Przyszłość przedsiębiorstw sieciowych - AKNET

Wstęp
Przyszłość przedsiębiorstw
sieciowych
Potrzeba reformy regulacji na progu nowych
zmian strukturalnych w elektroenergetyce
i źródeł wytwarzania. Zwraca się przy tym uwagę, że podstawę decentralizacji technicznej trzeba widzieć nie tylko
w procesach wyzwolonych przez decentralizację organizacyjną z 1990 roku, ale także w reformach rynkowych zachodzących w szerokim otoczeniu, obejmujących ciepłownictwo, a ostatnio gazownictwo i górnictwo węgla kamiennego
(czyli bazę paliwową), jak również w gminach i u odbiorców. W rezultacie szybko zwiększa się np. liczba gazowych
źródeł kogeneracyjnych, stanowiących widoczną już odpowiedź na zapotrzebowanie rynku [2].
Generacja rozproszona lepiej pasuje
do dwóch wielkich trendów
Decentralizacja techniczna
jako odłożony skutek reformy 1990,
czyli decentralizacji organizacyjnej
Istotą reformy elektroenergetyki przeprowadzonej w Polsce w 1990 roku była decentralizacja sektora i jako taka objęła ona sferę organizacji i zarządzania (w tym przekształceń
własnościowych) oraz sferę ekonomiki, w szczególności zaś
budowę rynku energii elektrycznej [1]. W obszarze techniki również następowały pod wpływem tej reformy istotne
zmiany, głównie w zakresie wykorzystania technologii teleinformatycznych do sterowania systemem elektroenergetycznym i do obsługi funkcji rynkowych, a także w zakresie wyposażenia źródeł wytwórczych w instalacje ochrony
środowiska. System elektroenergetyczny, jako system techniczny, nie podlegał jednak zmianom jakościowym (idea
funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego
w warstwie technicznej, również w aspekcie jego rozwoju,
nie została naruszona).
Odpowiedzią na kumulację kryzysów, powodowaną korporacyjnym charakterem elektroenergetyki, czyli hamowaniem konkurencji (zamykaniem przestrzeni rozwojowej
dla nowych technologii, właściwych ze swojej istoty do
zastosowania w środowiska konkurencji, a także dla zasobów ludzkich ukierunkowanych na konkurencję), musi być
decentralizacja techniczna, w szczególności operatorstwa
4
P
R
Z
E
S
Y
Ł
,
D Y S
T
R Y
B
U
C
J A
Pierwszy trend polega na coraz ściślejszej integracji społeczeństwa wiedzy i inteligentnej energetyki. Z tego punktu
widzenia istotę przemian na świecie w dwóch minionych
stuleciach i w stuleciu nadchodzącym dobrze (obrazowo)
charakteryzuje rys. 1. Z rysunku tego wynikają konsekwencje dotyczące dalszych zmian strukturalnych w energetyce
(ogólnie, nie tylko w elektroenergetyce) i konieczność ich
rozpatrywania w ramach szeroko rozumianego procesu społeczno-gospodarczego (a nie tylko w kontekście techniczno-ekonomicznym).
Ogólna sytuacja przedstawiona na rys. 1 ma już przełożenie na działania średnioterminowe w postaci strategii
rozwojowych poszczególnych krajów. Z polskiego punktu
widzenia znaczenie mają strategia lizbońska przyjęta na
początku obecnej dekady, której celem jest zdobycie przez
Unię Europejską przewagi konkurencyjnej nad USA do 2010
roku1 oraz narodowy plan rozwoju (NPR) Polski, przygotowany na lata 2007–2013 (na nowy okres budżetowy Unii).
Jednym z naczelnych priorytetów NPR staje się przejście
do nowej generacji polityki energetycznej (opracowanej na
Rys. 1. Zmiana znaczenia pracy (fizycznej), energii oraz wiedzy (pracy
opartej na wiedzy) w rozwoju ludzkości [3].
I
O
B
R
Ó
T
E
N
E
R
G
I
Ą
2
0
0
5
Wstęp
Rys. 2. Rozwój systemów zaopatrzenia świata w energię (rozszerzenie własne danych historycznych dla okresu 1998–2003) [4].
okres do 2025 roku). Polityka ta ma w pełni wpisywać się
w NPR, a nawet wspierać osiągnięcie podstawowego celu
NPR, którym jest zapewnienie spójności rozwoju gospodarczego, społecznego i przestrzennego Polski w Unii. Zakłada
się, że oznacza to w szczególności konieczność transformacji gospodarki sektorowej w państwie w nowocześniejszą
gospodarkę ściśle powiązaną z polityką regionalną – dla
gmin i województw2.
Drugim trendem jest energetyka wodorowa, rys 2. Z tego
punktu widzenia ważna jest amerykańska strategia energetyczna polegająca na budowie społeczeństwa wodorowego.
Trzeba przy tym podkreślić, że w strategii USA budowa społeczeństwa wodorowego jest zintegrowana z budową społeczeństwa wiedzy.
Ta zintegrowana strategia została sformułowana przez
G.W. Busha w 2004 roku w ramach kampanii wyborczej.
Żeby wygrać wybory, G.W. Bush musiał odwołać się do społeczeństwa. W tym celu musiał zaproponować priorytety
Tabela 1.
Udokumentowane złoża gazu ziemnego, stan na 1.1.2003,
opracowano na podstawie [5].
Udział
procentowy
w zasobach
światowych
Kraj
Zasoby gazu
ziemnego
(mld Nm3)
Rosja
47040,0
30,54
Potencjalna możliwość eksportu LNG
Iran
22744,4
14,77
Potencjalna możliwość eksportu LNG
Eksporter LNG
Eksport LNG
Katar
14238,0
9,24
Arabia Saudyjska
6291,6
4,08
Zjednoczone
Emiraty Arabskie
5938,8
3,86
Eksporter LNG
Stany
Zjednoczone
5138,0
3,34
Eksporter LNG
Eksporter LNG
Algieria
4471,6
2,90
Reszta świata
48179,6
31,28
Razem
154042,0
100,00
P
R
Z
E
S
Y
Ł
,
D Y S
T
R Y
B
U
C
J A
o wdrożeniowym charakterze, które będzie mógł zrealizować w czasie swojej drugiej kadencji prezydenckiej. Jako
pierwszy priorytet G.W. Bush zaproponował stworzenie
podstaw społeczeństwa wiedzy, czyli stworzenie każdemu
Amerykaninowi do 2007 roku możliwości dostępu do szerokopasmowego Internetu. Jako drugi priorytet zaproponował
stworzenie podstaw do przejścia w etap energetyki wodorowej. Już w bieżącym dziesięcioleciu przedsiębiorstwa amerykańskie mają zacząć realizować strategie inwestycyjne
w zakresie nowych technologii wodorowych. (Widać całkowitą spójność priorytetów Busha z rysunkami 1 i 2).
Zwiększenie wykorzystania gazu
do produkcji energii elektrycznej
jest najbardziej rynkowym rozwiązaniem
problemów bazy paliwowej
Siłą sprawczą rozwoju technologii wodorowych na szeroką skalę będą nowe technologie transportu gazu ziemnego,
mianowicie technologie LNG (liquefied natural gas) oraz
CNG (compressed natural gas). Gaz ziemny należy przy
tym widzieć jako podstawowy surowiec w pierwszym etapie rozwoju technologii wodorowych, który będzie się dokonywać równolegle z intensywnym rozwojem technologii
spalania gazu. (W późniejszych etapach będzie rosło znaczenie technologii zgazowywania węgla oraz zgazowywania
biomasy. Wraz z rozwojem biotechnologii będzie rosło znaczenie ogólne biopaliw).
Wielki wzrost znaczenia gazu ziemnego jako paliwa
w nadchodzących latach należy łączyć w dużym stopniu z jego potencjalną konkurencyjnością rynkową. Z tego
punktu widzenia ważne jest, że rozmieszczenie geopolityczne zasobów gazu ziemnego, tab. l, chroni świat przed
powstaniem kartelu gazowego podobnego do kartelu naftowego OPEC [6]. Ponadto bardzo ważne jest również, że
nowe technologie transportu gazu (LNG, CNG) umożliwiają
w dużym stopniu „przetworzenie” kosztów stałych przesyłu gazociągami w koszt zmienny transportu realizowanego
I
O
B
R
Ó
T
E
N
E
R
G
I
Ą
2
0
0
5
5
Wstęp
z wykorzystaniem tych technologii i tworzą zupełnie nowe
możliwości zarządzania ryzykiem na rynku gazu ziemnego.
Burzliwy rozwój technologii transportu gazu skroplonego
na świecie przedstawiają tab. 2 i 3. Przy tym brak Rosji (posiadającej największe zasoby gazu ziemnego) wśród krajów wykorzystujących technologię LNG, zwłaszcza nieposiadających
czynnych terminali eksportowych, w 2003 roku (tab. 2) jest
łatwy do zinterpretowania. Mianowicie rozwój rynku gazu
skroplonego nie jest w interesie Rosji. Dlatego dopiero w 2004
roku, pod wpływem rozwoju rynku gazu skroplonego spowodowanego przez układ sił geopolitycznych znajdujących się
poza możliwością oddziaływania przez Rosję, kraj ten rozpoczął realizację nowej strategii. Jest to przy tym strategia bardzo
nowoczesna. Polega ona np. na wejściu rosyjskiego koncernu
Gazprom na rynek amerykański przy współpracy brytyjsko-amerykańskiej grupy naftowej BP, która będzie kupowała gaz
rosyjski przesyłany gazociągami do Europy, a sprzedawała gaz
skroplony w USA (i ogólnie w Ameryce Północnej).
Tabela 2.
Zdolności skraplania gazu ziemnego
(mld Nm3 gazu ziemnego / rok), stan na październik 2003,
opracowano na podstawie [5].
Terminale
istniejące
45,3
85,8
38,1
Kraj/region
Afryka
Azja i Oceania
Środkowy Wschód
Europa
Ameryka Północna
i Południowa
Razem świat
Terminale
w budowie
27,8
15,3
17,3
12,2
15,4
7,1
184,6
79,7
Podstawowe znaczenie w nowej strategii Rosji będzie jednak miała współpraca z brytyjsko-holenderską grupą naftową
Shell. W ramach tej współpracy konsorcjum kierowane przez
Shella dostarczy do Meksyku i Kalifornii w ciągu 20 lat (począwszy od 2008 roku) 37 mln ton skroplonego gazu, co daje,
przy przeliczniku 1350 Nm3/tonę, 50 mld Nm3 po regazyfikacji (wartość kontraktu ocenia się na 6 mld USD). W celu
realizacji kontraktu konsorcjum wybuduje terminale do skraplania gazu ziemnego pochodzącego ze złóż na Sachalinie.
Tabela 3.
Zdolności regazyfikacji LNG (mld Nm3 gazu ziemnego / rok),
stan na październik 2003, opracowano na podstawie [5].
Kraj/region
Razem Azja, Australia
i Oceania
Razem Europa
Razem Ameryka
Północna i Południowa
Razem świat
Terminale
istniejące
Terminale
w budowie
322,4
23,9
62,5
23,3
38,3
423,2
47,2
Wyjątkowe znaczenie w rozwoju rynku skroplonego gazu
ma największy dotychczas kontrakt na dostawy takiego
gazu, i zarazem na dostawy paliw płynnych w ogóle, który
został zawarty w grudniu 2004 roku. Jest to kontrakt o wartości 12 mld USD. Zgodnie z tym kontraktem firmy Qatar
Petroleum i Exxon Mobil rozpoczną dostawy skroplonego
gazu do Wielkiej Brytanii już w 2007 roku.
W Europie wiodącymi krajami w zastosowaniu technologii
transportu skroplonego gazu są Francja i Hiszpania. Przy tym
6
P
R
Z
E
S
Y
Ł
,
D Y S
T
R Y
B
U
C
J A
w ostatnich latach dynamika wzrostu wykorzystania nowej
technologii jest największa w Hiszpanii, gdzie szybki wzrost
importu gazu skroplonego jest związany z jego zastosowaniem
w elektroenergetyce. Korzystne uwarunkowania (możliwość
wykorzystania statków o dużej ładowności [7], bliskość złóż
w Algierii i na Środkowym Wschodzie) powodują, że skroplony gaz może się stać jednym z głównych sposobów zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego całej Unii. (Potwierdzają
to kolejne budowane i planowane terminale importowe LNG
w Europie, o indywidualnej rocznej zdolności regazyfikacji
wynoszącej 3 do 10 mld Nm3 gazu [5]).
Należy podkreślić, że technologia LNG ma już bardzo
istotny kontekst polski. Po pierwsze, z punktu widzenia
rosnącego rynku światowego budowy statków LNG charakterystyczna jest przyjęta na początku marca 2005 roku
przez sejm ustawa o wsparciu polskich stoczni za pomocą
ewentualnych dopłat do budowy takich statków. Ustawa ta
ma na celu wyrównanie warunków konkurencji i jest odpowiedzią na strategię rządu koreańskiego w zakresie wspomagania przemysłu stoczniowego przestawiającego swoje
moce produkcyjne na budowę statków LNG. Po drugie,
projekt budowy terminala LNG w Świnoujściu przez firmę
Polimex Cekop, podjęty w końcu minionej dekady (cechujący się słabością związaną z ograniczeniami transportowymi
szlaku wodnego możliwego do wykorzystania), spowodował rozpoczęcie przez przedsiębiorstwo PGNiG prac nad
alternatywnym rozwiązaniem, opartym o zasadę dostępu
TPA do unijnej sieci gazowej, z wykorzystaniem terminali
LNG na obszarze Francji, Włoch czy Belgii. Po trzecie, rośnie
w Polsce szybko liczba małych projektów energetycznych
związanych z wykorzystaniem lokalnych złóż gazu ziemnego (z instalacją przeróbki gazu w Odolanowie, z którą
wiąże się transport drogowy gazu LNG i jego regazyfikacja
w lokalnych stacjach regazyfikacyjnych, a także z platformą
wydobywczą ropy naftowej PETROBALTIC, z którą wiąże
się transport wodny gazu LNG i jego regazyfikacja).
Z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego i rozwoju technologii wytwarzania energii elektrycznej w Polsce
jest ważne zestawienie perspektyw rozwoju rynku gazu
i technologii wodorowych w energetyce z sytuacją w górnictwie węgla kamiennego. Oczywiście, złożoność problemu wynika z faktu, że węgiel kamienny był w Polsce dominującą podstawą bezpieczeństwa energetycznego kraju
w całym okresie gospodarki centralnie planowanej i dalej
jest prezentowany jako taka podstawa przez silne grupy interesów związane z górnictwem.
Z drugiej strony, rynkowa internalizacja kosztów zewnętrznych funkcjonowania górnictwa (niewidocznych
w cenach węgla w gospodarce centralnie planowanej),
zwłaszcza kosztów ochrony środowiska, spowodowała
gwałtowne obniżenie zasobów węgla możliwych do wykorzystania na konkurencyjnym rynku paliw i energii. Widać
to bardzo jaskrawo na rys. 3, zgodnie z którym zasoby czynne w kopalniach czynnych i w budowie zmalały z 7,3 mld
ton według kryteriów obowiązujących w 1990 roku do 3,2
mld ton według reguł rynkowych, które zdążyły się ukształtować do 2001 roku.
Zagrożenia związane z traktowaniem węgla jako podstawy narodowego bezpieczeństwa energetycznego Polski
jeszcze wyraźniej widać na rys. 4. Z rysunku tego wynika
w szczególności, że pierwsze trudności z pokryciem całkowitego zapotrzebowania na węgiel z zasobów własnych (bez
I
O
B
R
Ó
T
E
N
E
R
G
I
Ą
2
0
0
5
Wstęp
protekcjonizmie w tym obszarze, natomiast na
doprowadzeniu do wzrostu rynku produkcji biomasy oraz jej wykorzystania w energetyce lokalnej (także w dużych źródłach poprzez stosowanie
współspalania, jednak w odpowiednich do tego
celu kotłach), aż do osiągnięcia pełnej konkurencyjności biomasy na otwartym rynku paliw dla
potrzeb ciepłownictwa i elektroenergetyki.
Z drugiej strony, energetyka odnawialna stała się
w Polsce w ostatnich latach najbardziej nieczytelnym obszarem polityki energetycznej i regulacji.
Przyczynia się do tego między innymi rywalizacja
Rys. 3. Polskie zasoby węgla (mld ton) [8].
MGiP oraz URE o wpływy w elektroenergetyce.
Trzeba jednak obiektywnie podkreślić, że utrudnieniem dla rządu jest
upolityczniona i przeregulowana
unijna polityka dotycząca energetyki odnawialnej, różniąca się od liberalnej polityki amerykańskiej.
Działania URE, które ograniczają
uznawane w taryfach ceny energii
odnawialnej, zwłaszcza wiatrowej,
należy uznać za właściwe. Jednak
jest już widoczne (również na podstawie niemieckich doświadczeń
z energetyką wiatrową), że tworzenie warunków do rozwoju energetyki odnawialnej musi polegać na
liberalizacji całego rynku energii
elektrycznej, a w mniejszym stopniu na preferowaniu segmentu
energii odnawialnej. W praktyce
oznacza to potrzebę ochrony inRys. 4. Krajowa zdolność produkcyjna i zużycie węgla kamiennego (mln ton) [8].
westorów w obszarze energetyki
odnawialnej przez system regulaimportu) mogą wystąpić w Polsce już w okresie 2015...2020,
cyjny przed dominującą pozycją zakładów energetycznych
a w odniesieniu do elektroenergetyki zawodowej w okresie
w zakresie warunków przyłączania źródeł rozproszonych
2025...2030.
do sieci, ale także w zakresie warunków stosowania opłat
Sytuacja przedstawiona na rys. 3 i 4 nie przesądza defini- przesyłowych. (Symptomatyczna z punktu widzenia enertywnie o szybkiej marginalizacji węgla kamiennego w elekgetyki odnawialnej jest na świecie zmiana w ostatnim czatroenergetyce polskiej. Wskazuje jednak na konieczność
sie strategii „zielonych”. Mianowicie właśnie oni przestają
nowego podejścia odnośnie do sposobów wykorzystania
się koncentrować na walce o preferencje dla energetyki odjego krajowych zasobów. Zwłaszcza że trzeba uwzględnić
nawialnej, zaczynają natomiast głównie tropić preferencje
dodatkowo efekt, którego w dyskusjach się na ogół jeszcze
antyekologiczne, jawne i niejawne, w systemach regulacji
nie podnosi, wzrostu kosztu jednostkowego węgla związawielkiej elektroenergetyki).
nego z malejącym rynkiem węgla w Europie, wydobywaRozpatrując ryzyka związane z technologiami, trzeba
nego tradycyjnymi metodami. Można przyjąć natomiast, że
oprócz elektroenergetyki gazowej, węglowej i odnawialnej
technologie zgazowania węgla tworzą nowe perspektywy
uwzględnić także energetykę atomową. Otóż, ma ona szandla tego paliwa. Nie są to jednak perspektywy dla górnicsę pojawić się w Polsce wtedy, kiedy znajdą się inwestorzy,
twa węgla kamiennego w obecnej postaci. Mogą to być tylktórzy wybudują elektrownie atomowe (z których każda bęko perspektywy dla paliwa w postaci węgla (zgazowanego)
dzie kosztować nie mniej niż dwa mld euro) za własne piei tylko w procesie dochodzenia do rozwiniętych technologii niądze. Na podstawie oceny ryzyka musieliby oni najpierw
wodorowych. W związku z tym konieczna jest mobilizacja
dojść do przekonania, że energię produkowaną w tych eleksił, która za pomocą jednej z platform technologicznych
trowniach sprzedadzą na rynku. Dwaj najwięksi inwestorzy
w unijnych programach badawczych, ukierunkowanej na
obecni w polskiej elektroenergetyce, EdF i Vattenfall, mają
nowe technologie węglowe, uczyni z Polski czynnik suwewysokie kompetencje w zakresie energetyki atomowej i to
renności energetycznej Unii, na wzór zbliżony do strategii
oni musieliby się zdecydować na inwestycje. Decyzje łaUSA i Japonii.
twiej jednak było podejmować trzydzieści lat temu. Obecnie
W zakresie energetyki odnawialnej biomasę (produkowasą one obarczone zbyt dużym ryzykiem technologicznym
ną z wykorzystaniem inżynierii genetycznej) przyjmuje się
i rynkowym, które będzie trwać do końca dekady. Wcześjako realną szansę dla Polski. Działania państwa z zakresu
niej żaden inwestor nie zdecyduje się zainwestować w trapolityki energetycznej powinny się koncentrować nie na
dycyjne technologie atomowe, nie tylko w Polsce. Trzeba
P
R
Z
E
S
Y
Ł
,
D Y S
T
R Y
B
U
C
J A
I
O
B
R
Ó
T
E
N
E
R
G
I
Ą
2
0
0
5
7
Wstęp
pamiętać także o aspekcie społecznym. Trudno wyobrazić
sobie, aby można było, w kraju gdzie nie ma jeszcze energetyki atomowej, wybudować elektrownię atomową bez zgody
społeczeństwa. Dlatego w Polsce taka decyzja powinna być
poprzedzona szeroką dyskusją społeczną, która być może
musiałaby się zakończyć nawet referendum (z małym prawdopodobieństwem pozytywnego wyniku).
Dlaczego kogeneracja gazowa
ma przyszłość, chociaż dzisiaj jest
nieopłacalna
W referacie [2], który stanowi dotychczas najpełniejszą
inwentaryzację kogeneracji w Polsce, wymienia się 37 istniejących źródeł, niezwykle zróżnicowanych. Mianowicie są to źródła o mocy elektrycznej od 5 kW do 200 MW,
w postaci silników gazowych, w postaci turbin gazowych
i w postaci układów combi, zasilane gazem sieciowym,
gazem z lokalnych źródeł gazu (w tym ze źródeł podmorskich), a także zasilane gazem skroplonym. Wielkie zróżnicowanie dotyczy miejsc/sytuacji, w których źródła zostały
zastosowane. Są to źródła demonstracyjne (najmniejsze)
i elektrociepłownie zawodowe (źródła największe). Między
wymienionymi skrajnymi przypadkami mieszczą się źródła
zainstalowane w dużych systemach ciepłowniczych, źródła
przemysłowe, źródła osiedlowe oraz źródła dla potrzeb indywidualnych obiektów, takich jak szpitale, baseny, szklarnie i inne. Inwestorami są przedsiębiorstwa elektroenergetyczne z kontraktami długoterminowymi, przedsiębiorstwa
ciepłownicze nieposiadające żadnych kontraktów inwestycyjnych, przedsiębiorstwa gazownicze (na razie praktycznie
tylko w przypadku źródeł demonstracyjnych), inwestorzy
prywatni z obszaru venture capital, inwestorzy przemysłowi instalujący źródła na własne potrzeby, itp.
Zasygnalizowana różnorodność wskazuje na korzystne
cechy gazowej kogeneracji rozproszonej, umożliwiające
dopasowanie źródeł do zindywidualizowanych warunków,
czyli zapewniające im przewagę rynkową w stosunku do
technologii węglowych. Korzystne z istoty właściwości gazowej kogeneracji są powodem, że liczba gazowych źródeł
kogeneracyjnych na świecie szybko rośnie i jest ich już ponad 60 tys.
Przykład nowej jakości: jedno małe źródło
i trzydzieści sześć umów
Małe gazowe źródła kogeneracyjne są nowoczesną ofertą technologiczną adresowaną po raz pierwszy w historii
bezpośrednio do zastosowania w gospodarce energetycznej
przez klientów spoza hermetycznego kręgu elektroenergetyki. Jednak znaczenie tej oferty wykracza daleko poza jej
podstawowe znaczenie energetyczne. Mianowicie oferta ta
w naturalny sposób uaktywnia nowe podmioty/instytucje
oraz nowych ludzi i tworzy nowe środowisko biznesowe
publiczno-prywatne na masową skalę, zdolne absorbować
najnowocześniejsze technologie, zarządzać skomplikowanymi procesami biznesowymi i rozwiązywać trudne problemy
rozwoju infrastruktury w ogóle, a nie tylko infrastruktury
energetycznej. Dla ilustracji tej tezy może posłużyć Projekt
„Tuchów” przedstawiony, w sposób wybiórczy, poniżej (jeden z projektów wymienionych w referacie [2]).
Projekt „Tuchów” zrealizowany został w oparciu o porozumienie o współpracy zawarte w 2002 roku pomiędzy
Polskimi Elektrowniami Gazowymi (PEG) jako inwestorem
8
P
R
Z
E
S
Y
Ł
,
D Y S
T
R Y
B
U
C
J A
i Gminą Tuchów. Projekt polegał na przebudowie przestarzałej osiedlowej kotłowni węglowo-olejowej (kotłownia
„Centrum”), stanowiącej własność gminy, w nowoczesną
elektrociepłownię gazową (EC Tuchów) poprzez wyłączenie
z eksploatacji węglowego kotła fluidalnego o mocy 1 MWt
zasilanego miałem węglowym (roczne zużycie miału węglowego około 560 ton) i zainstalowaniu w jego miejsce kotła
gazowego (Remeha) o mocy 470 kWt oraz gazowego agregatu kogeneracyjnego (Tedom) o mocy elektrycznej 66kWe
i cieplnej 106 kWt, a także poprzez wymianę palnika olejowego w eksploatowanym kotle Buderus o mocy 880 kWt na
gazowy (wcześniej kocioł Buderus pracował jako olejowy,
równolegle z kotłem fluidalnym). Inwestycja ta, zrealizowana głównie pod kątem zapewnienia bezpieczeństwa dostaw
ciepła do odbiorców końcowych, pozwoliła uzyskać bardzo
istotne efekty w zakresie ochrony środowiska naturalnego
poprzez ograniczenie ilości zanieczyszczeń odprowadzanych do powietrza (których roczna produkcja wynosiła ok.
106 ton). Modernizacja została przeprowadzona ze środków
własnych PEG.
Ciepło do odbiorców końcowych (do spółdzielni mieszkaniowych i bezpośrednio do osób fizycznych) dostarczane
jest za pośrednictwem sieci ciepłowniczej dzierżawionej od
gminy Tuchów, zmodernizowanej przez PEG w całości ze
środków własnych.
O złożoności organizacyjnej małego Projektu „Tuchów”
(nakłady inwestycyjne około 1,1 mln PLN, roczne przychody
około 700 tys. PLN), i jednocześnie o skuteczności zarządzania takim projektem przez podmioty uznawane dotychczas
za niewłaściwe (niespełniające kryteriów profesjonalizmu)
za pomocą rozbudowanych stosunków umownych świadczy lista zrealizowanych bądź realizowanych (w sposób ciągły) 36 umów cywilnoprawnych z kilkunastoma partnerami
biznesowymi, w tym 12 umów z Urzędem Gminy i dwoma
spółdzielniami mieszkaniowymi.
Należy podkreślić, że koszt transakcji, który jest ciągle
jeszcze przez struktury monopolistyczne prezentowany jako
czynnik nieefektywności, w rzeczywistości nie jest już barierą rozwoju zaawansowanych stosunków rynkowych, nawet
w przypadku tak małych projektów jak Projekt „Tuchów”.
W rezultacie rozwiązaniami (technologicznymi, własnościowymi, organizacyjnymi) zastosowanymi w ramach Projektu
„Tuchów” jest zainteresowanych już wiele samorządów.
Priorytety polityki energetycznej
(wg autora)
Sformułowane priorytety da się w podstawowej części
pogodzić z oficjalnym dokumentem „Polityka energetyczna Polski do 2025 roku”. Jednak zgodność nie jest pełna.
W hasłowym ujęciu priorytety (bez rozwinięcia tych, które
dotyczą spraw paliwowych, omówionych wcześniej) są następujące:
1. Rozwiązanie problemów dotyczących realizacji wymagań
unijnych (Traktatu Akcesyjnego, zwłaszcza w zakresie
środowiska, w tym dyrektyw LCP i pułapowej, dotyczących emisji, a także przyszłej dyrektywy dotyczącej bezpieczeństwa energetycznego).
2. Zapewnienie podstaw rozwoju energetyki odnawialnej.
3. Zmiana podejścia do górnictwa i do węgla.
4. Zapewnienie zwiększenia zużycia gazu do celów energetycznych.
5. Rozstrzygnięcie roli elektroenergetyki atomowej w Polsce.
I
O
B
R
Ó
T
E
N
E
R
G
I
Ą
2
0
0
5
Wstęp
6. Ukształtowanie systemu operatorskiego dla krajowych
systemów sieciowych: elektroenergetycznego, gazowego
i naftowego (czyli restrukturyzacja majątkowa, właścicielska i organizacyjna przedsiębiorstw: PSE Operator, PGNiG
Przesył, PERN „Przyjaźń”). Ponadto zaś konieczność wprowadzenia regulacji prawnych umożliwiających działanie
operatorów w stanach kryzysowych, wymagających przejściowego zawieszania mechanizmów rynkowych.
7. Restrukturyzacja/prywatyzacja (w szczególności rewizja
realizowanych przez MSP programów konsolidacyjnych
w elektroenergetyce, a także przyspieszenie liberalizacji
gazownictwa).
8. Podjęcie długofalowego programu porządkowania systemu podatkowego dla potrzeb inwestycji (czyli ograniczenie ryzyka regulacyjnego, na które nadmiernie są narażeni inwestorzy, oraz stworzenie systemu oddziaływania za
pomocą podatków na inwestycje zapewniające bezpieczeństwo energetyczne).
9. Rynek/regulacja (np. zastąpienie prognoz ilościowych
w polityce energetycznej mechanizmami rynkowymi dostosowywania podaży do
popytu, z ewentualnym
wykorzystaniem mechanizmów regulacji, takich
np. jak przetargi na usługi systemowe w postaci
nowych mocy wytwórczych, ogłaszane przez
URE jedynie w przypadku, gdyby konkurencja
okazała się niewydolna).
Komentarze do przedstawionych priorytetów przedstawiono poniżej (z pominięciem priorytetów 2 do 5).
Trzeba ogólnie przy tym
stwierdzić, że minął czas
tworzenia
autonomicznej
polskiej polityki energetycznej. Musimy się dostosować
do procesów w Unii, w której następuje generalnie
odejście od polityki energetycznej i koncentracja na bezpieczeństwie energetycznym. W ramach tego trendu trwają prace nad unijną dyrektywą bezpieczeństwa energetycznego.
Priorytet 1. Jest niewielka tylko szansa, że możliwa będzie renegocjacja zapisów Traktatu Akcesyjnego dotyczących spełnienia w 2008 roku wymagań dotyczących elektrowni/elektrociepłowni w zakresie emisji CO2 oraz SO2 do
atmosfery. Z drugiej strony, nie będzie możliwe dotrzymanie tych wymagań w przypadku podtrzymywania absolutnej dominacji obecnych technologii węglowych w wytwarzaniu energii elektrycznej (i nie byłoby to uzasadnione).
Dlatego rząd powinien zapewnić wejście Polski na ścieżkę
prowadzącą do spełnienia wymagań w późniejszym czasie,
w szczególności poprzez zmianę struktury paliwowej dla
elektroenergetyki (co ma szanse być przyjęte przez Unię za
działanie wystarczające).
Priorytet 6. Państwo powinno ukształtować za pomocą
środków polityki energetycznej (i nadzoru właścicielskiego,
do czasu prywatyzacji) zakres powiązań operatorów PSE
Operator, PGNiG Przesył oraz PERN „Przyjaźń”, umożliP
R
Z
E
S
Y
Ł
,
D Y S
T
R Y
B
U
C
J A
wiający osiągnięcie efektów oszczędnościowego, koordynacyjnego i synergicznego w obszarach bezpieczeństwa
energetycznego i efektywności ekonomicznej. Pojawia się
tu jednak problem już na poziomie koncepcji. Przy jej formułowaniu nie można pomijać analizy wzrostu siły działań
strajkowych, który byłby związany z konsolidacją operatorów (wpływ szantażu strajkowego na obniżenie bezpieczeństwa energetycznego, stosowanego przez monopolistyczne
przedsiębiorstwo elektroenergetyczne EdF, ujawnia się
w ostatnich latach z całą ostrością we Francji).
Priorytet 7. Państwo powinno podporządkować restrukturyzację i prywatyzację elektroenergetyki oraz gazownictwa
osiągnięciu celów w ramach NPR 2007–2013, korespondujących z celami strategii lizbońskiej oraz celami strategii rozwojowej USA (mianowicie strategii budowy społeczeństwa
wiedzy i społeczeństwa wodorowego). Będzie to oznaczać
w szczególności odwrót od strategii sektorowych i realizację
strategii ukierunkowanych na wdrożenie zasady subsydiarności w ramach polityk regionalnych.
Priorytet 8. Państwo powinno monitorować bezpieczeństwo energetyczne i zapewnić warunki potrzebne do
realizacji inwestycji (i napływu kapitału), wykorzystując w tym celu niezbywalne prawo do regulacji
podatkowych, jako podstawowego środka oddziaływania z obszaru polityki energetycznej, a także
wykorzystując „kontrakty
regulacyjne” URE z inwestorami, jeśli okazałyby się
one niezbędne. Z drugiej
strony jest jasne, że podatki w ogóle, i podatek akcyzowy w obszarze paliw
i energii w szczególności,
będą w najbliższym czasie
przedmiotem ostrych konfliktów w Unii, która będzie dążyć do ich ujednolicenia. Trzeba przy tym widzieć, że koordynacja podatku
akcyzowego jest współcześnie największym, w wymiarze
światowym, źródłem możliwości budowy nowej struktury
konkurencyjności paliw, nowych technologii energetycznych oraz sieciowych nośników energii. Tym samym daje
silne narzędzie do budowy nowego systemu zarządzania
bezpieczeństwem energetycznym.
Priorytet 9. Prognozom bilansowym opracowywanym w ramach polityki energetycznej należy nadać jedynie znaczenie
pomocnicze. Głównym mechanizmem równoważenia popytu i podaży powinien być rynek. Państwo powinno tworzyć
natomiast w ramach polityki energetycznej warunki do oceny ryzyka technologicznego na użytek inwestorów (poprzez
opracowywanie prognoz technologicznych w obszarze energii). W tym celu powinna być realizowana zasada finansowania badań naukowych dla potrzeb polityki energetycznej, taka
jak uwzględniona w strategii lizbońskiej dla całej gospodarki (przeznaczenie na badania 3% PKB, finansowanie badań
w 1/3 ze środków państwowych, a w 2/3 ze środków prywatnych, czyli ze środków przedsiębiorstw energetycznych).
I
O
B
R
Ó
T
E
N
E
R
G
I
Ą
2
0
0
5
9
Wstęp
Decentralizacja operatorstwa.
Nie zaprzepaścić w praktyce regulacyjnej
rozwiązań Dyrektywy 2003/54/EC
oraz znowelizowanej ustawy
Prawo energetyczne
1. Mimo że utworzony operator PSE Przesył formalnie spełnia wymagania Dyrektywy 2003/54/EC, to konieczne jest
dalsze działanie mające na celu stworzenie silnego (z majątkiem), niezależnego operatora systemowego, zdolnego
choćby częściowo równoważyć rosnącą monopolistyczną siłę przedsiębiorstw wytwórczych i dystrybucyjnych
oraz powrót rachunku wyrównawczego (wynikający właśnie z niewydolności regulacji i wielkiej skali przedsiębiorstw). Istnieje tu podobieństwo pożądanej roli operatora systemu przesyłowego w 2004 roku do roli PSE S.A.
w 1990 roku.
2. Jest też dodatkowy problem na poziomie operatorstwa
przesyłowego. Jest to problem relacji krajowych operatorów sieciowych: elektroenergetycznego (PSE Operator),
gazowego (PGNiG Przesył) i naftowego (PERN Przyjaźń).
Jest on istotny w tym sensie, że ropa naftowa zaczyna
mieć inne znaczenie niż dotychczas. Mianowicie ropa
przestaje mieć w długoterminowej strategii znaczenie dominujące. To wynika ze światowej strategii budowy energetyki wodorowej. Z tych samych powodów gaz zaczyna
mieć znaczenie zdecydowanie większe, w elektroenergetyce w szczególności. To pociąga za sobą zmianę systemu
cenotwórstwa gazu, mianowicie jego powiązanie z cenotwórstwem energii elektrycznej. Dlatego właśnie problem
relacji krajowych operatorów sieciowych jest tak ważny.
Jest to jednak problem jeszcze otwarty (w polityce energetycznej, a także w polityce właścicielskiej państwa i w
praktyce regulacyjnej).
3. Nie ma już praktycznie w Polsce szans na efektywne rozpoczęcie działalności przez operatorów dystrybucyjnych
wcześniej niż przed 1 lipca 2007 roku, czyli przed najpóź10
P
R
Z
E
S
Y
Ł
,
D Y S
T
R Y
B
U
C
J A
niejszym terminem określonym w Dyrektywie 2003/54/
EC. To hamuje rozwój konkurencji. Tym bardziej istotny
będzie, z punktu widzenia wiarygodności działań URE na
rzecz konkurencji, sposób, w jaki Urząd wskaże do końca
2006 roku (zgodnie z nowelizacją ustawy Prawo energetyczne) operatorów dystrybucyjnych. Przy tym wyposażenie operatorów dystrybucyjnych w majątek sieciowy,
inaczej niż w przypadku operatora systemowego, nie ma,
w polskim kontekście, kluczowego znaczenia. Ważniejsza
jest natomiast daleko idąca decentralizacja operatorstwa
dystrybucyjnego. W szczególności URE powinno umożliwić działanie operatorom w wielkich grupach przemysłowych i infrastrukturalnych (KGHM, Mittal Steel Polska,
Kompania Węglowa, KHW, PKN Orlen, PKP, i inne), operatorom „postprzemysłowym” (działającym w granicach
zrestrukturyzowanych kombinatów, takich jak Huta Stalowa Wola, Stocznia Szczecińska, Zakłady Cegielskiego itd.),
operatorom w gminach (posiadających przedsiębiorstwa
prowadzące działalność w obszarze elektroenergetyki,
wyposażonych w majątek sieciowy), a także operatorom
zarządzającym rozproszonymi systemami elektroenergetycznymi podmiotów funkcjonujących w postaci sieci
handlowych, sieci zakładów przemysłowych itp. Działania restrukturyzacyjne gwarantujące decentralizację
systemu operatorskiego na poziomie dystrybucyjnym,
i zarazem decentralizację bilansowania zapotrzebowania
i dostaw należy traktować jako siłę sprawczą rzeczywistej
konkurencji, która powinna zaistnieć na rynku energii
elektrycznej.
4. Realizacja procesu konsolidacji spółek dystrybucyjnych
(utworzenie, po grupie Enea, grup Enion, EnergiaPro oraz
Energa, dążenie do utworzenia grupy L-6, a także dążenie do połączenia zakładów energetycznych Łódź-Miasto
i Łódź-Teren), która w tendencji nie przyczyni się do rozwoju konkurencji w elektroenergetyce, powinna przyczynić się przynajmniej do decentralizacji operatorstwa w ten
sposób, że na trwałe wyeliminuje operatora systemu przesyłowego (spółkę PSE Operator) z operatorstwa w obszarze sieci 110 kV (bo skonsolidowane spółki dystrybucyjne
są dostatecznie silne, aby to operatorstwo przejąć całkowicie). Ograniczenie zakresu działania operatora PSE
Operator do sieci przesyłowej mogłoby otworzyć drogę do
głębokiej decentralizacji operatorstwa w ogóle (p. 3).
Reforma regulacji jako pożądana odpowiedź
na rosnące znaczenie ryzyka inwestorów
Główne ryzyka okresu przejściowego
Poniżej wymienia się pięć głównych ryzyk okresu przejściowego, z których każde musi być właściwie zarządzane.
Są to:
1. Ryzyko głębokiej zmiany priorytetów w Polsce po akcesji do Unii, nadanie najwyższego priorytetu środowisku
i infrastrukturze w gminach. Ryzyko to będzie charakterystyczne w okresie do 2006 roku (a następnie, w mniejszym stopniu, w okresie nowego budżetu Unii, tzn. w latach 2007–2013).
2. Ryzyko związane z przebiegiem deregulacji europejskich
rynków energii elektrycznej i gazu. Ustabilizowanie podstaw prawnych w tym obszarze nastąpi w 2007 roku, i będzie związane z formalnym otwarciem wymienionych
rynków dla ludności.
I
O
B
R
Ó
T
E
N
E
R
G
I
Ą
2
0
0
5
Wstęp
3. Ryzyko związane z nadpodażą w kompleksie paliwowo-energetycznym w Polsce, zróżnicowaną w różnych sektorach. Okres porządkowania rynku w obszarze zdolności
wytwórczych w elektroenergetyce i zdolności magazynowych w gazownictwie oraz w sektorze paliw płynnych
zakończy się z dużym prawdopodobieństwem do końca
dekady. Ujawnienie stranded costs w obszarze sieciowym nastąpi natomiast na dużą skalę w końcu dekady,
a porządkowanie zdolności przesyłowych w elektroenergetyce i w gazownictwie będzie trwać przez całą kolejną
dekadę.
4. Ryzyko technologiczne związane z rozwojem technologii
wodorowych w elektroenergetyce, w tym z rozwojem nowych technologii transportu gazu ziemnego (technologii
LNG i CNG), nowych technologii produkcji biomasy/biopaliw (z wykorzystaniem osiągnięć inżynierii genetycznej)
oraz nowych technologii energetycznego wykorzystania
węgla (w szczególności jego zgazowywania w złożach).
Ryzyko to będzie narastać do końca dekady, a rynkowe
„wytwarzanie” nowej struktury technologii w kompleksie paliwowo-energetycznym będzie następować głównie
w następnej dekadzie.
5. Ryzyko nowej polityki podatkowej na świecie, w tym
głównie akcyzowej, zmieniającej strukturę konkurencyjności paliw i sieciowych nośników energii w skali globalnej, w szczególności zmieniającej wzajemną konkurencyjność gazu, biomasy/biopaliw, ropy naftowej oraz węgla.
Ryzyko to będzie się kształtować w czasie podobnie jak
ryzyko technologiczne, tzn. będzie narastać do końca
dekady, a porządkowanie podatków będzie następować
głównie w następnej dekadzie.
(Oczywiście, jest wiele ryzyk dodatkowych. Niektóre
z nich mogą się okazać w bliskiej przyszłości ważniejsze od
przedstawionych powyżej. Do takich potencjalnie należy
ryzyko cen transferowych w grupach kapitałowych, które
już się zaczyna ujawniać w Polsce).
Stopa dyskontowa jako charakterystyczny problem
nowej ekonomiki w elektroenergetyce
Powiązanie stopy dyskontowej, jednej z najważniejszych
wielkości makroekonomicznych, z ryzykiem inwestycji w elektroenergetyce może być wyrażone teoretycznie
w sposób następujący:
(1)
gdzie:
sa – jest kosztem alternatywnym kapitału (najczęściej równym oprocentowaniu państwowych obligacji długoterminowych),
sr – jest natomiast stopą ryzyka, charakterystyczną dla danej
działalności gospodarczej.
Wzór (1) umożliwia łatwy sposób budowy modelu probabilistycznego stopy dyskontowej dla inwestycji na rynkach
usług infrastrukturalnych, tzn. łatwy sposób wyznaczenia
rozkładu prawdopodobieństwa iloczynu dwóch zmiennych
losowych, z których pierwsza jest związana z rynkiem kapitałowym, a druga z regulacją rynków usług infrastrukturalnych (przy założeniu, że rozkład zmiennej losowej sa,
będącej emanacją dochodowości rynku, jest znany z rynku
kapitałowego, a rozkład zmiennej losowej sr w sektorach inP
R
Z
E
S
Y
Ł
,
D Y S
T
R Y
B
U
C
J A
frastrukturalnych, będący emanacją ich regulacji, jest podawany w postaci wartości referencyjnych do publicznej wiadomości inwestorów przez właściwych regulatorów.
Wybór stopy dyskontowej do zilustrowania problemu
ryzyka w elektroenergetyce rynkowej, i ogólnie na rynkach
z wymaganą kapitałochłonną infrastrukturą, ma charakterystyczne znaczenie z wielu innych punktów widzenia (poza
punktem widzenia związanym z techniką obliczeniową),
z których dwa są najważniejsze. Po pierwsze, podejście do
stopy dyskontowej wyrażone za pomocą wzoru (1) wskazuje, że rynek będzie wymuszał zbliżanie się tradycyjnych
metodologii ocen ekonomicznych materialnych inwestycji
infrastrukturalnych do metodologii ocen inwestycji kapitałowych. Oczywiście, to oznacza uniwersalizację i zrównywanie, w tendencji, dochodowości inwestycji infrastrukturalnych i dochodowości rynku wyrażanej za pomocą
dochodowości akcji wchodzących w skład charakterystycznych indeksów akcji, np. indeksu Dow Jones. Inaczej, oznacza to trend na konkurencyjnych rynkach usług infrastrukturalnych od rachunku ekonomicznego do finansowego,
i od rachunku długoterminowego do krótkoterminowego. Po
drugie, wzór (1) wskazuje na podstawowe zadanie do wykonania w zakresie niezbędnego unowocześnienia systemów
regulacyjnych rynków usług infrastrukturalnych. Mianowicie zadaniem tym jest niezwłoczne stworzenie przez regulatorów podstaw do wyznaczenia stopy ryzyka sr i określenie
jej wartości referencyjnej w poszczególnych segmentach
infrastruktury).
Ryzyko inwestycyjne (regulacyjne) przez pryzmat
różnych technologii
Odrębną sprawą jest praktyka regulacyjna. Pierwszą
skrajnością w tym zakresie jest regulacja ekonomiki bloku
833 MW w Elektrowni Bełchatów II (prawdopodobnie jednego z dwóch największych bloków na węgiel brunatny planowanych/budowanych obecnie na świecie). Otóż w tym
przypadku jest ciekawe, czy zbadane zostało przez URE,
kto poniesie ryzyko regulacyjne i będzie finansował przez
30 lat różnicę przychodów, która wyniknie po nieuchronnej jednak (obiektywnie) zmianie obecnego systemu stawek
w opłacie przesyłowej grupowej i cen na rynku bilansującym (na system rynkowy krańcowych cen węzłowych).
Bardzo ciekawa jest też druga skrajność. Wiąże się ona
z potrzebą objaśnienia podstaw merytorycznych rozwiązania z zakresu regulacji, pokazującego, jak uwalniając
wytwórców produkujących energię elektryczną w skojarzeniu z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia przez URE, można zablokować systemowo konkurencję w kogeneracji gazowej. Rozwiązanie to pokazało
niezależnym inwestorom, chcącym wejść w przestrzeń
rynkową elektroenergetyki z technologiami rozproszonymi, czym jest w Polsce ryzyko regulacyjne. Mianowicie
regulacja eliminująca od 1 stycznia 2005 roku taryfy dla
elektrociepłowni (decyzja URE z września 2004 roku),
przy pozostawieniu kontraktów długoterminowych,
w szczególności dla wszystkich dużych elektrociepłowni
gazowych (Gorzów, Nowa Sarzyna, Wrotków, Rzeszów,
Zielona Góra), zmusiła inwestorów w segmencie gazowej
kogeneracji rozproszonej (CEEV-Starachowice, ECO-Opole, Fortum-Świebodzice, OZC-Ostrów Wielkopolski, PE-Siedlce i innych) do wstrzymania się z włączeniem do
ruchu wybudowanych źródeł lub do wszczęcia działań
I
O
B
R
Ó
T
E
N
E
R
G
I
Ą
2
0
0
5
11
Wstęp
mających na celu wyłączenie źródeł z ruchu w przypadku utrzymania w mocy wypowiedzeń przez zakłady energetyczne wcześniej zawartych umów na zakup energii
elektrycznej. Nieważne okazało się przy tym, że rozwój
gazowej energetyki rozproszonej, realizowany przez inwestorów prywatnych, inwestujących na własne ryzyko, wpisuje się w oficjalną strategię gospodarczą rządu,
a ponadto jest jedyną realną alternatywą w najbliższych
latach w stosunku do istniejącej zawodowej elektroenergetyki węglowej.
Zatem zasadnicze znaczenie ma ograniczenie ryzyka
regulacyjnego, na które nadmiernie są obecnie narażeni niezależni wytwórcy, oraz stworzenie systemu oddziaływania za pomocą podatków na dopływ kapitału
i inwestycje zapewniające bezpieczeństwo elektroenergetyczne w obszarze wytwarzania w horyzoncie długoterminowym. Pod tym względem istotne jest zastąpienie
prognoz ilościowych w polityce energetycznej mechanizmami rynkowymi dostosowywania podaży do popytu,
z ewentualnym wykorzystaniem mechanizmów regulacji, takich np. jak przetargi na usługi systemowe w postaci nowych mocy wytwórczych, ogłaszane przez URE
(jedynie w przypadku gdyby konkurencja okazała się
niewydolna).
Z tego punktu widzenia wyzwaniem dla URE jest określenie stopy ryzyka zróżnicowanej dla elektroenergetyki
węglowej, gazowej, odnawialnej oraz atomowej. Jest oczywiste, że ryzyko rynkowe budowy tradycyjnego bloku atomowego o mocy 1000 MW, czyli technologii schyłkowej,
za dwa i pół miliarda euro, jest inne niż ryzyko budowy
bloku 800 MW, za 800 mln euro, na węgiel brunatny, którego rynek się kurczy. Z kolei jest oczywiste, że to ostatnie
zdecydowanie się różni od ryzyka budowy mikroelektrociepłowni gazowej za 100 tys. euro na szybko rosnącym
rynku elektroenergetyki rozproszonej, zwłaszcza jeśli
uwzględni się perspektywę szokowego wzrostu konkurencji w najbliższych latach na rynku gazu.
12
P
R
Z
E
S
Y
Ł
,
D Y S
T
R Y
B
U
C
J A
Wchodzą cztery nowe siły
Przedsiębiorstwa ciepłownicze działające już na konkurencyjnym rynku ciepła, spółki gazownictwa (dystrybucyjne) i przedsiębiorstwo PGNiG S.A., gminy (w tym
tworzące strefy przemysłowe o dużym zapotrzebowaniu
na ciepło technologiczne i na energię elektryczną) oraz
odbiorcy przemysłowi stają się szczególnymi czterema
wielkimi siłami zewnętrznymi (w stosunku do elektroenergetyki), zainteresowanymi rozwojem gazowej kogeneracji rozproszonej.
Charakterystyczny jest pod tym względem zwrot, który dokonał się w gazownictwie. Mianowicie polega on na
tym, że w ramach przygotowań do prywatyzacji przedsiębiorstwo PGNiG S.A wprowadziło do giełdowego prospektu emisyjnego inwestycje w obszarze elektroenergetyki gazowej jako jeden z czterech swoich strategicznych celów
rozwojowych. (Oczywiście, wstrzymanie prywatyzacji
PGNiG S.A. na początku czerwca przez ministra skarbu
państwa osłabia na razie znaczenie zastosowanego rozwiązania, ale ważne jest samo ujawnienie się zrozumienia
potrzeby aktywnej roli gazownictwa w rozwoju elektroenergetyki gazowej).
Z kolei ciepłownictwo jest tym sektorem, w którym zrealizowana została dominująca liczba dotychczasowych
gazowych projektów kogeneracyjnych średniej mocy (od
kilku do kilkunastu MW elektrycznych). Ponadto to Izba
Gospodarcza Ciepłownictwa ma najpełniejsze rozpoznanie potencjału rozwojowego kogeneracji (1200–3000 MW
elektrycznych w ramach modernizacji lub nadbudowy
istniejących systemów ciepłowniczych oraz 1000 MW
elektrycznych w segmencie indywidualnych obiektów
budowlanych).
Jeśli chodzi o wielkich odbiorców, to w ostatnich trzech
latach zrobili oni większy postęp na drodze zrozumienia rynku niż sektor i rząd. Zatem dla nich Dyrektywa 2003/54/EC
jest szansą, a nie zagrożeniem, jak dla sektora. Wielcy odbiorcy mogą też liczyć na wsparcie Komisji Europejskiej,
dla której konkurencyjność przemysłu unijnego na globalnym rynku staje się najwyższym priorytetem. Zatem wielcy
odbiorcy mogą z większą odwagą w kolejnych latach żądać
od URE rozwiązań, które miały np. być wdrożone 1 lipca
2004 roku w obszarze rynku bilansującego i opłaty przesyłowej, eliminujących stopniowo ekonomikę cen przeciętnych oraz wzmacniających ekonomikę cen krańcowych
w poszczególnych węzłach wytwórczych i odbiorczych
systemu elektroenergetycznego (stanowiących podstawę
wyboru lokalizacji inwestycji wytwórczych i inwestycji
przemysłowych). Wielcy odbiorcy będą ponadto mogli łatwo zaskarżyć kontrakty KDT jako pomoc publiczną niedopuszczalną w UE, jeśli rząd nie będzie wykazywał zdecydowania w rozwiązaniu sprawy.
Samorządy z kolei zaczynają odgrywać ważną rolę w zakresie organizowania stref przemysłowych uzbrojonych
w infrastrukturę energetyczną, traktowanych jako ważny
czynnik przyciągania nowych inwestorów. Oczywiście, samorządy coraz śmielej przejmują też rolę operatorów infrastruktury energetycznej dla potrzeb swoich mieszkańców.
Wymienione cztery siły i znowelizowana ustawa Prawo
energetyczne (z maja 2005 roku), w zakresie dotyczącym
operatorstwa dystrybucyjnego, stanowią silną przesłankę do
tezy o nadejściu czasu decentralizacji technicznej w elektroenergetyce.
I
O
B
R
Ó
T
E
N
E
R
G
I
Ą
2
0
0
5
Wstęp
Synteza uwarunkowań,
które widać gołym okiem
W referacie [9] przedstawiono w kompleksowy sposób
syntezę uwarunkowań, które muszą być wzięte pod uwagę przy każdej próbie zaprojektowania nowych rozwiązań
regulacyjnych, jeśli mają one zapobiec narastaniu niedostosowania elektroenergetyki do współczesności. Są to następujące uwarunkowania:
1. Energia elektryczna będzie potrzebna zawsze. Elektroenergetyka w obecnym kształcie nie będzie potrzebna
i powinna się otworzyć na konkurencję w celu zdobycia
umiejętności do działania w środowisku konkurencyjnym.
2. Bezpieczeństwo energetyczne zostanie w bardzo dużym
stopniu zdecentralizowane i urynkowione poprzez internalizację jego kosztu.
3. Regulacja kosztowa (taryfowa) cen energii elektrycznej
zostanie zastąpiona wyceną na konkurencyjnym rynku.
4. Przedsiębiorstwa użyteczności publicznej zostaną zastąpione niezależnymi wytwórcami i niezależnymi przedsiębiorstwami handlowymi.
5. Odpowiedzialność operatorów za bezpieczeństwo energetyczne zmieni się w realizację zarządzania procesem
osłabiania presji inwestycyjnej w obszarze sieci elektroenergetycznych.
6. Finansowanie ze środków własnych przedsiębiorstw
(z przeszłości) zmieni się w wyprzedzające finansowanie
inwestycji rynkowych (obciążonych ryzykiem).
7. Praca z placów budowy/inwestycji przeniesie się do fabryk (do dostawców technologii gazowych).
8. Eksploatacja systemu elektroenergetycznego zmieni się
w serwisowanie urządzeń.
9. Usługi służb wewnętrznych przedsiębiorstw (nawet tak
newralgiczne jak usługi teleinformatyczne) zostaną zastąpione outsourcingiem.
Praktyczne działania pilnie potrzebne
w elektroenergetyce
Natura kryzysu stworzonego w ostatnich latach w elektroenergetyce jest podobna jak kryzysu w państwie. Polega ona
na odbudowie interesów korporacyjno-politycznych, kosztem interesów odbiorców i regionów. Ta sytuacja wymaga
nowej reformy, na miarę reformy podjętej w 1990 roku.
1. Należy zahamować konsolidację poziomą (w zakresie,
w jakim to jest jeszcze możliwe), i nie dopuścić do konsolidacji pionowej, w ramach której wielcy wytwórcy zostaną
obdarowani przez rząd majątkiem i rynkami spółek dystrybucyjnych (natomiast nie jest groźne przejęcie przez spółkę
dystrybucyjną lokalnego wytwórcy, z produkcją stanowiącą nawet kilkunastoprocentowy udział w rynku spółki).
Jedną z ostatnich szans na zrobienie wyłomu w procesie
konsolidacji poziomej jest utworzenie Energetyki Podkarpackiej (poprzez wyłączenie Rzeszowskiego Zakładu Energetycznego S.A. z programu L-6), które może i powinno się
stać wyłomem w sektorowym programie konsolidacyjnym
MSP. Należy przy tym podkreślić, że argumentacja przeciw
utworzeniu Energetyki Podkarpackiej w rodzaju, że grupa
ta byłaby zbyt mała i nie wytrzymałaby konkurencji na
rynku europejskim, jest niewłaściwa i powinna być obnażona przed opinią publiczną na dwa sposoby. Po pierwsze,
ta grupa, jako grupa infrastrukturalna, nie będzie konkurować na rynku europejskim, będzie natomiast działać
P
R
Z
E
S
Y
Ł
,
D Y S
T
R Y
B
U
C
J A
w regionie (w skali którego będzie wielką grupą). Dlatego
to inwestorzy (głównie europejscy) będą konkurować o tę
grupę, zwłaszcza jeśli wcześniej, poprzez konsekwentną
pracę, obejmie ona w ramach partnerstwa publiczno-prywatnego rynki usług dodanych w regionie. Ponadto trzeba pamiętać, że w ostatnich latach to najmniejszy zakład
energetyczny, mianowicie ZE Płock, miał najlepsze wyniki
w zakresie rozszerzania swojego rynku usług infrastruk-
turalnych i doszedł do tego, że 30% przychodów uzyskał
poza biznesem podstawowym, i w ten sposób stworzył warunki do skutecznej ochrony miejsc pracy. (Konsolidacja
elektroenergetyki na obecnym etapie ma wiele cech wspólnych z rozwiązaniem polegającym na utworzeniu spółek
węglowych w 1993 roku. Trzeba się też liczyć z wszystkimi
negatywnymi skutkami tego rozwiązania, tzn. z szybkim
spadkiem wartości rynkowej elektroenergetyki).
2. Za podstawowe zadanie dla polskiej elektroenergetyki
w dziedzinie wytwarzania należy uznać natychmiastowe
rozpoczęcie przygotowań podsektora wytwórczego do
nowego etapu konkurencji, wynikającego z dokonującego
się skoku technologicznego na świecie, związanego z rozwojem technologii gazowych. W tym zakresie konieczne
jest określenie przez państwo dwóch strategii: strategii
rozwoju elektroenergetyki gazowej (opartej na wykorzystaniu gazu ziemnego) oraz ewentualnej strategii wykorzystania polskiego węgla kamiennego z zastosowaniem
jego gazyfikacji.
W okresie przejściowym (do końca obecnej dekady)
modernizację elektrowni należy prowadzić w ramach
programu ich dostosowania do unijnych norm ochrony
środowiska, w szczególności do wymagań Traktatu Akcesyjnego i Dyrektywy LPC (koszt dostosowania, konieczny
do poniesienia do końca dekady, ocenia się na około 10
mld euro). W tym okresie należy stworzyć warunki do
stopniowego wprowadzania gazu ziemnego do elektroenergetyki poprzez stosowanie technologii hybrydowych
węglowo-gazowych.
I
O
B
R
Ó
T
E
N
E
R
G
I
Ą
2
0
0
5
13
Wstęp
elektrycznej (wykorzystanie biogazu w oczyszczalniach ścieków, spalarnie śmieci).
3.3. Po trzecie, powinien to być segment infrastruktury
dla potrzeb e-gminy. W tym segmencie elektroenergetyczne spółki dystrybucyjne mają do odegrania ważną
rolę w budowie potrzebnej infrastruktury teleinformatycznej (powiązanie infrastruktury budowanej dla
własnych potrzeb technologicznych z infrastrukturą
dla potrzeb urzędów i ludności w gminach), a także
w tworzeniu warunków dla rozwoju usług na rynku
domów inteligentnych, urzędów inteligentnych i inteligentnych obiektów gminnej infrastruktury rozproszonej.
Tym sposobem, poprzez działania na trzech wymienionych segmentach rynku usług infrastrukturalnych, należy ciągle jeszcze dążyć (jednak przy malejących szansach
na sukces) do uczynienia z restrukturyzacji i prywatyzacji
elektroenergetyki jednego z silnych impulsów rozwojowych Polski, zapewniającego między innymi wytworzenie
zdolności do wykorzystania środków unijnych, zwłaszcza
w okresie budżetowym 2007–2013.
LITERATURA
[1] J. Popczyk, Na progu trzeciego etapu rozwoju sytuacji w elektroenergetyce po 1990 r.,
Polskie Elektrownie 2004 (Polish Power Plants 2004), wydawca „AKNET” Krzysztof
Kogut, Tarnów 2004.
[2] T. Podziemski, H. Bałut, Kogeneracja w Polsce. Przewodnik po instalacjach zasilanych gazem ziemnym, materiały Konferencji Gazowniczej, Bydgoszcz 2004.
[3] N. Bernot, W kierunku przemian strukturalnych w elektroenergetyce europejskiej,
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. – Elektroenergetyka nr 1/2004 (48).
[4] J. Zhang, The Prospect of Hydrogen Economy – A Strategic Decision for Every Nation, a także artykuł J. Malko, Wodór – perspektywiczny nośnik energii, Wokół Energetyki, nr 4 (20), sierpień 2004.
[5] The Global Liquefied Natural Gas Market: Status & Outlook, Energy Information
Administration, U.S. Department of Energy, December 2003 (http://www.eia.doe.
Siemens press picture
3. Dalszą restrukturyzację i prywatyzację elektroenergetyki
(w okresie 2...3 lat), zwłaszcza spółek dystrybucyjnych,
należy powiązać z budową sektora publiczno-prywatnego ukierunkowanego na rynek usług infrastrukturalnych
w gminach, bo tylko w ten sposób będą one w stanie
zwiększyć przychody, i zmniejszyć zakres zwolnień pracowników. Działania muszą być przy tym ukierunkowane
na trzy segmenty tego rynku.
3.1. Po pierwsze, powinien to być segment energetyki lokalnej, charakteryzującej się wytwarzaniem rozproszonym
ciepła i energii elektrycznej. Podstawą energetyki lokalnej powinna być energetyka gazowa i odnawialna. Przy
tym rozwój energetyki odnawialnej, jeśli ma ona odegrać istotną rolę w zdynamizowaniu działalności energetycznej na poziomie gmin, musi się wiązać przede
wszystkim z wykorzystaniem biomasy (uzyskiwanej
tradycyjnie, ale także modyfikowanej genetycznie) do
produkcji energii (ciepła i energii elektrycznej).
3.2. Po drugie, powinien to być segment ochrony środowiska, jednak nie tylko powietrza, ale również wody
i gleby. Znaczenie tego segmentu wynika stąd, że inwestycje związane tylko z kanalizacją i z usługami dotyczącymi utylizacji/zagospodarowania śmieci, ocenia
się w okresie do 2016 roku na około 40 mld zł). Należy
przy tym podkreślić, że ten segment ma powiązanie
(chociaż ograniczone) z produkcją ciepła i energii
14
P
R
Z
E
S
Y
Ł
,
D Y S
T
R Y
B
U
C
J A
gov), a także artykuł opracowany na podstawie tego źródła P. Seklecki, Europejski
rynek LNG, Biuletyn Regulacji Energetyki nr 4/2004.
[6] J. Piński, G. Sadowski, Świat dodaje gazu, „Wprost” nr 1115 (11 kwietnia 2004).
[7] A. J. Piwowarski, Technologia transportu morskiego sprężonego gazu ziemnego
w służbie dywersyfikacji dostaw gazu do Polski, materiały konf. „Gazterm 2004”,
Międzyzdroje, maj 2004.
[8] Polska energetyka do roku 2030, Grupa EDF Polska, Energetyka, Zeszyt tematyczny
nr IV, wrzesień 2004.
[9] J. Popczyk, Jak daleko w Polsce do rynku energii elektrycznej (Referat Generalny),
Materiały konf. „Aktualne Problemy Energetyki”, Gdańsk-Jurata, czerwiec 2005.
_________
1 chociaż już w połowie dekady jest jednak jasne, że celu tego Unia nie będzie w stanie zrealizować.
2 przekształcenia konsolidacyjne w elektroenergetyce idą niestety w odwrotnym
kierunku, tzn. utrwalania charakteru sektorowego energetyki w Polsce.
Prof. dr hab. inż. Jan Popczyk
Autor jest pracownikiem naukowym
Politechniki Śląskiej.
I
O
B
R
Ó
T
E
N
E
R
G
I
Ą
2
0
0
5