Monitorowanie rynku wytwórców energii elektrycznej

Wzorem poprzednich lat, w URE prowadzono analizy rynku wytwórców energii elektrycznej. Badanie skoncentrowano na 12 spółkach wytwórczych, które stanowią trzon energetyki zawodowej. Wytwarzają one energię elektryczną ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego w jednostkach wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD) przez Krajową Dyspozycję Mocy.

Wytwórcy objęci badaniem wypracowali w roku 2004 łączne przychody w wysokości 18 714 mln zł. Po uwzględnieniu obciążeń operacyjnych i finansowych wynik na działalności gospodarczej w roku 2004 osiągnął poziom 1 137 mln zł, czyli był o ok. 28,6% wyższy od wyniku roku poprzedniego. Warto podkreślić, że wszyscy wytwórcy osiągnęli dodatni wynik na działalności gospodarczej w badanym okresie. Zysk netto na poziomie 816 mln zł (66% wyższy niż w poprzednim roku) powinien stać się źródłem finansowania działań, których głównym kierunkiem powinna być poprawa bezpieczeństwa energetycznego (jakości i efektywności). Więcej danych dotyczących wyników wytwórców zawiera tabela 3.

Tabela 3. Przychody, koszty operacyjne i wyniki finansowe 12 spółek wytwórczych energii elektrycznej w 2004 r. (w tys. zł)

Wyszczególnienie	Przychody netto ze sprzedaży i zrównane z nimi	Koszty działalności operacyjnej	Pozostałe przychody i koszty operacyjne	Przychody i koszty finansowe	Wynik na działalności gospodarczej
Elektrownie ogółem	18 714 043	17 202 801	-196 374	-177 586	1 137 282
na węglu kamiennym	11 712 008	10 599 262	-104 642	-305 738	702 366
na węglu brunatnym	7 002 035	6 603 539	-91 732	128 152	434 916

Źródło: opracowanie własne.

Pomimo podjęcia w ostatnich trzech latach kilku prób rozwiązania kontraktów długoterminowych, nadal pozostają one w mocy, a w związku z tym na rynku wytwórców energii elektrycznej wciąż istnieje podział na sprzedających energię w ramach kontraktów długoterminowych i tych poddanych presji konkurencyjnej. Niekonkurencyjny obszar rynku podlega jednak przemianom, które są m.in. skutkiem zapisów umownych, oraz zmianom w zakresie ważności umów. Rysunek 1 przedstawia procentowe udziały poszczególnych segmentów rynku energii elektrycznej w latach 2002 - 2004.

Rysunek 1. Procentowe udziały segmentów rynku energii elektrycznej w latach 2002 - 2004

Największy wzrost udziału (o 41%) odnotowano w segmencie sprzedaży odbiorcom uprawnionym do korzystania z prawa wyboru dostawcy (TPA), choć wzrost ten nie był tak duży jak w poprzednim okresie. Udział tego segmentu ciągle nie jest bardzo znaczący (4,8%), jednak trwała tendencja wzrostowa od 2002 r. jest powodem do zadowolenia. W roku 2004 nastąpił także istotny wzrost sprzedaży do przedsiębiorstw obrotu (o 36 %). Sprzedaż energii na rynku bilansującym wzrosła o 21%, osiągając udział 9,4% w ogólnej sprzedaży badanych wytwórców. Udział sprzedaży na giełdzie energii, która wzrosła wprawdzie o 13%, wciąż pozostaje na poziomie nie przekraczającym 1%. Utrzymał się malejący trend udziału sprzedaży energii w ramach kontraktów długoterminowych - w roku ubiegłym osiągnął on poziom 44,5%. Spadł także udział sprzedaży do spółek dystrybucyjnych (o 25%), kształtując się ostatecznie na poziomie zbliżonym do osiągniętego w 2002 r. Obserwowane zmiany świadczą o wzroście rynkowej aktywności wytwórców, poszukujących korzystnych warunków sprzedaży własnej energii. Średnie ceny sprzedaży energii elektrycznej netto uzyskane przez 12 wytwórców systemowych w latach 2002 - 2004 przedstawia tabela 4.

Tabela 4. Średnie ceny sprzedaży energii elektrycznej uzyskane w latach 2002 - 2004 przez 12 spółek wytwórczych w poszczególnych segmentach rynku

Segment	Średnia cena energii elektrycznej [zł/MWh]			Zmiana [%]
	2002	2003	2004	2003/2002	2004/2003
Ogółem	137,71	145,09	139,23	5,36	-4,04
w kontraktach długoterminowych	156,08	169,83	164,88	8,81	-2,91
poza kontraktami długoterminowymi	120,03	123,46	118,69	2,86	-3,86
w tym:
– sprzedaż do spółek dystrybucyjnych	113,87	119,70	117,92	5,12	-1,49
– sprzedaż do przedsiębiorstw obrotu	110,47	118,60	113,12	7,36	-4,62
– sprzedaż energii na giełdzie	131,52	114,80	113,42	-12,71	-1,20
– sprzedaż energii na Rynku Bilansującym	151,98	151,01	133,69	-0,64	-11,47
– sprzedaż energii odbiorcom TPA	105,06	112,65	116,66	7,22	3,56
– sprzedaż energii innym odbiorcom finalnym (głównie lokalnie)	164,74	163,66	161,67	-0,66	-1,21

Źródło: URE

Średnia cena energii elektrycznej sprzedanej przez wytwórców w 2004 r. wyniosła 139,23 zł/MWh i była o blisko 6 zł (4,04%) niższa niż w roku 2003. W segmencie kontraktów długoterminowych średnia cena w badanym okresie wyniosła 164,88 zł/MWh, co oznacza spadek w stosunku do ceny w 2003 r. o 2,91%. Natomiast w części rynku podlegającej mechanizmom konkurencji średnie ceny energii elektrycznej kształtowały się na poziomie 118,69 zł/MWh, czyli spadły o 3,86% w stosunku do cen roku poprzedniego. Największy spadek cen odnotowano w sprzedaży na rynku bilansującym – cena spadła nominalnie o 17,32 zł/MW, co oznacza 11,47% obniżkę w stosunku do roku poprzedniego. W badanym okresie zaobserwowano nieznaczny spadek cen energii uzyskiwanych przez wytwórców także w innych segmentach rynku, poza segmentem sprzedaży odbiorcom uprawnionym do korzystania z prawa wyboru dostawcy. W tej ostatniej grupie średnie ceny uzyskiwane przez wytwórców wzrosły o 3,56% uzyskując poziom 116,66 zł/MW. Wzrost ceny tłumaczyć można wzrostem popytu w tym segmencie związanym z jego cenową atrakcyjnością oraz z tym, że w trakcie 2004 r. prawo wyboru dostawcy uzyskali nowi odbiorcy. Stopień wzrostu ceny był jednak dwukrotnie niższe niż w roku poprzednim. W segmentach sprzedaży do spółek dystrybucyjnych i przedsiębiorstw obrotu, gdzie obrotowi podlega główna część energii poddanej mechanizmom gry rynkowej, średnia cena kształtowała się na poziomie 113 - 118 zł/MWh. Nieznaczna zmiana w 2004 r. cen na Towarowej Giełdzie Energii (spadek o 1,20% wobec spadku o 12,71% w roku poprzednim) i symboliczny jej udział w rynku energii (0,9%) wskazuje na marginalne znaczenie tego segmentu w grze rynkowej. W latach 2002 i 2003 dwie z badanych dwunastu spółek wytwórczych prowadziły bezpośrednią sprzedaż odbiorcom TPA. Natomiast w roku 2004 liczba takich wytwórców wzrosła do trzech. Z danych tych wynika, że jednak w dalszym ciągu dla większości odbiorców TPA dostawcą są przedsiębiorstwa obrotu i spółki dystrybucyjne.

Najwyższy poziom średnich cen uzyskiwanych przez wytwórców systemowych jest obserwowany w segmencie sprzedaży odbiorcom finalnych (najczęściej lokalnie) oraz w segmencie sprzedaży do PSE SA. Zmiany cen w 2004 r. przedstawia rysunek 2.

Rysunek 2. Średnie ceny energii elektrycznej uzyskiwane przez 12 największych wytwórców w poszczególnych kwartałach 2004 r.(w zł/MWh)

Średnie ceny energii w segmentach sprzedaży w poszczególnych kwartałach roku 2004 były ustabilizowane. Wyjątek stanowi tu segment sprzedaży do PSE SA w ramach kontraktów długoterminowych oraz segment sprzedaży przedsiębiorstwom obrotu. W pierwszym z tych przypadków nastąpił istotny wzrost średniej ceny energii w IV kwartale 2004 r., który wyniósł 16,67%. Tak znaczne zmiany cen sprzedaży w IV kwartale, w porównaniu do kwartału III (w niektórych przypadkach sięgające aż 50%), mogą wskazywać na istnienie praktyk dodatkowych uzgodnień dotyczących wysokości cen pomiędzy stronami kontraktów, co byłoby niedopuszczalne i stanowiłoby jeszcze jeden argument potwierdzający słuszność prac nad rozwiązaniem tych umów. W drugim przypadku, tj. w segmencie sprzedaży przedsiębiorstwom obrotu, w IV kwartale 2004 r. nastąpił spadek średniej ceny. Przyczyną zmiany średniej ceny w tym kwartale był prawie dwukrotny wzrost wolumenu energii sprzedawanej przedsiębiorstwom obrotu w stosunku do poprzednich kwartałów, który wynikał ze wzrostu sprzedaży wytwórcy oferującego jedne z najniższych cen w sektorze.

Prace nad programem restrukturyzacji kontraktów długoterminowych

W roku 2004 trwały dalsze prace nad restrukturyzacją kontraktów długoterminowych (KDT). Koncepcja opracowana w roku 2003 budziła wiele wątpliwości natury prawnej i ekonomicznej, wynikających w szczególności z braku pewności co do zasadności interpretacji likwidacji KDT na mocy ustawy jako wywłaszczenia za rekompensatą. Inne wątpliwości wynikały z opinii Komisji Europejskiej, w której zawarte było stwierdzenie, że program likwidujący KDT może zawierać elementy niedozwolonej pomocy publicznej. Stąd jednorazowe wypłaty rekompensat, bez późniejszego monitoringu skutkującego dopłatą bądź zwrotem środków, nie były w świetle argumentacji przedstawionej przez Komisję rozwiązaniem prawidłowym. W związku z tym Zespół ds. Rynku Energii Elektrycznej i Gazu Ziemnego (obecnie Zespół ds. Polityki Energetycznej) zdecydował o zmianie koncepcji programu oraz dostosowaniu jego rozwiązań do metodologii przyjętej przez Komisję Europejską w lipcu 2001 r. w „Komunikacie w sprawie metodologii analizowania pomocy publicznej związanej ze zjawiskiem kosztów osieroconych”¹⁾.

Najistotniejszą wprowadzoną w 2004 r. zmianą w projekcie programu likwidacji KDT jest założenie dobrowolnego rozwiązania kontraktów długoterminowych na podstawie umów rozwiązujących pomiędzy PSE SA, poszczególnymi wytwórcami i utworzonym w celu prowadzenia rozliczeń Przedsiębiorstwem Rozliczeń Opłat Systemowych SA (PROS SA).

Według nowej koncepcji, po podpisaniu umowy rozwiązującej, strony przedstawiają ją do zatwierdzenia Prezesowi URE. Po zatwierdzeniu umowy przez Prezesa URE, wytwórcy uzyskują możliwość udziału w programie, tj. mają prawo do otrzymania środków na pokrycie kosztów osieroconych w wysokości bazowej zawartej w ustawie wraz z ich późniejszą korektą. Dla każdego wytwórcy będącego stroną umowy długoterminowej, w załączniku do ustawy określone zostaną następujące wielkości: kwota maksymalna, kwota bazowa oraz wartości potrzebne do obliczenia rocznych korekt kosztów osieroconych oraz korekty końcowej tych kosztów dla poszczególnych lat.

Zgodnie z metodą unijną, wysokość kosztów osieroconych dla poszczególnych wytwórców została wyliczona jako różnica pomiędzy zaktualizowaną wysokością środków trwałych netto dla całych przedsiębiorstw posiadających KDT bądź grup kapitałowych, do których one należą a wartością tych aktywów na rynku, wyrażoną sumą zdyskontowanych wyników finansowych netto na działalności operacyjnej, które dane przedsiębiorstwo może uzyskać na konkurencyjnym rynku energii w latach 2006 - 2025.

Pod nadzorem Prezesa URE podjęto prace w celu wyliczenia wysokości kosztów osieroconych dla każdego wytwórcy, które po procesie uzgodnień z zainteresowanymi stronami, zostały przekazane Ministrowi Gospodarki i Pracy.

Zmodyfikowany został także system monitorowania programu. Obecne rozwiązanie koryguje wielkość wypłaconej wytwórcy kwoty kosztów osieroconych o różnicę pomiędzy przyjętymi do kalkulacji tych kosztów prognozami wyników finansowych w warunkach rynkowych a wynikami rzeczywistymi uzyskanymi przez wytwórcę. W okresie od rozwiązania KDT do 2016 r. wysokość kosztów osieroconych będzie korygowana, czego rezultatem może być wypłata dodatkowych środków wytwórcy bądź zwrot środków przez wytwórcę.

System korygowania wypłaconej kwoty bazowej został podzielony na dwie składowe:

1. tzw. korekta roczna, będzie przeprowadzana dla każdego roku w okresie 2006 - 2014, w dwa lata po zakończeniu roku, którego dotyczy korekta,

2. tzw. korekta końcowa, będzie przeprowadzona raz w 2016 roku i obejmie rzeczywiste dane za lata 2006 - 2014 oraz zaktualizowaną prognozę na lata 2015 - 2025.

Łączna kwota kosztów osieroconych wypłacanych danemu wytwórcy nie będzie mogła przekroczyć ustalonej wysokości kosztów osieroconych w wysokości maksymalnej, a łączna kwota korekt zwracanych przez danego wytwórcę nie będzie mogła przekroczyć wypłaconej mu kwoty bazowej kosztów osieroconych.

Zgodnie z nowym projektem ustawy, planowane jest wprowadzenie jednej restrukturyzacyjnej opłaty systemowej (ROS), pobieranej bezpośrednio od odbiorców, zawierającej dwa składniki: stały i korygujący. Oba składniki mają charakter opłaty stałej niezależnej od zużycia energii, tj. naliczanej na odbiorcę bądź na moc umowną.

Składnik stały ROS ma służyć pokryciu kosztów finansowych wynikających z sekurytyzacji należności w wysokości kwoty bazowej kosztów osieroconych. Na pierwsze dwa lata po wejściu w życie ustawy składnik stały opłaty ROS jest kalkulowany w oparciu o średnioroczne koszty emisji obligacji na kwotę w wysokości bazowej kosztów. Łączna kwota należności w przypadku tego składnika nie powinna podlegać istotnym zmianom i przyjmować wartości wyłącznie dodatnie lub równe zero.

Składnik korygujący ROS wynika z rocznych korekt bazowych kosztów osieroconych. Na pierwsze dwa lata po wejściu w życie ustawy składnik korygujący opłaty ROS jest kalkulowany w oparciu o średnioroczne, niezerowe odchylenia wariantów bazowego i maksymalnego pomiędzy prognozowanymi wyników finansowych na działalności operacyjnej skorygowanych o amortyzację w danym roku, począwszy od 2006 do 2015 r. Łączna kwota należności w przypadku tego składnika powinna podlegać istotnym zmianom. Kwota ta może zwiększać się lub zmniejszać w zależności od dochodów, jakie przedsiębiorstwa wytwórcze uzyskają na rynku oraz przyjmować wartości ujemne i dodatnie.

Projekt ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych w przedsiębiorstwach w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej zawierający powyższe rozwiązania został przyjęty przez Radę Ministrów 22 lutego 2005 r. i skierowany do notyfikacji przez Radę Europejską.

Sytuacja ekonomiczno-finansowa wytwórców, którzy są stronami kontraktów długoterminowych

W roku 2004 KDT obowiązywały w rozliczeniach pomiędzy PSE SA a 7 wytwórcami systemowymi. Średnie ceny energii elektrycznej dla tych wytwórców zmalały w stosunku do roku poprzedniego. Wyjątek stanowią dwa podmioty - ZE Dolna Odra SA oraz Elektrownia Bełchatów SA, przy czym wzrost ceny energii dla Elektrowni Bełchatów SA jest minimalny. Zmiany te mogą wynikać z faktu spłaty przez przedsiębiorstwa części zadłużenia, co powoduje mniejsze obciążenia z tytułu kosztów finansowych, a także spadku cen węgla kamiennego.

Tabela 5. Średnie ceny energii elektrycznej sprzedawanej przez poszczególnych wytwórców do PSE SA (w zł/MWh)

Wytwórca	2001	2002	2003	2004
El Połaniec SA	158	234	239	177
El „Kozienice” SA	153	186	195	154
El „Opole” SA	233	314	277	200
Południowy Koncern Energetyczny SA	189	228	283	249
ZE Dolna Odra SA	173	229	242	265
El „Turów” SA	164	175	203	180
El „Bełchatów” SA	87	95	106	108

Źródło: URE

W zakresie udziału energii elektrycznej produkowanej przez wytwórców systemowych w ramach KDT zachował się trend malejący - w 2003 r. udział ten wynosił 47%, a w 2004 r. wyniósł 45%. Jednakże w dalszym ciągu ceny w kontraktach są wyższe niż w pozostałych obszarach rynku i tak w 2004 r., przy 44,5% udziale w produkcji energii, wytwórcy ci otrzymują 53% przychodów.

2. Monitorowanie Rynku Bilansującego i Towarowej Giełdy Energii SA

Zmiany formalno-prawne na rynku bilansującym − wyodrębnienie Operatora Systemu Przesyłowego

Zgodnie z obowiązującym prawem unijnym, decyzją Prezesa URE z dnia 28 lipca 2004 r. został wyznaczony niezależny Operator Systemu Przesyłowego (OSP) – spółka PSE-Operator SA. W decyzji zawarto zobowiązanie do przedstawienia opracowanej przez OSP Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) do zaopiniowania przez Prezesa URE. Do końca 2004 r. wyznaczony OSP korzystał z IRiESP, opracowanej przez PSE SA, która to spółka poprzednio pełniła funkcję operatora systemu przesyłowego. Należy nadmienić, że zgodnie z obowiązującą ustawą – Prawo energetyczne, Prezes URE nie ma uprawnień do zatwierdzania Instrukcji, zatem wymienione powyżej zobowiązanie miało charakter czysto formalny. Obowiązujący tryb wprowadzania zmian lub wprowadzania nowej IRiESP przewidywał wprowadzanie tej Instrukcji do stosowania uchwałą zarządu PSE-Operator SA w terminie nie krótszym niż jeden miesiąc od dnia podjęcia takiej uchwały. Natomiast nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne²⁾, dokonana stosownie do uregulowań Dyrektywy 2003/54, przewiduje upoważnienie dla Prezesa URE do zatwierdzania – w drodze decyzji – Instrukcji, w części dotyczącej bilansowania systemu przesyłowego oraz zarządzania ograniczeniami systemowymi.

Opracowanie Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej przez PSE-Operator SA

Analizując treść IRiESP opracowanej przez PSE-Operator SA, należy podkreślić, że poza kilkoma zmianami o niewielkim znaczeniu, bazuje ona na zasadach i procedurach IRiESP, opracowanej i stosowanej przez PSE SA. Na początku 2004 r. OSP przedstawił projekt zmian w Regulaminie Rynku Bilansującego, mających na celu modyfikację pozycji kontraktowych na rynku bilansującym energii elektrycznej (RB) oraz uregulowanie wielu relacji prawnych, ekonomicznych i technicznych pomiędzy wytwórcami a OSP. Zdaniem autorów tego dokumentu, zaproponowane zmiany miały na celu rozwój rynku energii poprzez wprowadzenie na RB mechanizmów o charakterze rynku dnia bieżącego przy założeniu decentralizacji funkcji w zakresie realizacji umów sprzedaży energii oraz funkcji bilansowania. W październiku 2004 r. OSP przeprowadził konsultacje z uczestnikami rynku energii elektrycznej nt. zaproponowanych zmian w IRiESP. Dotyczyły one przede wszystkim formalnej zmiany podmiotu świadczącego usługi przesyłowe oraz kilku istotnych zmian w zakresie generacji wymuszonej, mających na celu przygotowanie rynku tych usług do godzinowo-dobowego trybu rozliczeniowego, co powinno pozytywnie wpłynąć na rzeczywistą (rynkową) wycenę tych usług. Cała IRiESP została zatwierdzona uchwałą Zarządu PSE-Operator SA do stosowania od 1 stycznia 2005 roku. Stosownie do warunku zawartego w decyzji powołującej OSP, przedstawił on Prezesowi URE Instrukcję z prośbą o zaopiniowanie. W piśmie z 1 grudnia 2004 r. Prezes URE stwierdził, że IRiESP opracowana przez OSP może być stosowana od 1 stycznia 2005 roku. Niezależnie od powyższego, Prezes URE zwrócił uwagę, że zgodnie z nowelizacją ustawy – Prawo energetyczne Prezes URE otrzyma delegację do zatwierdzania tej części instrukcji, która dotyczy zasad i procedur bilansowania oraz zarządzania ograniczeniami. W związku z powyższym, Prezes URE wyraził pogląd, że wskazane jest opracowanie takich zasad przez OSP. Ponadto, Prezes URE zwrócił uwagę, że w procesie konsultacji IRiESP uczestnicy zgłosili wiele uwag i propozycji zmian dotyczących niezmienionej części instrukcji. Należy jednak podkreślić, że z „pakietu” proponowanych na początku zmian w IRiESP wprowadzono ich niewiele, głównie ze względu na znaczny sprzeciw uczestników rynku w stosunku do zmiany alokacji kosztów związanych z ograniczeniami technicznymi, a głównie w odniesieniu do wprowadzenia tzw. opłat węzłowych.

Analiza sytuacji na Rynku Bilansującym i Towarowej Giełdzie Energii SA

Analizując sytuację na RB, należy zauważyć, że w porównaniu z 2003 r. wolumen energii bilansującej znacząco zmalał, o ok. 39%. Należy podkreślić, że wielkość ta dotyczy wyłącznie energii kupionej na pokrycie niezbilansowania spółek dystrybucyjnych, (czyli, wg terminologii RB, jednostek grafikowych odbiorczych pasywnych) i nie obejmuje energii kupowanej przez OSP w ramach tzw. generacji wymuszonej³⁾.

Średnia cena rozliczeniowa odchylenia (CRO) zmalała ze 102 zł/MWh w 2003 r. do wartości 101 zł/MWh w 2004 r., co można uznać za stabilizację tych cen w roku 2004. Tabele 6 i 7 przedstawiają zestawienie wolumenu oraz cen energii na RB w 2004 r.

Tabela 6. Wolumen energii na Rynku Bilansującym (MWh) w 2004 r.

Miesiąc	Zbilansowanie systemu (suma energii przyrostowej i redukcyjnej)	Energia przyrostowa	Energia redukcyjna	Obrót
styczeń	−89 727	53 638	−143 365	197 003
luty	−24 735	62 969	−87 704	150 673
marzec	−61 921	67 570	−129 491	197 061
kwiecień	−38 819	52 826	−91 645	144 471
maj	2 537	79 538	−77 001	156 539
czerwiec	−18 233	52 978	−71 211	124 189
lipiec	74 898	117 455	−42 557	160 012
sierpień	15 667	74 060	−58 393	132 453
wrzesień	8 979	74 651	−65 672	140 323
październik	−11 908	69 968	−81 876	151 844
liscenterad	15 302	111 425	−96 123	207 548
grudzień	−45 179	75 343	−120 522	195 865
Suma	−173 139	892 421	−1 065 560	1 957 981

Źródło: www.cire.pl.

Tabela 7. Ceny energii na Rynku Bilansującym (w zł/MWh) w 2004 r.

Miesiąc	CRO średnia	CRO min	CRO max	CROs min	CROs max	CROz min	CROz max
styczeń	98	72	146	132	398	70	104
luty	100	73	137	135	298	70	98
marzec	95	73	139	150	462	71	95
kwiecień	98	73	133	129	431	70	98
maj	102	73	190	131	576	70	103
czerwiec	99	71	142	131	375	70	106
lipiec	109	71	145	131	379	70	109
sierpień	105	71	141	126	459	70	106
wrzesień	104	71	174	136	337	70	105
październik	102	70	148	134	322	70	102
liscenterad	102	71	152	136	414	70	101
grudzień	98	70	178	150	386	70	104

Źródło: www.cire.pl.

Tabela 8. Wolumen i ceny energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii SA w 2004 r.

Miesiąc	Średnia cena [zł/MWh]	Cena min [zł/MWh]	Cena max [zł/MWh]	Szczyt europejski [zł/MWh]	Obrót [MWh]
styczeń	109	69	135	113	160 276
luty	110	71	140	117	144 415
marzec	109	70	131	116	164 231
kwiecień	110	70	130	115	144 216
maj	113	85	142	121	181 606
czerwiec	113	81	135	122	160 707
lipiec	112	73	142	120	147 342
sierpień	110	73	140	118	167 790
wrzesień	111	81	139	118	137 260
październik	106	70	135	116	144 627
listopad	108	55	150	118	185 616
grudzień	107	70	140	118	156 265
Suma					1 894 351

Źródło: www.cire.pl.

Podobnie jak w przypadku RB, wolumen energii na Towarowej Giełdzie Energii SA (TGE SA) zmalał o ok. 42%⁴⁾ w porównaniu z 2003 r. Średnia cena energii na TGE SA zmalała ze 113 zł/MWh do 110 zł/MWh⁵⁾. Tak niska cena świadczy o panującej na rynku tendencji do zaniżania średnich cen energii odsprzedawanej przez spółki dystrybucyjne poprzez giełdę energii, w odniesieniu do średniej ceny energii w umowach dwustronnych. Powodem takich działań jest dążenie do ograniczenia ryzyka wynikającego z funkcjonującego niesymetrycznego mechanizmu cen rozchylonych na RB. Spółkom dystrybucyjnym opłaca się świadome niewielkie przekontraktowanie energii w odniesieniu do przewidywanego własnego zapotrzebowania, a następnie odsprzedaż nadwyżkowej energii poprzez TGE SA po cenach wyższych niż ceny CROz z rynku bilansującego. Są to, co prawda, działania racjonalne z punktu widzenia interesu finansowego spółek dystrybucyjnych, niemniej świadczą o wadach obecnie funkcjonujących rozwiązań na RB. W efekcie cena rozliczeniowa ustalana na TGE SA nie ma charakteru rynkowej ceny odniesienia, ponieważ jest zaniżona w stosunku do rzeczywistych cen rynkowych. W związku z niewielkim wolumenem energii podlegającej obrotowi giełdowemu, zjawiska te w zasadzie mają charakter marginalny. Niepokojącym zjawiskiem jest jednak wykorzystywanie tej sztucznie zaniżonej ceny jako wskaźnikowej przy zawieraniu transakcji dwustronnych, bowiem prowadzi to do zaniżania cen na rynku kontraktów bilateralnych poniżej ceny przyjętej w założeniach do taryf dla spółek dystrybucyjnych. W konsekwencji prowadzić to będzie do zwiększania zysków spółek dystrybucyjnych. Tabela 8 przedstawia wolumen oraz ceny energii na TGE SA w 2004 r.

Można ogólnie stwierdzić, iż powyższe dane świadczą o postępującym wzroście udziału kontraktów bilateralnych w ogólnej strukturze handlu energią i ograniczaniu rynku bilansującego do roli technicznej, przy jednoczesnej utrzymującej się marginalnej roli TGE SA w całkowitym obrocie energią na rynku.

Niedoskonałości aktualnego modelu rynku

Należy podkreślić, że segment bilansujący ma kluczowe znaczenie dla funkcjonowania rynku energii i dla bezpieczeństwa pracy krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE). Dokonuje się tam nie tylko równoważenie bieżącej produkcji i zużycia energii elektrycznej w kraju, ale także bilansowanie ograniczonych zasobów KSE w zakresie technicznych możliwości przesyłu energii elektrycznej.

Aktualny model działania rynku zakłada, że handel bilateralny jest prowadzony bez uwzględniania ograniczeń technicznych w realizacji dostaw energii. Jednym ze skutków powyższej sytuacji jest fakt, że podmioty rynkowe zawierające kontrakty dwustronne nie uwzględniają w kontraktach handlowych możliwości technicznych wprowadzenia zakontraktowanej energii do sieci elektroenergetycznej (tzw. ograniczeń systemowych), przenosząc koszty wynikające z tych ograniczeń (tzw. koszty korzystania z systemu elektroenergetycznego) na odbiorców. W celu technicznego zbilansowania systemu z uwzględnieniem ograniczeń sieciowych, OSP dokonuje korekty programów pracy elektrowni wynikających z zawartych umów sprzedaży energii do postaci wykonalnej z punktu widzenia możliwości technicznych systemu przesyłowego.

Skutkiem niedoskonałości takiego modelu rynku jest możliwość wykorzystywania przez niektórych wytwórców swojej lokalizacji w sieci przesyłowej lub technicznych ograniczeń w pracy elektrowni (tzw. wymuszeń elektrownianych) do sprzedaży energii elektrycznej na rynek bilansujący po cenie znacznie wyższej niż rynkowa i osiąganie nieuzasadnionych rynkowo przychodów z tego tytułu. Należy stwierdzić, że sumarycznie koszty usuwania ograniczeń, ponoszone przez OSP w skali roku, miały w 2004 r. tendencję wzrostową. Wynikało to m.in. z procesów konsolidacyjnych zachodzących w krajowej energetyce. Łączenie się spółek dystrybucyjnych w większe podmioty skutkuje zmniejszeniem kosztów bilansowania ponoszonych przez te spółki dystrybucyjne ze względu na zgłaszanie jednego sumarycznego grafiku zapotrzebowania dla całego obszaru, zamiast odrębnych grafików zgłaszanych przez poszczególne spółki i rozliczanie jednego zagregowanego niezbilansowania skonsolidowanej spółki. Jednocześnie ze spadkiem kosztów niezbilansowania ponoszonych przez spółki dystrybucyjne spadają przychody OSP, co w konsekwencji prowadzi do wzrostu całkowitych kosztów pokrycia zapotrzebowania ponoszonych przez OSP powyżej wielkości przyjętych w taryfie.

Aktualny stan organizacji i sposób działania RB wykazuje istotne wady z punktu widzenia oddziaływania na racjonalność podejmowanych w sektorze elektroenergetycznym decyzji inwestycyjnych, kształtowania warunków konkurencji na rynku energii oraz rozszerzania zakresu swobody wyboru dostawców energii (zasada TPA). Jako podstawowe przyczyny tego stanu można wskazać: obowiązujące zasady zarządzania ograniczeniami technicznymi oraz prawno-organizacyjne rozwiązania w zakresie bilansowania handlowego. Wady te skutkują następującymi zjawiskami na rynku energii:
- brakiem zróżnicowania profilu dobowego cen na rynku energii, co utrudnia racjonalną dywersyfikację źródeł wytwórczych, bowiem nie ma uzasadnienia ekonomicznego dla budowy elektrowni szczytowych⁶⁾,
- brakiem ekonomicznych bodźców zachęcających do minimalizacji kosztów wykorzystywania zasobów systemu elektroenergetycznego do realizacji indywidualnych dostaw energii,
- zakłóceniem działania konkurencji cenowej na rynku energii w wyniku subsydiowania produkcji energii elektrycznej niektórych wytwórców przychodami z tytułu „gry ograniczeniami technicznymi”,
- brakiem właściwych sygnałów ekonomicznych dla lokalizacji nowych źródeł energii elektrycznej i dużych odbiorców ze względu na nieracjonalny koszt rozbudowy sieci,
- brakiem motywacji do działań inwestycyjnych i modernizacyjnych nastawionych na usuwanie ograniczeń technicznych pracy elektrowni,
- wysokim udział opłaty przesyłowej w kosztach pozyskania energii elektrycznej przez odbiorców.

Wady obecnie funkcjonującego modelu rynku skłaniają do zasadniczej rewizji zasad zarządzania ograniczeniami technicznymi, głównie z punktu widzenia ich niekorzystnego wpływu na racjonalność podejmowanych działań gospodarczych w sektorze energetycznym.

3. Decyzje w sprawie zwolnienia z obowiązku przedstawiania taryf do zatwierdzenia

Zgodnie z art. 49 ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne, Prezes URE może zwolnić przedsiębiorstwo energetyczne z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia, jeżeli stwierdzi, że w zakresie objętym taryfą działa ono w warunkach konkurencji, albo cofnąć udzielone zwolnienie w przypadku ustania warunków uzasadniających zwolnienie. Podstawowym warunkiem zwolnienia przedsiębiorstwa z obowiązku przedstawienia taryf do zatwierdzenia jest więc ustalenie, czy działała ono we wspomnianych warunkach konkurencji, taki też był kierunek prowadzonych przez Prezesa URE postępowań. W prowadzonych na wniosek przedsiębiorstw energetycznych postępowaniach o zwolnienie z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia do oceny, czy dane przedsiębiorstwo działało na rynku konkurencyjnym, były wykorzystywane wskazane obecnie bezpośrednio w ustawie kryteria uznania działania danego podmiotu we wspomnianych warunkach konkrecji. Tym samym badano w postępowaniu dowodowym takie cechy rynku, jak:
- liczbą uczestników i wielkość ich udziałów w rynku,
- przejrzystość struktur i zasad funkcjonowania rynku,
- istnienie barier dostępu do rynku,
- równoprawne traktowanie uczestników rynku,
- dostęp do informacji rynkowej,
- skuteczność kontroli i zabezpieczeń przed wykorzystaniem pozycji ograniczającej konkurencję,
- dostępność do wysoko wydajnych technologii.

W 2004 r. Prezes URE rozpatrzył dwa wnioski indywidualne o zwolnieniu z obowiązku przedkładania do zatwierdzenia taryfy dla energii elektrycznej i gazu. Jeden z tych wniosków został złożony przez przedsiębiorstwo energetyczne dla którego działalność energetyczna stanowiła tylko działalność „dodatkową”, drugi przez przedsiębiorstwo zajmujące się obrotem gazem.

Postępowania w obu sprawach zostały umorzone.

W odniesieniu do przedsiębiorstwa gazowniczego, po przeprowadzeniu postępowania wyjaśniającego, postępowanie zostało umorzone na wniosek strony, która uznała, że nie jest w stanie sprostać wymogom zawartym w art. 49 ustawy – Prawo energetyczne. Po wyjaśnieniu całości stanu prawnego oraz przedstawieniu przez Urząd warunków wynikających z przepisów prawa, jakie musi spełniać przedsiębiorstwo energetyczne, aby zostać zwolnione z obowiązku przedstawiania taryf do zatwierdzenia, przedsiębiorca doszedł do wniosku, że nie spełnia wymogów działania w warunkach konkurencji. Jednocześnie zwrócił uwagę, że przepisy ustawy – Prawo energetyczne, powinny zostać liberalizowane, ponieważ w sektorze gazowniczym jest je bardzo trudno spełnić, a w zasadzie spełnienie ich jest niemożliwe. Przedsiębiorstwo nie było w stanie przedstawić dokumentów potwierdzających fakt, że prowadzi działalność w warunkach konkurencji. Natomiast sama rezygnacja z ubiegania się o zwolnienie z obowiązku przedstawienia taryf do zatwierdzenia była także równoznaczna z zaprzestaniem wykonywania działalności w zakresie obrotu gazem.

Drugi rozpoznany wniosek dotyczył zwolnienia kopalni z obowiązku przedstawiania taryfy dla energii elektrycznej do zatwierdzenia. Ponieważ sam wniosek był nieprecyzyjny, Prezes URE wezwał stronę postępowania do sprecyzowania przedmiotu żądania. Po uzupełnieniu wniosku przez stronę postępowania okazało się, że wnosi ona o zwolnienie z obowiązku przedstawiania taryf do zatwierdzenia za okresy historyczne (przed 20 maja 2002 r. oraz za okres od 20 maja 2002 r. do 1 września 2004 r.), a więc za okresy, w których prowadziła działalność bez wymaganej prawem taryfy. Zgodnie z art. 49 ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne, zwolnienie z obowiązku przedstawiania taryf do zatwierdzenia dotyczy określonej części działalności, w zakresie, w jakim działalność ta prowadzona jest na rynku konkurencyjnym (art. 49 ust. 2). Zwolnienie może zostać dokonane z urzędu lub na wniosek strony. Jednakże zwolnienie jest dokonywane „na przyszłość”, a więc od dnia wydania decyzji administracyjnej w tej sprawie i jest skuteczne od dnia jej uprawomocnienia się. Nie ma żadnych podstaw prawnych do wydania decyzji z mocą wsteczną, o co wnosił przedsiębiorca. Tym bardziej nie było podstaw prawnych do zwolnienia z obowiązku przedstawiania taryf do zatwierdzenia jedynie po to, aby mógł on uniknąć ewentualnej odpowiedzialności za prowadzenie działalności bez wymaganej prawem taryfy.

---

¹⁾ „Commission Communication relating to the methodology for analysing State aid linked to stranded costs”, http://www.europa.eu.int/comm/competition/state_aid/legislation/stranded_costs/en.pdf.
²⁾ Ustawa z dnia 4 marca 2005 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy – Prawo ochrony środowiska (podpisana przez Prezydenta RP, oczekuje na publikację).
³⁾ Patrz rozdział 1.3.1.
⁴⁾ Podana wielkość dotyczy całkowitego wolumenu energii na TGE SA, w odróżnieniu od wartości podanej w rozdziale 1.3.1., która dotyczy energii sprzedanej na TGE SA jedynie przez wytwórców.
⁵⁾ Podana wartość dotyczy średniej ceny energii na TGE SA w odróżnieniu do wartości podanej w rozdziale 1.3.1., która dotyczy średniej ceny sprzedaży energii na TGE SA uzyskanej przez wytwórców.
⁶⁾ Elektrownie, które pracują w okresach szczytowego obciążenia, charakteryzujące się krótkim czasem przywołania do pracy.