Capgemini publikuje nową edycję raportu the European Energy Market Observatory

Capgemini, jeden z wiodących światowych dostawców w obszarze usług konsultingowych, technologii informatycznych i outsourcingu wspierany przez Exane BNP Paribas, CMS Bureau Francis Lefebvre i VaasaETT Global Energy Think Tank[1], ogłosił wyniki 15. edycji raportu the European Energy Market Observatory (EEMO). Badanie pokazuje, że kombinacja takich czynników jak przeciągający się kryzys ekonomiczny, deregulacja rynku gazu i energii elektrycznej, a także rola Pakietu Klimatyczno-Energetycznego UE[2] w dynamicznej ekspansji źródeł odnawialnych doprowadziły do zachwiania równowagi na europejskich rynkach gazu i energii elektrycznej. Brak stabilności stanowi potencjalne zagrożenie dla przyszłego bezpieczeństwa dostaw energii w regionie zarówno w krótko jak i długoterminowej perspektywie.

Bieżącą sytuację na rynku energii kształtuje kombinacja wielu czynników

Kryzys ekonomiczny

Pierwszym z tych czynników jest kryzys ekonomiczny, który w znaczący sposób wpłynął na poziom konsumpcji zarówno energii elektrycznej jak i gazu. W 2012 r. w Europie, konsumpcja energii elektrycznej spadła o 0,2% rok do roku i o 1,2% w pierwszej połowie roku 2013 (w stosunku do analogicznego okresu w roku 2012). Zużycie gazu odnotowało wyraźniejszy spadek w skali rocznej - o 2,2%, i  ustabilizowało się w pierwszej połowie 2013 r.

2.    Europejski pakiet klimatyczno-energetyczny

Po drugie, konieczność dostosowania się do roku 2020 do 20-procentowego udziału energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych w całkowitym zużyciu energii, narzucona przez europejski pakiet klimatyczno-energetyczny spowodowała w krajach UE rozwój projektów promujących wykorzystanie odnawialnych źródeł energii, co stanowi duże obciążenie dla elektrowni gazowych. Ponieważ budowa elektrowni wykorzystujących źródła odnawialne jest subsydiowana, ich niskie koszty utrzymania sprawiają, że opłacalność takich elektrowni rośnie. W rezultacie nastąpił gwałtowny spadek stopnia wykorzystania elektrowni gazowych. Na przykład, w krajach o wysokim udziale odnawialnych źródeł energii przeciętny stopień wykorzystania elektrowni gazowych znacząco spadł: w Hiszpanii do 11% w pierwszej połowie 2013 r., a w Niemczech do niecałych 21% w roku 2012. Niepokoi fakt, że Międzynarodowa Agencja Energetyczna uważa, iż opłacalność elektrowni gazowych wymaga co najmniej 57-procentowego stopnia wykorzystania.

3.    Wpływ nietypowej sytuacji na rynku gazu w USA

Z uwagi na bardzo nietypowy rozwój sytuacji na rynku gazu za Atlantykiem[3], cena gazu z natychmiastową dostawą (spot) w USA jest bardzo niska[4], co przyczynia się do ożywienia gospodarki i przemysłu kraju[5]. Te niskie ceny gazu zaowocowały zwiększeniem udziału gazu kosztem węgla w wykorzystaniu paliw kopalnych, co doprowadziło do nadwyżki produkcji węgla i zwiększenia jego eksportu do Europy. Konsekwencją był spadek cen węgla w regionie o 30% pomiędzy styczniem 2012 r. a czerwcem 2013 r., co z kolei spowodowało w Europie wyższy stopień wykorzystania elektrowni węglowych w porównaniu z gazowymi[6].

Według raportu, konsekwencje tej niestabilnej sytuacji są bardzo poważne.

Zamykanie elektrowni gazowych

Jednym z najpoważniejszych skutków zaburzenia sytuacji na rynku gazu i energii elektrycznej jest odbywające się na dużą skalę zamykanie elektrowni gazowych w regionie. Przeprowadzone niedawno przez IHS badanie ocenia, że elektrownie gazowe o mocy około 130.000 MW w całej Europie (czyli ok. 60% wszystkich elektrowni gazowych w regionie) obecnie nie pokrywają kosztów stałych przychodami i są zagrożone zamknięciem do roku 2016[7]. Elektrownie te - niezbędne do zapewnienia stabilności dostaw w czasie godzin szczytu - są zastępowane niepewnymi i nieprzewidywalnymi elektrowniami wykorzystującymi źródła odnawialne, które są wysoko subsydiowane.

2.    Wysokie subsydia dla odnawialnych źródeł energii

Choć rządy wielu państw nie są już tak optymistycznie nastawione do subsydiowania źródeł odnawialnych, zwiększony udział energii z tych źródeł powoduje coraz większe dotacje. Zaczyna to być poważnym problemem dla państw obciążonych wysokim długiem, a wzrastające w rezultacie ceny energii elektrycznej stanowią obciążenie konsumentów, pogarszając ich standard życia w i tak trudnej sytuacji kryzysu. Na przykład, w Niemczech podatek EEG[8] wzrósł od 1,31 euro za kWh w 2009 r. do 5,28 euro za kWh w roku 2013 i stanowi znaczącą część (ponad 18%) ceny energii elektrycznej w gospodarstwach domowych[9].

3.    Spadek cen certyfikatów CO2

Kolejnym poważnym problemem branży są ceny za prawa do emisji CO2, aktualnie na zbyt niskim poziomie, co podważa opłacalność inwestowania w technologie obniżające emisję gazów cieplarnianych. W ciągu pięciu lat cena za emisję CO2 spadła z ok. 20 euro za tonę w 2007 r. do poniżej 5 euro za tonę w sierpniu 2013 r. W porównaniu z szacowaną ceną wymaganą przez planowane konkurencyjne systemy CCS[10] - 40-55 euro za tonę dla elektrowni węglowych, 80-110 euro za tonę dla elektrowni gazowych[11]- obecne ceny emisji CO2 są zatrważająco niskie.

Trudna sytuacja finansowa zakładów energetycznych

Taka niestabilna sytuacja na rynku doprowadziła do niewłaściwego obniżenia hurtowych cen energii elektrycznej, spowodowała brak wzrostu cen oraz spadki cen energii. W rezultacie sytuacja finansowa zakładów energetycznych pogorszyła się. Dochody systematycznie spadają, co podkreślił w niedawnym wystąpieniu szef niemieckiego koncernu RWE Peter Terium: 80% przychodu  firmy zniknie w ciągu 2-3 lat.

Marże EBITDA zakładów energetycznych zostały również zagrożone z uwagi na obniżenie marż opłacalności produkcji energii, wzrost nadwyżki mocy produkcyjnych z uwagi na zastój w zużyciu oraz rosnące obciążenia podatkowe.

5.    Zagrożenie strategicznych inwestycji

W dalszej perspektywie zakłady energetyczne czekają znaczące inwestycje w infrastrukturę na różnych obszarach działalności, aby udało się zachować stabilność dostaw w regionie oraz konkurencyjność. Do tych inwestycji należy konieczność zastąpienia zamykanych właśnie elektrowni gazowych bądź węglowych[12], budowa nowych sieci przesyłowych dostosowanych do nowej polityki energetycznej. Ponieważ tego typu projekty infrastrukturalne realizowane są w ciągu 5-10 lat, zakłady energetyczne mogą znaleźć się w trudnej sytuacji w przypadku wzrostu gospodarczego i zwiększonego zużycia energii. Inwestycje te są szacowane na ponad 1000 miliardów euro[13] od dnia dzisiejszego do roku 2020.  Jednakże, w sytuacji niepewności na rynku i przy aktualnym prawie - w tak trudnej i pogarszającej się sytuacji finansowej zakładów energetycznych – the Observatory obawia się, że te kluczowe inwestycje nie będą realizowane w odpowiednim tempie.

Rekomendacje dla europejskich rynków energetycznych

Według raportu, istnieje nagląca potrzeba radykalnej reformy rynku energii. Reforma taka miałaby obejmować zmiany w systemie ETS[14] mające wprowadzić zasady rynkowe bądź powielić brytyjski model minimalnej ceny CO2. Ponadto, konieczne jest stworzenie rynków zdolności produkcyjnej[15] koordynowanych na szczeblu europejskim. Konieczne jest stworzenie nowego rynku dystrybucji detalicznej finansującego inteligentne sieci przesyłowe. I na koniec, kluczowe wydaje się opracowanie lepszego harmonogramu wzrostu udziału energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych oraz ograniczenie związanych z tym dotacji.

Colette Lewiner, globalny ekspert Capgemini do spraw energii i usług komunalnych komentuje: "Bieżąca sytuacja stanowi jasne zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw energii w Europie. Elektrownie gazowe – które są w stanie poradzić sobie w okresach największego obciążenia/zapotrzebowania – są zamykane w szybkim tempie. Bufory, takie jak rezerwy gazu przechowywane pod ziemią na okres zimowy, są znacząco mniejsze niż w latach ubiegłych. W perspektywie krótkoterminowej oznacza to, że wyjątkowo mroźna zima mogłaby doprowadzić do poważnych problemów z dostawami i balansowaniem obciążenia sieci energetycznej. Ponadto, wzrost udziału źródeł odnawialnych i stanowczo zbyt niska cena prawa do emisji CO2, spowodowały  obniżenie hurtowych cen energii i doprowadziło do trudnej sytuacji finansowej zakładów energetycznych."

Sytuacja w Polsce

Jak wynika z raportu, ceny energii z natychmiastową dostawą (spot) w Europie zmniejszyły się o 8%  między rokiem 2011 a 2012, i spadały o dalsze 9% od H1 w 2012 r. do H1 w 2013r., przy spadkach na rynku i spadku cen CO2 i węgla.

- Niektóre rynki energetyczne odnotowały  znaczący spadek cen w skali rocznej. Takim przykładem jest m.in. Polska, gdzie ceny energii zmniejszyły się o 15 proc. – komentuje Dariusz Mazurek, Dyrektor ds. Rozwoju, Capgemini Polska. – Należy też zauważyć, że choć całkowite zużycie energii w Unii Europejskiej nieznacznie spadło w ciągu roku, odnotowano znaczące wzrosty chwilowego zapotrzebowania w porównaniu z rokiem 2011 np. w Polsce o 3.6 proc. Równocześnie Polska (oraz Francja) odnotowały najwyższy poziom zużycia w historii – dodaje.

O Raporcie European Energy Markets Observatory

European Energy Markets Observatory (EEMO) to nazwa corocznego raportu firmy Capgemini, w którym badany jest postęp tworzenia otwartego i konkurencyjnego rynku energii elektrycznej oraz gazu w UE-28 (z uwzględnieniem Norwegii i Szwajcarii), a także stan realizacji celów unijnego pakietu „Klimat i energia". 15. edycję raportu opracowano z wykorzystaniem metodyki i wiedzy firmy Capgemini, w większości w oparciu o publiczne źródła informacji dotyczące roku 2012 i zimy 2012/2013. Opinie na temat europejskiej polityki w kwestiach energetyki, sytuacji finansowej przedsiębiorstw użyteczności publicznej i wydajności sektora, a także cen przejścia na alternatywne źródła energii i cen detalicznych przekazane zostały odpowiednio przez firmy CMS Bureau Francis Lefebvre, Exane BNP Paribas i VaasaETT Global Energy Think Tank.

[1] Exane BNP Paribas, CMS Bureau Francis Lefebvre oraz VaasaETT Global Energy Think Tank są partnerami Capgemini European Energy Markets Observatory. Dodatkowe informacje znajdują się na końcu informacji prasowej.

[2] Europejska Dyrektywa Energetyczno-Klimatyczna przyjęta 23 stycznia 2008 r ustala cele „3x20" do roku  2020; 20-procentowy udział energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych, 20-procentowe ograniczenie emisji CO2 oraz 20-procentowy wzrost wydajności energetycznej

[3] Od początku XXI wieku produkcja gazu łupkowego wzrosła na niespotykaną skalę. W roku 2000 stanowiła zaledwie 2% produkcji gazu w USA. W roku 2012 udział gazu łupkowego wzrósł do 34%, a do roku 2040 powinien wzrosnąć do 50%.

[4] Ceny gazu w USA są ponad trzykrotnie niższe w porównaniu z europejskimi długoterminowymi kontraktami na dostawę gazu.

[5] Stworzono 600 tys. nowych miejsc pracy w przemyśle, obok istniejących już ponad 1 milion miejsc pracy związanych bezpośrednio z wydobyciem ropy naftowej i gazu

[6] Na przykład, w Niemczech w 2012 r. stopień wykorzystania elektrowni węglowych wynosił od 43% do 71%, czyli znacznie więcej niż w przypadku elektrowni gazowych (zobacz wyżej).

[7] Badanie IHS z maja 2013 r.

[8] Podatek EEG związany jest z promowaniem odnawialnych źródeł energii

[9] We Francji udział wynosi ok. 10%

[10] CCS - Carbon Capture and Storage - sekwestracja CO2

[11] szacunek ZEP „Zero Emission Platform"

[12] Dyrektywa Large Combustion Installation przyjęta w roku 2001 do wcielenia do roku 2015.

[13] Badanie Komisji Europejskiej

[14] Emission Rights Trading System (europejski system sprzedaży praw do emisji CO2 i innych gazów cieplarnianych)

[15] Rynek zdolności produkcyjnej odpowiada za opłaty za zdolność produkcyjną (nawet w przypadku braku produkcji) i sposoby ograniczenia zużycia energii w godzinach szczytu