Odpowiedź sekretarza stanu w Ministerstwie Skarbu Państwa

- z upoważnienia ministra -

na interpelację nr 2755

w sprawie prywatyzacji i restrukturyzacji przedsiębiorstw elektroenergetycznych w Polsce na tle funkcjonowania tego sektora gospodarki w krajach Unii Europejskiej

   W odpowiedzi na interpelację pana posła Zygmunta Wrzodaka z dnia 4 lutego 2003 r. w sprawie prywatyzacji i restrukturyzacji przedsiębiorstw elektroenergetycznych w Polsce na tle funkcjonowania tego sektora gospodarki w krajach Unii Europejskiej przedstawiam następujące informacje:

   1. W Unii Europejskiej od dłuższego czasu trwa dyskusja na temat modelu funkcjonowania sektora elektroenergetycznego. Docelowo przewidziano, iż sektor ten ma być objęty pełną liberalizacją. W różnych krajach wdrażanie reguł konkurencyjnych przebiega w różnym tempie, lecz żaden kraj nie kwestionuje zasady, iż w sektorze tym mają zostać wprowadzone mechanizmy konkurencyjne. Realizacja takiego celu wymaga zróżnicowania struktury własnościowej w sektorze. Przytoczone w interpelacji przykłady Niemiec oraz Francji dobrze ilustrują różnice w zaawansowaniu liberalizacji elektroenergetyki w UE. Nie można natomiast zgodzić się z tezą, iż w krajach tych jako zasadę przyjmuje się własność publiczną w sektorze. W Niemczech udział sektora publicznego jest niewielki, a dominującą pozycję na rynku posiadają koncerny prywatne (E.ON oraz RWE). Ponadto znaczny udział w rynku niemieckim posiadają koncerny zagraniczne (np. francuski EDF poprzez EnBW czy szwedzki Vattenfall). Inna sytuacja ma miejsce w przypadku Francji, gdzie dominuje państwowy EDF, a Francja była największym oponentem szybkiego otwierania rynków wewnętrznych krajów członkowskich UE na konkurencję z zewnątrz. Ostatecznie udało się jednak osiągnąć kompromis, a EDF już rozpoczął procesy liberalizacji poprzez sprzedaż swoich mocy wytwórczych inwestorom prywatnym. Należy więc podkreślić, że strategia realizowana w Polsce jest zgodna ze strategią zarówno UE, jak i poszczególnych członków UE.

   2. Wycena przedsiębiorstw (w tym przedsiębiorstw elektroenergetycznych) dokonywana jest przy użyciu metod powszechnie przyjętych w obrocie gospodarczym. W ramach analiz przedprywatyzacyjnych przygotowywane jest oszacowanie wartości, które najczęściej obejmuje zarówno wycenę w tzw. podejściu majątkowym, jak i dochodowym. Ceny uzyskiwane w ramach procesów prywatyzacji są oczywiście cenami, jakie ostatecznie udaje się wynegocjować z inwestorem, lecz minister skarbu państwa nie akceptuje warunków niezgodnych z oczekiwaniami, zwłaszcza w porównaniu z wartościami uzyskanymi w trakcie wyceny. W trakcie procesów prywatyzacyjnych sektora elektroenergetycznego niejednokrotnie miała miejsce sytuacja, w której minister skarbu państwa odstępował od rokowań z inwestorem, który oferował niesatysfakcjonujące parametry cenowe transakcji.

   3. Za dyskusyjną należy uznać tezę, że ˝... żadne przedsiębiorstwo elektroenergetyczne w krajach Unii Europejskiej nie wykonuje inwestycji rozwojowych z własnych kapitałów...˝. Warto zwrócić uwagę, że inwestycje dokonywane mogą być ze środków własnych zatrzymanych jako amortyzacja, a także ze środków własnych w postaci zysku. Z pewnością w krajach Unii Europejskiej znacznie bardziej powszechnym, dostępnym i bardziej efektywnie niż w Polsce stosowanym źródłem finansowania inwestycji są długoterminowe kredyty i pożyczki. Skuteczność stosowania tego typu instrumentów wymaga jednak znacznie bardziej rozwiniętego - niż dotychczas w Polsce - rynku kapitałowego, stabilności działania i ekonomicznej efektywności korzystania z takich źródeł. Obowiązkiem przedsiębiorstw energetycznych, szczególnie w sytuacji konkurencyjnego lub regulowanego rynku energetycznego, jest poszukiwanie najbardziej korzystnej w danych warunkach struktury finansowania inwestycji. Rynek lub regulator (działający w interesie odbiorcy) nie powinien i nie będzie akceptował każdych czy dowolnych kosztów kapitału, a co za tym idzie - dowolnego wzrostu ceny energii dla odbiorcy końcowego. Pozyskanie dla polskich przedsiębiorstw energetycznych silnych kapitałowo partnerów ułatwi dostęp nie tylko do kapitałów bezpośrednich inwestorów, ale także do innych sposobów finansowania rozwoju.

   4. Warto zwrócić uwagę, że w swoich zapytaniach pan poseł Zygmunt Wrzodak wskazuje przykłady polskich elektrowni (Turów, Bełchatów, Jaworzno i inne), które z powodzeniem realizują (a nawet już zrealizowały) znaczące programy inwestycyjne. Jak rozumiem, przykłady te świadczyć mają o możliwości samodzielnego przeprowadzenia przez polskie podmioty sektora energetycznego znaczących programów modernizacyjnych. Warto jednak przypomnieć, że w zdecydowanej większości przypadków zadania inwestycyjne w tych podmiotach zostały zrealizowane w ramach tzw. kontraktów długoterminowych, które obecnie są znaczącym obciążeniem dla całego systemu elektroenergetycznego, przeszkodą w rozwoju rynku, a beneficjentem tych kontraktów - z pewnością kosztem odbiorców końcowych i pozostałych obszarów gospodarki - były i są przedsiębiorstwa sektora elektroenergetycznego. Jeżeli chodzi o kwoty wydatkowane na ochronę środowiska w elektrowniach i elektrociepłowniach, to w latach 1990-2001 nakłady inwestycyjne na te cele wynosiły 5,9 mld EUR. Na tę kwotę składają się: 4834 mln EUR na ograniczenie emisji SO2, 639 mln EUR na odpylanie spalin i 439 mln EUR na ograniczenie emisji NOx.

   5. Procesy restrukturyzacji oraz prywatyzacji sektora elektroenergetycznego są aktualnie realizowane na podstawie przyjętego przez Radę Ministrów w dniu 28.01.2003 r. dokumentu ˝Program realizacji polityki właścicielskiej MSP w odniesieniu do sektora elektroenergetycznego˝. Zgodnie z ww. dokumentem w ramach konsolidacji służącej wzmocnieniu kondycji ekonomicznej podmiotów sektora eletroenergetycznego należących do skarbu państwa, jak również mającej na celu rozwiązanie problemu kontraktów długoterminowych planowane jest połączenie Elektrowni Bełchatów SA, Elektrowni Opole SA, Elektrowni Turów SA oraz Kopalni Węgla Brunatnego Bełchatów SA i Kopalni Węgla Brunatnego Turów SA. Połączenie to ma służyć utworzeniu strategicznego zasobu energetycznego skarbu państwa, będącego gwarantem bezpieczeństwa energetycznego kraju i prawidłowego funkcjonowania rynku energii.

   Kwestia związana z analizą konkurencyjności poszczególnych wytwórców oraz ich zdolności do przeprowadzenia programów modernizacyjnych jest zagadnieniem niezwykle szerokim. W tym miejscu pozwolę sobie jedynie zwrócić uwagę, iż modernizacja takich wytwórców jak Opole czy Turów była możliwa do zrealizowania tylko dzięki istnieniu tzw. kontraktów długoterminowych na odbiór energii. Ceny energii w ramach tych kontraktów są wysokie, a co za tym idzie - koszty tych inwestycji obciążają całą gospodarkę oraz odbiorców indywidualnych. Obecna strategia przewiduje możliwie szybkie rozwiązanie problemu kontraktów długoterminowych, wprowadzenie mechanizmów konkurencyjnych w sektorze, a w konsekwencji spadek ceny energii i poprawę konkurencyjności całej gospodarki. Cele te są szczególnie istotne w perspektywie przystąpienia Polski do UE.

   6. Moc zainstalowana w krajowym systemie elektroenergetycznym wynosiła 34 642 MW (dane na koniec roku 2001), moc osiągalna - 33 565 MW, co stanowiło ok. 30-procentową nadwyżkę wobec maksymalnego rocznego zapotrzebowania wynoszącego 22 868 MW. Produkcja energii elektrycznej ogółem brutto w elektrowniach zawodowych i przemysłowych wyniosła 145 616 GWh.

   Polska energia elektryczna jest eksportowana. Występuje także import energii elektrycznej, znacznie mniejszy od eksportu. Zatem w bilansie Polska jest netto eksporterem energii. Dane na ten temat przedstawia tabela.

Wielkości w handlu energią elektryczną z zagranicą w latach 1996-2001 w GWh

1996

1997

1998

1999

2000

2001

import

eksport

import

eksport

import

eksport

import

eksport

import

eksport

import

eksport

4801

7925

5357

7542

4608

8082

3491

8426

3290

9663

4306

11 035

Bilans: 3124

Bilans: 2185

Bilans: 3474

Bilans: 4935

Bilans: 6373

Bilans: 6729

Według danych Agencji Rynku Energii SA

   Należy zwrócić uwagę, że energia wytwarzana w polskim systemie elektroenergetycznym jest mało konkurencyjna. W wielu krajach UE również występuje problem nadwyżek mocy zainstalowanych w systemie, co wpływa nie tylko na ograniczenie popytu na energię z importu, lecz dodatkowo prowadzi do poszukiwania nowych rynków zbytu dla energii wytwarzanej w niektórych krajach UE. W chwili obecnej istniejące bariery systemowe (niewielka ilość łączników między systemami elektroenergetycznymi Polski i UE) ograniczają możliwości wymiany międzynarodowej. Mimo to podejmowane są inicjatywy pozwalające na sprzedaż energii elektrycznej do krajów UE (np. do Szwecji czy Niemiec). Obecna strategia ma na celu przede wszystkim poprawę konkurencyjności polskiej elektroenergetyki tak, aby mogła oprzeć się konkurencji ze strony koncernów UE. Sprzedaż nadwyżek energii na większą skalę do innych krajów będzie możliwa tylko w przypadku, gdy jej koszt będzie niższy.

   7. Nadwyżki energii produkowanej w Polsce są sprzedawane na rynkach zagranicznych, w tym także na rynkach państw Unii Europejskiej (UCTE i Nordel - państwa skandynawskie). Najwięcej energii z krajowego systemu elektroenergetycznego jest eksportowana do systemu Czech, Słowacji, Niemiec. Import występuje natomiast z systemu elektroenergetycznego Białorusi, Ukrainy i Niemiec. Uruchomienie w roku 2000 podmorskiego kabla prądu stałego pomiędzy Polską i Szwecją umożliwiło także wymianę energii elektrycznej z tym krajem.

   Polska jest od 2000 r. członkiem Unii ds. Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej - UCTE, a polski system elektroenergetyczny pracuje synchronicznie z UCTE już od 1995 r. Polskę w UCTE reprezentują Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA (PSE SA). UCTE jest organizacją skupiającą operatorów systemów przesyłowych (OSP) krajów Europy Zachodniej, Środkowej i Południowej. Obszar działania zamieszkuje ok. 400 mln mieszkańców z rocznym zużyciem energii na poziomie 2100 TWh (terawatogodzin). Od roku 2000 realizowany jest model polegający na powiązaniu importu energii elektrycznej z jednoczesnym eksportem energii wytwarzanej w elektrowniach polskich, tak aby udział energii krajowej w łącznym eksporcie był znaczny. Model ten ze względu na zwiększenie per saldo eksportu polskiej energii jest oceniany jako korzystny. Taka konstrukcja kontraktu umożliwia sprzedaż nadwyżek polskiej energii, bez uszczerbku dla krajowych odbiorców. Wzrost eksportu pozwala także zapobiegać utracie miejsc pracy w sektorze wytwarzania energii i górnictwie.

   Obecne techniczne zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych wykorzystywane są w całości. Dalsze zwiększenie możliwości eksportu polskiej energii na rynki europejskie jest uzależnione od budowy nowych połączeń transgranicznych. Decyzje o rozbudowie takich połączeń w związku z przystąpieniem Polski do UE muszą również uwzględniać aspekt otwarcia rynku krajowego na konkurencję zewnętrzną. Stosownie do regulacji obowiązujących na wspólnym rynku energii elektrycznej państwa członkowskie stosują w handlu energią zasadę wzajemności, co oznacza, że są zobowiązane do otwarcia własnego rynku w stopniu nie mniejszym, w jakim korzystają z dostępu do rynku innego państwa. Wraz z rozwojem rynku energii elektrycznej w Polsce uległy zmianie zasady planowania rozwoju infrastruktury przesyłowej. Obecnie brane są pod uwagę czynniki wymuszone funkcjonowaniem rynku, zapewniając równocześnie bezpieczeństwo i niezawodność pracy systemu, jak również jakość dostarczanej energii, między innymi przez utrzymywanie obowiązkowych rezerw, usług systemowych oraz bilansowanie w czasie rzeczywistym dostaw energii i zapotrzebowania w skali systemu.

   Przedstawione zmiany systemowe sektora energetycznego w Polsce wymagają właściwego zarządzania przedsiębiorstwami wchodzącymi w jego skład. Od organów spółek branży elektroenergetycznej podległych ministrowi skarbu państwa oczekuje się - obok wypełniania obowiązków przewidzianych przepisami prawa - aktywnego udziału w realizacji założeń polityki energetycznej kraju przyjętych przez Radę Ministrów, jak również przygotowania poszczególnych spółek sektora do sprostania wymaganiom związanym z uwolnieniem rynku energii oraz z akcesją do Unii Europejskiej. Spełnienie powyższych wymagań jest na równi ze sprawnym zarządzaniem brane pod uwagę przy ocenie działalności zarządów i rad nadzorczych spółek, której to oceny dokonuje minister skarbu państwa, podejmując - w razie potrzeby - decyzje w sprawie dokonania zmian personalnych w składach tych organów.

   8. i 9. Zmiany systemowe zapoczątkowane w Polsce w 1990 r. w części gospodarczej zmierzały w szczególności do wprowadzenia w kraju gospodarki rynkowej. Zmiany te objęły również sektor eletroenergetyczny. Warunkiem realizacji tego procesu stała się demonopolizacja sektora. Likwidacja w 1990 r. Wspólnoty Energetyki i Węgla Brunatnego była pierwszym zasadniczym krokiem w ramach tego procesu. Stworzono w ten sposób warunki do rozwoju konkurencji między usamodzielnionymi przedsiębiorstwami, liberalizacji cen, ograniczenia dotacji i racjonalizacji zarządzania. Po okresie komercjalizacji nastąpi okres sukcesywnej prywatyzacji przedsiębiorstw i ich konsolidacji. Prowadzone działania nie mają charakteru wyłącznie administracyjnego ˝odgórnego˝, są wypracowywane z uwzględnieniem inicjatyw oddolnych. Przykładem mogą tu być utworzenie Południowego Koncernu Energetycznego SA, a także prowadzone obecnie działania w kierunku utworzenia skonsolidowanych grup wytwórczych i dystrybucyjnych, co jest realizowane zgodnie z przyjętym przez Radę Ministrów w dniu 28.01.2003 r. ˝Programem realizacji polityki właścicielskiej ministra skarbu państwa w odniesieniu do sektora elektroenergetycznego˝. Polska energetyka nie pozostanie więc rozdrobniona.

   Po przeprowadzeniu analizy zmian zachodzących w krajach Unii Europejskiej należy stwierdzić, że pierwszym krokiem w Polsce musi być integracja pozioma w podsektorach energetyki. Dlatego też obecne działania restrukturyzacyjne koncentrują się na integracji poziomej zarówno w podsektorze wytwarzania (PKE SA, BOT), jak i w dystrybucji - konsolidacja zakładów energetycznych. Po zakończeniu tego procesu i podjęciu działań restrukturyzacyjnych w nowo utworzonych podmiotach możliwa będzie ponowna analiza dotycząca integracji pionowej.

   10. Według obowiązującego w Polsce porządku prawnego ceny i stawki opłat oraz warunki ich stosowania w rozliczeniach za dostarczaną energię elektryczną dla poszczególnych grup odbiorców ustalane są w opracowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne taryfach, wprowadzanych jako obowiązujące w trybie określonym ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (DzU nr 54, poz. 348, z późn. zm.). Przedsiębiorstwa energetyczne sporządzają taryfy zgodnie z zasadami określonymi w ustawie oraz w oparciu o przepisy wykonawcze wydane przez ministra gospodarki, pracy i polityki społecznej, niezależnie od tego, kto jest właścicielem tych przedsiębiorstw. Dotyczy to elektrowni i elektrociepłowni, firm przesyłających i zakładów energetycznych, które zajmują się lokalnym rozprowadzaniem energii i obrotem energią. Szczegółowe zasady kalkulacji cen i stawek opłat za energię elektryczną regulują przepisy rozporządzenia ministra gospodarki z dnia 14 grudnia 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną (DzU nr 1 z 2001 r., poz. 7).

   Ustawodawca w ustawie Prawo energetyczne ustanowił prezesa Urzędu Regulacji Energetyki jako centralny organ administracji rządowej realizujący zadania z zakresu regulacji gospodarki paliwami i energią oraz promowania konkurencji. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i założeniami polityki energetycznej państwa, zmierzając do minimalizacji kosztów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii. Szczególny zakres kompetencji i obowiązków prezesa URE obejmuje m.in. zatwierdzanie i kontrolowanie taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła, ustalanych obecnie przez przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje. Prezes URE kontroluje taryfy pod względem zgodności z zasadami określonymi w przepisach ustawy, analizuje i weryfikuje koszty przyjmowane przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach, współdziała także z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom monopolistycznym przedsiębiorstw energetycznych, niezależnie od tego, kto jest właścicielem, co oznacza, że państwo kontroluje proces polityki cenowej na terenie kraju.

   Zgodnie z przyjętymi ustawą Prawo energetyczne regulacjami taryfy dla paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła powinny zapewniać pokrycie kosztów uzasadnionych działalności przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu paliwami i energią, kosztów modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska oraz ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen. Przedsiębiorstwa energetyczne mają obowiązek prowadzenia ewidencji księgowej w sposób umożliwiający obliczenie kosztów stałych, kosztów zmiennych i przychodów, odrębnie dla wytwarzania, przesyłania i dystrybucji oraz obrotu, dla każdego rodzaju paliw lub energii, a także w odniesieniu do poszczególnych grup taryfowych. Ewidencja księgowa kosztów, prowadzona zgodnie z wymaganiami ustawy, stanowi podstawę do kalkulacji w przedsiębiorstwie energetycznym uzasadnionych jednostkowych kosztów dla poszczególnych rodzajów prowadzonej działalności, grup odbiorców i składników taryfy na paliwa gazowe, energię elektryczną i ciepło. Przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat określone w taryfach dla poszczególnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na uzasadnione koszty spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej.

   Przedkładając powyższe wyjaśnienia, uprzejmie proszę pana marszałka o przyjęcie ich do akceptującej wiadomości.

   Sekretarz stanu

   Andrzej Szarawarski

   Warszawa, dnia 2 kwietnia 2003 r.