie zapaĞci w poborze energii i/lub nasilenie zatorów páatniczych oraz nielegalnego poboru energii elektrycznej. Ostatecznie przyjĊte zostaáo zaáoĪenie, Īe wzrost obciąĪenia gospodarki krajowej kosztami zaopatrzenia w energiĊ elektryczną nie powinien przekroczyü granicy 5,5%36. Speánienie tego zaáoĪenia wymagaáo realizacji niezwykle trudnych procesów: ograniczenie tempa wzrostu cen wĊgla brunatnego, okreĞlonego programem restrukturyzacji tej branĪy, poprzez zamroĪenie, a w niektórych przypadkach spadek cen wĊgla, zamroĪenia energii wytwarzanej w skojarzeniu z energią cieplną. Ze wzglĊdu na zróĪnicowanie warunków funkcjonowania poszczególnych zakáadów energetycznych rozwiązaniem niewáaĞciwym byáoby przyjĊcie identycznego tempa wzrostu taryf we wszystkich przedsiĊbiorstwach. Preferowaáoby to bowiem te, które z róĪnych wzglĊdów stosowaáy taryfy na wyĪszym poziomie, z krzywdą dla tych, których aktualne taryfy są zaniĪone w stosunku do uzasadnionych potrzeb. Stan taki zachodzi z uwagi na „indeksacyjny” charakter ograniczeĔ wzrostów cen i stawek opáat, obowiązujący w poprzednich procesach taryfowych, powodujący stopniowe pogáĊbianie zróĪnicowania pomiĊdzy poszczególnymi przedsiĊbiorstwami. Realizacja tego zaáoĪenia pozwoliáa na równomierne rozáoĪenie skutków ograniczeĔ na poszczególne przedsiĊbiorstwa, co daáo w efekcie wzrost taryfy Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. równy 4,6%. Taryfy poszczególnych spóáek dystrybucyjnych wzrosáy w przedziale od 1,5% do 8,5%(Ğrednio 5,7%)37. Kolejnym, niezwykle istotnym elementem czwartego procesu zatwierdzania taryf byáo stworzenie przedsiĊbiorstwom moĪliwoĞci uzyskania decyzji wydáuĪającej okres regulacji na trzy do czterech lat. Pozwala to na 35 BĊdzie droĪej, „Rzeczpospolita”, Archiwum ekonomiczne, Warszawa 2003. Biuro Komunikacji Spoáecznej i Informacji, komunikat w sprawie cen energii elektrycznej od lipca 2003 r.. 37 O. SzáapczyĔski, Biuro Komunikacji Spoáecznej i Informacji URE, Warszawa, 17 czerwca 2002 r.. 36 29 stworzenie znacznie stabilniejszej perspektywy prowadzenia przez przedsiĊbiorstwa sieciowe swojej dziaáalnoĞci. Rozwiązanie to nie jest obligatoryjne-ze stworzonej moĪliwoĞci skorzystaáy dotychczas trzy spóáki dystrybucyjne(STOEN S.A.- 3 lata, àódzki Zakáad Energetyczny S.A.). Rozwiązanie takie daje spóáce moĪliwoĞü uwzglĊdnienia oczekiwanych przychodów ze sprzedaĪy energii elektrycznej na najbliĪsze trzy lata. Ma to znaczenie dla przedsiĊbiorstwa w przypadku opracowanej strategii na najbliĪsze lata, czy okreĞlonych projektach inwestycyjnych na duĪą skalĊ. ZnajomoĞü cen i stawek daje moĪliwoĞü oszacowania przychodów , a tym samym wydatków. 4.2.Taryfa energii elektrycznej ENEA S.A. Opracowanie i zatwierdzenie taryfy dla piĊciu skonsolidowanych dystrybutorów tworzących ENEA S.A. byáo procesem doĞü skomplikowanym. Podmioty dziaáające dotychczas samodzielnie jako zakáady energetyczne miaáy duĪe róĪnice w obowiązujących na ich obszarze cenach. Dlatego gdyby przyjąü jednakowe stawki dla odbiorców domowych, spowodowaáoby to nieuzasadniony wzrost energii w niektórych oddziaáach38. Stąd ceny dla grup taryfowych niskiego napiĊcia (C, G) są róĪne dla poszczególnych oddziaáów, a ta sama polityka cenowa obowiązuje tylko w stosunku do duĪych odbiorców, dla których obowiązujące wczeĞniej ceny energii elektrycznej i usáug dodatkowych byáy bardziej zbliĪone39.Wyrównanie cen i stawek opáat moĪe potrwaü dwa do trzech lat. RóĪnica w cenie najpopularniejszej grupy G (gospodarstw domowych) wynosi dwa grosze, najtaniej byáo w byáym bydgoskim zakáadzie energetycznym, najdroĪej w szczeciĔskim, odbiorcy poznaĔskiego oddziaáu páacą dwa razy wiĊkszy abonament niĪ w szczeciĔskim. Podobnie jest z opáatą sieciową staáą, najdroĪsza poznaĔska (3,25 zá) przewyĪsza ponad trzykrotnie najtaĔszą (0,93 zá). 38 39 Taryfa energii elektrycznej na okres 01.07.2003- 31.12.2004. Nowe cenniki w przygotowaniu, „Rzeczpospolita”, Warszawa 2003. 30 Tabela 2. Struktura skáadników grup taryfowych GE ENEA SA CENY LUB STAWKI GRUPA TARYFOWA A A B B B C CA CB G G 21 23 11 21 23 11 12 12 11 12 --- ---- X --- OBRÓT Ceny za energiĊ elektryczną w zá/mc -caáodobową X X X X -szczytową --- --- --- X --- X --- --- -pozaszczytową --- --- --- X ---- X --- --- -szczyt przed poáudniem X --- --- X --- --- --- --- --- -szczyt po poáudniu X --- --- X --- --- --- --- --- X --- --- X --- --- --- --- --- -dzienną --- --- ---- X X --- --- X -nocną --- --- ---- X X ---- --- X X X X X X X X X -pozostaáe godziny doby --- Stawka opáaty abonamentowej w zá/m-c X X PRZESYàANIE I DYSTRYBUCJA Skáadnik zmienny stawki sieciowej w zá/mc X X X X X X X X X X Skáadnik stawki systemowej w zá/ X X X X X X X X X X Skáadnik staáy stawki sieciowej w zá//m-c X X X X X X X X X X Stawka opáaty abonamentowej w zá/m-c X X X X X X X X X X ħródáo: Taryfa energii elektrycznej GE ENEA S.A., PoznaĔ 2004. W cenach i stawkach opáat zawartych w taryfie zatwierdzonej uwzglĊdnione zostaáy wspóáczynniki korekcyjne w wysokoĞci adekwatnej do moĪliwoĞci poprawy efektywnoĞci funkcjonowania przedsiĊbiorstwa . Ceny i stawki opáat uzasadnionych zaproponowane kosztów w taryfie prowadzenia skalkulowane dziaáalnoĞci na podstawie gospodarczej piĊciu dystrybutorów zaplanowanych na rok obowiązywania taryfy40. Podstawą do okreĞlenia wielkoĞci kosztów planowanych byáy koszty związane z dziaáalnoĞcią koncesjonowaną poniesione przez PrzedsiĊbiorstwo w okresie sprawozdawczym. Taryfa zaczyna obowiązywaü nie wczeĞniej niĪ 14 dni od jej publikacji w biuletynie branĪowym URE- Energia elektryczna. 40 Biuletyn branĪowy URE- Energia elektryczna, 15 czerwca 2003/17/240. 31 Taryfa zawiera rodzaje oraz wysokoĞci: x stawek opáat za przyáączenie do sieci; x stawek opáat za usáugi przesyáowe; x cen za energiĊ elektryczną; x stawek opáat abonamentowych; x bonifikaty i upusty za niedotrzymanie standardów jakoĞciowych; x opáaty za nielegalny pobór energii elektrycznej; x opáaty za usáugi dodatkowe, na zlecenie przyáączonego podmiotu. Koszty zakupu usáug przesyáow ych od PSE 3,05% 1,57% 12,58% Koszty opáat tranzytow ych 20,25% Koszty róĪnicy bilansow ej 10,97% 0,46% Koszty w áasne dystrybucji 6,62% Koszty zakupu energii elektrycznej od PSE Koszty zakupu energii elektrycznej z kontraktów bilateralnych Koszty zakupu energii z EC 23,97% 20,60% Koszty zakupu energii zielonej Koszty w áasne obrotu Rys. 3: Struktura kosztów Oddziaáu Bydgoszcz ENEA SA. ħródáo: Megawat, biuletyn miesiĊczny, sierpieĔ 2002/42/8. Odbiorcy za dostarczoną energiĊ elektryczną i Ğwiadczone usáugi przesyáowe rozliczani są wedáug cen i stawek opáat wáaĞciwych dla grup taryfowych. Podziaá odbiorców na grupy taryfowe dokonywany jest ze szczególnym uwzglĊdnieniem takich kryteriów jak: poziom napiĊcia zasilania 32 miejscu dostarczania energii, wartoĞü mocy umownej, liczba stref czasowych. W oparciu o zasady podziaáu ustala siĊ nastĊpujące grupy taryfowe41: x dla odbiorców zasilanych z wysokiego napiĊcia-A21, A23; x dla odbiorców zasilanych z Ğredniego napiĊcia-B11, B21, B22, B23; x dla odbiorców zasilanych z niskiego napiĊcia-C21, C22a, C22b, C11, C12a, C12b; x dla odbiorców zasilanych niezaleĪnie od poziomu napiĊcia-G11, G12 . 5. Determinanty rozwoju konkurencji w elektroenergetyce. Początek reform w sektorze siĊgający koĔca lat osiemdziesiątych miaá na celu przystosowanie go do dziaáania w warunkach gospodarki rynkowej, którą cechuje wolny konkurencyjny rynek, jakiego w energetyce nie byáo, gdyĪ kaĪdy podsektor posiadaá monopol naturalny na dostawĊ energii elektrycznej, skoĔczywszy na spóákach dystrybucyjnych, które regionalnie dostarczaáy swoim klientom prąd. Jednak zbliĪająca siĊ perspektywa przystąpienia Polski do krajów czáonkowskich Unii Europejskiej wymusiáa na naszym rządzie początek prac nad urynkowieniem elektroenergetyki. Komisja Europejska nakazaáa nam w swoich dyrektywach umoĪliwienie dziaáalnoĞci gospodarczej europejskim podmiotom gospodarczym tego sektora w momencie otworzenia naszego rynku i przystąpienia do paĔstw unijnych. Zrodziáo to w Polsce powstanie nowoczesnego prawa energetycznego, wprowadzenie zasady TPA (sukcesywne) powstanie gieády energii, na której uprawniony podmiot mógá dokonaü zakupu energii po cenie rynkowej, jednak zarazem te elementy gry wolnorynkowej blokują kontrakty dáugoterminowe, za poĞrednictwem których sprzedawane jest 10 krotnoĞü energii elektrycznej wiĊksza niĪ na gieádzie 42, do tego trzeba dodaü efekt subsydiowania skroĞnego i zawiáe przepisy odnoĞnie zasady TPA. 41 Pierwsza cyfra oznacza wielkoĞü mocy zamówionej(1-do 40 kW, 2-powyĪej), druga cyfra oznacza strefĊ czasową (1-jednostrefowe, 2-dwustrefowe, 3-trójstrefowe), litera oznacza taryfĊ: a-szczyt i b- poza szczyt. 42 GieádĊ Energii S.A. otwarto w 1999 roku, szacowaáo siĊ Īe urynkowi ona obrót energii w Polsce, jednak ze wzglĊdu na efekt subsydiowania skroĞnego i istnienie kontraktów dáugoterminowych obrót na gieádzie w 2002 roku wyniósá okoáo 2% w porównaniu do 70% za poĞrednictwem owych kontraktów dáugoterminowych. 33 Problemy te moĪna táumaczyü brakiem przepisów wykonawczych i pomysáów na rozwiązanie kontraktów dáugoterminowych43. 5.1. Zasada dostĊpu stron trzecich do sieci przesyáowych (TPA) jako warunek konieczny wolnej konkurencji w elektroenergetyce. Zasada dostĊpu stron trzecich (Third Party Access) jest jednym z najwaĪniejszych narzĊdzi sáuĪących liberalizacji sektora energetycznego. Pozwala, bowiem na przeáamanie monopolu przedsiĊbiorstwa posiadającego sieci przesyáowe lub dystrybucyjne i zobowiązanie go do przesyáania cudzej energii elektrycznej. O ile, bowiem podsektor wytwarzania jest gotowy do dziaáania na rynku konkurencyjnym, o tyle w podsektorze przesyáu sprawa wygląda nieco inaczej. PrzypuĞümy, Īe wytwórca sprzedaje okreĞloną iloĞü energii nabywcy, po zawarciu jedynym problemem staje siĊ transport energii, który leĪy w gestii przedsiĊbiorstwa, do którego naleĪy sieü przesyáowa. Do tej pory, w sytuacji monopolu naturalnego wáaĞciciel sieci zakupywaá energiĊ dla wszystkich swoich odbiorców(podáączonych do sieci) . Obecnie w zakupie energii moĪna obejĞü siĊ bez jego poĞrednictwa, ale nie sposób odáączyü siĊ od jego sieci, poniewaĪ inaczej niĪ po drutach energii przesáaü siĊ nie da. A zatem nie sposób teĪ zrezygnowaü z usáugi przesyáowej takiego przedsiĊbiorstwa sieciowego. Tak naprawdĊ nie jest ono tym zainteresowane, gdyĪ traci klienta. Dlatego nie chcąc dopuĞciü by monopoliĞci sparaliĪowali konkurencjĊ w zarodku, nakáada siĊ na nich obowiązek Ğwiadczenia usáug przesyáowych dla innych osób prawnych i fizycznych, kupując w Ĩródáach wytwarzania energiĊ bądĨ na wáasne potrzeby, bądĨ celem dalszej jej odsprzedaĪy44. Oprócz tego jest kilka barier technicznych, które nie są związane tematycznie z powyĪszą pracą. 43 Problem próbowano rozwiązaü Systemem Opáat Kompensacyjnych (SOK)- gdzie wszyscy wytwórcy sprzedawali by energiĊ na tych samych zasadach .W chwil i obecnej chce siĊ to rozwiązaü emisją obligacji, które zapewnią elektrowniom Ğrodki finansowe na spáatĊ zaciągniĊtych poĪyczek dáugoterminowych. 44 Wprowadzenie zasady TPA spowodowaáo powstanie na terytorium RP kilkunastu firm specjalizujących siĊ w obrocie handlowym energią uprawnionym podmiotom do zmiany dostawcy energii elektrycznej. 34 ZasadĊ TPA wprowadza siĊ sukcesywnie, wskazując podmioty uprawnione do korzystania z niej. Prawo do korzystania z usáug przesyáowych odbiorcy bĊdą uzyskiwaü w nastĊpującej kolejnoĞci: x posiadają odbiorcy koĔcowi o rocznym zakupie energii elektrycznej nie w chwili obecnej prawo do korzystania z usáug przesyáowych mniejszym niĪ 500 GWh ( 21 odbiorców w kraju o zakupie rocznym okoáo 21,5 TWh); 1 stycznia 1999- prawo uzyskali odbiorcy o zakupie energii nie mniejszym niĪ 100 GWh ( 83 odbiorców o zakupie rocznym okoáo 37 TWh ); x 1 stycznia 2000-odbiorcy koĔcowi o zakupie nie mniejszym niĪ 40 GWh ( 180 odbiorców o zakupie rocznym okoáo 43,5 TWh ); x 1 stycznia 2002-odbiorcy o zakupie powyĪej 10 GWh ( 610 odbiorców, áączny zakup roczny okoáo 51,5 TWh ); x 1 stycznia 2004-odbiorcy o zakupie nie mniejszym niĪ 1 GWh ( 3300 odbiorców o zakupie rocznym okoáo 60 TWh ); x 1 lipca 2007-prawo do korzystania z usáug przesyáowych uzyskują wszyscy odbiorcy ( okoáo 14,5 mln.) . Oznacza to stopniowy postĊp w liberalizacji i otwieranie rynku dla wolnego obrotu energią, zgodnie z przyjĊtym harmonogramem45. Dla dobra interesów narodowych stosowanie zasady TPA ograniczono do energii, pochodzącej wyáącznie ze Ĩródeá krajowych46. Kluczową rolĊ odgrywa Prezes URE, który w ramach swoich kompetencji dysponuje trzema instrumentami: zatwierdza i kontroluje taryfy za usáugi przesyáowe poszczególnych przedsiĊbiorstw energetycznych, rozstrzyga kwestie sporne dotyczące Ğwiadczenia usáug przesyáowych, po trzecie wymierza kary, na podmiotach nie ustosunkowujących siĊ do przepisów. 45 W jakiej kolejnoĞci odbiorcy bĊdą uzyskiwali prawo do korzystania z usáug przesyáowych?, lista opracowana przez Zakáad Energometrii Agencji Rynku Energii S.A., Warszawa 2002 rok . 46 Dyrektywa 92/96/EC, przepis wprowadzono zgodnie z wymogami Komisji Europejskiej w 2001 roku i z roku na rok coraz wiĊcej odbiorców bĊdzie zyskiwaü prawo do zasady TPA, jednak dla dobra naszych krajowych przedsiĊbiorstw wynegocjowano okres przejĞciowy. 35 Choü swobodny wybór dostawcy prądu nie rozpowszechniá siĊ jeszcze w Polsce, wiele firm rozwaĪa moĪliwoĞü skorzystania z tego prawa. Dotychczasowi dostawcy reagują natychmiast obniĪając ceny, aby utrzymaü starych klientów. Tylko kilka polskich firm, spoĞród 600 uprawnionych, kupuje energiĊ elektryczną od dowolnie wybranego dostawcy, a nie z zakáadów energetycznych, do których są przyporządkowane geograficznie47. Nie sprawdziáo siĊ, wiĊc oczekiwanie twórców zasady TPA, którzy zakáadali, Īe niemalĪe od razu nastąpi prawdziwa konkurencja pomiĊdzy zakáadami energetycznymi. MoĪna takĪe zaobserwowaü korzystny efekt zasady-obniĪka energii dla uprawnionych odbiorców, upusty i rabaty dla podmiotu zuĪywającego rocznie ponad 10 GWh energii. Na liĞcie swobodnego wyboru dostawcy znalazáy siĊ takie podmioty, jak Zakáady Azotowe KĊdzierzyn, czy gieádowy Hutmen. Jednak są teĪ podmioty, które po takim eksperymencie wracają do starych zakáadów energetycznych, ze wzglĊdu na ponad dwumilionowy koszt instalacji systemu pomiarowego bilansującego dobowogodzinowego. Tak duĪe koszty są przeszkodą dla wielu firm, ze wzglĊdu na dáugi okres czasu, po którym taka duĪa inwestycja zacznie siĊ, po pierwsze zwracaü, a po drugie opáacaü. Tabela 3. Liczba uprawnionych odbiorców w Polsce w 2004 roku Szacunkowa liczba odbiorców, którzy staną siĊ uprawnionymi z 1.01.2004 r. Przewidywana iloĞü zakupionej przez nich w 2003 r. energii elektrycznej Szacunkowa liczba wszystkich odbiorców uprawnionych po 1.01.2004 r. Przewidywana iloĞü energii elektrycznej zakupionej w 2003 r. przez wszystkich odbiorców uprawnionych po 1.01.2004 r. szt. GWh szt. GWh 5 274 16 197 5 915 52 923 ħródáo: Polskie Towarzystwo Przesyáu i Rozdziaáu Energii Elektrycznej, PoznaĔ 2003. Od 2001 r., kiedy liczba zidentyfikowanych odbiorców uprawnionych korzystających z zasady TPA wynosiáa 6, nastąpiá wzrost ich liczby do 19. WiĊkszoĞü nowych odbiorców korzystających z TPA zawaráa umowy 47 Zarobiü na prądzie, „Prawo i Gospodarka”, 27 marca 2002 r.. 36 przesyáowe w trakcie 2002 r. Ogóáem odbiorcy ci kupili w 2002 r., w ramach TPA, ok. 3 800 GWh energii elektrycznej, a ich caákowite roczne zuĪycie wyniosáo 5 966 GWh. Ta ostatnia wielkoĞü stanowi wiĊc przewidywaną sprzedaĪ tym odbiorcom w ramach TPA w 2003 r. SpoĞród 19 odbiorców korzystających z TPA, 5 zlokalizowanych jest na terenie GórnoĞląskiego Zakáadu Elektroenergetycznego SA, 4 na terenie BĊdziĔskiego ZE SA, 3 na terenie ZE Wrocáaw SA, 2 na terenie Energetyki Beskidzkiej SA, po jednym na terenie: Energetyki Kaliskiej SA, ENEA SA, ZE Opole SA, ZE Warszawa-Teren SA, Zamojskiej Korporacji Energetycznej SA. Co prawda tylko 3% ogólnej liczby odbiorców uprawnionych skorzystaáo w 2002 r. z moĪliwoĞci wyboru dostawcy, ale odbiorcy ci zuĪyli ok. 16% caákowitej energii elektrycznej kupowanej przez odbiorców uprawnionych w 2002 r. (37 000 GWh), a ich zakupy dokonane w ramach TPA stanowią ponad 10% tej energii48. Są to wiĊc w przewaĪającej mierze wielcy odbiorcy o znaczącym zuĪyciu energii, wĞród których przewaĪają huty i kopalnie oraz przedsiĊbiorstwa wielkiej chemii. Tylko trzej odbiorcy korzystający z TPA są z poza tych sektorów. 5.1.1. Problemy realizacji zasady TPA w elektroenergetyce europejskiej. Dotychczasowa organizacja sektora elektroenergetycznego w poszczególnych paĔstwach czáonkowskich oparta na monopolach, choü pozwoliáa na zbudowanie dojrzaáych rynków energii elektrycznej, to powodowaáa iĪ finalne opáaty za energiĊ byáy bardzo wysokie, ponadto przedsiĊbiorstwa te oferowaáy niski standard usáug oraz obsáugĊ klienta w niewielkim zakresie49. Wprowadzenie zasady TPA zwiĊkszyáo páynnoĞü rynku, zapoczątkowaáo stymulacje handlu i konkurencji miĊdzy producentami , 48 Badania Pentora na zlecenie Polskiego Towarzystwa Przesyáu i Rozdziaáu Energii Elektrycznej, „Rzeczpospolita”, Warszawa 19/01/2003 r.. 49 M. Kozak, A. Sanderski, DoĞwiadczenia Unii Europejskiej, Departament Integracji Europejskiej i Studiów Porównawczych URE, Warszawa 2002. 37 dostawcami energii i spóákami obrotu. PrzedsiĊbiorstwa mogą odmówiü dostĊpu do sieci przesyáowych w przypadku braku zdolnoĞci, lub gdyby uniemoĪliwiáo im to dostawĊ energii z tytuáu usáug publicznych. WiĊkszoĞü krajów otworzyáa swój rynek w wyĪszym stopniu niĪ obligowaáa je do tego dyrektywa. Tabela 4. Realizacja zasady TPA w krajach Unii Europejskiej . Kraj Otwarcie rynku Uprawnieni [w %] (stan na odbiorcy 1.10.2002 r.) Zmiana dostawcy [w %] Data 100% Drobny przemysá Wielcy otwarcia /gospodarstwa odbiorcy domowe przemysáowi Austria 100 2001 – 20-30 5-10 Belgia 52 1/10 GWh 2003/2007 2-5 Dania 35 1 GWh 2003 Brak danych Finlandia 100 – 1997 Brak danych 5 Francja 30 16 GWh – 10-20 Grecja 34 1 GWh – Brak danych Hiszpania 55 1 GWh 2003 10-20 Holandia 63 3*80 A 2003 20-30 Irlandia 40 1 GWh 2005 10-20 Luksemburg 57 20 GWh – 10-20 Niemcy 100 – 1999 20-30 Portugalia 45 1 GWh 2003 5-10 Szwecja 100 – 1998 – 10-20 30-50 Wielka Brytania 100 – 1998 > 50 Wáochy 45 9 GWh – > 50 5-10 ħródáo: Realizacja zasady TPA W 2002 roku, Departament Promowania Konkurencji URE, Biuletyn branĪowy nr3/2003. Dynamika zmian dostawcy jest znacznie wiĊksza niĪ w Polsce, jednak w stosunku do wszystkich uprawnionych odbiorców to jest to stosunkowo niewielka liczba. Pozytywnym skutkiem tak jak w naszym kraju jest renegocjacja umów z uprawnionymi podmiotami i proponowanie nowych korzystnych warunków, co powoduje, teĪ swego rodzaju konkurencjĊ. Do konkurencji pomiĊdzy przedsiĊbiorstwami poszczególnych krajów nie dochodzi gáównie, ze wzglĊdu na problemy techniczne związane z przepustowoĞcią sieci przesyáowych50. Dlatego wydaje siĊ konieczne podjĊcie dziaáaĔ w celu 50 Forum ekonomiczne rynku energetycznego, Madryt 2002. 38 stworzenia przejrzystego systemu opáat transgranicznych51, wymiany informacji operatorów sieci przesyáowych i ujednolicenia procedur przydziaáu zdolnoĞci przesyáowych. Motywowaü do takich dziaáaĔ powinna coraz wiĊksza liczba uprawnionych podmiotów do TPA oraz perspektywa przystąpienia nastĊpnych krajów do Unii Europejskiej. 5.1.2. Bariery rozwoju zasady TPA w Polsce. Z chwilą pojawienia siĊ na polskim rynku elektroenergetycznym uprawnionych odbiorców do korzystania z zasady TPA Urząd Regulacji Energetyki wystąpiá z ankietami do spóáek dystrybucyjnych o problemy jakie wystĊpują przy jej realizacji. NajwaĪniejsze z nich, to: x koniecznoĞü sprecyzowania zasad udziaáu uprawnionych odbiorców w realizacji kontraktów dáugoterminowych; Cena oferowanej do sprzedaĪy przez spóáki dystrybucyjne energii jest wypadkową kosztów zakupu tej energii. Okoáo 70% sprzedawanej energii pochodzi ze Ĩródeá dáugoterminowymi(KDT). Jest wytwarzania ona znacznie objĊtych droĪsza, kontraktami gdyĪ jej cena determinowana jest wysokimi kosztami amortyzacji i finansowymi, które powstaáy niegdyĞ w wyniku modernizacji i przystosowania tych Ĩródeá do wymogów ochrony Ğrodowiska. Zatem kaĪdy odbiorca konsumuje 70% energii pochodzącej z KDT. W przypadku rezygnacji z zakupu odbiorcy uprawnionego, który moĪe zaopatrywaü siĊ bezpoĞrednio u wytwórcy(nie ponosząc kosztów wynikających z KDT ). NastĊpstwem tego spóáka dystrybucyjna ponosi stratĊ finansową w wyniku niepokrytych kosztów minimalnych zakupów energii(MIE). Zakáady energetyczne sugerują, aby uprawniony odbiorca zmieniając dostawcĊ, zostaá zobligowany do zakupu MIE przypadających na 51 M. ĝlifierz, Spotkanie europejskich regulatorów elektrycznoĞci, Florencja 2002 , autor jest doradcą prezesa URE, spotkanie dotyczyáo ujednolicenia wewnĊtrznego rynku energii w krajach wspólnoty, biuletyn URE. 39 niego(70%), a resztĊ zakupiá z wolnej rĊki. Ta sprawa wymaga precyzyjnego uregulowania Prawa Energetycznego na poziomie wykonawczym. x zakup energii elektrycznej ze Ĩródeá niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu (elektrociepáownia); Spóáki sugerują, Īeby uprawniony odbiorca kupując samodzielnie energiĊ dostosowaá struktury zakupów do zapisów rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 15 grudnia 2000 roku w sprawie zakupu energii ze Ĩródeá niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz w skojarzeniu. Rozporządzenie to dotyczy tylko firm zajmujących siĊ obrotem energią. JeĞli uprawniony odbiorca rezygnuje z usáug spóáki dystrybucyjnej, pozostawia ją z niesprzedaną droĪszą, zakupioną obligatoryjnie energią „zieloną” oraz energią pochodzącą z elektrociepáowni ( skojarzoną ). Konsekwencją tego są analogicznie, jak w punkcie 1 straty dystrybutora. x finansowanie grup taryfowych G przez grupy taryfowe A i B; Spóáka dystrybucyjna konstruując taryfĊ dla energii elektrycznej podlega pewnym ograniczeniom. Jednym z nich jest ograniczenie, wynikające z rozporządzenia taryfowego, poziomu wzrostu cen i stawek opáat, szczególnie dla odbiorców naleĪących do grupy taryfowej G (gospodarstwa domowe ). Wynikiem tego jest staáy deficyt w sprzedaĪy energii i usáug przesyáowych tym odbiorcom, który jest pokrywany z dochodów uzyskiwanych od odbiorców przemysáowych- grupy A i B52. OdejĞcie uprawnionego odbiorcy zuĪywającego duĪe iloĞci energii powoduje lukĊ finansową w spóáce dystrybucyjnej w zakresie sprzedaĪy energii elektrycznej. x bilansowanie energii elektrycznej; Regulamin rynku bilansującego przewiduje zgáaszanie umów sprzedaĪy energii na kaĪdą godzinĊ doby z dokáadnoĞcią do 1 MWh. Odbiorca na poziomie 10 GWh (uprawniony) rocznie czĊsto zuĪywa ciągu caáej doby mniej niĪ 1 MWh, a swoje zapotrzebowanie planuje z dokáadnoĞcią do 1 kWh. Czyni 52 W. Mielczarski, NajwaĪniejsze jest moĪliwoĞü wyboru dostawcy, „Rzeczpospolita”, Warszawa 2001. 40 to nieopáacalnym zgáoszenie grafiku do rynku bilansującego, gdyĪ zgáoszone zapotrzebowanie jest zbyt duĪe, a koszty zakupu ukáadu pomiarowego w systemie dobowo-godzinowym oscylują w granicy 2 milionów záotych. Brak zainteresowania uprawnionych odbiorców kupowaniem energii na rynku konkurencyjnym wynika takĪe z faktu, iĪ okoáo poáowy odbiorców ma trudnoĞci páatnicze, co powoduje problemy w znalezieniu innych dostawców niĪ spóáki dystrybucyjne. Cena energii elektrycznej páacona w ramach TPA nie róĪni siĊ istotnie od ceny stosowanej przez spóákĊ dystrybucyjną, na terenie której zlokalizowany jest uprawniony odbiorca. Wytwórcy energii elektrycznej mający kontrakty dáugoterminowe są zainteresowani sprzedaĪą uprawnionym odbiorcom po cenach pokrywających jedynie koszty zmienne, poniewaĪ koszty staáe są wliczone w kontrakty dáugoterminowe. Opanowanie procedur i uregulowaĔ prawnych normujących te rozliczenia transakcji w sferze obrotu i przesyáu zajmuje uczestnikom niejednokrotnie wiele miesiĊcy. JednoczeĞnie są widoczne obawy spóáek dystrybucyjnych przed utratą monopolu na obrót energią elektryczną. ĝwiadczy o tym dobitne usiáowanie przesuniĊcia w grupach taryfowych obejmujących odbiorców uprawnionych z dziaáalnoĞci w zakresie obrotu energią elektryczną na dziaáalnoĞü przesyáową, powoduje to nie tylko zakazane subsydiowanie skroĞne dziaáalnoĞci w zakresie obrotu przez dziaáalnoĞü przesyáową, ale zarazem cen oferowanej energii elektrycznej. Jest to ewidentny dumping powodujący dla odbiorcy nieopáacalnoĞü wyboru nowego dostawcy energii elektrycznej, poniewaĪ mimo znalezienia dostawcy oferującego niĪsze ceny energii elektrycznej ponosi znaczne koszty usáug przesyáowych, które musi ponieĞü na rzecz dotychczasowych dostawców, czyli zakáadów energetycznych53. Z przeprowadzonego badania wynika, iĪ wystĊpują wciąĪ te same czynniki ograniczające konkurencjĊ co przed rokiem, lecz siáa ich oddziaáywania ulegáa 53 P. KaraĞ, Departament Promowania Konkurencji URE, biuletyn miesiĊczny 2002 /3.. 41 pewnym modyfikacjom. Podstawową przyczyną ograniczenia podaĪy energii na rynek konkurencyjny są istniejące nadal kontrakty dáugoterminowe oraz obowiązkowe zakupy energii produkowanej w skojarzeniu z produkcją ciepáa i energii odnawialnej. W 2002 r. 67 TWh wytworzonej energii elektrycznej pochodziáo z KDT54. Spóáki dystrybucyjne, w ramach minimalnych iloĞci energii (MIE) pochodzącej z KDT, zakupiáy 54 TWh, co stanowi ok. 55% ich caákowitego zakupu. 5.2. Kontrakty dáugoterminowe jako gáówna bariera rozwoju wolnej konkurencji w elektroenergetyce. 5.2.1. Charakterystyka kontraktów dáugoterminowych. Dáugoterminowe kontrakty na dostawĊ energii elektrycznej powstaáy jako “lekarstwo” dla przestarzaáego technologicznie sektora elektroenergetyki; w zamierzeniu byáy one racjonalnym sposobem na finansowanie inwestycji elektroenergetyki o charakterze modernizacyjnym oraz mającym na celu speánienie norm w zakresie ochrony Ğrodowiska naturalnego. W tym czasie oceniano potrzeby inwestycyjne sektora w zakresie dostosowania siĊ do wdraĪanych standardów w zakresie ochrony Ğrodowiska na okoáo 2 mld $. Decyzje dotyczące kontraktów dáugoterminowych byáy podejmowane na początku transformacji gospodarczej i byáy niezbĊdne, aby zapewniü kredyty bankowe na konieczne przedsiĊwziĊcia inwestycyjne w sytuacji, gdy banki nie chciaáy ponosiü ryzyka związanego z polityką cenową paĔstwa oraz brakiem gwarancji rządowych. Racjonalny na początku program wsparcia procesów modernizacji elektroenergetyki wkrótce ulegá caákowitemu wypaczeniu55. Naciski wytwórców, zarówno na PSE S.A. jak równieĪ na Ministerstwo Przemysáu i Handlu, a nastĊpnie Ministerstwo Gospodarki spowodowaáy, Īe planowana wczeĞniej bariera 30% mocy objĊtej kontraktami zostaáa bardzo 54 Ministerstwo Gospodarki, rządowy program restrukturyzacji elektroenergetyki, wielkoĞü ta zacznie spadaü w 2005 roku na skutek mniejszej liczby kontraktów dáugoterminowych, które bĊdą maleü. 55 J. Czekaj, Kontrakty dáugoterminowe a rynek energii elektrycznej w Polsce. 42 szybko przekroczona. W 1999 siĊgnĊáa ona prawie 70%. Efekty kontraktów dáugoterminowych przyniosáy w sumie przyrost zainstalowanych mocy o okoáo 3000 MW. W sytuacji, gdy szacuje siĊ, Īe w krajowym systemie elektroenergetycznym nadwyĪka mocy wynosi okoáo 1/3 mocy zainstalowanej (okoáo 10000 MW), przyjĊcie takiego programu inwestycyjnego z takimi gwarancjami naleĪy uznaü za caákowicie báĊdne i nie moĪe byü wytáumaczone Īadnymi argumentami. Kontraktami dáugoterminowymi objĊte są elektrownie od 15,1% (ZEC WybrzeĪe) do prawie 100% (Turów i Jaworzno), cena energii z kontraktów jest nawet o 15-25% wyĪsza od ceny energii sprzedanej ogóáem56. Udziaá kontraktów dáugoterminowych w sprzedaĪy energii 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1999 2000 2002 2004 2006 2008 2012 2016 2020 Rys. 4: Udziaá kontraktów w sprzedaĪy energii elektrycznej. ħródáo: P. Rudzki, „ Rzeczpospolita”, Rynek energii elektrycznej, Warszawa 1999r.. NaleĪy przy tym podkreĞliü, Īe “rozdawnictwu” dáugoterminowych kontraktów nie towarzyszyáy Īadne zobowiązania beneficjentów tych kontraktów, a mianowicie wytwórców energii elektrycznej w zakresie ograniczania kosztów poprzez przeprowadzenie odpowiednich procesów restrukturyzacji. Posiadacze umów dáugoterminowych (przedsiĊbiorstwa wytwarzające energiĊ elektryczną) znaleĨli siĊ bowiem w komfortowej 56 Koniec kontraktów dáugoterminowych-zmiana strategii, Rynek Energii, 23, 7-8/2000. 43 sytuacji i nie byli zainteresowani dziaáaniami restrukturyzacyjnymi i prywatyzacyjnymi57. Sytuacja taka wydaje siĊ byü równieĪ korzystna dla PSE S.A., gdyĪ umoĪliwia caákowitą niemal kontrolĊ nad sektorem elektroenergetycznym – stanowi czĊsto argument przeciwko wprowadzaniu reform rynkowych, a przynajmniej ich opóĨniania ze wzglĊdu na koniecznoĞü wczeĞniejszego rozwiązania problemów uniemoĪliwiających rzeczywistą liberalizacjĊ sektora elektroenergetycznego. 5.2.2. Koncepcje rozwiązania problemu kontraktów dáugoterminowych. Przy narosáych nieprawidáowoĞciach pozostawienie sposobu rozwiązania problemu samej elektroenergetyce nie bĊdzie moĪliwe58. Wynika to co najmniej z kilku waĪnych wzglĊdów: x rozwiązanie problemu kontraktów dáugoterminowych wymaga dopáywu kapitaáu ze Ĩródeá zewnĊtrznych (z poza elektroenergetyki); tego dopáywu bez ingerencji instytucji rządowych nie bĊdzie moĪna zapewniü; x wysokoĞü kosztów, jakie bĊdą musiaáy byü poniesione musi byü przedmiotem Ğcisáej kontroli; pozostawienie problemu w gestii sektora (wytwórcy, PSE S.A.) z caákowitą pewnoĞcią spowoduje ich zawyĪenie oraz przerzucenie w caáoĞci na barki spoáeczeĔstwa; x sfinansowanie kosztów kontraktów dáugoterminowych winno byü uzaleĪnione od opracowania precyzyjnego programu restrukturyzacji sektora elektroenergetyki, który powinien doprowadziü do dostosowywania wielkoĞci zainstalowanych mocy do rzeczywistych potrzeb gospodarki, ograniczenia programów inwestycyjnych, wyeliminowania najbardziej 57 Kontrakty dáugoterminowe na dostawĊ energii elektrycznej jako determinanta poziomu cen dla odbiorców oraz wzrostu efektywnoĞci przedsiĊbiorstw sektora elektroenergetycznego. Praca wykonana na zlecenie Prezesa UrzĊdu Regulacji Energetyki przez zespóá naukowców Akademii Ekonomicznej w Krakowie, skrót opublikowany w Biuletynie UrzĊdu Regulacji Energetyki, Warszawa 5/1999. 58 Ministerstwo Gospodarki, WstĊpna analiza metod restrukturyzacji kontraktów dáugoterminowych pod kątem realizacji funkcji celu, Warszawa 1999 r.. 44 nieefektywnych producentów, obniĪenia kosztów eksploatacji w sektorze, zmniejszenia zatrudnienia itp.; x wreszcie naleĪy mieü na uwadze, Īe radykalna restrukturyzacja sektora elektroenergetycznego bĊdzie bardzo trudnym problemem spoáecznym i z tego wzglĊdu nie moĪe byü poddana wyáącznie oddziaáywaniom mechanizmu rynkowego, lecz musi byü wspierana osáonowymi dziaáaniami paĔstwa. Pierwszy sposób sprowadza siĊ do stwierdzenia, Īe koszty te powinny byü poniesione przez wáaĞcicieli oraz odbiorców koĔcowych energii59. PoniewaĪ w chwili obecnej praktycznie rzecz biorąc jedynym wáaĞcicielem przedsiĊbiorstw energetycznych jest paĔstwo, toteĪ koszty umów dáugoterminowych, w czĊĞci nie przeniesionej na odbiorców koĔcowych (autorzy zakáadają rozkáad kosztów po 50%), bĊdzie ponosiá Skarb PaĔstwa, przy czym bĊdzie to oznaczaü spadek dochodów Skarbu PaĔstwa bądĨ to z tytuáu bieĪących dochodów z majątku (dywidenda) lub dochodów z tytuáu sprzedaĪy przedsiĊbiorstw sektora inwestorom prywatnym. Pozostaáe 50% kosztów przejĞcia miaáo byü, zgodnie z analizowaną koncepcją, przeniesione na odbiorców poprzez wáączenie ich do kosztów uzasadnionych przy kalkulowaniu taryf. Drugi sposób proponowany przez autorów polegaá na przesuniĊciu terminu spáaty zadáuĪenia na okresy póĨniejsze. Jak wynika z analizy przeprowadzonej w 2000 roku, w wiĊkszoĞci kontraktów mamy do czynienia z kumulacją spáat kredytu w stosunkowo krótkim okresie, co powoduje gwaátowny wzrost cen mocy a takĪe energii w tym okresie.. Zmiana poprzez wydáuĪenie okresu spáaty nie wyeliminowaáaby problemu lecz záagodziáa w czasie. Trzeci proponowany sposób rozwiązania problemu kontraktów dáugoterminowych zakáadaá moĪliwoĞü konwersji czĊĞci dáugów związanych z 59 Propozycje zadáuĪenia sektora jako narzĊdzie otwarcia rynku energii, Biuletyn miesiĊczny PSE S.A., 3/2002. 45 tymi kontraktami na akcje. Teoretycznie rzecz biorąc taka koncepcja jest moĪliwa do wykonania i mogáaby stanowiü jeden z lepszych sposobów likwidacji kontraktów dáugoterminowych. Pozostaje jednak wiele pytaĔ i wątpliwoĞci zarówno o charakterze zasadniczym, ekonomicznym, jak i technicznym. Czwarty sposób zlikwidowania zobowiązaĔ z tytuáu kontraktów dáugoterminowych moĪe polegaü na wyemitowaniu obligacji (euroobligacji), które sáuĪyáyby refinansowaniu umów kredytowych60. Koncepcja emisji takich obligacji zostaáa przygotowana przez PSE S.A i jest najbardziej prawdopodobna do zrealizowania . Opiera siĊ ona na nastĊpujących zaáoĪeniach: x przedmiotem konwersji mają byü kredyty inwestycyjne zaciągniĊte przez elektrownie o áącznej wysokoĞci ponad 6 mld zá (okoáo 2 mld $) ; x instrumentem konwersji bĊdą obligacje wyemitowane na miĊdzynarodowym rynku obligacji (euroobligacje); x emitentem obligacji bĊdzie PSE S.A.; x po spáacie kredytów ze Ğrodków uzyskanych z emisji obligacji umowy dáugoterminowe (KDT) staną siĊ niepotrzebne; x Ĩródáem obsáugi zadáuĪenia bĊdzie opáata za przesyá, w ramach której wyodrĊbniona zostanie staáa opáata, z której przychody przeznaczone zostaną na obsáugĊ zadáuĪenia; Autorzy opracowania, stwierdzając, iĪ prezentują wspólne stanowisko Ministerstwa Gospodarki, Ministerstwa Skarbu PaĔstwa oraz Ministerstwa Finansów proponują cztery sposoby rozwiązania problemu kontraktów.61 . Kontrakty dáugoterminowe powinny 60 zostaü zrestrukturyzowane emisją W. Rogowski, Naczelnik Departamentu Analiz Makroekonomicznych i Strukturalnych Narodowego Banku Polskiego, „ Rzeczpospolita”, Warszawa 2003. 61 Kontrakty dáugoterminowe, rynek energii oraz bilans finansowy sektora, PSE S.A. , Warszawa 1999 r.. 46 obligacji62, która miaáaby doprowadziü wkrótce do spadku cen energii elektrycznej. Rząd polski z koĔcem 2003 roku zacząá pracĊ nad likwidacją KDT i opracowaniem wysokoĞci rekompensat dla elektrowni, wiadomo iĪ wielkoĞü odszkodowaĔ moĪe wynieĞü 14-16 mld záotych63.Jeszcze nie ma konkretnych rozwiązaĔ owych kontraktów, a niektóre elektrownie obawiają siĊ utraty páynnoĞci finansowej, która mogáaby doprowadziü do upadáoĞci wielu z nich, w chwili gdyby banki postawiáy je w sytuacji natychmiastowej zapáaty zaciągniĊtych kredytów64. Takie obawy ma miĊdzy innymi: EC Nowa Sarzyna, Zielona Góra, poniewaĪ zaciągniĊte kredyty znacznie przewyĪszają ich wáasne Ğrodki finansowe. Komisja Europejska groziáa polskiemu rządowi powaĪnymi sankcjami karnymi w przypadku braku realizacji rozwiązaĔ kontraktów65 do dnia 1 maja 2004. Mamy nowoczesną, zgodną ze standardami UE, ustawĊ Prawo Energetyczne, która reguluje dziaáalnoĞü przedsiĊbiorstw energetycznych w zakresie takich dziaáalnoĞci jak przesyá, dystrybucja oraz obrót energią elektryczną, jednak brak rozporządzeĔ wykonawczych i uregulowaĔ prawnych w kwestii kontraktów dáugoterminowych, subsydiowania skroĞnego determinującego zasadĊ TPA, czy funkcjonowania gieády energii, powoduje, iĪ wolna konkurencja w tym segmencie rynku nie istnieje. . Kolejna nowelizacja UPE na początku 2005 roku powoduje przesuniĊcie ustawowego rozdzielenie dziaáalnoĞci obrotu i dystrybucji w spóákach dystrybucyjnych, co nie jest niczym innym jak konsumpcją tego co zostaáo osiągniĊte w latach 93-97. Warte podkreĞlenia równieĪ jest to , iĪ maáo wątpliwe jest by zastąpienie kredytów dáugoterminowych (KDT) emisją obligacji jako sposób otwarcia rynku detalicznego byáo dobrym sposobem. ZwaĪywszy na, iĪ nie towarzyszy temu wzrost wydajnoĞci, efektywnoĞci, redukcja kosztów. Zasadniczą zmianą a moĪe 62 Po rozwiązaniu kontraktów dáugoterminowych powinny spaĞü ceny prądu, „ĝwiat Energii”, 5/2002. W. CichoĔ, Likwidacja przez rekompensaty, PTPiREE, PoznaĔ 2003. 64 A. Berger, „Puls Biznesu”, Skutki likwidacji kontraktów dáugoterminowych, Warszawa 02/2004. 65 A. Berger, „Puls Biznesu”, Warszawa 04-02-2004. 63 47 i jedyną dla odbiorcy bĊdzie zastąpienie opáaty staáej na rachunku opáatą na spáatĊ obligacji . ĝwiadczą o tym nastĊpujące kwestie: x przeksztaácenie sektora elektroenergetycznego a nastĊpnie jego komercjalizacja u progu transformacji polskiej gospodarki byáa krokiem do zmniejszenia roli paĔstwa w funkcjonowaniu przedsiĊbiorstw. ChociaĪ moĪna stwierdziü, iĪ rozdrobnienie na ponad 70 przedsiĊbiorstw w trzech podsektorach byáo przesadzone66, a Ğwiadczą o tym procesy áączenia siĊ; x subsydiowanie skroĞne. CzĊĞü obrotu jest subsydiowana przez przesyá, a czĊĞü odbiorców subsydiuje pozostaáych. Odbiorcy przemysáowi subsydiują odbiorców gospodarstw domowych. Subsydiowanie skroĞne nie jest problemem tylko polskiej gospodarki, Ğwiatowej takĪe. x brak wykorzystania zasady wolnego dostĊpu do sieci ( TPA ). Zgodnie z prawem coraz wiĊksza grupa odbiorców nie musi kupowaü energii elektrycznej od macierzystych dystrybutorów. Caákowite otwarcie rynku nastąpi 1 lipca 2007 roku, jednak w chwili obecnej pomimo, iĪ uprawnieni są wszyscy odbiorcy oprócz gospodarstw domowych odnotowano pojedyncze przypadki zmiany dostawcy na poziomie niskiego napiĊcia. By zasada TPA byáe popularna powinno nastąpiü rozwiązanie KDT, spóáki dystrybucyjne powinny wprowadziü jednolite umowy Ğwiadczenia usáug przesyáowych, zmiana dostawcy musi byü prosta, warunki umowy-transparentne, nie dyskryminujące i znane odbiorcom, co wymaga ich promocji przez lokalnych dostawców, którym na tym nie zaleĪy; x brak rozwiązania problemu kontraktów dáugoterminowych. Okoáo 60% energii sprzedawanej jest objĊte tymi kontraktami. Kontrakty zawarte pomiĊdzy producentami a PSE S.A. są zabezpieczeniem kredytów elektrowni. Rozwiązanie odwleka siĊ w czasie, podjĊta próba rozwiązania kontraktów Systemem Opáat Kompensacyjnych ( SOK ) nie 66 M. Duda, Problemy strukturalne w energetyce-dylematy wyboru. 48 powiodáa siĊ. Rząd proponuje zamieniü kontrakty na emisje obligacji. Komisja Europejska taką pomoc publiczną uznaje za niedopuszczalną i nie akceptuje jej w pierwszej wersji przyjĊtej przez rząd RP. W maju 2005 roku ustawa o rozwiązanie KDT czeka na czytanie w Sejmie , której zatwierdzenie przez KomisjĊ Europejską moĪe potrwaü okoáo roku. Na podstawie wyĪej przytoczonych moĪna stwierdziü, iĪ przedsiĊbiorstwa elektroenergetyczne funkcjonują na rynku energii elektrycznej wyposaĪonym w doskonaáe przepisy prawne i regulacyjne zawarte w ustawie prawo energetyczne. Brak rozporządzeĔ wykonawczych co do stosowania zasady TPA, wyeliminowania subsydiowania skroĞnego i rozwiązania problemu kontraktów dáugoterminowych uwalniających rynek energii przyczynia siĊ do stanu niezmienionego. Za taki stan rzeczy ponoszą odpowiedzialnoĞü zarówno same przedsiĊbiorstwa wytwórcze, które nie są zainteresowane rozwiązaniem problemów, gdyĪ i tak mają zapewnioną sprzedaĪ okreĞlonej iloĞci energii po z góry okreĞlonej cenie. PrzedsiĊbiorstwa dystrybucyjne na skutek korzystnych przepisów odnoĞnie korzystania z zasady TPA mogáyby potraciü klientów kosztem zwiĊkszenia tej liczby u innych. Z kolei mniejsza liczba klientów i obniĪka cen energii, na skutek rozwiązania KDT zmusiáaby przedsiĊbiorstwa wytwórcze i dystrybucyjne do redukcji kosztów, optymalizacji zatrudnienia, a szanse rozwoju pozostaáyby firmom duĪym i silnym kapitaáowo, kadrowo i organizacyjnie. 49 ROZDZIAà II Uwarunkowania makroekonomiczne sektora energetycznego w polskiej gospodarce. 1. ZaáoĪenia polityki energetycznej paĔstwa. W dobie idących zmian strukturalnych w polskiej gospodarce oraz w perspektywie przystąpienia Polski do Unii Europejskiej, do których rządy wszystkich kadencji przygotowaáy nasz kraj konieczne staáo siĊ opracowanie strategii zrównowaĪonego rozwoju naszej gospodarki. W kwietniu 1999 roku zacząá prace zespóá miĊdzyresortowy. Zakáadaá on taki model, w którym zaspokojenie bieĪących potrzeb spoáecznych oraz przyszáych traktowane bĊdzie równoprawnie, áączyü bĊdzie w sposób harmonijny, troskĊ o zachowanie dziedzictwa przyrodniczego, kulturowego z postĊpem cywilizacyjnym i ekonomicznym. Strategia nie mogáa siĊ odbyü bez umiejscowienia w niej problemów energetyki, jako jednej z najwaĪniejszych dziedzin naszej gospodarki i podstaw rozwoju spoáeczeĔstwa67 . Gáówne kierunki przyjĊte w zakresie energetyki to: bezpieczeĔstwo energetyczne kraju, a co za tym idzie zrównanie podaĪy i popytu w dáugim okresie czasu, poprawa konkurencyjnoĞci polskich przedsiĊbiorstw na rynku krajowym i miĊdzynarodowym oraz ochrona Ğrodowiska. Dokument taki zostaá przyjĊty przez RM 2 kwietnia 2002 roku68. W zaáoĪeniach przyjĊto Ğrednioroczną stopĊ wzrostu PKB 5,5% w scenariuszu PostĊpu-Plus, 4% w scenariuszu Odniesienia i 2,3% w scenariuszu przetrwania. Do roku 2010 preferowany byá scenariusz PostĊpu-Plus jako najbardziej realny na najbliĪsze lata. PrzyjĊty scenariusz chyba odnosiá siĊ do integracji europejskiej z którą to nasz rząd wiąĪe duĪe nadzieje licząc, Īe pozyskane Ğrodki oraz aktywna polityka fiskalna i pieniĊĪna przyciągną z zagranicy 67 68 T. Kowalik, Strategia rozwoju kraju w pierwszym üwierüwieczu XXI wieku, „Energia”, 9/2000. Ministerstwo Gospodarki- Ocena realizacji i korekta polityki energetycznej Polski do 2020 roku. 50 inwestorów, spadnie bezrobocie, nastąpi wyĪszy wzrost gospodarczy a kraj wyjdzie z zapaĞci w jakiej jest górnictwo, PKP, przemysá stoczniowy, sáuĪba zdrowia oraz szeroko rozumiana budĪetówka. Jednak juĪ teraz moĪna stwierdziü, iĪ początek tego dziesiĊciolecia odnosiá siĊ do scenariusza przetrwania: praktycznie nie nastąpiá wzrost gospodarczy w 2002 roku, wzrosáa liczba bezrobotnych, zwiĊkszyá siĊ deficyt budĪetowy, a zapowiadany program oszczĊdnoĞciowy rządu na lata 2004-200769 , który zakáada ciĊcia najuboĪszej czĊĞci spoáeczeĔstwa moĪe siĊ okazaü niemoĪliwy do zrealizowania, ze wzglĊdu na niezadowolenie spoáeczne, które moĪe siĊ przeobraziü w protesty, strajki oraz manifestacje poszczególnych grup zawodowych. 1.1. Scenariusze prognozy makroekonomicznej. 1.1.1. Prognoza krótkoterminowa. Obecna sytuacja w elektroenergetyce charakteryzuje siĊ znaczną nadwyĪką zdolnoĞci produkcyjnych nad popytem na ten surowiec. W naszym kraju zatem w ciągu najbliĪszych lat nie zagraĪa nam wystąpienie problemów z pokryciem zapotrzebowania na energiĊ elektryczną zgáaszanego przez odbiorców finalnych. Przy zaáoĪeniach ustalonych przez KERM w najbliĪszych latach popyt na energiĊ elektryczną bĊdzie rósá okoáo 1-1,2% w skali roku. Przy czym w gospodarstwach domowych nie zmieni siĊ on-na skutek coraz to bardziej energooszczĊdnych urządzeĔ gospodarstw domowych oraz tego, iĪ energia na tle krajów unijnych w Polsce jest droga, nie mówiąc juĪ o tym, Īe przeciĊtny europejczyk ma trzykrotnie wyĪszą pensjĊ. Sytuacja ta szybko siĊ nie zmieni, gdyĪ liczba bezrobotnych ulegnie zmniejszeniu o okoáo 200 tysiĊcy osób w stosunku do ponad 3 milionów bezrobotnych w 2003 roku70. W wyniku czego nie ulegnie zwiĊkszeniu minimalna páaca z powodu nadpodaĪy osób w wieku 69 J. Hausner, MGPiPS rządu SLD zapowiada ciĊcia w 2004-07 na kwotĊ 32 mld. zá. Rząd chce osiągnąü taką sumĊ poprzez odchudzenie administracji, ciĊcia socjalne, zamroĪenia podwyĪek emerytur i rent oraz najniĪszej páacy. Powodem tego jest zbliĪający siĊ do niebezpiecznej wysokoĞci dáug publiczny. 70 Monitor ekonomiczny PSE, 18 lipca 2003. 51 produkcyjnym. NaleĪy tutaj podkreĞliü, Īe wskaĨnik zuĪycia energii elektrycznej w gospodarstwach domowych na mieszkaĔca jest dwukrotnie niĪszy od Ğredniej w Unii Europejskiej. WzroĞnie popyt na energiĊ w przemyĞle (z budownictwem mieszkaniowym) na skutek wzrostu produkcji i usáug w wielu dziedzinach gospodarki w związku ze zwiĊkszonym popytem na mieszkania, domy, nowe samochody , sprzĊt rtv i agd, co powoduje wiĊksze zapotrzebowanie na energiĊ ze strony przedsiĊbiorstw. JednoczeĞnie nastąpiá spadek popytu na energiĊ w rolnictwie do celów produkcyjnych, ze wzglĊdu na poprawĊ efektywnoĞci jej uĪytkowania. 5,00% 4,00% 3,00% 2,00% 1,00% 0,00% usáugi transport gospodarstwa domowe potrzeby wáasne energetyki przemysá nieenergetyczny eksport energii Rys. 5: Roczny wzrost zapotrzebowania na energiĊ elektryczną do roku 2005. ħródáo: MG, ZaáoĪenia polityki energetycznej paĔstwa do 2020 roku. NajwiĊkszy wzrost zapotrzebowania na energiĊ nastąpi w eksporcie, co w wyniku 30% nadpodaĪy w kraju moĪe spowodowaü duĪe wyzwanie dla krajowej elektroenergetyki oraz stanowiü bĊdzie dodatkowe Ĩródáo dochodu dla podmiotów elektroenergetycznych. W przedostatnim roku tej prognozy moĪna stwierdziü, iĪ zaáoĪenia te nie zostaáy zrealizowane i zarazem nie sprawdziáy siĊ w caáoĞci. NiĪsze byáo tempo wzrostu gospodarczego, zabrakáo aktywnej, 52 prorozwojowej polityki rządu, a wydatki sztywne w finansach publicznych utrzymują bardzo wysoki niebezpieczny poziom. Do tego wydatki te transferowane są w ponad 40% do najuboĪszych, zamiast inwestowane są zuĪywane na bieĪącą konsumpcjĊ. 1.1.2.Prognoza dáugoterminowa. PrzyszáoĞci dla polskiego sektora energetycznego nie da siĊ do koĔca przewidzieü, poniewaĪ juĪ teraz w trakcie pisania tej pracy (w 2004 ) roku moĪna powiedzieü, iĪ prognoza na piĊü lat nie byáa poprawna. Popyt na energiĊ elektryczną, a zarazem i jej noĞniki nie rósá wrĊcz przeciwnie w wielu gaáĊziach naszej gospodarki odnotowano spadek na skutek mniejszej produkcji, bardziej energooszczĊdnych urządzeĔ elektrycznych, czy wreszcie zuboĪenia spoáeczeĔstwa-co prowadzi do jej oszczĊdzania. Gáównymi celami okreĞlane jako waĪne są: x ksztaátowanie zrównowaĪonej struktury rynku paliw pierwotnych, z uwzglĊdnieniem wykorzystania krajowej bazy surowców energetycznych x wzrost uĪytkowania paliw i energii; x rozwój Ĩródeá energii odnawialnej; x obniĪenie kosztów energetycznych funkcjonowania gospodarki krajowej w celu poprawy efektywnoĞci; x dostosowanie polskich regulacji prawnych; x równowaĪenie interesów przedsiĊbiorstw energetycznych i odbiorców energii. NastĊpne piĊtnaĞcie lat dla energetyki gáównie związane jest z integracja europejską oraz speánianiem unijnych dyrektyw. PrognozĊ tą opracowano biorąc pod uwagĊ aktywną strategiĊ finansów publicznych, korzystny rozwój gospodarki w europie i na Ğwiecie, wysokie tempo wzrostu PKB, szeroki dostĊp 53 do kapitaáu na miĊdzynarodowych rynkach finansowych, transfer z zagranicy do Polski nowoczesnych technologii, restrukturyzacjĊ dziedzin gospodarki niezmienionych od wielu lat (PKP, górnictwo, hutnictwo). Dla obecnego rządu rodzi siĊ powaĪne wyzwanie, poniewaĪ ze zmianami w dáugim okresie wiąĪe siĊ bardzo wiele istotnych zmian. Pierwsza dotyczy regionów dolnoĞląskich, których mieszkaĔcy Īyją w duĪej mierze z pracy wydobywając wĊgiel brunatny i kamienny. Na skutek coraz to mniejszego zapotrzebowania na wĊgiel kamienny i zmniejszenia tego noĞnika w ciągu najbliĪszych 10 lat o 30% zmusza to do koniecznej restrukturyzacji kopalĔ, co niej jest áatwe71. JuĪ w 2004 roku kopalnie planowano czĊĞciowo zlikwidowaü jednak na skutek masowych protestów przed utratą pracy przez górników zrezygnowano z tego kosztem budĪetu paĔstwa, gdyĪ branĪa jest nierentowna, zadáuĪona i wymaga ciągáych dopáat. Pozytywnym aspektem zmiany noĞników produkcji energii elektrycznej jest przewidywany znaczny wzrost produkcji energii ze Ĩródeá odnawialnych, budowa elektrowni wiatrowych w rejonach nadmorskich, a takĪe produkcja przy uĪyciu gazu i ropy naftowej, co powinno spowodowaü popyt na specjalistów z tej dziedziny. 1.2.Zapotrzebowanie na energiĊ elektryczną. Energia elektryczna z punktu widzenia jest towarem, czy dobrem codziennego uĪytku. Ma teĪ inną cechĊ poniewaĪ praktycznie nie posiada ona substytutów, poniewaĪ trudno jest sobie wyobraziü wiele urządzeĔ gospodarstwa domowego, które by dziaáaáy na coĞ innego jak prąd z gniazdka. Z tego wzglĊdu popyt na energiĊ rósá wraz z rozwojem gospodarki w Polsce, na Ğwiecie, czy europie. Po odbudowie po II wojnie Ğwiatowej, z chwilą pojawienia siĊ nowych domów, fabryk, sklepów, pokazaniem siĊ tramwajów elektrycznych i pociągów popyt i zuĪycie energii elektrycznej z roku na rok 71 Okupacja Warszawy, „ Rzeczpospolita”, wrzesieĔ 2003. 54 rosáo o kilkaset procent, co wymusiáo na elektroenergetyce przystosowanie i rozbudowĊ infrastruktury technicznej do jej przesyáania na daleką odlegáoĞü72. Zapotrzebowanie na energiĊ elektryczną 200 150 100 50 0 2005 2010 2015 Rys. 6: Zapotrzebowanie na energiĊ elektryczną w TWh do roku 2015. ħródáo: Strategia i Rozwój, PSE S.A. ,Warszawa 2001 r.. Z początkiem transformacji naszej gospodarki, upadkiem wielu firm przemysáu ciĊĪkiego, popularnych PGR, coraz to nowszych i bardziej energooszczĊdnych urządzeĔ i technologii taka sytuacja nieprĊdko siĊ powtórzy. W chwili obecnej wystĊpuje nadpodaĪ energii elektrycznej nad popytem, a przedsiĊbiorstwa elektroenergetyczne caákowicie zaspokajają rynek odbiorców. Sytuacja ta moĪe ulec zmianie dopiero w momencie odnotowania duĪego wzrostu gospodarczego, a wiĊc nadziei jakie nasz kraj i obywatele wiąĪą z Unia Europejską. 1.2.1. Wzrost gospodarczy a popyt na energiĊ elektryczną. Wzrost gospodarczy po zakoĔczeniu drugiej wojny Ğwiatowej staá siĊ nie tylko podstawowym warunkiem rozwiązywania najwaĪniejszych problemów spoáecznych w poszczególnych krajach, ale takĪe gáównym wyzwaniem 72 1896-1996- Megawat, biuletyn Zakáadu Energetycznego Bydgoszcz S.A., wydany z okazji stulecia bydgoskiej energetyki, Bydgoszcz 1996. 55 podzielonego Ğwiata na rywalizujące ze sobą róĪne systemy polityczne73. Dlatego teorie wzrostu gospodarczego staáy siĊ miernikiem postĊpu danego kraju i Ğwiadczyáy o sukcesie polityki gospodarczej paĔstwa. 8 7 6 5 4 3 produkt krajowy brutto 2 1 0 1993 1995 1997 1999 2001 2003 Rys. 7: Tempo wzrostu PKB w latach 1993-2003. ħródáo: Koniunktura, Monitor Ekonomiczny PSE S.A. , Warszawa 2002. Przedstawiony powyĪej wykres obrazuje wzrost gospodarczy w latach 19932003. MoĪna z niego wywnioskowaü, Īe w okresie transformacji polskiej gospodarki najlepiej rosáo tempo PKB po 1993 roku, gáównie na skutek przyciągania do Polski zagranicznych inwestorów. Tak duĪe tempo wzrostu miaáo związek z brakiem nowych technologii w paĔstwowych jeszcze przedsiĊbiorstwach, które zostaáy sprywatyzowane, a takĪe z popytu w naszym kraju na towary z importu, bądĨ produkowanych w Polsce, ale na zachodnich licencjach. DuĪy udziaá miaáy wtedy rząd, który poprzez aktywną politykĊ, preferencje, ulgi, zwolnienia przyciągaá zagraniczny kapitaá. W roku 1997 tempo osiągnĊáo prawie 7% i nastąpiáo zaáamanie. Towary na skutek coraz to wiĊkszych podatków, akcyz, kosztów produkcji droĪaáy, do tego rosáo w nieprzewidzianym tempie bezrobocie, páaca minimalna byáa niska, nastĊpowaá spadek realny páac, emerytur, rent, które nie dosyü waloryzowane o inflacjĊ lub 73 M. Nasiáowski, System rynkowy, Key Tekxt, Warszawa 2000 r. 56 wcale, powodowaáy utratĊ siáy nabywczej tych zarobków. Spadá popyt na dobra wyĪszego rzĊdu: samochody, sprzĊt rtv, agd. To wszystko spowodowaáo, iĪ z 7% w 97 roku wskaĨnik ten spadá do nieco powyĪej 0,5 na koniec 2002 roku74 . OĪywienie zaczĊáo nastĊpowaü w 3 kwartale 2003 roku. Pod koniec roku 2003 rząd opracowaá plan mający przyspieszyü wzrost, uzdrowiü sytuacjĊ w naszej gospodarce. Plany te zakáadaáy miĊdzy innymi: zmniejszenie podatku CIT od osób prawnych, obniĪenie podatku od osób fizycznych w najbliĪszych latach, preferencje i ulgi dla osób zatrudniających absolwentów, wĞród których ponad 60% jest bez pracy75, pomoc dla osób chcących zaáoĪyü wáasną dziaáalnoĞü gospodarczą . Do tego trzeba dodaü unijne fundusze w ramach programów pomocowych. Tak ambitne plany mają przynieĞü juĪ w 2005 roku 5-6% wzrost. Popyt na energiĊ elektryczną moĪna porównaü i odnieĞü do wzrostu gospodarczego i sytuacji gospodarczej. W latach 93-97 cena energii byáa stanowiona przez paĔstwo, w roku 1997 wprowadzono prawo energetyczne a cena jednej kilowatogodziny zaczĊáa odzwierciedlaü faktyczne koszty ponoszone przez przedsiĊbiorstwo elektroenergetyczne, w momencie tym nastąpiáa znaczna podwyĪka. Pogarszająca siĊ sytuacja gospodarstw domowych oraz zaáamanie produkcji w wielu dziedzinach naszej gospodarki spowodowaáy spadek zuĪycia energii. Od 1997 roku wprowadzono 7% stawkĊ podatku vat, która z roku na rok rosáa o 5% i osiągnĊáa 22% stawkĊ, kosztami tymi obciąĪono odbiorców finalnych. Do tego w 2001 roku ówczesny Minister Finansów wprowadziá akcyzĊ na energiĊ elektryczną, która spowodowaáa okoáo 7-9% wzrost w zaleĪnoĞci od dystrybutora energii. ObciąĪenia fiskalne i podwyĪki energii wpáynĊáy na wysoką cenĊ energii w porównaniu do zarobków. WpáynĊáo energooszczĊdnych 74 75 to na urządzeĔ spadek zuĪycia gospodarstwach wywoáany stosowaniem domowych, racjonalnego Koniunktura, Monitor Ekonomiczny PSE S.A. , Warszawa 21 luty 2002. Praca dla absolwentów, „Profit”, 8/2003. 57 podejĞcia do energii w przedsiĊbiorstwach, gdyĪ stanowi czĊsto duĪy koszt produkcji itp.. 1.2.2. ZuĪycie energii wedáug jej noĞników. W chwili obecnej gáównym noĞnikiem są paliwa staáe (wĊgiel kamienny i brunatny), z czego wĊgiel brunatny taĔszy jest okoáo 50% od kamiennego, stąd jest on najtaĔszym noĞnikiem energii. Stąd elektrownie produkujące tym surowcem oferują najtaĔszą energiĊ (np. elektrownia Beáchatów). Ponadto do noĞników energii moĪna zaliczyü paliwa ciekáe (gaz oraz ropĊ naftową ). Przy czym paliwa staáe w caáoĞci pokrywane są z krajowych zasobów, gdy gaz i ropa pochodzą z importu, przede wszystkim z Rosji76. W ostatnim dziesiĊcioleciu zaobserwowano wyraĨne zmiany w strukturze noĞników energii. Zmalaá udziaá wĊgla kamiennego z 64% w 1990 roku, do 51% w 2000 roku, udziaá wĊgla brunatnego oscyluje w niezmienionym udziale12-14% w czasie caáej dekady. Zmiana noĞników energii elektrycznej w latach 1990-2000 1990 2000 wĊgiel kamienny wĊgiel brunatny ropa naftowa gaz Rys. 8: Struktura zmiany noĞników energii elektrycznej w latach 1990-2000 w tonach litrach lub metrach szeĞciennych. 76 Polskie Towarzystwo Przesyáu i Rozwoju Energii Elektrycznej, PoznaĔ 2003. 58 Natomiast zwiĊkszyá siĊ udziaá ropy naftowej z 13% w 1990 do 20% w 2000, w 98% pochodzącej z importu, reszta to krajowe wydobycie w póánocnozachodniej Polsce i na dnie Baátyku77.Gaz podobnie jak wĊgiel brunatny zmieniá swój udziaá przez 10 lat zaledwie o okoáo 2 punkty procentowe. Zmiany w tej strukturze mają duĪy wpáyw na sytuacjĊ gospodarczą, szczególnie w tych regionach, skąd są wydobywane poszczególne noĞniki. Spadek zuĪycia powoduje ograniczenia i zmniejszenie wydobycia, co spowodowaáo likwidacjĊ kopalĔ i zwolnienia wielu górników wydobywających wĊgiel kamienny. PrzeciwnoĞcią tego jest znaczny wzrost obrotów firm sprowadzających ropĊ i gaz z Rosji, które siĊ rozwinĊáy dziĊki temu. Do tego trzeba dodaü, iĪ dyrektywy Unii nakazują zwiĊkszaü produkcjĊ energii ze Ĩródeá odnawialnych, takich jak: biomasa, biopaliwa, woda. Zgodnie z zaáoĪeniami polityki energetycznej paĔstwa do roku 2020 tendencje te bĊdą jeszcze bardziej intensywne. Sytuacja ta zmusza polski rząd do szybkiej restrukturyzacji polskiego górnictwa wĊgla kamiennego, gdyĪ jest nierentowne w chwili obecnej, a wydobycie wĊgla w najbliĪszych latach spadnie o kolejne 30%, w wyniku czego powstanie przerost zatrudnienia. 2. Bilans handlowy w obrocie energią elektryczną. Sytuacja naszego kraju pod tym wzglĊdem wygląda bardzo korzystnie. Obrotem handlowym z zagranicą zajmuje siĊ powstaáa z wyodrĊbnienia ze struktur Polskich Sieci Elektroenergetycznych firma Pol-Elektra. Spóáka ta powstaáa z myĞlą o eksporcie energii za granicĊ, a takĪe miaáa poĞredniczyü pomiĊdzy kupnem taniej energii z Rosji i Ukrainy i sprzedawaü ją Niemcom. Jednak próba ta nie powiodáa siĊ, spekulowano nawet, Īe firma sprowadza energiĊ do Niemiec, zostawiając znaczną czĊĞü w Polsce, sprzedając ją po cenie niĪszej jak u nas. Przede wszystkim z powodu braku obciąĪenia kontraktami 77 Nafta& Gaz Biznes, Warszawa 2001. 59 dáugoterminowymi78. Ze wzglĊdu na znaczną nadpodaĪ energii do kraju siĊ jej nie importuje, za to jej eksport jest z roku na rok wiĊkszy, w roku 2001, 2002 byá wyĪszy o 27% i 29%. W 2002 roku eksport wyniósá prawie 13 000 GWh. Eksportujemy energiĊ do Nemiec, Czech, Austrii, Sáowacji, na WĊgry, jak równieĪ podmorskim kablem do Szwecji79. Oprócz kontraktów dáugoterminowych realizujemy dostawy na podstawie kontraktów ramowych umoĪliwiających podpisywanie kolejnych zaáączników na okres jednego kwartaáu lub miesiąca, a nawet na kilka dni lub kilka godzin. WiĊkszoĞü dostaw elektrownie realizowaáy przy wykorzystaniu wĊgla po cenach preferencyjnych, umoĪliwiających oferowanie konkurencyjnych cen rynkowych w ramach posiadanych zdolnoĞci wytwórczych, jak równieĪ w ramach wielkoĞci maksymalnych limitów przesyáowych przez granicĊ polską. Wraz ze wzrostem moĪliwoĞci przesyáowych eksport energii powinien rosnąü. Ciekawostką jest to, Īe mimo iĪ w Polsce mamy najdroĪszy prąd w europie chĊtnie kupują go za granicą80. OtóĪ kopalnie zawdziĊczają to ministerialnym rozporządzeniom, które zezwalają kopalniom sprzedawaü wĊgiel po cenie niĪszej niĪ koszt wydobycia, a w sytuacji kiedy kopalnie posiadają caáe haády wĊgla jest im wszystko jedno, byle siĊ go pozbyü i odzyskaü chociaĪ czĊĞü gotówki. Zapis ten wykorzystują elektrownie, które kupują wĊgiel do produkcji energii na eksport , zostawiając czĊĞü do produkcji krajowej. Proceder ten musi kwitnąü w najlepsze, gdyĪ iloĞü wĊgla przeznaczonego na nieproporcjonalnie do wielkoĞci energii wyeksportowanej81. eksport roĞnie Dzieje siĊ tak poniewaĪ cena tony wĊgla ujĊta w kontraktach dáugoterminowych jest o 4045% wyĪsza od tej dla celów eksportu.. Szacuje siĊ, Īe kopalnie tracą na tym okoáo 300 milionów záotych, a wáaĞciwie to Skarb PaĔstwa, gdyĪ duĪa czĊĞü kopalni jest paĔstwowa lub dofinansowywana przez paĔstwo82. O praktyki te 78 DuĪy prąd, maáe pieniądze, „ Polityka”. Warszawa 2002. Krajowy hurtowy obrót energią, biuletyn PSE S.A. , Warszawa 2003. 80 RaĪeni prądem po kieszeni, „ Wprost”, 30 listopada 2003. 81 Raport-eksport energii elektrycznej, „ĝwiat Energii”, Warszawa 02/2004. 82 J. Konikowski- „ Polityka”, Linie wysokiego absurdu, wrzesieĔ 2003. 79 60 podejrzewa siĊ coraz wiĊcej elektrowni, a Poáudniowemu Koncernowi Energetycznemu udowodniáa to NajwyĪsza Izba Kontroli w swej kontroli, jest to kolejnym przykáadem Ğwiadczącym o koniecznoĞci rozwiązania problemu kontraktów dáugoterminowych w elektroenergetyce. 3. Sektor w ujĊciu makroekonomicznym. 3.1. Energetyka w tworzeniu PKB. Produkt Krajowy Brutto jest miarą produktu wytworzonego przez czynniki wytwórcze zlokalizowane na terytorium danego kraju83. Stąd teĪ w tworzeniu PKB w Polsce biorą udziaá przedsiĊbiorstwa elektroenergetyczne zarówno paĔstwowe jak i w formie prywatnego wáaĞciciela. Z punktu widzenia przyszáych potrzeb energetycznych gospodarki osáabienie tempa rozwoju gospodarczego skutkowaáo mniejszym elektryczną. Mniejsze zapotrzebowanie zmniejszenia siĊ energocháonnoĞci zapotrzebowaniem na wynikaü równieĪ bĊdzie krajowej gospodarki 8 7 6 5 ElektrocháonnoĞü 4 PKB 3 2 1 0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 Rys. 9: ElektrocháonnoĞü gospodarki w relacji do Produktu Krajowego Brutto. ħródáo: Obliczenie na podstawie danych Agencji Rynku Energii S.A. . 83 M. Guzek, MiĊdzynarodowe stosunki gospodarcze, Wydawnictwo WSB, PoznaĔ 2001. 61 energiĊ ze . Jak moĪna zaobserwowaü z przedstawionego wykresu elektrocháonnoĞü , a wiĊc zuĪycie energii elektrycznej jest zaleĪna od poziomu PKB. Wraz ze sáabniĊciem tempa wzrostu gospodarczego zapotrzebowanie na energiĊ elektryczną w gospodarce spadaáo. Tą samą sytuacjĊ odnotowalibyĞmy w roku 2003-2004 kiedy gospodarka zostaáa oĪywiona a tym samym wzrosáo zuĪycie energii zarówno w gospodarstwach domowych jak przedsiĊbiorstwach, jest to widoczne we wzroĞcie sprzedanej energii elektrycznej w grupach taryfowych , odpowiednio grupy G oraz C84. Tabela 5. Struktura tworzenia PKB w % Wyszczególnienie 1995 1996 1997 1998 1999 2000 Struktura PKB, w tym: 100 100 100 100 100 100 Przemysá 27,17 26,31 26,70 26,51 26,21 25,53 Sektor Energii 6,34 5,89 5,50 4,91 4,67 4,75 Rolnictwo 6,02 5,58 4,82 4,17 3,46 3,31 Usáugi 43,30 44,96 46,52 48,33 48,71 50,21 ħródáo: Ministerstwo Gospodarki, Diagnoza sektora energetycznego, Warszawa 2004. Z przedstawionych danych wynika, Īe najwiĊkszy udziaá w tworzeniu PKB ma sektor usáug, a jego udziaá z roku na rok roĞnie. Najmniejszy udziaá odnotowaáo rolnictwo, w którym udziaá zmalaá prawie o 50%, z 6,02% na początku 1995 do 3,31% w roku 2000. Powodem byáo wycofanie siĊ wielu maáych gospodarstw rolnych z tego typu produkcji, gdyĪ staáa siĊ ona nieopáacalna na maáą skalĊ. Sektor energetyczny z roku na rok odnotowywaá spadek, na skutek pogarszającej siĊ koniunktury dla tych przedsiĊbiorstw, za co winĊ ponoszą odwlekające siĊ procesy restrukturyzacyjne, prywatyzacyjne, brak wprowadzenia prób naprawczych w przedsiĊbiorstwach wymagających 84 Oddziaá Bydgoszcz, Grupy Energetycznej ENEA S.A. w 2003 roku odnotowaá wzrost o 5,8 – 7,1%. 62 szybkich dziaáaĔ kadry zarządzającej i wáaĞcicieli, którym w wiĊkszoĞci byá i jest Skarb PaĔstwa. Skutkiem tego byáy pogarszające siĊ wyniki finansowe, rentownoĞü , spadek produkcji, malejąca wydajnoĞü pracowników. 3.2. Gospodarka krajowa. W gospodarce krajowej w ramach tego sektora funkcjonowaáo w roku 2002 ponad 1400 przedsiĊbiorstw, w tym ponad 540 duĪych zatrudniających powyĪej 50 pracowników. W okresie piĊciu lat (1995-2000) liczba ta zwiĊkszyáa siĊ z okoáo 800, gáównie na skutek restrukturyzacji zakáadów i wydzielenia z nich firm zaleĪnych, tzw. spóáek córek. Z sektora energii pochodziáo blisko 1/5 produkcji globalnej (produkcja globalna jest to wartoĞü wytworzonej produkcji dóbr i usáug w ciągu danego roku) przemysáu i okoáo 6-8% produkcji globalnej gospodarki kraju. Jest to rząd 48 mld. záotych dla roku 1995 oraz 92 mld dla roku 2001. Jednak udziaá sektora w produkcji globalnej maleje, z niewielkim wzrostem w roku 2001, odpowiednio o 6,7% i 18,2%. Spadek związany jest przede wszystkim z ciągáym zmniejszeniem produkcji w górnictwie, które zalicza siĊ do sektora energii , zaáamaniem siĊ w elektroenergetyce w latach 9597. Patrząc na sektor energii, to najwiĊkszy udziaá, bo aĪ 47,1% w produkcji globalnej ma produkcja energii elektrycznej, czyli przedsiĊbiorstwa wytwórcze, przesyáowe i dystrybucyjne. WaĪnym miernikiem ekonomicznym jest wartoĞü dodana, decydująca o poziomie PKB, jest to suma nowo wytworzonej wartoĞci w przedsiĊbiorstwie, do której z reguáy wáącza siĊ amortyzacjĊ, mówimy wtedy o wartoĞci dodanej brutto. Sektor generowaá w 2001 roku 7% wartoĞci w skali kraju, a 23% w skali przemysáu. W roku 2002 byáo to juĪ odpowiednio 5,5% i 20,3%. I tu znowu najwiĊkszy udziaá ma produkcja energii elektrycznej, bo aĪ 51,6%. Potencjaá produkcyjny mierzony wartoĞcią Ğrodków trwaáych brutto, wynosiá w 2002 roku 202,1 mld. zá, 63 tj. okoáo 43% Ğrodków trwaáych wyeksploatowanych w przemyĞle i 14% w gospodarce krajowej85. Niemaáe znaczenie ma takĪe dla gospodarki zatrudnienie w tym sektorze, gdyĪ praca lub jej brak wiąĪe siĊ z obciąĪeniem dla kraju , jak równieĪ dochody fiskalne z tych przedsiĊbiorstw dla budĪetu paĔstwa. 3.2.1. Zatrudnienie w sektorze, a bezrobocie. Zatrudnienie w sektorze wymaga powaĪnego podejĞcia, gdyĪ caáy sektor znajduje siĊ w doĞü przeáomowym momencie. Po pierwsze wiąĪe siĊ to z duĪym bezrobociem siĊgającym 18% w skali kraju, jak restrukturyzacją branĪy konieczną do aktywnego uczestnictwa w Unii Europejskiej. Stąd obawy pracowników branĪy, jak równieĪ spoáeczeĔstwa są zrozumiaáe, poniewaĪ w razie utraty pracy nastąpi pogorszenie sytuacji materialnej i finansowej, a w obecnej sytuacji na rynku szanse na znalezienie pracy mają tylko osoby w miarĊ máode, wyksztaácone oraz z dobrym doĞwiadczeniem. Niemaáa rolĊ odgrywają tutaj organizacje związkowe, które z reguáy w duĪych zakáadach mają doĞü silną pozycjĊ, w nich nadzieja, iĪ w razie zmian wáaĞcicielskich wynegocjują korzystne dla pracowników pakiety gwarantujące wszystkim zatrudnionym pracĊ bynajmniej na okres kilku lat. Na początku lat 90 w sektorze energetycznym pracowaáo okoáo 560 tysiĊcy osób, jednak na skutek zwolnieĔ w górnictwie liczba ta zmalaáa do 401 tysiĊcy w 2001 roku, z czego sama elektroenergetyka zatrudnia niecaáe 100 tysiĊcy. Najmniej pracuje w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych –okoáo2700 osób wraz ze wszystkimi spóákami zaleĪnymi. Spóáki dystrybucyjne to prawie 47 tysiĊcy (najmniejsza liczy 708 osób, najwiĊksza 6035), a okoáo 49,5 tysiąca przypada na wszystkie elektrownie i elektrociepáownie86. Jednak ze wzglĊdu na restrukturyzacje branĪy w niektórych spóákach dystrybucyjnych i elektrociepáowniach proponuje siĊ duĪe odprawy osobom uprawnionym do ĞwiadczeĔ emerytalnych, celem 85 86 Opracowano na podstawie Roczników Statystycznych GUS za lata 1995-2002. Jaki model rynku energii, praca zbiorowa pod red. M. Okulskiego, biblioteka URE. 64 zmniejszenie zatrudnienia, polepszenia wyników w zakresie stosunku liczba klientów na jednego zatrudnionego, polepszenia wskaĨników oraz celem odmáodzenia kadry pracowniczej87. Z moĪliwoĞci takiej skorzystali pracownicy elektrowni Pątnów-Adamów-Konin, elektrowni Rybnik, GZE czy Poáudniowego Koncernu Energetycznego. Tabela 6. Bezrobocie w 2003 roku. Wyszczególnienie Ogóáem Bezrobotni w wieku (lata) w tys. Do 24 25-34 35-44 45-54 Ogóáem 3134,6 833,6 870,3 691,7 651,3 MĊĪczyĨni 1514,2 411,4 380,1 317,1 341,4 Kobiety 1620,4 422,2 490,2 374,6 309,9 % % % % % MĊĪczyĨni 100 27,2 25,1 20,9 22,5 Kobiety 100 26,1 30,3 23,1 19,1 ħródáo: Bezrobocie w roku 2003, Gáówny Urząd Statystyczny, Warszawa 2003. Z materiaáu przedstawionego wynika, Īe w Polsce mamy ponad 3,1 mln osób bez pracy, z czego ponad poáowa to kobiety, do tego prawie 85% osób pozostających bez pracy nie ma prawa do zasiáku. NajwiĊksza liczba bezrobotnych to osoby w przedziale wieku pomiĊdzy 25 a 34 rokiem Īycia bez wzglĊdu na páeü. Najmniejszą grupą bezrobotnych to kobiety po 45 roku Īycia. NajwyĪszy poziom bezrobocia utrzymuje siĊ w warmiĔsko-mazurskim (27,9%), najniĪsze w mazowieckim (14,1%). W kujawsko-pomorskim wynosi ono 22,3%, Ğrednią tą znacznie zawyĪają rejony ĝwiecia i Nakáa, w których zbliĪa siĊ ono do poziomu 30%. NajwyĪszy odsetek bezrobotnych stanowią 87 Monitor Ekonomiczny Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. , Warszawa 2003. 65 osoby z wyksztaáceniem podstawowym i zawodowym (68% ogólnej liczby bezrobotnych), jednak w przypadku kobiet jest nieco odmiennie, najwiĊkszą liczbĊ stanowią osoby z wyksztaáceniem policealnym i Ğrednim. Aktywne formy przeciwdziaáaniu bezrobociu to przede wszystkim szkolenia, celem zmiany kwalifikacji i zawodu, zatrudnianie przy pracach interwencyjnych, jak równieĪ przy robotach publicznych. Osoby zatrudnione przy tego typu pracach zwykle przepracowują czas, po którym uprawnia on ponownie do pobierania zasiáku z urzĊdu pracy88. Stopa bezrobocia w 2003 roku 20 15 10 bezrobocie 5 0 1990 1993 1996 1999 2001 2002 2003 Rys. 10: Stopa bezrobocia w Polsce w latach 1990-2003. ħródáo: Roczniki Statystyczne GUS. Mimo niewielkich objawów oĪywienia gospodarczego, jakie zanotowaáa polska gospodarka bezrobocie utrzymuje siĊ na wysokim poziomie ponad 18%, z tendencją zmniejszającą w okresie letnim na skutek pracy sezonowej. Jednak jest ono za niskie by sytuacja ta ulegáa polepszeniu i by popyt na pracowników 88 MGPiPS, Aktywizacja osób bez pracy, Warszawa 2002 r. 66 zwiĊkszyá siĊ. W Unii Europejskiej sytuacja polskiego bezrobocia rzutuje nas na ostatnim miejscu za Sáowacją . 3.2.2. Dochody fiskalne z sektora dla budĪetu paĔstwa. WaĪnym wskaĨnikiem okreĞlającym pozycje sektora energii w gospodarce kraju moĪe byü stopieĔ zasilanie budĪetu paĔstwa przez ten sektor. Dochody jakie przynoszą przedsiĊbiorstwa tej branĪy to podatek dochodowy, podatki od osób fizycznych (pracowników), akcyza, podatek od wartoĞci dodanej (VAT), który w przypadku energii elektrycznej wprowadzony zostaá w roku 1997 ze stawką 7% i rósá co roku do progu 22%, wpáaty wynikające ze statutu przedsiĊbiorstw, w których udziaáy ma skarb paĔstwa (dywidenda) lub czĊĞü zysku (zwykle 15%) w przypadku spóáki ze 100% udziaáem paĔstwa. Szacuje siĊ, Īe caáy sektor energetyczny przyniósá paĔstwu w 2002 roku ponad 17% ogólnego dochodu, okoáo 33 mld zá.. 40% tej kwoty to akcyza paliwowa. Podatki w energii elektrycznej Belgia Wáochy Anglia Polska Grecja Hiszpania Irlandia Portugalia Niemcy 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Rys. 11: Procentowy udziaá obciąĪeĔ fiskalnych w cenie energii elektrycznej w 2003 roku. 67 Polska pod wzglĊdem obciąĪeĔ fiskalnych energii jest krajem, który ma najwyĪszy procentowy udziaá podatków w cenie energii elektrycznej89, ponad 33%, najmniejsze obciąĪenia fiskalne energii to Anglia i Portugalia. SytuacjĊ tą znacznie pogorszyáo wprowadzenie akcyzy na energiĊ, do tego sytuacje tą komplikuje fakt, iĪ podatki zmuszone są páaciü podmioty dystrybucyjne, gdyĪ prawo energetyczne zabrania obciąĪenia caákowitymi kosztami podatków odbiorców energii elektrycznej, czyni to polskie spóáki mniej efektywne od zachodniej konkurencji, ze wzglĊdu na wyĪsze ceny energii i koszty wáasne dziaáalnoĞci90. 10 podatek dochodowy 8 6 VAT 4 2 akcyza na energiĊ elektryczną 0 2001 2002 2003 Rys. 12: Dochody budĪetu paĔstwa w latach 2001-2003 w mld. zá. ħródáo: Roczniki Statystyczne, szacunki ARE S.A. Wedáug prognozy ekspertów branĪy elektroenergetycznej elektroenergetyka przynosi paĔstwu w granicach 15,5-16 mld záotych. Podatek dochodowy przynosi paĔstwu najwiĊksze dochody od 4 do prawie 8 mld zá. na przeáomie trzech lat, podatek od wartoĞci dodanej to dochód w 2003 roku okoáo 6 mld zá. z szacunków Agencji Rynku Energii. Na pewno niemaáe zadowolenie teĪ 89 90 L. Herbert GabryĞ, Podsumowanie roku 2003 w spóákach dystrybucyjnych, PTPiREE, PoznaĔ 02/2004. J. Wróbel, Niejednolity unijny rynek, „Gazeta Prawna”, Warszawa 238/2003. 68 moĪe mieü twórca wprowadzenia w 2001 roku akcyzy na energiĊ elektryczną, która w chwili obecnej przynosi ponad 2,1mld zá. rocznie, jej minusem byáa podwyĪka energii i spadek sprzedaĪy. Wprowadzenie podatku akcyzowego spowodowaáo znaczny wzrost energii, gdyĪ kaĪda spóáka obciąĪyáa nią swego odbiorcĊ finalnego. Najgorzej pod tym wzglĊdem wygląda górnictwo, którego zobowiązania wobec skarbu paĔstwa, ZUS, US w 2000 roku wynosiáy 10,3 mld zá, a skutkiem tego jest ciągáe dofinansowanie sektora z budĪetu paĔstwa, jednym sáowem wszyscy utrzymujemy górnictwo w polskiej gospodarce. 4. Perspektywy w aspekcie integracji europejskiej. ObecnoĞü naszego paĔstwa stwarza dla polskiej elektroenergetyki zarówno szanse jak i zagroĪenia. Przede wszystkim naleĪy pamiĊtaü, iĪ europejski spóáki tej branĪy są czĊsto kilkukrotnie wiĊksze niĪ nasz sektor rozdrobniony na 32 elektrownie , 33 spóáki dystrybucyjne i operatora systemu przesyáowego. Stąd siĊ zrodziáa koncepcja konsolidacji wytwórców, dystrybutorów, nastĊpnie ich restrukturyzacja, prywatyzacja. Tutaj naleĪy wspomnieü, iĪ polski sektor w którym dziĞ znajduje zatrudnienie okoáo 100 tys. osób, czeka redukcja w przypadku niektórych firm o 30%. Zachodnie firmy tej branĪy zatrudniają dwa razy mniej w przeliczeniu na moc zainstalowaną oraz na jednego pracownika przypada tam ponad 500 klientów Z polskich firm ten warunek speánia kilka elektrownii i trzech dystrybutorów, a w najmniejszych przypada poniĪej 200 klientów na jednego zatrudnionego91. NiezbĊdne stanie siĊ szerokie zastosowanie outsourcingu, a wiĊc wydzielania dziaáalnoĞci pomocniczej w obrĊbie firm i poddanie jej konkurencji zewnĊtrznej. Konieczne są zmiany dominującego profilu zawodowego pracowników z technicznego na ekonomiczno-prawny, co jest naturalnym wymogiem transformacji rynkowej naszej gospodarki. Sektor bĊdzie potrzebowaá zwiĊkszenia poziomu wyksztaácenia kadry zarządzającej 91 J. Piechota, wiceminister MGPiPS, „Gazeta Prawna”, Opinie i komentarze, Warszawa 244/2003. 69 w dziedzinie ekonomii, finansów i mechanizmów rynkowych w energetyce krajowej i europejskiej. Trzeba sobie teĪ zdawaü sprawĊ z tego, iĪ z chwilą urynkowienia sektora zmniejszy siĊ rola związków zawodowych, a zatem korzyĞci socjalnych pod róĪną postacią. Stąd potrzeba w momencie negocjacji prywatyzacyjnych osiągniĊcia porozumienia , które zagwarantuje pakiety socjalne i zatrudnienie na najbliĪsze lata. W roku 2004 konkurencja w energetyce praktycznie nie istnieje, gdyĪ jest determinowana KDT, skroĞnym subsydiowaniem i nie wszyscy odbiorcy mogą korzystaü z zasady TPA, jednak próba rozwiązania problemu kontraktów dáugoterminowych, wyodrĊbnienie oddzielnych podmiotów obrotu i dystrybucji energii jak równieĪ rosnąca liczba uprawnionych podmiotów do zmiany dostawcy stwarza koniecznoĞü do ciągáych zmian i dostosowania siĊ profilu firm elektroenergetycznych do wymogów rynkowych. W przeciwnym razie bĊdą one gorsze, mniej dochodowe i efektywne od swej konkurencji. Energia elektryczna bĊdzie droĪsza niĪ u konkurencji, a nastĊpstwem tego moĪe byü, iĪ bĊdą tą energiĊ przesyáaü a nie sprzedawaü, a to je zmusi do dalszej redukcji kosztów z powodu utraty dochodu z tytuáu marĪy na energii. Na podstawie przedstawionych materiaáów moĪna stwierdziü, iĪ taki wzrost wartoĞci wyprodukowanej energii, jaki miaá miejsce po odbudowie Polski powojennej nam nie grozi. NadpodaĪ energii moĪe siĊ zmniejszyü w 2008 roku, gdy zaczną obowiązywaü restrykcyjne przepisy odnoĞnie ochrony Ğrodowiska i czĊĞü bloków energetycznych moĪe zostaü wyáączona z powodu niespeánienia ich. Zatrudnienie w branĪy wedáug ekspertów powinno siĊ zmniejszyü, by przedsiĊbiorstwa mogáy sprostaü zachodniej konkurencji. Powodem takiej sytuacji jest wiĊksza wydajnoĞü pracy, zautomatyzowanie czy skomputeryzowanie wielu procesów pracy, a to wszystko wpáywa na zmniejszenie zapotrzebowania na kapitaá ludzki. Szansą jest tutaj powoáanie spóáek infrastrukturalnych wspóápracujących z gminą , czy zastosowanie 70 outsourcingu ,czyli wydzielenie dziaáalnoĞci niezwiązanej z podstawową dziaáalnoĞcią firm i poddanie jej konkurencji zewnĊtrznej. Wnioski jakie siĊ nasuwają to: x w wyniku duĪej mocy zainstalowanej w latach 90 powstaáa nadpodaĪ energii, po transformacji polskiej gospodarki. W wyniku czego nie grozi nam niebezpieczeĔstwo związane z brakiem energii na rynku. MoĪna by to byáo wykorzystaü eksportując ją jednak na innych zasadach jak dotychczas. W chwili obecnej zarabia wytwórca i poĞrednik, traci górnictwo , a páacą wszyscy obywatele RP; x zapotrzebowanie na energiĊ nie wzroĞnie dopóki nie zmieni siĊ sytuacja gospodarcza w kraju, nie zmaleje bezrobocie, nie wzroĞnie páaca minimalna, nie wzroĞnie produkcja, a cena energii nie stanie siĊ relatywnie taĔsza. Wedáug prognoz Banku ĝwiatowego przy 5-6% wzroĞcie PKB rocznie wzrost popytu na energiĊ w Polsce wyniesie 2% w stosunku rocznym ; x pozycja i wielkoĞü w tworzeniu PKB sytuuje sektor jako rentowny, dochodowy dla paĔstwa. NaleĪy mieü nadziejĊ, Īe tendencja ta siĊ utrzyma, a obciąĪenia fiskalne przedsiĊbiorstw i energii elektrycznej nie wzrosną, wrĊcz przeciwnie zaczną siĊ obniĪaü i zbliĪaü do poziomu Ğrednich obciąĪeĔ fiskalnych w europie; x poáączenie z krajami Unii Europejskiej nie zmieniáo nic, ani po 1 maja 2004 jak równieĪ przez najbliĪsze kilka lat. Dostarczenie masowo energii z zachodu jest niemoĪliwe i ograniczone zdolnoĞciami przesyáowymi oraz opáatami transgranicznymi, chociaĪ eksperci z tej dziedziny szacują Īe import energii moĪe byü czterokrotnie wyĪszy od jej eksportu z kraju. 71 ROZDZIAà III Sposoby integracji przedsiĊbiorstw elektroenergetycznych i ich przeksztaácenia wáasnoĞciowe. 1. Charakterystyka struktury przedsiĊbiorstw na rynku energii elektrycznej w Polsce i Unii Europejskiej. Zmiana sytuacji politycznej na początku lat 90 związana byáa z przemianami spoáeczno-gospodarczymi, reformy te nie ominĊáy takĪe sektora elektroenergetycznego. Zaowocowaáo to decentralizacją, czĊĞciową restrukturyzacją oraz dziaáaniami prorynkowymi. W 1990 roku przeksztaácono polski system energetyczny , zlikwidowano piĊü okrĊgów energetycznych, podzielono sektor na wytwarzanie, przesyáanie oraz dystrybucjĊ. Spowodowaáo to powstanie energetycznymi áaĔcucha oraz zaleĪnoĞci miĊdzy poĞrednika miĊdzy elektrowniami, nimi- zakáadami Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. , jednak przystąpienie naszego kraju do paĔstw czáonkowskich zrodziáo obawy przed zachodnimi koncernami, których struktura nie jest tak rozdrobniona, nie jest podzielona na podsektory, a czĊsto caáa infrastruktura naleĪy do jednej firmy jak jest w przypadku Francji, Grecji i Irlandii. Polska struktura jest najbardziej podobna do modelu brytyjskiego92. W celu zwiĊkszenia konkurencji rodzimych przedsiĊbiorstw na europejskim rynku energii elektrycznej postanowiono przeksztaáciü sektor elektroenergetyczny. Perspektywy uruchomienia rynku konkurencyjnego energii elektrycznej w kraju i przystąpienie Polski do Unii Europejskiej, związanego z otwarciem naszej gospodarki na konkurencjĊ europejską, wyzwoliáy w sektorze elektroenergetycznym 92 inicjatywy zmierzające do konsolidacji Departament Integracji Europejskiej i Studiów Porównawczych UrzĊdu Regulacji Energetyki. 72 zarówno przedsiĊbiorstw wytwórczych, jak i dystrybucyjnych93. Jest to zresztą spóĨniona realizacja zaáoĪeĔ polityki energetycznej paĔstwa z 1995 roku, w których przewidywano restrukturyzacjĊ sektora elektroenergetyki w celu jego dostosowania do wymagaĔ konkurencji krajowej i na rynku europejskim. Obecnie powstaá juĪ Poáudniowy Koncern Energetyczny S.A.,BOT czy Grupa ENEA S.A., Enion SA ,EnergiaPro SA. Zamierza siĊ powoáaü dalsze koncerny wytwórcze i dystrybucyjne. Jest to odejĞcie od lansowanej do niedawna zasady, Īe konsolidacja powinna nastĊpowaü wyáącznie w trakcie prywatyzacji. Konsolidacja przedsiĊbiorstw jest celowa ze wzglĊdu na znany efekt skali, który umoĪliwia zmniejszenie kosztów wáasnych poprzez wiĊkszą elastycznoĞü alokacji Ğrodków, wzrost wiarygodnoĞci kredytowej i niĪsze koszty kapitaáu obcego, jak równieĪ niĪsze koszty kapitaáu wáasnego związane z niĪszym poziomem ryzyka inwestycyjnego. Powodzenie na rynku europejskim wymaga, aby powstawaáy duĪe firmy, zdolne do konkurencji z takimi przedsiĊbiorstwami jak: E.ON, Enel, Tractebel, Endesa, Vattenfall posiadające kaĪde od 17000 do 44000 MW mocy zainstalowanej, nie mówiąc o Edf-Francja, które jest gigantem energetycznym w Europie o mocy zainstalowanej powyĪej 100 000 MW. Z tego tylko wzglĊdu w procesie konsolidacji przedsiĊbiorstw w Polsce naleĪy dąĪyü do stworzenia energetycznych. silnych ekonomicznie Wymaganie konkurencyjnych poprawnoĞci dziaáania przedsiĊbiorstw krajowego rynku konkurencyjnego energii elektrycznej nakáada ograniczenia na wielkoĞü przedsiĊbiorstw wytwórczych i dystrybucyjnych tworzonych w procesie konsolidacji94. Obowiązywaü tutaj bĊdzie, powszechnie stosowane w Ğwiecie kryterium Herfindhala- Hirschmana (HHI) mówiące o tym, Īe suma kwadratów procentowych udziaáów w rynku wszystkich jego uczestników nie powinna przekraczaü 2500. Wynika z niego, Īe w kraju nie powinno powstaü mniej niĪ cztery 93 94 przedsiĊbiorstwa wytwórcze i cztery- piĊü przedsiĊbiorstw M. Jaczewski, Integracja energetyce nie straszna, „Nowe ĩycie Gospodarcze”, 1997/25. L. Juchniewicz, stanowisko w sprawie uznania rynku energii elektrycznej za rynek konkurencyjny, biuletyn miesiĊczny URE 2000/4, Warszawa 2000 r.. 73 dystrybucyjnych oraz okoáo dwóch-trzech przedsiĊbiorstw prowadzących dziaáalnoĞü samodzielnie, ze wzglĊdu na znaczny udziaá w rynku i silną pozycje ekonomiczno- finansową na tle swej konkurencji. Stosowanie w procesie konsolidacji kryterium podobnych szans na rynku konkurencyjnym jest moĪliwe, jeĞli paĔstwo bĊdzie miaáo wpáyw na proces konsolidacji i nie bĊdzie ona przebiegaü w sposób Īywioáowy. Ksztaátowanie struktury skonsolidowanych przedsiĊbiorstw przed ich prywatyzacją ma w tym przypadku istotne pozytywne znaczenie, gdyĪ moĪna do tego celu wykorzystaü uprawnienia wáaĞcicielskie paĔstwa, podczas gdy w procesie jednoczesnej konsolidacji i prywatyzacji zawsze naleĪy siĊ liczyü z wpáywem potencjalnych inwestorów, których cele róĪnią siĊ od celów wáaĞciwie okreĞlonej polityki energetycznej paĔstwa, taka sytuacja miaáa miejsce chociaĪby w przypadku grupy energetycznej G895. Poza tym juĪ skonsolidowane przedsiĊbiorstwa stanowią wyĪszą wartoĞü w procesie prywatyzacji i Skarb PaĔstwa moĪe uzyskaü wiĊksze wpáywy z tytuáu ich prywatyzacji. NaleĪy podkreĞliü, Īe koszty procesu prywatyzacji skonsolidowanych przedsiĊbiorstw mogą byü istotnie niĪsze dziĊki mniejszej liczbie ekspertyz prywatyzacyjnych i mniejszemu zakresowi negocjacji prywatyzacyjnych.96. 2.Podstawowe cele prywatyzacji i konsolidacji przedsiĊbiorstw podsektorów elektroenergetyki w Polsce. Prywatyzacja sektora elektroenergetycznego jest jednym z etapów reformy wáasnoĞciowej polskich przedsiĊbiorstw97. W chwili obecnej, na początku 2003 roku wiĊkszoĞciowym wáaĞcicielem polskiej elektroenergetyki jest Skarb PaĔstwa, spóáki skonsolidowane, 95 96 97 wytwórcze operator są czĊĞciowo systemu sprywatyzowane przesyáowego Polskie bądĨ Sieci W roku 2003 mogliĞmy zaobserwowaü zmianĊ na stanowisku Ministra Skarbu PaĔstwa, i to dwukrotnie z nieoficjalnych informacji wynikaáo, iĪ taki wpáyw na premiera RP miaá Jan Kulczyk (wáaĞciciel ElDystrybucji), któremu ministrowie odmawiali sprzedaĪy grupy G-8. M. Duda, Perspektywy rozwoju elektroenergetyki w Ğwiecie i w Polsce, URE, biblioteka regulatora. J. Popczyk, Wznowienie reformy w energetyce, „Rzeczpospolita”, 1998/216. 74 Elektroenergetyczne S.A. jest w stu procentach wáasnoĞcią paĔstwa, natomiast spóáki dystrybucyjne w postaci zakáadów energetycznych są w 31 przypadkach paĔstwowe, jeden sprywatyzowany Gliwicki Zakáad Energetyczny S.A. (Vattenfall-Szwecja), warszawski dystrybutor STOEN S.A. zostaá sprzedany a inwestor niemiecki- koncern energetyczny RWE-Plus zakupiá 85% akcji tej spóáki, reszta spóáek dystrybucyjnych zostanie skonsolidowana w piĊü grup energetycznych98. 2,01% 2,86% 5,46% Skarb PaĔstwa 9,72% Elektrim EdF Francja 9,74% Tractabel Belgia Vattenfall Szwecja 70,19% Inni Rys. 13: Struktura wáaĞcicielska polskiego sektora elektroenergetycznego w 2003 roku. ħródáo: „ĝwiat Energii”, wrzesieĔ 2003 /1/ 25. Z dniem 1 stycznia 2003 roku powstaáa grupa energetyczna ENEA S.A. , skupiająca piĊü zakáadów energetycznych. WĞród nich znalazá siĊ bydgoski dystrybutor Zakáad Energetyczny Bydgoszcz S.A.. Grupa ta jest pierwszą skonsolidowaną firmą zajmującą siĊ dystrybucją energii elektrycznej. Cele jakie zostaáy przyjĊte w strategii i zaáoĪeniach elektroenergetyki w kraju to przede wszystkim bezpieczeĔstwo energetyczne, ochrona interesów konsumentów 98 W. Wáodarczyk, P. UrbaĔski, Dylematy prywatyzacji przedsiĊbiorstw polskiej elektroenergetyki, URE Warszawa 2001/5/13. 75 poprzez tworzenie konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. Wprowadzenie do energetyki wolnej przeksztaáceniami konkurencji bĊdzie wáaĞcicielskimi, poprzedzone konsolidacją zmianami i przedsiĊbiorstw poszczególnych dziaáalnoĞci, a nastĊpnie restrukturyzacją branĪy, która doprowadzi do zwiĊkszenia efektywnoĞci , wydajnoĞci i jakoĞci oferowanych usáug i obsáugi klienta. Tabela 7. ETAPY ZWIĉKSZANIA KONKURENCJI DYSTRYBUCJA OBRÓT Sytuacja na 33 zakáady energetyczne, wáasnoĞü-31 Prywatne spóáki obrotu koniec 2003 paĔstwowe, 2 sprywatyzowane uprawnionymi do TPA roku 1 etap wspóápracujące z odbiorcami Utworzenie spóáek Wydzielenie spóáek obrotu infrastrukturalnych z zakresu energią elektryczną dystrybucji energii elektrycznej SprzedaĪ spóáek zajmujących siĊ obrotem energią elektryczną 2 etap Skarb PaĔstwa wycofuje siĊ z sektora DziaáalnoĞü handlowa otwarta jest 3 etap dystrybucji poprzez sprzedaĪ akcji na konkurencje oraz udziaá sektora prywatnego 4 etap Prywatyzacja spóáki operatora Regulacja dystrybucji jest otwarta systemu przesyáowego. PSE S.A. jest na udziaá sektora prywatnego sprywatyzowany ħródáo: MGPiPS, Rządowy program restrukturyzacji energetyki, Warszawa, 17-10-2002. W 2003 roku do Skarbu PaĔstwa naleĪaáo ponad 70% przedsiĊbiorstw energetycznych, do których zalicza siĊ elektrownie, elektrociepáownie- jako wytwórców energii elektrycznej i cieplnej, operatora systemu przesyáowego w 76 postaci Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. –jako spóákĊ obrotu energią i poĞrednika pomiĊdzy wytwórcami i dystrybutorami energii elektrycznej (kontrakty dáugoterminowe) oraz spóáki dystrybucyjne w postaci zakáadów energetycznych. Zachodnie firmy energetyczne posiadają na razie niewielki udziaá w tej gaáĊzi gospodarki, jednak tendencje są rosnące i proporcje bĊdą ulegaáy zmianom z roku na rok.. TP S.A. 25416,8 4239,6 3018 PZU S.A. 1506,5 STOEN S.A. 1348,5 1309,6 959,6 0 Pekao S.A. 10000 20000 30000 KGHM Polska MiedĨ S.A. Bank Handlowy S.A. EC Warszawskie S.A. Rys. 14: NajwiĊksze prywatyzacje polskich przedsiĊbiorstw, wartoĞü w mln. zá. ħródáo: Ministerstwo Skarbu PaĔstwa, Warszawa 2004. Od sierpnia 1990 do grudnia 2003 przeksztaáceniami wáasnoĞciowymi objĊto 5522 przedsiĊbiorstwa, áączna wartoĞü wpáywów z prywatyzacji to 77,3 mld zá, w 2003 z tego tytuáu wpáynĊáo 4,1 mld- 43% zaplanowanej kwoty, a gdyby nie sprzedano STOENU byáoby to 16% zakáadanych przychodów . NajwiĊksze prywatyzacje w elektroenergetyce to zakup elektrociepáowni warszawskich przez koncern Vattenfall (959,5 mln zá) oraz sprzedaĪ STOENU S.A. za 1506,6 77 mln zá. Do szwedzkiego koncernu naleĪy takĪe pierwszy sprywatyzowany GórnoĞląski Zakáad Energetyczny. Caáy sektor energetyczny generuje Ğrednio 3,5-4,5 mld zá zysku rocznie, a potrzeby są co najmniej dwukrotnie wiĊksze99.Modernizacja i koszty restrukturyzacji znacznie przewyĪszają moĪliwoĞci finansowania tych inwestycji ze Ğrodków wáasnych. Nie ma teĪ moĪliwoĞci wykorzystania do tego celu budĪetu paĔstwa wobec znacznego rozmiaru innych potrzeb budĪetowych. NiezbĊdna jest zatem prywatyzacja przedsiĊbiorstw energetycznych, która równieĪ jest warunkiem poprawnoĞci dziaáania konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. Jak wiadomo, rynek konkurencyjny nie bĊdzie dziaáaá prawidáowo przy dominującym udziale jednego inwestora, a zwáaszcza jeĞli tym inwestorem jest Skarb PaĔstwa, gdyĪ wystĊpowaáby konflikt pomiĊdzy funkcjami wáaĞcicielskimi a funkcjami regulacyjnymi paĔstwa. Inaczej przedstawia siĊ sprawa dla przedsiĊbiorstw regulowanych, gdzie nie ma bezpoĞrednio mechanizmów konkurencji, które wymuszają zachowania komercyjne100. W tym przypadku potrzebna jest silna niezaleĪnoĞü polityczna regulatora, aby egzekwowaü uzasadniony poziom kosztów dziaáalnoĞci regulowanej przy rozmaitych naciskach politycznych, zwáaszcza w przypadku, kiedy wáadza polityczna jest zdominowana przez wpáyw zwiąków zawodowych, wystĊpują polityczne nominacje do wáadz spóáek, istnieją tendencje do zamazywania przejrzystoĞci struktury kosztów, aby prowadziü dziaáalnoĞü pozaenergetyczną. Prawo energetyczne na poziomie ustawy zapewnia równe traktowanie podmiotów niezaleĪnie od wáaĞciciela. Prywatyzacja powinna odbywaü siĊ stopniowo, poniewaĪ pozwala na przedáuĪenie sprawowania nadzoru wáaĞcicielskiego, lecz niestety powoduje obniĪenie zainteresowania potencjalnych inwestorów a wiĊc i niĪsze oferty cenowe101. Poza tym wydáuĪa 99 J. Buczkowski- Z prywatyzacją nie moĪna czekaü , „Rzeczpospolita”, dodatek ENERGIA XVIII 22/1999. M. Duda, Perspektywy rozwoju elektroenergetyki w Polsce i na Ğwiecie, URE, biblioteka regulatora. 101 Warszawski dystrybutor STOEN S.A. wyceniony wedáug szacunków ekspertów energetyki na 2,5-3 mld euro zostaá sprzedany za niewiele ponad 1,5 mld , drugim przykáadem moĪe byü G-8, za którego El-Dystrybucja naleĪąca do Jana Kulczyka oferowaáa dwa-trzy razy mniej niĪ wartoĞü rynkowa tych dystrybutorów . 100 78 okres oczekiwania na efekty z prywatyzacji, zwáaszcza dotyczące usprawnienia zarządzania, restrukturyzacji i zwiĊkszenia efektywnoĞci. 3.Procesy integracji pionowej i poziomej –cechy i róĪnice. 3.1. KorzyĞci wynikające z integracji dla áączonych podmiotów gospodarczych. Integracja przedsiĊbiorstw sektora elektroenergetyki, w tym podsektora dystrybucji, stanowi jedno z najwaĪniejszych przedsiĊwziĊü strategicznych dla sektora w ukáadzie regionalnym. Stąd wynika koniecznoĞü rozwaĪenia przesáanek integracji, okreĞlenia siáy ich wystĊpowania i moĪliwego wpáywu na realizacjĊ okreĞlonych opcji konsolidacyjnych102. Zasadne wydaje siĊ w tym przypadku, Īe przez pojĊcie ukáad regionalny naleĪy rozumieü obszar wiĊkszy niĪ zajmowany przez okreĞlone województwo samorządowe, obejmujący dziaáanie okreĞlonej grupy spóáek o utrwalonych powiązaniach ekonomicznych, finansowych, kadrowych oraz kulturowych103. Z perspektywy przesáanek o charakterze makroekonomicznym naleĪy wyróĪniü cztery czynniki : x zapewnienie skutecznej oraz uzasadnionej ekonomicznie i spoáecznie moĪliwoĞci konkurencji w skali krajowej i miĊdzynarodowej. NaleĪy podkreĞliü, iĪ rozpatrywaü moĪna róĪną skalĊ integracji. Najlepsza wydaje siĊ taka skala, przy której z jednej strony byáyby utrzymane historyczne związki pomiĊdzy podmiotami, bowiem tylko w takich grupach zostanie sprawnie przeprowadzona konsolidacja, z drugiej zaĞ strony zapotrzebowanie na moc, a zatem wartoĞü zakupów i sprzedaĪy bĊdzie tak duĪa, aby podmiot utworzony w ten sposób mógá byü partnerem dla duĪych elektrowni systemowych; x realizacja niezbĊdnych zmian strukturalnych w sektorze. Sektor dystrybucji w Polsce nie zostaá poddany istotnym procesom transformacji, pozwalającym na zmianĊ struktury 102 103 zarówno caáego sektora jak i Z. Szalbierz, Regionalne przesáanki procesów integracji spóáek dystrybucyjnych, URE, biblioteka regulatora. W. Mielczarski, Konsolidacja w elektroenergetyce, „Nowe ĩycie Gospodarcze”, 25 czerwca 2000/26. 79 przeprowadzenia wewnĊtrznych reform, nie oznacza to, Īe nie ma w kraju spóáek dystrybucyjnych, które zaniechaáy procesów wewnĊtrznej restrukturyzacji i dostosowaáy swoje wewnĊtrzne struktury do gospodarki rynkowej104. UwaĪa siĊ, Īe na poziomie piĊciu- szeĞüciu skonsolidowanych grup moĪna skutecznie przeprowadziü zmiany w sektorze; x wzrost wartoĞci sektora dystrybucji jest trzecim czynnikiem o charakterze makroekonomicznym. MoĪna przyjąü, iĪ podstawowym celem tego sektora, jak i poszczególnych przedsiĊbiorstw w nim dziaáających, jest wzrost wartoĞci i zorientowanie na klienta. Wzrost wartoĞci, a takĪe wzrost stopy kapitaáu wymaga: okresowego podwyĪszenia cen energii elektrycznej, choü wcale nie musi to byü wzrost znaczny; obniĪenia kosztów operacyjnych, co bĊdzie moĪliwe po gáĊbokich zmianach restrukturyzacyjnych; zwiĊkszenie poziomu sprzedaĪy lub wejĞcia w nowe obszary dziaáalnoĞci. Uwolnienie rynku i przeprowadzenie restrukturyzacji spóáek prowadzi do wyraĨnego wzrostu ich wartoĞci; x moĪliwoĞü unikniĊcia zastąpienia monopolu paĔstwowego monopolem prywatnym. W tej chwili mamy do czynienia z monopolem paĔstwowym natomiast po prywatyzacji nieuchronnie zaistnieją procesy, przynajmniej próby procesów integracji i konsolidacji po to, Īeby mieü coraz wiĊkszą kontrolĊ na rynku. WaĪne jest aby procesy prywatyzacji nie prowadziáy do zastąpienia monopolu paĔstwowego monopolem prywatnym105. Konsolidacja pozioma i jej pozytywne rezultaty bĊdą moĪliwe do osiągniĊcia tylko przy spelnieniu okreĞlonych kryteriów, czyli przy zaáoĪeniu utworzenia piĊciu- szeĞüciu skonsolidowanych grup energetycznych i okreĞlonego udziaáu w rynku od 12 do 15%106. Mogą to byü korzyĞci zarówno 104 M. Duda, Ocena restrukturyzacji polskiej elektroenergetyki, Biblioteka Regulatora, Warszawa 5/2001. NajwyĪsza Izba Kontroli w swym raporcie po kontroli dotyczącej sprzedaĪy STOEN S.A., Warszawa 2004. 106 W. Mielczarski, O integracji pionowej, konferencja CIRE, Warszawa, 2 wrzeĞnia 2002 r.. 105 80 dla samych przedsiĊbiorstw jak równieĪ dla odbiorców energii elektrycznej. Wnioski, jakie siĊ nasuwają w skali mikroekonomicznej to: x stabilizacja pracy systemu elektroenergetycznego w ukladzie regionalnym- lokalny rynek energii. Prawo energetyczne nakáada na operatorów sieciowych obowiązek Ğwiadczenia wszystkim podmiotom usáug, polegających na przesyáaniu zamówionej energii, z uwzglednieniem warunków technicznych i ekonomicznych. Powinny przy tym byü speánione odpowiednie parametry dotyczące niezawodnoĞci dostarczania energii oraz jakoĞci energii okreĞlone odrĊbnymi przepisami. Mechanizmy rynku energii wprowadzają zmiany w funkcjonowaniu przedsiĊbiorstw energetycznych i pociagają za sobą okreĞlone skutki techniczne. W bliskiej przyszáoĞci dojdzie do powstania nowych podmiotów na rynku energii, powstaną nowe Ĩródáa energii elektrycznej, pojawi siĊ tendencja do tworzenia rynków lokalnych z wáasnym bilansowaniem i rozliczeniami, bĊdzie to mialo skutki ekonomiczne, finansowe i organizacyjne dla regionalnych przedsiĊbiorstw; x racjonalizacja procesów substytucji noĞników energii, jest ona takĪe moĪliwa na szczeblu regionalnym. NaleĪy to rozumieü jako optymalną w danych warunkach substytucjĊ pomiĊdzy noĞnikami energii, takimi jak: gaz, energia elektryczna i energia cieplna.Natomiast jest ona moĪliwa do osiągniĊcia w warunkach spójnej polityki energetycznej w ukáadzie regionalnym, gdy powoáane bĊdą lokalne przedsiĊbiorstwa multienergetyczne; x moĪliwoĞü inwestycji we wáasne odnawialne Ĩródáa energii. Problem polega na tym, Īe istnieje obowiązek zakupu energii elektrycznej ze Ĩródeá odnawialnych, energia ta moĪe byü droĪsza nawet 2-3 krotnie od energii ze Ĩródeá konwencjonalnych. Polskie rozporządzenia w tej sprawie stanowią, Īe do roku 2008 udziaá energii z odnawialnych Ĩródeá 81 powinien byü nie mniejszy niĪ 7,5%. BĊdzie to miaáo znaczenie dla podmiotów sektora, zarówno biznesowe jak ekonomiczno-finansowe; x tworzenie lokalnych spóáek infrastrukturalnych, które bĊdą siĊ zajmowaáy zuĪyciem energii, jej produkcją, dostawą, przy uĪyciu gazu oraz ciepáa. Efektem tego powinno byü powstanie silnych kapitaáowo grup kapitaáowych, przykáadem tego moĪe byü grupa kapitaáowa GZE S.A., która jest wáaĞcicielem zakáadu energetytcznego, dystrybuuje energiĊ, Ğwiadczy usáugi przesyáowe, prowadzi obrót energią, wytwarza ją oraz sprzedaje na gieádzie energii, wszystko w wyodrĊbionych firmach, jednak jako wspóána grupa kapitaáowa; x redukcja kosztów dziaáalnoĞci poprzez zmniejszenie kosztów operacyjnych, zakupu energii, ubezpieczeĔ i wdroĪenia nowoczesnych narzĊdzi zarządzania.Jednolity system cen i taryf. W tej chwili wszystkie spóáki mają wáasny system cen i stawek. Ukáad jednolitego systemu jest moĪliwy do osiągniĊcia w poszczególnych skonsolidowanych grupach, czyli na obszarze dziaáania, natomiast ciĊĪko by go byáo osiągnąü na znacznym obszarze kraju, ze wzglĊdu na zbyt duĪe róĪnice pomiĊdzy regionami Polski; x wspólna polityka w stosunku do wielkich odbiorców. Odnosi siĊ to do zasady TPA, czyli swobodnego wyboru dostawcy uprawnionych odbiorców w chwili obecnej oraz utrzymania wszystkich odbiorców w momencie uzyskania prawa wyboru przez wszystkich odbiorców. Skonsolidowanym grupom zaleĪy na utrzymaniu duĪych odbiorców energii, a ten sposób integracji to zapewnia107; x jednolita polityka w zakresie zakupów i sprzedaĪy. Zakupy na rynku energii elektrycznej staáy siĊ i są w tej chwili operacją ogromnie trudną, gdyĪ mamy do czynienia z róĪnego rodzaju rynkami: rynkiem bilansowym, gieádą energii, rynkiem kontraktów bilateralnych. Do tego w 107 Konsolidacja zakáadów energetycznych, biuletyn miesiĊczny PSE S.A., lipiec 2000/7/26. 82 niedalekiej przyszáoĞci na gieádzie energii bĊdzie moĪna dokonywaü transakcji typu futures i forwards, a wiĊc handlowaü opcjami na dostawĊ energii elektrycznej. Z jednej strony nastĊpuje zjawisko urynkowienia tych procesów, a z drugiej strony ich skomplikowania, ze wzglĊdu na brak doĞwiadczenia. Operacje takie funkcjonują juĪ na Ğwiecie. W związku z tym naleĪy opracowaü wspólną páaszczyznĊ w tym zakresie. 3.2. Skutki integracji dla odbiorców energii elektrycznej. Jednym z najbardziej waĪnych zadaĔ procesu konsolidacji pionowej jest zapewnienie orientacji na klienta, czyli odbiorcĊ energii elektrycznej, zarówno instytucjonalnego jak osób fizycznych. Powinna ona polegaü na podniesieniu standardów obsáugi klienta oraz jego kompleksowej obsáugi108. W tym zakresie moĪna wyróĪniü nastĊpujące przesáanki: x wzrost jakoĞci usáug. Przejawiaü siĊ to powinno w dostarczaniu energii elektrycznej o odpowoiednich parametrach, unikania zmian czĊstotliwoĞci i napiĊcia zasilania. Podmiot, który by siĊ staraá o przyáączenie do sieci powinien byü obsáuĪony kompleksowo i usyskaü wyczerpujących informacji i pomocy na ten temat; x stworzenie warunków do zmniejszenia cen. Urząd Regulacji Energetyki dla ustalania cen wykorzystuje, zgodnie z Prawem Energetycznym, koncepcjĊ kosztów uzasadnionych. Abstrahując od samej istoty kosztów uzasadnionych naleĪy stwierdziü, iĪ zwiĊkszenie efektywnoĞci procesów gospodarczych powinno prowadziü do obniĪenia kosztów, a wzrost konkurencji bĊdzie wywieraá dodatkową presjĊ na zmniejszenie kosztów. W rezultacie tego mogą nastąpiü uzasadnione moĪliwoĞci obniĪenia cen i stawek w taryfach energii elektrycznej; x moĪliwoĞü zastosowania taryf socjalnych w warunkach regionalnych i lokalnych. W warunkach niemaáego marginesu osób fizycznych o bardzo 108 Energy Management and Conserwation Agency S.A., Potencjalne efekty wynikające z konsolidacji. 83 niskich dochodach, bĊdzie moĪliwe, w ukáadzie regionalnym, stosowanie pewnej taryfy socjalnej, adresowanej do wybranej i jasno okreĞlonej grupy odbiorców. Byáoby to wyjĞcie naprzeciw oczekiwaniom spoáecznym. 4.Strategie restrukturyzacji, prywatyzacji i konsolidacji branĪy elektroenergetycznej. Pierwsze projekty przeksztaáceĔ elektroenergetyki siĊgają lat 1995-96 gdy ówczesny rząd przyjąá plan restrukturyzacji i prywatyzacji tej branĪy. Plan byá odmienny od tendencji jakie zachodzą obecnie (konsolidacja branĪy zarówno wytwórców jak dystrybutorów). Jednak projekt nie zostaá zrealizowany praktycznie w Īadnej czĊĞci, byá odwlekany w czasie, jedną z przyczyn byáa zmiana rządu, drugą potrzeba ustanowienia przepisów regulujących tą reformĊ rynkową . Potrzeba ustanowienia prawa byáa tutaj priorytetem, poniewaĪ na wolnym rynku musiaá istnieü regulator dziaáalnoĞci przedsiĊbiorstw energetycznych. Po uchwaleniu ustawy prawo energetyczne rząd w latach 19972001 przyjąá plan zmian w elektroenergetyce. Projekt zakáadaá najpierw prywatyzacjĊ bądĨ konsolidacjĊ elektrowni, nastĊpnie zakáadów energetycznych po rozdzieleniu w nich dziaáalnoĞci obrotu i dystrybucji, a skoĔczywszy na prywatyzacji poĞrednika (PSE S.A.). Jak widaü zmieniające siĊ opcje polityczne w kraju, jak równieĪ czĊste zmiany na stanowiskach Ministra Skarbu PaĔstwa byáy przyczyną tego, iĪ Īaden rząd nie stosowaá siĊ do zaáoĪeĔ przyjĊtych przez swych poprzedników, mimo Īe w wielu przypadkach projekty zmian byáy opracowywane przy czynnym udziale firm tej branĪy, ekspertów z tej dziedziny. W wyniku czego obecna struktura jest tak róĪna jak panowaáy poglądy polityczne 109 . RóĪne struktury funkcjonowania elektroenergetyki są skutkiem przeprowadzania zmian przez kolejne rządy, innych ministrów skarbu 109 Ocena i korekta „ZaáoĪeĔ polityki energetycznej Polski do 2020 roku”, Kierunki rozwoju majątku Skarbu PaĔstwa w 2002 roku, Strategia gospodarcza z 2 kwietnia 2002 roku, Zintegrowany harmonogram sprzedaĪy sektora elektroenergetycznego i wprowadzanie rynku energii elektrycznej. Dokumenty te zostaáy przyjĊte przez poszczególne rządy w celu sukcesywnej restrukturyzacji branĪy. Jednak Īaden nie zostaá zrealizowany Takie wnioski napisaáa i przedstawiáa NajwyĪsza Izba Kontroli w Sejmie w grudniu w 2003 roku. 84 oraz tego, Īe wizjĊ kaĪdego podsektora i jego strategiĊ opracowywaáa inna firma doradztwa gospodarczego i konsulingowego. Projekty byáy opracowane przez takie firmy jak DGA, Central Europe Trust czy IIR110. Skutkiem obecnym (poáowa 2004 roku) byáo to, iĪ spóáki tego sektora są czĊĞciowo skonsolidowane ( jak PKE S.A. , BOT wĞród wytwórców, czy poáączeni dystrybutorzy tworzący ENEĉ S.A.), czĊĞciowo sprywatyzowane przez sprzedaĪ inwestorowi, czĊĞciowo poprzez gieádĊ. Zapowiadanych procesów nie dokoĔczono, a w 2003 r wprowadzono nastĊpny projekt z inną strategią. ĝwiadczyü to moĪe tylko o braku pomysáów na rozwiązanie problemu i urynkowienie branĪy111. Na dodatek brak byáo spójnoĞci w dziaáaniu pomiĊdzy resortem gospodarki i skarbu112 . ZaáoĪenia Ministra Skarbu PaĔstwa zakáadaáy stworzenie szeĞüciu skonsolidowanych grup energetycznych, do kaĪdej grupy naleĪaáoby piĊü lub cztery zakáady energetyczne, liderem poszczególnych grup są zakáady, które swoją strukturą przypominają docelowy model i mają dominującą pozycje. Resort Ministra Skarbu PaĔstwa chciaá, aby oprócz grupy G-8, STOENU i sprywatyzowanego zakáadu w Gliwicach powstaáo 4-5 grup konsolidacyjnych. OĞrodkami konsolidacji miaáy byü:PoznaĔ (P-5), Wrocáaw (W-6), Kraków (K4), Lublin (L-4) i àódĨ (à-4). Udziaáy rynkowe koncernów wahaáyby siĊ od 12% do ponad 14,5% . Taka struktura bĊdzie optymalna pod wzglĊdem siáy rynkowej i finansowej koncernów, zabezpieczy równieĪ branĪĊ przed nadmierną koncentracją, co prowadziáoby do powstania monopoli. Niestety zgodnie z tą Strategią Gospodarczą ze stycznia 2002 skonsolidowano tylko grupĊ dystrybutorów w póánocno-zachodniej czĊĞci kraju (ENEA S.A.). . W styczniu nastĊpnego roku (2003) Rada Ministrów przyjĊáa dwa dokumenty okreĞlające cele i kierunki zmian, jakie rząd zamierza wprowadziü do sektora elektroenergetycznego. elektroenergetyce oraz Brak koncepcji elemententów 110 rozwiązania przeksztaáceĔ determinujących J. Popczyk, Z prywatyzacją nie moĪna czekaü, „Puls Biznesu”, Warszawa 24/2003. J. Wróbel, Polska energetyka woáa o strategiĊ, „Gazeta Prawna”, Warszawa 218/2003. 112 Sprzeczne wizje resortów, „ĝwiat Energii”, Warszawa 2002/1/17. 111 85 rozwój w wolnej konkurencji powoduje coraz mniejsze zainteresowanie potencjalnych inwestorów, przykáadem moĪe byü pierwsza prywatyzacja GZE S.A., gdzie do negocjacji przystapiáo osiem chĊtnych firm, do prywatyzacji STOENU S.A. dwie z czego jedna sama zrezygnowaáa, a do kupna G-8 z 4 chĊtnych na początku zostaáa jedna polska El-dystrybucja Jana Kulczyka. W tym przypadku trudno mówiü o negocjacjach, gdy chĊtny jest tylko jeden oferent113. Dlatego prywatyzacje powinno siĊ wstrzymaü do momentu przeprowadzenia procesów konsolidacyjnych oraz usuniĊcia barier rozwoju wolnej konkurencji, w wyniku czego nastąpiáaby przejrzysta struktura rynkowa wraz z jej mechanizmami. 5. Etapy przemian w poszczególnych podsektorach. Ostatni dokument przyjĊty przez RadĊ Ministrów zakladaá nie tyle początek wprowadzenia przemian tylko uporządkowanie zaczĊtej konsolidacji i prywatyzacji wytwórców i dystrybutorów energii elektrycznej . Co najwaĪniejsze projekt zakáadaá stopniową konsolidacjĊ i prywatyzacjĊ począwszy od wytwórców, nastĊpnie podsektora dystrybucji, a na koĔcu restrukturyzacjĊ i przemiany organizacyjne operatora systemu przesyáowego (PSE S.A.). Taka forma od dawna byáa zapowiadana i jest racjonalna, gdyĪ najpierw trzaba urynkowiü poducentów energii, by móc kupiü energiĊ na rynku od dystrybutorów po rynkowej cenie wykreowanej w drodze reakcji popytowopodaĪowych114. Co do podsektora wytwarzania przyjĊto nastĊpujące zaáoĪenia: x konsolidacja- w podsektorze funkcjonowaü bĊdą trzy grupy Poáudniowy Koncern Energetyczny, Pątnów-Adamów-Konin oraz Beáchatów-OpoleTurów. Do BOT-u nie wykluczaáo wáączenia siĊ kopalĔ wĊgla brunatnego z Turowa i Beáchatowa. PKE ma wcháąnąü nastĊpne elektrownie ze Stalowej Woli, Bytomia, Tych i Zabrza; 113 R. Nay, kierownik Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią Polskiej Akademii Nauk rozmowa o prywatyzacji polskiej elektroenergetyki, portal gazeta.pl, Agora S.A. , Warszawa 16/10/2003. 114 S. Horbaczewski, T. Nowak, K. Sobieraj, Prywatyzacja poprzez realizacjĊ niezaleĪnych projektów energetycznych, Bank Energetyki. Forum Ekonomiczne Krynica 2003. 86 x prywatyzacja- zostaáa zakoĔczona w elektrowni Kozienice, OstroáĊki i Dolnej Odrze. PKE zostanie sprywatyzowany porzez gieádĊ papierów wartoĞciowych, a debiut nastąpi po zakoĔczeniu konsolidacji. Prywatyzacja BOT zaczĊáa siĊ w 2004 roku, potrwa okoáo roku, jednak wiekszoĞciowy pakiet zostanie w rĊkach paĔstwa. Wszystkie pozostaáe elektrownie i elektrociepáownie zostaną sprywatyzowane bądĨ zaoferowane inwestorom, którzy juĪ posiadają pakiet mniejszoĞciowy. Harmonogram zmian w spóákach dystrybucyjnych przewidywaá: x konsolidacja- w 2003 roku rozpoczĊto procedury skonsolidowania nastĊpnych dystrybutorów (na przykáadzie ENEA S.A.). W 2004 roku powstaáy grupy dystrybutorów energii ENION S.A. , ENERGIAPRO S.A., ENERGA SA, jako ostatnia powstanie w 2005 roku tzw. Wschodnia Grupa Energetyczna; x oprócz konsolidacji przewiduje siĊ wydzielenie sfery obrotu z powstaáych grup dystrybucyjnych, co zapewni obniĪenie kosztów i wyeliminuje skroĞne subsydiowanie dziaáalnoĞci. Ma takĪe usprawniü dziaáanie w tym zakresie. 14 negocjacje z inwestorami skáadanie ofert 12 8 miesiące 7 2 0 5 10 15 zaproszenie do skáadania ofert przygotowanie analiz wybór doradcy Rys. 15: Harmonogram prywatyzacji przedsiĊbiorstw elektroenergetycznych ħródáo: Centrum Informacji Rynku Energii, Wydawnictwo ARE S.A. 2004/01. 87 ZaáoĪenia w podsektorze przesyáu nie zakáadają prywatyzacji operatora systemu przesyáowego, PSE zachowa funkcje operatora i bilansowania systemu energetycznego, co jest podstawą poprawnoĞci dziaáania elektroenergetyki i bezpieczeĔstwa dostaw energii elektrycznej. Wydzielona zostanie z jej struktur sfera obrotu. NajwaĪniejszą zmianą jaka objĊto PSE to wydzielenie z jej struktur spóáki zaleĪnej PrzedsiĊbiorstwa RozliczeĔ Opáat Systemowych S.A. (PROS S.A), firma ta zajmie siĊ zamianą kontraktów dáugoterminowych na obligacje , które powstaną w ramach sekurytyzacji KDT115 . 5.1. Sposoby konsolidacji i prywatyzacji spóáek dystrybucyjnych. Pomysá poáączenia zakáadów energetycznych zrodziá siĊ w 95 roku, jednak przez ten czas ulegaá zmianom, jedne zakáady przenoszono z grupy do grupy, zmieniano teren dziaáania poszczególnych grup i wyznaczano inne granice dziaáania tych integrowanych spóáek. W praktyce niczego nie realizowano, a zmiany zachodziáy na papierze .Przykáadem moĪe byü bydgoski dystrybutor, który miaá zostaü poáączony w tzw. grupĊ póánocną, skáadającą siĊ innych zakáadów niĪ te, z którymi zostaá poáączony. Aktualny plan jest realizowany na podstawie pomysáu Ministra Skarbu z początku 2003 roku, wtedy teĪ rozpoczĊto faktyczne próby integracji w grupy energetyczne. Pierwszą grupą, która podpisaáa w tej sprawie porozumienie byáa grupa energetyczna ENEA S.A. funkcjonująca pod wspólną nazwą od stycznia 2003 roku. NastĊpną grupą, która powstaáa jest grupa o roboczej nazwie K-7, oznacza to, iĪ przejmującym jest zakáad energetyczny z Krakowa i przejąá on majątek pozostaáych zakáadów z Beskid, BĊdzin, CzĊstochowy oraz Tarnowa. Miaáy do niego naleĪeü takĪe zakáady z àodzi (ZE àódĨ i ZE àódĨ Teren), jednak coraz czĊĞciej mówi siĊ o powstaniu kolejnej grupy tzw. Regionalnej Grupy àódzkiej 115 Rządowa droga odejĞcia od kontraktów dáugoterminowych, „Gazeta Prawna”, Warszawa 8/2004. 88 Spóáki dystrybucyjne na terytorium kraju x GZE S.A. , STOEN S.A. x ENEA S.A. x ENERGA S.A. x ENERGIAPRO S.A. x ENION S.A. x WSCHODNIA GRUPA ENERGETYCZNA Rys. 16: Zakáady energetyczne na terytorium RP i ich zasiĊg dziaáania w grupach ħródáo: Harmonogram przeksztaáceĔ wáasnoĞciowych w sektorze elektroenergetycznym Ministerstwo Skarbu PaĔstwa, Warszawa 28-01-2002. ObjĊto nim tylko grupĊ ENEA S.A. 89 W 2004 roku powstaáa takĪe grupa EnergiaPro- ZE Wrocáaw przejąá firmy z Opola, Legnicy, Zielonej Góry i Waábrzycha. Grupa Energa to zaniechana prywatyzacja grupowa a jej opis znajduje siĊ poniĪej .Ostatnią grupą , która powstaje bĊdzie tzw. Ğciana wschodnia o roboczej nazwie L-6. Poza mającymi funkcjonowaü grupami dwaj dystrybutorzy dziaáają samodzielnie, gdyĪ posiadają znaczny udziaá rynkowy, a ich sytuacja i miejsce na rynku jest nieco odmienne od pozostaáych firm tej branĪy. Tabela 8. UDZIAà RYNKOWY GRUP PO KONSOLIDACJI SPRZEDAĩ UDZIAà W LICZBA UDZIAà W OBSZAR RYNKU ODBIORCÓW LICZ. ODB. DZIAàANIA jednostka TWh % mln % km2 ENERGA 15,81 16,21 2,61 16,97 74627 ENEA 14,16 14,43 2,20 14,31 58192 ENERGIAPRO 10,84 11,05 1,61 10,44 27428 WGE 18,64 19,00 3,73 24,21 105842 ENION 23,20 23,65 3,35 21,79 42146 STOEN 5,41 5,52 0,78 5,05 486 GZE 10,07 10,65 1,12 7,24 4082 ħródáo: Harmonogram przeksztaáceĔ wáasnoĞciowych, MSP, 28 stycznia 2002. NajwiĊkszy udziaá zarówno sprzedaĪy jak i w rynku bĊdzie miaáa grupa ENION, najwiĊcej dystrybutorów liczy ENERGA-jednak w rejonach nadmorskich sprzedaĪ jest niewielka i brak tam duĪych przemysáowych odbiorców. A najwiĊkszy teren dziaáania posiada WGE, czyli tzw Ğciana wschodnia. Enea na tle branĪy wypada bardzo dobrze i plasuje siĊ za Enionem, gdyĪ Energa ma niewiele wiĊkszy udziaá, lecz gáównie na skutek tego iĪ skupia 8 dystrybutorów, a WGE traci duĪym obszarem dziaáania i zarazem maáym zaludnieniem terenu (duĪe straty energii i koszty przesyáu). Na mapie zostaá przedstawiony nowy projekt, poprzednim objĊto tylko grupĊ ENEA S.A. .W tej 90 chwili zostaáy ponownie zmienione granice dziaáania grup, np. ZE CzĊstochowa przeniesiono z W-6 do Krakowa. Ostatecznie z Krakowem nie poáączono dwóch áódzkich dystrybutorów ze wzglĊdu na brak zgody tych firm, na początku 2005 roku trwaáy prace nad ich poáączeniem w jeden podmiot 5.1.1. Prywatyzacja indywidualna na przykáadzie STOEN S.A. i GZE S.A. –GórnoĞląskiego Zakáadu Elektroenergetycznego. Tym sposobem prywatyzacji objĊto dwóch dystrybutorów, ze wzglĊdu na doĞü silną pozycje rynkową, duĪą liczbĊ klientów i znaczny udziaá w krajowej sprzedaĪy energii elektrycznej . GZE to kawaá historii górnoĞląskiej gospodarki, siĊgający czasów przedwojennych, przechodziá on zmiany takie same jak wszystkie zakáady, zgodnie z obowiązujacymi przepisami, ustawami itp. Od lipca 1993 roku dawne przedsiĊbiorstwo zostaje skomercjalizowane, stając siĊ jednoosobową spóáką Skarbu PaĔstwa. Firma ta jest dosáownie wielka pod wzglĊdem terytorialnym, zajmuje obszar 4221 km kwadratowych, sprzedaje okoáo 13% energii elektrycznej w skali kraju, dostarcza energiĊ do ponad miliona klientów indywidualnych, prawie 1200 przemysáowych i 80 tysiecy maáych i Ğrednich firm. Do tego trzeba dodaü, Īe odbiorcy przemysáowi to okoáo 75% sprzedanej energii w grupach taryfowych A, B i C. Tak duĪa sprzedaĪ energii elektrycznej odbiorcom produkcyjnym (huty, kopalnie, przemysá ciĊĪki ) czyni z GZE lidera polskich przedsiĊbiorstw dystrybucyjnych. Odzwierciedla siĊ to najlepszym wynikiem netto, najwiĊkszym przychodem ze sprzedaĪy, najwiĊkszą Ğrednią pensją czy teĪ bardzo dobrymi wskaĨnikami: rentownoĞci, páynnoĞci itp. Pod wieloma wzglĊdami przedsiĊbiorstwo speánia zachodnie standardy pracy. Potwierdzeniem tego jest certyfikat zgodnoĞci z normami PNISO 9002, który firma otrzymaáa 8 maja 1998 roku, stając siĊ pierwszym dystrybutorem cechującym siĊ takim dokumentem116. Początek prywatyzacji zacząá siĊ w grudniu 1996 roku, kiedy to zostaáa zawarta umowa z Bankiem 116 GZE na pierwszy ogieĔ, „Nowe ĩycie Gospodarcze, 9 stycznia 2/2002. 91 Handlowym S.A. w Warszawie - oficjalnym doradcą prywatyzacyjnym wáaĞciciela117. Zakupieniem pakietu GZE zainteresowane byáy: niemiecki RWE., Szwedzki Vattenfall i polska filia amerykaĔskiego giganta PSEG Poland. FirmĊ kupiá Vattenfall, który posiada takĪe 55% akcji elektrociepáowni warszawskich. Jest to czoáowe przedsiĊbiorstwo sektora energetycznego w Szwecji, a jeden z piĊciu najwiĊkszych dostawców energii elektrycznej w Europie. Roczna produkcja energii siĊga okoáo 80 TWh, a obroty od trzech lat wahają siĊ na poziomie 28-30 miliardów koron szwedzkich. Vattenfall posiadaá 31,8% akcji GZE, 30 stycznia 2003 podwyĪszyá kapitaá akcyjny o 150 tysiĊcy akcji,kupiá paĔstwa pakiet wiĊkszoĞciowy za ponad 170 mln euro.118, obecnie posiada 75% akcji tego najwiĊkszego dystrybutora w Polsce. Transakcja zostaáa opáacona ze Ğrodków wáasnych dystrybutora oraz czĊĞciowo sfinansowana z Vattenfalla. Stoáeczny Zakáad Energetyczny STOEN S.A. jest firmą jeszcze inną niĪ GZE i pozostaáe spóáki dystrybucyjne. Zakres dziaáania warszawskiego dystrybutora obejmuje tylko same miasto. Jego najwiĊkszą zaletą jest duĪa liczba odbiorców ( gospodarstw domowych, maáych i Ğrednich firm ) siĊgajaca blisko 800 tysiĊcy. Trzeba teĪ dodaü, Īe jest to stolica kraju, region w którym jest najmniejsze bezrobocie, najwyĪsza Ğrednia krajowa pensja, tutaj znajduje siĊ Sejm, Senat, Rząd, wiele siedzib firm Ğwiatowych oraz prawie wszystkie centrale banków. To wszystko czyni, iĪ zakáad ten posiada jedną z najlepszych kondycji finansowych, klienci w wiĊkszoĞci terminowo páacą za energiĊ, w tym regionie odnotowuje siĊ takĪe najmniej kradzieĪy urządzeĔ i linii energetycznych oraz stwierdza siĊ znikomą iloĞü nielegalnego poboru energii elektrycznej. Te dwa opisane przypadki powodują znacznie mniejsze straty w porównaniu do innych dystrybutorów. Dlatego cena, jaką udaáo siĊ uzyskaü Ministerstwu Skarbu PaĔstwa ze sprzedaĪy zakáadu w Warszawie nie byáa tylko 117 118 Zdrowe zasady rynku, „ Elektroenergetyka”, 22 kwietnia 5/94/1997 Centrum Informacji Rynku Energii, Wydawnictwo ARE S.A. , prywatyzacja energetyki (www.cire.pl) 92 ceną za majątek tej firmy, lecz ceną za dostĊp do 800 tysiĊcy odbiorców, a w. przyszáoĞci moĪe nawet wiĊcej119. Umowa prywatyzacyjna zostaáa sfinalizowana z RWE-Plus, niemiecka firmą. Stoen sprzedano za 1506 mln záotych, z czego niecaáy mld trafiá do kasy paĔstwa, reszta trafiáa na Ğrodki specjalne Ministra Finansów, który zasiliá nimi parĊ resortów120. Prywatyzacja stoáecznego dystrybutora podzieliáa polskich parlamentarzystów, którzy protestowali przeciwko wyprzedaĪy okupując sale Sejmu. Zarzucono ówczesnemu Ministrowi Skarbu zawarcie ukáadu z kanclerzem Niemiec podczas wizyty w tym kraju jesienią wraz z Prezydentem RP, kiedy to kanclerz zaproponowaá iĪ ma dla naszej energetyki parĊ ciekawych ofert 121. Po powrocie z Niemiec Minister zwiĊkszyá pakiet sprzedaĪy do 85%, wtedy opozycja postawiáa MSP zarzut pilnowania interesów niemieckich, a nie polskich. SprzedaĪ STOENU to nic innego jak zmiana monopolu paĔstwowego na prywatny, a wáaĞciwie paĔstwowy innego narodu, poniewaĪ RWE-Plus to paĔstwowa niemiecka firma. Prezesowi URE zarzucono, iĪ zatwierdzając taryfĊ na okres trzech lat z podwyĪkami cen energii powyĪej inflacji pozwoliá firmie na osiągniĊcie wyĪszych nieuzasadnionych zysków kosztem odbiorców energii. Prywatyzacja ta naruszyáa takĪe zaáoĪenia pierwszeĔstwa sprzedaĪy elektrowni przed spóákami dystrybucyjnymi, uniemoĪliwiáa zachowanie kontroli przez Skarb PaĔstwa i oddzielenia sfery obrotu od dystrybucji energii122 . 5.1.2 Prywatyzacja grupowa na przykáadzie grupy G-8. Projekt przeksztaáceĔ w elektroenergetyce za rządów w latach 1997- 2001 zakáadaá poáączenie ze sobą i sprywatyzowanie oĞmiu dystrybutorów w póánocnej czĊĞci naszego kraju. W skáad grupy miaáy wchodziü nastĊpujące 119 Prywatyzacja STOEN S.A., „ĩycie Warszawy”, 7 sierpnia 4/2002. G. Koáodko, MF i Wicepremier, Program 1 PR, wywiad z 17/10/2002, umieszczony na stronie Centrum Badawczego Transformacji, Integracji i Globalizacji (www.tiger.edu.pl) 121 J. Jakimczyk, Generator Ministra Kaczmarka, „ Wprost”, Warszawa 1105/2004. 122 Prywatyzacja STOEN S.A., Raport NajwyĪszej Izby Kontroli nr 178/2003, skrót na stronie www.nik.gov.pl. 120 93 zakáady:Zakáad Energetyczny Koszalin S.A., Zakáad Energetyczny Sáupsk S.A., GdaĔska Kompania Energetyczny S.A., Energetyczna Zakáad ENERGA Energetyczny S.A., Elbląski Zakáad w Olsztynie, Zakáad S.A. Energetyczny ToruĔ S.A., Zakáad Energetyczny Páock S.A. oraz Energetyka Kaliska S.A.. Grupa Póánocna miaáaby obsáugiwaü áacznie ponad 2,5 miliona klientów na prawie 25% terytorium kraju i osiągaü okoáo 3-3,5 mld. záotych przychodu ze sprzedaĪy energii elektrycznej. Początki prac nad harmonogramem prywatyzacji siegają jeszcze 1999 roku, kiedy to ówczesny Minister Skarbu PaĔstwa zaprosiá potencjalnych inwestorów do skáadania ofert zakupu akcji pierwszej poáączonej grupy przedsiĊbiorstw dystrybucyjnych. Harmonogram ten zakáadaá nabór ofert do koĔca 2000 roku, swoje zainteresowanie grupą wykazaáy takie giganty Ğwiatowej energetyki jak: Vattenfall, EdF, Tractabel, RwE Plus, E.O.N. oraz polska El-Dystrybucja związana z Kulczyk Holding123. Termin zgáaszania siĊ potencjalnych inwestorów minąá 31 stycznia 2001 roku. Ministerstwo Skarbu PaĔstwa miaáo wybraü inwestora na podstawie rokowaĔ, których przedmiotem bĊdzie przede wszystkim ustalenie ceny akcji kaĪdej ze spóáek, programu rozwoju, na który záoĪą siĊ zobowiązania do podwyĪszenia kapitaáu i uzgodnienie innych Ĩródeá finansowania oraz ustalenie pakietu socjalnego dla zaáóg. Niestety przetarg na ósemkĊ dystrybutorów trwaá 3 lata, Ministerstwo trzykrotnie udzielaáo potencjalnym inwestorom wyáącznoĞci negocjacyjnych, lecz nigdy nie doszáo do porozumienia. Najbardziej zaawansowany byá E.O.N., który wyceniá G-8 na 1,7 mld. EUR, z czasem jego propozycja finansowa zaczĊáa maleü do 60% tej kwoty, przede wszystkim powodem byáo wprowadzenie podatku akcyzowego na energiĊ elektryczną oraz brak porozumienia z nowym rządem po wyborach jesienią 2001 roku124. Ostatnio przywilej wyáącznych negocjacji przypadá spóáce El-Dystrybucja kontrolowanej przez najbogatszego polaka Jana 123 124 Kto kupi G-8, „Gazeta Wyborcza”, Warszawa, 18 stycznia 2001/7/15. K. Cader, Prywatyzacja, Monitor ekonomiczny, biuletyn miesiĊczny PSE S.A., 30 wrzeĞnia 2002/6. 94 Kulczyka. Jednak prywatyzacja tej duĪej grupy nasuwa wiele pytaĔ i sugestii. Padają propozycje by ją odwlec w czasie, poniewaĪ przed rozwiązaniem KDT inwestorzy zagraniczni wycofali siĊ z ewentualnego kupna pakietu G-8. Poza tym nie moĪna mówiü o negocjacjach dobrych warunków sprzedaĪy, gdy wystĊpuje jeden chĊtny, który nie dysponuje takimi Ğrodkami finansowymi. ElDystrybucja to kapitaá zaáoĪycielski w kwocie miliona záotych, a wartoĞü tych dystrybutorów to co najmniej 3-4 mld záotych. Grupa G-8 potrzebuje mocnego i silnego inwestora, a nie inwestora, który chce za poĪyczoną kwotĊ z BRE BANKU zapáaciü paĔstwu, nastepnie wziąü kredyt za który zapáaci G-8 i spáaciü resztĊ125. Jednak siáa El-Dystrybucji to przede wszystkim Jan Kulczyk i jego pozycja u najwyĪszych wáadz w paĔstwie, nieoficjalnie mówiáo siĊ Īe z powodu odmowy sprzedaĪy mu G-8 Premier odwoáaá dwóch Ministrów Skarbu i teraz sam zadecydowaá co zrobi z grupą dystrybutorów energii. Ostatecznie prywatyzacji zaniechano i postanowiono wszystkie podmioty tej grupy poáączyü jak pozostaáe spóáki dystrybucyjne i nastĊpnie ją sprywatyzowaü poprzez GPW. Firma powstaáa na jesieĔ 2004 , nosi nazwĊ ENERGA S.A., od przejmującej byáej GdaĔskiej Kampanii Energetycznej S.A. . 5.2. Konsolidacja spóáek dystrybucyjnych na przykáadzie ENEA S.A. . W dniu 29 lipca 2002 roku Minister Skarbu PaĔstwa podjąá decyzjĊ o utworzeniu tzw. Grupy Zachodniej i poáączeniu piĊciu spóáek dystrybucyjnych z Poznania, Szczecina, Bydgoszczy, Gorzowa i Zielonej Góry. Zarządy tych firm 8 sierpnia podpisaáy porozumienie w sprawie wspólnego zorganizowania i przeprowadzenia oraz finansowania programu restrukturyzacji i konsolidacji spóáek dystrybucyjnych tworzących grupĊ126. Na lidera grupy wybrano EnergetykĊ PoznaĔską, która przewodzi w grupie i przypomina docelowy model 125 126 D. Marzec, Dyrektor Audytu i Doradztwa Gospodarczego PriceWaterhouseCoopers, „Puls Biznesu” Z kraju: w spóákach dystrybucyjnych, Info- biuletyn wewnĊtrzny ZEBYD S.A.. 95 jaki powstaá. Grupa ta powstaáa poprzez wcháoniĊcie przez EP pozostaáych zakáadów energetycznych127. Konsolidacja nastąpiáa zgodnie z zastosowaniem artykuáu 492 ust 1 pkt 1 Kodeksu Spóáek Handlowych tj. áączenie przez przejĊcie . Rys. 17: Grupy dystrybutorów energii-projekt MSP. ħródáo: Opracowanie wáasne na podstawie harmonogramu przeksztaáceĔ sektora elektroenergetycznego z dnia 28 stycznia 2003 roku Proces miaá siĊ odbyü w czterech etapach, pierwszy polegaá na wyeliminowaniu róĪnic, ujednoliceniu struktur i procesów gospodarczych, etap drugi to 127 Pierwszy koncern juĪ powstaje, „ĝwiat Energii”, wrzesieĔ 17/1/2002. 96 organizacyjne scalenie áączonych podmiotów gospodarczych, nastĊpnie miaáo nastąpiü wydzielenie spóáek obrotu oraz wyodrĊbnienie spóáek zaleĪnych niezwiązanych z podstawowa dziaáalnoĞcią (sanatoria, hotele, transport, usáugi itp.). W czwartym etapie miaáa nastąpiü prywatyzacja podmiotów zaleĪnych oraz debiut wartoĞciowych. zrestrukturyzowanej Takie spóáki zaáoĪenia matki zostaáy na gieádzie postawione do papierów wszystkich konsolidowanych dystrybutorów, jednak praktyka pokazaáa, Īe o wiele áatwiej siĊ mówi, niĪ robi, w wyniku czego rodzi siĊ wiele niejasnoĞci i problemów. Poáączone zakáady energetyczne miaáy róĪne struktury i procedury wewnĊtrzne. Zadaniem zarządów wszystkich zakáadów byáo ich ujednolicenie w ciągu kilku miesiĊcy do momentu powstania grupy (1 stycznia 2003 rok). Nie byáo to jednak áatwe, dáugie terminy zaáatwiania spraw w urzĊdach i sądach rejestrowych mogáy siĊ okazaü powaĪną przeszkodą. Dziaáanie utrudniaáa równieĪ ustawa o zamówieniach publicznych. Tabela 9. Konsolidacja w liczbach Wyszczególnienie Obszar Udziaá w Liczba SprzedaĪ Udziaá w Liczba dziaáani terytorium klientów w energii rynku-% pracow. a w km. Polski -% tys. GWh kw Energetyka PoznaĔska 25 510 8,16 885 631 5 627,9 5,59 2538 ZE Bydgoszcz 10 349 3,31 431 695 3 112,5 3,09 1680 ZE Gorzów 8 484 2,71 209 775 1 338,2 1,33 1005 ZE Szczecin 9 982 3,19 401 554 2 558,5 2,54 1443 ZE Zielona Góra 8 885 2,84 269 996 1 613,0 1,60 1053 Razem 63 210 20,21 2198651 14 250,1 14,16 7719 ħródáo: Megawat, biuletyn miesiĊczny ZEBYD S.A, sierpieĔ 2002 r. 97 W praktyce przyjĊte etapy nie okazaáy siĊ proste, poniewaĪ wyodrĊbnienie podmiotów zaleĪnych na wzór Energetyki PoznaĔskiej (posiada 16 spóáek zaleĪnych) poróĪniáo zarząd spóáki z organizacjami związkowymi w Enei, poniewaĪ mimo przedstawienia dwóch projektów nie doszáo do porozumienia. Powodem byá brak zakresu dziaáaĔ i odpowiedzialnoĞci podmiotów zaleĪnych, do których miaáa przejĞü znaczna czĊĞü pracowników. Tak wiĊc, kaĪdy Oddziaá posiada odmienną sytuacjĊ. PoznaĔ restrukturyzacjĊ przeszedá przed poáączeniem, reszta dystrybutorów posiada 3-4 spóáki zaleĪne. W Bydgoszczy jest to Rejon Elektrowni Wodnych, Sanatorium Energetyk oraz spóáka Steren. Jednak ujednolicono struktury we wszystkich Oddziaáach, które podlegają Departamentom Zakáadu Gáównego w Poznaniu. Zarząd Spóáki po 10 miesiącach dziaáalnoĞci przyznaá, Īe konsolidacja przyniosáa zamierzone skutki, a w szczególnoĞci: obniĪyáy siĊ koszty zakupu energii elektrycznej, zminimalizowano koszty daiaáalnoĞci w związku z centralizacją zakupów, ponadto dobrze wróĪy wzrost sprzedaĪy energii w niektórych Oddziaáach nawet o 4-5%128. Rok 2004 dla ENEI oznaczaá takĪe prace nad dalszą restrukturyzacją, ulepszaniem obsáugi odbiorców, wprowadzaniem nowych usáug jak Enea Komfort. Tabela 10. Konsolidacja w liczbach DáugoĞü Liczba stacji linii - km. transf. - szt. Energetyka PoznaĔska 41 756 13 100 1 430 632,9 18 777,1 ZE Bydgoszcz 22 331 7 319 730 060,7 12 822,1 ZE Gorzów 12 731 3 172 331 289,4 2 097,9 ZE Szczecin 15 029 4 699 636 348,1 1 353,0 ZE Zielona Góra 12 204 3 502 441 720,3 7 402,0 Wyszczególnienie Przychód w tys. zá. zá.. ħródáo: Megawat, biuletyn miesiĊczny ZEBYD S.A., sierpieĔ 2002 r.. 128 Enea kurier, Spotkanie ze związkami w Baranowie, PoznaĔ 10-10-2003 98 Zysk netto w tys. àączne przychody Grupy Energetycznej ENEA S.A. siĊgają okoáo 4 miliardów záotych, sprzedaĪ energii elektrycznej przekroczyáa 14 TWh, co zapewnia firmie ponad 14% udziaá w krajowej sprzedaĪy energii elektrycznej. ENEA posiada ponad 2,2 miliona klientów we wszystkich grupach taryfowych oraz áącznie ze spóákami zaleĪnymi ponad 7700 pracowników, dystrybutorzy funkcjonują na prawie 1/5 obszaru terytorium Polski Do koĔca 1995 roku uwarunkowania prywatyzacji polskich przedsiĊbiorstw elektroenergetycznych poprawiaáy siĊ. W latach 1996 do 1998 uwarunkowania utrzymywaáy siĊ na wzglĊdnie stabilnym poziomie, z lekką tendencją zniĪkową. Po 1998 roku szanse na uzyskanie dobrej ceny za przedsiĊbiorstwa sektora elektroenergetycznego zaczĊáy spadaü. NastĊpnie wiele przyczyn spowodowaáo odwrócenie tendencji, z korzystnych na niekorzystne, najwaĪniejsze z nich to: rozpoczĊty proces tworzenia europejskiego rynku energii elektrycznej, który spowodowaá i dalej bĊdzie powodowaá obniĪkĊ cen energii, a ewentualne podwyĪki nie bĊdą powyĪej wzrostu inflacyjnego, po drugie inwestorzy coraz lepiej orientują siĊ w kosztach koniecznej restrukturyzacji polskiej elektroenergetyki, po trzecie niedawna prywatyzacja niektórych elektrociepáowni spowodowaáa znaczną ostroĪnoĞü inwestorów i nie traktują juĪ elektroenergetyki w sposób preferencyjny, a rzeczywista zdolnoĞü do generowania zysków przez spóáki dystrybucyjne staáa siĊ kryterium ich wyceny rynkowej, po czwarte konsekwencje wprowadzenia podatku akcyzowego na energiĊ elektryczną spowodowaáy czĊĞciowe obciąĪenie przedsiĊbiorstw elektroenergetycznych129 i po piąte opóĨnianie prywatyzacji stawia w lepszej sytuacji inwestorów, a mianowicie w warunkach transformacji branĪy w Europie inwestorzy uczą siĊ lepiej i szybciej od nas130. W wyniku czego moĪna wysunąü nastĊpujące wnioski: 129 130 A. Andrzejczuk, „Jej wysokoĞü akcyza”- wokóá energetyki, Termedia sp. z o.o., PoznaĔ 2002 r.. J. Popczyk, Im póĨniej, tym wiĊcej zagroĪeĔ, konferencja „Polska energetyka w drodze do Europy”, KrzyĪowa, 1 grudnia 1998 r , . 99 x sposoby konsolidacji w takich grupach wydają siĊ korzystne dla paĔstwa, przedsiĊbiorstw i odbiorców energii. Utworzenie mniej grup o wiĊkszym zasiĊgu dziaáania mogáoby doprowadziü do negatywnych zjawisk takich jak: nadmierna koncentracja, powstanie silnych monopoli, odejĞcia od związków z regionem i powiązaĔ gospodarczych. Wynika to z makroekonomicznych róĪnic pomiĊdzy regionami kraju, co mogáoby mieü negatywne skutki dla sáabszych regionów; x ostatni (aktualny) projekt przeksztaáceĔ MSP wydawaá siĊ najbardziej racjonalny , przewidywaá on stopniowe zmiany począwszy od wytwórców, poprzez dystrybucjĊ a skoĔczywszy na operatorze systemu przesyáowego, poniewaĪ najpierw trzeba doprowadziü do wolnej konkurencji wĞród producentów energii. W chwili uzyskania przez wszystkich odbiorców moĪliwoĞci wyboru dostawcy (TPA) nastąpi wolna konkurencja pomiĊdzy spóákami dystrybucyjnymi. Natomiast operator systemu przesyáowego (PSE S.A.) powinien zostaü w rĊkach paĔstwa, chociaĪby celem bezpieczeĔstwa energetycznego kraju. Konieczna staáa siĊ tylko jego restrukturyzacja, ze wzglĊdu na zmianĊ jego roli na rynku energii elektrycznej i stopniowego wycofywania siĊ z obrotu energią ; x do momentu rozwiązania wszystkich barier w polskiej energetyce takich jak: kontrakty dáugoterminowe, skroĞne subsydiowanie i zakoĔczenia procesów restrukturyzacji i konsolidacji powinno siĊ wstrzymaü prywatyzacji tej branĪy. ĝwiadczy o tym wiedza potencjalnych inwestorów i coraz mniejsze ich zainteresowanie branĪą. Potwierdzeniem tego moĪe byü, iĪ z kupna G-8 wycofaáo siĊ trzech oferentów, zostaáa jedna El-Dystrybucja. Prywatyzacji zaniechano a grupĊ przeznaczono do konsolidacji tak jak w przypadku innych dystrybutorów;. x w roku 2003 zostaáa skonsolidowana grupa energetyczna ENEA S.A. , efekty konsolidacji byáy pozytywne, jednak zaáoĪone etapy restrukturyzacji, wydzielania spóáek zaleĪnych nie związanych z 100 podstawową dziaáalnoĞcią , nastĊpnie ich prywatyzacja i debiut firmy na gieádzie potwierdziáy, iĪ áatwo siĊ mówi a trudno czyni. Caáy czas trwają uzgodnienia i rozmowy nad dalszą strategią spóáki liczącej ponad 7700 pracowników; x zatwierdzony harmonogram dla branĪy z 28 stycznia 2003 znów ulegá zmianie pod koniec 2004 roku. Powodem jest brak zgody áódzkich dystrybutorów na poáączenie z Enionem S.A.. Podczas áączenia tzw. Wschodniej Grupy Energetycznej wyáoniá siĊ pomysá utworzenia Energetyki Podkarpackiej skonsolidowanej pionowo co káóci siĊ z przyjĊtymi zaáoĪeniami. Spowodowane jest uwarunkowaniami na które wpáywają: ryzyko wartoĞci rynkowej aktywów, ryzyko prawne związane z brakiem zgody na poáączenie , ryzyko transakcyjne, ryzyko zmiany koncepcji konsolidacji w odniesieniu do wybranych podmiotów, czy ryzyko od integracji z danym regionem. Potwierdza siĊ w tym przypadku , iĪ brak konkretnej koncepcji na przeksztaácenie spóáek dystrybucyjnych i ewentualnych kompromisów w razie takich sprzeciwów jakie siĊ pojawiáy rozwiązaĔ i w áódzkim i rzeszowskim przedsiĊbiorstwie. Jedno jest pewne , Īe tylko speánienie wyĪej opisanych i peáne zaangaĪowanie áączonych podmiotów jest pierwszym krokiem do odniesienia sukcesu . 101 ROZDZIAà IV Analiza sytuacji ekonomiczno-finansowej przedsiĊbiorstw elektroenergetycznych podsektora dystrybucji . 1. Sytuacja ekonomiczna na rynku energii elektrycznej w 2003 roku. Poprawa koniunktury gospodarczej w kraju sprawiáa, Īe zarówno po stronie przychodów, jak i rozchodów branĪa elektroenergetyczna odnotowaáa wyraĨne oĪywienie. ĝwiadczą o tym miĊdzy innymi zbiorcze wyniki osiągniĊte w roku 2003 do analogicznego okresu roku poprzedniego. Odbiorcom finalnym dostarczono blisko 4% wiĊcej energii elektrycznej (w 2004 7%) co spowodowaáo wzrost przychodów ze sprzedaĪy o 6,1% . Polepszyá siĊ równieĪ standing finansowy spóáek dystrybucyjnych, o ile w 2002 roku na 33 zakáady energetyczne wówczas funkcjonujące 14 wykazaáo ujemny wynik finansowy, to w roku 2003 stratĊ poniosáa tylko jedna. NajwiĊkszą stratą dla dystrybutorów cechuje siĊ dziaáalnoĞü obrotu energią, która przyniosáa w 2003 roku stratĊ w wysokoĞci 41,2 mln zá. RównoczeĞnie o blisko 4% wzrosáy koszty dostarczania energii elektrycznej, z czego najmniej koszty wáasne dystrybutorów bo jedynie o 1,2%. Mimo doĞü dobrych wyników spóáek elektroenergetycznych sytuacja ta nadal byáa doĞü trudna131. ħródeá tych problemów naleĪy szukaü w rosnących kosztach spóáek dystrybucyjnych, cenach zakupu energii od wytwórców i PSE, podatkach i opáatach nakáadanych na energiĊ elektryczną i usáugi z tym związane, obciąĪenia fiskalne takie jak podatki, akcyza, opáaty od nieruchomoĞci energetycznych i wiele innych. Do tego wszystkiego moĪna dodaü nastĊpne zmiany przepisów ustawy o podatku VAT od 1 maja 2004 w związku z przystąpieniem naszego kraju do paĔstw czáonkowskich Unii Europejskiej. 131 Polskie Towarzystwo Przesyáu i Rozdziaáu Energii Elektrycznej, Warszawa 27 stycznia 2004. 102 28511,88 27916,49 26898,26 26817,51 Przychody ze sprzedazy energii i usáug przesyáowych Koszty uzyskania przychodów 24378,84 24104,27 2001 2002 2003 Rys. 18: Przychody i koszty spóáek dystrybucyjnych w latach 2001-2003 w mln zá... Jak moĪna zauwaĪyü z powyĪszego wykresu spóáki dystrybucyjne wychodzą z kryzysu w jakim byáy w latach 1999-2001. Powodem byáy zbyt wysokie koszty w porównaniu do ich przychodów. WpáynĊáy na to przede wszystkim wysokie ceny energii i spadek popytu na nią przy rosnących kosztach zakupu , kosztach páac, wyĪszych podatkach. Do tego rok 2002 byá rokiem w którym wielu dystrybutorów po raz pierwszy odnotowaáo zysk na podstawowej dziaáalnoĞci sprzedaĪy energii od 2-3 lat (Oddziaá Bydgoszcz ENEA S.A. równieĪ). Koszty wáasne 76,44 80 Zakup energii elektrycznej i usáug przesyáowych Koszty zarządu 60 40 20 19,9 2,03 0,6 1,02 Koszty finansowe 0 Rys. 19: Koszty spóáek dystrybucyjnych w ukáadzie rodzajowym w 2003 roku. 103 Korzystnym czynnikiem w 2003 roku okazaáa siĊ wiĊksza iloĞü sprzedanej energii o ponad 6% w porównaniu do 4% wzrostu kosztów, co byáo efektem korzyĞci skali. NajwiĊkszym kosztem jest zakup energii elektrycznej, wzrósá on o 0,87% do okresu roku wczeĞniejszego, minimalnie bo o 1,2% wzrosáy koszty wáasne. Pozostaáe koszty zmalaáy z 0,98 do 0,6%, natomiast koszty zarządu i finansowe utrzymaáy siĊ na niezmienionym poziomie. 2.Wyniki prowadzenia dziaáalnoĞci gospodarczej przez spóáki dystrybucji energii elektrycznej. Celem niniejszego rozdziaáu jest ukazanie wszystkich spóáek dystrybucyjnych w naszym kraju oraz przedstawienie ich pozycji w branĪy elektroenergetycznej. Analiza ta obrazuje i porównuje zakáady pod wzglĊdem takich wielkoĞci ekonomicznych jak: wynik finansowy i jego dynamika, wskaĨniki rentownoĞci, páynnoĞci i zadáuĪenia. Czasowo obejmuje okres 19992003, a wiĊc przedstawia pierwsze rezultaty wprowadzenia regulowanych cen energii elektrycznej obowiązujących w danym roku (z reguáy od 1 lipca do 30 czerwca). Taryfa ta oznacza ceny i stawki opáat za energiĊ elektryczną i usáugi dodatkowe, dla wszystkich grup odbiorców (A, B, C, G, R) na wszystkich poziomach napiĊü zasilania, poniewaĪ wejĞcie w Īycie ustawy Prawo Energetyczne zobligowaáo przedsiĊbiorstwa energetyczne , aby prowadziáy ewidencjĊ kosztów staáych i zmiennych odrĊbnie dla poszczególnych grup taryfowych, a takĪe odrĊbnie dla wszystkich rodzajów dziaáalnoĞci (wytwarzanie, przesyá, obrót, dystrybucja)132 . Koszty te jednak są odmienne dla poszczególnych zakáadów energetycznych, ze wzglĊdu na wystĊpujące róĪnice pomiĊdzy nimi . Spóáki dystrybucyjne są zlokalizowane w innym regionie kraju, mniej lub bardziej rozwiniĊtym, zajmują inną powierzchniĊ , jak równieĪ posiadają innego rodzaju i róĪną iloĞü odbiorców w danych grupach taryfowych. Dla przykáadu podam, Īe warszawski STOEN S.A. posiada juĪ ponad osiemset 132 W i B. Taradejna, Prawo Energetyczne z komentarzem, , Warszawa 2000 r. 104 tysiĊcy klientów na terytorium samego miasta Warszawy (486 km2), z kolei najwiĊkszy pod wzglĊdem obszaru dziaáania ZE Biaáystok S.A. (27229 km2), a zarazem charakteryzuje go najmniejsza iloĞü sprzedanej energii na jednego klienta (3,77 MWh), co moĪe Ğwiadczyü o maáym zaludnieniu terenu, niskim zuĪyciu energii, sáabym rozwoju gospodarczym regionu, braku duĪych odbiorców-czego nie moĪna powiedzieü o stoáecznym zakáadzie, który jest jednym z najbardziej rozwiniĊtych, intensywny rozwój miasta powoduje coraz wyĪszą liczbĊ klientów w poszczególnych grupach taryfowych, wiĊksze zuĪycie energii oraz coraz bardziej rozbudowaną i nowoczesną sieü elektroenergetyczną, co Ğwiadczy o wiĊkszej wartoĞci firmy z roku na rok. Dlatego na efekt koĔcowy, jak i wyniki finansowe wpáywa wiele czynników zewnĊtrznych, na które przedsiĊbiorstwo nie ma wpáywu133. Tabela 11. Zmienne charakterystyczne dla zakáadów energetycznych Lp Zmienna charakterystyczna Lp Zmienna charakterystyczna – c.d. 1 DáugoĞü linii WN (km) 14 Dostawa odbiorcom w gr. tar. C 2 DáugoĞü linii SN (km) 15 Dostawa odbiorcom w gr. tar. G 3 DáugoĞü linii nN (km) 16 Zmiana l. odbiorców w latach 19982003 4 Liczba stacji elektr. SN i nN 17 Liczba przyáączy razem 5 Liczba stacji elektr. WN 18 DáugoĞü przyáączy razem 6 Moc transformatorów WN/SN 19 Przychody z dystrybucji 7 Moc transformatorów SN/nN 20 Amortyzacja razem 8 Liczba odbiorców na SN 21 PrzeciĊtna wartoĞü Ğr. trw. brutto SN 9 Liczba odbiorców na nN 22 PrzeciĊtna wartoĞü Ğr. trw. brutto nn 10 Liczba odbiorców w gr. tar. C 23 PrzeciĊtna wartoĞü Ğr. trw. brutto dla sum. nap. 11 Liczba odbiorców w gr. tar. G 24 PrzeciĊtna wartoĞü Ğr. trw. netto SN 12 Dostawa odbiorcom na SN 25 PrzeciĊtna wartoĞü Ğr. trw. netto nN 13 Dostawa odbiorcom na nN 26 Suma przec. wartoĞci Ğr. trw. netto ħródáo: P. UrbaĔski, Model regulacji porównawczej 33 ZE, URE, Warszawa 1999 133 J. Biedrzycki, J. Loret, Departament Planów i Analiz URE . Biuletyn URE 2002/4. 105 Oprócz wyĪej wymienionych, na które firma nie ma wiĊkszego wpáywu bardzo istotne staáo siĊ sprawne zarządzanie dziaáalnoĞcią finansową w przedsiĊbiorstwie tej specyficznej branĪy. Po uwolnieniu cen energii i ich regionalizacji moĪna byáo zauwaĪyü rozbudowĊ pionów finansowych w wielu spóákach dystrybucyjnych134. 2.1. Powierzchnia liczba odbiorców i obszar dziaáania spóáek dystrybucyjnych. Po nowym podziale administracyjnym w kraju i zmniejszeniu liczby województw do 17 zakáady energetyczne obsáugują czĊsto klientów na terenie kilku województw (np. ZE àódĨ Teren S.A.-piĊciu), do których odbiorcy przynaleĪą . Stopniowy postĊp w liberalizacji rynku energii elektrycznej i prawo wyboru dostawcy (zasada TPA), umoĪliwia kolejno coraz wiĊkszej liczbie odbiorców prawo do zmiany dostawcy energii, moĪe to spowodowaü wzrost klientów jednego dystrybutora, kosztem zmniejszenia tej liczby u innych. Do tego wszystkiego trzeba dodaü toczące siĊ procesy konsolidacyjne branĪy. Poáączenie siĊ kilku dystrybutorów w grupy energetyczne powoduje zmiany w rankingach pod wieloma wzglĊdami, gdyby uwzglĊdniaü caáą grupĊ, a nie poszczególne podmioty ją tworzące135 . PoniĪej przedstawiam wyniki w opisanym zakresie z uwzglĊdnieniem juĪ przyjĊtego harmonogramu MSP dotyczącego konsolidacji spóáek dystrybucyjnych. Ponadto dwa zakáady bĊdą funkcjonowaü indywidualnie (STOEN S.A., GZE S.A.). W przypadku Grupy Energetycznej ENEA S.A. poáączenie zostaáo sfinalizowane 1 stycznia 2003 roku, pozostaáe poáączenia są w trakcie realizacji, wiĊc przedstawione wyniki dotyczą jeszcze indywidualnych zakáadów, a zestawiono je dla uáatwienia i porównania powstających grup energetycznych na tle grupy ENEA S.A. . 134 W bydgoskim Oddziale GE ENEA S.A. do 2001 roku nie istniaáo stanowisko dyrektora ds. finansowych, a w 2001 roku wraz ze zmianą struktury organizacyjnej powstaá Wydziaá Zarządzania Finansami, zwiĊkszono potencjaá kadrowy Biura Controlingu . 135 W. Mielczarski, DuĪy moĪe wiĊcej, „ Puls Biznesu”, czerwiec 2002/12. 106 Tabela 12. Spóáki dystrybucyjne w powstających grupach energetycznych. Wyszczególnienie Obszar km2 Liczba odbiorców tys ENEA S.A. Oddziaá PoznaĔ Oddziaá Szczecin Oddziaá Bydgoszcz Oddziaá Zielona Góra Oddziaá Gorzów RAZEM 20510 9981 10349 8868 8484 58192 890,7 404,3 437,8 270,8 210,2 2213,3 wielkopolskie, zachod- pomorskie, lubuskie zachodnio-pomorskiego kuj.-pomorskie, pomorskie, wielkopolskie lubuskie, wielkopolskie lubuskie, zachod-pomorskie, wielkopolskie 8471 7453 7394 6103 12327 9634 11479 11651 74512 211,1 164,6 591,9 177,0 292,3 414,2 344,9 435,9 2631,9 zachodnio-pomorskie pomorskie, zachod-pomorskie, kuj-pomor. pomorskie pomorskie, warmiĔsko-mazurskie warmiĔsko-mazurskie kuj-pomorskie, warm-mazur., mazowieckie mazowieckie, áódzkie, warm-mazurskie wielkopolskie, áódzkie, dolnoĞląskie 6287 4037 8558 4168 4379 27429 466,4 210,2 410,5 312,7 215,8 1615,6 dolnoĞląskie dolnoĞlaskie opolskie, Ğląskie dolnoĞląskie dolnoĞląskie 8830 4151 3860 2588 6100 15094 1523 42146 797,5 248,4 443,4 457,1 325,3 587,3 513,6 3372,6 maáopolskie, ĞwiĊtokrzyskie maáopolskie, podkarpackie Ğląskie, maáopolskie Ğląskie, maáopolskie Ğląskie, áódzkie, ĞwiĊtokrzyskie, opolskie áódzkie, mazowieckie, ĞwiĊtokrzyskie, Ğląskie czĊĞü áódzkiego 12144 ZE Lubzel S.A. 15283 Zamojska KE S.A. 16382 ZE Rzeszów S.A. ZE Radom-Kielce S.A 16504 18299 ZE Warszawa-Teren 27229 ZE Biaáystok S.A. 105841 RAZEM 510,3 421,7 650,8 733,4 775,7 652,5 3744,4 lubelskie, mazowieckie lubelskie, podkarpackie podkarpackie, ĞwiĊtokrzyskie, lubelskie ĞwiĊtokrzyskie, mazow., áódzkie, maáopol. mazowieckie, lubelskie, warm-mazurskie podlaskie, warm-mazurskie, mazowieckie STOEN S.A. GZE S.A. 795,4 1096,9 obszar miasta Warszawy Ğląskie, maáopolskie Województwo ENERGA SA ZE Koszalin SA ZE Sáupsk S.A. Energa GdaĔsk S.A. ZE Elbląg S.A. ZE Olsztyn S.A. ZE ToruĔ S.A. ZE Páock S.A. ZE Kalisz S.A. RAZEM ENERGIAPRO SA ZE Wrocáaw S.A. ZE Legnica S.A. ZE Opole S.A. ZE Waábrzych S.A. ZE Jelenia Góra S.A RAZEM. ENION SA ZE Kraków S.A. ZE Tarnów S.A. Energetyka Beskidzka ZE BĊdzin S.A. ZE CzĊstochowa S.A. ZE àódĨ-Teren S.A.* ZE àódĨ S.A.* RAZEM L-6 486 4062 ħródáo: Opracowanie wáasne na podstawie danych Agencji Rynku Energii S.A. w 2003 roku x ZE àódĨ i ZE àódĨ-Teren nie zostaáy poáączone z ENION SA 107 Niekwestionowanym liderem pod wzglĊdem liczby odbiorców jest GórnoĞląski Zakáad Energetyczny S.A. z Gliwic, ponad milion klientów czyni go najlepszym dystrybutorem energii w kraju pod wieloma wzglĊdami, do tego jest to jedyny zakáad, który w swych strukturach posiada ponad 75% odbiorców grup taryfowych A i B, ze wzglĊdu na duĪe uprzemysáowienie obszaru województwa dolnoĞląskiego. Na drugim miejscu plasuje siĊ poznaĔski Oddziaá ENEI SA. z liczbą ponad 890 tysiĊcy odbiorców. Decydują o tym dwa podstawowe czynniki: bardzo dobry i ciągáy rozwój byáego województwa poznaĔskiego, wynikający z uwarunkowaĔ makroekonomicznych tego regionunajlepszych po stolicy oraz duĪy obszar dziaáania (20510 km2) , nastĊpnie z liczbą prawie 800 tysiĊcy uplasowaá siĊ ZE Kraków (797,5 tys), za nim znajduje STOEN S.A. obsáugujący centrum Warszawy (794,9 tys), miejsce piąte przypada takĪe warszawskiemu operatorowi ZE Warszawa-Teren S.A. obsáugującemu odbiorców, aĪ trzech województw, tuĪ po nim zajmuje opisany powyĪej ZE Biaáystok S.A.. ListĊ tą zamyka Zakáad Energetyczny Sáupsk S.A. dziaáający na niewielkim terenie (7453 km2) oraz posiadającym 164,5 tysiąca klientów. W odniesieniu do powstaáej w 2003 roku Grupy Energetycznej ENEA S.A. liderem jest dystrybutor z Poznania, po niej znajduje siĊ Oddziaá Bydgoszcz (10349 km2 i 437,8 tys. odbiorców), nastĊpnie w kolejnoĞci są dystrybutorzy ze Szczecina, Zielonej Góry oraz Gorzowa. W wyniku przeprowadzonej konsolidacji dystrybutorów energii tworzących ENEĉ S.A. , liderem pod wzglĊdem obszaru dziaáania i liczby klientów w 2003 roku staje siĊ wáaĞnie ta grupa zakáadów energetycznych dziaáająca na terenie zachodniej Polski, zajmująca 58192 km2 oraz posiadająca ponad dwa miliony klientów (2213,3 tys.). Konkurencji moĪe siĊ spodziewaü w 2005 roku, poniewaĪ zostaáy sfinalizowane wszystkie procesy konsolidacji branĪy zgodnie z rozporządzeniem MSP. Przykáadem moĪe byü zsumowany zysk za 2004 rok spóáek Energii, który trzykrotnie przewyĪsza zysk netto Enei. 108 2.2. WskaĨniki ekonomiczno-finansowe spóáek dystrybucyjnych. Skuteczną metodą analizy dziaáalnoĞci ekonomiczno-finansowej przedsiĊbiorstwa jest przeprowadzenie jego oceny przy pomocy zestawu standardowych wskaĨników charakteryzujących efektywnoĞü gospodarowania. WskaĨniki te mają charakter uniwersalny, lecz są szczególnie przydatne przy porównywaniu przedsiĊbiorstw z tej samej branĪy. Ocena dziaáalnoĞci przedsiĊbiorstwa przy pomocy wskaĨników jest uáatwiona, poniewaĪ dla wielu z nich zostaáy okreĞlone normy, od których odchylenia Ğwiadczą o wystĊpowaniu nieprawidáowoĞci136. WskaĨniki rentownoĞci stanowią syntetyczne mierniki oceny dziaáalnoĞci przedsiĊbiorstw, informują one miĊdzy innymi o udziale zysku w przychodach ogóáem oraz o udziale kosztów w przychodach. Do tej grupy wskaĨników moĪemy zaliczyü: x wskaĨnik rentownoĞci obrotu netto (ROS) x wskaĨnik rentownoĞci obrotu brutto x wskaĨnik poziomu kosztów x wskaĨnik rentownoĞci kapitaáu wáasnego (ROE) x wskaĨnik rentownoĞci majątku aktywów(ROA) WskaĨnik rentownoĞci kapitaáu wáasnego wyraĪa stosunek wypracowanego zysku do zainwestowanego kapitaáu wáasnego, jest rzeczywistym miernikiem efektywnoĞci dziaáania przedsiĊbiorstwa. WskaĨnik informuje jaką kwotĊ zysku przynosi kaĪda záotówka zainwestowanego kapitaáu wáasnego, powinien on byü wyĪszy od inflacji, poniewaĪ niĪszy poziom wskaĨnika oznacza, iĪ nastĊpuje deprecjacja kapitaáu wáasnego. WskaĨnik rentownoĞci majątku charakteryzuje efektywnoĞü wykorzystania aktywów przedsiĊbiorstwa, okreĞla on ile zysku netto przynosi kaĪda jednostka aktywów przedsiĊbiorstwa. W przypadku gdy wskaĨnik ten jest wyĪszy od odsetek páaconych od kapitaáów obcych przedsiĊbiorstwo osiąga dodatkowy efekt okreĞlony jako dĨwignia 136 A. Richard, A. Brealey, C. Stewart, C. Myers, Finanse przedsiĊbiorstw, wydawnictwo naukowe PWN Warszawa 2002.. 109 finansowa, jeĞli wskaĨnik dĨwigni jest ujemny przedsiĊbiorstwo powinno rozwaĪyü celowoĞü korzystania z poĪyczek i kredytów. Tabela 13. WskaĨniki rentownoĞci podsektora dystrybucji w latach 1999-2003. Lata Jed. WskaĨniki Metoda kalkulacji ROE zysk netto kapitaá wáasny ROA 2001 2002 2003 % 0,33 2,19 1,54 0,56 1,69 zysk netto aktywa ogóáem ROS 1999 2000 % 0,26 1,68 1,14 0,54 1,17 % 0,22 1,51 2,64 1,11 1,29 zysk netto sprzedaĪ netto ħródáo: Polskie Towarzystwo Przesyáu i Rozdziaáu Energii Elektrycznej, PoznaĔ 2002. 3 2,5 2 ROE ROA ROS 1,5 1 0,5 0 1999 2000 2001 2002 2003 Rys. 20: WskaĨniki rentownoĞci przedsiĊbiorstw dystrybucyjnych w latach 1999-2003. ħródáo: Opracowanie wáasne na podstawie tabeli 13. Przedstawione wskaĨniki rentownoĞci przedsiĊbiorstw dystrybucyjnych w latach 1999-2003 jak i ich wartoĞci charakteryzują branĪĊ w doĞü przeáomowym 110 okresie. Rok 1998 byá pierwszym rokiem, w którym zaczĊáa obowiązywaü taryfa energii elektrycznej, a wiĊc byá to początek regulowanych urzĊdowo cen energii i kosztów z nią związanych, niskie poziomy wskaĨników Ğwiadczą o braku doĞwiadczenia przedsiĊbiorstw dystrybucyjnych w konstruowaniu taryf, niewielkich zyskach czy wrĊcz stratach, braku przejrzystoĞci kosztów i zbyt wysokim ich poziomie do przychodów. Sytuacja w roku 1999 byáa znacznie korzystniejsza, powodem tego byáo czĊĞciowe urynkowienie cen energii, wycofywanie siĊ PSE S.A. z obrotu energia elektryczną, a wiĊc moĪliwoĞü dokonywania zakupów energii elektrycznej bezpoĞrednio od wytwórców (poza zakupem wynikającym z kontraktów dáugoterminowych od PSE S.A.)-co obniĪyáo cenĊ energii w zakupie i poprawiáo kondycjĊ finansową podsektora dystrybucji. Ponadto korzystna byáa podwyĪka cen energii elektrycznej dla odbiorców finalnych powyĪej wskaĨnika inflacji. W 2000 roku sytuacja znowu zaczĊáa siĊ pogarszaü, wiĊkszoĞü dystrybutorów odnotowaáo znacznie niĪsze zyski, a wiĊc i poziom wskaĨników siĊ obniĪyá, wyjątek stanowi wskaĨnik rentownoĞci sprzedaĪy, który wykazywaá tendencje rosnące. ĝwiadczyü to moĪe o tym, iĪ wraz ze spadkiem zysków przedsiĊbiorstw dystrybucyjnych spadá poziom sprzedaĪy i zarazem zuĪycia energii, a stosunek wielkoĞci zysku netto do jej sprzedaĪy wykazaá wartoĞü wyĪszą od poprzedniej. Ostatni analizowany rok byá jeszcze gorszym od 2000, nastąpiá niewielki wzrost cen energii elektrycznej, zakáady odnotowaáy niĪsze zapotrzebowanie na energiĊ, ze wzglĊdu na: uboĪsze warunki materialne spoáeczeĔstwa i przedsiĊbiorstw, niski wzrost gospodarczy kraju, upadáoĞü firm i brak nowych odbiorców, przy takich samych kosztach staáych, czy wrĊcz rosnących- wskutek oczekiwaĔ podwyĪek pensji przez organizacje związkowe poszczególnych zakáadów. WskaĨniki páynnoĞci pokazują zdolnoĞü przedsiĊbiorstwa do wywiązywania siĊ z krótkoterminowych zobowiązaĔ (o okresie spáaty poniĪej jednego roku) 111 oraz do zachowania ciągáoĞci gospodarowania137. Do wskaĨników tych zaliczono: x wskaĨnik páynnoĞci bieĪącej x wskaĨnik páynnoĞci szybkiej x kapitaá obrotowy w dniach obrotu x cykl spáaty zobowiązaĔ krótkoterminowych WskaĨnik páynnoĞci bieĪącej daje odpowiedĨ na pytanie, czy za pomocą upáynnienia majątku obrotowego przedsiĊbiorstwo mogáoby spáaciü wszystkie zobowiązania bieĪące. Jako optymalny przyjmuje siĊ poziom wskaĨnika w granicach 1,5-2,0. Minimalnym wskaĨnikiem zapewniającym bezpieczeĔstwo finansowe jest 1,2, zbyt wysoki wskaĨnik moĪe Ğwiadczyü o niepotrzebnym zamroĪeniu Ğrodków obrotowych. WskaĨnik páynnoĞci szybkiej wskazuje w jakim stopniu najbardziej páynne aktywa pokrywają zobowiązania bieĪące. JeĞli wskaĨnik jest równy 1 lub wiĊkszy to stan taki moĪna uznaü za zadowalający, wartoĞü wskaĨnika poniĪej 1 wskazuje na zagroĪenie i utratĊ bieĪącej páynnoĞci finansowej przedsiĊbiorstwa138 . Tabela 14. WskaĨniki páynnoĞci podsektora dystrybucji w latach 1998-2003. lata WskaĨniki wskaĨnik páynnoĞci bieĪącej wskaĨnik páynnoĞci szybkiej kapitaá obrotowy w dniach obrotu jednostka „ IloĞü razy w dniach „ 1999 2000 2001 2002 2003 0,7 0,77 0,71 0,73 0,88 0,73 0,73 0,65 0,68 0,74 -16,5 -15,8 -22,5 -22,3 -9,25 ħródáo: Polskie Towarzystwo Przesyáu i Rozdziaáu Energii Elektrycznej, PoznaĔ 2003. 137 138 P. WĊdzki, PáynnoĞü finansowa przedsiĊbiorstw, oficyna ekonomiczna, Kraków 1999. W. BieĔ, Czytanie bilansu przedsiĊbiorstwa, Finanse-serwis, Warszawa 1996 r.. 112 1 0,8 páynnoĞü bieĪąca páynnoĞü szybka 0,6 0,4 0,2 0 1999 2000 2001 2002 2003 Rys. 21: WskaĨniki páynnoĞci podsektora dystrybucji w latach 1999-2003. ħródáo: Opracowanie wáasne na podstawie tabeli 14. WskaĨniki páynnoĞci przedsiĊbiorstw dystrybucyjnych w caáym analizowanym okresie przedstawiają siĊ niemal identycznie, a róĪnice wystĊpują dopiero w setnych miejscach po przecinku, są one niĪsze od wskazanych czy zalecanych jako bezpieczne. Tak niskie wskaĨniki są skutkiem ponoszenia strat w latach analizowanych bądĨ wczeĞniej oraz niskich zysków, które nie pokrywaáy bieĪących wydatków. Sytuacja ta zmusiáa do zaciągania kredytów i poĪyczek krótko i dáugoterminowych, bankowych na bieĪącą dziaáalnoĞü139. Druga przyczyna tkwi w problemach z jakimi siĊ borykają zakáady energetyczne w terminowym Ğciąganiu naleĪnoĞci za energiĊ elektryczną od odbiorców wszystkich grup taryfowych. Nieregularne páacenie za energiĊ elektryczną dotyczy zarówno duĪych przedsiĊbiorstw przemysáowych (kopalnie, huty, fabryki), odbiorców tzw. budĪetówki (szkoáy, szpitale) jak takĪe gospodarstw domowych, dlatego w odniesieniu do wskaĨników poszczególnych dystrybutorów jest to widoczne w zaleĪnoĞci od tego, w jakim regionie znajduje siĊ zakáad energetyczny oraz jakiego rodzaju odbiorców posiada. Brak 139 Agencja Rynku Energii S.A., Ocena sytuacji ekonomicznej sektora elektroenergetyki, Warszawa 2001. 113 terminowych opáat za energiĊ zmusza takĪe do korzystania z obcych Ĩródeá finansowania na bieĪącą dziaáalnoĞü spóáki, a w obecnej sytuacji w jakiej znajduje siĊ polskie spoáeczeĔstwo i wiele firm sytuacja nie ulegnie szybko poprawie. Oprócz wymienionych wskaĨników dla tej branĪy moĪemy jeszcze wyróĪniü nastĊpujące: wskaĨniki zadáuĪenia oceniające poziom zadáuĪenia oraz zdolnoĞü przedsiĊbiorstwa do jego spáaty ze Ğrodków wewnĊtrznych-zysku i amortyzacji. WskaĨnik poziomu zadáuĪenia okreĞla udziaá kapitaáów obcych (zobowiązaĔ) w finansowaniu przedsiĊbiorstwa, typowy poziom wskaĨnika dla przedsiĊbiorstw powinien wynosiü w granicach 57-67%, w przeciwnym razie przedsiĊbiorstwo moĪe straciü zdolnoĞü do spáaty dáugów140. Tabela 15. WskaĨniki zadáuĪenia podsektora dystrybucji w latach 1999-2003. jedn. WskaĨniki zadáuĪenia ogólnego zadáuĪenia kapitaáów wáasnych zadáuĪenia dáugoterminowego % Lata 1999 2000 2001 2002 2003 20,54 25,86 0,69 22,72 29,40 0,90 25,80 34,76 1,63 29,02 40,89 2,40 27,08 37,14 2,51 ħródáo: Opracowanie wáasne na podstawie Bazy Danych Elektroenergetyki, Agencja Rynku Energii S.A., Warszawa 1998-2001. WskaĨniki zadáuĪenia w okresie 1999-2003 wahaáy siĊ w granicach od 20,54-29,02 zadáuĪenia ogólnego oraz 25,86-40,89 zadáuĪenia kapitaáu wáasnego. Wzrost wskaĨników Ğwiadczy o pogarszającej siĊ sytuacji finansowej i wypáacalnoĞci podsektora dystrybucji z roku na rok. Jednak ich niski poziom w porównaniu do zalecanych moĪna zinterpretowaü jako caákowicie bezpieczny, w wyniku czego dystrybutorzy są w peáni wiarygodni dla swoich wierzycieli, zdolni do spáaty zobowiązaĔ. 140 T. Jachna, Ocena przedsiĊbiorstw wedáug standardów Ğwiatowych, PWN, 1996 r.. 114 40 35 30 25 20 15 10 5 0 zadáuĪenie ogóáem zadáuĪenie kapitaáów wáasnych zadáuĪenie dáugoterminowe 1999 2000 2001 2002 2003 Rys. 22: WskaĨniki zadáuĪenia podsektora dystrybucji w latach 1999-2003. ħródáo: Opracowanie wáasne na podstawie tabeli 15. Na podstawie wskaĨnika pokrycia majątku kapitaáami wáasnymi moĪna powiedzieü, iĪ spóáki dystrybucyjne dysponują bardzo niewielkim kapitaáem wáasnym, z powodu osiągania zbyt maáych zysków, a jeĪeli takowe generują to jest on wydawany na dziaáalnoĞü podstawową, remonty, modernizacjĊ oraz inwestycje w swoją sieü elektroenergetyczną celem osiągania niĪszych kosztów, zachowania niezawodnoĞci dostaw energii elektrycznej, co wiąĪe siĊ z bezpieczeĔstwem energetycznym paĔstwa, wszystko po to by móc konkurowaü na europejskim rynku energetycznym. 3. Sytuacja ekonomiczno-finansowa spóáek dystrybucyjnych wchodzących w skáad grupy Enea S.A. przed konsolidacją. 3. 1.WskaĨniki rentownoĞci spóáek tworzących ENEA S.A. . WskaĨniki rentownoĞci w spóákach dystrybucyjnych tworzących ENEĉ S.A. od początku 2001 byáy znacznie wyĪsze od Ğredniej w branĪy. Najlepiej spoĞród dystrybutorów skonsolidowanej grupy wypada Zielonogórski Zakáad Energetyczny S.A., który poziom wskaĨnika rentownoĞci kapitaáów wáasnych (3,55 %) i rentownoĞci aktywów (2,6 %) ma na poziomie prawie piĊciokrotnie 115 wyĪszym od Ğredniej branĪy (0,77 i0,54 % ). NastĊpnie po nim plasuje siĊ ZEBYD S.A. (3,01 i 1,79 %) i Energetyka PoznaĔska S.A. (2,34 i 1,58 %). PoniĪej Ğredniej w Grupie Enea S.A. (2,1 i 1,42 %) znajduje siĊ ZE Gorzów S.A. ( 1,14 i 0,81 %) oraz Energetyka SzczeciĔska S.A. (0,45 i 0,3 %) , której wartoĞci wskaĨników są znacznie poniĪej Ğredniej pozostaáych dystrybutorów (0,77 i 0,54 %). Tabela 16. WskaĨniki rentownoĞci spóáek GE ENEA S.A. i branĪy w 2002 roku kapitaáów .wáasnych ROE Wyszczególnienie Energetyka PoznaĔska S.A. ZE Bydgoszcz S.A. Energetyka SzczeciĔska SA ZE Zielona Góra S.A. ZE Gorzów S.A. Ğrednia branĪy Ğrednia w ENEA SA 2,34 3,01 0,45 3,55 1,14 0,77 2,1 WskaĨniki rentownoĞci majątku sprzedaĪ dĨwigni aktywów .brutto finansowej ROS ROA % 1,58 1,79 0,3 2,6 0,81 0,54 1,42 2,14 2,58 0,47 2,86 1,35 1,39 1,88 2,56 1,79 0,3 2,94 0,94 0,89 1,70 rotacji aktywów il. razy 1,23 1,01 1.47 1,52 1,3 1,26 1,31 ħródáo: Opracowanie wáasne na podstawie danych ARE S.A. , Warszawa 2002. 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 ZE PoznaĔ ROE ZE Bydgoszcz ROA ZE Szczecin ROS ZE Zielona Góra dĨwignia finansowa ZE Gorzow branĪa rotacja aktywów Rys. 23: WskaĨniki rentownoĞci spóáek tworzących GrupĊ ENEA S.A. i branĪy w 2003 r ħródáo: Opracowanie wáasne na podstawie tabeli 16. 116 Podsumowując wskaĨniki rentownoĞci spóáek dystrybucyjnych są wyĪsze niĪ w latach wczeĞniejszych (tabela 13) . Zakáady z Grupy z wyjątkiem Energetyki SzczeciĔskiej plasują siĊ w czoáówce dystrybutorów w kraju, powyĪej Ğredniej branĪy, jednak za zakáadami z Warszawy, Wrocáawia oraz Jeleniej Góry. Zarówno kaĪda záotówka zaangaĪowanego kapitaáu wáasnego, záotówka majątku (aktywów) oraz záotówka sprzedaĪy brutto przynoszą ponad dwukrotny zysk w przypadku dystrybutorów z Poznania, Bydgoszczy i Zielonej Góry, nieco gorzej wypada Gorzów, a znacznie poniĪej Ğredniej dla branĪy plasuje siĊ dystrybutor ze Szczecina. 3.2. WskaĨniki páynnoĞci spóáek tworzących GE ENEA S.A. . Analiza páynnoĞci finansowej przedsiĊbiorstwa polega na zbadaniu korelacji pomiĊdzy majątkiem obrotowym a zobowiązaniami bieĪącymi, ich miarą są wskaĨniki wyraĪone jako stosunek Ğrodków o okreĞlonym stopniu páynnoĞci do zobowiązaĔ krótkoterminowych141. WskaĨnik páynnoĞci bieĪącej informuje ile razy bieĪące aktywa pokrywają bieĪące zobowiązania, poziom wskaĨnika zalecanego wedáug literatury powinien mieĞciü w granicach 1,2-2, oznacza, Īe aby firma zachowaáa równowagĊ finansową powinna mieü stosunek bieĪących aktywów do bieĪących pasywów równy 2, przy minimum bezpieczeĔstwa wynoszącym 1,2 WskaĨnik páynnoĞci szybkiej powinien przybieraü 1,0 tj. 100%, gwarantuje on wtedy szybką spáatĊ zobowiązaĔ krótkoterminowych poprzez upáynnienie aktywów danego przedsiĊbiorstwa142. WskaĨnik páynnoĞci bieĪącej w analizowanym okresie w caáej branĪy i w spóákach tworzących ENEĉ S.A. byá znacznie niĪszy od zalecanego i wynosiá od 0,36 dla ZEBYD S.A. do 0,92 dla dystrybutora z Zielonej Góry. Natomiast wskaĨnik zwany szybkim oscylowaá w granicach 0,35-0,89 z zachowaniem. tej samej kolejnoĞci, 141 142 M. R. Tyron, WskaĨniki finansowe, s. 105, 115, oficyna wydawnicza ABC, Kraków 2001. J. Czekaj, Z. Dresler, Zarządzanie finansami przedsiĊbiorstw, Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa 1999. 117 w obu przypadkach byá on niĪszy od Ğredniej dla pozostaáych przedsiĊbiorstw dystrybucyjnych z tej branĪy w kraju. Tabela 17. WskaĨniki páynnoĞci finansowej spóáek GE ENEA S.A. i branĪy WskaĨniki páynnoĞci bieĪącej páynnoĞci szybkiej Wyszczególnienie % 2001 Energetyka PoznaĔska S.A. ZE Bydgoszcz S.A. Energetyka SzczeciĔska S.A. ZE Zielona Góra S.A. ZE Gorzów S.A. ĝrednia w branĪy ĝrednia w ENEA SA 2002 0,75 0,36 0,68 0,92 0,61 0,73 0,66 0,94 0,69 0,99 0,83 0,59 0,83 0,80 2003 2001 2002 2003 -----0,88 0,69* 0,54 0,35 0,65 0,89 0,59 0,68 0,60 0,51 0,64 0,95 0,81 0,57 0,73 0,70 -----0,74 0,43* ħródáo: Opracowanie wáasne na podstawie Bazy Danych Elektroenergetyki za lata 2001-2003, Agencja Rynku Energii S.A., Warszawa 2000- 2004. *- w roku 2003 jest to faktyczny wskaĨnik ENEA S.A. Powodem tak niskich wskaĨników nie tylko omawianych zakáadów, ale takĪe caáej branĪy byá wzrost zaciąganych kredytów krótkoterminowych i wzrost zobowiązaĔ na skutek niezapáaconych faktur, szczególnie widoczne to jest w przypadku ZEBYD S.A. , ZE Gorzów w tym okresie wykazuje doĞü stabilną sytuacjĊ, co nie oznacza to wielkoĞci w przyjĊtych normach, natomiast Zielonogórski dystrybutor ma páynnoĞü znacznie powyĪej branĪy. Przyczyną niskiego wskaĨnika szybkiego są min. nasilające siĊ zatory páatnicze i zarazem wzrost naleĪnoĞci, gáównie za energiĊ elektryczną. Nieterminowe regulowanie naleĪnoĞci przez odbiorców energii zmusza dystrybutorów do korzystania z kredytów celem wywiązywania siĊ wobec swoich wierzycieli (gáównie PSE S.A.) i tutaj koáo siĊ zamyka. 118 Sytuacja ekonomiczno-finansowa nie tylko podsektora dystrybucji, ale takĪe caáego sektora elektroenergetycznego w przedstawionym okresie odzwierciedla doĞü przeáomowy moment w polskiej energetyce. Lata 1998-2001 stanowią dla przedsiĊbiorstw tej branĪy doĞwiadczenie w regulowanych cenach energii elektrycznej dla kaĪdego rodzaju dziaáalnoĞci (wytwarzanie-elektrownie, przesyá-PSE S.A. oraz obrót i dystrybucja-zakáady energetyczne). Wiedza zdobyta przez ten okres pozwoli przygotowaü siĊ na Ğwiatową konkurencjĊ, a w szczególnoĞci europejską. SytuacjĊ i pozycjĊ przedsiĊbiorstw dystrybucyjnych moĪna streĞciü w sposób nastĊpujący: x spóáki dystrybucyjne znajdują siĊ w zróĪnicowanych regionach naszego kraju. Nie mają wpáywu na liczbĊ odbiorców, gdyĪ wszyscy klienci przynaleĪą regionalnie do danego zakáadu, dopiero wejĞcie zasady TPA i prawo wyboru dostawcy dla wszystkich odbiorców, bez wzglĊdu na poziom zasilania i wielkoĞü zuĪycia energii moĪe spowodowaü zmiany w tej kwestii; x wyniki finansowe spóáek dystrybucyjnych byáy efektem braku doĞwiadczenia w nowych przepisach prawnych i báĊdnej kolejnoĞci ustalania taryf, gdyĪ najpierw zatwierdzano taryfĊ spóáki dystrybucyjnej, nastĊpnie zatwierdzano taryfĊ dla poĞrednika- PSE S.A.. Powodowaáo to sprzedaĪ energii elektrycznej przez niektórych dystrybutorów poniĪej ceny zakupu od PSE S.A., w ten sposób na gáównej dziaáalnoĞci operacyjnej dystrybutorzy osiągali straty . Sytuacja ta zmieniáa siĊ w 2000 roku, co byáo widoczne w poprawie wyników w tymĪe roku i nastĊpnych; x wskaĨniki rentownoĞci mają Ğcisáy związek z osiąganymi wynikami finansowymi, a wiĊc w analizowanym okresie widaü ich zaleĪnoĞü. Poprawa nastąpiáa w 2000 roku, na skutek urynkowienia cen energii elektrycznej, jej podwyĪce powyĪej wskaĨnika inflacji. NastĊpnie z powodu osiągania niĪszych zysków, wartoĞci wskaĨników maleją, 119 wyjątek stanowi rentownoĞü sprzedaĪy, która wzrasta. Powodem tej sytuacji jest malejący zysk przy jednoczesnym spadku wielkoĞci sprzedaĪy energii, ich stosunek daje wielkoĞü wiĊkszą od poprzedniej; x wskaĨniki páynnoĞci pokazują zdolnoĞü przedsiĊbiorstw do wywiązywania siĊ z bieĪących zobowiązaĔ. Powodem wartoĞci wskaĨników poniĪej wielkoĞci zalecanych przez literaturĊ fachową jest obecna sytuacja gospodarcza w kraju, recesja, bezrobocie, niskie zarobki. Brak terminowych opáat za energiĊ elektryczną kaĪdego rodzaju odbiorcy zmusza przedsiĊbiorstwa do zaciągania kredytów celem wywiązywania siĊ wobec swoich wierzycieli. Sytuacja ta moĪe ulec zmianie dopiero po zwiĊkszeniu wzrostu gospodarczego, spadku bezrobocia, zwiĊkszeniu páacy minimalnej; x wskaĨniki zadáuĪenia caáego podsektora pomimo wzrostu z roku na rok są bezpieczne, oscylują w granicach 20-30% przy okoáo 60 uwaĪanych za maksymalne. Ich wzrost spowodowany jest osiąganiem coraz niĪszych zysków w porównaniu do lat wczeĞniejszych, zmusza to przedsiĊbiorstwa do zaciągania kredytów dáugoterminowych na inwestycje elektroenergetyczne; Reasumując, zakáady energetyczne funkcjonowaniu zdobywając doĞwiadczenie w w warunkach panujących na europejskim rynku energii elektrycznej powinny go pozytywnie wykorzystaü celem dostosowania siĊ do konkurencyjnego rynku energii, by móc konkurowaü w walce o zdobycie i utrzymanie klienta z europejskimi gigantami energetycznymi. Konieczne są tutaj dalsze przeksztaácenia wáasnoĞciowe mające na celu skonsolidowanie zakáadów w silne kapitaáowo grupy energetyczne, restrukturyzacja branĪy z jednoczesnym zwiĊkszeniem efektywnoĞci i wydajnoĞci pracy, poprawą jakoĞci oferowanych usáug i obsáugi klienta. NiezbĊdne są dalsze dziaáania poprawiające efektywnoĞü, wydajnoĞü i zarządzanie firmą. 120 ROZDZIAà V Pozycja grupy ENEA S.A. na rynku energii elektrycznej. 1. Geneza powstania skonsolidowanej grupy dystrybutorów. Enea S.A. to koncern stworzony w wyniku konsolidacji piĊciu przedsiĊbiorstw dystrybucyjnych z póánocno-zachodniej Polski. Proces tworzenia zapoczątkowaáa decyzja Ministra Skarbu PaĔstwa z 29 lipca 2002 roku o utworzeniu Grupy Energetycznej ENEA S.A. 143 . PrzedsiĊbiorstwo pod nazwą ENEA S.A. rozpoczĊáo dziaáalnoĞü 2 stycznia 2003,kiedy to zostaáo wpisane do Krajowego Rejestru Sądowego. DziĊki poáączeniu majątku i wiedzy skupionych w poáączonych organizmach powstaáa jedna z najwiĊkszych firm sektora elektroenergetycznego w naszym kraju. Konsolidacja polegaáa na wniesieniu majątku czterech zakáadów energetycznych do Energetyki PoznaĔskiej, która ze wzglĊdu na lidera grupy byáa przejmującym, o wyborze tejĪe grupy zadecydowaá tez fakt, iĪ funkcjonowaáa ona w strukturach jakie miaáy docelowo powstaü. Zatem w wyniku tego procesu Zakáadem gáównym staá siĊ poznaĔski dystrybutor, a pozostaáe zostaáy Oddziaáami tejĪe powstaáej grupy dystrybutorów. Zarządy áączonych podmiotów pomimo obaw ze wzglĊdu na krótki czas (do koĔca 2002 roku) zdąĪyli przygotowaü firmy do poáączenia, speániü wymagania prawa energetycznego oraz kodeksu spóáek prawa handlowego. Proces konsolidacji spóáek dystrybucyjnych byá pierwszym takim procesem wdroĪonym wĞród podsektora dystrybucji energii. Zostaá on wykonany zgodnie z zaáoĪonym przez rząd RP 28 stycznia 2002 harmonogramem przeksztaáceĔ wáasnoĞciowych w sektorze energii elektrycznej. Pomimo wielu niezadowoleĔ i niepokojów spoáecznych wĞród pracowników, związków zawodowych 143 Od 1 stycznia 2003 przedsiĊbiorstwo funkcjonowaáo pod nazwą Grupa Energetyczna ENEA S.A. , jednak decyzją Sądu Gospodarczego w Poznaniu uproszczono nazwĊ i skrócono na ENEA S.A. od 01-11-2004. 121 Tabela 18. Partnerzy ENEA S.A. w konsolidacji Wyszczególnienie Kapitaá akcyjny Liczba odbiorców Liczba pracowników SprzedaĪ energii MWh Udziaá w rynku-% Obszar dziaáania-km2 PoznaĔ Bydgoszcz 88 163 400 75 000 000 Szczecin Gorzów Zielona Góra 47 411 700 24 398 900 25 431 200 878 571 431 695 396 710 208 063 269 032 1638 1510 1338 888 893 5 492 837 3 112 499 2 598 150 1 350 376 1 583 686 5,68 2,97 2,43 1,77 1,48 20 510 10 349 9 982 8 484 8 885 ħródáo: Info -biuletyn wewnĊtrzny ZEBYD S.A. sierpieĔ 2002 r. konsolidacja ta przyniosáa korzyĞci miĊdzy innymi w postaci niĪszych cen zakupu energii elektrycznej, minimalizacji kosztów w związku z centralizacją zakupów, wiĊkszych rezerw w skali tak duĪej firmy a co za tym idzie stabilniejszych miejsc pracy. Ta operacja staáa siĊ równieĪ doskonaáym przykáadem i wyznacznikiem dla tego procesu wĞród pozostaáych spóáek dystrybucyjnych144. Po przyjĊciu nowego programu realizacji polityki wáaĞcicielskiej 28 stycznia 2003 roku zostaáy skonsolidowane w 2004 roku grupy dystrybutorów takie jak EnergiaPro S.A. oraz Enion S.A. . 1.1. Charakterystyka ENEA S.A. . PrzedsiĊbiorstwo zajmuje ponad 20% terytorium obszaru kraju, pod tym wzglĊdem bĊdzie czwartą co do udziaáu grupą po Enionie S.A. oraz konsolidującej siĊ G8 i Wschodniej Grupie Energetycznej, posiada ponad 14% udziaá w sprzedaĪy energii elektrycznej dający takĪe w 2004 roku czwartą lokatĊ wĞród dystrybutorów energii osiągająca ponad 4 mld záotych przychodu .Taka wysokoĞü przychodu lokuje ją na pierwszym miejscu w 2003 roku, jednak warto tu podkreĞliü, iĪ w tymĪe roku byáa to jedyna funkcjonująca grupa, 144 Prezes ENEA S.A. Jerzy Gruszka za utworzenie koncernu zostaá nagrodzony tytuáem „Czáowieka Energetyki MiesiĊcznik Gospodarczy „Nowy Przemysá”, 01-06-2004. 122 poniewaĪ nastĊpne powstaáy w 2004 roku145. Firma ta to równieĪ jedno z najwiĊkszych przedsiĊbiorstw regionu, zatrudniające ponad 7700 pracowników wraz ze spóákami zaleĪnymi i obsáugujące ponad 2,2 miliona klientów. Grupa skáada siĊ z Zakáadu Gáównego, czterech Oddziaáów , 22 Rejonów Energetycznych, 14 Biur Obsáugi Klienta, 61 Posterunków Energetycznych. Ponadto jest równieĪ wiĊkszoĞciowym lub 100% udziaáowcem ponad 40 spóáek zaleĪnych. Taka rozproszona struktura organizacyjna i wáasnoĞciowa wynika z faktu, iĪ przed poáączeniem Oddziaáy funkcjonowaáy jako samodzielne przedsiĊbiorstwa prowadzące dziaáalnoĞü gospodarczą wedáug swoich okreĞlonych strategii i koncepcji. NadrzĊdnym celem dziaáania grupy jest peáne zaspokajanie potrzeb i oczekiwaĔ klientów w zakresie dostarczania energii elektrycznej146. Firma dokáada wszelkich staraĔ aby zapewniü: x wysoką jakoĞü i niezawodnoĞü dostaw energii elektrycznej; x profesjonalna i wysoką obsáugĊ; x rozwój sieci elektroenergetycznej umoĪliwiający sprawne przyáączanie nowych klientów; x konkurencyjne ceny; OsiągniĊcie powyĪszych celów realizowane jest poprzez: x identyfikowanie oczekiwaĔ klientów i monitorowanie poziomu ich zadowolenia; x podnoszenie kwalifikacji i wiedzy pracowników; x zwiĊkszanie skutecznoĞci i efektywnoĞci procesów zapewniające doskonalenie systemu zarządzania jakoĞcią.; Poprzez spóáki zaleĪne firma prowadzi dziaáalnoĞü usáugową zarówno dla samej grupy jak Ğwiadcząc usáugi na zewnątrz dla podmiotów gospodarczych zainteresowanych wspóápracą. 145 146 Centrum Informacji Rynku Energii. Enion i EnergiaPro juĪ powstaáy . KsiĊga JakoĞci ENEA S.A. , zatwierdzona uchwaáą nr 14/2004 zarządu GE ENEA S.A. z dnia 02-02-2004. 123 1.2. Nowa struktura organizacyjna. Wraz z powstaniem ENEA S.A. konieczne staáo siĊ opracowania i wprowadzenie w Īycie nowej struktury firmy. Wprowadzono strukturĊ Zakáadu Gáównego jak równieĪ poszczególnych Oddziaáów. Zakáad Gáówny realizuje dwojakiego rodzaju funkcje: operacyjne prowadzenie dziaáalnoĞci podstawowej-przesyáu i dystrybucji energii elektrycznej, obrotu energią oraz obsáugi klienta, a takĪe strategiczne zarządzania caáym przedsiĊbiorstwemkoordynowanie i integrowanie dziaáalnoĞci realizowanych w ramach Oddziaáów. DziaáalnoĞü w zakresie dystrybucji energii i obsáugi klienta Zakáad Gáówny prowadzi dla terenu dawnej Energetyki PoznaĔskiej, natomiast dziaáalnoĞü w zakresie zakupu energii i konstrukcji taryfy realizuje dla obszaru caáego przedsiĊbiorstwa. DziaáalnoĞü dystrybucyjna i obsáuga klienta na pozostaáym terenie realizowana jest poprzez odpowiednie Oddziaáy ENEA S.A. i Rejony Energetyczne im podlegáe. Departamenty i Biura w Zakáadzie Gáównym, oprócz bieĪącej obsáugi struktur z terenu byáej EP S.A. peánią funkcje merytorycznej koordynacji dziaáalnoĞci prowadzonych w podlegáych jednostkach oraz w odpowiednich strukturach Oddziaáów. Oddziaáy są wewnĊtrznymi jednostkami organizacyjnymi samobilansującymi siĊ, ale nie posiadającymi osobowoĞci prawnej. Prowadzą one dziaáalnoĞü na terenie byáych inkorporowanych spóáek dystrybucyjnych. Komórki organizacyjne podporządkowane Oddziaáu czáonkom są Dyrekcji hierarchicznie Oddziaáu oraz (sáuĪbowo) merytorycznie (funkcjonalnie) podlegáe odpowiednim strukturom Zakáadu Gáównego147 . Oddziaá zajmuje siĊ sprawami organizacyjnymi, pracowniczymi, ekonomicznymi , utrzymaniem niezawodnoĞci dostaw energii elektrycznej jak równieĪ sprzedaĪą energii elektrycznej duĪym odbiorcom. SprzedaĪ energii elektrycznej na poziomie niskiego napiĊcia nastĊpuje poprzez Rejony Energetyczne bądĨ Zakáady Dystrybucji sp. z o.o. 147 w odpowiednich Zaáącznik nr 2 do Regulaminu Organizacyjnego Oddziaáu w Bydgoszczy ENEA S.A. 124 Oddziaáach148. Podstawowym zadaniem Rejonu Energetycznego jest obsáuga klienta, rozliczanie sprzedaĪy energii elektrycznej i usáug przesyáowych oraz dystrybucja energii elektrycznej do odbiorców w sposób ciągáy i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagaĔ jakoĞciowych, z uwzglĊdnieniem warunków technicznych i ekonomicznych. Rejonem energetycznym zarządza jednoosobowo Dyrektor w ramach ustalonego zakresu dziaáania i posiadanych kompetencji. W strukturach Rejonu Energetycznego funkcjonują Wydziaáy Dystrybucji Energii Elektrycznej, Wykonawstwa Usáug oraz SprzedaĪy Energii Elektrycznej i Obsáugi Klienta. Wspóápracują one w wyznaczonym zakresie oraz merytorycznie z Dyrektorem Oddziaáu oraz z-cą Dyrektora Oddziaáu ds. jak Wydziaá Rejonu, np. dystrybucji energii elektrycznej. Ponadto w Oddziale funkcjonują samodzielne Biura podlegáe Dyrektorowi Oddziaáu, jak równieĪ w Rejonie istnieją samodzielne stanowiska ds. prawnych, bhp, szkolenia. Szczegóáowy zakres poszczególnych Wydziaáów , Dziaáów zawiera Regulamin Organizacyjny uchwalony i wprowadzony w Īycie w kaĪdym Oddziale i Zakáadzie Gáównym. Taka struktura organizacyjna powinna przetrwaü do momentu zajĞcia zmian organizacyjnych i reorganizacji spóáki polegającej na oddzieleniu dziaáalnoĞci przesyáowej od obrotu energii elektrycznej. Wynika to nie tylko z realizacji polityki wáaĞcicielskiej , ale równieĪ speánienia wymogów dyrektywy Komisji Europejskiej nr 2003/54/EC. Wprowadzenie nowej struktury bĊdzie moĪliwe po osiągniĊciu porozumienia ze stroną związkową i uchwaleniem nowego ukáadu zbiorowego pracy149, który by obejmowaá pracowników wszystkich podmiotów zaleĪnych. WiąĪe siĊ to z gwarancjami jednakowych warunków pracy, jak równieĪ gwarancji pracy na 148 Przed poáączeniem spóáki dystrybucyjne miaáy odmienne struktury organizacyjne. EP S.A. funkcjonowaáa w formie grupy kapitaáowej a sprzedaĪy energii i obsáugi klienta dokonywaáa poprzez Zakáady Dystrybucji i Obsáugi Klienta sp. z o.o. 149 Z dniem 1 stycznia 2003 w ENEA S.A . przestaá obowiązywaü Zakáadowy Ukáad Zbiorowy Pracy, nowy ZUZP zostaá uchwalony na koniec 2004 w wyniku osiągniĊcia porozumienia miĊdzy zarządem a organizacjami związkowymi . 125 najbliĪsze lata wszystkich pracowników przechodzących do podmiotów zaleĪnych , co byáo kwestią negocjacji pomiĊdzy zarządem przedsiĊbiorstwa a stroną związkową reprezentującą zatrudnionych pracowników. ENEA S.A. ODDZIAà BYDGOSZCZ Dyrektor Naczelny Oddziaáu w Bydgoszczy Dyrektorzy Rejonów Energetycznych Peánomocnik Dyrektora ds. Zasobów Ludzkich Biuro Zarządzania ZasobamiLudzkimi Biuro Organizacji i Zarządzania JakoĞci Biuro Nadzoru WáaĞcicielskiego Biuro Controllingu Biuro Doradców i Ekspertów Z-ca Dyrektora Oddziaáu ds. Dystrybucji Energii Elektrycznej Z-ca Dyrektora Oddziaáu ds. Usáug Technicznych Z-ca Dyrektora Oddziaáu ds. Obsáugi klienta Wydziaá Zarządzania Majątkiem Sieciowym Wydziaá Usáug Remontowo Eksploatacyjnych Wydziaá Marketingu Wydziaá Zarządzania Energią Elektryczną i Przesyáem Wydziaá Usáug Automatyki i Telemechaniki Wydziaá Windykacji Wydziaá Zarządzania Rozwojem Sieci Wydziaá Usáug Telekomunikacyjnych Wydziaá SprzedaĪy Taryfowej Wydziaá Gospodarki Gruntami Wydziaá Usáug Informatycznych Wydziaá Obsáugi Klientów Wydziaá ZamówieĔ Publicznych Wydziaá Usáug Transportowych Wydziaá Usáug Administracyjnych Wydziaá Usáug Zaopatrzeniowych Biuro Obrotu Rys. 24: Schemat organizacyjny Oddziaáu Bydgoszcz ENEA S.A. x podlegáoĞü sáuĪbową oznaczono pionowo x podlegáoĞü merytoryczna oznaczona kolorami 126 Z-ca Dyrektora Oddziaáu ds. Finansowych Gáówny KsiĊgowy Wydziaá KsiĊgowoĞci Wydziaá Finansów Wydziaá Rachuby Páac Wydziaá Zarządzania Finansami REJON ENERGETYCZNY ODDZIAà BYDGOSZCZ ENEA S.A. Dyrektor Rejonu Energetycznego (1-6) Wydziaá Dystrybucji Energii Elektrycznej Wydziaá Wykonawstwa Usáug Wydziaá SprzedaĪy Energii Elektrycznej i Obsáugi Klienta Dziaá Zarządzania Majatkiem Sieciowym Dziaá Usug Sieciowych Wysokiego NapiĊcia (1) Dziaá Usáug Instalacyjno Pomiarowych 1 (2) Dziaá RozliczeĔ SprzedaĪy Energii Elektrycznej Dziaá Zarządzania Energią Elektryczną i Przesyáem Dziaá Usáug Sieciowych ĝredniego NapiĊcia (1) Dziaá Usáug Instalacyjno Pomiarowych 2 (2) Dziaá Windykacji (5) Dziaá Zarządzania Rozwojem Sieci Dziaá Usáug Sieciowych Niskiego NapiĊcia (1) Dziaá Posterunków Energetycznych (4) Dziaá Obsáugi Klientów Dziaá Usáug Oswietlenia Drogowego (3) Dziaá Usáug Transportowych i Zaopatrzenia Stanowiska w Biurze Obsáugi Klienta (6) Dziaá Ekonomiczno Finansowy Dziaá Administracyjno Pracowniczy Samodzielne stanowiska ds. BHP P.POĩ, OC i szkoleĔ Rys. 25: Schemat organizacyjny Rejonu Energetycznego Oddziaá Bydgoszcz ENEA S.A. . ħródáo: Zaáącznik nr 2 do Regulaminu Organizacyjnego Oddziaáu w Bydgoszczy. x 1-Dziaá Usáug Sieciowych osobno wystĊpuje tylko w Bydgoszczy; x 2-Dziaá Usáug Instalacyjno-Pomiarowych 1 i 2 wystĊpuje tylko w Bydgoszczy; x 3- wystĊpuje w Bydgoszczy; x 5- windykacją we wszystkich Rejonach oprócz Bydgoszczy zajmują siĊ Dziaáy RozliczeĔ SprzedaĪy Energii Elektrycznej; x 6-w pozostaáych Rejonach podlegają Dziaáom SprzedaĪy Energii Elektrycznej. 127 2. Strategia dziaáania ENEA S.A.. Od czasu , gdy firma okrzepiáa siĊ w nowych realiach przyszáo jej zmierzyü siĊ z nowymi zadaniami nastawionymi przede wszystkim na rozwój spóáki , podniesienie jej wartoĞci i konkurencyjnoĞci oraz najwaĪniejsze dla pracowników, czyli zapewnienie pewnej, bezpiecznej i dobrej pracy. Wszystkie te zadania wyznacza rewolucyjnie zmieniające siĊ Ğrodowisko naszego otoczenia oraz postĊpująca liberalizacja na rynku energii elektrycznej150. Nie bez znaczenia jest teĪ nasza obecnoĞü w Unii Europejskiej i zachodnia konkurencja z jaką przyjdzie siĊ przedsiĊbiorstwu zmierzyü. Podniesienie wartoĞci wiąĪĊ siĊ miĊdzy innymi z debiutem firmy na Gieádzie Papierów WartoĞciowych, wyĪsza jej wartoĞü to wyĪsza cena akcji a co za tym idzie wiĊksza korzyĞü dla pracowników, którzy otrzymają w momencie upublicznienia spóáki nieodpáatny pakiet akcji. Po dwóch latach bĊdą mogli nimi swobodnie dysponowaü. Mimo wypracowanego za rok 2003 ponad 37 mln zysku firma nadal skupiáa siĊ na dziaáalnoĞci ekonomiczno-finansowej. Obawy byáy spowodowane przede wszystkim niezmienioną taryfą energii elektrycznej, czyli takimi samymi stawkami pomimo rosnących kosztów i problemach páatniczych kluczowych klientów. Dlatego sprawą priorytetową byáo poprawa páynnoĞci i rentownoĞci firmy. Zarząd firmy skoncentrowaá swą dziaáalnoĞü takĪe na rozszerzeniu oferty handlowej, wprowadzeniu nowych produktów i usáug. Z koĔcem 2004 roku firma posiadaáa juĪ siedem punktów Enea-komfort zajmujących siĊ kompleksową sprzedaĪą urządzeĔ elektrycznych sáuĪących klimatyzacji, ogrzewaniu, podgrzewaniu wody itp.151. W roku 2005 przedsiĊbiorstwo wprowadziáo nowe niespotykane dotąd grupy taryfowe bardziej korzystne dla odbiorców zuĪywających znacznie powyĪej Ğredniej iloĞci energii elektrycznej, byáo to moĪliwe dziĊki pozytywnej opinii i zatwierdzeniu nowej taryfy przez 150 151 Enea-kurier, Po walnym, 11/13/2004 PoznaĔ. M. Szopa, czáonek zarządu ds. handlowych, „Nasza Enea”, listopad 2004, PoznaĔ. 128 Urząd Regulacji Energetyki. NastĊpnym obszarem objĊtym inwestycjami i rozwojem jest szeroko rozumiana informatyka. A firmy branĪy IT zacierają rĊce na skutek zamówieĔ záoĪonych przez caáy sektor elektroenergetyczny. W Enei gáównie poáoĪono nacisk na usprawnienie obsáugi klienta oraz spraw finansowo ksiĊgowych. Wprowadzono nowe aplikacje w Zakáadzie Gáównym, w Oddziaáach , uruchomiono liniĊ telefoniczną Call Center. WĞród dostawców byáy takie firmy jak dobrze znany Computerland czy bydgoski Telmax. Z koĔcem roku 2004 postanowiono usprawniü i ujednoliciü systemy finansowoksiĊgowe, wdroĪeniem ma zająü siĊ SAP Polska. Program centralizacji finansów zostaá oparty na czterech podstawach: wdroĪeniu jednolitego systemu finansowo-ksiĊgowego, optymalizacji przepáywu Ğrodków pieniĊĪnych, integracji funkcjonalnej oraz zmianie zasad budĪetowania. Celem jednego systemu ma finansowych, przyspieszenie byü centralne sprawozdaĔ dla pozyskiwania sporządzanie podstawowych sprawozdaĔ potrzeb rachunkowoĞci zarządczej oraz informacji finansowych niezbĊdnych dla zarządzania spóáką152 .Efektem tej wytĊĪonej pracy byáo uznanie ENEA S.A. za najlepiej zinformatyzowane przedsiĊbiorstwo branĪy elektroenergetycznej w 2004 roku153 Warto teĪ dodaü, iĪ Enea na nowe technologie i oprogramowania komputerowe zamierza wydaü w samym 2005 roku okoáo 12 mln záotych . Przygotowanie firmy do prywatyzacji, jej restrukturyzacja, wdraĪanie nowoczesnych systemów wspomagających zarządzanie czy rozwój usáug to procesy dáugotrwaáe i kosztowne. Fundusze unijne wspierające konkurencjĊ i doskonalenie kadry , kapitaá pochodzący z emisji akcji oraz zyski firmy zainwestowane w naszą przyszáoĞü zwrócą siĊ przedsiĊbiorstwu z nawiązką. NaleĪy mieü nadziejĊ, Īe wáoĪony wysiáek i poĞwiĊcenia w czasie najbliĪszych lat sprawią, iĪ przyjĊta strategia okaĪe siĊ sukcesem zarządu, zaáogi i wszystkich pracowników. 152 153 R. Gral, wiceprezes zarządu ds. finansowych, Finanse są waĪne„Nasza Enea”, nr7/16 wrzesieĔ 2004, PoznaĔ. Centrum Informacji Rynku Energii, WWW.cire.pl, listopad 2004. 129 2.1. Przemiany organizacyjne spóáki. Wzmocnienie przedsiĊbiorstwa , podniesienie jej wartoĞci oraz konkurencyjnoĞci nie jest moĪliwe bez przeprowadzenia wewnĊtrznych zmian. Co najwaĪniejsze reorganizacja i zmiana struktury firmy jest nie tylko wymogiem polityki wáaĞcicielskiej ale równieĪ konieczna na przymus jaki wywiera na spóáce prawo energetyczne. Zarówno Dyrektywa 2003/54/EC jak i nowelizacja Prawa energetycznego zobowiązuje ENEĉ do wprowadzenia nowej struktury organizacyjnej . Musi ona uwzglĊdniaü rozdzielenie organizacyjne funkcji Operatora Systemu Dystrybucyjnego od handlu energią oraz innych usáug. Proces ten jest równie waĪny z punktu widzenia zarządzania firmą. Rozdzielenie dystrybucji, obrotu i usáug uporządkuje kompetencje i jasno wskaĪe kaĪdemu obowiązki, za które jest odpowiedzialny. Ponadto struktura firmy stanie siĊ mniej skomplikowana, przez co spóáka bĊdzie wydajniejsza i bardziej przejrzysta154 . NastĊpnym etapem po wyodrĊbnieniu spóáek zaleĪnych miaáo byü poáączenie tych podmiotów , które prowadzą ten sam rodzaj dziaáalnoĞci gospodarczej. Niestety do koĔca 2004 roku nie osiągniĊto porozumienia pomiĊdzy zarządem a MiĊdzyzakáadowym Forum Związkowym, a te dopiero po ujednoliceniu i zatwierdzeniu Zakáadowego Ukáadu Zbiorowego Pracy dają zgodĊ i akceptacjĊ do dalszych zmian organizacyjnych. Kwestią sporną jest przejĞcie wiĊkszoĞci zatrudnionych pracowników do podmiotów zaleĪnych, brak zakresu kompetencji i wykonywanych dziaáaĔ poszczególnych spóáek oraz zakres dziaáalnoĞci gospodarczej zarówno dla Enei jak Ğwiadcząc usáugi na zewnątrz. Związkowcy sugerują, iĪ maáe wyodrĊbnione firmy w przypadku braku prac zleconych od spóáki matki nie mają szans konkurowania na zewnątrz z bardzo dobrze zorganizowanymi firmami tej branĪy, wyraĪają równieĪ pogląd, iĪ nie po to konsolidowano piĊü zakáadów energetycznych by teraz wyodrĊbniü ich wiĊcej. 154 Proces poáączenia podmiotów zaleĪnych o tym Zarząd ENEA S.A. , Po walnym, „Enea-kurier”, 11 czerwca 2004, PoznaĔ 130 samym bądĨ podobnym profilu dziaáalnoĞci zostaá wykonany tylko na terenie dawnej Energetyki PoznaĔskiej, gdzie funkcjonowaáo kilka spóáek wykonawczych o nazwie Energobudowa S.A. , firmĊ scalono w jeden podmiot . W perspektywie publicznego debiutu Enei na GPW, dyrektywie Komisji Europejskiej i zapowiadanej nowelizacji Prawa energetycznego zmiana struktury organizacyjnej wydaje siĊ kwestią przesądzoną, powinno nastąpiü to w pierwszej poáowie 2005 roku, gdyĪ po tym okresie ma nastąpiü prywatyzacja poprzez gieádĊ. 2.2. Restrukturyzacja przedsiĊbiorstwa. Wraz z zapoczątkowanymi na początku lat 90 przeksztaáceniami wáasnoĞciowymi w polskiej elektroenergetyce konieczna staáa siĊ restrukturyzacja caáej branĪy, ze wzglĊdu na zmianĊ roli wielu przedsiĊbiorstw sektora. Restrukturyzacja elektroenergetyki w naszym kraju oznaczaáa trzy etapy: x scentralizowany model hierarchiczny. Taki model powstaá w momencie przeksztaácenia okrĊgów energetycznych i rozdzieleniu funkcji wytwórczej, przesyáowej i dystrybucyjnej. Ceny w nim byáy ustalanie centralnie, brakowaáo konkurencji, a zatem motywacji do efektywnoĞci gospodarowania. Taki model istniaá do 1997 roku ; x nastĊpnym etapem byá hurtowy rynek energii elektrycznej jako forma poĞrednia, wiązaáo siĊ to z powstaniem prawa energetycznego, UrzĊdu Regulacji Energetyki, regionalizacją cen energii elektrycznej i ich wahaĔ, które z reguáy miaáy tendencje wzrostowe; x ostatnim etapem ma byü peány detaliczny rynek energii elektrycznej. Odbiorca na takim rynku negocjuje ceny, wybiera w rzeczywistym czasie producentów i dostawców. Niestety aktualnie takiego etapu nie osiągniĊto w Polsce z powodu barier technicznych, formalnych, prawnych determinujących rozwój wolnego rynku energii elektrycznej. 131 W Polsce obecnie zatrzymaliĞmy siĊ na etapie drugim155. Jednak wiele elektrowni, elektrociepáowni, spóáek dystrybucyjnych etap restrukturyzacji juĪ przeszáo i moĪna powiedzieü , iĪ są gotowi dziaáaü na konkurencyjnym rynku jaki ma nastąpiü. WĞród dystrybutorów energii moĪna wymieniü chociaĪby GórnoĞląski Zakáad Energetyczny Grupa Kapitaáowa. ENEA S.A. proces restrukturyzacji ma przed sobą (na koniec 2004 roku). Po pierwsze jest ona konieczna ze wzglĊdu na wymogi prawne, organizacyjne. Zmiany te to takĪe restrukturyzacja zatrudnienia, która w tym przypadku nie oznacza jej redukcji tylko zmiany kompetencji , stanowisk i obowiązków poszczególnym pracownikom wyĪszego i niĪszego szczebla. Powstaną : Operator Systemu Przesyáowego, pion handlowy, centra serwisowe. BĊdą to silne podmioty Ğwiadczące usáugi na rzecz OSD i pozostaáych struktur spóáki, bĊdą siĊ rozwijaáy i tworzyáy nowe obszary dziaáalnoĞci (usáugi multienergetyczne), zarazem unowoczeĞniaáy i generowaáy nowe miejsca pracy. Pracodawcą dla wszystkich pracowników bĊdzie ENEA S.A. reprezentowana przez zarząd, ale równieĪ na podstawie stosownych peánomocnictw, przez dyrektorów Oddziaáów, pionów i spóáek zaleĪnych. W podmiotach zaleĪnych pracodawcy bĊdą reprezentowani przez wáaĞciwe zarządy. Tylko przeprowadzenie wyĪej opisanej restrukturyzacji da podstawy ekonomiczne do wprowadzenia nowego , korzystniejszego dla pracowników Zakáadowego Ukáadu Zbiorowego Pracy. Nowy ZUZP rozszerza przywileje w caáej grupie kapitaáowej o takie rzeczy jak wydáuĪenie gwarancji zatrudnienia do 2015 roku, wspólny taryfikator kategorii zaszeregowania we wszystkich Oddziaáach czy zwiĊkszone odpisy na fundusz socjalny . WaĪne jest równieĪ , iĪ nowy ukáad obejmuje takĪe zatrudnionych pracowników spóáek zaleĪnych . Reorganizacja i rozpoczĊcie powyĪszych zmian ma nastąpiü 1 lipca 2005 roku. 155 M. Cegielski, ., Restrukturyzacja Elektroenergetyki, skrót wykáadu doktora honoris causa Nadazowskiego PaĔstwowego Uniwersytetu Technicznego. 132 3. Recertyfikacja- zintegrowanie systemów zarządzania jakoĞcią. Proces ten polega na ujednoliceniu systemów zarządzania jakoĞcią jakie posiadaáy spóáki dystrybucyjne przed poáączeniem ich w jeden scalony podmiot gospodarczy . Powstaá on w efekcie integracji czterech systemów funkcjonujących oraz piątego, który byá w trakcie wdraĪania w Oddziale Szczecin ENEA S.A. . W utworzonym w ten sposób czĊĞciowo SZJ wyróĪniü moĪna dwa poziomy : centralny i zdecentralizowany. Determinantem ustanowienia takiej struktury jest zróĪnicowanie struktur organizacyjnych poszczególnych Oddziaáów i Zakáadu Gáównego. OdpowiedzialnoĞü kierownictwa Zarządzanie Zasobami WejĞcie KLIENT Procesy Pomiar i analiza WyjĞcie KLIENT Ciągáe doskonalenie procesów Rys. 26: Model procesorów biznesowych normy ISO 9001:2000. ħródáo: PrzystĊpujemy do wprowadzenia ISO, „Megawat” 2002/40/10. System jest zgodny z normą ISO nr 9001:2000, swym zakresem obejmuje przesyá i dystrybucjĊ energii elektrycznej oraz obrót energią i obsáugĊ klienta. Z systemu zostaáa wyáączona norma dotycząca projektowania i rozwoju, gdyĪ nie naleĪy to do dziaáalnoĞci firmy, a taka dokumentacja techniczna jest przez nią 133 zakupywana od zewnĊtrznych podmiotów. System ten ma byü narzĊdziem , który zapewni utrzymanie i doskonalenie przyjĊtych przez firmĊ metod pracy, podniesie poziom jakoĞci wytwarzanych wyrobów oraz realizowanych usáug. Zmusza on do precyzyjnego wyznaczania celów oraz pomiaru stopnia ich realizacji, co jest warunkiem doskonalenia. Patrząc od strony klienta, którym jest odbiorca energii elektrycznej certyfikat jest dowodem zaufania zakáadu w oczach odbiorcy oraz potencjalnego nowego klienta, a bycie lepszym od konkurencji i proponowanie korzystniejszej usáugi, towaru, czy produktu gwarantuje zdobycie nowych klientów i rynkowy sukces przedsiĊbiorstwa. Z systemu tego wynikają korzyĞci: x przejrzystoĞü procesów; x koncentracja na aspektach istotnych dla bezpieczeĔstwa i jakoĞci wyrobu oraz usáugi; x akceptacja produktów i firmy przez klienta; x miĊdzynarodowe uznanie systemów certyfikowanych; x terminowoĞü dostaw energii elektrycznej; x obniĪenie kosztów z tytuáu reklamacji i odpowiedzialnoĞci za produkt, usáugĊ; x zapewnienie staáej i powtarzalnej jakoĞci; x mniej audytów klienta; x skuteczniejsza realizacja celów przedsiĊbiorstwa; x wiĊksze zaangaĪowanie pracowników. W ramach poziomu centralnego tworzone są elementy wspólne dla caáego przedsiĊbiorstwa takie jak : polityka jakoĞci, ksiĊga jakoĞci, ksiĊga mierników procesów , są to jednolite dokumenty wewnĊtrzne oraz procedury centralne. Opisują one powiązania pomiĊdzy Oddziaáami a siedzibą gáówną firmy lub zadania wykonywane przez siedzibĊ 134 gáówną lecz na rzecz caáego przedsiĊbiorstwa . Na poziomie zdecentralizowanym tworzone są dokumenty wewnĊtrzne, które nie podlegają centralizacji (dotyczące wyáącznie Oddziaáu lub Zakáadu Gáównego) oraz procedury opisujące zadania realizowane lokalnie w jednym z Oddziaáów156. Lista procedur obejmuje nastĊpujące procesy: x sprzedaĪ energii elektrycznej i usáug przesyáowych; x inwestycje; x marketing; x nadzorowanie i doskonalenie systemu; x obsáuga klienta; x prowadzenie ruchu sieci; x utrzymanie sieci; x zarządzanie zasobami ludzkimi; x zakupy energii elektrycznej; x tworzenie taryfy energii elektrycznej; x planowanie ekonomiczno finansowe; x zakupy. System ten odzwierciedla swoje istnienie w wielu dokumentach (procedury, instrukcje, rejestry, sprawozdania). Taki staáy dostĊp do zawsze aktualnych danych wymagaá elektronicznej publikacji dokumentacji tegoĪ systemu w internecie i intranecie. Zalety elektronicznej publikacji procesów to: x dostĊp do aktualnych procedur. Pracownicy mają dostĊp do informacji dotyczących sposobu pracy oraz wiedzy na temat firmy; x dostĊp do wzorów dokumentów. Modele zawierają odwoáania do standardowych wzorów dokumentów, formularzy, co umoĪliwia uruchamianie z poziomu diagramu procesu; x obniĪenie kosztów dystrybucji dokumentacji, elektroniczna publikacja obniĪa koszty wydruku w porównaniu do tradycyjnych procedur; 156 Co nowego w zakresie SZJ, Biuletyn JakoĞci, dodatek nr 1 do miesiĊcznika „Nasza Enea”, 2003/7, PoznaĔ. 135 x szybka aktualizacja przyspiesza proces wprowadzania zmian; x poprawa komunikacji. Pracownik moĪe w kaĪdej chwili wysáaü komentarz do wáaĞciciela procesu i zadaü pytania. Pozytywne speánienie norm ISO i wrĊczenie certyfikatu potwierdzającego odbyáo siĊ w marcu 2004 roku z rąk prezesa firmy certyfikującej BVQI157. System wdraĪania i doskonalenia procesów biznesowych wprowadzany w ENEA S.A. umoĪliwia aktywne wáączenie siĊ wszystkich pracowników do systemu, jako uczestników procesu. Dlatego zachĊca to do ciągáego aktualizowania przy wprowadzaniu zmian celem prawidáowego funkcjonowania systemu i optymalizacji czasu, przy korzystaniu z niego. 4. Ocena sytuacji ekonomiczno-finansowej spóáki-analiza wskaĨnikowa. PoniĪej zostaje przedstawiona analiza wskaĨników ENEA S.A. w latach 2001-2003. PrzedsiĊbiorstwo w formie skonsolidowanej funkcjonuje od stycznia 2003, jednak oparto siĊ na analizie za trzy ostatnie lata by przybliĪyü sytuacjĊ finansowo-ekonomiczną czytelnikowi pracy, jak równieĪ pokazaü jaki i czy przyniosáa efekt konsolidacja dystrybutorów w aspekcie ekonomicznym. Dlatego teĪ wyniki poszczególnych spóáek dystrybucyjnych za lata 2001-2002 zostaáy zsumowane i z nich wyciągniĊto Ğrednią. 4.1. WskaĨniki zyskownoĞci i páynnoĞci finansowej. Z analizy wĊzáowych wskaĨników ekonomicznych na przestrzeni trzech przedstawionych lat moĪna stwierdziü, iĪ wartoĞci wszystkich wskaĨników zyskownoĞci ulegáy zwiĊkszeniu, co miaáo swoje Ĩródáo w korzystniejszych relacjach przychodów ze sprzedaĪy i kosztów operacyjnych oraz pozostaáych przychodów i pozostaáych kosztów operacyjnych ksztaátujących zysk netto. WysokoĞü zysków w roku 2002 w trzech dystrybutorach byáa ujemna (Szczecin, Gorzów, Zielona Góra) stąd Ğrednia wartoĞü wskaĨnika ma wartoĞü ujemną, w praktyce w pozostaáych dwóch przekraczaá on piĊciokrotnie Ğrednią dla branĪy, 157 Spotkanie awangardy, „Nasza Enea”, 2004/3/12 marzec-kwiecieĔ, PoznaĔ. 136 która wynosiáa 0,56. WskaĨnik dĨwigni finansowej pokazuje nam jaki jest efekt wykorzystania obcych Ĩródeá finansowania , niestety pozytywny byá on we wszystkich dystrybutorach tylko w roku 2001, w Enei w 2003 roku byá on nieco poniĪej zera. Nie da siĊ teĪ ukryü, Īe w obecnej sytuacji gospodarczej w kraju i problemie páatniczym kluczowych odbiorców energii elektrycznej korzystanie z róĪnego rodzaju kredytów jest nieuniknione dla zapewnienia páynnoĞci finansowej, która w krótkim okresie Ğwiadczy o trwaniu firmy na rynku158, gdyĪ jest ona pierwszym krokiem do bankructwa. Tabela 19. WĊzáowe wskaĨniki ekonomiczne w latach 2001-2003. Wyszczególnienie Sposób wyliczenia 2001 2002 2003 1,70 -1,02 -0,05 Zysk (strata) netto Majątek ogóáem Zysk (strata) netto Kapitaáy wáasne 1,41 -0,62 0,75 ZyskownoĞü kapitaáów wáasnych 2,09 (%) WSKAħNIKI PàYNNOĝCI FINANSOWEJ -1,13 1,04 ĝrodki obrotowe ogóáem Zobowiązania bieĪące 0,66 0,80 0,69 Páynne Ğrodki obrotowe Zobowiązania bieĪące 0,60 0,69 0,43 54,34 57,15 39,90 WSKAħNIKI ZYSKOWNOĝCI WskaĨnik wykorzystania dĨwigni finansowej ZyskownoĞü majątku (%) PáynnoĞü bieĪąca wskazana >2,0 SzybkoĞü spáaty zobowiązaĔ wskazana > 1,0 Cykl spáaty zobowiązaĔ krótkoterminowych dni ħródáo: Opracowanie wáasne na podstawie sprawozdaĔ z sytuacji finansowej Agencji Rynku Energii dotyczących przedsiĊbiorstw elektroenergetyki, Warszawa 2001-2004. 158 M. SierpiĔska, D. WĊdzki, Zarządzanie páynnoĞcią finansową w przedsiĊbiorstwie, Wydawnictwa Naukowe PWN, Warszawa 1997. 137 zyskownoĞü majątku 2,5 2 zyskownoĞü kapitaáów wáasnych páynnoĞü bieĪąca 1,5 1 0,5 0 -0,5 2001 2002 2003 -1 páynnoĞü szybka -1,5 Rys. 27 : WskaĨniki zyskownoĞci i páynnoĞci finansowej ENEA SA w latach 2001-2003. PáynnoĞü Enei po zatwierdzeniu wyników za rok 2004 jest z roku na rok coraz lepsza, co Ğwiadczy o poprawie sytuacji w branĪy. 4.2.WskaĨniki zadáuĪenia. Podsektor dystrybucji tak jak caáa polska gospodarka zacząá odczuwaü z roku na rok pogarszającą siĊ sytuacjĊ finansową gospodarstw domowych, firm, instytucji, a wiĊc swoich odbiorców energii elektrycznej. Spadek wzrostu gospodarczego, wzrost bezrobocia, spadek poziomu Īycia i zuboĪenie spoáeczeĔstwa przyczyniáy siĊ do spadku popytu na towary i usáugi, w tym takĪe na energiĊ elektryczną. Spowodowaáo to straszne zatory páatnicze pomiĊdzy sprzedającymi, a nabywcami. Drugą istotną kwestią byáa regionalizacja cen energii elektrycznej, która spowodowaáa ponoszenie strat na dziaáalnoĞci operacyjnej, czyli sprzedaĪy energii elektrycznej. Ponoszenie strat na dziaáalnoĞci podstawowej zmusiáo spóáki dystrybucyjne do zaciągania kredytów dáugoterminowych na bieĪącą dziaáalnoĞü oraz na wywiązywanie siĊ 138 wobec swoich wierzycieli. Stąd skutki tych kredytów są widoczne we wskaĨnikach zadáuĪenia spóáek dystrybucyjnych. Tabela 20. WskaĨniki zadáuĪenia ENEA S.A. w latach 2001-2003 WskaĨniki j.m. zadáuĪenie zadáuĪenie ogóáem kapitaáów wáasnych Wyszczególnienie 2001 ENEA S.A.* . Ğrednia branĪy 2002 ENEA S.A.* Ğrednia branĪy 2003 ENEA S.A. Ğrednia branĪy zadáuĪenie dáugoterminowe pokrycie majątku k. wáasnym % % 32,10 29,02 48,01 40,89 3,30 1,77 67,88 70,98 % % 38,08 29,84 62,07 42,52 11,25 2,40 61,91 70,16 % % 27,60 27,08 38,12 37,14 5,63 2,51 72,40 72,92 ħródáo: Opracowanie wáasne na podstawie Agencji Rynku Energii, Sytuacja Finansowa przedsiĊbiorstw elektroenergetyki , Warszawa * - Ğrednia wartoĞü dla piĊciu zakáadów energetycznych 2001-2003 . W latach 2001-2002 najmniejszym zadáuĪeniem cechuje siĊ byáy ZEBYD S.A. , natomiast najwiĊkszym zakáady z Gorzowa i Szczecina. ĝrednia zadáuĪenia dáugoterminowego nie uwzglĊdnia spóáek z Bydgoszczy i Gorzowa , gdyĪ jej nie podaáy ARE S.A. . Natomiast rok 2003 , który jest faktycznym pierwszym rokiem dziaáalnoĞci grupy jest bardzo podobnym do sytuacji caáej branĪy z wyjątkiem zadáuĪenia dáugoterminowego , które odzwierciedla siĊ duĪymi kredytami dáugoterminowymi zaciągniĊtymi przez byáą PoznaĔską , ZEBYD S.A. i ZE Szczecin. EnergetykĊ Kredyty dáugoterminowe byáy zaciągniĊte na skutek ponoszonych strat w latach wczeĞniejszych. Taka sytuacja dotyczyáa ponad poáowy spóáek dystrybucyjnych na skutek regionalizacji cen energii elektrycznej i wprowadzeniu regulowanych ich cen. 139 70 60 zadáuĪenie ogóáem % 50 zadáuĪenie kapitaáów wáasnych 40 30 zadáuĪenie dáugoterminowe 20 10 0 2001 2002 2003 Rys. 28: WskaĨniki zadáuĪenia ENEA S.A. w latach 2001-2003. Kolejnym czynnikiem wpáywającym na wzrost zadáuĪenia są problemy odbiorców z terminowym páaceniem za zuĪytą energiĊ elektryczną, nieterminowe páacenie rachunków powoduje sytuacjĊ, iĪ pieniądze są na fakturach, ale nie ma ich w kasie, zmusza to do finansowania bieĪącej dziaáalnoĞci z obcych Ĩródeá. ZadáuĪenie spóáek dystrybucyjnych ulegáo zwiĊkszeniu, jednak wartoĞci wskaĨników są poniĪej wartoĞci zalecanych jako niebezpieczne, a dystrybutorzy są w peáni wypáacalni ze swoich zobowiązaĔ159. 4.3. WskaĨnik efektywnoĞci zatrudnienia i uzbrojenia pracy. WartoĞci te informują nas o wielkoĞci wskaĨników jakie firma osiąga w przeliczeniu na jednego zatrudnionego pracownika . Dla wáaĞciwej analizy i porównania zostaáy uwzglĊdnione wyniki za lata 2001-2003, jednak tak jak wczeĞniej w latach 2001-2002 przedstawione wartoĞci bĊdą Ğrednią spóáek 159 Polskie Towarzystwo Przesyáu i Rozdziaáu Energii Elektrycznej, Podsumowanie sytuacji w podsektorze dystrybucji energii elektrycznej w roku 2003, WWW.ptpiree.com.pl. 140 dystrybucyjnych tworzących grupĊ ENEA S.A. a faktyczny wskaĨnik grupy jest tylko w roku 2003, ze wzglĊdu na istnienie firmy od stycznia tego roku. Tabela 21. WskaĨniki zatrudnienia i uzbrojenia pracy Wyszczególnienie Przychody ogóáem 2001 ENEA S.A.* Ğrednia branĪy 2002 ENEA S.A.* Ğrednia branĪy 2003 ENEA S.A. Ğrednia branĪy Uzbrojenie Przychody ze pracy sprzedaĪy energii tys/zatr. Zatrudnienie ogóáem 539,12 524,50 509,82 494,51 881,40 837,99 --------- 591,27 567,75 577,65 553,78 931,31 878,25 --------- 675,21 619,54 668,40 607,88 1007,36 954,79 6035 ----- ħródáo: Opracowanie wáasne na podstawie danych Agencji Rynku Energii S.A. 2001-2003 r. * - jest to Ğrednia piĊciu ZE tworzących grupĊ ENEA S.A. od stycznia 2003 roku. - liczba zatrudnionych bez podmiotów zaleĪnych Z powyĪszych wyników moĪna zaobserwowaü, iĪ w kaĪdym analizowanym roku kondycja zakáadów energetycznych tworzących ENEĉ jak i sama grupa od 2003 roku w tym zakresie osiąga wyniki lepsze niĪ Ğrednia wszystkich spóáek dystrybucyjnych. Wyniki branĪy nie uwzglĊdniają stoáecznego zakáadu STOEN S.A. , który wyników nie podaje ARE S.A. .Sam wynik Enei w roku 2003 jest piąty wĞród dystrybutorów za spóákami z Legnicy, Páocka, ZE àódĨ-Teren i minimalnie mniejszy od Energetyki Kaliskiej . 5. Skrócony bilans . Ze wzglĊdu na brak zatwierdzonego i zbadanych wyników finansowych za 2004 rok zostaną przedstawione wyniki roku 2003, a poniewaĪ grupa funkcjonuje tylko rok nie ma porównania w wyniku czego nie jest moĪliwe analityczne porównanie ewentualnych wzrostów lub spadków poszczególnych skáadników aktywów i pasywów. Patrząc na zestawienie poniĪej moĪemy 141 wyciągnąü wnioski o sytuacji spóáki w analizowanym okresie, jakiej wielkoĞci posiada majątek trwaáy, jakie ma naleĪnoĞci, czy obraca i jest w posiadaniu papierów wartoĞciowych oraz z czego finansuje bieĪącą dziaáalnoĞü, ile wynoszą zobowiązania przedsiĊbiorstwa krótko i dáugoterminowe i jak utrzymują siĊ zapasy . Tabela 22. Bilans ENEA S.A. w 2003 roku Lp 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Pozycja bilansowa Stan na 01-01 2003 ( w tys zá) Udziaá % Rzeczowy majątek trwaáy Inwestycje dáugoterminowe Rozliczenia miĊdzyokresowe Zapasy NaleĪnoĞci krótkoterminowe ĝrodki pieniĊĪne 4 344 657,15 126 582,12 38 373,32 11 960,52 462 473,25 21 429,26 83,48 2,54 0,77 0,24 9,26 0,43 RAZEM AKTYWA 4 983 548,0 100,00 Kapitaáy wáasne Rezerwy Zobowiązania dáugoterminowe Zobowiązania krótkoterminowe I wobec pozostaáych jednostek Fundusze specjalne Rozliczenia miĊdzyokresowe przyszáych okresów 3 541 807,56 66 281,19 203 328,76 640 355,92 602 012,60 23 422,68 508 321,90 71,07 1,33 4,08 12,85 12,08 0,47 10,20 RAZEM PASYWA 4 983 548,0 100,00 ħródáo: Sprawozdanie finansowe ENEA S.A. w 2003 roku, PoznaĔ 2004. Wysoka wartoĞü majątku trwaáego i jego udziaá w aktywach jest typowy dla tego rodzaju przedsiĊbiorstwa, moĪna do niego zaliczyü caáą infrastrukturĊ elektroenergetyczną, stacje transformatorowe, tzw. GPZ-ty czy linie energetyczne, ponadto budynki zarówno skoĔczone jak w budowie oraz dziaáki na nich stojące, zarazem moĪna do nich zaliczyü Ğrodki na ten cel przeznaczone czyli inwestycje. Niski udziaá zapasów jest charakterystyczny dla spóáki 142 dystrybucyjnej, gdyĪ energii elektrycznej nie da siĊ magazynowaü a tak niski poziom to tylko materiaáy i ewentualne Ğrodki na potrzeby wáasne, poniewaĪ firma nie zajmujĊ siĊ produkcją czy przemysáem. NaleĪnoĞci są to zobowiązania z tytuáu dostaw, robót i usáug, z tytuáu opáat oraz innych rozrachunków o charakterze publicznoprawnym. Dla tego rodzaju dziaáalnoĞci są one z tytuáu sprzedaĪy energii elektrycznej i usáug z tym związanych. WartoĞci aktywów musi odpowiadaü wartoĞü pasywów przedstawiona w formie pieniĊĪnej. Kapitaá wáasny to fundusz zaáoĪycielski firmy, czy zyski lat ubiegáych. Zobowiązania krótko i dáugoterminowe to gáównie kredyty na bieĪącą dziaáalnoĞü, gdyĪ przy nieterminowym regulowaniu naleĪnoĞci wobec spóáki są one konieczne dla zachowania páynnoĞci finansowej, dáugoterminowe to kredyty zaciągniĊte natomiast jeszcze przez samodzielne zakáady energetyczne, które przyszáo spáacaü od stycznia 2003 i 2004. NajwiĊksi wierzyciele to BRE Bank i Bank Handlowy. Fundusze specjalne to Ğrodki zakáadowego funduszu ĞwiadczeĔ socjalnych, czyli Ğrodki na imprezy, zapomogi, tzw. wczasy pod gruszą itp. GrupĊ ENEĉ S.A. objĊto pilotaĪowym programem konsolidacji spóáek dystrybucyjnych, niestety jako jedyną gdyĪ harmonogram zmieniono w styczniu 2003. Jednak konsolidacja zostaáa wyznacznikiem sukcesu tego procesu dla pozostaáych grup , które powstaáy i ostatniej jaka ma powstaü. Firma zostaáa scalona w jeden podmiot, nastĊpnie miaáa nastąpiü jej restrukturyzacja polegająca na zmianie organizacyjnej, zmianie stanowisk, które spowodowane miaáy byü oddzieleniem dziaáalnoĞci obrotu od przesyáu energii. Niestety w praktyce nie byáo to takie proste, gdyĪ wygasáa waĪnoĞü ukáadu zbiorowego pracy a podpisanie nowego miaáo byü początkiem prac. Ukáad podpisano na początku 2005 roku. W poáowie roku firma miaáa debiutowaü na gieádzie papierów wartoĞciowych, a nie wiadomo czy nastąpi to jesieniąj. Dwa lata dziaáalnoĞci ENEA S.A. moĪna podsumowaü nastĊpująco: 143 x ujednolicono systemy informatyczne w obszarze finansowoksiĊgowym, scentralizowano system rozliczeniowy ZBYT 2000, wprowadzono hurtownie danych SAP/BW dla potrzeb sprawozdawczoĞci i kontrolingu caáej spóáki co Ğwiadczy o stopniowym scalaniu podmiotu ; x firma rozbudowuje infrastrukturĊ techniczną, Ğwiadczy o tym budowa nowoczesnego GPZ-tu Sady, modernizacji GPZ JaĪyce, budowa od podstaw posterunku energetycznego w Pruszczu na terenie Oddziaáu Bydgoszcz; x zwiĊksza siĊ oferta firmy, przedsiĊbiorstwo oferuje wiĊkszy zakres usáug, otworzyáa w ciągu dwóch lat siedem punktów EneaKomfort, zajmujących siĊ sprzedaĪą produktów grzewczych, klimatyzacji, wentylacji itp.; x caáa dziaáalnoĞü zostaáa dostrzeĪona i doceniona na zewnątrz takimi tytuáami jak przedsiĊbiorstwo fair play, wielkopolski tytan biznesu, certyfikat konsumenckiej jakoĞci usáug czy záoty laur teleinfo. ĝwiadczy to o wysokim poziomie usáug i sprawnej obsáudze. 144 ZAKOēCZENIE Celem powyĪszej pracy byáo przedstawienie zmian jakie zachodzą na polskim rynku energii elektrycznej, które mają na celu przygotowanie branĪy elektroenergetycznej do uczestnictwa i konkurencji na europejskim rynku. W pracy przedstawiono nastĊpujące zagadnienia: x przeksztaácenie zmonopolizowanej struktury okrĊgów energetycznych w rynek wytwórcy, operatora systemu przesyáowego, dystrybutora energii elektrycznej jak równieĪ stworzenie Ustawy Prawo Energetyczne – formuáującego ramy prawne dla ich funkcjonowania; x ujĊcie sektora w gospodarce w skali makro , przedstawienie jak ksztaátuje siĊ zatrudnienie w branĪy , jaki wpáyw ma sytuacja gospodarcza odzwierciedlona bezrobociem, wzrostem gospodarczym i dochodami fiskalnymi na zuĪycie energii elektrycznej zarówno w prognozie krótko i dáugoterminowej; x przedstawienie sposobów przeksztaáceĔ wáasnoĞciowych spóáek dystrybucyjnych jak i problemów jakie powstawaáy podczas ich konsolidacji czy prywatyzacji na konkretnych przykáadach; x analizĊ sytuacji dystrybucyjnych ekonomiczno-finansowej oraz ukazanie sytuacji sektora , ekonomicznej spóáek zakáadów energetycznych tworzących pierwszą skonsolidowaną grupĊ ENEA S.A. ; x charakterystykĊ ENEA S.A., grupy istniejącej od stycznia 2003, przedstawienie jej wyników po roku dziaáalnoĞci gospodarczej i ukazanie zmian jakie mają zajĞü na skutek restrukturyzacji i prywatyzacji poprzez GPW. ReformĊ w elektroenergetyce zaczĊto od dwóch zmian – peánej decentralizacji i rozpoczĊcia systemu dostosowania cen, które mimo przejĞcia z gospodarki centralnie planowanej do rynkowej byáy elementem polityki paĔstwowej. Decentralizacja ta polegaáa na likwidacji okrĊgów energetycznych i utworzeniu rynków: wytwórcy w postaci 145 przedsiĊbiorstw wytwórczych ( elektrowni i elektrociepáowni), operatora sytemu przesyáowego w postaci Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. , jako narodowa spóáka przesyáowa odpowiedzialna za obrót hurtowy energią oraz 33 spóáek dystrybucyjnych. Oprócz tego powstaáo otoczenie instytucjonalne w postaci regulatora tegoĪ rynku z prezesem UrzĊdu Regulacji Energetyki, instytucja ta miaáa i reguluje dziaáalnoĞü przedsiĊbiorstw w zakresie wytwarzania, przesyáania , dystrybucji i obrotu energia elektryczną. Regulator nadzorujący przestrzeganie Ustawy Prawo Energetyczne byá niezbĊdny na drodze do peánej liberalizacji sektora. Struktura ta miaáa byü uáatwieniem stworzenia konkurencyjnego rynku energii i efektywnej regulacji naturalnych monopoli , którymi byli dystrybutorzy energii na swoim terenie obsáugujących odbiorców. Elementami, które przemawiaáy za moĪliwoĞcią konkurencji byáy: x okoáo 30% wiĊcej mocy zainstalowanej, a wiĊc nadwyĪka podaĪy nad popytem energii; x sukcesywne wdraĪanie zasady dostĊpu stron trzecich do sieci (TPA), która umoĪliwi zmianĊ wyboru dostawcy w 2007 roku wszystkim odbiorcom; x rozpoczĊcie procesów prywatyzacyjnych i konsolidacyjnych podmiotów podsektora wytwarzania i dystrybucji (1999-GZE S.A. czy 2003- STOEN S.A. ); x perspektywa utworzenia(wtedy) a w chwili obecnej funkcjonowanie gieády energii. Wracając do tej na razie uáomnej konkurencji naleĪaáoby wspomnieü o barierach jej rozwoju. NajwiĊkszą barierą rozwoju są zawarte w latach 94-98 kontrakty dáugoterminowe pomiĊdzy PSE SA a elektrowniami, na tej zasadzie sprzedano w 2004 roku okoáo 60% (w 2002 70%) Ğredniej zuĪytej energii. KDT táumią w zarodku konkurencje pomiĊdzy elektrowniami, co jest na rĊkĊ najdroĪszym producentom energii, gdyĪ mają zapewniony strumieĔ dochodu. Blokują one zasadĊ TPA, gdyĪ spóáki dystrybucyjne nie chcą podpisywaü 146 umów na przesyá energii, poniewaĪ odejĞcie uprawnionego odbiorcy powoduje iĪ spóáka zostaje z niesprzedaną drogą energią z KDT (stąd siĊ zrodziá pomysá Minimalnych IloĞci Energii, jaką odbiorca musiaáby kupiü od dystrybutora energii, w zaleĪnoĞci od tego ile kupuje w ramach KDT, przypuĞümy Īe jest to powyĪsze 60%, resztĊ 40% mógáby kupiü z wolnej rĊki). Determinantą zasady TPA jest takĪe efekt skroĞnego subsydiowania zarówno w grupach taryfowych jak rodzajach dziaáalnoĞci. Powoduje to w praktyce opáacanie maáych odbiorców przez duĪych, jak równieĪ w ciągu ostatnich dwóch lat moĪna zauwaĪyü spóáki dystrybucyjne konstruując taryfĊ energii ustalają wyĪszą opáatĊ przesyáową od ceny energii elektrycznej. Pierwsze jest spowodowane rozporządzeniami ministerialnymi w sprawie cen energii, szczególnie dla odbiorców domowych. Drugie ma na celu zniechĊcenie uprawnionego odbiorcy do zmiany dostawcy, poniewaĪ nawet jeĞli takiego znajdzie to musi ją jeszcze po przewodach dystrybutora przesáaü co czyni to nieopáacalnym. Jednak zbliĪająca siĊ data po której wszyscy odbiorcy uzyskają prawo do wyboru dostawcy oznacza koniecznoĞü zmian, upowszechnienia jej stosowania, przygotowanie rozgraniczenia techniczno-organizacyjne dotychczasowych umów wszystkich kupna-sprzedaĪy dystrybutorów, na umowy Ğwiadczenia usáug sprzedaĪy energii elektrycznej oraz umów sprzedaĪy usáug przesyáowych na jednakowych zasadach w caáym kraju, konieczne staje siĊ takĪe uáatwienie zasad prawnych. Do momentu uzyskania tego prawa przez wszystkich odbiorców powinny takĪe zostaü rozwiązane kontrakty dáugoterminowe z mocy ustawy, prace nad zatwierdzeniem jej przez Komisje Europejską mogą potrwaü okoáo roku. Efektem tego powinno byü urynkowienie sektora energii elektrycznej, a co za tym idzie spadek cen energii elektrycznej i usáug przesyáowych. Na podstawie obserwacji sytuacji makroekonomicznej w naszym kraju taki gwaátowny wzrost zuĪycia energii elektrycznej jak w latach 50,60 nam nie grozi, wedáug najnowszego raportu szwedzkiego Vattenfalla wzrost moĪe oscylowaü w granicach 2% rocznie. Aktualną nadwyĪkĊ w chwili 147 obecnej moĪna wykorzystaü eksportując produkt zagranicĊ, jednak na zasadach rynkowych a nie na takich w których traci kopalnia, zyskuje prywatny poĞrednik i elektrownie. A páacą wszyscy odbiorcy energii elektrycznej. Warte uwagi jest to, iĪ ponad 60% mocy produkcyjnych pochodzi z lat 60, bloki energetyczne w elektrowniach są stare, nie speániają norm w zakresie ochrony Ğrodowiska, a w 2008 gdy zaczną obowiązywaü restrykcyjne przepisy bĊdzie trzeba je wyáączyü. Przewiduje siĊ Īe na ten cel potrzeba okoáo 6 mld dolarów. Co do zmiany struktury moĪna powiedzieü z perspektywy czasu, iĪ przeksztaácenie przedsiĊbiorstw podsektora w prawie 70 podmiotów byáo przesadą, gdyĪ w dobie integracji europejskiej i otworzenia naszego rynku na zachód czyni nasze przedsiĊbiorstwa maáo konkurencyjne, ze wzglĊdu na obecne tam firmy, które posiadają np. we Francji 97% rynku. W Polsce zcentralizowanie raczej nie jest moĪliwe, ze wzglĊdu na znaczne róĪnice makroekonomiczne pomiĊdzy poszczególnymi regionami kraju. Jednak forma oparta na 4-5 skonsolidowanych grupach energetycznych i dwóch podmiotach (GZE i STOEN) dziaáających indywidualnie, które są doĞü specyficzne i posiadają znaczny udziaá w rynku wydaje siĊ optymalna. Obecnie oprócz Enei dziaáają równieĪ grupy o nazwie Enion, EnergiaPro oraz Energa. Powstaną równieĪ grupy skupione wzdáuĪ wschodniej granicy i nowa grupa skupiająca dwa áódzkie zakáady energetyczne, które nie wyraziáy zgody na konsolidacjĊ i inkorporacjĊ poprzez ZE Kraków w ramach grupy Enion. Z prywatyzacji grupowej grupy G-8 zrezygnowano, gdyĪ chĊtny inwestor kojarzony z Kulczyk-Holding nie zaproponowaá korzystnej oferty. W przypadku jedynego chĊtnego jakim byáa El-Dystrybucja trudno równieĪ mówiü o negocjacjach dobrych warunków sprzedaĪy. Grupa ta zostaáa skonsolidowana a przejmującym byá najwiĊkszy dystrybutor w grupie GdaĔska Kompania Energetyczna ENERGA SA . Niezrozumiaáe i doĞü bulwersujące wĞród spoáeczeĔstwa, ludzi biznesu oraz polityków jest to, iĪ przedsiĊbiorstwa polskie przechodzą w rĊce teĪ paĔstwowe lecz szwedzkie, francuskie czy niemieckie. A 148 wytáumaczyü to moĪna w jeden sposób: jako znalezienie inwestora dla przedsiĊbiorstwa wobec pustej kasy paĔstwa, która ze wzglĊdów wszystkim znanych nie jest w stanie inwestowaü swoich Ğrodków w firmĊ, drugi cel to zaáatanie dziury budĪetowej poprzez realizacjĊ zaáoĪeĔ prywatyzacyjnych. Taki wniosek moĪna wysunąü po sprzedaĪy warszawskiego dystrybutora za 1506 mln. zá , a byáo to gáównie podwyĪszenie wpáywów z prywatyzacji w 2003 roku. Gdyby nie sprzedano STOENU wpáywy wyniosáyby zaledwie 16% zaáoĪonych, a tak byáo to 43% (4,1 mld zá). Wedáug zapewnieĔ MSP wszystkie grupy dystrybutorów zostaną sprywatyzowane poprzez GPW, pierwszą taką grupą której akcje zostaną wyemitowane bĊdzie ENEA S.A. Prywatyzacja poprzez rynek kapitaáowy jest jednym ze sposobów zapewnienia podaĪy ofert publicznych, które oĪywią rynek i bĊdą atrakcyjną ofertą dla osób indywidualnych czy np. otwartych funduszy emerytalnych poszukujących od dáuĪszego czasu nowych moĪliwoĞci inwestycyjnych na polskim rynku kapitaáowym. Do tego stabilni inwestorzy w akcjonariacie spóáki wpáyną na wzrost jej wartoĞci. Drugim czynnikiem mającym wpáyw na wartoĞü akcji bĊdzie to jak bĊdą postrzegani dystrybutorzy na rynku. Z powodu braku zainteresowania polską energetyką przez zachodnich inwestorów pozyskanie kapitaáu poprzez gieádĊ wydaje siĊ najbardziej racjonalne. Firmy w ten sposób zdobĊdą konieczne Ğrodki finansowe na inwestycje w nowe technologie, modernizacje czy restrukturyzacje a paĔstwo nadal bĊdzie miaáo wiĊkszoĞciowy pakiet, co jest nie bez znaczenia chociaĪby z punktu widzenia bezpieczeĔstwa energetycznego kraju, czego wedáug raportu NIK nie moĪna powiedzieü o dwóch sprywatyzowanych indywidualnie dystrybutorach. Sytuacja ekonomiczno-finansowa po wprowadzeniu regulowanego systemu cen energii elektrycznej ulegáa w przypadku jednych poprawie a u drugich wrĊcz przeciwnie. Spowodowane to byáo regionalizacją cen energii elektrycznej oraz wprowadzeniem taryfy regulującej ceny energii i usáug z tym związanych. Drugi powód záej sytuacji dystrybutorów energii byá taki, iĪ w latach 1998149 1999 taryfy spóáek dystrybucyjnych zatwierdzaá Minister Finansów mając na uwadze gospodarstwa domowe, natomiast taryfĊ poĞrednika PSE Minister Gospodarki korygując ją parĊ razy do roku przy obowiązujących z reguáy rok taryfach dystrybutorów. Powodowaáo to faworyzowanie PSE kosztem dystrybucji. W sytuacji gdy na 33 spóáki dystrybucyjne 29 wykazywaáo ujemny wynik finansowy PSE wedáug listy „Rzeczpospolitej” i „Polityki” byáo jedną z najbardziej dochodowych firm w latach 1997-99 w Polsce. Problem naprawiono, sytuacja zmusiáa zakáady energetyczne do zmian organizacyjnych, poprawnego kalkulowania kosztów staáych i zmiennych, gdyĪ w tej kwestii naleĪaáo siĊ doszukiwaü báĊdów. Kolejne taryfy po 2000 roku nauczyáy dystrybutorów do dziaáania w warunkach konkurencyjnych, jednak skutki lat wczeĞniejszych odczuwają do dziĞ spáacając kredyty dáugoterminowe zaciągniĊte gáównie na zapáatĊ wobec najwiĊkszego swego wierzyciela PSE S.A.. Kolejnym czynnikiem wpáywającym na sytuacjĊ jest páynnoĞü, rentownoĞü oraz wydáuĪanie siĊ cyklu inkasa naleĪnoĞci i terminów páatnoĞci wszystkich odbiorców poszczególnych grup taryfowych, same kopalnie, huty i PKP są winne spóákom dystrybucyjnym ponad 300 mln. záotych. Zmusza to spóáki dystrybucyjne do korzystania z obcych Ĩródeá finansowania, a ewentualny efekt dĨwigni finansowej nie zawsze jest korzystny . W 2003 roku juĪ tylko jedna spóáka odnotowaáa ujemny wynik finansowy. àączny wynik finansowy wszystkich spóáek w 2003 roku to nieco ponad 600 mln. záotych. Nie jest to kwota która by zakáady energetyczne satysfakcjonowaáa, gdyĪ przy niskim poziomie nakáadów inwestycyjnych na odtworzenie majątku energetyki potrzeba by kilkadziesiąt lat, a branĪy potrzeba nowych technologii, knowchow, rozbudowy sieci elektroenergetycznej, informatycznej, telemechanicznej, co rodzi ogromne zapotrzebowanie na kapitaá. Rok 2004 to znaczna poprawa sytuacji finansowej . Jednak z powodu prowadzenia dziaáalnoĞci , która podlega UrzĊdowi Regulacji Energetyki wiĊkszych zysków moĪna by siĊ spodziewaü poprzez redukcjĊ kosztów związanych z restrukturyzacją branĪy. 150 ENEA S.A. jako jedyna skonsolidowana grupa dziaáająca w 2003 roku jest liderem pod wzglĊdem takich wielkoĞci jak: obszar dziaáania, przychód, czy zysk , jednak w 2004 roku powstaáy trzy nastĊpne grupy o zbliĪonych wielkoĞciach wskaĨników. Efekt konsolidacji po dwóch latach zostaá osiągniĊty , zcentralizowano zakupy co obniĪyáo cenĊ ich zakupu, zminimalizowano koszty, wprowadzono ujednolicone standardy, programy, zrecertyfikowano system zarządzania jakoĞcią ISO 9001-2000. Na początku 2005 roku podpisano po ponad rocznych negocjacjach Zakáadowy Ukáad Zbiorowy Pracy, jego najwaĪniejszy zapis to gwarancja zatrudnienia do 2015 roku w zaleĪnoĞci od staĪu pracy. Zawarty ZUZP daje początek prac nad restrukturyzacją spóáki, ma ona oznaczaü oddzielenie dziaáalnoĞci obrotu od przesyáu energią w odrĊbnych podmiotach gospodarczych, poáączenie firm zaleĪnych tego samego rodzaju dziaáalnoĞci. NaleĪy mieü nadzieje, Īe sáowo restrukturyzacja kojarzone dotąd ze zwolnieniami i redukcją zatrudnienia bĊdzie polegaáo nie na tym tylko na zmianie stanowisk, kompetencji i zakresu obowiązków czy odmáodzeniu kadry pracowniczej co moĪna zauwaĪyü np. w GórnoĞląskim Zakáadzie Energetycznym. A ewentualne dobrowolne odejĞcia zrekompensują znaczne odprawy. Miejmy nadziejĊ Īe w tak duĪej i prĊĪnej ENEI, w której drzemie ogromny potencjaá uda siĊ to osiągnąü, co uczyni to z niej lidera pod wieloma aspektami potwierdzonymi sytuacją ekonomiczno-finansową. Na początku 2005 roku mamy gotową nowelizacjĊ ustawy prawo energetyczne, ogáoszony Narodowy Plan Rozwoju na lata 2007-2013 autorstwa Jerzego Hausnera czy zmienioną strategiĊ odnoĞnie sektora elektroenergetyki gáównie na skutek protestów poszczególnych zakáadów energetycznych. ĝwiadczy to o braku jasnej , okreĞlonej koncepcji rozwoju przedsiĊbiorstw elektroenergetycznych, gdyĪ poszczególne programy czy gáoszone strategie nawzajem siĊ wykluczają . Dowodem na to są nastĊpujące wnioski: x jednym z zapisów znowelizowanego prawa energetycznego jest przesuniĊcie w czasie ustawowego rozdzielenia dziaáalnoĞci obrotu i 151 przesyáu do 2007 roku, czyli do uzyskania przez wszystkie podmioty moĪliwoĞci skorzystania z TPA. Co nie Ğwiadczy , Īe brak podmiotów zrestrukturyzowanych, które konieczne zmiany mają za sobą. NaleĪą do nich chociaĪby GZE czy ZE Páock wchodzący w skáad ENERGII SA; x rozwiązanie kontraktów dáugoterminowych poprzez zadáuĪenie sektora emisją obligacji o wartoĞci ponad 10 mld záotych wcale nie musi Ğwiadczyü o otworzeniu rynku detalicznego energii elektrycznej w Polsce. Do tego warto dodaü, Īe tak duĪa pomoc nie zobowiązuje wytwórców do dziaáaĔ poprawiających efektywnoĞü prowadzenia dziaáalnoĞci gospodarczej, restrukturyzacji, czy optymalizacji kosztów. OczywiĞcie tutaj teĪ są wyjątki, gdyĪ KDT-ami są objĊte elektrownie od 10 do prawie 100% , co dyskryminuje jedne wzglĊdem drugich; x sukcesywne áączenie siĊ przedsiĊbiorstw ulegáo wypatrzeniu i zostaáo juĪ dwukrotnie poprawiane przez MSP. Najpierw áódzkie zakáady nie poáączyáy siĊ z Enionem SA, nastĊpnie ZE Rzeszów prawdopodobnie wcháonie kilka firm i powstanie Energetyka Podkarpacka. Do tego coraz czĊĞciej mówi siĊ o poáączeniu powstaáych grup zakáadów energetycznych z duĪymi koncernami wytwórczymi, co potwierdza brak okreĞlonej strategii wáadz wzglĊdem sektora bądĨ Ğwiadczy o duĪej jego ulegáoĞci wobec związków zawodowych tychĪe firm; x czy wobec znanego NPR na lata 2007-2013 , który miĊdzy innymi stawia na rozwój regionów, wyrównanie poziomu pomiĊdzy nimi nie powinno siĊ konsolidacji zaniechaü, gdyĪ konsolidacja nie jest niczym innym jak oderwaniem od związków z regionem. Do dystrybucyjne mają ambicje firm tego spóáki multienergetycznych, infrastrukturalnych (miĊdzy innymi ENEA SA ) Ğwiadczących usáugi dla gmin. A powstawanie takich koncernów temu nie sprzyja. Podsumowując moĪna stwierdziü, iĪ mamy rynek energii elektrycznej, któremu do prawdziwej konkurencji potrzeba dalszych zmian i akceptacji jego 152 uczestników. Mamy takĪe nowoczesną ustawĊ prawo energetyczne, jednak brak w praktyce przepisów wykonawczych w wielu dziedzinach umiejĊtnie táumi konkurencjĊ. Do tego jak z powyĪszych wniosków moĪna zauwaĪyü osiągniĊcie porozumienia co do ksztaátu sektora elektroenergetycznego w przyszáoĞci nie jest áatwe. MoĪe gdyby powstaáy róĪne koncerny na wzór holdingu, koncernu, poáączone pionowo, poziomo oraz czĊĞciowo sprywatyzowane poĞrednio lub bezpoĞrednio spowodowaáoby konkurencjĊ miĊdzy innymi tak jak ma to miejsce w branĪy spoĪywczej, finansowej. A wtedy moglibyĞmy sobie odpowiedzieü na pytanie czy i komu taki rynek energii elektrycznej jest potrzebny?. 153 Praca dyplomowa może przyjmować różne formy w zależności od typu studiów i kraju, w którym są realizowane. Najczęściej spotykanymi rodzajami prac dyplomowych są: Praca licencjacka: Jest to praca napisana na zakończenie studiów licencjackich. Zazwyczaj skupia się na prezentacji podstawowej wiedzy w wybranym obszarze naukowym lub zawodowym. Praca magisterska: Praca magisterska jest pisana przez studentów na zakończenie studiów magisterskich. Często ma charakter bardziej pogłębiony niż praca licencjacka i wymaga wykonania własnych badań lub analizy konkretnego problemu. Praca inżynierska: Jest to praca napisana przez studentów studiów inżynierskich. Skupia się na praktycznym zastosowaniu wiedzy inżynierskiej w rozwiązaniu konkretnego problemu technicznego. Zarządzanie, marketing, ekonomia i administracja to obszary, w których prace dyplomowe mogą przynieść wiele interesujących wniosków. W zarządzaniu można badać strategie firmy, zachowania liderów, czy wpływ kultury organizacyjnej na wyniki. W pracach z marketingu tematyka może obejmować analizę rynku, badanie zachowań konsumentów czy ocenę skuteczności kampanii marketingowych. Prace z ekonomii mogą badać wpływ polityki gospodarczej na gospodarkę, analizować zmiany na rynkach finansowych, czy badać przyczyny i skutki ubóstwa. W pracach z administracji natomiast można skupić się na strukturach administracyjnych, procesach decyzyjnych czy wpływie polityki publicznej na społeczeństwo. Prace z politologii to kolejny szeroki obszar, w którym student może zająć się badaniem procesów politycznych, systemów wyborczych, czy wpływu mediów na politykę. Niezależnie od obszaru, każda praca dyplomowa zawsze wymaga pisanie analiz. To proces, który obejmuje interpretację zebranych danych, identyfikację wzorców, wnioskowanie i tworzenie argumentów. Z kolei prace z rolnictwa wymagają przeprowadzanie badań. Często podobne badania zawierają prace z ekologii. Prace z filozofii z kolei, to obszar, w którym studenci mogą badać różne filozoficzne koncepcje, teorie i idee, zastanawiać się nad pytaniem o sens życia, wolną wolę, prawdę, moralność, a także analizować dzieła różnych filozofów. W sumie, prace dyplomowe są wyrazem umiejętności, wiedzy i zrozumienia studenta dla danego obszaru nauki. Są one ważne nie tylko jako końcowy produkt edukacyjny, ale także jako dowód na zdolność studenta do samodzielnego myślenia, badania, analizy i argumentacji. Bez względu na to, czy dotyczą one teologii, bankowości, prawa, zarządzania, marketingu, ekonomii, administracji, politologii czy filozofii - są one nieodłączną częścią edukacji akademickiej. BIBLIOGRAFIA A. KSIĄĩKI I ARTYKUàY 1. 100 lat bydgoskiej energetyki, 1896-1996, biuletyn z okazji 100 lat firmy 2. Andrzejczuk A., Jej wysokoĞü akcyza- wokóá energetyki, Termedia sp. z o.o., PoznaĔ 2002. 3. Badania Mentora na zlecenie PTPiREE, „Rzeczpospolita”, Warszawa 19-01-2003 r. 4. Baehra J., Stawicki E., Prawo Energetyczne-komentarz, Municipium, Warszawa 1999 r. 5. Berger A., ENEA rusza 1 stycznia, „Puls Biznesu”, 10 grudnia 2002. 6. Berger A., Skutki likwidacji kontraktów Biznesu”, dáugoterminowych, „Puls 2/2004 r.. 7. BĊdzie droĪej, „Rzeczpospolita”, Archiwum ekonomiczne, Warszawa 2003 r. 8. Balcerzak E., Guzik R., Janiszewska Z., Koncesje po nowelizacji ustawy Prawo Energetyczne, biuletyn miesiĊczny URE 2000/5. 9. Bicki Z., Ocena procesu transformacji krajowej gospodarki energetycznej (1990-1998), Warszawa 1999. 10. Biedrzycki J., Loret J., Departament Planów i Analiz URE. 11. BieĔ W., Czytanie bilansu przedsiĊbiorstwa, Finanse-serwis, Warszawa 1996. 12. Bill J., Regulacja a konkurencja, Departament Taryf URE, biuletyn 2/2002. 13.Bojarski W., Problemy transformacji krajowej gospodarki energetycznej, Archiwum Energetyki PAN, Komitet Problemów Energetyki, GdaĔsk 1997 r. 14. Brandt J., Gieáda Energii-rola i miejsce w rynku, „Nowe ĩycie Gospodarcze”, Warszawa 2000/31/27. 154 15. Brealey A., Richard A., Finanse PrzedsiĊbiorstw, PWN, Warszawa 2002. 16. Biuletyn URE 2000/4, stanowisko prezesa URE w sprawie uznania rynku energii elektrycznej za konkurencyjny. 17. Biuletyn URE, Energia Elektryczna, Warszawa 2002/17/240. 18. Biuletyn ZEBYD S.A. , Megawat, Struktura kosztów, 2002/42/8. 19. Biuletyn ZEBYD S.A. , Megawat, Nie tylko zysk, 2002/40. 20. Biuletyn ZEBYD S.A. , Megawat, Spóáki dystrybucyjne w liczbach, 2001/35. 21. Biuletyn ZEBYD S.A. , Megawat, PrzystĊpujemy do wprowadzenia ISO, 2002/40. 22. Biuletyn Oddziaáu Bydgoszcz GE ENEA S.A. , Megawat, Zmiany w bydgoskiej energetyce, 2003/45. . 23. Biuletyn PSE S.A., Konsolidacja zakáadów energetycznych, 2002/7. 24. Buczkowski J., Z prywatyzacją nie moĪna czekaü, „Rzeczpospolita”, dodatek ENERGIA XVIII, Warszawa 1999 r. 25. Czekaj J., Dressler Z., Zarządzanie finansami przedsiĊbiorstw, Wydawnictwo PWN, Warszawa 1999. 26. Cader K., Prywatyzacja, Monitor ekonomiczny PSE S.A. , 2002/6/4. 27. Cegielski M., Restrukturyzacja elektroenergetyki, skrót wykáadu doktora honoris causa Nadazowskiego PaĔstwowego Uniwersytetu Technicznego. 28.Czekaj J., Kontrakty dáugoterminowe a rynek energii elektrycznej w Polsce, Warszawa 2001 r. 29. Cicho W., Likwidacja przez rekompensaty, PTPiREE, PoznaĔ 2003 r. 30. Demonopolizacja i prywatyzacja elektroenergetyki, Ministerstwo Przemysáu i Handlu, Warszawa 1996 r. 31. Duda M., Perspektywy rozwoju elektroenergetyki w Polsce i na Ğwiecie, biblioteka URE. 155 32. Duda M., Indywidualna regulacja taryf energii elektrycznej, IGEiOĝ, Warszawa 1999. 33.Duda M., Problemy strukturalne w energetyce-dylematy wyboru. 34. DobroszyĔska A., Juchniewicz L., Zaleski B., Regulacja Energetyki w Polsce, wydawnictwo Adam Marszaáek, Warszawa 2002. 35. DobroszyĔska A., Juchniewicz L., Konkurencyjny rynek energii czy i komu jest potrzebny, Biblioteka URE, Warszawa 2001 r. 36. DuĪy prąd, maáe pieniądze, „Polityka”, Warszawa 2002 r. 37. Enea kurier-spotkanie ze związkami w Baranowie , PoznaĔ 2003 r. 38. Energy Managment and Conserwation Agency S.A. , Potencjalne efekty wynikające z konsolidacji, Warszawa 2001. 39. Forum ekonomiczne rynku energetycznego, Madryt 2002 r. 40. Gilecki R., Liberalizacja rynku energii elektrycznej, ARE S.A. . 41. Gáukowska-Sobol A., Wesoáowska M., Problemy w regulacji taryf w elektroenergetyce, Departament Planów i Analiz URE, biuletyn 6/2000. 42. Gral R., wiceprezes ds. ekonomicznych ENEA S.A. , finanse są waĪne, „Nasza Enea” nr 7/16, PoznaĔ 2004 r. 43. Guzek M., MiĊdzynarodowe stosunki gospodarcze, WSB, PoznaĔ 2003. 44. GZE S.A. na pierwszy ogieĔ, „Nowe ĩycie Gospodarcze”, 2000/2. 45. Harmonizacja polskiego prawa energetycznego i metrologicznegosprawozdanie koĔcowe, Biuro Wspóápracy Europejskiej i Integracji Europejskiej, URE, Warszawa 2003 r. 46. Herbert-GabryĞ L., Podsumowanie roku 2003 w spóákach Dystrybucyjnych, PTPi REE. PoznaĔ 2004 r. 47.Horbaczewski S., Nowak T., Sobieraj K., Prywatyzacja poprzez realizacjĊ niezaleĪnych projektów energetycznych, Forum Ekonomiczne Krynica 2003 r. 48. Jaczewski M., Integracja energetyce nie straszna, „Nowe ĩycie Gospodarcze”, 1997/25. 156 49. Jachna T., Ocena przedsiĊbiorstw wedáug standardów Ğwiatowych PWN, 1996. 50. Jakimczyk J., Generator ministra Karczmarka, „Wprost”, Warszawa 1105/2004 r. 51. Jaki model rynku, praca zbiorowa pod redakcją M. Okulskiego, URE 52. Juchniewicz L., wypowiedĨ prezesa URE ws. Taryf, Warszawa 2001 r. 53. KaraĞ P., TPA w Polsce, Departament Promowania Konkurencji URE, biuletyn 2002/3. 54. KaraĞ P., Niektóre problemy realizacji zasady TPA w energetyce, Biblioteka URE, Warszawa 2002 r. 55. Koáodko G., wywiad z 17-10-2002 umieszczony na stronach Centrum Badawczego Transformacji, Integracji i Globalizacji, www.tiger.edu.pl 56. Kowalak T., Zasady ksztaátowania i kalkulacji taryf, URE Warszawa 2000 r. 57. Kozak M., Sanderski A., DoĞwiadczenia Unii Europejskiej, Departament Integracji Europejskiej i Studiów Porównawczych URE, Warszawa 2002 r. 58.Koniec kontraktów-zmiana strategii, „Rynek Energii” nr 23, Warszawa 2000 r. 59. Kontrakty dáugoterminowe na dostawĊ energii elektrycznej jako determinanta poziomu cen odbiorców oraz wzrostu efektywnoĞci przedsiĊbiorstw sektora elektroenergetycznego, praca wykonana na zlecenie prezesa URE przez naukowców Akademii Ekonomicznej w Krakowie, Kraków 1999 r, skrót biuletyn URE nr 5/1999 r. 60. Kontrakty dáugoterminowe, rynek energii oraz bilans finansowy sektora, PSE S.A. , Warszawa 1999 r. 61. Konikowski J., Linie wysokiego absurdu, „Polityka”, Warszawa 2003 r. 62 .Koniunktura, Monitor Ekonomiczny PSE S.A. , Warszawa 2002 r. 157 63. Krajowy hurtowy obrót energią, biuletyn PSE S.A. , Warszawa 2003 r. 64. Kto kupi G-8, „Gazeta Wyborcza”, Warszawa 2001/15/7. 65. Kto zarabia, kto traci, „Polityka”, Ranking 500 najwiĊkszych polskich przedsiĊbiorstw, Warszawa 2002/18. 66. Kowalik T., Strategia rozwoju kraju w I üwierüwieczu XXI wieku, „Energia” Warszawa 2000 r. 67. Marzec D., Dyrektor Audytu i Doradztwa Gospodarczego PriceWaterhouseCoopers, „Puls Biznesu”, Warszawa 2004 r. 68. Mielczarski W., Konsolidacja w elektroenergetyce, „Nowe ĩycie Gospodarcze”, 2000/26/4. 69. Mielczarski W., O integracji pionowej, konferencja CIRE, Warszawa 2002. 70. Mielczarski W., DuĪy moĪe wiĊcej, „Puls Biznesu”, 2002/12. 71. Mielczarski W., NajwaĪniejsza jest moĪliwoĞü wyboru dostawcy, „Rzeczpospolita”, Warszawa 2001 r. 72. Nasiáowski M., System rynkowy, Wydawnictwo Key Text, Warszawa 2000 r. 73. Nay R., kierownik Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią Polskiej Akademii Nauk, rozmowa o prywatyzacji polskiej energetyki, portal gazeta.pl , Agora S.A. , Warszawa 2003 r. 74. Nowe cenniki w przygotowaniu, „Rzeczpospolita”, Warszawa 2003 r. 75. Nowy rząd , nowa strategia, „Rzeczpospolita”, Warszawa 2002. 76. Okupacja Warszawy, „Rzeczpospolita”, Warszawa 2003 r. 77. Pierwszy koncern juĪ powstaje, „ĝwiat Energii”, Warszawa 2002/1. 78. Piechota J., wiceminister MGPiPS, Opinie Kopczyk komentarze, „Gazeta Prawna”, Warszawa 244/2003r. 79. Popczyk J., Wznowienie reformy w energetyce, „Rzeczpospolita” 1998/216. 80. Popczyk J., Polska energetyka w drodze do Europy, konferencja 158 Im póĨniej ,tym wiĊcej zagroĪeĔ, KrzyĪowa 1998. 81. Po rozwiązaniu kontraktów dáugoterminowych powinny spaĞü ceny prądu, „ĝwiat Energii”, Warszawa nr 5/2002. 82. Praca dla absolwentów, „Profit”, Warszawa 2003 r. 83. Propozycje zadáuĪenia sektora jako narzĊdzie otwarcia rynku energii, biuletyn miesiĊczny PSE S.A. nr 3/2002 r. 84. Protesty energetyków, „Gazeta Wyborcza”, dodatek regionalny, Gorzów 2002. 85. Prywatyzacja energetyki-temat rzeka, „Express Bydgoski”, 18 wrzeĞnia 2002/6. 86. Prywatyzacja STOEN S.A. , „ĩycie Warszawy”, 7 sierpnia 2002. 87. Raport –eksport energii elektrycznej, „ĝwiat Energii”, Warszawa 02/2004 r. 88. RaĪeni prądem po kieszeni, „Wprost”, Warszawa 2003 r. 89. Rogowski W., Naczelnik Departamentu Analiz Makroekonomicznych i Strukturalnych Narodowego Banku Polskiego, „Rzeczpospolita”, Warszawa 2003 r. 90. Rządowa droga odejĞcia od kontraktów dáugoterminowych, „Gazeta Prawna”, Warszawa 8/2004 r. 91. Richard A., Brealay A., Steward C., Finanse przedsiĊbiorstw, Wydawnictwo PWN, Warszawa 1997 r. 92. Sprzeczne wizje resortów, „ĝwiat Energii”, Warszawa 2002/1/16. 93. SprzedaĪ w zwolnionym tempie, „ĝwiat Energii”, Warszawa 2002. 94. Struktura wáaĞcicielska polskiego sektora energetycznego, „ĝwiat Energii”, Warszawa 2002/1/25. 95. Szalbierz Z., Regionalne przesáanki procesów integracji spóáek dystrybucyjnych, biblioteka URE, Warszawa 2002. 96. Szablewski A., Szanse i zagroĪenia liberalizacji polskiego sektora energetycznego, Instytut Nauk Ekonomicznych PAN. 159 97. Szablewski A., Konkurencja, regulacja i prywatyzacja sektora elektroenergetycznego w Polsce, Dom Wydawniczy ELIPSA, Warszawa 2000 r. 98. SzáapczyĔski O., Proces zatwierdzania pierwszych taryf energii elektrycznej , Biuro Komunikacji Spoáecznej i Informacji URE, Warszawa 2002. 99. ĝlifierz M., Spotkanie europejskich regulatorów elektrycznoĞci, Florencja 2002 r. 100. Taradejna W. i B., Prawo energetyczne z komentarzem, Warszawa 2000. 101.. Trypens R., Biuro Prawne URE, biuletyn 1/2002. 102. Tyron R., M., WskaĨniki finansowe, oficyna wydawnicza ABC, Kraków 2001. 103. UrbaĔski P., Model regulacji porównawczej 33 spóáek dystrybucyjnych, URE, Warszawa 1999. 104. Warian H. R., Droga jaką muszą pokonaü energetyczne monopole, aby osiągnąü stan przypominający dziaáania w warunkach wolnej konkurencji, Wydawnictwo PWN, Warszawa 2001 r. 105. Walaszek A., Prawo Energetyczne- komentarz, PWN, Warszawa 1998. 106. Weron A., R., Gieáda Energii-strategia zarządzania ryzykiem, CIRE, Wrocáaw 2000. 107. WĊdzki P., Czytanie bilansu przedsiĊbiorstwa , finanse-serwis, Warszawa 2003 r. 108. WĊdzki P., SierpiĔska M., Zarządzanie páynnoĞcią finansową w w przedsiĊbiorstwie, Wydawnictwo PWN, Warszawa 1997 r. 109. Wáodarczyk W., Regulacja w sektorze energetycznym-dylematy metodyczne i praktyczne, PAN, Kraków 1999. 110. Wáodarczyk W., UrbaĔski P., Dylematy prywatyzacji przedsiĊbiorstw 160 polskiej elektroenergetyki, URE, Warszawa 2001 r. 111. Wróbel J., Niejednolity unijny rynek, „Gazeta Prawna”, Warszawa 112. Wróbel J., Polska energetyka woáa o strategiĊ, „Gazeta Prawna”, Warszawa 2003 r. 113. Zator B., Gieáda energii w Polsce-rejs po gieádzie, „Nafta&GazBiznes” Warszawa 2002 r. 114. Zarobiü na prądzie, „Prawo i Gospodarka”, Warszawa 2002 r. 115 Zdrowe zasady rynku, „Elektroenergetyka’, Warszawa 1997/94/5. 116. Zerka M., Przeciwdziaáania naduĪywania siáy rynkowej na rynku energii elektrycznej, PTOSPEE, Warszawa 2001. 117. Z kraju: w spóákach dystrybucyjnych, INFO- biuletyn wewnĊtrzny ZEBYD S.A.. B. MATERIAàY ħRÓDàOWE 1. Agencja Rynku Energii S.A. , Baza danych elektroenergetyki ARE S.A. , Zakáad Energometrii, W jakiej kolejnoĞci odbiorcy bĊdą uzyskiwali prawo do korzystania z usáug przesyáowych, Warszawa 2002. 2. Agencja Rynku Energii S.A. , Sytuacja finansowa elektroenergetyki zawodowej, czĊĞü III, spóáki dystrybucyjne, Warszawa 2001. 3. Agencja Rynku Energii S.A. , Ocena sytuacji ekonomicznej polskiego sektora elektroenergetyki, Warszawa 2001. 4. Sprawozdanie koĔcowe, Biuro Harmonizacja polskiego prawa energetycznego, Biuro Wspóápracy zagranicznej URE, Warszawa 2002. 5. KsiĊga JakoĞci ENEA S.A. 6. Ministerstwo Gospodarki, Proponowane etapy zwiĊkszania konkurencji w energetyce. 7. Ministerstwo Gospodarki, WstĊpna analiza metod restrukturyzacji kontraktów dáugoterminowych pod kątem realizacji funkcji celu, Warszawa 1999 r. 161 8. NajwyĪsza Izba Kontroli, Raport dotyczący sprzedaĪy STOEN S.A., Warszawa 2004 r. 9. Regulamin organizacyjny Oddziaáu Bydgoszcz ENEA S.A. . 10. Sprawozdanie z dziaáalnoĞci prezesa URE za 1999 rok, biuletyn URE, Warszawa 2000. 11. Sprawozdanie finansowe ENEA S.A. S.A. za rok 2003. 12. Taryfa energii elektrycznej ZEBYD S.A. na rok 2003-2004. 13. WskaĨniki ekonomiczne sektora , Polskie Towarzystwo Przesyáu i Rozdziaáu Energii Elektrycznej. 14. Gáówny Urząd Statystyczny, Roczniki Statystyczne za lata 1995-2003 r. C. AKTY PRAWNE 1. Ministerstwo Gospodarki, rządowy program restrukturyzacji elektroenergetyki, Warszawa 2003 r. 2. Ministerstwo Gospodarki , Ocena realizacji i korekta polityki energetycznej Polski do 2020 roku, Warszawa 2002 r. 3. Rozporządzenie MG w sprawie zasad ksztaátowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeĔ w obrocie energią elektryczną Dziennik Ustaw, nr 153, poz. 1002. 4. Ustawa Prawo Energetyczne, Dziennik Ustaw nr 54 póĨniejszymi zmianami, Warszawa 1997. 5. ZaáoĪenia polityki energetycznej paĔstwa do 2020, dokument przyjĊty przez RadĊ Ministrów 22-02-2002. 162 wraz z SPIS TABEL I RYSUNKÓW A. TABELE 1. Systematyka regulacji energetyki....................................................13 2. Struktura skáadników grup taryfowych ENEA S.A. .....................31 3. Liczba uprawnionych odbiorców w Polsce w 2004 roku..............36 4. Realizacja zasady TPA w krajach Unii Europejskiej....................38 5. Struktura tworzenia PKB...............................................................62 6. Bezrobocie w 2003 roku................................................................65 7. Etapy zwiĊkszania konkurencji.....................................................76 8. Udziaá rynkowy grup po konsolidacji...........................................90 9. Konsolidacja w liczbach................................................................97 10. Konsolidacja w liczbach...............................................................98 11. Zmienne charakterystyczne dla zakáadów energetycznych........105 12. Spóáki dystrybucyjne w powstających grupach energetycznych107 13. WskaĨniki rentownoĞci w latach 1999-2003…………………...110 14. WskaĨniki páynnoĞci w latach 1999-2003..................................112 15. WskaĨniki zadáuĪenia w latach 1999-2003.............................. .114 16. WskaĨniki rentownoĞci ENEA S.A. i branĪy w 2002 roku......116 17. WskaĨniki páynnoĞci ENEA S.A. i branĪy w 2002 roku..........117 18. Partnerzy ENEA S.A. w konsolidacji.........................................122 19. WĊzáowe wskaĨniki ekonomiczne w latach 2001-2003..............137 20. WskaĨniki zadáuĪenia ENEA S.A. w latach 2001-2003.............139 21. WskaĨniki zatrudnienia i uzbrojenia pracy w latach 20012003.............................................................................................141 22. Bilans ENEA S.A. za rok 2003....................................................142 B. RYSUNKI 1. Ksztaát sektora elektroenergetycznego na rynku energii ..............16 2. Udziaá poszczególnych podsektorów w majątku elektroenergetyki...........................................................................17 3. Struktura kosztów Oddziaáu Bydgoszcz ENEA S.A. ...................32 4. Udziaá kontraktów w sprzedaĪy energii elektrycznej....................43 5. Roczny wzrost zapotrzebowania na energiĊ elektryczną do 2005 roku................................................................................................52 6. Zapotrzebowanie na energiĊ elektryczną do 2015 roku................55 7. Tempo wzrostu PKB w latach 1993-2003.....................................56 8. Struktura zmiany noĞników energii elektrycznej w latach 19902000...............................................................................................58 9. ElektrocháonnoĞü gospodarki w relacji do PKB............................61 10. Stopa bezrobocia w Polsce w latach 1990-2003...........................66 11. Procentowy udziaá obciąĪeĔ fiskalnych fiskalnych cenie energii elektrycznej w 2003 roku...............................................................67 12. Dochody budĪetu paĔstwa w latach 2001-2003...........................68 13. Struktura wáaĞcicielska polskiego sektora energii elektrycznej w 2003 roku.......................................................................................75 14. NajwiĊksze prywatyzacje polskich przedsiĊbiorstw.....................77 15. Harmonogram prywatyzacji przedsiĊbiorstw elektroenergetycznych...................................................................87 16. Zakáady energetyczne na terytorium RP .....................................89 17. Grupy dystrybutorów energii –projekt MSP................................96 18. Przychody i koszty spóáek dystrybucyjnych w latach 2001-2003 19. Koszty spóáek dystrybucyjnych w ukáadzie rodzajowym...........103 20. WskaĨniki rentownoĞci w latach 1999-2003................. ....103 21. WskaĨniki páynnoĞci w latach 1999-2003.................................110 22. WskaĨniki zadáuĪenia w latach 1999-2003................................113 23. WskaĨniki rentownoĞci spóáek tworzących ENEA S.A. i branĪy w 2002 roku.....................................................................................115 24. Schemat organizacyjny Oddziaáu Bydgoszcz ENEA S.A...........116 25. Schemat organizacyjny Rejonu Energetycznego Oddziaáu.........126 164 Bydgoszcz ENEA S.A. ...............................................................127 26. Model procesorów biznesowych normy ISO 9001:2000............133 27. WskaĨniki zyskownoĞci i páynnoĞci finansowej ENEA S.A. w latach 2001-2003.........................................................................138 28. WskaĨniki zadáuĪenia ENEA S.A. w latach 2001-2003.............140 165