Do obowiązków Prezesa URE należy monitorowanie funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, a jego zakres wynika z art. 23 ust. 2 pkt 20 ustawy − Prawo energetyczne.

1. Monitorowanie zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia

Znacznym wkładem w rozwój regionalnego rynku energii elektrycznej w Europie Środkowo-Wschodniej było uruchomienie od stycznia 2005 r. skoordynowanych aukcji na zdolności przesyłowe wymiany międzysystemowej pomiędzy trzema operatorami systemów przesyłowych: Polski (PSE − Operator), Czech (CEPS) i Niemiec (VE-T). Inicjatywa ta była zapoczątkowana w 2004 r. i rozwijana przez OSP z tych krajów przy udziale Regulatorów. W jej wyniku pod koniec listopada 2004 r. odbyła się aukcja roczna na zdolności przesyłowe, a jej wyniki zostały opublikowane 2 grudnia 2004 r. W styczniu 2005 r. uruchomiono aukcje miesięczne, a w połowie kwietnia 2005 r. odbyła się pierwsza aukcja dobowa.

Charakterystyka wdrożonych w 2005 r. rozwiązań została przedstawiona w poniższej tabeli.

Tabela A14. Wdrożone rozwiązania w zakresie wymiany międzysystemowej

Wdrożone rozwiązania	Opis
Rynkowy mechanizm zarządzania ograniczeniami	Skoordynowane aukcje typu explicit[1]; zaangażowane kraje: Niemcy (VE-T), Republika Czeska (CEPS), Polska (PSE − Operator)
Mechanizm kompensacji kosztów spowodowanych ograniczeniami w udostępnianiu zdolności przesyłowych	Wdrożono mechanizm, który wyklucza zwrot kosztów tylko w przypadku działania tzw. siły wyższej oraz w przypadku zagrożenia bezpieczeństwa pracy KSE W odniesieniu międzynarodowym OSP przystąpił do mechanizmu ITC (Inter-TSO Compensation)
Metoda szacowania zdolności przesyłowych	Opracowana przez OSP i zatwierdzona przez Prezesa URE; zgodna z warunkiem maksymalizacji dostępnych zdolności przesyłowych
Zasady związane z udostępnianiem niewykorzystanych zdolności przesyłowych	Niewykorzystane zdolności przesyłowe są udostępniane uczestnikom rynku odpowiednio w aukcjach miesięcznych i dobowych
Wydatkowanie przychodów z aukcji	Stale monitorowane przez Prezesa URE; schemat wydatkowania zatwierdzany przez Regulatora

Źródło: URE

Biorąc pod uwagę metodykę wyznaczania zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej, poniżej scharakteryzowano wdrożoną przez OSP i zatwierdzoną przez Prezesa URE metodykę.

Tabela A15. Procedura wyznaczania zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej

Wyszczególnienie	Opis
Reguły i zasady	Zgodne z Rozporządzeniem 1228/2003
Wielkości bazowe	TTC – Całkowite Zdolności Przesyłowe TRM – Margines Bezpieczeństwa Przesyłu NTC – Zdolności Przesyłowe Netto AAC – Pierwotnie Przydzielona Zdolność Przesyłowa ATC – Dostępna Zdolność Przesyłowa
Profil wymiany międzysystemowej, dla której wyznacza się zdolności przesyłowe	Profil techniczny − suma przekrojów granicznych systemów zarządzanych przez OSP Niemiec, Republiki Czeskiej oraz Słowacji; wyznaczane wielkości TTC, NTC i ATC dla profilu technicznego
Kryteria niezawodności	Kryterium n-1: linia wymiany międzysystemowej, linia polskiego systemu elektroenergetycznego lub linia sąsiedniego systemu elektroenergetycznego
Wyznaczanie TTC	Na podstawie dostępnych dla danego okresu modeli matematycznych systemów połączonych
Kryteria brane pod uwagę przy wyznaczaniu TRM	Warunki pogodowe (temperatura), generacja elektrowni wiatrowych w Niemczech, nieuzgodnione przepływy wyrównawcze, zachowania uczestników rynku, zdarzenia losowe, błędy modelowania i obliczeniowe
Horyzonty czasowe obliczeń	Plany roczne, miesięczne i dobowe dla TTC, NTC i ATC
Udostępnione zdolności przesyłowe	Pasmo mocowe dla poszczególnych przekrojów granicznych, przy czym: − suma udostępnionych zdolności nie może przekraczać ATC dla profilu technicznego, − uwzględniają ograniczenia zgłaszane przez sąsiednich OSP

Źródło: PSE − Operator SA

Ponadto, w 2005 r. odbyła się seria spotkań w ramach Mini Forów powstałych z inicjatywy KE. Polska znalazła się w dwóch regionach (Nordyckim i Europy Środkowo-Wschodniej), przy czym ze względu na stan istniejącej infrastruktury sieciowej oraz rzeczywiste przepływy energii bardziej istotny z punktu widzenia wymiany międzysystemowej okazał się region Europy Środkowo-Wschodniej. W tym regionie odbyły się trzy spotkania Mini Forów, w których głównym celem dyskusji był rozwój zasad zarządzania ograniczeniami, uwzględniający uwagi uczestników rynku zgłaszane do krajowych organów regulacji lub przedstawiane podczas spotkań Mini Forów. Należy zaznaczyć, że w 2005 r. do Prezesa URE nie wpłynął żaden formalny wniosek dotyczący nieprawidłowości funkcjonowania mechanizmu aukcyjnego. Niemniej istnieje potrzeba doskonalenia i rozwoju tego systemu, uwzględniająca między innymi możliwość rozszerzenia mechanizmu skoordynowanych przetargów na zdolności przesyłowe na cały region Europy Środkowo-Wschodniej.

2. Monitorowanie mechanizmów bilansowania systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie elektroenergetycznym

W zakresie zasad funkcjonowania rynku bilansującego w Polsce dokonane przez PSE − Operator SA zmiany były związane z uruchomieniem od kwietnia 2005 r. dobowych przetargów na zdolności przesyłowe wymiany międzysystemowej. W odniesieniu do mechanizmu bilansowania spowodowały one przesunięcie zamknięcia tzw. bramki zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej na rynku bilansującym, zmianę zasad weryfikacji zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej oraz modyfikację systemu zabezpieczeń należytego wykonania umowy.

Funkcjonujący w Polsce mechanizm bilansowania opiera się na wykorzystywaniu przez OSP ofert przyrostowych i redukcyjnych (mechanizm cen krańcowych), składanych przez wytwórców. Odbiorcy energii są rozliczani za niezbilansowanie przy zastosowaniu cen rozchylonych CROz oraz CROs, stanowiących mechanizm motywujący do jak najbardziej dokładnego określania zapotrzebowania na energię elektryczną.

Tabelaryczne ujęcie obowiązującego w 2005 r. mechanizmu bilansowania przedstawiono w tabeli poniżej.

Tabela A16. Mechanizm bilansowania

Wskaźnik	Opis
Okres bilansowania	1 godzina
Opis obszarów bilansowania	Bilansowanie odbywa się w jednym obszarze – na poziomie sieci przesyłowej
Godzina zamknięcia bramki zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej na Rynek Bilansujący	12:00
Typowe opłaty za usługę bilansowania	Dla odbiorców (wyznaczane dla każdej godziny): CRO – jednolita cena rozliczeniowa odchylenia, obliczana jako iloraz minimalnych kosztów zmiany zweryfikowanych ilości dostaw energii Jednostek Grafikowych aktywnych, zapewniającej zbilansowanie zapotrzebowania na energię w obszarze Rynku Bilansującego CROz – cena rozliczeniowa odchylenia zakupu energii na Rynku Bilansującym, obliczana jako średnia ważona z cen pasm redukcyjnych ofert bilansujących wykorzystanych w danej godzinie CROs – cena rozliczeniowa odchylenia sprzedaży energii z Rynku Bilansującego, obliczana jako średnia ważona z cen pasm przyrostowych ofert bilansujących wykorzystanych w danej godzinie

Źródło: PSE − Operator SA

Biorąc pod uwagę proces i harmonogram rozliczeń za niezbilansowanie mechanizm ten można opisać następująco:

Tabela A17. Proces i harmonogram rozliczeń za niezbilansowanie

Wyszczególnienie	Opis
Okres rozliczeniowy	Dekada, przy czym miesiąc dzieli się na trzy dekady
Forma rozliczenia	Ilościowe i wartościowe
Cykle rozliczeniowe	Dobowe – na podstawie godzinowych wielkości roliczeniowych są wyznaczane ilości energii bilansującej dostarczonej lub odebranej z Rynku Bilansującego w dobie n oraz należności za dostawę lub odbiór energii bilansującej; wielkości rozliczeniowe dla doby n są wyznaczane przez OSP w dobie n+1 jako niezatwierdzone oraz w dobie n+4 jako zatwierdzone Dekadowe – na podstawie dobowych wielkości rozliczeniowych są wyznaczane ilości energii bilansującej dostarczonej lub odebranej z Rynku Bilansującego w danej dekadzie oraz należności za dostawę lub odbiór energii
Fazy rozliczenia godzinowego	Etap 1: rozliczenie za energię bilansującą nieplanowaną, stanowiącą różnicę pomiędzy deklarowaną a zweryfikowaną ilością dostaw, Etap 2: rozliczenie za energię bilansującą planowaną, stanowiącą różnicę pomiędzy zweryfikowaną a skorygowaną ilością dostaw, Etap 3: rozliczenie za energię bilansującą nieplanowaną, stanowiącą różnicę pomiędzy skorygowaną a rzeczywistą ilością dostaw
Korekty rozliczeń	Wykonywane w cyklach miesięcznych, odnoszące się do rozliczenia dekadowego; długość okresu korygowanego wynosi nie dłużej niż 4 miesiące poprzedzające miesiąc, w którym wykonywana jest korekta; po upływie okresu korygowanego rozliczenia są uznawane jako ostateczne i ich korekty nie są realizowane; terminem płatności korekty jest ostatni dzień miesiąca, w którym dokonano korekty
Fakturowanie	Okresem fakturowania zobowiązań i należności na Rynku Bilansującym są dekady (okresy rozliczeniowe); każda faktura musi zostać uregulowana nie później niż w terminie płatności

Źródło: PSE − Operator SA

Ceny na rynku bilansującym w 2005 r. kształtowały się następująco:

Tabela A18. Ceny i wolumen energii na rynku bilansującym w 2005 r.

Miesiąc	CRO [zł/MW]	CROs [zł/MW]	CROz [zł/MW]	Energia przyrostowa [MW]	Energia redukcyjna [MWh]	Obrót [MWh]
styczeń	96,82	190,97	79,60	53 936	-123 855	177 791
luty	105,38	223,35	79,56	67 056	-65 204	132 260
marzec	96,70	225,94	81,38	32 372	-113 693	146 065
kwiecień	98,96	182,90	79,32	66 173	-112 837	179 010
maj	106,27	237,85	83,58	82 056	-96 304	178 360
czerwiec	111,31	245,88	84,85	75 967	-70 700	146 667
lipiec	111,71	241,75	81,35	78 543	-65 479	144 022
sierpień	105,32	233,12	82,86	48 129	-72 849	120 978
wrzesień	111,62	192,16	83,96	70 322	-63 284	133 606
październik	117,06	200,63	83,00	106 078	-59 524	165 602
listopad	112,29	207,10	85,99	77 043	-89 131	166 174
grudzień	108,85	217,53	83,39	67 679	-104 243	171 922
ŚREDNIA WAŻONA	106,73	215,55	82,39	SUMA 825 354	-1 037 103	18 62 457

Źródło: URE

Poniżej na rysunku porównano ceny i wolumen energii elektrycznej na rynku bilansującym w 2004 i 2005 r.

Rysunek A9. Ceny energii elektrycznej na rynku bilansującym w 2004 i 2005 r.

Źródło: URE

Rysunek A10. Wolumen energii elektrycznej na rynku bilansującym w 2004 i 2005 r.

Źródło: URE

W porównaniu z 2004 r. wolumen energii nieznacznie zmalał (o ok. 5%). Należy podkreślić, że wartość ta dotyczy energii niezbilansowania spółek dystrybucyjnych, będących jednostkami grafikowymi odbiorczymi pasywnymi i nie obejmuje energii kupowanej przez OSP z tzw. generacji wymuszonej. Zmiany wolumenu obrotu energii na rynku bilansującym były niewielkie w porównaniu z rokiem poprzednim.

Średnia cena rozliczeniowa odchylenia (CRO) wzrosła ze 101 zł/MWh w 2004 r. do wartości nieco poniżej 107 zł/MWh w 2005 r. Ceny rozliczeniowe odchylenia, zgodnie z zasadami ich kalkulacji opisanymi w regulaminie rynku bilansującego, są wyznaczane na podstawie złożonych ofert bilansujących (przyrostowych i redukcyjnych) przez wytwórców systemowych. Wzrost średniej ceny CRO jest porównywalny ze wzrostem średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej przez wytwórców dla odbiorców końcowych. Podobny wzrost średniej ceny energii elektrycznej można zaobserwować także na TGE SA.

Ponadto, w zakresie monitorowania rynku bilansującego Prezes URE analizuje składane kwartalnie sprawozdania z funkcjonowania rynku bilansującego, w tym przepływy finansowe na rynku bilansującym, oraz przekazywane co miesiąc informacje o kosztach funkcjonowania rynku bilansującego i zarządzania ograniczeniami.

3. Monitorowanie warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci

W marcu 2005 r. w Urzędzie Regulacji Energetyki zostało zorganizowane seminarium pod nazwą „Bariery dostępu do sieci nowych odbiorców mediów energetycznych”, w którym uczestniczyli, poza pracownikami Urzędu, przedstawiciele resortów gospodarki i infrastruktury, zarządów miast i gmin oraz przedsiębiorstw energetycznych. Celem seminarium była identyfikacja przyczyn utrudnień w przyłączeniach do sieci, a także próba wypracowania rekomendacji prowadzących do ułatwiania zainteresowanym dostępu do mediów energetycznych rozprowadzanych sieciami. Zagadnienie to zostało wybrane na podstawie liczby sporów i skarg wpływających do URE w poprzednich latach, dotyczących odmów przyłączeń oraz wyznaczania odległych terminów realizacji przyłączeń czy też wysokości pobieranych opłat.

Prawo energetyczne po zmianach, które zaczęły obowiązywać w maju 2005 r., upoważniło Prezesa URE do wnoszenia zastrzeżeń do odmów zawarcia przez przedsiębiorstwa energetyczne umów przyłączeniowych z powodu braku warunków ekonomicznych. Wynikiem przyznania tej nowej kompetencji Regulatorowi było ustalenie przejrzystych reguł co do oceny ekonomicznej przyłączania nowych podmiotów do sieci elektroenergetycznych i gazowych, wpływających na ograniczenie liczby odmów i skrócenia czasu poszczególnych procedur. Znalazło to wyraz w Stanowiskach Prezesa URE:

− z dnia 1 września 2005 r. w sprawie postępowania w przypadku odmów przyłączenia do sieci gazowych z powodu braku warunków ekonomicznych (stosownie do art. 7 ust. 9 w związku z art. 7 ust. 1 ustawy − Prawo energetyczne),

− z dnia 30 grudnia 2005 r. w sprawie postępowania w przypadku odmów przyłączenia do sieci elektroenergetycznych z powodu braku warunków ekonomicznych (stosownie do art. 7 ust. 9 w związku z art. 7 ust. 1 ustawy − Prawo energetyczne).

Szczegółowe informacje na temat prowadzonych postępowań administracyjnych w sprawie zgłoszenia zastrzeżeń do odmów przyłączenia do sieci znajdują się w części ID sprawozdania, dotyczącej działalności oddziałów terenowych URE.

4. Monitorowanie wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych

Operator systemu przesyłowego

W zakresie wymiany międzysystemowej minimalny zakres informacji publikowanych przez operatorów systemów przesyłowych określa Rozporządzenie 1228/2003 Parlamentu Europejskiego i Rady. Zgodnie z tym rozporządzeniem OSP publikuje następujące dane:

− oszacowane wielkości w odniesieniu do aukcji rocznych, miesięcznych i dobowych:

- TTC (całkowite zdolności przesyłowe);

- NTC (zdolności przesyłowe netto);

- ATC (dostępne zdolności przesyłowe),

− oferowane i przydzielone zdolności przesyłowe,

− ceny zdolności przesyłowych,

− liczbę uczestników biorących udział w aukcji,

− liczbę ofert złożonych przez uczestników aukcji w odniesieniu do profilu handlowego.

Ponadto, w odniesieniu do aukcji rocznych OSP publikuje krzywe cenowe składanych ofert na zdolności przesyłowe.

W zakresie informacji o pracy KSE obowiązujące regulacje prawne nie wyszczególniają zakresu informacji, który powinien być publikowany przez OSP. Operator opracowuje i publikuje Plany Koordynacje Roczne (PKR), Plany Koordynacyjne Miesięczne (PKM) oraz Plany Koordynacyjne Dobowe (PKD). Ponadto, powykonawczo publikowane są sprawozdania miesięczne i roczne z funkcjonowania KSE. OSP publikuje także na swojej stronie internetowej zasady uczestnictwa w Rynku Bilansującym (IRiESP), standardy umów, ceny CRO, CROs, CROz oraz wolumeny energii na Rynku Bilansującym w cyklu dobowo-godzinowym. Wymiana informacji handlowych pomiędzy OSP a uczestnikami Rynku Bilansującego odbywa się za pomocą systemu Wymiany Informacji o Rynku Energii (WIRE). Wymiana informacji technicznych z wytwórcami w celu umożliwienia prowadzenia ruchu sieciowego odbywa się za pomocą Systemu Operatywnej Współpracy z Elektrowniami (SOWE).

Operatorzy systemów dystrybucyjnych

Wypełnianie obowiązku publikowania informacji w zakresie dostępu do sieci stronom umowy o świadczenie usług dystrybucji operatorów systemów dystrybucyjnych jest przedmiotem monitorowania przez Prezesa URE w ramach monitorowania działalności spółek dystrybucyjnych. Szerzej zagadnienie to zostało omówione w punkcie 3.3.

5. Monitorowanie bezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznej

Poziom bezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznej zależy od wielu różnorodnych czynników i okoliczności, w tym przede wszystkim od sprawnego zarządzania pracą systemu, stanu technicznego majątku wytwórczego, jak również sprawności urządzeń i instalacji systemów: przesyłowego oraz dystrybucyjnych, właściwych rezerw mocy produkcyjnych i stosownego poziomu mocy przesyłowych, w tym transgranicznych. Podstawowy nadzór nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w energię elektryczną sprawuje minister gospodarki, natomiast monitorowanie, zgodnie z art. 23 ust. 2 pkt 20f ustawy − Prawo energetyczne, prowadzi Prezes URE. W tym celu:

− aktualizowana była baza informacyjna o przedsiębiorstwach sektora. Dane pochodziły z miesięcznych, kwartalnych i rocznych sprawozdań przysyłanych przez spółki dystrybucyjne, elektrownie i elektrociepłownie zawodowe. Korzystano również z zasobów informacyjnych innych resortów i instytucji badawczych, tj. m.in. Ministerstwa Gospodarki, Głównego Urzędu Statystycznego i Agencji Rynku Energii SA (ARE). W szczególności dane na temat mocy zainstalowanych w źródłach wytwórczych oraz szczytowego zapotrzebowania na moc pozyskiwano od OSP i innych źródeł, np. ARE czy Union for the Coordination of Transmission of Electricity (UCTE). Margines mocy wyniósł 32%, co sprawia, że w perspektywie krótkoterminowej nie ma zagrożenia dla bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej;

− wykorzystano procedurę uzgadniana projektów planów rozwoju przedsiębiorstw sieciowych jako źródło przesłanek monitorowania bezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznej. Jest to bardzo istotny element procesu monitorowania, umożliwia pozyskanie informacji o stanie infrastruktury sieciowej i potrzebach inwestycyjnych OSP i OSD. W 2005 r. Prezes URE uzgodnił projekty planów OSP oraz 59 przedsiębiorstw energetyki przemysłowej. W 2005 r. nie były uzgadniane plany OSD. W oparciu o analizę danych zawartych w tych dokumentach, Prezes URE uzyskuje pogląd na temat technicznych warunków niezawodności dostarczania energii elektrycznej i przesłanki uznania określonego poziomu nakładów inwestycyjnych za uzasadniony. Jest to następnie, w procesie zatwierdzania taryf operatorom sieciowym, przesłanką decyzji regulatora uznającej środki niezbędne do rozwoju i utrzymania infrastruktury, przyczyniającą się tym samym do poprawy bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej;

− obserwowano funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego m.in. w toku zatwierdzenia sprawozdania z działalności PSE – Operator SA ze szczególnym uwzględnieniem realizacji warunków decyzji Prezesa URE o wyznaczeniu przedsiębiorstwa energetycznego PSE – Operator SA operatorem elektroenergetycznego systemu przesyłowego. W toku postępowania, na podstawie analizy dokumentu, uzyskano informacje m.in. o realizacji działalności dotyczącej zarządzania systemem i zdolnościami przesyłowymi połączeń transgranicznych, potwierdzające właściwe postępowanie operatora w zapewnianiu niezawodności i jakości dostaw energii elektrycznej;

− dokonano uzgodnienia aktualizacji Planu wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej (akceptując tym samym procedury działania na wypadek stanów awaryjnych), co było kolejnym przejawem działania na rzecz monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Dzięki temu w stanach kryzysowych będzie ono mogło być utrzymywane na podstawowym poziomie;

− skontrolowano zgodność wielkości zapasów paliw, niezbędnych do utrzymania ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców, z wielkościami określonymi w rozporządzeniu, jako że i to uprawnienie Prezesa URE jest pewną formą monitoringu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej;

− wykorzystano również możliwości postępowania w sprawie zatwierdzania instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej w częściach dotyczących bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi. W 2005 r. PSE – Operator SA działały w oparciu o instrukcję opracowaną i uzgodnioną z Prezesem URE jeszcze na starych zasadach, pod koniec 2004 r. Instrukcja ta weszła w życie z dniem 1 stycznia 2005 r.

6. Monitorowanie wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań

W zakresie monitorowania wykonywania zadań przez operatora systemu przesyłowego, Prezes URE analizuje składane corocznie przez PSE − Operator SA sprawozdania z działalności OSP. W razie uzasadnionych wątpliwości co do wywiązywania się z obowiązków przez operatora systemu przesyłowego, Prezes URE wzywa do złożenia dodatkowych wyjaśnień i uzupełnienia sprawozdania.

W odniesieniu do operatorów systemów dystrybucyjnych, ich funkcje do czasu wyodrębnienia pełnią obecnie przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo. Monitorowanie OSD odbywa się zatem poprzez monitorowanie działalności spółek dystrybucyjnych.