KOMUNIKAT KOMISJI DO PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO, RADY, EUROPEJSKIEGO KOMITETU EKONOMICZNO-SPOŁECZNEGO I KOMITETU REGIONÓW Postępy na drodze do ukończenia tworzenia wewnętrznego rynku energii /* COM/2014/0634 final */





KOMUNIKAT KOMISJI DO PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO, RADY, EUROPEJSKIEGO KOMITETU EKONOMICZNO-SPOŁECZNEGO ORAZ KOMITETU REGIONÓW Postępy na drodze do ukończenia tworzenia wewnętrznego rynku energii 1. WPROWADZENIE W ostatnich dwóch dekadach polityka energetyczna w Europie ukierunkowana była na osiągnięcie trzech głównych celi dla dobra ogółu obywateli: ceny energii w Unii Europejski powinny być przystępne i kształtowane zgodnie z zasadami konkurencji, a gospodarka energetyczna powinna być zrównoważona pod względem ochrony środowiska i prowadzona w sposób zapewniający bezpieczeństwo. Dobrze zintegrowany wewnętrzny rynek energii jest podstawowym warunkiem wstępnym osiągnięcia tych celów w opłacalny sposób. W 2011 r. szefowie państw i rządów uznali znaczenie stworzenia wewnętrznego rynku energii i ustalili termin ukończenia jego realizacji na rok 2014, podkreślając, że po roku 2015 żadne z państw członkowskich Unii nie powinno znajdować się poza systemem europejskich sieci gazu i energii elektrycznej[1]. Od tego czasu potrzeba osiągnięcia tych celów była wielokrotnie podkreślana, przy zdecydowanym poparciu wszystkich głównych zainteresowanych stron, od stowarzyszeń branżowych po organizacje konsumenckie[2]. Ze względu na ogromne znaczenie sektora energii dla konkurencyjności, dobrobytu i niezależności Europy Unia nie może pozwolić sobie na porażkę w tym zakresie[3]. W listopadzie 2012 r. Komisja przedstawiła szczegółowe sprawozdanie na temat stanu wewnętrznego rynku energii, nie tylko podsumowując dotychczasowe osiągnięcia, ale i określając trzy główne wyzwania, którym trzeba będzie stawić czoła w przyszłości i na których należy się skupić w dalszych pracach[4]. Wyzwania te i związane z nimi działania dotyczyły po pierwsze konieczności wdrożenia i stosowania obowiązujących przepisów oraz ich przestrzegania, po drugie potrzeby dostosowania naszych systemów energetycznych do wymagań gospodarki niskoemisyjnej w przyszłości, a po trzecie umieszczenia w centrum uwagi konsumentów, będących główną siłą napędową koniecznych zmian, a także końcowymi beneficjentami wysiłków na rzecz liberalizacji. Teraz przyszedł czas na podsumowanie postępów w stawianiu czoła tym wyzwaniom i zidentyfikowanie punktów, których nie udało się jeszcze zrealizować. W styczniu 2014 r. Komisja opublikowała sprawozdanie zatytułowane „Ceny i koszty energii w Europie”, w którym podano, że ceny hurtowe energii elektrycznej w UE znacznie spadły, a hurtowe ceny gazu utrzymywały się od 2008 r. na mniej więcej stałym poziomie[5]. Jednakże ceny detaliczne energii w Europie znacznie wzrosły w latach 2008–2012, między innymi w wyniku wyższych podatków i opłat związanych z energią, które stanowią istotną część kwoty rachunku za energię uiszczanego przez odbiorcę detalicznego[6]. Wysokość tych podatków i opłat różni się ponadto znacznie między poszczególnymi państwami członkowskimi, co podkreśla wagę dokładnej oceny ich interwencji oraz potencjał i potrzebę większego stopnia koordynacji polityki[7]. Również ze względu na potrzebę koordynacji polityki na wczesnym etapie Komisja przedstawiła w styczniu tego roku nowe ramy polityki w zakresie klimatu i energii do roku 2030. Konkurencyjny i zintegrowany wewnętrzny rynek energii stanowi ważny element tych ram prawnych, zapewni on bowiem warunki konieczne do osiągnięcia ambitnych celów polityki w zakresie energii i klimatu w przyszłości w sposób opłacalny, przyczyniając się tym samym do wyeliminowania zakłóceń w zakresie cen energii dla przedsiębiorstw i gospodarstw domowych oraz do utrzymania niezbędnego zaufania inwestorów. Ostatnio kryzys na Ukrainie i związane z nim zagrożenia dla bezpieczeństwa dostaw po raz kolejny unaoczniły, jakie korzyści mogą przynieść UE zintegrowane rynki energii z dobrze rozwiniętą siecią połączeń i zdywersyfikowanymi dostawami oraz solidarność w obliczu kryzysów. Musimy w dalszym ciągu dążyć przede wszystkim do dywersyfikacji dostaw gazu, budowy brakujących połączeń w celu przyłączenia odizolowanych obszarów do systemu, rozwoju naszych własnych niskoemisyjnych źródeł energii i zapewnienia integracji odnawialnych źródeł energii w sposób gwarantujący bezpieczeństwo i niezawodność, do tworzenia płynnych centrów handlu i usunięcia niepotrzebnych przeszkód administracyjnych, do zwiększenia inwestycji na rzecz sieci inteligentnych, wzmocnienia pozycji konsumentów i jednorodnego stosowania wspólnych przepisów energetycznych w całej Unii. Osiągnięcie tych celów zależy w dużej mierze od współpracy regionalnej, a niedawny kryzys pokazał, że działanie w odosobnieniu nie stanowi już opcji dla państw członkowskich. W niniejszym komunikacie podkreślono, że UE zmierza we właściwym kierunku. Poczyniliśmy już znaczne postępy, niemniej jednak wyraźnie widać, że czeka nas jeszcze sporo pracy i że pozostało jeszcze wiele nierozwiązanych kwestii, które stanowią przeszkody dla prawidłowego funkcjonowania rynku. 2. INTEGRACJA RYNKU TRWA I PRZYNOSI KONKRETNE REZULTATY Bez wątpienia dobrze funkcjonujący transgraniczny rynek energii jest jedynym realnym narzędziem umożliwiającym utrzymanie dobrej kondycji i wydajności sektora energii w UE w przyszłości. W niedawnym badaniu zleconym przez Komisję oszacowano, że korzyści gospodarcze netto, jakie przyniesie stworzenie rynku wewnętrznego, mieszczą się w przedziale 16–40 mld euro rocznie[8]. 2.1 Zintegrowany rynek stanowi podstawę opłacalnej dekarbonizacji naszych systemów energetycznych Obecnie 23,5 % energii elektrycznej produkowanej w Unii i 14 % energii zużywanej przez odbiorców końcowych we wszystkich sektorach pochodzi z odnawialnych źródeł energii. Unia jest więc na dobrej drodze do osiągnięcia celu, zgodnie z którym do 2020 r. 20 % energii zużywanej przez odbiorców końcowych ma pochodzić ze źródeł odnawialnych, do pełnej realizacji tego celu konieczne są jednak dalsze wysiłki. Obecne wyniki stanowią również solidną podstawę do kontynuacji działań w tym zakresie i osiągnięcia bardziej ambitnych celów w zakresie odnawialnych źródeł energii w roku 2030[9]. Komisja zaproponowała ustalenie ogólnounijnego celu w tym zakresie na poziomie co najmniej 27 %[10]. Wykorzystanie źródeł odnawialnych do produkcji energii wzrasta, ale wiąże się również z wyzwaniami. Zmienność i ograniczona przewidywalność energii słonecznej i wiatrowej utrudniają coraz bardziej stabilizację sieci. Dobrze zintegrowane rynki są bez wątpienia najlepszym instrumentem, aby sprostać temu wyzwaniu[11]. Umożliwiają one połączenie ze sobą obszarów o uzupełniających się koszykach energetycznych, a tym samym zwiększają odporność systemu energetycznego na wahania popytu lub podaży. Dobrze obrazuje to przykład połączonych rynków energii niemieckiego i francuskiego, w ramach których ciągły transgraniczny przepływ umożliwia Niemcom utrzymanie stabilności systemu w okresach silnego wiatru i dużego nasłonecznienia, a jednocześnie pozwala Francji zapewnić dostawy energii na jej terenie w okresach szczytowego zapotrzebowania. W transgranicznym handlu energią elektryczną między większością państw UE odnotowano wzrost, podobnie jak w wykorzystaniu połączeń wzajemnych — udział energii importowanej w całkowitej ilości energii elektrycznej dostępnej na pokrycie zapotrzebowania końcowego zwiększył się w 23 państwach członkowskich w latach 2008–2012. Jest on jednak nadal dużo niższy od poziomu pełnego wykorzystania potencjału takich połączeń. Do zwiększenia handlu konieczne jest wzmocnienie fizycznego połączenia naszych rynków, które jest wciąż niewystarczające w wielu regionach Unii. Warunkiem wzrostu w tym zakresie jest również usunięcie pozostałych przeszkód w handlu transgranicznym, takich jak istniejące wciąż ograniczenia w eksporcie lub nadmiernie rygorystyczne wymagania dotyczące licencji. Dobrze funkcjonujące rynki umożliwiają ponadto promowanie elastyczności i efektywności energetycznej i nagradzanie osiągania dobrych wyników w tym zakresie. W sytuacji, gdy ceny odzwierciedlają równowagę między podażą a popytem, a konsumenci korzystają z możliwości dostosowania swoich zachowań w zakresie zużycia energii do sygnałów cenowych (reakcja ze strony popytu), całkowity koszt zabezpieczenia dostaw energii może zostać obniżony, ponieważ ograniczona zostaje potrzeba kosztownych dostaw energii w okresie szczytowego poboru i dużej przepustowości sieci. 2.2 Wewnętrzny rynek energii o dobrze rozwiniętej sieci połączeń to klucz do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw Europa tradycyjnie cieszy się bardzo wysokim stopniem bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w porównaniu z innymi regionami świata, dzięki m.in. niezawodności naszych sieci. Jak wspomniano powyżej, utrzymanie tego samego poziomu stabilności sieci staje się coraz większym wyzwaniem ze względu na zwiększony udział zmiennych odnawialnych źródeł energii w koszyku energetycznym. Aby utrzymać równowagę w systemie przez cały dzień, konieczna jest poprawa połączeń między poszczególnymi sieciami przesyłu energii elektrycznej w Europie i ściślejsza współpraca operatorów. Zwiększenie obszaru objętego siecią połączeń stworzy większe możliwości przeciwdziałania negatywnym skutkom zmienności odnawialnych źródeł energii. W związku z powyższym Europa musi nadal dążyć do znalezienia rozwiązania kwestii wpływu na integrację rynków transgranicznych niekontrolowanych przepływów energii („przepływów kołowych”), które wciąż stanowią problem w Europie Środkowej i Wschodniej. W przypadku gazu jeszcze bardziej oczywiste jest, że konkurencyjny i zintegrowany rynek wewnętrzny stanowi dla Europy kluczowe narzędzie zapewnienia wysokiego poziomu bezpieczeństwa dostaw. Tegoroczny kryzys na Ukrainie spowodował, że bezpieczeństwo energetyczne i zależność od źródeł zewnętrznych znów zajęły wysoką pozycje na liście priorytetów UE. W oparciu o konkluzje z posiedzenia Rady Europejskiej z dnia 21 marca 2014 r. Komisja przedstawiła dogłębną analizę możliwości zmniejszenia zależności energetycznej UE i powiązany kompleksowy plan[12]. Wyeliminowanie izolacji tych państw członkowskich, które są dziś całkowicie zależne od jednego zewnętrznego dostawcy, jest w tym względzie nadal kwestią priorytetową. W ciągu ostatnich pięciu lat ogólna sytuacja w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu w Europie uległa znacznej poprawie. Stabilność sytuacji w Europie pod względem bezpieczeństwa dostaw gazu była w ostatnich latach kilkakrotnie poddawana próbie. W lutym 2012 r. i w marca 2013 r. panowały o wiele niższe temperatury, niż przewidywano, ale rynki nie przestały dobrze funkcjonować, gaz przesyłany był tam, gdzie uzyskiwano za niego najlepsze ceny, zapobiegnięto również pojawieniu się w jakimkolwiek miejscu Europy niedoborów. Sytuacja w Europie jest dziś znacznie lepsza niż pięć lat temu, także pod względem przygotowania na wypadek poważnego zakłócenia w dostawach gazu. Od chwili przyjęcia rozporządzenia w sprawie bezpieczeństwa dostaw[13] państwa członkowskie zwiększyły swoje starania i inwestycje na rzecz bardziej elastycznego systemu rurociągów, większej pojemności magazynowej, poprawy gotowości i planów reagowania na wypadek sytuacji awaryjnych oraz lepszej koordynacji. Poziom bezpieczeństwa dostaw gazu w Europie będzie nadal wzrastał, na przykład dzięki otwarciu korytarza południowego, umożliwiającego dostawy gazu z Azerbejdżanu na rynki europejskie, jak również dzięki budowie kolejnych brakujących połączeń i terminali LNG, na przykład w regionie Morza Bałtyckiego i w Polsce. Inwestycje te pokazują, że zintegrowany rynek z 500 milionami konsumentów i rocznym zużyciem wynoszącym 480 mld m³ jest nadal na tyle atrakcyjny, by inwestorzy dokonywali na nim inwestycji, a producenci sprzedawali gaz. Jednakże same tego rodzaju inwestycje nie wystarczą do zapewnienia odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa dostaw, zarówno obecnie, jak i w przyszłości. W celu zabezpieczenia dostaw unijny rynek gazu musi stać się miejscem dającym uczestnikom rynku pewność, że będą traktowani sprawiedliwie i zgodnie z przejrzystymi i stabilnymi ramami prawnymi. Aby móc w dalszym ciągu cieszyć się wysokimi standardami w zakresie bezpieczeństwa dostaw, do których przywykliśmy w UE, i zapobiegać nadmiernemu wzrostowi związanych z nimi kosztów, państwa członkowskie muszą poważnie podejść do kwestii rynku wewnętrznego, stosowania ram prawnych[14] oraz stymulowania stosownych inwestycji. 2.3 Konkurencyjne rynki zapewniają konkurencyjne ceny i obniżenie kosztów systemu Wzrost konkurencji na rynku hurtowym znacząco wpłynął na ceny. W przypadku energii elektrycznej ceny hurtowe spadły znacząco – od 35 % do 45 % w latach 2008–2012[15], a w przypadku gazu pozostały na niezmienionym poziomie. Połączenia wzajemne są wykorzystywane w sposób bardziej efektywny, a dzięki poprawie w zakresie regulacji przyjmowane jest najbardziej opłacalne rozwiązanie przy podejmowaniu decyzji o tym, która elektrownia ma produkować energię w danym momencie. Ponadto na zintegrowanym rynku znacznie niższe są koszty systemu[16]. W przypadku gazu dywersyfikacja źródeł dostaw, szczególnie w Europie Zachodniej, przyniosła Europie korzyści w postaci niskich cen importu LNG w latach 2007–2010. Kilka długoterminowych umów z tradycyjnymi dostawcami energii do Europy stało się częściowo i w różnych zakresach przedmiotem renegocjacji, zwłaszcza w przypadkach dostępności alternatywnych możliwości dostaw. Renegocjacje te z kolei doprowadziły do zmniejszenia znaczenia przestarzałego już powiązania cen gazu z cenami ropy naftowej w umowach o dostawy gazu. Pomimo wzrostu ceny LNG w wyniku zwiększonego popytu w Azji po awarii w Fukushimie, ceny w europejskich centrach handlu gazem zostały utrzymane na odpowiednim poziomie. Warunki niezbędne do prawidłowego funkcjonowania centrum handlu gazem udało się jak dotąd stworzyć jedynie w Europie Północno-Zachodniej, jednakże w ciągu ostatnich dwóch lat nastąpiło wiele istotnych zmian na lepsze, na przykład we Włoszech, w Polsce i w Republice Czeskiej. Dobrze zorganizowane, przejrzyste centra wymiany handlowej, które działają w oparciu o ten sam zestaw prostych, zharmonizowanych przepisów w całej Europie, znacznie ułatwiają sprzedawcom gazu jego przesył i handel nim w wymiarze transgranicznym. Centra handlu i giełdy energii nie tylko ułatwiają sam obrót, stanowią one również źródło istotnych informacji na temat wartości towaru będącego jego przedmiotem. Zarówno w przypadku gazu, jak i energii elektrycznej, na podstawie ceny w centrum handlu czy na giełdzie energii można wskazać, gdzie panuje wysoki popyt i niska podaż lub odwrotnie. W perspektywie krótkoterminowej dzięki takim sygnałom cenowym dostawy energii elektrycznej i gazu dokonywane są w sposób ekonomicznie uzasadniony. W wyniku tego transgraniczne połączenia międzysystemowe są obecnie wykorzystywane znacznie efektywniej niż wcześniej, a przepływy w kierunku „niewłaściwym” z ekonomicznego punktu widzenia już niemal zaniknęły[17]. W perspektywie długoterminowej wspomniane sygnały cenowe odgrywają kluczową rolę we wskazywaniu obszarów, w których zasadne jest inwestowanie w dodatkową infrastrukturę lub zdolności wytwórcze[18]. Innymi słowy, sygnały cenowe pomagają jak najlepiej wykorzystać istniejącą infrastrukturę i podejmować właściwe decyzje o inwestowaniu w najbardziej uzasadnione z ekonomicznego punktu widzenia projekty na przyszłość, umożliwiając nam obecnie utrzymanie na odpowiednim poziomie zarówno cen hurtowych, jak i kosztów systemu energetycznego w trakcie całego procesu dalszej modernizacji i dekarbonizacji sektora energii. Zmiany w cenach na rynkach hurtowych są obiecujące, jednak nie przynoszą bezpośrednich korzyści odbiorcom indywidualnym. Istotną i coraz większą[19] część kwoty detalicznych rachunków za energię w UE stanowią podatki i dodatkowe opłaty. W większości krajów w Europie rynki detaliczne są nadal dostosowane do potrzeb jednokierunkowego przepływu energii z dużych scentralizowanych jednostek wytwórczych do wielu odbiorców indywidualnych. Jednak w miarę jak nowe technologie, takie jak inteligentne liczniki, automatyka domowa i wytwarzanie energii na małą skalę stają się coraz bardziej dostępne dla wszystkich odbiorców indywidualnych, powstaje możliwość, a także konieczność zapewnienia takim odbiorcom wpływu na wysokość płaconego przez nich rachunku za energię, a jednocześnie wsparcia integracji odnawialnych źródeł energii w sieci dystrybucyjnej i poprawy wydajności[20]. 3. INTEGRACJA RYNKU WYMAGA WIĘKSZEJ LICZBY SIECI I PRZEJRZYSTYCH, PROSTYCH I TRWAŁYCH PRZEPISÓW Poczyniono już znaczne postępy, jednak wiele pozostaje jeszcze do zrobienia. Zarówno w przypadku gazu, jak i energii elektrycznej, aby obrót nimi i ich transport transgraniczny przebiegały bez zakłóceń, konieczne są z jednej strony fizyczne przewody lub rurociągi („sprzęt”), a z drugiej przejrzyste, powszechnie stosowane ramy regulacyjne („oprogramowanie”). Sieci przesyłowe i ramy regulacyjne kształtowano jednak na szczeblu krajowym, skupiając się ze zrozumiałych względów na optymalizacji systemu krajowego. Muszą one teraz zostać zespolone w ramach regionalnych i ogólnounijnych systemów. 3.1 Sprzęt: inwestowanie w sieci przyszłości Tak jak oprogramowanie nie może działać bez sprzętu, tak i rynki energii mogą działać tylko przy odpowiednio rozwiniętej sieci połączeń. W ostatnich latach odnotowano postęp na polu uruchamiania inwestycji, zwłaszcza inwestycji w infrastrukturę przesyłową, w szczególności w krajach posiadających stabilne ramy regulacyjne[21]. System energetyczny, w którym państwa członkowskie starają się być samowystarczalne w zakresie wytwarzania energii elektrycznej i produkcji lub importu gazu, nie jest już ani uzasadniony, ani wydajny. 3.1.1 Znaczne postępy Dzięki rygorystycznemu stosowaniu przepisów trzeciego pakietu energetycznego, w tym przepisów dotyczących rozdziału oraz wprowadzających obowiązek opracowania dziesięcioletnich planów rozwoju sieci zapanował obecnie klimat inwestycyjny, który daje pewność, że budowane są te połączenia, których najbardziej potrzeba. Trzecim pakietem ograniczono zarówno bodźce dla operatów do powrotu do zachowań dyskryminacyjnych lub wstrzymywania budowy ważnych części infrastruktury, jak i ich możliwości w tym zakresie. Obecnie 96 z około 100 operatorów systemów przesyłowych w Europie uzyskało certyfikaty poświadczające ich zgodność z jednym z modeli rozdziału określonych w trzecim pakiecie energetycznym[22]. Komisja będzie nadal monitorować sytuację i zachowa czujność w celu zapewnienia przestrzegania unijnych przepisów dotyczących konkurencji. Zwiększenie inwestycji w strategiczną infrastrukturę energetyczną jest niezbędne, a Europa może wspomóc istotne inwestycje, zarówno pod względem finansowym, jak i administracyjnym. W związku z tym w maju 2014 r. Komisja zaproponowała podwyższenie obecnego celu 10 % połączeń międzysystemowych do 15 % do roku 2030[23]. Obecnie średni poziom połączeń międzysystemowych wynosi około 8 %. Ponadto w październiku 2013 r. Komisja przyjęła pierwszy unijny wykaz 248 projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, które należy bezzwłocznie zrealizować w celu dalszego wzmocnienia zintegrowanego rynku. Trzy czwarte tych projektów powinny zostać ukończone do 2020 r. Przy realizacji projektu zaklasyfikowanego jako projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania można korzystać z bardziej efektywnych procedur udzielania zezwoleń. Można ponadto uzyskać wsparcie finansowe ze strony Unii Europejskiej w ramach instrumentu „Łącząc Europę”. Na projekty w zakresie infrastruktury energetycznej przeznaczono 5,85 mld euro[24], [25]. Już Europejski program energetyczny na rzecz naprawy gospodarczej (EPENG) z 2010 r. oraz jego wdrożenie pokazały, że porozumienie polityczne oraz ukierunkowane finansowanie ze środków unijnych mogą istotnie wpłynąć na przyspieszenie realizacji projektów dotyczących budowy krytycznej infrastruktury i w ten sposób przyczynić się do rozwoju nie tylko rynków energii, ale także całej gospodarki. W ramach tego programu zrealizowano w Europie Środkowej i Wschodniej kilka projektów przepływu w kierunku przeciwnym do głównego, na przykład między Niemcami a Polską, które sprawiły, że europejski system przesyłowy gazu stał się bardziej odporny na potencjalne duże wahania w podaży. Ponadto ukończono budowę wielu brakujących połączeń, takich jak linie energetyczne między Estonią a Finlandią lub między Zjednoczonym Królestwem i Irlandią. Inne projekty o kluczowym znaczeniu są obecnie w trakcie realizacji, jak na przykład terminale LNG w Polsce i na Litwie, połączenie międzysystemowe do przesyłu energii elektrycznej między Szwecją i Litwą lub połączenie miedzysystemowe do przesyłu gazu na granicy węgiersko-słowackiej. 3.1.2 Konieczne jest zbudowanie dodatkowej infrastruktury w trybie pilnym Aby dostosować nasze sieci gazowe i elektryczne do wymagań przyszłości niezbędna jest rozbudowa istniejących rurociągów przesyłowych i linii elektrycznych w obrębie poszczególnych rynków i pomiędzy nimi. W przypadku gazu należy skupić się przede wszystkim na inwestycjach umożliwiających wyeliminowanie izolacji państw bałtyckich i dywersyfikację dostaw w wielu państwach członkowskich Europy Środkowo-Wschodniej i Południowo-Wschodniej. Obszarami o krytycznym znaczeniu, na których brakuje wewnątrzrynkowych zdolności przesyłowych energii elektrycznej, są Niemcy i sieć połączeń wewnątrz rynku państw bałtyckich. Priorytetowo należy również nadal traktować poprawę połączenia sieci elektrycznych Półwyspu Iberyjskiego, regionu bałtyckiego oraz Irlandii i Zjednoczonego Królestwa z sieciami na kontynencie. Kolejnym ważnym wyzwaniem jest stworzenie zintegrowanej sieci przesyłowej morskiej energii wiatrowej na morzach północnych oraz autostrad elektroenergetycznych, które umożliwią optymalną pod względem kosztów integrację energii wytwarzanej w Unii w znacznej ilości ze źródeł odnawialnych na morzu i lądzie w systemie energetycznym. Ponadto do stworzenia sieci przesyłowych, które będą w stanie sprostać wyzwaniom przyszłości, konieczne jest przekształcenie ich w sieci inteligentne. W szczególności na poziomie dystrybucji inwestycjom w inteligentne liczniki i energię wytwarzaną lokalnie muszą towarzyszyć inwestycje umożliwiające operatorom systemów dystrybucyjnych zarządzanie siecią w inteligentniejszy i bardziej efektywny sposób. Inteligentne sieci stwarzają przedstawicielom przemysłu jedyną w swoim rodzaju możliwość opracowania rozwiązań z dziedziny inżynierii oraz innowacyjnych produktów, służących zautomatyzowaniu zarządzania energią w sieci lub w domu: jest to dziedzina, w której przedsiębiorstwa w Unii mogą się już wykazać historią sukcesów. Lwia część inwestycji w sieci nie będzie finansowana ze środków publicznych, dlatego też potrzebne jest stworzenie warunków bardziej sprzyjających inwestowaniu. Z tych samych przyczyn dostęp do finansowania stanowi nadal poważny problem w rozwijaniu infrastruktury w UE. Inwestycje w infrastrukturę energetyczną to projekty wymagające dużych nakładów kapitału oraz stabilnych i przewidywalnych warunków regulacyjnych. Inwestorzy nadal unikają podejmowania ryzyka, a brak stabilnych ram regulacyjnych może osłabić ich zaufanie. Toczące się prace nad wspólnymi ogólnounijnymi zasadami ustalania taryf za przesył gazu, jak również rozwiązania opracowane przez krajowe organy regulacyjne i Komisję dotyczące tworzenia systemów regulacyjnych dostosowanych do indywidualnych potrzeb pojedynczych ważnych nowych projektów (takich jak TAP lub Eleclink), stanowią kroki we właściwym kierunku, które należy kontynuować. Państwa członkowskie muszą wdrożyć rozporządzenie TEN-E w celu określenia i realizacji najważniejszych projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania. Występujące obecnie opóźnienia we wdrażaniu przepisów rozporządzenia, na przykład dotyczących wyznaczenia centralnych punktów kontaktowych do celów wydawania pozwoleń, są nie do przyjęcia. Oprócz budowy nowej infrastruktury należy zapewnić wykorzystanie istniejącej infrastruktury w sposób wydajny i zwiększający bezpieczeństwo dostaw. W odniesieniu do tej kwestii Komisja zdaje sobie sprawę z faktu, iż stopień wykorzystania terminali LNG zmniejszył się w ostatnich latach i miesiącach, co sprawiło, że przemysł znalazł się pod presją. Także komercyjne wykorzystanie instalacji magazynowania gazu wydaje się wykazywać tendencję spadkową, mimo że poziom zapasów w sierpniu 2014 r. osiągnął rekordową wysokość. Niepewność rynkowa niewątpliwie naraża operatorów terminali LNG i systemów magazynowania na zwiększone ryzyko handlowe. Niezbędne jest dokonanie oceny potencjalnego wpływu wspomnianych zmian na bezpieczeństwo dostaw w perspektywie długoterminowej. 3.2 Oprogramowanie: potrzeba przejrzystych, prostych i trwałych przepisów W coraz większym stopniu hurtowe rynki gazu i energii elektrycznej wykraczają poza obręb rynków krajowych, a przedsiębiorstwa energetyczne dokonują ekspansji na rynki inne niż rodzime, należy zatem zapobiec temu, by regulacje i nadzór regulacyjny, skrojone wciąż jeszcze na potrzeby krajowe, stały się przeszkodą w integracji rynku. Zróżnicowanie krajowych systemów regulacyjnych oraz częstotliwość zmian w ramach regulacyjnych w niektórych państwach członkowskich spowodowały powstanie niepotrzebnych obciążeń administracyjnych i kosztów transakcji, nie zapewniając w związku z tym solidnej podstawy dla koniecznych inwestycji. W trzecim pakiecie energetycznym przewidziano stworzenie zharmonizowanych ram prawnych na szczeblu europejskim. Dzięki wspólnym wysiłkom na szczeblu europejskim ze strony administracji krajowych, organów regulacji energetyki (w ramach Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki („ACER”)) oraz operatorów sieci (stowarzyszonych w europejskiej sieci operatorów systemów przesyłowych gazu i energii elektrycznej (ENTSO)) ramy te zaczęły nabierać konkretnego kształtu. Te wiążące przepisy europejskie, określane jako kodeksy sieci, są opracowywane, przyjmowane, a także stosowane coraz częściej w codziennej praktyce funkcjonowania hurtowych rynków gazu i energii elektrycznej. Ich efekty mogą nie być tak natychmiastowo widoczne, jak w przypadku zbudowania nowego połączenia wzajemnego, ale stanowią one prawdziwy postęp o zasadniczym znaczeniu we wspieraniu transgranicznego handlu gazem i energią elektryczną. Stopień postępów w tym zakresie różni się jednak między sektorem energii elektrycznej a sektorem gazu, a także między regionami, pojawiły się również nowe wyzwania. 3.2.1 Znaczne postępy poczynione do tej pory i wyzwania, którym trzeba jeszcze stawić czoła Aby rynek mógł zacząć w pełni funkcjonować, spełniony musi zostać podstawowy warunek wstępny, polegający na zapewnieniu wszystkim uczestnikom rynku możliwości korzystania z istniejącej infrastruktury gazowej i elektrycznej na niedyskryminujących warunkach i za godziwą cenę. Dlatego też priorytetowo potraktowano alokację zdolności przesyłowych i zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi, w szczególności w odniesieniu do połączeń międzysystemowych. Drogę w tym kierunku utorowały projekty pilotażowe i wczesne wdrożenie stosownych regulacji na szczeblu regionalnym. Doskonałym przykładem takiej współpracy regionalnej było wprowadzenie w lutym 2014 r. przez giełdy energii elektrycznej oraz operatorów sieci z czternastu państw członkowskich[26] modelu tzw. „łączenia rynków dnia następnego”, mechanizmu umożliwiającego zarządzanie transgranicznym przepływem energii elektrycznej w optymalny sposób i zmniejszenie różnic w cenach od krajów bałtyckich po Półwysep Iberyjski[27]. Od maja 2014 r., również południowo-zachodni rynek europejski, obejmujący rynki Hiszpanii i Portugalii, jest połączony z rynkiem w Europie Północno-Zachodniej. Węgry, Słowacja i Republika Czeska również wdrożyły połączenie swych rynków, jako pierwszy krok na drodze do połączenia powstałego w ten sposób rynku z większym rynkiem na zachodzie. Struktura rynku, która lepiej odzwierciedla rzeczywiste fizyczne „wąskie gardła”, przyniosłaby dodatkową poprawę w zakresie sygnałów inwestycyjnych i efektywności operacyjnej. W przypadku gazu przykładem przedsięwzięcia, które dało podobne rezultaty, jest ustanowienie w 2013 r. platformy PRISMA, w ramach której przepustowość połączeń międzysystemowych w sieci 28 operatorów systemu przesyłowego odpowiedzialnych za przesył 70 % gazu w Europie jest przedmiotem sprzedaży na aukcjach prowadzonych w sposób przejrzysty i ujednolicony[28]. Stosowne zasady zostały obecnie sformalizowane w pierwszych prawnie wiążących kodeksach sieci dotyczących gazu. W odniesieniu do energii elektrycznej jesteśmy na dobrej drodze do przyjęcia pierwszego pakietu kodeksów jeszcze w tym roku. Na kolejnym etapie należy skoncentrować się na ułatwianiu transakcji krótkoterminowych i rozwoju rynków usług pomocniczych, aby umożliwić udział nowych podmiotów, w tym producentów energii ze źródeł odnawialnych. Do integracji zmiennej energii wiatrowej i słonecznej konieczne jest zwiększenie elastyczności naszych systemów energetycznych, dlatego też ważne jest rozwijanie rynków krótkoterminowych, które umożliwiają nabywcom i sprzedawcom płynne dostosowywanie swych zakupów gazu i elektryczności do sytuacji w czasie rzeczywistym w ciągu dnia, poprzez zakupy ad hoc lub sprzedaż nieprzewidzianych nadwyżek. Wymaga to uwzględnienia relacji pomiędzy operatorami systemów przesyłowych a operatorami systemów dystrybucyjnych, które zmieniają się w miarę jak sieci stają się w coraz większym stopniu sieciami inteligentnymi. Transgraniczne rynki bilansowania również mają kluczowe znaczenie, umożliwiając efektywny podział zasobów bilansowych między państwa, co zwiększa bezpieczeństwo dostaw i zmniejsza koszty bilansowania systemu. W przypadku gazu przyjęty został wiążący kodeks sieci, harmonizujący na szczeblu unijnym prawa i obowiązki różnych podmiotów i zwiększający możliwości w zakresie transakcji na tzw. rynkach bilansujących. W sektorze energii elektrycznej przygotowywany jest pierwszy zestaw zasad minimalnych w celu ujednolicenia zróżnicowanych krajowych systemów bilansowania. Pracuje się również nad poprawą zasad dotyczących eksploatacji sieci gazu i energii elektrycznej, poprzez standaryzację protokołów, które operatorzy systemów przesyłowych mogą stosować podczas współpracy w normalnych warunkach, a także w przypadku przeciążenia systemu i w sytuacjach awaryjnych. Prace te prowadzone są w celu uproszczenia procedur i zwiększenia stopnia ich niezawodności. Wdrożenie odnośnego systemu przyniesie konsumentom poprawę bezpieczeństwa, a inwestorom większą pewność. Istotne, lecz często niedoceniane wyzwanie w ramach zapewniania długoterminowego bezpiecznego korzystania z gazu przez obywateli UE i przedsiębiorstwa związane jest z faktem, iż jakość gazu zmienia się w wyniku wchodzenia na rynek nowych dostawców i zmian w strukturze przepływu. Państwa członkowskie powinny nadal starannie badać jakość gazu i informować o jej zmianach. Także w kwestii przejrzystości osiągnięto pod wieloma względami znaczną poprawę. Nadzór regulacyjny w celu zapewnienia integralności rynku i uniknięcia nadużyć na nim został zaostrzony dzięki rozpoczęciu stosowania przepisów określonych w rozporządzeniu REMIT z 2011 r.[29]. Na początku 2015 r. europejska sieć operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej utworzy centralną platformę informacyjną na rzecz przejrzystości, w celu publikowania danych na rynkach energii elektrycznej[30]. Dane te potrzebne są operatorom rynku i inwestorom, by na ich podstawie dokonywać transakcji krótkoterminowych i podejmować długoterminowe decyzje inwestycyjne. Niezwykle ważne jest, aby organy regulacyjne i ACER uważnie monitorowały działalność handlową, ponieważ konsumenci i osoby odpowiedzialne za wyznaczanie kierunków polityki powinny mieć pewność, że ceny nie są manipulowane na korzyść pewnych podmiotów, lecz ze szkodą dla konsumentów. Dobrym przykładem jest dochodzenie zapowiedziane przez urząd regulacji energetyki OFGEM w Zjednoczonym Królestwie[31]. Ważne jest również, by ACER i krajowe organy regulacyjne dysponowały niezbędnymi zasobami umożliwiającymi im skuteczne wykonywanie tych nowych istotnych zadań, w ścisłej współpracy z organami nadzoru nad rynkiem finansowym i organami ds. konkurencji. 3.2.2 Koniczne jest przyjęcie kolejnych kodeksów sieci i poprawa ich wdrażania Należy kontynuować prace nad stworzeniem ram zapewniających efektywne wykorzystanie i rozwój zdolności przesyłowych gazociągów i sieci elektroenergetycznych, uzupełniając je o nowe aspekty. Zarówno w przypadku gazu, jak i energii elektrycznej taryfy sieciowe stanowią drażliwą kwestię. Taryfa i wchodzące w jej skład koszty powinny być przejrzyste i opierać się na jasnych wspólnych przepisach europejskich, tak aby użytkownicy sieci mogli mieć pewność, że będą płacić uczciwą cenę bez względu na to, w jakim kraju prowadzą działalność. Taryfy mają również duży wpływ na dystrybucję: pomiędzy producentami/dostawcami a konsumentami, ponad granicami państw. Prawdziwy wewnętrzny rynek energii nie powstanie, jeżeli taryfy pozostaną kwestią czysto krajową, bez uwzględnienia w pełni ich wpływu na przesył transgraniczny. Prace mad stosownymi kodeksami sieci są jeszcze na wczesnym etapie, lecz będą musiały zostać ukończone, a kodeksy przyjęte w ciągu najbliższych dwóch lat. Po osiągnięciu porozumienia między zainteresowanymi stronami a decydentami na temat najpilniej potrzebnych zasad rynkowych należy skupić się na ich wdrożeniu i rygorystycznym stosowaniu w praktyce. Wymaga to przede wszystkim ścisłej współpracy wszystkich zaangażowanych podmiotów. ENTSO powinna odgrywać aktywną rolę w monitorowaniu wdrażania kodeksów sieci. Zadanie to powierzono jej na podstawie trzeciego pakietu energetycznego, lecz do tej pory unikała ona podjęcia się go. Wzywa się również ACER do ukierunkowania wysiłków na wdrożenie, co agencja ta zaczęła już czynić, poprzez publikację w marcu 2014 r. sprawozdania na temat zarządzania ograniczeniami w przesyle gazu oraz w swych rocznych sprawozdaniach z monitorowania rynku. 3.2.3 Inteligentne sieci muszą przynosić korzyści zarówno systemowi energetycznemu, jak i gospodarstwom domowym i MŚP Jak najlepsze wykorzystanie nowych technologii oznacza przełamywanie barier pomiędzy rynkiem hurtowym a rynkiem detalicznym. Jeżeli odbiorcy energii wszelkich rozmiarów, w tym gospodarstwa domowe i MŚP, mają skorzystać na dostosowywaniu zużycia i produkcji do sygnałów cenowych na rynku hurtowym, muszą oni mieć możliwość zaoferowania na rynku swojego wkładu w postaci elastyczności, pośrednio lub bezpośrednio, lecz zawsze na zasadzie wolności wyboru[32]. W Szwecji stało się to już rzeczywistością, a odbiorcy detaliczni coraz częściej wybierają umowy na dostawę energii elektrycznej z systemem dynamicznych płatności[33]. Zadanie zarządzania systemami dystrybucyjnymi będzie wkrótce obejmowało niektóre złożone kwestie, z którymi mieli do czynienia w przeszłości tylko operatorzy systemów przesyłowych. Oznacza to, że operatorzy sieci dystrybucyjnych (OSD) będą musieli dokonywać przemyślanych inwestycji, i to nie tylko w okablowanie, a także rozwiązywać problemy związane z ograniczeniami w sieci lokalnej przy pomocy rynków, na których prowadzony jest obrót elastycznością, w przejrzysty sposób i na zasadzie równych szans dla wszystkich, którzy tę elastyczność oferują. Oznacza to również, że OSD muszą otrzymać odpowiednie zachęty poprzez regulacje taryfowe[34]. Zwiększy się gwałtownie przesył danych w sieciach inteligentnych. Konsumenci już teraz mają prawo do decydowania o tym, kto ma dostęp do danych z pomiaru zużywanej przez nich energii[35], lecz krajowy organ regulacyjny lub państwo członkowskie musi określić jasne procedury zarządzania danymi, aby zapewnić poszanowanie prywatności, bezpieczeństwo i niedyskryminacyjny dostęp. Inteligentne liczniki dostarczą szczegółowych i zweryfikowanych danych na temat zużycia, które będą wykorzystywane do wystawienia rachunku odbiorcy końcowemu. Dane w czasie rzeczywistym dotyczące zużycia energii w danym gospodarstwie domowym, przez inteligentne urządzenie czy samochód elektryczny nie wymagają weryfikacji ze strony OSD. W celu stworzenia konkurencyjnego rynku innowacyjnych usług energetycznych dane te powinny być bezpośrednio dostępne dla konsumenta lub każdego innego podmiotu za zgodą konsumenta[36]. Przeprowadzone projekty pilotażowe nie przyniosły jednoznacznych wniosków co do zainteresowania konsumentów innowacyjnymi usługami, a obniżka cen paneli i baterii słonecznych jest trudna do przewidzenia, ale nie ma wątpliwości co do tego, że integracja odnawialnych źródeł energii i położenie nacisku na efektywność energetyczną zmienią podejście do wytwarzania i zużywania energii elektrycznej. W ramach regulacyjnych należy uwzględnić tego rodzaju zmiany, a także zapewnić, by umożliwiały one konsumentom przejmowanie kontroli nad ich rachunkami za energię w taki sposób, by zwiększyć efektywność energetyczną całego systemu. 4. WDROŻENIE I ZWIĘKSZENIE STOPNIA INTEGRACJI W OPARCIU O INTEGRACJĘ REGIONALNĄ W następstwie osiągnięcia przez szefów europejskich państw i rządów porozumienia co do znaczenia ukończenia tworzenia wewnętrznego rynku energii elektrycznej w 2014 r. Komisja opublikowała plan działania dotyczący zakończenia tworzenia wewnętrznego rynku energii, zawierający listę 22 konkretnych działań, które należy podjąć, związanych z egzekwowaniem obowiązujących przepisów, funkcjonowaniem rynku detalicznego oraz transformacją systemów energetycznych[37]. 4.1 Postępy w zapewnianiu egzekwowania prawa i dobrze opracowanej interwencji publicznej Jeśli chodzi o egzekwowanie prawa, postępowania w sprawie uchybienia zobowiązaniom państwa członkowskiego polegającego na częściowej transpozycji dyrektyw z trzeciego pakietu energetycznego, które Komisja prowadziła od 2011 r., przyniosły rezultaty, w ich wyniku państwa członkowskie przyspieszyły wprowadzanie przepisów krajowych stanowiących pełną transpozycję dyrektyw[38]. Komisja skupi teraz swą uwagę na kontrolach przestrzegania prawa w celu sprawdzenia, czy zgłoszone przez państwa członkowskie środki prawidłowo transponują przepisy trzeciego pakietu. Poczyniono również postępy w rozwiązywaniu kwestii zagrożenia w postaci nieskoordynowanych i uniemożliwiających skuteczne działanie środków krajowych, które mają szkodliwy wpływ na rynek wewnętrzny. We wspomnianym wyżej komunikacie w sprawie interwencji publicznej oraz w wytycznych w sprawie pomocy państwa dotyczących energii i środowiska naturalnego Komisja wskazała państwom członkowskim drogę do zapewnienia, by ich interwencje były konieczne i proporcjonalne, zwracając uwagę na to, jak ważne jest, by interwencje te przyczyniły się do sukcesu rynku wewnętrznego, a nie wywoływały na nim w sposób zamierzony lub niezamierzony zakłócenia. Jeśli istnieje uzasadnienie dla interwencji, takie jak np. promowanie odnawialnych źródeł energii, powinna ona zostać opracowana tak, by ułatwić integrację rynku. Państwa członkowskie, w których działa już mechanizm zapewniający wystarczalność mocy wytwórczych (np. Grecja i Irlandia), zaczynają wprowadzać w nim zmiany, tak by dostosować go do wytycznych Komisji. Współpraca między Komisją, rządami państw członkowskich, organami regulacyjnymi i operatorami systemów przesyłowych będzie nadal miała istotne znaczenie w tej złożonej kwestii, szczególnie w poszukiwaniu najlepszego sposobu na osiągnięcie korzyści wynikających ze zintegrowanego podejścia. Obecnie kilka państw członkowskich, w tym Francja i Włochy, planuje wdrożenie mechanizmów zapewniających wystarczalność mocy wytwórczych, podczas gdy inne, na przykład Niemcy, aktywnie badają możliwości opracowania mechanizmów awaryjnych. Dobrze opracowane środki mogą zapewnić proporcjonalne i skuteczne rozwiązanie problemu rzeczywistych niedoborów mocy wytwórczych, podczas gdy nieprzemyślane interwencje będą niepotrzebnie obciążać rachunki konsumentów i mogą zniechęcać do inwestowania w efektywność energetyczną i budowę nowych połączeń wzajemnych, a także negatywnie odbić się na naszej polityce obniżania emisyjności. W swych wytycznych Komisja podkreśliła znaczenie przeprowadzania dokładnej i obiektywnej analizy uwzględniającej wszystkie możliwe przyczyny oraz wszelkie potencjalne środki zaradcze w przypadku obaw o bezpieczeństwo dostaw. Współpraca regionalna odgrywa w tym względzie kluczową rolę, nie można bowiem zapominać o możliwych rozwiązaniach transgranicznych, które mogą być bardziej skuteczne i mniej kosztowne. Komisja zwraca uwagę na fakt, że sąsiadujące ze sobą państwa członkowskie, takie jak Francja i Włochy, Zjednoczone Królestwo i Irlandia, Belgia i Niderlandy lub też kraje bałtyckie mają często uzupełniające się koszyki energetyczne z nadwyżką zdolności wytwórczych w jednym kraju i potencjalnymi deficytami w drugim. Zwiększenie stopnia integracji takich rynków i znalezienie wspólnych rozwiązań może okazać się tańsze i korzystne dla wszystkich stron. Podjęcie zobowiązań politycznych przez państwa, których to dotyczy, jest jednak warunkiem wstępnym, aby takie wspólne rozwiązania zadziałały w praktyce. Stawiany przez Komisję wymóg minimalny to otwarcie mechanizmów zapewniających wystarczalność mocy wytwórczych na zdolności poza granicami danego państwa, które mogą skutecznie przyczynić się do osiągnięcia wymaganych standardów bezpieczeństwa dostaw w danym państwie członkowskim. Drugi wymóg to promowanie i nagradzanie w mechanizmach zapewniających wystarczalność mocy wytwórczych rozwiązań po stronie popytu w takim samym stopniu, jak rozwiązań w zakresie wytwarzania. Należy wpierać dążenia do elastyczności produkcji i zapotrzebowania, tak aby wspomniane mechanizmy stanowiły w tym względzie uzupełnienie zachęt wynikających z zmiennych cen energii elektrycznej na rynku dnia następnego, rynku dnia bieżącego i rynku bilansującym. Komisja prowadzi szczegółowe badania dotyczące opracowania europejskiego modelu oceny wystarczalności systemu i mocy wytwórczych. Pomogą one określić normy dotyczące wystarczalności, jakie powinny być stosowane na prawidłowo funkcjonującym wewnętrznym rynku energii. Prace te prowadzone będą z udziałem europejskiej sieci operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej, ACER oraz organów państw członkowskich, w tym w ramach grupy koordynacyjnej ds. energii elektrycznej. Wyniki tych badań będą stanowić obiektywną i opartą na wiarygodnych danych podstawę przyszłych działań Komisji. Jednocześnie już teraz istnieją przesłanki wskazujące, iż same tylko ściślejsza współpraca i wymiana danych mogą nie wystarczyć do rozwiązania problemu regionalnych ograniczeń przesyłowych lub reagowania w czasie rzeczywistym na zakłócenia systemu na większą skalę. Dobrowolne regionalne inicjatywy operatorów systemów przesyłowych, które pojawiły się w odpowiedzi na wspomniane problemy, będą cennym źródłem informacji na temat skuteczności regionalnych ośrodków kontroli o jasno określonych uprawnieniach do podejmowania decyzji w konkretnych kwestiach operacyjnych. 4.2 Potrzeba przyjęcia podejścia regionalnego ACER i ENTSO odgrywają kluczową rolę w dążeniach do stworzenia dobrze funkcjonującego wewnętrznego rynku energii. Komisja przeprowadziła niedawno ocenę pierwszych lat działalności ACER i stwierdziła, że agencja ta stała się wiarygodną i uznaną instytucją, odgrywającą znaczącą rolę w unijnej działalności regulacyjnej i skupiającą się na właściwych priorytetach[39]. Jednak w następstwie postępującej integracji rynków i pojawiania się coraz częściej kwestii regulacyjnych o charakterze transgranicznym konieczna będzie intensyfikacja współpracy między ACER a ENTSO. Ramy instytucjonalne muszą umożliwiać skuteczne rozwiązywanie wyłaniających się praktycznych kwestii regulacyjnych. Aby współpraca ACER i ENTSO przynosiła rezultaty, niezbędne jest aktywne zaangażowanie ich członków. Znaczna większość krajowych organów regulacyjnych bierze udział w pracach grup roboczych w ramach ACER i przewodzi im. Komisja jest zaniepokojona cięciami budżetu i zasobów ludzkich w organach regulacyjnych niektórych państw członkowskich, szczególnie biorąc pod uwagę fakt, iż zakres zadań tych organów został w ostatnich latach rozszerzony. Nie należy zakłócać realizacji zaleceń dotyczących polityki budżetowej w ramach paktu stabilności i wzrostu, jednak wydaje się, że w niektórych krajach organy regulacyjne nie dysponują wystarczającymi zasobami w swych strukturach[40]. Równie niepokojący jest fakt, że w pewnej ograniczonej liczbie państw nie zapewniono jeszcze w pełni niezależności organów regulacyjnych i nie przyznano im wymaganych uprawnień. Podejście regionalne ma i będzie miało również w przyszłości decydujące znaczenie dla integracji europejskiego rynku energii. Umożliwia ono osiąganie natychmiastowych rezultatów i może pobudzać wymianę transgraniczną, zwiększać bezpieczeństwo dostaw i ułatwiać integrację odnawialnych źródeł energii. Często współpraca w mniejszej grupie, nieobejmującej wszystkich państw UE, może przebiegać szybciej i stanowić lepsze rozwiązanie w celu sprostania szczególnym wyzwaniom w danym regionie[41]. Inicjatywy regionalne, przynoszące konkretne i widoczne od razu rezultaty, stanowią solidną podstawę do stworzenia wewnętrznego rynku energii. Ich przedmiotem może być rozbudowa transgranicznej infrastruktury sieci, jak np. w inicjatywie krajów mórz północnych dotyczącej sieci przesyłowej morskiej energii wiatrowej, której celem jest rozbudowa wzajemnych połączeń sieci przesyłowej wysokiego napięcia na Morzu Północnym, co umożliwi lepsze powiązanie rynków w tym regionie i ułatwi integrację parków wiatrowych na morzu przy zapewnieniu bezpieczeństwa. Innym przykładem jest plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich (BEMIP), który powstał w celu zakończenia izolacji regionu Morza Bałtyckiego oraz zintegrowania go w pełni z rynkami energii w UE, a tym samym zwiększenia bezpieczeństwa dostaw gazu. Równie ważna i potrzebna jest współpraca w Europie Środkowej i Południowo-Wschodniej, by stworzyć nowe możliwości zaopatrywania tego regionu w gaz i ograniczyć zależność od jednego źródła dostaw. Współpraca między Grecją, Włochami i Albanią, wspierana przez Komisję, zaowocowała na przykład stworzeniem stosownych ram regulacyjnych na potrzeby projektu TAP, którego realizacja umożliwi dostawy gazu z dodatkowych źródeł w regionie Morza Kaspijskiego na rynek unijny. Fakt, iż inicjatywy regionalne przynoszą konkretne korzyści, znajduje potwierdzenie również w zakresie (wczesnego) wdrażania kodeksów sieci. Obrazują to przykłady podane w pkt 3.2.1, takie jak inicjatywa dotycząca połączenia rynków energii elektrycznej i platforma aukcyjna PRISMA służąca sprzedaży zdolności przesyłowej gazociągów. Postępy w integracji rynku widać więc od północy po południe i od zachodu po wschód, a uzyskiwane są dzięki konkretnym projektom inicjowanym na szczeblu regionalnym. Należy w dalszym ciągu zwiększać stopień integracji rynków regionalnych, ponieważ integracja ta stanowi decydujący krok ku pełnej konsolidacji jednolitego rynku energii w całej Unii[42]. Szczególną uwagę należy zatem poświęcić poprawie koordynacji różnych procesów regionalnych w celu doprowadzenia do ich konwergencji i integracji. 4.3 Intensyfikacja wysiłków Jak wskazano w rozdziale 3 niniejszego komunikatu, poczyniono znaczące postępy w pracach nad ukończeniem tworzenia ram regulacyjnych, na których opiera się funkcjonowanie rynku, należy jednak zwiększyć wysiłki szczególnie w celu zakończenia opracowywania kodeksów sieci energii elektrycznej oraz nadzorowania ich terminowego i prawidłowego wdrożenia w całej Unii. Większość z punktów planu działania z 2012 r. zostało już zrealizowanych lub ich realizacja jest na dobrej drodze, co oznacza, że Unia przebyła już spory odcinek drogi w kierunku ukończenia tworzenia wewnętrznego rynku energii, tak jak przewidziano w momencie przyjmowania trzeciego pakietu energetycznego. Nie oznacza to jednak w żadnym wypadku, że możemy spocząć na laurach. Nawet kiedy wszystkie stosowne przepisy zostaną już przyjęte, niezbędne będzie kontynuowanie przez organy na szczeblu krajowym i unijnym starań w celu monitorowania wdrażania tych przepisów i zapewnienia ich przestrzegania, a także przestrzegania zasady równych szans dla wszystkich podmiotów. Jednolite i prawidłowe stosowanie przepisów mających zastosowanie do sieci dystrybucji, w szczególności przepisów trzeciego pakietu energetycznego oraz dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej, z uwzględnieniem rozwoju technologicznego, jest konieczne do zapewnienia, by coraz bardziej inteligentne sieci przynosiły korzyści zarówno konsumentom, jak i systemowi energetycznemu jako całości. Wykraczając poza plan działania z 2012 r., Komisja jest zdania, że dodatkowe korzyści można by osiągnąć poprzez zwiększenie stopnia integracji wewnętrznego rynku energii. We wniosku Komisji dotyczącym nowych ram polityki w zakresie klimatu i energii do roku 2030, a także w europejskiej strategii bezpieczeństwa energetycznego zaznaczono wyraźnie, że dalsza integracja rynków energii będzie warunkiem wstępnym osiągnięcia naszych średnio- i długoterminowych celów. [1] Konkluzje z posiedzenia Rady Europejskiej dnia 4 lutego 2011 r., https://www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_data/docs/pressdata/en/trans/119253.pdf [2] Zob. np. stanowiska organizacji IFIEC (http://www.ifieceurope.org/docs/20140225%20IE_Manifesto.pdf), Eurogas (http://www.eurogas.org/uploads/media/Internal_market_13PP011_-_Eurogas_Position_Paper_on_the_Internal_Energy_Market_-_24.01.13.pdf), Eurelectric (http://www.eurelectric.org/news/2012/achieving-the-internal-energy-market-by-2014-must-remain-key-priority,-eurelectric-urges/) oraz Europejskiej Organizacji Konsumentów (http://www.beuc.eu/publications/x2013_091_mgo_memorandum-greek_presidency.pdf). [3] Konkluzje z posiedzenia Rady Europejskiej dnia 21 marca 2014 r., http://www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_data/docs/pressdata/en/ec/141749.pdf [4] Komunikat Komisji „Uruchomienie wewnętrznego rynku energii” z dnia 15 listopada 2012 r., http://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:52012DC0663&qid=1413114555405&from=EN [5] Konkurencja jest ważnym, ale nie jedynym czynnikiem, który przyczynił się do spadku cen. Równie ważną rolę odegrało zwiększenie wykorzystania źródeł odnawialnych umożliwiających produkcję energii po kosztach krańcowych bliskich zeru, a także pogorszenie koniunktury gospodarczej. [6] Komunikat Komisji „Ceny i koszty energii w Europie” z dnia 22 stycznia 2014 r., http://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/HTML/?uri=CELEX:52014DC0021&qid=1413115022703&from=EN [7] Komisja podjęła tę kwestię w szczególności w pakiecie w sprawie interwencji publicznej w sektorze energii, z listopada 2013 r., C(2013)7243 final. [8] Badanie „Benefits of an Integrated European Energy Market”(Korzyści wynikające ze zintegrowanego europejskiego rynku energii), Booz & Company Amsterdam, s. 21, http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/studies/doc/20130902_energy_integration_benefits.pdf [9] Komunikat Komisji „Ramy polityczne na okres 2020–2030 dotyczące klimatu i energii” z dnia 22 stycznia 2014 r., http://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:52014DC0015&from=PL [10] COM(2014)15 final. [11] W połączeniu z dobrze funkcjonującym rynkiem wprowadzenie unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji i pełna europeizacja rynku uprawnień do emisji dwutlenku węgla w 2013 r. ułatwią przekształcenie systemów energetycznych w systemy zrównoważone, niskoemisyjne i wydajne. [12] Komunikat Komisji „Europejska strategia bezpieczeństwa energetycznego” z dnia 28 maja 2014 r., http://ec.europa.eu/energy/doc/20140528_energy_security_communication.pdf [13] Rozporządzenie (UE) nr 994/2010 w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylenia dyrektywy Rady 2004/67/WE (Dz.U. L 295, s. 1). [14] Składają się na nie przepisy dotyczące pomocy państwa, ochrony środowiska oraz zobowiązanie UE do wycofywania dotacji na paliwa kopalne. [15] Komunikat Komisji „Ceny i koszty energii w Europie” z dnia 29 stycznia 2014 r., http://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:52014DC0021&qid=1413194853055&from=PL [16] Badanie „Benefits of an Integrated European Energy Market”(Korzyści wynikające ze zintegrowanego europejskiego rynku energii), Booz & Company Amsterdam, s. 21, http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/studies/doc/20130902_energy_integration_benefits.pdf [17] Zob. rysunek [26] w dokumencie roboczym służb Komisji „Trends and developments in European energy markets” (Tendencje i zmiany na europejskich rynkach energii), załączonym do niniejszego komunikatu, SWD (2014) 310. [18] Jeżeli w danym regionie w ramach szerszego obszaru cenowego (zasadniczo odpowiadającego państwu członkowskiemu) odnotowuje się brak sygnałów inwestycyjnych, jest to wynikiem albo niewystarczającej wytrzymałości sieci, albo oznaką zasadniczych różnic gospodarczych między dwoma częściami obszaru cenowego. Jeśli zapewniona zostanie wytrzymałość i stabilność sieci, sama lokalizacja geograficzna wytwarzania energii nie będzie miała wpływu na bezpieczeństwo dostaw. To również jedna z korzyści wynikających z rynku wewnętrznego energii elektrycznej. W procesie wzmacniania systemu operatorzy systemu przesyłowego powinni mieć możliwość korzystania z usług wsparcia na rzecz systemu, przez ograniczony czas i w sposób zgodny z obowiązującymi regulacjami. Jednak regionalny mechanizm zapewniający wystarczalność mocy wytwórczych działający w ramach jednego obszaru cenowego zakłóciłby prawidłowe funkcjonowanie rynku. [19] Z danych za lata 2008–2012 wynika, iż podatki i opłaty wzrosły. [20] Zgodnie z harmonogramami wdrażania inteligentnych systemów pomiarowych opracowanymi przez państwa członkowskie w ramach obowiązku określonego w pkt 2 załącznika I do dyrektywy 2009/72/WE, do roku 2020 w inteligentny licznik wyposażonych zostanie 72 % wszystkich odbiorców indywidualnych energii elektrycznej. Panele słoneczne na dachach budynków stanowią obecnie około 11,5 % całkowitej zainstalowanej mocy wytwórczej w Niemczech i 5 % we Włoszech; Źródła: KEMA (2014) „Integration of Renewable Energy in Europe” (Integracja odnawialnych źródeł energii w Europie); EPIA; pvgrid.eu; Komisja. [21] Dokument roboczy służb Komisji dotyczący realizacji projektów TEN-E, EPENG i projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, załączony do niniejszego komunikatu (SWD (2014) 314) oraz dokument roboczy służb Komisji dotyczący projektów inwestycyjnych w zakresie infrastruktury energetycznej, załączony do niniejszego komunikatu (SWD (2014) 313). [22] Najpopularniejszym modelem rozdziału jest model całkowitego rozdziału własnościowego. Model ten stosuje około jedna trzecia operatorów systemów przesyłowych gazowych. W przypadku energii elektrycznej model rozdziału własnościowego stosowany jest jedynie przez sześciu operatorów systemów przesyłowych. Rezultaty, jakie przynosi wprowadzenie modelu rozdziału własnościowego, zostały poddane ocenie w dokumencie roboczym służb Komisji załączonym do niniejszego komunikatu, SWD (2014) 312. [23] Zob. przypis 12. [24] Dokument roboczy służb Komisji dotyczący realizacji projektów TEN-E, EPENG i projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, załączony do niniejszego komunikatu, SWD (2014) 314. [25] Wsparcie można uzyskać również ze środków Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego, zwłaszcza w przypadku inwestycji w regionach gorzej rozwiniętych. [26] Belgia, Dania, Estonia, Finlandia, Francja, Niemcy, Austria, Zjednoczone Królestwo, Łotwa, Litwa, Luksemburg, Niderlandy, Polska i Szwecja. Jako państwo spoza UE przyłączyła się również Norwegia. [27] Komunikat prasowy Komisji „Postępy w realizacji wewnętrznego rynku energii w 2014 r.: Projekt pilotażowy dotyczący ogólnounijnego systemu handlu energią elektryczną rozpoczyna się dzisiaj” z dnia 4 lutego 2014 r., http://europa.eu/rapid/press-release_MEX-14-0204_en.htm [28] Innymi przykładami wczesnego wdrożenia kodeksu sieci dotyczącego alokacji zdolności w systemach przesyłowych gazu są polska platforma aukcyjna GSA i węgiersko-rumuńska RBP. [29] Rozporządzenie (UE) nr 1227/2011 w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii, Dz.U. L 326, s. 1. [30] Zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 543/2013. [31] Komunikat prasowy OFGEM z dnia 27 marca 2014 r. [32] Zgodnie z art. 15 ust. 8 dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej dostawcom usług reagowania na zapotrzebowanie należy zapewnić dostęp do zorganizowanych rynków na takich samych warunkach co dostawcom energii. [33] Zgodnie z danymi podanymi przez szwedzki krajowy organ regulacyjny liczba umów z systemem zmiennych cen wzrosła w latach 2004–2014 z 4 % do 38 %. Źródło: Energimarknadsinspektionen (EI), 17 kwietnia 2014. [34] Zgodnie z art. 37 ust. 8 dyrektywy 2009/72/WE. [35] Zgodnie z pkt 1 lit. h) załącznika I do dyrektywy 2009/72/WE. [36] Zgodnie z art. 4 ust. 12 dyrektywy 2014/94/UE w sprawie rozmieszczania infrastruktury paliw alternatywnych konsumentom należy zapewnić możliwość zawierania odrębnych umów na dostawy energii elektrycznej dla pojazdu elektrycznego. Umożliwia to stosowanie nowych modeli biznesowych, w których samochody sprzedaje się wraz z „abonamentem” na energię elektryczną. Jeśli jest to możliwe w przypadku samochodu, to musi być również możliwe w przypadku wszelkich urządzeń w gospodarstwie domowym. [37] Plan ten był częścią komunikatu w sprawie wewnętrznego rynku energii, wydanego w listopadzie 2012 r. Dziewięć z wymienionych w nim działań dotyczyło w szczególności zapewnienia prawidłowego funkcjonowania rynków detalicznych w różnych państwach członkowskich. [38] Od dnia 22 września 2014 r. takie postępowania w sprawie uchybienia zobowiązaniom państwa członkowskiego polegającego na częściowej transpozycji toczą się już tylko przeciwko 2 państwom członkowskim, przy czym w jednym z nich uchwalono niedawno dodatkowe przepisy, aktualnie poddawane ocenie przez Komisję. [39] http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/acer/doc/20140122_acer_com_evaluation.pdf [40] Zob. sprawozdania dotyczące poszczególnych państw załączone do niniejszego komunikatu. [41] Integracja regionalna przebiega do tej pory pomyślnie. Kraje nordyckie dostarczyły wzoru do naśladowania w sektorze energii elektrycznej, wcześnie przeprowadzając integrację swych rynków, której owocem jest NordPool. Podobnie w zachodniej części Europy w ramach Forum Pięciostronnego rozpoczęto realizację nowatorskich projektów integracji zarówno w sektorze energii elektrycznej, jak i gazu. [42] UE wspiera integrację regionalną w dziedzinie energii również w ramach unijnych strategii makroregionalnych oraz Europejskiej współpracy terytorialnej.