-model a polska rzeczywistość
Jacek Brandt
Towarowa Giełda Energii SA
Cechy prawidłowo funkcjonującego rynku energii (1):
Nadmiar energii (czyli towaru) na rynku – ponad zapotrzebowanie i niezbędną rezerwę techniczną;
Jednakowy dostęp do energii dla wszystkich uczestników;
Niwelowanie siły rynkowej największych podmiotów;
Płynność rynku wyrażająca się łatwością zawarcia transakcji;
Przejrzyste, jednakowe dla uczestników reguły rynku – w tym metodologia wyznaczania cen.
Transparentność rynku wyrażająca się w łatwym i jednolitym dostępie do informacji rynkowych (ceny, wolumeny) w czasie rzeczywistym i przyszłym !!!;
Szeroka gama dostępnych produktów rynkowych zaspokajająca potrzeby wszystkich uczestników rynku;
Cechy prawidłowo funkcjonującego rynku energii (2):
Bezpieczeństwo finansowe zawieranych transakcji;
Likwidacja subsydiowania skrośnego pomiędzy poszczególnymi rodzajami działalności lub grupami odbiorców;
Likwidacja wszystkich taryf w obrocie energią;
Łatwość zmiany handlowego dostawcy energii;
Racjonalne koszty związane z uczestnictwem w rynku;
Monitorowanie rynku przez uprawnione instytucje (URE, KNF, UOKiK) i ich natychmiastowa interwencja w sytuacji istotnego naruszenia reguł rynku przez uczestników.
Model rynku a polskie realia:
Jak scharakteryzować obecny rynek energii w Polsce?
Polski rynek energii charakteryzuje się brakiem większości z powyższych cech modelowego rynku energii.
Natomiast ma wiele wad, które istotnie wpływają na
zachowania uczestników i obserwowane wypaczenia
rynkowe.
Rynek bilansujący (1):
Wdrożony ponad 8 lat temu, jest jednym z podstawowych problemów niewłaściwego funkcjonowania hurtowego rynku energii elektrycznej Polsce.
Wadliwość mechanizmu bilansującego polega na akceptowaniu niedozwolonego przez prawo subsydiowania rynku bilansującego poprzez taryfę przesyłową
(zabrania tego zarówno prawo UE jak też polskie
)Bilansowanie energii nie ma nic wspólnego z
przesyłem energii.
Są to całkowicie odrębne działalności, w związku z tym jakiekolwiek subsydiowanie jednej działalności przez drugą jest prawnie zabronione !!!Rynek bilansujący (2):
Subsydiowanie skrośne odbywa się przez 2 elementy taryfy przesyłowej:
(1) składnik jakościowy stawki systemowej
(2) stawkę rozliczeniową
Rynek bilansujący (3):
Składnik jakościowy stawki systemowej powinien być ograniczony tylko i wyłącznie do kosztów zakupu niezbędnych rezerw mocy i usług systemowych.
Stawka rozliczeniowa powinna być zlikwidowana w całości.
Wartość niedozwolonego prawem subsydiowania to kilkaset milionów złotych rocznie, które mogą zostać zaoszczędzone z korzyścią dla końcowych odbiorców energii.
Likwidacja subsydiowania wymaga niewielkich zmian w
„Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 w
sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz
rozliczeń w obrocie energią elektryczną”.
Rynek bilansujący (4):
Wdrożony w Polsce rynek bilansujący:
uniemożliwia prawidłowe ukształtowanie się mechanizmów konkurencji w hurtowym obrocie energią elektryczną;
uniemożliwia wykreowanie referencyjnych cen energii, które są niezbędne dla prawidłowego funkcjonowania rynku i realizacji niezbędnych procesów inwestycyjnych w podsektorze wytwarzania.
Brak odpowiedniej płynności giełdowego rynku spot
spowodowany jest podstawowo większą atrakcyjnością rynku
bilansującego jako miejsca zaopatrywania się w energię
tańszą niż na rynku konkurencyjnym.
Subsydiowanie skrośne rynku bilansującego przez opłaty sieciowe ogranicza rolę i płynność konkurencyjnego rynku (giełda i platformy obrotu), gdyż taniej i bez ryzyka można kupić subsydiowaną energię na rynku bilansującym.
Średnia cena dla poszczególnych godzin doby w okresie od 01/08/2008 do
31/08/2008 zł/MWh
Udział dni, dla poszczególnych godzin doby w sierpniu 2008, kiedy cena na TGE jest wyższa od ceny CROs na RB
% dni
100 200 300
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 śr. cena TGE śr. cena RB
0 16 31
0 50 100
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 liczba dni kiedy cena na TGE jest wyższa od ceny CROs
% dni kiedy cena na TGE jest wyższa od CROs
Rynek bilansujący (5):
Rynek bilansujący w Polsce kreuje bardzo duży wolumen niezbilansowań, (ok. 10% krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną), co przekłada się na bardzo duże koszty bilansowania.
Dla porównania łączne wolumeny niezbilansowań na innych europejskich rynkach energii w stosunku do krajowego zapotrzebowania w tych krajach wahają się pomiędzy 0,3% a 1%.
Wolumeny niezbilansowań w Polsce są 10-30 razy
większe niż w innych krajach europejskich !!!!!
Rynek bilansujący (6) – rozwiązanie modelowe
Poprawnie zaprojektowany mechanizm bilansujący dostarcza uczestnikom rynku bodźców ekonomicznych (poprzez mechanizm restrykcyjnych cen zakupu i sprzedaży energii bilansującej) do minimalizowania własnego niezbilansowania.
Mechanizm bilansujący musi być zrównoważony ilościowo i wartościowo.
Oznacza to, że ilość energii zakupionej przez rynek bilansujący
musi się równać ilości energii sprzedanej przez rynek bilansujący,
a koszty zakupu energii przez rynek bilansujący wraz z kosztami
prowadzenia tego rynku muszą równać się przychodom ze
sprzedaży energii przez rynek bilansujący.
Opomiarowanie odbiorców końcowych:
•Właścicielami interwałowych liczników energii powinni być operatorzy systemów sieciowych.
•Kosztami zakupu i utrzymania liczników powinni być obciążani odbiorcy energii poprzez odpowiedni składnik taryfy sieciowej.
•Operatorzy systemów sieciowych (lub nowo powołani operatorzy usług pomiarowych) świadczą usługi zdalnego odczytu liczników i dowolnej agregacji danych pomiarowych dla grup odbiorców na rzecz tego
dostawcy energii elektrycznej, który od strony handlowej obsługuje daną grupę odbiorców.
Rozwiązanie takie jest najtańsze i najprostsze. Z jednej strony powinno umożliwić standaryzację liczników w skali całego kraju, a z drugiej strony minimalizację kosztów budowy i utrzymania systemów pomiarowych i
informatycznych służących odczytowi i agregacji danych pomiarowych.
Model węzłowych cen energii elektrycznej – nie po drodze z UE (1)
Model cen węzłowych nie jest wdrożony w żadnym kraju Unii Europejskiej, a więc wdrożenie go w Polsce
prawdopodobnie napotka na sprzeciw unijnych organów regulacyjnych, gdyż uniemożliwi przyszłościowe
stworzenie jednego wspólnego europejskiego rynku
energii elektrycznej.
Model węzłowych cen energii elektrycznej – nie po drodze z UE (2):
Model węzłowych cen energii stosowany jest w niektórych rejonach USA i Kanady, gdzie na rozległych obszarach występują duże odległości pomiędzy źródłami wytwórczymi i dużymi przemysłowymi odbiorcami energii, a wybór ich lokalizacji (ze względu na dostęp do paliwa lub surowców) ma istotne
znaczenie dla optymalnej pracy systemów elektroenergetycznych i kosztów usług przesyłowych.
W modelu tym energia wprowadzana lub pobierana przez uczestników rynku przyłączonych do poszczególnych węzłów wytwórczych i odbiorczych systemu obciążana jest dodatkowo ujemnymi lub dodatnimi opłatami przesyłowymi w zależności od miejsca ich usytuowania w systemie elektroenergetycznym, co w istotny sposób zmienia koszt (a więc cenę) energii przez nich sprzedawanej lub nabywanej, a więc stwarza nierówne warunki ich funkcjonowania na rynku .
Model węzłowych cen energii elektrycznej – nie po drodze z UE (3):
Polski system elektroenergetyczny jest systemem zwartym i skoncentrowanym na stosunkowo niedużym obszarze. Model cen węzłowych generalnie nie
pasuje do polskiego systemu elektroenergetycznego.
Polskim problemem są częściowe ograniczenia w wyprowadzeniu pełnej mocy w niektórych węzłach wytwórczych, co jest efektem braku (przez ostatnie kilkanaście lat) niezbędnych inwestycji zarówno w nowe źródła wytwórcze jak też w istotne elementy sieci przesyłowej, w tym zamknięcie oczek sieci przesyłowej.
Wprowadzenie modelu cen węzłowych w Polsce spowoduje, że część
uczestników rynku – niektórzy wytwórcy oraz podstawowo wszyscy odbiorcy energii w obszarach o niższym stopniu rozwoju gospodarczego, zostaną
„ukarani” wzrostem lokalnych cen energii wynikającym, w warunkach polskich, głównie z zaniedbań inwestycyjnych energetyki zawodowej.
Model węzłowych cen energii elektrycznej – nie po drodze z UE (4):
Model „cen węzłowych” spowoduje dodatkowy wzrost cen energii, ponieważ część wytwórców obciążona dodatkowymi kosztami wynikającymi z nałożonych na nich węzłowych opłat przesyłowych będzie odzyskiwać te koszty poprzez wzrost cen sprzedawanej przez nich energii.
Problem ten uwidoczni się szczególnie w sytuacji grożącego nam niedoboru energii, kiedy wszyscy wytwórcy będą wzywani do maksymalizacji swojej produkcji.
Jedynymi beneficjentami takiego rozwiązania będzie ta część wytwórców i odbiorców, która nie będzie obciążona opłatami węzłowymi (albo będzie
obciążona opłatami ujemnymi, czyli będzie otrzymywać dodatkowe przychody), co wynikać będzie ze „szczęśliwych” dla nich decyzji lokalizacyjnych
podjętych kilkadziesiąt lat wcześniej. CZY TO JEST UCZCIWE?
Model węzłowych cen energii elektrycznej – nie po drodze z UE (5):
System cen węzłowych uniemożliwi także poprawne funkcjonowanie konkurencyjnego rynku energii, poprzez obciążanie energii elektrycznej
sprzedawanej/kupowanej przez wytwórców i odbiorców post factum dodatkowymi, w dużej części nieprzewidywalnymi opłatami sieciowymi.
Rozwiązanie rynkowe stosowane aktualnie w Polsce, a polegające na określaniu przez OSP (na podstawie technicznych możliwości systemu):
minimalnych niezbędnych i maksymalnych dopuszczalnych obciążeń w poszczególnych węzłach wytwórczych jako limitów handlowych dla
przyłączonych do nich wytwórców jest rozwiązaniem optymalnym kosztowo dla wszystkich uczestników rynku (minimalizuje koszty usuwania ograniczeń
systemowych) i jednocześnie bardzo przejrzystym.
