Regulacja sektora energii elektrycznej

REGULACJA SEKTORA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ŚWIECIE
POLITYKI NISKOWĘGLOWEJ
Autor: Jacek MALKO
(„Energetyka Cieplna i Zawodowa”)
Specjalny numer sztandarowego periodyku Międzynarodowego Stowarzyszenia
Ekonomiki na rzecz Energetyki (IAEE) „The Energy Journal” z roku 2008 w znacznej
mierze poświęcony jest dyskusji dróg ewolucji sektora zaopatrzenia w energię w świetle
nowych uwarunkowań wizji świata realizującego politykę niskiej emisji węgla („Lowcarbon Policy World”). Z punktu widzenia niemilknącej dyskusji o roli organu regulacji
energetyki w Polsce celowe wydaje się zapoznanie czytelnika z zasadniczymi tezami
przeglądowego artykułu [1] pióra czołowej postaci teorii i praktyki badań systemowych
w energetyce – Michaela G. Pollitta, profesora University of Cambridge. W
przemyśleniach Autora znajdujemy wiele wątków, poruszanych takŜe w literaturze
krajowej, co nadaje tym rozwaŜaniom charakter poszukiwania reguł uniwersalnych.
1. Wprowadzenie
Rynki energii elektrycznej krajów rozwiniętych znajdują się obecnie na rozdroŜu. Wiele
krajów uczyniło dotychczas znaczący postęp w reformach rynkowych podsektorów
wytwarzania i obrotu detalicznego oraz we wprowadzeniu bodźcowej regulacji sieci. W
okresie reform rządy poszukiwały dróg ograniczenia swego bezpośredniego
zaangaŜowania w sektor energii elektrycznej. Obecnie jednak rosnąca świadomość
procesów globalnego ocieplenia zmusza do skupienia się na problematyce redukcji
emisji CO2. Zdecydowana „dekarbonizacja” sektora energii elektrycznej jest coraz
bardziej uświadamianą koniecznością i znajduje swoje odbicie w światowej polityce
ekonomicznej ze szczególną rolą państw członkowskich UE. Unia przyjęła juŜ w
zasadzie pakiet klimatyczno-energetyczny, określany skrótem 3x20, przy czym za
obligatoryjne przyjęto cele redukcji emisji CO2, za indykatywne – zwiększenie udziału
energii ze źródeł odnawialnych (OZE), zaś za cel „aspirujący” – zwiększenie
efektywności energetycznej o wskazane wartości. JednakŜe występują znaczne róŜnice
pomiędzy krajami członkowskimi w ustalaniu celów „indykatywnych” i „aspirujących”.
2
Traktując zmiany klimatyczne z naleŜną uwagą nie moŜna nie zauwaŜyć istotnych
rozbieŜności wyborów i preferencji, charakterystycznych dla narodowych polityk
energetycznych krajów UE.
Zasadniczą tezą artykułu [1] jest, Ŝe regulowanie rynku energii elektrycznej (i
skojarzonego z nim rynku gazu) w warunkach szczególnej roli, przypisywanej zmianom
klimatycznym, wymaga zarówno wzmocnienia konkurencyjności i sił rynkowych jak
teŜ
odpowiedzialnego
sprzeciwiania
się
naciskom
politycznym
w
kierunku
dekarbonizacji sektorów energii elektrycznej i ciepła.
2. Model tradycyjny restrukturyzacji i regulacji
Model restrukturyzacji, ukształtowany przez doświadczenia Chile (1982), W. Brytanii
(1990), Norwegii (1991) i przez wiele krajów – od USA (Texas) po Australię, opierał
się na czterech kluczowych elementach:
wprowadzenie konkurencyjnego rynku hurtowego,
stopniowe rozszerzenie konkurencyjności na rynek detaliczny,
regulacja usług sieciowych zgodnie z regułą RPI-x,
wprowadzenie dodatkowych bodźców dla jakości usług i ograniczenia
strat.
Ten model był wsparty zasadą oddzielenia („unbundling”) generacji, przesyłu,
dystrybucji i obrotu w celu umoŜliwienia realizacji zasady TPA w warunkach
naturalnego monopolu sieciowego. W wielu krajach w ramach reformowania sektora
przeprowadzono restrukturyzację i prywatyzację monopoli państwowych, w innych zaś,
cechujących się początkowo monopolami prywatnymi, na drodze legislacji i
dobrowolnych uzgodnień doprowadzono do zróŜnicowania tytułów własności majątku
wytwórczego w celu ułatwienia konkurowania. Reformom często towarzyszyło
wprowadzenie niezaleŜnego organu regulacyjnego, działającego w bliskim kontakcie z
resortem, właściwym do spraw energetyki oraz statutowo zobowiązanym do
promowania
konkurencji
efektywnego
regulowania
monopoli
i
stanowienia
regulowanych taryf. Działania tak opisane określane są jako tradycyjny model
reformowania sektora. Trzeci pakiet „liberalizacyjny” Komisji Europejskiej (2007)
wprowadza nowe uwarunkowania, zmierzające do niezaleŜnej regulacji i większej
3
reformy strukturalnej rynku. Tym niemniej istnieją dziś powaŜne rozbieŜności wśród
krajów UE odnośnie do siły oddziaływania i funkcji urzędów regulacji energetyki.
3. Czynniki sprawcze przemian
Obserwacje mechanizmów regulacji w W. Brytanii i na innych zderegulowanych
rynkach energii pomogły w zidentyfikowaniu czynników napędowych zmian sektora.
Są to:
stopień dojrzałości istniejących modeli tradycyjnych,
realia procesu przemian,
nadchodząca epoka zatroskania skutkami zmian klimatycznych.
3.1. Dojrzałość istniejących modeli rynku i regulacji
Zadaniem regulatora (w rodzaju brytyjskiego Ofgem) jest „promowanie efektywnej
konkurencji”, ale pojęcie to wymaga doprecyzowania. Usprawiedliwiona jest
wątpliwość, jaką miarą oceniać taką efektywność oraz jakie skutki moŜe to wywołać.
NiezaleŜne agendy regulacji sektorowej mają określony cel swego istnienia. Cel ten na
ogół jest powiązany z ideą, głoszącą, Ŝe rynki poddawane regulacji wymagają
specjalnej troski, która nie moŜe być powierzona urzędom, odpowiedzialnym za
szeroko rozumianą konkurencję (krajowym odpowiednikiem takiego organu jest
UOKiK). Specjalną uwagę poświęcić przy tym naleŜy stopniowi dojrzałości
regulowanego rynku; a podjęte działania polegają na monitorowaniu zachowań i
złoŜonej ocenie stopnia konkurencyjności, co wymaga znajomości specyfiki i
wyspecjalizowanych narzędzi analitycznych.
NiezaleŜne sektorowe agencje regulacji w pewnych okolicznościach mogą zastępować
słabe organy kontroli konkurencji. Co więcej w specyficznych uwarunkowaniach UE
Komisja Europejska jest władna wywierać silny nacisk wymuszający zmiany
strukturalne w sytuacji, gdy nie mogą tego uczynić organy regulacyjne i ochrony
konkurencji.
Przypadek UK wykazuje, Ŝe organ regulacyjny (Ofgem) odniósł znaczący sukces: rynek
hurtowy uzyskał warunki konkurencyjności przed rokiem 2001, gdy podział
4
przedsiębiorstw ograniczył liczbę spółek dominujących. Regulacja bodźcowa i silna
relokacja kosztów pomiędzy dystrybucją i hurtem zapewniły niedyskryminacyjność
warunków gry istniejących hurtowników i nowych podmiotów. W terminach promocji
efektywności spółek sieciowych sukcesem było obniŜenie realnych cen energii w
okresie do roku 2005 przy znaczącej zbieŜności tych tendencji pomiędzy spółkami
dystrybucyjnymi.
3.2. Realia zmieniających się uwarunkowań
Nawet, gdy tradycyjny model rynkowo-regulacyjny wykazał znaczący sukces w
osiąganiu załoŜonego celu, to silnie zmieniają się uwarunkowania w otoczeniu sektora.
Monitoring cenowy („price control review”) wykazał silny wzrost kosztów składowych
kapitałowych w sektorach elektryczności i gazu; o ile wzrost kosztów inwestycji nie jest
zjawiskiem nowym, to nowa jest skala przełoŜenia na wzrost cen. W przesyle i
rozdziale energii elektrycznej wyŜsze ceny realne są skutkiem nie nadąŜania wzrostu
efektywności za tempem wzrostu nakładów. Dla przesyłu i dystrybucji znacząca część
wzrostu nakładów kapitałowych wynika z inwestycji w instalacje redukcji emisji CO2,
co z kolei ma związek z systemem promowania OZE oraz Europejskim Systemem
Handlu Emisjami (EU ETS). Dla dystrybucji stanowi to ok. 25% udział w przyroście,
zaś w przesyle sytuacja w poszczególnych przedsiębiorstwach jest bardziej
zróŜnicowana.
JeŜeli przyjąć, Ŝe dodatkowe inwestycje, inspirowane przez politykę zapobiegania
zmianom klimatycznym, wynoszą w UK 200 mln GBP rocznie to wynikającą stąd cena
usług przesyłowych i dystrybucyjnych wzrosnąć moŜe do r. 2012 o 5%. Bardziej istotny
jest jednak zakres inwestycji, niezbędnych dla modernizacji i unowocześnienia
istniejącej sieci. Inwestycje sieciowe osiągnęły swą wartość maksymalną w późnych
latach ’60, co oznacza narastające i kosztowne wymiany elementów w obecnych
warunkach kontrolowania cen i tendencja taka będzie nieuchronnie kontynuowana.
Zapewnienie efektywnego reinwestowania w infrastrukturę sieciową jest dziś znacznie
bardziej priorytetowe niŜ w okresie poprzedzającym restrukturyzację sektora, poniewaŜ
udział składowej kapitałowej jest dziś
sieciowych.
bardziej znaczącym elementem kosztów
5
Rosnące ceny nośników pierwotnych dla elektroenergetyki miały swój udział we
wzroście kosztów hurtowych energii elektrycznej od roku 2003, w kontraście do okresu
lat 1995-2003, kiedy to odnotowano stały spadek cen energii elektrycznej i gazu.
Skutkuje to pojawieniem się politycznej kwestii rozszerzania się obszaru „ubóstwa
energetycznego” w grupie gospodarstw domowych, zdefiniowanego jako udział
odbiorców, dla których rachunki za energię przewyŜszają 10% dochodów.
Podczas gdy zaobserwowany ruch cen wynikał dotychczas głównie ze wzrostu kosztów
paliw pierwotnych, to rosnący udział w tym procesie mają wymuszenia regulacyjne w
zakresie emisji w systemie certyfikowania i ETS. Ocenić moŜna przykładowo, Ŝe przy
cenie pozwolenia na emisję 20€/t CO2 w UK zaskutkuje to 10% wzrostem hurtowej
ceny energii elektrycznej.
3.3. Nadchodząca era troski o zmiany klimatyczne
Na razie wpływ polityki zapobiegania zmianom klimatu na ceny energii elektrycznej i
funkcjonowanie rynku energii uznać moŜna za umiarkowany. Nawet w roku 2012 –
ostatnim roku obowiązywania obecnego systemu ETS – prawdopodobne oddziaływanie
na ceny elektryczności na przykład w UK ocenia się na 10÷15%. Specyficzna struktura
nowych mocy wytwórczych (z dominacją CCGT) umoŜliwia dochowanie wymogów
pakietu klimatycznego w zakresie emisji, lecz wzrost udziału OZE nie spełnia
oczekiwań Komisji Europejskiej. Tymczasem opublikowany w r. 2006 Raport Sterna
(aczkolwiek przyjęty jako nie wolny od kontrowersji) przyczynił się do zaostrzenia
polityki rządowej i doprowadził do akceptacji wniosku, Ŝe znaczące nakłady (rzędu 1%
PKB) są usprawiedliwione ekonomiczną wartością uniknięcia ryzyka powaŜnych zmian
klimatycznych. Nakłady tego rzędu (w przypadku UK wynoszące ok. 13 mld GBP w r.
2007) umoŜliwią redukcję emisji CO2 do poziomu co najmniej 60% wartości z r. 1990
w perspektywie roku 2050. Sektor energii elektrycznej zdolny jest do ograniczenia
emisji do 80%. Zakładając, iŜ inne sektory łącznie zdolne są bez dodatkowych kosztów
utrzymać swe emisje na dotychczasowym poziomie „odwęglenie” elektroenergetyki o
80% zredukuje emisje całkowite o 20% do roku 2050. Sugeruje to, Ŝe dodatkowe
nakłady na sektor elektroenergetyczny rzędu 4 mld GBP/rok (tj. 1/3 całkowitych
nakładów „dekarbonizacyjnych”) mogą być usprawiedliwione dla osiągnięcia
6
załoŜonego celu redukcyjnego w r. 2050. BieŜący poziom tych wydatków wynosi ok. 1
mld GBP, co świadczy o skali oczekiwań.
Decyzje polityczne obejmują szereg środków realizacji celu emisyjnego, na przykład
wycofanie do r. 2011 tradycyjnych Ŝarowych źródeł światła, uruchomienie procedur
przetargowych na wielkoskalowe projekty demonstracyjne CCS oraz proces
koncesjonowania dla nowej generacji elektrowni jądrowych. RozwaŜane są teŜ
innowacyjne projekty z zakresu OZE – na przykład elektrownia wykorzystująca pływy
oceaniczne u ujścia rz. Severn, zdolna pokryć 5% zapotrzebowania na energię
elektryczną w UK. Skumulowany skutek tych zamierzonych działań na funkcjonowanie
rynku moŜna uznać za istotny. Powstaną zapewne silne
rozbudowy źródeł
odnawialnych.
MoŜe to
bodźce dla znaczącej
spowodować istotne skutki
dla
funkcjonowania rynku hurtowego. Znaczny udział podmiotów o wysokich kosztach
inwestycyjnych i niskich kosztach eksploatacyjnych jest źródłem zmienności cenowej
na rynku bilansującym i naraŜa graczy nie wykorzystujących mechanizmów
hedginge’owych na istotne ryzyko. Kontrastuje to z zachowaniem elektrowni CCGT na
rynku hurtowym lat ’90. Ich cechą było duŜe tempo budowy jako reakcja na
wzrastające zapotrzebowanie, prostota finansowania i moŜliwość inwestowania na bazie
komercyjnej. MoŜna przypuszczać, iŜ technologia CCGT ułatwia powstawanie
konkurencyjnego rynku. MoŜna teŜ przypuszczać, Ŝe zmienność cenowa, wprowadzona
przez technologie OZE, moŜe być zneutralizowana przez zderegulowany rynek na
drodze cenotwórstwa, lecz wymagać będzie znacznie większej elastyczności po stronie
zarządzania popytem (DSM).
Nowy model rynku energii elektrycznej o niskich emisjach węgla, upragniony przez
twórców polityki energetycznej, jest nadal przyszłością. Dynamiczne tempo
wchodzenia OZE (zwłaszcza imponujące w segmencie energetyki wiatrowej) wymaga
istotnej przebudowy sieci przesyłowej (co wiąŜe się z problemami formalnoprawnymi). W segmencie nuklearnym pierwsze pozwolenia na projekty nowych mocy
są dopiero początkiem rozwijania nowej energetyki jądrowej, a realny czas do
uruchomienia tych mocy jest nie krótszy niŜ 10 lat. Technologie CCS znajdują się
dopiero w fazie projektów demonstracyjnych i nie wydają się zapewnić rozwiązań
problemu w horyzoncie średnioterminowym. JednakŜe realne koszty CCS (szczególnie
jednostkowe
koszty
sekwestracji
emisji
CO2)
wynikają
z
rzeczywistych
7
zindywidualizowanych kosztów w elektrowniach, a ich akceptowalność społeczna jest
niewiadomą, co wynika m.in. z braku informacji o przewidywanych rozwiązaniach
technicznych i moŜliwych ich konsekwencjach. Wiele osiągnięto w obszarze
zarządzania obciąŜeniem dla zwiększenia efektywności uŜytkowania energii, a cele w
rodzaju wymiany Ŝarowych źródeł światła na świetlówki kompaktowe czy
wprowadzenie inteligentnych systemów pomiarowych znalazły się w programach
rządowych. JednakŜe dla uzyskania pełnej akceptacji społeczeństw dla polityki
klimatycznej konieczna jest istotna zmiana zachowań klienckich, co będzie swoistym
testem stopnia aprobaty podjętych decyzji. Nowe budownictwo o zerowej emisji węgla
moŜe stać się istotnym czynnikiem pobudzania nowych technologii, ale rynek dostaw
sprzętu dla modernizacji istniejących domów, głównie źródeł mikrogeneracyjnych lub
umoŜliwiającego współpracę z siecią grzewczą nie jest jeszcze ukształtowany, lecz
istniejący potencjał jest znaczący.
Zjawiskiem powszechnym jest obecnie stan niepewności odnośnie do działań
politycznych w zakresie zmian klimatycznych, lecz postępuje konsekwentnie tendencja
przygotowywania legislacyjnych ram dla tych działań. W szczególności dotyczy to
zdecydowanej redukcji norm emisji CO2, ale obejmuje takŜe strukturę inwestycji w
sektorze energii elektrycznej w horyzoncie roku 2020 i dalszym. Istniejące wątpliwości
dotyczą zasadniczo rozwiązań szczegółowych, ale ogólny kierunek zmian wydaje się
oczywisty. Niewątpliwe jest równieŜ, Ŝe składnik cen energii, związany z polityką
klimatyczną, wzrośnie w sposób odczuwalny.
Nie moŜna jednak wykluczyć odwrotu od aktualnych tendencji, ale wydaje się to coraz
bardziej nieprawdopodobne w kontekście legislacji unijnej. Realia obserwowanych
zmian klimatu mogą jedynie zwiększyć naciski polityczne, zwłaszcza w sektorze
komunalnym. MoŜliwe jest pewne złagodzenie nacisku przez wykorzystanie opcji
zakupu pozwoleń na emisję od innych krajów. Nie moŜna równieŜ wykluczyć, iŜ w
braku działań w zakresie redukcji emisji w USA lub głównych krajach rozwijających
się (BRIC) podstawowi emitenci emisji wybiorą delokalizację produkcji z Europy.
W tych okolicznościach zasadne staje się rozwaŜenie skuteczności przyjętego w latach
’90 modelu regulacji sektora elektroenergetycznego. Troska o skutki zmian
klimatycznych i przedsiębrane działania polityczne są tak waŜne, Ŝe jest
8
nieodpowiedzialne pytanie o to, czy aktualny model regulacyjny pasuje do polityki.
Model ten zaistniał w świecie, deklarującym prymat efektywności, osiąganej na drodze
konkurowania, ułatwionego przez szersze wprowadzenie gazu jako paliwa dla
elektrowni oraz w którym niezaleŜni regultorzy osiągali znaczące przyrosty wartości
„x” w formule RPI-x mimo monopolistycznych struktur sieciowych na drodze regulacji
bodźcowej. Polityka ograniczania zmian klimatycznych wymusza podstawowe zmiany
instytucjonalne w celu znaczącej redukcji emisji CO2 z sektora elektroenergetyki. W
instrumentarium nowej polityki regulacyjnej znajduje się nie tylko regulacja, ale teŜ
zmiany własnościowe majątku sektora i sam model organizacji rynków energii
elektrycznej.
4. Przesłanki nowego modelu regulacji
Wyodrębnić moŜna cztery przesłanki budowy nowego systemu regulowania w sektorze
energii elektrycznej (i w bliźniaczym sektorze gazu). Są to:
wykorzystanie doświadczeń dotychczasowych procesów liberalizacji,
odejście od analiz przychodowych na rzecz oceny procesów regulowania,
ekonomika polityki ograniczania zmian klimatycznych jako czynnik napędowy
przemian,
zarządzanie niepewnością jako kluczowy element skutecznej regulacji.
4.1. Doświadczenia
Analiza podstawowych doświadczeń z okresu ostatniego dwudziestolecia uprawnia do
stwierdzeń następujących:
Konkurencja powoduje znaczące ograniczenie kosztów (a w konsekwencji –
cen); powodem jest zachęta do bardziej efektywnej eksploatacji
oraz
ograniczanie kosztów i dyscyplina czasowa procesów inwestycyjnych.
Odbiorcy reagują na sygnały cenowe zarówno przez przemieszczanie
zapotrzebowania w czasie jak i przez ograniczanie tego zapotrzebowania; nie
istnieje dostateczna zasadność chronienia wszystkich konsumentów (łącznie z
drobnymi odbiorcami) w sposób scentralizowany przed zmiennością cen na
rynku hurtowym. Mimo przewaŜającej tendencji do stałych taryf ujawniają
9
się skłonności do korzystania z mechanizmów ubezpieczania przed wzrostem
cen.
Rynek jest bodźcem do innowacyjności, obserwowanych na poziomie
detalicznym jako zarządzanie usługami energetycznymi, nowe produkty dla
wielkich i małych odbiorców oraz na poziomie obrotu hurtowego jako
zarządzanie ryzykiem i nowe modele kontraktów.
Regulacja przez bodźce sprawdziła się w działaniu i moŜe okazać się
efektywnym narzędziem obniŜania kosztów i podnoszenia standardów.
Jednak cechą takiej regulacji jest opóźnienie czasowe korzyści odczuwalnych
przez klienta.
Pionowa integracja ekonomiki połączonych systemów sieciowego monopolu i
segmentów konkurowania okazała się niewystarczająca dla zrównowaŜenia
siły konkurencyjnej wynikającej z transparentnego rozdzielenia obszarów
działania monopolu od pozostałych ogniw łańcucha dostaw.
Rynki
wykazały
zdolność
dostosowaną
do
zarządzania
ryzykiem
krótkoterminowym, aczkolwiek wystąpiły problemy z brakiem płynności dla
długoterminowych kontraktów na energię. Ten brak płynności nie jest
zagroŜeniem
dla
odbiorców
detalicznych,
którzy
nie
wykorzystują
kontraktowania w długich horyzontach czasowych, ale dotyka małych spółek
dystrybucyjnych, pragnących unikać kosztownych inwestycji we własną bazę
wytwórczą.
Wynika stąd wniosek uogólniający: rynki cechuje zdolność do prawidłowego wyboru
rozwiązań technologicznych na bazie cen, przykładem czego była ekspansja układów
gazowo-parowych (CCGT) w latach ’90 oraz wycofania, a następnie odrodzenie
inwestycji w energetykę jądrową. Skutkiem deregulacji było zmniejszenie finansowania
obszaru badań i wdroŜeń, co wynikało z krytycznej oceny efektywności tych nakładów
w okresie przed restrukturyzacją. Doświadczenie wskazuje jednak, iŜ moŜliwe jest
skompensowanie spadku budŜetowych środków na B+W przez uruchomienie funduszy
prywatnych i zdecentralizowane projekty innowacyjne.
10
4.2. Procesy regulacji a przychody przedsiębiorstw sektora
Dzisiejsze struktury niezaleŜnych regulatorów i organów nadzorujących koncentrują się
zasadniczo na miarach odnoszących się do korzyści z regulowania. DuŜą wagę
przypisywano na przykład stopniowi konkurencyjności na rynku wytwarzania,
mierzonemu udziałem w rynku czołowych spółek generacyjnych, czy teŜ stopnia
konkurencyjności
na
rynku
odbiorców
komunalno-bytowych,
mierzonemu
procentowym zakresem zmian dostawców w ramach korzystania z reguły TPA.
Regulatorzy przykładali zbyt wielką rolę do wartości x w formule RPI-x w działaniach
kontrolujących taryfy, traktując tą wielkość jako miarę korzyści dla konsumenta.
Większość z takich miar – jak podpowiada doświadczenie – nie ma istotnego znaczenia
dla regulacji na bazie ekonomiki. Udział w rynku wytwórców moŜe zmieniać się w
czasie, ale moŜliwe jest istnienie rynku bardzo konkurencyjnego przy wyŜszych
stopniach koncentracji niŜ jest to regułą obecnie i moŜe to być przypadek integracji
wyników regionalnych w ramach rynku europejskiego. Podobne zjawisko moŜna
zaobserwować na rynkach detalicznych – niŜszy zakres zmian dostawców moŜe
przecieŜ oznaczać bardziej konkurencyjną ofertę spółki „macierzystej” i lepsze
zaspokojenie wymagań odbiorców. Uwagi powyŜsze nie są zachętą do wycofania się z
prób stosowania adekwatnych miar przez regulatorów, ale stanowią zachętę do
proponowania
miar
bardziej
uŜytecznych
dla
oceny
zachowań
rynkowych
uczestniczących podmiotów.
Obserwacje regulatora rynku brytyjskiego dowodzą, Ŝe podniesienie poziomu
monitorowania i śledzenia reakcji rynku w coraz większym stopniu pozostawiać naleŜy
urzędom antymonopolowym, kontrolującym ogólne procesy konkurowania i zdolnym
do
wykorzystania
wyrafinowanych
i
proporcjonalnych
narzędzi
sterowania
konkurencyjnością i odpowiadających najlepszym praktykom wśród badanych „case
studies”. Dwa argumenty przemawiają za organem ogólnego nadzoru nad konkurencją
w przeciwieństwie do specyficznego regulatora sektorowego:
moŜliwa jest porównawcza ocena konkurencyjności dla wszystkich
funkcjonujących rynków, zwłaszcza nie poddanych regulacji; zapewnia to
spójność w podejściu do promowania konkurencyjności z zastosowaniem
podejścia koszt/efekt dla działań regulacyjnych;
11
skala problemów moŜe wymusić stosowanie środków na najwyŜszym
poziomie, łącznie z narzędziami fiskalnymi i reformami strukturalnymi;
przykład środkowoeuropejskiego rynku energii elektrycznej wskazuje na to,
iŜ konkurencja w tym obszarze moŜe być znacznie ułatwiona przez
aktywność organu badania konkurencyjności, działającego w ramach
Komisji Europejskiej i powołanego na bazie legislacji UE. Ta forma
instytucjonalna
moŜe
wykazywać
słabość,
cechującą
inne
organy
paneuropejskie: opóźnienie procesu decyzyjnego. Jednak przy współpracy z
bieŜącym monitorowaniem rynku (co jest zadaniem instytucji niezaleŜnego
operatora - (ISO) unika się konieczności stałego interweniowania regulatora
ekonomicznego, który w obecnej strukturze kompetencji moŜe być
niezdolny do zaproponowania i egzekwowania środków zaradczych,
skutecznych w długich horyzontach czasowych.
Nowe wyzwania dla konkurencyjności stwarza obecnie polityka zapobiegania zmianom
klimatycznym. Na skutek rosnących cen nośników energii istniejący operatorzy sieci
otrzymują oferty od prywatnych inwestorów sieciowych, dysponujących własnymi
źródłami lokalnymi o niskich emisjach. PowaŜnymi graczami mogą okazać się
operatorzy „sieci inteligentnych”, integrujących całą gamę zróŜnicowanych mocowo,
paliwowo i technologicznie źródeł (łącznie z OZE). Regulacja dla specyficznego
sektora
energii
elektrycznej
musi
uwzględniać
nowe,
znacząco
odmienne
uwarunkowania, narzucające konieczność indywidualizacji reguł przyłączania oraz
elastyczności pracy wysoce złoŜonych struktur wytwórczych i sieciowych.
Nieunikniony wzrost kosztów sprawia, Ŝe ocena sukcesu regulacji na podstawie
cenowej staje się coraz trudniejsza. WyŜsze ceny uzasadniane na przykład
ograniczeniem emisji, są łatwiejsze do zaakceptowania, ale konieczna jest bardziej
precyzyjna ocena miary wpływu regulacji na społeczną jakość Ŝycia, odzwierciedlającą
zarówno zewnętrzne koszty środowiskowe jak i pozytywną ocenę decyzji regulatora.
W miarę uzyskiwania wiedzy o procesach transformacji sektora coraz bardziej staje się
widoczne, Ŝe na dobrobyt społeczeństwa wpływa nie tylko sam poziom cen za energię.
Poza sferą kształtowania cen regulatorzy winni równieŜ nadzorować jakość
dostarczanej energii i skutki działań sektora dla środowiska, w których neutralizacji
12
odbiorca gotów jest uczestniczyć. Wykracza to poza obszar decyzji o kształtowaniu
przychodów przez spółki regulowane: wymaga dyskusji pomiędzy oferentami i
uŜytkownikami usług sieciowych i równieŜ publicznego informowania o opiniach
konsumentów, wyraŜanych przez „chęć do płacenia” („willingness to pay”).
4.3. Ekonomika zmian klimatycznych jako siła napędowa polityki
Wydaje
się
oczywistością,
średnioterminową odpowiedź
Ŝe
zasadniczym
sektorem,
na zmiany klimatyczne,
odpowiedzialnym
za
będzie sektor energii
elektrycznej. Wynika to z dominującej roli elektroenergetyki w zuŜyciu nośników
energii, zwłaszcza paliw węglowych. Regulator ekonomiki sektora energetycznego,
którego zadaniem jest efektywne ekonomicznie osiąganie celów politycznych, ma do
odegrania kluczową rolę w tworzeniu „energetyki niskowęglowej”. Polityka
klimatyczna winna koncentrować się na zapewnieniu efektywnej internalizacji kosztów
zewnętrznych, wynikających z emisji CO2 (i innych gazów cieplarnianych).
Regulator, jako realizator tego celu winien zapewnić instrument spójnej wyceny CO2 i
wykorzystywać ten instrument w interwencjach regulacyjnych w zgodności z innymi
politykami państwa. Tworzy to potencjał silnego czynnika instytucjonalnego polityki
czułej na uwarunkowania zewnętrzne. Pewną przeszkodą doraźną moŜe być niechęć
rządów krajów członkowskich UE do uwolnienia cen CO2, które będą rosnąć do
poziomu, wynikającego z wartości wyznaczanej przez w pełni zdecentralizowane
redukcje CO2. Jest to zasadne dlatego, Ŝe cena CO2 na rynku emisji winna oddawać
wszystkie instytucjonalne bariery dla inwestycji w technologie niskowęglowe – na
przykład blokowanie procesów planistycznych i niepewności rynków finansowych.
Kombinacja cen i innych narzędzi polityki wydaje się rozwiązaniem sensownym.
JednakŜe wynika z tego sugestia, Ŝe wielkie inicjatywy, inspirowane przez rządy państw
będą czynnikiem waŜnym – na przykład odnosić się to moŜe do programu
inteligentnych systemów opomiarowania, czy teŜ subsydiowanych inwestycji CCS.
Takie projekty stwarzają niedogodności dla systemów istniejących, zmuszając do
działań dostosowawczych. Zadaniem regulatora winno być zapewnienie konkurencji
przy podejmowaniu projektów rządowych i minimalizacji kosztów integracji rozwiązań.
Tak, więc niezaleŜny organ regulacyjny winien zapewnić, Ŝe politycznie motywowane
13
inwestycje
w
postaci
projektów
demonstracyjnych
zrealizowane
będą
przy
najmniejszym koszcie dla sektora energii.
4.4. Zarządzanie niepewnością kluczem do skutecznej regulacji sektora
Sektor energii elektrycznej, boryka się ze znaczącymi zmianami klimatycznymi,
prowadzącymi do zróŜnicowanych kategorii ryzyka juŜ w najbliŜszym dziesięcioleciu.
Pierwsze z tych ryzyk odnosi się do rzeczywistego kursu klimatycznych polityk
narodowych i ponadnarodowych. Rolę regulatora winno być ostroŜne zarządzanie tym
ryzykiem w celu minimalizacji wpływu na koszt i cenę energii elektrycznej.
Podstawową drogą dla osiągnięcia tego celu jest określenie waŜonego średniego kosztu
składowej kapitałowej ceny lub określonych, aprobowanych przez regulatora,
inwestycji. Doświadczenia wynikające z obserwacji funkcjonujących rynków wskazują
na polepszenie klimatu wokół finansowania infrastruktury i na niski poziom ryzyka
regulacyjnego. Niektóre ryzyka moŜna wyeliminować, innymi moŜna zarządzać, a
jeszcze inne moŜna transferować na sektor prywatny bądź publiczny. Tak więc
gwarancja dochodów, zawarta w mechanizmie stanowienia cen, jest sposobem na
uniknięcie ryzyka osiągnięcia dochodu przez spółki sektora, zaś przykładem
zarządzania ryzykiem regulacyjnym będzie dopuszczenie do renegocjowania cen w
świetle informacji o wymaganiach nowej polityki klimatycznej państwa. Przykładem
transferu ryzyka do sektora prywatnego jest deregulacja części łańcucha wartości w
odpowiedzi na ewolucję rynku. Transferem ryzyka do państwa będzie przejęcie przez
rząd odpowiedzialności za realizację pewnych celów (na przykład w zakresie
efektywności energetycznej w gospodarstwach domowych).
Dokładne alokowanie ryzyka opiera się na metodzie prób i błędów w testowaniu jakie
ryzyko i gdzie spełnia kryterium optymalności. Efektywne zarządzanie ryzykiem
wymaga równieŜ oceny wykonalności i kosztu nowych technologii, co wymaga
obszernego zakresu prac. Niezbędne jest równieŜ rozsądne etapowanie działań dla
osiągnięcia wyznaczonych celów. Taka praktyka prowadzi do ograniczenia kosztów
kapitałowych przez wyeliminowanie zbędnych inwestycji oraz ogranicza wartość raty
zwrotu, co skutkuje zmniejszeniem kosztów realizacji załoŜonej polityki. Przykładem
takich działań moŜe być finansowanie istniejących sieci. MoŜliwe jest równoczesne
gwarantowanie strumienia zwrotu z istniejących inwestycji i zachęcanie do
14
konkurowania w obszarze nowych inwestycji. NaleŜy jednak zachować szczególną
ostroŜność w zapewnianiu właścicieli sieci, Ŝe ich dojrzałe do wycofania inwestycje
będą bezpieczne w warunkach narastającej konkurencji pomiędzy generacją
rozproszoną, inwestycjami w technologie energooszczędne i nowymi inwestycjami
sieciowymi.
5. Elementy nowego modelu regulacji
W świetle przedstawionych uwarunkowań naleŜy dokonać oceny podstawowych
elementów nowego modelu, mając zwłaszcza na uwadze czynnik zmian klimatycznych.
Nowy model oparty jest na trzech składnikach:
nowe procesy regulacji,
nowe modele konkurowania,
zagadnienia związane z polityką klimatyczną.
5.1. Nowe procesy regulacyjne
Nieadekwatność dotychczasowych mechanizmów zmusza do poszukiwania nowych
sposobów decydowania o potrzebach inwestycyjnych i budowania mechanizmów
zachęt. Kluczem do rozwiązania problemu jest przeniesienie odpowiedzialności za
decyzje odnośnie do inwestycji w infrastrukturę sieci na nabywców i oferentów usług
sieciowych. Podstawowym załoŜeniem jest, Ŝe decyzje inwestycyjne w zakresie mocy
wytwórczych i jakości dostarczanej energii winny
być przedmiotem negocjacji
pomiędzy podmiotami sektora. Regulator winien nadal być odpowiedzialny za
aprobowanie wszelkich planów inwestycyjnych w kontekście kontroli i zatwierdzania
cen (przy załoŜeniu, Ŝe nie są one traktowane jako wyłączone z procedur kontroli
monopolu). Regulator z kluczowego decydenta staje się audytorem decyzji
uzgadnianych pomiędzy kupującym i sprzedającym. Regulator nadal moŜe zapewnić
niezaleŜne oceny efektywności działań inwestycyjnych lub analizować społeczną
wartość poszczególnych projektów. Praktyki te znane są w USA jako wariant
negocjowanego
stanowienia
(„negotiated
settlement”)
i
W.
Brytanii
jako
„konstruktywne zaangaŜowanie” („constructive engagement”). Jak się wydaje takie
podejście jest szczególnie korzystne dla inwestycji w przesyle: doświadczenia z
15
rozdzieleniem obszarów działalności spółek energetycznych upewniło, Ŝe sprzedawca
(na przykład National Grid w UK) musi negocjować z grupą kupujących, tworzącymi
układ kooperacyjny. Liczne są równieŜ doświadczenia rynków energii elektrycznej
Kanady i Argentyny, świadczące o potencjale negocjacji, eliminujących potencjalne
źródła konfliktów sprzedawca-nabywca. Podstawowym problemem do rozstrzygnięcia
staje się skuteczność negocjowania zakresu inwestowania w sieci. W tym przypadku
trudna staje się integracja właścicieli infrastruktury dystrybucyjnej, wytwórców i
odbiorców. Rozstrzygnięcia wymaga równieŜ koordynacja stron, negocjujących plan
inwestycyjny dla kaŜdego z obszarów sieciowych. Problemem w skali europejskiej jest
brak instytucjonalnej reprezentacji odbiorców, co jest na przykład praktyką
amerykańską – dobrym tego przykładem jest rola reprezentanta konsumentów stanu
Floryda, skutecznie negocjującego znaczący pakiet redukcji cenowych m.in. przez
argument odwołania się do Public Utilities Commission jako arbitraŜu w przypadku
braku porozumienia. Brytyjskie doświadczenia ilustruje negocjowanie z udziałem
regulatora uzgodnień z przedstawicielami linii lotniczych i portów Gatwick w sprawie
nowych inwestycji sieciowych w warunkach dynamicznego rozwoju ruchu lotniczego.
Generalnym wnioskiem jest, Ŝe strony mogą osiągać porozumienie bez zaostrzania
konfliktów, aczkolwiek przy odpowiednich regułach alokacji kosztów i istotnych
wspólnych interesach pomiędzy nabywcami usług sieciowych.
Perspektywy technik negocjacyjnych w krajach UE wynikają z faktu, Ŝe rozdzielenie
właścicieli i dostawców usług operatorskich znacznie ułatwia stosowanie tego podejścia
Pakiet „liberalizacyjny” UE, postulujący rozdzielenie właścicielskie sieci przesyłowych
energii elektrycznej i gazu, moŜe zatem bardziej stanowczo określić te wymagania.
5.2. Nowy model konkurencyjności
Powszechnie akceptowana jest teza, Ŝe wypełnienie przez regulatora przypisanej mu
roli wymaga promowania skutecznej konkurencyjności. Przypuszczać moŜna, iŜ w
kontekście rynków elektryczności i gazu zasadę tę naleŜy potraktować szerzej, nie
ograniczając się do kontroli stopnia konkurowania pomiędzy istniejącymi wielkimi
dostawami energii. Nauki, płynące z dotychczasowej ewolucji rynków, przekonują, Ŝe
konkurencyjność odniosła wielki sukces w fazie deregulacji, lecz – jak to wspomniano
– stosowane dziś miary konkurencji są w dalszej perspektywie mniej przydatne. Gdy
16
konkurencja znajduje się w fazie dojrzałej, odpowiedzialność za monitorowanie, jak
konkurencyjny jest cały rynek winna być przemieszczona na organy, nadzorujące
uczciwość handlu i zachowania monopolistyczne. Regulator winien skupić się na
ocenie, jak szczególna grupa czułych odbiorców będzie traktowana na rynku
konkurencyjnym. Konsumenci o większej zdolności płatniczej na rynku, na którym nie
korzystają z prawa zmiany dostawcy, nie winni być przedmiotem troski niezaleŜnego
regulatora – jest to zadanie organów ochrony konsumenta i są to organy bardziej niŜ
regulator predestynowane do funkcji długoterminowego monitorowania i wspierania.
Dyskusja o stanowieniu negocjowanym wykazała, Ŝe takie podejście wykazuje
zalety w wyborze inwestycji priorytetowych. JednakŜe istnieją teŜ doświadczenia,
wskazujące na kluczową rolę konkurencji w procesie konkursu ofert na inwestycje dla
usług sieciowych, mimo iŜ ostateczne decyzje są negocjowane. Regulator winien
równieŜ monitorować wysokość barier wejścia w obszarze generacji i usług
energetycznych, a w przyszłości oczekiwać moŜna konkurowania energii elektrycznej,
dostarczanej przez infrastrukturę sieciową z wytwarzaną w mikroźródłach i dostawami
ciepła sieciowego. Jako analogie moŜna się tu powołać się na rozwój technologii
telekomunikacyjnych, zmieniających obraz konkurencyjności przez tworzenie nowych
sieci i infrastruktur równoległych.
Taki radykalny proces moŜliwych dróg ewolucji konkurencyjności sugeruje, Ŝe
szczególną
wagę
przywiązywać
naleŜy
do
właścicielskiego
oddzielenia
dystrybucyjnych sieci elektroenergetyki od generacji i obrotu, gdyŜ moŜe to być drogą
do ułatwienia wejścia na rynek nowych spółek usług energetycznych i sieci
ciepłowniczych jak teŜ do racjonalizacji działań negocjacyjnych.
5.3. Problemy polityki klimatycznej
Skupienie przez regulatora uwagi na problemie zmian klimatycznych powoduje istotne
konsekwencje dla sposobu prowadzenia ekonomicznej regulacji energetyki. Wszystkie
omawiane zagadnienia są waŜne, lecz niektóre z nich stanowią obszar kompetencji
agend poza regulatorem, co nie zwalnia od uwzględniania w decyzjach regulacyjnych
zagadnień, nie objętych mandatem lub mocą decyzyjną regulatora.
17
WyróŜnić moŜna trzy grupy takich problemów:
efektywna internalizacja kosztów zewnętrznych,
równowaŜność zarządzania podaŜą i popytem,
zmniejszenie barier wejścia dla nowych uczestników rynku,
zaangaŜowanie w inicjatywy lokalne,
planowanie pilotaŜowych inwestycji w nowych technologiach.
Z punktu widzenia ekonomicznego kształtowania polityki klimatycznej w mocy
regulatora
jest
zapewnienie
efektywnej
internalizacji
kosztów
zewnętrznych,
powodowanych emisjami CO2. Nie moŜe to jednak pozostawać bez uwzględnienia
bezpieczeństwa energetycznego lub celów, nakreślonych przez politykę wspierania
technologii narodowych.
Wiele ujawniających się obecnie zasad regulacji mieści się w obrębie własnych
inicjatyw regulatora. KaŜda z nich wynika teraz z małych obszarów działań w obrębie
urzędu regulacji, jednak kaŜda z nich moŜe teŜ potencjalnie odegrać rolę znaczącą. Jest
istotne, by mieć świadomość, Ŝe rozszerzony zakres oddziaływań regulacji sektora
energii, uwzględniający troskę o proces zmian klimatu uwzględnić winien fakt, Ŝe
regulator, którego pierwotną rolą było promowanie konkurencyjności na rynkach
hurtowych i detalicznych oraz bodźcowe regulowanie sieci, moŜe być odpowiednio
wyposaŜony w instrumentarium oddziaływań na zmiany klimatyczne. W niektórych
krajach regulator moŜe nie dysponować kompetencjami ani umocowaniami prawnymi
do sprawowania takiej roli, co skłania do przypisania zwiększonej roli w tym zakresie
resortowi, odpowiedzialnemu za energetykę. Przykładem takiego rozwiązania jest
Holandia, gdzie urząd regulacji energetyki został wchłonięty przez ministerstwo
gospodarki, stając się bardziej jego inspektoratem niŜ regulatorem stanowiącym prawo.
W legislacjach brytyjskich nową siłą jest Komitet Zmian Klimatu, powołany na mocy
ustawy o zmianach klimatycznych. Komitet ten odpowiada za „budŜet węglowy” całej
gospodarki UK, stanowiony na okresy pięcioletnie. Stwarza to nowe warunki
nakładania się obszarów odpowiedzialności regulatora i innych agend rządowych oraz
powołuje nowy tryb oddziaływania rzędu na decyzje, silnie powiązane z
funkcjonowaniem rynków gazu i elektryczności oraz procedury ich regulowania.
18
Alokowanie odpowiedzialności pomiędzy regulatorem i nowym urzędem państwowym
winno być dokonywane z naleŜytą starannością, by uniknąć problemów podziału
kompetencji i konfliktowania obydwu urzędów. Większym nawet problemem w ramach
polityki klimatycznej moŜe stać się potrzeba reintegracji procedur zarządzania stroną
podaŜową (SSM) i popytową (DSM). Podsektor wytwarzania bierze na siebie większą
odpowiedzialność w przynajmniej częściowym zaspokajaniu potrzeb ograniczania
emisji na drodze wykorzystania lokalnych źródeł niskoemisyjnych. W wielu systemach
prawnych rodzi to problemy zderegulowanego rynku, na którym niedoskonałe
zbilansowanie podaŜy i popytu powoduje potrzebę funkcjonowania rynku bilansującego
(co jest na przykład obowiązującą praktyką dla sektora elektroenergetyki). Taką
konstrukcję uznać naleŜy za poŜyteczną, gdyŜ powołuje ona nowe źródło konkurowania
dla istniejących przedsiębiorstw, jednakŜe potencjalnym problemem moŜe stać się fakt,
iŜ duŜa liczba małych źródeł moŜe zaoferować swą produkcję w jednym punkcie sieci.
Aby uniknąć takich sytuacji naleŜy sprecyzować uczciwe warunki ofertowania przez
uczestników rynku o cechach generacji rozproszonej.
6. Wnioski
Przyszłość regulacji rynków energii elektrycznej i gazu zmusza do stosowania nowych
procesów regulowania ekonomicznego, szerszej interpretacji wymagań w zakresie
promowania konkurencyjności oraz zdecydowanego skoncentrowania wysiłków dla
efektywnej internalizacji zewnętrznych kosztów emisji gazów cieplarnianych.
Nie oznacza to, Ŝe niezaleŜni regulatorzy nie wykazali dotąd wysokiej efektywności w
sprawowaniu swoich powinności. Trzeba jednak stwierdzić, iŜ ich mandat (a zarazem
interpretowanie i moc decyzyjna organów regulacyjnych) zrodził się w epoce
deregulacji sektorów infrastrukturalnych, która nastąpiła po fazie nieskutecznego
interwencjonizmu państwa i przed nadchodzącą erą troski o zmiany klimatu. Wynika z
tego, Ŝe przemyślenia wymagają zarówno cele jak i instrumenty ich osiągania i
dokonanie
niezbędnych
zmian.
Regulator
brytyjski
juŜ
oznajmił
dokonanie
podstawowych zmian w systemie kontroli cen zgodnej z zasadą RPI-x. Doświadczenia
„case study UK” wskazują na konieczność rewizji i uściślenia prawnego [2]. MoŜna
stwierdzić, iŜ dotychczas priorytetowe działania dla zwiększenia konkurencyjności nie
są juŜ odpowiednie dla regulatora Ofgem, działającego na specyficznym rynku energii.
19
Nie oznacza to, Ŝe konkurencyjność nie jest waŜna, lecz Ŝe inne problemy stały się
względnie waŜniejsze oraz, Ŝe znaczącą część obecnego obszaru działania moŜe być
przekazana urzędom odpowiedzialnym za ogólny proces konkurencyjności w
gospodarce M.G. Pollitt [1] formułuje pogląd, Ŝe „wszelkie porozumienia pomiędzy
stroną popytową i podaŜową, kosztami produkcji i cenami oraz kosztami finansowymi i
zewnętrznymi kosztami emisji do środowiska objęte są zasadą promocji efektywności
ekonomicznej w dostarczaniu usług energetycznych i zasada ta winna być realizowana
przez regulatora. Rząd odpowiadać winien za określenie celów redukcji emisji CO2,
szczególnie dla sektora energii elektrycznej (i ciepła). Rola strony rządowej polegać
równieŜ winna na uczestniczeniu w partnerstwie publiczno-prywatnym dla realizacji
inwestycji szczególnie poŜądanych społecznie ze względu na redukcję emisji. Pojawiają
się równieŜ poglądy bardziej radykalne, domagające się sformułowania zasad nowej
polityki energetycznej – zawierającej równieŜ politykę w zakresie energetyki jądrowej i
bezpieczeństwa dostaw pierwotnych nośników energii [3,4]. Wsparciem takiej polityki
mogą
być
skoordynowane
działania
rozproszonych
słuŜb
publicznych
i
przedstawicielstwo rządu w postaci bądź jednego urzędu bądź skupione w jednym
resorcie. Niewątpliwa jest konieczność istnienia kompetentnej w zakresie ekonomiki
agencji regulacyjnej, neutralnej w podejściu do rozstrzygania problemów wyborów
technologii i skupionej na realizacji dwóch celów długoterminowych: redukcji CO2 i
dostarczaniu energii po najniŜszym koszcie.
Przedsiębiorstwa energetyczne mogą być usatysfakcjonowane dwoma stwierdzeniami:
po pierwsze: dla inwestycji istniejących zagwarantowana będzie uczciwa
rata zwrotu i inwestorzy preferujący niski poziom ryzyka mogą skupić się
na
inwestycjach
sieciowych.
W
najgorszym
przypadku
polityka
zapobiegania zmianom klimatycznym będzie skutkować zwiększeniem
refinansowania inwestycji osieroconych (jak to miało miejsce przy
deregulacji sektora w warunkach monopolu prywatnego);
po drugie: rośnie potrzeba nowych inwestycji. Ocenia się, Ŝe inwestycje
realizujące cele ochrony środowiska w UK zwiększają rozmiar inwestycji w
elektroenergetyce o 29 mld GBP w odniesieniu do wariantu podstawowego
[5]. Skutkiem tej sytuacji jest wyrównanie szans podmiotów istniejących na
rynku i nowych wchodzących na rynek graczy.
20
MoŜna stwierdzić, Ŝe narodowe podejścia do podwójnego celu regulacji: efektywności
ekonomicznej i zapobieganiu zmian klimatu, róŜnią się zasadniczo. W UK wyposaŜony
w znaczne kompetencje silny regulator ekonomiczny tworzy jedną instytucję. W innych
krajach formy instytucjonalne mogą przewidywać podział kompetencyjny pomiędzy
róŜne agendy, ale pozostaje uniwersalną zasadą, Ŝe konkurencyjność i efektywne
regulowanie monopoli są sojusznikami statycznej i dynamicznej efektywności w
sektorze energii takŜe w przypadku stosowania zasady internalizacji środowiskowych
kosztów zewnętrznych. Jakakolwiek legislacja, nie uwzględniająca wagi ryzyk na
rynkach, nie wyciąga niezbędnych wniosków z okresu reform rynkowych sektora
energii i staje się nieadekwatnym narzędziem dla stawiania czoła nowym wyzwaniom
tworzenia polityki ograniczania zmian klimatycznych.
Ostatnie wydarzenia na rynkach finansowych, tak silnie oddziałujące na całość
gospodarki światowej, nadały nowy wymiar dyskusji o roli mechanizmów rynkowych i
interwencjonizmu państwa. Wyraźnie zauwaŜalne jest przemieszczanie poglądów w
kierunku doceniania roli regulacji, a skrót myślowy „bezpieczeństwo jest tam gdzie
państwo” oddaje klimat dyskusji. Symptomatyczna moŜe być treść wywiadu z prof.
Balcerowiczem, który na pytanie o pogląd na temat zwiększenia roli regulacji
odpowiada, Ŝe aczkolwiek nie wydaje się to koniecznością, lecz istnieje „potrzeba moŜe
mniej błędnej polityki” [6], co w istocie dowartościowuje rolę kompetencji państwa –
regulatora. Jest to jeszcze jeden argument za szeroką wymianę poglądów, będących
podstawą do niezbędnych i pilnych decyzji, takŜe w sektorze energetyki – infrastruktury
krytycznej państwa.
21
Literatura
[1] M. G. Pollitt: The Future of Electricity (and Gas) Regulation in a Low-carbon
Policy World. The Energy Journal. Special Issue. IAEE 2008
[2] A. Buchanan: Ofgem’s “RPI at 80” project. Proc. Conf. of SGBI, 6 March
2008, www.ofgem.gov.UK
[3] D. Helm: A new British Energy Policy. Social Market Foundation. London
2005
[4] V. Maugis, W. Nuttall: Metapolicy Options for Energy in England. Working
Paper EPRG, 2008
[5] M. Yago et al.: Modelling the economic impact of low-carbon electricity
[in:] Delivering a low carbon electricity system. Cambridge Univ. Press.
Cambridge 2008
[6] Kryzys finansowy czyli chwila prawdy – wywiad z prof. Leszkiem Barcelowiczem. GW, 10-11 listopada 2008