W grudniu 2020 roku skończy się okres przejściowy związany z wyjściem Wielkiej Brytanii z UE. Na chwilę obecną brytyjskie przedsiębiorstwa energetyczne nie wiedzą, czy od 2021 roku nadal będą je obowiązywały między innymi unijne zasady dotyczące cen emisji. Taka niepewność stwarza ryzyko podwyżki kosztów zakupu mocy dla gospodarstw domowych i firm. Mimo to, najwięksi dostawcy energii w Królestwie – EDF, RWE, Scottish Power i SSE przygotowują długoterminowe kontrakty hurtowe na sezon zimowy 2020/2021.
„Dostawcy kupują energię z wyprzedzeniem kilku dni, miesięcy bądź lat. Brak pewności co do przyszłego mechanizmu ustalania cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla, jak również zasad leżących u podstaw transgranicznego handlu energią elektryczną i gazem stwarzają ryzyko, a ryzyko ma swoją cenę. Ta sytuacja może spowodować presję kosztową, która wpłynie na wzrost opłat dla klientów.” – powiedział Lawrence Slade, dyrektor generalny Energy UK, stowarzyszenia zrzeszającego przedstawicieli przemysłu energetycznego. Tor Mosegaard, szef rynków energetycznych w Danske Commodities, dodał do tego, że: „Największe brytyjskie firmy narażone są jeszcze bardziej na polityczne ryzyko, ponieważ muszą podjąć decyzje teraz, zanim poznają wynik (Brexitu-przyp.red.).”
Rzecznik brytyjskiego rządu oświadczył, że Gabinet Theresy May dąży do nawiązania „szerokiej współpracy energetycznej z UE”, czyli nadal chce uczestniczyć w wewnętrznym rynku energii i unijnym systemie handlu uprawnieniami do emisji (ETS). W białej księdze zapisano jednak możliwość ewentualnego wyjścia z wewnętrznego unijnego rynku energii.
Obecnie unijne przepisy dotyczące ETS wymuszają na większości branż zakup pozwoleń na emisję CO2, którego obecna cena rynkowa wynosi około 20 euro za tonę. Zdaniem Slade’a Wielka Brytania potrzebuje ustalenia jakiejś formy wyceny emisji, ale „nie można ustalić ceny węgla na kolanie.” Dodatkowo pozostanie Wielkiej Brytanii w systemie UE na następny trwający do 2030 roku okres da brytyjskiemu przemysłowi czas na znalezienie rozwiązań, które „pozwolą uniknąć niezamierzonych konsekwencji.”
Wewnętrzny rynek energii w UE staje się coraz bardziej jednolity, ponieważ państwa członkowskie integrują swoje systemy energetyczne, ustalają wspólne zasady efektywnego handlu i łączą swoje krajowe hurtowe rynki energii. Te zmiany oznaczają, że firmy mogą skuteczniej równoważyć popyt i podaż w całym systemie.
Za pośrednictwem 4,6 GW podmorskich połączeń międzysystemowych Wielka Brytania handluje energią elektryczną z Francją, Holandią i Irlandią. Kolejne łącza o przepustowości 12 GW powstaną do 2023 roku. Zdaniem Phila MacDonalda z ekologicznego think-tanku Sandbag, nowe połączenia międzysystemowe ze względów ekonomicznych zostaną zbudowane, a kwestia opuszczenia UE przez Brytyjczyków nie będzie tu grała żadnej roli. Najwyraźniej wszyscy uważni obserwatorzy brytyjskiego rynku energetycznego uważają, że Brexit niewiele zmieni w relacjach w branży energetycznej w Europie Zachodniej, gdyż integracja Starej Unii jest już na tyle duża, że decyzje polityczne ustępują racjom ekonomicznym. Dopóki negocjacje rozwodowe nie zakończą się, nie zostaną ujawnione ostateczne postanowienia dotyczące postbrexitowego kształtu relacji UE – Wielka Brytania, funkcjonowanie branży energetycznej po obu stronach kanału La Manche pozostaje bez zmian. Ewentualne zamieszanie wywołane zmienionymi przepisami prawa zostanie wliczone w koszty działalności, które najprawdopodobniej już niedługo z własnych kieszeni pokryją konsumenci.
Financial Times/Roma Bojanowicz
