Przez 3 lata Prawo energetyczne zmieniono 11 razy!

Według ostatniego raportu Bloomberg New Energy Finance (BNEF) do 2030 roku nawet 70 proc. nowych mocy wytwórczych w światowej energetyce może stanowić energetyka odnawialna, zaś największy udział w nowopowstałych mocach wytwórczych ze źródeł odnawialnych ma mieć energetyka wiatrowa (30 proc. do roku 2030). Także według Europejskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (European Wind Energy Association – EWEA) branżę wiatrową czeka intensywny rozwój – prognozy EWEA mówią, że w 2050 roku połowa zapotrzebowania na energię elektryczną w Europie ma pochodzić z turbin wiatrowych.

Według Urzędu Regulacji Energetyki, w połowie kwietnia 2013 roku w Polsce było 696 instalacji wiatrowych o łącznej mocy 2.500 MW. Dla porównania – w tej części Europy na koniec roku 2011 w Czechach funkcjonowały tylko dwie instalacje o łącznej mocy 217 MW, na Węgrzech – 34 instalacje o łącznej mocy 325 MW, na Litwie – 16 o mocy 179 MW, Łotwie – tylko jedna o mocy 31 MW, w Rumunii 520 o łącznej mocy 982 MW, a w Bułgarii 112 o mocy 612 MW. Według danych Polskiego Stowarzyszenia Energii Wiatrowej (PSEW) energetyka wiatrowa stanowi obecnie w Polsce niemal 60% mocy zainstalowanej (bez technologii współspalania) wszystkich źródeł energii elektrycznej o pochodzeniu odnawialnym. Jeśli chodzi o scenariusz na najbliższe lata – to mamy szansę w 2020 r. mieć w całkowitym bilansie ok. 14 proc energii z wiatru.

Potencjał vs. bariery

Jasno widać zatem, że Polska jest liderem rynku energetyki wiatrowej w Europie Wschodniej, posiada jeden z największych i najszybciej rozwijających się sektorów energetyki wiatrowej w całej Europie, a także znaczący potencjał. Ponadto w maju ub. roku, w indeksie atrakcyjności inwestycji w odnawialne źródła energii Ernst & Young, Polska została oceniona jako 10 w kolejności, odpowiednie miejsce na świecie do lokowania projektów z zakresu energetyki wiatrowej. Potencjał energetyki wiatrowej jest jak widać duży. A jakie są realne perspektywy?

Wartość koniecznych nakładów inwestycyjnych w polskiej energetyce wiatrowej szacuje się na 150-200 mld zł w ciągu najbliższych kilkunastu lat. To najlepiej pokazuje możliwości w tym obszarze dla potencjalnych inwestorów, a także szanse dla instytucji mogących zapewnić finansowanie projektów, w tym naturalnie banków. Jednak od lat niezmienną barierą rozwoju OZE, w tym energetyki wiatrowej, jest niepewność związana ze zmianami prawa dotyczącego energii odnawialnej, w tym przede wszystkim systemu wsparcia. Brak klarownych regulacji nie sprzyja stabilizacji i rozwojowi rynku, a istniejące obecnie problemy często skutecznie powstrzymują realizację projektów.

Na co uskarżają się inwestorzy? Problemów jest wiele. Najważniejszy z nich – to brak regulacji dotyczących nowego systemu wsparcia – brak ustawy o OZE, która w największym stopniu decydować będzie o kształcie tego rynku w przyszłości. Inne kwestie dotyczą istniejącego już prawa. Budowa farmy wiatrowej trwa od czterech do siedmiu lat, z czego pierwsze dwa do pięciu lat to faza przygotowania budowy. Skomplikowane procedury administracyjne, brak przejrzystości przepisów miejscowych, długie procedury dotyczące ochrony środowiska wynikające z nieprecyzyjnie określonych wymagań, braku jednolitej metodologii oceny oddziaływania oraz długich konsultacji społecznych – wszystko to powoduje opóźnienia w realizacji inwestycji. Taka sytuacja zwiększa ryzyko dla inwestorów, co naturalnie nie sprzyja też pozyskaniu finansowania. Inne przepisy również zwiększają ryzyko. Na przykład regulacje podatkowe pozostawiają pole do interpretacji w zakresie podatku od nieruchomości. W przypadku farm wiatrowych to jeden z elementów składających się na przewidywalność biznesu, a także istotny element kosztów eksploatacji farmy wiatrowej (podatek od nieruchomości wynosi ok. 16% wszystkich kosztów, co stanowi drugą – po pracach serwisowych – pod względem wielkości składową kosztów związanych z eksploatacją farmy wiatrowej).

Bariery rozwoju rynku wiatrowego w Polsce

Problemem są też kwestie związane z przyłączeniem do sieci. Projekt farmy wiatrowej może też być spowolniony lub wręcz zahamowany przez stan infrastruktury sieciowej i ograniczone możliwości przyłączenia do sieci. Stosowane przez przedsiębiorstwa przesyłowe komplikacje proceduralne skutkują opóźnieniami lub odmową wydania warunków przyłączania do sieci, co w oczywisty sposób negatywnie odbija się na inwestycji. Kolejna kwestia – to słaby stan infrastruktury sieciowej, która charakteryzuje się niewystarczającą mocą i nie nadąża za popytem na pozwolenia przyłączeniowe. Awarie i straty w systemie przesyłowym i systemach dystrybucyjnych często się powtarzają. Pojawiają się głosy, że aktualna infrastruktura nie jest w stanie spełnić celów w zakresie energii odnawialnej na rok 2020. Problemem są też protesty, które pojawiają się nierzadko wśród społeczności lokalnych, na terenach gdzie mają postawać farmy wiatrowe. Uczestnicy rynku zwracają też uwagę na zmienność prawa (w ciągu ostatnich trzech lat prawo energetyczne zmieniano jedenaście razy!).

Miecz Damoklesa

Wszystko to sprawia, że zarówno inwestorzy, jak i podmioty finansujące podchodzą w tej chwili z dużą rezerwą do nowych inwestycji wiatrowych. Większość z tych bolączek powinna jednak rozwiązać ustawa o odnawialnych źródłach energii, uchwalenia której tak niecierpliwie wyglądają wszyscy uczestnicy rynku. I choć przeciągające się prace nad przebudową ram prawnych regulujących rynek OZE wydają się nie mieć końca (wynikają po części z tego, że ustawa o OZE jest elementem tzw. trójpaku energetycznego, w którego skład wchodzą także ustawy dotyczące prawa energetycznego i prawa gazowego), to pojawiła się jednak szansa, że prace nad ustawą o OZE nabiorą tempa. Sprawić to może wiszący nad Polską „miecz Damoklesa” w postaci kar, jakie będziemy musieli płacić Komisji Europejskiej w związku z brakiem transpozycji dyrektyw UE dotyczących wspólnych zasad wewnętrznego rynku energii i gazu. Chodzi o kwoty niebagatelne, przekraczające w każdym przypadku 80 tys. EUR dziennie! Dodatkowo – Polska nie wdrożyła dyrektywy dotyczącej energii odnawialnej (państwa członkowskie miały ją zaimplementować do grudnia 2010 roku), co pociągnąć może za sobą kolejną karę – w wysokości ponad 133 tys. euro dziennie! Aby uniknąć kar – ustawa musi wejść w życie w I kwartale przyszłego roku. Ze względu na procedury legislacyjne projekt ustawy powinien trafić do Parlamentu jeszcze przed wakacjami.

I choć wszyscy czekają na uchwalenie ustawy o OZE, to przedstawiciele branży zwracają już dziś uwagę na bariery znajdujące się w jej projekcie. Zaliczają do nich ograniczenie okresu wsparcia do 15 lat, fakt iż opłata zastępcza nie będzie waloryzowana wskaźnikiem inflacji, brak zapisów przejściowych dla instalacji, które obecnie są w fazie realizacji czy skomplikowane procedury uzyskiwania pozwoleń na sztuczne wyspy – niezbędne przy budowie farm wiatrowych, a także problemy z przyłączeniem nowych źródeł do sieci.

Wyzwania na przyszłość

Zakładając, że ustawa o OZE wejdzie w życie w zaplanowanym terminie, przedstawiciele branży wiatrowej – mimo widocznych problemów – właściwie jednogłośnie podkreślają, że w dłuższym horyzoncie przed branżą rysują się korzystne perspektywy. Przede wszystkim w Polsce są dobre warunki klimatyczne do rozwoju energetyki wiatrowej. Już dziś energetyka wiatrowa jest liderem OZE w Polsce jeśli chodzi o moce wytwórcze i poziom inwestycji – sektor zainwestował do tej pory 18 mld zł, co daje mu 5. miejsce na liście branż, które inwestują obecnie najwięcej. Szacuje się, że do 2020 roku produkcja energii wiatrowej wzrośnie niemal trzykrotnie, poziom inwestycji osiągnąć może 86 mld zł. Jeśli dołożymy do tego podatki, jakie do budżetu państwa wpłacają i wpłacać będą w najbliższych latach firmy związane z energią wiatrową – w tej chwili jest to około 255 mln rocznie, w 2020 roku będzie to nawet miliard zł, a także miejsca pracy – obecnie to około 3 tys., do 2020 roku poziom zatrudnienia osiągnie pułap 10 tys. – widać wyraźnie, że wpływ sektora wiatrowego na gospodarkę narodową jest znaczący. Beneficjentami są też gminy, które pobierają podatki od nieruchomości od właścicieli farm wiatrowych – do roku 2020 będzie to w sumie około 2 mld zł.

Warto też zwrócić uwagę na jeszcze jeden element. W najbliższych latach pogłębiał się będzie deficyt w bilansie energetycznym – ze względu na zamykanie starych, opartych na węglu bloków energetycznych. Alternatywą dla dominującej dzisiaj w Polsce energii węglowej jest energia jądrowa, nadzieje pokłada się też w łupkach. Oba te źródła energii wywołują jednak kontrowersje czy spory, ze względu na bezpieczeństwo, możliwe negatywne konsekwencje dla środowiska naturalnego czy koszty. Dlatego energia jądrowa czy łupki to na razie raczej odległa perspektywa. Czymś jednak bloki węglowe trzeba zastąpić, a energia z wiatru dostępna jest szybko, ponadto jej pozyskanie to najtańsza technologia produkcji energii odnawialnej. Dobre perspektywy dla energii wiatrowej wynikają też z międzynarodowych zobowiązań Polski dotyczących procentowego udziału energii odnawialnej w ogólnej ilości mocy wytwórczych w energetyce. Wreszcie - energia odnawialna doskonale wpisuje się w dyskusję o dywersyfikacji źródeł energii w naszym kraju.

Finansowanie projektów wiatrowych

Działające w Polsce banki oferują finansowanie inwestycji w sektorze energetyki wiatrowej. Przeciętna dźwignia dla tego typu projektów wynosi 70%, a typowy kredyt jest zaciągany na okres 15 lat (plus okres budowy) – mówi Łukasz Trzpil, szef Energy Desk, DnB NORD Polska. Jednak w obecnej sytuacji prawnej i rynkowej jest to często tylko teoria. W praktyce – przedłużające się prace nad ustawą o OZE sprawiają, że pozyskanie finansowania bankowego dla farm wiatrowych jest dziś bardzo trudne. Trudno się zresztą dziwić bankom, które ponoszą ryzyko finansowania takich projektów i dbać muszą o bezpieczeństwo zaangażowanych środków. W tej chwili mamy do czynienia z sytuacją, w której banki angażują się praktycznie wyłącznie w gotowe do budowy projekty, gdzie inwestor dysponuje wszelkimi pozwoleniami – nie tylko na budowę, ale też na przyłącze i infrastrukturę przyłączeniową, którą zapewnić musi zakład energetyczny (tzw. GPZ – główny punkt zasilania), drogi dojazdowe, etc. Ważnymi z punktu widzenia banku czynnikami są lokalizacja farmy, analiza produktywności oraz, a może przede wszystkim – zastosowana technologia. Turbiny stanowią bowiem średnio ok. 65-70% nakładów inwestycyjnych przy budowie farmy wiatrowej, stąd dla banku istotny będzie wybór turbin, w tym ocena jakości ich wykonania i dostaw oraz samych umów w tym zakresie, a także oszacowanie ryzyka dotyczącego zastosowania relatywnie nowych typów turbin. Bank wymaga też, aby due dilligence projektu było wykonane przez doradców zewnętrznych posiadających wieloletnie doświadczenie przy projektach wiatrowych. Bank oceni też projekt pod kątem generowanych przepływów finansowych (cash flow), a budżet projektu porównywany zostanie do średnich rynkowych.

Wśród najczęściej pojawiających się problemów bankowcy wymieniają m.in. drogi dojazdowe (problemy z pozwoleniami, dodatkowe koszty), protesty lokalnej społeczności lub organizacji ekologicznych, zapewnienie przez zakład energetyczny głównego punktu zasilania, kłopoty z przyłączaniem do sieci, czy pogodę lub inne warunki powodujące opóźnienia.


Obecna sytuacja legislacyjno-regulacyjna i rynkowa nie ułatwia podejmowania decyzji o finansowaniu projektów farm wiatrowych – podziela pogląd Ł. Trzpila Marcin Prusak, dyrektor Departamentu Klientów Strategicznych i Finansowania Strukturalnego DnB NORD Polska. Postrzegamy jednak sektor energetyczny, w tym energetykę odnawialną, jako jeden z kluczowych obszarów działalności. Dlatego, mimo skomplikowanego otoczenia, nie wycofaliśmy się w pełni z finansowania projektów farm wiatrowych. Natomiast wymagania stawiane projektom są o wiele bardziej restrykcyjne niż jeszcze rok czy dwa lata temu. Skutkuje to tym, iż tylko niewielka część projektów znajduje się w kręgu zainteresowania naszego banku, w szczególności takie, które są realizowane przez znaczące i silne finansowo podmioty, mogące zapewnić długoterminowe umowy sprzedaży zielonych certyfikatów po odpowiedniej (w tym minimalnej) cenie. Dopiero uchwalenie nowego i stabilnego systemu wsparcia, wraz z odbudową rynku długoterminowych umów na sprzedaż energii i zielonych certyfikatów, spowoduje powrót do struktur finansowania bankowego, które będą bardziej atrakcyjne dla inwestorów z punktu widzenia możliwej do uzyskania wysokości dźwigni finansowej.

Związkowcy o Grupie Azoty

W dniach 20 – 22 czerwca br. w Józefowie nad Wisłą, spotkali się przedstawiciele zakładowych i międzyzakładowych związków zawodowych ruchu ciągłego Grupy Azoty tj. z Kędzierzyna, Tarnowa, Puław i Polic. Zebrani omówili sytuacje w poszczególnych zakładach Grupy, zagrożenie płynące z dążenia rosyjskiego Acronu do przejęcia kontroli nad polskimi przedsiębiorstwami Wielkiej Syntezy Chemicznej. Dokonano również analizy sytuacji pracowników Grupy w stosunku do pracowników innych branż (sektor paliwowy i energetyczny) oraz kolegów z tzw. starej Unii Europejskiej. Omówiono możliwe negatywne efekty synergii i zagrożenia, które może przynieść konsolidacja spółek w ramach Grupy Azoty.

Według zebranych sytuacja polskich przedsiębiorstw Wielkiej Syntezy Chemicznej a także zatrudnionych w nich pracowników wymaga podjęcia pilnych działań celem zabezpieczenia przedsiębiorstw przed przejęciem, poprawienia bytu materialnego i warunków pracy zatrudnionych w nich pracowników oraz gwarancji utrzymania istniejących i tworzenia nowych miejsc pracy. Uzgodniono potrzebę współdziałania wszystkich organizacji związkowych w Grupie Azoty, którego głównym celem ma być wynegocjowanie i podpisanie umowy gwarancyjnej dla wszystkich pracowników grupy kapitałowej Grupa Azoty.

Andrzej Krakowiak
Przewodniczący
Sekcji Chemików OZZZPRC

Enea ma kredyt 475 mln zł na rozwój sieci energetycznych

Enea SA 19 czerwca 2013 r. zawarła z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym umowę przewidującą udzielenie kredytu w kwocie 475 mln zł. Środki pozyskane z umowy zostaną przeznaczone na finansowanie wieloletniego planu inwestycyjnego w celu modernizacji i rozbudowy sieci energetycznych Enea Operator.
Całkowity koszt Programu szacowany jest na kwotę ok. 3,27 mld zł. Okres spłaty kredytu wynosi do 15 lat.
Łączna wartość finansowania dłużnego pozyskanego przez Eneę od EBI na przestrzeni ostatnich dwunastu miesięcy wyniosła 1,42 mld zł.

Enea podpisała kolejną umowę z EBI

W środę 19 czerwca Enea podpisała umowę kredytową z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym. Pozyskane w ten sposób 475 mln zł ma być przezanaczone na inwestycje sieciowe.
Po podpisaniu dzisjszej umowy łączna wartość finansowania dłużnego pozyskanego przez Eneę od EBI na przestrzeni ostatnich dwunastu miesięcy wyniosła 1,425 mld zł.

Środki pozyskane z umowy, podobnie jak pozostałe środki pozyskane od EBI mają być przeznaczone na finansowanie wieloletniego planu inwestycyjnego w celu modernizacji i rozbudowy sieci energetycznych Enei Operator, którego koszt szacowany jest na kwotę ok. 3,275 mld zł.

Okres spłaty kredytu wynosi do 15 lat od planowanej daty wypłaty środków, będzie on dostępny do 18 października 2014 roku. Kredyt ma być wykorzystany w maksymalnie 4 transzach.
Oprocentowanie kredytu może być stałe lub zmienne, Enea ma prawo wyboru oprocentowania stałego lub zmiennego dla danej transzy kredytu na warunkach określonych w umowie. W przypadku wyboru oprocentowania zmiennego, ustalane jest ono przez bank dla każdego okresu pomiędzy datami płatności (pierwszy okres rozpoczyna się w dniu wypłaty transzy ze zmiennym oprocentowaniem). Zmienna stopa procentowa dla transzy w złotych polskich jest równa odpowiedniej stawce WIBOR powiększonej o stały spread ustalony przez bank, zawierający określoną w umowie marżę. Umowa dopuszcza również wykorzystanie kredytu w innej walucie powszechnie stosowanej na głównych rynkach wymiany walut.

Jednocześnie Enea poinformowała, że w dniu 19 czerwca 2013 roku w związku z podpisaniem umowy kredytowej zawarty został dodatkowo aneks do umowy o realizację programu finasowania z dnia 18 października 2012 r. zawartej pomiędzy Eneą, EBI i Eneą Operator.

Festyn Sobótkowy Bartodzieje

Kiedy wyraźnie wzrosną płace ?

W zeszłym roku inwestycje biznesu krajowego, inwestorów zagranicznych i państwa nie przekroczyły 20 proc. produktu krajowego brutto. By tworzyć nowe miejsca pracy i utrzymać wzrost gospodarczy musimy skuteczniej ściągać kapitał - mówi ekspert Konfederacji Lewiatan Jeremi Mordasewicz. Rocznie inwestycje powinny stanowić 25 proc. PKB - czyli być o 80 mld złotych wyższe niż obecnie. Dlatego obecnie na rynku kapitał jest bardziej poszukiwany niż pracownicy. Wyraźnego wzrostu płac można się spodziewać dopiero za kilka lat.
- Wynagrodzenia w kraju mogą wzrastać w powiązaniu z produktywnością. Gdyby wzrosły szybciej niż wzrasta produktywność, tak się stało w Grecji, Portugalii i Hiszpanii, doprowadzilibyśmy do tragedii, bo nasze produkty nie sprzedawałyby się zagranicą i zalałby nas import - argumentuje Jeremi Mordasewicz.

Z danych GUS wynika, że w pierwszym kwartale tego roku wydajność pracy w Polsce wzrosła zaledwie o 0,3 proc. Zdaniem ekspertów można ją poprawiać przez lepszą organizację pracy, szkolenia pracowników i wzrost etyki pracy. To jednak proces długotrwały. Szybciej wydajność poprawiają inwestycje.

- Część produktywności uzyskana jest nie dzięki wyższej wydajności pracy poszczególnych pracowników, ale dzięki zakupowi nowych technologii, nowych linii produkcyjnych, maszyn, urządzeń, dzięki inwestycjom w sieci dystrybucyjne, sieci sprzedażowe, a to oznacza, że ci, którzy inwestują chcą uzyskać stopę zwrotu z tej inwestycji - tłumaczy Mordasewicz.

Trudnością, z którą obecnie spotykają się polskie firmy, jest łatwiejszy dostęp do pracowników niż do kapitału, który pozwala na inwestycje. Dlatego jest bardziej ceniony niż siła robocza.

- Ta sytuacja stopniowo się zmienia, ale ona się będzie zmieniać powoli, w miarę akumulowania kapitału w firmach i ten proces następuje. Będziemy mniej wyceniać kapitał, a więcej pracę, tym bardziej, że w kolejnych 10 latach zacznie się zmniejszać liczba osób w wieku produkcyjnym, gotowych do pracy, szczególnie w mobilnym wieku - mówi ekspert Konfederacji Lewiatan.

Gwałtowny wzrost płac nie jest jednak możliwy. Spowodowałby jednocześnie całościowy wzrost kosztów pracy i zmniejszenie inwestycji. W ubiegłym roku wyniosły one łącznie (państwa, sektora prywatnego oraz inwestorów zagranicznych) 20 proc. PKB.

- Jeżeli chcemy natomiast zaabsorbować te zasoby pracy, którymi dysponujemy, to jest ponad 3 mln ludzi gotowych do pracy, to musielibyśmy zwiększyć inwestycje powyżej 25 proc. PKB, a więc rocznie powinniśmy inwestować o 80 mld złotych więcej niż to robimy - podkreśla Mordasewicz.

Polska musi jednak stwarzać przedsiębiorcom warunki, w których inwestowanie będzie rentowne. Inaczej kapitał popłynie do innych krajów. Pomysł na inwestycje muszą mieć też sami przedsiębiorcy.

- Przed 20 laty, kiedy rozpoczynaliśmy transformację, byliśmy zapóźnieni w stosunku do Europy Zachodniej o 40 lat jeżeli chodzi o metody produkcji, organizację produkcji oraz technologie, którymi dysponujmy. My powolutku dystans zmniejszamy, ale niestety nie jest to proces szybki, bo w naszym kraju stale dominuje bieżąca konsumpcja nad długoterminowymi oszczędnościami i inwestycjami - podsumowuje Mordasewicz.

DI BRE podwyższa rekomendację dla Enei; obniża ceny docelowe dla PGE, CEZ-u i Tauronu

Analitycy DI BRE w raporcie z 12 czerwca podwyższyli rekomendację dla Enei do "kupuj" z "akumuluj" i cenę docelową jej akcji do 17,58 zł. Jednocześnie obniżone zostały ceny docelowe dla akcji CEZ-u do 96,4 zł, PGE do 17,52 zł oraz Tauronu do 5,94 zł.
"Sektor energetyczny kolejny rok z rzędu zachowuje się słabiej niż szeroki rynek. W Europie można już jednak dostrzec oznaki selektywnego zainteresowania spółkami z branży (inwestorzy doceniają plany cięcia kosztów, wyższe dywidendy i spadające koszty obsługi zadłużenia). Oczekujemy, że podobne zjawisko pojawi się również w Polsce, szczególnie że sentyment do polskiego rynku akcji wyraźnie się poprawia" - oceniają analitycy DI BRE.

Poniżej przedstawiamy zmiany w rekomendacjach analityków DI BRE.
Spółka Aktualna
rekomendacja Poprzednia
rekomendacja Aktualna
cena docelowa Poprzednia
cena docelowa
CEZ trzymaj trzymaj 96,4 109,2
Enea kupuj akumuluj 17,58 17,55
PGE trzymaj trzymaj 17,52 18,1
Tauron kupuj kupuj 5,94 5,96

Niepewna przyszłość systemu emerytalnego

17 czerwca 2013 r. w siedzibie Business Centre Club w Warszawie obyła się konferencja pt. „Co alej z systemem emerytalnym”. Forum Związków Zawodowych reprezentowała na niej Anna Grabowska. Mówiono o zamierzeniach rządu w sprawie zmiany w OFE oraz potrzebie przeglądu całego systemu emerytalnego.
 
Jak zaznaczyła była szefowa PTE Ewa Lewicka, rząd zajmuje się jedynie przeglądem działalności OFE i w tym zakresie najprawdopodobniej zaproponuje zmiany (ciągle nie ma rządowego raportu zapowiadanego w tej sprawie). Tymczasem konieczny jest przegląd całego systemu, a więc także I i III filarów emerytalnych. Jej zdaniem III filar, czyli ubezpieczenia dobrowolne, będzie się w Polsce rozwijał bardzo wolno. Zresztą podobnie było w Europie, gdzie do poziomu ok. 40 proc. ubezpieczonych w II filarze dochodzono kilkadziesiąt lat. Największy odsetek korzystających z ubezpieczeń dobrowolnych jest obecnie w Danii, gdzie wynosi 90 proc. Ewa Lewicka wyraziła zaniepokojenie pojawiającymi się pomysłami dobrowolności w wyborze przynależności do ZUS i OFE lub tylko do ZUS. Jej zdaniem prowadzi to do likwidacji OFE, a w przyszłości ryzyka niewypłacalności publicznego systemu emerytalnego.
Podobne zdanie wyrażał prof. Stanisław Gomułka, główny ekonomista BCC, którego zdaniem publiczny system, bez OFE, będzie niezwykle narażony na zmiany demograficzne, a przede wszystkim obciąży podatkowo przyszłych pracowników. Będą oni musieli bowiem wypełnić lukę w ZUS. Zdaniem Prof. Gomułki, rząd nie wypełnia dziś swojego podstawowego zadania, jakim jest stabilizacja finansów publicznych na przyszłość. Co więcej, chcą zachęcić obywateli do przejścia do ZUS, może swoją decyzją polityczną np. podnieść na pewien czas poziom waloryzacji zgromadzonych tam składek. Potem jednak może go obniżyć, a nawet jest to bardzo prawdopodobne po zorientowaniu się, że grozi to bankructwem systemu emerytalnego. Istnieje zatem niebezpieczeństwo, że przyszło emeryci nie otrzymają swoich świadczeń.
Przewodniczący Rady BCC Maciej Grelowski zauważył, że jeżeli Polacy będą mieli wybór, to z pewnością, nawet najmniejsze sumy, zdecydują się przeznaczyć na bieżącą konsumpcję, a nie na inwestycje emerytalne, gdyż takie są nasze przyzwyczajenia. Danie Polakom wyboru jest więc niebezpieczne z punktu widzenia systemu emerytalnego w przyszłości.
W opinii prezesa Giełdy Papierów Wartościowych Adama Maciejewskiego, konieczna jest zmiana działalności OFE. Powinny one bardziej aktywnie zarządzać kapitałami, mieć np. prawo do większego inwestowania za granicą, zabezpieczania swoich pozycji.
Podsumowując, eksperci zauważyli, że w chwili uchwalania reformy emerytalnej w 1989 r. planowano kolejne zmiany w tym systemie, których do dziś nie prowadzono lub radykalnie je zmieniono, np. rozkładając wydłużenie wieku emerytalnego na zbyt wiele lat.
AG

Sejm uchwalił zmiany o elastycznym czasie pracy

13 czerwca 2013 r. Sejm uchwalił nowelizację Kodeksu pracy, która wprowadza regulacje uelastyczniające czas pracy. Chodzi o 12-miesięczny okres rozliczeniowy oraz ruchomy czas pracy. Zmiana objęła również, w odpowiednim zakresie, ustawę o związkach zawodowych.

 
PiS proponował skrócenie okresu rozliczeniowego do 6 miesięcy, ale poprawka w tym zakresie została odrzucona głosami rządzącej koalicji.
Zgodnie z nowelizacją, czas pracy będzie zatem mógł być rozliczany w ciągu kolejnych 12 miesięcy, zamiast obecnych 4. Pracodawca może uzasadnić wprowadzenie tej zasady potrzebami ekonomicznymi lub organizacyjnymi firmy. Rozwiązanie takie będzie wymagało konsultacji ze związkami zawodowymi lub przedstawicielami załogi. Pracownik, który, ze względu na rozkład czasu pracy, w niektórych miesiącach n ie będzie wykonywał pracy, będzie miał prawo do minimalnego wynagrodzenia za ten okres.
Konsultacji ze związkami lub przedstawicielami załogi będzie wymagało także wprowadzenie ruchomego i przerywanego czasu pracy. Jedynym warunkiem ograniczającym swobodę pracodawcy w tym zakresie będzie wymóg zachowania prawa do 11-godzinnego odpoczynku dobowego i odpoczynku tygodniowego.
Forum Związków Zawodowych od początku opowiadało się przeciwko zmianom w Kodeksie pracy, które określało mianem antypracowniczych. Wskazywało, że prowadzą one do: ograniczenia zapłaty za nadgodziny lub nawet jej odebranie, utrudnienia godzenia życia zawodowego z rodzinnym czy nauką. Forum podkreślało, że ochrona związana z konsultacjami przy wprowadzani elastycznych rozwiązań jest pozorna, gdyż w wielu firmach związków nie ma, a przedstawiciel załogi realizuje interesy pracodawcy, a nie pracowników.
Przewodniczący FZZ Tadeusz Chwałka złożył na ręce premiera Donalda Tuska list w sprawie wycofania zmian o czasie pracy z prac parlamentarnych. Przedstawiciele FZZ od kilku tygodni protestują w tej sprawie przed Kancelarią Rady Ministrów. Przewodniczący Forum rozmawiał również z szefami dwóch pozostałych reprezentatywnych organizacji związkowych w sprawie jesiennych protestów oraz strajków, które mają wyrażać sprzeciw m.in. właśnie wobec niekorzystnych dla pracowników zmian w Kodeksie pracy wprowadzanych przez rząd mimo braku akceptacji społecznej.
Projekt ustawy uchwalonej 13 czerwca 2013 r. przez Sejm został skierowany Senatu. Jeśli tam zostaną zaproponowane poprawki, projekt wróci do głosowania w Sejmie. Następnie trafi do podpisu przez prezydenta.
AG

Inwestycje: japońskie w polską energetykę

- Jestem przekonany, że biorąc pod uwagę potencjał Polski, nasza dwustronna współpraca gospodarcza może się jeszcze rozszerzyć na inne dziedziny, zwłaszcza energetykę - powiedział Shinzo Abe, premier Japonii, w wywiadzie dla dziennika Rzeczpospolita.
Szef rządu japońskiego, państwa z czwartą gospodarką w świecie, przyjedzie w weekend (15 czerwca) do Warszawy na spotkanie Grupy Wyszehradzkiej. Razem nim przybędą: wiceministrowie: spraw zagranicznych, gospodarki, transportu i turystyki. Premier Abe mówiąc o zainteresowaniu polską energetyką, myślał o promowaniu (wśród państw Grupy) japońskiej energetyki jądrowej i jej rozwiązań.

Jednym z potencjalnych budowniczych pierwszej polskiej siłowni atomowej jest mega-koncern Hitachi. Japończycy jednak nie tylko w tym segmencie widzą pole do dwustronnej współpracy. Eksperci uważają, że delegacja japońska będzie rozmawiała o inwestycjach w technologie związane z czystym spalaniem węgla, wychwytywaniem i składowaniem CO2, LNG (gaz ziemny w ciekłej postaci) i gazem z łupków.

Dobrze ma się współpraca polsko-japońska w sprzedaży praw do emisji CO2 i innych gazów cieplarnianych. Nie sięgając daleko, bo górniczego podwórka, należy przypomnieć, że Kompania Węglowa oraz japońska firma The Chugoku Electric Power realizowały projekt "Utylizacja metanu z kopalń i generowanie jednostek ERU". Na podstawie umowy zawartej we wrześniu 2009 r. Japończycy kupili - do końca 2012 r. - zawarły umowę kupna sprzedaży jednostek redukcji emisji (ERU). Obowiązywała ona do 31 grudnia 2012 r. ok. 440 tys. jednostek ERU za ok. 15 mln złotych. Dodajmy, że poza Kompanią i firmą Chugoku Electric Power Co., w przedsięwzięcie zaangażowany był także Główny Instytut Górnictwa, który wspierał projekt od strony naukowo-technicznej.

Rozwojowi współpracy gospodarczej dobrze prognozuje to, że od kilku lat systematycznie zwiększa się nasz eksport do Japonii. W zeszłym roku wzrósł o 8 proc. do 440 mln euro. Dzięki temu doszło do znacznej redukcji deficytu w handlu - z 2,3 mld euro w 2011 r. do 1,7 mln euro w 2012 r. Była to najniższa wartość deficytu odnotowana przez Polskę w handlu z Japonią od 2004 r.