Zbyt wysokie i zbyt niskie: problemy z cenami energii w UE

11 października szefowie dziesięciu europejskich firm energetycznych, na które przypada około połowa potencjału produkcji energii elektrycznej w UE[1], ostrzegli przed „brakiem gwarancji bezpieczeństwa dostaw energii” i kolejny raz zaapelowali o zmiany w unijnej polityce energetycznej. W konsekwencji utrzymujących się niekorzystnych warunków na rynku energii (związanych m.in. z wyjątkowo niskimi cenami hurtowymi energii) zamykane są kolejne elektrownie konwencjonalne, co może według przedstawicieli sektora doprowadzić do niedostatku energii nawet tej zimy[2]. Tymczasem we wrześniu komisarz przemysłu Antonio Tajani w dość alarmistycznym tonie ostrzegał w wywiadzie dla The Daily Telegraph przed katastrofalnymi dla przemysłu skutkami rosnących cen końcowych energii w UE, związanych m.in. ze zbyt ambitnym tempem i sposobami zwiększania udziału odnawialnych źródeł energii. Podobnie prezydent UE Herman Van Rompuy wskazywał, że priorytetem polityki energetycznej powinna stać się konieczność obniżenia kosztów energii[3].

Kwestia cen energii jest tym samym jednym z centralnych tematów obecnej unijnej debaty energetycznej. Wysokie i od dobrych kilku lat rosnące ceny końcowe stanowią wyzwanie dla indywidualnych i przemysłowych odbiorców energii. Malejące ceny hurtowe uderzają w opłacalność produkcji i zyski koncernów energetycznych. Problemy z cenami są przy tym przede wszystkim symptomem znacznie szerszych problemów z funkcjonowaniem zarówno unijnego rynku energii, jak i polityki energetycznej i klimatycznej UE.

Globalny kontekst unijnych problemów

Sektor energetyczny UE od kilku lat stoi przed poważnymi wyzwaniami. Podobnie jak inne sektory gospodarki UE odczuwa konsekwencje kryzysu (malejący kolejny rok z rzędu PKB, słabnąca rola energochłonnych sektorów gospodarki[4]), które wpływają m.in. na utrzymujący się w UE obniżony popyt na energię. Według danych Eurostatu w 2011 roku zużycie zarówno energii pierwotnej, jak i końcowej było o ok. 7% niższe niż w roku 2006[5]. W ostatnich latach spada też, choć w mniejszym stopniu, zużycie elektryczności w UE – o ok. 3% od 2010 do 2012[6] i o ok. 1,2% w pierwszej połowie 2013 roku[7].

Równolegle z trwającą stagnacją gospodarczą zmienia się światowy rynek energii – co wpływa na dostępność, ceny i akceptowalność poszczególnych źródeł energii w UE. Rewolucja łupkowa w USA, wzrost dostępności LNG czy odkryte nowe złoża gazu w regionach Morza Śródziemnego i Afryce Wschodniej przekształcają przede wszystkim globalny rynek gazu – zwiększając podaż surowca, przyczyniając się do spadku jego cen i zmieniając role tradycyjnych dostawców, ale też wpływając na zasady handlu gazem. Dodatkowo wzrósł eksport węgla z USA. Równocześnie coraz skuteczniej wdrażana jest w wielu krajach (choć w różny sposób i w różnym tempie – najwyraźniej w Szwecji, Brazylii, Włoszech i Niemczech) „transformacja energetyczna” i zwiększany udział energii odnawialnej. Na globalny krajobraz energetyczny wpłynęła także katastrofa elektrowni atomowej w Fukushimie, w konsekwencji której spadło zaufanie do energii nuklearnej (przede wszystkim w UE, w tym najbardziej w Niemczech). Większość zachodzących zmian na rynkach energii wydaje się mieć charakter zasadniczy i długofalowy, jednak w związku z tym, że proces zmian trwa, trudno obecnie jednoznacznie przewidzieć wszystkie ich konsekwencje.

Zmiany te odbijają się m.in. na unijnym bilansie energetycznym, strukturze generacji energii elektrycznej, warunkach realizacji unijnych celów energetycznych itp. Jednocześnie zmieniający się kontekst globalny pokazuje wyraźniej istniejące nieefektywności rynku wewnętrznego. Rynek unijny dotąd jedynie w niewielkim stopniu skorzystał na zmianach na światowych rynkach gazu – co uwypukliło jego nieelastyczność oraz problemy związane z nieukończoną liberalizacja i integracją. Ograniczona dostępność własnego gazu, obawy co do efektów środowiskowych użycia nowych technologii i przywiązanie do długoterminowych kontraktów z cenami zależnymi w dużej części od cen ropy były też jednymi z czynników utrzymywania się w UE wysokich cen gazu. W konsekwencji niekorzystnej relacji cenowej wzrosło natomiast zużycie w UE relatywnie taniego węgla (w tym importowanego z USA) oraz promowanych przez Strategię energetyczną do 2020 roku i subsydiowanych odnawialnych źródeł energii.

Ceny energii w Europie

Przejawem i w pewnym stopniu skutkiem problemów unijnego sektora energetycznego (zarówno rynku, jak i polityki) są ceny energii. W ostatnich latach w UE widoczna jest coraz większa różnica pomiędzy utrzymującymi się wysokimi cenami energii dla odbiorców końcowych a coraz niższymi cenami hurtowymi energii (np. różnica pomiędzy hurtowymi a końcowymi cenami energii w Niemczech wg wrześniowego artykułu Bloomberga jest największa od 15 lat[8]). Według Eurostatu ceny końcowe energii elektrycznej (ale też gazu) od kilku lat rosną. Od 2009 roku ceny dla gospodarstw domowych wzrosły średnio o ok. 20%, a tylko w ostatnim roku o ok. 6,6%[9]. Nieco mniejszy był wzrost cen dla odbiorców przemysłowych – od 2009 roku średnio o ok 9%[10]. Poziom końcowych cen energii w UE kontrastuje coraz mocniej nie tylko z sytuacją u tradycyjnych producentów surowców energetycznych (Rosja, kraje Bliskiego Wschodu), lecz także w Stanach Zjednoczonych, gdzie według danych IEA pod koniec 2012 ceny elektryczności były przeciętnie dwukrotnie niższe od tych w Europie.

Jednocześnie, paradoksalnie, spadają ceny na hurtowym rynku energii w Europie. Średnia miesięczna cena w Niemczech, Francji, Austrii i Szwajcarii spadła w czerwcu 2013 do najniższego od marca 2007 poziomu poniżej 30 euro/MWh[11]. Niskie ceny hurtowe związane są głównie z malejącym popytem (głównie przemysłu) na energie elektryczną, skutkami trwającej stagnacji gospodarczej i malejącymi kosztami generacji energii (tani węgiel i energia odnawialna; malejące ceny emisji w ramach ETS).

Rosnący rozziew między ceną hurtową energii a jej ceną końcową świadczy o tym, że maleje udział kosztów generacji w końcowym koszcie energii. Widać to wyraźnie w przypadku Niemiec, gdzie udział cen hurtowych w cenie końcowej płaconej przed odbiorców przemysłowych spadł w ciągu ostatniej dekady z ponad 60% do mniej niż 25%[12]. Tym samym kluczową rolę we wzroście cen końcowych energii elektrycznej w UE pełnią wszelkiego rodzaju koszty pośrednie: podatki, taryfy i subsydia oraz koszty sieci. Duża część tych kosztów związana jest z realizacją celów bieżącej polityki energetycznej (na poziomie zarówno państwowym, jak i unijnym). Według Eurelectric różnego rodzaju podatki wzrosły od rozpoczęcia liberalizacji europejskiego rynku energii w 1998 roku o 169%, gdy w tym samym czasie cena energii elektrycznej u producentów wzrosła średnio o 5%. Doprowadziło to do wzrostu ceny końcowej o 46%[13] i utrzymywania się tendencji wzrostowej nawet przy obniżkach kosztów surowców (np. wzrost udziału taniego węgla czy subsydiowanych OZE w generacji).

Konsekwencje dla odbiorców energii

Wysokie końcowe ceny energii stanowią problem dla konsumentów energii i władz poszczególnych krajów, szczególnie wyraźnie odczuwany w czasie pokryzysowej stagnacji gospodarczej. Przyczyniają się do ogólnie słabej kondycji unijnego tradycyjnego/ciężkiego przemysłu i utrudniają odbudowę gospodarki unijnej po kryzysie. Koszty energii to część składowa kosztów produkcji, choć ich udział jest zróżnicowany – w zależności od sektora gospodarki[14], od kraju,  jak i rodzaju przedsiębiorstw. Zazwyczaj w konsekwencji rosnących kosztów energii cierpią bardziej średnie i małe przedsiębiorstwa. Duże firmy mają możliwość negocjacji korzystnych kontraktów oraz korzystania z ochrony państwa (czego przykłady widzimy np. w Niemczech). Wzrost cen wpływa na spadek konkurencyjności europejskiego przemysłu energochłonnego (aluminium, stalowego i chemicznego[15]) – m.in. w stosunku do Chin i USA. Przyczynia się także do zmniejszania produkcji i zbytu, ograniczania zatrudnienia. Od wybuchu kryzysu gospodarczego produkcja przemysłowa w UE spadła o ok. 10% i ubyło 3 mln miejsc pracy. Koncerny decydują się na inwestycje poza granicami UE, w tym coraz częściej nie tylko na wschodzie Europy i w Azji, ale też w USA. O planach zwiększenia inwestycji w Stanach Zjednoczonych i ich związku z niższymi cenami energii w USA informowały m.in. niemiecki BASF, BMW i austriacki Voestalpine[16]. Również AcelorMittal zapowiedział na początku br. zamykanie części fabryk w Belgii, Luksemburgu i Francji, wiążąc swoje decyzje m.in. z cenami energii[17]. Jednocześnie należy brać pod uwagę, że ceny energii bywają łatwym celem krytyki w trwającej w mediach debacie, a część deklaracji o możliwym zamykaniu/ograniczaniu produkcji może być obliczona na chęć renegocjacji warunków funkcjonowania firm w UE.

Wysokie ceny uderzają także w budżety gospodarstw domowych i są tematem wrażliwym społecznie. Podwyżki cen energii były impulsem do protestów społecznych i zmiany rządu w Bułgarii na początku 2013 roku. Na wysokie ceny energii skarżą się też odbiorcy w Wielkiej Brytanii – gdzie od 2004 roku wzrosły one o ponad 120%[18], a dostawcy zapowiedzieli kolejne podwyżki od połowy listopada 2013 roku[19] – oraz odbiorcy w Niemczech, płacący jedne z najwyższych rachunków w Europie (mają one znów wzrosnąć w ciągu najbliższego roku w związku z kosztami OZE i rozbudowy sieci)[20]. Rosnące rachunki za prąd, ogrzewanie i gaz przyczyniają się też do wzrostu poziomu ubóstwa energetycznego w UE. Szacunki mówią o liczbie od 50 do 125 milionów ludzi dotkniętych tym problemem. Najwięcej ich jest w Bułgarii, Portugalii, na Litwie i w Rumunii[21], ale problem ubóstwa energetycznego dotyka też coraz więcej osób w Grecji i Hiszpanii (wzrost od początku kryzysu gospodarczego[22]), a także w Niemczech czy Wielkiej Brytanii. Tym samym kwestia rosnących cen energii i ich skutków dla społeczeństwa i przemysłu prowokuje nie tylko do gorących dyskusji (przedwyborcze debaty w Niemczech jesienią 2013 czy podczas przygotowania do wyborów w Wielkiej Brytanii[23]), ale też konkretnych zmian w polityce energetycznej poszczególnych państw (zob. niżej).

Problemy unijnego sektora energetycznego

Tymczasem jednym z kluczowych wyzwań dla europejskiego sektora energetycznego są niskie ceny hurtowe energii i rosnący rozziew między nimi a cenami końcowymi. Niskie ceny hurtowe, razem z utrzymującą się nadpodażą i ograniczonym popytem, obniżają rentowność funkcjonowania części firm energetycznych. Tym samym przekładają się na zmiany w strategiach inwestycyjnych i oszczędności. Przykładem jest tu np. zasadniczo zmieniona strategia inwestycyjna koncernu RWE, który m.in. sprzedaje cały dział odpowiedzialny za poszukiwanie ropy i gazu i ma zwolnić od 2,5 do 3,4 tys. pracowników[24].

W związku z niskimi cenami hurtowymi, malejącymi przychodami obecnymi (np. zysk E.ON-u w I połowie br. spadł o 42% w porównaniu z analogicznym okresem 2012[25]) i spodziewanymi oraz obniżoną rentownością tradycyjnych elektrowni (nawet nowoczesnych) koncerny energetyczne ograniczają inwestycje na rynku wewnętrznym oraz zamykają lub przesuwają do roli wsparcia systemu (tzw. backupów) kolejne elektrownie (w dużej części gazowe ze względu na rosnące i relatywnie najwyższe z dostępnych źródeł pierwotnych ceny gazu)[26]. Do początku listopada 2013 roku niemiecka Federalna Agencja Sieci (BNA) otrzymała od firm energetycznych zgłoszenia chęci zamknięcia 28 elektrowni (zasilanych gazem, ale też węglowych i jądrowych) o wspólnej mocy wytwórczej 7 GW i wydała zgodę na zamknięcie 12 o mocy 5 GW[27]. Podobne działania podejmują też inne europejskie firmy energetyczne, m.in. francuski GdF Suez w październiku br. zdecydował się zamknąć kolejną elektrownię gazową – 1,9 GW Teeside w Wielkiej Brytanii[28], a według doniesień medialnych od 2009 roku wycofał z rynku w sumie ok. 12 GW mocy produkcyjnych. Jedna z najnowocześniejszych (i najczystszych) na świecie elektrowni gazowych Enecogen w Rotterdamie, oddana do użytku pod koniec 2011 roku, w związku ze spadkiem popytu sprzedała jeden z dwóch generatorów do Izraela[29]. Odpływ inwestycji, a przede wszystkim zamykanie elektrowni może w trwalszy sposób zmienić europejski bilans energetyczny i ograniczyć w nim np. rolę gazu. W bliskiej perspektywie – według przedstawicieli koncernów energetycznych nawet tej zimy – grozić też może niedostatkiem mocy generacyjnych i ryzykiem niewystarczających dostaw (głównie w okresach niskiej produkcji energii z OZE).

W konsekwencji obecnych problemów maleje również wartość rynkowa europejskich koncernów energetycznych, co będzie się przekładać m.in. na ich przyszłe możliwości inwestycyjne, w tym w infrastrukturę niezbędną do sprawnego funkcjonowania wspólnego rynku energii (modernizacja sieci, magazyny itp.). Przyczynia się to, razem z malejącym udziałem kosztów produkcji w cenie końcowej energii (por. wyżej), do spadku faktycznego wpływu koncernów energetycznych na sytuację w sektorze – końcowe ceny energii, a pośrednio także inwestycje – i wskazuje na rosnącą rolę decyzji politycznych[30].

Wyzwania dla unijnej polityki

Problemy z cenami energii stają się tym samym jednym z kluczowych czynników intensyfikujących debatę dotyczącą całokształtu unijnej polityki energetycznej oraz poszczególnych jej narzędzi. To właśnie cenom energii (zarówno elektryczności, jak i gazu) w dużej mierze poświęcona była Rada Europejska w maju br. Ceny bywają przywoływane przez wysokich unijnych urzędników (jak choćby wspomniane już apele Hermana Van Rompuya i Antonio Tajaniego z września 2013 czy Jose Manuela Barroso i Güntera Oettingera) jako najbardziej dobitny argument na rzecz zmian w unijnej polityce energetycznej, postawienia na tanią energię i urealnienie polityki. Postulaty te podnoszone są w kontekście dyskusji o rynku wewnętrznym, dotyczących relacji z dostawcami oraz sposobów realizacji unijnych celów klimatycznych. Przykładem problemów z tym ostatnim jest obecna sytuacja nieskoordynowanego wdrażania przez poszczególne kraje członkowskie wspólnego celu, jakim jest zwiększenie udziału OZE w produkcji energii (zgodnie z dyrektywą UE przez wypracowywane przez każdy kraj Plany Działań). Cel ten realizowany jest często de facto poprzez interwencje państwowe, co może zaburzać rynek (sygnały cenowe), a zmienność produkcji w jednym państwie może zakłócać funkcjonowanie sieci w państwach sąsiednich. Przykładem tego są konsekwencje znacznego zwiększenia udziału subsydiowanych OZE w produkcji prądu w Niemczech, co z jednej strony doprowadziło do obniżek końcowych cen elektryczności w Holandii (i spadku rentowności holenderskich elektrowni gazowych)[31], z drugiej zaś m.in. w Polsce i Czechach do czasowo nadmiernego obciążenia i destabilizacji funkcjonowania sieci na skutek niekontrolowanych przepływów nadwyżek prądu produkowanego z niemieckich farm wiatrowych[32].

Widoczne jest również, że obecne problemy europejskiego sektora energetycznego prowadzą do pogłębienia różnic pomiędzy grupami interesów, a czasem i państwami. Uwypuklają trudności nie tylko w pogodzeniu (przynajmniej w krótkim okresie) realizacji priorytetów unijnej polityki energetycznej i klimatycznej (tania energia vs. zielona energia; mechanizmy rynkowe vs. mechanizmy wsparcia), ale też w definicji tych priorytetów. Ceny stały się jednym z ważniejszych haseł europejskiego lobby przemysłowego, apelującego o ograniczenie wsparcia dla OZE i urynkowienie europejskiej polityki klimatycznej. Są m.in. impulsem do obecnych dyskusji o roli subsydiów i pomocy publicznej dla poszczególnych źródeł energii[33], ale też debat ogólniejszych – o roli wspólnego, zintegrowanego rynku w ograniczaniu cen[34] i o wpływie rosnących cen energii na konkurencyjność europejskiego przemysłu[35]. Wysokie ceny stały się także bezpośrednim impulsem do przeprowadzenia przez KE „analizy składników cen i kosztów energii oraz czynników wpływających na ceny i koszty w państwach członkowskich”, której wstępne rezultaty mają zostać przedstawione do końca br. (a całościowy raport do połowy 2014). Komisja przedstawiła też ostatnio wytyczne dotyczące zasad udzielania pomocy publicznej w sektorze elektroenergetycznym odnoszące się zarówno do subsydiowania OZE, jak i wspierania przez państwa rynków mocy. Niepewna jest jednak skuteczność tego typu wytycznych – ze względu na ich niewiążący charakter, dość mocno zdefiniowane interesy państw członkowskich w tych dziedzinach, wreszcie prowadzone już przez nie działania. Rozbieżności w interesach państw odbijają się też m.in. na trudnościach w wypracowaniu konkretnych nowych celów energetycznych UE na rok 2030, nie mówiąc o działaniach, które mogłyby przyczynić się do spadku cen końcowych, poprawy kondycji firm energetycznych czy reformy unijnej polityki energetycznej, m.in. z uwzględnieniem zmieniających się światowych i europejskich realiów energetycznych.

Równolegle z niewielką efektywnością polityki na poziomie unijnym coraz częstsze są jednostronne i niezależne od siebie działania poszczególnych państw UE. Ich celem jest m.in. zapobieganie konsekwencjom problemów z cenami, w tym pogarszaniu się sytuacji kluczowych sektorów gospodarki, zarówno tych energochłonnych, jak i energetycznego, czy rosnącym kosztom społecznym. Równocześnie kwestie cen energii wykorzystywane są też do uzyskania poparcia społecznego w doraźnych rozgrywkach politycznych, jak i w kampaniach wyborczych. Ograniczanie dofinansowania dla odnawialnych źródeł energii widoczne jest np. w Hiszpanii i Czechach[36]. Na Węgrzech Viktor Orbán jesienią ogłosił kolejne obniżki cen końcowych energii, które w związku z interwencjami rządowymi spadną w 2013 roku w sumie o ok. 20%[37]. W Wielkiej Brytanii z kolei wdrażany jest całościowy pakiet reform energetycznych (Energy Bill), który przewiduje m.in. reformy rynku elektrycznego mające zapewnić inwestycje w sektorze, pobudzić gospodarkę i obniżyć rachunki[38]. Prawdopodobna jest też reforma systemu wsparcia OZE w Niemczech, gdzie kwestia cen i kosztów energii była jednym z ważniejszych tematów przedwyborczej debaty. Równocześnie kraje członkowskie prowadzą silnie zindywidualizowaną politykę wspierania produkcji energii z konkretnych źródeł i realizacji konkretnych projektów elektrowni. Oprócz niemieckiej Energiewende (zamknięcie elektrowni atomowych i silny rozwój OZE) przykładem są tu ostatnio podpisana przez Wielką Brytanię umowa z EdF o budowie elektrowni atomowej w Hinkley Point i ustalenie gwarantowanej przez rząd ceny energii na 35 lat jej funkcjonowania[39], polska decyzja o rozbudowie elektrowni węglowej Opole[40] czy przyjęty przez rząd Holandii w Energy Accord plan skokowego zwiększania produkcji z farm wiatraków offshore[41]. Wdrażane w każdym kraju odmienne polityki będą prowadzić do dalszego różnicowania cen energii i systemów wsparcia poszczególnych jej źródeł. Podobnie prowadzone są także indywidualnie prace nad instrumentami ograniczającymi ryzyko niedoborów energii i stabilizującymi funkcjonowanie sieci w kontekście wyłączania z użycia szeregu elektrowni konwencjonalnych (por. wyżej) – narzędziami wsparcia rynku mocy (capacity mechanisms). Mają one poprzez system dopłat dla firm umożliwić utrzymanie części nierentownych elektrowni jako rezerw energii w okresach szczytowego zapotrzebowania (np. w zimie). Powstające lub dyskutowane instrumenty wsparcia są różne w różnych krajach UE (m.in. w Niemczech, we Francji czy w Wielkiej Brytanii)[42] i bywają kontrowersyjne (por. m.in. zaniepokojenie ze strony Norwegii[43]).

Powyższe przykłady pokazują dwie tendencje – z jednej strony zwiększanie roli polityki i wsparcia państwowego na europejskich rynkach energii, co rodzi pytania o przyszły kształt i funkcjonowanie tych rynków. Z drugiej zaś coraz większe zautonomizowanie i rozbieżności w kształtowaniu tej polityki, konkretnych mechanizmów, a wtórnie także bilansu energetycznego przez poszczególne państwa. Zwiększa to różnice w funkcjonowaniu krajowych rynków energii – czego przykładem jest obserwowane w ostatnim roku różnicowanie się cen energii elektrycznej w mocno już zintegrowanym rynku Europy Północno-Zachodniej[44]. Wbrew oficjalnym deklaracjom i celom, nieskoordynowane i różne w zakresie oraz kierunkach działania państw członkowskich mogą prowadzić do stopniowej dezintegracji rynków energetycznych i renacjonalizacji unijnej polityki energetycznej, ograniczając rolę UE w kształtowaniu obecnej i długofalowej sytuacji w sektorze.