Raport 2006 wersja 4

Spis tre

1. Wprowadzenie.............................................................................................. 3

2. Podsumowanie / Główne osi

gni

cia ostatniego roku............................ 4

2.1 Struktura organizacyjna Urz

du w uproszczeniu ..................................... 4

2.2. Opis sytuacji na rynku gazu i energii elektrycznej................................... 7

2.3 Główne zagadnienia pozostaj

ce w kompetencjach Regulatora. ............ 9

3. Regulacja i funkcjonowanie rynku energii elektrycznej ........................ 10

3.1. Zagadnienia Regulacyjne [Artykuł 23(1) z wył

czeniem lit. „h”]........... 10

3.1.1.

AGADNIENIA OGÓLNE

..........................................................................................10

3.1.2.

ARZ

DZANIE I ALOKACJA MOCY POŁ

CZE

DZYSTEMOWYCH ORAZ MECHANIZMY

ZARZ

DZANIA PRZECI

Ąś

ENIAMI

........................................................................................11

3.1.3.

EGULACJA ZADA

PRZEDSI

BIORSTW PRZESYŁOWYCH I DYSTRYBUCYJNYCH

..........15

3.1.4.

FEKTYWNA RESTRUKTURYZACJA

..........................................................................19

3.2. Zagadnienia z zakresu ochrony i promowania konkurencji [art. 23(8)
oraz 23(1) (h)] – rynek energii elektrycznej .................................................. 21

3.2.1.

HARAKTERYSTYKA RYNKU SPRZEDA

Y HURTOWEJ

................................................22

3.2.2.

HARAKTERYSTYKA RYNKU SPRZEDA

Y DETALICZNEJ

.............................................27

3.2.3

RODKI ZAPOBIEGAJ

CE NADU

YCIU POZYCJI DOMINUJ

CEJ NA RYNKU WŁA

CIWYM

.29

4. Regulacja i funkcjonowanie rynku gazu ziemnego................................ 34

4.1. Zagadnienia z zakresu regulacji [artykuł 25(1)]..................................... 34

4.1.1.

AGADNIENIA OGÓLNE

..........................................................................................34

4.1.2.

ARZ

DZANIE ORAZ NOMINOWANIE PRZEPUSTOWO

CI POŁ

CZE

DZYSYSTEMOWYCH ORAZ ZASADY ZARZ

DZANIA OGRANICZENIAMI

...............................35

4.1.3.

RAWNE OBOWI

ZKI PRZEDSI

BIORSTW PRZESYŁU ORAZ DYSTRYBUCJI GAZU

..........36

4.1.4.

FEKTYWNA RESTRUKTURYZACJA

..........................................................................39

4.2. Zagadnienia z zakresu ochrony i promowania konkurencji [art. 25(1)(h)]
...................................................................................................................... 41

4.2.1

HARAKTERYSTYKA STRUKTURY RYNKU SPRZEDA

Y HURTOWEJ

..............................41

4.2.2.

HARAKTERYSTYKA RYNKU SPRZEDA

Y DETALICZNEJ

.............................................43

5 Bezpiecze

stwo dostaw............................................................................. 47

5.1. Energia elektryczna [Artykuł 4].............................................................. 47

5.2. Gaz [Artykuł 5] ....................................................................................... 50

6 Zagadnienia z zakresu usług o charakterze u

yteczno

ci publicznej

[Art. 3(9) dla energii elektrycznej i Art. 3(6) dla gazu] ................................ 55

1. Wprowadzenie

Przygotowany dokument jest drugim raportem przedkładanym Komisji Europejskiej przez

Prezesa Urz

du Regulacji Energetyki, który tym samym wypełnia obowi

zek okre

lony w

ustawie Prawo energetyczne oraz Dyrektywach 2003/54/WE

i 2003/55/WE

Zgodnie z ustaleniami pomi

dzy Europejsk

Rad

Regulatorów Energetyki (ang. Council of

European Energy Regulators – CEER) a Komisj

Europejsk

. Raport zwiera dane oraz

ocen

zjawisk jakie zaszły w 2005 r. na rynku energii elektrycznej i rynku gazu. Cz

ęść

przedstawionych informacji (dane z I półrocza 2005 r.) zaprezentowano w Raporcie

Krajowym 2005.

W niniejszym Raporcie szczególna uwaga została po

cona zjawiskom które nie

zostały zaprezentowane w poprzednim.

Postanowienia ustawy Prawo energetyczne, które implementowały Dyrektyw

2003/54/WE oraz 2003/55/WE zacz

ły obowi

zywa

w maju 2005 r. Tak wi

c ocena

wprowadzonych zapisów oraz ich wpływu na funkcjonowanie rynku w poprzednim Raporcie

nie była pełna. Obecny Raport zawiera ocen

zarówno kompetencji Regulatora i jego

liwo

ci oddziaływania na rynek jak i funkcjonowanie podmiotów sektora energetycznego

w nowym stanie prawnym, którego celem jest umo

liwienie konkurencji.

W 2005 r. budowa konkurencyjnego rynku odbywała si

w dwóch wymiarach: krajowym

oraz europejskim. Zarówno w ocenie Komisji Europejskiej

jak i samych Regulatorów nie jest

liwa jednoczesna integracja rynków krajowych w jeden wspólny rynek energii

elektrycznej i gazu. Rozwi

zaniem s

inicjatywy regionalne i stopniowe ł

czenie rynków

krajowych. Raport po raz pierwszy uwzgl

dnia ten problem i zawiera dane, które wskazuj

na stopie

integracji poszczególnych regionów (wi

cej w rozdz. 3). Lektura Raportu mo

wywoła

refleksj

e post

p w liberalizacji rynku krajowego oraz integracji rynków krajowych

e wyda

niewystarczaj

cy ale nale

y pami

e rynek nie jest kształtowany

jedynie przez decyzje Regulatorów.

Dyrektywa 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotycz

ca wspólnych zasad rynku

wewn

trznego energii elektrycznej i uchylaj

ca dyrektyw

96/92/WE Dziennik Urz

dowy Unii Europejskiej L 176 , 15/07/2003

str. 0037 – 0056

Dyrektywa 2003/55/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotycz

ca wspólnych zasad rynku

wewn

trznego gazu ziemnego i uchylaj

ca dyrektyw

98/30/WE Dziennik Urz

dowy Unii Europejskiej L 176 , 15/07/2003 str.

0057 – 0078

Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego Sprawozdanie z post

pów w tworzeniu wewn

trznego rynku gazu

ziemnego i energii elektrycznej, Bruksela dnia 15. 11. 2005 COM (2005) 568 ko

cowy {SEC(2005)1448}

2. Podsumowanie / Główne osi

gni

cia ostatniego roku

Dyrektywy 2003/54/WE oraz 2003/55/WE zostały wdro

one ustaw

z dnia 4 marca 2005

r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne (PE) oraz ustawy Prawo ochrony

rodowiska

(Dz.U. Nr 62 poz. 552), która weszła w

ycie w maju 2005 r. Ustawa PE w nowym brzmieniu

wpłyn

ła na zmian

zachowa

ęś

ci podmiotów działaj

cych na rynku. Na Prezesa Urz

Regulacji Energetyki zostały nało

one nowe obowi

zki zwi

zane m.in. z regulacj

zasad

ogłaszania przetargów na nowe moce wytwórcze, na jakich funkcjonuje operator systemu
przesyłowego oraz operatorzy systemów dystrybucyjnych.. Wszystkie kompetencje Prezesa
URE oraz struktura Urz

du, którym kieruje, zostały przedstawione w Raporcie Rocznym

2005.

Przez osiem miesi

cy 2005 r. Prezes URE realizował swoje obowi

zki w oparciu o

znowelizowan

ustaw

. Mimo

e okres ten był krótki w porównaniu do misji regulacyjnej

prowadzonej przez Prezesa URE od 1997 r., to jednak pozwala na wst

ocen

funkcjonowania Regulatora oraz działania rynku w nowym stanie prawnym. Poni

ej została

przedstawiona ocena wprowadzonych zmian. Ocena ta b

dzie si

ęś

ciowo odnosi

równie

do kompetencji Prezesa URE, które s

realizowane od momentu powołania

Regulatora.

2.1 Struktura organizacyjna Urz

du w uproszczeniu

Struktura zarz

du b

rady

Zadania ustawowe Prezes URE wypełnia przy pomocy Urz

du Regulacji Energetyki

podzielonego na departamenty, biura i oddziały terenowe.
Ze wzgl

du na stosunkowo du

y obszar Polski oraz zakres działa

Prezesa URE, ,

koncesjonowanie i taryfowanie działalno

ci przedsi

biorstw ciepłowniczych oraz rozstrzyganie

sporów pomi

dzy odbiorcami a przedsi

biorstwami, które maj

charakter lokalny, struktura ta

zapewnia bardzo dobry kontakt podmiotów działaj

cych na rynku oraz odbiorców z

pracownikami Urz

du. Wydaje si

, i

umo

liwia to równie

skuteczniejsze monitorowanie

rynku.

Realizacja głównych zada

statutowych.

Prezes URE realizuje zadania z zakresu spraw regulacji gospodarki paliwami i energi

oraz promowania konkurencji. Zakres kompetencji i obowi

zków Prezesa URE obejmuje

m.in.:

– promowanie konkurencji na rynku energii elektrycznej i gazu
Otwarcie w 2005 r. rynku energii elektrycznej i gazu dla podmiotów nie b

cych

gospodarstwami domowymi nie spowodowało zwi

kszonej aktywno

ci odbiorców. Z danych

dla lat 2004 i 2005 wynika,

e w 2005 r. zmniejszyła si

liczba odbiorców, którzy zdecydowali

na zmian

swojego sprzedawcy. Przyczyn braku aktywno

ci odbiorców nie nale

szuka

tylko w strukturze przedsi

biorstw zajmuj

cych si

dystrybucj

(brak skutecznego

unbundlingu) czy ograniczeniom wynikaj

cym z „blokady” cz

ęś

ci energii w kontraktach

długoterminowych, ale m.in. w braku przepisów okre

laj

cych procedury zmiany

sprzedawcy. Prezes URE nie ma mo

liwo

ci samodzielnego ustalenia zasad, na jakich

zmiana ta powinna by

dokonywana. Pomimo podejmowania działa

maj

cych przybli

ten temat odbiorcy ko

cowemu, praktycznie nie ma mo

liwo

ci pokazania, jak zmiana

powinna przebiega

i jakie korzy

ci mo

e przynie

ść

– unbundling

oraz wyznaczanie

operatorów

systemów

przesyłowych

dystrybucyjnych

Ustawa PE nakłada na Prezesa URE obowi

zek promowania konkurencji, jednak

ustawodawca nie przewidział dla niego skutecznych narz

dzi w zakresie uzyskania

informacji i wpływu na zmiany struktury wła

cicielskiej przedsi

biorstw energetycznych

działaj

cych na rynku energii oraz katalogu mo

liwych do podj

cia działa

maj

cych

zapewni

wystarczaj

ró

norodno

ść

uczestników rynku i zwi

kszy

konkurencj

W podejmowaniu decyzji, np. o modelu unbundling lub o konsolidacji na rynku energii,
uczestniczy tylko w przypadku zaproszenia i wył

cznie na prawach innych podmiotów

zaproszonych do konsultacji..

Kwestie wyznaczania operatorów systemów, zarówno elektroenergetycznych, jak

i gazowych, reguluj

przepisy art. 9h ustawy PE. Zgodnie z ust. 1 tego przepisu,

Prezes URE, na wniosek wła

ciciela sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej, instalacji

magazynowania paliw gazowych lub instalacji skraplania gazu ziemnego, wyznacza
operatora, w drodze decyzji, na czas okre

lony. Oznacza to,

e Prezes URE nie mo

wyznaczy

operatorów z urz

du, a tylko na wniosek wła

ciciela infrastruktury

elektroenergetycznej lub gazowej. Przepisy nie nakładaj

na przedsi

biorstwa energetyczne

obowi

zku wyst

powania z wnioskiem o wyznaczenie na operatora systemu – stosownie do

zakresu prowadzonej działalno

ci koncesjonowanej. Prezes URE nie posiada uprawnie

wezwania danego podmiotu do wyst

pienia z odpowiednim wnioskiem.

Nale

y równie

zauwa

e ani w ustawie PE, ani te

adnym z dokumentów rz

dowych

nie wskazano daty wyodr

bnienia operatora systemu magazynowania – kluczowego

podmiotu z punktu widzenia tworzenia rynku gazu. Niemniej jednak Prezes URE podj

działania, aby wła

ciciel wszystkich magazynów gazu ziemnego znajduj

cych si

na terenie

Polski – Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA (PGNiG SA) – wyodr

bnił działalno

ść

w zakresie magazynowania paliw gazowych. Na mocy decyzji Prezesa URE z dnia 1 lutego
2006 r. o udzieleniu koncesji na magazynowanie paliw gazowych, PGNiG SA mo

wykonywa

działalno

ść

gospodarcz

polegaj

wiadczeniu usług w zakresie

magazynowania gazu ziemnego. Istniej

zatem formalnoprawne podstawy do wyst

pienia

przez PGNiG SA z wnioskiem o wyznaczenie go operatorem systemu magazynowego.

– zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci w zakresie bilansowania

systemu i zarz

dzania ograniczeniami systemowymi

Prezes URE ma ograniczone kompetencje ustawowe w zakresie stanowienia standardów

dotycz

cych działalno

ci przedsi

biorstw energetycznych – du

ym przełomem było

przyznanie  mu  od  maja  2005  r.  kompetencji  do  zatwierdzania  instrukcji  ruchu  operatorów
sieci  przesyłowych  i  dystrybucyjnych.  Uprawnienie  to  jest  szczególnie  skuteczne  przy
promowaniu  konkurencji,  poniewa

w procesie zatwierdzania instrukcji Regulator mo

Ŝą

wprowadzenia w niej zapisów umo

liwiaj

cych rozwój konkurencji. Na razie trudno

jednak oceni

skuteczno

ść

działa

Regulatora w tym zakresie ze wzgl

du na zbyt krótki

okres obowi

zywania (od 1 czerwca 2006 r.) zatwierdzonej instrukcji przesyłowej operatora

elektroenergetycznego, za

instrukcja operatora gazowego wejdzie w

ycie 1 sierpnia

2006 r.

– zatwierdzanie i kontrolowanie taryf dla energii elektrycznej, ciepła i paliw

gazowych

Jedn

z przeszkód w skutecznej regulacji w tym zakresie stanowi brak prawnych

uregulowa

dotycz

cych specjalnego statusu przedsi

biorstwa regulowanego. Zarz

przedsi

biorstw s

zobowi

zane do działania maj

cego maksymalizowa

zyski

przedsi

biorstwa (zgodnie z przepisami kodeksu spółek handlowych). Specjalny status

powinien wi

c uwzgl

dnia

wymagania stawiane przedsi

biorstwom regulowanym, cz

sto

odmienne

stosowanych

wzgl

dem

przedsi

biorstw

działaj

cych

na rynkach

konkurencyjnych

(nieregulowanych).

Konieczne

jest

wprowadzenie

zasad

tzw.

rachunkowo

ci regulacyjnej (specyfika prowadzenia działalno

ci regulowanej powoduje,

stosowanie zwykłych zasad rachunkowo

ci jest utrudnione).

Kolejnym problemem s

zmiany w polityce fiskalnej powoduj

ce podwy

szenie podatków

płaconych przez przedsi

biorstwa energetyczne. Skutkiem tych zmian jest najcz

ęś

ciej wzrost

cen energii i w efekcie obci

ąŜ

enie odbiorców. Z uwagi na długookresowy cykl inwestycyjny w

tej bran

y konieczne jest okre

lenie po

Ŝą

danego z punktu widzenia gospodarki poziomu

obci

ąŜ

fiskalnych energetyki oraz ich stabilizacja..

– uzgadnianie

projektów

planów

rozwoju

sieciowych

przedsi

biorstw

energetycznych,

udzielanie

zgody

budow

gazoci

gów

lub

linii

bezpo

rednich

W oparciu o analiz

danych zawartych w wymienionych dokumentach, Prezes URE

uzyskuje pogl

d na temat technicznych warunków niezawodno

ci dostarczania energii

elektrycznej i poznaje argumenty przemawiaj

ce za uznaniem okre

lonego poziomu

nakładów inwestycyjnych za uzasadniony. Nast

pnie, w procesie zatwierdzania taryf

operatorom sieciowym stanowi to przesłank

do podj

cia przez regulatora decyzji o uznaniu

rodków niezb

dnych do rozwoju i utrzymania infrastruktury, przyczyniaj

tym samym

do poprawy bezpiecze

stwa dostaw energii elektrycznej. Mo

liwo

ść

podejmowania

odpowiednich działa

w tym zakresie została pozostawiona do uznania Prezesa URE –

to na Regulatorze

spoczywa

obowi

zek

opracowania

skomplikowanych

procedur

(np. opracowanie modelu oceny).

Prezes URE został równie

wł

czony w proces inwestycyjny zwi

zany z budow

gazoci

gów bezpo

rednich lub linii bezpo

rednich, poprzez udzielanie zgody na budow

tego rodzaju gazoci

gów lub linii. Zgoda ta musi by

udzielona przed wydaniem decyzji

o pozwoleniu na budow

. Pierwsze do

wiadczenia w tym zakresie nie wskazuj

na istnienie

trudno

ci przy realizacji tego zadania.

– rozstrzyganie sporów w zakresie stosowania zasady dost

pu stron trzecich do

sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, monitorowanie funkcjonowania rynków
energii elektrycznej i gazu

Podczas obserwacji procesów zachodz

cych na rynku oraz spotka

z przedstawicielami

przedsi

biorstw energetycznych i odbiorcami Regulator cz

sto otrzymuje informacje

o istnieniu niepokoj

cych zjawisk. Nie ma jednak kompetencji ustawowej, by podj

ąć

z urz

działania maj

ce wyja

lub zapobiec nieprawidłowo

ciom. Szczególnie jest to widoczne w

obszarze zasady TPA, gdzie Prezes URE nie ma mo

liwo

ci rozstrzygania z urz

du spraw

spornych – aby rozpocz

ąć

działanie, musi czeka

na wniosek odbiorcy, który cz

sto obawia

wej

ść

w spór ze swoim dostawc

(dystrybutorem). Kompetencja ta ma wi

c praktycznie

znikome znaczenie, tym bardziej,

e rozstrzygni

cia zapadaj

w sprawach indywidualnych i

nie stanowi

obowi

zuj

cego powszechnie standardu. Dlatego zapewnienie Regulatorowi

liwo

ci działania z urz

du, a nie tylko na wniosek, oraz wydawania na podstawie

wyników post

powania wytycznych obowi

zuj

cych przedsi

biorstwa energetyczne wydaje

jedynym skutecznym rozwi

zaniem problemu.

– udzielanie b

cofanie koncesji na działalno

ść

energetyczn

przedsi

biorstw,

w tym na paliwa gazowe i ciekłe

Na podstawie do

wiadcze

polskiej praktyki regulacyjnej mo

na stwierdzi

e koncesja nie

stała si

instrumentem utrudniaj

cym lub wr

cz zamykaj

cym dost

p do rynku. Proces koncesyjny

przebiega w warunkach równoprawnego traktowania podmiotów ubiegaj

cych si

o koncesj

i nie

dyskryminuje

adnego przedsi

biorstwa. Z kolei wypracowana i wdro

ona procedura

koncesjonowania umo

liwia zainteresowanym podmiotom prowadzenie nieskr

powanej

i efektywnej działalno

ci w sektorze energetycznym.

Problemem jest koncesjonowanie przedsi

biorstw zajmuj

cych si

obrotem paliwami. Istniej

regulacje prawne, dotycz

ce m.in. udzielania czy cofania koncesji, nie s

skuteczne w

stosunku do tych przedsi

biorców, którzy z pełn

wiadomo

łami

przepisy prawa.

Regulacje prawne zawarte w ustawie PE dotycz

ce koncesjonowania innych działalno

energetycznych okazały si

niewystarczaj

ce w odniesieniu do sektora paliw ciekłych.

– nakładanie kar na przedsi

biorstwa energetyczne za niewywi

zywanie si

z ustawowych zobowi

Kara mo

e by

nało

ona zarówno na przedsi

biorstwo, jak i na jego kierownika.

Jednak

e wszystkie wymierzone do tej pory kary, były nakładane na przedsi

biorstwa

energetyczne.

Prezes URE wymierzaj

c kar

zakłada,

e zadziała ona wychowawczo na ukarany

podmiot, aby uchybienia, za które został ukarany, nie powtarzały si

w przyszło

ci,

a jednocze

nie prewencyjnie – zmusi do refleksji inne przedsi

biorstwa energetyczne, aby

wykonywały działalno

ść

koncesjonowan

zgodnie z obowi

zuj

cymi przepisami.

– wydawanie i umarzanie

wiadectw pochodzenia

System

wiadectw pochodzenia energii elektrycznej ze

ródeł odnawialnych stanowi

odpowiednik „zielonych certyfikatów” i jednoznacznie identyfikuje pochodzenie cz

ęś

ci energii

elektrycznej, zu

ywanej zarówno na potrzeby własne wytwórców, jak i wprowadzanej do

krajowego systemu elektroenergetycznego.
Zasób do

wiadcze

zebranych podczas prawie dwuletniego funkcjonowania systemu

wiadectw pochodzenia pozwala stwierdzi

e wymaga on przystosowania do aktualnego

stanu techniki informatycznej (IT), co obni

yłoby koszty i znacznie zwi

kszyło sprawno

ść

funkcjonowania. Jednocze

nie mo

na ju

powiedzie

e system pozwolił na pełn

certyfikacj

i wsparcie

ródeł odnawialnych, ale nie przyczynił si

do rozwoju i powstawania

nowych

ródeł tego rodzaju.

Proces wydawania i umarzania

wiadectw pochodzenia przebiega obecnie bez komplikacji.

2.2. Opis sytuacji na rynku gazu i energii elektrycznej

Rynek gazu

Rok 2005 był okresem kontynuacji zmian w procesie urynkowienia polskiego sektora

gazowego.

Najwi

ksze zmiany dotyczyły organizacji sektora. Nast

piło wydzielenie ze struktury

przedsi

biorstwa dominuj

cego – PGNiG SA spółki Operator Gazoci

gów Przesyłowych

Gaz-System Sp. z o.o. (OGP Gaz-System Sp. z o.o.) – nale

Ŝą

cej w 100% do Skarbu

stwa, która rozpocz

ła działalno

ść

jako operator systemu przesyłowego. Nast

pnie,

dzi

ki publicznej emisji akcji PGNiG SA, przeprowadzonej we wrze

niu na warszawskiej

Giełdzie Papierów Warto

ciowych, spółce udało si

pozyska

ok. 2,7 mld zł. Zgodnie

z przyj

strategi

przedsi

biorstwa,

rodki te zostan

przeznaczone m.in. na realizacj

projektów strategicznych, takich jak zwi

kszenie wydobycia krajowego gazu, rozbudow

pojemno

ci magazynowych oraz dywersyfikacj

ródeł dostaw gazu do Polski, m.in. poprzez

budow

terminala importowego LNG.

Zreorganizowano tak

e działalno

ść

sze

ciu spółek dystrybucyjnych poprzez ksi

gowe

wyodr

bnienie pionów zajmuj

cych si

działalno

sieciow

. Ponadto, podj

to działania

regulacyjne w celu ustanowienia operatora systemu magazynowego, który b

dzie

zobowi

zany do udost

pniania swoich pojemno

ci magazynowych na rzecz wszystkich

uczestników rynku. Rozpocz

to tak

e prace nad zatwierdzeniem kodeksu sieci przesyłowej,

który ma zawiera

zasady funkcjonowania podmiotów na liberalizowanym rynku gazu,

pomocne w zapewnieniu im niedyskryminacyjnego dost

pu do sieci przesyłowych.

Te niezb

dne zmiany nie wystarczaj

jednak do podwa

enia dotychczasowej

monopolistycznej struktury sektora. Ten stan rzeczy wzmocniony uwarunkowaniami
infrastrukturalnymi spowodował,

e niewiele zmieniło si

w zakresie stosowania zasady TPA.

aden z ponad 57 tys. uprawnionych podmiotów nie skorzystał z mo

liwo

ci zmiany

dostawcy gazu. Powoli przebiegał równie

proces eliminowania barier dost

pu do sieci

przesyłowej. Wszelkie

zamierzenia

dotycz

rozbudowy

systemów

pomiarowo-

telemetrycznych maj

cych poprawi

obsług

odbiorców uprawnionych znajduj

dopiero

w fazie wst

pnej.

Z uwagi na bardzo silny wzrost cen ropy naftowej na rynkach

wiatowych w 2005 r.,

Prezes URE trzykrotnie zgodził si

na podwy

szenie taryf dla odbiorców gazu. Jednak

podwy

ki te były prawie o 14% ni

sze od tych, które zostały zawarte we wnioskach

taryfowych. Nie zahamowały one jednak wzrostu popytu na gaz, szczególnie w

ród

odbiorców przemysłowych (wzrost sprzeda

y o 4,5%), małych odbiorców przemysłowych

(1,3%) oraz gospodarstw domowych (2,9%).

W 2005 r. trwały prace nad poszukiwaniem i eksploatacj

złó

gazu w rejonie Karpat,

Przedgórza Karpat oraz na Ni

u Polskim. Produkcja krajowa wyniosła 4,3 mld m³ gazu i

zaspokoiła zapotrzebowanie odbiorców w 31%. W strukturze dostawców gazu do Polski nie
nast

piły wi

ksze zmiany. Rosja pozostaje najwi

kszym eksporterem surowca (65,4%),

natomiast zwi

kszył si

do 26,2% (3,4 mld m³) udział w dostawach gazu pa

stw

rodkowoazjatyckich.

Rynek energii elektrycznej

W 2005 r. moc zainstalowana elektrowni krajowych wyniosła 34 673 MW, w tym 32 120

MW  w  elektrowniach  zawodowych  i  2 553  MW  w  elektrociepłowniach  przemysłowych.  Na
rynku  funkcjonowało  ok.  120  koncesjonowanych  wytwórców,  w  tym:  12  elektrowni  lub
zespołów  elektrowni  i  18  elektrociepłowni  lub  zespołów  elektrociepłowni.  Popyt  szczytowy
wyniósł  23,48  GW  i  był  nieznacznie  wy

szy ni

w 2004 r. Natomiast dost

pne moce

wytwórcze wyniosły 27,80 GW i minimalnie obni

yły si

w stosunku do poprzedniego roku.

W 2005 r. funkcjonowało 14 Spółek (grup) Dystrybucyjnych, czyli naturalnych monopoli
sieciowych o zasi

gu lokalnym.

W 2005 r. stopie

wykorzystania przez uprawnionych odbiorców prawa do zmiany

sprzedawcy nie zmienił si

w porównaniu do 2004 r

. Ilo

ść

energii elektrycznej dostarczonej

w 2005 r. przez spółki dystrybucyjne w ramach TPA wyniosła 7 433 GWh, co stanowiło 7%
całkowitych dostaw do odbiorców ko

cowych zrealizowanych przez spółki w ubiegłym roku.

Dodatkowe 2 694 GWh (3% całkowitych dostaw) stanowiła energia elektryczna zakupiona na
warunkach rynkowych, tzn. po cenach negocjowanych od jednej ze spółek dystrybucyjnych
przez przył

czonych do sieci tej spółki czterech odbiorców przemysłowych.

Poniewa

operator sieci przesyłowej, co do zasady, nie prowadzi działalno

ci obrotowej,

wszyscy odbiorcy przył

czeni do sieci przesyłowej nabywaj

energi

od wybranych przez

siebie sprzedawców. Ilo

ść

energii elektrycznej dostarczonej tym odbiorcom w 2005 r.

wyniosła 2 106 GWh.

Całkowita sprzeda

energii elektrycznej w 2005 r. odbiorcom ko

cowym na warunkach

rynkowych wyniosła 12 233 GWh (11,4% energii dostarczonej ogółem odbiorcom
ko

cowym).

Niski poziom wykorzystania przez odbiorców prawa do zmiany sprzedawcy energii

elektrycznej w 2005 r. był spowodowany: niedoskonało

funkcjonowania rynku hurtowego

(skutkuj

cego brakiem konkurencyjnych ofert przedsi

biorstw obrotu), stosowaniem upustów

przez spółki dystrybucyjne oraz istnieniem takich barier natury administracyjnej i technicznej
jak:

brak jednolitej procedury zmiany sprzedawcy;

niekorzystne zasady bilansowania;

zawy

anie przez spółki dystrybucyjne wymaga

dotycz

cych układów pomiarowo-

rozliczeniowych.

Rok 2005 nie przyniósł zasadniczych zmian na polskim rynku energii elektrycznej.

dowi nie udało si

rozwi

problemu kontraktów długoterminowych, jak te

okre

strategii dla sektora na najbli

sze lata. Nie zrealizowano tak

e zało

z obszaru

prywatyzacji sektora elektroenergetycznego.

W 2005 r. prawo do zmiany sprzedawcy energii elektrycznej posiadali wszyscy odbiorcy z wyj

tkiem odbiorców

w gospodarstwach domowych.

3. Regulacja i funkcjonowanie rynku energii elektrycznej

3.1. Zagadnienia Regulacyjne [Artykuł 23(1) z wył

czeniem lit. „h”]

Regulator zwykle jest postrzegany jako podmiot odpowiedzialny za kształt

i funkcjonowanie rynku energii elektrycznej, jednak to jaka jest sytuacja na rynku energii
zale

y od działa

podejmowanych przez ró

ne podmioty. Najwa

niejsze z ich to: Parlament

(ustawa Prawo energetyczne i jej nowelizacje), rz

d (przygotowanie polityki w stosunku do

sektora, wydawanie aktów wykonawczych do ustawy, prowadzenie polityki wła

cicielskiej

przez Ministra Skarbu, Minister Finansów odpowiedzialny za podatki), organy administracji
centralnej (Prezes Urz

du Ochrony Konkurencji i Konsumentów – Prezes UOKiK), s

rozstrzygaj

ce odwołania od decyzji Prezesa URE i Prezesa UOKiK, przedsi

biorstwa

działaj

ce na rynku, odbiorcy. Coraz wi

kszy wypływ na sytuacj

na rynku krajowym ma

równie

sytuacja mi

dzynarodowa (zwi

kszenie konsumpcji energii, uzale

nianie si

importowanych

ródeł pierwotnych) oraz działania podejmowane w celu stworzenia

wspólnego rynku (budowa poł

cze

transgranicznych).

Ze wzgl

du na integracj

z rynkami s

siednimi – tworzenie regionalnych rynków energii

(które maj

etapem w osi

gni

ciu pełnej integracji i funkcjonowaniu jednego wspólnego

rynku energii elektrycznej) „poszerza si

” równie

obszar w którym działa Regulator. Ta

sytuacja stawia równie

nowe wyzwania przed Regulatorem.

W dalszej cz

ęś

ci Raportu przedstawiono sytuacj

na rynku energii elektrycznej w 2005 r.

oraz omówiono główne zmiany jakie zaszły w stosunku do roku 2004.

3.1.1. Zagadnienia ogólne

Przyst

pienie Polski do Unii Europejskiej spowodowało konieczno

ść

implementacji do

prawa krajowego wspólnotowych przepisów dotycz

cych m.in. elektroenergetyki. W

odniesieniu do rynku energii elektrycznej szczególne znaczenie dla jego pełnej liberalizacji i
wdro

enia prawa wyboru sprzedawcy ma Dyrektywa 2003/54/WE dotycz

ca wspólnych

zasad na wewn

trznym rynku energii elektrycznej. W celu wypełnienia obowi

zków

wynikaj

cych m.in. z tej dyrektywy została dokonana nowelizacja ustawy – Prawo

energetyczne, która w zmienionym kształcie weszła w

ycie 3 maja 2005 r.

Nowelizacja ustawy w pierwszej kolejno

ci dokonała formalnie otwarcia rynku energii

(czyli prawa wyboru sprzedawcy) dla wszystkich odbiorców z wyj

tkiem gospodarstw

domowych. Ci ostatni, zgodnie z zapisami Dyrektywy 2003/54/WE, nab

prawo wyboru

sprzedawcy energii 1 lipca 2007 r. (zmienia to okre

lony w 2003 r. harmonogram otwarcia

rynku). Polski ustawodawca zrezygnował ze wskazania odbiorcy uprawnionego wg wielko

ycia ze wzgl

du na specyfik

polskich przepisów dotycz

cych prowadzenia działalno

gospodarczej i rejestracji przedsi

biorstw (zu

ycie energii elektrycznej przez małe

przedsi

biorstwa mo

e by

porównywalne z zu

yciem energii w du

ym lokalu mieszkalnym).

Tabela 3.1.1. przedstawia kolejne etapy otwierania rynku energii elektrycznej w Polsce.

Tabela 3.1.1. Etapy otwarcia krajowego rynku energii elektrycznej

Rok

Kryterium uprawnienia [GWh/rok]

% otwarcia rynku

1999

> 100

2001

> 40

2003

> 10

2005

wszyscy odbiorcy bez gospodarstw domowych

2007

wszyscy odbiorcy

100*

*od 1 lipca 2007 r.

ródło: URE

Wprowadzenie przepisów umo

liwiaj

cych skorzystanie z zasady TPA (tzn.

umo

liwienie odbiorcom wyboru nowego sprzedawcy) nie przes

dza o sukcesie w kreowaniu

konkurencyjnego rynku. Konieczne jest równie

likwidowanie szeregu barier, takich jak np.

brak rozdziału działalno

ci w spółkach dystrybucyjnych na dystrybucj

energii i obrót czy

wprowadzenie przepisów okre

laj

cych obowi

zki zainteresowanych przedsi

biorstw

wzgl

dem siebie w przypadku, gdy odbiorca zmienia sprzedawc

. Taki brak skutecznie

blokuje odbiorców, nie pozwala skorzysta

z mo

liwo

ci, jakie daje wprowadzenie

konkurencji na rynku. W 2005 r. było uprawionych 1 650 000 odbiorców, z czego tylko 35
skorzystało z mo

liwo

ci wyboru sprzedawcy. Odbiorcy ci zakupili ok. 7% energii sprzedanej

w 2005 r.

Szczegółowe dane na temat wykorzystania prawa do wyboru sprzedawcy s

zaprezentowane w rozdziale 3.2. oraz 6.

3.1.2. Zarz

dzanie i alokacja mocy poł

cze

dzystemowych oraz mechanizmy

zarz

dzania przeci

ąŜ

eniami

Transgraniczna

wymiana

energii

elektrycznej

krajowego

systemu

elektroenergetycznego (KSE) nast

puje przede wszystkim na granicy południowo-zachodniej

(Czechy, Słowacja, Niemcy) oraz na północnej (Szwecja). Odnotowane zostały równie

transgraniczne przepływy energii z Ukrain

i Białorusi

. Ze wzgl

du na brak poł

cze

transgranicznych (interkonektora) nie jest prowadzona wymiana transgraniczna z Litw

W 2005 r. na granicy z Niemcami, Republik

Czesk

oraz Słowacj

istniały, podobnie

jak w roku 2004, ograniczenia systemowe, które miały charakter strukturalny. W tym czasie
nie dokonano rozbudowy istniej

cej infrastruktury przesyłowej, rozpocz

to natomiast prace

modernizacyjne w stacji elektroenergetycznej 400/220/110 kV Mikułowa oraz na odcinku linii
400 kV Krosno – Lemesany. Do przedsi

wzi

ęć

maj

cych wpływ na wielko

ść

wymiany

dzysystemowej nale

y równie

budowa linii krajowej 400 kV Tarnów – Krosno Iskrzynia.

Dla lepszego zarz

dzania transgraniczn

wymian

energii elektrycznej wprowadzono

skoordynowane aukcje na zdolno

ci przesyłowe: od stycznia 2005 r. w odniesieniu do aukcji

rocznych i miesi

cznych, od kwietnia 2005 r. na aukcje dobowe – rynek dnia nast

pnego.

Tabela 3.1.2a. przedstawia zdolno

ci przesyłowe oferowane na skoordynowanej aukcji. W

wymianie mi

dzysystemowej, obejmuj

cej granice z Niemcami, Czechami oraz Słowacj

dost

pne zdolno

ci przesyłowe (ATC) s

pomniejszone o warto

ść

zarezerwowanych

zdolno

ci przesyłowych do celów realizacji kontraktów historycznych (AAC), których wielko

ść

na koniec 2005 r. w poszczególnych godzinach mogła ł

cznie wynosi

maksymalnie 700

MW.

Tabela 3.1.2a. Oferowane zdolno

ci przesyłowe na rok 2005 na aukcji skoordynowanej

Kierunek

(profil techniczny)

Oferowane zdolno

ci przesyłowe

(kierunek IMPORT) [MW]

Oferowane zdolno

ci przesyłowe

(kierunek EXPORT) [MW]

CEPS – PSE-O

100

800

CEPS – VE-T

400

1100

PSE-O – (CEPS+VE-T
+SEPS)

100

500

VE-T – (CEPS+PSE-O)

800

500

SEPS – PSE-O

450

750

ródło: URE na podstawie danych PSE-Operatora SA oraz

EPS jsc.

Schemat oferowanych przez CEPS, PSE – Operator SA i VE-T zdolno

ci przesyłowych

Wymiany Mi

dzysystemowej w aukcji rocznej w roku 2005

ródło: PSE–Operator SA

Tabela 3.1.2b. podaje saldo bilansu handlowego energii elektrycznej oraz przepływy

rzeczywiste energii elektrycznej pomi

dzy Polsk

a pa

stwami s

siaduj

cymi.

Tabela 3.1.2b. Bilans wymiany energii elektrycznej w latach 2003 – 2005 (w GWh)

2003

2004

2005

Dynamika
2004/2003

[%]

Dynamika
2005/2004

[%]

Bilans handlowy – saldo

10 161

9 293

11 172

-8,5

20,2

Eksport

13 222

12 487

14 290

-5,6

14,4

Import

3 061

3 194

3 119

4,3

-2,3

Przepływy rzeczywiste

Wypłyn

ło z Polski

15 146

14 605

16 188

-3,6

10,8

W tym do:

Czech

9 490

9 156

11 167

-3,5

Niemiec

282

450

1 046

59,6

132,4

Słowacji

2 728

2 623

2 792

-3,8

6,4

Szwecji

2 646

2 376

1 182

-10,2

-50,3

Wpłyn

ło do Polski

4 985

5 312

5 002

6,6

-5,9

W tym z:

Białorusi

1 226

1 001

874

-18,4

-12,7

Czech

40,4

-21,3

Niemiec

2 761

3 156

2 264

14,3

-28,3

Słowacji

800

-800

Szwecji

214

817

1845,5

281,8

Ukrainy

931

853

983

-8,4

15,2

ródło: PSE-Operator SA

W 2005 r. saldo wymiany energii z zagranic

było o 20,2% wi

ksze ni

w 2004 r. Na

wzrost eksportu w znacznej mierze wpłyn

ło uruchomienie omówionych wcze

niej

skoordynowanych aukcji na moce przesyłowe. Istotne znaczenie miała tak

e zmiana sytuacji

na rynku nordyckim, gdzie w wyniku uzupełnienia zasobów wodnych w zbiornikach
akumulacyjnych ceny energii elektrycznej spadły. W zwi

zku z tym zwi

kszył si

przepływ

energii ze Szwecji podmorskim kablem pr

du stałego.

Praca KSE odbywa si

na podstawie opracowywanego planu koordynacyjnego,

natomiast zarz

dzanie ograniczeniami odbywa si

za pomoc

metody counter-trading.

Zarz

dzanie ograniczeniami uwzgl

dniaj

ce priorytet stabilno

ci pracy KSE oraz

zapewnienie odpowiednich parametrów jako

ci napi

cia w poszczególnych w

złach systemu

stanowi istotny problem i okresowo mo

e dotyczy

ok. 30% całkowitej energii przesyłanej w

systemie. W 2005 r. nie dokonano zmian w metodzie zarz

dzania ograniczeniami w KSE

stosunku do roku 2004.

Zasady i reguły zarz

dzania ograniczeniami w wymianie mi

dzysystemowej operator

systemu przesyłowego (OSP) wdro

ył zgodnie z Rozporz

dzeniem 1228/2003 oraz

Dyrektyw

2003/54/WE. S

one zawarte w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej i

zostały opublikowane na stronie internetowej OSP

. W 2005 r. wprowadzono pewne drobne

zmiany (wyró

niono je w tabeli 3.1.2 c).

Tabela 3.1.2c. Wdro

one rozwi

zania w zakresie wymiany mi

dzysystemowej

Wdro

one rozwi

zania

Opis

Rynkowy mechanizm zarz

dzania

ograniczeniami

Skoordynowane aukcje typu explicit; zaanga

owane kraje:

Niemcy (VE-T), Czechy (CEPS), Polska
(PSE-Operator).

Mechanizm kompensacji kosztów
spowodowanych ograniczeniami
w udost

pnianiu zdolno

przesyłowych

W kontek

cie krajowym wdro

ono mechanizm kompensacji

kosztów, który wyklucza zwrot kosztów tylko w przypadku
działania tzw. siły wy

szej oraz w przypadku zagro

enia

bezpiecze

stwa pracy KSE.

W kontek

cie mi

dzynarodowym OSP przyst

pił

do mechanizmu ITC.

Metoda szacowania zdolno

przesyłowych

Opracowana i zatwierdzona przez Prezesa URE; zgodna
z warunkiem maksymalizacji dost

pnych zdolno

przesyłowych.

Zasady zwi

zane z udost

pnianiem

niewykorzystanych zdolno

przesyłowych

Niewykorzystane zdolno

ci przesyłowe s

udost

pniane

uczestnikom rynku odpowiednio w aukcjach miesi

cznych i

dobowych.

Wydatkowanie przychodów z aukcji

Schemat wydatkowania monitorowany i opiniowany przez
Prezesa URE w zakresie zgodno

ci z Rozporz

dzeniem

1228/2003.

Przejrzysto

ść

informacji

W zakresie wymiany mi

dzysystemowej OSP publikuje

nast

puj

ce informacje: oszacowane TTC, NTC, ATC

w odniesieniu do aukcji rocznych, miesi

cznych i dobowych,

oferowane i przydzielone zdolno

ci przesyłowe, ceny, liczb

uczestników, liczb

ofert.

ródło: PSE-Operator SA

Stopie

spójno

ci zarz

dzania ograniczeniami z funkcjonowaniem hurtowego rynku

energii elektrycznej zilustrowano w tabeli 3.1.2d. w postaci harmonogramu zgłosze

ofert

w wymianie mi

dzysystemowej na Towarowej Giełdzie Energii SA (TGE SA) i rynku bilansuj

cym.

Raport Roczny dla Komisji Europejskiej 2005, tabela 3.1.2b Procedura identyfikacji ogranicze

systemowych.

www.pse-operator.pl

Tabela 3.1.2d. Stopie

integracji pomi

dzy rynkiem hurtowym a wymian

dzysystemow

Działanie

Wymiana
mi

dzysystemowa

Rynek bilansuj

Giełda energii

Otwarcie bramki – tryb
miesi

czny

tek, godz. 00.00,

tydzie

t-2

Zamkni

cie bramki –

tryb miesi

czny

Czwartek, godz. 12.00,
tydzie

t-1

Otwarcie bramki – tryb
dobowy day-ahead

Godz. 2.00, dzie

d-2

Godz. 8.00, dzie

d-1

Zamkni

cie bramki –

tryb dobowy
day-ahead

Godz. 7.45, dzie

d-1

Godz. 12.00, dzie

d-1

Otwarcie trybu
dodatkowego – tryb
dobowy day-ahead

Godz. 10.00, dzie

d-1 -

Zamkni

cie trybu

dodatkowego – tryb
dobowy day-ahead

Godz. 12.00, dzie

d-1 -

Rynek dnia nast

pnego

(day-ahead market),
(spotowy, godzinowy –
hourly spot prices).
Zamkni

cie bramki

o godz. 10.20

ródło: URE na podstawie danych PSE-Operatora SA oraz TGE SA

Wdro

przez OSP procedur

scharakteryzowano bior

c pod uwag

metod

wyznaczania zdolno

ci przesyłowych wymiany mi

dzysystemowej.

Tabela

3.1.2e.

Procedura

wyznaczania

zdolno

przesyłowych

wymiany

dzysystemowej

Wyszczególnienie

Opis

Reguły i zasady

Zgodne z Rozporz

dzeniem 1228/2003

Wielko

ci bazowe

TTC – całkowite Zdolno

ci Przesyłowe

TRM – Margines Bezpiecze

stwa Przesyłu

NTC – Zdolno

ci Przesyłowe Netto

AAC – Pierwotnie Przydzielona Zdolno

ść

Przesyłowa

ATC – Dost

pna Zdolno

ść

Przesyłowa

Profil wymiany
mi

dzysystemowej, dla którego

wyznacza si

zdolno

przesyłowe

Profil techniczny – ł

czny przekrój graniczny systemów

zarz

dzanych przez OSP Niemiec, Republiki Czeskiej oraz

Słowacji; wyznaczane wielko

ci TTC, NTC i ATC dla profilu

technicznego

Kryteria niezawodno

Kryterium n-1: linia wymiany mi

dzysystemowej, linia polskiego

systemu elektroenergetycznego lub linia s

siedniego systemu

elektroenergetycznego

Wyznaczanie TTC

Na podstawie dost

pnych dla danego okresu modeli

matematycznych systemów poł

czonych

Kryteria brane pod uwag

przy

wyznaczaniu TRM

Warunki pogodowe (temperatura), generacja elektrowni
wiatrowych w Niemczech, nieuzgodnione przepływy
wyrównawcze, zachowania uczestników rynku, zdarzenia losowe,
bł

dy modelowania i obliczeniowe

Horyzonty czasowe oblicze

Plany roczne, miesi

czne i dobowe dla TTC, NTC i ATC

Udost

pnione zdolno

przesyłowe

Pasmo mocowe dla poszczególnych przekrojów granicznych,
przy czym:
– suma udost

pnionych zdolno

ci nie mo

e przekracza

ATC dla

profilu technicznego,
– uwzgl

dniaj

ograniczenia zgłaszane przez s

siednich OSP

ródło: PSE-Operator SA

Do wyliczenia wielko

ci zdolno

ci przesyłowych OSP wykorzystuje standardow

metod

opracowan

przez Europejskie Stowarzyszenie Operatorów Systemów Przesyłowych (ang.

European Transmission System Operators – ETSO). Opiera si

ona na kalkulacji zdolno

przesyłowych wewn

trz ka

dego krajowego systemu, a nast

pnie dwustronnym uzgadnianiu

oferowanych zdolno

ci przez operatorów na ka

dej z granic. Dost

pne zdolno

ci przesyłowe

zarówno w eksporcie, jak i imporcie s

kalkulowane ł

cznie na trzech granicach Polski: ze

Słowacj

, Czechami i Niemcami. Przyczyn

takiego stanu rzeczy s

trudno

ci w oddzielnym

traktowaniu zdolno

ci przesyłowych na ka

dej z granic z powodu wyst

powania du

ych

przepływów kołowych energii elektrycznej w regionie, trudnych obecnie do przewidzenia ze
wzgl

du na brak regionalnego modelu sieci przesyłowych wraz z niezb

dnymi parametrami

tych sieci. Dlatego operatorzy systemów przesyłowych działaj

cych w ramach jednego rynku

regionalnego, inspirowani przez Regulatorów podj

li współprac

nad metod

pozwalaj

uwzgl

dni

fizyczne przepływy energii elektrycznej w sieci (flow based method), które usun

barier

Nale

y podkre

e w zakresie zarz

dzania ograniczeniami w kontek

cie krajowym nie

nast

piły istotne zmiany.

3.1.3. Regulacja zada

przedsi

biorstw przesyłowych i dystrybucyjnych

Rodzaje operatorów
Zarz

dzanie systemem elektroenergetycznym w Polsce jest realizowane przez jednego

operatora przesyłowego i 14 podmiotów spełniaj

cych obowi

zki operatorów systemów

dystrybucyjnych, prowadz

cych działalno

ść

w obszarach wyznaczonych zasi

giem ich sieci.

Tabela 3.1.3a. Przedsi

biorstwa regulowane – OSP i OSD

ródło: URE

OSP
Od 1 sierpnia 2004 r. operatorem systemu przesyłowego na obszarze Polski jest PSE-

Operator SA. Spółka funkcjonuje w strukturze przedsi

biorstwa zintegrowanego pionowo –

Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA (PSE SA) i dzier

awi maj

tek sieciowy od spółki-

matki.

Zgodnie z prawem energetycznym (art. 9k) OSP powinien działa

w formie spółki

akcyjnej, której jedynym akcjonariuszem jest Skarb Pa

stwa. W celu realizacji tego wymogu

wła

ciciel OSP opracował koncepcj

przekształce

w sektorze, która okre

la m.in. sposób

przekazania OSP Skarbowi Pa

stwa. Projekt został zło

ony w Ministerstwie Skarbu Pa

stwa

oraz Ministerstwie Gospodarki 15 grudnia 2005 r. Zostały zatem podj

te odpowiednie kroki

maj

ce zapewni

odpowiedni stan prawny.

OSD
Operatorzy systemu dystrybucyjnego zostan

wyznaczeni przez Prezesa URE na

wniosek wła

ciciela sieci dystrybucyjnej, w drodze decyzji, w której zostanie okre

lony okres

oraz obszar wykonywania działalno

ci gospodarczej.

Do czasu wyznaczenia OSD przez Prezesa URE, nie dłu

ej jednak ni

do 31 grudnia 2006

r., przedsi

biorstwa energetyczne wykonuj

ce zadania operatorów systemów staj

operatorami systemów w takim zakresie, w jakim pełniły ich funkcje. Tak wi

c od 3 maja

2005 r. zadania OSD wypełniaj

zasadniczo przedsi

biorstwa zintegrowane pionowo, tzw.

spółki dystrybucyjne (SD), prowadz

ce tak

e działalno

ść

handlow

w zakresie sprzeda

energii. Do 31 grudnia 2006 r. SD maj

rozdzielone pod wzgl

dem organizacyjnym,

natomiast do 1 lipca 2007 r. OSD maj

wydzieleni pod wzgl

dem prawnym.

Liczba przedsi

biorstw regulowanych

OSP i OSD

2004

2005

Przesył

Dystrybucja

14 du

ych SD

14 du

ych SD

Taryfy sieciowe

Prezes URE kontynuował w 2005 r. działalno

ść

w zakresie zatwierdzania taryf na

niezmienionych zasadach, zarówno w odniesieniu do sposobu zbierania informacji, oceny
rzetelno

ci zebranych danych, katalogu stosowanych narz

dzi, jak i oceny potencjału

wzrostu efektywno

ci oraz stosowanej analizy porównawczej. Nie zmienił si

równie

okres

taryfowania dla taryf opartych na zasadzie pułapu cenowego lub przychodów oraz
zaanga

owanie Prezesa URE w ustanawianie faktycznej struktury taryfy.

Wszystkie te kwestie zostały uregulowane w ustawie PE i aktach wykonawczych do

ustawy.

Analiza informacji, niezb

dnych w procesie weryfikacji taryf, przekazywanych przez

operatorów systemów oraz danych dotycz

cych taryf, a tak

e warunków i opłat za

przył

czenie, nie uległa zmianie w stosunku do 2004 r.

Rola Prezesa URE w procesie oceny funkcjonowania sieci (w kontek

cie zatwierdzania

metodologii taryfowej) oraz w kategoriach jako

ci regulacji

Prezes URE ocenia zamierzenia inwestycyjne przedsi

biorstw zajmuj

cych si

przesyłaniem i dystrybucj

energii elektrycznej na etapie uzgadniania planów rozwoju

działalno

ci tych przedsi

biorstw na kolejne lata. Podczas oceny Prezes URE analizuje

celowo

ść

poniesienia planowanych nakładów w kontek

cie rozwoju sieci i zapewnienia

bezpiecze

stwa dostaw.

ródłem finansowania inwestycji uznanych za uzasadnione s

przychody taryfowe ustalane odr

bnie dla ka

dego z przedsi

biorstw.

Prezes URE nie prowadzi systematycznego monitoringu jako

ci funkcjonowania sieci,

jednak

e interweniuje w ka

dym przypadku, gdy uzyska wiarygodne informacje w tej kwestii.

Opłaty sieciowe

Tabela 3.1.3b. przedstawia

rednie płatno

ci sieciowe netto (za usługi przesyłowe) dla

trzech grup odbiorców o okre

lonej charakterystyce poboru energii elektrycznej. Płatno

obliczono na podstawie taryf obowi

zuj

cych spółki dystrybucyjne w roku 2005.

Podkre

lenia wymaga fakt,

e charakterystyka okre

lonych przez Eurostat grup odbiorców

(Dc, Ib, Ig) nie odpowiada charakterystyce poboru typowego odbiorcy domowego i „małego
przemysłu” w warunkach polskich.

Tabela 3.1.3b.

rednie roczne stawki za usług

sieciow

w 2005 r.

Odbiorca

ycie

Moc

rednia roczna stawka za

usług

sieciow

MWh

euro/MWh

3,5

45,16

68,71

24 000

4000

18,67

ródło: URE, Stawki za rok 2005 obliczone wg

redniego rocznego kursu za rok 2005 ogłoszonego

przez Narodowy Bank Polski; 1 euro = 4,02 zł.

W 2005 r. do Prezesa URE wpłyn

ł jeden wniosek o wyznaczenie operatora systemu

dystrybucyjnego elektroenergetycznego – Gmina Kleszczów, jako wła

ciciel sieci

dystrybucyjnej elektroenergetycznej, zwróciła si

o wyznaczenie „ENERGOSERWIS

KLESZCZÓW” Sp. z o.o. z siedzib

w Rogowcu operatorem systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego na swoim terenie. Decyzj

z dnia 1 lutego 2006 r. spółka została

wyznaczona

przez

Prezesa

URE

operatorem

systemu

dystrybucyjnego

elektroenergetycznego na terenie Gminy Kleszczów.

Przerwy w dostawach energii

W taryfach przedsi

biorstw dystrybucyjnych zostały zawarte postanowienia odnosz

ce si

do wysoko

ci bonifikat z tytułu przerw w dostawach energii.

Dodatkowo nale

y zauwa

e w zakresie jako

ci funkcjonowania sieci pewne

zagadnienia, jak np. parametry techniczne energii dla sieci funkcjonuj

cej bez zakłóce

czy

dopuszczalne czasy trwania przerw w jej dostawie, jak te

bonifikaty z tytułu niedotrzymania

standardów, zostały uregulowane w aktach wykonawczych do PE

redni czas przerw w dostawach w 2005 r. w przeliczeniu na odbiorc

został wyliczony na

podstawie wypełnianych przez 14 spółek dystrybucyjnych sprawozda

obj

tych programem

bada

statystyki publicznej o stanie urz

dze

elektrycznych. Zgodnie z opisem do

sprawozdania wska

nik ten został obliczony w nast

puj

cy sposób:

owi

∑

– czas trwania przerwy w zasilaniu w przeliczeniu na jednego odbiorc

;

– czas trwania przerwy w zasilaniu podczas i-tego wył

czenia (w godzinach);

owi

– liczba odbiorców wył

czonych podczas i-tego wył

czenia. Dla

redniego napi

cia

nale

y uwzgl

dni

wszystkich odbiorców wył

czonych na

rednim i niskim napi

ciu. Dla

niskiego napi

cia nale

y uwzgl

dni

wszystkich odbiorców na niskim napi

ciu;

– całkowita liczba odbiorców obsługiwanych przez jednostk

wypełniaj

sprawozdanie.

Tabela 3.1.3c. Przerwy w dostawie energii w minutach na odbiorc

rocznie

Rok

Przerwy w dostawach

2004

419,4

2005

429,0

ródło: URE

Bilansowanie

Funkcjonuj

cy w 2005 r. w Polsce mechanizm bilansowania opierał

wykorzystywaniu przez OSP ofert przyrostowych i redukcyjnych, składanych przez wytwórców przy
zastosowaniu kryterium cen kra

cowych. Przy rozliczaniu odbiorców energii za niezbilansowanie

stosowano mechanizm motywuj

cy, jakim s

ceny rozchylo

ne CROz oraz CROs.

W 2005 r.

odbiorcy taryfowi byli bilansowani grupowo w ramach jednostki grafikowej spółki dystrybucyjnej.
Natomiast odbiorcy korzystaj

cy z prawa wyboru sprzedawcy w wi

kszo

ci przypadków byli

obci

ąŜ

ani indywidualnie kosztami niezbilansowania – takimi samymi jak odbiorcy na rynku hurtowym.

Obowi

zuj

ce zasady i mechanizmy bilansowania były wprowadzane przez OSP

autonomicznie – w trybie uchwały zarz

du, po przeprowadzeniu konsultacji z

uczestnikami rynku. Po zmianie prawa, od maja 2005 r., zasady

bilansowania systemu

elektroenergetycznego oraz zarz

dzania ograniczeniami w KSE podlegaj

zatwierdzeniu przez

Prezesa URE, co otwiera Regulatorowi mo

liwo

ść

rzeczywistego i skutecznego wpływania na kształt

stosowanych mechanizmów. Operator systemu przesyłowego PSE-Operator SA opracował
Instrukcj

Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej i 3 listopada 2005 r. przedło

ył projekt instrukcji do

zatwierdzenia przez Prezesa URE jednak

e do ko

ca 2005 r. post

powanie w sprawie

Rozporz

dzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 23 kwietnia 2004 r. w sprawie

szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozlicze

w obrocie energi

elektryczn

(Dz.U. z 2004 r.

Nr 105, poz. 1114) oraz rozporz

dzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 20 grudnia 2004 r. w sprawie

szczegółowych warunków przył

czenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, ruchu sieciowego i

eksploatacji tych sieci (Dz.U. z 2005 r. Nr 2, poz. 6).

zatwierdzenia instrukcji nie zostało zako

czone. Po zatwierdzeniu instrukcji operatora systemu

przesyłowego swoje instrukcje opracuj

i przedło

Ŝą

do zatwierdzenia operatorzy systemów

dystrybucyjnych. W instrukcjach tych zostan

okre

lone zasady uczestnictwa w procesie

bilansowania dla odbiorców przył

czonych do sieci operatorów systemów dystrybucyjnych, w tym

małych odbiorców .

Podstawowe informacje o obowi

zuj

cym w 2005 r. mechanizmie bilansowania

przedstawia tabela 3.1.3d.

Tabela 3.1.3d. Mechanizm bilansowania

Wska

nik

Opis

Okres bilansowania

1 godzina

Opis obszarów bilansowania Bilansowanie odbywa si

w jednym obszarze – na poziomie sieci

przesyłowej; istnieje jeden OSP.

Oddziaływania pomi

dzy

obszarami

Nie dotyczy

Godzina zamkni

cia bramki

12.00

liwo

ci wdro

enia rynku

czasu rzeczywistego i zmia
ny pozycji kontraktowej

Nie ma w odniesieniu do rynku bilansuj

cego; w odniesieniu do

giełdy energii oferuje ona produkty w trybie godzinowym, tak jak to
ma miejsce na rynku bilansuj

cym (obecnie rynek dnia nast

pnego).

Typowe opłaty za usług

bilansowania

Dla odbiorców (wyznaczane dla ka

dej godziny):

CRO – jednolita cena rozliczeniowa odchylenia, obliczana jako iloraz
minimalnych kosztów zmiany zweryfikowanych ilo

ci dostaw energii

Jednostek Grafikowych aktywnych zapewniaj

cej zbilansowanie

zapotrzebowania na energi

w obszarze rynku bilansuj

cego.

CROz – cena rozliczeniowa odchylenia zakupu energii na rynku
bilansuj

cym, obliczana jako

rednia wa

ona z cen pasm

redukcyjnych ofert bilansuj

cych wykorzystanych w danej godzinie.

CROs – cena rozliczeniowa odchylenia sprzeda

y energii z rynku

bilansuj

cego, obliczana jako

rednia wa

ona z cen pasm

przyrostowych ofert bilansuj

cych wykorzystanych w danej godzinie.

ródło: PSE-Operator SA

Tabela 3.1.3e. zawiera istotne informacje dotycz

ce organizacji rozlicze

niezbilansowanie, z uwzgl

dnieniem czasu realizacji poszczególnych etapów tego procesu.

Tabela 3.1.3e. Proces i harmonogram rozlicze

za niezbilansowanie

Wyszczególnienie

Opis

Okres rozliczeniowy Dekada, przy czym miesi

c dzieli si

na trzy dekady

Forma rozliczenia

Ilo

ciowe i warto

ciowe

Cykle rozliczeniowe Dobowe – na podstawie godzinowych wielko

ci roliczeniowych s

wyznaczane ilo

ci energii bilansuj

cej dostarczonej lub odebranej z rynku

bilansuj

cego w dobie n oraz nale

ci za dostaw

lub odbiór energii

bilansuj

cej; wielko

ci rozliczeniowe dla doby n s

wyznaczane przez OSP

w dobie n+1 jako niezatwierdzone oraz w dobie n+4 jako zatwierdzone.
Dekadowe – na podstawie dobowych wielko

ci rozliczeniowych s

wyznaczane ilo

ci energii bilansuj

cej dostarczonej lub odebranej z rynku

bilansuj

cego w danej dekadzie oraz nale

ci za dostaw

lub odbiór

energii.

Fazy rozliczenia
godzinowego

Etap 1: rozliczenie za energi

bilansuj

nieplanowan

, stanowi

ró

nic

pomi

dzy deklarowan

a zweryfikowan

ilo

dostaw.

Etap 2: rozliczenie za energi

planowan

, stanowi

ró

nic

pomi

dzy

zweryfikowan

a skorygowan

ilo

dostaw.

Etap 3: rozliczenie za energi

bilansuj

nieplanowan

, stanowi

ró

nic

pomi

dzy skorygowan

a rzeczywist

ilo

dostaw.

Korekty rozlicze

Wykonywane w cyklach miesi

cznych, odnosz

ce si

do rozliczenia

dekadowego; długo

ść

okresu korygowanego wynosi nie wi

cej ni

4 miesi

poprzedzaj

ce miesi

c, w którym jest wykonywana korekta; po upływie

okresu korygowanego rozliczenia s

uznawane jako ostateczne i ich korekty

nie s

realizowane; terminem płatno

ci korekty jest ostatni dzie

miesi

ca,

w którym dokonano korekty.

Fakturowanie

Okresem fakturowania zobowi

i nale

ci na rynku bilansuj

cym s

dekady (okresy rozliczeniowe); ka

da faktura musi zosta

uregulowana nie

pó

niej ni

w terminie płatno

ci.

ródło: PSE-Operator SA

Wymiana informacji handlowych pomi

dzy OSP a uczestnikami rynku bilansuj

cego

odbywa si

za pomoc

systemu Wymiany Informacji o Rynku Energii (WIRE). Wymiana

informacji technicznych z wytwórcami w celu umo

liwienia prowadzenia ruchu sieciowego odbywa

za pomoc

Systemu Operatywnej Współpracy z Elektrowniami (SOWE). Ponadto, w 2005 r.

OSP publikował na swojej stronie internetowej zasady uczestnictwa w rynku bilansuj

cym

standardy umów, ceny rozliczeniowe oraz wolumeny energii na rynku bilansuj

cym w cyklu dobowo-

godzinowym.

3.1.4. Efektywna restrukturyzacja

Nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne przeniosła na grunt prawa krajowego

zalecenie z dyrektywy 2003/54/WE, zobowi

zuj

c do prawnego, organizacyjnego i

ksi

gowego wyodr

bnienia OSP i OSD, pozostaj

cych w strukturze przedsi

biorstwa

zintegrowanego pionowo. Rozdział prawny OSD jest wymagany od dnia 1 lipca 2007 r. Z
obowi

zku tego wył

czeni zostali OSD do sieci których przył

czonych jest nie wi

cej ni

100 000 odbiorców oraz OSD obsługuj

cy systemy elektroenergetyczne o rocznym zu

yciu

energii elektrycznej nieprzekraczaj

cym 3 TWh w 1996 r., w których mniej ni

5 % rocznego

ycia energii elektrycznej pochodziło z innych poł

czonych z nimi systemów

elektroenergetycznych.

Wszystkie przedsi

biorstwa energetyczne maj

obowi

zek rozdziału ksi

gowo

ci i

rozdziału organizacyjnego, OSD najpó

niej do 31 grudnia 2006 r.

Tabela 3.1.4.a Główne informacje na temat stopnia „unbundlingu” w sektorze
elektroenergetycznym

Przesył

Dystrybucja

Odr

bno

ść

prawna (T/N)

Wyodr

bnienie organizacyjne (T/N)

Odr

bne prowadzenie ksi

g rachunkowych (T/N)

Osobne badanie sprawozda

finansowych przez biegłego rewidenta

(T/N)

Wymóg ogłoszenia sprawozdania finansowego (T/N)

Istnienie zarz

dów spółek, w skład których nie wchodz

członkowie

zarz

dów innych spółek (T/N)

ródło: URE

OSP

PSE-Operator SA, jest wyodr

bninym podmiotem prawnym, funkcjonuj

cym w ramach

grupy kapitałowej PSE S.A. Spółka – matka posiada 100% akcji operatora, jednak

planowane jest tzw. „uskarbowienie” operatora poprzez przekazanie akcji spółki Skarbowi
Pa

stwa (utworzenie jednoosobowej spółki), co wypełni postanowienia ustawy – Prawo

energetyczne. „Uskarbowienie” OSP to operacja, której efektem b

dzie rozdział wła

cicielski

Zawarte w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowych (IRiESP), patrz www.pse-operator.pl.

działalno

ci sieciowej od innej działalno

ci energetycznej. Odno

nie dodatkowych

rodków

wzmacniaj

cych rozdział funkcjonalny nale

y stwierdzi

e OSP posiada własn

stron

internetow

, nie posiadaj

odno

ników do przedsi

biorstw powi

zanych. Budowana jest

tak

e odr

bna siedziba PSE-Operator SA.

Tabela 3.1.4.b Operatorzy Systemów Przesyłowych (OSP)

Rok

Liczba OSP w kraju (szt.)

Liczba OSP wła

cicielsko

rozdzielonych (szt.)

2004

2005

ródło: URE

OSD

Działalno

ść

w zakresie dystrybucji energii elektrycznej prowadziło na obszarze Polski 14

ych spółek dystrybucyjnych, pełni

cy do czasu wyznaczenia OSD ich funkcj

. Nadzór

wła

cicielski nad dwunastoma z tych spółek sprawuje Skarb Pa

stwa (s

to jednoosobowe

spółki Skarbu Pa

stwa) i 2 spółki z cz

ęś

ciowym udziałem Skarbu Pa

stwa.

Spółki dystrybucyjne realizuj

dostawy energii do odbiorców handlowych

wiadcz

c usług

sieciow

oraz równocze

nie prowadz

c sprzeda

energii.

Zgodnie z ustaw

– Prawo energetyczne proces uzyskiwania przez OSD niezale

pod wzgl

dem prawnym ma zosta

zako

czony do dnia 1 lipca 2007 r. Prawo energetyczne,

w przepisach implementuj

cych zalecenia Dyrektywy 2003/54/WE, nie nakłada na OSD

obowi

zku rozdziału ze wzgl

du na form

własno

ci. Mo

na zatem przypuszcza

e OSD

funkcjonowa

w strukturach przedsi

biorstw zintegrowanych pionowo.

Tabela 3.1.4.c Spółki dystrybucyjne energii elektrycznej

Rok

Liczba

spółek

dystrybucyjnych w
kraju (szt.)

Liczba OSD

Liczba

OSD

wła

cicielsko

rozdzielonych (szt.)

2004

197

2005

200

ródło: URE

Ustalaj

c zasady na jakich b

działały OSD ustawodawca polski zdecydował si

skorzysta

z mo

liwo

ci wył

cze

jakie stwarza Dyrektywa 2003/54/WE (m.in. zasada

niewydzielania OSD w przypadku obsługi mniej ni

100 000 odbiorców). Tak wi

c pomimo

ej ilo

ci przedsi

biorstw dystrybucyjnych tylko 14 działa jako OSD.

Tabela poni

ej przedstawia sytuacj

podmiotów działaj

cych jako OSD oraz informacje

o realizacji zasady skutecznego unbundlingu.

Tabela 3.1.4. d Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD) energia elektryczna

Rok

2004

2005

Liczba OSD w kraju

Liczba OSD prawnie rozdzielonych

Zasada dot. 100 000 odbiorców OSD (tak/nie) (szt.)

Nie dotyczy

tak

Liczba OSD obsługuj

cych <100 000 odbiorców (szt.)

Liczba prawnie rozdzielonych OSD, które posiadaj

własny

maj

tek sieciowy (szt.)

Liczba prawnie rozdzielonych OSD, które nie posiadaj

własnego maj

tku sieciowego (szt.)

Udział w usługach afiliowanych w %¹

brak danych brak danych

Usługi

afiliowane

Pracownicy OSD

wiadcz

cy usługi na rzecz

innych podmiotów grupy kapitałowej w %²

brak danych brak danych

Uwagi: (1) Całkowity koszt usług afiliowanych podzielony przez całkowite koszty sieciowe OSD;
(2) Pracownicy

wiadcz

cy swoje usługi dla innych cz

ęś

ci tej samej grupy kapitałowej jako procent

wszystkich zatrudnionych pracowników w przedsi

biorstwach sieciowych (mianownik zawiera udział

pracowników afiliowanych + wył

cznie zatrudnionych w przedsi

biorstwie sieciowym)

(3) Zasada Dyrektywy 2003/54/WE dotycz

ca niewyodr

bnienia OSD obsługuj

cego mniej ni

100 tys. odbiorców została wprowadzona ustaw

o zmianie ustawy Prawo energetyczne i obowi

zuje

od 3 maja 2005 r. – w 2004 r.

ródło: URE

Tabela 3.1.4e Udział pracowników zatrudnionych w przedsi

biorstwach sieciowych (OSP

+ OSD)

Rok

Udział pracowników zatrudnionych w przedsi

biorstwach sieciowych (%)

2004

51,2

2005

52,0

ródło: URE

3.2. Zagadnienia z zakresu ochrony i promowania konkurencji [art.
23(8) oraz 23(1) (h)] – rynek energii elektrycznej

Struktura polskiego rynku energii elektrycznej w 2005 r. nie uległa zasadniczym

zmianom. W sektorze wytwarzania w dalszym ci

gu na rynku dominuje dziesi

ęć

przedsi

biorstw. W polskim systemie istnieje nadwy

ka mocy zainstalowanych, a jednak

rozwój gry rynkowej jest znacznie ograniczony istniej

cymi obowi

zkami zakupu (energii

zielonej i pochodz

cej z kogeneracji) oraz ograniczeniem poda

y energii swobodnej,

oferowanej na warunkach rynkowych wskutek istnienia kontraktów długoterminowych (KDT)
ze stał

formuł

cenow

(pomi

dzy wytwórcami i PSE SA). Du

Ŝą

przeszkod

wprowadzaniu konkurencji jest brak i/lub znaczne opó

nienia we wprowadzaniu niezb

dnych

przepisów wykonawczych. Ponadto, w Polsce udział Skarbu Pa

stwa w sektorze

wytwarzania energii elektrycznej wynosi ok. 75%, za

w sektorze dystrybucji energii ok. 85%,

co równie

utrudnia liberalizacj

Polski sektor elektroenergetyczny charakteryzuje si

ym skupieniem własno

w r

kach Skarbu Pa

stwa. Minister Skarbu Pa

stwa sprawuje nadzór wła

cicielski nad

kszo

przedsi

biorstw energetycznych, b

cych spółkami prawa handlowego.

Polityka wła

cicielska w stosunku do tych przedsi

biorstw jest realizowana na podstawie

przyj

tego w styczniu 2003 r. Programu realizacji polityki wła

cicielskiej Ministra Skarbu

stwa w odniesieniu do sektora elektroenergetycznego oraz na podstawie przyj

tego w

czerwcu 2005 r. programu stanowi

cego Aktualizacj

Programu realizacji polityki

wła

cicielskiej Ministra Skarbu Pa

stwa w odniesieniu do sektora elektroenergetycznego.

Programy te zakładaj

restrukturyzacj

, w tym konsolidacj

pionow

i poziom

, spółek

wytwarzania i dystrybucji energii oraz prywatyzacj

przedsi

biorstw energetycznych.

Zgodnie z tymi zało

eniami, w 2005 r. skonsolidowano sze

ść

zakładów energetycznych z

terenu wschodniej Polski, w wyniku czego została utworzona Wschodnia Grupa
Energetyczna (WGE SA) z siedzib

w Lublinie. Akcje tej spółki zostały przekazane

Ministrowi Skarbu Pa

stwa.

Rozpocz

ty został równie

proces konsolidacji Rzeszowskiego Zakładu Energetycznego

SA i Elektrowni Stalowa Wola SA w ramach realizacji koncepcji utworzenia Energetyki
Podkarpackiej SA oraz proces prywatyzacji Zespołu Elektrowni Dolna Odra (wstrzymany na
pocz

tku roku 2006).

Jednocze

nie z realizacj

wymienionych programów kontynuowano rozpocz

te ju

latach poprzednich procesy konsolidacji spółek z sektora elektroenergetycznego.

Na pocz

tku 2006 r. rz

d ogłosił now

polityk

wobec sektora elektroenergetycznego. 28

marca 2006 r. został ogłoszony Program dla elektroenergetyki zakładaj

cy m.in. konsolidacj

pionow

i stworzenie kilku grup energetycznych, w skład których wchodziłyby zarówno

dotychczasowe przedsi

biorstwa wytwórcze, jak i dystrybucyjne.

3.2.1. Charakterystyka rynku sprzeda

y hurtowej

Produkcja energii elektrycznej w 2005 r. kształtowała si

na poziomie 156,9 TWh i była o

1,8% wi

ksza w porównaniu do ubiegłego roku. Całkowite zu

ycie energii elektrycznej

wyniosło ponad 145,7 TWh (wzrost o ok. 0,6% w stosunku do roku 2004). Polska jest
znacz

cym eksporterem netto energii elektrycznej.

Podstawowe

dane

charakteryzuj

sektor

wytwarzania

energii

elektrycznej

przedstawiono w tabeli 3.2.1a.

Tabela 3.2.1a.

Rozwój rynku hurtowego

ródło

URE na podstawie danych ARE oraz PSE − Operator SA

Całkowita moc zainstalowana elektrowni krajowych na koniec 2005 r. wynosiła 35,4 GW

– w porównaniu z rokiem 2004 nast

pił jej niewielki wzrost (o 0,4%).

Szczytowe (maksymalne) zapotrzebowanie na moc kształtowało si

na poziomie

prawie 23,5 GW.

W Polsce wyst

puje znaczna nadwy

ka mocy osi

galnej nad szczytowym

zapotrzebowaniem – ta sytuacja mo

e si

jednak zmieni

z chwil

wej

cia w

ycie nowych

limitów emisji na lata 2008 – 2012.

Tabela 3.2.1b. Charakterystyka rynku dla dziesi

ciu najwa

niejszych wytwórców

energii elektrycznej

ródło

URE na podstawie danych ARE

Rok

Produkcja energii

elektrycznej

[TWh]

Całkowite

zapotrzebowanie

na energi

[TWh]

Moc

zainstalowana

[GW]

Szczytowe

zapotrzebowanie

na moc

[GW]

2004
2005

154,2
156,9

144,9
145,7

35,2
35,4

23,11
23,48

Wska

nik HHI

Rok

Liczba

wytwórców

o udziale

w rynku > 5%

(wg mocy

osi

galnej)

Udział w rynku

trzech

najwi

kszych

wytwórców

(wg mocy

osi

galnej)

[%]

elektrownie

wg mocy

osi

galnej

elektrownie

wg produkcji

faktycznej

2004
2005

7
7

62,1
62,6

1748,6
1781,8

2138,7
2246,1

W 2005 r. liczba wytwórców o udziale w rynku powy

ej 5% oraz wska

niki HHI pozostały

na poziomie zbli

onym do poziomu w 2004 r., przy czym wska

nik HHI dla produkcji

wiadczy o wysokim, a dla mocy osi

nej o

rednim poziomie koncentracji rynku. Analiza

ta została przeprowadzona dla dziesi

ciu najwa

niejszych wytwórców energii elektrycznej

(niemal 80% produkcji krajowej), bez wyodr

bniania pozostałych − mniejszych

przedsi

biorstw wytwórczych.

W 2005 r. nast

pił ponad dwukrotny wzrost sprzeda

y energii produkowanej przez wytwórców do

spółek zajmuj

cych si

obrotem i stanowił ok. 40% ogólnie sprzedanej energii elektrycznej. Spadł

udział energii sprzedawanej przedsi

biorstwom dystrybucyjnym – osi

ł poziom nieznacznie

przekraczaj

cy 14%.

Dane na temat wolumenu obrotu energi

elektryczn

na poszczególnych rynkach

przedstawia tabela 3.2.1c.

Tabela 3.2.1c. Kierunki sprzeda

y energii elektrycznej dla dziesi

ciu wytwórców

systemowych (w TWh)

Rok

Ogółem

W KDT*

W kontaktach

dwustronnych

Towarowa

giełda energii

Na rynku

bilansuj

cym**

Na rynku

terminowym

2004
2005

120,52
124,43

54,48
39,45

53,81
71,93

1,10
1,05

11,13
12,00

0
0

* segment regulowany
** ł

cznie z tzw. generacj

wymuszon

wzgl

dami systemowymi

ródło: URE

Handel hurtowy energi

elektryczn

na polskim rynku energii odbywa si

przede

wszystkim

podstawie

niestandaryzowanych

kontraktów

bilateralnych

(krótko-

rednioterminowych) oraz w KDT. W porównaniu do roku poprzedniego, w 2005 r. sprzeda

energii elektrycznej w ramach kontraktów długoterminowych zmalała o 27,6% i stanowiła ok..
31,7% całkowitej sprzeda

y wytwórców systemowych. Wynika to przede wszystkim z faktu

upłyni

cia terminów obowi

zywania kolejnych kontraktów.

W nieznacznym stopniu

transakcje zawierane s

na Towarowej Giełdzie Energii SA oraz za pomoc

wirtualnych giełd

energii.

W polskim systemie elektroenergetycznym podmiotami

wiadcz

cymi regulacyjne usługi

systemowe (RUS) s

elektrownie kondensacyjne. Do scharakteryzowania wielko

ci RUS

zastosowano wska

nik w postaci przychodów elektrowni za

wiadczenie tych usług. W tabeli

3.2.1d. przedstawiono dane na temat wska

nika koncentracji oraz warto

ci usług systemowych

wiadczonych przez elektrownie systemowe w latach 2004 – 2005.

Tabela 3.2.1d. Struktura rynku regulacyjnych usług systemowych dla dziesi

ciu

wytwórców systemowych

ródło: URE

Zanotowane w 2005 r. wpływy elektrowni systemowych,. za

wiadczenie regulacyjnych

usług systemowych wyniosły ok. 647 805 tys. zł i zmalały o 79 993,7 tys. zł, tj. o 11%
w stosunku do poprzedniego roku. W 2005 r. zwi

kszyła si

do 7 liczba wytwórców o udziale

Rok

Przychód

z RUS

[tys. zł]

Liczba wytwórców

o udziale w rynku > 5%

(wg przychodów z RUS)

Udział w rynku trzech

najwi

kszych wytwórców

(wg przychodów z RUS)

[%]

Wska

nik HHI

(wg przychodów

z RUS)

2004
2005

727 798,6
647 804,9

5
7

57,8
56,7

1 488,1
1 443,0

w rynku powy

ej 5%, natomiast wska

nik HHI nie uległ du

ym zmianom i wci

ąŜ

oznacza

redni poziom koncentracji rynku.

Rol

regulacyjn

w krajowym systemie elektroenergetycznym pełni spółka Elektrownie

Szczytowo-Pompowe SA, której wi

kszo

ciowym udziałowcem jest PSE SA. W skład

ESP SA wchodzi 25 elektrowni, w tym kilkana

cie małych elektrowni przepływowych oraz wi

ksze

jednostki szczytowo-pompowe: Elektrownia

arnowiec (716 MW), Elektrownia Por

bka-

(500 MW), Elektrownia Solina (200 MW). Całkowit

moc osi

galn

w jednostkach

nale

Ŝą

cych do ESP SA szacuje si

na ok. 1558 MW.

Stopie

Integracji z s

siednimi Pa

stwami Członkowskimi

Wielko

ść

wymiany transgranicznej to tylko jeden ze wska

ników integracji krajowych rynków w

jeden wspólnotowy (dane dotycz

ce tej kwestii zostały przedstawione w rozdziale 3.1.2). Na

zintegrowanym wspólnym rynku europejskim powinna by

zaobserwowana pewna zbie

ci cen

hurtowych energii elektrycznej na s

siaduj

cych rynkach krajowych. Spo

ród wielu danych, których

porównanie mo

e scharakteryzowa

post

p w tworzeniu wspólnego rynku do analizy w niniejszym

Raporcie zostały wybrane całkowita wymiana transgraniczna, ceny kształtowane na giełdach energii

rednia cena w podstawie obci

ąŜ

enia na parkietach dnia nast

pnego, cena – mediana kalkulowana

równie

w oparciu o ceny w podstawie obci

ąŜ

enia na parkietach dnia nast

pnego. Kolejnymi

wska

nikami s

: odchylenie standardowe cen w podstawie obci

ąŜ

enia na parkietach dnia

nast

pnego (pokazuje ró

nice w wahaniach cen czyli ryzyko rynkowe), korelacja cen oraz cenowy

efekt zarz

dzania przeci

ąŜ

eniami (wynik to

rednia cena z tytułu zarz

dzania przeci

ąŜ

eniami w

okresie roku w kierunkach „do” i „z” kraju).

Działania Komisji Europejskiej oraz Regulatorów na rzecz stworzenia wspólnego rynku poprzez

stopniow

integracj

rynków krajowych w poszczególnych regionach oraz poło

enie geograficzne

Polski spowodowało,

e Polska jest aktywna zarówno na rynku regionalnym pa

stw Europy

rodkowo- Wschodniej jak i rynku regionalnym pa

stw Europy Północnej.

Tabela 3.2.1d przedstawia wska

niki pozwalaj

ce na ocen

stopnia integracji rynków pa

stw

Europy

rodkowo–Wschodniej w 2005 r.

Tabela 3.2.1 d Stopie

integracji rynków krajów Europy

rodkowo–Wschodniej

w 2005 r.

jednostka

Austria

Czechy

Niemcy

gry

Polska

Słowacja

Słowenia

Wymiana
transgranic
zna brutto

MWh/rok

48 510 000

30 601 245

17 785 599*

17 625 344

17 409 000

21 608 885

5 365 506

Cena

rednia

Euro/MWh

46,57

32,15

45,97

b.d.

28,74

b.d.

47,85

Cena -
mediana

Euro/MWh

42,72

32,60

42,47

b.d.

28,61

b.d.

Odchylenie
standardow
e

Euro/MWh

18,33

18,00

18,44

b.d.

3,14

b.d.

Współzale

ść

cenowa

0-1

AT–CZ
0,545
AT-GER
0,94

CZ-AT
0,545
CZ-GER
0,544

GER-AT
0,94
GER-CZ
0,544

b.d.

*podana wielko

ść

dotyczy wymiany handlowej tyko z podanymi pa

stwami w obszarze regionu Europy

rodkowo-Wchodniej

b.d – brak danych

ródło: E-Control na podstawie danych Regulatorów

Poziom ceny notowanych na polskiej Towarowej Giełdzie Energii (TGE) jest

zdecydowanie ni

szy od poziomu cen osi

ganych na giełdach pa

stw s

siednich. Pewna

zbie

ść

wyst

puje w przypadku Czech i Polski. Ceny s

zbli

one tak

e na giełdach energii

wyst

powały równie

w Austrii, Niemczech i Słowenii. Ró

nice pomi

dzy tymi dwoma

grupami pa

stw s

jednak znaczne.

W przypadku Polski nie została podana współzale

ść

cen, poniewa

przedmiotem

obrotu na jest tylko TGE jest 1,05 % wyprodukowanej energii.

Tabela 3.2.1e przedstawia wyniki aukcji skoordynowanych na zdolno

ci przesyłowe w

handlu mi

dzynarodowym w regionie pa

stw Europy

rodkowo – Wschodniej.

Tabela 3.2.1. e Wyniki aukcji skoordynowanych na zdolno

ci przesyłowe w handlu

dzynarodowym w 2005 r. (w euro/MWh) – rynek pa

stw Europy

rodkowo-

Wschodniej

Austria

Czechy

Niemcy W

gry

Polska

Słowenia

CZ->AT

5,78

CZ->SK

0,19

8,89*

H->AT

1,5 z Polski

9,25

SK->H

**6,00

1,22

AT->CZ

b.d.

SK->CZ

0,04

AT->H

0,4 do Polski 0,70

H->SK

***0,05

H->AT

1,50

CZ->PL

1,02

H->SK

0,051

SK->PL

0,77

AT->H

0,40

PL->CZ

11,55

SK->H

6,01

PL->SK

b.d.

AT->SLO

1,22

CZ->AT

5,78

SK->CZ

0,09

SLO->AT

b.d.

AT->CZ

b.d.

CZ->SK

0,13

CZ->GER

(E.On)

6,698

GER (E.On) -

>CZ

0,0017

CZ-

>GER(VE-T)

6,08

GER(VE-T)-

>CZ

b.d.

*na podstawie danych dotycz

cych importu z Czech i Polski

**50 % mocy
*** 50% mocy
Obja

nienia skrótów:

AT- Austria
CZ – Czechy
GER – Niemcy
H – W

gry

PL – Polska
SK – Słowacja
SLO – Słowenia

ródło: E-Control na podstawie danych Regulatorów

Polska jest równie

uczestnikiem północnego rynku regionalnego. Tabele 3.2.1f, 3.2.1g,

oraz 3.2.1h przedstawiaj

dane charakteryzuj

ce rozwój rynku regionu Europy Północnej.

Tabela 3.2.1 f Wymiana trasgraniczna brutto GWh w 2005 r.

Do
Z

Niemcy

Polska

Szwecja

Finlandia

Norwegia

Dania

Niemcy

417

641

Polska

5898

1188

Szwecja

3411

822

6210

1859

7682

Finlandia

792

131

Norwegia

9657

164

4626

Dania

10282

722

452

Rosja

11312

215

ródło: Energitilsynet (regulator du

ski) na podstawie danych NordPool – kontrakty spot, URE

Z analizy danych zawartych w tabeli 3.2.1f wynika,

e w przypadku Polski najwi

ksze

znaczenie ma wymiana ze Szwecj

. Wymiana energii odbywa si

poł

czeniem SwePol.

Tabela 3.2.1g prezentuje dane z giełd energii regionu pa

stw Europy Północnej. Dzi

poł

czeniu SwePol mo

na zaobserwowa

integracj

rynku szwedzko – norweskiego z

polskim. Zdecydowanie poziom cen na giełdzie niemieckiej zdecydowanie ró

ni si

poziomu cen na giełdzie NordPool i TGE SA.

Tabela 3.2.1 g Stopie

integracji rynków krajów Europy Północnej w 2005 r.

jednostka

Niemcy

(EEX)

Norwegia

(NordPool)

Polska

(TGE SA)

Cena

rednia

45,81

29,32

28,74

Cena mediana

40,33

29,50

28,61

Odchylenie
standardowe

26,86

4,56

3,14

Współzale

ść

cenowa dla
EEX/NordPool
Spot

euro/MWh

0,45

ródło: Energitilsynet (regulator du

ski) na podstawie danych: URE, Noregs vassdrags- og

energidirektorat

(NVE

–

regulator

norweski),

Bundesnetzagentur

für

Elektrizität,

Gas,

Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (regulator niemiecki)

Tabela 3.2.1h przedstawia wyniki aukcji skoordynowanych na zdolno

ci przesyłowe w

handlu mi

dzynarodowym w regionie pa

stw Europy Północnej.

Tabela 3.2.1 h Wyniki aukcji skoordynowanych na zdolno

ci przesyłowe w handlu

dzynarodowym w 2005 r. euro/MWh – rynek pa

stw Europy Północnej

Do
Z

Niemcy

Polska

Szwecja

Finlandia Norwegia Dania

Szacunkowe obliczenia taryf dla poł

czenia SwePol

Wyniki aukcji zdolno

ci przesyłowych na poł

czeniu SwePol nie s

obecnie dost

pne.

Na poł

czeniu szwedzko-polskim SwePol mo

na wynaj

ąć

na rok 1/12 istniej

cej

zdolno

ci przesyłowej. Maksymalna zdolno

ść

przesyłowa tego poł

czenia to 600 MW,

czyli 1/12 tej wielko

ci równa si

50 MW.

Na taryf

składaj

: opłata stała i opłata zmienna. Opłata stała za wynaj

cie na rok

wynosi 14 387 750 SEK plus 1 689 047 PLN. Opłat

zmienn

stosuje si

do tej ilo

energii, która przekroczy 75 000 MWh i wynosi ona 6,56 SEK plus 10,03 PLN.
(

www.swepollink.com

)

Uwzgl

dniaj

c maksymalne wykorzystanie (50 MW * 8760 godzin) i kurs walutowy

EUR/SEK = 9,21 i EUR/PLN = 4,09 taryfa wynosiłaby

redniorocznie (dla obu kierunków):

7.13 EUR/MWh

Przepływy rzeczywiste w 2005 r. wyniosły przeci

tnie w ci

gu godziny 229 MW. Było to

spowodowane sieciowymi ograniczeniami przesyłowymi, zarówno po stronie szwedzkiej
jak i polskiej. Obecnie zdolno

ci maksymalne wynosz

ok. 500 MW, lecz cz

sto osi

gaj

tylko 300 MW. Gdyby t

ostatni

wielko

ść

300 MW uczyni

podstaw

obliczenia,

wówczas 1/12 dost

pnej zdolno

ci przesyłowej wyniosła by 25 MW, a

rednioroczna

taryfa: 11,10 EUR/MWh

Niemcy

0,7

5,34 – 11,77

0,36

Polska

9,25

11,10

Szwecja

8,56-15,00

11,10

Finlandia

Norwegia

Dania

4,43

ródło: Energitilsynet na podstawie danych regulatorów krajowych

3.2.2. Charakterystyka rynku sprzeda

y detalicznej

W 2005 r., podobnie jak w latach poprzednich, najwi

kszy udział w sprzeda

y energii

elektrycznej odbiorcom ko

cowym na rynku detalicznym miały spółki dystrybucyjne

(przedsi

biorstwa zintegrowane), które sprzedały ok. 93% energii elektrycznej odbiorcom

finalnym przył

czonym do sieci dystrybucyjnych. W 2005 r. liczba aktywnych na rynku

przedsi

biorstw obrotu, niezale

nych od przedsi

biorstw sieciowych, pozostała na poziomie

zbli

onym do poziomu w roku 2004 (tabela 3.2.2b.), natomiast sprzeda

tych przedsi

biorstw

do odbiorców ko

cowych, pomimo wzrostu w 2005 r. o 92% w porównaniu do roku

poprzedniego, w odniesieniu do całkowitego wolumenu energii zakupionej przez odbiorców
przył

czonych do sieci dystrybucyjnych, pozostała na niskim, kilkuprocentowym poziomie.

Tabela 3.2.2a. Spółki dystrybucyjne o najwi

kszym udziale w sprzeda

y energii

elektrycznej do odbiorców ko

cowych.

Udział w sprzeda

y do odbiorców ko

cowych

[%]

Sprzedawcy

≥

2 GWh

50 MWh – 2 GWh

≤

50 MWh

Koncern Energetyczny ENERGA SA

15,9

18,9

18,1

ENION SA

15,5

13,4

14,6

EnergiaPro Koncern Energetyczny SA

14,5

10,1

9,3

ENEA SA

14,4

18,4

15,3

Vattenfall Distribution Poland GZE SA

9,6

4,5

7,8

ródło: URE

Taka struktura rynku wpływa na jego rozwój i aktywno

ść

odbiorców. Jak pokazuj

dane

w tabeli 3.2.2b. najwi

ksze spółki maj

ok. 50 % udział praktycznie we wszystkich

segmentach rynku. Poza segmentem du

ych i bardzo du

ych odbiorców przemysłowych

zwi

kszył si

, nawet w stosunku do 2004 r., udział w segmencie małych i

rednich odbiorców

przemysłowych oraz gospodarstw domowych.

Tabela 3.2.2b. Rozwój rynku detalicznego

Udział w rynku

trzech najwi

kszych spółek

Procent odbiorców, którzy zmienili dostawc

Rok

Liczba

spółek,

których

udział

w rynku

sprzeda

detalicznej
przekracza

Liczba

spółek –

dostawców

całkowicie

niezale

nych

od spółki
sieciowej

Duzi i bardzo
duzi odbiorcy

przemysłowi

Mali i

redni

odbiorcy

przemysłowi

oraz

przedsi

bior-

stwa

Bardzo

mali

przedsi

biorcy

i odbiorcy

domowi

Duzi i bardzo
duzi odbiorcy

przemysłowi

Mali i

redni

odbiorcy

przemysłowi oraz

przedsi

biorstwa

Bardzo mali

przedsi

biorcy

oraz

gospodarstwa

domowe

2004

20*

50,40

47,60

46,80

19,18

0,16

0,00

2005

45,90

50,70

48,0

15,16

0,00

* liczba spółek obrotowych działaj

cych na rynku krajowym

ródło: URE

W 2005 r. powi

zania kapitałowe pomi

dzy wytwórcami a sprzedawcami były podobne

do powi

istniej

cych w 2004 r. Z dziewi

tnastu aktywnych w 2005 r. przedsi

biorstw

obrotu, siedem było powi

zanych z koncernami mi

dzynarodowymi. Rozpocz

cie przez nie

działalno

ci nie wi

zało si

z przej

ciem istniej

cych przedsi

biorstw energetycznych –

ęść

z nich ma jednak powi

zania z przedsi

biorstwami wytwórczymi kupionymi przez

przedsi

biorstwa zagraniczne.

W zakresie procedury zmiany sprzedawcy w 2005 r. nie było zasadniczych zmian w

porównaniu do 2004 r. Nadal brakuje przepisów wykonawczych do Prawa energetycznego,
które by t

kwesti

regulowały. Obowi

zuj

dotychczas stosowane instrukcje sieci

dystrybucyjnych, które nie zawieraj

procedur post

powania w przypadku zmiany

sprzedawcy przez odbiorc

, w zwi

zku z czym stosowany jest tryb post

powania

przedstawiony w raporcie w roku ubiegłym. W stosunku do 2004 r. spadł odsetek odbiorców,
którzy zmienili sprzedawc

Tabela 3.2.2c. Realizacja zasady TPA w latach 2004 – 2005

Liczba odbiorców

korzystaj

cych z zasady TPA

Rok

Zmiana

sprzedawcy

Negocjowane

taryfy z

dotychczasowym

sprzedawc

Energia dostarczona

odbiorcom TPA

(w GWh), którzy

zmienili sprzedawc

Procentowy udział

energii elektrycznej

dostarczonej w

ramach TPA w

stosunku do

całkowitej energii

dostarczonej w

danym roku

2004

Ok. 49*

10 215

2005

7 433

*szacunki URE (kwestia ta nie była szczegółowo badana w 2004 r. – dane przybli

one)

ródło: URE na podstawie danych spółek dystrybucyjnych

Niski poziom wykorzystania przez odbiorców prawa do zmiany sprzedawcy energii

elektrycznej w 2005 r. był spowodowany istnieniem kilku barier, ogólnie pokrywaj

cych si

wyst

puj

cymi w poprzednich latach:

−

niedoskonało

funkcjonowania

rynku

hurtowego,

skutkuje

brakiem

konkurencyjnych ofert przedsi

biorstw obrotu. Sprzeda

energii elektrycznej tych

przedsi

biorstw do odbiorców ko

cowych stanowiła znikom

ęść

całkowitej ich

sprzeda

y (w 2005 r. było to zaledwie 4%) i wynikała nie tyle z braku zainteresowania

sprzeda

Ŝą

bezpo

rednio do odbiorców ko

cowych, ale raczej z braku mo

liwo

konkurowania ze spółkami dystrybucyjnymi,

−

nierozwi

zany problem kontraktów długoterminowych. Pomimo

e ilo

ść

energii

elektrycznej sprzedawanej w ramach kontraktów długoterminowych znacznie spadła w
stosunku do 2004 r. (w 2005 r. wyniosła 31,7%), to jednak dalej sytuacja ta powoduje
znaczne ograniczenia w dost

pno

ci energii dla niezale

nych sprzedawców. Kolejnym

problemem jest zniekształcenie sygnału cenowego (ceny oraz sposób ich indeksacji
zostały ustalone w ko

cu lat 90.) oraz finansowanie zakupu energii poprzez zawarcie w

taryfie składnika wyrównawczego – stawki systemowej, który wpływa na brak
przejrzysto

ci w kształtowaniu si

redniej ceny zakupu.

−

brakiem rozdzielenia działalno

ci sieciowej od obrotu i stosowaniem upustów przez

spółki dystrybucyjne (subsydiowanie skro

ne),

−

istnieniem barier natury administracyjnej i technicznej, takich jak:

brak jednolitej procedury zmiany sprzedawcy, przedłu

anie i stosowanie przez

spółki dystrybucyjne niejasnych zasad przy zmianie sprzedawcy przez odbiorc

;

niekorzystne zasady bilansowania;

zawy

anie przez spółki dystrybucyjne wymaga

dotycz

cych układów pomiarowo-

rozliczeniowych. Skutkowało to podwy

szeniem kosztów, które odbiorcy musieli

ponie

ść

w zwi

zku ze zmian

sprzedawcy, co jednocze

nie redukowało ewentualne

oszcz

dno

ci z zakupu ta

szej energii. Z tego powodu zmiana sprzedawcy, zwłaszcza

w przypadku odbiorców o

rednim i małym zu

yciu energii, stawała si

mało opłacalna.

W 2005 r., podobnie jak w latach poprzednich, w

ród odbiorców, którzy dokonali

wyboru sprzedawcy, byli wył

cznie odbiorcy o du

ym i bardzo du

ym zu

yciu energii.

W tabeli 3.2.2c. przedstawiono struktur

opłat za energi

elektryczn

w odniesieniu do trzech grup

odbiorców. Wynikaj

one z zatwierdzonych taryf dla odbiorców ko

cowych.

Tabela 3.2.2c. Struktura cen energii elektrycznej w 2005 r. (w euro/MWh)

Typowe

gosp.

domowe*

Opłaty sieciowe (z
wył

czeniem opłat

publicznoprawnych)

18,67

68,71

45,16

46,69

Opłaty
publicznoprawne

Koszt wytworzenia
energii oraz mar

dostawcy

30,65

35,31

36,02

36,92

Podatki

10,85

22,8

17,86

18,39

Cena brutto
euro/MWh

60,1

126,8

99,05

102,00

Ceny wg

redniego rocznego kursu euro za 2005 r. ogłaszanego przez NBP – 4,02 zł/euro.

*Kategoria typowego gospodarstwa domowego jest sztucznie stworzona dla potrzeb
porównawczych – zu

ycie energii przez „typowe gospodarstwo domowe” zostało obliczone

jako iloraz energii sprzedanej gospodarstwom domowym i liczby tych gospodarstw.

ródło: URE

Tabela 3.2.2d. Zu

ycie energii przez typowe gospodarstwo domowe (w kWh)

Rok

2004

2005

Typowe gospodarstwo domowe*

1948,9

1986,4

* obja

nienie jak pod tabel

3.2.2c.

ródło: URE

3.2.3

rodki zapobiegaj

ce nadu

yciu pozycji dominuj

cej na rynku wła

ciwym

Warunkami koniecznymi dla prawidłowego funkcjonowania konkurencji jest dost

p do

informacji oraz przejrzysto

ść

tych informacji.

Reguły rz

ce działalno

wytwórców na rynku hurtowym, w tym zasady przejrzysto

w zakresie publikowania informacji na temat dost

pnych mocy produkcyjnych, okresu od

dokonania zamówienia do jego realizacji oraz przewidywanego poziomu mocy wytwórczy i
zapotrzebowania na nie, nie zmieniły si

w stosunku do 2004 r. Wszystkie informacje

podane w Raporcie Krajowym Prezesa URE 2005 pozostaj

aktualne.

Równie

zasady działania przedsi

biorstw wytwórczych w zakresie sprzeda

y energii

elektrycznej pozostały takie jak w 2004 r. W 2005 r. Prezes URE nie badał struktur
zawieranych kontraktów, lecz jedynie poziom cen sprzeda

y energii elektrycznej na rynku

konkurencyjnym

. W dalszym ci

gu konkurencja na rynku energii elektrycznej jest

Prezes URE do 31 marca ka

dego roku ogłasza

redni

cen

sprzeda

y energii elektrycznej na rynku

konkurencyjnym w poprzednim roku kalendarzowym.

ograniczana, przede wszystkim przez istnienie KDT, w ramach których sprzeda

energii

elektrycznej w 2005 r. osi

ła poziom 31,7% w stosunku do całej sprzedanej energii (w

roku 2004 poziom ten był wy

szy – wynosił 44,5%).

Zasady zakupu energii na potrzeby bilansowania systemu (aukcja jednostronna) tak

e si

nie zmieniły. Regulacyjne usługi systemowe oraz usługa dyspozycyjno

ci jednostek

wytwórczych s

kupowane w ramach umów zawieranych pomi

dzy OSP a uczestnikami

rynku. Proces kontraktowania tych usług, tak jak w 2004 r., odbywał si

w drodze udzielenia

zamówienia publicznego

Struktura nadzoru nad rynkiem energii pozostała taka jak w 2004 r. Sprawuj

go nast

puj

organy administracji rz

dowej:

1. Prezes Urz

du Regulacji Energetyki – podstawowy organ nadzoruj

cy rynek

energii elektrycznej i paliw. Prezes URE realizuje zadania z zakresu gospodarki
paliwami i energi

oraz promowania konkurencji.

2. Prezes Urz

du Ochrony Konkurencji i Konsumentów – wła

ciwy w odniesieniu

do rynku paliw i energii, m.in. w sprawach dotycz

cych kontroli przestrzegania

przez przedsi

biorców przepisów ustawy o ochronie konkurencji i konsumentów,

badania stanu koncentracji gospodarki i zachowa

rynkowych przedsi

biorców,

przeciwdziałania

praktykom

ograniczaj

cym

konkurencj

którymi

porozumienia ograniczaj

ce konkurencj

oraz nadu

ycia pozycji dominuj

cej,

jak równie

w sprawach koncentracji lub podziału przedsi

biorców oraz w

sprawach nakładania kar pieni

ęŜ

nych, w przypadkach przewidzianych ustaw

3. Minister Gospodarki – wła

ciwy w zakresie ogólnego opracowywania

wieloletniej polityki bezpiecze

stwa energetycznego kraju.

4. Minister Skarbu Pa

stwa – wła

ciwy w zakresie nadzoru wła

cicielskiego

i przekształce

własno

ciowych w sektorze elektroenergetycznym.

Funkcjonowanie wirtualnych giełd energii lub innych form obrotu udost

pnionymi mocami

produkcyjnymi

Towarowa Giełda Energii SA

Pierwsze transakcje handlowe zostały zawarte 30 czerwca 2000 r. Od 1 pa

dziernika 2005 r.

na TGE SA rozpocz

ł si

handel prawami maj

tkowymi wynikaj

cymi ze

wiadectw

pochodzenia, wystawianymi przez Prezesa URE dla producentów energii elektrycznej
wytwarzaj

cej energi

w odnawialnych

ródłach energii.

Wirtualne giełdy energii
a) Platforma Obrotu Energi

Elektryczn

– umo

liwia zakup i sprzeda

energii

elektrycznej na okres obejmuj

cy dwa najbli

sze lata. W tym czasie zostaje

udost

pniony zakup i sprzeda

energii elektrycznej na okresy: 1-, 3-, 6- i 12-

miesi

czne oraz tygodniowe i dzienne. Mo

liwe jest równie

uzupełnianie

własnego portfela kontraktami na ka

godzin

doby. Platforma umo

liwia zakup

i sprzeda

energii elektrycznej konwencjonalnej, skojarzonej oraz praw

maj

tkowych wynikaj

cych ze

wiadectw pochodzenia energii odnawialnej.

b) Kantor Energii – prowadzony przez przedsi

biorstwo obrotu energi

, pełni

funkcj

Operatora

Handlowego

ramach

rynku

bilansuj

cego,

jest

elektronicznym systemem handlu energi

elektryczn

w formie notowa

głych

na wszystkie 24 godziny dostawy na „dzie

do przodu” lub „dwa dni do przodu”.

c) e-SPOT – elektroniczna platforma obrotu przeznaczona dla skonsolidowanych

grup zakładów energetycznych, pozwalaj

ca zminimalizowa

niezbilansowanie

grupy i zmaksymalizowa

wolumen obrotu. Umo

liwia wygodne i sprawne

zawieranie transakcji na rynku SPOT.

Stosowne procedury w tym zakresie okre

la ustawa z dnia 29 stycznia 2004 r. – Prawo zamówie

publicznych (Dz. U. z 2004 r. Nr 19, poz. 177, z pó

n. zm.).

Udział energii sprzedawanej przy wykorzystaniu tych giełd nie przekracza próby statystycznej i nie jest
uwzgl

dniany w oficjalnych statystykach.

W odniesieniu do działalno

ci sprzedawców istotne dla prawidłowego funkcjonowania

konkurencji s

– zasada przejrzysto

ci działania i stopie

dost

pno

ci informacji.

Zasada ta jest realizowana poprzez publikacj

informacji, najcz

ęś

ciej w Internecie:

a) strony internetowe spółek obrotu

Strony internetowe spółek zajmuj

cych si

obrotem energi

elektryczn

zawieraj

głównie

informacje o przedsi

biorcy. Kilka z nich prezentuje dodatkowo ofert

szczegółow

, np. z

podziałem na odbiorców hurtowych i detalicznych, i ofert

usług operatora handlowego.

Nieliczne strony zawieraj

formularze kontaktowe.

Natomiast strona internetowa Towarzystwa Obrotu Energi

, organizacji zrzeszaj

cej

spółki obrotu, zawiera aktualne notowania na rynku giełdowym oraz rynku bilansuj

cym,

przedstawia zasad

swobodnego wyboru sprzedawcy energii w uj

ciu historycznym, a tak

prezentuje obecne bariery funkcjonowania wolnego rynku energii w Polsce.

b) strony internetowe spółek dystrybucyjnych

Przedsi

biorstwa sieciowe, zajmuj

ce si

równie

obrotem energi

elektryczn

, najcz

ęś

ciej

nie posiadaj

jeszcze stron internetowych po

conych zagadnieniom wolnego rynku energii.

Przedsi

biorstwa, w których obrót jest prowadzony w ramach tego samego podmiotu, który zajmuje

dystrybucj

, na swoich stronach internetowych koncentruj

na obsłudze klientów taryfowych.

– struktura kontraktów (w tym dopuszczalno

ść

kontraktów długoterminowych

obwarowanych restrykcjami lub klauzulami dotycz

cymi kar pieni

ęŜ

nych nakładanych

w zwi

zku z ich przedterminowym rozwi

zaniem)

Przedsi

biorstwa obrotu prezentuj

swoj

ofert

odbiorcom ko

cowym zazwyczaj w trybie

indywidualnym w oparciu o aktualn

sytuacj

rynkow

. Oferty te obejmuj

produkty

standardowe i budowane s

na okres dostaw zgodnie z wymaganiami partnerów

handlowych.
Nieliczne spółki obrotu niepowi

zane z przedsi

biorstwami dystrybucyjnymi dostarczaj

energi

elektryczn

odbiorcom ko

cowym. Jest to spowodowane mi

dzy innymi

ograniczonymi mo

liwo

ciami konkurowania ze spółkami dystrybucyjnymi oraz brakiem

jednolitej procedury zmiany sprzedawcy). Ceny i inne warunki umów s

dorazowo

negocjowane z kontrahentem i ró

w zale

ci od czasookresu dostaw, odchyle

profilu poboru, aktualnych cen rynku hurtowego i giełdowego, wiarygodno

ci kredytowej

odbiorcy i dotychczasowych do

wiadcze

współpracy z tym odbiorc

. Cena ustalana jest w

wyniku negocjacji konkurencyjnych lub zgodnie z ustaw

o zamówieniach publicznych, o

czym decyduje odbiorca. Niektóre spółki obrotu oferuj

ponadto pomoc przy negocjowaniu

umowy o

wiadczenie usług przesyłowych.

Umowy pomi

dzy spółkami obrotu a ich klientami s

z reguły umowami

krótkoterminowymi, zawieranymi na okres: jednego dnia (kontrakty SPOT), kilku dni,
miesi

c, pół roku lub na czas nieokre

lony. Najcz

ęś

ciej maj

posta

umowy ramowej, w

której zawiera si

dorazowo porozumienie transakcyjne, cho

wyst

puj

umowy

sprzeda

y okre

lonej z góry ilo

ci energii. Wi

kszo

ść

umów zawiera postanowienia

reguluj

ce odpowiedzialno

ść

stron umowy na wypadek niewywi

zania si

lub nienale

ytego

wywi

zania z umowy. Kary umowne stosowane w umowach ramowych maj

charakter

zabezpieczaj

cy strony kontraktu. Okres wypowiedzenia dłu

szych umów ramowych wynosi

najcz

ęś

ciej 3 miesi

ce. Istnieje te

liwo

ść

ich wcze

niejszego rozwi

zania w przypadku

naruszenia umowy przez jedn

ze stron b

w przypadkach wyra

nie wskazanych w

umowie. Niektóre spółki obrotu stosuj

standardowe umowy EFET (European Federation of

Energy Traders). Zastosowane w nich kary umowne b

ce wynikiem przedwczesnego

rozwi

zania umowy maj

jedynie na celu skompensowanie kosztów poniesionych z powodu

zawarcia nowej transakcji – zast

puj

cej transakcj

przedmiotem wcze

niejszego

rozwi

zania umowy przez stron

. Kara umowna jest płacona na rzecz drugiej strony przez

stron

odnosz

korzy

ść

w wyniku przedwczesnego rozwi

zania umowy.

Uregulowanie form płatno

ci za energi

elektryczn

nast

puje ka

dorazowo w umowie.

Spółki obrotu wykazuj

w tym zakresie du

Ŝą

elastyczno

ść

. Rozliczanie nast

puje w okresach

tygodniowych, dekadowych, półmiesi

cznych, a tak

e miesi

cznych lub ustalanych

indywidualnie z ka

dym partnerem handlowym. Płatno

ść

ma najcz

ęś

ciej form

przelewu

bankowego, realizowanego w terminie 14, 21 lub 30 dni od daty wystawienia faktury.

Przedsi

biorstwa obrotu zazwyczaj odpowiadaj

na zapytania ofertowe, prezentuj

swoj

ofert

na stronie internetowej, uczestnicz

w ró

nego rodzaju sympozjach, targach,

czasami przedstawiaj

ofert

w mediach. Najcz

stsz

form

proponowania usług jest

składanie oferty indywidualnemu klientowi.

kszo

ść

spółek obrotu nie widzi potrzeby wdra

ania procedury rozpatrywania skarg

i wniosków. Uwagi klienta s

analizowane indywidualnie, niektóre spółki stosuj

metod

bezpo

redniej opieki nad klientem, umo

liwiaj

rozwi

zywanie problemów na miejscu.

Postanowienia dotycz

ce rozwi

zywania sporów zawiera ka

da umowa. Preferowane s

polubowne metody rozwi

zywania sporów, ewentualnie post

powanie przed s

dem

arbitra

owym, a gdy sprawa sporna nale

y do wła

ciwo

ci Prezesa URE – składany jest

wniosek o wszcz

cie post

powania administracyjnego.

y wpływ na funkcjonowanie rynku energii maj

działania z zakresu polityki

ochrony i promowania konkurencji, podejmowane przez Prezesa UOKiK, zarówno w
sektorze sprzeda

y detalicznej, jak i hurtowej.

Prezes UOKiK wydaje decyzje:

– o uznaniu praktyki za ograniczaj

konkurencj

i nakazuje zaniechanie jej

stosowania,

– o uznaniu praktyki za ograniczaj

konkurencj

i stwierdzaj

zaniechanie jej stosowania,

eli zachowanie rynkowe przedsi

biorcy przestało narusza

zakazy,

– o niestwierdzeniu stosowania praktyki ograniczaj

cej konkurencj

W 2005 r. Prezes UOKiK prowadził 13 post

powa

antymonopolowych przeciwko

podmiotom z sektora elektroenergetycznego w sprawach praktyk ograniczaj

cych

konkurencj

W sektorze elektroenergetycznym, z uwagi na specyfik

rynku, a w szczególno

ci na

istnienie monopolu naturalnego w działalno

ci sieciowej, zdecydowana wi

kszo

ść

post

powa

antymonopolowych dotyczy nadu

ycia pozycji dominuj

cej.

Wydano 7 decyzji stwierdzaj

cych naruszenie przepisów art. 8 ustawy o ochronie

konkurencji i konsumentów poprzez działania polegaj

ce na nadu

ywaniu przez

przedsi

biorstwa energetyczne pozycji dominuj

cej i nało

ono na te przedsi

biorstwa kary

pieni

ęŜ

ne. Jednocze

nie w 3 przypadkach stwierdzono zaniechanie stosowania praktyki

ograniczaj

cej konkurencj

Dwie decyzje spo

ród powy

szych siedmiu, oprócz stwierdzenia nadu

ywania pozycji

dominuj

cej, zawierały równie

rozstrzygni

cia, w których nie stwierdzono stosowania

praktyk ograniczaj

cych konkurencj

Nadu

ywanie pozycji dominuj

cej polegało przede wszystkim na odmowie

wiadczenia

usługi przesyłania gazu ziemnego, na uniemo

liwieniu lub ograniczeniu dost

pu do sieci

wietlenia drogowego, na narzucaniu konsumentom uci

ąŜ

liwych warunków umów

dotycz

cych dostaw gazu ziemnego, na uzale

nianiu zawarcia umowy o przył

czenie do

sieci od spełnienia dodatkowego

wiadczenia, na narzucaniu odbiorcom nieuczciwych cen i

stawek na rynku energii elektrycznej.

W 5 sprawach po przeprowadzeniu post

powa

antymonopolowych Prezes UOKiK

wydał decyzje, w których nie stwierdził stosowania praktyk ograniczaj

cych konkurencj

W 2005 r. toczyło si

tylko jedno post

powanie w sprawie zawarcia porozumienia

ograniczaj

cego konkurencj

, tj. naruszenia przepisów art. 5 ustawy o ochronie konkurencji i

konsumentów. Post

powanie to nie dało podstaw do stwierdzenia stosowania praktyki

ograniczaj

cej konkurencj

W post

powaniu dotycz

cym zgłoszenia zamiaru koncentracji Prezes UOKiK mo

wyda

nast

puj

ce decyzje:

– zgod

na dokonanie koncentracji – je

eli w jej wyniku nie dojdzie do istotnego

ograniczenia konkurencji;

– zgod

warunkowa, je

eli po spełnieniu okre

lonych warunków spełnione zostan

ww.

przesłanki;

– zakaz dokonania koncentracji – je

eli w jej wyniku dojdzie do istotnego ograniczenia

konkurencji, w szczególno

ci przez powstanie lub umocnienie pozycji dominuj

cej na rynku;

– zgod

na dokonanie koncentracji, w wyniku której dojdzie do istotnego ograniczenia

konkurencji, je

eli wydanie zgody jest uzasadnione, a w szczególno

ci:

a) koncentracja przyczyni si

do rozwoju ekonomicznego lub post

pu technicznego,

b) koncentracja mo

e wywrze

pozytywny wpływ na gospodark

narodow

W 2005 r. rozpatrzono 14 wniosków o wydanie zgody na dokonanie koncentracji z

udziałem przedsi

biorstw energetycznych.

We wszystkich przypadkach Prezes UOKiK, w oparciu o art. 17 ustawy o ochronie

konkurencji i konsumentów, wyraził zgod

na koncentracj

przedsi

biorstw, uznał bowiem,

e w wyniku koncentracji nie dojdzie do istotnego ograniczenia konkurencji, w szczególno

przez powstanie lub umocnienie pozycji dominuj

cej.

4. Regulacja i funkcjonowanie rynku gazu ziemnego

4.1. Zagadnienia z zakresu regulacji [artykuł 25(1)]

Regulacja rynku gazu stawia nieco inne wzywania przed Prezesem URE ni

regulacja

przedsi

biorstw działaj

cych na rynku energii elektrycznej. Rynek gazu jest rynkiem

dzynarodowym, ze wzgl

du na uzale

nienie od importu du

ego znaczenia nabieraj

kwestie bezpiecze

stwa dostaw w tym dywersyfikacja

ródeł zaopatrzenia. Kwesti

istotn

jest magazynowanie gazu.

W przypadku rynku gazu du

e znaczenie ma równie

polityka wła

cicielska prowadzona

przez Ministra Skarbu oraz kierunki polityki wyznaczone przez Rz

4.1.1. Zagadnienia ogólne

W 2005r. kontynuowane były prace nad zmianami w sektorze, zgodnie z wytycznymi

Dyrektywy Gazowej 2003/55/WE.
1 lipca 2005 r. nast

piło całkowite rozdzielenie działalno

ci przesyłowej (pełny unbundling)

poprzez wydzielenie ze struktury PGNiG SA podmiotu - Operator Gazoci

gów Przesyłowych

Gaz System Sp. z o.o. (OPG Gaz System Sp. z o.o.), która rozpocz

ła działalno

ść

jako

operator systemu Przesyłowego (OSP) na podstawie decyzji Prezesa URE z 1 lipca 2005 r.
OGP Gaz System Sp. z o.o. pocz

tkowo nale

ał do PGNiG SA, jednak 28 kwietnia 2005 r.

Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy PGNiG SA zadecydowało o przekazaniu w formie
darowizny wszystkich udziałów OGP Gaz System Sp. z o.o. na rzez Skarbu Pa

stwa. Od 5

dziernika 2005 r. OGP Gaz System Sp. z o.o. stała si

jednoosobow

spółk

Skarbu

stwa.

W zakresie dystrybucji gazu nast

piło wyodr

bnienie organizacyjne operatorów sieci

dystrybucyjnych, t.j. w 6 spółkach dystrybucyjnych grupy kapitałowej PGNiG S.A. nast

piła

reorganizacja polegaj

ca na ksi

gowym wyodr

bnieniu działów zajmuj

cych si

działalno

dystrybucyjn

W ramach struktury PGNiG S.A. nast

piło te

wyodr

bnienie działalno

ci magazynowej

W drugiej połowie roku PGNIG S.A. zostało wezwane do wykazania wszystkich pojemno

magazynowych znajduj

cych si

w dyspozycji holdingu oraz do zło

enia wniosku o koncesj

na prowadzenie działalno

ci gospodarczej polegaj

cej na magazynowaniu gazu. Wszystkie

te działania zostały podj

te w celu ustanowienia operatora systemu magazynowego, co

udało si

dopiero w 2006r.

W 2005 roku OSP rozpocz

ł prace nad Instrukcj

Ruchu i Eksploatacji Sieci

Przesyłowej. Dokument ten ma okre

nowe zasady funkcjonowania przedsi

biorstw na

liberalizowanym rynku gazu i przyczyni

do podejmowania przez nie samodzielnych

działa

m.in. przez zawieranie najbardziej korzystnych dla siebie umów na dostawy gazu. Do

ca 2005 r. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej nie została zatwierdzona na

skutek trwaj

cej procedury uzgodnieniowej pomi

dzy Regulatorem a OSP.

Do skorzystania z zasady TPA było uprawnionych w 2005 r. 57 865 podmiotów, stanowi

to 72% otwarcie rynku (tabl.4.1.1.) Z powodu nadal istniej

cych barier m.in.

monopolistycznej struktury sektora, braku opomiarowania, niewystarczaj

cego poziomu

poł

cze

dzysystemowych, braku systemów informatycznych oraz ogranicze

poł

czeniach mi

dzysystemowych,

aden z uprawnionych odbiorców nie skorzystał z

liwo

ci zmiany dostawcy.

Tabela 3.1.1. Etapy otwarcia krajowego rynku gazu

Rok

Kryterium otwarcia (mln m³/rok)

% otwarcia rynku

2004

> 15

31,9

2005

Wszyscy bez gospodarstw domowych

2007

Wszyscy

100*

*od 1 lipca 2007 r.

ródło: URE, PGNiG SA

4.1.2. Zarz

dzanie oraz nominowanie przepustowo

ci poł

cze

dzysystemowych

oraz zasady zarz

dzania ograniczeniami

Od 1 lipca 2005 r., po wyodr

bnieniu ze struktury PGNiG SA przedsi

biorstwa OGP

Gaz-System Sp. z o.o. i wyznaczeniu go operatorem systemu przesyłowego, spółka ta
zajmowała

zarz

dzaniem

oraz

nominowaniem

11)

przepustowo

poł

cze

dzysystemowych. Ze wzgl

du na brak Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej

odbywało si

to na podstawie dwustronnych umów mi

dzy PGNiG SA a OGP Gaz-System

Sp. z o.o.

Poł

czenia mi

dzysystemowe cechował przesył jednokierunkowy: ze wschodu na

zachód). Wszystkie nominacje były zarezerwowane przez PGNiG SA.

Tabela 4.1.2.a Poł

czenia mi

dzysystemowe z operatorami innych systemów

przesyłowych

)

Maksymalna ci

gła zdolno

ść

przesyłowa, jak

operator systemu przesyłowego mo

e zaoferowa

ytkownikom sieci, bior

c pod uwag

integralno

ść

systemu i wymagania eksploatacyjne sieci

przesyłowej.

)

Rodzaje nominacji:

a) miesi

czne i dobowe w cyklu tygodniowym, b) dobowe w cyklu tygodniowym.

ródło: OGP Gaz-System Sp. z o.o.

Nominowanie – deklaracja dotycz

ca wprowadzenia i wyprowadzenia z systemu przesyłowego

danej ilo

ci paliwa gazowego w okre

lonym czasie.

Nazwa

operatora

systemu

Kraj

operatora

Miejsce

poł

czenia

Całkowita

zdolno

ść

przesyłowa*

)

[mln m

/rok]

Rezerwacja

zdolno

przesyłowych na

kontrakty

długoterminowe

[mln m

/rok]

Kierunek

dostaw

Rodzaj

składanych

nominacji**

)

Naftohaz

Ukraina

Drozdowicze

4 800

4 580

Polska

Wysokoje

5 000

2 020

Polska

Biełtransgaz

Białoru

Tietierowka

100

Polska

Lasów

1 000

950

Polska

VNG AG

Niemcy

Kaminnke

Niemcy

Włocławek

2 800

1 580

Polska

EuRoPol

Gaz

Polska

Lwówek

1 100

Polska

Do 30 czerwca 2005 r. ograniczeniami przesyłowymi zarz

dzało PGNiG SA. Od 1 lipca

funkcj

przej

ł OGP Gaz-System Sp. z o.o. jako OSP. Zarz

dzanie ograniczeniami

przesyłowymi w 2005 r. odbywało si

na podstawie instrukcji wewn

trznych operatora.

W zwi

zku z brakiem Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej w przypadku

wyst

powania ogranicze

systemowych operatora systemu przesyłowego obowi

zywały

nast

puj

ce reguły:

−

realizacja nowych umów nie powoduj

ca dla dotychczasowych klientów obni

enia

poziomu bezpiecze

stwa dostaw oraz jako

ci dostarczanego paliwa gazowego ;

−

udost

pnianie wolnej przepustowo

ci wg. kolejno

ci otrzymania kompletnego wniosku o

usług

przesyłania przy zachowaniu zasady pierwsze

stwa dla podmiotów dotychczas

korzystaj

cych z usługi przesyłania;

−

nie zrealizowanie usługi przesyłania na zasadach ci

głych o ile to było mo

liwe,

oferowane na zasadach przerywalnych;

−

w przypadku braku mo

liwo

ci realizacji usługi, proponowanie klientowi (na jego wniosek

)przygotowania informacji o niezb

dnym zakresie rozbudowy sieci i innych elementów

systemu w celu realizacji wnioskowanej usługi.

W tabeli 4.1.2.b zamieszczono informacj

dot. wyst

puj

cych w 2005 r. ogranicze

systemowych i sposobów zapobiegania.

Tabela 4.1.2.b Zarz

dzanie fizycznymi ograniczeniami systemowymi

Miejsce

wyst

powania

Skala ogranicze

Sposób zapobiegania

Obszar
Pomorza
Zachodniego

Brak przepustowo

ci i zwi

zany z

tym brak mo

liwo

ci przył

czenia

nowych punktów wyj

cia oraz

zwi

kszania mocy w istniej

cych na

odcinku Piła – Koszalin – Słupsk
oraz w układzie zasilaj

cym

mieszalnie paliwa gazowego grupy
E i grupy L

, produkuj

ce dla

obszaru Przymorza (Koszalin,
Kołobrzeg) gaz naazotowany grupy
L

(gazoci

g Goleniów – Nowogard

– Gorzysław). Na obszarze braku
przepustowo

ci Piła − Koszalin −

Słupsk brak mocy przesyłowej
oceniono na poziomie 5-8 m

/h.

Planowana rozbudowa układu
przesyłowego Goleniów – Nowogard –
Gorzysław pozwalaj

ca na zwi

kszenie

dostaw gazu oraz rozbudowa gazoci

Włocławek – Gda

sk. Dla odbiorcy

przemysłowego zaproponowano umow

dostawy przerywalne (moc dost

pna

zale

na od sytuacji w systemie

przesyłowym).

ródło: OGP Gaz-System Sp. z o.o.

W poł

czeniach mi

dzysystemowych nie wyst

powały ograniczenia systemowe. Nie

zawierano zatem umów typu „swap”.

Umowa na tranzyt gazu przez terytorium Polski obowi

zuje do ko

ca 2019 r. i jest

prowadzona przez operatora gazoci

gu tranzytowego, spółk

EuRoPol Gaz SA. W 2005 r.

zarezerwowano na tranzyt w kierunku Niemiec zdolno

ść

przesyłow

na 26,8 mld m

gazu.

4.1.3. Prawne obowi

zki przedsi

biorstw przesyłu oraz dystrybucji gazu

OSP

Od 1 lipca 2005 r. operatorem systemu przesyłowego (OSP) na terenie całej Polski jest

OGP Gaz System Sp. z o.o. Jak ju

opisano wy

ej spółka jest własno

Skarbu Pa

stwa

zgodnie (art. 9k PE). Wła

cicielem maj

tku przesyłowego jest zarówno OSP, jak i PGNiG

SA. OSP dysponuje maj

tkiem przesyłowym PGNiG SA, o warto

ci – stan na 7 lipca 2005 r.

– ok. 4.500 mln zł. (wg wyceny metod

WRA – warto

ść

regulowana aktywów) na podstawie

„Umowy leasingu operacyjnego”. Maj

tek własny OSP szacuje si

- stan na 7 lipca 2005 r. -

na ok. 500 mln zł. OSP kreuje odr

bny wizerunek – własne logo, serwis internetowy nie

posiadaj

cy odno

ników do przedsi

biorstw powi

zanych.

OSD

Zgodnie z ustaw

nowelizuj

, od 3 maja 2005 r. zadania operatorów systemów

dystrybucyjnych (OSD) pełni

przedsi

biorstwa, które przed dniem nowelizacji pełniły te

funkcje.

przedsi

biorstwa

zintegrowane

pionowo.

Jednak

zwi

zku

z postanowieniami ww. ustawy, do 31 grudnia 2006 r. OSD maj

rozdzieleni pod

wzgl

dem organizacyjnym, natomiast do dnia 1 lipca 2007 r. OSD maj

wydzieleni pod

wzgl

dem prawnym.

Tabela 4.1.3.a Regulowanie działalno

ci przedsi

biorstw sieciowych

Liczba przedsi

biorstw regulowanych (szt.)

Rok

Przesyłanie

dystrybucja

Opłaty za magazynowanie

(euro/m³)

(1)

2004

(2)

b.d.

2005

(2)

b.d.

(1) W latach 2004-2005 stawki za magazynowanie nie były wyodr

bniane. Koszty magazynowania

pokrywały stawki za przesył.
(2) W tabeli przedstawiono dane odno

nie ilo

ci przedsi

biorstw sieciowych posiadaj

cych koncesje.

Po nowelizacji ustawy – Prawo energetyczne Prezes URE udziela odr

bne koncesje na wykonywanie

działalno

ci w zakresie przesyłanie oraz w zakresie dystrybucji paliw gazowych. W my

l art. 17 ustawy

zmieniaj

cej, koncesje wydane na wykonywanie działalno

ci gospodarczej w zakresie przesyłanie i

dystrybucji paliw gazowych stały si

z dniem wej

cia w

ycie tej ustawy (od 3 maja 2005 r.)

koncesjami na przesyłanie lub koncesjami na dystrybucj

, stosownie do zakresu działalno

wykonywanej przez przedsi

biorstwa energetyczne.

ródło: URE

Taryfy sieciowe

Taryfa przedsi

biorstwa EuRoPol Gaz SA na usługi przesyłania gazu ziemnego

obowi

zuj

ca w 2005 r. zatwierdzona została w połowie grudnia 2004 r. na ni

szym od

poziomu stosowanego w roku 2004 o 4 % oraz ni

szym od poziomu uzgodnionego w

Protokole Dodatkowym do Porozumienia mi

dzy Rz

dem RP a Rz

dem Federacji Rosyjskiej

o budowie systemu gazoci

gów. W taryfie tej ustalone zostały dystansowe stawki opłat

przesyłowych dla trzech punktów odbioru: we Włocławku, Lwówku oraz Mallnow w podziale
na dwa okresy roku taryfowego. Ustalenie ró

nych stawek dla ww. okresów wynikało z faktu

zasadniczo innych kosztów

wiadczenia usługi przesyłowej, jakie Przedsi

biorstwo ponosi

dzie w I i II półroczu 2005 r. oraz ró

nych wielko

ci mocy i ilo

ci gazu obj

tego t

usług

we wskazanych okresach w zwi

zku z przekazaniem do eksploatacji w połowie 2005 r.

dwóch nowych tłoczni gazu. U

rednienie stawki w skali roku powodowałoby, i

w I półroczu

2005 r. wyst

piłby niedobór

rodków, co mogłoby prowadzi

do utraty płynno

ci finansowej

w tym okresie.

Natomiast z odmow

spotkał si

wniosek OGP Gaz - System Sp. z o. o, który

działalno

ść

w zakresie przesyłania paliw gazowych rozpocz

ł 8 lipca 2005 r. Powodem

odmowy zatwierdzenia taryfy OSP było zawy

enie przychodu regulowanego stanowi

cego

podstaw

kalkulacji taryfy poprzez przyj

cie niektórych pozycji kosztów oraz zwrotu

z zaanga

owanego kapitału na poziomie nieakceptowanym przez Prezesa URE, jak równie

niedostosowanie tekstu taryfy do postanowie

PE oraz wła

ciwych aktów wykonawczych .

Zaznaczy

nale

e na mocy postanowie

§ 31 ust. 2 rozporz

dzenia Ministra

Gospodarki i Pracy z dnia 15 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania
i kalkulacji taryf oraz rozlicze

w obrocie paliwami gazowymi (Dz. U. Nr 277, poz. 2750) OSP

- maksymalnie przez okres 9 miesi

cy od dnia rozpocz

cia działalno

ci w zakresie

przesyłania - mógł stosowa

taryf

przedsi

biorstwa, z którego si

wydzielił, tj. z PGNiG S.A.

Ustalenie taryfy za tranzyt gazu oraz taryfy przesyłowej odbywa si

metoda kosztow

Zastosowanie benchmarkingu jest niemo

liwe nie tylko ze wzgl

du na zbyt mał

ilo

ść

podmiotów aby metod

zastosowa

, ale równie

z uwagi na fakt całkowicie

nieporównywalnych warunków ich działania.

Fakt odmowy zatwierdzenia taryfy OSP oraz brak rozporz

dze

wykonawczych do

znowelizowanej ustawy – Prawo energetyczne (tj. rozporz

dzenia w sprawie funkcjonowania

sektora gazowego oraz rozporz

dzenia w sprawie kształtowania i kalkulacji taryf dla paliw

gazowych), która wprowadziła szereg zmian maj

cych wpływ na kształt sektora gazowego,

a w konsekwencji równie

na taryfy ustalane przez przedsi

biorstwa tego sektora był

przyczyn

niezatwierdzenia nowych taryf przedsi

biorstw dystrybucyjnych. Przedsi

biorstwa

te w zakresie dystrybucji stosowały taryfy zatwierdzone we wrze

niu 2003 r. Zmianie uległy

jedynie ceny gazu jako towaru na skutek wzrostu cen hurtowych tych paliw nabywanych od
PGNiG SA.

Rynek hurtowy gazu ziemnego, ze wzgl

du na jego struktur

, nie mo

e by

uznany za

rynek konkurencyjny, wobec czego ceny na tym rynku kształtowane s

decyzjami taryfowymi

Prezesa URE.

Z uwagi na permanentny wzrost cen produktów ropopochodnych od wczesnej wiosny

2004 do pó

nej jesieni 2005 r. odnotowano 70% wzrost kosztu zakupu paliwa gazowego z

importu (w cenach wyra

onych w USD), z dalsz

tendencj

wzrostow

. Wzrost ten był

opó

niony wzgl

dem zmian cen ropopochodnych z uwagi na charakter formuły kontraktowej.

Skutkiem zmiany cen ropopochodnych była trzykrotna w ci

gu 2005 r. korekta cen gazu

w taryfie hurtowej (PGNiG SA), na poziomie skumulowanym ok. 26%. Na znacz

osłabienie dynamiki wzrostu tych cen wzgl

dem kosztu pozyskania dominuj

cej cz

ęś

ci gazu

sprzedawanego odbiorcom wpłyn

ła zmiana kursu PLN wzgl

dem USD; bowiem w 2005 r.

złotówka podlegała istotnemu wzmacnianiu.

Ceny paliw gazowych sprzedawanych przez PGNiG w 2005 r. zmieniały si

trzykrotnie,

z dniem 1 stycznia, 1 lipca i 1 pa

dziernika, aczkolwiek było równie

prowadzone

post

powanie o zatwierdzenie nowych, wy

szych cen z dniem 1 kwietnia 2005 r.

Ostatecznie Przedsi

biorstwo wycofało jednak ten wniosek. Ponadto decyzj

z 14 grudnia

2005 r. została zatwierdzona kolejna podwy

ka cen paliw gazowych, która weszła w

ycie z

dniem 1 stycznia 2006 r.

Dynamika wzrostu taryf dystrybucyjnych była z kolei znacz

co obni

ona wzgl

dem

taryfy hurtowej z uwagi na fakt,

e (od pa

dziernika 2003 r.) nie ulegały zmianie stawki opłat

sieciowych. Ł

czne faktury wystawiane odbiorcom ko

cowym rosły wi

c tym mniej, im

kszy na nich udział miały opłaty dystrybucyjne.

W tabeli przedstawiono oszacowane – w skali kraju –

rednie opłaty sieciowe dla wybranych

grup odbiorców gazu.

Tabela 4.1.3 b

rednie opłaty sieciowe dla wybranych grup odbiorców gazu

I4-1

Jed.

2005

Opłaty
przesyłowe
(bez opłat
publiczo-
prawnych i
podatków)

euro/m³

0,041

0,103

ródło: URE

Przerwy w dostawie gazu

Przepisy ustawy PE oraz aktów wykonawczych do niej zawieraj

regulacje dotycz

dopuszczalnych długo

ci przerw w dostawie gazu oraz wysoko

ci bonifikat w przypadku

przekroczenia dopuszczalnych norm.

Tabela 4.1.3 c Przerwy w dostawach gazu do odbiorców w 2005 r.

awarie

prace planowe

czas trwania w

minutach

liczba odbiorców

wył

czonych

redni czas

trwania awarii w

min/odb

czas trwania w

minutach

liczba odbiorców

wył

czonych

redni czas

trwania przerwy

w min/odb

43 341 809,10

109 571

395,56

79 411 583,60

194 219

408,88

ródło: URE

Bilansowanie

W 2005 r. bilansowanie systemu przesyłowego wykonywał OGP Gaz System Sp. z o.o.

na rzecz PGNiG S.A., na podstawie dwóch umów – umowy o

wiadczenie usługi przesyłowej

i umowy o zarz

dzanie operatywne pojemno

ciami magazynowymi nale

Ŝą

cymi do PGNiG

S.A. Z powodu braku Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej bilansowanie systemu
odbywało si

, podobnie jak w 2004 r., na podstawie uproszczonych procedur zgłaszania

zapotrzebowania u

ytkowników systemu przesyłowego. Na bilans systemu zło

yło si

– zapotrzebowanie na gaz spółek dystrybucyjnych: Spółek Gazownictwa grupy

kapitałowej PGNiG SA oraz innych spółek dystrybucyjnych;

– zapotrzebowanie na gaz du

ych odbiorców zasilanych bezpo

rednio z sieci

przesyłowej wysokiego ci

nienia

–  potrzeby magazynowania gazu i rozbudowy podziemnych magazynów gazu;
–  potrzeby własne OSP;
–  kontrakty eksportowe.

Organ regulacyjny nie zatwierdzał w 2005 r. metodologii bilansowania, która została

zamieszczona w ww. projekcie Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.

4.1.4. Efektywna restrukturyzacja

W zwi

zku z nowelizacj

ustawy – Prawo energetyczne, OSP i OSD b

ce w

strukturze przedsi

biorstwa zintegrowanego pionowo maj

obowi

zek rozdziału prawnego,

organizacyjnego i ksi

gowo

ci, z tym,

e rozdział prawny OSD jest wymagany od dnia

1 lipca 2007 r. Obowi

zek ten nie dotyczy OSD gazowych je

eli liczba odbiorców

przył

czonych do sieci nie jest wi

ksza ni

100 000 i sprzeda

paliw gazowych w ci

gu roku

nie przekracza 100 mln m

Wszystkie przedsi

biorstwa energetyczne maj

obowi

zek rozdziału ksi

gowo

ci i

rozdziału organizacyjnego (OSD najpó

niej do 31 grudnia 2006 r.). Obecnie w odniesieniu

do przedsi

biorstw sieciowych docelowo obowi

zek ten b

dzie miał zasadnicze znaczenie

dla OSD wył

czonych z obowi

zku rozdziału prawnego i organizacyjnego. Dla pozostałych

OSD rozdział prawny prowadził b

dzie nieuchronnie do rozdziału ksi

gowo

ci.

Tabela 4.1.4.a Stopie

unbundlingu w sektorze gazowym

Przesył

Dystrybucja

Odr

bno

ść

prawna – odr

bne siedziby (T/N)

Wyodr

bnienie organizacyjne (T/N)

Odr

bne prowadzenie ksi

g rachunkowych (T/N)

Osobne badanie sprawozda

finansowych (T/N)

Wymóg ogłoszenia sprawozda

finansowych (T/N)

Istnienie zarz

dów spółek, w skład których nie wchodz

członkowie

zarz

dów innych spółek (T/N)

ródło: URE

OSP

W przypadku OSP został wdro

ony nie tylko rozdział prawny ale i rozdział wła

cicielski -

od 28 kwietnia 2005 r. wła

cicielem 100 % OSP jest Skarb Pa

stwa. Spółka ta nie wchodzi

c w skład przedsi

biorstwa zintegrowanego pionowo, tym samym zagwarantowano jej

niezale

ść

od przedsi

biorstw zajmuj

cych si

wydobyciem i obrotem gazem. Siedziba

spółki mie

ci si

w budynku odr

bnym, jedynie Krajowa Dyspozycja Gazu zlokalizowana jest

w wydzielonej cz

ęś

ci budynku zajmowanego równie

przez przedsi

biorstwo zajmuj

ce si

wydobyciem i obrotem gazem (PGNiG SA).

Tabela 4.1.4 b Operatorzy Systemów Przesyłowych (OSP)

Rok

Liczba OSP w kraju (szt.)

Liczba OSP wła

cicielsko

rozdzielonych (szt.)

2004

(1)

2005

(1) w 2004 r. OGP GAZ-SYSTEM Sp. z o.o. pełnił funkcj

operatora – zarz

dzał systemem

przesyłowym

ródło: URE

OSD

W przypadku OSD nast

piło wyodr

bnienie organizacyjne i ksi

gowo

ci. W ramach tych

działa

w spółkach nast

piła szeroko zakrojona reorganizacja polegaj

ca na ksi

gowym

wyodr

bnieniu działów zajmuj

cych si

działalno

dystrybucyjn

. Restrukturyzacja ta

wspomagana jest poprzez opracowane przez spółki Programy zgodno

ci, w których

szczegółowo zostały zapisane reguły współpracy pomi

dzy pozostałymi obszarami

działalno

ci grupy kapitałowej.

Tabela 4.1.4 c Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD)

Rok

2004

2005

Liczba OSD w kraju (szt.)

Liczba OSD prawnie rozdzielonych (szt.)

Zasada dot. 100 000 odbiorców OSD (tak/nie)3

Nie

dotyczy

tak

Liczba OSD obsługuj

cych <100 000 odbiorców

Liczba prawnie rozdzielonych OSD, które posiadaj

własny

maj

tek sieciowy (szt.)

Liczba prawnie rozdzielonych OSD, które nie posiadaj

własnego maj

tku sieciowego (szt.)

Usługi afiliowane (%)

brak

danych

brak danych

(

1)Zasada Dyrektywy 2003/55/WE dotycz

ca niewyodr

bnienia OSD obsługuj

cego mniej ni

100 tys. odbiorców została wprowadzona ustaw

o zmianie ustawy Prawo energetyczne i obowi

zuje

od 3 maja 2005 r. – w 2004 r.

ródło: URE

Tabela 4.1.4 d Udział pracowników zatrudnionych w przedsi

biorstwach sieciowych

(OSP + OSD)

Rok

Udział pracowników zatrudnionych w przedsi

biorstwach sieciowych (%)

2004

66,2

2005

79,0

ródło: URE na podstawie danych ARE oraz sprawozda

spółek sieciowych

4.2. Zagadnienia z zakresu ochrony i promowania konkurencji
[art. 25(1)(h)]

4.2.1 Charakterystyka struktury rynku sprzeda

y hurtowej

Całkowite zu

ycie gazu ziemnego w Polsce w 2005 r. wyniosło 13,8 mld m³ z czego 31

% gazu pochodziło z dostaw krajowych. Dostawcami importowanego gazu s

Rosja,

Niemcy, Norwegia i kraje

rodkowoazjatyckie. Wi

kszo

ść

importu jest realizowana w ramach

długoterminowego kontraktu z Rosj

– w 2005 r. na jego podstawie zakupiono 6,3 mld m³, co

stanowiło 65,4 % całkowitego wolumenu importu. Uzupełniaj

ce dostawy były realizowane

na podstawie mniejszych kontraktów

rednioterminowych lub krótkoterminowych.

Struktura dostaw gazu wg

ródeł pochodzenia w 2005 r. przedstawiała si

nast

puj

co:

a) kontrakt „jamalski” – 6 340,3 mln m³,
b) wydobycie krajowe – 4 318,1 mln m³,
c) pozostały import (Niemcy, Norwegia, Uzbekistan, kraje

rodkowoazjatyckie,

Czechy) – 3 350,3 mln m³,
d) zmiana zapasów w magazynach gazu – (-) 242,3 mln m³
e) inni dostawcy krajowi

– 20,3 mln m³.

Inne

ródła krajowe obejmuj

przedsi

biorstwa zajmuj

ce si

obrotem gazu pochodz

cego od innego

sprzedawcy ni

grupa kapitałowa PGNiG S.A. jak np. Media Odra Warta Sp. z o.o.

Rysunek 4.2.1 Struktura dostaw gazu w 2005 r. (w mln m³)

-2000

2000

4000

6000

8000

10000

12000

import

wydobycie

krajowe

zmiana zapasów

w magazynach

inni dostawcy

krajowi

ródło: URE

Sprzeda

do przedsi

biorstw zajmuj

cych si

obrotem (po

redników) jest prowadzona

głównie przez jedno przedsi

biorstwo – PGNiG SA oraz cz

ęś

ciowo przez spółki

dystrybucyjne. Sprzeda

gazu na rynku hurtowym w 2005 r. wyniosła blisko 8 mld m

, z

czego zaledwie 1,4% zakupiły podmioty inne ni

spółki dystrybucyjne. Sprzeda

spółek

dystrybucyjnych do odbiorców hurtowych wyniosła niespełna 19 mln m

, co stanowi 0,2%

całkowitej ich sprzeda

Tabela 4.2.1a. Opis rynku hurtowego: produkcja, import

Rok

Zapotrzebowanie

Wydobycie

Zdolno

ci importowe [mld m

/rok]

Wielko

ść

koncentracji rynku

Całkowite

ycie

[mld m

]

Szczy-

towe [mln
m

/dob

Całkowite

[mld m

]

Zdolno

ść

[mln

/dob

]

Razem

Zarezer-
wowane

dla tran-

zytu

Zarezer-
wowane

zwi

zku z

kontrak-

tami

długoter-

minowymi

Niezare-
zerwo-
wane

Liczba

przedsi

kontroluj

cych

≥

zdolno

wydobycia i

importu

gazu

Liczba

przedsi

oferuj

cych

≥

ywa-

nego gazu

Udział w

rynku

trzech

najwi

szych

przedsi

obrotu

hurtowego

[%]

2004

13,4

58,3

4,3

14,6

16,4

b.d.

12,0**

4,4

100

2005

13,8

60,7

4,3

14,5

14,8

2,7

7,7

4,5

100

Uwagi: (1) Całkowite zu

ycie = Produkcja + Import – Eksport + Zmiana stanu zapasów gazu

* w odniesieniu do całego rynku hurtowego i detalicznego
** obejmuje równie

zdolno

ci zarezerwowane dla tranzytu

ródło: szacunki URE na podstawie danych PGNiG SA oraz Gaz-System Sp. z o.o.

pozostały import

kontrakt „jamalski”

Usługi tranzytowe nie były

wiadczone dla stron trzecich, mimo

e zdolno

ść

przesyłowa

gazoci

gu tranzytowego nie została w pełni zarezerwowana przez głównych akcjonariuszy

przedsi

biorstwa EuRoPol Gaz SA, tj. firmy PGNiG SA oraz Gazprom.

Tabela 4.2.1b. Opis rynku hurtowego: obrót gazem (w mld m³)

Rok

Obroty rynku

kasowego

Obroty rynku terminowego

Umowy dwustronne nie notowane

na giełdzie (OTC)

2004

b.d.

2005

b.d.

ródło: URE

W 2005 r., podobnie jak w 2004 r., nie była prowadzona wymiana gazu w centrach

handlu gazem (ang. hubs), nie istniała równie

giełda gazu.

Krajowy rynek gazu jest w niskim stopniu zintegrowany z s

siednimi pa

stwami

członkowskimi UE. W 2005 r. całkowite zdolno

ci przesyłowe dwóch poł

cze

z operatorem

niemieckim wynosiły 1 090 mln m

, z czego 994 mln m

zostały zarezerwowane na kontrakty

długoterminowe. Ceny w obrocie mi

dzynarodowym s

negocjowane pomi

dzy stronami.

W 2005 r. OSP prowadził prace nad narz

dziami pozwalaj

cymi na udost

pnienie na

stronach OSP u

ytkownikom systemu informacji dotycz

cych systemu przesyłowego. W

trakcie opracowywania znajdował si

schemat sieci z zaznaczonymi punktami „wej

cia” i

„wyj

cia” z systemu. Nie były natomiast publikowane dane dotycz

ce dost

pnych mocy

przesyłowych w imporcie i eksporcie oraz w przesyle krajowym.
OSP zadeklarował,

e docelowa forma i zakres prezentowanych informacji zostan

okre

lone zgodnie z rozporz

dzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady odno

nie warunków

dost

pu do gazowych sieci przesyłowych, które wejdzie w

ycie w 2006 r.

4.2.2. Charakterystyka rynku sprzeda

y detalicznej

Sprzeda

detaliczna na rynku gazu w Polsce w 2005 r. wyniosła prawie 13,4 mld m

3,6% wi

cej ni

w 2004 r.) i prowadzona była przez przedsi

biorstwa skupione w grupie

kapitałowej PGNiG SA. (całkowite zu

ycie w Polsce wyniosło 13,8 mld m

– ró

nica 0,4 mld

pomi

dzy całkowitym zu

yciem a sprzeda

Ŝą

detaliczn

wynika z tego,

e w danych

w tabeli 4.2.2a nie jest uwzgl

dniona sprzeda

spółek zajmuj

cych si

obrotem gazem,

spoza grupy kapitałowej PGNiG SA, a ponad to wynika to z ró

nic bilansowych oraz zu

ycia

na własnego urz

dze

gazowniczych). Dane PGNiG SA wskazuj

e 41,8% gazu

sprzedawanego na polskim rynku trafiło do odbiorców (głównie przemysłowych)
bezpo

rednio z krajowego systemu przesyłowego lub ze złó

. Ponadto, PGNiG SA

sprzedawało do OSP gaz na potrzeby własne operatora i potrzeby bilansowania systemu.
Pozostały gaz był sprzedawany z systemu dystrybucyjnego poprzez spółki dystrybucyjne
zale

ne od PGNiG SA. Sprzeda

gazu do odbiorców w gospodarstwach domowych odbywa

w cało

ci z systemu dystrybucyjnego.

Struktura rynku detalicznego w 2005 r. nie odbiegała od struktury rynku z roku poprzedniego
– została przedstawiona w tabeli 4.2.2a.

Tabela 4.2.2a. Struktura rynku detalicznego w 2005 r. (w mln m³)

Wyszczególnienie

Sprzeda

grupy
kapitałowej
PGNiG SA

W tym:

Sprzeda

z systemu i

bezpo

rednio ze złó

Sprzeda

Spółek

Gazownictwa

RAZEM

13 350,4

5 584,0

7 766,4

1. Przemysł, w tym:

8 041,3

5 423,6

2 617,7

Zakłady azotowe

2 455,1

0,0

Elektrociepłownie

1 133,7

1 118,6

15,1

Ciepłownie

288,9

23,7

265,2

Inni

redni odbiorcy (o zu

yciu

od 1 do 25 mln m³/rok)

1 937,8

480,6

1 457,2

Inni duzi odbiorcy (o zu

yciu

od 1 do 25 mln m³/rok)

1 483,7

1 329,1

154,6

Pozostali

742,1

16,5

725,6

2. Handel i usługi

1 445,0

31,0

1 414,0

Mali odbiorcy (o zu

yciu 1 mln m³ rok i

poni

1 208,5

4,6

1 203,9

redni odbiorcy (o zu

yciu od 1 do 25

mln m³/rok)

236,5

26,4

210,1

3. Gospodarstwa domowe

3 734,7

0,0

3 734,7

4. Eksport

41,8

0,0

5.OGP Gaz System

87,6

0,0

% udział w sprzeda

100

41,8

58,2

1. Przemysł, w tym:

60,2

40,6

19,6

Zakłady azotowe

18,4

Elektrociepłownie

8,5

8,4

0,1

Ciepłownie

2,2

0,2

Inni

redni odbiorcy (o zu

yciu

od 1 do 25 mln m³/rok)

14,5

3,6

10,9

Inni duzi odbiorcy (o zu

yciu

od 1 do 25 mln m³/rok)

11,1

1,2

Pozostali

5,6

0,1

5,4

2. Handel i usługi

10,8

0,2

10,6

Mali odbiorcy (o zu

yciu 1 mln m³ rok i

poni

9,1

redni odbiorcy (o zu

yciu

od 1 do 25 mln m³/rok)

1,8

0,2

1,6

3. Gospodarstwa domowe

28,0

4. Eksport

0,3

5. OGP Gaz System Sp. zo.o.

0,7

ródło: URE na podstawie danych PGNiG SA oraz spółek gazownictwa

Rynek detaliczny w Polsce jest silnie skoncentrowany. 7 przedsi

biorstw skupionych w

jednej grupie kapitałowej PGNiG SA posiadało udział w rynku wi

kszy ni

5% . Nale

równie

zwróci

uwag

na fakt,

e ze wzgl

du na specyfik

działalno

ci spółek

dystrybucyjnych (na obszarze swego działania s

one praktycznie jedynym sprzedawc

gazu), rynek detaliczny dzieli si

na lokalne rynki monopolistyczne. Natomiast PGNiG SA

prowadzi sprzeda

z systemu i bezpo

rednio ze złó

, jest ona skierowana głównie do

odbiorców

przemysłowych.

Dlatego

obliczanie

udziału

trzech

najwi

kszych

przedsi

biorstw w sprzeda

y do poszczególnych grup odbiorców jest bezzasadne, bowiem

uzyskane wska

niki nie b

odzwierciedlały faktycznej struktury rynku.

Tabela 4.2.2b. przedstawia rozwój detalicznego rynku gazu.

Tabela 4.2.2b. Rozwój rynku detalicznego

Procentowy udział w rynku trzech najwi

kszych

przedsi

biorstw* w dostawach dla:

Roczna warto

ść

współczynnika zmiany (%)

wg punktów pomiarowych

wg wolumenu

Rok

Liczba

przedsi

b.,

których udział

w obrotach

rynku

detalicznego

≥

Liczba

przedsi

całkowicie

niezale

nych

(od przedsi

sieciowych)

Elektro-

ciepłowni i

ciepłowni

ych

odbiorców

przemy-

słowych, w

tym

zakładów

azotowych

rednich i

pozostałych

odbiorców

przemy-
słowych

Małych i

rednich

odbiorców z

sektora

handlu i

usług oraz

odb. dom.

ych

odbiorcó

w przem.

rednich

odbiorcó

w przem.

małych

przed-

b. i

odbior-

ców dom.

ych

odbior.
przem.

rednich

odbior.
przem.

małych

przedsi

b. i

odbior.

dom.

odbior.

zmie-

niaj

cych

warunki

kontrak-

towe

2004

b.d.

2005

b.d.

wszystkie przedsi

biorstwa nale

Ŝą

do grupy kapitałowej PGNiG SA

ródło: opracowanie URE na podstawie danych PGNiG SA oraz spółek gazownictwa.

Procedura zmiany sprzedawcy zostanie zawarta w kodeksach sieci dystrybucyjnych. Ich

powstanie i zatwierdzenie jest uzale

nione od uprzedniego zatwierdzenia IRiESP. W 2005 r.

aden z odbiorców uprawnionych nie skorzystał z zasady TPA. Ze wzgl

du na specyfik

rynku detalicznego nie jest mo

liwa miarodajna ocena wpływu kontraktów długoterminowych

na rynek detaliczny.

Tabela 4.2.2.c Struktura cen gazu w latach 2004 - 2005 r. (w euro/m

)

I4-1

Typowy

odbiorca

domowy*

Wart.

kal. dla

kraju

[MJ/m³]

2004

2005

2004

2005

2004

2005

2004

2005

Opłaty
przesyłowe
(bez opłat
publiczno-
prawnych i
podatków)

0,0367 0,0414 0,0919 0,1036 0,1036 0,1036 0,0961 0,1081

Opłaty
publiczno-
prawne
(narzuty)

- - - - - -

Podatki

0,0081

0,0091

0,0202

0,0916

0,0227

0,0202

0,0211

0,0237

Razem
przesył

0,0448

0,0505

0,1121

0,1952

0,1263

0,1238

0,1172

0,1318

Opłaty za
gaz

0,1033 0,1322 0,1102 0,1406 0,1156 0,1303 0,1345 0,1686

Podatki

0,0227 0,0291 0,0273 0,0309 0,0254 0,0323 0,0296 0,0371

Razem gaz

0,1260 0,1614 0,1375 0,1715 0,1410 0,1626 0,1641 0,2057

Dostawa
gazu

0,1401 0,1737 0,2022 0,2443 0,2076 0,2504 0,2306 0,2768

Podatki

0,0308 0,0382 0,0444 0,0537 0,0456 0,0551 0,0507 0,0608

Razem
dostawa

39,5

0,1709 0,2119 0,2466 0,2980 0,2532 0,3055 0,2813 0,3376

Uwaga:
Taryfy dla Spółek Dystrybucyjnych podlegaj

zatwierdzeniu przez Prezesa URE.

Ceny zostały obliczone wg

redniego rocznego kursy ogłaszanego przez NBP

2004 r. 1 euro = 4,53 zł
2005 r. 1 euro = 4,02 zł
*Kategoria typowego gospodarstwa domowego jest sztucznie stworzona dla potrzeb porównawczych
– zu

ycie gazu przez „typowe gospodarstwo domowe” zostało obliczone jako iloraz gazu sprzedanego

gospodarstwom domowym i liczby tych gospodarstw.

Tabela 4.2.2d. Zu

ycie gazu przez typowe gospodarstwo domowe (w m³)

Rok

2004

2005

Typowe gospodarstwo domowe*

569

576

* obja

nienie jak pod tabel

3.2.2c.

ródło: URE

5 Bezpiecze

stwo dostaw

5.1. Energia elektryczna [Artykuł 4]

Charakterystyka rynku - bezpiecze

stwo dostaw.

Bezpiecze

stwo energetyczne zale

y od wielu elementów: zapotrzebowania

szczytowego oraz mo

liwo

ci jego zaspokojenia, struktury zu

ycia paliwa pierwotnego

(w tym uzale

nienia od importu), budowy nowych mocy wytwórczych.

Tabela 5.1.a Zapotrzebowanie na moc

Rok

Popyt szczytowy (GW)

Moce

dost

pne

(dyspozycyjne) GW

2004

23,11

27,98

2005

23,48

27,80

Planowane

2006

24,10

28,30

2007

24,30

28,54

2008

24,50

28,49

ródło PSE – Operator SA

W zakresie budowy nowych

ródeł wytwórczych nale

y wskaza

e Prezes URE udzielił

do maja 2006 r. 19 promes koncesji na wykonywanie działalno

ci w zakresie wytwarzania

energii elektrycznej w

ródłach odnawialnych, których ł

czna moc zainstalowana wynosi

dzie 320,793 MW, promes

koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w elektrowni

wodnej o mocy 3 MW nie zaliczanej do OZE oraz promes

koncesji na wytwarzanie energii

elektrycznej pochodz

cej ze spalania w

gla brunatnego w

ródle o mocy zainstalowanej

460 MW. Jednak

e wobec braku ustawowego obowi

zku wcze

niejszego uzyskiwania

promes koncesji nale

y si

liczy

e dane dotycz

ce ilo

ci wydanych promes nie mog

stanowi

wiarygodnych informacji o inwestycjach w nowe moce wytwórcze.

Niezale

nie od powy

szego nale

y wskaza

e Prezes URE zgodnie z art. 16a ustawy

– Prawo energetyczne, po stwierdzeniu przez Ministra Gospodarki,

e istniej

ce i b

w trakcie budowy moce wytwórcze energii elektrycznej nie zapewniaj

długookresowego

bezpiecze

stwa dostaw tej energii, ogłasza, organizuje i przeprowadza przetarg na budow

nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej. Przy wyborze oferty na budow

nowych

mocy Prezes URE kieruje si

polityk

energetyczna pa

stwa;

bezpiecze

stwem systemu elektroenergetycznego;

wymaganiami dotycz

cymi ochrony zdrowia i

rodowiska oraz bezpiecze

stwa

publicznego;

efektywno

energetyczn

i ekonomiczn

przedsi

wzi

cia;

lokalizacj

budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej;

rodzajem paliw przeznaczonych do wykorzystania w nowych mocach wytwórczych
energii elektrycznej.

Obecnie, na rynku polskim dominuje produkcja energii elektrycznej przy wykorzystaniu

dost

pnych na terenie Polski pierwotnych

ródeł energii – w

gla kamiennego 60,6% i

brunatnego 35%.
Struktura zu

ycia paliw podstawowych do produkcji energii elektrycznej w 2005 r.

przedstawia si

nast

puj

co:

Niniejszy rozdział mo

e zawiera

odniesienia do stosownych projekcji rynkowych OSP

Tabela 5.1 b Produkcja energii elektrycznej w latach 2004 - 2005 r.

Produkcja energii

elektrycznej w MWh

Struktura w %

Paliwo

2004

2005

2004

2005

giel kamienny

93 805,6

93 471,8

60,85

59,56

gaz

3 491,4

3 174,6

2,26

2,02

giel brunatny

52 159,3

54 865,4

33,83

34,96

woda*

3 690,6

3 777,7

2,39

2,41

pozostałe OZE

761,2

871,4

0,49

0,56

współspalanie

251,3

777,0

0,16

0,50

Razem

154 159,4

156 937,9

100,00

* ł

cznie z członami szczytowo-pompowymi w elektrowniach wodnych

Struktura produkcji energii elektrycznej w 2004 r.

Struktura produkcji energii elektrycznej w 2005 r.

ródło: URE na podstawie danych ARE

woda*

2,4%

pozostałe OZE

0,5%

współspalanie

0,2%

giel brunatny

33,8%

gaz

2,3%

giel

kamienny

60,8%

giel

kamienny

59,6%

gaz

2,0%

giel brunatny

35,0%

współspalanie

0,5%

pozostałe OZE

0,6%

woda*

2,4%

Do przedsi

wzi

ęć

realizowanych przez OSP w 2005 r. maj

cych wpływ na mo

liwo

ść

rzeczywistej wymiany mi

dzysystemowej nale

y budowa linii 400 kV Tarnów-Krosno

Iskrzynia

(inwestycja

zako

czona)

oraz

modernizacja

stacji

elektroenergetycznej

400/220/110 kV Mikołowa, a tak

e przedsi

wzi

cie o nazwie „Poprawa stanu technicznego

linii 400 kV Krosno-Lemesany”.

OSP planuje równie

(do realizacji po 2010 r.) inwestycje w zakresie rozbudowy poł

cze

synchronicznych z systemem niemieckim i słowackim oraz budowy nowych poł

cze

z systemem litewskim i ukrai

skim, maj

ce na celu zwi

kszenie zdolno

ci przesyłowych

w wymianie mi

dzynarodowej.

II.

W ramach działalno

ci inwestycyjnej w 2005 r. OSP zako

czył całkowicie lub zako

czył

etapy m.in. nast

puj

cych zada

inwestycyjnych, których realizacja powinna przyczyni

do poprawy bezpiecze

stwa dostaw energii elektrycznej:

budowa linii 400 kV Tarnów-Krosno – linia została uruchomiona pod koniec roku;

zakup rozdzielni 220 kV SE Blachownia;

modernizacja stacji 400/220/110 kV Mikołowa,

modernizacja stacji 220/110 kV Gda

sk I – prace modernizacyjne zostały zako

czone

w czerwcu 2005 r.;

modernizacja stacji 220/110 kV Ło

nice - pod koniec roku stacja została wł

czona do

KSE i przekazana do eksploatacji;

program bezpiecze

stwa pracy sieci elektroenergetycznej w zakresie modernizacji

autotransformatora 220/110 kV ze stacji Połaniec i wymiany wył

czników 220 kV

w stacji Wielopole;

modernizacja populacji transformatorów 220/110 kV – zamontowano, dokonano
odbioru ko

cowego i uruchomiono autotransformatory 220/110 kV w stacjach: Aniołów,

Wrzosowa, Grudzi

dz–W

growo, Mory i Mokre (zadanie cz

ęś

ciowo zako

czone);

wymiana izolacji VKLS w rozdzielni 220/110 kV Lubocza;

zainstalowanie oraz uzupełnienie układów LRW w stacjach NN.

OSP w 2005 r. prowadził równie

prace zwi

zane z przygotowaniem nowych inwestycji

w zakresie:

rozbudowy i modernizacji w

zła centralnego, w tym m.in. budowy nowych poł

cze

liniowych

•

budowa linii 400 kV Kromolice-P

tnów,

•

budowa linii 400 kV Plewiska-P

tnów-Sochaczew-Mo

ciska,

•

budowa linii 400 kV P

tnów-Jasiniec-Grudzi

dz,

•

budowa półpier

cienia południowego wokół Warszawy,

rozbudowy i modernizacji podsystemu

skiego, w tym m.in. budowy nowych poł

cze

liniowych

•

budowa poł

czenia 400 kV od stacji 400/110 kV Pasikurowice do istniej

cej

linii 220 kV

wiebodzice-Klecina,

rozbudowy i modernizacji systemu północno-zachodniego, w tym m.in. budowy nowych
poł

cze

liniowych

•

budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Bydgoszcz Zachód,

•

budowa linii 400 kV Plewiska-Piła Krzewina-

ydowo-Dunowo,

•

budowa linii 400 kV E.łk-Narew,

•

budowa linii 400 kV Ostroł

ka-Olsztyn I,

•

budowa linii 400 kV Ostroł

ka-Ełk,

•

budowa linii 400 kV Narew-Ostroł

ka,

•

budowa linii 400 kV od stacji 400/110 kV Czarna do stacji 220/110 kV
Polkowice,

•

budowa linii wielotorowej 400 i 220 kV Byczyna-Bieru

-Czeczot-Moszczenica-

Wielopole.

D. poł

czenia z Litw

– obecnie brak jest planów budowy poł

cze

(interktonektorów) z

systemem litewskim.
Realizowane przez OSP działania inwestycyjne w zakresie krajowej sieci przesyłowej słu

Ŝą

realizacji dwóch podstawowych celów: zapewnieniu bezpiecze

stwa dostaw energii

elektrycznej i zwi

kszaniu swobody handlu energi

elektryczn

, w tym tak

e na wspólnym

rynku (poł

czenia mi

dzysystemowe). OSP podejmuje decyzje inwestycyjne na podstawie

prowadzonych cyklicznie analiz i ocen kryteriów technicznych, dotycz

cych przede

wszystkim niezawodno

ci i jako

ci dostaw oraz ocen efektywno

ci planowanych

przedsi

wzi

ęć

Zadania inwestycyjne uwzgl

dniane s

w planie rozwoju krajowej sieci przesyłowej.

Projekt planu rozwoju opracowany przez OSP na lata 2005 – 2009 na podstawie
przeprowadzonych analiz, podlega uzgodnieniu z Prezesem URE. Koszty wynikaj

ce z

inwestycji przedstawionych w uzgodnionym projekcie planu s

podstaw

do uwzgl

dniania

ich jako element kosztów uzasadnionych, przyj

tych do kalkulacji taryfy przesyłowej OSP.

5.2. Gaz [Artykuł 5]

Charakterystyka rynku – bezpiecze

stwo dostaw.

W chwili obecnej PGNiG S.A. importuje gaz w ramach wymienionych poni

ej umów i

kontraktów, tj. długoterminowego kontraktu importowego z Rosji oraz trzech kontraktów

rednioterminowych na dostawy odpowiednio z krajów Azji

rodkowej, Norwegii oraz

Niemiec:

•

wieloletniego kontraktu na dostawy gazu rosyjskiego z dnia 25 wrze

nia 1996 r. z

Gazexport, obowi

zuj

cego do 2022 r.,

•

umowy na import gazu niemieckiego z dnia 15 wrze

nia 2004 r. z VNG-

Verbundnetz GAS AG/E.ON Ruhrgas AG, obowi

zuj

cego do dnia 30 wrze

nia

2008 r.

•

umowy na import gazu norweskiego z dnia 5 maja 1999 r. ze Statoil ASA, Norsk

Hydro Produksjon AS oraz Total E&P Norge AS, obowi

zuj

cej do dnia 30

wrze

nia 2006 r.

•

umowy na import gazu

rodkowoazjatyckiego z dnia 10 sierpnia 2005 r. z

RosUkrEnergo AG, w ilo

ci 3,4 mld m³ gazu obowi

zuj

cej do dnia 31 grudnia

2006 r.

W tabeli przedstawiono syntetyczne uj

cie wielu aspektów obecnego i prognozowanego

stanu bezpiecze

stwa w gazownictwie.

Tabela 5.2 Bezpiecze

stwo dostaw gazu ziemnego (prognoza na lata 2006-2008)

Zdolno

ci importowe

[mld m³]

Nowe inwestycje w zakresie

przesyłu [mld m³]

Rok

Całkowite

ycie gazu

[mld m³]

Wydobycie

krajowe

[mld m³]

krajowe tranzytowe

zatwierdzone

w trakcie

budowy

2005

13,8

4,3

10,9

3,9

b.d

2006*

15,4

5,0

10,9

3,9

b.d

2007*

16,4

b.d

10,9

3,9

b.d

2008*

17,3

5,5

10,9

3,9

b.d

* szacunkowo

ródło: OPG Gaz –System Sp. z o.o., PGNiG S.A

Rozporz

dzenie Rady Ministrów z dnia 24 pa

dziernika 2000 r. (Dz. U. Nr 95, poz.

1042) w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji i dostaw gazu z zagranicy, nakłada
obowi

zek przestrzegania przepisów o dywersyfikacji

ródeł gazu na przedsi

biorstwa

energetyczne, którym b

wydawane koncesje na prowadzenie działalno

ci gospodarczej

w zakresie obrotu hurtowego gazem ziemnym z zagranic

. Stosownie do postanowie

art.

32 ust. 2 ustawy – Prawo energetyczne, koncesji wymaga wykonywanie działalno

gospodarczej w zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranic

, przy czym koncesje te s

wydawane

uwzgl

dnieniem

dywersyfikacji

ródeł

gazu

oraz

bezpiecze

stwa

energetycznego. W zwi

zku z tymi zapisami ustawowymi, w koncesjach na obrót gazem

ziemnym z zagranic

udzielanych przez Prezesa URE zamieszczony został warunek

przypominaj

cy koncesjonariuszowi o obowi

zku dywersyfikacji

ródeł gazu.

Nale

y jednocze

nie zauwa

e w 2005 r. rozpocz

ł si

okres obowi

zywania

nowego progu maksymalnego udziału gazu importowanego z jednego

ródła. W latach

2005-2009

maksymalny udział procentowy zakupu gazu z jednego

ródła ma wynosi

72%.

Zatem informacja dotycz

ca rzeczywistego poziomu wska

nika dywersyfikacji, zakupów

dokonywanych przez podmioty posiadaj

ce koncesj

na obrót gazem ziemnym z zagranic

dzie znana po uzyskaniu od tych przedsi

biorców informacji dotycz

cych wielko

zakupów gazu ziemnego z zagranicy w 2005 r., co nast

piło na pocz

tku 2006 r.

W przypadku działalno

ci przedsi

biorstw sieciowych istotnym

ródłem p

zyskania

informacji o stanie infrastruktury sieciowej i planowanych przez te przedsi

biorstwa

inwestycjach s

projekty planów rozwoju sporz

dzane zgodnie z wymogami okre

lonymi

w art. 16 ustawy – Prawo energetyczne. Plany te oraz wszelkie istotne zmiany wprowadzone
do tych planów s

uzgadniane przez Prezesa URE.

OSP sporz

dził pierwszy plan rozwoju na lata 2006 – 2008, w oparciu o który b

dzie

realizował rozbudow

i budow

sieci przesyłowej w skali całego kraju, zarówno na maj

tku

cym jego własno

, jak i maj

tku leasingowanym od PGNiG SA.

Inwestycje planowane w przyszło

ci – poł

czenia mi

dzysystemowe (interkonektory)

•

Budowa interkonektora gazowniczego Polska – Czechy

Projekt obejmuje budow

gazoci

gu ł

cego systemy gazownicze Polski i Czech w

rejonie: Cieszyn – Ostrawa oraz rozbudow

i modernizacj

gazoci

gów relacji Cieszyn –

cim – Cz

stochowa – Piotrków Trybunalski wraz z obiektami umo

liwiaj

cymi

zapewnienie wymaganych parametrów przesyłu oraz rozdziału gazu. Realizacja projektu
pozwoliłaby na poł

czenie z czeskimi gazoci

gami tranzytowymi do Europy Zachodniej,

ponadto stanowiłoby dodatkowe

ródło zaopatrzenia Polski z hubu w Baumgartem.

Zrealizowana inwestycja stanowiłaby element magistrali gazowej północ – południe ł

cej

systemy przesyłowe krajów Regionu Bałtyckiego z systemem polskim, czeskim i dalej z
hubem w Baumgartem

•

Budowa interkonektora gazowniczego Polska – Niemcy (rejon Zgorzelca)

Projekt obejmuje rozbudow

systemu przesyłowego gazu pomi

dzy Polska i Niemcami

w rejonie Zgorzelca, w tym: rozbudow

punktu zdawczo-odbiorczego Lasów oraz

gazoci

gów relacji Lasów – Wrocław – PMG Wierzchowice. Realizacja projektu pozwoliłaby

na zwi

kszenie przepustowo

ci w punktach importowych. Ponadto uzyskana w wyniku

realizacji projektu infrastruktura przesyłowa umo

liwiłaby wł

czenie magazynu gazu w

WIerzchosławicach w mi

dzynarodowy system przesyłu gazu w roli euromagazynu.

•

Budowa interkonektora gazowniczego Polska – Litwa

Projekt dotyczy budowy gazoci

gu od systemowego w

zła Rembelszczyzna, poprzez

Pojezierze Mazurskie, Suwalszczyzn

oraz odcinek gazoci

gu w południowo-zachodniej

ęś

ci Litwy umo

liwiaj

cego spi

cie systemów gazowych. Realizacja projektu pozwoliłaby

na stworzenie regionalnego systemu przesyłowego z krajami Regionu Bałtyckiego
(magistrala północ – południe). Ponadto budowa tego gazoci

gu pozwoliłaby na rozwój

gazyfikacji północno-wschodniej cz

ęś

ci Polski oraz przestawienie sieci dystrybucyjnych w

miastach regionu z propanu na gaz ziemny wysokometanowy.

•

Budowa interkonektora gazowniczego Polska - Słowacja

Projekt obejmuje budow

gazoci

gu ł

cego systemy gazownicze Polski i Słowacji, w

rejonie Jarosławia w kierunku południowym przez magazyn gazu w Strachocinie, granic

stwa do poł

czenia z systemem Słowackim w rejonie Koszyc. Realizacja projektu

pozwoli na poł

czenie systemu przesyłowego Polski z systemem słowackim, który

stanowiłby uzupełniaj

ródło zaopatrzenia Polski w gaz, w zwi

zku z potrzeb

zwi

kszenia przepustowo

ci w punktach importowych. Projekt umo

liwiłby równie

wł

czenie polskich magazynów gazu ziemnego w europejski system transportu gazu, dla

którego mogłyby stanowi

zabezpieczenie ci

gło

ci przesyłu gazu do Europy w przypadku

awarii na odcinku do Słowacji.

W przypadku polskiego sytemu przesyłowego najistotniejsze inwestycje obecnie

realizowane przez OSP i zarazem wa

ne z punktu widzenia funkcjonowania cało

ci systemu

nale

y wskaza

•

Gazoci

g Włocławek-Gdynia.

•

Gazoci

g Czeszów-Wrocław.

•

Gazoci

g Nowogard-Płoty-Karlino-Koszalin.

•

Gazoci

g Lubliniec-Cz

stochowa.

•

Gazoci

g Mory-Piotrków Tryb.-Cz

stochowa.

Ponadto OSP planuje po roku 2008 nowe inwestycje w zakresie rozbudowy

infrastruktury, maj

ce na celu zwi

kszenie mo

liwo

ci przesyłowych systemu oraz eliminacj

tzw. „w

skich gardeł”:

•

Gazoci

Jarosław-Głuchów,

celu

wzmocnienia

południowej

magistrali

przesyłowej.

•

Gazoci

g Pogórska Wola-Tworze

, w celu wzmocnienia południowej magistrali

przesyłowej.

•

Gazoci

g Koszalin-Wiczlino wraz z poł

czeniem w w

ęź

le Wiczlino z budowanym

obecnie gazoci

giem Włocławek-Gdynia, w celu wzmocnienia układu dostaw gazu

w rejonie pasa nadmorskiego.

•

Gazoci

g Odolanów-Gorzów Wielkopolski, w celu wzmocnienia magistrali

przesyłowej w kierunku Polic.

•

Gazoci

g Odolanów-Wydartowo (Mogilno), w celu operatywnego poł

czenia PMG

Wierzchowice z PMG Mogilno i SGT (polskim odcinkiem gazoci

gu tranzytowego

Jamał- Europa).

•

Gazoci

g Meszcze-Wronów-Odolanów, w celu poprawy operatywnego zarz

dzania

strumieniami gazu w systemie.

•

Gazoci

g Rembelszczyzna-Huta-Mory, w celu wzmocnienia układu dostaw gazu

w rejonie Warszawy.

•

Gazoci

g Wierzchowo-Bonin, w celu poprawy dostaw gazu do rejonu Pomorza

(Sławno, Słupsk, Ustka).

•

Gazoci

g Kiełczów-Ołtaszyn, w celu poprawy zasilania w gaz Dolnego

ska.

Rola organu regulacyjnego w kontek

cie:

•

Instytucji sprzedawcy z urz

du.Procedura jego wyłaniania zostanie rozpocz

ta 1 lipca

2007 r., tj. z dniem uzyskania przez wszystkich odbiorców statusu odbiorców
uprawnionych

. Do tego czasu powszechno

ść

wiadczenia usług publicznych

zostanie zagwarantowana na mocy, okre

lonych w udzielonej koncesji, warunków

Wybór sprzedawcy z urz

du odb

dzie si

w drodze przetargu, organizowanego i prowadzonego przez Prezesa

URE

prowadzenia działalno

ci przy jednoczesnym utrzymaniu dotychczasowej taryfy dla

paliw gazowych.

•

Mechanizmów wsparcia zdolno

ci importowych. Przedsi

biorstwa energetyczne

zajmuj

przesyłaniem

lub

dystrybucj

paliw

gazowych,

czy

tez

magazynowaniem paliw gazowych s

zobowi

zane zapewni

wszystkim odbiorcom

(od dnia 1 lipca 2007 r. równie

odbiorcom w gospodarstwie domowym) oraz

przedsi

biorstwom zajmuj

cym si

sprzeda

Ŝą

paliw gazowych na zasadzie

równoprawnego traktowania,

wiadczenie usług przesyłania lub dystrybucji oraz

usług magazynowania paliw gazowych. Jednak

e przepisy ustawy dopuszczaj

sytuacje, w których mo

liwe jest zwolnienie przedsi

biorstwa energetycznego z

obowi

zku

wiadczenia tego rodzaju usług. Zgodnie bowiem z art. 4i ustawy – Prawo

energetyczne

Prezes

URE,

uzasadniony

wniosek

zainteresowanego

przedsi

biorstwa energetycznego, mo

e zwolni

takie przedsi

biorstwo z

obowi

zków

wiadczenia usług w okre

lonym zakresie oraz przedkładania taryf do

zatwierdzenia w sytuacji, gdy

wiadczenie tych usług b

dzie si

odbywa

wykorzystaniem tzw. „nowej infrastruktury”, tj. elementów systemu gazowego lub
instalacji gazowych, których budowa nie została zako

czona do dnia 4 sierpnia 2003

r. lub została rozpocz

ta po tym dniu. Prezes URE mo

e udzieli

zwolnienia, je

eli

spełnione s

cznie nast

puj

ce warunki:

nowa infrastruktura ma wpływ na zwi

kszenie konkurencyjno

ci w

zakresie dostarczania paliw gazowych oraz bezpiecze

stwa ich

dostarczania,

ze wzgl

du na ryzyko zwi

zane z budow

tej infrastruktury, bez

zwolnienia budowa ta nie byłaby podj

ta,

nowa infrastruktura jest/b

dzie własno

podmiotu niezale

nego,

przynajmniej pod wzgl

dem formy prawnej, od operatora systemu

gazowego, w którym to systemie nowa infrastruktura została/zostanie
wybudowana,

na u

ytkowników nowej infrastruktury s

nało

one opłaty za

korzystanie z tej infrastruktury,

zwolnienie nie spowoduje pogorszenia warunków konkurencji i

efektywno

ci funkcjonowania rynku paliw gazowych lub systemu

gazowego,

którym

nowa

infrastruktura

została/zostanie

wybudowana

•

Wymaga

stawianych usługom magazynowania gazu w celu zapewnienia realizacji

usług publicznych. Prezes URE zgodnie z art. 32 ust.1 pkt 2 ustawy – Prawo
energetyczne udziela koncesji na wykonywanie działalno

ci gospodarczej w zakresie

magazynowania paliw gazowych w instalacjach magazynowych oraz zgodnie z art.
9h wyznacza, na wniosek wła

ciciela instalacji magazynowania paliw gazowych,

operatorów

systemów

magazynowania

paliw

gazowych.

Przedsi

biorstwo

energetyczne zajmuj

ce si

magazynowaniem paliw gazowych jest obowi

zane,

stosownie do art. 4c ustawy, zapewnia

odbiorcom oraz przedsi

biorstwom

zajmuj

cym si

sprzeda

Ŝą

paliw gazowych, na zasadzie równoprawnego

traktowania,

wiadczenie usług magazynowania paliw gazowych w instalacjach

magazynowych. Jednak

e przepisy ustawy (art. 4h ust. 1 ustawy) przewiduj

sytuacje,

w których

liwe

jest

czasowe

zwolnienie

przedsi

biorstwa

energetycznego zajmuj

cego si

magazynowaniem gazu ziemnego z obowi

zku

wiadczenia takich usług lub czasowe ograniczenie tego obowi

zku. Decyzj

tak

podejmuje Prezes URE na uzasadniony wniosek zainteresowanego przedsi

biorstwa

po przeprowadzeniu odr

bnego post

powania, o którym mowa w art. 4h ust. 2-8

ustawy. Na skutek działa

Prezesa URE, PGNiG SA b

cy wła

cicielem wszystkich

magazynów gazu ziemnego znajduj

cych si

na terenie Polski, zostało zobligowane

w roku 2005 do wyodr

bnienia działalno

ci w zakresie magazynowania paliw

gazowych w celu przyszłego wyznaczenia operatora systemu magazynowania paliw
gazowych. PGNiG SA zostało wezwane do wykazania wszystkich pojemno

6 Zagadnienia z zakresu usług o charakterze u

yteczno

publicznej [Art. 3(9) dla energii elektrycznej i Art. 3(6) dla
gazu]

Zasady

wiadczenia usług o charakterze publicznym w tym prawa i obowi

zki

uczestników rynku zostały okre

lone w PE. W Raporcie Krajowym Prezesa URE 2005

zostały szczegółowo przedstawione prawa i obowi

zki uczestników rynku oraz mo

liwo

ingerowania w sytuacj

poszczególnych podmiotów przez Prezesa URE.

Zmianie, w stosunku do 2004 r. uległa sytuacja na rynku zielonej energii. Od 1

dziernika 2005 r. funkcjonuje w Polsce system wydawania i obrotu

wiadectwami

pochodzenia.

Wszystkie odnawialne

ródła energii (OZE) s

zobligowane do posiadania koncesji na

wytwarzanie energii elektrycznej (niezale

nie od wielko

ci mocy zainstalowanej).

Wiarygodno

ść

pochodzenia energii elektrycznej z tego rodzaju

ródeł jest potwierdzana

przez Prezesa URE wydawanymi

wiadectwami pochodzenia energii elektrycznej. System

wydawania (a nast

pnie umarzania)

wiadectw pochodzenia oparty jest o regulacje zawarte

w ustawie – Prawo energetyczne i w pełni funkcjonuje od pocz

tku 2005 r. (art. 9a i 9e

ustawy – Prawo energetyczne).
System

wiadectw pochodzenia energii elektrycznej stanowi regulacj

, umo

liwiaj

znakowanie energii elektrycznej pochodz

cej z odnawialnych

ródeł energii z podziałem na

nast

puj

ce technologie wytwarzania:

1) z elektrowni wodnych oraz wiatrowych;
2) ze

ródeł wytwarzaj

cych energi

z biomasy oraz biogazu;

3) ze słonecznych ogniw fotowoltaicznych;
4) za pomoc

wspólnego spalania paliw kopalnych i biomasy lub biogazu.

W krajowym systemie energetycznym system koncesjonowania odnawialnych

ródeł

energii oraz

wiadectw pochodzenia energii elektrycznej ze

ródeł odnawialnych stanowi

odpowiednik „zielonych certyfikatów” i jednoznacznie identyfikuje pochodzenie cz

ęś

ci energii

elektrycznej zarówno zu

ywanej na potrzeby własne wytwórców jak i wprowadzanej do

krajowego systemu elektroenergetycznego.

wiadectwa pochodzenia wydawane s

przez Prezesa URE na podstawie wniosku

wytwórcy

(posiadacza

koncesji),

potwierdzonego

przez

operatora

systemu

elektroenergetycznego co do wielko

ci produkcji za dany okres wytwarzania. Dla potrzeb

wydawania

wiadectw pochodzenia, dane odnosz

do ilo

ci energii elektrycznej obj

tej

wiadectwem pochodzenia dotycz

ilo

ci energii mierzonej na zaciskach generatora (ogniwa

fotowoltaicznego, ogniwa paliwowego) lub wyznaczanej według specjalnego algorytmu
(procedura rozlicze

) w przypadku energii elektrycznej pochodz

cej ze wspólnego spalania

paliw kopalnych z biomas

lub biogazem.

Liczba odł

cze

Prezes URE nie prowadzi monitoringu w zakresie liczy odł

cze

spowodowanych

niepłaceniem rachunków za energi

elektryczn

. Dane przedstawione w

tabeli pochodz

spółek dystrybucyjnych

Tabela 6 a Ilo

ść

odł

cze

odbiorców

Energia elektryczna

Gaz

Rok

Ilo

ść

odł

cze

Ilo

ść

odbiorców

Ilo

ść

odł

cze

Ilo

ść

odbiorców

2004

236 012

15 661 600

1,5

46 451

6 337 536

0,73

2005

239 289

15 761 619

1,5

44 957

6 386 160

0,70

ródło: URE na podstawie danych ze spółek dystrybucyjnych

Poziom cen dla odbiorców ko

cowych

Przedsi

biorstwa energetyczne zobowi

zane s

do przedkładania Prezesowi URE taryf

do zatwierdzenia ustalonych przez nie stosownie do zakresu prowadzonej działalno

ci.

Z obowi

zku tego zwolnienie s

przedsi

biorstwa prowadz

ce działalno

ść

w zakresie

wytwarzania lub obrotu energi

elektryczn

(od 1 lipca 2001 r.).

Obecnie wszyscy odbiorcy mog

korzysta

z taryf regulowanych tzn. zatwierdzanych

przez Prezesa URE. Odbiorcy ko

cowi korzystaj

cy z zasady TPA maj

liwo

ść

„powrotu” do taryf regulowanych.

Tabela 6b Regulacja cen dla odbiorców ko

cowych

Energia elektryczna

Gaz

Wyszczególnienie

ii)

łe

ło

łe

Regulacja

taryf

(T/N)

odbiorców

taryfowych

100

liwo

ść

powrotu

taryfikacji
regulowanej

Liczba
sprzedawców
zobligowanych do
przedkładania
taryf

zatwierdzenia

ródło: URE

W tabelach przedstawiono poziom cen dla grup głównych grup odbiorców stosowanych

w taryfach przedsi

biorstw oraz ceny energii sprzedawane w ramach TPA.

Tabela 6c Ceny sprzeda

y energii elektrycznej w spółkach dystrybucyjnych dla

odbiorców taryfowych w Euro/MWh

2004

2005

W tym:

rednia
cena

sprzeda

Opłata

energi

elektrycz

Opłata

przesył

owa

rednia

cena

sprzeda

Opłata

energi

elektrycz

Opłata
przesy

łowa

Indeksy

dynamiki

redniej

ceny

sprzeda

energii

elektrycznej

obliczone

wg cen

polskich w

zł

Indeksy

dynamiki

redniej

ceny

sprzeda

energii

elektrycznej

obliczone
wg cen w

Euro

Euro/MWh

Ogółem
odbiorcy

58,42

29,13

29,29

67,77

33,07 34,69

102,93

116,00

Z tego:

41,73

26,51

15,21

48,26

30,05 18,21

102,63

115,65

odbiorcy na
WN (grupy A)
odbiorcy SN
(grupy B)

49,18

27,72

21,45

56,48

31,26 25,22

101,92

114,84

odbiorcy na
nN (grupy C)

73,59

30,44

43,14

84,03

34,37 49,65

101,34

114,19

odbiorcy grup
G

68,25

31,35

36,89

79,65

35,85 43,80

103,57

116,70

W tym: gosp.
domowe i
rolne

68,33

31,35

36,98

79,65

35,80 43,84

103,43

116,57

Ceny za rok 2004 obliczone wg

redniego rocznego kursu za rok 2004 ogłoszonego przez Narodowy

Bank Polski 1 euro = 4,53 zł
Ceny za 2005 obliczone wg

redniego rocznego kursu za rok 2005 ogłoszonego przez Narodowy

Bank Polski 1 euro = 4,02 zł

ródło: ARE SA

Tabela 6d Sprzeda

energii elektrycznej odbiorcom finalnym przył

czonym do sieci

wysokiego napi

cia korzystaj

cym z zasady TPA

Rok

Odbiorcy
charakterystyka

Ilo

ść

energii

zakupionej
przez odbiorców
korzystaj

cych z

zasady TPA w
MWh

rednia cena

energii dla
odbiorców
korzystaj

cych z

zasady TPA
euro/MWh

rednia cena

energii ustalona
wynikaj

ca z

taryfy

euro/MWh

2004

Odbiorcy na WN 5 744 878

25,71

26,51

2005

Odbiorcy na WN 4 254 162

29,60

30,05

Ceny za rok 2004 obliczone wg

redniego rocznego kursu za rok 2004 ogłoszonego przez Narodowy

Bank Polski 1 euro = 4,53 zł
Ceny za 2005 obliczone wg

redniego rocznego kursu za rok 2005 ogłoszonego przez Narodowy

Bank Polski 1 euro = 4,02 zł

ródło: ARE SA

Stosownie do Prawa energetycznego polegaj

ca na wytwarzaniu paliw gazowych nie

wymaga uzyskania koncesji. Od dnia wej

cia w

ycie znowelizowanej ustawy Prawo

energetyczne przedsi

biorstwa te nie maj

obowi

zku przedkładania Prezesowi URE taryf

do zatwierdzenia, co ma bezpo

redni zwi

zek z wolnorynkowym kształtowaniem cen tego

surowca. W pozostałym zakresie ceny paliw gazowych podlegaj

regulacji i przedstawiaj

nast

puj

co:

Tabela 6e Ceny dostawy m³ gazu ziemnego z uwzgl

dnieniem podziału na odbiorców

przesyłowych i dystrybucyjnych [euro/m³]

Wyszczególnienie

2004

2005

Sie

przesyłowa *

0,14

0,15

Sie

dystrybucyjna**, z tego:

0,22

Odbiorcy o mocy od 10 m³/h

0,24

Cena - dostawy
ogółem

Odbiorcy o mocy powy

ej 10 m³/h

0,20

Sie

przesyłowa *

0,11

0,12

Sie

dystrybucyjna**, z tego:

0,13

Odbiorcy o mocy od 10 m³/h

0,14

Cena w obrocie

Odbiorcy o mocy powy

ej 10 m³/h

0,12

Stawka

Sie

przesyłowa *

0,02