rynek energii elektrycznej w polsce

Transkrypt

towarzystwo
obrotu
energią
RYNEK ENERGII
ELEKTRYCZNEJ W POLSCE
- stan na 31 marca 2010 r.
Raport TOE
Warszawa, 30 kwietnia 2010 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 Pekao S.A. NRB: 56 1240 6218 1111 0000 4613 2529
Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - stan na 31 marca 2010 r. Raport TOE
SPIS TREŚCI:
1. Wprowadzenie ................................................................................................... 4
2. Kluczowe działania (zrealizowane oraz planowane) na rynku energii
elektrycznej w Polsce w okresie od 1 kwietnia 2009 r. do 31 marca
2010 r. ................................................................................................................ 5
1.
Utrzymanie obowiązku zatwierdzania przez Prezesa URE taryf (sprzedaży energii
elektrycznej) w grupach taryfowych G ................................................................... 9
2.
Funkcjonowanie systemu umarzania świadectw pochodzenia (tzw. żółte,
czerwone i zielone certyfikaty) ............................................................................ 10
3.
Sposób i zasady udostępniania mocy w ramach wymiany międzysystemowej .......... 13
4.
Zmiany w ramach mechanizmu bilansowania (na rynku bilansującym).................... 14
5.
Zakończenie prac dot. ujednolicenia generalnych umów dystrybucyjnych – GUD
(opracowanie i przyjęcie przez PTPiREE i TOE standardowego wzorca GUD) ........... 16
6.
Dyrektywa 2009/28/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 kwietnia
2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych,
zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz
2003/30/WE ...................................................................................................... 18
7.
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca
2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i
uchylająca dyrektywę 2003/54/WE ...................................................................... 21
8.
Stan rynku energii elektrycznej w kontekście Decyzji Komisji Europejskiej dot.
oceny polskiego rynku energii elektrycznej ........................................................... 23
9.
Przyjęcie przez Radę Ministrów Polityki energetycznej Polski do 2030 roku wraz
z załącznikami ................................................................................................... 24
10. Nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne ustawą z dnia 8 stycznia 2010 r. ........... 26
11. Kierunki rozwoju konkurencji i ochrony konsumentów w polskim sektorze
energetycznym - raport Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, marzec
2010 r............................................................................................................... 30
12. Problemy z wdrożeniem ustawy o podatku akcyzowym .......................................... 33
13. Wdrożenie dyrektywy MiFID ............................................................................... 34
P1. Projekt ustawy o efektywności energetycznej ........................................................ 37
P2. Prace nad nową ustawą – Prawo energetyczne oraz nową architekturą rynku
energii elektrycznej w Polsce .............................................................................. 38
P3. Zmiany zasad funkcjonowania rynku giełdowego w Polsce (w kontekście wejścia
„obliga giełdowego”) .......................................................................................... 39
P4. Prace nad zagadnieniem zmian rozliczania różnicy bilansowej ................................. 41
P5. Prace nad kodeksem dobrych praktyk oraz wzorcem umowy kompleksowej ............. 43
3. Kształtowanie się cen energii elektrycznej ...................................................... 45
3.1. Rynek dnia następnego ...................................................................................... 45
100430_raport_rynek_projekt_v16_final_pa.doc
str. 2 z 60
3.2. Rynek terminowy............................................................................................... 47
4. Stan rynku energii elektrycznej w Polsce - PODSUMOWANIE.......................... 51
5. Propozycje działań krótko- i długoterminowych .............................................. 53
6. Zastosowane skróty i oznaczenia ..................................................................... 55
7. Materiały źródłowe .......................................................................................... 57
8. Zespół autorski................................................................................................. 60
Rozpowszechnianie Raportu, jak również przytaczanie jego fragmentów, dozwolone
za wskazaniem źródła.
Copyright © Towarzystwo Obrotu Energią 2010
str. 3 z 60
1. WPROWADZENIE
Raport „RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE - stan na 31 marca 2010 r.”, zwany
dalej także Raportem TOE 2010, podsumowuje kluczowe zdarzenia, jakie miały miejsce na
rynku energii elektrycznej w Polsce w okresie od 1 kwietnia 2009 r. do 31 marca 2010 r.
Komentujemy także ogłoszone w tym okresie plany zmian na rynku energii elektrycznej.
Podobnie jak w przypadku opracowanego pod koniec kwietnia 2009 roku poprzedniego
raportu [34], zakres merytoryczny Raportu TOE 2010 koncentruje się głównie na obszarach
charakterystycznych dla działalności Towarzystwa Obrotu Energią i jego członków, do
których należą spółki obrotu (jako tzw. członkowie wspierający) oraz osoby fizyczne (tzw.
członkowie zwyczajni).
W roku 2009 oraz na początku 2010 zostało przyjętych kilka istotnych, zdaniem TOE,
dokumentów formalno – prawnych, które mają i w kolejnych latach będą miały znaczący
wpływ na rynek energii elektrycznej w Polsce, w tym w szczególności na obszar obrotu
energią elektryczną. Do czterech najważniejszych unijnych i polskich uwarunkowań formalno
– prawnych, mających wpływ na sektor energetyczny zespół autorski zaliczył:

przyjęcie przez Parlament Europejski i Radę w dniu 13 lipca 2009 r. dyrektywy
2009/72/WE dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej
i uchylającej dyrektywę 2003/54/WE [1];

przyjęcie przez Parlament Europejski i Radę w dniu 23 kwietnia 2009 r. dyrektywy
2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych
zmieniającej i w następstwie uchylającej dyrektywy 2001/77/WE oraz
2003/30/WE [4];

przyjęcie przez Sejm RP w dniu 8 stycznia 2010 r. ustawy o zmianie ustawy - Prawo
energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw [11];

przyjęcie przez Radę Ministrów w dniu 10 listopada 2009 r. Polityki energetycznej
Polski do 2030 roku wraz załącznikami [29].
W Raporcie TOE 2010 zespół autorski przeanalizował m.in. możliwe konsekwencje
wdrożenia oraz wejścia w życie czterech ww. dokumentów dla elektroenergetyki w Polsce,
w tym w szczególności dla sektora obrotu energią elektryczną. Zespół wskazał na szanse
i zagrożenia wynikające z ich wprowadzenia, a także opisał konieczne
działania
dostosowawcze, jakie należałoby podjąć, aby zrealizować wyznaczone w tych dokumentach
cele. Oprócz ww. zagadnień Raport TOE 2010 obejmuje swoim zakresem elementy, które
stanowią kontynuację tematyki poruszanej w ubiegłorocznym raporcie [34], jak również
zagadnienia nowe, będące wynikiem działań i inicjatyw wewnętrznych oraz zewnętrznych
podejmowanych od 1 kwietnia 2009 r. przez organy rządowe i inne instytucje działające
w sektorze elektroenergetycznym (w tym TOE).
Raport TOE 2010 został opracowany na podstawie danych oraz wiedzy zespołu autorskiego
wg stanu na 31 marca 2010 r. Raport, zgodnie z ustaleniami z 2009 roku, ma charakter
cykliczny i będzie publikowany corocznie w pierwszej połowie każdego roku kalendarzowego.
str. 4 z 60
2. KLUCZOWE DZIAŁANIA (ZREALIZOWANE ORAZ PLANOWANE) NA RYNKU
ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE W OKRESIE OD 1 KWIETNIA 2009 R.
DO 31 MARCA 2010 R.
Kluczowe działania (zrealizowane oraz planowane) na rynku energii elektrycznej w Polsce
w okresie od 1 kwietnia 2009 r. do 31 marca 2010 r. przedstawiono w syntetycznym
zestawieniu tabelarycznym poniżej.
Analogicznie jak w przypadku Raportu TOE 2009 [34], zestawienie obejmuje głównie
tematykę obrotu energią elektryczną w obszarze rynku hurtowego, rynku sprzedaży energii
elektrycznej do odbiorców końcowych oraz wymiany międzysystemowej. W przypadku
powiązań trzech ww. głównych obszarów z określonymi elementami całego łańcucha
zakupu/sprzedaży energii elektrycznej starano się jednak w maksymalny możliwy sposób
uwzględnić także uwarunkowania innych - powiązanych obszarów rynku oraz ich wpływ na
pozostałe segmenty energetycznego łańcucha wartości: wytwarzanie, dystrybucję i obrót.
W dalszej części rozdziału (za tabelą) przedstawiono krótką charakterystykę i ocenę
poszczególnych działań.
str. 5 z 60
Tabela 1.Kluczowe działania (zrealizowane oraz planowane) na rynku energii elektrycznej w Polsce w okresie od 1 kwietnia 2009 roku do 31 marca 2010 r.
Wpływ na obszar
rynku
Lp.
Działanie
1
2
3
4
Data
[1–13]/plany [P1-P5]
Utrzymanie obowiązku zatwierdzania
przez Prezesa URE taryf (sprzedaży
energii elektrycznej) w grupach
taryfowych G
Funkcjonowanie systemu umarzania
świadectw pochodzenia (tzw.
czerwone, żółte i zielone certyfikaty)
Sposób i zasady udostępniania mocy
w ramach wymiany międzysystemowej
Zmiany w ramach mechanizmu
bilansowania (na rynku bilansującym)
Wpływ na
rozwój
rynku
Wytwarzanie
Dystrybucja
Obrót
hurtowy
Obrót
detaliczny1
Wymiana
międzysystemowa
Odbiorcy
końcowi
-
N
N
N
-
N
+/-
9
+/-
+
N
N
+/-
N
-
10
-
-
N
-
N
-
-
13
+
+
N
+
+
N
+
14
+
N
+
N
+
N
+
16
Strona:
rozszerzenie
zagadnienia
1.04.2009
÷
31.03.2010
(decyzja
11.2008)
1.04.2009
÷
31.03.2010
1.04.2009
÷
31.03.2010
1.01.09
÷
31.03.09
5
1
Zakończenie prac dot. ujednolicenia
generalnych umów dystrybucyjnych –
GUD (opracowanie i przyjęcie przez
PTPiREE i TOE standardowego wzorca
GUD)
7.12.2009
sprzedaż energii do odbiorców końcowych
str. 6 z 60
Wpływ na obszar
rynku
Data
Wpływ na
rozwój
rynku
Wytwarzanie
Dystrybucja
Obrót
hurtowy
Obrót
detaliczny1
Wymiana
międzysystemowa
Odbiorcy
końcowi
6
Dyrektywa 2009/28/WE Parlamentu
Europejskiego i Rady z dnia z dnia 23
kwietnia 2009 r. w sprawie
promowania stosowania energii ze
źródeł odnawialnych zmieniająca i w
następstwie uchylająca dyrektywy
2001/77/WE oraz 2003/30/WE
23.04.2009
+
+ (OZE)
+
N
-
N
-
18
7
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego
i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca
2009 r. dotycząca wspólnych zasad
rynku wewnętrznego energii
elektrycznej i uchylająca dyrektywę
2003/54/WE
13.07.2009
+
+
+
+
+
N
+
21
8
Stan rynku energii elektrycznej w
kontekście Decyzji Komisji
Europejskiej dot. oceny polskiego
rynku energii elektrycznej
+
+/-
N
+
+
N
+
23
9
Przyjęcie przez Radę Ministrów
Polityki energetycznej Polski do 2030
roku wraz z załącznikami
+
+
+
+
+
+
+
24
Lp.
Działanie
10
[1–13]/plany [P1-P5]
Nowelizacja ustawy – Prawo
energetyczne ustawą z dnia 8 stycznia
2010 r.
A
zmiana art. 4j - nowe
uwarunkowania umowne
B
art. 49a – „obligo giełdowe”
C
art. 9o - „obowiązek fioletowy
(metanowy)”
10.11.2009
Strona:
rozszerzenie
zagadnienia
25
8.01.2010
+/-
N
-
N
-
N
+/-
27
-
-
N
+/-
+/-
N
+/-
29
+/-
+ (OZE)
N
N
-
N
_
30
str. 7 z 60
Wpływ na obszar
rynku
Lp.
Działanie
Data
[1–13]/plany [P1-P5]
Wpływ na
rozwój
rynku
Wytwarzanie
Dystrybucja
Obrót
hurtowy
Obrót
detaliczny1
Wymiana
międzysystemowa
Odbiorcy
końcowi
-
-
-
-
-
N
+/-
30
-
-
N
N
-
N
-
33
+/-
+/-
N
+/-
+/-
N
N
34
Strona:
rozszerzenie
zagadnienia
03.2010
11
Kierunki rozwoju konkurencji i
ochrony konsumentów w polskim
sektorze energetycznym - raport
Urzędu Ochrony Konkurencji i
Konsumentów
12
Problemy z wdrożeniem ustawy
o podatku akcyzowym
1.03.2009
13
Wdrożenie dyrektywy MIFiD
P1
Projekt ustawy o efektywności
energetycznej
+
N
N
N
-
N
+/-
37
P2
Prace nad nową ustawą – Prawo
energetyczne oraz nową architekturą
rynku energii elektrycznej w Polsce
+
+
+
+
+
+
+
38
P3
Zmiana zasad funkcjonowania rynku
giełdowego w Polsce (w kontekście
wejścia „obliga giełdowego”)
-
-
N
-
N
N
N
39
P4
Prace nad zagadnieniem zmian
rozliczania różnicy bilansowej
+/-
N
+
N
-
N
N
41
P5
Prace nad kodeksem dobrych praktyk
oraz wzorcem umowy kompleksowej
+
N
+
N
+
N
+
43
Legenda:
N – neutralne
„-" – negatywny wpływ
„+” – pozytywny wpływ
„+/-” różny wpływ w zależności od przyjętej perspektywy czasowej lub podgrupy odbiorców
kolorem czerwonym oznaczono działania będące kontynuacją zagadnień opisanych w Raporcie TOE 2009
kolorem niebieskim oznaczono propozycje/plany wprowadzenia określonych rozwiązań, które przedstawiono do kwietnia 2010 rok
str. 8 z 60
1. Utrzymanie obowiązku zatwierdzania przez Prezesa
(sprzedaży energii elektrycznej) w grupach taryfowych G
URE
taryf
Rok 2009 był kolejnym rokiem, w którym Prezes URE utrzymał obowiązek zatwierdzania taryf
sprzedaży energii elektrycznej dla gospodarstw domowych. Utrzymanie tego obowiązku, a co
za tym idzie - regulacji cen energii elektrycznej, jest sprzeczne z nadrzędnym kierunkiem
rozwoju rynku energii elektrycznej i jego liberalizacją. Jak pokazuje praktyka, regulacja
wykonywana jest w sposób wysoce kontrowersyjny - zatwierdzanie cen w realiach 2009 roku
odbywało się na poziomie poniżej kosztów nabycia energii elektrycznej na rynku hurtowym2.
Prezes URE oparł proces zatwierdzania taryf na przyjmowanych przez siebie wytycznych nie
mających oparcia w realiach rynkowych. Przedsiębiorstwo obrotu, które we wniosku
taryfowym zaryzykowałoby odstępstwo od tych wytycznych, naraża się na decyzję
odmawiającą zatwierdzenia taryfy.
Warto także podkreślić, że działania Prezesa URE budzą wątpliwości co do spójności z celami
prawa wspólnotowego, co znalazło odzwierciedlenie w zarzutach Komisji Europejskiej
w ramach postępowania [32] o niewłaściwą transpozycję dyrektywy 2003/54/WE [8] oraz
rozporządzenia (WE) nr 1228/2003 [9].
Utrzymywanie cen dla odbiorców zużywających energię elektryczną 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, uwolnienie cen dla tego segmentu rynku będzie coraz trudniejsze. Skutki
ewentualnej podwyżki, niezbędnej dla pokrycia poniesionych kosztów (nie wspominając już
o zrekompensowaniu strat z poprzednich okresów) będą bowiem coraz większe. To z kolei
skutkować może odkładaniem w czasie pełnego uwolnienia rynku, a zatem swoistym
„błędnym kołem” utrzymującym obecną, patologiczną sytuację na rynku energii. Tylko
ostateczne uwolnienie cen energii elektrycznej w grupie gospodarstw domowych doprowadzi
do rzeczywistej konkurencji, rozwoju rynku i jego transparentności. Przykładem niech będzie
segment odbiorców przemysłowych i biznesowych, dla którego ceny nie są regulowane od
połowy 2007 r. Po półtora roku od momentu uwolnienia cen liczba odbiorców w tym
segmencie, którzy zmienili sprzedawcę wzrosła z 85 na koniec 2008 r. do 1 599 na koniec
2009 r., co oznacza wzrost o 18 razy.
2
Potwierdzeniem powyższych stwierdzeń jest relacja ceny zakupu energii elektrycznej konwencjonalnej uznanej przez
Prezesa URE w zatwierdzonych dla sprzedawców z urzędu taryfach dla gospodarstw domowych w roku 2009, tj.
190,00 PLN/MWh - z akcyzą w wys. 20 PLN/MWh w okresie styczeń – luty 2009 r. i 170,00 PLN/MWh w okresie marzec –
grudzień 2009 r., do ogłoszonej przez Prezesa URE średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym
w całym 2009 r. w wysokości 197,21 PLN/MWh.
str. 9 z 60
Wniosek
Utrzymywanie zatwierdzania taryf w grupach taryfowych G:

stoi w sprzeczności z zasadniczym celem, jakim jest liberalizacja rynku energii
elektrycznej;

naraża Polskę na reperkusje za niewłaściwą transpozycję przepisów unijnych;

powoduje „uprzywilejowanie” pozycji spółek, które nie ponoszą straty na sprzedaży
energii elektrycznej do odbiorców końcowych w grupie gospodarstw domowych
w porównaniu ze spółkami podlegającymi zatwierdzaniu taryf;

wpływa na osłabienie konkurencyjności polskich przedsiębiorców, którzy muszą
„dofinansowywać” społeczne taryfy dla gospodarstw domowych;

może pośrednio wpłynąć na wzrost cen usług i towarów konsumpcyjnych;

z roku na rok podwyższa pułap podwyżek, jakimi w końcu trzeba będzie obciążyć
odbiorców indywidualnych w momencie zniesienia tych taryf.
W związku z powyższym TOE podtrzymuje apel o jak najszybsze pełne uwolnienie rynku
energii elektrycznej w Polsce, poprzez podjęcie ze strony Prezesa URE decyzji dotyczącej
zwolnienia spółek obrotu z obowiązku przedkładania do zatwierdzania taryf w grupie
gospodarstw domowych.
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 odnawialnych źródeł energii oraz źródeł
produkujących energię elektryczną w kogeneracji (czyli w skojarzeniu z produkcją ciepła).
W Polsce systemy wsparcia obu ww. źródeł wytwarzania oparte są na mechanizmie
uzyskiwania, obrotu i umarzania świadectw pochodzenia – dla OZE (tzw. zielone certyfikaty)
oraz dla źródeł kogeneracyjnych (tzw. czerwone i żółte certyfikaty). Główne założenia i ideę
wprowadzonego mechanizmu wsparcia TOE od początku oceniało [34] i dalej ocenia
pozytywnie, natomiast ma zastrzeżenia do jego praktycznej realizacji.
Na początku 2010 roku miała miejsce nowelizacja ustawy - Prawo energetyczne [11], która
wprowadziła m.in. następujące zmiany w zakresie systemów wsparcia OZE i energii
produkowanej w kogeneracji:
str. 10 z 60

usankcjonowanie możliwości uzyskiwania świadectw pochodzenia dla energii
odnawialnej jak i z wysokosprawnej kogeneracji przez tę samą jednostkę
energii wytworzoną w kogeneracyjnym źródle odnawialnym;

umożliwienie realizacji obowiązku OZE przez odbiorców końcowych kupujących
energię elektryczną na rynku giełdowym i przy wykorzystaniu towarowych
domów maklerskich;.

wprowadzenie nowego obowiązku dot. energii z kogeneracji – obowiązek
zakupu świadectw pochodzenia lub uiszczenia opłaty zastępczej dla jednostki
kogeneracyjnej opalanej metanem górniczym (tzw. „obowiązek metanowy”),
który wejdzie w życie 9 sierpnia 2010 r.;

wprowadzenie świadectw pochodzenia biogazu rolniczego (jako potwierdzenie
wytworzenia biogazu oraz wprowadzenia go do sieci dystrybucyjnej gazowej);
świadectwa te są zaliczone do obowiązku OZE – wejście w życie obowiązku
nastąpi 1 stycznia 2011 r.
Zdaniem TOE, praktyczna realizacja ww. systemów wsparcia posiada istotne mankamenty.
Główne z nich zostały opisane poniżej:

Nowelizacja ustawy - Prawo energetyczne [11] w zakresie „obowiązku metanowego”
wchodzi w życie w trakcie roku kalendarzowego.

Nowe obowiązki, oprócz ryzyka handlowego po stronie sprzedawców energii
elektrycznej, generują dodatkowe koszty dla odbiorcy końcowego. W obecnie
funkcjonującym systemie wsparcia OZE i kogeneracji koszt ten wynosi już ok.
36 PLN/MWh (netto), a od 9 sierpnia 2010 roku ze względu na nowy obowiązek
metanowy może on wzrosnąć o dodatkowe ok. 1 PLN/MWh (netto). Biorąc pod
uwagę potencjalny wzrost obowiązku w kolejnych latach, przy jednoczesnym
utrzymywaniu obowiązujących zasad w zakresie certyfikatów zielonych, czerwonych
i żółtych, będzie stanowić to kolejne, z roku na rok, rosnące obciążenie dla odbiorców
końcowych.

System wsparcia energii z OZE jest „drogi” dla odbiorców końcowych, a mało
efektywny z punktu widzenia osiągania założonych celów. Świadczy o tym chociażby
rosnąca z roku na rok wielkość przychodów Narodowego Funduszu Ochrony
Środowiska i Gospodarki Wodnej z tytułu opłat zastępczych. Według informacji
NFOŚiGW przychody z tytułu opłat zastępczych, uzyskane w 2009 roku, wyniosły
ok. 800 mln zł (dla porównania w roku 2008 było to ok. 370 mln zł), a planowane na
rok 2010 mają osiągnąć poziom ok. 1 mld zł. Oznacza to , że:

limity obowiązków wyznaczone są znacznie powyżej rzeczywistych możliwości
wytwarzania energii z OZE;

obowiązujący system wsparcia energii elektrycznej z OZE, czy raczej jego
realizacja, nie przyczynia się do powstawania wystarczającej ilości nowych
źródeł OZE.
str. 11 z 60
Naszym zdaniem należy zadbać o to, aby rosnące z roku na rok kwoty wpłacane do
NFOŚiGW przez przedsiębiorstwa energetyczne były wydawane na rozwój nowych
i modernizację istniejących źródeł OZE wraz z modernizacją sieci przesyłowej
i dystrybucyjnej służącej przyłączaniu tych źródeł, gdyż jedynie wtedy uda się
osiągnąć cel 15% udziału OZE w końcowym zużyciu energii w 2020 roku.

System wsparcia energii z OZE najbardziej premiuje właścicieli istniejących źródeł,
a nie sprzyja budowie nowych.
Określenie jasnych zasad wsparcia OZE tylko do roku 2017 powoduje znaczne ryzyko
dla działalności przedsiębiorstw energetycznych w dłuższej perspektywie czasu.
Uważamy, że należy w sposób bardziej szczegółowy określić, jak system będzie
działał od roku 2018. Zbyt krótki okres obowiązywania wsparcia stanowi zasadniczą
przeszkodę przy planowaniu inwestycji w źródła energii odnawialnej, uniemożliwiając
określenie podstawowych parametrów finansowych dla danego projektu.
To przekłada się m.in. na utrudniony dostęp do źródeł finansowania.

Cenę świadectw pochodzenia wyznacza wysokość jednostkowej opłaty zastępczej,
która kilka lat temu została ustalona na poziomie 240,00 PLN/MWh i jest corocznie
waloryzowana wskaźnikiem inflacji. Na rok 2010 wynosi ona 267,95 PLN/MWh.
Należy stwierdzić, że jej poziom jest oderwany od realiów rynkowych, tj. ceny energii
konwencjonalnej – drugiego strumienia przychodu dla OZE. Uważamy, że system
wsparcia powinien uwzględniać rynkowe ceny energii elektrycznej i być dostosowany
do obecnej i oczekiwanej sytuacji na rynku hurtowym.

Uwzględniając obecny i oczekiwany w horyzoncie średnioterminowym poziom cen
energii elektrycznej na rynku hurtowym uważamy, że obecnie obowiązujący system
wsparcia wysokosprawnej kogeneracji jest zbędny i zwiększa jedynie obciążenia
finansowe końcowych odbiorców energii elektrycznej. Wsparcie kogeneracji w postaci
świadectw pochodzenia wobec wprowadzenia nowego sposobu kalkulacji cen ciepła
wytwarzanego w jednostkach kogeneracji jest obecnie iluzoryczne.
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
wykorzystywane do budowy nowych mocy.
Wniosek
Przyjęty w Polsce rynkowy system wsparcia OZE powinien pozytywnie wpływać na
promowanie OZE i kogeneracji. 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.
str. 12 z 60
„Ręczne” ustalenie 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 dotyczących drugiego źródła przychodów
uzyskiwanych przez źródła OZE – tj. przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej oraz
w największym stopniu premiuje właścicieli istniejących źródeł, a nie sprzyja budowie
nowych.
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
Jednym z celów polityki Unii Europejskiej jest stworzenie wspólnego rynku energii (single
energy market). Kolejne dyrektywy unijne, w tym ta o bezpieczeństwie dostaw [5], traktują
wymianę międzysystemową i rozwój połączeń międzysystemowych jako jedne
z najważniejszych czynników rozwoju europejskiego rynku energii.
Pozytywnie oceniamy udział Operatora System Przesyłowego 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. Uruchomienie Centralnego Biura
Alokacyjnego (Central Allocation Office/CAO) było kolejnym ważnym etapem w procesie
koordynacji działań operatorów. Mimo pozytywnych efektów koordynacji, odrębnie należy
ocenić próby wprowadzenia przez CAO tak zwanej metody flow based przy udostępnianiu
mocy transgranicznych. Wprowadzenie tej metody było wielokrotnie odkładane na termin
późniejszy ze względu na: braki w przygotowaniu metodologii, niejasności i zalecenia
dotyczące wymagań technicznych po stronie uczestników rynku oraz kontrowersje co do
skuteczności metody. Planowane wprowadzenie aukcji na zasadzie flow based może
poprawić sytuację w wymianie międzysystemowej w regionie, ale brak wystarczającego
doświadczenia z innych rynków nie pozwala na wiarygodną prognozę co do przyszłych
wyników.
Nadal negatywnie oceniamy 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;
str. 13 z 60

brak wiarygodnego systemu prognoz w udostępnianiu mocy przesyłowych;

jedynie symboliczne ilości mocy oferowanych dla importu energii do Polski, co przy
obecnych cenach, które w Polsce często przewyższają te w krajach sąsiednich,
istotnie ogranicza możliwości handlowe oraz ogranicza możliwości redukcji cen energii
w Polsce (szczególnie w godzinach pozaszczytowych)
mają istotny wpływ na poziom i przejrzystość wymiany transgranicznej.
W najbliższych latach wpływ na wymianę międzysystemową może mieć dalsza integracja
rynków Europy Środkowo-Wschodniej, czego wyrazem jest podpisane w lutym 2010 roku
memorandum o współpracy pomiędzy TGE, giełdą czeską (PXE) i giełdą austriacką (EXAA)
opartej o market coupling.
Wniosek
Dyskutowany i ujęty w Raporcie TOE 2010 okres, podobnie jak rok poprzedni, nie przyniósł
istotnych zmian w obszarze wymiany międzysystemowej. Modelowe mechanizmy
organizacyjno-techniczne wymiany międzysystemowej funkcjonowały sprawnie, jednak
problemy z określaniem dostępnych mocy w ramach aukcji (zdaniem TOE poziom
udostępnianych mocy był zbyt niski) w 2009 roku nadal nie zostały wyeliminowane. Ponadto,
przygotowania nowych inwestycji związanych z rozwojem połączeń transgranicznych
przebiegają zdecydowanie za wolno.
4. Zmiany w ramach mechanizmu bilansowania (na rynku bilansującym)
Zmiana mechanizmu kształtowania cen na rynku bilansującym
Po ponad roku od momentu wprowadzenia do IRiESP [27] zapisów, które w sposób
zasadniczy zmieniły sposób prowadzenia rozliczeń na Rynku Bilansującym (RB), należy
stwierdzić, że był to pozytywny kierunek rozwoju rynku energii elektrycznej w Polsce. Cena
rozliczeniowa odchylenia CRO w danej godzinie równa jest najwyższej cenie ofertowej za
wytwarzanie energii elektrycznej w planie BPKD swobodnie zbilansowanym, która „domyka”
popyt na moc w tej godzinie. Inaczej, jest to cena krańcowa wytwarzania energii w planie
BPKD swobodnie zbilansowanym. Ten sposób wyznaczania ceny jest w naszej ocenie
rynkowym i obiektywnym sposobem odzwierciedlenia relacji popytu i podaży.
Zastosowany mechanizm wyznaczania ceny rozliczeniowej na RB z punktu widzenia spółek
obrotu jest korzystny, gdyż zmniejsza koszty ponoszone przez spółki na RB, wynikające
z błędnych prognoz zapotrzebowania. Ilość energii na RB w odniesieniu do całkowitego
zapotrzebowania na energię/moc z KSE w 2009 roku wyniosła ok. 2,6%. Jak widać udział
ilości energii w ramach RB w całkowitym zapotrzebowaniu na energię z KSE jest niewielki
str. 14 z 60
i wynika wyłącznie z błędów prognoz wykonywanych przez spółki obrotu na potrzeby swoich
klientów. Nie można w tym przypadku mówić o celowych działaniach podmiotów w zakresie
„zajmowania” określonej pozycji na RB.
Ponadto, z dniem 1 stycznia 2010 r. z jednostek grafikowych spółek obrotu (sprzedawców
z urzędu) wydzielone zostały jednostki grafikowe OSD (różnice bilansowe, w tym straty
w sieci dystrybucyjnej), które wyznaczane są w oparciu o dane prognostyczne. Taki sposób
wyznaczania ilości energii elektrycznej na terenie danego OSD skutkuje tym,
że wprowadzenie B>0 na RB będzie automatycznie generowało powstawanie dodatkowych
kosztów tych spółek obrotu (patrz także P4).
Wniosek
Wdrożone w Polsce zmiany mechanizmu bilansowania i rozliczeń za tzw. energię bilansującą
należy ocenić pozytywnie. Cena rozliczeniowa odchylenia CRO w danej godzinie równa jest
najwyższej cenie ofertowej za wytwarzanie energii elektrycznej w planie BPKD swobodnie
zbilansowanym. Sposób wyznaczania ceny rozliczeniowej odchylenia CRO w danej godzinie,
jako równej najwyższej cenie ofertowej za wytwarzanie energii elektrycznej w planie BPKD
swobodnie zbilansowanym, jest w naszej ocenie rynkowym i obiektywnym sposobem
wyznaczania tej ceny. Pozytywnie oceniamy także określenie wartości składnika B od
1 stycznia 2009 roku na poziomie 0 (co skutkuje zrównaniem cen CROs oraz CROz w danej
godzinie na RB). Proponujemy pozostawienie B=0 w kolejnych latach.
Rynek Dnia Bieżącego
Pozytywnie należy ocenić działania PSE - Operator w zakresie wprowadzania mechanizmów
poszerzających możliwości handlu dla doby handlowej n, czyli wprowadzenia od 1 grudnia
2009 roku tzw. Rynku Dnia Bieżącego, umożliwiającego korygowanie pozycji kontraktowych
również w dniu dostawy energii. Jednakże z obecnej perspektywy widać, że długo
oczekiwany przez uczestników Rynek Dnia Bieżącego w praktyce nie jest wykorzystywany.
Jak dotąd dokonano jedynie kilku transakcji pomiędzy spółkami obrotu poza grupami
skonsolidowanymi i niewiele więcej w grupach, na niewielkich wolumenach (w większości na
poziomie 1 MW). Transakcje te były bardziej „testem” działania nowego rynku niż
rzeczywistą potrzebą korekt pozycji handlowej. Wstępne analizy skłaniają do poglądu, że
jedną z przyczyn tego stanu jest duża korelacja ceny CRO i cen z fixingów na RDN (na TGE
i handlowych platformach obrotu), co w praktyce powoduje brak zainteresowania
uczestników rynku dodatkowymi możliwościami domykania pozycji na RDB w sytuacji
minimalnego ryzyka ”ukarania” przez Rynek Bilansujący za niezbilansowanie portfela. Na
rysunku 1 przedstawiono przykładowy wykres dla: poDeek w korelacji z RB (korelacja
0,822931).
str. 15 z 60
Rys. 1. Przykładowy wykres korelacji notowań poDeek z RB (korelacja 0,822931) dla okresu
1.01.2009 – 31.03.2010
Wniosek
Pomimo krótkiej historii Rynku Dnia Bieżącego, powodującej, że jego ocena może mieć
jedynie wstępny charakter, proponujemy prowadzenie bieżącego monitoringu opisanych
korelacji cenowych, jak również przeprowadzenie po półroczu/roku jego funkcjonowania
dodatkowych analiz, uwzględniających wpływ obecnego mechanizmu cenotwórczego
w zakresie CRO na ten rynek.
5. Zakończenie prac dot. ujednolicenia generalnych umów dystrybucyjnych
– GUD (opracowanie i przyjęcie przez PTPiREE i TOE standardowego
wzorca GUD)
W trzecim kwartale 2009 roku zakończone zostały, prowadzone wspólnie przez zespół
PTPiREE i TOE, prace nad opracowaniem jednolitego wzorca generalnej umowy
dystrybucyjnej. Ze strony TOE wzorzec GUD został przyjęty przez Radę Zarządzająca TOE
uchwałą w dniu 5 października 2009 r. jako „rekomendowana podstawa regulowania
stosunków pomiędzy sprzedawcą energii elektrycznej a operatorem systemu
dystrybucyjnego”. Po przyjęciu wzorca przez PTPiREE, na początku grudnia 2009 roku, oba
towarzystwa branżowe (PTPiREE i TOE) wystosowały do Prezesa URE wspólne pismo
str. 16 z 60
informujące o zakończeniu prac nad wzorcem GUD. W ślad za tym Prezes URE 14 grudnia
2009 r. opublikował na swoich stronach internetowych zarówno informację o tym fakcie, jak
i przyjęty przez Towarzystwa wzór GUD. Projekt GUD został także udostępniony na stronach
internetowych obu organizacji.
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. Określają one warunki funkcjonowania sprzedawcy na
terenie OSD oraz jego współpracy z operatorem. Operatorzy poprzez zawierane umowy
o świadczenie usług dystrybucji ze sprzedawcami dokonują doprecyzowania zasad
korzystania z sieci i „otwierają” poszczególnym sprzedawcom drogę do działania na swoim
obszarze. Podpisanie GUD między przedsiębiorstwami jest niezbędne, aby odbiorca energii
mógł zmienić sprzedawcę. [19],[34]
Niestety, mimo przyjęcia i rekomendowania do stosowania wypracowanego wspólnie wzorca
GUD (jak wynika zarówno z kwietniowego komunikatu Prezesa URE [19], jak i z licznych
informacji przekazywanych przez Członków TOE) spółki obrotu energią elektryczną
zamierzające sprzedawać energię elektryczną na terenach poszczególnych OSD oraz mające
zamiar podpisywać GUD wg wypracowanego wzorca napotykają na problemy. Część OSD
uniemożliwia, a nawet odmawia podpisania wersji GUD wg wypracowanego wzorca.
W swoim komunikacie [19] Prezes URE zaapelował do operatorów i sprzedawców energii
elektrycznej o stosowanie wzorca GUD, wskazując m.in., że zgodnie z przeprowadzoną
ankietą i badaniami w ramach monitoringu sytuacji:

ogólna liczba zawartych generalnych umów dystrybucyjnych w porównaniu do roku
2008 wzrosła średnio o jedną trzecią (33%);

na koniec grudnia 2009 roku największą liczbę zawartych generalnych umów
dystrybucji (po 35 każdy) posiadało trzech operatorów ENERGA Operator Sp. z o.o.,
Vattenfall Distribution Poland S.A. oraz ENION S.A.;

dziewięciu OSD otrzymało w sumie 14 zapytań ze strony sprzedawców o możliwość
podpisania umowy generalnej wg wzorca GUD;

tylko jeden operator - Energoserwis Kleszczów sp. z o.o. - podpisał generalną umowę
dystrybucyjną wykorzystując wzorzec GUD, pozostali operatorzy odmówili podpisania
takiego wzorca, jako przyczyny podając:
- brak jego zatwierdzenia przez Zarząd spółki;,
- konieczność wykonania dodatkowej analizy wzorca w celu możliwości jego
zastosowania „w świetle funkcjonalności posiadanego przez OSD systemu
informatycznego wspierającego proces zmiany sprzedawcy i przekazywanie
danych pomiarowych”,
str. 17 z 60
- (jeden z operatorów) traktowanie wzorca jako wytycznych dobrych praktyk,
które wykorzystuje się w indywidualnych rozmowach i negocjacjach ze
sprzedawcami;

w tym samym okresie (grudzień - luty), operatorzy podpisali 50 nowych generalnych
umów dystrybucyjnych na starych zasadach - bez wykorzystania wzorca.
Przeprowadzona wśród członków TOE w połowie kwietnia 2010 roku ankieta dot. wdrożenia
wzorca GUD potwierdza niestety kłopoty w obszarze jego praktycznego wdrażania.
Wniosek
Brak praktycznego wdrożenia wzorca GUD, zdaniem TOE poddaje pod wątpliwość, a nawet
uniemożliwia podjęcie kolejnych kroków w zakresie liberalizacji rynku energii elektrycznej
w Polsce, w tym m.in.: opracowania wzorca GUD umożliwiającego zawieranie umów
kompleksowych (tzw. GUD kompleksowy), opracowanie wzorca GUD na pełnienie funkcji
podmiotu odpowiedzialnego za bilansowania handlowe (POzBH), a także związanych z tym
kolejnych zmian IRiESD, wynikających z konieczności dostosowania Instrukcji do realiów
zawieranych umów generalnych.
Brak dalszej, praktycznej implementacji wzorca GUD do stosunków umownych pomiędzy
OSD i sprzedawcami może negatywnie rzutować zarówno na rozwój zasady TPA, jak i dalsze
plany dotyczące przygotowania kolejnych dokumentów formalno – prawnych.
Stosowanie jednolitego wzorca GUD przez OSD jest zbieżne zarówno z celami styczniowej
nowelizacji ustawy – Prawo energetyczne [11], polityką regulacyjną Prezesa URE [29], jak
i określonymi w prawodawstwie unijnym (w tym [1], [8]) wymaganiami równego traktowania
wszystkich sprzedawców przez OSD. Wzorzec GUD powinien także stanowić jedną z podstaw
rozstrzygania przez Prezesa URE ewentualnych sporów pomiędzy spółkami obrotu a OSD
w obszarze umów dystrybucyjnych.
6. Dyrektywa 2009/28/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia
23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł
odnawialnych, zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy
2001/77/WE oraz 2003/30/WE
Z dniem 25 czerwca 2009 r. weszła w życie nowa Dyrektywa Parlamentu Europejskiego
i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze
źródeł odnawialnych, zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz
2003/30/WE. Dyrektywa zakłada, że krajowe prawodawstwo zostanie dostosowane do jej
postanowień w terminie do dnia 5 grudnia 2010 roku.
str. 18 z 60
Do głównych założeń dyrektywy można zaliczyć:
1) zobligowanie Państwa Członkowskiego do promowania, zachęcania i wspierania
inwestycji i rozwoju na rynku odnawialnych źródeł energii. Dyrektywa również
wymaga usprawnienia i ułatwienia procedur administracyjnych w odniesieniu do
realizacji inwestycji w źródła energii odnawialnej;
2) osiągnięcie 20% udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii
brutto w UE w 2020 roku, przy czym cel ten został przełożony na cele indywidualne
dla poszczególnych państw członkowskich i w przypadku Polski wynosi 15%;
3) określenie tzw. „celu łatwiejszego osiągnięcia" opartego na promowaniu i zachęcaniu
do wprowadzania zasad służących wydajności i oszczędności energetycznej.
Obecnie w Ministerstwie Gospodarki prowadzone są prace nad założeniami do zmian
w polskim porządku prawnym w celu wdrożenia przedmiotowej Dyrektywy, polegające m.in.
na przygotowaniu projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii.
Należy podkreślić, że zgodnie z postanowieniem art. 4 ust. 3 przedmiotowej dyrektywy,
w styczniu 2010 roku Polska przekazała Komisji Europejskiej prognozę obejmującą
szacowaną nadwyżkę energii ze źródeł odnawialnych w odniesieniu do orientacyjnego kursu,
która mogłaby zostać przekazana innym państwom członkowskim, zgodnie z art. 6–11
dyrektywy. Prognozę przytoczono w tabeli 2 poniżej. Zgodnie z informacją przekazaną
Komisji „Wartości wskazane w prognozie oparte są na posiadanych obecnie danych i mogą
być przedmiotem ewentualnych zmian i aktualizacji w ramach sprawozdań wynikających
z dyrektywy 2009/28/WE, a jej precyzja szacowana jest na ± 0,5 punktu procentowego.”
Przyjęta w dniu 29 stycznia 2010 roku przez Komitet do Spraw Europejskich i przekazana
Komisji prognoza poprzedza przekazanie Komisji, zgodnie z wymaganiami dyrektywy,
w połowie 2010 roku Krajowego Planu Działań (tzw. Action Planu) w zakresie energii ze
źródeł odnawialnych.
str. 19 z 60
Tabela 2. Przewidywany udział energii ze źródeł odnawialnych (OZE) w końcowym zużyciu
energii w latach 2010 – 2020 oraz nadwyżka produkcji energii z OZE
Lp.
Pozycja
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1
Zakładane
końcowe
zużycie
energii
[ktoe]
61 300
61 800
62 400
62 900
63 400
64 000
65 000
66 100
67 100
68 200
69 200
2
Zakładane
końcowe
zużycie
energii
pochodzącej
z OZE
[ktoe]
5 595
5 933
6 332
6 706
7 080
7 501
8 123
8 723
9 362
10 024
10 713
3
Zakładany
udział
energii
pochodzącej
z OZE [%]
9,13
9,60
10,15
10,66
11,17
11,72
12,50
13,20
13,95
14,70
15,48
4
Min. udział
energii
z OZE
wymagany
w dyrekt.
[%]
–
8,76
8,76
9,54
9,54
10,71
10,71
12,27
12,27
–
15
5
Zakładana
nadwyżka
–
0,84
1,39
1,12
1,63
1,01
1,79
0,93
1,68
–
0,48
Wniosek
Mimo grudniowego terminu wdrożenia do prawodawstwa polskiego dyrektywy już dziś widać,
że przyjęte przez Polskę obowiązki (w obszarze OZE) w dużej części zostaną przeniesione na
sektor elektroenergetyczny. Następstwem tego będzie wzrost wymagań co do wielkości
udziału OZE w sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Szersza ocena
konsekwencji wdrożenia ww. dyrektywy będzie możliwa po przygotowaniu projektu ustawy
o odnawialnych źródłach energii. Zdaniem TOE, biorąc pod uwagę konieczność wdrożenia
dyrektywy do końca roku, widzimy konieczność przyspieszenia prac legislacyjnych
dotyczących tego obszaru prawodawstwa.
str. 20 z 60
7. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia
13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego
energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE
Unia Europejska od wielu lat podejmuje działania na rzecz liberalizacji krajowych rynków
energii elektrycznej i gazu oraz zmierza do utworzenia wspólnego rynku europejskiego.
W tym celu Unia Europejska przyjęła jak dotąd trzy pakiety dyrektyw mających zreformować
krajowe rynki energii elektrycznej i gazu oraz przybliżyć Europę do osiągnięcia ww. celów.
Ich przegląd pokazano na rysunku 2.
1996
2003
2009
Dyrektywa 96/92/WE
Dyrektywa 2003/54/WE
Dyrektywa 2009/72/WE
 Unbundling rachunkowy
 Dostęp do rynku w formule
negocjowanego TPA lub Single
Buyer
 Prawo wyboru sprzedawcy dla
odbiorców zużywających > 40
GWh rocznie w obrębie całej UE
 Obowiązek wyznaczenia
operatorów sieci przesyłowej
(OSP)
 Bardzo ogólne wymagania
dotyczące organu regulacyjnego,
ograniczające się w zasadzie do
wskazania potrzeby utworzenia
takiego organu w Państwach
Członkowskich
 Unbundling prawny – obowiązek
organizacyjnego wydzielenia OSD
z podmiotów zintegrowanych
 Zapewnienie niezależności OSP i
OSD
 Dostęp do rynku w formule
regulowanego TPA
 Prawo wyboru sprzedawcy dla
odbiorców niebędących
gospodarstwami domowymi od
1.07.2004 oraz od 1.07.2007 dla
wszystkich odbiorców
 Wprowadzenie instytucji
Sprzedawcy Ostatniej Szansy
 Obowiązek wyznaczenia jednego
lub więcej organów pełniących
funkcję regulatora oraz
enumeratywne wyliczenie
kompetencji tych organów
 Obowiązek zapewnienia
niezależności organom regulacyjnym
oraz zwiększenie zakresu
kompetencji tych organów - m.in. w
zakresie obowiązków dot. budowania
wspólnotowego rynku energii
 Zaostrzenie kryteriów unbundlingu
 OSP – rozdział własnościowy albo
ISO albo ITO (niezależny OSP z
bardzo restrykcyjnymi kryteriami jego
niezależności)
 Obowiązek zapewnienia tzw. usługi
powszechnej
 Położenie nacisku na prawa
konsumentów
 Czas trwania procedury zmiany
sprzedawcy – max. 3 tyg.
 ‘Inteligentne’ liczniki energii u 80%
odbiorców w okresie do 2020
 Utworzenie ENTSO (Agencja ds.
współpracy operatorów)
 Utworzenie ACER (Agencja ds.
współpracy organów regulacyjnych)
Rys. 2. Przegląd dyrektyw w sprawie rynku energii.
Komisja Europejska przedstawiła we wrześniu 2007 roku propozycję „III-go pakietu
liberalizacyjnego”, proponując szereg środków uzupełniających dotychczasowe przepisy
w zakresie rynku wewnętrznego, m.in. dotyczące rozdziału działalności przedsiębiorstw
związanych z wytwarzaniem energii od jej przesyłu; wzmocnienie roli regulatorów rynku
energii; „wzmocnienie” infrastruktury sieci energetycznych, w szczególności połączeń
transgranicznych, jak również wzmocnienie pozycji konsumentów energii. Ostatecznie akty
prawne tworzące pakiet uzgodniono w marcu 2009 roku, a ich oficjalna publikacja nastąpiła
w lipcu 2009 roku. Przyjęto wówczas m.in.:
str. 21 z 60
(i) Dyrektywę 2009/72/WE z 13 lipca 2009 r. dotyczącą wspólnych zasad rynku
wewnętrznego energii elektrycznej [1];
(ii) Rozporządzenie ustanawiające Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji
Energetyki [2];
(iii) Rozporządzenie w sprawie warunków dostępu do sieci służącej do transgranicznej
wymiany energii elektrycznej [3];
(iv) Ponadto w skład pakietu weszły także przepisy dotyczące rynku gazu.
Oczekuje się, że szybka i pełna implementacja dyrektywy 2009/72/WE przyniesie istotny
postęp w liberalizacji i integracji rynków. Implementacja dyrektyw III-go pakietu
liberalizacyjnego będzie ważnym wyzwaniem także dla Polski. Państwa Członkowskie mają
czas na wdrożenie dyrektywy 2009/72/WE do dnia 3 marca 2011 r. za wyjątkiem art. 11,
dotyczącego zagadnień certyfikacji w odniesieniu do krajów trzecich, który należy
implementować do dnia 3 marca 2013 r. Oznacza to, że w najbliższym czasie należałoby
spodziewać się propozycji polskich aktów prawnych wdrażających przepisy wspólnotowe.
Skutki wdrożenia III-go pakietu liberalizacyjnego obejmą także polską energetykę
i odbiorców energii. Efektem wprowadzanej reformy ma być usunięcie granic wewnętrznych
w Unii Europejskiej dla swobodnego przepływu energii elektrycznej między państwami
Wspólnoty – podobnie jak ma to miejsce w przypadku towarów i usług czy kapitału. Oznacza
to większą konkurencję między przedsiębiorstwami energetycznymi w poprawianiu swojej
efektywności oraz w zabieganiu o klienta. Klient zostanie wyposażony w nowe instrumenty
ochrony swoich praw po to, aby być pełnoprawnym uczestnikiem rynku energii. Nowe zapisy
mają chronić także najuboższych odbiorców energii. Przede wszystkim zobowiązuje się
państwa członkowskie do zapewnienia wysokiego poziomu ochrony konsumenta poprzez
zagwarantowanie przejrzystych warunków zawieranych umów, rozstrzygania sporów oraz
łatwego dostępu do informacji na temat dostarczanej energii, w tym w szczególności poprzez
utworzenie kompleksowych punktów kontaktowych.
Znacząco zmieni się ranga i rola Regulatora, który powinien mieć zagwarantowaną
niezależność podejmowania decyzji, między innymi przez wprowadzenie kadencji. Ponadto,
do zadań tego urzędu zostaną dodane nowe zadania – to ten organ będzie
współodpowiedzialny za znoszenie barier rozwoju rynku wspólnotowego. Wzmocniona
zostanie współpraca operatora systemu przesyłowego z jego odpowiednikami w innych
krajach, co ma pomóc w technicznej rozbudowie sieci przesyłowych.
Konieczność wdrożenia niezależnego mechanizmu ochrony w postaci rzecznika praw
odbiorców energii lub organu ochrony konsumentów mobilizuje do wdrożenia odpowiednich
narzędzi prawnych niezbędnych do urzeczywistnienia faktycznej ochrony konsumenta energii
elektrycznej w kraju.
Polska musi się przygotować do wdrożenia przepisów pakietu, co stanowi doskonałą okazję
do pogłębionej dyskusji o polskiej ustawie - Prawo energetyczne, dotychczas nowelizowanej
kilkadziesiąt razy. Zdecydowanie, zdaniem TOE, nadszedł czas opracowania nowej ustawy
str. 22 z 60
Prawo energetyczne w pełni uwzględniającej prawodawstwo unijne i możliwość rozwoju
konkurencji na rynku energii.
Wniosek
Wdrożenie III-go pakietu liberalizacyjnego spowoduje konieczność przeprowadzenia zmian
dostosowawczych w obecnych regulacjach dotyczących zasad funkcjonowania rynku energii
elektrycznej w Polsce. Biorąc pod uwagę istotę, rozmiar proponowanych zmian, a także
ograniczony czas na wdrożenie pakietu, zdaniem TOE, należy jak najszybciej rozpocząć prace
przygotowawcze do implementacji w Polsce zapisów poszczególnych dokumentów
składających się na III pakiet liberalizacyjny.
8. Stan rynku energii elektrycznej w kontekście Decyzji Komisji
Europejskiej dot. oceny polskiego rynku energii elektrycznej
Prawo Unii Europejskiej ([1],[10], [8],[36],) określa minimalne wymogi, jakie musi spełniać
państwo członkowskie, aby można było powiedzieć, że rynek tego kraju jest rynkiem
konkurencyjnym. W zakresie sprzedaży energii elektrycznej są to głównie:

możliwość zmiany sprzedawcy w oparciu o racjonalne, niskie koszty i łatwe
procedury;

unbundling

brak wyraźnej dominacji spółki na danym rynku oraz brak naturalnych monopoli;

stosowanie przejrzystych zasad zakupu i sprzedaży energii poprzez odpowiednie ich
procedowanie;

nie nadużywanie swojej pozycji przez przedsiębiorstwa dominujące na danym rynku.
działalności
i dostawami/sprzedażą;
sieciowej
od
działalności
związanej
z
produkcją
Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku [29] przyjęta przez Radę Ministrów 10 listopada
2009 r. określa ponownie jako jeden z głównych celów polskiej energetyki rozwój
konkurencyjnych rynków paliw i energii. Pomimo wielu pozytywnych zmian na rynku
w ostatnim czasie, które można uznać za prokonkurencyjne, Polityka [29] określa polski
rynek energii elektrycznej jako „nie działający w pełni prawidłowo”.
Decyzja Komisji Europejskiej z dnia 11 września 2008 r. (patrz [34]) warunkuje uznanie
danego rynku energii za konkurencyjny w szczególności w przypadku domniemania
nieograniczonego dostępu do tego rynku w sytuacji, gdy państwo to implementowało
i stosuje przepisy dyrektywy 2003/54/WE [8]. Nowa dyrektywa 2009/72/WE z dnia 13 lipca
2009r. zmieniająca dyrektywę 2003/54/WE (patrz wcześniejszy rozdział Raportu TOE 2010)
str. 23 z 60
nie została jeszcze w zakresie tych zmian implementowana do polskiego prawa, w związku
z czym pod znakiem zapytania pozostaje powołana w decyzji wykładnia.
Ponadto, w 2009 roku polski rynek energii uległ wielu zmianom. Przykładowo zmiany
dotyczące mechanizmu bilansowania i wprowadzenie rynku dnia bieżącego (patrz też
wcześniejsze punkty rozdziału) w ocenie wydawanych przez Komisję Europejską Decyzji
mogą mieć znaczący wpływ na zmianę oceny polskiego rynku sprzedaży energii elektrycznej.
Należy zauważyć, że od czasu wydania decyzji uległa zmianie również liczba odbiorców
końcowych zmieniających sprzedawcę. Zgodnie z danymi URE liczby te przedstawiają się
następująco (grupy taryfowe A, B i C):

na koniec 2008 roku: 85 odbiorców;

na koniec 2009 roku: 1599 odbiorców.
Komisja Europejska przygotowywała ocenę w oparciu o dane za 2006 rok, gdzie - zgodnie
z przywołanym źródłem - zmiany sprzedawcy w grupach taryfowych A, B i C dokonało
jedynie 61 odbiorców.
Ostatnia nowelizacja Prawa energetycznego [11] wprowadza szereg zmian, które zdaniem
ustawodawcy mogą w przyszłości zwiększyć transparentność rynku energii elektrycznej, a co
za tym idzie - mogą doprowadzić do zmiany poglądu Komisji Europejskiej na
temat charakteru polskiego sektora energii elektrycznej.
Wniosek
Biorąc pod uwagę przesłanki oceny polskiego rynku energii elektrycznej w ramach decyzji
Komisji Europejskiej z dnia 11 września 2008 r. i jednocześnie mając na uwadze zmiany,
które miały miejsce na rynku energii elektrycznej w Polsce w 2009 roku, w niedalekiej
przyszłości konieczne będzie rozważenie ponownego złożenia wniosku o ocenę polskiego
sektora energii elektrycznej przez Komisję Europejską. W tym kontekście niezwykle ważne
będą kolejne decyzje Regulatora, mające na celu stworzenie pełnej konkurencyjności na
rynku elektroenergetycznym, a w szczególności decyzja o uwolnieniu rynku energii
elektrycznej. Priorytetem powinno być także zwiększanie działalności promocyjnej
i informacyjnej w zakresie zmiany sprzedawcy przez gospodarstwa domowe.
9. Przyjęcie przez Radę Ministrów Polityki energetycznej Polski do 2030
roku wraz z załącznikami
W dniu 10 listopada 2009 r. Rada Ministrów przyjęła „Politykę energetyczną Polski do 2030
roku” (dalej zwaną też Polityką) z jednej strony przedstawiającą strategię państwa, mającą
odpowiedzieć na najważniejsze wyzwania stojące przed polską energetyką, zarówno
str. 24 z 60
w perspektywie krótkoterminowej, jak i w perspektywie do 2030 roku, z drugiej - opisującą
otoczenie zewnętrzne, wewnętrzne, w tym regulacyjne, w jakim przyjdzie działać spółkom
obrotu w perspektywie najbliższych lat. Dokument wraz z czterema załącznikami opisuje
proponowane do realizacji plany oraz działania ministerstw i Prezesa URE zmierzające do
rozwoju energetyki polskiej.
Podstawowe kierunki polskiej polityki energetycznej wynikające z przyjętego dokumentu dla
rynku energii to:

poprawa efektywności energetycznej;

wzrost bezpieczeństwa dostaw energii;

dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie
energetyki jądrowej;

rozwój wykorzystania OZE, w tym biopaliw;

rozwój konkurencyjnego rynku energii;

ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko.
Szczegółowe zadania ujęte w Polityce, których realizacja przypada na okres do roku 2012
zostały opisane w Załączniku nr 3 pt. „Program działań wykonawczych na lata 2009-2012”.
Najważniejsze zadania z punktu widzenia rozwoju polskiego rynku energii elektrycznej
(zarówno hurtowego jak i detalicznego) w horyzoncie krótkoterminowym są następujące:

ułatwienie zmiany sprzedawcy energii, m.in. poprzez opracowanie dobrych praktyk
w zakresie sprzedaży i umów, opracowanie standardów umów obowiązujących na
rynku, upowszechnienie stosowania elektronicznych liczników energii elektrycznej,
wprowadzenie zasady, że operator dla wszystkich odbiorców jest właścicielem
liczników;

wdrożenie nowego modelu rynku energii elektrycznej, polegającego m.in. na
wprowadzeniu cenotwórstwa węzłowego, rynku dnia bieżącego, rynków: rezerw
mocy, praw przesyłowych oraz zdolności wytwórczych, jak również mechanizmu
zarządzania usługami systemowymi i generacją wymuszoną systemu;

utrzymanie mechanizmów wsparcia dla producentów energii elektrycznej ze źródeł
odnawialnych, np. poprzez system świadectw pochodzenia, w tym dokonanie analizy
efektywności kosztowej mechanizmu wsparcia, ze szczególnym uwzględnieniem
formuły opłaty zastępczej, przy
jednoczesnym zagwarantowaniu stabilności
funkcjonującego mechanizmu;

stworzenie warunków
elektrycznej na rynku;

zmiana mechanizmów regulacji na rynku ciepła poprzez wprowadzenie metod
kształtowania cen ciepła z zastosowaniem cen referencyjnych oraz bodźców do
optymalizacji kosztów zaopatrzenia w ciepło; możliwy jest wpływ tego mechanizmu
umożliwiających
kreowanie
cen
referencyjnych
energii
str. 25 z 60
na poziom cen energii elektrycznej (zmienione zasady wyznaczania cen energii
elektrycznej oferowanej przez producentów energii skojarzonej);

ochrona najgorzej sytuowanych odbiorców energii elektrycznej przed skutkami
wzrostu cen tej energii;

optymalizacja warunków prowadzenia działalności przez odbiorców energochłonnych
dla zapobieżenia utraty ich konkurencyjności na rynkach światowych m.in. poprzez
obniżenie akcyzy na energię elektryczną i redukcję innych czynników związanych
z kosztem zakupu energii.
Wniosek
Nowa „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku” to, zdaniem TOE, kompleksowy
dokument, który wraz z załącznikami stanowi zwartą całość pokazującą współzależności
poszczególnych kierunków rozwoju polskiej energetyki. „Program działań wykonawczych na
lata 2009-2012” wskazuje na konieczność stabilizacji prawa, określa zadania i wymienia
odpowiedzialnych za ich realizację. W świetle dokumentu nie należy się raczej spodziewać
znaczących zmian w strukturze rynku wobec planu utrzymania w rękach państwa kontrolnych
pakietów dwóch największych grup energetycznych w Polsce. Zwiastunem zmian modelu
rynku energii elektrycznej w Polsce jest natomiast zapowiedź opracowania przez OSP nowej
architektury rynku energii elektrycznej i podjęcia przez Rząd w roku 2010 decyzji odnośnie
ewentualnego wdrożenia nowego modelu rynku wraz z programem dochodzenia do jego
pełnej implementacji. Kluczowa jednak okaże się realizacja przyjętych w tym dokumencie
zadań oraz terminowy harmonogram ich realizacji.
10. Nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne ustawą z dnia 8 stycznia
2010 r.
W dniu 11 marca 2010 r. weszła w życie większość przepisów ustawy z dnia 8 stycznia
2010 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw. Na
wejście w życie oczekują zmiany dotyczące obowiązkowej publicznej sprzedaży energii przez
wytwórców energii elektrycznej i zmiany dotyczące zasad przedstawiania świadectw
pochodzenia do umorzenia (wejdą w życie 6 miesięcy po opublikowaniu ustawy, tj. z dniem
8 sierpnia 2010 r.), a także przepisy wprowadzające system wsparcia dla biogazu rolniczego
(wejdą w życie z dniem 1 stycznia 2011 r.).
Ustawa nowelizująca implementuje dyrektywę 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady
z dnia 18 stycznia 2006 r. dotyczącą działań na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa
dostaw energii elektrycznej i inwestycji infrastrukturalnych (Dz. Urz. WE L 33 z 4.02.2006,
str. 22). Zawiera również zmiany służące wdrożeniu rozporządzenia Parlamentu
str. 26 z 60
Europejskiego i Rady nr 1228/2003/WE z dnia 26 czerwca 2003 r. w sprawie warunków
dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej (Dz. Urz. WE
L 176 z 15.07.2003, str. 1, z późn. zm.) wprowadzonej decyzją Komisji z 9 listopada 2006 r.
(Dz. Urz. WE L 312 z 11.11.2006).
Z punktu widzenia rynku energii elektrycznej najistotniejsze wydają się następujące,
założone przez ustawodawcę cele nowelizacji:
1) Usprawnienie procedury zmiany sprzedawcy paliw gazowych lub energii poprzez
wprowadzenie jednolitych zasad zmiany sprzedawcy oraz nałożenie na sprzedawców
obowiązku publikowania na stronie internetowej informacji o cenach sprzedaży
i warunkach ich stosowania.
2) Tzw. obligo giełdowe mające zapobiegać sytuacjom, w których dochodzi do sprzedaży
energii elektrycznej przez wytwórców spółce obrotu w ramach jednej grupy rynkowej po
cenie znacznie niższej od ceny, jaką ustala się na zewnątrz danej grupy. Prowadzi to do
zaniżenia przychodów wytwórcy, które z kolei mają wpływ na wysokość rekompensat
wypłacanych na pokrycie kosztów osieroconych na podstawie ustawy z dnia 29 czerwca
2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku
z przedterminowym rozwiązywaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii
elektrycznej. Względem takich wytwórców, tzn. zintegrowanych pionowo, wprowadza się
obowiązek sprzedaży określonej części wytworzonej energii elektrycznej w drodze
ograniczonego przetargu lub na giełdach towarowych.
3) System wsparcia dla metanu. Metan uwalniany z kopalń i gaz uzyskiwany z przetwarzania
biomasy, wykorzystywany lokalnie, nie był dotychczas objęty systemem wsparcia.
Zaproponowane w ustawie zmiany pozwolą na objęcie tych paliw gazowych systemem
wsparcia w ramach promocji wysokosprawnej kogeneracji. Ponadto w ustawie stworzono
podstawy prawne do podłączania biogazowni do niskociśnieniowych, istniejących lub
budowanych z inicjatywy lokalnej, gazowych systemów przesyłowych. Umożliwić to ma
dostarczenie tego nośnika energii do odbiorców na terenach wiejskich, zwłaszcza w
obszarach, gdzie dostawa gazu ziemnego nie jest możliwa. Zaproponowana koncepcja
wsparcia biogazu opiera się o system zbywalnych świadectw pochodzenia biogazu
rolniczego wytworzonego w biogazowniach.
Ad 1. nowe uwarunkowania umowne
Dotychczasowa treść art. 4j obecnie została zamieszczona w ust. 1. Przepis art. 4j ust. 1
i stanowi o zasadzie, że odbiorca paliw gazowych lub energii ma prawo zakupu tych paliw lub
energii od wybranego przez siebie sprzedawcy. Dalsze postanowienia (ust. 2-5) służyć mają
praktycznej realizacji tej zasady:
1) ust. 2 adresowany do OSD – podmiotu, który często zmuszony jest stawać w pozycji
arbitra pomiędzy konkurującymi między sobą spółkami obrotu, obliguje ten podmiot do
stosowania reguł rozporządzenia systemowego, czyli aktu powszechnie obowiązującego,
a nie – jak do tej pory – postanowień IRiESD, które mogły się różnić w zależności od
OSD, który je opracowywał,
str. 27 z 60
2) ust. 3 – wprowadzający zasadę wypowiadalności umów przez odbiorcę bez ponoszenia
kosztów i odszkodowań innych, niż wynikające z treści umowy, co wyklucza możliwość
dochodzenia od odbiorcy odszkodowania na zasadach ogólnych prawa cywilnego
w związku z wypowiedzeniem umowy (przepisu nie stosuje się jednak do umów na czas
oznaczony zawartych przed wejściem w życie noweli),
3) ust. 4 – precyzujący termin wypowiedzenia dla odbiorców w gospodarstwach domowych
– jest to ostatni dzień miesiąca następującego po miesiącu, w którym oświadczenie tego
odbiorcy dotarło do przedsiębiorstwa energetycznego chyba, że odbiorca ten wskazał
późniejszy termin rozwiązania umowy (przepisu nie stosuje się do umów na czas
oznaczony zawartych przed wejściem w życie noweli),
4) ust. 5 – obligujący sprzedawcę energii dokonującego jej sprzedaży odbiorcom końcowym
przyłączonym do sieci dystrybucyjnej do zamieszczania na stronach internetowych oraz
udostępniania do publicznego wglądu w swojej siedzibie informacji o cenach sprzedaży
energii oraz warunkach ich stosowania. Dotychczasowe przepisy zobowiązały do
przedstawiania tego typu informacji tylko własnym odbiorcom, obecnie ustawodawca
zdaje się skłaniać sprzedawców do przedstawiania oferty do nieoznaczonego adresata.
Oczywiście nie wyklucza to indywidualnych uzgodnień co do ceny i warunków jej
stosowania, odbiegających od publikacji ogólnodostępnej.
Wniosek
Wprowadzone zmiany mogą wywoływać kontrowersje. Przede wszystkim godzą w trwałość
umowy terminowej, która z natury rzeczy powinna obowiązywać przez zapisany w niej czas,
zwłaszcza, jeśli strony celowo nie przewidują możliwości jej wypowiedzenia. Umożliwienie
odbiorcy wypowiedzenia umowy skonstruowanej jako niewypowiadalna (przez określony
czas), stawia go w uprzywilejowanej pozycji względem sprzedawcy. Zwykle, jako argument
za prawnym uprzywilejowaniem pozycji jednej ze stron umowy (np. w stosunkach
konsumenckich), podaje się przewagę ekonomiczną jednej ze stron (sprzedawcy,
kontrahenta konsumenta). W przypadku odbiorców energii elektrycznej (bez zawężenia ich
kręgu do gospodarstw domowych) argument taki byłby chybiony, albowiem dysponują oni
częstokroć potencjałem znacznie przewyższającym siłę ekonomiczną spółki obrotu. Zespół
autorski niniejszego raportu nie dostrzega powodów uprzywilejowania odbiorcy.
Wprowadzenie możliwości odejścia odbiorcy, dla którego specjalnie zakontraktowano
odpowiednią ilość energii lub który otrzymał korzyści w zamian za lojalność (rozumianą, jako
nierozwiązywanie umowy przez oznaczony czas), jest niekorzystne dla sektora. Możliwości
ograniczenia ryzyka sprzedawców poprzez obwarowanie wypowiedzenia odpowiednio
„zniechęcającymi” karami umownymi są dyskusyjne i niejednoznaczne.
W przypadku grupy gospodarstw domowych negatywnie oceniamy także wprowadzoną
możliwość wypowiadania umów terminowych (uzasadnienie jak wyżej). Pozytywnie należy
natomiast ocenić ujednolicenie okresów wypowiedzenia umów na czas nieokreślony przez
odbiorców w tej grupie. Będzie to sprzyjało przejrzystości procedur zmiany sprzedawcy
i możliwe, że przyczyni się do rozwoju rynku.
str. 28 z 60
Podobnie, z zadowoleniem, jako służący transparentności rynku, należy przyjąć obowiązek
publikacji cen i warunków ich stosowania, choć nadal pojawiają się wątpliwości
interpretacyjne dot. zarówno miejsca, formy i zawartości tych publikacji. Precyzyjne
wypełnienie tego obowiązku w przypadku dużych odbiorców (w grupie taryfowej A) zdaniem
TOE nie jest możliwe i nie ma uzasadnienia na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej.
Ad. 2. obligo giełdowe
Art. 49 a w ust. 1 zakłada, że Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem
energii elektrycznej jest obowiązane sprzedawać nie mniej niż 15 % energii elektrycznej
wytworzonej w danym roku na giełdach towarowych w rozumieniu ustawy z dnia 26
października 2000 r. o giełdach towarowych lub na rynku regulowanym w rozumieniu ustawy
z dnia 29 lipca 2005 r. o obrocie instrumentami finansowymi. Ponadto, zgodnie z ust. 2
przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej mające
prawo do otrzymania środków na pokrycie kosztów osieroconych na podstawie ustawy z dnia
29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku
z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii
elektrycznej (Dz. U. Nr 130, poz. 905, z 2008 r. Nr 58, poz. 357 oraz z 2009 r. Nr 98, poz.
817) jest obowiązane sprzedawać wytworzoną energię elektryczną nieobjętą obowiązkiem,
o którym mowa w ust. 1, w sposób zapewniający publiczny, równy dostęp do tej energii,
w drodze otwartego przetargu, na internetowej platformie handlowej na rynku regulowanym
w rozumieniu ustawy z dnia 29 lipca 2005 r. o obrocie instrumentami finansowymi lub na
giełdach towarowych w rozumieniu ustawy z dnia 26 października 2000 r. o giełdach
towarowych.
Zaproponowana regulacja, zdaniem ustawodawcy, ma na celu eliminację zjawiska
polegającego na sprzedaży przez wytwórców energii elektrycznej spółce obrotu w ramach
jednej grupy po cenie znacznie odbiegającej od ceny, jaką ustala się na zewnątrz grupy
(rynkowej) i tym samym zaniżania przychodów wytwórcy, które uwzględniane są w kalkulacji
korekt wysokości rekompensat wypłacanych na pokrycie kosztów osieroconych
przewidzianych przez ustawę z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów
powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów
długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (ustawa KDT). Po wprowadzeniu
art. 49a wykluczona zostanie możliwość ewentualnego nadużywania pomocy publicznej
udzielanej w ramach ustawy KDT, mogąca powodować podwyższanie stawki opłaty
przejściowej i zakłócanie funkcjonowania konkurencyjnego rynku energii elektrycznej
w Polsce. Przepis wejdzie w życie 8 sierpnia 2010 roku.
Wniosek
Mimo, że zwiększenie transparentności rynku energii elektrycznej w Polsce jest dobrym
kierunkiem dalszych działań, to realizacja tego celu poprzez administracyjne zobowiązanie
wytwórców do sprzedaży energii elektrycznej na określonej platformie handlowej oceniana
str. 29 z 60
jest przez TOE negatywnie. TOE nie jest przeciwnikiem koncentracji handlu na ograniczonej
liczbie platform, natomiast stoimy na stanowisku, że powinno to odbyć się w wyniku
naturalnej gry rynkowej, a nie przymusu ustawowego. Naszym zdaniem to platformy
handlowe powinny konkurować o klientów, proponując im coraz lepsze warunki zawierania
transakcji, eliminując tym samym te mniej efektywne.
Ponadto nowelizacja zawiera błąd redakcyjny, jakim jest brak przecinka w ust. 2 pomiędzy
wyrażeniami „internetowej platformie handlowej” a „na rynku regulowanym”, w wyniku
czego dosłowne brzmienie tego przepisu każe wiązać rynek regulowany tylko z internetową
platformą handlową, podczas gdy w istocie chodzi o dwie różne płaszczyzny aktywności
wytwórcy. Wymaga to pilnej poprawy.
Ad. 3. Obowiązek fioletowy – metanowy
Nowelizacja zakłada nowy rodzaj świadectw pochodzenia, tzw. fioletowych, dla źródeł
korzystających z metanu (uwalnianego i ujmowanego przy dołowych robotach górniczych
w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego) lub gazu
uzyskiwanego z przetwarzania biomasy.
Z kolei wprowadzony system wsparcia dla biogazu rolniczego jest zbliżony do systemu
wsparcia wytwórców energii elektrycznej wytworzonej w OZE (tzw. zielonych certyfikatów)
oraz skorelowany z tym systemem. Art. 9a ust. 1 pkt 1 obliguje bowiem przedsiębiorstwo
obrotu do uzyskania i przedstawienia do umorzenia Prezesowi URE świadectwa pochodzenia,
o którym mowa w art. 9e ust. 1(OZE), lub w art. 9o ust. 1 (biogaz), dla energii elektrycznej
wytworzonej w źródłach znajdujących się na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej.
Wniosek
Przy niezmienionej wysokości obowiązku OZE, określonej w rozporządzeniu, dotyczącego
uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia lub uiszczenia opłaty
zastępczej w wyniku nowelizacji, powinno dojść do obniżenia cen tych świadectw, a co za
tym idzie obniżenia ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych.
Ewentualny wzrost cen energii elektrycznej może być natomiast skutkiem wprowadzenia
certyfikatów dotyczących metanu.
11. Kierunki rozwoju konkurencji i ochrony konsumentów w polskim
sektorze energetycznym - raport Urzędu Ochrony Konkurencji
i Konsumentów, marzec 2010 r.
W dniu 15 marca 2010 r., podczas debaty zorganizowanej z okazji Światowego Dnia
Konsumenta, Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów zaprezentował raport pt. „Kierunki
str. 30 z 60
rozwoju konkurencji i ochrony konsumentów w polskim sektorze energetycznym”, dalej
zwany także Raportem. W Raporcie tym UOKiK m.in. uzasadnia potrzebę kontynuacji
zatwierdzania przez Prezesa URE cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych (tzw.
cen detalicznych). Raport odzwierciedla także pogląd UOKiK nt. konkurencyjności rynku
energii elektrycznej w Polsce. Niektóre tezy zawarte w Raporcie uznajemy za dalece
kontrowersyjne, a wręcz oparte na niewłaściwym rozumieniu elementarnych zasad
funkcjonowania rynków i konkurencji. Jest to bardzo niepokojące zważywszy, iż tezy te
wypowiadane są przez organ odpowiedzialny za nadzór nad właściwym funkcjonowaniem
rynków, od którego należałoby oczekiwać dogłębnej analizy opartej o wiedzę o rynku
i bazującej na rzetelnych argumentach natury ekonomicznej.
Poniżej szczegółowo odnosimy się do niektórych (zdaniem
kontrowersyjnych) zapisów, które znalazły się w ww. Raporcie.
TOE
najbardziej
Na początku pragniemy zaznaczyć, iż w Raporcie pojawia się kilka błędnych informacji, które
należałoby w jak najkrótszym czasie skorygować, aby nie wprowadzać w błąd potencjalnego
czytelnika, w tym w szczególności: powołanie się na obecnie mniej znaczący, w porównaniu
z innymi platformami obrotu (o których wspomina się krótko - poee lub wcale - TFS, GFI)
Kantor Energii; nieprawidłową informację, iż jedynym akcjonariuszem TAURON Polska
Energia S.A. jest Skarb Państwa (podczas gdy w rzeczywistości Skarb Państwa jest obecnie
właścicielem akcji stanowiących ok. 87,6 % całkowitego kapitału zakładowego spółki) czy
powołanie niepełnej i błędnej informacji na temat aktualnych planów inwestycyjnych
w Polsce.
Jednym z zasadniczych problemów rozwoju konkurencji w polskim sektorze
elektroenergetycznym jest, zdaniem UOKiK, „obserwowany w ostatnich latach wyraźny
długookresowy wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, przy jednoczesnym spadku
produkcji i braku nowych mocy wytwórczych”. Według UOKiK „zjawisko to ma poważne
konsekwencje dla konkurencji w sektorze”. Tym samym jest to jeden z argumentów
podnoszonych przez UOKiK w celu uzasadnienia potrzeby utrzymywania regulacji cen
detalicznych. Dalej Urząd stwierdza, iż „podstawą dla zaistnienia skutecznej konkurencji
w sektorze elektroenergetycznym jest (…) odbudowa nadwyżki dostępnych mocy
wytwórczych i zwiększenie podaży energii elektrycznej”. Pomijając fakt, iż pojęcie
„skutecznej konkurencji” nie jest znane w teorii ekonomii (należy się domyślać, że chodzi
o konkurencję cenową), to odzwierciedlone w powyższym stwierdzeniu rozumienie
konkurencji przez UOKiK jest, w naszym przekonaniu, co najmniej zaskakujące. Uważamy
bowiem, że konkurencja przynosi społeczeństwu korzyści w każdej sytuacji, a nie jedynie
wówczas, gdy istnieje przewaga podaży nad popytem. Z pewnością można stwierdzić, że
przy rosnącym popycie wzrastać będzie cena równowagi rynkowej, jednak odbywa się to
absolutnie bez żadnej szkody dla konkurencji, tak długo jak nadzorowi i kontroli podlegają
ewentualne działania podmiotów gospodarczych obliczone na nadmierne wykorzystywanie
siły rynkowej. Warto tutaj wspomnieć, że istnieje wiele narzędzi do niwelowania siły
rynkowej, jak np. zwiększanie elastyczności cenowej popytu, rozbudowa sieci (w tym
budowa połączeń transgranicznych), zwiększanie możliwości „przechowywania” energii
str. 31 z 60
(z wykorzystaniem np. elektrowni szczytowo-pompowych itd.). Podsumowując, uważamy, że
poziom konkurencji na rynku energii nie zależy od relacji podaży i popytu, ale od takich
czynników jak:

struktura rynku po stronie podaży (produkcji), tj. zależność od stopnia koncentracji –
konkurencji sprzyja zdywersyfikowana struktura podmiotowa i własnościowa sektora;

stopień rozwoju sieci przesyłowej – dobrze rozwinięta, rozbudowana sieć zwiększa
konkurencję;

elastyczność popytu – przy wysokiej elastyczności popytu konsumenci są w stanie
reagować obniżeniem popytu w sytuacji rosnących cen, co stymuluje producentów do
konkurencyjnych zachowań. Dodać w tym miejscu należy, że popyt na energię
elektryczną w krótkim okresie jest praktycznie nieelastyczny, zatem niekiedy już
nawet niewielka koncentracja na rynku wytwarzania może skutkować próbą
wykorzystywania siły rynkowej przez producentów, na co należy zwrócić szczególną
uwagę.
Podnoszony przez UOKiK postulat utrzymywania regulacji cen w sytuacji rosnącego popytu
w celu, jak przypuszczamy, powstrzymania ich wzrostu, może doprowadzić do znanej nam
już z czasów gospodarki centralnie planowanej, ekonomii deficytu i konieczności
reglamentacji dóbr i usług będących przedmiotem regulacji. W odniesieniu do sytuacji,
w której znajduje się obecnie sektor elektroenergetyczny może zatem dojść do zaniechania
tak niezbędnych obecnie inwestycji w nowe moce wytwórcze, a tym samym do pogłębienia
nierównowagi między podażą i popytem, co jest przecież przedmiotem troski ze strony
UOKiK. Efekt końcowy będzie więc odwrotny do oczekiwanego i pożądanego przez UOKiK,
prowadząc w skrajnym wypadku do potrzeby reglamentacji dobra, jakim jest energia
elektryczna, przejawiającej się ograniczeniami w dostawach tej energii, a w konsekwencji
ogromnymi szkodami dla konsumentów, gospodarki i państwa. Regulacja cen jest także
przyczyną zatrzymania rozwoju konkurencji na rynku klienta detalicznego, ze względu na
brak różnic pomiędzy ofertami cenowymi spółek sprzedażowych, z czym obecnie właśnie
mamy do czynienia w Polsce. Proponowane przez UOKiK rozwiązanie w postaci ceny
maksymalnej, mające stanowić model przejściowy pomiędzy rynkiem regulowanym
a rynkiem całkowicie wolnym od mechanizmu taryfowania, nie wydaje się być dobrym
rozwiązaniem zwłaszcza, że tak jak sam UOKiK zauważył trudno sobie wyobrazić pozytywne
scenariusze zakończenia takiego rozwiązania przejściowego i bezpośrednie przejście w ten
sposób do w pełni konkurencyjnego rynku. Ponadto nie bez znaczenia wydaje się być
rezygnacja z takiego rozwiązania podczas prac Komisji Sejmowej nad projektem nowelizacji
Prawa energetycznego. Skoro jak twierdzi UOKiK „…utrudniona jest ocena sprawności
funkcjonowania mechanizmów rynkowych w nowoutworzonych zintegrowanych pionowo
strukturach” oraz trudno wyobrazić sobie pozytywne scenariusze rozwiązania etapu
przejściowego, to może należy pozwolić rynkowi konkurencyjnemu samemu się ukształtować
poprzez uwolnienie cen detalicznych. W przeciwnym przypadku rynek nigdy nie ukształtuje
się sam, gdyż nie będzie ku temu żadnych bodźców.
str. 32 z 60
Wniosek
Wnioski i tezy zawarte w raporcie UOKiK sporządzone zostały w oparciu o wątpliwe,
nieznajdujące oparcia w teorii funkcjonowania rynku założenia. Wskazane są w przyszłości
bardziej pogłębione analizy rynkowe, z uwzględnieniem specyfiki energii elektrycznej jako
towaru.
Dodatkowo należy zauważyć, że w raporcie pojawia się kilka błędnych informacji, które
należałoby w jak najkrótszym czasie skorygować, aby nie wprowadzać w błąd potencjalnego
czytelnika.
12. Problemy z wdrożeniem ustawy o podatku akcyzowym
Niestety, tak jak przewidziano we wnioskach ubiegłorocznego raportu TOE [34], w części
dotyczącej wejścia w życie nowej ustawy o podatku akcyzowym [12], jednostki i działy
podatkowe i finansowo - księgowe większości przedsiębiorstw energetycznych posiadających
koncesję na obrót, wytwarzanie lub przesył i dystrybucję energii elektrycznej mają liczne
problemy praktyczne z rozliczaniem tego podatku.
Należy podkreślić, że już na spotkaniu w dniu 30 czerwca 2009 r. przedstawiciele branży
energetycznej przekazywali swoje uwagi przedstawicielom Ministerstwa Finansów, wskazując
liczne luki występujące w ustawie [12] oraz w interpretacji ogólnej wydanej do niniejszej
ustawy dotyczącej dostawy energii na rzecz wytwórców posiadających wyłącznie koncesję na
wytwarzanie energii elektrycznej. Przedstawiciele Ministerstwa Finansów zgodzili się,
że konieczna jest zmiana przepisów – nowelizacja przedmiotowej ustawy. W nowelizacji
ustawy o podatku akcyzowym ma się w związku z tym pojawić przepis przewidujący
opodatkowanie akcyzą zużycia energii elektrycznej przez wytwórców, także w odniesieniu do
energii elektrycznej zakupionej „z zewnątrz”.
Mając na uwadze powyższe, Ministerstwo Finansów przygotowało projekt nowelizacji ustawy,
który został przekazany pod obrady Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej [17]. Kierunkowa
analiza tego projektu wskazuje, iż ustawodawca uwzględnił w przedmiotowej nowelizacji
uwagi przedstawicieli branży energetycznej, między innymi dotyczące opodatkowania przez
wytwórcę zużycia „dokupionej” na własne potrzeby energii. W konsekwencji wejście w życie
proponowanej zmiany ustawy w sposób decydujący może przyczynić się do bezpieczeństwa
podatkowego podatników poprzez jednolite orzecznictwo w przedmiotowym zakresie.
Odnosząc się natomiast do obecnie obowiązującego stanu prawnego, stwierdzić należy,
że organy podatkowe wydają sprzeczne opinie w tej samej sprawie dwóm podmiotom
pozostającym w dylemacie: kto ma zapłacić podatek akcyzowy ? Taki schemat działania,
pogłębiający wątpliwości zarówno branży energetycznej, jak i innych podatników podatku
str. 33 z 60
akcyzowego jest, zdaniem TOE, niedopuszczalny oraz wymaga pilnej reakcji ze strony
ustawodawcy.
Wniosek
Ustawa o podatku akcyzowym wzbudzała i wzbudza liczne kontrowersje, pogłębiane
dodatkowo sprzecznymi sygnałami ze strony Ministerstwa Finansów oraz Urzędów
Skarbowych. Towarzystwo Obrotu Energią, widząc konieczność pilnej nowelizacji ustawy
uwzględniającej uwagi środowiska przedsiębiorstw energetycznych przekazywane już od
pierwszych konsultacji projektu ustawy, a nie dostrzegane wcześniej przez przedstawicieli
Ministerstwa Finansów, pozytywnie przyjmuje projekt nowelizacji ustawy oraz widzi
konieczność przyspieszenia prac nad jej wdrożeniem.
13. Wdrożenie dyrektywy MiFID
Nazwa MiFID pochodzi od skrótu Markets in Financial Instruments Directive (Dyrektywa
w sprawie rynków instrumentów finansowych). Podstawowymi celami dyrektywy MiFID są:

stworzenie jednolitego, wspólnego europejskiego rynku finansowego, na którym
występuje swobodny przepływ usług i produktów pomiędzy krajami członkowskimi
Unii Europejskiej;

ugruntowanie zaufania inwestorów
międzynarodowych podmiotów;

promowanie stworzenia efektywnej, przejrzystej i zintegrowanej infrastruktury
umożliwiającej obrót na rynkach finansowych;

wzmocnienie współpracy między organami nadzoru rynków finansowych.
do
rynków
finansowych
oraz
do
Zapisy dyrektywy umożliwiają firmom inwestycyjnym uprawnionym do prowadzenia
działalności w rodzimym państwie świadczenie usług inwestorom na terenie całej Unii
Europejskiej bez konieczności spełniania dodatkowych wymogów danego państwa (tzw.
zasada jednolitego paszportu). Państwa członkowskie nie powinny nakładać żadnych
dodatkowych wymagań na przedsiębiorstwo inwestycyjne lub instytucję kredytową, a tym
samym firmy te nie będą musiały uzyskiwać odrębnego zezwolenia od władz państwa, gdzie
zamierzają działać. Również kontrola firm inwestycyjnych powinna być dokonywana przez
organy nadzorcze w państwie, z którego podmiot pochodzi i w którym uzyskał zezwolenia.
Wymaga to oczywiście odpowiedniej harmonizacji regulacji w poszczególnych krajach
członkowskich w celu wzajemnego rozpoznawania i uznawania autoryzacji i nadzoru kraju
partnerskiego. Postanowienia dyrektywy powinny wpłynąć na zwiększenie konkurencji na
rynku usług inwestycyjnych w zakresie zapewnienia przedsiębiorcom inwestycyjnym równych
możliwości dostępu do rynków w całej Wspólnocie, ale także w zakresie organizacji obrotu
str. 34 z 60
produktami na rynkach finansowych. Dyrektywa reguluje również obrót instrumentami poza
rynkami publicznymi, co stwarza nowe możliwości rozwoju rynku jako całości.
Ustawodawca europejski zdecydował również o włączeniu instrumentów pochodnych
opartych na towarach (tzw. commodity derivatives) pod regulacje dyrektywy MiFID. Główna
przyczyną jest postępująca liberalizacja rynków towarowych w Europie (głównie rynków
energii i gazu) przy jednoczesnym braku ram regulujących obrót tymi towarami, działalność
europejskich giełd towarowych i innych towarowych rynków zorganizowanych. Wyłączenie
tych produktów spod regulacji dyrektywy oznaczałoby również brak możliwości skorzystania
przez firmy inwestycyjne z jednolitego europejskiego paszportu w tym zakresie.
W dniu 29 sierpnia 2009 r. Prezydent RP podpisał ustawę z dnia 4 września 2008 r.
o zmianie ustawy o obrocie instrumentami finansowymi oraz niektórych innych ustaw [13],
która dostosowała krajowy porządek prawny do wymagań dyrektywy MiFID i zobowiązała
przedsiębiorstwa finansowe do wprowadzenia tych regulacji. Opublikowana w Dzienniku
Ustaw nr 165, poz. 1316 z 6 października 2009 r. ustawa weszła w życie 21 października
2009 r., zmieniając m.in. zapisy ustawy z dnia 29 lipca 2005 r. o obrocie instrumentami
finansowymi [14] oraz ustawy z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych [15].
Nowelizacja ustawy wprowadziła m.in. następujące zmiany przedmiotowe do ustawy
o obrocie instrumentami finansowymi [14] oraz do ustawy o giełdach towarowych [15]:

zmiana definicji „towarów giełdowych” oraz „instrumentów finansowych”;

wyłączenie z kategorii „towarów giełdowych” instrumentów pochodnych, w tym
instrumentów pochodnych na towary (z wyłączeniem instrumentów pochodnych
będących instrumentami finansowymi);

wyraźne zaklasyfikowanie praw majątkowych ze świadectw pochodzenia do kategorii
„towarów giełdowych”;

rozszerzenie katalogu instrumentów pochodnych;

zniesienie kategorii pochodnych instrumentów towarowych;

zmiana definicji „rynku regulowanego” w następstwie zmiany definicji „towarów
giełdowych”, zniesienie towarowego rynku instrumentów finansowych;

wprowadzenie możliwości obrotu towarami giełdowymi na rynku giełdowym i rynku
pozagiełdowym.
Rezultatem zmiany definicji „towarów giełdowych” oraz pozostałych związanych z tą zmianą
zapisów jest powstanie obowiązku utworzenia izby rozliczeniowej na potrzeby rozliczania
transakcji określonych w art. 2 pkt 2 lit. (e) znowelizowanej ustawy o giełdach towarowych.
Utrzymane zostały dotychczasowe regulacje, zgodnie z którymi obowiązek utworzenia izby
rozliczeniowej istnieje dla określonych transakcji zawieranych na giełdzie towarowej. Bazując
na ww. zapisach TGE i KDPW (Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych) powołały Izbę
Rozliczeniową Giełd Towarowych (IRGiT SA), która ma być podmiotem realizującym
str. 35 z 60
rozliczenia transakcji dokonywanych przez TGE SA oraz podmioty zewnętrzne, w tym
Członków TGE.
Znowelizowane zapisy
o giełdach towarowych
nowelizacji ustawy –
bezpośrednio odwołuje
dwóch ww. ustaw.
ustawy o obrocie instrumentami finansowymi [14] oraz ustawy
[15] nabiorą dodatkowego znaczenia po wejściu w życie styczniowej
Prawo energetyczne [11], w kontekście zapisów art.49a, który
się m.in. do definicji i znaczenia „rynku regulowanego” w rozumieniu
Wniosek
Wejście w życie nowelizacji ustawy o obrocie instrumentami finansowymi [13], mającej
wprowadzić do polskiego prawodawstwa zapisy dyrektywy MiFID, TOE ocenia pozytywnie.
Jednak dopiero praktyka wskaże (w szczególności przy uwzględnieniu i korelacji ustawy
z zapisami ustawy – Prawo energetyczne po styczniowej nowelizacji [11]) na ile
wprowadzone w ustawodawstwie polskim zmiany odpowiadają wymogom i założeniom
dyrektywy MiFID.
str. 36 z 60
P1. Projekt ustawy o efektywności energetycznej
Projekt ustawy o efektywności energetycznej [18] ma za zadanie wdrożenie dyrektywy
2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie
efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych oraz uchylającej
dyrektywę Rady 93/76/EWG [6]. Zakłada on wprowadzenie (jako jednego z mechanizmów
służących uzyskaniu założonego krajowego celu w zakresie oszczędnego gospodarowania
energią) systemu wydawania i umarzania świadectw efektywności energetycznej (zwanych
też „białymi certyfikatami”). Do uzyskiwania i umarzania świadectw efektywności
energetycznej (lub uiszczenia opłaty zastępczej) mają być zobowiązane przedsiębiorstwa
energetyczne sprzedające energię elektryczną, ciepło lub gaz ziemny odbiorcom końcowym.
W projektowanym mechanizmie wykorzystane zostały doświadczenia z funkcjonowania
systemów świadectw pochodzenia OZE i kogeneracji (patrz punkt 2 niniejszego rozdziału), co
należałoby ocenić pozytywnie. Jednocześnie jednak w związku z konstrukcją systemu będzie
on kolejnym elementem wpływającym na poziom cen energii elektrycznej oferowanej
odbiorcom końcowym. Trudno przy tym jednoznacznie określić dodatkowe koszty, które
zostaną w ten sposób wygenerowane. Nie jest bowiem znany poziom obowiązku, a poziom
jednostkowej opłaty zastępczej ma przyjąć wartość od 900 do 2700 PLN/toe. Oczekiwaną
rekompensatą dla odbiorców końcowych, przewidywaną przez projektowany mechanizm, ma
być obniżenie zużycia energii na potrzeby własne wytwórców, ograniczenie energii różnicy
bilansowej w sieciach elektroenergetycznych oraz spadek energochłonności przemysłu.
Powinno znaleźć to odzwierciedlenie w obniżeniu ceny energii i usług przesyłowych, a także
wyrobów przemysłowych.
Towarzystwo Obrotu Energią pozytywnie ocenia rozpoczęcie prac nad projektem ustawy,
jednakże zwraca uwagę na szereg kwestii budzących wątpliwości oraz wymagających
dalszych konsultacji, m.in. takich jak:

znaczny stopień skomplikowania modelu i systemu;

brak preferencyjnych źródeł finansowania;

duża liczba aktów wykonawczych oraz dokumentów „generowanych” przez system
przy jednoczesnym braku aktów umożliwiających pogłębioną analizę rozwiązań;

dyskusyjny i kontrowersyjny system przetargów mogący spowodować, że pomimo
zrealizowanych znacznych działań proefektywnościowych odbiorca nie uzyska
świadectw efektywności energetycznej;

uregulowania nakierowane przede wszystkim na „dużych” odbiorców.
str. 37 z 60
Wniosek
System promuje działania proefektywnościowe poprzez wsparcie finansowe inwestycji,
jednakże wobec aktualnej jego konstrukcji kosztami systemu zostaną obciążeni wszyscy
(także nie korzystający z tego systemu) odbiorcy końcowi energii elektrycznej, ciepła i gazu
ziemnego. Znaczny stopień komplikacji proponowanych rozwiązań i systemu, zdaniem TOE
negatywnie wpłynie na stronę praktyczną przyjętych rozwiązań. Zdecydowanie negatywnie
TOE ocenia także znaczne (w stosunku do wymogów dyrektywy) opóźnienie i wciąż
przeciągające się prace zmierzające do przyjęcia nowej ustawy o efektywności
energetycznej.
P2. Prace nad nową ustawą – Prawo energetyczne oraz nową architekturą
rynku energii elektrycznej w Polsce
Określone w art. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne [16] główne cele
ustawy, czyli: tworzenie warunków do zrównoważonego rozwoju kraju, zapewnienie
bezpieczeństwa energetycznego, oszczędnego i racjonalnego użytkowania paliw i energii,
rozwoju konkurencji, przeciwdziałanie negatywnym skutkom naturalnych monopoli,
uwzględnianie wymogów ochrony środowiska i zobowiązań wynikających z umów
międzynarodowych oraz równoważenie interesów przedsiębiorstw energetycznych
i odbiorców paliw i energii, po licznych nowelizacjach ustawy są coraz mniej dostrzegalne.
Brak przejrzystości ustawy, a także trudności interpretacyjne wynikające z nakładania się na
siebie historycznych zapisów i ich licznych poprawek skłaniają dziś już prawie wszystkich
uczestników rynku energii oraz osoby odpowiedzialne za legislację w tym obszarze do decyzji
o konieczności opracowania całkiem nowej ustawy.
W ramach wstępnych dyskusji kierunkowych przewiduje się, że nowa ustawa będzie
odrębnie uwzględniała i wyraźniej rozdzielała (niektóre propozycje mówią nawet o odrębnych
ustawach) uregulowania dot. sektora gazowego, elektroenergetyki i obszaru obejmującego
odnawialne źródła energii (zarówno energii elektrycznej jak i ciepła). W ramach prac nad
nową ustawą kluczowa powinna być także pełna implementacja wszystkich nowych dyrektyw
unijnych (patrz wcześniejsze rozdziały niniejszego dokumentu, w tym głównie punkty 6 i 7
rozdziału 2), a także konieczność uwzględnienia przewidywanych działań i zadań w przyjętej
przez Radę Ministrów nowej „Polityce energetycznej Polski do 2030 roku” (patrz punkt 9
rozdziału 2). Jednym z tych działań, określonych w załączniku 3 (w Działaniu 5.1. Programu
działań wykonawczych na lata 2009 – 2012) jest przeprowadzenie analiz i wdrożenie
nowego modelu rynku energii elektrycznej, polegającego m.in. na wprowadzeniu
cenotwórstwa węzłowego, rynku dnia bieżącego, rynków: rezerw mocy, praw przesyłowych
oraz zdolności wytwórczych, jak również mechanizmu zarządzania usługami
systemowymi i generacją wymuszoną systemu. W ramach realizacji tego zadania, będącego
str. 38 z 60
także punktem wyjścia do prac nad nową ustawą – Prawo energetyczne, w październiku
2009 roku Minister Gospodarki powołał Zespół Doradczy ds. zmian w funkcjonowaniu rynku
energii elektrycznej (dalej nazywany „Zespołem”), do zadań którego należą m.in.:

opracowanie koncepcji zmiany modelu rynku energii elektrycznej w Polsce;

opracowania i opis spodziewanych skutków realizacji przedstawionej koncepcji;

opiniowanie stanowisk innych podmiotów w stosunku do zaproponowanej koncepcji.
W ramach prac przygotowawczych został opracowany i przyjęty przez Zespół w lutym 2010
roku „Ramowy plan prac nad przebudową architektury hurtowego rynku energii elektrycznej
w Polsce”, w którym zostały przedstawione założenia merytoryczne oraz najważniejsze
uwarunkowania realizacyjne dla prac Zespołu w zakresie hurtowego rynku energii
elektrycznej. Równocześnie w sposób kierunkowy określono obszary związane
z funkcjonowaniem rynku hurtowego energii elektrycznej, dla których będzie wymagane
dostosowanie zasad lub skoordynowanie ich rozwoju z pracami nad rynkiem hurtowym.
W dokumencie zawarto główne przesłanki, obszary i planowane kierunki, a także
podstawowe założenia dotyczące realizacji kompleksowych prac nad zmianą zasad
funkcjonowania hurtowego rynku energii elektrycznej w Polsce. Celem prac jest poprawa
jakości rozwiązań rynkowych stosowanych w polskiej elektroenergetyce, zapewniających
uzyskiwanie pełnych korzyści ze stosowania mechanizmów konkurencji. Celami
szczegółowymi są: zagwarantowanie wymaganego bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej do odbiorców oraz racjonalizacja kosztów tych dostaw zarówno w ujęciu
indywidualnym, jak i globalnym, w różnych horyzontach czasu.
Wniosek
Rozpoczęte na przełomie 2009/2010 działania zmierzające do przebudowy architektury
hurtowego rynku energii elektrycznej w Polsce i stanowiące także punkt wyjścia do
opracowania nowej ustawy – Prawo energetyczne należy ocenić pozytywnie, mając nadzieję,
że prace prowadzone będą z udziałem wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej
w Polsce, a przyjęte rozwiązania szczegółowe będą stanowiły odzwierciedlenie kierunków
i działań unijnych zmierzających do pełnej liberalizacji rynku energii elektrycznej.
P3. Zmiany zasad funkcjonowania rynku giełdowego w Polsce
(w kontekście wejścia „obliga giełdowego”)
Zgodnie z brzmieniem ustawy z 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne
oraz o zmianie niektórych innych ustaw [11] na wytwórców energii elektrycznej został
nałożony nowy obowiązek, który wchodzi w życie 6 miesięcy od dnia ogłoszenia ustawy tj.
9 sierpnia 2010 r. Wprowadzone w ustawie zmiany (których szerszy opis przedstawiono
str. 39 z 60
w punkcie 10 niniejszego rozdziału) sprawią, że każdy wytwórca energii elektrycznej
w Polsce, którego nie dotyczy zwolnienie ma obowiązek sprzedaży co najmniej 15 %3
wytworzonej energii elektrycznej za pośrednictwem towarowych giełd energii lub na rynku
regulowanym.
Należy zwrócić uwagę, że jedynym podmiotem kwalifikowanym spełniającym wymagania
ustawy i pozwalającym na realizację obowiązków nałożonych na wytwórców w ustawie,
w momencie opracowywania niniejszego raportu, jest TGE. Ze względu na fakt, że w chwili
obecnej nie funkcjonuje żaden podmiot prowadzący platformę internetową bezpośrednio
w oparciu o reguły rynku regulowanego w obszarze obrotu energią elektryczną, można się
spodziewać istotnej przebudowy strategii sprzedaży/zakupu energii elektrycznej przez
samych wytwórców tej energii, grupy skonsolidowane posiadające aktywa wytwórcze,
przedsiębiorstwa obrotu, jak i odbiorców końcowych.
Zgodnie z ustawą o giełdach towarowych [15] stronami transakcji giełdowej mogą być
członkowie giełdy lub zleceniodawcy, którzy zawarli umowę ze spółkami handlowymi
prowadzącymi działalność maklerską w zakresie obrotu energią elektryczną. Warunkiem
uzyskania statusu członka giełdy przez przedsiębiorstwo energetyczne lub przez
uprawnionego odbiorcę jest (art. 50b ust. 1 ustawy o giełdach towarowych [15])
zatrudnienie maklera giełd towarowych oraz zawarcie umowy o rozliczanie transakcji
z odpowiednim towarowym domem maklerskim albo uzyskanie zezwolenia Komisji na
prowadzenie rachunków lub rejestrów energii elektrycznej stanowiącej towar giełdowy.
Ustawa o giełdach towarowych [15] zawiera dodatkowe ograniczenie dla działalności
przedsiębiorstw energetycznych i uprawnionych odbiorców, jeżeli zawierają oni transakcje na
giełdzie towarowej bezpośrednio (tj. nie w ramach umowy o świadczenie usług brokerskich)
– mogą oni być wyłącznie stronami transakcji giełdowych zawieranych na własny rachunek.
Zgodnie z ustawą o giełdach towarowych transakcja giełdowa dokonana przez podmioty inne
niż określone w art. 9 ust. 3 tej ustawy lub z naruszeniem dodatkowych ograniczeń
wymienionych w art. 9 ustawy o giełdach towarowych jest nieważna.
Określony wachlarz klientów wraz z regulacjami ustanowionymi w ustawie powoduje, że
dostęp do rynku giełdowego będzie ograniczony dla odbiorców końcowych i przedsiębiorstw
obrotu energią elektryczną. Dodatkowe utrudnienia w zakresie dostępu odbiorców
końcowych do rynku giełdowego można zidentyfikować zarówno w wewnętrznych
regulacjach TGE, jak i w regulacjach ujętych w IRiESP. Istotnym elementem jest tutaj sposób
wykonania transakcji przez TGE dla klienta będącego odbiorcą końcowym i korzystającego
z usług Domu Maklerskiego - Jednostki Grafikowe Domu Maklerskiego nie funkcjonują.
Innym elementem mającym wpływ na możliwość uczestnictwa w TGE jest sposób
zabezpieczenia i rozliczenia pieniężnego kontraktów zawartych na TGE.
3
W przypadku wytwórców korzystających z programu pomocowego KDT ten udział może być większy, bo
obowiązek obejmuje 100% wytworzonej energii, przy czym zakres form sprzedaży jest szerszy.
str. 40 z 60
Uruchomienie Izby Rozliczeniowej Giełd Towarowych S.A. oraz wprowadzenie pod regulacje
Izby wszystkich rozliczeń prowadzonych przez TGE rynków znacznie skomplikuje proces
sprzedaży i zakupu energii na rynku giełdowym.
Wniosek
Zmiany ustawy - Prawo energetyczne w zakresie wprowadzenia publicznej sprzedaży energii
elektrycznej skomplikuje w znacznym stopniu dostęp do hurtowego rynku energii
elektrycznej przez odbiorców końcowych, co jest sprzeczne z celami nowelizacji ustawy.
Mając na uwadze literalne brzmienie zmian ustawy, rozwiązania wprowadzone w ustawie
mogą wyeliminować możliwość wykonania obowiązku przez wytwórców korzystających
z form obrotu dostarczanych przez TFS, GFI oraz POEE.
W wyniku wejścia w życie styczniowej nowelizacji ustawy niezbędna będzie przebudowa
strategii sprzedaży/zakupu energii elektrycznej przez samych wytwórców tej energii, grupy
skonsolidowane posiadające aktywa wytwórcze, przedsiębiorstwa obrotu jak i odbiorców
końcowych.
P4. Prace nad zagadnieniem zmian rozliczania różnicy bilansowej
W lutym 2009 roku w wyniku uzgodnień pomiędzy Urzędem Regulacji Energetyki oraz
Polskim Towarzystwem Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej powołany został Zespół ds.
bilansowania (początkowo nazywany Zespołem URE-PTPiREE), którego celem była analiza
możliwości zmiany mechanizmu pokrywania różnic bilansowych powstających w sieci
dystrybucyjnej, w celu ostatecznego zakończenia procesu unbundlingu (poprzez zdjęcie
z OSD kwestii związanych z zakupem energii) oraz uniknięcia kreowania przez Prezesa URE
cen na rynku energii poprzez zatwierdzanie ceny energii na pokrycie różnicy bilansowej.
W skład Zespołu weszli przedstawiciele URE i PTPiREE. Do uczestnictwa w niektórych
spotkaniach Zespołu zaproszono przedstawiciela TOE. Prace Zespołu wzbudziły
zainteresowanie w Ministerstwie Gospodarki, które skierowało do Zespołu swoich
obserwatorów. Do prac Zespołu został włączony również przedstawiciel PSE Operator S.A.
Od lutego 2009 roku do marca 2010 roku odbyło się kilka spotkań warsztatowych oraz
dokonano szeregu uzgodnień. W wyniku prowadzonych dyskusji przyjęto wykonanie analizy
możliwości, skutków i efektów wdrożenia systemu polegającego na pokrywaniu kosztów
zakupu energii elektrycznej na potrzeby różnic bilansowych (RB) przez przedsiębiorstwa
energetyczne zajmujące się sprzedażą energii elektrycznej (sprzedawców). System taki jest
wdrożony m.in. na rynku brytyjskim, portugalskim i hiszpańskim. Zespół dokonał analizy
rozwiązania wdrożonego przez OFGEM (Office Of Gas and Electricity Markets) w Wielkiej
Brytanii. Przyjęto robocze określenie rozwiązania jako „model angielski” (MA). Nazwa ta
str. 41 z 60
przyjęła się w potocznej komunikacji. Zdaniem Zespołu MA jest atrakcyjnym i skutecznym
narzędziem, które rozwiązuje wiele problemów regulacyjnych i unbundlingowych;
jednocześnie przenosząc część problemów kosztowych na sprzedawców energii elektrycznej,
MA daje możliwość skutecznego motywowania spółek dystrybucyjnych do podejmowania
działań ograniczających wysokość RB. Po przeprowadzonej analizie Zespół pod koniec marca
2010 zarekomendował (z wyjątkiem przedstawiciela TOE) kontynuowanie prac zmierzających
do wypracowania szczegółowych rozwiązań i implementacji MA do systemu rozliczeń na
rynku energii elektrycznej w Polsce. [23]
W związku z ww. pracami zmierzającymi do wdrożenia w Polsce MA, TOE w połowie marca
2010 roku przedstawiło i przekazało Prezesowi URE, Ministerstwu Gospodarki oraz PTPiREE
swoje stanowisko w tej sprawie [25]. W ocenie TOE funkcjonujące obecnie w Polsce
rozwiązanie rozliczania różnicy bilansowej nie wymaga zmian, a przed rozpoczęciem prac nad
wdrożeniem konkretnego rozwiązania (opartego np. o MA) należy dokonać przeglądu innych
niż MA rozwiązań rozliczania różnicy bilansowej stosowanych w Europie, wskazując
rozwiązanie optymalne dla polskiego rynku energii oraz określić skutki wprowadzonych zmian
dla wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej, w tym dla odbiorców końcowych.
Trudno jest bowiem wyrazić jednoznaczną opinię, czy MA sprawdzi się w polskich realiach
rynkowych. Zastrzeżenia TOE wynikają również z obawy, że celem nadrzędnym
proponowanych zmian nie musi być wybranie modelu optymalnego dla polskiego rynku
energii, ale przeniesienie ciężaru i ryzyka związanego z rozliczaniem różnic bilansowych
z OSD na spółki obrotu sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym.
W piśmie [25] TOE zwróciło się o weryfikację stanowiska PTPiREE dot. modelu angielskiego
i zaproponowało pilne rozpoczęcie oraz przeprowadzenie porównania funkcjonujących
w Europie rozwiązań rozliczeń różnic bilansowych, w tym strat energii elektrycznej.
Wniosek
Poddana w ramach Zespołu ds. bilansowania (początkowo nazywanego Zespołem UREPTPiREE) propozycja zmierzająca do zmiany modelu rozliczania różnic bilansowych oraz
wdrożenia tzw. modelu angielskiego (MA) mimo, że teoretycznie rozwiązuje częściowo
problemy regulacyjne i unbundlingowe, przenosi na spółki sprzedażowe problemy kosztowe
związane z rozliczaniem ww. różnic. Zdaniem TOE, w przypadku woli do wprowadzenia
modyfikacji w tym zakresie, przed rozpoczęciem prac nad wdrożeniem konkretnego
rozwiązania (opartego np. o MA), należy przeprowadzić szersze dyskusje i konsultacje, które
umożliwią:

dokonanie przeglądu innych niż MA rozwiązań rozliczania różnicy bilansowej
stosowanych w Europie, wskazując rozwiązanie optymalne dla polskiego rynku
energii;

określenie skutków wprowadzonych zmian dla wszystkich uczestników rynku energii
elektrycznej, w tym dla odbiorców końcowych.
str. 42 z 60
P5. Prace nad kodeksem dobrych praktyk oraz wzorcem umowy
kompleksowej
Pod koniec pierwszego kwartału 2010 roku URE zakończyło prace nad Dobrymi praktykami
sprzedawców energii elektrycznej
Dystrybucyjnych, zwanymi dalej
i paliw gazowych oraz Operatorów Systemów
Dobrymi praktykami W ramach tych prac,
współfinansowanych ze środków pomocowych (tzw. przejściowych) projektu Transition
Facility PL2006/018-180.02.04 - „Wdrażanie konkurencyjnego rynku energii”, od połowy
2009 roku opracowywano pierwszą wersję Dobrych praktyk [33] i przeprowadzono szerokie
konsultacje społeczne z uczestnikami rynku energii elektrycznej i gazu, w tym branżowymi
stowarzyszeniami i organizacjami, do grona których należało także TOE [31]. Efektem
konsultacji było zebranie kilkuset uwag oraz poprawek, które doprowadziły do modyfikacji
i powstania drugiej wersji Dobrych praktyk [20][21]. Urząd Regulacji Energetyki i wykonawca
projektu opracowali zalecenia dla przedsiębiorstw energetycznych, które powinny, zdaniem
Prezesa URE, stać się istotnym elementem w kształtowaniu relacji między przedsiębiorstwami
energetycznymi a odbiorcami. W pracach nad dokumentem Prezes URE uwzględnił także
potrzeby odbiorców końcowych energii, uwypuklając m.in. następujące obszary zagadnień:
przejrzystość umowy, jakość handlowej obsługi odbiorców, klarowną procedurę zmiany
sprzedawcy, informowanie odbiorcy o dostępnych sposobach racjonalizacji zużycia energii
elektrycznej, sposoby rozwiązywania reklamacji i sporów pomiędzy odbiorcą
a przedsiębiorstwem energetycznym, prawo do informacji o prawach konsumentów
dotyczących usługi powszechnej. Należy podkreślić, że wypracowane ze strony URE
propozycje są próbą pogodzenia często sprzecznych stanowisk uczestników rynku energii
elektrycznej. [21]
Zgodnie z założeniami Prezesa URE, po uzyskaniu uwag i komentarzy organizacji branżowych
Dobre praktyki zostaną zarekomendowane przez Prezesa URE do wykorzystania przez
przedsiębiorstwa energetyczne przy opracowywaniu własnych tzw. Kodeksów Dobrych
Praktyk. Zakłada się, że jednolity ich wzorzec w przypadku spółek obrotu może zostać
przygotowany w ramach prac TOE.
Wniosek
Zdaniem TOE Dobre praktyki URE mogą stanowić ważny krok w rozwoju rynku energii
elektrycznej w Polsce. Szerokie zainteresowanie towarzystw branżowych (w tym TOE)
udziałem w pracach i konsultacjach obu [24],[33] poddanych opiniowaniu wersji dokumentu,
a także przedstawione przez TOE w kwietniowej opinii do Dobrych praktyk [20] komentarze
i uwagi, świadczą jednak o konieczności dalszej pracy nad dokumentem oraz dyskusji nad
kolejnymi działaniami, nie tylko w gronie zespołu URE i wykonawcy projektu, ale także
przedstawicieli wszystkich zainteresowanych stron. W związku z powyższym TOE proponuje
str. 43 z 60
powołanie przy Prezesie URE zespołu roboczego z udziałem przedstawicieli odbiorców,
operatorów i sprzedawców, który (d)opracowałby w trybie pilnym dokument tak, aby był on
przydatny w ramach działalności przedsiębiorstw energetycznych, w tym spółek obrotu na
rynku energii elektrycznej w Polsce.
str. 44 z 60
3. KSZTAŁTOWANIE SIĘ CEN ENERGII ELEKTRYCZNEJ
3.1. Rynek dnia następnego
Rok 2009 przyniósł wyraźny spadek hurtowych cen energii elektrycznej w Polsce
w odniesieniu do rekordowego roku 2008. Średnia godzinowych cen notowanych na Rynku
Dnia Następnego TGE SA wyniosła w 2009 roku 169,12 PLN/MWh. Dla porównania, indeks
ten w roku 2008 wyniósł 194,73 PLN/MWh, średnioroczne ceny spadły zatem o 13%.
Jeszcze większe spadki obserwowaliśmy w godzinach szczytowych (od 7:00 do 22:00 w dni
robocze). Średni indeks TGE SA wyniósł tu 191,42 PLN/MWh, 21% mniej niż w 2008 roku
kiedy osiągnął poziom 242,89 PLN/MWh. Natomiast godziny pozaszczytowe pozostały na
prawie niezmienionym poziomie osiągając 149,87 PLN/MWh.
Pierwszy kwartał obecnego roku przyniósł średnią cenę zbliżoną do ubiegłorocznej. Produkt
dobowy w Q1 2010 kosztował 183,49 PLN/MWh (spadek rok do roku o 1,50%), godziny
szczytowe rynek wycenił na 200,06 PLN/MWh (spadek o 6,82% w porównaniu do Q1 2009),
zaś pozaszczytowe na 167,30 PLN/MWh (wzrost o 4,43%). W odniesieniu do Q1 2009 profil
cenowy uległ dalszemu „spłaszczeniu” – zmniejszyła się różnica cen między godzinami
szczytowymi i pozaszczytowymi.
Rynek Dnia Następnego TGE 2007-2010 (PLN/MWh)
280 PLN/MWh
2008 (7d MA)
2009 (7d MA)
2007 (7d MA)
2010 (7d MA)
260 PLN/MWh
240 PLN/MWh
220 PLN/MWh
200 PLN/MWh
180 PLN/MWh
160 PLN/MWh
140 PLN/MWh
120 PLN/MWh
100 PLN/MWh
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE
Rys. 3. Średnie ruchome 7-dniowe cen dobowych na Rynku Dnia Następnego TGE
(do 1 marca 2009 r. ceny bez akcyzy).
str. 45 z 60
Spadki cen na rynku hurtowym w roku 2009 były wynikiem spadku zapotrzebowania na
energię elektryczną w Polsce wywołanego spowolnieniem gospodarczym oraz zmianami
regulacyjnymi związanymi z obowiązkiem akcyzowym (wprowadzonymi 1 marca 2009 roku).
Krajowe zapotrzebowanie na moc (2008-Q1 2010, GWh)
15 000
14 500
2008
2009
2010
14 000
13 500
13 000
12 500
12 000
11 500
11 000
10 500
10 000
Jan
Feb
Mar
Apr
May
June
July
Aug
Sept
Oct
Nov
Dec
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PSE-Operator S.A.
Rys. 4. Całkowite miesięczne krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną (GWh).
Zapotrzebowanie na energię elektryczną spadało przez kolejne 12 miesięcy od listopada
2008 w reakcji na spadek produkcji przemysłowej w wyniku kryzysu gospodarczego.
Największy miesięczny spadek odnotowano w kwietniu 2009, gdy zapotrzebowanie zmalało
o ponad 10%. Lipiec i sierpień z temperaturami o 0,7˚C powyżej średniej wieloletniej
również przyniosły mniejsze o 3,6% zużycie. W skali roku 2009 krajowe zapotrzebowanie na
moc zmalało średnio o 3,5%. Od grudnia 2009 i w Q1 2010 obserwowaliśmy stały wzrost
zapotrzebowania (o 3,2% r/r) wywołany surowymi warunkami pogodowymi (średnia
temperatura 2˚C poniżej średniej wieloletniej) i poprawiającą się sytuacją gospodarczą.
Podkreślić należy, że całkowity wolumen zanotowany w roku 2009 na TGE oraz Platformie
Obrotu Energią Elektryczną (POEE) stanowił zaledwie 4,8% całkowitego rocznego
zapotrzebowania w Polsce. W tym kontekście trudno jest uznać jakikolwiek indeks cenowy na
TGE lub POEE za cenę referencyjną dla całego systemu. Podział wolumenu pomiędzy fixingi
powoduje dodatkowo zmniejszenie znaczenia referencyjnego cen notowanych na TGE
i POEE.
str. 46 z 60
Płynność rynków dnia następnego w roku 2009 (TWh)
140,00 TWh
1,42 TWh
120,00 TWh
1,37 TWh
100,00 TWh
4,36 TWh
80,00 TWh
60,00 TWh
POEE
40,00 TWh
PPX Fix1
PPX Fix2
20,00 TWh
0,00 TWh
Zapotrzebowanie netto
(TWh)
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PSE-Operator, TGE, POEE.
Rys. 5. Płynność rynków dnia następnego w stosunku do zapotrzebowania netto w roku
2009 (GWh).
3.2. Rynek terminowy
Rok 2009 był kolejnym, kiedy wolumeny obrotu na platformach obsługujących rynek dnia
następnego (TGE, POEE) pozostawały na mało reprezentatywnym poziomie (rys. 6),
a jednocześnie rynek terminowy w Polsce doświadczał gwałtownego przyrostu płynności.
Ceny kontraktów forward energii elektrycznej w Polsce były w pewnym stopniu powiązane
z sąsiednimi rynkami, jednak te zależności były zaburzane przez zachowanie kursu EUR/PLN.
Trend spadkowy, rozpoczęty w maju 2009 roku, powiązany z umacnianiem się polskiej
złotówki, przełożył się na mniej zauważalny spadek w cenach w EUR/MWh (rys. 7).
str. 47 z 60
Polska - wolumeny obrotu (rocznie, TWh)
TWh
35,00
PPX
POEE
Brokers (TFS+GFI+ICAP)
30,00
28,31
25,00
20,00
16,55
14,46
15,00
10,00
5,00
7,78
5,36
3,97
3,73
2,46
1,78
2,11
1,33
2,29
0,00
2007
2008
2009
Q1 2010
Źródło: Vattenfall Energy Trading Poland.
Rys. 6. Wolumeny obrotu na rynkach dnia następnego i forward (POEE, TGE) oraz rynku
forward (TFS+GFI, tylko kontrakty miesięczne, kwartalne i roczne) w okresie Q1’2007Q1’2010.
EUR/MWh
68
65
Cal11 profil bazowy: Polska i sąsiednie kraje (EUR/MWh)
Niemcy
Polska
Skandynawia
Czechy
63
60
58
55
53
50
48
45
43
40
38
35
33
30
28
styczeń 09
kwiecień 09
lipiec 09
październik 09
styczeń 10
kwiecień 10
Rys. 7. Ceny kontraktu forward na rok 2011 profil bazowy w Polsce i sąsiednich krajach
(EUR/MWh).
str. 48 z 60
Obserwując zmienność cen i wolumenów obrotu na przestrzeni od drugiego kwartału
ubiegłego roku do pierwszego kwartału obecnego roku, można powiedzieć, że przez znaczną
część tego okresu rynek polski „poruszał się” w niewielkich zakresach cenowych oraz
cechował się małą zmiennością i płynnością.
W kwietniu obroty na produktach standardowych BoY09 i Cal10 były, podobnie jak
w poprzednich miesiącach, niewielkie. Małe zainteresowanie ze strony sprzedawców
przełożyło się na tymczasowe umocnienie się kontraktu Cal10, który na początku maja
osiągnął poziom 206 PLN/MWh. Potwierdzone utrzymujące się wysokie spadki
zapotrzebowania KSE w kwietniu i maju oraz wzrastająca presja ze strony spadających cen
spotowych na rynku niemieckim (komercyjnie opłacalny import z Niemiec) spowodowały
pojawienie się w drugiej połowie maja większej ilości ofert sprzedaży ze strony wytwórców.
Wyniki przetargu Cal10 zorganizowanego przez jednego z kluczowych graczy na rynku 7-ego
czerwca umocniły trend spadkowy kontraktu, który mimo wszystko utrzymywał 20 PLN/MWh
contango4 w stosunku do czwartego kwartału 2009. W kolejnych miesiącach, poza
niekorzystnymi danymi o sytuacji makroekonomicznej, pojawiały się dodatkowe sygnały
spadkowe w postaci nieoficjalnych informacji o niskich cenach taryfowych akceptowanych
przez Prezesa URE (listopad) oraz w niewielkim stopniu zmienionych (rok do roku) cenach
węgla kamiennego kontraktowanego przez największe spółki wydobywcze w Polsce
(październik). Do końca 2009 roku, pomimo wzrastających cen spot i niewielkiej rezerwy
mocy wytwórczych w październiku, spółki wytwórcze nie były w stanie doprowadzić do
znacznego wzrostu cen kontraktów na rok kalendarzowy 2010.
Otwarcie roku 2010 pokazało, że rynek pozostawił relatywnie większą część pozycji otwartą
(znaczny wzrost obrotów na rynkach spotowych, zarówno POEE jak i TGE), a jednocześnie
zapotrzebowanie w KSE zaczęło wzrastać - nawet korygując o ekstremalne warunki
pogodowe. Wysokie poziomy cen na rynku spot nie przełożyły się jednak w pierwszym
kwartale 2010 na wzrost kwotowań forward roku 2011, który przejął trend spadkowy po
swoim poprzedniku. Jednocześnie należy zauważyć, że płynność na rynku stale się poprawia,
umożliwiając bardziej aktywne zarządzanie pozycją (rys 8).
4
contango - termin używany na rynkach finansowych dla określenia wznoszącej się krzywej forward, tj. w przypadku, kiedy
kwotowania towaru dalej w przyszłości są wyższe niż kwotowania w bliższej przyszłości. Jednocześnie contango określa
ilościowo różnicę w cenach pomiędzy dwoma wybranymi okresami. Przeciwieństwem contango jest backwardation.
str. 49 z 60
Rynek forward - dzienna płynność na produktach bazowych (MW, 20-dniowa średnia ruchoma)
30,00 MW
Month Ahead
1 Quarter Ahead
1 Year Ahead
27,50 MW
25,00 MW
22,50 MW
20,00 MW
17,50 MW
15,00 MW
12,50 MW
10,00 MW
7,50 MW
5,00 MW
2,50 MW
0,00 MW
03 08
2009
17 08
2009
31 08
2009
14 09
2009
28 09
2009
12 10
2009
26 10
2009
09 11
2009
23 11
2009
07 12
2009
21 12
2009
04 01
2010
18 01
2010
01 02
2010
15 02
2010
01 03
2010
15 03
2010
29 03
2010
12 04
2010
Rys. 8. Płynność rynku forward energii elektrycznej w Polsce – średni dobowy wolumen
transakcji dla kontynuowanych kontraktów następnego miesiąca, kwartału i roku (MW/doba).
str. 50 z 60
4. STAN RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE - PODSUMOWANIE
1. Następstwem przyjętych w 2009 roku przez Parlament Europejski i Radę dyrektyw
2009/72/WE [1] oraz 2009/28/WE [4] będzie ich wdrożenie do polskiego systemu prawnego.
Mając na uwadze określone w dyrektywach terminy oraz zakresy przedmiotowe
i podmiotowe wdrożenia konkretnych rozwiązań i obowiązków, zwracamy uwagę na
konieczność podjęcia szybkich działań przygotowawczych (m.in. poprzez opracowanie
odpowiednich projektów ustaw i rozporządzeń), przeprowadzenia szerokich konsultacji
proponowanych rozwiązań (w tym zmian prawnych) z uczestnikami rynku energii oraz
przyjęcia odpowiednich aktów prawnych, w sposób umożliwiający terminowe wdrożenia tych
dyrektyw. Kluczowe będzie także podjęcie odpowiednich działań dostosowawczych ze strony
uczestników rynku energii w Polsce.
2. Styczniowa nowelizacja Prawa energetycznego swoim zakresem obejmuje liczne zmiany
odnoszące się praktycznie do wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej w Polsce.
Uznając za pozytywne kolejne próby adaptacji przepisów ustawy do zmieniającego się
otoczenia i praktyki rynkowej, należy jednakże zwrócić uwagę na stale obecny element
odstępstw od pierwotnych założeń, pojawiający się w kolejnych krokach legislacyjnych.
Jaskrawym przykładem są zapisy w zakresie tzw. „obliga giełdowego” (art. 49a)
i uwarunkowań dotyczących umów sprzedaży energii (art. 4j), które (w przyjętym brzmieniu)
mogą mieć zdecydowanie negatywny wpływ na uczestników rynku. Skądinąd słuszne cele po
raz kolejny zostały wyartykułowane w sposób budzący wątpliwości natury prawnej.
Nowelizacja mająca być czytelnym zbiorem przepisów dla uczestników rynku energii staje się
dyskusyjna, wątpliwa i niejednoznaczna, szczególnie przy braku równoległych konsultacji
rozporządzeń wykonawczych. TOE dostrzega również konieczność bieżącego monitorowania
praktycznej strony zmian (po pełnym wejściu w życie nowelizacji) oraz jak najszerszej
dyskusji poprzedzającej wejście w życie rozporządzeń wykonawczych.
3. Utrzymanie w analizowanym okresie obowiązku zatwierdzania taryf sprzedaży energii
elektrycznej dla gospodarstw domowych jest sprzeczne z celem liberalizacji rynku energii
elektrycznej. Negatywnie oceniamy tę kwestię również ze względu na fakt niespójności
takiego zachowania m.in. z wytycznymi unijnych dyrektyw i rozporządzeń, co może Polskę
narazić na poważne reperkusje za niewłaściwą transpozycję unijnych przepisów. Warto
zaznaczyć, iż dalsze utrzymywanie takiego stanu rzeczy nie tylko wpływa negatywnie na
rozwój konkurencyjności polskiego rynku energii, ale również może pośrednio wpłynąć na
wzrost cen usług i towarów konsumpcyjnych. W związku z powyższym TOE ponownie
apeluje o rewizję tego zagadnienia w najbliższym roku oraz jak najszybsze pełne uwolnienie
rynku energii elektrycznej w Polsce.
4. Z założenia dobry, oparty na systemie certyfikatów mechanizm wsparcia źródeł
odnawialnych i kogeneracji w praktyce wymaga pogłębionej analizy oraz znacznej
str. 51 z 60
przebudowy. Mechanizm powinien być ukierunkowany głównie na rozwój nowych źródeł,
okres wsparcia powinien być dostosowany do realiów pracy źródeł, a poziom opłat
zastępczych dostosowany do aktualnego poziomu cen energii elektrycznej na rynku
hurtowym. W przypadku kogeneracji system wsparcia powinien uwzględniać nowe zasady
kształtowania cen ciepła. Ponadto należy zdecydowanie zwiększyć efektywność
wykorzystania środków z opłat zastępczych gromadzonych przez NFOŚiGW.
5. Pozytywne, zdaniem TOE, zmiany na rynku energii elektrycznej w Polsce w 2009 i na
początku 2010 roku są następujące:

wprowadzone przez Operatora Systemu Przesyłowego zmiany na rynku bilansującym
(w tym zmiana mechanizmu kształtowania cen oraz umożliwienie zawierania
transakcji na Rynku Dnia Bieżącego);

rosnąca liczba odbiorców będących przedsiębiorcami, którzy skorzystali z zasady TPA
- w grupie taryfowej A, B oraz C wzrost z 85 odbiorców na koniec 2008 roku do 1599
odbiorców na koniec 2009;

opracowanie i rekomendowanie swoim członkom przez PTPiREE i TOE standardowego
wzorca GUD, pozytywnie ocenionego przez Prezesa URE.
W ocenie autorów Raportu TOE 2010 zmiany te powinny także pozytywnie wpłynąć na
modyfikację negatywnej oceny Komisji Europejskiej dotyczącej konkurencyjności polskiego
rynku energii elektrycznej
6. Zaprezentowany 15 marca 2010 r. przez UOKiK raport [22] wzbudził w TOE liczne
kontrowersje. W Raporcie tym UOKiK m.in. uzasadnia potrzebę kontynuacji zatwierdzania
przez Prezesa URE cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych (tzw. cen
detalicznych) z czym TOE się nie zgadza. Ponadto część zawartych w Raporcie UOKiK tez
jest problematycznych w świetle zasad funkcjonowania rynku energii elektrycznej.
W przyszłości dokument o takim znaczeniu powinien opierać się na bardziej pogłębionej
analizie tematu, z uwzględnieniem specyfiki energii elektrycznej jako towaru. Dodatkowo
należy zauważyć, że w Raporcie pojawia się kilka błędnych informacji, które należałoby w jak
najkrótszym czasie skorygować, aby nie wprowadzać w błąd potencjalnego czytelnika.
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 nadal nie uległa zmianie. Ten długotrwały zastój jest dalece niepokojący, biorąc pod
uwagę rolę, jaką wymiana międzysystemowa powinna odgrywać w zapewnieniu stabilności
pracy systemu elektroenergetycznego w najbliższych latach.
str. 52 z 60
5. PROPOZYCJE DZIAŁAŃ KRÓTKO- I DŁUGOTERMINOWYCH
Działania krótkoterminowe (DK)
1.DK. Zarówno wprowadzone zmiany ustawy – Prawo energetyczne, jak i rozpoczęte prace
dotyczące zmian architektury rynku energii elektrycznej w Polsce powinny m.in.
zmierzać do wykreowania sygnałów dla uruchomienia nowych inwestycji
przy zachowaniu konkurencyjnego charakteru poszczególnych obszarów rynku.
2.DK. 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).
3.DK. W zakresie działań krótkoterminowych widzimy konieczność jak najszybszej
nowelizacji ustawy - Prawo energetyczne, obejmującej jednoznaczne
rozszerzenie możliwości realizacji obowiązku publicznego handlu energią elektryczną,
nie tylko przy wykorzystaniu giełd towarowych, ale także internetowych platform
handlowych (poprzez dodanie przecinka w art. 49a, ust. 2 w zapisie „na internetowej
platformie handlowej , na rynku regulowanym”). W kontekście realizacji „obliga
giełdowego” proponujemy także kontynuację działań zmierzających do wykreowania
animatorów rynku na parkiecie giełdowym.
4.DK. Pozytywnie oceniając rozpoczęte w pierwszym kwartale 2010 prace przygotowawcze
zmierzające do opracowania założeń do nowej ustawy – Prawo energetyczne,
widzimy konieczność: przyspieszenia prac nad nową ustawą, uwzględnienia w niej
wszystkich nowych dyrektyw unijnych, a także „poprawienia” wszystkich zapisów, co
do których są obecnie spory/wątpliwości i które, naszym zdaniem, nie sprzyjają
rozwojowi rynku energii elektrycznej w Polsce.
5.DK. W celu skutecznej implementacji prawidłowej architektury rynku energii elektrycznej
konieczna jest kontynuacja opracowywania standardów umów, które
powinny funkcjonować w relacji odbiorca końcowy (w grupie G oraz C), operator
systemu dystrybucyjnego, sprzedawca, podmiot odpowiedzialny za bilansowanie
i ewentualnie inne podmioty oraz precyzyjne określenie zasad i procedur ich zmiany.
6.DK. W obszarze promowania OZE i kogeneracji należy przeprowadzić pogłębioną
analizę systemu promowania OZE i kogeneracji. 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. Rozwiązaniem problemu wypełnienia przez
Polskę celu 15% udziału OZE w końcowym zużyciu energii w 2020 roku oraz poziomu
str. 53 z 60
cen świadectw pochodzenia OZE i wysokich obciążeń odbiorców końcowych energii
elektrycznej mogłoby być wprowadzenie do obrotu świadectw pochodzenia ciepła
„zielonego”.
7.DK. W obszarze wymiany międzysystemowej do proponowanych działań
w krótkoterminowym horyzoncie czasowym TOE zalicza następujące elementy:
o rozwiązanie problemów natury organizacyjnej i formalno-prawnej w celu jak
najszybszego objęcia systemem aukcyjnym połączenia kablowego ze Szwecją;
o monitorowania procesu określania dostępnych mocy transgranicznych przez
Prezesa URE;
o monitorowanie prac nad wprowadzeniem metody flow-based, jako metody
określania dostępnych mocy transgranicznych;5
o ocena możliwości i monitorowanie efektów wprowadzenia metody marketcoupling , jako metody udostępniania mocy transgranicznych.
Działania długoterminowe (DD)
Towarzystwo Obrotu Energią, uwzględniając szerokie dyskusje wewnętrzne i zewnętrzne
(w tym z innymi uczestnikami rynku energii elektrycznej) proponuje, aby działania
długoterminowe objęły dwa główne obszary :
1.DD. Wdrożenie nowej architektury rynku energii elektrycznej adekwatnie do
koncepcji zaproponowanej w przyjętej przez Radę Ministrów Polityce energetycznej
państwa do 2030 roku.
2.DD. Rozbudowa mocy transgranicznych na wszystkich kierunkach geograficznych.
5
O ile nie jest wykluczone, że metoda flow-based mogłaby zapewnić efektywniejsze działanie
systemu wymiany międzysystemowej, to sposób wprowadzania nowej metody oraz liczne głosy
sprzeciwu wśród uczestników rynku skłaniają ku tezie, że ewentualne zmiany należy poprzedzić
dodatkowymi testami i badaniami.
str. 54 z 60
6. ZASTOSOWANE SKRÓTY I OZNACZENIA
BPKD
- Bieżący Plan Koordynacyjny Dobowy
CRO
- Cena Rozliczeniowa Odchylenia
CROs
- Cena Rozliczeniowa Odchylenia sprzedaży
CROz
- Cena Rozliczeniowa Odchylenia zakupu
GUD
- generalne umowy dystrybucyjne
IRiESD
- Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej
IRiESP
- Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej
KE
- Komisja Europejska
KDT
- kontrakty długoterminowe
KSE
- Krajowy System Elektroenergetyczny
MiFID
- Markets in Financial Instruments Directive (Dyrektywa w sprawie rynków
instrumentów finansowych)
NFOŚiGW - Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej
OSD
- Operator Systemu Dystrybucyjnego
OSP
- Operator System Przesyłowego – PSE Operator SA
OZE
- odnawialne źródła energii
poDeeK
- indeks cenowy będący średnią ważoną ceną kontraktów zawartych na daną
godzinę dostawy; jeśli na daną godzinę dostawy nie zawarto kontraktów poDeeK
przyjmuje wartość z poprzedniego dnia dostawy dla tej samej godziny doby
Polityka
- Polityka energetyczna Polski do 2030 roku
PTPiREE - Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej
Raport
- Raport UOKiK: Kierunki rozwoju konkurencji i ochrony konsumentów w polskim
sektorze energetycznym
RB
- Rynek Bilansujący / różnica bilansowa
RDB
- Rynek Dnia Bieżącego
RDN
- Rynek Dnia Następnego
Taryfa G - zbiór cen i taryf dla energii elektrycznej dla grupy gospodarstw domowych
TGE
- Towarowa Giełda Energii SA
str. 55 z 60
TOE
- Towarzystwo Obrotu Energią
TPA
- Third Party Access - zasada dostępu stron trzecich do sieci
UOKiK
- Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów
URE
- Urząd Regulacji Energetyki
str. 56 z 60
7. MATERIAŁY ŹRÓDŁOWE
[1]
Dyrektywa 2009/72/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca
wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE
[2]
Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 713/2009 z dnia 13 lipca 2009 r.
ustanawiające Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki
[3]
Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r.
w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii
elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003
[4]
Dyrektywa 2009/28/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia z dnia 23 kwietnia 2009 r.
w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie
uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE
[5]
Dyrektywa 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r.
dotycząca działań na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej
i inwestycji infrastrukturalnych
[6]
Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie
efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych oraz uchylająca
dyrektywę Rady 93/76/EWG
[7]
Dyrektywa 2004/39/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 21 kwietnia 2004 r. w sprawie
rynków instrumentów finansowych zmieniająca dyrektywę Rady 85/611/EWG i 93/6/EWG
i dyrektywę 2000/12/WE Parlamentu Europejskiego i Rady oraz uchylająca dyrektywę Rady
93/22/EWG
[8]
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
[9]
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
[10] Traktat o Unii Europejskiej z dnia 7 lutego 1992 roku (Dz.Urz.UE.C 1992 Nr 191, str. 1)
[11] Ustawa z dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz o zmianie
niektórych innych ustaw (Dz. U. Nr 21, Poz. 104)
[12] Ustawa z dnia 6 grudnia 2008 r. o podatku akcyzowym (Dz. U. z 2009 r. Nr 3, poz. 11, z późn.
zm.)
[13] Ustawa z dnia 4 września 2008 r. o zmianie ustawy o obrocie instrumentami finansowymi oraz
niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2009 Nr 165, poz. 1316)
[14] Ustawa z dnia 29 lipca 2005 r. o obrocie instrumentami finansowymi (Dz. U. Nr 183, poz. 1538
z późn. zm.)
[15] Ustawa z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych (Dz. U. z 2005 r. Nr 121, poz.
1019, z późn. zm.).
[16] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89 z późn.
zmianami)
str. 57 z 60
[17] Rządowy projekt ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw.
Druk Sejmowy nr 2966, Warszawa, 8 kwietnia 2010 r.
[18] Projekt ustawy o efektywności energetycznej - wersja nr 12 z 8 kwietnia 2010 r., przekazana
w dniu 12 kwietnia 2010 r. pod obrady stałego Komitetu Rady Ministrów
[19] Komunikat Prezesa URE: Prezes URE apeluje do operatorów i sprzedawców energii elektrycznej
o stosowanie wzorca generalnej umowy dystrybucyjnej (GUD), Warszawa, 8 kwietnia 2010 r.,
www.ure.gov.pl
[20] Uwagi TOE do dokumentu „Dobre Praktyki sprzedawców energii elektrycznej i Operatorów
Systemów Dystrybucyjnych” (w wersji z dnia 12 marca 2010 r.), TOE, Warszawa, 8 kwietnia
2010 r.
[21] Komunikat Prezesa URE: Opracowane w URE Dobre praktyki przedsiębiorstw energetycznych
wsparciem dla wszystkich uczestników rynku energetycznego, www.ureg.gov.pl, Warszawa,
7 kwietnia 2010 r.
[22] Kierunki rozwoju konkurencji i ochrony konsumentów w polskim sektorze energetycznym,
Raport UOKiK, Warszawa, 15 marca 2010 r.
[23] Założenia wstępne wdrożenie systemu pokrywania różnic bilansowych powstających w obszarze
sieci dystrybucyjnych przez zakup energii dokonywany przez spółki sprzedażowe. Notatka ze
spotkań Zespołu ds. bilansowania. Warszawa 22 marca 2010 r.
[24] Dobre Praktyki sprzedawców energii elektrycznej i Operatorów Systemów Dystrybucyjnych,
URE, Warszawa,12 marca 2010 r.
[25] Pismo TOE do PTPiREE dot. prac nad tzw. modelem angielskim rozliczania różnicy bilansowej,
TOE, Warszawa, 11 marca 2010 r.
[26] Sprawozdanie z działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w 2009 r. Warszawa, marzec
2010
[27] Prognoza będąca realizacją zobowiązania wynikającego z art. 4 ust. 3 dyrektywy parlamentu
europejskiego i rady 2009/28/we z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania
energii ze źródeł odnawialnych zmieniającej i w następstwie uchylającej dyrektywy 2001/77/WE
oraz 2003/30/WE. Minister Gospodarki, Warszawa, styczeń 2010
[28] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Bilansowanie systemu i zarządzanie
ograniczeniami systemowymi. PSE Operator SA, Konstancin – Jeziorna, 2010 (tekst jednolity
obowiązujący od dnia: 1 stycznia 2010 r.)
[29] Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Dokument przyjęty przez Radę Ministrów
10 listopada 2009 r.
[30] Uwagi TOE do projektu ustawy o efektywności energetycznej (projekt z dnia 16 lipca 2009 r.
oznaczony jako wersja nr 09), TOE, Warszawa, 22 lipca 2009 r.
[31] Uwagi TOE do „Kodeksu Dobrych Praktyk sprzedawców energii elektrycznej i gazu oraz
operatorów systemów dystrybucyjnych” (do projekt z 25 czerwca 2009 r.), TOE, Warszawa,
18 lipca 2009 r.
[32] Komunikat Komisji Europejskiej IP/09/1035 dot. działań Komisji na rzecz skutecznego
i konkurencyjnego rynku energii w całej Europie, Bruksela, dnia 25 czerwca 2009 r.
[33] Kodeks Dobrych Praktyk sprzedawców energii elektrycznej i gazu oraz operatorów systemów
dystrybucyjnych (projekt), URE, Warszawa, 25 czerwca 2009 r.
str. 58 z 60
[34] RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE - stan na 31 marca 2009 r.
Warszawa, 30 kwietnia 2009 r.
Raport TOE.
[35] Praca zbiorowa: Wpływ implementacji dyrektywy MiFID na obrót towarami giełdowymi
i towarowymi instrumentami pochodnymi, Norton Rose Piotr Strawa i Wspólnicy sp. k. (praca
niepublikowana, wykonana na zlecenia TOE), Warszawa, 16 stycznia 2009 r.
[36] Nowak B.: „Wewnętrzny rynek energii w Unii Europejskiej” C.H.Beck, Warszawa, 2009
[37] Statystyka elektroenergetyki polskiej. ARE SA, 2009
[38] Dane dostarczone przez spółki obrotu - członków wspierających TOE, 2009
str. 59 z 60
8. ZESPÓŁ AUTORSKI
Skład osobowy Zespołu TOE ds. opracowania raportu na temat rynku energii elektrycznej
w Polsce
1. kol. Katarzyna Rozenfeld, Vattenfall Energy Trading Sp. z o.o. - przewodnicząca
2. kol. Robert Bański, PGE Electra S.A.
3. kol. Janusz Bil, Vattenfall Poland Sp. z o.o.
4. kol. Anna Gabrysiak, ENEA S.A.
5. kol. Piotr Gniewkowski, ENERGA - Obrót S.A.
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 S.A.
10. kol. Witold Obniski, RWE Polska S.A.
11. kol. Zbigniew Olszewski, EGL Polska Sp. z o.o.
12. kol. Joanna Pułtorak, Tauron Polska Energia S.A.
13. kol. Krzysztof Żukowski, KI Energy Polska S.A.
str. 60 z 60

rynek energii elektrycznej w polsce

Transkrypt

Podobne dokumenty

Formularz zgłoszeniowy seminarium "Standard umowy EFET

nr 33/2008 - Towarzystwo Obrotu Energią

Wybieraj mądrze. Sprawdź, kto sprzedaje Ci energię

Notatka z przebiegu wysłuchania publicznego w sprawie projektu

PROGRAM - 20.10.2005 (czwartek) – DZIEŃ I PROGRAM

bataleon camel toe

Projektowanie zabezpieczeń informatycznych na przykładzie

burton rampant (camo toe)

Ile kosztuje