Jedna z pierwszych publicznych prezentacji "Kompleksowego rynku energii elektrycznej", jak została zatytułowana propozycja TGPE, nastąpiła podczas listopadowej konferencji energetycznej, zorganizowanej przez "Nowy Przemysł". Nad propozycjami TGPE dyskutowano również w styczniu podczas posiedzenia Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej (PKEE). Przedstawiciele spółek dystrybucyjnych, Towarowej Giełdy Energii oraz PSE Operator zgłosili sporo krytycznych uwag do projektu wytwórców energii.

Przedstawiciele TGPE powołują się na przykład USA, gdzie istnieją cztery główne filary rynku energii elektrycznej. Są to rynki: dnia następnego (RDN) i dnia bieżącego (RDB), regulacyjnych usług systemowych (RUS), zdolności wytwórczych (RZW) oraz zdolności przesyłowych. Wytwórcy energii proponują wprowadzenie podobnych rozwiązań w Polsce. Postulują więc wdrożenie zdecentralizowanego rynku bilansującego dnia następnego, rynku bilansującego dnia bieżącego, rynku regulacyjnych usług przesyłowych, rynku zdolności wytwórczych, rynku zdolności przesyłowych oraz rynku skoordynowanych aukcji.


Wprowadzenie dnia bieżącego


Rynek dnia następnego już działa w Polsce. Propozycje zmiany jego funkcjonowania opierają się na założeniu, że następuje oddzielenie handlu energią elektryczną od bilansowania. W efekcie informacje o umowach sprzedaży energii byłyby przekazywane do Operatora Systemu Przesyłowego następnego dnia po realizacji transakcji. Informacje te będą potrzebne wyłącznie do rozliczenia odchyleń pomiędzy energią zakontraktowaną a energią rzeczywiście wyprodukowaną lub pobraną.

Arkadiusz Krakowiak z Elektrowni Kozienice przekonuje, że zaletą tych zmian ma być neutralność finansowa OSP, ponieważ Operator nie będzie ponosił kosztów bilansowania, a odbiorcy, posiadający odbiory aktywne, będą mieli możliwość dostosowania poboru energii do zmieniającej się ceny. Dzięki temu zwiększy się aktywność uczestników rynku, bo zostanie na nich przeniesione wiele decyzji podejmowanych obecnie przez OSP.

Całkowitą nowością ma być wprowadzenie Rynku Dnia Bieżącego (RDN). Dzięki niemu uczestnicy rynku energii będą mieli możliwość dostosowania w czasie rzeczywistym swojej pracy i poboru do zmieniających się warunków w sieci, w tym - ceny energii. W efekcie wzrośnie liczba transakcji zawieranych na rynku konkurencyjnym, dzięki czemu ograniczone zostaną transakcje na rynku bilansującym. Ceny energii bilansującej mają wynikać z ofert, a koszty bilansowania mają pokrywać uczestnicy rynku, których pobór lub produkcja energii elektrycznej odbiegać będzie od założonego programu. Uczestnicy rynku mają mieć możliwość dokonywania zmiany swoich programów pracy oraz ofert bilansujących co 2 godziny. TGPE podkreśla, że na rynku mogą działać grupy bilansujące, które będą wspólnie rozliczane z odchyleń. Także te zmiany mają doprowadzić do zwiększenia aktywności uczestników rynku.


5-letnie usługi systemowe


TGPE przypomina, że obecnie zakupy regulacyjnych usług systemowych (m.in. rezerwa sekundowa, rezerwa minutowa, regulacja 15-minutowa, rezerwa odtworzeniowa, automatyczna regulacja napięcia i mocy biernej, gotowość do pracy w układach wydzielonych) następują w cyklu rocznym. Aby zapewnić inwestorom stabilne warunki w dłuższej perspektywie, zaproponowano, aby zakupy RUS były dokonywane co najmniej na 5 lat, przy czym stawki dla części usług byłyby ustalane corocznie, a dla pozostałych, których zakup można poddać warunkom rynkowym, ceny byłyby ustalane na podstawie złożonych ofert.

TGPE proponuje m.in. wprowadzenie w ramach RUS płatności związanej z kosztami rozruchu jednostek wytwórczych. Jak podkreśla Mariusz Frystacki z Elektrowni Rybnik, obecnie rozruchy dokonywane na polecenie Operatora są bezpłatne, a koszt uruchomienia jednostki wytwórczej wynosi od 30 do 100 tys. zł. Frystacki mówi, że tych kwot nie są w stanie pokryć ceny energii, gdy blok działa krótko (z reguły chodzi o to, aby w sposób nagły, prawie awaryjny, bilansować system).


Kupowanie mocy


TGPE przekonuje, że jednym z kluczowych elementów zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego jest odpowiednia wielkość zdolności wytwórczych - dyspozycyjnych i możliwych do wykorzystania ze względu na warunki sieciowe. Muszą one być co najmniej o 15 proc. większe od wielkości poboru energii elektrycznej.

Dyrektywa EC/54/2003 przewiduje swobodę inwestycji w zdolności wytwórcze, wprowadzając tzw. procedurę autoryzacji, oznaczającą, że każdy, kto spełni określone wymagania techniczne i ekologiczne, może podejmować takie inwestycje. Gdyby procedura autoryzacji nie skutkowała dostatecznymi inwestycjami w zdolności wytwórcze, kraj członkowski może wprowadzić procedurę przetargową. W praktyce procedura autoryzacji nie działa, ponieważ sygnały cenowe nie są dostatecznie silne, a procedura przetargowa, aby była atrakcyjna, oznaczałaby konieczność przekazania pomocy publicznej części inwestorów.

Oczywiście można też czekać do czasu, gdy na skutek braku mocy ceny wzrosną na tyle, że inwestycje staną się opłacalne, jednak zdanie się tylko na sygnały rynkowe, przy inwestycjach o bardzo długim cyklu realizacji, może doprowadzić do braku energii elektrycznej oraz jej bardzo wysokich cen i w znacznym stopniu zahamować rozwój gospodarki. Dlatego, zdaniem TGPE, lepszym rozwiązaniem byłoby wprowadzenie płatności za moc. Spośród wielu metod takiej płatności najbardziej obiecujące, w ocenie TGPE, wydają się rynki zdolności wytwórczej (RZW), jakie działają w USA. Dlatego też zaproponowano wprowadzenie ich w Polsce.

RZW opierałby się na założeniu, że zdolności wytwórcze są obiektem obrotu, tak jak energia elektryczna, a obowiązek nabywania zdolności wytwórczych jest nałożony na podmioty, które tych zdolności potrzebują - czyli na nabywców energii elektrycznej lub na podmiot działający w ich imieniu. Na rynkach USA działa tzw. podmiot obsługujący odbiór - Load Serving Entity, zobowiązany do zakupu zdolności wytwórczych w wysokości co najmniej 115 proc. maksymalnej wielkości poboru mocy.

RZW miałby działać w systemie rocznym z dodatkowo funkcjonującym rynkiem bilansującym zdolności wytwórczych. Jego wprowadzenie zredukowałoby problemy z finansowaniem nowych jednostek wytwórczych.


Uproszczenie handlu międzynarodowego


TGPE zaproponowało również rynek skoordynowanych aukcji na przesyłowe zdolności transgraniczne. Propozycje te oparte są na modelu Flow-Based Market Coupling, który zakłada, że w każdym z krajów funkcjonuje rynek giełdowy dnia następnego, w ramach którego realizowana będzie główna część całej procedury. Model ten pozwala na uwzględnienie rynków giełdowych, gdzie występują tzw. oferty blokowe, możliwość funkcjonowania w strukturze każdego z rynków krajowych RDB, prowadzenia transakcji bilateralnych, jak również fizycznych aukcji zdolności przesyłowych na rynkach wewnętrznych oraz zabezpieczających transakcji finansowych (rynek instrumentów pochodnych). Przy tym rozwiązaniu następuje minimalizacja funkcji OSP przy uwzględnieniu fizycznych ograniczeń, co ma dać lepsze wykorzystanie istniejących zdolności przesyłowych.

Wdrożenie takiego modelu wymagałoby niewielkich, w ocenie TGPE, zmian w funkcjonowaniu rynku energii, dotyczących harmonizacji czasu składania ofert oraz formatu danych, które podlegają wymianie na poziomie regionalnym. Konieczne byłoby natomiast nawiązanie nowych relacji pomiędzy podmiotami rynkowymi, tak na poziomie krajowym, jak i regionalnym. Niezbędne byłoby m.in. porozumienie pomiędzy operatorami systemów przesyłowych i opracowanie procedury wyznaczania i publikacji zdolności przesyłowych oraz określenie sposobów rozliczeń międzynarodowych.


Krytyka i kontrpropozycje


Propozycje TGPE spotkały się z zainteresowaniem, ale również i sprzeciwem innych uczestników rynku energii. Towarowa Giełda Energii oraz PSE Operator przedstawiły kontrpropozycje.

- Propozycje zawarte w "Kompleksowym rynku energii" są wstępne. Z jednej strony proponuje się wiele bardzo ciekawych rozwiązań, do których można zaliczyć np. od dawna oczekiwane wprowadzenie RDB czy zmianę roli i znaczenia bilansowania na rynku energii elektrycznej w Polsce. Jednak w wielu punktach wymagają szerokiej dyskusji oraz wzbudzają liczne kontrowersje - mówi Marek Kulesa, dyrektor biura Towarzystwa Obrotu Energią.

Zdaniem Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE), propozycja TGPE nie jest modelem rynku kompleksowego, a tylko rynku hurtowego. Model rynku kompleksowego powinien obejmować rynek konkurencyjny energii i rynek regulowany usług sieciowych. PTPiREE zwraca uwagę, że proponowana struktura rynku jest oparta na standardowej konstrukcji rynku, rekomendowanej w USA przez FERC - Federal Regulation and Oversight of Energy, (amerykański regulator). Nie uwzględnia ona specyficznych warunków działania rynku polskiego. Natomiast oddzielenie obrotu energią elektryczną od działań mających na celu zbilansowanie podaży i popytu energii jest, w ocenie PTPiREE, zasadne. Konsekwentnie powinno jednak nastąpić przeniesienie całkowitej odpowiedzialności za wyniki działań na rynku konkurencyjnym energii na uczestników tego rynku, a ingerencja OSP powinna dotyczyć tylko bezpieczeństwa działania KSE.

Dystrybutorzy podkreślają, że Rynek Zdolności Wytwórczych nie powinien zniekształcać mechanizmów rynku energii. Tymczasem, w rezultacie wdrożenia RZW w zaproponowanym kształcie, może dochodzić do podwójnych płatności przez odbiorców: raz za moc na rynku zdolności wytwórczych, a drugi raz - za moc na rynku energii, na którym ceny uwzględniają zarówno koszty stałe, jak i zmienne. Jednym ze sposobów uniknięcia podwójnego obciążania odbiorców kosztami mocy miałoby być ograniczenie tego rynku tylko do rezerw mocy i powierzenie zakupów rezerw OSP, a nie odbiorcom, w formie aukcji ze zróżnicowanymi warunkami w poszczególnych węzłach KSE. W ten sposób byłoby wiadomo, gdzie potrzebne są inwestycje w zwiększenie mocy.


Propozycje TGPE to pomieszanie funkcji


- Zmiany w funkcjonowaniu rynku energii w Polsce są potrzebne, ale nie sądzę, żeby propozycje TGPE szły we właściwym kierunku. Propozycje te są kompletnie sprzeczne z ideą europejskiego, wspólnego rynku energii. To, co proponuje TGPE, to odejście od rynku energii i pójście w kierunku rynku mocy, czyli zaproponowanie konsumentowi, że jeżeli chce mieć świeże bułki, to musi kupić akcje piekarni - przekonuje Grzegorz Onichimowski, prezes Towarowej Giełdy Energii. Podkreśla, że na żadnym rynku konsumenckim nie ma takich praktyk, a rynek energii jest takim samym rynkiem jak każdy inny. Nie można więc preferować producentów energii, zabezpieczając ich przyszłe inwestycje kosztem konsumentów, a nie przez akcjonariuszy, obligatariuszy lub banki kredytujące ich działalność.

Onichimowski uważa, że rynek zdolności wytwórczych to "nieporozumienie". - Takie rozwiązania funkcjonują w niektórych krajach, ale my chcemy budować europejski rynek, który ma być oparty na innych zasadach: możliwości kupowania energii w jak najkrótszym horyzoncie czasowym po konkurencyjnej cenie - przekonuje.

Jego zdaniem, w propozycjach TGPE następuje pomieszanie funkcji rynku bilansującego i giełdy energii. Zwraca uwagę, że to giełda energii jest miejscem, gdzie dokonuje się transakcji handlowych w horyzoncie dnia następnego i dnia bieżącego. Rynek bilansujący to wyłącznie mechanizm techniczny. Kształt tego mechanizmu jest bardzo ważny, bo jeśli będzie wypaczony, nie będzie działał rynek energii. Zadaniem rynku jest maksymalne ograniczenie tego mechanizmu, czyli dążenie do tego, aby jak najmniej energii było na rynku bilansującym. Z tego punktu widzenia, w ocenie prezesa TGE, część propozycji TGPE jest sensownych, jak pomysł zastosowania na rynku bilansującym cen krańcowych.

- Zgadzam się z TGPE, że należy stworzyć RUS w Polsce. To powinien być rzeczywisty rynek, niezależny od łaski operatora czy regulatora, określających ile ma płacić wytwórcy za jego usługi systemowe - dodaje.


Nie zdążą z ustawą do lata


Dyskusje nad pożądanym kształtem rynku energii prowadzone są w ramach przygotowań nowej ustawy Prawo energetyczne. Przedstawiciele Ministerstwa Gospodarki wielokrotnie mówili, że ustawa powinna wejść w życie przed 1 lipca 2007 r., czyli datą formalnego otwarcia rynku energii dla wszystkich odbiorców. Wiadomo jednak, że żadnej rzeczywistej zmiany na rynku energii 1, 2 czy 31 lipca nie będzie. Patrząc na propozycje TGPE oraz TGE i PSE Operator, oraz uwagi innych uczestników rynku, wypracowanie jednej propozycji, która zadowoliłaby wszystkich zainteresowanych, wydaje się dziś niemożliwe.

Dlatego ostateczna decyzja o wyborze modelu rynku będzie należała do resortu gospodarki. Zmiany personalne w tym resorcie i jego spory z Ministerstwem Skarbu wróżą, niestety, że nowe Prawo energetyczne nie wejdzie w życie 1 lipca 2007 r.