Energia XXIV, cz. 2
Dodatek reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 214 (5684) 13 września 2000 r.

W drodze do liberalizacji
Nadzieje i rzeczywistość

Niezbędnym warunkiem funkcjonowania każdego rynku jest stworzenie możliwości swobodnego przepływu towaru pomiędzy dostawcą i odbiorcą. W przypadku energii elektrycznej pomiędzy tymi dwoma ogniwami – ze względu na specyfikę produktu – mamy jednak do czynienia z kosztownym i wymagającym zaangażowania technicznego obszarem przesyłu i dystrybucji, więc i te usługi stają się teraz swoistego rodzaju towarem. Jednym z założeń urynkowienia branży jest jednak oddzielenie towaru, jakim jest energia elektryczna, od jej przesyłu i rozdziału, określanych najprościej mianem „usług transportowych”.

Jakie reguły?

Od dawna wiemy, jaki powinien być rynek energii elektrycznej w Polsce, bowiem z końcem ubiegłego roku Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów przyjął stosowny dokument na ten temat: „Zasady działania rynku energii elektrycznej w Polsce w roku 2000 i w latach następnych”. Określa on podstawową formułę, strukturę i zasady działania rynku hurtowego.

Przypomnijmy, w Polsce do tej pory występowały trzy podstawowe elementy systemu energetycznego:

 

• wytwórcy (grupa elektrowni systemowych, elektrociepłowni oraz coraz częściej niewielkich, o charakterze lokalnym, producentów energii elektrycznej),
• przesył (sieci najwyższych napięć zarządzane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne),
• dystrybucja (aktualnie 33 zakłady energetyczne oraz ciągle przybywający nowi koncesjonerzy obrotu energią elektryczną).

Podstawowe warunki, by wszystkie te instytucje mogły znaleźć swoje miejsce na polskim, wolnym rynku energii elektrycznej, stworzyła ustawa Prawo energetyczne z 10 kwietnia 1997 roku wraz z pakietem stosownych rozporządzeń ministra gospodarki. Zdawać by się zatem mogło, że upłynęło już dość czasu, aby najprościej rozumiana konkurencja wśród dostawców energii dała – lub przynajmniej zasygnalizowała – szansę na mniejsze przyrosty bądź wręcz obniżkę cen energii elektrycznej w naszym kraju. Czy jest to w ogóle realne i czy doświadczenia innych krajów potwierdzają taką możliwość?

W Europie

W maju bieżącego roku Komisja Europejska zaproponowała pełną liberalizację z równoczesnym zintegrowaniem rynku energii elektrycznej krajów unijnych. Dla części jej członków stanowi to dalszą kontynuację otwarcia zapoczątkowanego w 1996 roku, dla reszty natomiast stało się to wyraźnym ponagleniem. W przypadku Polski taka dyrektywa jest poważnym wyzwaniem, w szczególności w handlu z zagranicą.

Wiele krajów unijnych w latach 1996-1999 uzyskało znaczne obniżki cen energii dla wszystkich grup odbiorców, choć trudno doszukać się tu jakichś głębszych zależności, gdy porównuje się stan liberalizacji rynku energii elektrycznej w poszczególnych krajach Unii Europejskiej ze zmianami cen.

Zmiany cen energii elektrycznej w latach 1996-1999 [%]
(wg danych Komisji Europejskiej)

W krajach, w których już prawie każdy może wybierać dostawcę (Szwecja, Finlandia, Niemcy i Wielka Brytania), ceny zarówno wzrosły w sposób znaczący, jak i zmalały. W krajach spowalniających ten proces (Grecja, Irlandia i Włochy) wystąpiło podobne zjawisko. Interesujący jest natomiast przypadek Francji, która do marca tego roku zdecydowanie opóźniała otwarcie swojego rynku energii. Odnotowano tam wyraźny spadek cen energii elektrycznej dla wszystkich grup odbiorców (od 9,3 do 12,8 procenta). Energetyka francuska wytwarza w elektrowniach jądrowych około 80 procent energii elektrycznej, atrakcyjnej cenowo, ale obciążonej wysokimi kredytami inwestycyjnymi. To właśnie obawy Francji o spłatę zadłużeń inwestycyjnych spowodowały, iż decyzje unijne zobowiązały państwa członkowskie do otwarcia jedynie 34 procent swoich rynków.

Interesujące są również doświadczenia w liberalizacji rynku energii elektrycznej w Niemczech. Znacząca obniżka cen w ostatnich latach dla prawie wszystkich odbiorców jest efektem ostrej konkurencji i walki o klienta. Nowi dostawcy oferują niższe ceny, często proponując pakiet połączony z innymi usługami, na przykład: energia elektryczna wraz z usługami ubezpieczeniowymi. W tej rywalizacji bez wątpienia pozostaną na niemieckim rynku wyłącznie firmy, które mogą pozwolić sobie w najbliższych latach na znaczne obniżenie przychodów. Co również ciekawe, w Niemczech nie powiodła się próba sprzedaży energii elektrycznej z tak zwanych czystych źródeł (droższa…).

Zamiarem Komisji Unii Europejskiej jest utworzenie w krajach członkowskich jednolitego rynku energii elektrycznej. Ma to spowodować swego rodzaju specjalizację w produkcji energii (nie tylko elektrycznej), a powinno w efekcie utrzymać stałą tendencję obniżania cen. Sporym utrudnieniem przy tworzeniu takiego rynku jest jednak nieczytelność wielu regulacji prawnych w poszczególnych krajach, brak jednolitej bądź kompatybilnej techniki i organizacji opomiarowania, sterowania oraz rozliczania przepływów energii pomiędzy państwami UE.

W Polsce podobnie

Rodzime regulacje prawne zawarte w Prawie energetycznym i pakiecie rozporządzeń wykonawczych zakładają pełną liberalizację dostępu do polskiego rynku energii elektrycznej dopiero w 2005 roku. Niemniej rząd zapewnia, że dla Unii Europejskiej otworzymy nasz rynek energii elektrycznej od 1 stycznia 2003 roku w 36 procentach, a zatem o dwa punkty bardziej, niż wymagają tego obecne unijne przepisy.

O możliwościach konkurencji rynkowej decydują przede wszystkim dwie wielkości – popytu i podaży. Na koniec 1999 roku całkowita zainstalowana moc polskich wytwórców energii elektrycznej wynosiła 34 255 megawatów. Obciążenia szczytowe latem nie przekraczają natomiast 12 000 MW, zaś zimą – 23 500 MW. Przyjmując stosowną rezerwę dla sytuacji awaryjnych i wyłączeń technologicznych, oznacza to, że co najmniej 5 tysięcy megawatów zainstalowanej mocy może nie znaleźć klientów. Rodzi się więc pytanie – czy państwo powinno przyjąć odpowiedzialność i koszt utrzymania owego nadmiaru mocy w przyszłych latach, czy też powinno pozwolić, by konkurencja na rynku energetycznym dokonała stosownej selekcji?

Co hamuje?

Obecnie najpoważniejszym problemem ograniczającym możliwość liberalizacji rynku energii elektrycznej w Polsce są kontrakty długoterminowe. Z jednej bowiem strony gwarantują one spłatę kredytów, z drugiej jednak poważnie ograniczają efekt konkurencji rynkowej, w tym przede wszystkim możliwość wymuszania obniżek cen na energię. Rząd przyjął koncepcję tzw. opłat kompensacyjnych, które – najprościej mówiąc – mają przenieść nadwyżkę ceny kontraktowej nad rynkową ceną energii elektrycznej na wszystkich uczestników rynku. To rozwiązanie ułomne, bo sankcjonujące kosztowne skutki kontraktów, ale obecnie jedyne wobec braku innych pomysłów. Istotnym dla efektu konkurencji rynkowej w przypadku wprowadzenia opłat kompensacyjnych jest fakt sprowokowania w ten sposób korekt niektórych cen kontraktowych, co może częściowo ograniczyć podwyżki cen energii elektrycznej.

W ubiegłym roku – w porównaniu z 1998 rokiem – przyrost cen (netto) energii elektrycznej był po raz pierwszy od wielu lat wyższy od stopy inflacji. Oznaczało to w praktyce podwyżkę o 14 procent ceny energii dla odbiorców z grupy średnich napięć i nieco ponad 10 procent dla odbiorców indywidualnych. Sądzę, że jest to – przynajmniej w perspektywie najbliższych dwóch lat – stała tendencja. Mówię tu jedynie o dwóch latach. Nadzieję na coraz mniejsze przyrosty cen energii, a następnie obniżki wiążę z rządowym programem stopniowego wprowadzania wolnego rynku energii elektrycznej w Polsce, który ma w efekcie doprowadzić do optymalizacji całkowitych kosztów produkcji i dostawy energii. Według tego właśnie programu rynek zostanie podzielony na trzy segmenty: kontraktowy, giełdowy i SOBREE (systemowy optymalizująco bilansujący rynek energii elektrycznej).

Giełda energii w lipcu – pierwszym, pełnym miesiącu swojej działalności – zanotowała obrót w wysokości 51 262 megawatogodzin. Stanowi to jednak mniej, niż jeden procent zapotrzebowania polskiego systemu.

W kolejnych miesiącach obroty giełdy bez wątpienia wzrosną, lecz nie ma się co łudzić, że przekroczą kilka procent zapotrzebowania kraju na energię elektryczną. Decydujące dla rozwoju giełdy są: wprowadzenie systemu opłat kompensacyjnych, uwolnienie cen energii elektrycznej dla wytwórców oraz uruchomienie – obok rynku dnia następnego – godzinowego rynku bilansowego. Dla realizacji tego ostatniego minister Skarbu Państwa już w lipcu polecił przedsiębiorstwom energetycznym wykonanie wielu przedsięwzięć z zakresu infrastruktury technicznej rynku hurtowego (systemy pomiarowo-rozliczeniowe, telekomunikacyjne i operatywnego prowadzenia ruchu), zapewniających przetestowanie i uruchomienie w bieżącym roku rynku energii elektrycznej rozliczanego w cyklach dobowo-godzinowych.

Moim zdaniem – skuteczność realizacji tych wszystkich przedsięwzięć zadecyduje o zakresie i efektach liberalizacji rynku energii elektrycznej w przyszłym roku i kolejnych latach. Konieczne jest też stworzenie niezbędnych warunków dla przepływu informacji pomiędzy wszystkimi uczestnikami rynku. Jest to niezwykle kosztowne i złożone. Niestety, dotychczasowe zaawansowanie prac, konieczność przeprowadzania testów i prób, a także „ociężałość organizacyjna” całego projektu stawiają już dziś pod znakiem zapytania możliwość dotrzymania założonych terminów.

Herbert Leopold Gabryś