Budowa i rozwój w kraju konkurencyjnego rynku energii elek-trycznej oraz prywatyzacja sektora elektroenergetyki stanowią istotne elementy programu restrukturyzacji polskiej energetyki. Realizacja tego trudnego procesu rozpoczęła się już ponad 15 lat temu, jednak ostatnie lata to okres końcowej fazy przeobrażeń energetyki, których sprawne przeprowadzenie decydować będzie o zdolności polskiej energetyki do sprostania trudnym wymaga-niom europejskiego rynku energii.
Rynek Bilansujący (RB) wraz z rynkiem kontraktów dwu- stronnych oraz rynkiem giełdowym to podstawowe segmenty konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce. Funkcjono-wanie dobowo-godzinowego rynku energii elektrycznej w Polsce, z jego podstawowym segmentem, jakim jest Rynek Bilansujący, rozpoczęło się z dniem 1 września 2001 roku.
Rynek Bilansujący, w odróżnieniu od pozostałych segmen-tów rynku, pełni przede wszystkim funkcje techniczne, służąc zapewnieniu bezpieczeństwa i niezawodności pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Oprócz bieżącego bilanso-wania zapotrzebobilanso-wania na energię elektryczną z jej produkcją, obejmuje również rozliczenia działań bilansujących, niezbędnych do realizacji umów sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym i giełdowym. Wdrożenie wymienianych mechanizmów bilanso-wania, prowadzonego przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP), wymusiło na uczestnikach rynku udoskonalenie procesu planowania produkcji i zapotrzebowania na energię elektryczną, wyrażonego w formie przedkładanych OSP grafików realizacji zawartych kontraktów handlowych. Przyjęty mechanizm bilan-sowania wykorzystuje fundamentalną zasadę, zgodnie z którą uczestnicy rynku pokrywają koszty bilansowania w kolejnych okresach rozliczeniowych, związane z błędami prognozy popytu i produkcji energii.
Przyjęty sposób bilansowania i rozliczeń mimo pewnych uproszczeń sprawdził się w praktyce. W ramach zdobywania ko- lejnych doświadczeń podlegał stopniowym modyfikacjom i udo-skonalaniu. Wdrożenie od 1 lipca 2002 r. kolejnej zmiany polega-jącej na wprowadzeniu tzw. rozchylonych cen rozliczeniowych dla odbiorców, wymusiło na nich podjęcie działań ograniczających ryzyko uczestnictwa w RB, a w tym dokładniejsze planowanie zapotrzebowania na energię. Powyższa zmiana ograniczyła rów-nież możliwość wykorzystywania RB do uzyskiwania nie zawsze uzasadnionych korzyści finansowych. Wkrótce okazało się, że należy również dokonać analogicznych zmian ograniczających odchylenia (niezbilansowanie) i związane z tym koszty funkcjono-wania wytwórców na rynku energii. W tym celu Operator Systemu Przesyłowego wprowadził z dniem 21 lipca 2003 r. kolejne zmiany do Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, rozszerzające zakres stosowania zróżnicowanych cen zakupu i sprzedaży, mo-dyfikując mechanizm kształtowania cen rozliczeniowych.
Pierwsza zmiana polegała na zastosowaniu cen rozlicze-niowych odchylenia sprzedaży i zakupu (CROs i CROz) do rozliczeń energii bilansującej nieplanowej dla wszystkich rodza-jów jednostek grafikowych rozliczanych na rynku bilansującym, z wyjątkiem jednostek wytwórczych pracujących z załączonym układem regulacji oraz będących w trakcie uruchomienia. Druga modyfikacja polegała na zmianie sposobu wyznaczania ceny rozliczeniowej dla rozliczeń energii wytwarzanej w ramach tzw. generacji wymuszonej.
Specyfika funkcjonowania Rynku Bilansującego wymaga stałego doskonalenia jego mechanizmów, stosownie do zacho-dzących zmian na rynku energii oraz zdobywanych doświadczeń. Powyższe potrzeby potwierdzają aktualne dane o wartości energii bilansującej oraz kosztach ograniczeń systemowych ponoszonych przez uczestników Rynku Bilansującego.
Rozliczanie
odchyleń nieplanowych wytwórców
Potrzeba stałej racjonalizacji kosztów wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej wywołuje z ich strony naturalną presję na dokonywanie kolejnych zmian Regulamin Rynku Bilansującego (RRB). Wnioskodawcami wprowadzanych zmian najczęściej są ci uczestnicy rynku, dla których koszty uczestnictwa w Rynku Bilansującym są nadal bardzo wysokie, pomimo optymalizacji ich pozycji kontraktowych. Konieczność prognozowania z 37-go-dzinnym wyprzedzeniem, zarówno zapotrzebowania na energię elektryczną przez odbiorców jak i pracy jednostek wytwórczych przez wytwórców, bez możliwości pewnej korekty zgłoszonych grafików obciążenia do końca planowanego okresu, wywołuje dużo emocji i niezadowolenia. W przypadku odbiorców możliwe jest znaczne zmniejszenie ryzyka ponoszenia wysokich kosztów uczestnictwa w Rynku Bilansującym dzięki doskonaleniu i optyma-lizacji narzędzi prognozujących zapotrzebowanie. Zastosowane mechanizmy, nawet najbardziej zaawansowane, nie są jednak dostosowane do sytuacji losowych. Szczególnie wytwórcy nie są w stanie przewidzieć z dobowym wyprzedzeniem konieczności natychmiastowego awaryjnego odstawienia bloku. W skrajnie niekorzystnym przypadku wystąpienie awarii bloku, krótko po zakończeniu procesu grafikowania produkcji na dobę następną, bez możliwości ponownego uruchomienia bloku w całym okresie tej doby powoduje, że wytwórca zmuszony jest zakupić na Rynku Bilansującym całą zgrafikowaną energię na objętym awarią bloku energetycznym przez bieżącą i kolejną dobę. Sytuacje takie, poza przypadkami kilkugodzinnych postojów awaryjnych, należą do częściej występujących w praktyce wyłączeń bloków, którym towarzyszą bardzo wysokie koszty zakupu energii na RB.
Henryk Majchrzak –
Dyrektor TechnicznyAdam Mroziński –
Kierownik Wydziału Sprzedaży EnergiiRobert Pozniak –
Kierownik Sekcji OHTBOT Elektrownia Opole SA
Wpływ funkcjonowania rynku bilansującego na koszty
ponoszone przez uczestników rynku energii elektrycznej
Statystykę postojów awaryjnych bloków Elektrowni Opole, obejmującą kryterium czasu trwania postoju awaryjnego bloku przedstawiono w tabeli 1.
Tabela 1 Statystyka postojów awaryjnych bloków Elektrowni Opole
w 2004 roku Czas trwania postoju awaryjnego, h Liczba postojów awaryjnych Średni czas postoju awaryjnego, h do 2 10 1,4 od 2 do 6 9 3,5 powyżej 6 8 26,5
Parametrem dobrze opisującym niezawodność pracy elek-trowni są następujące wskaźniki: dyspozycyjności – AF (1) i awaryjności – FOR (2).
(1)
(2)
gdzie:
Tp – czas pracy bloku [h],
Ta – czas przestojów awaryjnych [h],
Tk – czas kalendarzowy [h],
n – ilość bloków.
Pomimo wysokiego poziomu prowadzonej działalności re-montowej i eksploatacyjnej w Elektrowni Opole, o czym świadczą przedstawione na rysunkach 1, 2 dane statystyczne krajowej ener-getyki, sytuacje takie nie należą jednak do rzadkości w bieżącej działalności eksploatacyjnej elektrowni. Warto przy tym podkreślić, że wskaźnik awaryjności na poziomie kilku procent można uznać za dość dobry wynik. Dążenie do minimalizacji ilości wyłączeń awaryjnych za wszelką cenę należałoby uznać za działanie niera-cjonalne, bo wymagające przecież niewspółmiernych do efektów nakładów finansowych i organizacyjnych.
Rys. 1. Wskaźnik dyspozycyjności elektrowni systemowych w Polsce w 2004 roku [1]
Rys. 2. Wskaźnik awaryjności elektrowni systemowych w Polsce w 2004 roku [1]
Przypadek typowego wyłączenia nieplanowego wystąpił w Elektrowni Opole w dniu 26 marca br. Z powodu nagłego rozszczelnienia się układu wodno – parowego kotła bloku nr 2, zaszła konieczność natychmiastowego awaryjnego wyłączenia bloku tuż przed godz. 12:00.
Po rozpoznaniu przyczyn i zakresu awarii okazało się, że szybkie usunięcie skutków zakłócenia nie było możliwe. Blok w okresie poprzedzającym awarię został już niestety zaplano-wany do pracy w dobie następnej, więc cała zakontraktowana i zgrafikowana energia dla objętego zakłóceniem bloku, musi być zakupiona przez Elektrownię Opole na Rynku Bilansującym w całym 36-godzinnym okresie objętym cyklem planowania. Przedstawiona sytuacja byłaby ostatecznie do zaakceptowania, gdyby nie dwa istotne dla rozpatrywanego przypadku fakty.
W czasie zakłócenia w elektrowni pozostawały w postoju w rezerwie dwa bloki: blok nr 1 (węzeł 110 kV) i blok nr 3 (węzeł 400 kV), które umożliwiały wyprodukowanie energii objętej zawartymi umowami sprzedaży. Obowiązujące jednak zasady funkcjonowania Rynku Bilansującego skutkują zobowiązaniem wytwórców do zakupu energii na tym rynku od innych dostaw- ców nawet wtedy, gdy objęty awarią producent może pokryć brakującą energię z własnej produkcji, uruchamiając pozosta-jące w rezerwie bloki. Tak było również w tym przypadku, co spowodowało poniesienie przez Elektrownię Opole dużych strat finansowych w wysokości około 0,5 mln złotych.
Ta druga okoliczność, jaką jest wysokość ponoszonych strat sprawia, że nie można pozostać obojętnym wobec obowiązu- jących rozwiązań, które posiadają poważne wady. Jak wynika z topologii i charakterystyki pracy przedstawionego na rysun- ku 3 węzła wyprowadzenia mocy Elektrowni Opole, w stacji 400/110 kV Dobrzeń w dniu opisanej awarii nie było ograniczeń sieciowych, uniemożliwiających wyprowadzenie mocy z pozo-stających w rezerwie bloków. W zaistniałej sytuacji węzeł 110 kV stacji Dobrzeń mógł być zasilany bezpośrednio z bloku nr 1 lub za pośrednictwem autotransformatora z bloku nr 3. Tak się jednak nie stało, a powodem powstałych ograniczeń były jedynie przeszkody natury formalnej, wynikające z zapisów obowiązują-cego regulaminu RB.
Zasady funkcjonowania RB powodują duże straty nie tylko u wytwórców objętych zakłóceniem, ale także u pozostałych uczestników Rynku Bilansującego, którzy rozliczani są ze swoich odchyleń nieplanowych po cenie CROs.
Wszyscy odbiorcy i pozostałe jednostki wytwórcze bez regulacji – muszą zapłacić OSP za ewentualne odchylenia wg znacznie zwiększonych cen CROs. Zwykle ceny CROs kształtują się średnio na poziomie 200–250 zł/MWh, jednak w przypadkach awarii jednostek wytwórczych ceny te wzrastają często do pozio-mu 300–400 zł/MWh.
Należy podkreślić, że rozliczanie wytwórcy przez pierw-sze pierw-sześć godzin awarii bloku wg cen CROs można uznać za uzasadnione – jest to czas niezbędny OSP do ewentualnego uruchomienia innej jednostki dla pokrycia zapotrzebowania w systemie. Potwierdzają to przedstawione w tabeli 2 charakterystyki rozruchowe bloków energetycznych Elektrowni Opole. Jednak rozliczanie tej samej awarii wg cen CROs przez kolejne sześć godzin w nowej dobie występowania awarii, przy pozostawieniu decyzją OSP sąsiedniego bloku tego wytwórcy w rezerwie, trudno jest w racjonalny sposób uzasadnić.
Analizując sposób rozliczeń na Rynku Bilansującym w sytuacji zakłóceń można zauważyć, że koszty ponoszone przez wytwórcę i innych uczestników RB nie mają odzwierciedlenia w kosztach faktycznie ponoszonych przez OSP. Wytwórca kupuje energię na Rynku Bilansującym po cenie CROs, która wyznaczana jest na podstawie cen ofertowych (CO) pasm przyrostowych ofert bilan-sujących wykorzystanych przez OSP do zbilansowania systemu i usuwania ograniczeń systemowych. OSP w takich przypadkach rozlicza się z pozostałymi wytwórcami, których oferty handlowe zostały wykorzystane wg znacznie niższych cen niż CO tj.: wg ceny negocjowanej (CN) lub maksymalnej ceny wytwarzania wymuszonego (CWMAX). Stosowanie takich zasad wyznaczania
cen rozliczeniowych powoduje uzyskiwanie przez OSP trudnych do uzasadnienia dodatkowych przychodów. Obraz rozliczeń obo-wiązujących na Rynku Bilansującym w poszczególnych godzinach awarii obejmujący wytwórców i OSP przedstawiono w tabeli 3. Rys. 3. Schemat ogólny wyprowadzenia mocy Elektrowni Opole i stacji 400/110 kV Dobrzeń
Wyszczególnienie czenieOzna- Uruchomienie ze stanu
gorącego ciepłego zimnego
Minimalny czas postoju, po którym następuje rozruch z danego stanu, h TP 0 6 48 Czas od rozpoczęcia rozruchu do synchro- nizacji, min TS 120 160 180 Czas od synchroni- zacji do pierwszego punktu charaktery- styki rozruchowej, min TR1 30 30 40
Czas między pierw- szym a drugim punktem charaktery- styki rozruchowej,
min TR2 30 30 35
Czas między drugim a trzecim punktem charakterystyki roz-
ruchowej, min TR3 25 25 25
Czas między trzecim a czwartym punktem charakterystyki
rozruchowej, min TR4 20 20 20
Czas między czwar- tym punktem charak- terystyki rozruchowej a osiągnięciem pełnego obciążenia, min TR max 45 45 50 Razem czas od synchronizacji do osiągnięcia pełnego obciążenia, min ∑TRi 150 150 170 Tabela 2 Charakterystyki rozruchowe jednostek wytwórczych
Propozycje doskonalenia rynku bilansującego
Aktualne doświadczenia z funkcjonowania rynku energii elektrycznej w Polsce wskazują, że konieczne są dalsze szybkie zmiany zasad działania Rynku Bilansującego w Polsce. Część z nich powinno umożliwić wytwórcom pełniejsze wywiązywanie się z realizacji grafików zawartych umów sprzedaży energii oraz dostosowanie ceny rozliczeniowej odchyleń do faktycznie pono-szonych kosztów bilansowania. Wprowadzone zmiany powinny zostać tak opracowane, aby skutecznie poprawić działanie me-chanizmów rynkowych: znacznie zmniejszyć wolumen energii będącej przedmiotem transakcji na Rynku Bilansującym oraz zwiększyć bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej.
W dyskusjach dotyczących wymienionych zmian często podnoszony jest przez OSP problem poważnych trudności we wprowadzeniu wymaganych zmian w istniejących systemach informatycznych obsługujących RB, będących przyczyną braku wdrażania odpowiednich rozwiązań. W tej sytuacji należy w pierwszej kolejności szukać rozwiązań, które przyniosą wymierne efekty, a nie będą generować istotnych kosztów w systemach informatycznych OSP i uczestników rynku.
Do tej grupy rozwiązań należą:
– zmiany w zasadach rozliczeń wytwórców, które powinny umożliwić kompensowanie odchyleń nieplanowych jednostek wytwórczych w węzłach i grupach węzłów systemu elektroener-getycznego, poprzez uzgodnione z OSP uruchomienie bloku pozostającego w rezerwie;
Okres
rozliczeniowy Wytwórca objęty awarią Pozostali wytwórcy OSP
Pierwsze sześć godzin awaryjnego odstawienia bloku
zakup energii na RB po cenie CROs; cena CROs wyznaczana jest jako średnia ważona z cen pasm przyrostowych ofert bilansujących wykorzystanych do zbilansowania systemu i usunięcia ograniczeń systemowych (cena CROs nie może być mniejsza niż cena Cor – roczna cena ograniczenia, która w 2005 r. wynosi 122 zł/MWh)
sprzedaż energii dla OSP na podstawie oferty bilansującej po cenie rozliczeniowej korekty (CRK) z uwzględnieniem warunku: CRK = min (CO, CN, CWMAX)
gdzie:
CO – przyrostowa cena ofertowa, CN – cena negocjowana (z Umowy przesyłowej),
CWMAX – cena maksymalna wytwarzania wymuszonego (na 2005 r. = 139,70 zł/MW);
wykorzystanie ofert przyrostowych w przypadku awarii innych bloków w systemie traktowane jest przez OSP jako wymuszone, dlatego wytwórca może otrzymać maksymalna cenę za wykorzystane przyrosty – 139,70 zł/MWh
sprzedaje energię wytwórcy, u którego wystąpiła awaria po cenie CROs (średnio na poziomie 250 – 300 zł/MWh), a kupuje ją u pozostałych wytwórców po cenie z ofert przyrostowych, ale nie większej niż CWMAX = 139,70 zł/MWh;
różnica kwot wynikająca z wymienionych cen pozostaje u OSP
Od siódmej godziny awarii do końca doby
zakup energii na RB po cenie CRO j.w. sprzedaje energię wytwórcy, u którego wystąpiła awaria po cenie CRO, a kupuje ją u pozostałych wytwórców po cenie z ofert przyrostowych, ale nie większej niż CWMAX = 139,70 zł/MWh;
ponieważ cena CRO wyliczana jest na podstawie wykorzystanych ofert przyrostowych i redukcyjnych, to w specyficznych sytuacjach cena CRO może być niższa od cen
z wykorzystanych ofert przyrostowych Pierwsze sześć
godzin nowej doby
zakup energii na RB po cenie CROs j.w. jak w pkt. 1
Od siódmej godziny awarii do końca awarii
zakup energii na RB po cenie CRO j.w. jak w pkt. 2
Tabela 3 Zasady rozliczania wytwórców i OSP na Rynku Bilansującym podczas awarii bloku
– rozliczanie w wymienionych przypadkach odchyleń nieplano-wych wywołanych awariami bloku po cenach CROs jedynie przez pierwsze kilka godzin trwania awarii;
– utworzenie grup bilansujących, dla których OSP wyznaczał będzie bieżący plan koordynacyjno-dobowy (BPKD) dla każdej jednostki wytwórczej na dotychczasowych zasadach, a rozlicza-nie grup będzie wykonywane łączrozlicza-nie dla całego węzła lub grupy węzłów; obciążeniem poszczególnych jednostek wytwórczych sterował będzie wytwórca w ten sposób, aby łączne obciążenie bloków zgodne było z BPKD i spełnione były jednocześnie wszystkie ograniczenia systemowe.
Nie wydaje się, aby rozwiązania te wymagały wprowadzania radykalnych zmian w systemach informatycznych obsługujących RB, sprowadzają się bowiem one do nieskomplikowanej zmiany algorytmów rozliczeniowych.
Nie należy również zaniechać działań o charakterze bardziej zaawansowanym:
– utworzenie wspólnie rozliczanych grup bilansujących, dla których OSP wyznaczać będzie wspólny bieżący plan ko-ordynacyjno-dobowy (BPKD), a wytwórca rozbijając go na plany cząstkowe dla poszczególnych jednostek wytwórczych, zagwarantuje spełnienie wszystkich wskazanych przez OSP ograniczeń systemowych;
– wprowadzenie możliwości modyfikowania pozycji kontrak-towych w dobie realizacji (projekt takiego rozwiązania został opublikowany przez PSE SA w I kwartale 2004 roku, lecz do chwili obecnej nie doczekał się konkretnych rozwiązań [4]).
Propozycje przedstawionych powyżej i innych ważnych zmian doskonalących funkcjonowanie Rynku Bilansującego postulowane były wielokrotnie przez środowisko energetyków odpowiedzial-nych za uczestnictwo w tym ważnym dla krajowego systemu elektroenergetycznego segmencie rynku energii elektrycznej [3]. Szkoda, że w nowym materiale przedstawionym przez Zespół ds. rozwiązań systemowych rynku energii elektrycznej, którego pracom przewodniczy Prezes URE, nie znalazły się propozycje możliwości modyfikowania pozycji kontraktowych w dobie realiza-cji [5]. Celem zespołu jest opracowanie rozwiązań zmierzających do eliminacji negatywnych skutków obecnie funkcjonującego modelu rynku, to jednak zaproponowane zmiany nie zapewnią skutecznego rozwiązania przedstawionych problemów.
Szkoda, że ciągle jeszcze nie udaje się wdrożyć postulowanych zmian, mimo że spotkały się one z akceptacją odpowiedzialnego za rynek bilansujący OSP, a korzyści z ich wprowadzenia dotyczyć mogą wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej.
LITERATURA
[1] Elektroenergetyka Polska 2004 – Przegląd Statystyczny. Agencja
Rynku Energii SA, Warszawa 2004
[2] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Część Szcze-gółowa nr 1: Regulamin Rynku Bilansującego Energii Elektrycznej w Polsce. PSE Operator SA. Wersja 1.0 z dnia 29.11.2004 [3] Kononowicz A., Majchrzak H., Witos T.: Wpływ mechanizmów
na koszty wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach sys-temowych. X Konferencja Naukowo-Techniczna „Rynek Energii Elektrycznej”. Kazimierz Dolny, maj 2003
[4] Projekt rozwiązań w zakresie wprowadzenia na Rynku Bilansu-jącym możliwości modyfikowania pozycji kontraktowych w dobie realizacyjnej – wersja 1.0. PSE SA Warszawa, 2004
[5] Program działań doraźnych dla poprawy jakości funkcjonowania Rynku Energii Elektrycznej – Zespół ds. Rozwiązań Systemowych Rynku Energii Elektrycznej. Warszawa, maj 2005
Zmiany na rynku energii elektrycznej zmierzające w kie- runku prywatyzacji podmiotów na nim działających oraz liberali-zacji produkcji i handlu energią elektryczną zachodzące nie tylko w Polsce są konsekwencją ogólniejszej tendencji na światowym rynku paliw i energii. Zapoczątkowane zostały liberalizacją rynku gazu w USA na początku lat dziewięćdziesiątych i rynku ener-gii elektrycznej w Skandynawii, a potem także w Anglii, Australii, USA oraz w innych krajach w Europie i na świecie.
Celem zmian jest pobudzenie konkurencyjności firm na tych rynkach i obniżenie poziomu cen energii, a w konsekwencji wy-wołanie pobudzenia gospodarczego, gdyż tanie, łatwo dostępne paliwa i energia stanowią podstawę rozwoju gospodarczego każdego kraju. Pozytywny wpływ liberalizacji rynku gazu w USA na jego ceny, płynność dostaw i efektywność gospodarowania firm potwierdziła słuszność obranego kierunku.
W przypadku rynku energii trudno jeszcze ocenić efekty, a to ze względu na jego specyfikę (brak między innymi możliwo-ści magazynowania energii) oraz krótszy okres funkcjonowania pełnej liberalizacji. Pojawiły się bowiem również zjawiska nega-tywne (m.in. zakłócenia dostaw, przeciążenia sieci – blackouty). Tym bardziej więc wszelkie prace zmierzające do modelowania działania firm i całych rynków są potrzebne, by odpowiednio wcześnie przewidzieć możliwość pojawienia się negatywnych zjawisk i nieefektywnych działań oraz ocenić konsekwencje przyjętych rozwiązań.
Wprowadzane zmiany dotyczą również struktury rynku ener-gii. Jeszcze kilka lat temu próby połączenia kopalni i elektrowni w jeden organizm skończyły się fiaskiem, a obecnie utworzony został holding BOT Górnictwo i Energetyka składający się z dwóch par: kopalnia węgla brunatnego i elektrownia (Bełchatów
i Turów) oraz elektrowni na węgiel kamienny (Opole). Utworzono
koncern PKE i planuje się tworzenie dalszych oraz rozbudowę już istniejących.
Zmiany są tak szybkie i rozległe, że modele ekonomiczne funkcjonowania zliberalizowanego rynku energii oraz nowych organizmów gospodarczych tworzone są równolegle z ich powsta-waniem, a często zdarza się, że decyzje organizacyjno-admini- stracyjne i zmiany własnościowe je wyprzedzają (zwłaszcza w Polsce). Przykładowo ciągle otwarta pozostaje kwestia do-łączenia do grup producentów energii (BOT, PKE) zakładów dystrybucyjnych. Nie widać jednak, by rozstrzygnięcia miały zapaść w interesie konsumentów, a więc i całej gospodarki, na podstawie rzetelnej analizy modeli rynków lub badania funkcjo-nowania rozwiązań strukturalnych wcześniej wprowadzonych w innych krajach.
Podejmowanie decyzji w gabinetach polityków, bez otwar-tej dyskusji w mediach o wizji docelowej struktury tego rynku, a przede wszystkim brak głosów specjalistów od rynku energii i ekonomistów świadczą raczej o tym, że podejmowane są w in- teresie poszczególnych grup producenckich lub bez zastanowie-nia, co może doprowadzić do kartelizacji rynku – podziału rynku pomiędzy 2–3 głównych, zintegrowanych pionowo graczy posia-dających moc wpływania na ceny dzięki ich „uwolnieniu”.
Dr inż. Leszek Jurdziak
Instytut Górnictwa Politechniki Wrocławskiej
Kopalnia węgla brunatnego i elektrownia
w warunkach liberalizacji rynku energetycznego
1)
1) Artykuł powstał w ramach pracy nad projektem badawczym Nr 0882/T12/2002/ /23 „Zintegrowana metoda optymalizacji kopalni odkrywkowej z systemem transportu taśmowego”.
