Nabycie przez odbiorcę uprawnienia do korzystania z sieci przesyłowej i dystrybucyjnej umożliwia mu podjęcie decyzji o pozostaniu odbiorcą tzw. taryfowym, dokonującym zakupu energii łącznie z usługą przesyłową od przedsiębiorstwa sieciowego (dystrybucyjnego lub w kilku przypadkach przesyłowego) na warunkach określonych w zatwierdzonej taryfie tego przedsiębiorstwa, lub o wyborze innego sprzedawcy energii. W tym przypadku odbiorca nadal korzysta z usługi przesyłowej tego samego przedsiębiorstwa na tych samych warunkach, ale zakupów samej energii dokonuje od wybranego sprzedawcy, na warunkach (w tym cenowych) ustalonych w drodze negocjacji.
Korzystanie z usług przesyłowych oznacza dodatkowe obowiązki i koszty związane z funkcjonowaniem odbiorcy na rynku energii elektrycznej. W przypadku dużych i średnich odbiorców, rozliczających się ze sprzedawcą na podstawie wskazań liczników z godzinowymi rejestratorami zużycia, do tych obowiązków należą: konieczność planowania i grafikowania własnego zużycia energii, dostosowanie układów pomiarowych i budowa dróg transmisji danych, rozliczenie wg innych zasad, zatrudnienie osób o odpowiednich kwalifikacjach, konieczność zachowania znacznej dyscypliny poboru energii.
Odbiorcy dość często zwracają się z formalnymi wnioskami do spółek dystrybucyjnych o zawarcie umowy o świadczenie usług przesyłowych i zmianę sprzedawcy lub występują o przedstawienie warunków zakupu energii poza spółką dystrybucyjną. Częściej jednak rezygnują z dalszych działań na skutek stosowanych przez spółki dystrybucyjne praktyk zniechęcania odbiorców do zmiany sprzedawcy poprzez mnożenie trudności formalnych i technicznych (przede wszystkim w zakresie układów pomiarowo-rozliczeniowych) oraz jednoczesnego zachęcania do utrzymania statusu odbiorcy taryfowego poprzez renegocjowanie niektórych warunków umów. Oba te rodzaje praktyk stanowią sztuczne bariery rozwoju konkurencji i wykorzystywanie, miejscami nieprecyzyjnych przepisów, do nadużywania pozycji monopolistycznej.
W 2004 r. szacunkowa wartość upustów przyznanych przez spółki dystrybucyjne odbiorcom taryfowym w toku renegocjacji warunków umów i ustalenia innych niż taryfowe postanowień umownych wyniosła ponad 16 mln zł. Zjawisko stosowania upustów jest powszechne we wszystkich krajach, w których rynek energii został otwarty dla odbiorców i, mimo iż jego celem jest ograniczenie konkurencji, to ma ono również pozytywny efekt. Przedsiębiorstwa sieciowe, zgadzając się na korzystniejsze dla odbiorców warunki i biorąc udział w konkurencyjnej grze cenowej, otrzymują impuls do wzrostu efektywności działania. Tylko niektóre z udzielonych przez spółki dystrybucyjne upustów były uzasadnione względami technicznymi (np. wysokim współczynnikiem wykorzystania mocy umownej, składaniem i dotrzymywaniem godzinowych grafików zapotrzebowania, co zmniejsza koszty niezbilansowania spółki dystrybucyjnej, sumowaniem mocy umownej w różnych miejscach poboru, sprzedaży energii rynku w formie pasma). Inne po prostu miały na celu zapobieżenie zmianie sprzedawcy przez odbiorcę.
Problem renegocjowania warunków dostaw energii w naturalny sposób zostanie rozwiązany w wyniku prawnego rozdziału działalności sieciowej od obrotu.
W świetle wniosków z cytowanego w rozdziale 1.7.2. Raportu Komisji Europejskiej, najważniejsze bariery rozwoju zasady TPA w Polsce mają charakter strukturalny. Są nimi brak rozdziału działalności w spółkach dystrybucyjnych i kontrola cen energii dla odbiorców (w szczególności dużych odbiorców przemysłowych, którzy powinni być motorem restrukturyzacji elektroenergetyki). O ile sama struktura rynku nie była dotychczas utrudnieniem – rozdrobnienie sektora wytwarzania tworzyło warunki do rozwoju konkurencji, która faktycznie rozwijała się na poziomie rynku hurtowego (co ma wyraz w rozwoju segmentu kontraktów dwustronnych) - to poważnym krokiem wstecz w możliwościach rozwoju zasady TPA będzie reintegracja pionowa wytwarzania i dystrybucji oraz konsolidacja pozioma wytwarzania. W istniejących warunkach prawnych i organizacyjnych trudno byłoby oczekiwać od spółek dystrybucyjnych działania wbrew własnym interesom gospodarczym, czyli na rzecz ułatwienia odbiorcom zmiany sprzedawcy. Poniżej wskazane są podstawowe problemy, jakie w 2004 r. napotykali odbiorcy starający się o korzystanie z zasady TPA:
1. Bardzo wysokie koszty związane z przeprowadzeniem modernizacji układów pomiarowo-rozliczeniowych, zestawieniem dróg transmisji danych do operatora sieci dystrybucyjnej oraz rozbudową informatycznego systemu wspomagania działań rynkowych. Spółki dystrybucyjne generalnie stawiają zbyt wysokie wymagania wobec układów pomiarowych, niejednokrotnie wyższe niż przewiduje to Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP), opracowana przez operatora sytemu przesyłowego (instrukcje stosowane przez spółki dystrybucyjne powinny być zgodne z IRiESP)1). Wymagania dotyczące układów pomiarowo-rozliczeniowych były postrzegane przez odbiorców uprawnionych jako największe utrudnienie w możliwości korzystania z TPA i był to jednocześnie najczęstszy powód rezygnacji z korzystania z tego uprawnienia.
2. Ograniczenie możliwości korzystania z TPA wynikało także z zasad zgłaszania grafików zapotrzebowania na energię elektryczną, ustalanych przez spółki dystrybucyjne. Żądały one zgłaszania grafików dostaw przez odbiorców uprawnionych na dwa dni przed planowanym terminem dostawy, podczas gdy same zgłaszały swoje grafiki do godziny 11.00 doby poprzedzającej dostawę.
3. Dokładność zgłaszania umów związana z uczestnictwem w rynku bilansującym. Regulamin rynku bilansującego prowadzonego przez operatora systemu przesyłowego przewiduje zgłaszanie umów sprzedaży energii na każdą godzinę doby z dokładnością do 1 MWh, co jest wielkością odpowiednią dla rynku hurtowego. Spółki dystrybucyjne przenoszą to rozwiązanie wprost na poziom odbiorców końcowych, korzystających z TPA2). Dla tych ostatnich oznacza to z kolei znaczne obciążenia finansowe związane z niedokontraktowaniem lub przekontraktowaniem własnego zapotrzebowania.
4. Brak faktycznej konkurencji cenowej w sferze wytwarzania i niewielkie zainteresowanie wytwórców bezpośrednią sprzedażą do odbiorców. Wynika to m.in. ze zbyt małych pasm zamawianej mocy przez odbiorców uprawnionych oraz słabego rozwoju rynku energii elektrycznej ograniczanego funkcjonowaniem kontraktów długoterminowych oraz obowiązkowymi zakupami energii ze skojarzenia i źródeł odnawialnych. Obecnie brak jest przepisów określających udział odbiorców pozataryfowych w obowiązkowych zakupach energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu z ciepłem.
5. Przyczyny „pozaenergetyczne”, takie jak zła sytuacja finansowa znacznej części odbiorców uprawnionych, którzy byliby zainteresowani zmianą dostawcy, lecz ci ostatni nie są gotowi do ponoszenia ryzyka dostaw energii elektrycznej dla podmiotów, które mają problemy z utrzymaniem płynności finansowej. Jest to niezwykle ważny problem w kontekście proponowanego zniesienia obowiązku zawierania umów sprzedaży energii przez spółki dystrybucyjne.