Nowy rynek energii to wyższe ceny

W sprawozdaniu Komisji Europejskiej z postępów w tworzeniu wewnętrznego rynku gazu ziemnego i energii elektrycznej za rok 2005 oceniono, że wciąż niewystarczający jest stopień integracji unijnego rynku energii elektrycznej. Zdaniem Komisji decydują o tym dwa fakty: utrzymujące się znaczne różnice cenowe na rynku UE oraz niski poziom transgranicznego handlu energią.

Zintegrowany rynek umożliwia łatwy handel, a pojawiająca się w wyniku tego ogólnoeuropejska konkurencja sprawia, że ceny są zbliżone do siebie w całej Unii lub przynajmniej w sąsiadujących ze sobą państwach członkowskich lub regionach. Nie można tego powiedzieć o cenach energii elektrycznej i gazu ziemnego. Na przykład różnice w cenach energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych w UE wynoszą często więcej niż 100 proc. Z drugiej strony, w niektórych sąsiadujących ze sobą krajach, poziomy cen hurtowych zaczęły się wyrównywać. W ocenie KE rozwój regionalnych rynków, jako etap na drodze do ostatecznej integracji na poziomie UE, znajduje się ciągle w fazie początkowej, oprócz względnie dobrze rozwiniętego hurtowego rynku energii elektrycznej w krajach skandynawskich.

W Polsce jak w Niemczech

Dla Polski będzie to oznaczało nieuchronny wzrost cen i zbliżenie się, może nawet wyrównanie, do cen obowiązujących na rynku niemieckim. Co prawda zapadła decyzja o budowie mostu energetycznego na Litwę, który teoretycznie ma zapewnić dostawy taniej energii z tego kraju. W dyskusji o tym moście nie zwraca się jednak uwagi, że w roku 2009 wyłączony ma zostać blok w elektrowni atomowej w Ignalinie, zapewniający obecnie większość energii na Litwie. Zostanie on zastąpiony nową jednostką, z której energia będzie prawdopodobnie droższa (muszą się przecież zwrócić koszty inwestycji). Nie wiadomo również, kiedy zostaną zwiększone przepustowości sieci na granicach z Ukrainą i Białorusią. Tak więc przynajmniej w kilkuletniej perspektywie nie ma co liczyć na import taniej energii do Polski ze wschodu.

Według Komisji handel transgraniczny zwiększa presję cenową. Handel na wewnętrznym rynku energii jest teraz słabo rozwinięty. Dla przykładu, transgraniczne przepływy energii elektrycznej wynosiły w roku 2004 około 10,7 proc. całkowitego zużycia, co oznacza wzrost o jedynie 2 proc. w porównaniu z rokiem 2000 (8-9 proc.).

Brak integracji międzynarodowego rynku energii elektrycznej jest w dużej mierze spowodowany faktem, że dostępna przepustowość połączeń sieci między wieloma państwami członkowskimi jest, zdaniem Komisji, ciągle niewystarczająca. Na wielu granicach w UE często występują ograniczenia przesyłowe - brakuje połączeń transgranicznych lub nie są one używane z powodu ograniczeń technicznych. Dzięki temu nie ma presji konkurencyjnej spowodowanej importem taniej energii z innych państw.

W roku 2002 Rada Europejska w Barcelonie określiła, że wszystkie państwa członkowskie muszą dysponować przepustowością połączeń wynoszącą przynajmniej 10 proc. ich krajowego zużycia. Niestety, cel ten do tej pory nie został zrealizowany. Między niektórymi krajami Unii przepływy transgraniczne obejmują już jednak duży wolumen energii. Największym europejskim eksporterem energii elektrycznej jest Francja, która w roku 2005 sprzedała za granicę aż 66,2 tys. GWh, przy imporcie wynoszącym 7,5 tys. GWh.

Drugim co do wielkości eksporterem energii są Niemcy z 61,9 tys. GWh sprzedanej energii, ale przy bardzo dużym imporcie, wynoszącym 53,4 tys. GWh. Kolejne miejsce zajmują Czechy z eksportem 24,9 tys. GWh (przy imporcie 12,3 tys.), a czwartym europejskim eksporterem jest Polska z 18,1 tys. GWh sprzedanej za granicę energii, przy imporcie niewiele ponad 5 tys.

Co prawda Szwajcaria i Austria w roku ubiegłym wyeksportowały więcej energii niż Polska, ale te kraje jednocześnie miały bardzo duży import, większy niż eksport. Szwajcaria kupiła za granicą 37,6 tys. GWh energii, a Austria 23,08 tys. Największym importerem były jednak Włochy, które za granicą kupiły 50,03 tys. GWh przy eksporcie zaledwie 1,4 tys. GWh.

Inwestycje i regulacje

Aby zwiększyć poziom wymiany transgranicznej, należy usunąć "wąskie gardła" w infrastrukturze energetycznej, czyli przede wszystkim zbyt małą przepustowość połączeń. Potrzebne są również stabilne ramy regulacyjne sprzyjające inwestycjom w rozbudowę nie tylko nowych połączeń transgranicznych, zwiększających ich przepustowość, ale również nowych źródeł wytwarzania energii.

Istotną rolę pod tym względem, w ocenie Komisji, odgrywają organy regulacji. Rzeczywiście rozdzieleni od producentów operatorzy sieci przesyłowych muszą udowodnić swoją niezależność i spełnić przypisane im zadanie ułatwienia rozwoju rynku poprzez inwestycje w brakujące połączenia sieci, nawet jeśli zwiększa to konkurencję dla związanego z nimi sektora dostaw.

KE zauważa, że pełne korzyści z wystarczającej fizycznej infrastruktury będą odczuwalne dopiero wtedy, kiedy pojemność sieci zostanie udostępniona uczestnikom rynku na niedyskryminacyjnych zasadach.

Według Europejskiej Unii Przemysłu Elektroenergetycznego (Eurelectric), rozwój unijnego rynku energii jest uzależniony w dużej mierze od wydzielenia działalności sieciowej zgodnie z dyrektywami UE, niedyskryminacyjnego zachowania OSP oraz likwidacji taryf regulowanych. Według Eurelectric ostatnie lata rozwoju rynku energii wskazują na potrzebę bardziej spójnego i efektywnego procesu regulacyjnego na szczeblu Unii Europejskiej, w celu wyeliminowania barier regulacyjnych i otwarcia drogi do coraz bardziej zintegrowanych rynków.

Aby to było możliwe, trzeba wcześniej określić, jakie są warunki bardziej efektywnego procesu regulacyjnego na poziomie europejskim oraz kto tej regulacji może dokonać. Eurelectric zastanawia się nad dwoma wariantami: może to być już działająca Grupa Europejskich Regulatorów Energii Elektrycznej i Gazu (ERGEG) lub też nowy unijny organ regulacyjny.

Obecnie, jak uważa Unia Przemysłu Elektroenergetycznego, najważniejszym krokiem powinien być rozwój rynków regionalnych, dlatego należy się skoncentrować na przygotowaniu spójnego procesu regulacyjnego na tym szczeblu. Zakres regionalnej integracji miałby obejmować inwestycje istotne dla rozwoju i wzmocnienia rynku regionalnego, alokację zdolności przesyłowych zdolności transgranicznych i zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi, wprowadzenie transgranicznych rynków dnia bieżącego oraz kwestie techniczne dotyczące transgranicznego rynku bilansującego i rynku rezerw. Regionalna regulacja określałaby także mechanizm kompensacji pomiędzy OSP, wzmocnienie współpracy technicznej OSP na szczeblu regionalnym i wytyczne co do przejrzystości zasad rynku.

Na szczeblu europejskim miałby być prowadzony monitoring gwarantujący równomierny rozwój rynków regionalnych umożliwiający późniejszą integrację w jeden rynek europejski.

Nowy Przemysł - numer 11/2006, Dariusz Ciepiela