Wpływ funkcjonowania rynku bilansującego na koszty ponoszone

Henryk Majchrzak – Dyrektor Techniczny
Adam Mroziński – Kierownik Wydziału Sprzedaży Energii
Robert Pozniak – Kierownik Sekcji OHT
BOT Elektrownia Opole SA
Wpływ funkcjonowania rynku bilansującego na koszty
ponoszone przez uczestników rynku energii elektrycznej
Budowa i rozwój w kraju konkurencyjnego rynku energii elektrycznej 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 wymaganiom europejskiego rynku energii.
Rynek Bilansujący (RB) wraz z rynkiem kontraktów dwustronnych oraz rynkiem giełdowym to podstawowe segmenty
konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce. Funkcjonowanie 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 segmentów rynku, pełni przede wszystkim funkcje techniczne, służąc
zapewnieniu bezpieczeństwa i niezawodności pracy Krajowego
Systemu Elektroenergetycznego. Oprócz bieżącego bilansowania zapotrzebowania 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 bilansowania, 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 bilansowania 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 kolejnych doświadczeń podlegał stopniowym modyfikacjom i udoskonalaniu. Wdrożenie od 1 lipca 2002 r. kolejnej zmiany polegającej 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 również 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 funkcjonowania 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, modyfikując mechanizm kształtowania cen rozliczeniowych.
strona
376
Pierwsza zmiana polegała na zastosowaniu cen rozliczeniowych odchylenia sprzedaży i zakupu (CROs i CROz) do
rozliczeń energii bilansującej nieplanowej dla wszystkich rodzajów 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 zachodzących 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-godzinnym 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 optymalizacji 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.
www.e-energetyka.pl
czerwiec
2005
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
do 2
Liczba
postojów
awaryjnych
Średni czas
postoju
awaryjnego, h
10
1,4
od 2 do 6
9
3,5
powyżej 6
8
26,5
Parametrem dobrze opisującym niezawodność pracy elektrowni 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 remontowej i eksploatacyjnej w Elektrowni Opole, o czym świadczą
przedstawione na rysunkach 1, 2 dane statystyczne krajowej energetyki, 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 nieracjonalne, bo wymagające przecież niewspółmiernych do efektów
nakładów finansowych i organizacyjnych.
Rys. 1. Wskaźnik dyspozycyjności elektrowni systemowych
w Polsce w 2004 roku [1]
czerwiec
2005
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 zaplanowany 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 dostawców nawet wtedy, gdy objęty awarią producent może pokryć
brakującą energię z własnej produkcji, uruchamiając pozostające 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 obowiązujących rozwiązań, które posiadają poważne wady. Jak wynika
z topologii i charakterystyki pracy przedstawionego na rysunku 3 węzła wyprowadzenia mocy Elektrowni Opole, w stacji
400/110 kV Dobrzeń w dniu opisanej awarii nie było ograniczeń
sieciowych, uniemożliwiających wyprowadzenie mocy z pozostających 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 obowiązującego 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.
www.e-energetyka.pl
strona
377
Rys. 3. Schemat ogólny wyprowadzenia mocy Elektrowni Opole i stacji 400/110 kV Dobrzeń
Tabela 2
Charakterystyki rozruchowe jednostek wytwórczych
Elektrowni Opole
Wyszczególnienie
Oznaczenie
Uruchomienie ze stanu
gorącego
ciepłego
zimnego
TP
0
6
48
TS
120
160
180
Czas od synchronizacji do pierwszego
punktu charakterystyki rozruchowej,
min
TR1
30
30
40
Czas między pierwszym a drugim
punktem charakterystyki rozruchowej,
min
TR2
30
30
35
Czas między drugim
a trzecim punktem
charakterystyki rozruchowej, min
TR3
25
25
25
Czas między trzecim
a czwartym punktem
charakterystyki
rozruchowej, min
TR4
20
20
20
Czas między czwartym punktem charakterystyki rozruchowej
a osiągnięciem
pełnego obciążenia,
min
TR max
45
45
50
Razem czas od
synchronizacji do
osiągnięcia pełnego
obciążenia, min
∑TRi
150
150
170
Minimalny czas
postoju, po którym
następuje rozruch
z danego stanu, h
Czas od rozpoczęcia
rozruchu do synchronizacji, min
strona
378
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 poziomu 300–400 zł/MWh.
Należy podkreślić, że rozliczanie wytwórcy przez pierwsze 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 bilansujących 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 obowiązujących na Rynku Bilansującym w poszczególnych godzinach
awarii obejmujący wytwórców i OSP przedstawiono w tabeli 3.
www.e-energetyka.pl
czerwiec
2005
Tabela 3
Zasady rozliczania wytwórców i OSP na Rynku Bilansującym podczas awarii bloku
Okres
rozliczeniowy
Wytwórca objęty awarią
Pierwsze
zakup energii na RB po cenie CROs;
sześć godzin
awaryjnego
cena CROs wyznaczana jest
odstawienia bloku 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)
Pozostali wytwórcy
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);
OSP
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
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
j.w.
Pierwsze sześć
godzin nowej
doby
zakup energii na RB po cenie CROs
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
jak w pkt. 1
Od siódmej
godziny awarii
do końca awarii
zakup energii na RB po cenie CRO
j.w.
jak w pkt. 2
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 ponoszonych kosztów bilansowania. Wprowadzone zmiany powinny
zostać tak opracowane, aby skutecznie poprawić działanie mechanizmów 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 elektroenergetycznego, poprzez uzgodnione z OSP uruchomienie bloku
pozostającego w rezerwie;
czerwiec
2005
– rozliczanie w wymienionych przypadkach odchyleń nieplanowych 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 rozliczanie grup będzie wykonywane łącznie 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 koordynacyjno-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 kontraktowych 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]).
www.e-energetyka.pl
strona
379
Propozycje przedstawionych powyżej i innych ważnych zmian
doskonalących funkcjonowanie Rynku Bilansującego postulowane
były wielokrotnie przez środowisko energetyków odpowiedzialnych 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 realizacji [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 Szczegółowa 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 systemowych. X Konferencja Naukowo-Techniczna „Rynek Energii
Elektrycznej”. Kazimierz Dolny, maj 2003
[4] Projekt rozwiązań w zakresie wprowadzenia na Rynku Bilansującym 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
Dr inż. Leszek Jurdziak
Instytut Górnictwa Politechniki Wrocławskiej
Kopalnia węgla brunatnego i elektrownia
w warunkach liberalizacji rynku energetycznego1)
Zmiany na rynku energii elektrycznej zmierzające w kierunku prywatyzacji podmiotów na nim działających oraz liberalizacji 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 energii 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 wywołanie 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 możliwości magazynowania energii) oraz krótszy okres funkcjonowania
pełnej liberalizacji. Pojawiły się bowiem również zjawiska negatywne (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.
1)
Artykuł powstał w ramach pracy nad projektem badawczym Nr 0882/T12/2002/
/23 „Zintegrowana metoda optymalizacji kopalni odkrywkowej z systemem
transportu taśmowego”.
strona
380
Wprowadzane zmiany dotyczą również struktury rynku energii. 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 powstawaniem, a często zdarza się, że decyzje organizacyjno-administracyjne i zmiany własnościowe je wyprzedzają (zwłaszcza
w Polsce). Przykładowo ciągle otwarta pozostaje kwestia dołączenia 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 funkcjonowania rozwiązań strukturalnych wcześniej wprowadzonych
w innych krajach.
Podejmowanie decyzji w gabinetach polityków, bez otwartej 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 interesie poszczególnych grup producenckich lub bez zastanowienia, co może doprowadzić do kartelizacji rynku – podziału rynku
pomiędzy 2–3 głównych, zintegrowanych pionowo graczy posiadających moc wpływania na ceny dzięki ich „uwolnieniu”.
www.e-energetyka.pl
czerwiec
2005