docrynek energii elektrycznej w polsce
download 
Reklamacja Transkrypt
rynek energii elektrycznej w polsce
towarzystwo obrotu energią RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE Warszawa, 30 kwietnia 2009 r. Towarzystwo Obrotu Energią ul. Czackiego 7/9/11, 00-043 Warszawa tel. (22) 827 57 93, fax (22) 826 61 55, e-mail: [email protected] www.toe.pl KRS 0000181074 Konto BPH PBK S.A.: 31 1060 0076 0000 3200 0090 6321 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE SPIS TREŚCI: 1. Wprowadzenie.................................................................................................... 3 2. Kluczowe Działania (zrealizowane oraz planowane) na rynku energii elektrycznej w Polsce w okresie od 1 stycznia 2008 roku do 31 marca 2009 r. ................................................................................................................ 4 1. Utrzymanie obowiązku zatwierdzania przez Prezesa URE taryf (sprzedaży energii elektrycznej) w grupach taryfowych G ..................................................................... 7 2. Funkcjonowanie systemu umarzania świadectw pochodzenia (tzw. żółte, czerwone i zielone certyfikaty) ................................................................................ 8 3. Sposób i zasady udostępniania mocy w ramach wymiany międzysystemowej ............ 10 4. Prace dot. ujednolicenia generalnych umów dystrybucyjnych ................................... 11 5. Mapa drogowa uwolnienia cen dla wszystkich odbiorców energii elektrycznej ............ 11 6. Ustawa o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców z związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej – tzw. „ustawa o rozwiązaniu KDT” ......................................... 12 7. Decyzja KE dot. oceny polskiego rynku energii elektrycznej ...................................... 13 8. Rządowy Plan Stabilności i Rozwoju ....................................................................... 14 9. Zmiany mechanizmu kształtowania cen na rynku bilansującym (od 1 stycznia 2009 r.) .............................................................................................................. 15 10. Wejście w życie nowej ustawy o podatku akcyzowym ............................................ 16 P1. Propozycja wprowadzenia obligatoryjnej sprzedaży energii elektrycznej przez giełdę ................................................................................................................. 17 P2. Propozycja administracyjnego ustalenia cen przez Prezesa URE .............................. 17 P3. Propozycja umożliwienia zawierania transakcji na RDB w ramach mechanizmu bilansowania ....................................................................................................... 18 3. Kształtowanie się cen energii elektrycznej ...................................................... 20 4. Stan rynku energii elektrycznej w Polsce - PODSUMOWANIE ......................... 23 5. Propozycje działań krótko i długoterminowych ............................................... 25 Działania krótkoterminowe ........................................................................................ 25 Działania długoterminowe ......................................................................................... 27 6. Zastosowane skróty i oznaczenia ..................................................................... 28 7. Materiały źródłowe ........................................................................................... 29 8. Zespół autorski ................................................................................................. 30 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 2 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE 1. WPROWADZENIE Mając na uwadze toczące się w różnych gremiach dyskusje nt. stopnia rozwoju rynku energii elektrycznej w Polsce, uwarunkowań zewnętrznych i wewnętrznych tego rynku, a także konieczności dalszej liberalizacji tego obszaru, TOE postanowiło wyrazić swój pogląd na ww. aspekty. Na mocy decyzji Rady Zarządzającej TOE w połowie marca 2009 r. w strukturze towarzystwa został powołany Zespół ds. opracowania raportu nt. rynku energii elektrycznej w Polsce, którego wynikiem prac jest niniejszy dokument zatytułowany - RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE – stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE, dalej zwany także Raportem. W niniejszym Raporcie TOE podsumowuje kluczowe działania, jakie w roku 2008 i w pierwszym kwartale roku 2009 zrealizowano lub zaplanowano w odniesieniu do rynku energii elektrycznej w Polsce w ogóle, koncentrując się jednak głównie na obszarach charakterystycznych dla działalności towarzystwa i członków TOE, do których należą spółki obrotu (jako tzw. członkowie wspierający) oraz osoby fizyczne (tzw. członkowie zwyczajni), związane z sektorem obrotu energią elektryczną. Aby jednak zobrazować wpływ ww. działań na wszystkie segmenty energetycznego łańcucha wartości tj.: wytwarzanie, dystrybucję, obrót, a także na odbiorców końcowych, postanowiliśmy zaprezentować to w ujęciu tabelarycznym ograniczając się do stwierdzenia czy dane działanie miało pozytywny, negatywny czy też nautralny wpływ na dany segment Raport został opracowany na podstawie danych oraz wiedzy zespołu autorskiego wg stanu na 31 marca 2009 r. Zakłada się, że Raport będzie miał charakter cykliczny i będzie aktualizowany corocznie w pierwszej połowie każdego roku kalendarzowego. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 3 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE 2. KLUCZOWE DZIAŁANIA (ZREALIZOWANE ORAZ PLANOWANE) NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE W OKRESIE OD 1 STYCZNIA 2008 ROKU DO 31 MARCA 2009 R. Kluczowe działania (zrealizowane oraz planowane) na rynku energii elektrycznej w Polsce w okresie od 1 stycznia 2008 roku do 31 marca 2009 r. przedstawiono w syntetycznym zestawieniu tabelarycznym poniżej. Zestawienie obejmuje głównie tematykę handlu energią elektryczną w obszarze rynku hurtowego, rynku sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych oraz wymiany międzysystemowej. W przypadku jednak powiązań, trzech ww. głównych obszarów z określonymi elementami całego łańcucha zakupu/sprzedaży energii elektrycznej starano się w maksymalny możliwy sposób uwzględnić także uwarunkowania innych (powiązanych obszarów rynków) oraz ich wpływ na inne segmenty energetycznego łańcucha wartości: wytwarzanie, dystrybucję, obrót, a także na odbiorców końcowych. W dalszej części rozdziału (za tabelą) przedstawiono krótką charakterystykę i ocenę poszczególnych kluczowych, zdaniem TOE, działań (zrealizowanych na rynku energii elektrycznej w Polsce w okresie od 1 stycznia 2008 roku do 31 marca 2009 r. oraz planowanych na 2009 rok i lata późniejsze (numeracja zgodna z tabelą). 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 4 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE Tabela. Kluczowe działania (zrealizowane oraz planowane) na rynku energii elektrycznej w Polsce w okresie od 1 stycznia 2008 roku do 31 marca 2009 r. Wpływ na obszar rynku Lp. Wymiana międzysystemowa Odbiorcy końcowi - N +/- 7 N +/- N - 8 N - N - - 10 N + N + N + 11 N N - - N + 11 - - - - N - 12 11.09.08 - N - - - - 13 30.11.08 - N - - - +/- 14 Data Wytwarzanie Dystrybucja Obrót hurtowy 1 Utrzymanie obowiązku zatwierdzania przez Prezesa URE taryf (sprzedaży energii elektrycznej) w grupach taryfowych G 1.01.08 ÷ 31.03.09 (decyzja 11.2008) N N N 2 Funkcjonowanie systemu umarzania świadectw pochodzenia (tzw. czerwone, żółte i zielone certyfikaty) 1.01.08 ÷ 31.03.09 + N 3 Sposób i zasady udostępniania mocy w ramach wymiany międzysystemowej 1.01.08 ÷ 31.03.09 - 4 Prace dot. ujednolicenia generalnych umów dystrybucyjnych 1.01.08 ÷ 5 Mapa drogowa uwolnienia cen dla wszystkich odbiorców energii elektrycznej 6 Ustawa o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców z związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej – tzw. „ustawa o rozwiązaniu KDT” 7 Decyzja KE dot. oceny polskiego rynku energii elektrycznej 8 Rządowy Plan Stabilności i Rozwoju Działanie 1 [1–10]/plany [P1-P3] 31.03.09 28.02.08 Obrót detaliczny 1 Strona: rozszerzenie zagadnienia 1.03.08 sprzedaż energii do odbiorców końcowych 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 5 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE Wpływ na obszar rynku Lp. Działanie Data Wytwarzanie Dystrybucja Obrót hurtowy [1–10]/plany [P1-P3] Obrót detaliczny 1 Wymiana międzysystemowa Odbiorcy końcowi Strona: rozszerzenie zagadnienia 9 Zmiany mechanizmu kształtowania cen na rynku bilansującym (od 1 stycznia 2009 r.) 1.01.09 ÷ 31.03.09 + N + + N + 15 10 Wejście w życie nowej ustawy o podatku akcyzowym 1.03.09 + - - - - - 16 Propozycja wprowadzenia obligatoryjnej sprzedaży energii elektrycznej przez giełdę 6.03.09 P1 - N - - - - 17 P2 Propozycja administracyjnego ustalenia cen przez Prezesa URE 12.03.09 - N - - - +/- 18 P3 Propozycja umożliwienia zawierania transakcji na RDB w ramach mechanizmu bilansowania + N + + N + 18 Legenda: N – neutralne „-" – negatywny wpływ „+” – pozytywny wpływ „+/-” różny wpływ w zależności od przyjętej perspektywy czasowej lub podgrupy odbiorców kolorem niebieskim oznaczono propozycje/plany wprowadzenia określonych rozwiązań, które przedstawiono w 2008 i na początku 2009 roku 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 6 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE 1. Utrzymanie obowiązku zatwierdzania przez Prezesa URE taryf (sprzedaży energii elektrycznej) w grupach taryfowych G Niezrozumiałe dla przedstawicieli sektora obrotu energią elektryczną jest utrzymywanie obowiązku zatwierdzania przez Prezesa URE taryf dla energii elektrycznej w zakresie gospodarstw domowych na poziomie poniżej kosztów wynikających z możliwości nabycia energii elektrycznej na rynku hurtowym. Stan ten spowodował, zdaniem TOE, zahamowanie procesów liberalizacji polskiego rynku energii oraz znaczy spadek, a w zasadzie brak możliwości konkurowania w tym segmencie odbiorców. W obecnych uwarunkowaniach odbiorcy energii elektrycznej zużywający ją na potrzeby gospodarstw domowych, nie mają możliwości wyboru korzystniejszej oferty sprzedaży energii, niż ta, z jakiej korzystają obecnie. Wysokość cen w zatwierdzonych przez Prezesa URE taryfach jest na zbliżonym poziomie, co z punktu widzenia klienta nie zachęca do zmiany sprzedawcy. Spółki obrotu, które w swoich strategicznych zamierzeniach planowały działania mające na celu pozyskanie nowych klientów z obszaru gospodarstw domowych, zmuszone zostały do wycofania się bądź też odłożenia kampanii promocyjnych do czasu pełnego uwolnienia rynku energii elektrycznej. Działania Prezesa URE utrzymały trwający stan powiązania rynku częściowo regulowanego (obrót i sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców przemysłowych są wolne od regulacji natomiast obowiązek zatwierdzania taryf utrzymano w segmencie sprzedaży w grupie gospodarstw domowych) z obszarem poddanym pełnej „grze rynkowej” (wytwarzanie – w ramach, którego nie ma obowiązku taryfikacji). Sytuacja taka powoduje, że określony segment rynku jest z jednej strony zależny od Regulatora, natomiast z drugiej od warunków rynkowych. W konsekwencji prowadzi to do niewspółmierności regulowanych przychodów i rynkowych kosztów. Prawidłowo ukształtowany model rynku musi polegać na stworzeniu równych warunków wszystkim uczestnikom rynku. Nie do przyjęcia jest wprowadzanie regulacji różnicujących sytuację podmiotów zależnie od uznania organu administracji (uwolnienie cen dla odbiorców przemysłowych i ich regulowanie dla gospodarstw domowych). Rozwiązania połowiczne nie służą ani odbiorcom, ani branży. Utrzymywanie obecnego stanu rzeczy tj. stosowanie dualizmu w podejściu do procesu taryfowania odbiorców i w konsekwencji sztucznego zaniżania taryf zatwierdzanych w przypadku odbiorców indywidualnych rodzi niekorzystne skutki ekonomiczne. Paradoksalnie, zdaniem TOE, realizacja założeń ochrony odbiorców indywidualnych daje odwrotny od zakładanego skutek. Utrzymywanie tego stanu rzeczy może skutkować próbą pokrycia strat generowanych na dostawach do grup odbiorców podlegających taryfikacji poprzez zawyżenie cen dla tych grup odbiorców, którzy taryfikacji nie podlegają. To subsydiowanie skrośne ma negatywny wpływ na konkurencyjność polskiej gospodarki oraz prowadzi do wzrostu cen usług i towarów konsumpcyjnych, a zatem ostatecznie wpływa bezpośrednio na portfel odbiorców indywidualnych. W przypadku dalszej taryfikacji cen, sytuacja spółek posiadających znaczny wolumen sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom indywidualnym stanie się wyjątkowo trudna. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 7 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE „Uprzywilejowana” pozycja spółek, które nie ponoszą straty na sprzedaży do odbiorców typu gospodarstwa domowe w porównaniu do wspomnianych powyżej, powoduje brak zapewnienia równych zasad konkurencji. De facto jest to więc przyzwolenie na proces, którego finałem nie będzie zwiększenie płynności rynku energii elektrycznej, a jego ponowne zmonopolizowanie. Utrzymywanie cen dla odbiorców zużywających energię na potrzeby gospodarstw domowych na poziomie niepokrywającym kosztów powoduje, że nie nadążają one za rynkowymi wskaźnikami cenowymi. Z uwagi na fakt, że dysproporcja ta pogłębia się, z każdym rokiem trudniej będzie uwolnić ceny dla tego segmentu. Wysokość ewentualnej podwyżki, niezbędnej dla pokrycia poniesionych kosztów (nie wspominając już o pokryciu strat poprzednich okresów) będzie bowiem coraz wyższa. To z kolei skutkować może odkładaniem w czasie pełnego uwolnienia rynku, a zatem swoistym „błędnym kołem”, utrzymującym obecną patologiczną sytuację na rynku energii. Wniosek Utrzymywanie zatwierdzania taryf w grupach taryfowych G: stoi w sprzeczności z zasadniczym celem, jakim jest liberalizacja rynku energii elektrycznej w Polsce; może pośrednio wpłynąć na wzrost cen usług i towarów konsumpcyjnych, a także z roku na rok podwyższa pułap podwyżek, jakimi finalnie trzeba będzie obciążyć klientów końcowych w momencie zniesienia tych taryf. 2. Funkcjonowanie systemu umarzania świadectw pochodzenia (tzw. żółte, czerwone i zielone certyfikaty) Z uwagi na realizowaną politykę ekologiczną Unii Europejskiej i wynikające z niej konsekwencje dla krajów członkowskich (w tym Polski) szczególnie ważne są odpowiednio zaprojektowane mechanizmy wspierające rozwój źródeł odnawialnych (OZE) oraz produkujących energię elektryczną w kogeneracji (skojarzeniu z ciepłem). W Polsce systemy wsparcia dwu ww. źródeł wytwarzania oparte są na mechanizmie uzyskiwania, obrotu i umarzenia świadectw pochodzenia – dla OZE (tzw. zielone certyfikaty) oraz – dla kogeneracji (tzw. czerwone i żółte certyfikaty). Główne założenia wprowadzonego mechanizmu rozdzielającego energię elektryczną (jako towar) od cechy ekologicznej, TOE od początku oceniało i ocenia bardzo pozytywnie. Praktyczna realizacja ww. systemów wsparcia posiada jednak następujące mankamenty: System wsparcia energii z OZE jest „drogi” dla klientów, a mało efektywny z punktu widzenia osiągania założonych celów. Ponadto w największym stopniu premiuje właścicieli istniejących źródeł, a nie sprzyja budowie nowych. Cenę świadectw pochodzenia wyznacza poziom jednostkowej opłaty zastępczej, której początkowy poziom ustalony został kilka lat temu na poziomie 240 zł/MWh 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 8 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE i jest corocznie waloryzowany wskaźnikiem inflacji. Na rok 2009 jednostkowa opłata zastępcza wynosi 258,89 zł/MWh. Należy stwierdzić, że cena ta jest oderwana od realiów rynkowych, tj. ceny energii konwencjonalnej – drugiego strumienia przychodu dla OZE. Uważamy, że system wsparcia powinien uwzględniać rosnące ceny energii elektrycznej i być dostosowany do obecnych warunków. Uwzględniając obecny i oczekiwany w horyzoncie średnioterminowym poziom cen energii elektrycznej na rynku hurtowym, uważamy, że obecnie obowiązujący system wsparcia wysokosprawnej kogeneracji jest niepotrzebny i zwiększa jedynie obciążenia finansowe końcowych odbiorców energii elektrycznej. Wsparcie kogeneracji w postaci świadectw pochodzenia jest obecnie iluzoryczne wobec obowiązującej formuły stanowienia cen ciepła, w myśl której, w celu wyznaczenia ceny ciepła, należy od uzasadnionych przychodów elektrociepłowni ogółem odjąć przychody ze sprzedaży energii elektrycznej. Skutkuje to nieuzasadnionym zaniżaniem cen ciepła. Prostszym rozwiązaniem jest oparcie się wyłącznie o ceny rynku konkurencyjnego w zakresie energii elektrycznej i jednoczesne uwolnienie (zliberalizowanie zasad) cenotwórstwa w obszarze ciepła. Oceniamy, że realnym wsparciem rozwoju kogeneracji może być liberalizacja rynku w oparciu o zmianę zasad stanowienia cen ciepła. Z punktu widzenia promocji ww. źródeł kluczowym problemem jest jednak umiejętne i właściwe skierowanie dodatkowego źródła przychodów (z certyfikatów) w sposób zapewniający nie tylko możliwość pracy istniejących źródeł ale przede wszystkim rozwój nowych źródeł OZE i kogeneracji. Dotychczasowe doświadczenia wskazują jednak na umiarkowaną (zdaniem TOE niewystarczającą) komplementarność założeń z celem. Zgromadzone zarówno w NFOŚiGW, jak i u poszczególnych inwestorów środki, nie są (zdaniem TOE) wykorzystane do budowy nowych inwestycji. Wniosek Z założenia system wsparcia OZE i kogeneracji oparty na umarzaniu świadectw pochodzenia jest jednym z najbardziej rynkowych modeli wsparcia tych obszarów stosowanych na unijnym rynku energii elektrycznej oraz powinien pozytywnie wpływać na promowanie OZE i kogeneracji w istniejących tego typu źródłach w Polsce. W polskiej rzeczywistości tak jednak nie jest. W związku z tym należałoby przeprowadzić analizę efektywności kosztowej obowiązujących mechanizmów wspierających rozwój OZE oraz kogeneracji, ze szczególnym uwzględnieniem formuł opłat zastępczych. Ustalenie („ręczne”) przez Prezesa URE poziomu opłat zastępczych dla kogeneracji w zasadniczy sposób odbiega od warunków rynkowych. W przypadku OZE poziom opłat zastępczych w modelu nie uwzględnia zmian cen energii elektrycznej uzyskiwanej przez źródła OZE podczas sprzedaży tej energii oraz w największym stopniu premiuje właścicieli istniejących źródeł, a nie sprzyja budowie nowych. W przypadku wysokosprawnej kogeneracji należałoby dokonać liberalizacji cen ciepła. Obecny, kosztowy system nie spełnia kryteriów nowoczesnej regulacji ekonomicznej 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 9 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE i zniechęca do jakiejkolwiek poprawy efektywności oraz nowych inwestycji podejmowanych przez przedsiębiorstwa ciepłownicze. Ponadto, gromadzone w rezultacie funkcjonowania systemu środki, nie są w sposób właściwy przeznaczane na inwestycje. 3. Sposób i zasady udostępniania mocy w ramach wymiany międzysystemowej Celem nadrzędnym polityki Unii Europejskiej jest stworzenie wspólnego rynku energii (single energy market). Kolejne Dyrektywy w tym ta o bezpieczeństwie dostaw traktują wymianę międzysystemową i rozwój połączeń międzysystemowych jako jedne z najważniejszych czynników rozwoju europejskiego rynku energii. Pozytywnie oceniamy udział OSP w systemie skoordynowanych aukcji transgranicznych obejmującym obszar 5 operatorów systemów przesyłowych w Europie Środkowej. Zasady prowadzenia aukcji odpowiadają standardom powstałym na bardziej dojrzałych rynkach i potrzebom uczestników. Kolejnym etapem koordynacji powinno być uruchomienie Centralnego Biura Przetargowego (Central Allocation Office). Negatywnie oceniamy jednak procedury określania mocy transgranicznych dostępnych w przetargach. Od momentu gdy uczestnicy rynku mogą obserwować działania w zakresie wymiany transgranicznej, a więc od momentu przystąpieniu Polski do Unii Europejskiej w 2004 roku, OSP traktuje wymianę transgraniczną jako element drugorzędny w stosunku do rynku krajowego. Takie czynniki jak: brak mocy przesyłowych w aukcjach rocznych w ostatnich trzech latach; wprowadzanie ograniczeń w oferowanych, a nawet już przyznanych mocach przesyłowych w przypadku perturbacji na rynku wewnętrznym; brak wiarygodnego systemu prognoz w udostępnianiu mocy przesyłowych mają istotny wpływ na poziom i przejrzystość wymiany transgranicznej. Ostatnia decyzja Komisji Europejskiej o pozwaniu Polski do ETS za brak wdrożenia dyrektywy o bezpieczeństwie dostaw (Dyrektywa 2005/89/WE) gdzie m.in. istotnym elementem jest doprowadzenie do właściwego poziomu połączeń międzysystemowych pomiędzy państwami członkowskimi świadczy o niedostatecznym zaangażowaniu polskich władz w te sprawy. Wniosek Dyskutowany okres nie przyniósł istotnych zmian w obszarze wymiany międzysystemowej. Procedury funkcjonowały sprawnie natomiast problemy związane z procesem określania mocy dostępnych pozostały nierozwiązane. Przygotowania nowych inwestycji związanych z rozwojem połączeń transgranicznych przebiegają zdecydowanie za wolno. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 10 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE 4. Prace dot. ujednolicenia generalnych umów dystrybucyjnych Generalne umowy dystrybucyjne (GUD) stanowią podstawy (poza zapisami ustawy – Prawo energetyczne i rozporządzeń wykonawczych oraz IRiESD) współpracy pomiędzy operatorami systemów dystrybucyjnych (OSD) oraz spółkami obrotu – jako sprzedawcami energii elektrycznej do odbiorców końcowych. W wyniku współpracy, dyskusji oraz ustaleń ze spotkań przedstawicieli URE, PTPiREE oraz TOE w 2008 roku rozpoczęto wspólne działania PTPiREE oraz TOE zmierzające do ujednolicenia wzorca GUD na terenie wszystkich OSD. Prace są kontynuowane w roku bieżącym. W ramach spotkań, na bazie wcześniej opracowanego (kolejnego) wzorca GUD, uwzględniającego stanowisko Prezesa URE w sprawach spornych (wymagających rozstrzygnięć ze strony URE), omawiane są kolejne zapisy projektu GUD i załączników. W ramach dyskusji w 2009 roku wypracowano wspólne stanowisko w licznych dyskutowanych podczas spotkań kwestiach spornych oraz obszarach dyskusji. W nie dających się rozwiązać sprawach spornych ustalono, że ostateczne stanowiska - rozbieżności stron zostaną zaznaczone w tekście oraz przedyskutowane w ramach dalszych prac lub ustaleń z URE. Zdaniem TOE, zakończenie prac i akceptacja przez PTPiREE oraz TOE ostatecznej wersji GUD możliwa jest do końca pierwszej połowy 2009 rok. Wniosek Opracowanie i stosowanie jednolitego wzorca GUD jest jednym z warunków pełnego otwarcia rynku energii elektrycznej w Polsce. Wspólne wypracowanie takiego wzorca przez uczestników rynku energii elektrycznej (w ramach Zespołów PTPiREE oraz TOE), a następnie jego stosowanie w relacjach OSD ze sprzedawcami energii elektrycznej wpłynie pozytywnie na wdrożenia zasady TPA w Polsce. 5. Mapa drogowa uwolnienia cen dla wszystkich odbiorców energii elektrycznej Opublikowana w lutym 2008 roku Mapa drogowa zawiera propozycję działań, które, zdaniem URE, powinny zostać podjęte dla realizacji celu, jakim jest dalsza liberalizacja rynku energii elektrycznej uwzględniająca poprawę bezpieczeństwa odbiorców energii elektrycznej. W ramach dokumentu Prezes URE przedstawił także ocenę wybranych elementów rynku energii elektrycznej w Polsce, ze szczególnym uwzględnieniem obszaru sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych oraz stopnia wdrożenia zasady TPA w Polsce. Prezes URE w ramach dokumentu zakładał, że okres przejściowy, w którym zostanie utrzymany obowiązek taryfikacji cen energii elektrycznej dla odbiorców w gospodarstwach domowych potrwa nie dłużej niż do końca 2008 roku. W tym czasie zdaniem Prezesa URE konieczne było wdrożenie szeregu działań obejmujących w szczególności następujące obszary: 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 11 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE wzmocnienie pozycji odbiorcy na rynku energii elektrycznej i ochronę odbiorcy najsłabszego, wzmocnienie pozycji regulacyjnych, wzmocnienie konkurencji na rynku energii elektrycznej. regulatora i wprowadzenie dodatkowych narzędzi Wniosek Zdaniem TOE, sama publikacja Mapy drogowej, stanowiła istotną zmianę podejścia Prezesa URE do konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce, jednak liczne postawione w dokumencie wymagania (już od momentu publikacji materiału), nie były możliwe do realizacji w założonym terminie. Brak w Mapie szczegółowego harmonogramu działań i całkowity brak korelacji zapisów z działaniami poszczególnych ministerstw spowodował, że pozytywna inicjatywa nie znalazła zastosowania w praktyce. 6. Ustawa o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców z związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej – tzw. „ustawa o rozwiązaniu KDT” Założeniem twórców ustawy o rozwiązaniu KDT [4] było zapewnienie pokrycia kosztów wytwórców wynikających z realizacji inwestycji objętych kontraktami długoterminowymi, które nie mogłyby być pokryte przychodami ze sprzedaży energii elektrycznej w warunkach rynku konkurencyjnego. Twórcy ustawy nie przewidzieli jednak zachowań i wzajemnych zależności części podmiotów objętych ustawą i wykorzystywania ustawy do osiągania doraźnych i finansowo znaczących korzyści. Pierwszy rok funkcjonowania ustawy o rozwiązaniu KDT jednoznacznie wykazał jednak istnienie tych mankamentów. Ustawa nie przyniosła więc korzyści dla rynku energii zakładanych na etapie jej tworzenia, tj.: obniżenia obciążenia odbiorców poprzez zastąpienie opłaty wyrównawczej systemem opłaty przejściowej, stabilizacji wzrostu cen energii elektrycznej na rynku, spadku stawki opłaty przejściowej przy wzroście hurtowych cen energii powyżej poziomu zakładanego do kalkulacji kosztów osieroconych, i niepobierania opłaty przejściowej po osiągnięciu przez wytwórców pewnego poziomu ceny rynkowej sprzedaży., Potwierdzeniem istnienia poważnych nieprawidłowości w realizacji ww. ustawy są dwie decyzje Prezesa URE w zakresie wyznaczenia stawek opłaty przejściowej na rok 2009: W komunikacie Prezesa URE Nr 30/2008 z dnia 31 października 2008 w sprawie stawek opłaty przejściowej na rok 2009 r., w oparciu o ustawę o rozwiązaniu KDT, 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 12 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE stawki netto zostały wyznaczone na poziomie ok. 9% wyższym od obowiązujących w roku 2008 na podstawie wniosków wytwórców objętych ww. ustawą. W dniu 19 grudnia 2008 r. Prezes URE poinformował w komunikacie Nr 37/2008 w sprawie stawek opłaty przejściowej na rok 2009, że w wyniku przeprowadzonego monitoringu rzeczywistego poziomu przychodów wytwórców obniżył wysokość stawek opłaty o ok. 19% w stosunku do obowiązujących w roku 2008. Negatywne skutki związane z zamieszaniem wokół wyznaczenia poziomu stawek opłaty przejściowej dotkliwie już odczuły spółki zajmujące się obrotem energią elektryczną oraz OSD i OSP, poprzez opóźnienie terminu zatwierdzenia taryf dla obrotu dla grupy taryfowej G oraz taryfy przesyłowej i taryf dystrybucyjnych. Wniosek Biorąc pod uwagę negatywne doświadczenia z realizacją ustawy o rozwiązaniu KDT należałoby jak najszybciej wyjaśnić czy tak duże rozbieżności w decyzjach podejmowanych w niedługim odstępie czasu spowodowane są niejasnymi przepisami, czy też wadliwym stosowaniem ustawy. 7. Decyzja KE dot. oceny polskiego rynku energii elektrycznej W dniu 11 września 2008 r. Komisja Europejska (KE), w odpowiedzi na wniosek strony polskiej z dnia 19 maja 2008 r., wydała decyzję stanowiącą, że art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 31 marca 2004 r. koordynującej procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych nie ma zastosowania w odniesieniu do wytwarzania i sprzedaży hurtowej energii elektrycznej w Polsce. Bazując na danych za 2006 i 2007 rok, KE stwierdziła, że wytwarzanie i sprzedaż hurtowa energii elektrycznej nie podlegają obecnie w Polsce bezpośredniej konkurencji. Za przyczynę tego zjawiska KE przytacza m.in. dominujący udział w rynku trzech największych producentów energii i sprzedawców detalicznych, ograniczony dostęp do wymiany transgranicznej, niewłaściwe funkcjonowanie mechanizmów bilansujących, niski odsetek odbiorców zmieniających sprzedawcę energii oraz taryfowanie cen energii przez Regulatora. Decyzja KE w tej formie może mieć negatywny wpływ na obecną strukturę rynku, w szczególności: W świetle oficjalnego potwierdzenia braku konkurencyjności rynku energii w Polsce, możliwe jest „w świetle prawa” doraźne poszerzenie kompetencji Regulatora. Sytuacja taka zdaniem KE jest dopuszczalna jedynie w okresach przejściowych, lecz w momencie narastania potrzeb inwestycyjnych na rynku obecność regulacji może skutkować szeregiem zakłóceń i brakiem sygnałów ekonomicznych do rozwoju nowych inwestycji dla uczestników rynku. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 13 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE Decyzja jednoznacznie stwierdza, że wyłączeniu spod stosowania koordynującej procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych, mogą podlegać tylko podmioty funkcjonujące na otwartych rynkach konkurencyjnych. Zatem stwierdzenie niekonkurencyjności prowadzi do konieczności stosowania skomplikowanej i przewlekłej procedury zamówień publicznych, co bezpośrednio przekłada się również na zamówienia w obrębie kraju oraz może prowadzić do rozbieżności interpretacyjnych w zakresie kwalifikowania danego zamówienia pod rygor samej dyrektywy/ustawy. Wniosek Wytyczne KE dotyczące dążenia przez kraje członkowskie do osiągnięcia statusu rynku konkurencyjnego, powinny wpłynąć m.in. na dekoncentrację rynku, rozbudowę połączeń transgranicznych, zmianę mechanizmu bilansującego czy też docelowe ograniczenie bądź likwidację taryfowania cen energii przez Prezesa URE. Niemniej jednak należy zauważyć, iż decyzja została wydana w oparciu o przekazane przez URE dane rynkowe głównie za okres od maja do lipca 2008 roku. W związku z powstałymi po tym okresie zmianami i planami dotyczącymi m.in. uregulowania kwestii związanych z rynkiem bilansującym, słusznym wydaje się złożenie wniosku do KE o ponowne rozpatrzenie sprawy w oparciu o nowe, aktualne dane. Z drugiej strony brak stwierdzenia konkurencyjności polskiego sektora energetycznego może doprowadzić do regresu w zakresie poczynionych już zmian. 8. Rządowy Plan Stabilności i Rozwoju Celem Rządowego Planu Stabilności i Rozwoju (Plan) ogłoszonego w listopadzie 2008 roku miało być zapewnienie stabilności finansów publicznych oraz podjęcie odpowiednich działań na rzecz wzrostu gospodarczego kraju w dobie światowego kryzysu gospodarczego. W niniejszym Raporcie TOE skupia się na najistotniejszych dla rynku energii propozycjach zmian, które w szczególności obejmują następujące zagadnienia: 1) Zobowiązanie wytwórców do uczestnictwa w giełdowym obrocie energią. Uzasadnienie tej propozycji zmian w ustawie - Prawo energetyczne prowadzi do wniosku, iż jest to szczególnie istotne ze względu na konieczność administracyjnego nadzoru nad kształtowaniem cen na rynku. Pozbawianie wytwórców możliwości wyboru sposobu sprzedaży energii elektrycznej jest jednak trudne do pogodzenia z zasadą konkurencyjności i liberalizacji rynku. 2) Zwiększenia uprawnień Prezesa URE poprzez możliwość administracyjnego ustalania ceny maksymalnej na hurtowym rynku energii elektrycznej. Działanie to uzasadniane jest jako aktywizujące prorynkowe zachowania przedsiębiorstw energetycznych. Trudno wyobrazić sobie szczegółowy katalog sytuacji kryzysowych zezwalających na bezpośrednią interwencję władz państwowych w rynek energii elektrycznej przy 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 14 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE jednoczesnej implementacji unijnych zasad prorynkowych. Dodatkowo mechanizm zatwierdzania ceny maksymalnej musiałby być poddany konsultacji społecznej. 3) Uporządkowanie organizacji działalności poszczególnych podmiotów na rynku, w tym w szczególności zapewnieniem niezależności operatorom systemu dystrybucyjnego, czy też obowiązków publikacyjnych ofert cenowych sprzedawców. TOE pozytywnie ocena te działania. Ponadto trudno wyobrazić sobie przyszły rynek konkurencyjny bez lepszego uregulowania jednolitych zasad zmiany sprzedawcy oraz gwarancji zachowania ciągłości w dostarczaniu energii w sytuacjach dotyczących dostawy awaryjnej w przypadku takiej zmiany. Wniosek Zawartą w Planie próbę poruszenia kwestii regulacji sektora energetycznego w taki sposób, aby możliwe było przeciwdziałanie obecnej sytuacji krajowego kryzysu gospodarczego, trudno ocenić pozytywnie ze względu na brak jednoznacznego wpływu proponowanych zmian w zakresie energetyki na ogólne bezpieczeństwo gospodarcze kraju. Plan powinien uwzględniać możliwość prawidłowego rozwoju sektora w kierunku konkurencyjności zgodnie z proponowanymi kierunkowo w ogólnej strategii rządu założeniami. 9. Zmiany mechanizmu kształtowania cen na rynku bilansującym (od 1 stycznia 2009 r.) Z dniem 1 stycznia 2009 r. PSE Operator, jako OSP, wprowadził nowe zasady funkcjonowania rynku bilansującego. Zmiany te miały charakter przełomowy i polegały głównie na: a) przejściu na cenotwórstwo krańcowe w zakresie wyznaczania ceny bilansowania CRO, b) rozdzieleniu pozycji handlowych uczestników rynku – wynikających ze zgłoszeń USE od pozycji fizycznych. Wniosek Wprowadzone od 1 stycznia 2009 r. zmiany mechanizmu kształtowania cen na rynku bilansującym oceniamy pozytywnie. Przede wszystkim zwiększają one transparentność mechanizmu bilansowania, a cena bilansowania CRO odzwierciedla obecnie relację podaży i popytu i ma w związku z tym znacznie większą wartość informacyjną dla uczestników rynku. Wraz z wejściem w życie nowych regulacji, OSP rozpoczął publikację poszerzonych informacji o stanie rynku energii. Również ten krok oceniamy pozytywnie, a zakres publikowanych informacji zdecydowanie przyczynia się do zwiększenia przejrzystości funkcjonowania rynku hurtowego. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 15 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE 10. Wejście w życie nowej ustawy o podatku akcyzowym Zmiana zasad opodatkowania energii elektrycznej akcyzą (od 1 marca 2009 r.) wynikała z konieczności implementacji do prawa polskiego ustawodawstwa (dyrektywy) Unii Europejskiej. Polska wprowadziła tę zmianę ze znacznym opóźnieniem, narażając państwo na reperkusje oraz, niestety, utrzymując chaos w sektorze elektroenergetycznym. Jednoznaczne uregulowanie przedmiotowej kwestii było niezmiernie ważne dla wszystkich uczestników rynku. Z punktu widzenia sprzedawców energii elektrycznej do nabywców końcowych spowodowało to konieczność licznych zmian w systemach księgowych i wywiązać się z obowiązku „akcyzowego”. Zdaniem TOE, wejście w życie, odkładanej od kilku lat ustawy, w ciągu roku rachunkowego było niekorzystne, jednak mając na uwadze płynące z Unii Europejskiej sygnały (w tym niekorzystny wyrok ETS) nie można było dłużej zwlekać z wprowadzeniem zmian. O ile samo wprowadzenie ustawy należy uznać za pozytywne, o tyle jej finalny kształt budzi sporo wątpliwości. Zdaniem TOE w ustawie oraz w rozporządzeniach wykonawczych (w tym przede wszystkim w rozporządzeniu dot. ewidencjonowania energii elektrycznej) istnieją liczne obszary, w których ustawodawca zdecydował się na bardzo dyskusyjne rozwiązania (definicje, podejście, modele rozliczeń), dodatkowo niestety inne niż dotychczas funkcjonujące w elektroenergetyce, na mocy ustawy – Prawo energetyczne. Już samo wprowadzenie prostej wydawałoby się definicji nabywcy końcowego, zamiast używanej w elektroenergetyce definicji odbiorcy końcowego znacznie komplikuje proces opodatkowania. Kolejnym negatywnym, zdaniem TOE, elementem praktycznym jest skomplikowanie (w porównaniu do dotychczasowego) systemu wsparcia OZE, poprzez połączenie zwolnienia energii elektrycznej wytwarzanej w OZE z akcyzy z umorzeniem tzw. certyfikatu (świadectwa pochodzenia energii elektrycznej), które stanowi całkowicie inny produkt na rynku energii elektrycznej. Skomplikowanie tego systemu wywoła nagły wzrost wartości świadectw pochodzenia nawet powyżej opłaty zastępczej (mającej stanowić substytut i punkt odniesienia poziomu dodatkowego wsparcia OZE). Kolejnym wątpliwym rozwiązaniem jest konieczność prowadzenia przez spółki obrotu działające w ramach wymiany międzysystemowej, całkowicie zbędnej (z punktu widzenia praktycznego), dokumentacji ewidencyjnej. Wniosek Zaledwie trzy ww. elementy wskazują, że mimo kilkuletniego procedowania nad ustawą, wprowadzone rozwiązania, zdaniem TOE, stanowią już, i z pewnością będą stanowić w przyszłości, liczne problemy dla wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej w Polsce. Dodatkowo mając na uwadze obciążenia kosztowe odbiorców energii elektrycznej w Polsce oraz znacznie wyższe w Polsce w porównaniu z przyjętymi w dyrektywie (minimalnymi) poziomami podatku akcyzowego, zdaniem TOE, celowe jest obniżenie poziomu tego podatku. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 16 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE P1. Propozycja wprowadzenia obligatoryjnej sprzedaży energii elektrycznej przez giełdę Propozycja nałożenia na wytwórców w drodze ustawy obowiązku sprzedaży wyprodukowanej energii elektrycznej tylko za pośrednictwem towarowej giełdy energii (wg stanu na koniec kwietnia 2009 roku de facto jednego podmiotu – Towarowej Giełdy Energii SA) - jest kolejną restrykcyjną regulacją przy i tak już mocno przeregulowanym rynku energii. Wprowadzenie kolejnego obowiązku na TGE SA, analogicznie jak się to stało poprzez wprowadzenie mechanizmu „przymusowego” handlu prawami majątkowymi wynikającymi ze świadectw pochodzenia (certyfikatami), doprowadzi do monopolizacji rynku hurtowego energii elektrycznej ze wszystkimi negatywnymi tego konsekwencjami. Negatywne skutki tej propozycji to przede wszystkim: naruszenie wolności obrotu gospodarczego poprzez odbieranie prawa do zawierania kontraktów bilateralnych; brak możliwości finansowania w oparciu o instrumenty giełdowe - na najbardziej rozwiniętych giełdach energii notowane są kontrakty roczne na 6 lat w przód, przy czym satysfakcjonująca płynność występuje jedynie w 3 pierwszych latach. W przypadku inwestycji, których czas zwrotu wynosi 15 lat, budowa finansowania w oparciu o instrumenty giełdowe będzie niemożliwa. Finansowanie inwestycji nigdzie na świecie nie jest oparte na kontraktach giełdowych, a z reguły bazuje na wieloletnich kontraktach bilateralnych; dalsze umocnienie pozycji podmiotów dominujących na rynkach energii; utrzymanie ryzyka cenowego na rynku. Wniosek Nałożenie na wytwórców w drodze ustawy obowiązku sprzedaży wyprodukowanej energii elektrycznej tylko za pośrednictwem towarowej giełdy energii oraz związane z tym propozycje zmian obowiązujących umów na rynku energii elektrycznej TOE ocenia zdecydowanie negatywnie. Zdaniem TOE realizacja ww. propozycji narusza wolność obrotu gospodarczego poprzez odbieranie prawa do zawierania kontraktów bilateralnych, co więcej nie gwarantuje większej transparentności rynku oraz (zapowiadanego przez autorów propozycji) spadku cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych P2. Propozycja administracyjnego ustalenia cen przez Prezesa URE Administracyjno-prawna regulacja cen jest sprzeczna z ideą wolnego rynku, stąd też zapisy art. 48a proponowane w projekcie zmian ustawy – Prawo energetyczne z dnia 12 marca 2009 roku w zestawieniu z celami organów stanowiących Unii Europejskiej, wyrażonymi chociażby na gruncie dyrektywy nr 54/2003 dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej, uznać należy za mocno kontrowersyjne. Propozycja 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 17 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE ustawowa zakłada, że Regulator (Prezes URE) będzie dysponował dyskrecjonalną władzą nad polityką cenową uczestników rynku. W razie bowiem, gdy stwierdzi, że uczestnik rynku (wytwórca lub przedsiębiorstwo obrotu) posiada odpowiednio wysoki poziom „siły rynkowej”, Prezes URE będzie mógł nakazać sprzedaż określonej ilości energii lub wielkości mocy wytwórczych na określonych przez siebie warunkach, ustalić ceny maksymalne dla energii, bądź nakazać zastąpienie ceny ustalonej przez przedsiębiorstwo ceną określoną przez siebie. Konstrukcja przepisu przewiduje więc, że po dokonaniu analizy na okoliczność spełnienia przez dane przedsiębiorstwo kryteriów „siły rynkowej” (nota bene sformułowanych bardzo nieprecyzyjnie, w sposób utrudniający rzetelną ich weryfikację np. na drodze sądowej), Prezes URE może (podejmuje więc decyzję uznaniową) odpowiednio wpłynąć na poziom cen tego przedsiębiorstwa. Nie jest przy tym brane pod uwagę ewentualne naruszenie przez przedsiębiorstwo reguł gry rynkowej poprzez np. narzucanie uciążliwych warunków umowy, uczestnictwo w zmowie cenowej itp. Swoista sankcja administracyjna spotyka przedsiębiorstwo tylko dlatego, że jest odpowiednio duże i sprawnie zarządzane (vide kryteria określone w projektowanym art. 48a ust. 2 Prawa energetycznego). Sankcja ta działa natychmiast po nałożeniu (rygor natychmiastowej wykonalności przewidziano w art. 48a ust. 7), co oznacza, że sądowa weryfikacja jej przesłanek ma charakter następczy, chyba że sąd – na mocy niezawisłego orzeczenia – wstrzyma wykonanie decyzji (art. 47952 k.p.c.). Wniosek Powyższe rozwiązania, jako że drastycznie obniżają pewność co do warunków działalności gospodarczej uczestników rynku energii elektrycznej, TOE ocenia negatywnie. Proponowany mechanizm dalece bardziej ingeruje w działalność przedsiębiorstwa energetycznego niż mechanizm zatwierdzania taryf. Ocenia się, iż planowane zmiany będą miały negatywny wpływ na sytuację podsektorów: wytwarzania, dystrybucji i obrotu energią oraz końcowych odbiorców energii. P3. Propozycja umożliwienia mechanizmu bilansowania zawierania transakcji na RDB w ramach Rozdzielenie pozycji handlowych od fizycznych, które nastąpiło w wyniku wspomnianych wcześniej (patrz punkt 9) zmian w zasadach funkcjonowania rynku bilansującego, umożliwiło przystąpienie do realizacji kolejnego etapu reformy polskiego rynku bilansującego, tj. wdrożenia mechanizmu umożliwiającego zawieranie transakcji na rynku dnia bieżącego – tzw. intraday. Propozycję zmian w tym zakresie PSE Operator przedstawił w dokumencie pt. „Koncepcja rozwiązań w zakresie zgłaszania na Rynku Bilansującym transakcji handlowych zawieranych na rynku Dnia Bieżącego” [14]. Wniosek Propozycje określone w dokumencie [14] zasługują na pozytywną ocenę. Uważamy, że są one dobrze przemyślane, spójne oraz wystarczające do pełnej realizacji procesów mechanizmu obsługi na RB zgłoszeń transakcji handlowych z rynku dnia bieżącego (intraday), wynikających z założeń funkcjonowania tego rynku. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 18 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE Należy w tym miejscu podkreślić także, że zmiany w zasadach funkcjonowania rynku, takie jak np. wdrożenie rynku intraday, należy także rozpatrywać w kontekście przyszłej integracji rynków europejskich i tworzenia się regionalnych rynków energii. Uważamy, że zapewnienie kompatybilności rozwiązań przyjmowanych przez kraje członkowskie jest kluczowe dla rozwoju rynku. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 19 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE 3. KSZTAŁTOWANIE SIĘ CEN ENERGII ELEKTRYCZNEJ W 2008 roku nastąpił istotny wzrost cen hurtowych energii elektrycznej w Polsce. Średnia godzinowych cen notowanych na Rynku Dnia Następnego TGE SA wyniosła w 2008 roku 194,73 zł/MWh. Dla porównania, indeks ten w roku 2007 wyniósł 115,25 zł/MWh, średnioroczne ceny wzrosły zatem o 69%. Szczególnie dużą dynamiką charakteryzowały się tak zwane godziny szczytowe (od 7:00 do 22:00 w dni robocze). Średni indeks TGE SA wyniósł tu 242,89 zł/MWh, 91% więcej niż w 2007 roku kiedy osiągnął poziom 127,39 zł/MWh. Godziny pozaszczytowe wzrosły rok do roku o 48% do poziomu 151,81 zł/MWh wobec 102,90 zł/MWh zanotowanych w roku poprzedzającym. Początek roku 2009 nie przyniósł już tak wielkich zmian. Średnia cena energii w dostawie na TGE osiągnęła w I kwartale 2009 poziom 192,70 zł/MWh (w celu umożliwienia porównania z rokiem 2008, dla marca 2009 cena została powiększona o akcyzę 20,00 zł/MWh, bez tego zabiegu średnia za I kwartał 2009 roku wyniosła 186,28 zł/MWh). W porównaniu do roku poprzedniego ceny godzinowe uległy „spłaszczeniu” – znacznie zmniejszyła się różnica cen pomiędzy godzinami szczytowymi (221,94 zł/MWh) i pozaszczytowymi (170,79 zł/MWh). Wynika to przede wszystkim z wprowadzenia w 2009 roku nowych zasad kształtowania się cen rynku bilansującego opartych na cenotwórstwie krańcowym (patrz str. 15 pkt 9). Rynek RDN TGE [zł/MWh] 350 PLN Dobowy indeks TGE Średnia miesięczna 300 PLN 250 PLN 200 PLN 150 PLN 100 PLN 50 PLN 1 0 0- -1 07 1 3 0- -1 07 3 1- -1 07 0 0 3 2- -1 07 -0 08 2 1- 9 8 -0 08 2 2- -0 08 2 3- 9 8 2 4- -0 08 2 5- -0 08 8 -0 08 2 6- 7 2 7- -0 08 7 6 2 8- -0 08 2 9- -0 08 5 5 2 0- -1 08 4 -1 08 2 1- 4 2 2- -1 08 3 2 1- -0 09 2 2- -0 09 2 2 3- 4 -0 09 Rysunek 1.Ceny dobowe na rynku RDN Towarowej Giełdy Energii (od 1 marca 2009 ceny bez akcyzy). Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE S.A. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 20 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE Wzrost cen na rynku SPOT na początku 2008 roku natychmiast pociągnął zmiany cen na rynku forward. Kontrakty z dostawą w 2008 roku, zawierane jeszcze w roku 2007 w przedziale 140,00-145,00 zł/MWh, bardzo szybko odnotowały stosowną korektę w górę do poziomów cen na rynku krótkoterminowym. Ogłoszona przez Prezesa URE średnia cena sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym w roku 2008 wyniosła 155,44 zł/MWh. Forward Base Load [zł/MWh] 260 zł 250 zł 240 zł 230 zł 220 zł 210 zł 200 zł 190 zł 180 zł 170 zł 160 zł 150 zł Cal 10 Cal 09 Q1 09 Q2 09 Q3 09 Q4 09 Cal 08 Q2 08 00 9 03 -2 00 9 02 -2 00 9 01 -2 00 8 12 -2 00 8 11 -2 00 8 10 -2 00 8 09 -2 00 8 08 -2 00 8 07 -2 00 8 06 -2 00 8 05 -2 00 8 04 -2 00 8 03 -2 00 8 02 -2 00 8 01 -2 12 -2 00 7 140 zł Q3 08 Q4 08 Rysunek 2. Rynek forward dla produktów bazowych (od 1 marca 2009 ceny bez akcyzy). Źródło: Vattenfall. Forward Peak Load [zł/MWh] 360 zł 330 zł 300 zł 270 zł 240 zł 210 zł 180 zł Cal 10 Cal 09 Q1 09 Q2 09 Q3 09 Q4 09 Cal 08 Q2 08 Q3 08 00 9 03 -2 00 9 02 -2 00 9 01 -2 00 8 12 -2 00 8 11 -2 00 8 10 -2 00 8 09 -2 00 8 08 -2 00 8 07 -2 00 8 06 -2 00 8 05 -2 00 8 04 -2 00 8 03 -2 00 8 02 -2 00 8 01 -2 12 -2 00 7 150 zł Q4 08 Rysunek 3. Rynek forward dla produktów szczytowych (od 1 marca 2009 ceny bez akcyzy). Źródło: Vattenfall. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 21 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE Podobna sytuacja miała miejsce z kontraktami rocznymi na 2009 rok. Pierwsze kontrakty zawarte zostały po cenie 150,00 zł/MWh. W szczytowym momencie (październik 2008 roku) ich cena osiągnęła 238,00 zł/MWh. Na koniec roku kontrakty te zawierane były po 205,00 zł/MWh pomimo ustalenia przez Prezesa URE ceny referencyjnej dla kalkulacji taryfy G na poziomie 185,00 zł/MWh, czyli znacznie niższym niż ceny rynkowe. Kontrakty bazowe na 2010 rok na początku stycznia 2009 roku zawierane były po 220,00 zł/MWh. Po zanotowanym spadku zainicjowanym niskimi cenami energii na rynku SPOT, rynek zaczął powracać pod koniec marca do poziomu wyjściowego. Cena w tym okresie wynosiła (bez podatku akcyzowego) 192,00 zł/MWh. Analogicznie przedstawiała się sytuacja w kierunkach zmian cen dla kontraktów szczytowych z dostawą w latach 2008-2010. Kontrakty te charakteryzowały się niewielką płynnością obrotu. Do najważniejszych determinant wzrostu zapoczątkowanych w 2008 roku zaliczyć można: cen energii elektrycznej Częściową deregulację cen detalicznych (tj. zniesienie przez Prezesa URE obowiązku przedstawiania taryf do zatwierdzenia dla odbiorców końcowych nie będących gospodarstwami domowymi). W związku z tym zniknął czynnik, który w sposób sztuczny utrzymywał ceny energii na zaniżonym poziomie oraz nie zapewniał impulsów do inwestycji w nowe moce wytwórcze. Wzrost cen węgla kamiennego i ograniczenia w dostawach. Już pod koniec 2007 roku elektrownie miały problemy z utrzymaniem ustawowych zapasów węgla co często prowadziło do ograniczeń w produkcji energii elektrycznej. Dopiero w II połowie 2008 roku kopalnie rozpoczęły kontraktację węgla dla elektrowni. W porównaniu do roku poprzedniego cena dostaw wzrosła o około 40% (wzrost ceny węgla kamiennego na 2009 rok w stosunku do roku 2008), przekraczając poziom 11,00 zł/GJ. Konsolidacja sektora przeprowadzona w 2007 roku. Utworzenie nowych podmiotów zmieniło układ sił na rynku energii. Zwiększona koncentracja obrotu w początkowym okresie negatywnie wpłynęła na płynność kontraktacji, ograniczenia pojawiły się szczególnie po stronie podażowej. Początek II fazy europejskiego systemu handlu emisjami do uprawnień CO2. Na początku roku 2008 cena tych uprawnień kształtowała się na poziomie 22,00 EUR/t (w szczytowym momencie, pod koniec II kwartału osiągnęła poziom ponad 30,00 EUR/t). W I kwartale 2009 roku cena ta spadła do około 10,00 EUR/t. W końcówce I fazy systemu cena uprawnień wynosiła kilka eurocentów tak więc wpływ tego czynnika na poziom cen energii był znikomy 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 22 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE 4. STAN RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE - PODSUMOWANIE 1. Hurtowy rynek energii elektrycznej w Polsce, mimo przeprowadzonej konsolidacji pionowej przedsiębiorstw energetycznych, jest z roku na rok coraz bardziej płynny. Jednak przeprowadzona konsolidacja (w tym w podsektorze wytwarzania) spowodowała znaczące zmiany w zakresie hurtowego obrotu energią elektryczną, co w konsekwencji ma wpływ na pozycje handlowe poszczególnych graczy i utrudnia możliwości działania spółkom nieposiadającym w swoich strukturach znaczących źródeł wytwórczych. 2. W obszarze sprzedaży energii elektrycznej (rynku detalicznego) stopień liberalizacji rynku należy ocenić jako niezadawalający. Liczba zmian sprzedawcy energii elektrycznej jest niezadawalająca (marginalna mając na uwadze liczbę odbiorców końcowych). Ponadto utrzymywanie obowiązku zatwierdzania przez Prezesa URE taryf w zakresie sprzedaży energii elektrycznej dla grupy gospodarstw domowych oraz wyznaczenie, zdaniem Prezesa URE, kosztów uzasadnionych na poziomie poniżej realnych kosztów nabycia energii elektrycznej na rynku hurtowym ma negatywny wpływ na rozwój rynku energii elektrycznej w Polsce. 3. Zmiany zachodzące w ramach mechanizmu bilansującego w Polsce należy ocenić pozytywnie, szczególnie mając na uwadze zmiany systemu kształtowania cen na rynku bilansującym od początku 2009 rok, a także planowane umożliwienia przez OSP zawierania transakcji w ramach rynku dnia bieżącego. Niestety tempo wprowadzania zmian stanowi element negatywny.. 4. Oferowane odbiorcom ceny energii elektrycznej są silnie uzależnione od całego łańcucha „energetycznego”, w szczególności cen energii elektrycznej na poziomie wytwarzania, związanych oczywiście z cenami paliw. Rozważania dotyczące poziomu cen energii elektrycznej w obrocie nie powinny być odseparowane od zagadnień sektora wytwarzania i poziomu cen paliw. 5. W przypadku wdrożenia proponowanych zapisów zmian ustawy - Prawo energetyczne [12], dających możliwość wprowadzenia przez Prezesa URE administracyjnego ustalania cen energii elektrycznej (dla całego lub części przedsiębiorstw sektora), dalszy rozwój rynku energii elektrycznej stanie się niemożliwy. Ponadto, z punktu widzenia liberalizacji tego obszaru handlu będzie to powrót do „ręcznego” sterowania sektorem, a co za tym idzie wprowadzenia rozwiązania wbrew polityce unijnej, przyjętemu kierunkowi rozwoju polskiej energetyki oraz (w dłuższej perspektywie) wbrew interesom wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej. W przypadku przyjęcia takiego rozwiązania większość propozycji działań wyszczególnionych w Raporcie nie poprawi sytuacji, co więcej może okazać się nie do zrealizowania. 6. W przypadku mechanizmów promowania OZE i kogeneracji, jako najistotniejszy element należy wskazać minimalizację ewentualnego negatywnego wpływu tych mechanizmów na konkurencję oraz kompatybilność z rozwiązaniami europejskimi, ze względu na postępującą integrację europejskiego rynku energii elektrycznej. W związku 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 23 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE z powyższym, rekomendowanym rozwiązaniem jest odseparowanie cech ekologicznych, efektywnościowych i innych od produktu podstawowego jakim jest energia elektryczna i wspieranie tylko tych cech jako produktów pochodnych. Zatem stosowany już w Polsce system certyfikatów (zielonych, czerwonych) wydaje się odpowiednim mechanizmem spełniającym wymagania konkurencyjności oraz optymalizacji technicznej. Należy przy tym zaznaczyć, że wszystkie systemy promowania poszczególnych technologii powinny być oceniane pod względem efektywności kosztowej. W związku z tym w zakresie kształtowania opłat zastępczych system powinien w najbliższym czasie ulec modyfikacjom (patrz dalsza część Raportu). 7. Celem nadrzędnym polityki Unii Europejskiej jest stworzenie wspólnego rynku energii (single energy market). Kolejne dyrektywy, w tym ta o bezpieczeństwie dostaw traktują wymianę międzysystemową i rozwój połączeń międzysystemowych jako jedne z najważniejszych czynników rozwoju europejskiego rynku energii. Od samego początku, gdy powstały możliwości rozwoju wymiany międzysystemowej po przystąpieniu Polski do Unii Europejskiej w 2004 roku, OSP traktował wymianę transgraniczną jako element drugorzędny w stosunku do rynku krajowego co bez wątpienia należy ocenić negatywnie. Sytuacja ta niestety nie uległa większej zmianie do dzisiaj. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 24 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE 5. PROPOZYCJE DZIAŁAŃ KRÓTKO I DŁUGOTERMINOWYCH Działania krótkoterminowe 1. Proponowane rozwiązania dotyczące zmian modelu rynku energii elektrycznej powinny m.in. zmierzać do wykreowania wiarygodnego wskaźnika cenowego na ogólnodostępnych platformach handlu energią elektryczną, bez wzrostu kosztów transakcji i przy zachowaniu konkurencyjnego charakteru poszczególnych obszarów rynku. Wprowadzenie obowiązku obligatoryjnego handlu energią elektryczną (dla wszystkich źródeł powyżej 100 MW) poprzez giełdę (w rozumieniu ustawy o giełdach towarowych) jest rozwiązaniem zdecydowanie negatywnie ocenianym przez TOE. Proponowanym rozwiązaniem wystarczającym dla zwiększenia transparentności rynku energii elektrycznej w Polsce mogłoby być podjęcie się przez największe grupy energetyczne pełnienia funkcji animatora rynku na TGE S.A. 2. Z punktu widzenia rozwoju rynku energii elektrycznej w 2008 i 2009 roku coraz większe znaczenie ma analiza ryzyka zawierania określonych transakcji (ceny, terminy, wolumeny, nowe produkty) zarówno po stronie spółek obrotu, jak i większych odbiorów końcowych. W związku z tym optymalizacja zarządzania ryzykiem zawierania transakcji powinna stanowić jeden z głównych elementów strategii zakupu energii elektrycznej opracowywanych przez uczestników rynku - nie tylko spółek obrotu energią, ale także odbiorców końcowych. 3. Obszar regulowany powinien obejmować jedynie działalność sieciową (operatorską), natomiast działalność wytwórcza i cały obszar obrotu energią elektryczną (także sprzedaż energii elektrycznej do gospodarstw domowych) powinien odbywać się na rynku nieregulowanym. Doświadczenia krajów, w których nastąpiła pełna liberalizacja rynku energii elektrycznej potwierdzają tezę, że prawidłowo zaimplementowane mechanizmy konkurencyjne, przy zachowaniu dostatecznej liczby podmiotów na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej będą wystarczające do realizacji zapisów przewidzianych dyrektywami unijnymi. W związku z powyższym jednym z ważniejszych elementów dalszej liberalizacji rynku energii elektrycznej w Polsce, jest likwidacja obowiązku przedkładania do zatwierdzania przez Prezesa URE taryf w segmencie gospodarstw domowych. Zdaniem TOE nie jest możliwy rozwój konkurencji na detalicznym rynku energii elektrycznej (w tym głównie w grupie G) w przypadku dalszego utrzymywania regulacji cen (poprzez obowiązek zatwierdzania taryf). 4. W obszarze pomocy dla tzw. odbiorców wrażliwych docelowym rozwiązaniem powinno być ustawowe określenie zasad współpracy przedsiębiorstw energetycznych (głównie sprzedawców) z właściwymi ośrodkami pomocy społecznej, a także jednoznaczne uregulowanie roli Prezesa URE w ramach działań związanych z pomocą odbiorcom wrażliwym społecznie. Należy w tym miejscu zauważyć, że 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 25 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE w dużej mierze propozycja ta legalizuje dotychczasową współpracę większości sprzedawców energii elektrycznej z ośrodkami pomocy społecznej i zobowiązuje do niej przedsiębiorstwa energetyczne i instytucje, które takiej współpracy nie podjęły. 5. W celu skutecznej implementacji prawidłowej architektury rynku energii elektrycznej konieczne jest precyzyjne określenie, jakie rodzaje umów powinny funkcjonować w relacji odbiorca końcowy, operator systemu dystrybucyjnego, sprzedawca, podmiot odpowiedzialny za bilansowanie oraz ewentualnie inne podmioty oraz precyzyjne określenie zasad i procedur ich zmiany. W przypadku zasad i procedur zawierania i zmiany ww. umów, niezbędne jest zachowanie maksymalnej przejrzystości i prostoty realizacji poszczególnych procesów. W odniesieniu do rynku detalicznego TOE proponuje tzw. model jednego kontaktu, czyli z jednym rachunkiem dla odbiorcy końcowego. Takie rozwiązanie zostało wskazane jako wzorcowe m.in. przez EURELECTRIC [15]. 6. W obszarze promowania OZE i kogeneracji, mając w perspektywie konieczność dalszego ograniczania emisji gazów cieplarnianych, należałoby dążyć do spełniania wymagań promowania OZE i kogeneracji poprzez maksymalne wykorzystanie potencjału najefektywniejszych technologii, a także zminimalizowanie zakresu przedmiotowego i podmiotowego tylko dla wsparcia technologii, które wynikają z uwarunkowań unijnych oraz w warunkach normalnych (bez wsparcia) nie mają szans rozwoju. Weryfikacji powinny ulec także modele kształtowania opłat zastępczych. W przypadku OZE poziom opłat zastępczych w modelu powinien uwzględniać zmiany cen energii elektrycznej uzyskiwanej przez źródła OZE podczas sprzedaży tej energii. W przypadku wysokosprawnej kogeneracji należałoby dokonać liberalizacji cen ciepła. Obecny, kosztowy system nie spełnia kryteriów nowoczesnej regulacji ekonomicznej i zniechęca do jakiejkolwiek poprawy efektywności oraz nowych inwestycji podejmowanych przez przedsiębiorstwa ciepłownicze. 7. W obszarze wymiany międzysystemowej do proponowanych w krótkoterminowym horyzoncie czasowym TOE zalicza następujące elementy: działań Uruchomienie Central Allocation Office w Monachium. Wymagana współpraca OSP z innymi operatorami uczestniczącymi w systemie aukcji skoordynowanych. Objęcie systemem aukcyjnym połączenia kablowego ze Szwecją. Monitorowania procesu określania dostępnych mocy transgranicznych przez Prezesa URE (w ramach działań, TOE proponuje stworzenie pod patronatem Prezesa URE zespołu roboczego monitorującego działania OSP w tym zakresie z udziałem przedstawicieli stowarzyszeń zrzeszających uczestników wymiany, takich jak np. EFET i TOE). Monitorowanie efektów wprowadzenia metody flow-based jako metody określania dostępnych mocy transgranicznych. Ocena możliwości i monitorowanie efektów wprowadzenia metody market-coupling jako metody udostępniania mocy transgranicznych. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 26 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE Działania długoterminowe 1. Od 2006 roku w Polsce powstało kilka propozycji nakreślających kierunki rozwoju rynku hurtowego i detalicznego energii elektrycznej w Polsce oraz architekturę tego rynku rozumianą jako zestaw segmentów tego rynku i zasad ich funkcjonowania. Opracowania w przedmiotowym zakresie przygotowały towarzystwa branżowe: TGPE (listopad 2006), PTPiREE (kwiecień 2007), TOE (październik 2007) i PKEE (luty 2008). Ponadto, poza inicjatywami towarzystw branżowych, propozycje dotyczące architektury hurtowego rynku energii elektrycznej (grudzień 2006) oraz planowanych modyfikacji mechanizmu bilansowania (listopad 2007) przedstawił OSP. Liczne dyskusje przeprowadzone w różnych gremiach nie pozwoliły jednak, do końca pierwszego kwartału 2009 roku, na wypracowanie konsensusu i przyjęcie jednej spójnej i kompleksowej koncepcji dalszego rozwoju rynku energii elektrycznej w Polsce. Zaś proponowane przez MG zmiany ustawy oraz zapisy w projekcie Polityki energetycznej Polski do 2030 roku nie rozwiązują problemu kompleksowo, obejmując swoim zakresem jedynie wybrane wyrywkowo elementy działań. W związku z tym TOE proponuje pilne opracowanie, przy udziale wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej w Polsce kompleksowego modelu rynku energii elektrycznej w Polsce. W ramach prac w szerokim zakresie można uwzględnić elementy i propozycje towarzystw branżowych, w tym ostatnie opracowanie PKEE [6], które uzyskało pozytywną ocenę zarówno URE, MG jak i uczestników rynku. 2. W obszarze wymiany międzysystemowej TOE proponuje długoterminowe objęły dwa główne obszary zagadnień i działań: aby działania Rozbudowa mocy graficznych. Objęcie systemem aukcyjnym kierunków wschodnich (Ukraina, Białoruś, Litwa, Rosja). Ostatnia decyzja parlamentu Ukrainy likwidująca monopol Ukrinterenergo na eksport energii sprzyja takiemu rozwiązaniu. transgranicznych na wszystkich kierunkach geo- 3. Dodatkowo należy podkreślić, że zmiany w zasadach funkcjonowania rynku, takie jak np. wdrożenie rynku intraday, zmiany w obszarze wymiany międzysystemowej, a nawet zasady promowania OZE i kogeneracji należy także rozpatrywać w kontekście przyszłej integracji rynków europejskich i tworzenia się regionalnych rynków energii. Uważamy, że zapewnienie kompatybilności rozwiązań przyjmowanych przez kraje członkowskie jest kluczowe dla rozwoju unijnego rynku energii elektrycznej. 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 27 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE 6. ZASTOSOWANE SKRÓTY I OZNACZENIA ETS - Europejski Trybunał Sprawiedliwości CHP - Combined Heat and Power - kogeneracja (skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła) CRO - Cena Rozliczeniowa Odchylenia GUD - generalne umowy dystrybucyjne IRiESD - Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej IRiESP - Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej k.p.c. - Kodeks Postępowania Cywilnego KE - Komisja Europejska KDT - kontrakty długoterminowe NFOŚiGW - Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej OSD - Operator Systemu Dystrybucyjnego OSP - Operator System Przesyłowego – PSE Operator SA OZE - odnawialne źródła energii Plan - rządowy Plan Stabilności i Rozwoju, listopad 2008r. PKEE - Polski Komitet Energii Elektrycznej PTPiREE - Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej RDB - Rynek Dnia Bieżącego RDN - Rynek Dnia Następnego Taryfa G - zbiór cen i taryf dla energii elektrycznej dla grupy gospodarstw domowych TGE SA - Towarowa Giełda Energii SA TGPE - Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie TOE - Towarzystwo Obrotu Energią TPA - Third Party Acces - zasada dostępu stron trzecich do sieci URE - Urząd Regulacji Energetyki USE - umowy sprzedaży energii elektrycznej 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 28 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE 7. MATERIAŁY ŹRÓDŁOWE [1] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, Nr 104, poz. 708, Nr 158, poz. 1123 i Nr 170, poz. 1217 oraz z 2007 r. Nr 21, poz. 124, Nr 52, poz. 343, Nr 115, poz. 790 i Nr 130, poz. 905, z 2008 r. Nr 180, poz. 1112 i Nr 227, poz. 1505 oraz z 2009 r. Nr 3, poz. 11) [2] Dyrektywa 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 96/92/WE (Official Journal L 176 , 15/07/2003 P. 0037 – 0056) [3] Rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej (Official Journal L 176 , 15/07/2003 P. 0001 – 0010) [4] Ustawa z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców z związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długo-terminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. Nr 130, Poz. 905) [5] Docelowy model rynku energii elektrycznej. Materiał opracowany przez Zespół ds. Modelu Rynku Energii Elektrycznej Towarzystwa Obrotu Energią. TOE, Warszawa, październik 2007 [6] Model rynku energii elektrycznej. Etap I. Kierunki zmian w rozwoju rynku energii elektrycznej w Polsce. Materiał opracowany przez Zespół ds. Modelu Rynku Energii Elektrycznej Komitetu Rynek Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej. Wersja 1.3, Warszawa, luty 2008 [7] Sprawozdanie z działalności Prezesa URE – 2007. Biuletyn URE Nr 3, Warszawa, maj 2008 [8] Rynek energii elektrycznej w Polsce w pierwszym półroczu 2008 r. - raport z monitorowania. Prezes URE, Warszawa, wrzesień 2008 [9] Statystyka elektroenergetyki polskiej. ARE SA, 2008 [10] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi. PSE Operator SA, Konstancin – Jeziorna, 1 stycznia 209 r. (tekst jednolity obowiązujący od dnia: 1 stycznia 2009 r.) [11] Polityka energetyczna Polski do 2030 (projekt w wersji nr 4 z dnia 5 marca 2009 r.) [12] Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz zmianie innych ustaw - wersja nr 3.5 z dnia 12 marca 2009 r. [13] Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw - wersja przyjęta na posiedzeniu Komisji Gospodarki w dniu 5 marca 2009 r. [14] Koncepcja rozwiązań w zakresie zgłaszania na Rynku Bilansującym transakcji handlowych zawieranych na rynkach dnia bieżącego. PSE Operator SA, Konstancin – Jeziorna, 16 marca 2009 r. [15] Dane dostarczone przez spółki obrotu - członków wspierających TOE, 2009 [16] EURELECTRIC Reference “Retail Market Model”: Bringing the Benefits of Competitive Electricity Markets to the Customer (raport dostępny na www.eurelectric.org w sekcji Documentation/ Catalogue of Publications /Markets) 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 29 z 30 Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2009 r. Raport TOE 8. ZESPÓŁ AUTORSKI Skład osobowy Zespołu TOE ds. opracowania raportu na temat rynku energii elektrycznej w Polsce 1. kol. Katarzyna Rozenfeld, Vattenfall Trading Services Sp. z o.o. - przewodnicząca 2. kol. Robert Bański, PGE Polska Grupa Energetyczna SA 3. kol. Janusz Bil, Vattenfall Poland Sp. z o.o. 4. kol. Anna Gabrysiak, ENEA S.A. 5. kol. Piotr Gniewkowski, ENERGA - Obrót SA 6. kol. Wojciech Graczyk, RWE Polska S.A. 7. kol. Marek Kulesa, TOE 8. kol. Janusz Kurzak, RBS Sempra Commodities 9. kol. Marcin Ludwicki, ENERGA - Obrót SA 10. kol. Zbigniew Olszewski, EGL Polska Sp. z o.o. 11. kol. Joanna Pułtorak, Tauron Polska Energia SA 090430_raport_rynek_tezy_projekt_v11_final.doc str. 30 z 30
