Zdaniem wielu ekspertów 2010 rok zmienił oblicze polskiej energetyki. Szczególnie istotne zmiany nastąpiły po wprowadzeniu w życie przepisów nowelizujących ustawę Prawo Energetyczne, które zobowiązują wszystkie spółki wytwórcze do sprzedaży poprzez regulowany rynek giełdowy 15 proc. wytwarzanej energii – wynika z prezentacji Towarowej Giełdy Energii

Według TGE przepis ten okazał się wielkim sukcesem, ponieważ wytwórcy skierowali do publicznych form sprzedaży znacznie więcej niż ustawowy limit. Jest to dowodem dojrzałości polskiego rynku i jego dążenia do funkcjonowania wg. zasad przejrzystej konkurencji. To pierwszy krok do włączenia się Polski w budowę wspólnego europejskiego rynku energii.

Handel wspólnie ze Szwedami

Struktura obrotu energią w 2010 roku jednoznacznie wskazuje na przeniesienie wagi obrotu z obrotów dwustronnych na obroty w ramach regulowanego rynku giełdowego, w większości na Towarowej Giełdzie Energii S.A. Wśród czynników, które spowodowały tak znaczący rozwój TGE należałoby przede wszystkim wymienić świadome decyzje uczestników rynku prowadzące do wykorzystania infrastruktury handlu energią, jakiej dostarcza giełda. Momentem przełomowym stał się czwarty kwartał w którym, według szacunków TGE, na rynku giełdowym miało miejsce ponad 84 procent łącznego hurtowego obrotu. Przyczyniło się to do zwiększenia płynności nie tylko na TGE , ale przede wszystkim zwiększenia płynności całego polskiego rynku energii, dzięki czemu w grudniu ub. roku uruchomiono z sukcesem pierwszy tzw. market coupling tj. połączenie rynków energii Polski i Szwecji.

W ramach tego przedsięwzięcia od 15 grudnia ub. roku członkowie TGE i skandynawskiej giełdy NordPool Spot uzyskali możliwość sprzedaży wytwarzanej energii na inne rynki lub zakup tańszej z rynków sąsiadujących. Planowane są już kolejne połączenia na południowej i zachodniej granicy Polski. Wpisuje się to w wytyczne Komisji Europejskiej wg. zaleceń której, do 2015 roku ma powstać wspólny europejski rynek energii.

Co z odbiorcami indywidualnymi

Przed Polską wiele wyzwań, by stać się liczącą jego częścią. Przede wszystkim zmian wymaga struktura cen energii dla odbiorców końcowych. Kilka lat temu na mocy decyzji Prezesa URE uwolnione zostały ceny energii dla wszystkich odbiorców energii z wyjątkiem odbiorców indywidualnych (gospodarstw domowych ). Ceny energii dla odbiorców indywidualnych w dalszym ciągu podlegają taryfowaniu (taryfa G), czyli zatwierdzaniu przez Prezesa URE. Było to podyktowane potrzebą ochrony najsłabszej grupy odbiorców przed zagrożeniami wynikającymi z niedostatecznego rozwoju konkurencji na rynku energii w Polsce i braku jego transparentności. W chwili obecnej zdecydowana większość z tych wad rynku została usunięta, dzięki czemu w niedalekiej przyszłości można się spodziewać pełnego uwolnienie cen energii dla wszystkich grup odbiorców w Polsce. Kwestia ta ma bardzo istotne znaczenie przede wszystkim dla polskiej gospodarki. Utrzymywanie taryf dla odbiorców indywidualnych kreuje nieprawidłową strukturę cen energii dla poszczególnych grup odbiorców, co przejawia się w wyższych cenach energii dla odbiorców przemysłowych w stosunku do odbiorców indywidualnych. W Polsce ta różnica wynosi kilkanaście procent.

Za mało inwestycji

Drugim istotnym wyzwaniem, przed którym stoi rynek energii w Polsce jest niewystarczająca wielkość inwestycji w nowe moce wytwórcze, mogąca doprowadzić w ciągu najbliższych kilku lat do niedoborów energii. Średni wiek polskich elektrowni jest jednym z najwyższych w Europie, co powoduje z jednej strony pilną potrzebę odnowienia istniejących mocy wytwórczych o niskiej sprawności i wysokiej awaryjności, a drugiej strony budowę dodatkowych nowych mocy wytwórczych, które pokryją przyszłe rosnące zapotrzebowanie na energię.

Odnowa istniejących starych źródeł wytwórczych jak też inwestycje w dodatkowe nowe źródła wytwórcze w Polsce wiąże się ściśle z unijnym systemem uprawnień do emisji CO2 (od 2013 roku uprawnienia do emisji CO2 w dużej części będą nabywane odpłatnie). Energia elektryczna jest wytwarzana w Polsce w ponad 90 proc. w oparciu o spalanie lokalnych zasobów paliw kopalnych (węgiel kamienny i węgiel brunatny), czyli technologie o najwyższej emisji CO2. To powoduje, że przez najbliższe kilkadziesiąt lat te technologie będą dominować w polskiej energetyce, gdyż taki jest czas życia cyklu technologicznego. Energia z zagranicy sposobem na obniżenie kosztów

Prognozowany wzrost cen energii wynikający z potrzeby budowy nowych mocy wytwórczych oraz wysokiej emisji CO2 może być w Polsce najwyższy w porównaniu z innymi krajami europejskimi. Częściową alternatywą mogącą złagodzić ten wzrost cen energii jest rozbudowa trans-granicznych połączeń przesyłowych z sąsiadującymi systemami elektroenergetycznymi. Spowoduje to z jednej strony zwiększenie dostępu do zagranicznej energii, która powinna być tańsza od energii wytwarzanej w Polsce, a drugiej strony zmniejszy potrzeby inwestycji w nowe źródła energii na terenie Polski. W tym kontekście działania realizowane przez giełdy energii w postaci mechanizmu market coupling łączącego krajowe rynki energii nabierają ogromnego znaczenia. Jeśli dziś nie zadbamy o szybkie połączenie naszego rynku z ościennymi, jutro nasi sąsiedzi mogą nie być tym zainteresowani obawiając się, że doprowadzi to do wzrostu cen dla ich odbiorców końcowych.