Dlaczego ceny prądu w Polsce rosną

Podstawowym składnikiem kosztów zmiennych jest paliwo, czyli węgiel. Ostatnio jego cena „przy bramie” elektrowni wynosiła 14 – 15 zł/GJ (gigajula – czyli jednostki energii), z tego ok. 11 – 12 zł/GJ to koszt samego węgla, a ok. 1,5 – 3 zł/GJ to koszt transportu kolejowego. Cena węgla jest zbliżona do tej w ramach tzw. parytetu importowego (cena węgla w ARA minus koszty transportu). Związanie ceny węgla w Polsce z cenami giełdowymi w ARA (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpia) jest procesem trwałym. Polskie górnictwo, chcąc utrzymać się na naszym rynku, musi być konkurencyjne. Nawet wobec znacząco tańszego węgla pochodzącego z kopalń odkrywkowych.[wyimek]Jeden z koncernów obciąża swoją spółkę córkę, działającego poza rynkiem operatora systemu dystrybucyjnego, opłatą za usługi PR ponad 3,5 mln zł miesięcznie[/wyimek]

[srodtytul]Stare bloki energetyczne[/srodtytul]

Koszty transportu węgla obecnie mają coraz bardziej rynkowy charakter. Monopol PKP Cargo przechodzi do historii. Prawie 50 proc. przewozów w Polsce realizowanych jest przez przewoźników prywatnych. Należy oczekiwać, iż nastąpi dalszy spadek cen transportu.

Dla pełnego obrazu sytuacji trzeba dodać, że tona węgla energetycznego to 21 – 22 GJ/t, a polska elektroenergetyka zużywa średnio 10 GJ/MWh wyprodukowanej energii, co oznacza sprawność 36 proc. brutto. Istnieją już na rynku inwestycyjnym technologie o produktywności 7,5 GJ/MWh, czyli o sprawności 48 proc., a w laboratoriach uczonych pracuje się nad rozwiązaniami o sprawności 60 proc. Osiągnięcie nowoczesnego poziomu sprawności nie jest jednak możliwe w sytuacji, gdy ponad 40 proc. bloków energetycznych ma ponad 40 lat. Istotne poprawienie tej sytuacji wymaga poważnych inwestycji, te zaś równie poważnych środków finansowych.

Podwyżka cen węgla na przełomie 2008/2009 r. wyniosła 38 – 44 proc., co powinno przełożyć się średnio na 35 zł/MWh wzrostu ceny w obrocie hurtowym. Oznaczać to powinno 19 – 22 proc. wzrostu cen w hurcie oraz 10 – 11 proc. w detalu dla gospodarstw domowych i 12 – 14 proc. dla przemysłu. Były one jednak prawie dwukrotnie większe.

Kolejnym składnikiem wzrostu cen są dodatkowe obowiązki wynikające z realizacji europejskiej polityki klimatyczno-energetycznej. Unia Europejska oczekuje od nas redukcji emisji i promocji odnawialnych źródeł energii oraz tzw. skojarzenia, wspólnego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła (kogeneracji).

Te technologie obniżają emisję, ale są droższe, więc potrzebują wsparcia, czyli motywacji – to oznacza dodatkowe opłaty, które mają postać tzw. certyfikatów popularnie nazywanych kolorowymi. Zielone wspierają energię odnawialną (wiatrową, wodną, biomasową), czerwone kogenerację węglową, a żółte kogenerację gazową. W 2008 r. koszt tego wsparcia wzrósł o 81 proc., a w 2009 r. o kolejne 27 proc. I będzie rósł dalej.

Następnym składnikiem, do którego jeszcze nie zdążyliśmy się przyzwyczaić, jest koszt uprawnień do emisji CO2. Polska elektroenergetyka odczuwa niedobór uprawnień średnio na poziomie 10 proc., co prawda cena uprawnień do emisji CO2 spada (z 17 do 13 euro za tonę CO2), ale niestety rósł kurs euro (z 3,85 do 4,5 zł) – co powoduje utrzymywanie się kosztów emisji na poziomie 6 – 7 zł/MWh. Z tym że poprzednio takiego deficytu uprawnień do emisji nie było.

[srodtytul]Wydatki poza kontrolą[/srodtytul]

Zdumienie budzi zgłaszany przez analityków wzrost kosztów pozostałych – grubo powyżej obserwowanej inflacji – na poziomie 3 proc. rocznie. Zawiera on wzrost kosztów wynagrodzeń przy równoczesnym braku poprawy efektywności. Ta ostatnia jednak, aby wzrosnąć istotnie, wymaga poważnych inwestycji.

Jest to druga przesłanka podwyżek cen zgłoszona przez sektor elektroenergetyczny. Na pierwszy rzut oka jest ona w pełni obiektywna, a więc uzasadniona. Dokładniejszy jednak ogląd prowadzi do wniosku, że wzrost cen uzasadniony koniecznością inwestycji wcale do tych inwestycji nie musi prowadzić.

Po pierwsze, co najbardziej oczywiste, to przychód z tej części podwyżki obciążony jest nie tylko VAT, ale również dochodowym CIT. Z dużym prawdopodobieństwem można przyjąć, że uzyskany od konsumenta dodatkowy dochód zostanie obciążony nieplanowanymi kosztami – oznacza to jednak, że nie zostanie przeznaczony na inwestycje. Tym ekstrakosztem mogą być wymuszone np. przez związki wypłaty dla załóg, inwestycje towarzyszące (kręgielnie, baseny, Public Relations, sponsoring drużyn sportowych itp.). Wymienione tu koszty to nie teoria, ale całkiem realna praktyka. Dla przykładu jeden z koncernów obciąża swoją spółkę córkę, działającego „poza rynkiem” operatora systemu dystrybucyjnego, opłatą za usługi PR w kwocie ponad 3,5 mln złotych miesięcznie. Teoretycznie tego rodzaju kwoty powinny być bezlitośnie nieuznawane przez regulatora. Rzecz w tym, że Urząd Regulacji Energetyki nie jest w stanie tak głęboko kontrolować spółek.

Koszty funkcjonowania przedstawione są jako obiektywnie istniejące obciążenia, podczas gdy w sytuacji braku rynku podstawowym zadaniem menedżerów elektroenergetyki jest udokumentowywanie ich zasadności, nie zaś ich redukcja.

Bo to, że się da, pokazuje historia Elektrowni Połaniec, w której po prywatyzacji zredukowano zatrudnienie pięciokrotnie – z 2500 do 500 osób – bez jakiejkolwiek utraty operacyjności.

Płonna jest też wiara w temperujące możliwości regulatora. Tak długo, jak długo obowiązywać będzie zasada kosztu uzasadnionego, regulator zmuszony jest uwzględniać koszty, dla których uzasadnienia dostarczają menedżerowie energetyki.

[srodtytul]Czas na rynek[/srodtytul]

Wiemy już o tym, że koszty rosną, proces ten nie jest w 100 proc. obiektywny i nikt mu nie przeciwdziała. Główną przyczyną jest brak rynku, czyli konkurencji. A głównym tego powodem jest nieracjonalność przeprowadzonej konsolidacji, która miała być panaceum na problemy. Wszak w ten właśnie sposób Polska Grupa Energetyczna SA otrzymała dominującą pozycję na rynku. Otrzymała – a nie uzyskała, co warte jest podkreślenia.

[wyimek]Przeciwdziałanie wysokim kosztom energetycznym musi polegać na poprawie efektywności i wsparciu socjalnym najbardziej wrażliwych konsumentów[/wyimek]

Konsolidacja miała przyspieszyć program inwestycyjny, ale już widać, że nic takiego nie ma miejsca. Najwyraźniej ujawnia się to w poziomie zaawansowania przygotowań do nowych inwestycji. Ze zgłoszonych planów przedsięwzięć dających ok. 35 tys. MW pod uwagę brać można tylko te, które mają szansę na akceptację Komisji Europejskiej jako spełniające warunek derogacji (rozpoczęcie procesu inwestycyjnego przed końcem 2008 r.). Takich inwestycji jest ok. 15,3 tys. MW, z czego 66 proc. to plany firm sprywatyzowanych w całości lub w części, a reszta jest pod kontrolą państwa. Wynik meczu prywatyzacja – konsolidacja aż nazbyt wyraźny.

Sytuację na rynku elektroenergetycznym wyjaśnia jego struktura, a przede wszystkim wysoki stopień koncentracji oraz dominująca pozycja dwóch największych grup energetycznych – PGE i Tauronu. Free float, czyli swobodna energia do sprzedaży na rynku, to mniej niż 50 proc. produkcji.

Poziom koncentracji rynku mierzony indeksem HHI (Herfindahla-Hirschmana) w sferze produkcji wynosi 2511, czyli przekracza granicę silnej koncentracji (2400), w sferze sprzedaży odbiorcom końcowym mamy 2031, czyli koncentrację (1800). W obszarze rynku swobodnego, tzn. nadwyżek, mamy HHI na poziomie 2872.

[wyimek]Konsolidacja w branży miała przyspieszyć program inwestycyjny, ale już widać, że nic takiego nie ma miejsca[/wyimek]

Nadmiar na rynku (free float) tworzą trzy firmy (PGE, EdF i PAK), oferując 85 proc. energii, z czego 43 proc. to zasługa PGE. Niejako w negatywie trzy firmy (Energa, Vattenfall i Tauron) mają łączny udział w deficycie 72 proc. Funkcjonują trzy firmy (Energa, Vattenfall i RWE), w których w wewnętrznym bilansie potrzeb energia zakupiona z zewnątrz to 75 – 100 proc. Powyższy skrótowy raport skutków konsolidacji wykazuje, że jedyne, co udało się uzyskać, to daleko posunięte zróżnicowanie poziomu ryzyka handlowego i poziomu konkurencyjności działających na rynku podmiotów. Warto sobie uświadomić, że podstawowy efekt działania prawdziwego rynku to wyrównanie ryzyka i konkurencyjności.

Takie działania, jak pełna konsolidacja lub pełna nacjonalizacja albo pełna regulacja, nie są rozwiązaniami ani możliwymi, ani skutecznymi. Rozumiem, że pociągają one swoją prostotą i mirażem szybkiego, choć przejściowego, złagodzenia problemu wynikającego z dramatycznie niskiej efektywności. Rozumiem też, że sektor broni się przed jedyną skuteczną terapią, jaką jest pełna konkurencja. Wynika to z faktu, że cięcie kosztów jest znacznie trudniejsze i bolesne, niż ich uzasadnianie.

[srodtytul]Zachwiana płynność[/srodtytul]

Funkcjonujący obecnie pseudorynek jest silnie skoncentrowany i bardzo mało konkurencyjny, nie funkcjonują na nim wytwórcy, tylko skonsolidowane grupy, nadużywane są zapisy ustawy o rozwiązaniu KDT (kontrakty długoterminowe – red.) w celu zawyżania rekompensat (wg Raportu URE), dominują kontakty dwustronne (OTC), a zmarginalizowana jest rola operacji transparentnych (giełda, przetargi publiczne), pomimo prawnego zakazu tolerowane jest subsydiowanie przychodami z jednych taryf drugich i jednych segmentów przez drugie (np. rynku bilansującego przez przesył, produkcji przez przesył), pozycję dominującą posiada jeden podmiot, a cztery w każdym segmencie kontrolują rynek (80 – 85 proc.), nie jest to już oligopol, ale quadropol. Nic nie wskazuje na to, aby sytuacja uległa poprawie – wręcz przeciwnie.

Prawidłowo funkcjonujący rynek energii powinien mieć nadmiar możliwości produkcyjnych ponad zapotrzebowanie i niezbędną rezerwę, płynność umożliwiającą łatwe zawieranie transakcji, możliwość wyboru partnera transakcji oraz potrzebnego produktu, niwelowanie siły rynkowej największych graczy, jednakowy, niedyskryminujący dostęp dla wszystkich uczestników rynku, jasne i jednakowe dla wszystkich reguły – w tym sposób kreowania cen, a także transparentność dostępu do informacji.