Rola Rynku Bilansującego w kształtowaniu

Dr inż. Paweł Bućko
Katedra Elektroenergetyki
Politechnika Gdańska
Rola Rynku Bilansującego w kształtowaniu
konkurencyjnych rynków energii w Polsce
Prace nad tworzeniem konkurencyjnych rynków energii
elektrycznej w Polsce trwają od kilku lat. Proponowane są
różne modele organizacyjne tych rynków i odbywa się
ewolucja zasad ich funkcjonowania. Mimo dość wielu doświadczeń trudno mówić o w pełni efektywnym wprowadzeniu zasad konkurencji.
Powszechnie postrzeganym, podstawowym problemem ograniczającym możliwość rozwoju rynków konkurencyjnych jest istnienie kontraktów długoterminowych,
obejmujących znaczącą większość hurtowego obrotu
energią elektryczną. Wolumen obrotów na pozostałych
rynkach jest ciągle zbyt mały dla ich stabilnego funkcjonowania. Zwiększenie wolumenu obrotów energią, uwarunkowane uwolnieniem zobowiązań z kontraktów długoterminowych jest jednak tylko jednym z warunków
sprawnego działania zasad konkurencji - równie istotna
jest właściwa struktura rynków i wzajemnych powiązań
miedzy nimi.
Jednym z zasadniczych zadań operatora w systemie
elektroenergetycznym jest zapewnienie bezpieczeństwa
i ciągłości dostaw energii [1]. W systemach, gdzie liberalizuje się handel energią, zapewnienie bezpieczeństwa oznacza także konieczność zabezpieczenia pewności realizacji
kontraktów. Osiągniecie tego celu wymaga qd operatora
stworzenia narzędzia do bilansowania zapotrzebowania
w systemie i możliwości do przejmowania zobowiązań stron,
które nie wywiązują się z wcześniej zawartych kontraktów.
W KSE powołano Rynek Bilansujący (RB) w celu umożliwienia operatorowi kontraktowania gotowości przejmowania zobowiązań podmiotów zawierających umowy na innych segmentach rynku.
Z założenia RB nie powinien konkurować z innymi segmentami rynku, a być jedynie ich uzupełnieniem i narzędziem w ręku operatora.
W praktyce obserwuje się wyraźne związki między wielkością ofert zawieranych na RB oraz za pośrednictwem
Giełdy Energii (GE} na Rynku Dnia Następnego. Sugeruje
to, że między tymi dwoma segmentami rynku dochodzi
do pewnej konkurencji. Uczestnicy rynku mogący wybierać między RB a GE lokują swoje oferty alternatywnie.
Wobec niskiego wolumenu obrotu na GE problem przenoszenia ofert na RB pogłębia problemy związane z tworzeniem konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Pol-
Upiec 2003
Rola Rynku Bilansującego
Wdrożenie mechanizmów rynkowych handlu energią
elektryczną napotyka zasadnicze utrudnienie wynikające
z cechy energii elektrycznej, którą jest trudność w jej magazynowaniu jako towaru na dużą skalę. Cechą systemu
elektroenergetycznego jest, jak wiadomo, konieczność równoważenia popytu i podaży w sposób ciągły.
W elektroenergetykach pionowo zintegrowanych wymaganie to było traktowane jako kryterium techniczne, konieczne do spełnienia, by zapewnić bezpieczną pracę systemu. W warunkach monopolu operator starał się pozyskiwać możliwości elastycznego sterowania produkcją jednostek wytwórczych, kierując się najczęściej pozaekonomicznymi kryteriami technicznymi lub na podstawie okresowej
optymalizacji kosztów pozyskania tych możliwości i wpływu sposobu sterowania na ogólny poziom kosztów wytwarzania w systemie. W takim systemie trudno było doszukać się bodźców do obniżania kosztów - dominowały
kryteria pozaekonomiczne.
Podział sektora i wprowadzenie konkurencji wśród wytwórców ujawniło przeciwstawność rynkowych celów.
Z jednej strony znaleźli się konkurujący między sobą wytwórcy (dla których zasadniczym celem jest wywiązanie
się z zawartych kontraktów i maksymalizacja udziału w
rynku), a z drugiej operator systemu (dążący do zapewnienia możliwości realizacji kontraktów i bezpieczeństwa systemu w warunkach chwilowych zmian w bilansie mocy
i z uwzględnieniem istniejących ograniczeń systemowych).
Pojawił się więc problem, w jaki sposób traktować
moc i energię potrzebną do zbilansowania różnicy pomiędzy energią zakontraktowaną przez odbiorców, na
podstawie której wyznaczono plany produkcyjne a rzeczywistą realizacją procesu wymuszoną przez zmienność chwilowego zapotrzebowania. Tę dodatkową energię wynikającą ze zwiększenia produkcji bądź jej ograniczenia przez wybrane jednostki określa się najczęściej
jako energię bilansującą, ze względu na jej rolę i znaczenie w systemie. Zapotrzebowanie na energię bilansującą
zależy nie tylko od różnicy między zakontraktowanym
zapotrzebowaniem a jego realizacją, ale może również
wynikać z istniejących ograniczeń w systemie wytwórczym i sieci przesyłowej, powodujących konieczność wymuszonej produkcji wybranych jednostek ze względu
na ich lokalizację sieciowa.
www. elektroenergety ka.pl
strona 475
Przed operatorem systemu stanęły więc nowe problemy i konieczność znalezienia odpowiedzi na pytania:
• w jaki sposób pozyskać możliwości bilansowania u nie
zależnych i konkurujących wytwórców?
• jakie mechanizmy rynkowe należy skonstruować, by proces bilansowania nie powodował nadmiernych kosztów
i zbędnych przepływów finansowych oraz ograniczał
ryzyko zachowań spekulacyjnych uczestników?
• jak ograniczyć możliwości powstawania nadmiernych
kosztów wynikających z ograniczeń systemowych?
• jak alokować możliwe zyski lub straty wynikające z procesu bilansowania?
W warunkach demonopolizacji sektora właściwie jedynym trafnym rozwiązaniem jest powołanie specjalnego, wydzielonego segmentu rynku, na którym potencjalni
uczestnicy konkurowaliby o dostawę energii bilansującej.
Ze względu na specyfikę, procesu bilansowania (jego
„chwilowy" charakter) rozważany rynek ofertowy powinien obejmować możliwie krótkie odcinki czasu (najczęściej przyjmuje się okresy godzinne), aczkolwiek uproszczone rozliczanie działań bilansujących możliwe jest także w dłuższych odcinkach czasu (np. w skali miesiąca lub
tygodnia). RB powinien działać na podstawie wyboru ofert
techniczno-cenowych uczestników. Podstawowym kryterium powinno być minimalizowanie cen zakupu działań
bilansujących (przy uwzględnieniu istniejących ograniczeń
technicznych).
Ten nowy segment rynku powinien być przede wszystkim instrumentem koniecznym dla operatora energii do
wypełnienia jego roli, natomiast w maksymalnie ograniczonym stopniu powinien wpływać na rozwiązania i warunki
do konkurencji na innych rynkach energii elektrycznej. Powinien być to zasadniczo rynek uzupełniający, pomocniczy, w ograniczony sposób wpływający na poziom cen
w kontraktach na dostawę energii elektrycznej. Należy więc
budować go na podstawie takich median i/mów, które nie
spowodują znaczącego odpływu uczestników z innych segmentów rynku i ich przejścia na RB.
Jeżeli chodzi o wielkość obrotów, to RB powinien pozostać rynkiem marginalnym, obejmującym co najwyżej kilka
procent całkowitego obrotu. W przypadku nadmiernego
wyeksponowania tego fragmentu rynku, jako instrumentu
handlowego, można się obawiać nadmiernych dobowych
fluktuacji cen energii elektrycznej, wynikających z samego
charakteru procesu bilansowania.
Jako rynkowo skonstruowany mechanizm bilansowania i narzędzie w rękach operatora, RB charakteryzuje się
dodatkową cechą: pozycja operatora systemu na tym rynku jest wyróżniona. Mechanizmy obowiązujące na tym rynku powinny w maksymalny sposób ograniczać możliwości
nadużywania przez operatora pozycji monopolistycznej,
a także powstawania u niego znaczących zysków lub strat
wynikających z zaproponowanych mechanizmów wyboru
ofert i prowadzenia procesu bilansowania. Ważne jest przyjęcie jasnych zasad alokacji ewentualnych strat i zysków
z procesu bilansowania. Problem jest szczególnie istotny,
jeżeli straty wynikają z konieczności uwzględniania ograniczeń sieciowych.
strona
476
Rynek Bilansujący w Polsce
Początki Rynku Bilansującego w Polsce, to próba wprowadzenia uproszczonych zasad bilansowania, na podstawie rozliczeń dokonywanych w cyklu miesięcznym.
Miesięczny Rynek Bilansowy działał do września 2001 r.,
a zasady jego funkcjonowania były kilkakrotnie zmieniane. Podstawą rozliczeń na tym Rynku były odchyłki w produkcji lub poborze energii elektrycznej w stosunku do tzw.
Planu Koordynacyjnego Miesięcznego (tworzonego przez
operatora na podstawie zgłoszonych na dany miesiąc
umów zakupu i sprzedaży energii elektrycznej). Zaproponowane mechanizmy funkcjonowania rynku wywoływały
umiarkowane przepływy finansowe w sektorze, ale były
powszechnie krytykowane jako niedostatecznie rynkowe,
powodujące tylko ograniczone wykorzystanie najniższych
ofert cenowych.
Początkowo zaproponowana proporcjonalna redukcja
ofert po stronie zakupu i sprzedaży bardzo ograniczała
możliwość wykorzystania mechanizmów konkurencji.
Ewolucja tego systemu w stronę wyboru najbardziej korzystnych ofert bilansujących została sprowadzona do
bilansowania energii po wykorzystaniu całej energii zgłoszonej do Planu Koordynacyjnego. Taki uproszczony system nie zadowalał zarówno odbiorców jak i wytwórców
(szczególnie tych, którzy dostrzegali możliwość osiągnięcia dodatkowych korzyści z uelastycznienia własnej produkcji).
Podstawowe wady systemu wynikały ze zbytniego
rozdźwięku pomiędzy przyjętym okresem rozliczeniowym
a fizyczną realizacją procesu bilansowania.
Przyczyn wprowadzenia takiego, uproszczonego systemu można się doszukiwać w:
• obawach o skuteczność mechanizmów rynkowych w
procesie bilansowania oraz związanych z efektywnością
systemu rozliczeń,
• niedostosowaniu aparatury pomiarowej i infrastruktury
teleinformatycznej do wprowadzenia rozliczeń w krótszych odcinkach czasu,
• obowiązku taryfowania (ograniczającego swobodę
uczestników rynku) dla producentów energii i
podmiotów
posiadających koncesje na obrót energią.
We wprowadzeniu Rynku Bilansowego Miesięcznego
można doszukiwać się także sukcesu: zgromadzono doświadczenia z funkcjonowania takiego rynku (co pozwoliło lepiej ocenić skalę problemów, jakie mogą wiązać się
z wprowadzeniem rozliczeń godzinowych} oraz wykazanie
(przynajmniej w ograniczonym stopniu) możliwości zastosowania mechanizmów rynkowych w procesie bilansowania. Niemniej oczywistym było, że system rozliczeń miesięcznych nie spełni wszystkich oczekiwań - konieczne było
dalsze „urynkowienie" poprzez wprowadzenie rozliczeń
dobowo-godzinowych.
Ograniczenia prawne utrudniające powołanie rynku dobowo-godzinowego złagodziło zwolnienie przez Prezesa URE
z obowiązku zatwierdzania taryf przedsiębiorstw posiadających koncesję na wytwarzanie i obrót energią elektryczną w lipcu 2001 r. [61.
www. elektroenergetyka.pl
Upiec 2003
Proces przechodzenia do rozliczeń godzinowych poprzedzony byt pokonywaniem kolejnych barier: technicznych (poprzez kosztowny rozwój odpowiedniej infrastruktury) oraz organizacyjno-prawnych (związanych z przyjęciem regulaminu oraz pozyskaniem aktywnych uczestników rynku).
We wrześniu 2001 r. uruchomiono kolejną wersję Rynku Bilansującego, na którym wprowadzono zasady rozliczeń mające zbliżyć sposób funkcjonowania rynku do rzeczywistego sposobu bilansowania i usunąć zauważone
wcześniej wady. Zaproponowany model Rynku Bilansującego spotkał się z dużym zainteresowanie zarówno
wytwórców jak i odbiorców energii (spółek dystrybucyjnych).
Okazało się, że zaproponowany system rozliczeń stwarzał możliwości do znacznego ograniczenia ryzyka handlowego dla każdej ze stron. Powszechną postawą odbiorców było zawyżanie własnych prognoz zapotrzebowania i „wchodzenie" na Rynek Bilansujący w pozycji
przekontraktowania [często znacznego). Oferty przyrostowe zgłaszane przez wytwórców były na stosunkowo
niskim poziomie (zbliżonym do kosztów zmiennych produkcji), co pozwalało spółkom dystrybucyjnym na zakupywanie sporych ilości energii po stosunkowo niskich
cenach (niższych od poziomu cen na innych rynkach
energii elektrycznej). Sposób rozliczeń, traktujący jednakowo odchylenia zapotrzebowania odbiorców od zgłoszonej prognozy na polecenia operatora systemu z odchyleniami, których przyczyna leżała po stronie spółki
dystrybucyjnej, znacznie ograniczył ryzyko działania tych
ostatnich na RB.
Mechanizmy rozliczania odchyleń nie stanowiły dla
spółek dystrybucyjnych bodźca do dokładnego prognozowania zapotrzebowania. W kontraktach dwustronnych spółki kupowały często więcej energii niż wynikało
to z zapotrzebowania i próbowały sprzedawać uzyskane
w ten sposób nadwyżki na rynku bilansującym w godzinach niedokontraktowania, gdy obowiązywały wysokie
ceny wynikające z ofert przyrostowych wytwórców. Działania takie w wypadku powodzenia pozwalały spółce dystrybucyjnej uzyskać zysk - pojawiły się głosy krytykujące
ten aspekt działania rynku, wskazujące na „spekulacyjny" charakter tego typu zachowań.
Okazało się, że mechanizm działania RB był korzystny
dla zaangażowanych stron i umiejętne jego wykorzystywanie pozwalało ograniczać ryzyko funkcjonowania na innych
segmentach rynku:
• wytwórcy mogli liczyć na wykorzystanie znaczącej większości zgłoszonych jednostek, przy rosnącym poziomie
rezerwy wirującej w systemie;
• spółki dystrybucyjne nie ponosiły nadmiernych kosztów w wyniku błędnych prognoz zapotrzebowania
i mogły liczyć na zakupy względnie taniej energii bilansującej.
W ten sposób Rynek Bilansujący sta) się bardziej
instrumentem handlowym, a mniej technicznym narzędziem bilansowania. Ta paradoksalna sytuacja odbiła się
bezpośrednio na obserwowanym poziomie obrotów na
lipiec 2003
Rynku Dnia Następnego na Giełdzie Energii. Zarówno
wytwórcy jak i odbiorcy woleli zawierać transakcje na
Rynku Bilansującym i obroty na Giełdzie Energii drastycznie spadły. Tak doszło do sytuacji paradoksalnej: Rynek
Bilansujący, którego celem powołania było wspieranie przemian rynkowych w elektroenergetyce i zapewnienie stabilnego rozwoju innym segmentom rynku, już na samym
początku funkcjonowania spowodował znaczne ograniczenie obrotów na teoretycznie najbardziej konkurencyjnym
i docelowo cenotwórczym fragmencie rynku - Giełdzie
Energii.
Przyczyny tego stanu są oczywiście złożone i poza
ogólnie znanymi problemami ograniczającymi możliwości rozwoju konkurencyjnych rynków energii elektrycznej w Polsce, można się doszukiwać przyczyn w
samych mechanizmach funkcjonowania Rynku Bilansującego.
Najłatwiejsze do dostrzeżenia były dwie przyczyny: *
sposób wyznaczania ceny rozliczeniowej odchylenia jako
średniej ważonej ze wszystkich przyjętych ofert wytwórców (traktujący jednakowo zarówno „wywołujących" niezbilansowanie jak i podmioty rzeczywiście uczestniczące
w bilansowaniu);
» sposób rozliczania kosztów pokrywania ograniczeń systemowych, które w okresie funkcjonowania omawianych
zasad rozliczeń znacząco rosły po stronie operatora systemu przesyłowego (koszty te były alokowane przez operatora w składniku jakościowym stawki opłaty przesyłowej); w omawianej wersji regulaminu Rynku Bilansującego zabrakło mechanizmów wymuszających redukcję
tych ograniczeń na uczestnikach rynku (i nieuzasadnionego ich wywoływania).
W połowie 2002 r., operator systemu stanął przed problemem uwzględnienia w kolejnej taryfie własnych kosztów wynikających z prowadzenia Rynku Bilansującego.
Podjęto wówczas próbę zmian w regulaminie rynku. Jak
się wydaje, zasadniczym ich celem było ograniczenie strat
po stronie operatora systemu poprzez wprowadzenie mechanizmów dyscyplinujących uczestników rynku. Nową
wersję regulaminu wprowadzono od lipca 2002 r. i zasadniczą zmianą w tym regulaminie było wprowadzenie zróżnicowania cen zakupu i odsprzedaży energii odchylenia dla
spółek dystrybucyjnych, przy pozostawieniu jednej ceny
rozliczeniowej dla wytwórców.
Zmiany w zasadach rozliczeń odczuty głównie spółki
dystrybucyjne, dla których błędne prognozy oznaczały
niebezpieczeństwo rozliczeń na RB po cenach znacznie
mniej korzystnych niż wcześniej. Sytuacja planowego
przekontraktowania spółki dystrybucyjnej okazała się nieopłacalna. To, w zamierzeniu autorów regulaminu, dyscyplinowanie spółek dystrybucyjnych w zakresie realności prognoz postawiło je na RB w dość niekorzystnej
sytuacji.
Pamiętać należy, że w modelu rynku przyjętym w Polsce, odbiorcy energii są tylko biernymi uczestnikami RB nie mogą zgłaszać własnych ofert cenowych dla zwiększenia i redukcji zapotrzebowania. Spółki dystrybucyjne
nie mają więc bezpośredniego wpływu na poziom kształ-
www.elektroeneigetyka .pl
strona 477
tujących się cen - ich pozycja rynkowa zależy od trafności prognozy. Po wprowadzeniu rozchylenia cen dla tych
uczestników rynku, które oznaczało jednocześnie
konieczność dokonywania prognoz z dokładnością
poniżej 1% lub alternatywne, niekorzystne rozliczenia na
Rynku Bilansującym po cenach, na poziom których nie
mają wpływu, stosunek tych podmiotów do RB uległ
zasadniczej zmianie.
Nowa wersja regulaminu nie wprowadziła dodatkowych
instrumentów finansowych dyscyplinujących wytwórców.
Pozostawiono jedną cenę rozliczeniową odchylenia dla tej
grupy uczestników. Wprowadzonymi przepisami dyscyplinującymi wytwórców były uprawnienia operatora do weryfikacji ograniczeń produkcyjnych zgłaszanych przez nich,
co pośrednio ma ograniczyć niebezpieczeństwo powstawania nieuzasadnionych ograniczeń systemowych i zmniejszyć koszty ich pokrywania.
Wprowadzenie nowych zasad funkcjonowania RB przeprowadzono w czasie, gdy obniżono zobowiązania spółek
dystrybucyjnych co do minimalnej ilości zakupu energii
z kontraktów długoterminowych (z taryfy PSE SA). Obniżenie tych zobowiązań (o ok. 18%) spowodowało ożywienie na innych segmentach rynku. Zaobserwowano wzrost
obrotów na RB, ale przy znacznie ostrożniejszej postawie
spółek dystrybucyjnych - właściwie wzrost obrotów na
tym rynku należy przypisać niemożności pozyskania wystarczającej ilości energii elektrycznej na innych segmentach rynku. O spadku atrakcyjności Rynku Bilansującego
jako segmentu handlowego świadczy znaczne ożywienie
i zwiększenie obrotów na Giełdzie Energii - w pierwszym
miesiącu obowiązywania nowych zasad rozliczeń ceny na
giełdzie wzrosły średnio o kilkanaście zł/MWh.
Osiągnięte zostały dwa cele modernizacji zasad funkcjonowania Rynku Bilansującego:
• spadła atrakcyjność tego rynku jako segmentu „handlo
wego" i jego konkurencyjność dla GE,
• obniżyły się straty operatora wynikające z uwzględnia
nia ograniczeń systemowych i prowadzenia RB.
Efekty te uzyskano głównie dzięki wprowadzeniu mechanizmów dyscyplinowania uczestników. Nie wszystkie
z wprowadzonych mechanizmów zostały z aprobatą przez
nich przyjęte.
Szczególnie po stronie spółek dystrybucyjnych powszechna jest opinia o zbyt restrykcyjnym dla odbiorców
kształcie RB. Brak możliwości czynnego uczestniczenia
w procesie oferowania pozbawia tych uczestników możliwości wpływania na poziom cen. Jednocześnie wymagania dotyczące trafności prognoz zapotrzebowania są bardzo trudne do spełnienia ze względu na czynnik losowy,
który ma istotny wpływ na przyszłe zapotrzebowanie.
W obecnym systemie rozliczeń ryzyko nietrafności prognozy (i ewentualnego niedokontraktowania lub przekontraktowania) ponosi więc głównie odbiorca (spółka
dystrybucyjna) - uprzywilejowana w tym względzie jest
pozycja wytwórców. Wydaje się, że główne zmiany w mechanizmach funkcjonowania RB powinny iść właśnie
w kierunku wyrównania pozycji wytwórców i odbiorców
na tym rynku.
strona
478
Funkcjonowanie RB w obecnym kształcie wpływa także na pozycję rynkową niektórych wytwórców, takich, dla
których możliwości produkcyjne zależą w dużym stopniu
od zmiennych, trudnych do prognozowania czynników zewnętrznych. W niekorzystnej sytuacji znalazły się elektrownie wiatrowe, które funkcjonując na RB w obecnym kształcie, ponoszą znaczne koszty bilansowania własnej produkcji w przypadku nietrafności jej prognozy.
Rynek Bilansujący a Giełda Energii
Opisując poprzednio kolejne fazy ewolucji RB wielokrotnie wskazywano na zauważalną zależność pomiędzy
wielkością obrotów na tym rynku a funkcjonowaniem GE.
W warunkach krajowych, gdy większość obrotu energią
odbywa się na podstawie kontraktów długoterminowych,
wolumen możliwych obrotów dostępnych dla innych konkurencyjnych segmentów rynku jest ograniczony. Zjawisko to bezpośrednio powoduje konkurowanie między sobą
rynków i przenoszenia się uczestników z jednego rynku na
drugi w zależności od chwilowo kształtujących się uwarunkowań czy poziomów cen.
W przypadku Rynku Dnia Następnego GE i Rynku Bilansującego sytuacja jest szczególna, także dlatego, że co
prawda oczekiwania co do wielkości obrotów na tych rynkach w przyszłości nie są duże, to obu tym segmentom
przypisuje się istotne znaczenie dla całości przemian rynkowych w polskiej elektroenergetyce.
Oczekuje się, że Rynek Dnia Następnego GE będzie
mechanizmem kształtowania się cen odniesienia. Znaczenie jego jest więc kluczowe dla przyszłego rozwoju kontraktów terminowych i dwustronnych na dostawę energii.
Nawet jeżeli docelowo obroty na RDN nie przekroczą kilku
procent całości krajowej energii, to znaczenie dla pozostałych segmentów rynku będzie zasadnicze i trudno sobie
wyobrazić konkurencyjne funkcjonowanie innych segmentów rynkowych bez sprawnie funkcjonującego krótkoterminowego rynku giełdowego.
O spodziewanej roli RB napisano już w niniejszym artykule wyczerpująco. Mimo że z punktu widzenia spodziewanych obrotów energią jego znaczenie ma być marginalne (domykające rynek), to znaczenie dla rynkowego funkcjonowania całego sektora może być kluczowe. Potwierdzają to dotychczasowe doświadczenia. Krajowe uwarunkowania dodatkowo eksponują rolę RB. Rynek ten jest tworzony przez operatora systemu, który jest jednocześnie
aktywnym uczestnikiem hurtowego obrotu energią elektryczną, a dzięki zawartym kontraktom długoterminowych
- uczestnikiem o największym wolumenie obrotów.
Mechanizm tworzenia kolejnych regulaminów RB zakłada zasadniczy wpływ operatora na jego ostateczny kształt
(nie przewidziano nawet konieczności uzyskiwania akceptacji regulatora dla tego typu dokumentu [6]). Pozostali
uczestnicy rynku mają tylko ograniczony wpływ na przyszłe zasady funkcjonowania RB, Dotychczasowe zmiany
w tych zasadach odbywały się z zachowaniem interesów
operatora i możliwości obsługi kontraktów długoterminowych w obecnym kształcie.
www.elektroenergetyka .pl
lipiec 2003
Ważna w tym kontekście cechą RB jest to, że dla uczestników udział w nim jest obligatoryjny i poprzez ten fakt
trudno nie zauważać jego bezpośredniego wpływu na stan
dzisiejszy i przyszłość hurtowego obrotu energią elektryczną w Polsce.
RB i RDN GE cechuje dodatkowo podobny horyzont
czasowy zawieranych transakcji, co jest jedną z przyczyn
naturalnej konkurencji miedzy nimi. Jednak transakcje na
RDN są zawierane zawsze z wyprzedzeniem czasowym w
stosunku do RB - utrudnia to Giełdzie Energii skuteczną
konkurencję z Rynkiem Bilansującym,
Z punktu widzenia Giełdy Energii okres funkcjonowania
Rynku Bilansowego Miesięcznego i pierwotne zasady funkcjonowania Rynku Bilansującego dobowo-godzinnego były
postrzegane negatywnie. Szczególnie wprowadzenie rozliczeń dobowo-godzinowych spowodowało odpływ uczestników z rynku giełdowego.
Zmiany w zasadach funkcjonowania RB, których celem
było zdyscyplinowanie uczestników, spowodowały zauważalne ożywienie na giełdzie, ale obroty RDN są ciągle na
niezadowalającym poziomie, poniżej obrotów utrzymujących
się na RB. Dyscyplinowanie uczestników RB jest postrzegane przez Giełdę jako krok w dobrym kierunku, zwiększający obroty na RDN i dający w końcu podwaliny do długo
oczekiwanego uruchomienia Terminowego Rynku Finansowego, który może stanowić dla uczestników rynku narzędzie służące do zabezpieczenia przed gwałtownymi zmianami cen energii.
Upiec 2003
Ograniczenia systemowe
Pośrednim skutkiem wprowadzenia rozliczeń godzinowo-dobowych na RB okazał się wzrost kosztów likwidacji występujących ograniczeń systemowych. Koszty te
przenoszone są w taryfie operatora systemu i ich poziom
w sposób oczywisty wpływa na średni poziom cen dla odbiorców finalnych. Utrzymywanie kosztów likwidacji ograniczeń na wysokim poziomie może więc niwelować korzystne skutki dla odbiorców wynikające z konkurencji pomiędzy dostawcami energii.
Można więc twierdzić, że występowanie wysokich
kosztów likwidacji przez operatora ograniczeń systemowych jest czynnikiem hamującym rozwój rynku energii
elektrycznej, a w szczególności jest czynnikiem obniżającym zainteresowanie odbiorców wdrażaniem przemian
rynkowych oraz obniżającym poziom akceptacji dla wdrażanych rozwiązań.
Trudno szukać uzasadnienia wzrostu kosztu likwidacji
ograniczeń systemowych w zmianach technicznych parametrów pracy systemu - należy raczej ten wzrost wiązać
z przyjętymi mechanizmami funkcjonowania i zasadami
rozliczeń na RB.
Trudno o jednoznaczną diagnozę, ale można zidentyfikować kilka przyczyn wzrostu tych kosztów: •
niewystarczające mechanizmy dyscyplinujące uczestników w zakresie nieuzasadnionego wywoływania ograniczeń systemowych,
www. elektroenergetyka .pl
strona 4/9
• brak mechanizmów mobilizujących podmioty wywołujące ograniczenia systemowe do zmniejszenia ich skutków (np. poprzez uelastycznianie własnych charaktery
styk produkcyjnych),
• niedostosowana struktura sieci przesyłowej do pro
wadzenia ruchu systemu według sygnałów rynkowych,
• brak dostatecznej koordynacji między prowadzeniem
ruchu sieci wysokich napięć będących w gestii spółek
dystrybucyjnych a sieci PSF (ograniczanie strat przez
spółki dystrybucyjne we własnych sieciach, poprzez
wprowadzanie rozcięć sieciowych i ograniczanie przesyłów do spółek połączonych, prowadzi do wystąpienia istotnych ograniczeń w zdolności przesyłowej sieci
PSE).
• konieczność wywiązywania się operatora z obowiązku
zakupu energii produkowanej w skojarzeniu,
• ogólnie niska elastyczność ruchowa jednostek wytwór
czych w KSE.
Zasadnicze przyczyny leżą jednak po stronie organizacji RB - należy poszukiwać takich dróg modyfikacji tego
rynku, by wymusić zarówno na jego uczestnikach jak i samym operatorze systemu przesyłowego dążenie do poprawy efektywności poprzez faktyczną redukcję ograniczeń
systemowych.
Wdrożenie takich modyfikacji pozwoli pośrednio
wzmocnić efekty przemian rynkowych i konkurencji wytwórców w handlu energią elektryczną na innych segmentach rynku.
energią elektryczną w Polsce. Wydzielony, dobrowolny
i niezależny od operatora systemu RDN GE ma bardzo
ograniczone możliwości przejęcia znaczących obrotów
energią elektryczną - trudno oczekiwać, by w tej sytuacji obroty na GE przekroczyły kilka procent obrotów całkowitych. Nawet ustabilizowanie obrotów na takim poziomie należałoby uznać za sukces.
Niezależność od operatora systemu - co uważano za
podstawowy atut GE z punktu widzenia rozwoju krajowego, konkurencyjnego rynku energii elektrycznej - okazało
się jej podstawową słabością w konkurencji z Rynkiem
Bilansującym.
W celu zwiększenia konkurencji na krajowych rynkach
energii elektrycznej konieczne jest rozwiązanie problemu
kontraktów długoterminowych - jest to kwestia wielokrotnie rozważana i podnoszona. Doświadczenia z dotychczasowego działania RB wskazują, że kształt i warunki funkcjonowania tego rynku są równie istotne i wpływają na
wszystkie segmenty rynku.
W miarę otwierania rynku energii elektrycznej rola RB
będzie prawdopodobnie rosła. Ważne jest zatem, by
przyjęte na RB rozwiązania umożliwiły operatorowi systemu skuteczne wypełnianie narzuconej przez Prawo
energetyczne roli, przy maksymalnym wykorzystaniu
możliwości konkurencji wśród dostawców energii bilansującej i skutecznym likwidowaniu ograniczeń systemowych.
Sprawnie funkcjonujący Rynek Bilansujący powinien
być podstawą dla rozwoju innych konkurencyjnych segmentów rynku i nie stanowić bariery dla rozwoju niezależnej od operatora systemu Giełdy Energii.
Podsumowanie
Rynek Bilansujący ma do odegrania specyficzną rolę
- jego podstawowym zadaniem jest zapewnienie bezpiecznego i sprawnego funkcjonowania innych rynków
obrotu energią elektryczną. Ma być narzędziem w ręku
operatora, służącym efektywnemu wypełnianiu jego ustawowych zadań.
Mechanizmy jego funkcjonowania powinny wspierać
rozwój konkurencji wśród uczestników obrotu energią
elektryczną, przy jednoczesnym ograniczeniu możliwości wykorzystywania tych mechanizmów do utrwalania
pozycji monopolistycznej operatora. Nadmierne wyeksponowanie roli handlowej tego rynku także może zaburzyć równowagę na innych segmentach rynku. W kraju
oba wymienione niebezpieczeństwa są istotne wobec
specyficznej pozycji operatora na rynku energii elektrycznej oraz małej puli energii, która jest przedmiotem konkurencyjnego obrotu.
W Polsce wytworzyła się sytuacja, w której Rynek
Dnia Następnego Giełdy Energii konkuruje z rynkiem obligatoryjnego obrotu energią, jakim jest Rynek Bilansujący.
Rozwiązania obowiązujące na Rynku Bilansującym są
kreowane głównie przez operatora systemu, który jest
jednocześnie aktywnym uczestnikiem ok. 70% obrotu
strona 480
LITERATURA
[1 ] Ustawa Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. z późniejszymi zmianami, Dz.U. Nr 158 póz.1042
[2] Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej - CZĘŚĆ szczegółowa: Regulamin Rynku Bilansującego energii elektrycznej
w Polsce. PSE SA, Warszawa, 20 grudnia 2002
[3] Regulamin Giełdy Energii SA. Giełda Energii SA. Warszawa,
15 października 2002
14-] Szczegółowe zasady obrotu i rozliczeń dla energii elektrycznej.
Giełda Energii SA. Warszawa, 23 października 2002
[5] Zerka M.: Segment bilansujący rynku energii elektrycznej
w Polsce; przyjęte rozwiązania i wdrożenie. Konferencja
„Rynek Energii Elektrycznej". Kazimierz Dolny, 26 — 27 kwietnia 2001
[6] Guzik R.: Bilansujący - rynek czy mechanizm? Biuletyn URE,
2002, nr 6
www. elektroene rgetyka.pl
J
lipiec 2003