Analiza trendów rozwoju branży...

Analiza trendów rozwoju branży energetycznejZwiązek Pracodawców Prywatnych Energetyki

Publikacja współfinansowana ze środków Unii Europejskiej w ramach Europejskiego Funduszu Społecznego

Analiza trendów rozwoju branży energetycznejJanusz Bil, Ewa Gąsiorowska, Wojciech Graczyk, Robert Guzik, Agnieszka Maciuk-Grochowska, Andrzej Malec, Paweł Smoleń

1. Streszczenie menedżerskie 4

2. Perspektywy sektora energetycznego 2010 5

3. Kierunki zmian na rynku energii 6

3.1. Synteza

3.2. Dyrektywy reformujące rynek energii elektrycznej UE – historia

3.3. Kierunki rozwoju rynków wynikające z III pakietu o liberalizacji rynku energii

3.4. Rola organów regulacyjnych, agencja regulacyjna

3.5. Wspólny rynek energii, organizacja operatorów sieci przesyłowych

3.6. Rynek detaliczny – wzmocnienie i upodmiotowienie odbiorcy energii

3.7. Implementacja do prawa krajowego

3.7.1. Dotychczasowe przepisy prawa energetycznego w Polsce

3.7.2. Implementacja III pakietu o liberalizacji rynku energii

4. Rozwój inwestycji w sektorze energetycznym 22

4.1. Synteza

4.2. Potrzeby inwestycyjne w polskiej elektroenergetyce

4.3. Przesłanki podejmowania decyzji inwestycyjnych

4.4. Specyfika inwestycji w elektroenergetyce

4.5. Ryzyko regulacyjne największą barierą dla inwestycji w energetyce

4.6. Wybrane aspekty polityki regulacyjnej i związane z nią bariery inwestycyjne

4.7. Bariery inwestowania – rekomendacje

5. Rozwój odnawialnych źródeł energii 35

�5.1. Synteza

5.2. Otoczenie prawne

5.3. Zbyt krótki okres objęcia wsparciem OZE

5.4. Bariery administracyjne, ryzyko regulacyjne, niska jakość i niestabilność prawa

5.5. Niespójna polityka organów administracyjnych

5.6. Nieprecyzyjne przepisy

5.7. Wadliwy system wsparcia OZE ze środków pochodzących z opłat zastępczych

5.8. Bariery rozwoju farm wiatrowych

6. Kadry nowoczesnej energetyki 44

6.1. Streszczenie menedżerskie

6.2. Makroekonomiczne i instytucjonalne uwarunkowania działalności sektora energetycznego w Polsce

6.3. Struktura zatrudnienia w energetyce w kontekście wieku i wykształcenia

6.4. Polityka płacowa w energetyce

6.5. Kadry nowoczesnej energetyki – wnioski z Narodowego Programu Foresight Polska 2020

6.6. Jak poprawić jakość i ofertę kształcenia zawodowego? – rekomendacje Zespołu ds. edukacji przy Radzie Rynku Pracy PKPP Lewiatan

6.7. Podsumowanie

7. Przegląd not interpretacyjnych 56

Autorzy 61

4

raPort

1. Streszczenie menedżerskie

Polski rynek energii od 1 maja 2004 roku jest czę-ścią rynku energii Unii Europejskiej. W momencie przystąpienia do Unii, polski rynek energii był ryn-kiem zdecydowanie przeregulowanym. Niezależny formalnie regulator, poprzez administracyjne wyzna-czanie dla wszystkich grup odbiorców ceny zakupów energii elektrycznej, utrzymywał ceny energii na nie-racjonalnie niskim, a w latach 2002 – 2007 niemal niezmienionym, poziomie. taki poziom cen energii uniemożliwiał z kolei podejmowanie racjonalnych decyzji inwestycyjnych przede wszystkim w wytwa-rzanie energii.

Wspólny rynek energii Unii Europejskiej zgod-nie z istniejącymi regulacjami jest rynkiem wolnym i konkurencyjnym, na którym klient ma efektywną możliwość wyboru sprzedawcy, spośród wielu ofe-rentów, z najkorzystniejszą dla niego ofertą. Polski rynek energii, od momentu przystąpienia Polski do Unii Europejskiej, na swojej konkurencyjności stracił. Nastąpiło to przede wszystkim na skutek zmian wła-ścicielskich przeprowadzonych przez Skarb Państwa, które doprowadziły do powstania 4 grup skonsolido-wanych, w tym jednej grupy o dominującej pozycji na całym rynku. taka struktura administracyjnie ukształ-towanego rynku energii pogłębia jego nieefektyw-ność i tym samym obniża konkurencyjność polskiej gospodarki. Sytuację poprawia (przede wszystkim z punktu widzenia odbiorców) rzeczywiste wydziele-nie operatorów systemu przesyłowego i dystrybucyj-nych, które umożliwia realną zmianę sprzedawcy. Ko-lejną pozytywną zmianą z punktu widzenia klientów jest ewolucja prowadzonego przez operatora Syste-mu Przesyłowego rynku bilansowego – od 1 stycznia 2010 roku jest to pierwszy element rynku energii w Polsce, na którym odzwierciedlana jest rzeczywista struktura kosztów.

Polski rynek energii elektrycznej ma przed sobą znaczące wyzwania: budowa nowych mocy, które mają zastąpić istniejące i zaspokoić rosnący popyt na energię elektryczną, znaczące obniżenie ryzyka regu-lacyjnego, które efektywnie uniemożliwia lub znaczą-co podraża podejmowanie decyzji inwestycyjnych, implementacja nowych regulacji Unii Europejskiej i przede wszystkim realizacja celów polityki klima-tycznej Unii.

Decyzje inwestycyjne w elektroenergetyce mają tę szczególną cechę, że analizowany okres zwrotu jest bardzo długi – nawet do 40 lat. oznacza to, że dla podjęcia decyzji inwestycyjnej na rynku energii kluczowa jest ocena ryzyka i poziomu generowanych przepływów. Natomiast poziom kosztów związanych z realizacją inwestycji jest stosunkowo niezmienny.

W polskich warunkach w roku 2010 mamy do czynienia z praktycznie każdym elementem ryzyka regulacyjnego, które ma kluczowy wpływ na decyzję o podjęciu realizacji inwestycji:

polityka klimatyczna UE, (propozycja obniżenia emi-sji o 20%, z tendencją podwyższenia limitu do 30%), alokacja Co2, klucz alokacji darmowych pozwoleń, system handlu emisjami po 2012, regulacje w zakresie pozostałych emisji przemysło-wych, regulacja cen energii, od roku 2009 poniżej cen rynkowych, brak niezależności organu regulacyjnego, interwencjonizm państwa: państwo jest regulato-rem, dominującym graczem na rynku i administra-torem prawa energetycznego i rozporządzeń, brak przeniesienia regulacji dyrektyw UE do pol-skiego prawa (m.in. dyrektywa o efektywności energetycznej, CCS, trzeci pakiet liberalizacyjny, dyrektywa dotycząca promocji oZE).

Należy jednoznacznie podkreślić, że celem poli-tyki klimatycznej Unii Europejskiej jest wzrost kosz-tów wytwarzania energii ze źródeł kopalnych, przede wszystkim węglowych – w celu obniżenia emisji Co2

– i jednoczesne zmniejszenie zużycia energii poprzez zwiększenie efektywności jej wykorzystania. aby koszty realizacji polityki klimatycznej UE nie dopro-wadziły do nadmiernego wzrostu cen energii wyma-gane jest skoordynowane działanie państwa, jego organów i uczestników rynku, zwłaszcza wykorzy-stanie obowiązku realizacji pakietu klimatycznego do modernizacji i zmiany struktury wytwarzania energii w Polsce. realizacja polityki klimatycznej UE może doprowadzić w przypadku Polski do pozytywnych efektów w postaci:

zastąpienia / powstania nowych mocy o wyższej sprawności (niższej emisji Co2), opartych na no-wych paliwach i technologiach, podwyższenia efektywności wykorzystania energii, rozwoju wytwarzania energii w źródłach odnawial-nych.

5

aNaliZa trENDóW roZWojU braNży ENErgEtyCZNEj

W chwili obecnej wykorzystujemy częściowo swoje możliwości jedynie w tym ostatnim punkcie, stosując rozwiązania systemowe promujące produk-cję energii w tzw. oZE. jednakże potencjał rozwoju tego segmentu rynku jest wstrzymywany poprzez bariery systemowe, przede wszystkich w kwestii przyłączenia tych źródeł wytwórczych do sieci, bra-ku promocji powstawania nowych źródeł w stosun-ku do istniejących (przede wszystkim zamortyzo-wane oZE) i bariery regulacyjne – obecny system wsparcia wygasa z rokiem 2017. jednocześnie niemal w ogóle nie wykorzystujemy środków systemowego wsparcia zgromadzonych w Narodowym Funduszu ochrony Środowiska i gospodarki Wodnej z tzw. opłat zastępczych.

Wyzwania stojące przed rynkiem energii w Pol-sce są wyzwaniami wobec rządzących, pracowników administracji państwowej (głównie Urzędu regulacji Energetyki), a przede wszystkim wobec menedże-rów i pracowników przedsiębiorstw działających na tym rynku. Pracownicy i menedżerowie sektora są konfrontowani z koniecznością rozwoju i pozyskania nowych kompetencji, specjalistów również z innych branż, przekazywania i rozwoju doświadczeń, wdraża-nia nowych technologii. bez gruntownych i zdecydo-wanych zmian w sektorze energetycznym, a w szcze-gólności bez jego prywatyzacji, jego dalszy rozwój i modernizacja oraz jego atrakcyjność jako miejsce pracy mogą być bardzo utrudnione.

2. Perspektywy sektora energetycznego 2010

Przemiany w energetyce trwają sukcesywnie od po-łowy lat 90.tych. Zostały zapoczątkowane reformą podmiotową sektora energetycznego, tj. wydziele-niem sektorów: wytwórczego, przesyłowego i spół-ek dystrybucyjnych, następnie uchwaleniem ustawy Prawo energetyczne w czerwcu 1997 roku i powoła-niem instytucji Prezesa Urzędu regulacji Energetyki. od tamtego czasu zmiany w energetyce były w Polce stymulowane przede wszystkim regulacjami unijny-mi, a także przemianami własnościowymi. trend ten będzie kontynuowany w najbliższej przyszłości.

W 2010 roku polska energetyka stoi w przeded-niu znacznych potrzeb inwestycyjnych związanych

z koniecznością odbudowy przestarzałych źródeł wytwórczych, a także budowy nowych jednostek, tak aby sprostać spodziewanemu wzrostowi popy-tu na energię elektryczną. ocenia się, że w najbliż-szych 10 latach zostanie wycofanych z eksploatacji około 7 tys. MW z istniejących mocy wytwórczych, w kolejnym dziesięcioleciu dalsze 10 tys. MW, zaś w perspektywie 30 lat praktycznie 80% bloków w elektrowniach będzie musiało zostać odnowio-nych. Dodatkowo ok. 15-20 tys. MW (zależnie od scenariusza rozwoju zapotrzebowania na energię elektryczną) trzeba będzie wybudować w nowych jednostkach wytwórczych. tak więc spodziewane inwestycje w moce wytwórcze w najbliższych 30 latach opiewają na modernizację i/lub budowę ok. 40 tys. MW. oznacza to program inwestycyjny na nieznaną dotychczas w sektorze skalę. jednocześnie, z racji przyjętych zobowiązań w zakresie redukcji emisji Co2, struktura wytwarzania energii elektrycz-nej w Polsce musi ulegać stopniowej dywersyfikacji, tj. ewoluować w kierunku niskoemisyjnych techno-logii. Proces ten zajmie wiele lat, ale już dziś trzeba z większym zainteresowaniem przyglądać się inno-wacyjnym rozwiązaniom w energetyce. jest także niemal pewne, iż w najbliższej przyszłości konku-rencyjność w energetyce będzie budowana na bazie rozproszonych, innowacyjnych technologii produkcji ciepła i energii elektrycznej. jest to istotna zmiana w porównaniu z przeszłością, kiedy to konkurencyj-ność w energetyce uzyskiwano w oparciu o efekt skali i zasadę tPa. tradycyjna, konwencjonalna energetyka musi jak najszybciej zdać sobie spra-wę z zachodzących wokół niej przemian. Staje się zatem niezwykle istotne, aby nie powstrzymywać nieuchronnych już zmian, ale wykorzystać je w celu przeorientowania energetyki na niskoemisyjną, inno-wacyjną dziedzinę gospodarki.

Wymagania w zakresie ochrony środowiska, jak również unijny system handlu pozwoleniami do emisji Co2 staną się głównymi czynnikami decyzyjnymi w procesach inwestycyjnych.

6

raPort

od blisko czterech lat trwają prace nad większą reformą rynku energii w Polsce, której celem ma być usunięcie mankamentów funkcjonowania tego rynku i zmiana wcześniej przyjętych błędnych roz-wiązań koncepcyjnych. Zakłada się, że reforma ta znajdzie swoje odzwierciedlenie w istotnych zmia-nach legislacyjnych, w szczególności w ustawie Prawo energetyczne. Kierunki tych zmian w dużym stopniu określone będą przez dyrektywy unijne, w tym szczególnie iii Pakiet o rynku energii oraz re-gulacje środowiskowe.

Ceny energii na rynku detalicznym, pomimo wielu oczekiwań i zapowiedzi, wciąż pozostają częściowo regulowane. ocenia się, że jest to jedna z najważniej-szych przeszkód blokujących rozwój konkurencji na tym rynku. Pomimo, iż od ponad dwóch lat wszyscy odbiorcy mają prawo wyboru sprzedawcy prądu, do momentu pełnego uwolnienia cen nie należy spodzie-wać się znacznego zainteresowania zmianą sprzedaw-cy wśród gospodarstw domowych.

Wymagania w zakresie ochrony środowiska, jak również unijny system handlu pozwoleniami do emi-sji Co2 staną się głównymi czynnikami decyzyjnymi w procesach inwestycyjnych. Wciąż z niecierpliwo-ścią oczekuje się przygotowania przez rząd kryteriów przydziału darmowych uprawnień po roku 2012, a tak-że planu zagospodarowania dochodów ze sprzedaży uprawnień w systemie aukcyjnym. Wymagać to bę-dzie skoordynowanej polityki rządu nie tylko w dzie-dzinie energetyki, ale także w wielu innych obszarach gospodarki. Niezbędna jest spójna i skoordynowana polityka rządu w zakresie ochrony środowiska, podat-ków, rolnictwa, górnictwa, czy prywatyzacji sektora. Przemiany te powinny być nastawione na budowę konkurencyjnego rynku energii elektrycznej, gdyż to konkurencja jest najlepszym narzędziem ochrony in-teresów konsumentów. Konkurencyjny, przejrzysty,

pozbawiony zbędnych regulacji administracyjnych ry-nek energii sprzyja ponadto inwestycjom, co jest nie-zwykle istotne w obliczu tak niezbędnych i znacznych inwestycji modernizacyjnych i rozwojowych, przed którymi stoi polska energetyka.

3. Kierunki zmian na rynku energii3.1 SyntezaGdzie jesteśmy:Unia Europejska od wielu lat podejmuje działania na rzecz liberalizacji krajowych rynków energii elektrycz-nej i gazu oraz zmierza do utworzenia wspólnego rynku europejskiego. W tym celu Unia Europejska przyjęła jak dotąd trzy pakiety dyrektyw mających zreformować krajowe rynki energii elektrycznej i gazu oraz przybliżyć Europę do osiągnięcia ww. celów. Efek-ty wprowadzenia dyrektyw wciąż nie przyniosły jednak oczekiwanych korzyści. Według analiz Komisji Europej-skiej, dotąd mniej niż 50% odbiorców skorzystało z prawa zmiany dostawcy energii, przy czym w Polsce wskaźnik ten kształtuje się znacznie niżej. Niedoskona-łości rynków, zidentyfikowane w poprzednich latach, nie zostały wystarczająco usunięte. W szczególności należy podkreślić brak realnej konkurencji na ryn-kach energii elektrycznej i gazu, a także fakt niewy-starczającego rozdzielenia działalności regulowanej od nieregulowanej u operatorów systemów (tzw. unbundling), co stanowi jedną z głównych barier dla konkurencji i bezpieczeństwa dostaw.

W Polsce wciąż mamy do czynienia z niską płyn-nością rynku hurtowego, ceny dla gospodarstw domowych pozostają regulowane, a konsumenci nie korzystają powszechnie z możliwości wyboru

Przemiany te powinny być nastawione na budowę konkurencyjnego rynku energii elektrycznej, gdyż to konkurencja jest najlepszym narzędziem ochrony interesów konsumentów. Konkurencyjny, przejrzysty, pozbawiony zbędnych regulacji administracyjnych rynek energii sprzyja ponadto inwestycjom, co jest niezwykle istotne w obliczu tak niezbędnych i znacznych inwestycji modernizacyjnych i rozwojowych, przed którymi stoi polska energetyka.

7


Potencjalnie wysoce konkurencyjna wyjściowa struktura polskiej energetyki została w kolejnych latach zniweczona, a fiasko całej restrukturyzacji przypieczętowała dokonana w latach 2006-2007 konsolidacja firm energetycznych, należących do Skarbu Państwa. Stan ten dodatkowo pogarsza struktura własnościowa nie sprzyjająca przeprowadzeniu koniecznych restrukturyzacji i inwestycji.

sprzedawcy energii. Organowi regulacyjnemu nie przysługuje autonomia od wpływów politycznych, czego skutkiem jest dążenie do utrzymania jak najniż-szych cen energii elektrycznej, gazu, czy ciepła, a nie urynkowienie sektora energii. jego działania cechują się wysoką nieprzewidywalnością. Polski rynek ener-gii wciąż ma charakter wyizolowany. Nie nastąpiła integracja rynku hurtowego z rynkami krajów są-siadujących.

W lipcu 2009 r. przyjęto w Unii Europejskiej dwie kolejne dyrektywy: 2009/72/WE – tzw. „elektrycz-ną” i 2009/73/WE – tzw. „gazową”, które tworzą trzon tzw. trzeciego pakietu energetycznego. Ocze-kuje się, że szybka i pełna implementacja Dyrektywy 2009/72/WE przyniesie istotny postęp w liberaliza-cji i integracji rynków.

Co zostało zrobione:już kilka miesięcy po wejściu w życie pierwszego pa-kietu energetycznego, polski ustawodawca przyjął ustawę Prawo energetyczne, która weszła w życie w czerwcu 1997 roku. Mimo, iż Polska nie była jeszcze wtedy członkiem UE, Prawo energetyczne uwzględ-niało wiele postanowień objętych Dyrektywą 96/92/WE. Ponadto w owym czasie przeprowadzono już w Polsce zasadniczą reformę organizacyjną energety-ki polegającą na wyodrębnieniu sektorów:

wytwarzania (powstało 14 dużych elektrowni systemowych i 12 elektrociepłowni zawodowych, a także istniała niemała liczba drobnych wytwór-ców – głównie elektrociepłowni przemysłowych oraz małych elektrowni wodnych),

przesyłu (powstanie spółki Polskie Sieci Elektro-energetyczne S.a.)

dystrybucji (33 zakłady energetyczne – spółki dys-trybucyjne zajmujące się dystrybucją, obrotem i sprzedażą detaliczną).

Potencjalnie wysoce konkurencyjna wyjściowa struktura polskiej energetyki została w kolejnych la-tach zniweczona, a fiasko całej restrukturyzacji przy-pieczętowała dokonana w latach 2006-2007 konso-lidacja firm energetycznych, należących do Skarbu Państwa. Stan ten dodatkowo pogarsza struktura własnościowa nie sprzyjająca przeprowadzeniu ko-niecznych restrukturyzacji i inwestycji.

Na pochwałę zasługuje natomiast własnościowe wydzielenie operatora systemu przesyłowego i pod-porządkowanie nadzoru nad nim Ministrowi gospo-darki. również wprowadzone z początkiem 2009 r. przez PSE-operator modyfikacje w zasadach funkcjo-nowania rynku bilansującego przyczyniają się do lep-szego funkcjonowania rynku hurtowego i zwiększenia jego przejrzystości.

Co należy zrobić:Poprawna implementacja dyrektyw iii-go pakietu będzie ważnym wyzwaniem. Polska jest zobowiązana do wdro-żenia przepisów przyjętych w pakiecie liberalizacyj-nym do marca 2011 roku. oznacza to, że w najbliższym czasie należałoby spodziewać się propozycji polskich aktów prawnych, wdrażających przepisy wspólnotowe.

Niezależnie od wdrożenia Dyrektyw „elektrycznej” i „gazowej”, rada Ministrów, podejmując wspólnie z Urzędem regulacji Energetyki i Urzędem ochrony Konkurencji i Konsumentów skoordynowane działa-nia, mogłaby zrobić wiele dla rozwoju konkurencji na rynku energii. Postulaty w tym zakresie były wie-lokrotnie przedstawiane przez PKPP lewiatan – np. w dokumencie „Program działań mających na celu poprawę sytuacji na rynku energii elektrycznej w Pol-sce” z dn. 16.01.2009.

Dodatkowo, sektor energetyczny musi w najbliż-szej przyszłości ponieść znaczne nakłady na zastąpie-nie większości wyeksploatowanych i przestarzałych

8

raPort

dziś urządzeń w elektrowniach i elektrociepłowniach, służących do wytwarzania ciepła i energii elektrycz-nej. Dlatego należy jak najszybciej przystąpić do stworzenia warunków prawnych i regulacyjnych oraz ekonomicznych, umożliwiających wymianę starych, wyeksploatowanych i niskosprawnych urządzeń wy-twórczych, a także budowę nowych i modernizacje istniejących sieci przesyłowych i dystrybucyjnych w naszym kraju.

Polską elektroenergetykę czekają nie tylko inwe-stycje wynikające z konieczności masowej wymiany urządzeń na nowe, musi ona brać pod uwagę także wprowadzane nowe wymagania służące ochronie kli-matu, zarówno światowe (oNZ), jak i Unii Europej-skiej (Pakiet klimatyczno – energetyczny). Wymaga to stosowania odpowiednich, nowoczesnych i efek-tywnych technologii.

Przedstawione wyżej warunki będą tylko tłem do kolejnego procesu, a mianowicie do dalszej integracji rynku energii elektrycznej w Unii Europejskiej.

Dla polskich przedsiębiorstw energetycznych skutkiem zmian, które wkrótce zostaną wprowa-

dzone w wyniku przyjęcia pakietu liberalizacyjnego, będzie nie tylko konieczność wymiany i rozbudowy urządzeń i infrastruktury, oraz dostosowania się do wymagań ochrony klimatu, ale także sprostanie kon-kurencji ze strony przedsiębiorstw energetycznych w innych krajach Europy.

3.2 Dyrektywy reformujące rynek energii elektrycznej ue – hiStoria

Dyrektywa 96/92/WE z dn. 19 grudnia 1996 r. dotyczą-ca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elek-trycznej, zwana dalej „Dyrektywą 96/92/WE”

Uchwalona pod koniec 1996 r. Dyrektywa 96/92/WE była pierwszą dyrektywą wprowadzającą wspól-ne ramy funkcjonowania krajowych rynków energii państw członkowskich. była dokumentem relatyw-nie zwięzłym – 10.stronicowym, składającym się z 8 rozdziałów. Mimo tego stała się regulacją przełomo-wą �– wprowadziła pojęcie unbundlingu oraz zasadę dostępu stron trzecich do sieci (powszechnie zwaną

1996 2003 2009

Dyrektywa 96/92/WE

� Unbundling rachunkowy

� Dostęp do rynku w formule negocjowanego tPa lub Single buyer

� Prawo wyboru sprzedawcy dla odbiorców zużywających > 40 gWh rocznie w obrębie całej UE

� obowiązek wyznaczenia operatorów sieci przesyłowej (oSP)

� bardzo ogólne wymagania dotyczące organu regu-lacyjnego, ograniczające się w zasadzie do wskazania potrzeby utworzenia takiego organu w Państwach Członkowskich

Dyrektywa 2009/72/WE

� obowiązek zapewnienia niezależności organom re-gulacyjnym oraz zwiększenie zakresu kompetencji tych organów – m.in. w zakresie obowiązków dot. budowania wspólnotowego rynku energii

�Zaostrzenie kryteriów unbun-dlingu

� oSP – rozdział własnościowy albo iSo albo ito (niezależny oSP z bardzo restrykcyjnymi kryteriami jego niezależności)

�obowiązek zapewnienia tzw. usługi powszechnej

�Położenie nacisku na prawa konsumentów

�Czas trwania procedury zmiany sprzedawcy – max. 3 tyg.

�‘inteligentne’ liczniki energii u 80% odbiorców w okresie do 2020

� Utworzenie ENtSo (agencja ds. współpracy operatorów)

� Utworzenie aCEr (agencja ds. współpracy organów regulacyjnych)

Dyrektywa 2009/72/WE

� obowiązek zapewnienia niezależności organom re-gulacyjnym oraz zwiększenie zakresu kompetencji tych organów – m.in. w zakresie obowiązków dot. budowania wspólnotowego rynku energii

�Zaostrzenie kryteriów unbun-dlingu �oSP – rozdział własnościowy

albo iSo albo ito (niezależny oSP z bardzo restrykcyjnymi kryteriami jego niezależności)

� obowiązek zapewnienia tzw. usługi powszechnej

� Położenie nacisku na prawa konsumentów

� Czas trwania procedury zmiany sprzedawcy – max. 3 tyg.

�‘inteligentne’ liczniki energii u 80% odbiorców w okresie do 2020

Utworzenie ENtSo (agencja ds. współpracy operatorów)

� Utworzenie aCEr (agencja ds. współpracy organów regulacyjnych)

9


zasadą tPa). Dyrektywa 96/92/WE wskazywała na potrzebę zwiększenia efektywności w wytwarza-niu, przesyle i dystrybucji energii elektrycznej, przy zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw, konkurencyj-ności gospodarki krajów europejskich oraz ochrony środowiska naturalnego. Niemniej jednak, zważyw-szy na odmienny sposób organizacji rynków krajo-wych, a także potrzebę dostosowywania się sektora energetycznego do nowych warunków rynkowych, podkreślono w Dyrektywie 96/92/WE konieczność stopniowego i elastycznego wdrażania regulacji z niej wynikających. Wizja wprowadzenia konkurencji do zmonopolizowanego jak dotąd sektora gospodarki, jakim była energetyka, wynikała jednak z Dyrektywy jednoznacznie.

Najważniejsze regulacje wynikające z Dyrektywy 96/92/WE:

obowiązek wyznaczenia przez Państwa Człon-kowskie lub podmioty będące właścicielami sieci przesyłowych operatora systemu, który miał być odpowiedzialny za eksploatację, utrzymanie i, jeśli to konieczne, za rozbudowę sieci przesyłowej na danym obszarze, a także za połączenia z innymi sieciami, w celu gwarancji bezpieczeństwa dostaw.

unbundling w zakresie rozdzielności rachunkowej i przejrzystości księgowości.

dostęp do sieci dla niezależnych producentów oraz tzw. odbiorców uprawnionych – alternatyw-nie wedle jednej z dwóch formuł: negocjowanego tPa albo w formule jednego kupującego (tzw. sin-gle buyer).

obowiązek otwarcia rynków definiowany udzia-łem zużycia energii elektrycznej przez odbiorców finalnych zużywających rocznie więcej niż 40 gWh w obrębie całej Unii. W kolejnych latach miało następować dalsze stopniowe otwieranie rynków poprzez obniżenie tego progu. Wszyscy dystry-butorzy oraz odbiorcy, zużywający rocznie więcej niż 100 gWh energii, zyskiwali status odbiorców uprawnionych z dniem wejście w życie Dyrektywy..

wskazano ogólnie potrzebę wyznaczenia nieza-leżnego organu regulacyjnego, kompetentnego w kwestiach rozstrzygania sporów w zakresie umów i negocjacji dotyczących odmowy dostępu do sieci lub odmowy zakupu.

Państwa Członkowskie miały czas na implemen-tację Dyrektywy 96/92/WE w okresie do dnia 19 lutego 1999 r.

Dyrektywa 2003/54/WE z dn. 26 czerwca 2003 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca Dyrektywę 96/92/WE, zwana dalej „Dyrektywą 2003/54/WE”

Wolności, jakie Traktat gwarantuje obywatelom Eu-ropy – swobodny przepływ towarów, swoboda świad-czenia usług i swoboda przedsiębiorczości – są możli-we jedynie w warunkach całkowicie otwartego rynku, który pozwala wszystkim odbiorcom na swobodny wybór ich dostawców, a wszyscy dostawcy mają swo-bodę zaopatrywania swoich odbiorców.

Preambuła Dyrektywy 2003/54/WE, motyw 4

regulacje wynikające z Dyrektywy 96/92/WE okazały się niewystarczające dla przeprowadzenia zasadniczych zmian na rynkach energii elektrycznej. Zintegrowane pionowo firmy energetyczne dość skutecznie utrudniały dostęp do sieci niezależnym podmiotom, co utrudniało rozwój konkurencji. Zasa-da tzw. negocjowanego tPa nie była wystarczająco skuteczna. Z tego względu Komisja Europejska roz-poczęła prace nad dalszą reformą rynku energii elek-trycznej i zainicjowała prace nad ii pakietem energe-tycznym.

W wyniku tych prac przyjęto w czerwcu 2003 r. Dyrektywę 2003/54/WE, uchylając jed-nocześnie Dyrektywę 96/92/WE. Nowa Dyrekty-wa była w swoim zakresie podobna do Dyrektywy 96/92/WE, regulowała jednak poszczególne kwe-stie w sposób bardziej szczegółowy i była nieco obszerniejsza od swojej poprzedniczki – wyrosła na doświadczeniach zebranych w trakcie wykonywania Dyrektywy 96/92/WE i miała stanowić kolejny, duży krok na drodze do liberalizacji rynku energetyczne-go. Dyrektywa 2003/54/WE wprowadzała szereg zmian oraz nowatorskie instrumenty i instytucje, co stanowiło wyjście naprzeciw istotnym brakom, ja-kie ujawnione zostały na przestrzeni minionych lat, kiedy obowiązywała Dyrektywa 96/92/WE. Nadal nierozwiązanych zostało do końca wiele kwestii do-tyczących m.in. dostępu stron trzecich do sieci, tary-fikacji i pozycji w tym procesie organów regulacyj-nych czy wreszcie różnego stopnia otwarcia rynku energii elektrycznej w poszczególnych państwach. W ramach ii-go pakietu energetycznego zdecydo-wanie najwięcej miejsca poświęcono zagadnieniom

10

raPort

z zakresu wytwarzania energii elektrycznej oraz działania operatorów systemu przesyłowego oraz dystrybucyjnego.

Cały wspólnotowy przemysł i handel, łącznie z małymi i średnimi przedsiębiorstwami, a także wszyscy obywa-tele Wspólnoty korzystający z gospodarczych przywile-jów rynku wewnętrznego powinni także móc korzystać z wysokiego poziomu ochrony konsumentów.


Najważniejsze regulacje wynikające z Dyrektywy 2003/54/WE:

przyśpieszenie tempa liberalizacji rynku – otwar-cie rynku nastąpić miało najpóźniej od 1 lipca 2004 r. dla wszystkich odbiorców nie będących go-spodarstwami domowymi, natomiast z dniem 1 lipca 2007 r. uprawnionymi stawali się wszyscy odbiorcy.

zastosowanie wyłącznie regulowanego tPa na podstawie taryf zatwierdzanych przez organ regu-lacyjny. obligatoryjnie nałożono na przedsiębior-stwa energetyczne obowiązek przyłączenia od-biorcy do sieci, jako przejaw obowiązującej zasady dostępu strony trzeciej.

określono minimalne kryteria niezależności ope-ratora systemu przesyłowego. operator systemu przesyłowego będący częścią przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, powinien być niezależny przynajmniej w swojej formie prawnej, organiza-cyjnej i decyzyjnej od innej działalności nie zwią-zanej z przesyłem. Nie nałożono jednak wymogu separacji prawnej.

obowiązek wydzielenia organizacyjnego operato-rów systemów dystrybucyjnych i zapewnienia im niezależności analogicznie jak dla operatora syste-mu przesyłowego.

rozszerzenie ochrony konsumentów oraz postano-wień w zakresie zobowiązań publicznych – głów-nie poprzez wprowadzenie instytucji sprzedawcy ostatniej szansy (tzw. Supplier of the Last Resort). implementacja tych postanowień do prawa pol-skiego okazała się dalece niedoskonała na skutek przyjęcia definicji tzw. sprzedawcy z urzędu. regu-lacje te w efekcie zablokowały skutecznie rozwój konkurencji na rynku detalicznym w Polsce w dal-szych latach i skutkują aż do dziś, przy czym brak konkurencji jest pogłębiany utrzymywaniem wa-

dliwej regulacji cen detalicznych dla gospodarstw domowych.

uszczegółowiono postanowienia odnoszące się do budowy nowych mocy wytwórczych. Kilka artyku-łów Dyrektywy 2003/54/WE poświęcono proce-durze autoryzacji (uzyskania zezwoleń) oraz proce-durze przetargowej.

duże zmiany wprowadzono w odniesieniu do in-stytucji regulatorów rynku – wyraźnie narzucono Państwom Członkowskim obowiązek wyznaczenia jednego lub więcej organów pełniących funkcję regulatora oraz enumeratywne wyliczenie kompe-tencji tych organów.

na właściwe instytucje Państw Członkowskich nałożono obowiązek monitorowania rynków kra-jowych w celu wykrywania zjawisk „dominacji na rynku, zachowań grabieżczych i zachowań sprzecz-nych z zasadami konkurencji” oraz publikowania, co roku w terminie do dnia 31 lipca, raportów w tym zakresie. Dodatkowo raport taki powinien zawie-rać informacje o zmianach w układzie właściciel-skim przedsiębiorstw energetycznych, jak również o środkach przedsięwziętych w celu zwiększania konkurencji na rynkach krajowych oraz integracji z innymi rynkami.

Komisja Europejska dała Państwom Członkow-skim czas na wdrożenie Dyrektywy 2003/54/WE do dnia 1 lipca 2004 r. z możliwością odroczenia wej-ścia w życie przepisu art. 15(1) – wydzielenie ope-ratorów systemów dystrybucyjnych – maksymalnie do dnia 1 lipca 2007 r., z czego Polska skorzystała. Dyrektywa została formalnie zaimplementowana do ustawodawstwa polskiego w drodze noweliza-cji Prawa energetycznego – ustawą z dnia 4 mar-ca 2005 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy – Prawo ochrony środowiska (Dz. U. Nr 62, poz. 552). ostatnia grupa odbiorców końcowych, tj. gospodarstwa domowe zyskała prawo wyboru sprzedawcy z dniem 1 lipca 2007 r. Z tym samym dniem dokonano formalnego wydzielenia operato-rów systemów dystrybucyjnych z przedsiębiorstw zintegrowanych.

Odbiorcy energii elektrycznej powinni mieć prawo swobodnego wyboru swego dostawcy.


11


3.3 kierunki rozwoju rynków wynikające z iii pakietu o liberalizacji rynku energii

Rynek wewnętrzny energii elektrycznej, który od 1999 r. jest stopniowo realizowany w całej Wspólnocie, ma na celu zapewnienie prawdziwej możliwości wybo-ru wszystkim konsumentom w Unii Europejskiej, bez względu na to, czy są to obywatele, czy przedsiębior-stwa, stworzenie nowych możliwości gospodarczych oraz zwiększenie poziomu handlu transgranicznego, aby osiągnąć w ten sposób zwiększenie wydajności, konkurencyjne ceny i wyższe standardy usług oraz przyczynić się do bezpieczeństwa dostaw i stabilności.


Efekty wprowadzenia przepisów dyrektywy 2003/54/WE nie przyniosły oczekiwanych efektów dla odbiorców energii. Według analiz Komisji Euro-pejskiej, dotąd mniej niż 50% odbiorców skorzystało z prawa zmiany dostawcy energii. Niedoskonałości rynków, zidentyfikowane w poprzednich latach, nie zostały wystarczająco usunięte. W szczególności na-leży podkreślić brak realnej konkurencji na rynkach energii elektrycznej i gazu, a także fakt niewystar-czającego rozdzielenia działalności regulowanej od nieregulowanej u operatorów systemów (tzw. unbun-dling), co stanowi jedną z głównych barier dla konku-rencji i bezpieczeństwa dostaw.

Chcąc sprostać tym wyzwaniom, Komisja Eu-ropejska przedstawiła we wrześniu 2007 roku propozycję „trzeciego pakietu liberalizacyjnego”, proponując szereg środków uzupełniających do-tychczasowe przepisy w zakresie rynku wewnętrz-nego, m.in. dotyczące rozdziału działalności przed-siębiorstw związanych z wytwarzaniem energii od jej przesyłu; wzmocnieniem roli regulatorów ryn-ku energii; oraz wzmocnieniem infrastruktury sieci energetycznych, w szczególności połączeń trans-

granicznych, jak również wzmocnienie pozycji kon-sumentów energii.

ostatecznie, akty prawne tworzące pakiet uzgod-niono w marcu 2009 roku, a oficjalna publikacja na-stąpiła w lipcu 2009 roku. Przyjęto wówczas m.in.:

Dyrektywę 2009/72/WE z 13 lipca 2009 r. doty-cząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego ener-gii elektrycznej1, której zapisy będą przeniesione do prawa krajowego do marca 2011 r.;

rozporządzenie ustanawiające agencję ds. Współ-pracy organów regulacji Energetyki;2

rozporządzenie w sprawie warunków dostępu do sieci służącej do transgranicznej wymiany energii elektrycznej;3

Ponadto, w skład pakietu weszły także przepisy dotyczące rynku gazu.

oczekuje się, że szybka i pełna implementacja Dyrek-tywy 2009/72/WE przyniesie istotny postęp w libe-ralizacji i integracji rynków, co jest pilnie potrzebne4. Uzasadniając decyzję o przyjęciu kolejnych środków wspierających rozwój rynku energii w Dyrektywie �2009/72/WE, wskazano, że obywatelom Unii Euro-pejskiej przysługują następujące wolności:

1. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE

2. rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i rady (WE) nr 713/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. ustanawiające agencję ds. Współpracy organów regulacji Energetyki

3. rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i rady (WE) Nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003

4. ErgEg 2009 Status review of the liberalization and implementation of the Energy regulatory Framework, Co9-Urb-24-03, 10 December 2009.

Korzystanie z wskazanych wyżej wolności będzie możliwe jedynie w warunkach w pełni otwartego rynku, który umożliwia wszystkim konsumentom energii swobodny wybór jej dostawców, a wszystkim dostawcom – możliwość swobodnego realizowania dostaw energii jej odbiorcom.

12

raPort

swobodnego przepływu towarów, swobody przedsiębiorczości, prawa do swobodnego świadczenia usług,

Korzystanie z wskazanych wyżej wolności będzie możliwe jedynie w warunkach w pełni otwartego rynku, który umożliwia wszystkim konsumentom energii swobodny wybór jej dostawców, a wszystkim dostawcom – możliwość swobodnego realizowania dostaw energii jej odbiorcom.

Ceny rynkowe powinny stwarzać właściwe zachęty do rozwoju sieci i inwestowania w wytwarzanie nowej energii elektrycznej.


Ponadto, uzasadniając przyjęcie Dyrektywy 2009/72/WE, podkreślono rolę bezpieczeństwa do-staw energii elektrycznej, mającego kluczowe zna-czenie dla rozwoju europejskiego społeczeństwa, wdrażania zrównoważonej polityki w zakresie zmian klimatu oraz wspierania konkurencyjności na rynku wewnętrznym.

realizacji tych postulatów służyć ma rozwój po-łączeń transgranicznych, gwarantujących konsumen-tom i przemysłowi we Wspólnocie dostawy energii ze zróżnicowanych źródeł, po najbardziej konkuren-cyjnych cenach.

Co więcej, właściwie działający rynek wewnętrzny energii elektrycznej powinien dostarczać producen-tom właściwych zachęt do inwestowania w nowe moce wytwórcze, w tym również z odnawialnych źró-deł energii.

3.4 �rola organów regulacyjnych, agencja regulacyjna

Dyrektywa 2003/54/WE wprowadziła wymóg, aby państwa członkowskie ustanowiły organy regulacyj-ne posiadające szczególne uprawnienia. Z doświad-czenia wynika jednak, że na przeszkodzie skuteczno-ści regulacji stoi często brak niezależności organów regulacyjnych od rządu, a także niewystarczające uprawnienia i swoboda uznania.


rola organu regulacyjnego i jego kompetencjeDyrektywa 2003/54/WE wprowadziła wymóg usta-

nowienia przez Państwa Członkowskie instytucji re-gulatora, wskazując jednocześnie ramowy zakres jego kompetencji. Niezależność organów regulacyjnych jest podstawowym kryterium funkcjonowania przejrzyste-go rynku energii. obowiązująca obecnie dyrektywa o rynku energii wymaga, aby organy regulacyjne były niezależne od interesów sektora energetycznego. Nie określa ona jednak, jak niezależność tę należy zapew-nić, ani też nie gwarantuje niezależności od wpływów politycznych. W nowej dyrektywie wprowadzono środki wzmacniające i gwarantujące niezależność kra-jowych organów regulacyjnych. Państwa członkowskie będą zobowiązane do wyznaczenia jednego krajowe-go organu regulacyjnego oraz do zagwarantowania mu niezależności i do zapewnienia, aby wykonywał swoje uprawnienia w sposób bezstronny i przejrzy-sty. W tym celu należy zapewnić, aby organ ten miał zagwarantowaną niezależność podejmowania decyzji oraz należy mu zagwarantować odpowiednie zasoby i środki finansowe, niezbędne do działania. Ponadto, wprowadza się zasadę 5-letniej kadencji regulatora. Nie wyklucza to możliwości stosowania kontroli sądo-wej ani nadzoru parlamentarnego zgodnie z prawem państw członkowskich. Ponadto zatwierdzanie budże-tu organu regulacyjnego przez krajowego prawodaw-cę nie stanowi przeszkody dla autonomii budżetowej. Przepisy dotyczące autonomii w wykonywaniu budże-tu przyznanego organo wi regulacyjnemu powinny być wdrożone w ramach okre ślonych przez krajowe usta-wy i zasady budżetowe. Niezależność krajowego orga-nu regu lacyjnego od wszelkich interesów politycznych lub gospo darczych powinna być także zapewniona poprzez system rotacji personalnej przy zagwaranto-waniu należytego dostępu do zasobów ludzkich oraz odpowiedniej liczebności osób wchodzących w skład ścisłego kierownictwa (zarządu) organu regulacyjnego.

Dyrektywa 2009/72/WE przyznaje ponadto znacz-ne kompetencje organom regulacyjnym. Zaliczyć do nich należy:

ustalanie lub zatwierdzanie taryf albo metodologii ich kalkulacji bazującej na propozycji przedłożonej przez operatorów systemów. taryfy powinny od-zwierciedlać koszty działalności operatorów, być niedyskryminacyjne oraz uwzględniać długoter-minowe, krańcowe uniknięte koszty budowy sieci wynikające z budowy źródeł rozproszonych oraz zarządzania popytem;

13


prawo wydawania wiążących decyzji w odniesieniu do przedsiębiorstw energetycznych oraz wymie-rzania kar tym przedsiębiorstwom, które nie stosu-ją się do nałożonych na nie obowiązków;

prawo podejmowania decyzji w zakresie wdroże-nia środków niezbędnych do ochrony interesów konsumentów poprzez promowanie efektywnej konkurencji zapewniającej poprawne funkcjono-wanie rynku energii;

uprawnienie do zapewniania wysokich standar-dów usługi powszechnej i publicznej w zgodzie z otwarciem rynku, ochrony odbiorców wrażli-wych, a także pełnej skuteczności środków w za-kresie ochrony konsumentów;

prawo żądania od przedsiębiorstw energetycznych stosownych informacji, przeprowadzania kontroli oraz rozstrzygania sporów.

Krajowym organom regulacyjnym poświęcony jest rozdział iX Dyrektywy 2009/72/WE. Najważniejsze postanowienia z niego wynikające są następujące:

każde państwo członkowskie wyznacza jeden kra-jowy organ regulacyjny na poziomie krajowym;

należy zagwarantować niezależność regulatora i zapewnić, iż będzie on wykonywał swoje upraw-nienia w sposób bezstronny i przejrzysty. W tym celu należy zapewnić, aby organ regulacyjny:– był prawnie odrębny i funkcjonalnie niezależny

od jakiegokolwiek innego podmiotu publiczne-go lub prywatnego,

– jego pracownicy oraz osoby odpowiedzialne za zarządzanie nim działali niezależnie od wszelkich interesów rynkowych, a przy wykonywaniu swo-ich zadań regulacyjnych nie zwracali się o bezpo-średnie polecenia ani nie wykony wali bezpośred-nich poleceń któregokolwiek rządu lub innego podmiotu publicznego lub prywatnego.

organ regulacyjny ma podejmować niezależne decyzje, nie zależnie od jakichkolwiek podmiotów politycznych, oraz ma po siadać co roku odrębne środki budżetowe i niezależność w wykonywaniu przyznanego budżetu, a także odpowiednie za-soby kadrowe i finansowe do wykonywania swoich obowiąz ków,

członkowie zarządu organu regulacyjnego lub, w przypadku braku zarządu, ścisłego kierownictwa organu regulacyjnego mają być powoływani na ustaloną kadencję od pięciu do siedmiu lat, z moż-liwością jednokrotnego odnowienia.

Szczegółowe obowiązki i uprawnienia organu re-gulacyjnego wynikające z Dyrektywy 209/72/WE są następujące:

ustalanie lub zatwierdzanie, na podstawie przej-rzystych kryteriów, taryf przesyłowych lub dystry-bucyjnych lub metod ich ustalania;

zapewnienie dopełnienia przez operatorów sys-temów przesyłowych i dystrybucyjnych oraz, w stosownych przypadkach, właścicieli syste-mu, jak również przez wszelkie przedsiębiorstwa energetyczne, ich obowiązków zgodnie z niniej-szą dyrektywą i z innymi właściwymi przepisami wspólnotowymi, w tym również w odniesieniu do kwestii transgranicznych;

współpraca w zakresie kwestii transgranicznych z organem lub organami regulacyjnymi odnośnych państw członkowskich oraz z agencją;

przestrzeganie i wdrażanie wszelkich stosownych prawnie wiążących decyzji agencji oraz Komisji;

przedkładanie właściwym organom państw członkowskich, agencji oraz Komisji corocznego sprawozdania z jego działalności i z wypełniania jego obowiązków; sprawozdanie to dotyczy pod-jętych środków oraz uzyskanych wyników w za-kresie każdego z zadań wymienionych w niniej-szym artykule;

zapewnianie, aby nie występowało subsydiowanie skrośne między działalnością w zakresie przesyłu, dystrybucji i dostaw;

monitorowanie planów inwestycyjnych operato-rów systemów przesyłowych, a także zamiesz-czanie w jego sprawozdaniu rocznym oceny planu inwestycyjnego operatorów systemów przesyłowych w zakresie ich zgodności z planem rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym, o któ-rym mowa w art. 8 ust. 3 lit. b) rozporządzenia (WE) nr 714/2009; ocena taka może zawierać zalecenia dokonania zmian w planach inwesty-cyjnych;

monitorowanie zgodności oraz dokonywanie prze-glądu dotychczasowego funkcjonowania zasad dotyczących bezpieczeństwa i niezawodności sieci, a także ustalanie i zatwierdzanie standardów i wy-mogów jakości usług oraz dostaw lub przyczynia-nie się do tego wraz z innymi właściwymi organami;

monitorowanie poziomu przejrzystości, w tym cen hurtowych, oraz zapewnianie przestrzegania przez przedsiębiorstwa energii elektrycznej wymogów w zakresie przejrzystości;

14

raPort

Warto dodać, że w Dyrektywie 2009/72/WE podkreślono, że rynek wewnętrzny energii elektrycznej od 1999 r. jest stopniowo wprowadzany w całej Unii, a jego celem jest zapewnienie rzeczywistej możliwości wyboru dostawcy energii wszystkim konsumentom we Wspólnocie, przy czym za konsumentów uważa się tu zarówno obywateli UE, wykorzystujących energię w gospodarstwach domowych, jak i przedsiębiorstwa.

monitorowanie poziomu i skuteczności otwar-cia rynku i konkurencji na poziomie hurtowym i detalicznym, w tym również na giełdach energii elektrycznej, a także cen dla odbiorców będących gospodarstwami domowymi, w tym systemów przedpłat, częstotliwości zmian dostawców, czę-stotliwości odłączenia od sieci, opłat za usługi konserwacyjne i ich wykonanie oraz skarg zgłasza-nych przez odbiorców będących gospodarstwami domowymi, jak również wszelkich zakłóceń lub ograniczeń konkurencji, łącznie z dostarczaniem wszelkich stosownych informacji oraz przekazy-waniem właściwym organom ochrony konkurencji wszelkich istotnych spraw;

monitorowanie występowania restrykcyjnych praktyk umownych, w tym klauzul wyłączności, które mogą uniemożliwiać dużym odbiorcom in-nym niż gospodarstwa domowe jednoczesne za-wieranie umów z więcej niż jednym dostawcą lub ograniczać ich wybór w tym zakresie, a w stosow-nych przypadkach powiadamianie o takich prakty-kach krajowych organów ochrony konkurencji;

poszanowanie swobody zawierania umów w od-niesieniu do umów na dostawy przerywalne, a tak-że w odniesieniu do umów długoterminowych, pod warunkiem że są one zgodne z prawem wspólno-towym oraz spójne z politykami wspólnotowymi;

monitorowanie czasu potrzebnego operatorom systemów przesyłowych i dystrybucyjnych do wy-konania połączeń i napraw;

pomoc w zapewnieniu, przy udziale innych właści-wych organów, aby środki ochrony konsumenta, w tym środki określone w załączniku a, były sku-teczne i egzekwowane;

publikowanie co najmniej raz w roku zaleceń doty-czących zapewnienia zgodności cen dostaw z art. 3 oraz w stosownych przypadkach przekazywanie ich organom ochrony konkurencji;

zapewnianie dostępu do danych dotyczących zuży-cia energii przez odbiorców, dostarczanie do ewen-tualnego wykorzystania łatwego do zrozumienia, ujednoliconego na poziomie krajowym formatu danych dotyczących zużycia oraz szybkiego dostę-pu wszystkich odbiorców do tego rodzaju danych zgodnie z lit. h) załącznika i;

monitorowanie wdrażania zasad dotyczących funk-cji i zakresu odpowiedzialności operatorów syste-mów przesyłowych, operatorów systemów dys-trybucyjnych, dostawców i odbiorców oraz innych uczestników rynku zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 714/2009;

monitorowanie inwestycji w zdolności wytwórcze w odniesieniu do bezpieczeństwa dostaw;

monitorowanie współpracy technicznej między operatorami systemów przesyłowych ze Wspólno-ty i z krajów trzecich;

monitorowanie wdrażania środków zabezpieczają-cych, o których mowa w art. 42; oraz

przyczynianie się do zgodności procesów wymiany danych dla najważniejszych procesów rynkowych na poziomie regionalnym.

Jeżeli rynek wewnętrzny energii elektrycznej ma wła-ściwie funkcjonować, organy regulacji energetyki powinny móc podejmować decyzje dotyczące wszel-kich istotnych kwestii regulacyjnych oraz być w pełni niezależne od jakichkolwiek innych interesów publicz-nych lub prywatnych.


agencja regulacyjnaParlament europejski i rada ustanowiły w drodze rozporządzenia (WE) nr 713/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. agencję ds. Współpracy organów regu-

15


lacji Energetyki, dalej „Agencja”. Działanie to było konsekwencją Decyzji 2003/796/WE Komisji usta-nawiającej grupę doradczą ds. energii elektrycz-nej i gazu pod nazwą „Europejska grupa organów Nadzoru ds. Energii Elek trycznej i gazu” („ErgEg”). Komisja pozytywnie oceniła działania ErgEg oraz jego pozytywny wkład w rozwój wewnętrznych rynków energii elektrycznej i gazu. Zgodnie z ww. rozporządzeniem powstanie agencji ma wypeł-nić lukę regulacyjną na poziomie wspólnotowym oraz przyczynić się do sprawnego funkcjonowania rynków wewnętrznych energii elektrycznej i gazu ziemnego. agencja powinna zapewniać właściwą koordynację funkcji regulacyjnych wykonywanych przez krajowe organy regulacyjne zgodnie z Dy-rektywą 2009/72/WE. Finansowanie agencji ma pochodzić ze środków budżetu ogólnego UE, ze składek oraz dobrowolnych wpłat. W skład agencji wchodzą:

rada administracyjna, rada organów regulacyjnych, dyrektor, który reprezentuje agencję, komisja odwoławcza.

rozporządzenie ściśle reguluje tryb powoływa-nia ww. organów agencji i ich zadania, tryb uchwa-lania budżetu oraz procedurę odwoławczą od de-cyzji agencji.

agencja ma wypełniać głównie zadania o charakte-rze opiniodawczym, może wydawać zalecenia, a także koordynuje współpracę pomiędzy krajowymi orga-nami regulacyjnymi. indywidualne decyzje agencja podejmuje jedynie w przypadkach, o których mowa w art. 7, 8 i 9 rozporządzenia, tj.:

w kwestiach technicznych, o ile takie decyzje są prze-widziane w Dyrektywie 2009/72/WE, w Dyrektywie 2009/73/WE, w rozporządzeniu (WE) nr 714/20095 lub w rozporządzeniu (WE) nr 715/20096;

w sprawie warunków dostępu do infrastruktury elektroenergetycznej i gazowej łączącej co naj-mniej dwa państwa członkowskie;

o zwolnieniach, zgodnie z art. 17 ust. 5 rozporzą-dzenia (WE) nr 714/2009 lub art. 36 ust. 4 dyrek-tywy 2009/73/WE, w przypadku gdy dana infra-struktura znajduje się na terytorium co najmniej dwóch państw członkowskich.Ponadto agencja monitoruje wykonywanie zadań

ENtSo, w szczególności uczestniczy w opracowy-waniu kodeksów sieci, a następnie monitoruje i bada wdrażanie tych kodeksów.

Dzięki wewnętrznemu rynkowi energii elektrycznej, możliwe będzie stworzenie nowych możliwości gospodarczych oraz zwiększenie poziomu handlu transgranicznego, czego konsekwencją ma być zwiększenie efektywności oraz zapewnienie konkurencyjnych cen i wyższych standardów usług, jak również zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii i ich stabilności.

5. rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i rady (WE) nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) 1228/2003.

6. rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i rady (WE) nr 715/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (WE) 1775/2005.

Źródło: bank zdjęć Vattenfall

16

raPort

�3.5 wSpólny rynek energii, organizacja operatorów Sieci przeSyłowych

Bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej ma klu-czowe znaczenie dla rozwoju społeczeństwa europej-skiego, wdrażania zrównoważonej polityki w zakresie zmian klimatu oraz wspierania konkurencyjności na rynku wewnętrznym. W tym celu należy dalej rozwi-jać wzajemne połączenia transgraniczne, aby zagwa-rantować konsumentom i przemysłowi we Wspólno-cie dostawy energii ze wszystkich źródeł po najbardziej konkurencyjnych cenach.


wspólny rynek energiiPrzygotowując trzeci pakiet o liberalizacji rynku ener-gii, Komisja Europejska wskazała, że do kryteriów warunkujących rozwój konkurencji na rynku energii należy właściwa struktura rynku (dominacja jednego lub dwóch wytwórców, często pionowo zintegro-wanych, jak również brak zdolności przesyłowych, nadal są podstawową barierą rozwoju konkurencji), unbundling, czyli prawny rozdział obrotu energią od działalności sieciowej, jak również rezygnacja z ad-ministracyjnego kształtowania cen energii. Komisja Europejska zaproponowała szereg środków uzupeł-niających dotychczasowe przepisy w zakresie rynku wewnętrznego, m.in. dotyczące rozdziału działalności przedsiębiorstw związanej z wytwarzaniem energii i dostawą od jej przesyłu; wzmocnieniem roli regula-torów rynku energii; oraz wzmocnieniem infrastruk-tury sieci energetycznych, w szczególności połączeń transgranicznych. Zagadnienia te zostaną omówione poniżej.

Warto dodać, że w Dyrektywie 2009/72/WE podkreślono, że rynek wewnętrzny energii elek-

trycznej od 1999 r. jest stopniowo wprowadzany w całej Unii, a jego celem jest zapewnienie rzeczy-wistej możliwości wyboru dostawcy energii wszyst-kim konsumentom we Wspólnocie, przy czym za konsumentów uważa się tu zarówno obywateli UE, wykorzystujących energię w gospodarstwach do-mowych, jak i przedsiębiorstwa. Dzięki wewnętrz-nemu rynkowi energii elektrycznej, możliwe będzie stworzenie nowych możliwości gospodarczych oraz zwiększenie poziomu handlu transgranicznego, cze-go konsekwencją ma być zwiększenie efektywności oraz zapewnienie konkurencyjnych cen i wyższych standardów usług, jak również zapewnienie bezpie-czeństwa dostaw energii i ich stabilności.

unbundling – skuteczny rozdział działalności

Bez skutecznego oddzielenia sieci od działalności w zakresie wytwarzania i dostaw („skuteczny roz-dział”) istnieje nieodłączne ryzyko dyskryminacji nie tylko w zakresie eksploatacji sieci, ale także w zakresie środków zachęcających przedsiębiorstwa zintegrowa-ne pionowo do dokonywania stosownych inwestycji w swoje sieci.Preambuła Dyrektywy 2009/72/WE, motyw 9

jednym z najistotniejszych zagadnień, zawartych w nowej dyrektywie o zasadach rynku wewnętrzne-go energii elektrycznej, jest doprowadzenie do sku-tecznego rozdzielenia obsługi sieci przesyłowych od działalności związanej z dostawą i produkcją energii. W przyjętych rozwiązaniach uznano, że niezbęd-ne jest rozdzielenie obsługi sieci przesyłowych od działalności związanej z dostawą i produkcją energii i wprowadzono trzy opcje rozdzielenia zaopatrzenia i produkcji od zarządzania sieciami:

Współpraca operatorów sieci przesyłowych ma obejmować właściwą wymianę informacji operacyjnych, co jest niezbędne do skutecznej eksploatacji sieci oraz skoordynowanego ujawniania informacji na temat dostępu do sieci. Dla udostępnienia wystarczającej zdolności przesyłowej, operatorzy sieci będą potrzebować długoterminowego planowania rozwoju sieci, w celu przygotowania inwestycji oraz monitorowania rozwoju zdolności przesyłowych.

17


przez rozdzielenie struktur własności, co ozna-cza, że przedsiębiorstwo nie mogłoby jednocze-śnie być właścicielem sieci przesyłu i producentem lub dostawcą energii,

przez wyznaczenie niezależnego operatora sie-ci, gdzie pionowo zintegrowane przedsiębiorstwo mogłoby zachować prawo własności sieci przesy-łowej, pod warunkiem, że jej obsługa i zarządzanie zostaną powierzone niezależnemu operatorowi,

przez ustanowienie niezależnego operatora sys-temu przesyłowego, jednak w tym przypadku umożliwia się operatorom systemów przesyłowych pozostanie w strukturach zintegrowanych przedsię-biorstw, a jednocześnie wprowadza się restrykcyjne przepisy gwarantujące jego niezależność. Założono, że państwa członkowskie będą mo-

gły wprowadzać odpowiednie środki, zapewniające przedsiębiorstwom energetycznym równe szanse działania. Przewidziano też rozwiązania dotyczące podmiotów kontrolowanych przez osoby z krajów trzecich w zakresie uzyskiwania kontroli nad systema-mi przesyłowymi na terenie UE, które, podobnie jak przedsiębiorstwa wywodzące się z UE, będą musiały być poddane odpowiedniej procedurze certyfikacji.

współpraca operatorów systemów przesyłowych

W celu zagwarantowania konkurencji i dostaw ener-gii elektrycznej po najbardziej konkurencyjnej cenie państwa członkowskie i krajowe organy regulacyjne powinny ułatwiać transgraniczny dostęp nowych do-stawców energii elektrycznej pochodzącej z różnych źródeł energii, jak również dostęp nowych dostawców mocy wytwórczych.


Prawidłowe działanie sieci przesyłowych jest niezbędnym warunkiem funkcjonowania rynku energii, a skuteczna współpraca operatorów syste-mów przesyłowych oraz ustanowienie stabilnych ram regulacyjnych w tym obszarze, jak również koordynacja działań regulacyjnych, są niezbęd-nym warunkiem integracji rynków. Wymaga to zgodności w zakresie zasad dostępu do sieci oraz wymiany informacji pomiędzy operatorami syste-mów przesyłowych, a także koordynacji nowych inwestycji dla zwiększenia zdolności przesyłowych połączeń wzajemnych. Dotąd operatorzy syste-mów przesyłowych współpracowali dobrowolnie w ramach EtSo (Stowarzyszenie Europejskich operatorów Systemów Przesyłowych), jednak do-browolna współpraca wiązała się z ograniczeniami, skutkującymi m.in. awariami sieci oraz przerwami w dostawach energii, wynikającymi z niewłaściwej koordynacji funkcjonowania sieci lub braku wystar-czających połączeń sieci elektroenergetycznych. W odpowiedzi na te problemy, w pakiecie o libera-lizacji rynku energii Komisja Europejska zapropono-wała utworzenie nowej Europejskiej Sieci operato-rów Systemów Przesyłowych.

W jej ramach, operatorzy sieci w UE będą współ-pracować w celu stworzenia wspólnych zasad han-dlowych i reguł technicznych oraz norm bezpieczeń-stwa, jak również w celu planowania i koordynacji niezbędnych inwestycji na poziomie Unii.

Współpraca operatorów sieci przesyłowych ma obejmować właściwą wymianę informacji operacyj-nych, co jest niezbędne do skutecznej eksploatacji sieci oraz skoordynowanego ujawniania informacji na temat dostępu do sieci. Dla udostępnienia wy-starczającej zdolności przesyłowej, operatorzy sieci będą potrzebować długoterminowego planowania

Przewiduje się, że Europejska Sieć operatorów Sieci Przesyłowych będzie publikować plany rozwoju sieci oraz raporty na temat oceny zdolności sieci do dostarczenia określonej ilości energii w danym czasie. Plan rozwoju powinien uwzględniać okresy 10 letnie, umożliwiając tym samym wczesne wykrycie potrzeb inwestycyjnych, w tym dotyczących wzmocnienia połączeń transgranicznych.

18

raPort

rozwoju sieci, w celu przygotowania inwestycji oraz monitorowania rozwoju zdolności przesyłowych. Przewiduje się, że Europejska Sieć operatorów Sieci Przesyłowych będzie publikować plany rozwoju sieci oraz raporty na temat oceny zdolności sieci do do-starczenia określonej ilości energii w danym czasie. Plan rozwoju powinien uwzględniać okresy 10 letnie, umożliwiając tym samym wczesne wykrycie potrzeb inwestycyjnych, w tym dotyczących wzmocnienia po-łączeń transgranicznych.

Współpraca operatorów systemów przesyłowych powinna stanowić ramy dla przygotowania, finanso-wania i zarządzania w zakresie koniecznych badań i in-nowacji przyczyniających się do rozwoju techniczne-go europejskich sieci energii elektrycznej i gazu.

�3.6 rynek Detaliczny – wzmocnienie i upoDmiotowienie oDbiorcy energii

Państwa członkowskie powinny zapewniać użyt-kownikom będącym gospodarstwami domowymi, a także, jeżeli państwa członkowskie uznają to za właściwe — małym przedsiębiorstwom — prawo do dostaw energii elektrycznej o określonej jakości o wyraźnie porównywalnych, przejrzystych i uzasad-nionych cenach.


rynek detaliczny aby zapewnić właściwe działanie rynków detalicz-nych w UE w zakresie energii, w Dyrektywie 2009/72/WE przewidziano, że określone zostaną funkcje i za-kres odpowiedzialności podmiotów takich jak:

operatorzy systemów przesyłowych, operatorzy systemów dystrybucyjnych, przedsiębiorstwa dostarczające energię elektryczną odbiorcy inni uczestnicy rynku, jeśli to konieczne.

Zakres regulacji będzie obejmować: zagadnienia dotyczące umów, zobowiązania względem odbiorców, zasady wymiany danych i rozliczeń, własność danych, odpowiedzialność za dokonywanie pomiarów zu-życia.Zasady te mają być podawane i opracowane

w celu ułatwienia odbiorcom i dostawcom dostępu

do sieci i podlegać będą przeglądowi przez organy re-gulacyjne lub inne właściwe organy krajowe. Zasady będą podawane do wiadomości publicznej.

Ponadto, dużym odbiorcom, nie są gospodarstwa-mi domowymi, zagwarantowano prawo do zawie-rania umów z więcej niż jednym dostawcą energii w tym samych czasie.

wzmocnienie pozycji konsumenta na rynku energii

interesy konsumentów powinny być głównym ele-mentem niniejszej dyrektywy, a zapewnienie jakości usługi powinno być głównym zadaniem przedsię-biorstw energetycznych.


W toku prac nad nowymi regulacjami dla rynku energii zwrócono uwagę, że skoncentrowanie się tyl-ko na warunkach działania przedsiębiorstw nie pro-wadzi w efekcie do wzrostu konkurencji i poprawy sytuacji konsumenta. Postrzegając odbiorów końco-wych jako istotnych uczestników rynku energii, sku-piono się w pracach legislacyjnych na kluczowej roli ich właściwego informowania o sposobie korzysta-nia z energii, ponoszonych kosztach i możliwości ich ograniczania.

istotna część regulacji zawartych w nowej Dyrek-tywie 2009/72/WE odnosi się do zagwarantowania odbiorcom prawa do odpowiedniej informacji o zu-życiu energii, a regularnie przekazywanie informacji o kosztach energii ma stwarzać zachęty do jej oszczę-dzania.

Do najważniejszych regulacji odnoszących się do odbiorców energii należy zaliczyć zagadnienia przed-stawione poniżej.

Usługa publicznaaby wszyscy konsumenci mogli odnieść korzyści wy-nikające z konkurencji, Dyrektywa nakazuje zapewnie-nie gospodarstwom domowym oraz ewentualnie ma-łym przedsiębiorstwom usługi publicznej, to znaczy prawa do dostaw energii elektrycznej o określonej jakości, po uzasadnionych, łatwo i wyraźnie porów-nywalnych, przejrzystych i niedyskryminujących ce-nach. aby zapewnić świadczenie usługi powszechnej, państwa członkowskie mogą wyznaczyć dostawcę z urzędu, a z kolei spółki dystrybucyjne mają obowią-zek przyłączania odbiorców do ich sieci na warunkach określonych w Dyrektywie.

19


Prawo wyboru dostawcy energiiNa mocy Dyrektywy, wszyscy odbiorcy energii mają prawo do zakupu energii elektrycznej od dostawcy zarejestrowanego w dowolnym państwie członkow-skim UE. Warunkiem skorzystania z tej możliwości jest – po pierwsze – zgoda dostawcy, a po drugie – stosowanie się przez niego do obowiązujących zasad dotyczących handlu i bilansowania. W związ-ku z tym, państwa członkowskie są zobowiązane do wprowadzenia procedur administracyjnych, które za-pobiegną dyskryminowaniu dostawców energii, zare-jestrowanych w innym państwie UE.

Poza możliwością zakupu energii od dostawcy za-rejestrowanego w innym państwie członkowskim, od-biorcom energii zagwarantowano w Dyrektywie prawo do zmiany dostawcy energii w terminie trzech tygodni.

Podkreśla się, że wykonywanie powyższych praw przez odbiorców ma się odbywać w sposób niedy-kryminacyjny w odniesieniu do kosztów, wysiłku lub terminów, czyli nie powinno wiązać się z nieuzasad-nionymi kosztami czy okresem oczekiwania.

informowanie konsumentów o zużyciu i kosztach energii odbiorcy energii powinni mieć dostęp do danych na temat zużywanej przez siebie energii oraz cen i kosz-tów usług, związanych z zakupem energii, tak by mo-gli porównać te dane z ofertą konkurencyjnych do-stawców.

informacje na temat kosztów energii powin-ny być przekazywane na tyle często, aby zachęcać odbiorców do oszczędzania energii; dzięki temu odbiorcy uzyskają bezpośrednie informacje zwrot-ne o efektach zainwestowania w rozwiązania ener-gooszczędne oraz zmianę swoich nawyków zwią-zanych z korzystaniem z energii. Warto dodać, że takim rozwiązaniom ma sprzyjać wdrożenie dyrek-tywy 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energe-tycznych, która wciąż nie została przeniesiona do polskiego prawa.

Świadomość praw odbiorców energiiW Dyrektywie podkreślono znacząco konieczność wzmocnienia i zagwarantowania realizacji praw kon-sumentów. Prawa te powinny być egzekwowane przez same Państwa członkowskie lub też przez wy-znaczone przez nie organy regulacyjne.

Konsumenci powinni mieć dostęp do jasnych i zro-zumiałych informacji na temat swoich praw na grun-cie sektora energetycznego.

Na mocy Dyrektywy, Komisja przygotuje przystęp-ną i zwięzłą listę kontrolną konsumenta energii, za-wierającą praktyczne informacje o ich prawach. lista zostanie przygotowana po konsultacji z właściwymi zainteresowanymi stronami, w tym:

– z państwami członkowskimi, – krajowymi organami regulacyjnymi, – organizacjami konsumentów – przedsiębiorstwami energetycznymi.Dostawcy energii elektrycznej lub operatorzy sys-

temu dystrybucyjnego, we współpracy z organem regulacyjnym, będą zobowiązane do dostarczenia wszystkim swoim konsumentom kopii listy kontrol-nej konsumenta energii oraz zapewniali jej publiczną dostępność.

Państwa członkowskie są zobowiązane do otwar-cia punktów kontaktowych, gdzie konsumenci energii będą mogli uzyskać wszelkie niezbędne informacje na temat swoich praw, obowiązujących przepisów oraz Źródło: bank zdjęć Vattenfall

20

raPort

Choć wprowadzono obowiązywanie zasady tPa, jednocześnie regulowano ceny dla odbiorców energii, co w praktyce uniemożliwiało realizację tej zasady. Zaczęto z niej korzystać w zasadzie po uwolnieniu cen energii dla przedsiębiorstw.

Państwa członkowskie mają za zadanie przyjąć środki umożliwiające osiągnięcie celów spójności społecznej i gospodarczej oraz ochrony środowiska – co obej-muje środki w zakresie efektywności energetycznej/zarządzania popytem i środki przeciwdziałające zmia-nom klimatu – oraz bezpieczeństwa dostaw, kiedy jest to niezbędne. W celu promowania efektywności energetycznej, państwa członkowskie lub organ re-gulacyjny, zdecydowanie zalecają przedsiębiorstwom energetycznym optymalizację wykorzystania energii elektrycznej, na przykład poprzez dostarczanie usług w zakresie zarządzania energią, rozwój innowacyj-nych formuł cenowych lub poprzez wprowadzenie, w stosownych przypadkach, inteligentnych syste-mów pomiarowych lub inteligentnych sieci.

Szczególne środki ochrony konsumentówDo Dyrektywy włączono specjalny Załącznik, zawie-rający wymagania dotyczące szczególnych środków ochrony konsumentów, takich jak:

a) określenie standardowych warunków umów za-wieranych z dostawcą usług energetycznych,

b) obowiązek zapewniania odbiorcom przejrzy-stych informacji o stosowanych cenach i taryfach oraz o standardowych warunkach dotyczących do-stępu i korzystania z usług energetycznych.

c) proponuje się również zobowiązanie dostaw-ców energii do wystawiania czytelnych i zrozumia-łych dla odbiorcy faktur za energię.

d) ponadto, wprowadza się wymaganie dotyczące powołania krajowych instytucji zapewniających od-biorcom informacje na temat ich praw i powołania mediatora na szczeblu krajowym na wypadek zaist-nienia sporów.

e) państwa członkowskie będą także zobowiąza-nie do zapewnienia wdrożenia inteligentnych sys-

dostępnych środków rozstrzygania sporów. takie punkty kontaktowe mogą być częścią ogólnych punk-tów informacji dla konsumentów.

Ułatwienia dla konsumentów w rozstrzyganiu spo-rów dot. energii

W państwach UE powinny zostać wprowadzone szybkie i skuteczne procedury rozpatrywania skarg, jak również niezależny mechanizm zapewniający sku-teczne rozstrzyganie skarg i pozasądowe rozstrzyga-nie sporów (np. instytucja rzecznika praw odbiorców energii lub organ ochrony konsumentów),

Ubóstwo energetyczneW Dyrektywie podkreślono, że jednym z narastających problemów Unii jest ubóstwo energetyczne. Państwa Członkowskie dotknięte tym problemem powinny opracować krajowe plany działań związane z ograni-czaniem tego zjawiska, przede wszystkim zmierzające do obniżenia liczby osób cierpiących z jego powodu. Państwa członkowskie powinny również zapewnić niezbędne dostawy energii dla odbiorców wrażliwych, przy czym możliwe jest tu stosowanie podejścia zin-tegrowanego, czyli np. łączenie ochrony odbiorców wrażliwych z polityką socjalną czy też poprawą efek-tywności energetycznej w mieszkalnictwie.

Czytelność rachunków za energię Na mocy Dyrektywy, należy zapewnić, aby na rachun-kach lub wraz z rachunkami dostawcy energii elek-trycznej dokładnie określali:

– udział każdego źródła energii w ogólnym koszy-ku paliw dostawcy w poprzednim roku w sposób zro-zumiały i łatwo porównywalny na poziomie krajowym;

– co najmniej odesłanie do istniejących źródeł in-formacji, takich jak strony internetowe, zawierających publicznie dostępne informacje dotyczące oddziaływa-nia na środowisko, co najmniej pod względem emisji Co2 i odpadów radioaktywnych powstałych przy pro-dukcji energii elektrycznej z ogólnego koszyka paliw wykorzystanych przez dostawcę w poprzednim roku;

– informacje na temat ich praw w odniesieniu do dostępnych środków rozstrzygania sporów.

informacje takie powinny być zamieszczane także w materiałach promocyjnych udostępnianym odbior-com końcowym.

Promowanie efektywności u odbiorców końco-wych. Zarządzanie popytem

21


temów pomiarowych, które pozwolą na aktywne uczestnictwo konsumentów w rynku dostaw ener-gii elektrycznej. W przypadku, gdy rozpowszech-nianie inteligentnych liczników zostanie ocenione pozytywnie, w inteligentne systemy pomiarowe wyposaży się do 2020 r. przynajmniej 80 % kon-sumentów.

W toku dyskusji nad reformą rynku, postuluje się także zobowiązanie państw członkowskich do przy-jęcia środków mających na celu walkę z problemem ubóstwa energetycznego, które powinny doprowa-dzić do zmniejszenia liczby osób dotkniętych tym problemem.

Konsumenci powinni mieć dostęp do jasnych i zrozu-miałych informacji na temat ich praw w odniesieniu do sektora energetycznego.


�3.7 �implementacja Do prawa krajowego

3.7.1 �Dotychczasowe przepisy prawa energetycz-nego w polsceNiespełna kilka miesięcy po wejściu w życie pierwsze-go pakietu energetycznego, polski Parlament uchwa-lił ustawę Prawo energetyczne, która weszła w życie w czerwcu 1997 roku. Mimo, iż Polska nie była jeszcze wtedy członkiem UE, Prawo energetyczne uwzględ-niało wiele postanowień objętych Dyrektywą 96/92/WE. Ponadto w owym czasie przeprowadzono już w Polsce zasadniczą reformę organizacyjną energety-ki polegającą na wyodrębnieniu sektorów:

wytwarzania (powstało 14 dużych elektrowni systemowych i 12 elektrociepłowni zawodowych, a także istniała niemała liczba drobnych wytwór-

ców – głównie elektrociepłowni przemysłowych oraz małych elektrowni wodnych),

przesyłu (powstanie spółki Polskie Sieci Elektro-energetyczne S.a.)

dystrybucji (33 zakłady energetyczne – spółki dys-trybucyjne zajmujące się dystrybucją, obrotem i sprzedażą detaliczną).Przyjęte wówczas prawo energetyczne było re-

gulacją bardzo nowoczesną, wręcz wyprzedzają-cą zobowiązania Polski, wynikające ze zobowiązań związanych z przyjęciem do Unii Europejskiej. jednak doskonała regulacja prawna nie szła w parze z prak-tyką. Przede wszystkim, choć wprowadzono obowią-zywanie zasady tPa, jednocześnie regulowano ceny dla odbiorców energii, co w praktyce uniemożliwiało realizację tej zasady. Zaczęto z niej korzystać w za-sadzie po uwolnieniu cen energii dla przedsiębiorstw.

Ponadto, nie kontynuowano zdecydowanie pro-cesu prywatyzacji sektora, co dodatkowo kompliko-wało sytuację, w której państwowy urząd regulacji podejmował działania wobec państwowych przedsię-biorstw energetycznych, także podległych organom publicznym, co uniemożliwiało rozdzielenie intere-sów różnych organów państwa.

Niestety, wysiłek organizacyjny, związany z przygo-towaniem dobrych przepisów prawa został w kolej-nych latach zniweczony, a fiasko całej restrukturyza-cji przypieczętowała dokonana w latach 2006-2007 konsolidacja firm energetycznych należących do Skarbu Państwa.

Można stwierdzić również, że zabrakło określenia celów polityki regulacyjnej, jak również oceny prowa-dzonych działań w tym zakresie.

3.7.2 �implementacja iii pakietu o liberalizacji rynku energiiPolską energetykę i odbiorców energii obejmą skutki wdrożenia pakietu o liberalizacji rynku energii. Efek-tem wprowadzanej reformy ma być zapewnienie usu-nięcie granic wewnętrznych w Unii Europejskiej dla swobodnego przepływu energii elektrycznej między państwami Wspólnot – podobnie, jak ma to miejsce w przypadku towarów i usług czy kapitału. oznacza to większą konkurencję między przedsiębiorstwami energetycznymi w poprawianiu swojej efektywności oraz w zabieganiu o klienta. ten ostatni zostanie wy-posażony w nowe instrumenty ochrony swoich praw po to, aby być pełnoprawnym uczestnikiem rynku energii. Nowe przepisy przyjmują także szczególne

Nie kontynuowano zdecydowanie procesu prywatyzacji sektora, co dodatkowo komplikowało sytuację, w której państwowy urząd regulacji podejmował działania wobec państwowych przedsiębiorstw energetycznych.

22

raPort

przepisy, mające chronić najuboższych odbiorców energii przed pozbawieniem możliwości korzystania z tego dobra.

Znacząco zmieni się ranga i rola Prezesa UrE, któ-ry będzie mieć zagwarantowaną niezależność podej-mowania decyzji, między innymi przez wprowadzenie kadencji. Ponadto, do zadań tego urzędu zostaną dodane nowe zadania – to ten organ będzie współ-odpowiedzialny za znoszenie barier rozwoju rynku wspólnotowego. Wzmocniona zostanie współpraca operatora systemu przesyłowego z jego odpowiedni-kami w innych krajach, a za tym ma pójść techniczna rozbudowa sieci przesyłowych.

Polska musi się przygotować do wdrożenia prze-pisów pakietu, co stanowi doskonałą okazję do po-głębionej dyskusji o polskiej ustawie prawo energe-tyczne, dotychczas nowelizowanej kilkadziesiąt razy. Uważamy, że należy opracować nową ustawę, która pozwoli mieszkańcom naszego kraju cieszyć się z do-brodziejstw konkurencji na rynku energii, a firmom z powodzeniem rozwijać swoją działalność bizneso-wą. Co istotniejsze – powyższe zasady będą obowią-zywać również w innych krajach Wspólnot Europej-skich, a zatem odbiorcom energii przyznaje się w całej Unii takie same prawa.

Ponadto – takie same zasady będą dotyczyły dzia-łania organu regulacyjnego, który w każdym kraju członkowskim będzie odpowiadać za współtworzenie zintegrowanego rynku energii.

Polska jest zobowiązana do wdrożenia przepisów przyjętych w pakiecie liberalizacyjnym do marca 2011 roku. oznacza to, że w najbliższym czasie należałoby spodziewać się propozycji polskich aktów prawnych, wdrażających przepisy wspólnotowe.

4. Rozwój inwestycji w sektorze energetycznym�4.1 Syntezaodtworzenie elektroenergetycznego majątku wy-twórczego w Polsce w ciągu najbliższych 10-15 lat jest koniecznością. tezę tę uzasadnia przede wszystkim struktura wiekowa urządzeń, głównie kotłów i turbozespołów, jak i ich zły stan tech-niczny, stwarzający realne zagrożenie dla ciągło-ści i niezawodności dostaw energii elektrycznej. W okresie 2012-2016 r. będzie miała miejsce pierw-sza fala trwałych odstawień mocy zainstalowanej z powodu wyeksploatowania oraz zakończenia okresu derogacji dyrektywy lCP (2001/80/WE) przyznanych w traktacie akcesyjnym, a do 2020 r. można się spodziewać odstawienia ogółem ok. 7 tys. MW zainstalowanych w elektrowniach sys-temowych. tego ubytku nie zrekompensują po-wstające nowe źródła odnawialne, tym bardziej, że ich rozwój również napotyka na szereg barier. Ponadto, z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy krajowego systemu elektroenergetycznego, w tym potrzeby utrzymywania rezerw mocy i świadczenia pozostałych usług regulacyjnych, moc zainstalo-wana w źródłach wiatrowych nie stanowi ekwiwa-lentu mocy w jednostkach centralnie dysponowa-nych. ambitny plan rozwoju energetyki jądrowej przewiduje uruchomienie pierwszego reaktora po 2020 r., a ograniczone zdolności przesyłowe wy-miany międzysystemowej nie pozwolą na znaczą-ce uzupełnienie bilansu energetycznego importem z sąsiednich krajów. oznacza to, że inwestycje w nowe moce wytwórcze w tradycyjnych techno-logiach węglowych i gazowych będą niezbędne, żeby pokryć zapotrzebowanie na energię, a wyma-gane tempo budowy nowych mocy szacuje się na 800-1000 MW rocznie w okresie 2011-2020.

Praktyczna realizacja zamierzeń inwestycyjnych uwarunkowana jest możliwością pozyskania finanso-wania. to zaś zależy od wyniku analiz ekonomicznych opłacalności przedsięwzięcia. Przy podejmowaniu decyzji finansowych stosowane są metody anali-tyczne oparte na porównywaniu wartości pieniądza w czasie. Podstawowe mierniki efektywności brane pod uwagę przy ocenie projektów inwestycyjnych to wartość bieżąca netto NPV (ang. net present value), wewnętrzna stopa zwrotu irr (ang. internal rate of return) oraz okres zwrotu. Wstrzymanie decyzji inwe-

Polska jest zobowiązana do wdrożenia przepisów przyjętych w pakiecie liberalizacyjnym do marca 2011 roku. oznacza to, że w najbliższym czasie należałoby spodziewać się propozycji polskich aktów prawnych, wdrażających przepisy wspólnotowe.

23


bez stabilnych ram prawnych i wdrożenia mechanizmów bodźcowych dla nowych inwestycji niskoemisyjnych, rozpoczęcie budowy nowych mocy będzie w dalszym ciągu odkładane. bodźce te muszą być tak skonstruowane, żeby wyrównać szanse nowoczesnych technologii w konkurencji ze starymi, wyeksploatowanymi jednostkami wytwórczymi, korzystającymi z przydziałów darmowych uprawnień do emisji Co2. Konieczna jest też zdecydowana poprawa koordynacji działań poszczególnych resortów, która pozwoli inwestorom wykorzystać efekt synergii w postaci jednoczesnej realizacji celów wynikających zarówno z pakietu klimatycznego, jak i przepisów dotyczących ochrony środowiska.

stycyjnych jest wynikiem negatywnego wyniku analiz opłacalności inwestycji.

Zarówno modele finansowe opracowywane przez samych inwestorów, jak i analizy potencjalnych kre-dytodawców wskazują, że uzyskanie założonej ren-towności zainwestowanego kapitału jest niepewne w obecnym otoczeniu regulacyjnym. Mimo dotrzy-mania należytej staranności, przyjęcie założeń odno-śnie szeregu kluczowych parametrów ekonomicznych obarczone jest zbyt dużą niepewnością. Powodem tej sytuacji jest podwyższone ryzyko regulacyjne, zwią-zane z możliwymi zmianami przepisów lub polityki polskiego rządu, a również i Unii Europejskiej, w ob-szarze energetyki, polityki klimatycznej oraz ochrony środowiska. Niestabilność i nieprzewidywalność prze-pisów oraz brak spójnej, długoterminowej polityki rządu, która wiązałaby organy administracji w odnie-sieniu do założonych celów, powoduje, że samo zde-finiowanie scenariusza bazowego projektów na kilka najbliższych lat jest praktycznie niemożliwe.

Najważniejszym elementem podwyższającym po-ziom ryzyka regulacyjnego jest obecnie �niepewność odnośnie systemu handlu emisjami Co2 po 2012 r. W szczególności nie określono zasad rozdziału dar-mowych uprawnień, sposobu wykorzystania środków z aukcji i ich wielkości, kryteriów kwalifikacji instalacji do darmowych uprawnień, tempa spadku udziału dar-mowych uprawnień w okresie 2013 -2019.

Pozostałe bariery to: utrzymywanie kontroli cen energii dla odbiorców końcowych w gospodarstwach domowych, co zniekształca rynek i utrudnia rzetelną prognozę cen energii w perspektywie kilku lat, ponieważ nie-

znana jest data ewentualnego zaprzestania takiej regulacji. bezpośrednim efektem jest subsydio-wanie jednych odbiorców przez innych, a jednym z pośrednich –wzrost kosztów finansowania no-wych inwestycji,

zła struktura, brak płynności i nieprzejrzystość hur-towego rynku energii, a także wadliwy model jego funkcjonowania oparty na koncepcji tzw. „mie-dzianej płyty”, uniemożliwiający właściwą wycenę towaru z dostawą. jednym z efektów jest niewła-ściwa metoda wynagradzania wytwórców za pracę na polecenie operatora systemu, która stanowi za-grożenie możliwości odzyskania kosztów stałych inwestycji w technologie niskoemisyjne,

niepewność odnośnie ewentualnego wdrożenia systemu handlu emisjami So2 i Nox,

niepewność odnośnie możliwości wdrożenia w Po-lce technologii CCS.bez stabilnych ram prawnych i wdrożenia me-

chanizmów bodźcowych dla nowych inwestycji ni-skoemisyjnych, rozpoczęcie budowy nowych mocy będzie w dalszym ciągu odkładane. bodźce te muszą być tak skonstruowane, żeby wyrównać szanse no-woczesnych technologii w konkurencji ze starymi, wyeksploatowanymi jednostkami wytwórczymi, ko-rzystającymi z przydziałów darmowych uprawnień do emisji Co2. Konieczna jest też zdecydowana po-prawa koordynacji działań poszczególnych resortów, która pozwoli inwestorom wykorzystać efekt synergii w postaci jednoczesnej realizacji celów wynikających zarówno z pakietu klimatycznego (redukcja emisji Co2), jak i przepisów dotyczących ochrony środowi-ska (redukcja emisji So2 i Nox, pyłów).

24

raPort

4.2 potrzeby inweStycyjne w polSkiej elektroenergetyce Prognozowane krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną brutto w 2020 r. wyniesie według naj-ostrożniejszych szacunków7 169,3 tWh, (a według prognoz opartych na założeniu szybszego tempa wzrostu gospodarczego i mniejszego spadku energo-chłonności – 191,0 tWh), przy 153,4 tWh w 2008 r. i 148,7 tWh w 2009 r. W okresie 2011-2020 prze-widywane jest wycofanie 7 tys. MW zainstalowa-nych w elektrowniach systemowych8 i dalszych 7 tys. w okresie do 2030 r. Wynika ona zarówno z wyeks-ploatowania najstarszych szeregu jednostek wytwór-czych, jak i upłynięcia terminu derogacji od dyrektywy lCP 2001/80/WE lCP (o dużych źródłach spalania), z jakich polskie elektrownie skorzystały na podstawie zapisów traktatu akcesyjnego. Zatem samo zrów-noważenie zdolności wytwórczych w krajowym sys-temie elektroenergetycznym z zapotrzebowaniem wymagać będzie wybudowania co najmniej 10 tys. MW w nowych jednostkach wytwórczych. jedynie część wymaganych mocy może być odtworzona w odnawialnych źródłach energii, m.in. ze względu na utrudnienia, jakie napotyka ich dalszy rozwój. Szacu-jąc potrzeby inwestycyjne należy wziąć pod uwagę, że efektywny czas pracy z pełną mocą źródeł wia-trowych (2300 – 2700 godzin/rok) jest ok. 2,5 razy krótszy niż źródeł cieplnych, czyli, że na jednostkę mocy zainstalowanej produkują one odpowiednio mniej energii. Ponadto, bezpieczeństwo pracy syste-mu elektroenergetycznego, w tym potrzeby utrzymy-wania rezerw mocy i świadczenia pozostałych usług

regulacyjnych w jednostkach centralnie dysponowa-nych, może wymagać rezerwowania mocy elektrowni wiatrowych w źródłach cieplnych – węglowych i ga-zowych, co by oznaczało dodatkowy wzrost potrzeb inwestycyjnych. Plan rozwoju energetyki jądrowej nie przewiduje uruchomienia pierwszych jednostek przed 2020 r., a ograniczone zdolności przesyłowe na liniach transgranicznych nie pozwolą na znaczące uzupełnienie bilansu energetycznego importem z są-siednich krajów. Co ważne, w najbliższych latach spo-dziewana jest dalsza zmiana struktury zapotrzebo-wania na energię wynikająca z rozbudowy obszarów miejskich, co przełoży się na konieczność inwestowa-nia w konkretnych punktach systemu.

W efekcie możliwość pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną jest uwarunkowana realiza-cją inwestycji w nowe moce wytwórcze zarówno w technologiach odnawialnych, jak i w tradycyjnych technologiach węglowych i gazowych. Niezbędne tempo oddawania do użytku nowych mocy w trady-cyjnych technologiach węglowych i gazowych w la-tach 2011-2020 szacowane jest na 800-1000 MW rocznie. Całkowity koszt odbudowy 10 tys. MW mocy w okresie do 2020 r. należy ocenić na co naj-mniej 20 mld euro (licząc średnio 2000 euro za kWe mocy zainstalowanej), czyli ok. 80 mld zł. Faktyczne koszty będą zróżnicowane zależnie od technologii i uwarunkowań lokalnych; inwestycje w elektrownie gazowe są 30-50% tańsze niż w węglowe, wiatrowe on-shore mogą być do 30% droższe). Urząd regula-cji Energetyki w 2007 r. przeprowadził badanie an-kietowe wśród wytwórców dotyczące bezpieczeń-

7. „Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”, załącznik nr 2 do „Polityki Energetycznej Polski do 2030 roku jw.8. ”jw.

24%

54%

12%

10%Wiek (lata) Moc (GW)<10 3,7

10-20 3,0

20-30 7,6

>30 16,9

Rys. Lata pracy turbozespołów w elektrowniach zawodowych cieplnych. Wg: „Statystyka elektroenergetyki polskiej 2008”, ARE, Warszawa, 2009 r.

25


stwa dostaw energii elektrycznej w perspektywie 2030 r. Przewidywane wówczas przez wytwórców inwestycje w nowe moce (łącznie w elektrowniach i elektrociepłowniach) w okresie 2008-2030 sięga-ły 22 tys. MW, przy 15 tys. MW wycofanych w tym okresie. Koszt budowy nowych mocy wytwórczych szacowano na 115 mld zł w cenach stałych z 2008 r., z tego prawie 70 mld zł do roku 2015.

Z pewnością plany inwestycyjne przedsiębiorstw przewidują wybudowanie zdolności wytwórczych wystarczających do pokrycia zapotrzebowania syste-mu. Problemem jest wykazanie ich opłacalności i po-zyskanie finansowania.

4.3 przeSłanki poDejmowania Decyzji inweStycyjnych inwestowanie jest procesem złożonym i zindywi-dualizowanym. Z założenia realizuje się je z nadzie-ją uzyskania korzyści w postaci strumieni płatności przewyższających konieczne wydatki. Przy tym wy-datki ponoszone są natychmiast oraz w trakcie pro-

cesu inwestycyjnego, a korzyści są odłożone w czasie. inwestycję należy zatem postrzegać jako swego ro-dzaju wyrzeczenie, rezygnację z bieżącej konsumpcji, dla uzyskania mniej lub bardziej niepewnej korzyści. Podstawową przesłanką inwestowania jest perspek-tywa zysku. W związku z tym, analiza finansowa każdego projektu polega na porównaniu warunków finansowania inwestycji z przewidywanymi przycho-dami w czasie. Podjęcie decyzji o realizacji inwestycji musi być poprzedzone szczegółowymi obliczeniami uwzględniającymi szereg wariantów rozwoju sytuacji rynkowej, w tym ścieżki cenowej. analizy te, oparte na zbudowanym w tym celu modelu finansowym, muszą wskazywać, że inwestycja przynosi wyższy zwrot z zainwestowanego kapitału niż alternatywne sposoby jego wykorzystania.

Przy podejmowaniu decyzji finansowych stosowa-ne są metody analityczne oparte na porównywaniu wartości pieniądza w czasie. Podstawowym parame-trem jest stopa procentowa, na podstawie której można określić przyszłą wartość inwestycji oraz prze-

Podstawowe mierniki efektywności brane pod uwagę przy ocenie projektów inwestycyjnych to: wartość bieżąca netto NPV (ang. net present value). Metoda ta opiera się na porównaniu teraźniejszej wartości wpływów PV (ang. present value) z wartością nakładów N. jeśli różnica jest dodatnia, to projekt może zostać przyjęty do realizacji. obliczenia teraźniejszej wartości wpływów dokonuje się po określe-niu granicznej wartości stopy dyskontowej. Zatem kryterium NPV polega na:– wyborze minimalnej stopy zwrotu, poniżej której projekt zostanie odrzucony– przyjęciu odpowiedniego współczynnika wartości bieżącej dla przychodów pieniężnych– dodaniu bieżących wartości netto– ustaleniu, czy przyszłe przychody netto przewyższają założone wstępnie wydatki – wówczas projekt

zostanie przyjęty. wewnętrzna stopa zwrotu IRR (ang. internal rate of return). jest to dynamiczna metoda oceny projek-tów inwestycyjnych, uwzględniająca zmiany wartości pieniądza w czasie, która opiera się na analizie zdys-kontowanych przepływów pieniężnych. jako kryterium akceptacji projektu przyjmuje się, że wskaźnik irr jest stopą dyskontową, przy której wskaźnik NPV=0. to znaczy, że jeżeli dla danego projektu, irr jest niższe od granicznej stopy zwrotu (co oznacza, że NPV jest mniejsze od zera), to inwestycja jest chybiona i można uzyskać wyższy zwrot z kapitału w inny sposób. Sama wysokość granicznej stopy zwrotu może być przyjęta przez inwestora w sposób dowolny, aczkolwiek z reguły zakłada się ją na poziomie średniej ważonej rentowności kapitału dla danego kraju/rynku plus uznaniowo przyjęta nadwyżka rekompen-sująca dodatkowe ryzyko inwestycji rzeczowej. W przypadku prywatnych inwestorów korporacyjnych (szczególnie o zasięgu globalnym) ważną dodatkową okolicznością jest konieczność konkurowania pro-jektów wewnątrz grupy, co na ogół oznacza przyjęcie wyższej nadwyżki.

okres zwrotu jest relacją nakładów inwestycyjnych do zysku, określa on w ciągu ilu lat nakłady poniesione na realizację inwestycji zwrócą się w postaci zysku, rozumianego jako suma przewidywanego zysku netto (po opodatkowaniu), kosztów finansowych (odsetek od zaciągniętych kredytów) oraz amortyzacji. jest to prosty miernik stosowany jako metoda selekcji projektów inwestycyjnych w warunkach zwiększonego ryzyka.

Rys. Lata pracy turbozespołów w elektrowniach zawodowych cieplnych. Wg: „Statystyka elektroenergetyki polskiej 2008”, ARE, Warszawa, 2009 r.

26

raPort

pływy pieniężne. Mechanizmem określania obecnej wartości kapitału jest dyskontowanie – odwrotność kapitalizacji odsetek. Stopa dyskonta wyraża alter-natywny koszt kapitału. W analizie projektów wyko-rzystywane jest pojęcie wartości przyszłej FV (ang. future value), wyrażającej wartość nominalnie ujętej kwoty pieniężnej po upływie określonego czasu.

4.4 �Specyfika inweStycji w elektroenergetyceNajważniejszą cechą szczególną inwestycji w sekto-rze energetycznym jest długotrwały i skomplikowany proces inwestycyjny oraz długi okres funkcjonowania obiektów energetycznych i najczęściej dłuższy, niż w innych gałęziach przemysłu, okres zwrotu z kapi-tału. Wyższe, niż w innych sektorach są nakłady ka-pitałowe, podobnie jak koszty finansowe inwestycji. budowane obecnie duże obiekty energetyczne (z wy-jątkiem farm wiatrowych) będą pracować przez co najmniej 40 lat. Nawet bez niepewności wynikającej z możliwych zmian regulacji, bardzo trudno jest przy-jąć założenia dotyczące przyszłych cen energii, ceny paliw czy uprawnień do emisji Co2.

Finansowanie inwestycji w nowe moce stało się szczególnie trudne w warunkach quasi-rynkowych, gdy zakazane jest zawieranie wieloletnich kontrak-tów długoterminowych, gwarantowanych bezpo-średnio lub pośrednio przez państwo np. na zasadzie prawa wyłączności zakupu energii i mocy przez jedno przedsiębiorstwo prowadzące tzw. pool (single buy-er). Wśród inwestorów panuje przekonanie, że sam rynek energii i rezerw nie gwarantuje zwrotu z inwe-stycji ze względu na nieprzewidywalność cen energii w dłuższym horyzoncie czasowym, ich krótkotrwałe

fluktuacje, czy ryzyko nadwyżki zdolności wytwór-czych ponad zapotrzebowaniem systemu. brakuje innych, oprócz cen energii, bodźców do inwestowania w moce wytwórcze, takich jak sygnały lokalizacyjne lub rynek zdolności wytwórczych, które stanowiłyby mechanizm pokrywania kosztów stałych wytwarzania na rynku energii.

inwestor musi wziąć pod uwagę fakt, że energia elektryczna jest towarem jednorodnym o identycz-nych parametrach, bez względu na sposób wytworze-nia. Nie występuje tu zatem konkurencja produktowa (jakościowa), charakterystyczna dla szeregu innych rynków. Energia elektryczna nie starzeje się moralnie, obecnie dostarczana jest taka sama energia, jak 10, 20 czy 50 lat temu. Mniejsze znaczenie (jeśli w ogóle) ma marka, pod jaką energia jest produkowana i sprze-dawana. Zatem konkurencja wśród wytwórców ma miejsce jedynie na poziomie kosztów stałych i zmien-nych wytwarzania, a zróżnicowanie tych kosztów ze względu na stosowaną technologię wytwarzania i paliwo jest ogromne. tymczasem bez względu na to, czy energia została wyprodukowana w nowoczesnym źródle o wysokiej sprawności, czy w starym, nieefek-tywnym, wyeksploatowanym, zanieczyszczającym środowisko, jest to produkt o identycznych cechach. Zatem wytwórcy, który zainwestował w nowoczesną, czystą technologię i w związku z tym ponosi wysokie koszty wytwarzania, tym trudniej jest konkurować na rynku z zamortyzowanymi instalacjami o niskich kosz-tach. Kolejnym utrudnieniem, charakterystycznym dla inwestycji w wytwarzanie, jest brak dowolności wyboru lokalizacji, ponieważ źródła muszą być przy-łączone do sieci przesyłowej i to w miejscach wskaza-nych przez operatora systemu. Na koniec, wytwórca

Najważniejszą cechą szczególną inwestycji w sektorze energetycznym jest długotrwały i skomplikowany proces inwestycyjny oraz długi okres funkcjonowania obiektów energetycznych i najczęściej dłuższy, niż w innych gałęziach przemysłu, okres zwrotu z kapitału. Wyższe, niż w innych sektorach są nakłady kapitałowe, podobnie jak koszty finansowe inwestycji. budowane obecnie duże obiekty energetyczne (z wyjątkiem farm wiatrowych) będą pracować przez co najmniej 40 lat. Nawet bez niepewności wynikającej z możliwych zmian regulacji, bardzo trudno jest przyjąć założenia dotyczące przyszłych cen energii, ceny paliw czy uprawnień do emisji Co2.

27


nie ma pełnej swobody dysponowania swoimi moca-mi ze względu na konieczność zapewnienia bezpie-czeństwa systemu na warunkach określonych przez organy państwa i operatora. Niejednokrotnie są to warunki, na jakich inwestor nie prowadziłby produkcji w normalnych okolicznościach rynkowych, czyli bez należytego wynagrodzenia. te cechy powodują, że in-westycje w moce wytwórcze w elektroenergetyce są na ogół obarczone wyższym ryzykiem sektorowym, niż w inwestycje w innych gałęziach gospodarki.

�4.5 ryzyko regulacyjne najwiękSzą barierą Dla inweStycji w energetycegeneralnie każde ryzyko dla inwestycji określone jest liczbowo jako iloczyn prawdopodobieństwa wystąpienia i skutku finansowego, jaki będzie miało jego wystąpienie. Następnie identyfikuje się możliwe działania zapobiegawcze lub osłonowe, łagodzące skutki jego wystąpienia. inwestor bierze pod uwagę szereg ryzyk, którymi musi zarządzać: ryzyko spadku popytu na oferowany produkt, ryzyka niekorzystnej zmiany cen sprzedawanego produktu i kupowanego paliwa, ryzyka technologiczne, utraty przewagi kon-kurencyjnej, związane z czynnikiem ludzkim, itp. jed-nak w polskim otoczeniu regulacyjnym na pierwszy plan wysuwa się ryzyko związane z możliwymi zmia-nami przepisów lub polityki rządu w danym obszarze. takie zmiany mają materialny, finansowy wpływ na działalność pojedynczych przedsiębiorstw, całego sektora lub rynku. Modyfikacje otoczenia prawnego mogą powodować wzrost kosztów prowadzenia dzia-łalności gospodarczej, zmniejszyć atrakcyjność inwe-stycji lub zasadniczo zmienić warunki działania kon-kurencji. ryzyko regulacyjne cechuje się dotkliwością skutków i ograniczoną możliwością przeciwdziałania, przy trudnym do oszacowania prawdopodobieństwie wystąpienia. jego przykładem jest możliwość wpro-wadzenia bezpośredniej kontroli cen przedsiębiorstw energetycznych, wymagań dotyczących jakości do-staw lub innych obowiązków powodujących koniecz-ność dostosowania się przedsiębiorstwa poprzez zmianę planów gospodarczych. takim zagrożeniem jest wprowadzenie ostrzejszych norm i wymagań w zakresie ochrony środowiska, np. limitów emisji określonych zanieczyszczeń, których przedsiębiorcy nie spełniają obecnie i do których będą musieli się dostosować lub zaprzestać działalności regulacje takie narzucają sposób działania lub realizację takich przedsięwzięć, których przedsiębiorcy nie podjęliby

w dotychczasowych warunkach. istotną cechą ryzyka regulacyjnego jest jego oddziaływanie na pozosta-łe ryzyka zewnętrzne, np. ustalenie dopuszczalnych maksymalnych pułapów emisji dwutlenku węgla dla krajów UE (sztywna podaż) wpływa na popyt i cenę uprawnień. Dodatkowo, ten wpływ jest trudny do skwantyfikowania, ponieważ nieznana jest elastycz-ność popytu (możliwość redukcji emisji w reakcji na wzrost cen).

oprócz możliwości zmiany parametrów makro-ekonomicznych ryzyko regulacyjne wpływa też na ryzyka związane z finansowaniem inwestycji. Z tego względu utrudniony lub wręcz niemożliwy jest do-stęp do finansowania typu project financing, a kredy-todawcy żądają od inwestorów wyższych gwarancji i zabezpieczeń kredytu, w tym np. całym majątkiem. W skrajnych przypadkach zmiana przepisów nieko-rzystnie wpływająca na warunki rynkowe może spo-wodować wycofanie się kredytodawcy z finansowa-nia projektu w jego trakcie.

Niestabilność i nieprzewidywalność przepisów oraz brak spójnej, długoterminowej polityki rządu, która wiązałaby organy administracji w odniesieniu do założonych celów, powoduje, że zdefiniowanie tylko scenariusza bazowego projektu na kilka najbliż-szych lat jest bardzo trudne. Konsekwencją podwyż-szonego ryzyka regulacyjnego jest negatywny wynik analiz opłacalności inwestycji. i to, a nie czynniki po-zafinansowe (np. polityczne) jest jedynym powodem wstrzymania inwestycji w sektorze wytwórczym, z ja-kim obecnie mamy do czynienia.

4.6 �wybrane aSpekty polityki regulacyjnej i związane z nią bariery inweStycyjneniepewność odnośnie systemu handlu emisjami co2 po 2012r.Najważniejszym problemem polskiej energetyki obecnie i w najbliższych latach jest wdrożenie Dy-rektywy Parlamentu Europejskiego i rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r., zmieniającej dyrek-tywę 2003/87/WE o usprawnieniu i rozszerzeniu wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych („Dyrektywa EU ETS”). Wprowadziła ona w artykule 10c możliwość przej-ściowego przydziału bezpłatnych uprawnień dla pro-ducentów energii elektrycznej. Celem tej derogacji, zdaniem rządu, miało być ograniczenie wzrostu cen energii, który byłby nieunikniony w przypadku pełne-

28

raPort

go aukcjoningu uprawnień do emisji Co2 od 2013 r. Po zakończeniu negocjacji dyrektywy w grudniu 2008 r. szacowano korzyści z tytułu derogacji na €60 mld w okresie 2013-2019. Niestety, nie przedstawiono mechanizmu uzyskania tych oszczędności.

Wspólnotowy system aukcyjny miał doprowadzić do obniżenia ryzyka regulacyjnego związanego z przy-działem darmowych uprawnień do emisji na poziomie krajowym. Pełna odpłatność za uprawnienia powinna w efekcie doprowadzić do wyrównania warunków kon-kurencji pomiędzy źródłami starymi i nowymi (a także między węglowymi i gazowymi) oraz uwzględnienia kosztów zewnętrznych wynikających z uwarunkowań środowiskowych. jednak derogacja, z jakiej zamierza skorzystać Polska i dotychczasowa praktyka (m.in. sposób opracowywania KPrU ii na lata 2008-2012) wskazują, iż ustalanie wielkości darmowych alokacji uprawnień do emisji na poszczególne instalacje będzie się wiązało z dużą niepewnością co do ostatecznego poziomu przydzielonych uprawnień.

niejasne intencje rządu i keDziałania rządu w 2009 r. skupiły się na nieprzej-rzystych i niesformalizowanych negocjacjach z KE dotyczących objęcia nowych instalacji pulą darmo-wych uprawnień, de facto wbrew intencjom dy-rektywy. Stanowisko Komisarza ds. Środowiska Naturalnego S. Dimasa stwierdzające, że instalacje spełniające kryterium fizycznego rozpoczęcia pro-cesu inwestycyjnego przed końcem 2008 r. muszą uzyskać pozwolenie na emisję gazów cieplarnia-nych przed 30.06.2011 r., aby mogły być objęte pulą darmowych uprawnień nie zostało formalnie potwierdzone przez KE, podobnie jak uzgodnienie jakoby w kwestii kwalifikacji procesu inwestycyj-nego jako fizycznie rozpoczętego miało obowią-zywać polskie prawo budowlane. Efekt tych ne-

gocjacji należy uznać za znikomy, a wobec braku innych działań w kierunku przygotowania wnio-sku o derogację (termin złożenia upływa 30. 09. 2011r.), z punktu widzenia inwestorów, rok 2009 został praktycznie zmarnowany. Dotychczas nie wskazano wymiernych celów, wynikających z dyrek-tyw przyjętych w ramach Pakietu Klimatycznego, w szczególności celu redukcji emisji Co2 do roku 2020 i później.

W 2009 r. nie rozpoczęły się prace nad analizą opłacalności skorzystania z derogacji, zasadami roz-działu darmowych uprawnień do emisji dwutlenku węgla po 2012 r., Krajowym Planem inwestycyjnym, sposobem przeznaczenia co najmniej 50% przycho-dów budżetu Państwa z aukcji pozwoleń na emisje na rozwój energetyki przyjaznej środowisku, w tym wsparcia energetyki odnawialnej oraz rozwoju czy-stych technologii węglowych. Dwa lata przed zakoń-czeniem okresu, w którym państwo członkowskie może przydzielić przejściowe bezpłatne uprawnie-nia instalacjom wytwarzającym energię elektryczną Komisja ma dokonać oceny postępu we wdrażaniu planu modernizacji. Państwo członkowskie może się ubiegać o ewentualne wydłużenie okresu derogacji (art. 10c ust. 7 znowelizowanej dyrektywy 2003/87/WE). Nie ma pewności czy rząd zamierza się ubiegać o dalszą derogację po 2020 r.

intencje rządu i otoczenie prawne w obszarze wdrożenia dyrektywy EtS pozostały niejasne, a nie-spójna i nieskoordynowana polityka między resor-tami jest źródłem ryzyka regulacyjnego. gwoli spra-wiedliwości należy podkreślić, że sama KE przyczynia się do wzrostu niepewności odnośnie przyszłości systemu EtS po 2013 r. Przede wszystkim nieznana jest pula uprawnień jaka przypadnie Polsce w 2013 r. i kolejnych latach. Z uwagi na fiasko negocjacji w Ko-penhadze na razie odstąpiono od podwyższenia celu redukcji emisji Co2 do 30% w 2020 (ale można zakła-dać, że sprawa powróci). Ponadto, były już zgłasza-ne plany dalszej znacznej redukcji emisji dwutlenku węgla w skali UE w perspektywie do 2050 r. oraz wprowadzenia limitów emisji z instalacji na poziomie nieosiągalnym w elektrowniach węglowych (a nawet gazowych) bez zastosowania technologii wychwytu i składowania Co2.

nieznane zasady rozdziału darmowych uprawnieńart. 10a ust. 7 znowelizowanej dyrektywy 2003/87/WE, stanowi, że darmowa alokacja nie może dotyczyć

intencje rządu i otoczenie prawne w obszarze wdrożenia dyrektywy EtS pozostały niejasne, a niespójna i nieskoordynowana polityka między resortami jest źródłem ryzyka regulacyjnego.

29


instalacji nowej, zdefiniowanej (w art. 3) jako instala-cja, która pozwolenie na emisję gazów cieplarnianych uzyskała po raz pierwszy po 30.06.2011 r. Dotychczas pozwolenie na emisję mogło być uzyskane po fak-tycznym zakończeniu procesu inwestycyjnego. Zatem nowe instalacje co do zasady, nie otrzymają darmo-wych uprawnień, ale powinny mieć zapewnienie, iż darmowe przydziały nie będą stanowić zakłócenia kon-kurencji na rynku energii. to oznacza, że premiowane powinno być przeprowadzenie modernizacji majątku wytwórczego skutkujące zmniejszeniem emisyjności, a nie rozdanie nieodpłatnych uprawnień instalacjom przestarzałym i wysokoemisyjnym. również przycho-dy ze sprzedaży aukcji powinny być kierowane na dzia-łania ograniczające emisję Co2 w skali państwa.

Zasady rozdziału darmowych uprawnień do emi-sji dwutlenku węgla na poszczególne instalacje od 2013 r. nadal nie są znane, nie zostały nawet przed-stawione główne założenia. ta niepewność, bezpo-średnio przekładająca się na możliwość opracowania projektu inwestycyjnego, dotyczy:

Zasad alokacji uprawnień. Zgodnie z (art. 10c ust. 3 dyrektywy reformującej EtS) darmowe przy-działy uprawnień mogą być dokonane a) w oparciu o zweryfikowane emisje z lat 2005 – 2007 albo b) na podstawie wskaźników wydajności/emisyjności ex ante opartych na średniej ważonej poziomów emisji gazów cieplarnianych powstających w najmniej emi-syjnych technologiach wytwarzania energii elektrycz-nej we Wspólnocie. Skutki finansowe tych rozwiązań są zasadniczo odmienne, w przypadku historycz-nych alokacji premiowane byłyby jednostki najmniej sprawne i o najwyższej emisyjności jednostkowej. W efekcie darmowe uprawnienia zostałyby zużyte w najmniej efektywny sposób.

Dopuszczalności sprzedaży darmowych upraw-nień do emisji oraz przenoszenia uprawnień między instalacjami w ramach tej samej grupy wytwórczej.

Przyjętego stopnia redukcji liczby przydziela-nych bezpłatnie uprawnień do emisji (od max. 70% w roku 2013 do 0% w roku 2020). Dla nowych in-westycji korzystne jest przyjęcie równego (np. 10% rocznie), znanego z góry harmonogramu ograniczania puli darmowych alokacji.

Uzależnienia otrzymania darmowych przydzia-łów uprawnień od jego projektów inwestycyjnych uwzględnionych w krajowym planie inwestycyjnym.

Możliwych jest kilka sposobów rozdziału darmo-wych uprawnień:

rezygnacja z derogacji – pełny aukcjoning (100% uprawnień kupowanych na aukcjach). W ta-kim scenariuszu wszystkie instalacje są traktowane jednakowo. W cenie energii elektrycznej uwzględ-niony jest pełny rzeczywisty koszt zakupu uprawnień do emisji. Występują największe zachęty dla wyboru technologii niskoemisyjnej w nowych instalacjach, a nowe inwestycje mają przewagę konkurencyjną ze względu na niższą emisyjność i wyższą sprawność – niższe koszty zmienne produkcji. Wysokie przychody z aukcji wykorzystywane są na wsparcie energetyki odnawialnej, modernizację energetyki oraz ogranicze-nie wzrostu cen dla odbiorców poprzez np. obniżenie opodatkowania energii elektrycznej i innych nośni-ków energii.

Darmowe uprawnienia przyznane są tylko sta-rym instalacjom i ew. nowym, których proces inwe-stycyjny rozpoczął się przed końcem 2008 r. (max. 5-7 tys. MW), z możliwością ich odsprzedaży i prze-noszenia na inne instalacje wewnątrz grup wytwór-czych. W przypadku, gdyby darmowe uprawnienia otrzymały również ww. nowe instalacje, rozdział musiałby być dokonany na podstawie benchmarków. W tym scenariuszu cena rynkowa uprawnień zosta-nie również w pełni przeniesiona na cenę energii, ale nastąpi zaburzenie konkurencji między starymi insta-lacjami i inwestycjami rozpoczętymi po 2008 r. (oraz między wytwórcami zasiedziałymi i wchodzącymi na rynek). Przychody z aukcji musiałyby być przeznaczo-ne przede wszystkim na wsparcie nowych inwestycji oraz ograniczenie wzrostu cen.

Darmowe uprawnienia przyznawane są starym instalacjom i ew. nowym, których proces inwestycyj-ny rozpoczął się sprzed końcem 2008 r., bez możli-wości odsprzedaży (np. ex-post), na podstawie histo-rycznej alokacji (emisji) lub benchmarków. W takim wariancie cena energii elektrycznej w okresie przej-ściowym może nie odzwierciedlać całego kosztu zakupu uprawnień do emisji na skutek interwencji państwa w mechanizmy obrotu energią, szczególnie w państwowych grupach energetycznych. Dopro-wadzi do sztucznego zaniżenia cen energii, nawet poniżej kosztów zmiennych instalacji marginalnych (kupujących uprawnienia) szczególnie na początku okresu przejściowego. Nie tylko uniemożliwi to sfi-nansowanie inwestycji, ale nawet może spowodować problemy z utrzymaniem płynności przez niektórych wytwórców. Przyznanie darmowych pozwoleń już działającym instalacjom, często eksploatowanym

30

raPort

od kilkudziesięciu lat, skutecznie powstrzyma in-westorów przed budową nowoczesnych mocy wy-twórczych przed rokiem 2020. Konieczne byłoby wówczas przeznaczenie znacznej części przychodów z aukcji bezpośrednio na inwestycje.

bez przedstawienia założeń odnośnie powyższych zagadnień nie da się w modelu finansowym inwesty-cji zaprojektować ścieżki cenowej energii elektrycznej w najbliższych latach. Niemożliwe jest określenie, czy poziom cen energii będzie wystarczający, żeby uza-sadnić decyzje inwestycyjne. Przede wszystkim nie ma przesłanek, na podstawie których można by przy-jąć założenia o stopniu przenoszenia ceny uprawnień do emisji Co2 na ceny hurtowe energii elektrycznej. bez takiej wiedzy nie da się oszacować konkurencyj-ności nowego źródła na rynku energii, czyli jego pozy-cji na krzywej podaży (tzw. merit order).

kontrola cen energii odbiorców końcowychregulacja cen dla odbiorców w gospodarstwach do-mowych zniekształca rynek i utrudnia rzetelną pro-gnozę cen energii w perspektywie kilku lat. jest ona wyrazem subiektywnego i nieprzejrzystego traktowa-nia zagadnień rynkowych przez Prezesa UrE. arbitral-ne ustalanie średniej ceny rynkowej na rok następny, narzucanej jako cena zakupu energii na pokrycie strat sieciowych oraz do kalkulacji stawek taryfowych dla grupy taryfowej g, na podstawie niepełnych danych, znacznie zwiększa ryzyko po stronie przedsiębiorstw dystrybucyjnych i obrotowych.

administracyjne zatwierdzanie cen dla części ryn-ku powoduje w praktyce ustalenie swego rodzaju ceny maksymalnej, co z kolei prowadzi do doraźne-go/koniunkturalnego regulowania części „łańcucha” sprzedaży energii elektrycznej. jednym z efektów

ubocznych częściowej kontroli cen jest zaniżenie war-tości spółek i wzrost kosztów finansowania nowych inwestycji. odstąpienie od kontroli cen pozwoli na eliminację, występującego obecnie, subsydiowania skrośnego gospodarstw domowych przez odbiorców biznesowych. Subsydiowanie wynika z ustalenia ta-ryf dla gospodarstw domowych poniżej cen zakupu energii elektrycznej, przy uwolnionych taryfach dla pozostałych odbiorców. Prowadzi to do zawyżenia cen energii dla odbiorców biznesowych, a tym samym do pogorszenia ich pozycji konkurencyjnej. Ponadto wyeliminuje to tzw. „pętlę regulacyjną” – tak długo, jak długo sprzedaż do gospodarstw domowych bę-dzie regulowana, na tym rynku nie będzie konkuren-cji. Zwłaszcza, w przypadku, gdy regulowane ceny sprzedaży ustalane będą poniżej cen rynkowych.

wadliwie działający rynek hurtowyBrak płynnościPolski rynek hurtowy energii typu spot nie jest płyn-ny, co oznacza, że nie można na nim nabyć dowolnej ilości energii w każdym czasie, ze względu na nie-wielki wolumen obrotów. Na dodatek hurtowy rynek energii jest mało przejrzysty, ze względu na struktu-rę organizacyjną i własnościową sektora. transakcje wewnątrz grup skonsolidowanych są dokonywane po cenach oderwanych od cen rynkowych, a konku-rencja działa w bardzo ograniczonym zakresie, przed wszystkim ze względu na zbyt duży udział państwa w energetyce jako regulatora i właściciela. Upłynnie-nia rynku w wymaganym stopniu nie zapewni wdraża-ny obecnie obowiązek sprzedaży energii elektrycznej poprzez giełdę energii, aczkolwiek może doprowadzić do jego większej przejrzystości. Za to w prosty spo-sób można poprawić funkcjonowanie rynku poprzez

Polski rynek hurtowy energii typu spot nie jest płynny, co oznacza, że nie można na nim nabyć dowolnej ilości energii w każdym czasie, ze względu na niewielki wolumen obrotów. Na dodatek hurtowy rynek energii jest mało przejrzysty, ze względu na strukturę organizacyjną i własnościową sektora. transakcje wewnątrz grup skonsolidowanych są dokonywane po cenach oderwanych od cen rynkowych, a konkurencja działa w bardzo ograniczonym zakresie, przed wszystkim ze względu na zbyt duży udział państwa w energetyce jako regulatora i właściciela.

31


wdrożenie funkcji jego animatorów. rolę te powin-ny obligatoryjnie pełnić podmioty dominujące na rynku, np. spółki obrotu prowadzące handel hurto-wy w imieniu i na rzecz producentów, których udział w rynku wytwarzania, mierzony udziałem produkcji netto w łącznej produkcji netto w kraju przekracza np. 20%. animator rynku jest zobowiązany jedno-cześnie do oferowania na giełdzie sprzedaży i zakupu energii z określoną, maksymalną różnicą, np. w wyso-kości 1%. W efekcie można oczekiwać stabilizacji cen hurtowych i znacznego wzrostu dostępności energii, czyli poprawy płynności rynku hurtowego.

Wadliwy model rynku Podstawową wadą funkcjonującego modelu rynku energii w Polsce jest brak właściwej wyceny towaru z dostawą wynikający z wdrożenia koncepcji „mie-dzianej płyty”. Został on zaprojektowany przy zało-żeniu socjalizacji kosztów usuwania ograniczeń siecio-wych, która realizowana jest poprzez przenoszenie kosztów rynku bilansującego przez taryfę przesy-łową. W efekcie rynek hurtowy znalazł się na styku działalności regulowanej i konkurencyjnej. operator systemu przesyłowego zmuszony jest do prognozo-wania „kosztów rynku bilansującego” we wniosku ta-ryfowym, a regulator, dążąc do ograniczenia wzrostu opłat, zmusza do redukcji tych planowanych kosz-tów. W tym systemie działania operatora na rynku bilansującym przestają być neutralne finansowo (nie wszystkie koszty bilansowania i usuwania ograniczeń systemowych są pokrywane przez taryfę), co skłania go do modyfikowania zasad rozliczeń z wytwórca-mi i operatorami systemów dystrybucyjnych (oSD) w celu ograniczenia własnych kosztów. Niestety takie działania powodują:

przejęcie w tym zakresie uprawnień legislacyjnych przez operatora systemu,

arbitralność podejmowanych przez niego decyzji, wprowadzanie rozwiązań w sposób nieuzasadnio-ny ograniczających przychody wytwórców, powo-dujących brak możliwości pokrycia kosztów gene-racji wymuszonej i rozruchów wykonywanych na polecenie operatora.Sytuację poprawi rozpoczęty wdrażany obecnie

projekt przebudowy architektury rynku energii zakła-dający przejście na system cen węzłowych. W sys-temie cen węzłowych cena energii jest wyznaczana oddzielnie w poszczególnych punktach sieci i zawiera w sobie zarówno koszt jej wytworzenia jak i przesyłu.

W efekcie, jeśli w danym miejscu w sieci występuje deficyt podaży energii ze względu na brak możliwości jej przesyłu z innych źródeł wytwórczych, cena ener-gii w danym punkcie (węźle) sieci będzie wysoka. i na odwrót, przy nadwyżce podaży energii w stosunku do zapotrzebowania, przy braku możliwości przesłania energii do innych węzłów cena energii będzie niska. główną zaletą systemu cen węzłowych wspartego rynkiem mocy wytwórczych i finansowych praw prze-syłowych jest dostarczanie dokładnych sygnałów lo-kalizacyjnych dla nowych źródeł wytwórczych, sieci przesyłowych i dużych (energochłonnych) odbior-ców. Sygnałów takich nie dostarcza obecnie funkcjo-nujący system „miedzianej płyty”, w związku z tym uczestnicy rynku nie mają jasności, w jakich punktach sieci należy lokować nowe źródła. Próbą rozwiązania tego problemu jest nałożenie na operatorów obo-wiązku publikowania informacji o preferowanych lokalizacjach nowych źródeł wytwórczych (art. 16 ust. 3a ustawy – Prawo energetyczne wprowadzony ostatnią nowelizacją).

jednak ewentualne wdrożenie cen węzłowych z rynkiem mocy to projekt skomplikowany i długo-trwały, a rynek hurtowy wymaga korekty już teraz. W tym celu możliwe są działania zmieniające ramy regulacyjne dla oSP i oSD, przede wszystkim wdra-żające elementy regulacji bodźcowej opartej na spre-cyzowanych celach w zakresie poprawy efektywności operacyjnej firm energetycznych. regulacja bodźco-wa przewiduje określoną, minimalną poprawę efek-tywności działania – każde dodatkowe zwiększenie efektywności, np. w zakresie zmniejszenia strat sie-ciowych, pozostaje dodatkowym zyskiem przedsię-biorstwa. tym zyskiem przedsiębiorstwo powinno podzielić się z klientem w kolejnym okresie regulacji poprzez obniżenie regulowanych cen usług siecio-wych. jednym z możliwych rozwiązań jest wprowa-dzenie regulacji jakościowej w segmencie regulowa-nym w postaci nagród i kar za standardy dostawy energii i sieciowej obsługi klientów (czas reakcji na awarię, na reklamację w zakresie usługi dystrybucyj-nej, itp..).

Zasady dysponowania mocą i wynagradzania gene-racji wymuszonej Zasady pracy jednostek wytwórczych na polecenie operatora sytemu przesyłowego nie dają pewno-ści odzyskania kosztów stałych inwestycji. obecnie obowiązujące rozporządzenie Ministra gospodarki

32

raPort

z 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warun-ków funkcjonowania systemu elektroenergetyczne-go (Dz.U. z 2007 r. Nr 93, poz. 623, ze zm.) określa sposób prowadzenia rozliczeń wytwórców z operato-rem systemu przesyłowego za energię wytworzoną na jego polecenie. Podstawę rozliczeń stanowią jed-nostkowe koszty zmienne wytwarzania. rozliczenia obejmują też koszty uruchomienia jednostek wytwór-czych centralnie dysponowanych. Ponadto operator jest zobowiązany do rozliczenia z wytwórcą kosztów pozyskania dodatkowych uprawnień do emisji Co2. informację o wysokości cen dla danego roku kalenda-rzowego wytwórca przekazuje operatorowi do dnia 31 sierpnia roku poprzedniego.

takie zasady płatności za generację wymuszoną wprowadzają dodatkowy element ryzyka przywoły-wania przez operatora do pracy nowo wybudowa-nych jednostek centralnie dysponowanych po kosz-tach zmiennych wytwarzania. takie jednostki (np. gazowe) nie będą mogły produkować w godzinach szczytu po cenach rynkowych (i ustalić ceny krań-cowej), ponieważ zostaną zredukowane, a operator będzie mógł przywołać je w każdej chwili do pracy w wymuszeniach (bez pokrycia kosztów stałych, któ-re w przypadku nowych inwestycji będą stanowić znaczną część kosztów całkowitych). ryzyko braku możliwości pokrycia kosztów stałych nowych insta-lacji spowoduje, że nie da się poprawnie skalkulować podstawowych parametrów finansowych inwestycji.

System handlu emisjami So2 i noX

Projekt nowej dyrektywy o emisjach przemysłowych (iED) zaostrza dotychczasowe podejście do zinte-growanego zapobiegania i kontroli zanieczyszczeń (iPPC). Komisja Europejska proponuje wprowadzenie wiążących na poziomie UE dopuszczalnych poziomów emisji dla wszystkich branż przemysłowych, eliminu-jąc dotychczasową elastyczność doboru Najlepszych Dostępnych technik bat (ang. bat – best available techniques) na szczeblu krajowym, z uwzględnieniem specyfiki i warunków lokalnych. Według projektu, nor-ma dla źródła o mocy powyżej 300 MWth wynosić będzie 200 mg So2/Nm3 (obecnie od 400 do 1090 mg/Nm3). Z kolei emisje Nox mają być ograniczone do 200 mg/Nm3 z obecnych 600 mg/Nm3, co nie jest możliwe do zrealizowania bez inwestycji w zaawan-sowane technologie odazotowania spalin. Dla pyłów norma ma wynosić 20 mg/m3, wobec 50 mg/m3 obec-nie. Wymienione zmiany będą dotyczyć instalacji już

istniejących, a nowe muszą być budowane z zastoso-waniem bat, czyli będą spełniać jeszcze ostrzejsze wymagania. Wejście w życie dyrektywy iED wprowa-dzającej znacznie ostrzejsze standardy emisyjne niż obecnie obowiązująca dyrektywa lCP, na której wdro-żenie Polska uzyskała derogacje, bardzo skomplikuje sytuację polskiej energetyki. iED zacznie obowiązywać od 2016 r., czyli w chwili, gdy dobiegnie końca proces dostosowywania do niższych standardów określo-nych w dyrektywie lCP, co może oznaczać, iż wiele zrealizowanych do tego czasu inwestycji będzie nie-wystarczających. W skali kraju konieczne będą kolej-ne działania dostosowawcze do wymagań emisyjnych oraz technologicznych, wymagające ogromnych na-kładów inwestycyjnych, co przełoży się na wzrost cen energii oraz obniżenie konkurencyjności przemysłu polskiego na rynkach światowych.

Projekt dyrektywy iED, będący obecnie przed-miotem prac w Parlamencie Europejskim przewi-duje kolejne derogacje, m.in. tzw. Krajowy Plan Przejściowy obejmujący lata 2016-2019. Ewentu-alne przyjęcie takiego planu znacząco wpływa na plany inwestycyjne, ponieważ umożliwi on dalszą pracę szeregu jednostek wytwórczych, które mu-siałyby być wycofane z dniem 1.01.2016 r. Według ostrożnych szacunków może to dotyczyć nawet 2,5 tys. MW mocy zainstalowanej, która, pozostawio-na w systemie, nie zwolni miejsca dla nowych inwe-stycji przed 2020 r.

Proponowany przez Ministerstwo Środowiska i KaSHUE system bilansowania i handlu emisjami sta-nowi propozycję mechanizmu bodźcowego sprzyjają-cego inwestowaniu w modernizację majątku wytwór-czego i efektywnej redukcji emisji. Prace nad ustawą o systemie handlu emisjami powinny zostać przyspie-szone, ponieważ obecnie nie ma pewności, że system ten wejdzie w życie od 1.01.2011 r. Dopiero praktyka pokaże czy będzie on stanowić skuteczny mechanizm bodźcowy zachęcający do modernizacji jednostek wytwórczych. W obecnym projekcie pułapy emisji dla indywidualnych instalacji można przekroczyć wnosząc opłatę zastępczą, co może być zachętą do zaniechania inwestycji i przeniesienia kosztów opłat zastępczych w cenie energii. Dlatego konieczne jest jak najszybsze przesądzenie niektórych parametrów (np. wysokości opłat zastępczych oraz pułapów kra-jowych i wskaźniki emisyjności), żeby można było po-prawnie ocenić efektywność inwestycji w zmniejsze-nie emisji So2 i NoX.

33


�wychwytywanie i geologiczne składowanie dwu-tlenku węgla Dyrektywa 2009/31/WE Parlamentu Europejskiego i rady z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie geolo-gicznego składowania dwutlenku węgla (dyrektywa CCS) jest jednym z elementów pakietu klimatycz-nego, stanowiącym uzupełnienie EtS’u. reguluje ona szczegółowo kwestie dotyczące wychwytywa-nia i geologicznego składowania Co2, w tym m.in. warunki dostępu do sieci i składowisk, zasady roz-strzygania sporów odmowę dostępu oraz zasady funkcjonowania operatorów. Nakłada na potencjal-nych inwestorów w nowe moce wytwórcze (ope-ratorów wszystkich obiektów energetycznego spa-lania o elektrycznej mocy znamionowej 300 MW lub wyższej, którym pozwolenia na budowę lub – w przypadku braku takiej procedury – pozwolenia na prowadzenie działalności udzielono już po wej-ściu w życie dyrektywy) obowiązek przeprowadze-nia oceny czy dostępne są odpowiednie składowiska oraz czy wykonalne technicznie i ekonomicznie są instalacje transportowe i modernizacji pod kątem wychwytywania Co2 (art. 33 dyrektywy). Minimal-nym wymogiem wynikającym z dyrektywy jest ko-nieczność zapewnienia, że każda nowo przygotowy-wana inwestycja będzie miała miejsce pod budowę instalacji wychwytywania Co2. ryzyko regulacyjne wynika z niepewności co do możliwości składowania Co2 w Polsce oraz braku właściwego wdrożenia dy-rektywy w terminie.

Polska, jako kraj opierający produkcję energii elektrycznej na spalaniu paliw kopalnych powinna wdrożyć regulacje dyrektywy, co umożliwi inwesto-rom analizę opłacalności inwestowania w technolo-gię CCS i uwzględnianie tej możliwości ograniczenia emisji dwutlenku węgla w planach budowy nowych źródeł. Wdrożenie technologii CCS będzie uwarun-kowane relacją kosztów instalacji i składowania do ceny krańcowej uprawnień do emisji dwutlenku wę-gla. Wykonanie takich analiz i ryzyko błędu wezmą na siebie inwestorzy. Należy podkreślić, że budowa instalacji wychwytu Co2 zwiększa zarówno same na-kłady inwestycyjne o ok. 40%, jak i podnosi koszt zmienny produkcji energii ze względu na obniżenie sprawności wytwarzania. Koszt instalacji wychwytu stanowi ok. 90% kosztów geologicznego składowa-nia, ale bez zapewnienia, że transport i składowanie są dostępne, budowa takiej instalacji jest bezprzed-miotowa.

Dyrektywa CCS wymaga od organów państwa przygotowania ram prawnych umożliwiających dzia-łanie operatorów składowisk i sieci transportowych. Ministerstwo Środowiska opracowało i poddało kon-sultacjom projekt założeń wdrożenia dyrektywy CCS, który skupia się na bezpieczeństwie geologicznym. brakuje w nim kluczowych dla inwestorów, propozy-cji rozwiązań, dotyczących dostępu do sieci i składo-wisk, w tym transgranicznych. Próba implementacji dyrektywy CCS do polskiego prawa jest przykładem podejścia sektorowego. tymczasem bez nadania tym zagadnieniom priorytetu w pracach rządu na najbliż-sze lata, procesy inwestycyjne w nowe moce mogą zostać wstrzymane już w 2011 r. ze względu na brak możliwości wykonania studium oceny spełniania wy-mogów art. 33 dyrektywy.

�4.7 bariery inweStowania – rekomenDacje Skala niezbędnych działań dostosowawczych i wielkość przewidywanych nakładów inwestycyjnych w najbliższych latach wymagają systemowego, pla-nowego ujęcia problemu przez rząd. Konieczne jest opracowanie programu redukcji emisji promującego m.in. wysokosprawną kogenerację, technologie ni-skoemisyjne, mikrokogenerację, indywidualne oZE, a także wykorzystanie gazu ziemnego, paliw ciekłych i pochodzących z przeróbki odpadów jako paliwa dla obiektów o mocy < 100 MW. Efektem zaniecha-nia systemowych działań będzie odstawienie części obecnie eksploatowanych urządzeń bez zastąpienia ich nowo wybudowanymi jednostkami niskoemisyjny-mi. bez jasnych, stabilnych ram prawnych i systemu finansowego wspomagania realizowanych przedsię-

Polska, jako kraj opierający produkcję energii elektrycznej na spalaniu paliw kopalnych powinna wdrożyć regulacje dyrektywy, co umożliwi inwestorom analizę opłacalności inwestowania w technologię CCS i uwzględnianie tej możliwości ograniczenia emisji dwutlenku węgla w planach budowy nowych źródeł.

34

raPort

wzięć inwestycyjnych decyzje o budowie nowych źró-deł nie zostaną podjęte. Konieczna jest koordynacja działań rządu związanych z implementacją poszcze-gólnych dyrektyw: iED, EtS, CCS, a nie konkurencja organów, która jest postrzegana przez przedsiębior-ców jako oznaka słabości państwa.

Należy podkreślić, że nadal istotną barierą, jaką mu-szą pokonać inwestorzy w sektorze energetycznym, jest wszechobecny interwencjonizm państwa i brak wiary w rynek i konkurencję. Podstawową rekomen-dacją jest stopniowe wycofywanie się rządu z sektora elektroenergetycznego (wyjątkiem jest pozostawienie państwowej własności operatora sieci przesyłowej) poprzez prywatyzację i prawidłowo tworzone regula-cje prawne. Niemierzalne cele i niewłaściwie dobrane środki ich realizacji stanowią o słabości system praw-nego w obszarze energetyki. Narzędzia realizujące niektóre cele stanowią barierę realizacji innych. Przy-kładowo utrzymanie kontroli państwa nad grupami energetycznymi w celu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, uniemożliwia rozwój konkurencji i właściwą wycenę opłacalności inwestycji. Należy określić cele priorytetowe – jakim bez wątpienia po-winna być konkurencja (uwaga: nie konkurencyjność, która może być dopiero jednym z efektów konkuren-cji) na krajowym rynku energii z ograniczonym zakre-sem interwencji państwa. Wiele problemów da się wówczas rozwiązać dzięki lepszemu wykorzystaniu zasobów i optymalizacji planowania. Poniżej wskazano najważniejsze postulaty pod adresem rządu:

Poprawa współpracy organów państwa z przedsię-biorcami, zarówno sformalizowanej, jak i tej opartej na partnerskich relacjach w celu wymiany informacji oraz poprawy jakości prawa.

ograniczenie zakresu regulacji do niezbędnego mi-nimum: taryf sieciowych, egzekwowania dostępu do sieci, zasad zmiany sprzedawcy, zatwierdzania opłat przyłączeniowych, zatwierdzania zasad rynku bilan-sującego, ew. systemu wsparcia oZE i generacji sko-jarzonej. Należy pilnie wdrożyć nowoczesne metody oceny skutków regulacji, oparte na kryterium celowo-ści i weryfikacji ex-post.

odejście od ręcznej kontroli cen energii, która nie pozwala na prawidłową wycenę kosztu finansowania inwestycji. rząd (a w szczególności regulator) musi zamknąć oczy na bieżące fluktuacje cen energii. ad-ministracja nie jest w stanie podjąć właściwej decy-zji odnośnie ceny energii w odpowiednim czasie ze

względu na asymetrię informacji i słabe rozumienie mechanizmów działania rynku energii.

budowa stabilnych i przewidywalnych ram praw-nych, zarówno krajowych, jak i unijnych by inwestorzy mogli opracować długoterminowe strategie bizneso-we. Standardem w energetyce powinno być 10-letnie vacatio legis w przypadku, gdy proponowane regu-lacje wpływają na decyzje inwestycyjne. Dotyczy to m.in. kwestii:

– EtS’u, który ma fundamentalny wpływ na przy-szły mix paliwowy i potencjalny rozwój technolo-gii CCS, – iED, zarówno limitów emisji, jak i daty wejścia w życie i ewentualnych derogacji,– systemu wsparcia oZE w latach 2010-2017 i na-stępnych. „Polityka energetyczna do roku 2030” zakłada weryfikację systemu z uwzględnieniem przewidywanego wzrostu cen energii na rynku, co wprowadza niepewność co do możliwości admini-stracyjnej ingerencji w ceny świadectw pochodze-nia energii odnawialnej.

Wdrożenie mechanizmów ułatwiających podej-mowanie decyzji o inwestycjach w nowe moce, wy-mienionych w dyrektywie o bezpieczeństwie dostaw energii elektrycznej 2005/89/WE, czyli, obok stabil-nych ram prawnych, również:

– zagwarantowanie odpowiedniego poziomu re-zerw mocy na podstawie rozwiązań rynkowych, takich jak rynek mocy,– budowa płynnego rynku hurtowego generują-cego sygnały cenowe dla produkcji i zużycia oraz usunięcie barier administracyjnych inwestowania w infrastrukturę i wytwarzanie.

Najistotniejsze jest wypracowanie nowego, systemowego podejścia do bezpośredniego wspierania budowy nowych odnawialnych źródeł energii oraz wzmacniania i rozbudowy sieci elektroenergetycznych umożliwiających przyłączanie nowych oZE.

35


5. Rozwój odnawialnych źródeł energii�5.1 Synteza gdzie jesteśmy:Wdrożenie Pakietu Klimatycznego „3 x 20”, którego elementem jest nowa dyrektywa o odnawialnych źró-dłach energii (dalej: Dyrektywa oZE lub Dyrektywa 2009/28/WE)9, stanowi dla Polski wyzwanie, ale jed-nocześnie szansę na przeprowadzenie gruntownej mo-dernizacji energetyki, w wyniku której zmniejszy się jej oddziaływanie na środowisko i poprawi efektywność wykorzystania dostępnych zasobów paliw kopalnych.Zgodnie z Dyrektywą oZE, Polska jest zobowiązana do osiągnięcia w najbliższej dekadzie następujących celów:

osiągnięcie udziału oZE w finalnym zużyciu energii10 co najmniej do poziomu 15% w 2020 r. oraz dalszy wzrost tego wskaźnika w latach następnych. ozna-cza to, że w 2020 r. konieczne będzie wyprodukowa-nie co najmniej 30 tWh energii elektrycznej z oZE,

osiągnięcie w 2020 roku 10%.udziału biopaliw w rynku paliw transportowych oraz zwiększenie wykorzystania biopaliw ii generacji,

ochrona lasów przed nadmiernym eksploatowa-niem w celu pozyskiwania biomasy oraz zrówno-ważone wykorzystanie obszarów rolniczych na cele oZE, w tym biopaliw, tak aby nie doprowadzić do konkurencji pomiędzy energetyką odnawialną i rol-nictwem oraz zachować różnorodność biologiczną,

zwiększenie stopnia dywersyfikacji źródeł dostaw oraz stworzenie optymalnych warunków do roz-woju energetyki rozproszonej opartej na lokalnie dostępnych surowcach.Dodatkowym efektem realizacji tych celów będzie

zmniejszenie uzależnienia od dostaw energii z impor-tu, podniesienie krajowego i lokalnego bezpieczeń-stwa energetycznego, zmniejszenie strat w sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych, a także rozwój re-gionów bogatych w zasoby energii odnawialnej.

Dyrektywa oze powinna zostać wdrożona do krajowego prawodawstwa do końca listopada 2010 r. czasu zostało więc niewiele.

rozwój energetyki odnawialnej jest jednym z sześciu priorytetów Polityki Energetycznej Pol-ski do 203011, przyjętej w listopadzie 2009 roku. Założono w niej utrzymanie mechanizmów wspar-cia dla producentów energii elektrycznej ze źró-deł odnawialnych. obowiązujący obecnie system świadectw pochodzenia ma zostać zweryfikowany w 2012 roku.

W styczniu 2010 r. rząd przyjął Prognozę nad-wyżki12, zgodnie z którą Polska uzyska w 2020 r. nad-wyżkę energii ze źródeł odnawialnych w wysokości prawie 0,5 punktu procentowego ponad wymagany cel 15% udziału oZE w energii finalnej.

W maju 2010 r. Ministerstwo gospodarki opubli-kowao projekt Planu OZE13, który powinien zostać do czerwca 2010 roku przedstawiony Komisji Europej-skiej do akceptacji.

obecne tempo rozwoju energetyki odnawialnej nie jest zadawalające, co stawia pod znakiem za-pytania możliwość wywiązania się Polski z określo-nego w Dyrektywie oZE zobowiązania na 2020 r. Wynika to przede wszystkim z wad istniejącego sys-temu wspierania oZE, ale jest również pochodną braku spójnej strategii działania rządu w tym obsza-rze regulacji. Szczególnie trudne będzie uzyskanie, założonego przez rząd, 19,43% udziału energii odna-wialnej w całkowitej produkcji energii elektrycznej. Wymagać to będzie priorytetowego potraktowania wsparcia rozwoju energetyki odnawialnej i przyspie-szenia tempa oddawania do użytku nowych mocy zainstalowanych w oZE. Konieczna jest modyfikacja przepisów regulujących funkcjonowanie energetyki odnawialnej, tak aby zapewniony był dopływ środ-ków do systemu wsparcia i przewidywalne warunki inwestowania.

9. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i rady z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odna-wialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE.

10. Łącznie w trzech sektorach: energii elektrycznej, ciepła użytkowego i chłodu oraz transportu11. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku została przyjętą przez radę Ministrów 10 listopada 2009 r. http://www.mg.gov.pl/

gospodarka/Energetyka/Polityka+energetyczna.12. Prognoza zawierająca informację o szacowanej przez Polskę nadwyżce energii ze źródeł odnawialnych, która mogłaby zostać

przekazana innym państwom członkowskim oraz szacowanego zapotrzebowania na energię ze źródeł odnawialnych, które do roku 2020 ma być pokrywane inaczej niż z produkcji krajowej.

13. Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych z 25 maja 2010 roku, http://bip.mg.gov.pl/files/upload/10714/Krajowy%20plan%20dzialania%20projekt%20z%20dnia%2021.05.2010..pdf

36

raPort

co zostało zrobione:W wyniku dotychczasowych działań, których głównym elementem był system wsparcia energii odnawialnej oparty na obowiązku jej zakupu i sprzedaży praw ma-jątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia, na koniec 2009 r. moc zainstalowana w oZE osią-gnęła 1 763 MW (ok. 5% łącznej mocy zainstalowanej w KSE), nie licząc współspalania w dużych kotłach energetycznych. Produkcja odnawialnej energii elek-trycznej wyniosła 8,6 tWh, tj. ok. 5,7% łącznej ilości wyprodukowanej w 2009 r. energii brutto.

Co roku, na rachunku NFoŚigW, gromadzone są ogromne środki z opłat zastępczych pochodzące od odbiorców, którzy płacą wyższe rachunki za energię. W 2009 r. NFoŚigW zebrał ok. 1 mld zł z tytułu opłaty zastępczej (dwukrotny wzrost w stosunku do 2008 r.), a w 2010 r. prawdopodobnie będzie to kwota jeszcze większa. Środki te nie są wykorzysty-wane na wsparcie energetyki odnawialnej ze względu na skomplikowane procedury ich wydatkowania oraz nieatrakcyjną ofertę skierowaną do inwestorów.

rosnące wpływy z opłat zastępczych świadczą o tym, że wzrost produkcji energii odnawialnej nie na-

dąża za obowiązkowymi udziałami określonymi z roz-porządzeniu Ministra gospodarki14 (Rozporządzenie OZE). Słabe wykorzystanie zgromadzonych środków na faktyczny rozwój oZE podważa efektywność wdro-żonego systemu wsparcia. Do innych jego wad należą:

zbyt krótki okres funkcjonowania (obecnie do 2017 r.) i niepewność odnośnie jego trwałości i przyszłości po 2017r.

niesprzyjające inwestycjom otoczenie regulacyjne, niespójna polityka organów administracji zobowią-zanych do promocji oZE,

niejednoznaczne i niejednokrotnie błędne przepisy, bariery administracyjne związane z uzyskiwaniem koncesji, rozliczaniem energii z oZE, dostępem do środków z opłat zastępczych,

utrudnione przyłączanie do sieci farm wiatrowych, brak wieloletniego programu budowy farm na mo-rzu (off-shore)

brak realnego wsparcia dla upraw energetycznych.

W warunkach polskich osiągnięcie zakładanego poziomu produkcji energii z oZE możliwe jest jedynie przy wykorzystaniu na dużą skalę dwóch technologii:

Produkcja energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w latach 2001 – 2008Źródła: dane GUS (lata 2001 – 2006) oraz ARE S.A. (2007 – 2008)

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

biomasa – współspalanie biomasa*** biogaz** wiatrowe wodne

14. rozporządzenie Ministra gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedsta-wienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odna-wialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii (Dz. U. z 2008 r. nr 156 poz. 969, ze zm.).

37


energetyki wiatrowej i spalania biomasy w dużych jednostkach energetycznych, w tym jej współspalania z węglem. Z każdej z tych technologii potrzebna jest produkcja ok. 14-15 tWh energii elektrycznej w 2020 r. W przypadku energetyki wiatrowej oznacza to koniecz-ność wybudowania ok. 6 tys. MW nowych mocy. Doświadczenia z funkcjonowania systemu wsparcia zebrane przez producentów energii odnawialnej i in-westorów wskazują, że możliwości dalszego rozwoju przy obecnych uregulowaniach prawnych są ograni-czone, a wzrost produkcji energii odnawialnej zostanie zahamowany. System wsparcia jest obarczony licznymi wadami, począwszy od niejasnych i niejednoznacznych przepisów, których interpretacja pozostawiona jest uznaniowym decyzjom organów administracji, a skoń-czywszy na niewykorzystywaniu lub niewłaściwym wy-dawaniu zebranych w systemie środków.

Co należy zrobić:Dotychczasowe zaniedbania w planowaniu rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce oraz wysokie wy-magania zawarte w Dyrektywie OZE, uzasadniają ko-nieczność podjęcia działań zgodnych z Planem OZE,

zapewniających zrównoważoną ścieżkę dochodzenia do osiągnięcia 15% (15,5%) udziału oZE w zużyciu energii finalnej, w podziale na poszczególne jej ro-dzaje: energię elektryczną, ciepło i chłód oraz energię wykorzystywaną w transporcie. rozwiązania te powinny skupić się na trzech aspektach:

modyfikacji systemu wsparcia rozwoju energetyki odnawialnej

redukcji barier administracyjnych ułatwieniu przyłączania źródeł wiatrowych do sieci.

W ocenie ZPPE, lista najpilniejszych zadań jest na-stępująca:

1. Najistotniejsze jest wypracowanie nowego po-dejścia do bezpośredniego wspierania budowy no-wych odnawialnych źródeł energii. System wsparcia wymaga zasadniczej przebudowy np. w kierunku sprawdzonego w innych krajach (Dania, Niemcy, Hisz-pania) mechanizmu cen gwarantowanych, zróżni-cowanych w zależności od technologii. Wymaga to opracowania i wdrożenia ustawy o oZE.

2. W trybie pilnym powinno zostać zmienione Roz-porządzenie OZE15. Konieczne jest:

Produkcja energii elektrycznej przez poszczególne technologie OZE w latach 2005 – 2009 (w MWh) (stan na 29 marca 2010)Źródła: Urząd Regulacji Energetyki

2005 2006 2007 2008 2009

3 500 000

3 000 000

2 500 000

2 000 000

1 500 000

1 000 000

500 000

0

Elektrownie na biogaz

Elektrownie na biomasę

Elektrownie wiatrowe

Elektrownie wodne

Współspalanie

15. rozporządzenie Ministra gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedsta-wienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odna-wialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii (Dz. U. z 2008 r. nr 156 poz. 969, ze zm.)

38

raPort

a. Zwiększenie dostępności biomasy leśnej pocho-dzącej z cięć sanitarnych oraz umożliwienie wykorzy-stania biomasy drzewnej pochodzenia nieleśnego do energetycznego spalania

b. Umożliwienie preferencyjnego wykorzystania biomasy leśnej jednostkom nowo wybudowanym.

3. Potrzebne jest opracowanie planu wzmocnie-nia i rozbudowy sieci elektroenergetycznych umoż-liwiających przyłączanie nowych oZE z wykorzy-staniem środków zgromadzonych przez NFoŚigW oraz zatwierdzonych przez Prezesa UrE w taryfach na podstawie planów rozwoju sieci przesyłowej i dys-trybucyjnych. Konieczne jest jednoznaczne określenie zasad podziału kosztów przyłączenia i rozbudowy sie-ci pomiędzy inwestorów i operatorów oraz finanso-wania modernizacji sieci.

4. Należy pilnie zmodyfikować sposób wydat-kowania dostępnych środków, zarówno z funduszy europejskich, jak i NFoŚigW, w tym pochodzących z opłat zastępczych i kar, przeznaczając je na wspar-cie inwestorów, którzy przyczyniają się do realizacji celów przyjętych przez Polskę.

5. Część zgromadzonych środków należy przezna-czyć na dofinansowanie zakładania plantacji roślin energetycznych.

6. Wskazane są zmiany w strukturze administracji państwowej, pozwalające na właściwe skoordyno-wanie działań związanych z energetyką i jej oddzia-ływaniem na środowisko i gospodarkę, które dzisiaj rozproszone są między wieloma instytucjami, takimi jak Ministerstwo gospodarki, Ministerstwo Środo-wiska, Ministerstwo Skarbu Państwa, Ministerstwo infrastruktury, Ministerstwo rolnictwa i innymi jed-nostkami administracji publicznej. odpowiedzialność za realizację celu oZE, w tym ramy legislacyjne oraz wydatkowanie środków powinna być jednoznacznie przypisana ministrowi właściwemu w sprawach go-spodarki.

5.2 otoczenie prawneDyrektywa 2009/28/WE w sprawie promowania sto-sowania energii ze źródeł odnawialnychPrzyjęta w 2009 r., dyrektywa zakłada zwiększe-nie udziału energii odnawialnej w Unii Europejskiej z obecnych 8,5% do 20% w 2020 r. Nakłada też na państwa członkowskie wiążące cele, których realiza-cja będzie wymagać wsparcia rozwoju energetyki od-nawialnej. Polska ma w 2020 r. osiągnąć 15%.udział energii ze źródeł odnawialnych w finalnym zużyciu

energii brutto, przy 7,2%-wym udziale w referencyj-nym roku 2005. Cel ten obejmuje łącznie trzy sekto-ry: elektroenergetyki, transportu oraz ciepłownictwa i chłodnictwa. Dyrektywa OZE m.in. ustanawia wy-móg zmniejszenia barier administracyjnych i legisla-cyjnych utrudniających rozwój oZE, w tym ułatwie-nia dostępu do sieci elektroenergetycznych. Ponadto zachęca do tworzenia mechanizmów wsparcia mię-dzy państwami członkowskimi oraz wprowadza moż-liwość elastycznego realizowania założonych celów poprzez transfer statystyczny oraz wspólne projekty państw członkowskich z państwami trzecimi.

Dyrektywa powinna zostać wdrożona do prawo-dawstwa krajów członkowskich najpóźniej 18 miesię-cy od daty opublikowania w Dzienniku Urzędowym, a więc do końca listopada 2010 r.

Prognoza nadwyżki energii ze źródeł odnawialnychWypełniając wymóg art. 4 ust 3. Dyrektywy oZE, w styczniu 2010 r. rząd przyjął Prognozę nadwyż-ki, zgodnie z którą Polska uzyska w 2020 r. nadwyż-kę energii ze źródeł odnawialnych powyżej pozio-mu wskazanego w okresowej trajektorii (zgodnie z częścią b załącznika i do dyrektywy 2009/28/WE) w wysokości prawie 0,5 punktu procentowego (czyli 15,5%, zamiast wymaganych 15%).

Projekt Krajowego planu działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych W maju 2010 r. Ministerstwo gospodarki opubliko-wało projekt Planu OZE, który zgodnie z art. 4 ust 1 Dyrektywy OZE, będzie przedstawiony Komisji Euro-pejskiej do akceptacji. Projekt Planu OZE zawiera za-łożenia do prognozowania krajowego rozwoju oZE do 2020 r., cele i kursy dotyczące wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych, środki służące osią-gnięciu tych celów oraz oceny szacunkowe. Projekt zakłada, że w 2020 r. w poszczególnych sektorach osiągnięte zostaną następujące udziału energii odna-wialnej: w elektroenergetyce -19,43%, w ciepłownic-twie/chłodnictwie – 17,0% i w transporcie - 10,2%, co złoży się na 15,5% całkowitego udziału oZE w final-nym zużyciu energii brutto. oznacza to, że w 2020 r. konieczne będzie wyprodukowanie co najmniej 30 tWh energii elektrycznej z oZE.

Polityka Energetyczna do 2030 rozwój energetyki odnawialnej jest jednym z sze-ściu priorytetów Polityki Energetycznej Polski do

39


2030. Zakłada ona m.in. utrzymanie mechanizmów wsparcia dla producentów energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, np. poprzez system świadectw pochodzenia. obecny system ma podlegać monito-rowaniu pod kątem jego funkcjonalności z punktu widzenia osiągnięcia celów. Zapowiedziane jest dokonanie analizy efektywności kosztowej mecha-nizmu wsparcia, ze szczególnym uwzględnieniem formuły opłaty zastępczej, z uwagi na postępujący wzrost cen energii z paliw kopalnych, przy jednocze-snym zagwarantowaniu stabilności funkcjonującego mechanizmu i wprowadzenie ewentualnych zmian w 2012 r.

Polityka zwraca uwagę na konieczność ułatwienia podejmowania decyzji inwestycyjnych dotyczących budowy farm wiatrowych na morzu oraz bezpośred-nie wsparcie budowy nowych jednostek oZE i sieci elektroenergetycznych umożliwiających ich przyłą-czenie z wykorzystaniem funduszy europejskich oraz środków funduszy ochrony środowiska, w tym środ-ków pochodzących z opłaty zastępczej i z kar. Dzia-łania wykonawcze przewidują również rozważenie zasadności i ewentualne wprowadzenie rozwiązań mających na celu nadanie statusu celu publicznego inwestycjom w wykorzystanie odnawialnych źródeł energii.

Rozporządzenie OZErozporządzenie Ministra gospodarki z dnia 14 sierp-nia 2008 r. określa szczegółowy zakres obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odna-wialnych źródłach energii oraz obowiązku potwier-dzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii (Dz. U. z 2008 r. nr 156 poz. 969, ze zm.)

5.3 zbyt krótki okreS objęcia wSparciem ozeZwiększenie udziału energii odnawialnej w bilansie energetycznym niesie ze sobą wiele korzyści, jednak ich praktyczna implementacja napotyka na szereg barier. W celu ich eliminacji wiele krajów wdraża od-powiednie instrumenty prawno-administracyjne i roz-wiązania systemowe, które można określić wspól-nym terminem „mechanizmy wsparcia” lub „systemy wsparcia”.

rozwiązania te skupiają się na trzech głównych aspektach:

finansowym wsparciu rozwoju sektora energetyki odnawialnej

redukcji barier administracyjnych ułatwieniu przyłączania źródeł do sieci.

Wyodrębnia się dwa podejścia, będące podstawą budowy systemów wsparcia, oparte na odpowiednim systemie płatności: system kształtowania cen (price system) i system kształtowania wielkości energii (qu-ota system). Poszczególne kraje UE mają swobodę w wyborze odpowiednich instrumentów wsparcia, a systemy stosowane krajach UE znacznie różnią się od siebie.

Najczęściej w pierwszym podejściu (price system) stosuje się system taryf gwarantowanych (feed-in-tariff), a w drugim (quota system) system zielonych certyfikatów. W Polsce, jako w jednym z nielicznych krajów UE, zdecydowano się na drugie podejście, wdrażając system kształtowania wielkości energii, oparty na systemie zbywalnych świadectw pocho-dzenia tzw. zielonych certyfikatów.

jednym z podstawowych problemów regula-cji dotyczącej oZE jest zbyt krótki okres objęty wsparciem. art. 9a ust. 9 pkt 5 Prawa Energetycz-nego zawiera delegację dla ministra właściwego ds.

Najczęściej w pierwszym podejściu (price system) stosuje się system taryf gwarantowanych (feed-in-tariff), a w drugim (quota system) system zielonych certyfikatów. W Polsce, jako w jednym z nielicznych krajów UE, zdecydowano się na drugie podejście, wdrażając system kształtowania wielkości energii, oparty na systemie zbywalnych świadectw pochodzenia tzw. zielonych certyfikatów.

40

raPort

gospodarki do określenia w rozporządzeniu wielko-ści i sposobu obliczania udziału energii elektrycznej wytworzonej w oZE […] w sprzedaży energii elek-trycznej odbiorcom końcowym w okresie kolejnych 10 lat. W efekcie obowiązujące rozporządzenie oZE określa wymienione wielkości jedynie do 2017 r. Wprowadza to niepewność co do zasad realiza-cji obowiązku pozyskiwania i umarzania świadectw pochodzenia po 2017 r. Zbyt krótki okres obowią-zywania rozporządzenia stanowi zasadniczą prze-szkodę przy planowaniu inwestycji w źródła energii odnawialnej, uniemożliwiając określenie podstawo-wych parametrów finansowych projektu. to prze-kłada się na utrudniony dostęp do źródeł finanso-wania inwestycji.

Propozycje rozwiązań: Wypracowanie nowego podejścia do bezpośred-niego wspierania budowy nowych odnawialnych źródeł energii. System wsparcia wymaga zasad-niczej przebudowy np. w kierunku sprawdzonego w innych krajach (Dania, Niemcy, Hiszpania) me-chanizmu cen gwarantowanych, zróżnicowanych w zależności od technologii. Wymaga to opraco-wania i wdrożenia ustawy o oZE.

W związku z przyjęciem Polityki energetycznej na okres do 2030 r., również podstawowe parametry systemu wsparcia oZE powinny obejmować ten horyzont czasowy.

5.4 bariery aDminiStracyjne, ryzyko regulacyjne, niSka jakość i nieStabilność prawaFaktyczną miarą skuteczności wdrożonego syste-mu wsparcia energetyki odnawialnej jest dynamika wzrostu mocy zainstalowanej w oZE. Wzrost ten możliwy jest jedynie dzięki realizacji projektów inwestycyjnych przez przedsiębiorców. Warun-kiem koniecznym podjęcia decyzji inwestycyjnej jest opłacalność ekonomiczna projektu, która bez-pośrednio zależy od wdrożonych przez państwo bodźców ekonomicznych. jednak nawet finanso-we wsparcie inwestycji nie będzie wystarczającą przesłanką inwestowania, jeżeli analiza otoczenia regulacyjnego wykaże istnienie ryzyka niekorzyst-nej zmiany przepisów, bądź ich interpretacji. Przy-kładowo, przepis § 4 ust. 5 Rozporządzenia OZE umożliwia spalanie do 80% biomasy pochodzenia leśnego w jednostkach spalających wyłącznie bio-

masę, oddanych do użytku do końca 2012 r. tak krótki okres na ukończenie inwestycji wprowadza element dodatkowego ryzyka, powodujący odstą-pienie od planowanych, a niekiedy również już roz-poczętych inwestycji.

Procedury administracyjne związane z uzyskiwa-niem koncesji oraz rozliczaniem energii produkowanej z biomasy są bardzo skomplikowane i często oparte na uznaniowych wytycznych organów administracji, co wprowadza dodatkowe ryzyko dla inwestorów, związane np. z zagrożeniem opóźnienia rozpoczęcia eksploatacji nowo wybudowanych urządzeń. Podob-nie trudny jest dostęp do środków zgromadzonych z opłat zastępczych.

Charakterystyczne jest również ambiwalentne podejście organów administracji do współspala-nia biomasy w dużych źródłach energetycznych. Z jednej strony jest to technologia objęta wspar-ciem w ramach systemu świadectw pochodzenia na takich samych warunkach, jak inne, dzięki czemu możliwy był w ogóle wzrost udziału energii odna-wialnej w energii elektrycznej sprzedanej odbior-com końcowym w ostatnich kilku latach. Z drugiej jednak strony, bardzo często przedstawiciele ad-ministracji wskazują na rzekomą nieefektywność współspalania w pozyskiwaniu odnawialnej ener-gii elektrycznej ze względu na koszty pozyska-nia i transportu biomasy oraz spadek sprawności kotłów. opinia ta nie jest poparta konkretnym uzasadnieniem liczbowym, a doświadczenia z eks-ploatacji źródeł współspalajacych biomasę w kra-ju i zagranicą pozwalają na wyciagnięcie zupełnie odmiennych wniosków. jest to z pewnością obec-nie najbardziej konkurencyjna technologia pro-


41


dukcji energii odnawialnej, pozwalająca nie tylko na szybsze osiągnięcie celu indykatywnego, ale również zmniejszenie obciążenia środowiska (np. dzięki znikomej emisji So2, czy zerowej emisji dwutlenku węgla). Korzyści te są osiągane w źró-dłach, które zachowują pełne właściwości regula-cyjne, tj. w przeciwieństwie do elektrowni wiatro-wych, nie powodują problemów z utrzymaniem stabilnej pracy systemu elektroenergetycznego. Ponadto współspalanie umożliwiło rozwój wszyst-kich ogniw łańcucha paliwowego i produkcyjnego, począwszy od pozyskania biomasy, jej paletyzacji, kwestii logistycznych, a skończywszy na zebranych praktycznych doświadczeniach związanych z przy-gotowaniem i podawaniem biomasy do kotła oraz utrzymaniem stabilnych parametrów spalania. Sta-ło się tak mimo w zasadzie braku systemowego wsparcia dla producentów biomasy, w tym szcze-gólnie plantatorów roślin energetycznych.

ProPoZyCjaW trybie pilnym powinno zostać zmienione Rozpo-rządzenie OZE. Konieczne jest:

Zwiększenie dostępności biomasy leśnej pocho-dzącej z cięć sanitarnych oraz umożliwienie wyko-rzystania biomasy drzewnej pochodzenia nieleśne-go do energetycznego spalania

Umożliwienie preferencyjnego wykorzystania bio-masy leśnej jednostkom nowo wybudowanym

5.5 nieSpójna polityka organów aDminiStracyjnychCelem systemowego wspierania źródeł i technolo-gii odnawialnych jest zwiększenie produkcji energii odnawialnej kosztem energii konwencjonalnej, czyli zastępowanie produkcji jednostek najmniej efek-tywnych produkcją źródeł odnawialnych. trwałym, długoterminowym efektem stosowanego systemu wsparcia energetyki odnawialnej powinny być inwe-stycje w nowe technologie odnawialne oraz nakłady na badania i rozwój.

Dla rozwoju oZE kluczowe są zachowania przed-siębiorców w odpowiedzi na zastosowane przez państwo bodźce ekonomiczne. Dlatego stabilne i przewidywalne otoczenie prawne jest warunkiem koniecznym realizacji celów. Niestety, w Polsce za-miast spójnego, skoordynowanego podejścia or-ganów administracji, często mamy do czynienia z rozproszoną polityką resortową poszczególnych

ministerstw: gospodarki, rolnictwa, środowiska, UrE. Każdy z tych organów realizuje inne, często sprzeczne cele. Przykładowo, Prezes UrE dąży do ograniczenia wzrostu cen dla odbiorców końco-wych, co przekłada się na jego niechęć do stymu-lowania szybszego rozwoju odnawialnych źródeł energii.

ProPoZyCja roZWiąZań: Zmiany w strukturze administracji państwowej, pozwalające na właściwe skoordynowanie dzia-łań związanych z energetyką i jej oddziaływaniem na środowisko i gospodarkę, które dzisiaj rozpro-szone są między wieloma instytucjami, takimi jak Ministerstwo gospodarki, Ministerstwo Środowi-ska, Ministerstwo Skarbu Państwa, Ministerstwo infrastruktury, Ministerstwo rolnictwa i innymi jednostkami administracji publicznej.

odpowiedzialność za realizację celu oZE, w tym ramy legislacyjne oraz wydatkowanie środków powinna być jednoznacznie przypisana ministrowi właściwemu w sprawach gospodarki.

5.6 nieprecyzyjne przepiSyNieprecyzyjny, a przy tym sprzeczny z definicją wspólnotową podział na biomasę pochodzenia rol-nego i leśnego oraz całkowita eliminacja tej ostat-niej z systemu wsparcia w perspektywie 5 lat, pomi-jająca uwarunkowania technologiczne i ograniczenia w dostępności biomasy rolnej na rynku, będą wkrót-ce barierą rozwoju oZE i utrudnią wykonanie celu na 2020 r.

Przepis §4 ust. 2 rozporządzenia oZE wyłączają-cy biomasę pochodzenia leśnego z systemu wsparcia oparty jest na błędnej przesłance, jakoby stanowił on ochronę lasów przed nadmiernym wycinaniem drzew na cele energetyczne. Nie bierze on pod uwagę szere-gu uwarunkowań:

trwałego niedoboru krajowej biomasy nieleśnej oraz trudności logistycznych związanych z zapew-nieniem jej stabilnych dostaw

nieefektywności i dodatkowych kosztów pozyski-wania biomasy nieleśnej

dużej podaży biomasy pochodzenia leśnego z od-padów zrębowych i cięć pielęgnacyjnych oraz bio-masy drzewnej nieleśnej, której spalanie zostanie wyłączone z systemu wsparcia

znacznego eksportu biomasy leśnej na cele ener-getyczne

42

raPort

technicznych problemów związanych ze spala-niem biomasy pochodzenia rolnego, podnoszących koszty inwestycji i eksploatacji urządzeń.

inne problemy wynikające z Rozporządzenia OZE to niedopuszczenie pośrednich metod pomiarowych w przypadku awarii urządzeń pomiarowych, czy brak możliwości zaliczenia części wytworzonej energii jako odnawialnej, gdy obowiązkowy udział „biomasy agro” nie jest dotrzymany w całej spalanej biomasie. Powo-duje to, że przedsiębiorstwa energetyczne, pomimo spalania znaczących ilości „biomasy agro”, ryzykują brakiem możliwości rozliczenia jakiejkolwiek ilości wyprodukowanej energii odnawialnej.

Kolejny przepis zobowiązuje producentów do bu-dowy specjalnych instalacji rozpałkowych zasilanych paliwem pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego i wykorzystywania takiego paliwa do rozpalania i pod-trzymywania płomienia w kotle. Z uwagi na znikomy udział energii chemicznej dostarczanej w paliwie rozpałkowym do kotła, nie ma to praktycznego zna-czenia dla wielkości produkcji energii odnawialnej, za to znacząco podwyższało by koszty inwestycji oraz koszty paliwa.

ProPoZyCja roZWiąZań:jak już podkreślono w punkcie 5.4. Rozporządzenie OZE wymaga pilnej modyfikacji usuwającej błędy i niejasności.

5.7 waDliwy SyStem wSparcia oze ze śroDków pochoDzących z opłat zaStępczychPrzedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się sprze-dażą energii odbiorcom końcowym są zobowiązane do uzyskania i przedstawienia do umorzenia Prezeso-wi UrE świadectw pochodzenia z oZE w ilości okre-ślonej w odpowiednim rozporządzeniu Ministra go-spodarki (Mg) jako procent ilości energii sprzedanej odbiorcom końcowym lub do uiszczenia opłaty za-stępczej skalkulowanej na podstawie tej ilości. Wpłat opłat zastępczych dokonuje się na rachunek Narodo-wego Funduszu ochrony Środowiska i gospodarki Wodnej (NFoŚigW). Problemem jest jednak sposób zagospodarowania i wydatkowania środków finanso-wych pochodzących z opłat zastępczych.

Co roku, na rachunku NFoŚigW, gromadzone są rosnące środki z opłat zastępczych pochodzą-ce od odbiorców, którzy płacą wyższe rachunki za

energię. Z tytułu opłaty zastępczej, NFoŚigW ze-brał 400 mln złotych w 2008 roku, około 1 mld złotych w 2009 roku, a w 2010 r. prawdopodobnie będzie to kwota jeszcze większa. Środki te nie są wykorzystywane na wsparcie energetyki odnawial-nej ze względu na skomplikowane procedury ich wydatkowania oraz nieatrakcyjną ofertę skierowaną do inwestorów. Fundusz, zamiast bezpośredniego bezzwrotnego dofinansowania inwestycji, oferuje jedynie quasi-komercyjne kredyty, oprocentowa-ne na 6% w skali rocznej. Ponadto, kluczowe dla możliwości przyłączania źródeł wiatrowych, inwe-stycje w rozbudowę sieci dystrybucyjnych w ogóle nie kwalifikowały się do uzyskania wsparcia z NFo-ŚigW. W efekcie, zamiast wracać do inwestorów lub producentów nadwyżek energii odnawialnej, co stymulowałoby inwestycje i ograniczyło wzrost cen energii dla odbiorców końcowych, środki te są na ra-chunku NFoŚigW praktycznie zamrożone.

Należy zagwarantować, że rosnące z roku na rok kwoty wpłacane do kasy Funduszu przez przedsię-biorstwa energetyczne będą wydawane na rozwój i modernizację sektora (w tym na modernizację wie-kowych, wyeksploatowanych i niedoinwestowanych sieci przesyłowej i dystrybucyjnych ułatwiających przyłączanie źródeł odnawialnych), a także na inne, niż elektrownie wiatrowe źródła. jedynie wtedy uda się osiągnąć ambitny cel 15% udziału oZE w koń-cowym zużyciu energii w 2020 r. oraz zrealizować równie ambitny plan budowy co najmniej jednej biogazowi w każdej gminie do tego czasu (pomimo wprowadzenia systemu wsparcia dla biogazu rolni-czego i znacznych ułatwień administracyjnych, pozy-skiwanie środków na inwestycje w biogazownie jest bardzo utrudnione).

Zrewidować nieuzasadnione obejmowanie instru-mentami wsparcia zamortyzowanych źródeł oZE (w szczególności dużych elektrowni wodnych). obec-ny system, kosztem wszystkich odbiorców, zwiększa dochody takich wytwórców bez efektu zwiększenia wielkości produkcji energii odnawialnej. Energia wy-tworzona w tych źródłach powinna być zaliczana jako odnawialna, ale to nie oznacza konieczności objęcia jej systemem wsparcia. Możliwym do zastosowania rozwiązaniem jest wspieranie przez zdefiniowany ustawowo okres czasu tylko nowych lub modernizo-wanych źródeł. Stworzy to zachętę do modernizacji starych źródeł energii, utrzymując opłacalność roz-woju nowych.

43


ProPoZyCjE roZWiąZań: opracować plan wzmocnienia i rozbudowy sieci elektroenergetycznych umożliwiających przyłą-czanie nowych oZE z wykorzystaniem środków zgromadzonych przez NFoŚigW oraz zatwier-dzonych przez Prezesa UrE w taryfach na pod-stawie planów rozwoju sieci przesyłowej i dystry-bucyjnych.

jednoznaczne określić zasady podziału kosztów przyłączenia i rozbudowy sieci pomiędzy inwesto-rów i operatorów oraz finansowania modernizacji sieci.

Zmodyfikować sposób wydatkowania dostępnych środków, zarówno z funduszy europejskich, jak i NFoŚigW, w tym pochodzących z opłat zastęp-czych i kar, przeznaczając je na wsparcie inwestycji, którzy przyczyniają się do realizacji celów przyję-tych przez Polskę.

Część zgromadzonych środków przeznaczyć na dofinansowanie zakładania plantacji roślin energe-tycznych.

Wyeliminować możliwość obejmowania instru-mentami wsparcia zamortyzowanych źródeł oZE (w szczególności dużych elektrowni wod-nych).

5.8 bariery rozwoju farm wiatrowychod momentu wprowadzenia w roku 2005 nowego systemu wsparcia dla energii wytwarzanej w źró-dłach odnawialnych, polegającego na handlu pra-wami majątkowymi przypisanymi świadectwom pochodzenia, obserwuje się znaczący wzrost zainte-resowania potencjalnych inwestorów możliwościami budowy nowych źródeł odnawialnych, w szczegól-ności turbin wiatrowych. W raporcie Europejskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (EWEa) „Pure Power” z grudnia 2009 roku, Polska zaliczana jest do grupy krajów z bardzo dużymi możliwościami roz-woju energetyki wiatrowej. W scenariuszu wysokim została umiejscowiona w grupie krajów razem z Fran-cją i Włochami, gdzie przewidywana roczna instala-cja mocy przekroczy 1 tys. MW, ale będzie niższa niż 2 tys. MW.

W Polityce energetycznej Polski do 2030 roku za-planowano udział energetyki wiatrowej w pokryciu zapotrzebowania energii elektrycznej na poziomie 17 794 gWh w 2030 r., a Plan działań zakłada, że wy-magana moc zainstalowana w elektrowniach wiatro-wych w 2020 r. przekroczy 6 tys. MW.

Niestety, przyłączanie farm wiatrowych do sieci dystrybucyjnych jest niezwykle utrudnione, a reali-zacja projektu inwestycyjnego farmy wiatrowej wy-nosi przeciętnie od 4 do 7 lat. Do najważniejszych barier rozwoju energetyki wiatrowej należy zaliczyć: brak możliwości przyłączenia farm do sieci przesy-łowej i dystrybucyjnych ze względu na ograniczenia infrastrukturalne (w tym zły stan sieci przesyłowej i dystrybucyjnej), przewlekłość procedur wydawa-nia warunków przyłączeniowych oraz dokumentacji dotyczącej ochrony środowiska, wysoki podatek od nieruchomości, czy tzw. blokowanie mocy przyłącze-niowych konkurującym inwestorom.

ostatnia nowelizacja ustawy Prawo energetycz-ne, która weszła w życie 11 marca 2010 r., miała na celu m.in. znaczne ułatwienie przyłączania źródeł wiatrowych do sieci. Wprowadzony został obowiązek wpłaty zaliczek za wydanie warunków przyłączenia, konieczność udokumentowania możliwości budowy źródła na danym terenie; wprowadzono też obliga-toryjny termin wydania warunków przez operatorów. istnieje jednak szereg wątpliwości co do skuteczności wdrożonych mechanizmów, ponieważ nadal podsta-wowym problemem jest praktyczna uznaniowość wydawania warunków przyłączenia źródła do sieci przez operatorów.

opór operatora systemu przesyłowego przed realizacją nowych przyłączeń jest spowodowany obawą przed obniżeniem bezpieczeństwa funkcjono-wania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. PSE-operator do końca 2009 r. uzgodnił warunki przyłączenia farm wiatrowych do sieci dla ok. 12 gW, a także uzgodnił i określił zakres i warunki wykona-nia ekspertyz wpływu przyłączenia farm wiatrowych na KSE dla mocy przyłączeniowych ok. 54 gW. Przy-łączenie tak dużej mocy pochodzącej z farm wiatro-wych może powodować konieczność utrzymywania odpowiednich rezerw mocy regulacyjnych oraz bu-dowę interwencyjnych jednostek wytwórczych wod-nych lub gazowych.

Należy podkreślić, że operatorzy systemów dys-trybucyjnych mają możliwość pozyskania środków na sfinansowanie inwestycji sieciowych poprzez plan rozwoju i taryfę, ale nie są zainteresowani realizacją takich inwestycji. Dopiero wygrane przez inwestorów długotrwałe postępowania sądowe skła-niają operatorów do rozpoczęcia modernizacji sieci dystrybucyjnych niezbędnych z punktu widzenia moż-liwości przyłączania nowych źródeł.

44

raPort

6. Kadry nowoczesnej energetyki

zarówno przez agendy rządowe („Polska 2030 – wy-zwania rozwojowe”. raport Zespołu Doradców Stra-tegicznych Prezesa rady Ministrów), gremia nauko-we („Narodowy Program Foresight Polska 2020”), jak również środowiska biznesowe i organizacje pra-codawców (m.in. projekt „Kwalifikacje dla potrzeb pracodawców” realizowany przez radę rynku Pracy PKPP lewiatan).

Dotychczas w publicznej debacie na temat sta-nu kadr polskiej gospodarki relatywnie więcej miej-sca poświęcono kwestiom demograficznym, które jednak nie zawsze odnoszono do zagadnień związa-nych funkcjonowaniem systemu edukacji, zwłaszcza na poziomie szkolnictwa zawodowego. W przypadku energetyki oba te czynniki okazują się kluczowe, bo współdecydują o tempie rozwoju branży, podobnie jak nowe inwestycje czy też szeroko rozumiane kwe-stie legislacyjne, które sprzyjają bądź hamują rozwój.

aktualnie w energetyce jest zatrudnionych ok. 200 tys. ludzi., z czego blisko połowa pracuje w pań-stwowych spółkach energetycznych (zob. wykres 1),

16. W prezentacji danych ilościowych, wykorzystano raport opracowany na zlecenie PKPP lewiatan: „analiza sytuacji ekonomicznej i tren-dów rozwojowych branż: budowlanej, energetycznej, odzieżowej i it w Polsce”, przygotowany przez ośrodek badań rynku Pracy Wydziału Ekonomicznego Uniwersytetu Warszawskiego. autorzy: tomasz gajderowicz, Monika Siergiejuk, Urszula Sztanderska.

17. Wykorzystano m.in. badania zapotrzebowania na kwalifikacje prowadzonego wśród wybranych pracodawców reprezentujących cztery różne branże (w tym również branżę energetyczną). badanie – w formie indywidualnych wywiadów pogłębionych – zostało przeprowadzone na zlecenie PKPP lewiatan przez ośrodek badania rynku Pracy Wydziału Ekonomicznego Uniwersytetu War-szawskiego na przełomie Xi/Xii 2009 roku.

„Najcenniejszym zasobem firmy w XX wieku były ma-szyny i urządzenia. W obecnym stuleciu najcenniej-szym zasobem przedsiębiorstwa stają się pracownicy i ich wydajność.”

Peter Drucker

��6.1. SyntezaCelem poniższego rozdziału jest synteza wiedzy na temat sytuacji sektora energetycznego w perspekty-wie stojących przed nim wyzwań. W tym miejscu na szczególną uwagę zasługuje demografia oraz eduka-cja, gdyż oba te zagadnienia odgrywają niebagatelną rolę w kontekście dynamiki rozwoju branży oraz całej polskiej gospodarki. Poniższy rozdział bynajmniej nie wyczerpuje tematu, ale jedynie sygnalizuje newral-giczne obszary w zakresie zarządzania zasobami ludz-kimi, które mogą spowolnić rozwój energetyki w naj-bliższej dekadzie. W założeniu niniejsza publikacja jest próbą przekrojowego ujęcia – zarówno w kon-tekście danych ilościowych16, jak również z perspek-tywy jakościowej17 – sytuacji kadrowej w energetyce.

gdzie jesteśmy: Prognozowany deficyt kompetencji w zakresie

kadr dla nowoczesnej gospodarki, w tym również dla energetyki, znajduje odzwierciedlenie w licznych raportach, dyskusjach i badaniach podejmowanych


45


gdzie nadal nie został zakończony proces restruktu-ryzacji i prywatyzacji. W rezultacie mówi się nawet o „energetyce dwóch prędkości”, aby podkreślić róż-nice w zarządzaniu i strategii realizowanej przez pań-stwo oraz inwestorów prywatnych.

Z szacunkowych danych wynika, że średnio 50% pracowników spółek energetycznych należy do związ-ków zawodowych, co plasuje polską energetykę na drugiej pozycji (po górnictwie) pod względem siły ruchu związkowego.18 W większości firm działa po kilka związ-ków, z których największe i najbardziej reprezentatywne to: NSZZ „Solidarność”, oPZZ i Forum. W momencie prywatyzacji i restrukturyzacji organizacje związkowe przede wszystkim broniły interesów pracowniczych, tj. pracy i płacy. W rezultacie wywalczyły one m.in. pakiety gwarancji socjalnych obejmujące 10-letnie okresy chro-niące pracowników przed zwolnieniem oraz wynegocjo-wały obowiązek przestrzegania warunków zapisanych w Ponadzakładowym Układzie Zbiorowym Pracy dla Pracowników Przemysłu Energetycznego.

co zostało zrobione: Z inicjatywy branży energetycznej został zło-

żony wniosek do Ministerstwa gospodarki odnośnie przywrócenia kierunku „technik energetyk” do Kla-syfikacji Zawodów Szkolnictwa Zawodowego, któ-

rą opracowuje i aktualizuje Ministerstwo Edukacji Narodowej. obecnie trwa przygotowanie programu nauczania i materiałów dydaktycznych tak, aby naj-później w roku szkolnym 2011/12 ruszyło kształcenie w tym zawodzie na poziomie technikum. W procesie przygotowania podstaw programowych aktywny udział biorą przedstawiciele pracodawców.

Widać zaangażowanie biznesu w kształcenie zawodowe – tutaj m.in. Program „Zagrzewamy do na-uki” (realizowany przez Vattenfall Heat Poland) czy też Program trainee „generacja Przyszłości” (realizo-wany przez rWE Polska).

Co należy zrobić: prywatyzować, prywatyzować i jeszcze raz prywa-tyzować, bo prywatny – jak pokazują analizy makro-ekonomiczne – znaczy rentowny i produktywny.

zoptymalizować zatrudnienie w państwowych przedsiębiorstwach energetycznych,

poprawić jakość kształcenia zawodowego, zaanga-żować biznes we współpracę ze szkołami i uczel-niami,

cyklicznie monitorować i planować kompetencje oraz potrzeby rekrutacyjne w branży – w tym celu potrzebna jest m.in. większa konsolidacja sektora wokół problemów kadrowych

Wykres 1: Zatrudnienie w państwowych spółkach energetycznych (źródło: „Rzeczpospolita” nr 62 z dn. 15.03.2010)

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Polska Grupa Energetyczna

Tauron Polska Energia

Energa Enea

46,6%

20%

12,5%10%

18. ruszkowski, P., Wójtowicz, a., grupy interesów a prywatyzacja elektroenergetyki, Warszawa: Wydawnictwo Naukowe Scholar, 2009

46

raPort

��6.2 makroekonomiczne i inStytucjonalne uwarunkowania Działalności Sektora energetycznego w polSceSpecyficzną19 część gospodarki narodowej stanowi sektor energetyczny obejmujący łańcuch procesów związanych z pozyskaniem i wykorzystaniem ener-gii. Zdecydowana większość branży jest zdomino-wana przez duże i bardzo duże podmioty – niemal 2/3 zatrudnionych pracuje w jednostkach liczących co najmniej 100 pracowników. Podstawowym aktem prawnym regulującym działalność w obrębie tego sektora jest ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. 2006, Nr 89, poz. 625). Po ak-cesji Polski do Unii Europejskiej, kolejne nowelizacje ustawy były wymuszane przez dyrektywy Parlamen-tu Europejskiego i rady Unii Europejskiej, zawierające regulacje odnoszące się do ram funkcjonowania we-

wnętrznego rynku energii elektrycznej. o kształcie i kondycji sektora energetycznego w Polsce decyduje również struktura własności. głównie dominują tu-taj państwowe koncerny i grupy energetyczne, które często nie nadążają za zmianami technologicznymi, ekonomicznymi i społecznymi. W rezultacie mówi się o „energetyce dwóch prędkości” (zob. tabela 1 poni-żej), aby zasygnalizować dysproporcje i pogłębiającą się przepaść między sektorem państwowym a pry-watnym.

branżę energetyczną w Polsce cechuje tradycyj-na struktura (zob. wykres 3). Zgodnie z raportem Prezesa Urzędu regulacji Energetyki, w 2009 roku produkcja energii opierała się głównie na węglu ka-miennym (56,6%) oraz brunatnym (34,6%). Wobec presji związanej z koniecznością ochrony środowiska, prywatyzacji wielu zakładów i toczącej się dyskusji o niezależności energetycznej Polski, Ministerstwo

19. oba wykresy zostały zaczerpnięte z prezentacji„Niepewność i mity a bezpieczeństwo energetyczne” przygotowanej przez Związek Pracodawców Prywatnych Energetyki PKPP lewiatan, (1.07.2008)

20. Na podstawie prezentacji „Niepewność i mity a bezpieczeństwo energetyczne” przygotowanej przez Związek Pracodawców Pry-watnych Energetyki PKPP lewiatan, (1.07.2008)

państwowy prywatny

FinansowanieWieloletnie negocjacje z bankami i inwestorami, państwowe giganty nie stały się wbrew oczekiwaniom wiarygodne dla banków

Finansowanie korporacyjne – łatwe i szybkie

Dostęp do technologii

głównie krajowe uczelnie i instytuty; niskie budżety r&D

Własne zasoby r&D oraz szerokie spektrum światowych uczelni i instytutów; wysokie budżety r&D 50-500 mln Euro

Pozycja u dostawców

Słaba – potencjalny długi czas oczekiwania na realizację Mocna – zarezerwowane moce wytwórcze

Ekonomika inwestycji

Częste kłopoty ze spłatą przez niekiedy „polityczny” charakter inwestycji

Klarowne systemy planowania i monitorowania zwrotu

otoczenie, rynek

lobbing za „okresami przejściowymi”, wsparciem ministerstw, UrE itp. – nieprzewidywalne, nieprzyjazne dla klienta

lobbing za rynkiem i konkurencją – przewidywalne, nastawione na klienta

Firmy

Kominówka – nieklarowne zasady wynagradzania zarządów

Klarowne systemy bonusowe nastawione na wyniki firmy

Fokus – utrzymanie stanowiska, niepewność, pochłania siły i środki Fokus – wyniki firmy

Silne i nieprzewidywalne związki zawodowe Silne związki zawodowe, ale współpraca regulowana klarownymi umowami – przewidywalna

Nastawienie introwertyczne – na firmę, zarząd, związki Nastawienie na klientów

brak motywacji do oszczędzania i gospodarności – niska rentowność i produktywność

jednoznaczne agresywne podejście do redukcji kosztów i doskonałości operacyjnej-wysoka rentowność i produktywność

tradycyjne systemy zarządzania Nowoczesne systemy zarządzania strategicznego i operacyjnego

Tabela 1: „Energetyki dwóch prędkości” – porównanie sektora państwowego i prywatnego20

47


gospodarki opracowało ramy polityki energetycznej Polski do 2030 roku, w których za główny cel stawia się poprawę sytuacji sektora w przeciągu najbliższych dwudziestu lat. Nadal znikomy procent w krajowej

produkcji energii elektrycznej stanowią odnawialne źródła energii – jedynie 0,4%. jednak zgodnie z zało-żeniami polityki energetycznej celem władz jest dąże-nie do wzrostu wykorzystania oZE do poziomu 15% finalnej produkcji do 2020 roku i do 20% w 2030 roku. Wspomniany projekt polityki energetycznej za-kłada również zakończenie projektów i podjęcie sto-sownych decyzji dotyczących nakładów inwestycyj-nych potrzebnych na budowę elektrowni jądrowych. oprócz redukcji emisji szkodliwych substancji, nowe elektrownie atomowe wykreowałyby zapotrzebo-wanie na nowych specjalistów w tym sektorze, po-dobnie zresztą jak zastosowanie nowych, czystych technologii w energetyce węglowej np. instalacji CCS (Carbon Capture and Storage).

Niewątpliwie energetyka stoi w przededniu istot-nych zmian zarówno modernizacyjnych, jak również inwestycji w nowe kierunki wytwarzania energii.

Wykres 2: Struktura krajowej produkcji energii elektrycznej według źródeł energii (źródło: Raport Roczny Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki 2009, Lipiec 2009, s. 59

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Źródła odnawialne

Elektrownie na węgiel kamienny

Elektrownie gazowe

Elektrownie przemysłowe

Elektrownie na węglu

brunatnym

Eletkrownie wodne

56,6%

2,6%5,2%

34,6%

1,6% 0,4%


48

raPort

obecnie ponad 60% mocy wytwórczych liczy ponad 30 lat i tym samym dysponują one sprawnością na poziomie 32-36%, gdzie – dla porównania – nowo-powstające elektrownie osiągają sprawność o ok. 25% wyższą. jednocześnie sytuacja w energetyce cechuje się dużą dozą niepewności wynikającą nie tyle ze zmian rynkowych, co z zachowań rządu i jego przedstawicielstw (Urzędu regulacji Energetyki) oraz postanowień Komisji Europejskiej dotyczących zwłaszcza kwot i cen emisji dwutlenku węgla. Pod znakiem zapytania stoi również wsparcie władz pu-blicznych w rozwój nowych źródeł pozyskiwania energii. ta spora ilość niewiadomych z pewnością rzutuje na strategię i plany rozwojowe poszczegól-nych firm.

6.3 ��Struktura zatruDnienia w energetyce w kontekście wieku i wykSztałceniaZatrudnienie w energetyce ulega ciągłej restruktury-zacji. Zgodnie z danymi gUS – na podstawie badania aktywności Ekonomicznej ludności – między rokiem 1995 a 2007 zatrudnienie w tej branży spadło o około 20%. Co ciekawe, dynamika zatrudnienia w energetyce wydaje się zmieniać w sposób acykliczny, a przynaj-mniej nie do końca zgodny z ogólnym trendem, bo-wiem najwyższą dynamikę zatrudnienia obserwowano w „gorszych” latach 2000-2001 oraz w 2005 roku. Z kolei w czasach dobrej koniunktury z 1997 roku i na przestrzeni ostatnich dwóch lat dynamika ta wyraźnie osłabła. a zatem zatrudnienie w energetyce nie podą-

Wykres 3: Porównanie rentowości państwowych i sprywatyzowanych spółek energetycznych

Wykres 4: Porównanie państwowych i sprywatyzowanych spółek energetycznych pod kątem zysku brutto w przeliczeniu na jednego pracownika

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Vattenfall Heat Poland

Electrabel

Połaniec – Electrabel GK

Vattenfall Poland GK

EdF

CEZ

EC Kraków

El Rybnik

PGE

Dalkia Łódź

Dalkia Polska GK

ZEl Ostrołęka

El Skawina

PAK

Kogeneracja GK

ZEC Wybrzeże

PKE

ENERGA Gdańsk GK

ENEA GK

Tauron

0%rentowność brutto zysk brutto na zatrud-nionego w tys. PLN

5% 10% 15% 20% 25% 30%

Vattenfall Heat Poland

EC ELCHO

Electrabel

El Połaniec – Electrabel GK

EC Kraków

Dalkia Łódź

Dalkia Polska GK

CEZ

Vattenfall Poland GK

Kogeneracja GK

PGE

EdF

ZEC Wybrzeże

ZEl Ostrołęka

El Rybnik

PKE

El Skawina

ENERGA Gdańsk GK

PAK

ENEA GK

Tauron

sprywatyzowane państwowe

49


ża ściśle za zmianami produkcji, lecz bardziej wiąże się ze zmianami w majątku wytwórczym – oddawaniem do użytku nowych obiektów energetycznych, zwykle wymagających mniejszych jednostkowych nakładów pracy, jak i procesami restrukturyzacji – łatwiejszymi w realizacji w okresach stosunkowo dobrych tenden-cji na rynku pracy. W przypadku państwowych spółek energetycznych optymalizacja zatrudnienia wydaje się warunkiem koniecznym, aby stały się one konkurencyj-ne rynkowo zarówno pod kątem rentowności, jak rów-nież wypracowanego zysku w przeliczeniu na jednego pracownika (zob. wykres 3 i wykres 4)21.

jednocześnie, analizując dane gUS, należy za-uważyć, że populacja pracujących w energetyce jest wyraźnie starsza niż populacja pracujących ogółem. Udział pracowników w wieku 45-54 lata wyniósł oko-ło 37%, a kolejne 14% weszło już w wiek przedeme-rytalny. tak więc łącznie ponad połowa pracowników w tym sektorze zalicza się do grupy w wieku niemobil-nym, podczas gdy przeciętnie w gospodarce odsetek ten wynosi zaledwie 35%. Powyższe liczby wyraźnie pokazują, że w niedalekiej przyszłości energetyka bę-dzie musiała zmierzyć się z falą odejść emerytalnych. to z kolei już teraz wymaga planowania sukcesji na poszczególnych stanowiskach, zwłaszcza w obszarze dozoru. Zarówno pracodawcy, jak i sami pracownicy dostrzegają realny problem, o czym świadczą choćby poniższe wypowiedzi22:

„Tu nie ma osób z krótkim stażem, bo ostatni duży nabór, zaciąg, był w 1990 r. Już prawie 20 lat stażu oni mają wszyscy. Nie chcę powiedzieć, że to jest stara załoga, ale trudno jest znaleźć na produkcji kogoś ze stażem niższym niż 10 lat”.

oraz„Jesteśmy zakładem dobrym, stabilnym, co widać

po naszych pracownikach, dlatego nasi pracownicy po

prostu z nami pracują. (…) Przez 10 lat nie było żad-nego naboru albo jak były, to jakieś bardzo pojedyncze przypadki. Dopiero teraz zaczynamy zatrudniać ludzi. Związane to jest z tym, że w najbliższych latach, do-kładnie nie pamiętam, chyba od 2012 roku zaczyna się duży spadek kadry, bo ludzie odchodzą na emerytury”.

generalnie przyuczenie do zawodu nowego pra-cownika i związane z tym nabywanie odpowiednich uprawnień eksploatacyjnych zajmuje minimum rok, gdyż „to nie jest tak, że ktoś ma wykształcenie me-chaniczne, to on już przyjdzie, stanie przy maszynie i będzie pracował. Nie, ten człowiek musi najpierw rok popracować. To zależy też od człowieka, ale musi chodzić z przysłowiową teczką, swoim nauczycielem i patrzeć mu na ręce i pytać, co on robi, zanim będzie mógł świadczyć samodzielnie pracę. Mniej więcej rok to zajmuje. Jak przyjmujemy młodych ludzi, to rok dajemy na zdobycie pierwszych uprawnień.” jedno-cześnie takie nabywanie uprawnień oraz instruktaż stanowiskowy pod nadzorem doświadczonego kole-gi, pełniącego rolę mentora, wiąże się z dublowaniem etatu i nieuchronnym wzrostem kosztów pracy, bo „płacimy dwie pensje dwom osobom za tą samą pracę. Gdybyśmy to też policzyli, że to jest koszt pracy tych 2 osób, to ten koszt w ciągu 2 lat wynosi ok. 150 tys. Licząc tylko same koszty wynagrodzenia. Poważne pieniądze.”

Sytuacja okazuje się o tyle problematyczna, że w Polsce od ponad 10 lat nie kształci się w zawodzie „technik energetyk”, a zatem „musimy sobie łatać in-nymi zawodami i sami doszkalać”. obecnie zawód ten w ogóle nie figuruje w obowiązującej Klasyfika-cji zawodów szkolnictwa zawodowego opracowanej przez Ministerstwo Edukacji Narodowej. a tymcza-sem – według danych gUS – w branży energetycznej

21. oba wykresy zostały zaczerpnięte z prezentacji„Niepewność i mity a bezpieczeństwo energetyczne” przygotowanej przez Związek Pracodawców Prywatnych Energetyki PKPP lewiatan, (1.07.2008)

22. Wszystkie cytaty pochodzą ze wspomnianego badania zapotrzebowania pracodawców na kwalifikacje (zob. też przypis 2)

Problemem, z którym coraz częściej boryka się branża, jest również brak dopuszczenia do pracy w warunkach szkodliwych ze względu na stan zdrowia. Problem ten dotyka zwykle pracowników w wieku 50+ z długoletnim stażem pracy na produkcji, którzy nie uzyskali jeszcze uprawnień emerytalnych.

50

raPort

przede wszystkim dominują pracownicy z wykształce-niem średnim zawodowym (36,8% w 2008 roku) oraz zasadniczym zawodowym (28,7%). Najczęściej wystę-pującymi zawodami są: operatorzy (6,3%), maszyniści (5,2%), elektroenergetycy (4,5%), a także monterzy linii elektrycznych (5,2%), elektromonterzy (5,7%) i monterzy sieci komunalnych (5,4%). i chociaż w ener-getyce nie ma jednej dominującej grupy zawodowej, to stosunkowo duże znaczenie mają tutaj techniczne zawody specjalistyczne, gdzie kluczowa jest znajo-mość branży oraz umiejętności praktyczne. W obliczu widocznej i pogłębiającej się z roku na rok luki kompe-tencyjnej w 2008 roku branża energetyczna z własnej inicjatywy podjęła działania na rzecz przywrócenia kształcenia w zawodzie „technik energetyk” i zawo-dach pokrewnych, gdyż „najłatwiej jest nauczyć kogoś, kto jest po technikum energetycznym (…). Chyba nie mamy już osób z zawodowym wykształceniem energe-tycznym, ale technik energetyk to jest takie optymalne dla nas w tym momencie. Oczywiście, zatrudniamy też techników mechaników, z tego powodu, że nie było techników energetyków. Technik mechanik musi przejść dużo dłuższy proces, bo oni wszyscy i tak mu-szą zrobić dodatkowe uprawnienia przewidziane przez URE i robią te uprawnienia, tylko że technik energetyk zrobi je szybciej, a technik mechanik potrzebuje więcej czasu, żeby się tego nauczyć”.

Problemem, z którym coraz częściej boryka się branża, jest również brak dopuszczenia do pra-cy w warunkach szkodliwych ze względu na stan

zdrowia. Problem ten dotyka zwykle pracowników w wieku 50+ z długoletnim stażem pracy na pro-dukcji, którzy nie uzyskali jeszcze uprawnień eme-rytalnych. W takiej sytuacji konieczna jest zmiana stanowiska pracy, co rodzi spore trudności zarówno po stronie pracodawcy, który musi znaleźć odpo-wiednie miejsce w organizacji, jak również po stro-nie pracownika, który nie zawsze potrafi odnaleźć się w nowej roli i sprostać nowym obowiązkom. W przeciągu najbliższych kilku lat ten problem z pewnością będzie narastał i dotykał coraz większej grupy pracowników.

6.4 ��polityka płacowa w energetyce analiza wynagrodzeń okazuje się przydatna w iden-tyfikacji luk podażowych na rynku pracy. Ponadprze-ciętny wzrost wynagrodzeń wskazuje na występo-wanie relatywnego wzrostu popytu w stosunku do podaży pracy i sygnalizuje niedobory pracowników. Zwykle taka sytuacja występuje wówczas, gdy w da-nym zawodzie czy branży brakuje odpowiednio wy-kwalifikowanych pracowników, o których pozyskanie pracodawcy konkurują wysokością oferowanej płacy. W każdym przypadku wysoka dynamika wynagro-dzeń stanowi wskazówkę, że w danej grupie pracow-niczej powstaje luka między popytem a podażą pracy, a jej przyczyny mogą zarówno wynikać ze wzrostu popytu, jak i zmniejszania się podaży.

analizując obecny stan zatrudnienia, jak również prognozowany deficyt kompetencji w przyszłości, polityka płacowa w energetyce wydaje się odzwier-ciedlać powyższy trend. Sektor energetyczny utrzy-muje nie tylko wyraźnie wyższe płace niż przeciętne wynagrodzenie, ale również można zaobserwować ich wyższą dynamikę. Z danych gUS odnośnie za-trudnienia i wynagrodzenia w gospodarce naro-dowej wynika, że w październiku 2009 roku płace w energetyce wynosiły średnio 4509,63 zł i w sto-sunku do początku 2004 roku wzrosły o blisko 48%. jednocześnie zwraca uwagę bardzo niestabilna i za-razem nieprzewidywalna dynamika wynagrodzeń. W tym miejscu warto jednak pamiętać, że polska energetyka cechuje się dominacją dużych firm i dzia-łaniem na rynku w dużym stopniu kontrolowanym przez państwo. a zatem można przypuszczać, że ze względu na koncentrację produkcji i zatrudnie-nia duży udział w kształtowaniu wynagrodzeń mają regulacje instytucjonalne, w tym dotyczące cen sprzedawanej energii, które z kolei przekładają się


51


na – negocjowane z udziałem związków zawodo-wych – podwyżki płac. Stąd też zmiany płac mogą mieć charakter skokowy i nie muszą zależeć ściśle od rynku, ale bardziej od jego cenowej regulacji. Wysokość płac zaś może być wymuszona bardziej strukturą rynku w energetyce niż strukturą rynku pracy w ogóle – zwłaszcza, że ostatnio w sektorze energetycznym również jest widoczna, charaktery-styczna dla całego rynku pracy, tendencja spadkowa liczby wolnych miejsc pracy. W pierwszym kwarta-le 2008 roku zarejestrowano 1 tys. wolnych miejsc pracy. Z końcem czwartego kwartału liczba ta spa-dła do 0,5 tys. W sumie – podsumowując ogólny bilans roczny – branża energetyczna odnotowała spadek z 1 tys. do 0,7 tys. nowoutworzonych miejsc pracy. Według ekspertów ten trend będzie się nadal utrzymywał.

��6.5 kaDry nowoczeSnej energetyki – wnioSki z naroDowego programu foreSight polSka 202023

Celem projektu „Foresight kadr nowoczesnej go-spodarki” – realizowanego na zlecenie Polskiej agencji rozwoju Przedsiębiorczości – była diagnoza zapotrzebowania polskiej gospodarki na kwalifika-cje menedżerskie oraz specjalistyczne w najbliższej dekadzie. W ramach projektu powołano pięć paneli tematycznych, w tym również panel poświęcony branży energetycznej. Do analizy obecnej i przyszłej sytuacji na rynku pracy zastosowano m.in. metodo-logię SWot oraz PESt, jak również badanie Delhi. Nakreślono również możliwe scenariusze rozwoju kadr polskiej gospodarki, przyjmując trzy warianty: od zdecydowanie pozytywnego i tym samym najbardziej pożądanego poprzez umiarkowanie pozytywny, a jed-nocześnie najbardziej prawdopodobny aż po umiar-kowanie negatywny.

W przypadku branży energetycznej zasadnicza konkluzja płynąca z raportu dotyczy zmian w struk-turze wytwarzania energii, które z kolei determinują zapotrzebowanie na nowe kwalifikacje. Stopniowa likwidacja wysokoemisyjnych źródeł energii na rzecz nowych technologii energetycznych wiąże się z ko-niecznością kształcenia w zakresie czystych technolo-gii węglowych, energetyki atomowej i odnawialnych

źródeł energii. W przypadku energetyki zawody przy-szłości to m.in. specjaliści od nowych technologiach energetycznych, logistyki, rolnictwa energetyczne-go, ochrony środowiska i utylizacji odpadów. Popyt na nowe kompetencje raczej nie spowoduje wzrostu zatrudnienia, ale wręcz przeciwnie – zatrudnienie w energetyce będzie sukcesywnie maleć, głównie ze względu na restrukturyzację technologiczną, która z kolei wymusi, zwłaszcza w państwowych firmach energetycznych, restrukturyzację organizacyjną. We-dług autorów raportu Polska 2030. Wyzwania roz-wojowe24, sektor energetyczny w Polsce jest wciąż przestarzały, jeżeli chodzi o moce wytwórcze i prze-sył, a ponadto cechuje się niedopasowaniem geogra-ficznym do potrzeb gospodarki oraz niską wydajno-ścią i elastycznością. Przyczyn takiego stanu rzeczy należy również szukać w nieefektywnym zarządzaniu zasobami ludzkimi.

23. Matusiak, K., Kuciński, j., gryzik a., (2009). Foresight kadr nowoczesnej gospodarki. Warszawa: ParP24. M. boni (red.), Polska 2030. Wyzwania rozwojowe, KPrM, Warszawa, 2009, s. 166-201.


52

raPort

6.6 jak poprawić jakość i ofertę kSztałcenia zawoDowego? – rekomenDacje zeSpołu DS. eDukacji przy raDzie rynku pracy pkpp lewiatan Z badań przeprowadzonych w 2007 roku przez tNS oboP dla Ministerstwa Nauki i Szkolnictwa Wyższe-go25 wynika, że ponad 60% przedsiębiorstw odczuwa-ło braki specjalistów, a w 36% firm zgłaszano deficyt specjalistów z wykształceniem technicznym. Najwięk-szy niedobór kadry dotyczył inżynierów-mechaników (29%), inżynierów budownictwa i środowiska (16%) oraz inżynierów-elektryków (10%). jednocześnie blisko 60% przedsiębiorców wskazywało, że w po-równaniu do lat ubiegłych, znalezienie kandydata do pracy okazało się znacząco trudniejsze – głównie ze względu na ich gorsze przygotowanie teoretyczne i praktyczne. Ponadto badane przedsiębiorstwa sza-cowały, że w 2008 roku będzie brakowało ponad 55 000 inżynierów różnych specjalności i rokrocznie ten deficyt będzie się pogłębiał. Prognozuje się, że za pięć lat w polskiej gospodarce będzie brakowało ok. 76 000 specjalistów z wykształceniem inżynier-skim. o podobnej ilościowo skali zapotrzebowania na kompetencje specjalistyczne można również mówić w przypadku średniej kadry technicznej. Według ubie-głorocznego raportu Manpower pierwsze miejsce na liście zawodów najbardziej poszukiwanych przez polskich pracodawców zajmują „wykwalifikowani pracownicy fizyczni wszystkich specjalizacji”26, do któ-rych zalicza się również pracowników energetyki.

W odpowiedzi na te alarmujące dane, poniżej zostaną zaprezentowane rekomendacje działań do-tyczące najważniejszych – zdaniem PKPP lewiatan – zagadnień związanych z niedopasowaniem syste-mu edukacji do potrzeb rynku pracy. Niniejsze po-stulaty i propozycje zmian powstały w wyniku prac Zespołu ds. Edukacji przy radzie rynku Pracy PKPP lewiatan, dyskusji z przedstawicielami biznesu, spo-tkań z ekspertami reprezentującymi stronę rządową (Ministerstwo Edukacji Narodowej, Ministerstwo Nauki i Szkolnictwa Wyższego, Ministerstwo Pracy i Polityki Społecznej), jak również w oparciu o anali-zę rozwiązań funkcjonujących w innych krajach Unii Europejskiej. W toku wspólnej debaty wypracowano sześć kluczowych postulatów, które przede wszyst-kim kładą nacisk na bieżącą i cykliczną analizę potrzeb rynku pracy, promowanie wykształcenia techniczne-go, ścisłą współpracę z biznesem oraz zmianę mode-lu kształcenia, która z kolei nieuchronnie wiąże się ze zmianą modelu finansowania edukacji w Polsce. Poni-żej skrótowo omówiono wybrane propozycje rozwią-zań i rekomendowane kierunki zmian w odniesieniu do szkolnictwa zawodowego. Niniejsze postulaty wy-dają się jak najbardziej adekwatne również w kontek-ście kształcenia na potrzeby branży energetycznej.

rzetelna analiza i lepsze monitorowanie obecnych oraz przyszłych potrzeb rynku pracy

aby proponowane rozwiązania mogły zostać wdrożone w życie konieczne jest zebranie i ciągła ak-

Dotychczas brakowało systemowego, długofalowego planowania i zarządzania kompetencjami zarówno w samej branży, jak również na poziomie instytucji rządowych czy środowisk naukowych. i chociaż branża energetyczna – jako strategiczna gałąź przemysłu – to temat gorący i chętnie podnoszony na forum, to jednak brakowało merytorycznej dyskusji na temat inwestycji w przyszłe kadry. taką publiczną debatę zainicjował m.in. Narodowy Program „Foresight Polska 2020”, raport „Polska 2030 – wyzwania rozwojowe” oraz – miejmy nadzieję – że również niniejsza publikacja.

25. Zapotrzebowanie przedsiębiorstw na wykwalifikowaną kadrę techniczną oraz ocena przygotowania do pracy absolwentów stu-diów technicznych, tNS oboP, 2007.

26. Pod określeniem „wykwalifikowani pracownicy fizyczni wszystkich specjalizacji” rozumie się m.in. elektryków, mechaników, stolarzy, spawaczy, hydraulików, murarzy, cieśli itp. itd.

53


tualizacja danych o potrzebach rynku pracy, funkcjo-nowaniu szkół i uczelni wyższych oraz losach absol-wentów. W tym kierunku należy:

a) Poprawić jakość monitorowania i prognozowa-nia potrzeb rynku pracy poprzez cykliczne badanie potrzeb biznesu i kwalifikacji wymaganych w po-szczególnych zawodach.

b) Prognozować popyt na pracę w poszczegól-nych sektorach, zawodach i regionach kraju (Minister-stwo Pracy).

c) Monitorować dane statystyczne dotyczące sta-nu zatrudnienia absolwentów według poszczegól-nych zawodów lub dziedzin kształcenia (gUS).

d) Monitorować losy absolwentów konkretnych szkół, głównie pod kątem ich zatrudnienia.

Kształtowanie pożądanej struktury podaży na ryn-ku pracy

Konieczne jest promowanie wykształcenia technicz-nego na każdym szczeblu (zasadniczym, policealnym, średnim i wyższym). W tym zakresie proponujemy:

a) Wzmocnić system doradztwa zawodowego na poziomie szkół gimnazjalnych, zawodowych, średnich oraz wyższych.

b) Stawiać wyższe wymagania wobec doradców zawodowych dotyczące m.in. znajomości rynku pracy, prognozowanego popytu i danych statystycznych do-tyczących zatrudnienia.

c) Promować migracje ze wsi do miast oraz z miast o dużym poziomie bezrobocia do miast o wysokim za-potrzebowaniu na pracę. to z kolei wymaga:

– geograficznej koncentracji uczniów kształconych w zawodach rzadkich lub wysokospecjalistycznych, gdzie edukacja jest bardzo kosztowna (wymaga dostę-pu do nowoczesnego aparatu, wysokich technologii),

– promowania mobilności edukacyjnej współ-finansowanej przez państwo m.in. zwrot kosztów zamieszkania (internaty, stancje) na czas kształcenia oraz praktyk zawodowych.

d) Uprościć język i sposób komunikowania między instytucjami edukacyjnymi a pracodawcami, ucznia-mi/ studentami, rodzicami.

– stworzyć centrum informacyjne (na wzór „jed-nego okienka”) na temat systemu kształcenia i aktual-nej oferty edukacyjnej,

– opracować jedną centralną bazę danych zawiera-jącą informacje ogólne oraz bazy regionalne i powiato-we dysponujące szczegółowymi informacjami. to po-zwoliłoby zebrać w jednym miejscu informacje, które

obecnie są rozproszone w Ministerstwie Pracy, Mini-sterstwie gospodarki, Ministerstwie Edukacji Narodo-wej oraz Ministerstwie Nauki i Szkolnictwa Wyższego.

Zmiana modelu kształceniaProponujemy zastosowanie promowanego i wdra-

żanego w krajach UE modelu kształcenia kompe-tencyjnego, który pozwala na połączenie wiedzy teoretycznej, umiejętności praktycznych i postaw. Zasadniczą ideą tego rozwiązania są niższe minima programowe na rzecz wyższych wymagań związa-nych z wynikami kształcenia i uznawaniem kwalifika-cji (standard EQF – European Qualifications Frame-work) tak, aby egzamin zawodowy faktycznie stał się wiarygodnym źródłem informacji o poziomie meryto-rycznym absolwenta kierunku technicznego. jedno-cześnie aby model ten mógł funkcjonować w prakty-ce, konieczne jest m.in.:

a) Zwiększenie kształcenia praktycznego w szkol-nictwie zawodowym, średnim i wyższym – wyższe wymagania ilościowe odnośnie praktyk zawodowych i zajęć praktycznych (minimum 50% kształcenia prak-tycznego w szkołach zasadniczych zawodowych) realizowanych przy wykorzystaniu zaplecza m.in.: Centrów Kształcenia Praktycznego, Zakładów Do-skonalenia Zawodowego, laboratoriów technicznych wyższych uczelni, Naczelnej organizacji technicznej, oHP, pracodawców oraz innych partnerów.

o wyborze zaplecza do kształcenia praktycznego w szkolnictwie ponadgimnazjalnym powinien decy-dować – po konsultacjach z pracodawcami – samo-rząd terytorialny. także odpowiedzialność za finan-sowanie powinna spoczywać w rękach samorządu terytorialnego, przy założeniu korzystania z różnych


54

raPort

form finansowania: środki publiczne, fundusze unijne, partnerstwo publiczno-prywatne.

b) Uznawanie oraz potwierdzanie uczenia się praktycznego, incydentalnego i pozaformalnego – a zatem wyniki uczenia się powinny być uznawane i doceniane, niezależnie gdzie i w jaki sposób zosta-ły zdobyte. Służyć temu muszą ustandaryzowane egzaminy potwierdzające umiejętności, kwalifikacje i zawody:

– nadawanie akredytacji do przeprowadzania egzaminów i nadawania certyfikatów umiejętności, kwalifikacji i zawodów różnym organizacjom i insty-tucjom w zależności od branży, w tym pracodawcom i szkołom. W rezultacie powinien powstać szeroki rynek ośrodków akredytowanych do egzaminowania i uznawania umiejętności, kwalifikacji i zawodów,

– współpraca szkół z instytucjami potwierdza-jącymi umiejętności, kwalifikacje i zawody w celu kształtowania programów z punktu widzenia wyma-ganych kompetencji ogólnych i zawodowych,

– organizacja zewnętrznych egzaminów zawodo-wych potwierdzających kwalifikacje zawodowe,

– egzaminy przeprowadzane w formie sprawdzia-nów umiejętności praktycznych w działaniu.

c) Podniesienie jakości kadry nauczającej poprzez:– wprowadzenie wymagań dotyczących rozwo-

ju zawodowego osób zajmujących się kształceniem (model lifelong learning),

– egzaminy potwierdzające wiedzę, umiejętności i kwalifikacje nauczycieli,

– obligatoryjne praktyki nauczycieli przedmiotów zawodowych w zakładach pracy,

– wykorzystanie kadry akademickiej (politechniki) do kształcenia w szkołach średnich,

– ocena nauczycieli przez pryzmat osiąganych wy-ników nauczania i zdawalności przez uczniów egzami-nów potwierdzających umiejętności,

– rozwój kwalifikacji nauczycieli w zakresie ope-racyjnych umiejętności dydaktycznych (interaktywne metody prowadzenia zajęć, wykorzystanie pomocy multimedialnych itp.).

Współpraca z biznesem przy określaniu modelu i programów kształcenia

Konieczna jest ściślejsza współpraca MEN oraz MNiSW z właściwymi ministerstwami, pracodawcami i instytucjami rynku pracy w zakresie dostosowywa-nia kształcenia do aktualnych i prognozowanych po-trzeb rynku pracy. rekomendujemy:

a) Ujednolicenie klasyfikacji zawodowej w edukacji i gospodarce (MEN i Ministerstwo Pracy), w tym:

– jednolita struktura klasyfikacji zawodów, spe-cjalizacji (profilów) i umiejętności,

– kształcenie w szkołach oparte na bazie progra-mowej związanej z danym zawodem oraz praktycz-nym kształceniu związanym ze specjalizacją.

b) Sformułowanie programów związanych z na-bywaniem kwalifikacji i specjalizacji (tutaj MEN we współpracy z resortami branżowymi i związkami pra-codawców). Dzięki temu uwzględnione powinny zo-stać oczekiwania sektorowe w kształceniu.

c) Dopracowanie przez MEN, wspólnie z praco-dawcami, kryteriów wprowadzania nowych zawodów i usprawnienie procedury postępowania w tym zakresie:

– klarowne kryteria, wśród których podstawo-wym powinna być wielkość zapotrzebowania na za-trudnienie w danym sektorze i zawodzie, określana na podstawie odpowiednich badań i prognoz,

– wspólne wypracowywanie przez MEN i związki branżowe opisu zawodu i programów kształcenia.

d) rozpowszechnianie dobrych wzorców w zakre-sie programów autorskich związanych z nabywaniem kwalifikacji profilowanych (specjalizacji) dopasowa-nych do potrzeb pracodawców w innych szkołach.

e) Zaangażowanie partnerów społecznych w za-rządzanie kształceniem zarówno na szczeblu lokal-nym, jak i centralnym, np. rady programowe okre-ślające długość, strukturę i treści programów (także minima programowe) w poszczególnych szkołach, złożone m.in. z praktyków z biznesu.

bezpośrednie zaangażowanie biznesu w kształcenieoprócz współpracy z biznesem przy określa-

niu modelu i programów kształcenia, widzimy ko-nieczność bezpośredniego zaangażowania biznesu w kształcenie, szczególnie w kształcenie praktyczne. Proponowane przez nas rozwiązania to:

a) angażowanie do prowadzenia praktycznych zajęć lekcyjnych w szkołach pracowników firm pry-watnych, posiadających specjalistyczną i praktyczną wiedzę z danego obszaru bez konieczności posiadania uprawnień pedagogicznych.

b) Uaktywnienie pracodawców na rzecz praktycz-nej nauki zawodu – rewizja praw i obowiązków firm: inicjatywy ustawodawcze związane z finansowaniem:

– finansowanie ze środków publicznych kształce-nia praktycznego prowadzonego przez firmę (w tym praktyk studenckich): zwrot kosztów wynagrodzenia

55


pracownika opiekującego się uczniem praktykantem, odzieży roboczej, wyposażenia stanowiska, innych kosztów materialnych – wprowadzenie ryczałtu w zależności od branży i stanowiska;

– uproszczenie systemu finansowania kształcenia młodocianych – płatności w ratach miesięcznych lub kwartalnych.

c) Wprowadzenie praktyk, staży, projektów lub pracy w firmach w ramach minimów programowych i programów kształcenia w każdym typie szkół.

d) Stworzenie systemu tutoriatu, staży i prac dy-plomowych – zaangażowanie przedstawicieli firm w opiekę nad stażami i pracami – wymaganie jednej osoby z uczelni i jednej osoby z biznesu.

Zmiana modelu finansowaniarzeczywista zmiana systemu edukacji w Polsce

jest możliwa dopiero wraz ze zmianą modelu finanso-wania kształcenia. W tym zakresie konieczne są zmia-ny zasad subwencjonowania szkół i uczelni, tak aby uzależnić wysokość subwencji od jakości i kierunku kształcenia, faktycznie odpowiadającego na potrzeby rynku pracy. W szczególności rekomendujemy nastę-pujące rozwiązania:

a) Zmiana systemu finansowania (zmiana algoryt-mu subwencjonowania) szkół i uczelni poprzez:

– alokowanie środków budżetowych na kierunki pożądane na rynku pracy (centralny podział fundu-szy na zawody, kierunki, kwalifikacje), na podstawie wyników badań i monitorowania trendów z uwzględ-nieniem kosztochłonności kształcenia do poszczegól-nych zawodów i na poszczególnych kierunkach,

– uzależnienie wysokości finansowania od jakości kształcenia (zdawalności egzaminów potwierdzają-cych umiejętności, kwalifikacje i zawody),

– uzależnienie finansowania od losów absolwen-tów – poziomu zatrudnienia absolwentów poszcze-gólnych szkół i uczelni (monitorowanie bezrobotnych pod kątem ukończonych szkół),

– zmiana systemu akredytacji do nadawania dy-plomów, uwzględniająca elementy kształcenia prak-tycznego oraz różnorodność metod kształcenia (me-tody interaktywne);

b) Zapewnienie równoprawnego finansowania zajęć praktycznych i praktyk niezależnie od miejsca i formy ich odbywania;

c) Finansowanie kierunków i programów (bez względu na to, przez jakie szkoły są prowadzone), a nie szkół i uczelni;

d) Zaangażowanie sektora prywatnego w kształce-nie i edukację:

– szkolnictwo w oparciu o partnerstwo publicz-no-prywatne, np. w formie koncesyjnej,

– możliwość prowadzenia szkolnictwa przez organi-zacje działające dla zysku – należy motywować i zachę-cać biznes prywatny do inwestowania w kształcenie.

Powyższe rekomendacje to pewien model idealny, którego wdrożenie pozwoliłoby szkolnictwu zawodo-wemu odwrócić negatywny trend i wyjść z obecnego stanu „edukacyjnej zapaści”, co wymaga ścisłej współ-pracy z biznesem. W obecnej sytuacji tylko nieliczne firmy z branży energetycznej włączyły się lub same podjęły pierwsze kroki, aby zminimalizować deficyt kompetencji na stanowiskach produkcyjnych. Do naj-częściej spotykanych dobrych praktyk należy współ-praca ze szkołami ponadgimnazjalnymi oraz politech-nikami. Nadal brakuje jednak rozwiązań systemowych i długofalowych w tym zakresie realizowanych przez agendy rządowe. być może trwające prace na rzecz przywrócenia kształcenia w zawodzie „technik ener-getyk” okażą się takim momentem przełomowym.

6.7 ��poDSumowanie Celem powyższej analizy było nakreślenie ram funk-cjonowania branży energetycznej na tle polskiej gospodarki. W kontekście prezentowanych danych wyłania się stosunkowo niejednoznaczny obraz ener-getyki, która nie do końca wydaje się przygotowana na przyszłe wyzwania rozwojowe. Przedmiotem mo-jego zainteresowania była przede wszystkim sytuacja kadrowa w polskiej energetyce, gdzie ścierają się przeciwstawne tendencje: z jednej strony prognozuje się deficyt kompetencji, a z drugiej strony rekomen-duje się działania o charakterze restrukturyzacyjnym, które wymusza postęp technologiczny. W tym mo-mencie problematyczny okazuje się nie tyle spadek zatrudnienia, ile raczej brak odpowiednio wykwalifi-kowanej kadry gotowej sprostać nowym technolo-giom. o ile nieuchronna redukcja zatrudnienia będzie odbywała się w sposób naturalny ze względu bardzo duży odsetek pracowników w wieku niemobilnym, o tyle wypełnienie luk kompetencyjnych może stwa-rzać już poważne trudności. aktualnie ciężar – za-równo finansowy, jak i merytoryczny – wyszkolenia nowych pracowników spada na pracodawców, którzy w ciągu kilku lat, na zasadzie instruktażu stanowisko-wego, przyuczają do pracy osoby wykształcone w za-wodach pokrewnych. jest to koszt niejako wpisany

56

raPort

7. Przegląd not interpretacyjnych

Państwa Członkowskie mają czas na wdrożenie Dy-rektywy 2009/72/WE do dnia 3 marca 2011 r. za wyjątkiem art. 11, dotyczącego zagadnień certyfikacji w odniesieniu do krajów trzecich, który należy imple-mentować do dnia 3 marca 2013 r. W celu lepszego zrozumienia regulacji wynikających z dyrektyw Ko-misja Europejska wydaje tzw. noty interpretacyjne. Noty same w sobie nie stanowią odrębnego prawa, mają jedynie pomagać w interpretacji zapisów dyrek-tyw oraz służyć jak najlepszemu odzwierciedleniu treści dyrektyw w przepisach krajowych. Noty nie są więc prawnie wiążące.

W odniesieniu do Dyrektywy 2009/72/WE wydano trzy noty interpretacyjne, które omówiono poniżej.

nota interpretacyjna dot. unbundlingu27

Skuteczny rozdział może zostać zapewniony jedy-nie poprzez wyeliminowanie środków zachęcających przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo do stosowa-nia dyskryminacji wobec konkurentów w odniesieniu do dostępu do sieci oraz w zakresie inwestycji.


W nocie interpretacyjnej dot. unbundlingu omó-wiono nowe zasady rozdziału oraz przedstawiono sposób interpretacji Dyrektywy 2009/72/WE przez Komisję Europejską.

Celem każdego z zaproponowanych rozwiązań w zakresie unbundlingu jest efektywne zapobieganie możliwości powstania konfliktu interesów między wy-twórcami, dostawcami i operatorami systemu przesy-łowego. rozwiązania te mają eliminować ewentual-ne zachęty, które mogą powstać w zintegrowanych pionowo przedsiębiorstwach do dyskryminowania innych przedsiębiorstw energetycznych w zakresie dostępu do sieci i inwestycji, a także zapewnić środki wspierające prowadzenie koniecznych inwestycji, jak również dostęp do sieci nowym podmiotom.

27. Commission Staff Working Paper; interpretative Note on Directive 2009/72/EC Concerning Common rules for the internal Market in Electricity and Directive 2009/73/EC Concerning Common rules for the internal Market in Natural gas; The Unbundling Regime, brussels, 22 january 2010

w branżę, który jest m.in. konsekwencją słabej jakości formalnego kształcenia, jak również ubogiej oferty na rynku szkoleń komercyjnych. Zdaniem pracodawców istotnym problemem branży w pozyskaniu nowych, wartościowych pracowników jest również negatyw-ny wizerunek energetyki, która zwykle bywa postrze-gana jako przestarzała i nieatrakcyjna. ten stereotyp dodatkowo wzmacnia kompromitacja wykształce-nia zawodowego, które kojarzy się brudną, żmudną i niskopłatną pracą fizyczną, gdy tymczasem „branża energetyczna w Polsce ma się chyba tak dobrze, jak żadna inna i cały czas potrzebuje ludzi”

Dotychczas brakowało systemowego, długofalo-wego planowania i zarządzania kompetencjami za-równo w samej branży, jak również na poziomie insty-tucji rządowych czy środowisk naukowych. i chociaż branża energetyczna – jako strategiczna gałąź prze-mysłu – to temat gorący i chętnie podnoszony na forum, to jednak brakowało merytorycznej dyskusji na temat inwestycji w przyszłe kadry. taką publiczną debatę zainicjował m.in. Narodowy Program „Foresi-ght Polska 2020”, raport „Polska 2030 – wyzwania rozwojowe” oraz – miejmy nadzieję – że również ni-niejsza publikacja.

57


Państwa członkowskie mogą wybrać jeden z trzech równorzędnych modeli rozdziału, jednak

Można wybrać model ito bądź iSo tylko wów-czas, gdy w momencie wejścia w życie obu wskaza-nych wyżej Dyrektyw, system przesyłowy należał do przedsiębiorstwa pionowo zintegrowanego.

W dokumencie omówiono przede wszystkim za-gadnienia przedstawione poniżej.

Unbundling oSP: Wydzielenie operatorów syste-mu przesyłowego Prawne i funkcjonalne wydzielenie oSP, wprowadzone Dyrektywą 2003/54/WE nie doprowadziło do ocze-kiwanych skutków. Dlatego w Dyrektywie 2009/72/WE wprowadzono 3 opcje unbundlingu, opisane wyżej w rozdziale „Wspólny rynek energii, organizacja ope-ratorów sieci przesyłowych”. W nocie sprecyzowano szczegółowo zagadnienia poszczególnych rozwiązań:

a) Ownership unbundling: rozdział własnościo-wy. W nocie wskazano, że przedsiębiorstwo, będące właścicielem systemu przesyłowego, działa także jako oSP i w konsekwencji odpowiada za przyzna-wanie użytkownikom systemu dostępu do sieci i za-rządzanie tym dostępem, pobieranie opłat za dostęp, opłat za ograniczenia oraz opłat w ramach mechani-zmu rekompensat dla operatorów działających mię-dzy systemami przesyłowymi, a także za eksploatację i rozbudowę systemu. Właściciel systemu przesyło-wego ma także zapewnić długoterminową zdolność systemu do zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej przez pla-nowanie inwestycji.

b) ISO: niezależny operator systemu. Ponieważ niezależny operator systemu traktowany jest jako oSP, powinien wypełniać obowiązki operatora syste-mu przesyłowego określone w Dyrektywie 2009/72/WE. iSo odpowiada za przyznawanie użytkownikom systemu dostępu do sieci i zarządzanie tym dostę-pem, pobieranie opłat za dostęp, opłat za ogranicze-nia oraz opłat w ramach mechanizmu rekompensat dla operatorów działających między systemami prze-syłowymi zgodnie z postanowieniami rozporządzeń w sprawie energii elektrycznej. Ponadto zadaniem iSo jest eksploatacja i rozbudowa systemu.

c) ITO: niezależny operator przesyłu. obowiąz-kiem właściciela systemu przesyłowego, będące-go właścicielem sieci, jest zapewnienie stosownej współpracy z iSo niezbędnej do wykonywania jego zadań. Dotyczy to w szczególności dostarczania

wszelkich niezbędnych informacji związanych z sys-temem. Właściciel systemu jest odpowiedzialny za pokrycie odpowiedzialności między innymi za stan sieci, ale nie za zarządzanie siecią. organ regulacyjny będzie weryfikował i zatwierdzał uzgodnienia mię-dzy iSo a właścicielem systemu podczas procedury certyfikacyjnej, a także na bieżąco w ramach reali-zacji obowiązku monitorowania. obowiązkiem wła-ściciela systemu jest finansowanie inwestycji prze-widzianych przez niezależnego operatora systemu. Dotyczy to jednak tylko inwestycji zatwierdzonych przez organ regulacyjny.

Ponieważ w każdym przypadku przyjęty system, dotyczący wydzielenia operatora sytemu przesyło-wego, podlega odpowiedniej certyfikacji, opisanej w Dyrektywie, również w nocie sprecyzowano zasady tej procedury.

Wydzielenie operatorów systemu dystrybucyjne-go (oSD)Zasady wydzielenia operatorów systemu dystrybu-cyjnego właściwie nie zostały znacząco zmienione w stosunku do poprzednio obowiązujących dyrektyw. Założenia systemu wydzielania oSD sprowadzają się do następujących zasad:

a) Rozdział prawny, czyli uniezależnienie oSD od innych działań przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo niezwiązanych z dystrybucją. W Dyrektywie przewidziano, że działalnością dystrybucyjną powin-no zajmować się wyodrębnione przedsiębiorstwo sie-ciowe. Nie musi ono posiadać własnych aktywów sie-ciowych, powinno jednak dysponować „skutecznymi prawami podejmowania decyzji” zgodnie z wymaga-niami w zakresie rozdziału funkcjonalnego. obowią-zek stworzenia odrębnego podmiotu dotyczy jedynie działalności sieciowej, czyli naturalnych monopoli. Wszystkie inne rodzaje działalności, w szczególności działalność w zakresie dostaw i wytwarzania, mogą nadal być prowadzone w ramach jednego przedsię-biorstwa.

b) W zakresie rozdziału funkcjonalnego, w nocie rozwinięto zasady dot.:

– zapewnienia niezależności kadry kierowniczej, – zagadnienia dot. usług wspólnych świadczonych

dla przedsiębiorstw wchodzących w skład przedsię-biorstwa zintegrowanego pionowo,

– zasad niezależności podejmowania decyzji han-dlowych i operacyjnych, dotyczących eksploatacji, utrzymania i rozbudowy sieci.

58

raPort

– wymagania dotyczące programu zgodności,– zasady dotyczące ochrony informacji poufnych

w zakresie informacji handlowych podlegających szczególnej ochronie.

c) W nocie wprowadzono także zapisy dotyczące rozdziału rachunkowości, które nie zostały znacząco zmienione w porównaniu z poprzednio przyjętymi re-gulacjami prawnymi.

d) opisano także zasady dotyczące oSD obsługu-jący poniżej 100 tysięcy odbiorców energii.

nota interpretacyjna dot. rynków detalicznych28

Zgodnie z artykułem 41 Dyrektywy 2009/72/WE, w celu ułatwienia powstania właściwie funkcjonują-cych i przejrzystych rynków detalicznych we Wspól-nocie państwa członkowskie mają obowiązek zapew-nić, by funkcje i zakres odpowiedzialności operatorów systemów przesyłowych, operatorów systemów dystrybucyjnych, przedsiębiorstw dostarczających energię elektryczną i odbiorców oraz, w razie ko-nieczności, innych uczestników rynku, zostały jasno zdefiniowane w zakresie warunków dot. umów, zobo-wiązań względem odbiorców, zasad wymiany danych i rozliczeń, własności danych i odpowiedzialności za dokonywanie pomiarów zużycia energii. Zasady te powinny prowadzić do tego, że konsumenci będą ro-zumieć, na czym polega działanie rynku detalicznego, jak również do umożliwienia wchodzenia na rynek nowym podmiotom. Zasady te powinny podlegać przeglądowi przez organy regulacyjne. Ze względu na to, że organy regulacyjne mają promować konku-rencyjne, bezpieczne i cechujące się poszanowaniem dla środowiska rynki energii, ich rola w dokonywaniu przeglądu funkcjonujących zasad rynków detalicz-nych będzie nie do przecenienia. Efektem tych dzia-łań ma być ostatecznie powstanie jednolitego rynku energii w całej Unii.

W nocie interpretacyjnej dot. rynków detalicznych wyjaśniono kwestie związane z rynkiem detalicznym energii elektrycznej, przede wszystkim w następują-cym zakresie:

Zagadnienie rynków detalicznych energii elek-trycznej.

rola krajowych organów regulacyjnych w zakresie rynków detalicznych.

ochrona konsumentów.– Dostęp do informacji o klientach.– informacje na rachunkach za energię oraz obo-wiązki związane ze zmianą sprzedawcy. – Skargi i rozstrzyganie sporów. – Europejska lista kontrolna konsumenta energii.– implementacja inteligentnych systemów pomia-rowych.– inteligentne sieci (smart grids).

licencje i autoryzacje. Zamknięte systemy dystrybucyjne.

nota interpretacyjna dot. organów regulacyjnych29

Jednym z głównych celów niniejszej dyrektywy po-winno być tworzenie prawdziwie wewnętrznego ryn-ku energii elektrycznej poprzez sieć połączeń w całej Wspólnocie, dlatego też kwestie regulacyjne dotyczą-ce wzajemnych połączeń transgranicznych i rynków regionalnych powinny należeć do głównych zadań organów regulacyjnych, w stosownych przypadkach działających w ścisłej współpracy z Agencją.


W Nocie tej wyjaśniono przede wszystkim nastę-pujące obszary zagadnień:

Podstawowe zadania regulatora powinny sku-piać się na konkurencyjnym, zrównoważonym środo-wisku i zapewniającym bezpieczeństwo dostaw rynku energii elektrycznej i gazu. Zadania te należy realizo-wać we współpracy z organami regulacyjnymi innych krajów członkowskich oraz z agencją.

W odniesieniu do art. 35(1) Dyrektywy 2009/72/WE (dyrektywa dot. rynku energii elektrycznej) oraz art. 39(1) Dyrektywy 2009/73/WE (dyrektywa dot. rynku gazu), wskazano wyraźnie, że w danym pań-stwie członkowskim należy wyznaczyć tylko jeden organ regulacyjny. Nie jest zatem możliwe realizowa-nie podstawowych/głównych (ang. core) obowiązków

28. Commission Staff Working Paper; interpretative Note on Directive 2009/72/EC Concerning Common rules for the internal Market in Electricity and Directive 2009/73/EC Concerning Common rules for the internal Market in Natural gas; Retail Markets, brussels, 22 january 2010

29. Commission Staff Working Paper; interpretative Note on Directive 2009/72/EC Concerning Common rules for the internal Market in Electricity and Directive 2009/73/EC Concerning Common rules for the internal Market in Natural gas; The Regulatory Authori-ties, brussels, 22 january 2010

59


i uprawnień regulatora wynikających z ww. dyrektyw w ramach różnych instytucji. jedynie obowiązki w za-kresie monitorowania mogą być przypisane różnym instytucjom.

W kwestii bezstronności organu regulacyjnego, Nota wyjaśnia, że organ ten powinien podejmować decyzje w sposób neutralny i bezstronny, w oparciu o obiektywne kryteria i metodologie. Prawo krajowe powinno zawierać środki prewencyjne zapobiegające naruszaniu tak rozumianej niezależności, a w przy-padku naruszeń przewidywać sankcje administracyj-ne, cywilne i/lub karne.

W kwestii przejrzystości działania, Nota wyja-śnia, że organ regulacyjny powinien opracować i opu-blikować zasady i procedury, wedle których zamierza działać, przynajmniej w zakresie podejmowania decy-zji. Zasada przejrzystości wymaga także, aby organ regulacyjny wskazał jednoznacznie punkty kontakto-we dla poszczególnych interesariuszy, a także publi-kował informacje o swojej strukturze organizacyjnej. Kolejnym aspektem przejrzystości w działaniu jest zalecenie przeprowadzenia konsultacji z interesariu-szami przed podjęciem ważnych decyzji. W tym celu organ regulacyjny powinien publikować stosowne dokumenty będące przedmiotem konsultacji społecz-nych lub wysłuchania publicznego.

W kwestii niezależności organu regulacyjnego, wymagania postawiane przez iii pakiet energetyczny wybiegają znacznie dalej w porównaniu z Dyrekty-wą 2003/54/WE. Dyrektywa 2003/4/WE wymagała, aby organ regulacyjny był niezależny od podmiotów sektora energetycznego. Dyrektywa 2009/72/WE wymaga dodatkowo niezależności od jakiegokolwiek innego podmiotu, włączając w to krajowe bądź re-gionalne organy rządowe lub samorządowe, partie polityczne oraz instytucje/podmioty prywatne. istotą zapewnienia niezależności organu regulacyjnego jest potrzeba stworzenia stabilnego otoczenia regula-cyjnego i inwestycyjnego oraz wykluczenie sytuacji, w których na decyzje regulatora mogłyby wpływać czynniki natury politycznej lub partykularne interesy ekonomiczne. Wymóg odrębności prawnej organu regulacyjnego oznacza, że organ ten powinien być utworzony jako samodzielny podmiot prawny wyraź-nie odrębny od ministerstwa lub jakiegokolwiek inne-go organu rządowego, co ma zapewnić w pełni au-tonomiczne podejmowanie decyzji przez regulatora. Nota wskazuje, że przykładowo posiadanie wspólnej siedziby przez organ regulacyjny i inny organ rządo-

wy lub publiczny albo podmiot prywatny nie wypeł-nia kryteriów niezależności wynikających z przepi-sów Dyrektywy 2009/72/WE. Nota wyjaśnia także, że kierownictwo i pracownicy organu regulacyjnego nie mogą pełnić jakiejkolwiek funkcji w przedsiębior-stwach energetycznych, a także powstrzymać się od bezpośredniego posiadania udziałów/akcji w tych przedsiębiorstwach.

Zapisy Dyrektywy 2009/72/WE nie pozbawiają rządów państw członkowskich prawa do określania ram polityki regulacyjnej. rząd może opracowywać politykę energetyczną, określającą np. scenariusze rozwoju energetyki odnawialnej, pożądaną poprawę efektywności, zapewnienie bezpieczeństwa dostaw wraz ze środkami zapewniającymi realizację tej poli-tyki. istotne jest jednak, aby rządowa polityka ener-getyczna nie naruszała niezależności i autonomii re-gulatora.

W kwestii finansowania, Dyrektywa 2009/72/WE dopuszcza, aby budżet regulatora stanowił część budżetu państwa. Podkreśla się jednak, że stosowane w niektórych państwach rozwiązanie, gdzie finansowanie jest zapewnione niezależnie – np. poprzez opłaty wnoszone przez odbiorców – jest korzystniejsze, gdyż w sposób jasny zapew-nia samodzielne i niezależne finansowanie budżetu regulatora. Dodać w tym miejscu należy, że pierwot-nie uchwalona w Polsce w 1997 r. ustawa – Prawo energetyczne zakładała finansowanie budżetu re-gulatora z opłat koncesyjnych wnoszonych przez przedsiębiorstwa energetyczne. Środki te nie sta-nowiły wpływów budżetowych. Dopiero w jednej z kolejnych nowelizacji zmieniono ten stan i dziś re-gulator pozyskuje środki za pośrednictwem budżetu państwa, co jest rozwiązaniem gorszym z punktu wi-dzenia zapewnienia niezależności finansowania dzia-łalności organu regulacyjnego. Nota podkreśla, że prawo zatwierdzania budżetu przez np. parlament, nie może być w jakikolwiek sposób wykorzystywane do naruszania niezależności regulatora, ani też nie może uniemożliwiać efektywnego wykonywania sta-tutowych jego zadań.

Powoływanie członków ścisłego kierownic-twa (zarządu) organu regulacyjnego powinno się odbywać wedle reguł konstytucyjnych i administra-cyjnych danego państwa członkowskiego. okres ka-dencji członków zarządu powinien trwać od pięciu do siedmiu lat z możliwością jednokrotnego powołania na kolejną kadencję. Komisja wyjaśnia w Nocie, że

60

raPort

członkowie zarządu regulatora powołani na określo-ną w czasie kadencję przed dniem transpozycji dyrek-tywy do przepisów krajowych (tj. najpóźniej 3 marca 2011 r.) powinni pozostać na swoich stanowiskach, pod warunkiem, że ich kadencja nie trwa dłużej niż siedem lat, tj. maksymalnie do dnia 3 marca 2018 r. Członkowie ci muszą jednak spełniać kryteria nie-zależności określone w iii pakiecie energetycznym. odwołanie członka zarządu przed upływem kaden-cji jest możliwe wyłącznie w razie naruszenia przez niego kryterium niezależności lub bezstronności lub złamania przepisów prawa (dot. np. oszustwa, łapów-karstwa itp.).

System rotacji personalnej w zarządzie organu regulacyjnego oznacza, że kadencja wszystkich człon-ków zarządu nie może wygasać jednocześnie. Efekt ten można uzyskać, kiedy np. kadencja połowy człon-ków zarządu kończy się w połowie kadencji pozosta-łych członków.

Konkretne kompetencje organu regulacyjne-go wynikają z art. 37(1) Dyrektywy 2009/72/WE. Nota wskazuje, że są to tzw. główne (ang. core) zadania organu. Ma to istotne znaczenie, gdyż, jak wskazano wcześniej, główne zadania regulatora nie mogą być dzielone z innymi instytucjami lub orga-nami rządowymi.

W odniesieniu do taryf sieciowych, Nota wska-zuje na cztery możliwości implementacji przepisu: a) regulator ustala taryfę; b) regulator ustala me-todologię; c) regulator zatwierdza taryfę; d) regula-tor zatwierdza metodologię. Są to zatem znacznie szersze kompetencje niż te wynikające z Dyrektywy 2003/54/WE, czy też z polskiego prawa energetycz-nego w aktualnym brzmieniu. W przypadku wyboru opcji, gdzie regulator zatwierdza bądź ustala jedy-nie metodologię, przedsiębiorstwo sieciowe może samodzielnie skalkulować taryfę i wprowadzić ją w życie. taryfa musi być oczywiście skalkulowana wedle ustalonej/zaakceptowanej przez regulatora metodologii.

W ramach uprawnień nadzoru i kontroli nad przestrzeganiem zasad konkurencji, Nota wyjaśnia, że organy regulacyjne mają prawo przeprowadzania in-spekcji operatorów sieciowych w ich siedzibach.

Przysługujące regulatorowi prawo podejmo-wania działań na rzecz rozwoju konkurencji oznacza, zgodnie z interpretacją wynikającą z Noty, także pra-wo wymagania od operatora systemu przesyłowego realizacji konkretnych inwestycji.

W wyjaśnieniach do przepisu art. 37(17) Dyrek-tywy 2009/72/WE, który stanowi, iż „decyzje podjęte przez organy regulacyjne są w pełni umotywowane i uzasadnione, tak, aby możliwa była kontrola sądo-wa. Decyzje są publicznie dostępne przy jednocze-snym zachowaniu poufności informacji handlowych podlegających szczególnej ochronie.”,

Nota mówi, że pożądane jest publikowanie nie tylko samych decyzji, ale także powodów i pod-staw oraz przesłanek, na których ta decyzja została podjęta.

61


Autorzy

JANUSZ BIL, Dyrektor ds. Regulacji i Rozwoju Ryn-ku, Vattenfall Poland Sp. z o.o. absolwent Wydzia-łu Elektrotechniki i Elektroniki Politechniki Łódzkiej; specjalność Sieci i Systemy Elektroenergetyczne. Ukończył także magisterskie studia podyplomowe w zakresie ekonomii na Wydziale Ekonomiczno-So-cjologicznym Uniwersytetu Łódzkiego. od początku kariery zawodowej związał się z sektorem energe-tycznym. Pracował jako inżynier ds. obrotu energią w biurze obrotu Energią w Zakładzie Energetycznym Łódź-teren S.a., w Urzędzie regulacji Energetyki, był członkiem zarządu w StoEN S.a. w okresie prywa-tyzacji spółki, a następnie Dyrektorem ds. regulacji. Ukończył specjalistyczne szkolenie w zakresie regula-cji przedsiębiorstw infrastrukturalnych na University of Florida w gainesville w USa. od wielu lat śledzi rozwiązania legislacyjne w obszarze energetyki, a tak-że czynnie uczestniczy w pracach na rzecz rozwoju rynku energii elektrycznej i ciepła.

EWA GąSIOROWSkA, prawnik. Pracuje w Vatten-fall Poland jako Główny Specjalista ds. Regulacji. Doktorantka w Kolegium Ekonomiczno – Społecz-nym Szkoły głównej Handlowej w Warszawie.

WOJCIECh GRACZyk, Dyrektor działu Obsługa Prawna i Zarządzanie Regulacjami w RWE Polska S.A. absolwent Wydziału Handlu Zagranicznego Uniwer-sytetu gdańskiego, specjalność Międzynarodowe finanse i Międzynarodowe stosunki gospodarcze i Wydziału Ekonomicznego Fachhochschule für tech-nik und Wirtschaft berlin, specjalność Zarządzanie międzynarodowe i Marketing. od 1997 roku związany z sektorem energetycznym, do 2002 roku pracow-nik bEWag ag w berlinie, następnie Vattenfall Po-land Sp. z o.o. W latach 2003 – 2004 Wicedyrektor w brE Corporate Finance Sp. z o.o. odpowiedzialny za projekty infrastrukturalne. od 2005 roku pracow-nik rWE Polska S.a.

ROBERT GUZIk, Dyrektor ds Regulacji, Gdf Suez Energia Polska S.A. odpowiedzialny za monitorowa-nie i analizy wpływu zmian przepisów UE i krajowych dotyczących rynków energii elektrycznej i gazu ziem-nego, ochrony środowiska oraz zmian klimatu na za-rządzanie aktywami i rozwój spółki, w tym inwestycje

w nowe moce. absolwent Wydziału Mechanicznego Energetyki i lotnictwa Politechniki Warszawskiej. brał udział w pracach naukowo-badawczych związa-nych z energetyką jądrową, m.in. w latach 1992-1995 jako uczestnik programu badawczego reaktora aP 600 prowadzonego przez Westinghouse Electric Co. w Pittsburgu, USa. absolwent Krajowej Szkoły administracji Publicznej, w latach 1998-2008 za-trudniony w Urzędzie regulacji Energetyki, ostatnio jako zastępca dyrektora Departamentu Promowania Konkurencji. Zajmował się problematyką liberalizacji rynków energii elektrycznej i gazu ziemnego, w tym praktycznymi aspektami dostępu odbiorców do usług przesyłowych i dystrybucyjnych, funkcjonowaniem systemu elektroenergetycznego, bezpieczeństwem dostaw energii, wdrażaniem regulacji dotyczących rynku hurtowego energii elektrycznej, w tym rynku bilansującego i wymiany międzysystemowej. repre-zentował Prezesa UrE w grupach roboczych Stowa-rzyszenia Europejskich regulatorów Energii (ErgEg/CEEr) m.in. w pracach regionalnych inicjatyw Ener-getycznych.

AGNIESZkA MACIUk-GROChOWSkA, absolwentka Międzywydziałowych indywidualnych Studiów Hu-manistycznych na Uniwersytecie Warszawskim, gdzie ukończyła socjologię i psychologię. obecnie pracuje jako specjalista personalny ds. polityki rozwoju w koncernie energetycznym Vattenfall heat Poland S.A, gdzie z ramienia firmy jest członkiem Zespołu ds. edukacji przy radzie rynku Pracy PKPP lewiatan i pełni funkcję eksperta ds. szkoleń i pozyskiwania kadr dla energetyki. aktualnie na iV roku studiów doktoranckich w Szkole Nauk Społecznych, funkcjo-nującej przy instytucie Filozofii i Socjologii Polskiej akademii Nauk. Przedmiotem jej zainteresowania ba-dawczego jest szeroko rozumiana problematyka za-rządzania zasobami ludzkimi, a zwłaszcza zagadnienia związane z kulturą organizacyjną. od dwóch lat pro-wadzi zajęcia warsztatowe dla studentów socjologii Uniwersytetu Warszawskiego, poświęcone teore-tycznym i praktycznym aspektom Human resources Management. Wkrótce ukaże się jej publikacja "Kon-sensualny styl radykalnej zmiany - trajektoria procesu restrukturyzacji w zagranicznej firmie sektora ener-getycznego w Polsce" (publikacja jest częścią książki „gra o jutro usług publicznych w Polsce” pisanej pod redakcją dr hab. Wiesławy Kozek, profesor Uniwersy-tetu Warszawskiego).

62

raPort

ANDRZEJ MALEC, Menedżer komórki Zarządzanie Regulacjami i Model Rynku w RWE Polska S.A. ab-solwent Szkoły głównej Handlowej, Szkoły głównej gospodarstwa Wiejskiego i Francuskiego instytutu Zarządzania. ostatnie 10 lat kariery zawodowej to praca w zagranicznych spółkach obrotu m.in. Everen Sp. z o.o. i CEZ trade Polska Sp. z o.o.

PAWEł SMOLEń, Dyrektor Strategii i Rozwoju oraz członek Central Management Team Business Group Vattenfall Central Europe. Do czerwca 2010 Prezes Zarządu Vattenfall Heat Poland, gdzie roz-począł pracę w 2001 poprzednio pracując w firmie konsultingowej arthur andersen jako partner odpo-wiedzialny za projekty dla branży energetycznej. Od 2008 roku Prezes Zarządu Związku Pracodawców Prywatnych Energetyki. business group Vattenfall Central Europe obejmu-je działalność Vattenfall na terenie Polski i Niemiec zatrudniając ponad 21 tys. pracowników. W obydwu tych krajach wytwarza łącznie ponad 70 tWh ener-gii elektrycznej (przy mocy ponad 15,6 tys. MW) oraz 27 tWh (97 tys. tj) ciepła przy przychodach przekra-czających 15 mld EUr i zysku ok. 1,8 mld EUr. Paweł Smoleń jest odpowiedzialny między innymi za obsza-ry: planowania strategicznego i rozwoju (w tym in-westycji), analiz, środowiska, regulacji, innowacji, za-rządzania aktywami produkcyjnymi oraz zarządzania portfelowego w skali całej grupy.

Polska konfederacja Pracodawców Prywatnych Lewiatan zabiega o konkurencyjność polskiej gospodarki i sukces polskich przedsiębiorstw. Skupia 59 branżowych i regionalnych związków pracodawców oraz 23 członków indywidualnych – łącznie reprezentuje ponad 3500 firm.

lewiatan reprezentuje pracodawców w trójstronnej Komisji ds. Społeczno-gospodarczych. Stawia na wysoką jakość ekspertyzy prawnej i ekonomicznej. od momentu powstania eksperci PKPP lewiatan zaopiniowali ponad 2000 projektów ustaw i rozporządzeń dotyczących różnych sfer gospodarki, zabiegając o uwzględnienie postulatów przedsiębiorców w procesach legislacyjnych.

lewiatan jako jedyna polska organizacja pracodawców ma swoje biuro w brukseli i jest członkiem bUSiNESSEUroPE, największej organizacji pracodawców w Unii Europejskiej.

Związek Pracodawców Prywatnych Energetyki (ZPPE) powstał w 2006 roku jako reprezentacja inwestorów prywatnych w sektorze energetycznym. W przeciwieństwie do istniejących od dawna wąskich organizacji branżowych, skupia zarówno wytwórców, jak i dystrybutorów energii elektrycznej, cieplnej i gazu, a także przedsiębiorstwa produkujące urządzenia i świadczące usługi na rzecz energetyki.

Wśród członków Związku są firmy z dużych międzynarodowych grup energetycznych jak Dalkia, EdF, gdF Suez, Vattenfall i rWE, ale także Elektrociepłownia Marcel będąca spółką pracowniczą, czy firma inżynierska P.b.E. ElbUD.

taka struktura członkowska umożliwia przygotowanie wyważonych i wolnych od partykularnych interesów, ocen i propozycji rozwiązań problemów sektora energetycznego.

Polska Konfederacja Pracodawców Prywatnych lewiatan realizuje projekt „Wdrożenie strategii rozwoju PKPP lewiatan” (UDa-PoKl.05.05.02-00-042/09-00) w ramach Programu operacyjnego Kapitał ludzki współfinansowanego ze środków Unii Europejskiej w ramach Europejskiego Funduszu Społecznego.

W ramach projektu realizowanych jest wiele zadań, w tym rozwój dialogu branżowego i europejskiego, wdrożenie komunikacji on-line z członkami grup docelowych, wdrożenie systemu zarządzania relacjami z członkami, system zarządzania zasobami ludzkimi i plan rozwoju kompetencji.

Celem projektu jest wdrożenie trzech głównych filarów strategii rozwoju organizacji: wzmocnienie konsultacji poprzez efektywne pozyskiwanie, organizację i prezentację stanowisk w dwóch wymiarach dialogu społecznego: branżowym i europejskim, poprawę jakości i właściwe ukierunkowanie informacji poprzez wprowadzenie nowych i modernizację dotychczasowych narzędzi komunikacji wewnętrznej i zewnętrznej, profesjonalizację działań Hr organizacji poprzez wdrożenie systemu zarządzania zasobami ludzkimi oraz programu rozwoju kompetencji.

Nasze działania ukierunkowane są na zwiększenie liczby pracodawców uczestniczących w konsultacjach oraz poprawienie przydatności informacji udostępnianych przez lewiatana.

W zadaniu zaplanowano zbudowanie, opracowanie i wdrożenie narzędzi wspierających skuteczną reprezentację branż (Energetyka, Media i telekomunikacja, banki i instytucje Finansowe).

Projekt graficzny i skład: rzeczyobrazkowe.pl

Polska Konfederacja Pracodawców Prywatnych lewiatanul. Klonowa 6, 00-591 Warszawatel. (+48 22) 845 95 50, fax (+48 22) 845 95 51e-mail: [email protected] www.pkpplewiatan.pl

www.pkpplewiatan.pl

lipiec 2010Egzemplarz bezpłatny

Analiza trendów rozwoju branży...

Documents

Transcript of Analiza trendów rozwoju branży...