Poszukiwanie nowych rozwiązań modelu rynku energii elektrycznej
Autorzy: Jerzy Topolski - ENION S.A. ; Piotr Begier - Biuro Polskiego Towarzystwa
Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej
(„Wokół Energetyki” – październik 2005)
Model rynku energii elektrycznej w Polsce ukształtowany został w oparciu o przyjęty przez
Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów w 1999 r. dokument Zasady działania rynku energii
elektrycznej w Polsce w roku 2000 i w latach następnych. Wdrożenie Zasad Ao praktyki
gospodarczej, co oczywiste, nie mogło być aktem jednorazowym. Ustaleniom szczegółów
funkcjonowania rynku energii elektrycznej towarzyszyły niejednokrotnie dyskusje mające
charakter sporów, co znalazło odbicie zarówno w etapowym wprowadzaniu w życie rozwią-
zań, jak i wielu znamionach kompromisu, łagodzących w niejednym przypadku rewolucyjny
charakter zmian. Zresztą wielu zwolenników bardziej gwałtownego tempa wdrażania zasad
rynku energii przeszło z czasem do grona zwolenników tezy, że lepiej wolniej ale z poparciem
zaplecza.
Stosownie do założeń z roku 1999 funkcjonują cztery segmenty rynku energii elektrycznej:
• segment kontraktów bilateralnych,
• segment giełdowy,
• segment zakupów obowiązkowych, który zresztą nie jest jednorodny i składa się z:
— obowiązkowego zakupu w PSE SA energii elektrycznej wytwarzanej w ramach
kontraktów długoterminowych,
— obowiązkowego zakupu energii elektrycznej wytwarzanej z energii odnawialnej,
— obowiązkowego zakupu energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu z
wytwarzaniem ciepła użytkowego,
• segment obrotu energią w ramach technicznej usługi bilansowania podaży i popytu.
Skala obrotu energią elektryczną w poszczególnych segmentach jest krańcowo różna.
Dominują zakupy obowiązkowe, istotnie ograniczające zakres rynku energii elektrycznej. Ich
udział w ogólnym obrocie energią elektryczną wynosi prawie 70 proc. Udział segmentu
bilateralnego, o którym można powiedzieć, że ma charakter rynkowy, wynosi do 30 proc. Do
grupy obrotu rynkowego należy zaliczyć także segment giełdowy, lecz jego udział jest
marginalny. Około 3 proc. energii rozliczanej jest w ramach tzw. rynku bilansującego, który
rynkiem jest tylko z niezbyt trafnie dobranej nazwy. O rynku można bowiem mówić tylko
wtedy, gdy strony mogą umówić się co do ilości, jakości i ceny towaru oraz terminu dostawy.
W ramach tzw. rynku bilansującego następują jedynie rozliczenia energii elektrycznej
pobranej lub nieodebranej przez zamawiających i wyprodukowanej lub zredukowanej przez
wytwarzających w ramach równoważenia popytu i podaży energii elektrycznej — towaru,
którego nie można zmagazynować.
Mimo niewielkiego procentowego udziału obrotów w segmencie bilansującym, w
rozwiązaniach rynku energii elektrycznej, to jemu właśnie poświęca się najwięcej uwagi.
Dzieje się tak dlatego, że oprócz podstawowej funkcji, jaką jest bieżące równoważenie
wytwarzania i zużycia energii elektrycznej, musi być realizowana funkcja uwzględniania
ograniczonych możliwości technicznych przesyłania energii elektrycznej, redukcji strat
przesyłowych oraz utrzymywania określonego poziomu wymiany międzynarodowej.
Elementem, który musi być także brany pod uwagę, są wynikające z technicznych
uwarunkowań ograniczenia w pracy elektrowni.
Właściwe realizowanie funkcji bilansowania systemu elektroenergetycznego wymaga
współdziałania wszystkich użytkowników systemu: wytwarzających energię elektryczną, han-
dlujących tym nośnikiem energii, transportujących go liniami elektroenergetycznymi oraz
odbiorców hurtowych i odbiorców-konsumentów. W procedurach bilansowania zawarte są
bowiem regulacje, mające wpływ na zakres swobody użytkowników systemu oraz na
podejmowanie przez nich racjonalnych decyzji inwestycyjnych. Dlatego prawdziwe jest
twierdzenie, że zasady zarządzania ograniczeniami technicznymi oraz rozwiązania
organizacyjne i techniczne bilansowania regulują funkcjonowanie rynku energii elektrycznej.
Dotychczasowe funkcjonowanie rynku energii elektrycznej stało się źródłem obszernego
bagażu doświadczeń i licznych spostrzeżeń i zastrzeżeń. Na początku 2005 r. sformułowano
wnioski, w których stwierdzono mln., że:
• niezbędna jest dogłębna analiza i diagnoza obecnego stanu funkcjonowania rynku oraz
identyfikacja kosztów ograniczeń wraz ze wskazaniem źródeł ich powstawania,
• przebudowę modelu rynku energii elektrycznej należy zacząć od przeanalizowania i
zdefiniowania funkcji rynkowych, wraz ze związanymi z nimi kosztami oraz ich przypisania
do poszczególnych podmiotów w obecnie funkcjonującym modelu, a dopiero w dalszej
kolejności wypracować nowy model; taka kolejność działań pozwoli uniknąć generowania
nadmiernych kosztów dla odbiorców,
• konieczne jest przyspieszenie liberalizacji rynku energii w kontekście obowiązujących
regulacji unijnych oraz możliwych konsekwencji ze strony Komisji Europejskiej,
• prace powinny zmierzać do wypracowania rozwiązań implementujących unijne dyrektywy
rynkowe,
• mimo opracowanego projektu ustawy o rozwiązaniu kontraktów długoterminowych,
potrzebna jest analiza funkcjonowania kontraktów długoterminowych w kontekście dalszej
liberalizacji rynku energii.
Podczas posiedzenia Zespołu ds. Polityki Energetycznej (działającego przy ministrze
właściwym ds. gospodarki) 14 marca br. prezes Urzędu Regulacji Energetyki zaproponował
powołanie Zespołu ds. Rozwiązań Systemowych Rynku Energii Elektrycznej. Propozycję
przyjęto i postawiono Zespołowi zadanie opracowania nowego modelu rynku energii
elektrycznej, pozbawionego wad obecnie funkcjonującego i ustalenie harmonogramu jego
wdrożenia. Przewodnictwo nad pracami powierzono Prezesowi URE, zaś do udziału w
pracach zaproszeni zostali przedstawiciele sektora elektroenergetycznego, wydelegowani
przez działające w nim stowarzyszenia: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii
Elektrycznej, Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie, Polskie Towarzystwo
Elektrociepłowni Zawodowych, Towarzystwo Obrotu Energią oraz spółki PSE-Operator. W
pracach udział biorą także reprezentanci urzędów państwowych: Urzędu Komitetu Integracji
Europejskiej, Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów i Ministerstw Gospodarki i
Pracy.
Powstały dotąd trzy projekty dokumentów o tytułach:
— Program działań doraźnych dla poprawy jakości funkcjonowania rynku energii
elektrycznej (maj 2005 r.),
— Łączne bilansowanie zobowiązań kontraktowych JG (jednostek grafikowych) wytwórczych
aktywnych na rynku bilansującym (sierpień 2005 r.),
— Grupowe bilansowanie handlowe odbiorców energii (sierpień 2005. r.).
Zostały one poddane opiniowaniu. Niestety, w trakcie analizy ujawniły się liczne słabości
dokumentów. Łatwo wykazać powierzchowność propozycji zmian i obnażyć słabość propo-
nowanych rozwiązań. Proponowane rozwiązania, co do zasady, odpowiadają idei
rozszerzenia systemowego rynku bilansującego, co spółki dystrybucyjne postulowały od
samego początku. Słuszna jest zasada grupowego bilansowania odbiorców energii
elektrycznej. Jednak wydaje się, że proponowane zmiany w funkcjonowaniu bilansowania,
które miały usunąć przeszkody we wprowadzaniu zasady TPA, nie spełnią oczekiwań.
Zamiarem było znaczne zmniejszenie kosztów udziału w rynku bilansującym, ponoszonych
przez operatorów systemów dystrybucyjnych, a tym samym obciążających odbiorców.
Tymczasem proponowane rozwiązanie zmierza nieoczekiwanie w przeciwnym,
niepożądanym kierunku.
Postawienie tak drastycznego wniosku wymaga, co oczywiste, uzasadnienia. Oto niektóre ze
szczegółowych uwag sformułowanych w trakcie opiniowania:
1. Proponowane rozwiązanie zagadnienia grupowego bilansowania odbiorców energii zakłada
w etapie przejściowym odstąpienie od fizyczno-terytorialnego charakteru jednostek
grafikowych odbiorczych. W innym miejscu projektu zapisano, że zachowanie fizyczno-
terytorialnego charakteru jednostek grafikowych jest niezbędne z punktu widzenia możliwości
rozliczania kosztów korzystania z systemu. Wychwycona sprzeczność dyskwalifikuje projekt.
W rzeczywistości brak jest możliwości rozliczania szczegółowych składników kosztów
korzystania z systemu elektroenergetycznego przez jego użytkowników bez zachowania
fizyczno-terytorialnego charakteru jednostek grafikowych. Z analizy tekstu wynika, że
większość dodatkowych kosztów, wynikających z wprowadzenia przedmiotowego
rozwiązania spadnie na obecne spółki dystrybucyjne lub podmioty z nich wyodrębnione w
przyszłości. Stanie się tak, ponieważ operator systemu dystrybucyjnego fizycznie zapewnia
realizację umów sprzedaży energii podmiotów przyłączonych do jego sieci.
2. W dokumentach założono możliwość grupowania odbiorców i wytwórców w zakresie
jednostek, które nie są jednostkami wytwórczymi centralnie dysponowanymi (JWCD) i nie
uczestniczą w rynku bilansującym jako jednostki pasywne lub aktywne. Jednak możliwość
przyłączania do grup wytwórców bilansujących powinna być uzależniona od warunków
technicznych, panujących w sieci elektroenergetycznej. Zmiany poziomu generacji w
poszczególnych elektrowniach, ukierunkowane na zbilansowanie grupy mogą niekorzystnie
wpływać na rozpływy mocy i energii w obszarze pracy sieci konkretnego operatora systemu
dystrybucyjnego i powodować podwyższone koszty strat sieciowych, generować dodatkowe
koszty związane z koniecznością zamawiania zawyżonych wartości mocy umownych w
węzłach WN/110 kV, a także być powodem opłat karnych za przekroczenia mocy.
3. Utopijnym wydaje się być założenie, że każdy uczestnik rynku bilansującego będzie miał
możliwość grupowania zarówno odbiorców, jak i wytwórców w ramach pojedynczej
jednostki grafikowej odbiorczej. Uczestnik ten, jako odpowiedzialny za rozliczanie z
operatorem sytemu przesyłowego niezbilansowania, jest zobligowany m.in. do ustanowienia
zabezpieczeń finansowych. Łatwo wyobrazić sobie, że jeśli uzna on interes za nierentowny,
wycofa zabezpieczenia. Pozbędzie się ryzyka, a wraz z tym kłopotu i kosztów. Kłopot i
koszty spadną na operatora systemu dystrybucyjnego, właściwego ze względu na miejsce
przyłączenia. Operator ten zostanie obdarowany nieplanowanymi kosztami i ryzykiem braku
możliwości odzyskania poniesionych kosz-
tów bilansowania, nie wspominając o konieczności podwyższenia zabezpieczenia
ustanowionego na rzecz operatora systemu przesyłowego.
4. Zaproponowane rozwiązanie, polegające na automatycznym włączeniu użytkownika
systemu w obszar bilansowania spółki dystrybucyjnej w przypadku nieustanowienia lub
nieodnowienia zabezpieczenia finansowego jest niewłaściwe. Kwestia ustanowienia lub
odnowienia zabezpieczenia jest problemem, wynikającym z zawartych umów. Nie może być
sankcją za brak lub wycofanie zabezpieczenia finansowego ponowne włączenie użytkownika
systemu do obszaru bilansowania spółki dystrybucyjnej.
5. Problem pogłębia brak jasności zasad funkcjonowania sprzedawców z urzędu. Powoduje to
brak możliwości zaplanowania kilkuletniej perspektywy działalności operatora systemu
dystrybucyjnego. Należy zauważyć, że w ustawie Prawo energetyczne określone zostały
zadania sprzedawcy z urzędu i nie mają one wiele wspólnego z zagadnieniami grupowego
bilansowania.
6. Zaproponowana w dokumencie zasada przechodzenia uczestników rynku pomiędzy
rynkiem systemowym a rynkiem lokalnym komplikuje i tak nieproste zasady wymiany
informacji pomiędzy operatorami systemu przesyłowego i systemów dystrybucyjnych.
7. W propozycjach nie odniesiono się do złożonego zagadnienia, jakim jest wykorzystywanie
danych o godzinowym zużyciu energii elektrycznej. Zgodnie z zawartymi obecnie umowami,
informacje te objęte są tajemnicą handlową i z tego powodu operator systemu
dystrybucyjnego musiałby uzyskać zgodę odbiorcy na ich przekazanie, co z pewnością będzie
przeszkodą przy wdrażaniu przedmiotowych rozwiązań.
8. W zaproponowanym rozwiązaniu nie wskazuje się, w jaki sposób ustalić dane godzinowe
w odniesieniu do odbiorców, u których nie będą instalowane liczniki umożliwiające taką
rejestrację oraz zdalną transmisję. Uzyskiwanie informacji o pobranej energii w okresach
godzinowych generuje duże koszty, w tym wynikające z wymiany liczników energii
elektrycznej. A z zapisów projektowanych rozwiązań można wywieść konieczność
instalowania liczników z rejestracją godzinową oraz zdalną transmisją u wszystkich
odbiorców (również tych najmniejszych). Kto miałby ponieść koszty związane z konieczną
wymianą opomiarowania (liczników)?
9. Postuluje się wprowadzenie dodatkowej organizacji operatora pomiarów (OP). Wydaje się,
że mnożenie kolejnych operatorów doprowadzi do dalszego zmniejszenia przejrzystości
rynku energii elektrycznej i zwiększenia kosztów jego funkcjonowania. Proponowane
działanie OP na zasadach komercyjnych jest zupełnie niezrozumiałe. Należy mieć na uwadze,
że pomiary nie służą wyłącznie do rozliczeń rynku energii, ale także dla rozliczeń usług
przesyłowych realizowanych przez OSD.
10. Trudno zrozumieć zapisy o opłacie rozliczeniowej. Na rynku systemowym od uczestnika
tego rynku pobierać ma ją operator systemu przesyłowego. Natomiast wszelkie czynności
realizowane przez operatora systemu dystrybucyjnego mają być wykonywane w ramach
działalności regulowanej i nie wiązać się z opłatami. W projektach dokumentu wyjaśnia się,
że jest to działalność regulowana i wynika z obowiązków nałożonych w ustawie Prawo ener-
getyczne. Z treści tej ustawy trudno wywieść wniosek, że działalność operatora systemu
przesyłowego nie jest działalnością regulowaną lub jest regulowana w sposób odmienny niż
działalność operatora systemu dystrybucyjnego. Podejście takie budzi zdumienie — stanowi
bowiem nieuprawnione, nierówne traktowanie podmiotów.
Przytoczony zestaw zastrzeżeń i uwag nie jest zamknięty. Wskazuje, że nie jest łatwo, nawet
korzystając z intelektualnego wysiłku wielu specjalistów, wymyślić nowe rozwiązania rynku
energii elektrycznej i tak je opisać, by odbiorcy chcieli w bardziej masowy sposób aktywnie
korzystać z możliwości jakie stwarza rynek energii elektrycznej.
Kierując się kształtowaniem rynku energii elektrycznej w oparciu o zasady konkurencyjne i
usuwanie przeszkód w korzystaniu z zasady wyboru sprzedawcy energii, najlepiej będzie
zawrzeć je w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej i Instrukcji ruchu i eksploatacji
sieci dystrybucyjnej. Projekty tych dokumentów zostały opracowane i w ostatnich dniach
poddane analizie. Projekt Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej został
pozytywnie oceniony przez przedstawicieli większości spółek dystrybucyjnych. Zapropono-
wane w nim rozwiązania usuwają większość tzw. barier dla odbiorców uprawnionych do
korzystania z zasady TPA. Stwarzają również możliwości tworzenia grup bilansujących
odbiorczych. Opracowane sposoby rozliczeń na lokalnym rynku bilansującym zmniejszają
koszty jego funkcjonowania dla uczestników rynku oraz nie wymagają rewolucji przy
wprowadzaniu w życie.