Na posiedzeniu zwołanym w trybie art. 152 ust. 2 regulaminu Sejmu rozpatrzyła informację Ministra Energii na temat perspektyw rozwoju (polityka inwestycyjna, polityka handlowa) polskich firm energetycznych (PGE S.A., Tauron S.A., Enea S.A., Energa S.A.) w kontekście zabezpieczenia energii dla polskiego przemysłu i gospodarstw domowych oraz informację o przyczynach wzrostu cen energii elektrycznej na rynku hurtowym.
Wniosek o zwołanie posiedzenia przedstawił poseł Włodzimierz Karpiński (PO).
Powodem wniosku jest brak informacji m.in. na temat: polityki inwestycyjnej i handlowej polskich firm energetycznych, przyczyn spadku na giełdzie wartości akcji niektórych spółek, projektów energetycznych hi-tech oraz wzrostu cen energii w kontekście skutków dla społeczeństwa i gospodarki.
Informację przedstawił podsekretarz stanu w Ministerstwie Energii – Tadeusz Skobel, który przypomniał, że w wyniku przyjętej w 2017 r. ustawy o rynku mocy Polska przejdzie z rynku jednotowarowego (energia) na rynek dwutowarowy (moc i energia). Rynek mocy będzie działać w formie aukcji organizowanych z pięcioletnim wyprzedzeniem, co z pozwoli na planowanie inwestycji oraz na zapewnienie dostępności mocy w horyzoncie długoterminowym. Do czasu wdrożenia rynku mocy (2021 r.) bilansowanie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, w tym zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców, będzie odbywać się przy wykorzystaniu źródeł wytwórczych funkcjonujących na rynku energii elektrycznej i wsparcia tzw. operatorskich środków zaradczych oraz realizowanych inwestycji. Obecnie po stronie przesyłu w trakcie realizacji znajdują się 142 projekty o łącznej wartości ok. 10,6 mld zł.
W trakcie realizacji są inwestycje Grupy PGE w nowe moce wytwórcze (bloki w elektrowniach Opole i Turów) o łącznej mocy brutto 2290 MW. Spółka rozważa rozpoczęcie inwestycji w moce wytwórcze do 2030 roku o sumarycznej mocy ok. 3,2 GW (energetyka konwencjonalna, kogeneracja oraz odnawialne źródła energii). Plany inwestycyjne PGE w zakresie modernizacji i kapitalizowanych remontów mocy wytwórczych w latach 2019-2023 wynoszą 7,1 mld zł. Ponadto PGE S.A. do 2030 r. planuje zrealizować inwestycje w sieci dystrybucyjne na poziomie 25,2 mld zł.
W ramach inwestycji Enea S.A. realizuje następujące projekty nowych mocy: Ostrołęka C, blok IGCC, farma fotowoltaiczna oraz Enea Elektrownia Połaniec o łącznej mocy brutto 1741 MW. Ponadto spółka rozważa rozpoczęcie inwestycji w moce wytwórcze do 2030 roku o sumarycznej mocy 1000 MW (źródła rozproszone – kogeneracja, aktywa OZE). W ramach modernizacji mocy wytwórczych (bloki energetyczne), modernizacji aktywów ciepłowniczych oraz dostosowania aktywów wytwórczych do konkluzji BAT Enea S.A. planuje nakłady w wysokości 1 mld zł (lata 2019-2023). W kolejnych latach spółka poniesie koszty inwestycji w sieci dystrybucyjne, tj.: w zakresie sieci, teleinformatyki i infrastruktury dla wspomagania działalności.
Spółka Tauron S.A. realizuje inwestycje nowych mocy o łącznej mocy brutto 1360 MW (blok energetyczny w Jaworznie i blok gazowo-parowy w Stalowej Woli). Ponadto spółka rozważa możliwości inwestycji w regulowane aktywa wytwórcze, w tym w energetyce odnawialnej o mocy ok. 700 MW. W ramach modernizacji spółka realizuje projekty dostosowujące jednostki wytwórcze do warunków pracy obowiązujących po 2021 roku (konkluzja BAT) – m.in. elektrownie: Jaworzno, Siersza, Łagisza, Łaziska oraz Zakład Wytwórczy Katowice Zakład Wytwórczy Tychy i Zakład Wytwórczy Bielsko-Biała. W 2017 r. spółka poniosła nakłady na sieci dystrybucyjne w wysokości 1,7 mld zł. W roku bieżącym planowane wydatki w tym zakresie wyniosą 2,1 mld zł.
Zgodnie z planem inwestycyjnym Energa S.A. do 2023 roku zrealizuje projekty inwestycyjne: Ostrołęka C (projekt wspólny z Enea S.A.), farmę wiatrową Przykona, blok biomasowy BB10 w Kaliszu o łącznej mocy brutto ponad 1000 MW. Ponadto spółka rozważa rozpoczęcie inwestycji w moce wytwórcze do 2030 roku o sumarycznej mocy ok. 1000 MW. W ramach modernizacji Energa S.A. planuje inwestycje głównie związane z dostosowaniem źródeł do dyrektywy IED oraz konkluzji BAT (Ostrołęka B i Elektrociepłownia Elbląg). W latach 2018-2025 średnio każdego roku Grupa Energa przeznaczy 1,3 mld zł na inwestycje w sieci dystrybucyjne. Podobny poziom nakładów przewiduje się do 2030 roku.
Z analiz Ministerstwa Energii wynika, że głównymi czynnikami cenotwórczymi energii elektrycznej na rynku hurtowym w Polsce są: koszty paliwa (węgla i gazu), ceny uprawnień do emisji CO2 (w ciągu roku ceny wzrosły kilkakrotnie) oraz pozostałe czynniki, takie jak: koszty wody, ścieków, odpadów i transportu surowców, wzrost zapotrzebowania na energię wynikający ze wzrostu PKB i warunków meteorologicznych oraz wzrost cen energii elektrycznej na rynkach ościennych.
W celu przeciwdziałania zjawiskom mogącym mieć wpływ na ceny energii elektrycznej Minister Energii podjął szereg działań, w tym: wprowadził 100% obliga giełdowego, wystąpił do KE o zbadanie kwestii skokowych zmian cen uprawnień do emisji oraz powołał zespół do stałego monitorowania sytuacji na rynku energii elektrycznej.
W trakcie dyskusji poruszano m.in. następujące zagadnienia: stan realizacji inwestycji w Elektrowni Jaworzno, Elektrowni Opole i Elektrowni Turów, farmy wiatrowe na Bałtyku, zasadność inwestycji kapitałowych dokonanych przez niektóre spółki energetyczne, tj. nabycie akcji Polimex-Mostostal i inwestycje w Polską Fundację Narodową, przyczyny spadku wartości akcji na giełdzie niektórych spółek energetycznych, koszty inwestycji w KWK Nowe Brzeszcze, import węgla (jego struktura), ceny energii dla samorządów i małych przedsiębiorców, opłaty emisyjne, energetyka rozproszona, miks energetyczny oraz zagadnienia związane z budową elektrowni jądrowej.
W posiedzeniu uczestniczyli: podsekretarz stanu w Ministerstwie Energii – Tadeusz Skobel oraz prezes Urzędu Regulacji Energetyki – Maciej Bando.
Na kolejnym posiedzeniu Komisja wysłuchała informacji Prezesa Rady Ministrów o aktualnym stanie i perspektywach rozwoju sektora bankowo-ubezpieczeniowego.
Informację przedstawił podsekretarz stanu w Ministerstwie Finansów – Piotr Nowak.
W Polsce na koniec I półrocza br. działalność prowadziło 35 banków komercyjnych, 29 oddziałów instytucji kredytowych i 550 banków spółdzielczych. Zrealizowany w I półroczu 2018 r. wynik finansowy netto sektora bankowego wyniósł 7841 mln zł i był wyższy o 1143 mln zł od wyniku osiągniętego w analogicznym okresie 2017 r. Nieznacznej poprawie uległy główne wskaźniki efektywności działania, wystąpił także wzrost marży odsetkowej oraz nastąpiło obniżenie kosztów. W I półroczu 2018 r. odnotowano wzrost akcji kredytowej dla sektora niefinansowego (o 3,5%), tj. w obszarze kredytów dla gospodarstw domowych (głównie kredyty mieszkaniowe) oraz w obszarze kredytów dla przedsiębiorstw. W tym okresie nastąpiło jednak zmniejszenie kredytów inwestycyjnych dla małych i średnich przedsiębiorstw. Omawiany okres charakteryzował się również wzrostem depozytów sektora niefinansowego. Jednocześnie nastąpił okresowy odpływ depozytów sektora przedsiębiorstw (spadek o 5,5%). Baza depozytowa od dłuższego czasu pozostaje pod presją niskich stóp procentowych, co wpływa na zmniejszenie skłonności do oszczędzania w bankach.
Polski sektor ubezpieczeń cechuje stabilność finansowa oraz perspektywiczność. Na koniec I kwartału 2018 r. zezwolenie na prowadzenie działalności ubezpieczeniowej posiadało 60 krajowych zakładów ubezpieczeń oraz 1 zakład reasekuracji. Dane wykazały aktywa zakładów ubezpieczeń na poziomie ponad 196 mld zł. W 2017 r. przypis składki brutto wyniósł ponad 62 mld zł, co oznacza wzrost o ponad 11% w stosunku do 2016 r. Wynik finansowy netto w 2017 r. wyniósł 5,5 mld zł (w 2016 r. – 4 mld zł). Na koniec I półrocza br. składka przypisana brutto zakładów ubezpieczeń wyniosła 32,12 mld zł i była o 1,73% wyższa niż w analogicznym okresie roku ubiegłego.
W trakcie dyskusji poruszono m.in. następujące zagadnienia: upublicznienie akcji Banku Pocztowego, poziom inwestycji w Polsce, kredyty związane z inwestycjami, kredyty na działalność innowacyjną i startupy, udział sektora bankowego w repolonizacji sektora energetycznego oraz produkty rynku ubezpieczeniowego.
