Integracja polskiego sektora energetycznego z europejskim rynkiem energii Autorzy: Zbigniew Łucki1, prof. dr hab. inż., Bartosz Soliński, mgr inż., Mateusz Wiernek, mgr inż., Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie, Wydział Zarządzania Joanicjusz Nazarko2, prof. dr hab. inż., Arkadiusz Jurczuk, dr inż., Katarzyna Halicka, mgr inż., Politechnika Białostocka, Wydział Zarządzania Streszczenie Podstawowym celem referatu jest przedstawienie stopnia przystosowania polskiego rynku energii elektrycznej oraz rynku gazu ziemnego do wymogów Unii Europejskiej. Tłem do przeprowadzonej dyskusji jest analiza rynku energii elektrycznej i gazu w starych i nowych krajach członkowskich UE. Wskazano także kluczowe kierunki integracji polskiej energetyki z europejskim rynkiem energii. Słowa kluczowe: europejski rynek energii, rynek energii elektrycznej, rynek gazu ziemnego, liberalizacja sektora energetycznego, restrukturyzacja sektora energetycznego.

1. Wstęp Celem referatu jest skrótowe przedstawienie głównych założeń budowy jednolitego rynku energii w Unii Europejskiej, ocena stopnia zaawansowania procesu integracji sektora energetycznego w krajach członkowskich Unii oraz prezentacja stanu polskiej energetyki w momencie wstępowania naszego kraju do UE. W skład pojęcia energetyki (sektora energetycznego) w referacie zaliczono dwa, w Polsce tradycyjnie od siebie odległe od siebie, sektory – elektroenergetykę oraz gazownictwo. Na świecie są one jednak mocno ze sobą skonsolidowane, szczególnie w ogniwie handlu hurtowego i detalicznego. Istnieje wiele dużych firm multienergetycznych zajmujących się równocześnie produkcją oraz sprzedażą energii elektrycznej, gazu ziemnego i innych mediów energetycznych, jak też i świadczeniem usług związanych bezpośrednio i pośrednio z tymi mediami. 2. Założenia jednolitego europejskiego rynku energii Podjęcie przez władze Unii inicjatywy zjednoczenia i zliberalizowania rynków energii wynikło przede wszystkim z faktu, że wysokie ceny energii w Europie odbijały się niekorzystnie na konkurencyjności gospodarki kontynentu. Ceny energii w Europie były wyższe o 30% niż w USA, a straty gospodarki europejskiej wskutek braku konkurencji na rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego oceniono na 15 mld euro rocznie. Wprowadzenie konkurencji ma dać oszczędności na kosztach energii do 40%. A może: Wprowadzenie konkurencji przyczyni się do oszczędności na kosztach energii do 40%.?? Wprowadzenie konkurencji ma spowodować oszczędność na kosztach energii nawet do 40%. Utworzenie wspólnego, jednolitego europejskiego rynku energii, a w konsekwencji wprowadzenie konkurencji do sektora energetycznego ma na celu urynkowienie cen energii elektrycznej i gazu ziemnego oraz poprawę efektywności ekonomicznej sektora, przy uwzględnieniu konieczności ochrony środowiska. Założenia te znalazły swoje odzwierciedlenie w długofalowej strategii rozwoju sektora energetycznego w krajach Unii Europejskiej. Podstawowe prawo Unii Europejskiej dotyczące funkcjonowania tego sektora zostało określone m.in. przez wspólne zasady tworzenia wewnętrznego rynku energii elektrycznej (dyrektywa elektryczna) i rynku gazu ziemnego (dyrektywa gazowa), procedury Wspólnoty odnośnie przejrzystości cen energii elektrycznej i gazu ziemnego oraz warunki tranzytu energii elektrycznej sieciami elektroenergetycznymi i tranzytu gazu ziemnego sieciami gazowymi. Liberalizacja rynków energii jest jednak znacznie trudniejsza od otwarcia innych sektorów z tego powodu, że w elektroenergetyce i gazownictwie mamy do czynienia z monopolem naturalnym. Najważniejszym postanowieniem, likwidującym ujemne skutki istnienia monopolu naturalnego i uruchamiającym mechanizmy konkurencji, było wprowadzenie zasady dostępu strony trzeciej do sieci przesyłowych i dystrybucyjnych prądu oraz gazu (TPA3 – third party access). 1

[email protected] [email protected] 3 Zasada TPA jest dlatego tak ważna dla procesu liberalizacji, że umożliwia każdemu chętnemu zajmowanie się handlem energią, gdyż operator sieci jest zobowiązany do przesłania zakupionego prądu lub gazu ze wskazanego miejsca do punktu docelowego. 2

W ogólności zestaw najważniejszych zmian, charakterystycznych dla procesu liberalizacji energetyki i stanowiących podstawowe założenia budowy jednolitego europejskiego rynku energii, przedstawia się następująco (Łucki, 2003): • pionowy podział sektora przez oddzielenie obszarów działalności o charakterze technicznym od ogniw zajmujących się działalnością handlową, • pojawienie się dużej liczby energetycznych firm marketingowych, specjalizujących się w handlu hurtowym i detalicznym energią elektryczną oraz gazem ziemnym i wyposażonych w nowe kwalifikacje w zakresie handlu, marketingu i finansów, w tym również w zakresie handlu elektronicznego, • stworzenie konkurencyjnej struktury systemu we wszystkich ogniwach łańcucha technologicznego, zapewniającej otwartość i przejrzystość wszelkich działań (wprowadzenie przetargów, obowiązku udostępniania informacji, publikacji taryf itp.), • wprowadzenie mediów energetycznych na giełdy towarowe i objęcie tych mediów różnego rodzajami kontraktami giełdowymi (kontrakty terminowe, opcje, spot, swapy itp.) oraz stworzenie pozagiełdowych centrów handlu energią posługujących się transakcjami typu giełdowego, • odchodzenie od kontraktów długoterminowych z klauzulą „bierz lub płać” na rzecz kontraktów giełdowych ze zmiennymi cenami i różnego rodzaju zabezpieczeniami, • konsolidacja sektora energetycznego przez liczne fuzje firm elektro-energetycznych z gazowymi oraz wewnątrz sektorów – głównie w celu redukcji kosztów działalności, • poszerzenie oferty dla odbiorców energii przez wprowadzenie na rynek wielu nowych produktów i usług, w tym także licznych produktów i usług o charakterze nieenergetycznym, • wprowadzenie na rynek energetyczny nieznanych wcześniej energetykom i gazownikom technik marketingowych, takich jak zarządzanie ryzykiem, segmentacja rynku, poprawa jakości obsługi klientów, promocja marki handlowej itp., • wprowadzenie dla wszystkich sektorów odbiorców pełnej możliwości wyboru dostawcy energii elektrycznej i gazu, • powołanie krajowych urzędów regulacji energetyki, mających kierować procesami liberalizacji, strzec interesów wszystkich stron oraz rozstrzygać spory. Realizacja tych wszystkich zmian na kontynencie europejskim przy równoczesnym łączeniu krajowych rynków w jedną całość jest niezwykle trudna ze względu na wielowiekowe tradycje odrębności narodowej i różną sytuację poszczególnych krajów (eksporterzy i importerzy). Niemniej jednak Komisja Europejska postanowiła o pełnym otwarciu hurtowego rynku energii z dniem 1 lipca 2004 roku, a rynku detalicznego z dniem 1 lipca 2007 roku. 3. Wspólny rynek energii elektrycznej – dyrektywy elektryczne Zasady organizacji i działania rynku energii elektrycznej w Unii Europejskiej zostały określone w dyrektywie elektrycznej 96/92/EC (zwanej pierwszą dyrektywą elektryczną). W dokumencie tym zostały przedstawione wspólne reguły dla wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i dostarczania energii elektrycznej. Podstawowym celem dyrektywy jest stworzenie podstaw prawnych i organizacyjnych dla tworzenia konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Europie. Zgodnie z dyrektywą państwa członkowskie zobligowane są do wprowadzania i przestrzegania określonych zasad działalności przedsiębiorstw elektroenergetycznych oraz funkcjonowania sfery regulacji rynku elektroenergetycznego. Do głównych zasad określających organizację i działanie wspólnego rynku energii należą: zasada rozdzielenia i przejrzystości, zasada dostępu do sieci i otwarcia rynku, zasada równego traktowania, zasada wzajemności, zasada rozstrzygania sporów i kontroli decyzji w ramach apelacji, zasada kontroli przez państwo (lub organy przez nie wyznaczone) budowy mocy, zasada kontroli przez państwo (rząd, parlament) prac urzędu regulacji, zasada ochrony odbiorców i obowiązku świadczenia usług publicznych (Biedrzycki, 2003; Zerka, 2003). W celu przyspieszenia i reorganizacji procesu liberalizacji sektora energetycznego, w czerwcu 2003 r. Rada Europejska i Parlament zatwierdziły nowy pakiet legislacyjny. W pakiecie tym przyjęto nową dyrektywę elektryczną 2003/54/EC (uchylającą dyrektywę 96/92/EC), rozporządzenie nr 1228/2003/EC w sprawie warunków dostępu do sieci w ramach transgranicznej wymiany energii i decyzję 1229/2003/EC określającą wytyczne dotyczące transeuropejskich sieci energetycznych oraz decyzję nr 1230/2003/EC przyjmującą wieloletni program działań w energetyce pt. „Inteligenta energia dla Europy (2003-2006)”. Państwa członkowskie mają obowiązek wprowadzić zmiany w przepisach ustawodawczych, wykonawczych i administracyjnych, niezbędne do spełnienia wymogów nowych dyrektyw, najpóźniej do 1 lipca 2004 r.

W ramach UE każdy z systemów przesyłowych podlega centralnemu zarządzaniu i sterowaniu w celu zapewnienia bezpieczeństwa, niezawodności i wydajności pracy sektora energetycznego. Dla odbiorców największe znaczenie ma wprowadzenie zasady stopniowego otwarcia rynku oraz zasady dostępu do sieci przesyłowych (TPA). Poza tym we wszystkich krajach UE ma obowiązywać zasada regulowanego dostępu do sieci, tzn. warunki świadczenia usług przesyłowych mają podlegać regulacji przez krajowy urząd regulacji np. poprzez zatwierdzanie taryf. 4. Postęp w budowie wspólnego rynku energii elektrycznej w krajach członkowskich UE Liberalizacja sektora elektroenergetycznego w krajach UE rozpoczęła się w 1996 r. i mimo wysiłków instytucji unijnych nie można jeszcze mówić o istnieniu wspólnego rynku energii elektrycznej. Sektor elektroenergetyczny jest jeszcze mocno zróżnicowany pod względem sposobu organizacji i funkcjonowania rynków krajowych. Odmienne historyczne drogi rozwoju poszczególnych krajów doprowadziły do powstania i funkcjonowania różnych modeli rynku. Jedynie w Wielkiej Brytanii wprowadzono model prawdziwie konkurencyjny, który ograniczył dominację dużych firm krajowych. W Niemczech pozostał model z dominacją dużych firm krajowych. We Francji natomiast funkcjonują kontrolowane przez państwo monopole elektroenergetyczne, które inwestują na pozostałych rynkach UE chroniąc własne prawa. Z tych powodów w poszczególnych krajach Unii występuje różny poziom otwarcia rynku (tabela 1). Na koniec 2003 r. rynki energii elektrycznej zostały całkowicie otwarte tylko w siedmiu krajach UE. Zatem w tych krajach wszyscy odbiorcy mają prawo do samodzielnego wyboru dostawcy energii, ale jednak tylko nieliczna grupa odbiorców skorzystała z tej możliwości. Analizując dane umieszczone w tabeli 1 można zauważyć, że kraje członkowskie UE różnią się także sposobem rozdzielenia działalności operatora systemu sieciowego od pozostałych rodzajów działalności (wytwarzanie energii, handel i inne). Za prawidłowe uznaje się rozdzielenie własnościowe i prawne, gdyż tylko one zapewniają właściwe, niedyskryminacyjne funkcjonowanie zasady TPA dzięki temu, że funkcje operatora systemu realizowane są przez przedsiębiorstwo niekontrolowane bezpośrednio przez inne przedsiębiorstwo energetyczne. W krajach, gdzie pozostały przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo, obowiązuje rozdzielenie księgowe, polegające na prowadzeniu odrębnych kont dla wytwarzania, przesyłu i dystrybucji oraz innej działalności niezwiązanej z energią elektryczną. W przypadku rozdzielenia zarządczego, operator systemu oddzielony jest administracyjnie od działalności niezwiązanych z działalnością przesyłową, tj. od wytwarzania i dystrybucji energii elektrycznej. Pomimo dużego postępu w liberalizacji sektora elektroenergetycznego, tempo zmian, zdaniem instytucji unijnych, jest niewystarczające. Dalsze zmiany w funkcjonowaniu rynku energii elektrycznej będą związane z implementacją nowej dyrektywy przez poszczególne państwa członkowskie. We wszystkich państwach UE zostaną ujednolicone zasady dostępu do sieci. Poza tym trwają prace nad zniesieniem opłat transgranicznych oraz wprowadzeniem narodowej taryfy przesyłowej. 5. Przystosowanie polskiego rynku energii elektrycznej do wymogów UE W obszarze „energia” negocjacje Polski z Unią Europejską rozpoczęły się w listopadzie 1997 r. i oficjalnie zakończyły w lipcu 2001 r. Polska zobowiązała się do wdrożenia całości acquis communuataire w tym obszarze, z wyjątkiem przepisów dotyczących obowiązkowych zapasów paliw. Rząd Polski zadeklarował się do wprowadzenia do 2020 r. dalszych zmian polityki energetycznej naszego kraju, które mają na celu zapewnienie odpowiedniego poziomu konkurencyjności sektora energetycznego (Truszyński, 2003). W celu dostosowania polskiego prawa do prawa unijnego znowelizowano w lipcu 2002 r. ustawę „Prawo energetyczne”, przygotowując w ten sposób polską elektroenergetykę i polskie gazownictwo do wymogów pierwszych energetycznych dyrektyw unijnych. Realizacja drugich dyrektyw – elektrycznej i gazowej – może przysporzyć władzom polskim więcej kłopotów, niemniej jednak przewidziane są dalsze działania nadążające za wprowadzanymi w całej Unii zmianami.

Tabela 1. Stan realizacji europejskiej dyrektywy elektrycznej w 2003 roku Kraj

Austria Belgia Dania Finlandia Francja Niemcy Grecja Irlandia Włochy Luksemburg Holandia Portugalia Hiszpania Szwecja Wielka Brytania Estonia Łotwa Litwa Polska Czechy Słowacja Węgry Słowenia Rumunia Bułgaria Turcja Cypr Malta

Otwarcie rynku [%]

Data pełnego otwarcia

100 52 100 100 37 100 34 56 70 57 63 45 100 100

2001 2003/7 2003 1997 2007 1999 2007 2005 2007 2007 2003 2004 2003 1998

100

1998

10 11 26 51 30 41 30-35 64 33 15 23 0 0

Szacunkowa zmiana dostawców [%] Duży przemysł 20-30 2-5 >50

Drobny przemysł/ gospodarstwa domowe 5-10

5-10 10-20 20-30

5-10

10-20 >50 10-20 20-30 5-10 10-20 10-20 >50

30-50

Oddzielenie operatora systemu przesyłowego

Oddzielenie operatora systemu dystrybucyjnego

Urząd regulacji

P P P W Z P P\Z P\Z W\P Z W P W W W

K P P Z K K K Z P K Z K P P P

ex-ante ex-ante ex-post ex-post ex-ante NTPA ex-ante ex-ante ex-ante ex-ante ex-ante ex-ante ex-ante ex-post ex-ante ex-ante ex-ante ex-ante ex-ante ex-ante ex-ante nieznany ex-ante ex-ante ex-ante ex-ante ex-ante nieznany

powyżej średniej średnie średnie średnie średnie powyżej średniej średnie średnie średnie powyżej średniej średnie średnie średnie średnie średnie

Sposób dostępu do sieci

R R R R R N R R R R R R R R R

R R R R R R nie objęte nie objęte R nie objęte raportem nie objęte raportem nie objęte raportem raportem raportem R R R R R Wyłączny nabywca Objaśnienia: R – regulowany dostęp do sieci, N – negocjowany (ustalony w drodze pomiędzy stronami) dostęp do sieci, Z – zarządczy rozdział działalności, P – prawny rozdział działalności, K – księgowy rozdział działalności, W – własnościowy rozdział działalności, NTPA - negocjowany dostęp strony trzeciej.

Źródło: Second... (2003).

Z P P P P P K P P K P Z

Ogólna ocena taryf sieciowych

Polska, implementując dotychczasowy dorobek prawny, zmieniła kształt oraz sposób funkcjonowania sektora energetycznego (Halicka i Jurczuk, 2003; Halicka i in., 2003). Rynek energii elektrycznej w Polsce działa na dwóch głównych poziomach: hurtowym i detalicznym. Uczestnikami rynku hurtowego są: wytwórcy energii, spółki dystrybucyjne (zakłady energetyczne), wielcy odbiorcy, przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną, operatorzy handlowo-techniczni, operatorzy handlowi, giełdy energii oraz operator systemu przesyłowego. Uczestnikami rynku detalicznego są: przedsiębiorstwa obrotu, spółki dystrybucyjne i odbiorcy końcowi. Każdy z wyżej wymienionych rynków składa się z dwóch segmentów: regulowanego i konkurencyjnego. Na konkurencyjnym rynku hurtowym obrót energią elektryczną odbywa się w warunkach konkurencyjnych. W części regulowanej rynku hurtowego wytwórcy dostarczają energię zgodnie z taryfami zatwierdzonymi przez organy regulacyjne. Na konkurencyjnym rynku detalicznym przedsiębiorstwa obrotu oraz spółki dystrybucyjne (zakłady energetyczne) prowadzą sprzedaż energii odbiorcom, którzy uzyskali prawo do usług przesyłowych i chcą być uczestnikami rynku konkurencyjnego. W segmencie regulowanym rynku detalicznego spółki dystrybucyjne sprzedają energię odbiorcom, którzy nie nabyli lub nie korzystają z prawa dostępu do sieci przesyłowej. Mimo przeprowadzanych zmian i reform w sektorze elektroenergetycznym, rynek energii w Polsce nie jest jeszcze rynkiem w pełni konkurencyjnym. Rozwój rynku energii hamują następujące czynniki (Realizacja..., 2003): • ograniczenia dostaw na konkurencyjnym rynku energii – około 55% produkowanej i zużywanej energii nie jest przedmiotem wolnego obrotu a jest objęte kontraktami długoterminowymi, • wysokie koszty związane z modernizacją układów pomiarowo-rozliczeniowych, • dodatkowe koszty związane z funkcjonowaniem przedsiębiorstw na rynku bilansującym, np.: koszty związane z planowaniem, grafikowaniem, wymianą układów pomiarowych oraz budową systemu transmisji danych, • ograniczenie cen sprzedaży energii elektrycznej przez spółki dystrybucyjne na rzecz zwiększenia opłat przesyłowych, • zadłużenie finansowe części odbiorców uprawnionych, np.: hut i kopalń, • praktyki monopolistyczne spółek dystrybucyjnych, • ograniczenia udziału przedsiębiorstw obrotu w rynku energii, np. przedsiębiorstwa obrotu nie mogą uczestniczyć w Towarowej Giełdzie Obrotu, • nieprecyzyjne uregulowania prawne. Analizując funkcjonowanie polskiego rynku energii elektrycznej można stwierdzić, że polska elektroenergetyka właściwie tylko formalnie przygotowana jest do integracji z UE. Przed branżą elektroenergetyczną stoi jeszcze wiele zadań, które powinny być zrealizowane. Przede wszystkim należy zwiększyć efektywność i konkurencyjność polskich przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Konieczne jest przeprowadzenie skutecznej konsolidacji, odrębnie w podsektorach wytwarzania i dystrybucji. W wyniku połączenia przedsiębiorstw elektroenergetycznych, powstaną podmioty porównywalne z podmiotami funkcjonującymi w UE, które będą mogły z nimi konkurować. Należy również rozbudować połączenia międzysystemowe i odtworzyć moce wytwórcze z jednoczesnym wdrażaniem nowych technologii. 6. Wspólny rynek gazu ziemnego – dyrektywy gazowe W 1998 roku została wydana Dyrektywa Gazowa 98/30/EC (nazwana potem pierwszą dyrektywą), która miała być wprowadzona w życie do 10 sierpnia 2000 roku. Była ona rewolucyjna jak na owe czasy (zapewniała dostęp stronom trzecim do infrastruktury gazowniczej, rozdzielenie poszczególnych rodzajów działalności, powołanie urzędów regulacji itp.), ale równocześnie przewidywała bardzo powolne tempo otwierania poszczególnych rynków krajowych: do 2003 roku – 28% zużycia krajowego, a do 2008 roku – 33% zużycia krajowego (tabela 2).

Tabela 2. Podstawowe wymogi pierwszej dyrektywy gazowej Wymóg Pełne wprowadzenie w życie Otwarcie dostępu stronom trzecim do infrastruktury Klienci uprawnieni do korzystania z dostępu do sieci jako strona trzecia

Stopień otwarcia rynku gazowego (harmonogram) Rozdzielenie poszczególnych rodzajów działalności Regulacja gazownictwa Rozstrzyganie sporów Wypełnianie zobowiązań Publicznych Wyjątki (odstępstwa) od postanowień Dyrektywy

Sposób i termin realizacji Najpóźniej do 10 sierpnia 2000 roku Możliwość wyboru pomiędzy dostępem negocjowanym i dostępem regulowanym Wszyscy producenci energii elektrycznej wykorzystujący gaz ziemny jako paliwo, niezależnie od wielkości zużycia rocznego. Pozostali odbiorcy (dystrybutorzy i użytkownicy) o zużyciu: − w 2000 roku: ponad 25 milionów m3/rok − w 2003 roku: ponad 15 milionów m3/rok − w 2008 roku: ponad 5 milionów m3/rok W 2000 roku: 20 % zużycia krajowego W 2003 roku: 28 % zużycia krajowego W 2008 roku: 33 % zużycia krajowego Rozdzielenie kont dla działalności przesyłowej, dystrybucyjnej i magazynowej oraz dla działalności poza sektorem gazowym Powołanie urzędu regulacji w celu regulowania, kontroli, zapewnienia przejrzystości oraz zapobiegania nadużyciom dominującej pozycji na rynku Powołanie niezależnej od stron jednostki, do m.in. decydowania w sprawach odmowy dostępu do sieci Przedsiębiorstwa gazownicze muszą dbać o interes ogólny: bezpieczeństwo zaopatrzenia, regularność, jakość i cenę dostaw, oraz o ochronę środowiska Dystrybucja gazu, gazyfikowanie nowych terenów, rynki odizolowane od rynku zachodnioeuropejskiego, rynki nowo powstające

Źródło: Łucki (2003)

Największym osiągnięciem pierwszej dyrektywy było sformułowanie i rozwinięcie – w duchu opisanego w punkcie 2 procesu liberalizacji – trzech zasad tworzenia otwartego dostępu i handlu międzynarodowego gazem – zasady niedyskryminacji, utworzenia konkurencyjnego rynku gazu ziemnego oraz promocji ogólnego połączenia systemów i wspólnej ich eksploatacji. Dla przyspieszenia budowy wspólnego rynku gazowego, w 2003 roku wydano drugą dyrektywę gazową – Dyrektywę 2003/55/EC – (weszła ona w życie 4 sierpnia 2003 roku), która wyznaczyła wspomniane już krótsze terminy pełnego otwarcia rynku oraz wzmocniła wymogi pierwszej dyrektywy w zakresie posiadania niezależnych organów regulacji, dostępu stron trzecich, oddzielenia działalności transportowej itp. Wprowadzono także nowe zapisy o monitorowaniu bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego. 7. Postęp w budowie wspólnego rynku gazu ziemnego w krajach członkowskich UE Postęp w realizacji dyrektyw gazowych nie odpowiada z pewnością zamierzeniom Komisji Europejskiej, ale trzeba pamiętać, że liberalizacja rynku gazowego odbywa się w USA już od 1989 roku, a w Wielkiej Brytanii zajęła 12 lat. Do najważniejszych osiągnięć pierwszych lat liberalizacji gazownictwa na kontynencie europejskim należy zaliczyć następujące fakty (Report..., 2001; Second..., 2003): • pojawili się nowi gracze na rynku oferujący gaz po niższej cenie, • nastąpiła korzystna zmiana w zachowaniu się graczy obecnych od dawna na rynku, • zaczęto udostępniać sieci gazowe i magazyny gazu stronom trzecim, zlikwidowano dostęp negocjowany pozostawiając tylko dostęp regulowany, • zaczęto tworzyć centra handlu gazem. Realizacja dyrektyw napotyka na szereg trudności obiektywnych i subiektywnych – do najważniejszych z nich należą (Report..., 2001): • niewłaściwe regulacje prawne (brak ustaw wprowadzających TPA, wysokie taryfy dyskryminujące nowo wchodzących na rynek, protekcyjna postawa rządu, odmowy dostępu do infrastruktury itp.), • istniejące zależności pomiędzy dostawcami i odbiorcami gazu (istniejące kontrakty, dobre stosunki dostawcy z klientami), • brak prawdziwej konkurencji (wskutek integracji pionowej firm lub braku nowych źródeł gazu), • brak dostatecznych połączeń gazociągowych pomiędzy poszczególnymi krajami, brak przejrzystości i elastyczności w rozdziale przepustowości gazociągów transgranicznych, • duża koncentracja w hurtowym handlu gazem.

Tabela 3. Stan realizacji europejskiej dyrektywy gazowej w 2003 roku Kraj

Deklarowane otwarcie rynku [%]

Oddzielenie operatora systemu przesyłowego

Oddzielenie operatora systemu dystrybucyjnego

Urząd regulacji

Struktura taryfy przesyłowej

Ogólna ocena taryf sieciowych

Austria P P ex-ante w badaniu 100 Belgia 59 P P ex-ante dystansowa Dania 35 P P ex-post zn. pocztow. Francja 20 K K ex-ante dystansowa 1 Niemcy K K NTPA dystansowa 100 Irlandia 82 Z Z. ex-ante wejś.-wyjśc. Włochy P P ex-ante wejś.-wyjśc. 100 Luksemburg 72 K K ex-ante zn. pocztow. Holandia 60 Z K mieszany wejś.-wyjś. Hiszpania W P ex-ante zn. pocztow. 100 Szwecja 47 K K ex-post zn. pocztow. Wielka Brytania. W W ex-ante wejś.-wyjśc. 100 Estonia 80 K ex-ante brak decyzji Łotwa 0 K NTPA brak decyzji Litwa 80 K ex-post zn. pocztow. Polska 34 brak ex-ante zn. pocztow. Czechy 0 K ex-ante brak decyzji nie objęte raportem Słowacja 33 K ex-ante zn. pocztow. Węgry 0 Z ex-ante brak decyzji Słowenia 50 K NTPA zn. pocztow. Rumunia 25 P ex-ante zn. pocztow. Bułgaria 73 K ex-ante zn. pocztow. ex-ante brak decyzji Turcja 80 K Objaśnienia: Z – zarządczy (menedżerski) rozdział działalności, P – prawny rozdział działalności, K – księgowy NTPA – negocjowany dostęp strony trzeciej.

Źródło: Second... (2003).

b. d. normalne normalne wysokie wysokie normalne normalne normalne normalne normalne wysokie normalne

Procedury rezerwacji mocy przesyłowej

Warunki bilansowania (czy są korzystne dla nowych graczy)

umiarkow. elastyczna umiarkow. nieelastycz. nieelastycz. elastyczne elastyczne elastyczen elastyczne elastyczne elastyczne elastyczne

korzystne umiarkow. umiarkow. umiarkow. niekorzyst. umiarkow. korzystne niekorzyst. umiarkow. korzystne b. d. korzystne

Koncentracja handlu hurtowego

tak nieznana tak tak umiarkow. nieznane tak tak tak tak tak umiarkow. tak tak tak tak tak nie objęte nie objęte nie objęte raportem tak raportem raportem tak tak umiarkow. tak tak (kontowy) rozdział działalności, W – własnościowy rozdział działalności,

Bardziej szczegółową ocenę stanu rynku gazowego w poszczególnych krajach Unii przedstawiono w tabeli 3. W tabeli tej należy zwrócić uwagę na następujące fakty: • spora część krajów zadeklarowała istnienie już 100-procentowego otwarcia rynku na działanie konkurencji, • duża liczba krajów wprowadziła własnościowe i prawne oddzielenie firm transportowych, podczas gdy oddzielenie menedżerskie i kontowe zostało uznane za niewystarczające, • przeważają prawidłowe taryfy przesyłowe typu „wejście-wyjście” oraz „znaczka pocztowego”, podczas gdy taryfy dystansowe zostały uznane za nieprawidłowe, • wiele krajów obniżyło taryfy i poprawiło procedury rezerwacji mocy przesyłowej i jej bilansowania. 8. Przystosowanie polskiego rynku gazu ziemnego do wymogów UE Rozpatrując sytuację polskiego gazownictwa należy podkreślić kilka zasadniczych różnic pomiędzy Polską a innymi krajami członkowskimi Unii (w tym także nowymi członkami): • polska energetyka w wyjątkowo dużym stopniu opiera się na węglu, co powoduje, że roczne zużycie gazu ziemnego na jednego mieszkańca jest kilkakrotnie mniejsze niż w większości krajów członkowskich (w Polsce około 300 m3, w Niemczech około 1000 m3 itd.) a udział gazu w strukturze bilansu paliw pierwotnych wynosi zaledwie około 11%, • w odróżnieniu od większości krajów Unii, Polska nie dokonała dywersyfikacji źródeł dostaw gazu, czego dotkliwe skutki uwidoczniły się na początku 2004 roku, • nie zmodyfikowano w pełni polskiego prawa energetycznego dla dostosowania go do dyrektyw gazowych, • plany restrukturyzacji i prywatyzacji polskiego gazownictwa są realizowane w atmosferze ciągłej niejasności i z dużym opóźnieniem, • dotychczasowy monopolista, firma PGNiG SA, utrzymuje uporczywie swą pozycję, zachowując nieefektywny styl zarządzania i inne wady postsocjalistycznej gospodarki; praktycznie nie podjęto żadnych przygotowań do otwarcia infrastruktury dla stron trzecich i do walki z konkurencją w zakresie hurtowego i detalicznego gazem. W trakcie negocjacji o przystąpieniu do UE strona polska nie wystąpiła o żadne okresy przejściowe w zakresie gazownictwa. Oficjalnie prezentowane przez PGNiG SA dokumenty (Kamiński, 2003; Kuchta, 2003; Osiadacz i in., 2003) niewiele mówią o możliwości pojawienia się konkurentów i koncentrują się na administracyjnych przekształceniach tej firmy. Przewiduje się co następuje: • prawny rozdział struktury pionowej na część poszukiwawczo-wydobywczą, przesyłowo-magazynową i dystrybucyjną (spółki dystrybucyjne utworzono 1 stycznia 2003 roku), • prywatyzację spółki przesyłowo-magazynowej, • poprawę rentowności prowadzonej działalności, • wprowadzenie nowych taryf za transport gazu, • opracowanie kodeksu eksploatacji sieci gazowych. Przewiduje się przygotowanie nowej wersji ustawy „Prawo energetyczne” dla dostosowania prawodawstwa polskiego do wymogów dyrektyw gazowych. W dalszych planach jest stworzenie (do 2007 roku) struktury gazownictwa odpowiadającej wymogom rynku europejskiego, składającej się z następujących rodzajów spółek: poszukiwawczo-wydobywcze, przesyłowe, magazynowe, obrotu hurtowego, obrotu detalicznego oraz dystrybucyjne. Podkreśla się, że model ten powinien zostać wypracowany przy współpracy Ministerstwa Gospodarki, Urzędu Regulacji Energetyki i przedsiębiorstw gazowniczych. PGNiG SA zdaje sobie jednak sprawę z tego, że po otwarciu rynku nie będzie w stanie zachować swojego blisko 100-procentowego udziału w rynku. W lipcu 2003 roku zarząd firmy zatwierdził kompleksową strategię marketingową dla utrzymania posiadanych odbiorców i zagospodarowania obszarów niezgazyfikowanych („białych plam”). W sumie brak jest jednak spójnej wizji nowej polityki gazowniczej i trudno przewidzieć – wskutek zaniedbania spraw gazownictwa przez władze państwowe – jak się potoczą dalsze losy polskiego gazownictwa. Nie wiadomo też czy pojawią się firmy zagraniczne chętne do wejścia na polski rynek gazowy. Jeśli tak, polskie władze mogą mieć duże kłopoty ze stosunkami pomiędzy nowo przybyłymi a dotychczasowym monopolistą.

Z teoretycznego punktu widzenia, można sformułować cztery scenariusze rozwoju polskiego rynku gazowniczego w najbliższej i dalszej przyszłości: • scenariusz pasywnej realizacji dyrektywy gazowej: na skutek działania lobby górniczego na rynek nie wejdą duże zagraniczne firmy gazownicze i utrzymają się wysokie ceny gazu, niskie jego zużycie oraz niski poziom obsługi klientów, ze szkodą dla całej gospodarki, • scenariusz aktywnej realizacji dyrektywy gazowej: pojawią się nowi gracze na rynku, poprawi się bilans paliw pierwotnych na korzyść gazu, spadną jego ceny i poprawi się jakość obsługi klientów, z korzyścią dla całej gospodarki, • scenariusz brytyjski: jednorazowe pełne otwarcie rynku przy współpracy w wielkimi firmami multienergetycznymi, powodujące duży wzrost zużycia gazu oraz zasadniczą zmianę sposobu obsługi klientów, przy dużych korzyściach gospodarczych i ekologicznych, • scenariusz stworzenia w Polsce środkowoeuropejskiego centrum handlu gazem poprzez wykorzystanie jej położenia geograficznego i budowę gazociągów północ-południe i wschód-zachód, strategicznych magazynów gazu oraz otwarcie giełdy gazowej w Warszawie: gazownictwo stanie się motorem napędowym polskiej gospodarki w miejsce węgla kamiennego. Wszystkie scenariusze, z wyjątkiem pierwszego, wymagają większego zaangażowania rządu i URE oraz administracyjnego ograniczania roli PGNiG SA i bardziej skrupulatnej kontroli kosztów działalności tej firmy. Ostatnie dwa scenariusze wymagają sformułowania od podstaw nowej polityki energetycznej naszego kraju oraz olbrzymiego wysiłku w jej realizacji. Nie byłoby to jednak przedsięwzięcie bezprecedensowe, gdyż takie „skoki gazowe” zostały wykonane w wielu krajach, a w ostatnich latach w Hiszpanii, Portugalii, Turcji i w krajach Dalekiego Wschodu. 9. Energia odnawialna w Europie i w Polsce Do źródeł energii odnawialnej zalicza się biomasę oraz energię wodną, geotermalną, słoneczną oraz wiatrową. Udział tych źródeł w ogólnym światowym zużyciu paliw pierwotnych za rok 2001 oceniono na 13,5% (głównie biomasa i energia wodna). W tym samym roku w UE wskaźnik ten wynosił tylko 5,8%, ale udział źródeł odnawialnych w produkcji energii elektrycznej wynosił aż 15,5%. Najszybciej w Unii rozwija się energetyka wiatrowa (notuje się kilkudziesięcioprocentowe roczne przyrosty zainstalowanej mocy) i obecnie na UE przypada 74% światowej mocy w sektorze energetyki wiatrowej (22 331 MW na koniec 2002 roku). Sukces ten jest efektem świadomej polityki, ujętej m. in. w dyrektywie 2001/77/EC w sprawie promocji energii elektrycznej produkowanej ze źródeł odnawialnych. W dokumencie tym założono na rok 2010 wzrost jej udziału w całkowitym zużyciu energii do 12% i w produkcji energii elektrycznej do 22%. W Polsce udział energii odnawialnej w bilansie energii pierwotnej w 2001 roku wynosił 4,5%,. natomiast w produkcji energii elektrycznej tylko około 1,9%. Do roku 2010 ma nastąpić wzrost udziału w bilansie do 7,5%, a w produkcji energii elektrycznej w granicach 7,5-12,5%. Istnieją akty prawne (założenia polityki energetycznej, prawo energetyczne i rozporządzenia) promujące odnawialne źródła energii, ale obserwuje się również nagminne nieprzestrzeganie przez spółki energetyczne obowiązujących przepisów w zakresie obowiązku zakupu energii elektrycznej pochodzącej z omawianych źródeł, co spowodowało m. in. zahamowanie rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce. Według danych URE, w 2002 roku tylko 7 spółek elektroenergetycznych z 33 istniejących wypełniło ten obowiązek i w efekcie średni poziom zakupów energii ze źródeł odnawialnych wyniósł dla wszystkich spółek dystrybucyjnych zaledwie 1,5% (Soliński, 2003). 10. Wnioski W roku 2003 tempo tworzenia wspólnego zliberalizowanego rynku energii w Unii Europejskiej uległo znacznemu przyśpieszeniu. Restrukturyzacja europejskiego rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego doprowadziła do szeregu zmian dotyczących sposobu organizacji i funkcjonowania firm w tym sektorze. Efektem zachodzących przemian jest powolne wprowadzenie konkurencji w sektorze energetyki, wzrost efektywności ekonomicznej przedsiębiorstw energetycznych oraz koncentracja na oczekiwaniach klientów. W proces tworzenia wspólnego rynku energii są silnie zaangażowane wszystkie kraje członkowskie Unii, zarówno te stare, jak i nowo przyjęte. Jednak poziom wdrożenia zasad niezbędnych do funkcjonowania takiego rynku jest – jak to zostało przedstawione w referacie – silnie zróżnicowany w poszczególnych krajach. Ponadto w trakcie transformacji pojawiły się nowe problemy związane z działaniem wspólnego rynku energii, m.in. istniejąca regulacja cen, niejednolite taryfy, zróżnicowane podatki, niespełnienie norm

ekologicznych, brak wystarczającej przepustowości sieci itd. W takiej sytuacji trudno jest już mówić o w pełni konkurencyjnym, wspólnym i jednolitym rynku energii. Niemniej jednak postanowiono, że rynek hurtowy energii ma być całkowicie otwarty 1 lipca 2004 roku, a rynek detaliczny – 1 lipca 2007 roku. Zarówno w Unii Europejskiej, jak i w Polsce, liberalizacja elektroenergetyki odbywa się w szybszym tempie niż liberalizacja gazownictwa. Przyczyną takiego stanu jest m. in. fakt, że sektor gazowy wywodzi się z przemysłu naftowego, który tradycyjnie był bardzo zasobny w środki materialne i przywiązywał do nich największą wagę, z opóźnieniem reagował na wszystkie reformy i zawsze był silnie upolityczniony Referat opracowano w ramach uczelnianych prac własnych (AGH: 10/10.200.129; Politechnika Białostocka: W/WZ/3/02 i W/WZ/13/03) finansowanych ze środków KBN. Literatura Biedrzycki, J. (2003), Zasady działalności przedsiębiorstw elektroenergetycznych w UE, Biuletyn URE, 2003, nr 4. Halicka, K., Jurczuk, A. (2003), Present situation of the Polish energy market, Proceedings of Seminar "Technology evolution for future European markets", PR5 EU, Wielka Brytania – Rumunia. Halicka, K., Nazarko, J., Jurczuk, A. (2003), Zarządzanie portfelem zakupów na rynku dnia następnego, „Zagadnienia Techniczno-Ekonomiczne. Kwartalnik AGH”, tom 48, zeszyt 1. Kamiński, P. (2003), Strategia PGNiG S.A. w związku z wejściem Polski do Unii Europejskiej, w tym możliwości wykorzystania funduszy europejskich w gazownictwie, w: Materiały XXXVI Zjazdu Gazowników Polskich, Warszawa,7 listopada 2003 r. Kuchta, K. (2003), System gazowniczy w Polsce – warunki rozwoju i dostosowania do dyrektyw UE, w: Materiały XXXVI Zjazdu Gazowników Polskich, Warszawa, 6-7 listopada 2003 r. Łucki, Z. (2003), Zarządzanie w górnictwie naftowym i gazownictwie, TAiWPN Universitas, Kraków. Osiadacz, A., Tokarzewski, J., Piwowarski, A., Winter, J. (2003): Liberalizacja rynku gazu ziemnego w Polsce, w: Materiały XXXVI Zjazdu Gazowników Polskich, Warszawa, 6-7 listopada 2003 r. oraz „Nowoczesne Gazownictwo, 2003, nr 4. Realizacja zasady TPA w elektroenergetyce w 2002 r. (2003), Departament Promowania Konkurencji URE, Biuletyn URE, 2003, nr 4. Report for the European Commission (2001), Directorate General for Transport and Energy, to Determine Changes after Opening of the Gas Market in August 2000 (2001), DRI-WEFA. Second Benchmarking Report on the Implementation of the Internal Electricity and Gas Market (2003), Commission Staff Working Paper SEC (2003) 448, Commission of the European Communities, Brussels. Soliński, B. (2003), Uwarunkowania prawne rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce i Unii Europejskiej, „Zagadnienia techniczno-ekonomiczne. Kwartalnik AGH”, tom 48, zeszyt 2. Truszyński, J. (2003), Wyniki negocjacji akcesyjnych w obszarach energii i ochrony środowiska, „Energia XXXIV”, dodatek do Rzeczpospolitej, 12 marca 2003 r., nr 60 (644 ). Zerka, M. (2000), Mechanizmy rynkowe w elektroenergetyce – zagadnienia wybrane, IDWoRE, Warszawa. Summary Paper presents the adaptation level of Polish power and natural gas markets to the European Union’s directives. The present state of both the markets in old and new EU member countries is discussed. The key issues of the Polish energy industries integration with the European energy market are highlighted.