Determinanty podaży energii elektrycznej w Unii Europejskiej

Warunkiem zapewnienia stabilności systemu elektroenergetycznego jest odpowiednie reagowanie podaży na zmiany popytu na energię elektryczną. Struktura wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej uległa zmianom w wyniku przekształceń sektora elektroenergetycznego, w tym jego deregulacji i liberalizacji. Zwiększyły one rolę inwestycji prywatnych w rozbudowie istniejących mocy produkcyjnych bądź w budowie nowych jednostek wytwórczych, przy których w coraz większej mierze uwzględniane są restrykcyjne wymagania ekologiczne mające na celu ochronę środowiska naturalnego przed destrukcyjnymi skutkami tzw. konwencjonalnych źródeł energii elektrycznej.

Podaż energii elektrycznej jest determinowana szeregiem różnorodnych czynników o charakterze bezpośrednim i pośrednim (por. rys. 3.4.). Kluczowy wpływ na podaż energii elektrycznej ma podaż surowców energetycznych i ich ceny w tym: ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla, jak również cena za emisję CO2. Ogromne znaczenie posiada wielkość zainstalowanych mocy wytwórczych, ich efektywność i nowoczesność, a przede wszystkim infrastruktura przesyłowa i dystrybucyjna.

Rys. 3.4. Główne determinanty podaży energii elektrycznej w Unii Europejskiej

Unia Europejska musi sprostać dwóm zasadniczym wyzwaniom, aby podaż energii elektrycznej była adekwatna do przyszłego, rosnącego popytu, a jej produkcja i dystrybucja spełniały coraz to ostrzejsze wymagania ekologiczne:

 promować czyste wytwarzanie energii elektrycznej, ale równocześnie działać w taki sposób, aby wytworzona energia dostarczona była na czas i po przystępnych cenach;

 zapewnić ciągłość dostaw energii elektrycznej z perspektywą na większą różnorodność, dywersyfikację pochodzenia surowców energetycznych.

Nowa polityka energetyczna Unii Europejskiej realizowana od 2007 r. wpływa wielokierunkowo na sektor elektroenergetyczny, z głównym naciskiem na infrastrukturę wytwarzania energii elektrycznej, czyli przede wszystkim na liczbę i jakość elektrowni. Koncentrując się na redukcji emisji CO2 i GHG (Greenhouse gas emissions), wpływa bezpośrednio na sektor wytwarzania energii elektrycznej w wymiarze produkcyjnym i technologicznym²⁷⁰. Jej kierunki zmierzają do przeorientowania sektora wytwarzania energii pod kątem zmniejszenia wykorzystania surowców wysokoemisyjnych, takich jak węgiel czy ropa naftowa w produkcji energii elektrycznej.

Realizacja nowych ekologicznych przepisów, m.in. redukcji CO2 o 20% do 2020 r., wymaga przyśpieszenia demontażu i zamykania dotychczasowych instalacji węglowych. Elektrownie węglowe mają zostać zastąpione innymi mocami produkcyjnymi na odpowiednim poziomie technologicznym.

W przypadku polskiej elektroenergetyki i innych państw bazujących na węglu zastąpienie instalacji węglowych innymi mocami wytwórczymi jest problematyczne z punktu widzenia społecznego i gospodarczego. Elektrownie eksploatowane w krajach „starej 15” są o pięć, dziesięć lat starsze niż te, które pracują w Polsce. Należy podkreślić, iż unijne dyrektywy ograniczające emisje pochodzące z dużych źródeł spalania weszły lub wchodzą w życie w sytuacji wyłączenia z eksploatacji większości starych bloków „unijnej piętnastki” na skutek ich fizycznego zużycia. Sytuacja Polski jest inna, gdyż istniejące jednostki wytwórcze można by z technicznego punktu widzenia eksploatować jeszcze przez kilkanaście lat. Jednak nowe przepisy ustanawiają ograniczenia (w tym pakiet energetyczno-klimatyczny), które w konsekwencji powodują, że polskie elektrownie bez dodatkowych instalacji oczyszczania spalin nie spełniają wprowadzonych wymogów. Na dobudowę nowych instalacji są już

270

Europe’s Energy Position: Present and Future, Market Observatory for Energy, Report 2008, Office for Official Publications of the European Communities, Luxembourg, s. 31-32.

jednak zbyt stare i w praktyce trzeba będzie je zamknąć, mimo iż niektóre urządzenia nie zostaną jeszcze w pełni zamortyzowane271

.

Tak więc przez najbliższe lata to cena emisji CO2 i koszty sekwestracji (Carbon Capture

and Storage) oraz inne niskowęglowe technologie będą determinować inwestycje w nowe

moce wytwórcze oraz koszty energii elektrycznej. Większość instalacji węglowych zostanie wymieniona na instalacje CCS, gdy te technologie staną się realnie dostępne, czyli prawdopodobnie po 2020 r.²⁷².

Zgodnie z aktualnymi trendami i prognozami całkowity popyt na energię elektryczną wzrośnie do 2030 r., co będzie wymagało utworzenia nowych, dodatkowych mocy wytwórczych. Europejskie moce wytwórcze wzrosły z 681 GW w 2000 r. do 740 GW w 2004 r. i osiągnęły 799 GW w 2008 r.²⁷³.

Według Baseline Scenerio274

Unia Europejska będzie potrzebować w 2020 r. więcej nowych mocy wytwórczych netto o 160 lub 200 GW niż w 2008 r. W związku z tym stworzenie nowych mocy wytwórczych, które będą zastępowały i rozszerzały istniejące instalacje jest koniecznością. Winny one zastąpić starzejące się obiekty, których cykl życia dobiega końca oraz sprostać rosnącemu popytowi na energię elektryczną w krajach Unii Europejskiej.

Jednak analizując europejski rynek energii elektrycznej od strony podażowej, jego moce wytwórcze wydają się być wystarczające dla zaspokojenia popytu w krótkim okresie, a dla niektórych krajów Unii Europejskiej w średnim okresie. Bez nowych mocy wytwórczych zakłócenia mogą pojawić się w UE w 2015 r., albo nawet wcześniej, zwłaszcza w centralnej Europie (Czechy, Węgry, Polska, Słowacja) i w krajach bałtyckich, przede wszystkim jako konsekwencje zamknięcia i wygaszenia wielu starych węglowych i jądrowych elektrowni.

Możliwość dostosowania mocy wytwórczych do popytu jest szacowana w oparciu o potencjalne rezerwy tych mocy, dostępne przy uwzględnieniu szczytowego obciążenia²⁷⁵. Z tego punktu widzenia ważna jest tzw. gwarantowana wielkość zdolności wytwórczych. Jest ona porównywana z przewidywanym obciążeniem (load) w danym miesiącu, powiększonym o margines wynikający z obciążenia szczytowego (margin against monthly peak load). Wynikająca z tej różnicy wielkość nazywana jest swobodnymi zdolnościami wytwórczymi

271 J. Pyka, red., Szanse i zagrożenia rozwoju rynku energetycznego w Europie i Polsce, Wydawnictwo Akademii

Ekonomicznej w Katowicach, Katowice 2007, s. 13-14.

272 Europe’s Energy Position…, op. cit., s. 31-32.

273

Ibidem, s. 32.

274 Baseline Scenerio to prognoza dotycząca sektora energetycznego uwzględniająca obecne trendy w

europejskiej polityce energetycznej i wskaźniki ekonomiczne do 2020 r. lub do 2030 r. Szerzej [w:] European

Energy and Transport…, op. cit. s. 31.

(remaining capacity). Są one traktowane jako rezerwy będące dodatkową podażą dostępną w nieprzewidywalnych sytuacjach (np. ekstremalnej pogody, nieplanowanego odcięcia od mocy itd.). Ich poziom powinien wynieść od 18 do 25% całkowitych mocy wytwórczych, natomiast 15% jest uznawane za minimum. Przy takich rezerwach może być wytworzona wystarczająca moc, a cały system wytwarzania energii jest uważany za stabilny²⁷⁶.

Oprócz rezerw, niezawodność mocy wytwórczych powinna być wzmocniona przede wszystkim tzw. „energetycznym mixem”, w postaci zróżnicowania paliw (surowców) służących wytworzeniu energii elektrycznej. Dywersyfikacja może być celem zarówno gospodarczym, jak i politycznym, gdyż zwiększa elastyczność w dostosowywaniu się do zmieniającego się popytu na energię elektryczną i pozwala zmniejszyć energetyczną zależność od jednego z surowców lub danej technologii.

Według danych z 2008 r. europejski mix energetyczny jest zdywersyfikowany. Około 28% energii elektrycznej wytwarzane jest z paliw jądrowych, a 27% z węgla, których znaczenie po 2000 r. w wytwarzaniu energii elektrycznej uległo zmniejszeniu²⁷⁷ (por. rys. 3.5.).

Rys. 3.5. Struktura produkcji energii elektrycznej z poszczególnych paliw w UE-27 (w %)

Źródło: EU Energy in figures and factsheets, revision 2011 (http://ec.europa.eu/energy/publications/statistics/st atistics_en.htm, data dostępu: 17.08.2011).

276 Do tej pory w Unii Europejskiej moce wytwórcze zaspokajają popyt na energię elektryczną. Blacouty, które

wystąpiły dotychczas nie są spowodowane brakiem energii, ale przede wszystkim usterkami technicznymi infrastruktury, co potwierdza ETSO. Szerzej Europe’s Energy Position…, s. 32-36.

277 Węgiel jako surowiec najbardziej emisyjny jest surowcem eliminowanym z produkcji energii elektrycznej z

jednej strony, z drugiej zaś ze względu na jego duże zasoby na terenie Unii Europejskiej jest gwarantem jej bezpieczeństwa energetycznego.

Gaz i źródła odnawialne są paliwami w coraz większej mierze używanymi do produkcji energii elektrycznej. Natomiast ze względu na wysoką emisyjność i wahające się ceny ropy naftowej na rynkach światowych jej znaczenie w produkcji energii elektrycznej zmniejsza się. Wydaje się, że Unia nie może znaleźć optymalnego rozwiązania w sprawie surowców wykorzystywanych do produkcji energii elektrycznej. Z jednej strony, ze względu na ochronę środowiska naturalnego chce zrezygnować z węgla, którego de facto ma najwięcej i z ropy naftowej, by ograniczyć uzależnienie importowe i podatność na wahania cenowe tego surowca. Z drugiej dąży do przerzucenia produkcji energii elektrycznej na mniej emisyjny gaz, co z kolei uzależnia Unię przede wszystkim od dostaw z Rosji. Rozwiązanie tych dylematów jest konieczne dla zapewnienia odpowiedniej podaży energii elektrycznej w przyszłości. Duże znaczenie w tym względzie posiadają alternatywne rozwiązania jakimi są m.in. odnawialne źródła energii i energetyka jądrowa. Należy podkreślić, iż wykorzystanie surowców energetycznych w poszczególnych krajach Unii Europejskiej jest zróżnicowane. Znajduje to odbicie w strukturze produkcji energii elektrycznej²⁷⁸. Kraje takie jak: Polska, Czechy, Niemcy, Grecja i Bułgaria, do produkcji energii elektrycznej w największym stopniu wykorzystują węgiel, natomiast Włochy, Wielka Brytania, Hiszpania, Holandia przede wszystkim gaz. Przykładowo, we Francji i Szwecji dużą rolę w tym względzie odgrywa energia atomowa.

Generalnie rzecz biorąc produkcja energii elektrycznej w Unii Europejskiej w analizowanych latach wzrastała i w 2008 r. osiągnęła wielkość 3372032 GWh (por. rys. 3.6.).

Państwami, które wytwarzały w 2008 r. najwięcej energii elektrycznej były Niemcy, Wielka Brytania, Włochy, Francja i Hiszpania, na które przypadało około 65% unijnej produkcji energii elektrycznej. W 2008 r. Polska wytwarzała 155305 GWh, tj. 5% całkowitej produkcji energii elektrycznej w Unii Europejskiej (podobnie do Szwecji). Najmniejszym udziałem w całkowitej produkcji energii elektrycznej krajów członkowskich charakteryzowały się Malta, Luksemburg, Cypr, Łotwa i Estonia, wytwarzające łącznie 0,7% całkowitej produkcji energii elektrycznej w UE.

Rys. 3.6. Produkcja energii elektrycznej w krajach Unii Europejskiej w latach 2000-2008 (w GWh)

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu (http://epp.eurostat.ec.europa.eu/tgm/table.do?tab=t able&init=1&language=en&pcode=ten00087&plugin=1, data dostępu: 16.02.2010).

Analizując podaż energii elektrycznej warto zwrócić uwagę na największe firmy zajmujące się wytwarzaniem i sprzedażą energii elektrycznej na europejskim rynku energii elektrycznej. W 2006 r. 7 największych firm wytworzyło 49% oferowanej energii i posiadało sprzedaż zaspokajającą 72% popytu, a należały do nich: EDF, E.ON, RWE, Vattenfall, Endeka, Enel, Suez/Electrabel²⁷⁹. Przykładowo, francuski EDF posiadał w 2006 r. blisko 20-procentowy udział w unijnym rynku sprzedaży energii elektrycznej.

W 11 krajach członkowskich w 2007 r. udział rynkowy największych wytwórców wynosił ponad 70% całkowitej wielkości wytwarzanej energii elektrycznej280, co świadczy o wciąż wysokim stopniu koncentracji produkcji i sprzedaży energii elektrycznej. Na Cyprze i Malcie tylko jeden wytwórca był odpowiedzialny za wytworzenie całej produkcji energii elektrycznej, natomiast udział największych wytwórców w Estonii i Grecji kształtował się na poziomie 94% i 91,6%. Kraje te w przypadku awarii jedynego bądź znaczącego producenta mogą mieć poważny problem z zagwarantowaniem bezpieczeństwa energetycznego. Z kolei w Polsce i w Wielkiej Brytanii udział największych firm w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej był najniższy w UE i wyniósłodpowiednio 16,5% i 18,5%.

Istotną rolę w kształtowaniu popytu i podaży reprezentujących dwie grupy uczestników rynku energii elektrycznej, konsumentów i producentów odgrywają zmiany cen energii elektrycznej. Generalnie rzecz biorąc, ceny energii elektrycznej w Unii Europejskiej dla gospodarstw domowych wzrosły, szczególnie w latach 2004-2008 (por. rys 3.7.). Wydaje się, iż złożyło się na to szereg czynników, takich jak: koszty inwestycji nowych i modernizacyjnych, realizacja wymogów ekologicznych, zwiększenie produkcji energii elektrycznej z OZE, wzrost cen niektórych surowców energetycznych oraz szereg innych czynników²⁸¹. Należy podkreślić, że wzrost cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w poszczególnych krajach Unii Europejskiej był zróżnicowany. Wyjątek stanowi Francja, gdzie ceny energii elektrycznej dla gospodarstw były w miarę stabilne i Portugalia, gdzie w 2008 r. nastąpił spadek cen w stosunku do 2004 r.

Wyrażając natomiast ceny w PPS (Purchasing Power Standard-PPS)282, eliminującym różnice w cenach pomiędzy państwami UE, należy stwierdzić, że najwięcej w 2010 r. za tę samą ilość energii elektrycznej musiało zapłacić gospodarstwo domowe w Danii, Słowacji i w Polsce (w tych krajach była ona najdroższa), a najmniej w Finlandii i Francji283

.

280 http://epp.eurostat.ec.europa.eu/tgm/table.do?tab=table&init=1&language=en&pcode=tsier060&plugin=1,

data dostępu: 17.02.2010.

281 European Energy and Transport…, op. cit.

282 Standard Siły Nabywczej (PPS) oznacza wspólną umowną jednostkę walutową stosowaną w Unii

Europejskiej do przeliczeń zagregowanych danych ekonomicznych na potrzeby porównań przestrzennych, w taki sposób, aby wyeliminować różnice w poziomach cen między państwami członkowskimi. Szerzej [w:]

Rozporządzenie (WE) NR 1445/2007 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11 grudnia 2007 r. ustanawiające wspólne zasady dostarczania podstawowych informacji w sprawie parytetów siły nabywczej oraz ich wyliczenia i rozpowszechniania (tekst mający znaczenie dla EOG).

283

http://epp.eurostat.ec.europa.eu/cache/ITY_OFFPUB/KS-QA-10-046/EN/KS-QA-10-046-EN.PDF, data dostępu: 17.07.2011.

Rys. 3.7. Ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w latach 2000-2010 (w EUR/kWh)

* średnia cena energii elektrycznej dla gospodarstw zużywających rocznie od 2500 do 5000 kWh dla pierwszego półrocza każdego roku, nie obejmująca odpowiednich podatków.

Źródło: http://epp.eurostat.ec.europa.eu/tgm/table.do?tab=table&init=1&language=en&pcode=ten00115&plugin =1, data dostępu: 17.08.2011.

Podobnie do cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w UE-27, ceny energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych wzrosły w analizowanych latach (por. rys. 3.8). Jednak największy wzrost cen energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych w UE-27 i w jej poszczególnych krajach nastąpił w latach 2004-2008.

Rys. 3.8. Ceny energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych w latach 2000-2010

(w EUR/kWh)

* średnia cena energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych zużywających rocznie od 500 do 2000 MWh, dla pierwszego półrocza każdego roku, nie obejmująca odpowiednich podatków.

Źródło:http://epp.eurostat.ec.europa.eu/tgm/table.do?tab=table&init=1&language=en&pcode=ten00114&plugin =1, data dostępu 19.08.2011.

W 2010 r. wzrost ten został wyhamowany (poza Maltą i Cyprem), co wynika ze spadku produkcji przemysłowej w wielu krajach Unii Europejskiej, będącego skutkiem kryzysu gospodarczego z 2008 r.