Energia XXVII
Dodatek reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 141 (5914) 19 czerwca 2001 r.

Nie zmarnować szansy – wdrożenie rynku energii elektrycznej

Podobnie jak w wielu innych krajach świata, również w Polsce podjęto reformę rynkową energetyki. Zgodnie z dokumentem rządowym „Zasady działania rynku energii elektrycznej w roku 2000 i latach następnych”, przyjętym przez Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów w grudniu 1999 roku, głównym celem działania rynku energii elektrycznej jest optymalizacja całkowitych kosztów produkcji i dostawy energii elektrycznej dla gospodarki i społeczeństwa poprzez wprowadzenie mechanizmów konkurencji do wytwarzania i obrotu energią elektryczną.

Dokument ten w sposób jednoznaczny i precyzyjny określa nie tylko konkurencyjną strukturę rynku energii elektrycznej, jaka jest wdrażana w Polsce, ale jednocześnie otwarcie sygnalizuje, że ten rynek ma być samoregulującym się mechanizmem optymalizującym działanie elektroenergetyki. Jest to przejawem dużej odwagi politycznej, gdyż w większości krajów, które podejmowały się budowy rynków konkurencyjnych w energetyce, procesy te były silnie upolitycznione i często nadmiernie akcentowały możliwości uzyskania znacznej i długotrwałej obniżki cen energii dla odbiorców. Wynika to z prostej kalkulacji, że konieczne dla przeprowadzenia reform poparcie polityczne natychmiast zniknie, jeśli szybko nie zostaną zapewnione spektakularne efekty. Pomimo to, rozwiązania zaproponowane przez polski rząd unikały nadmiernych obietnic, akcentując raczej długookresowe korzyści dla gospodarki i społeczeństwa wynikające z rezygnacji z administracyjnego zarządzania sektorem na rzecz bardziej efektywnych mechanizmów konkurencji, a w konsekwencji zapewnienia bezpieczeństwa i ekonomiki dostaw energii elektrycznej.

Na podstawie kierunkowego dokumentu rządowego podjęto nowelizację legislacji regulującej działanie elektroenergetyki (znowelizowane zostały ustawa Prawo energetyczne i rozporządzenia wykonawcze), rozpoczęła działalność Giełda Energii S.A., prowadząca giełdowy Rynek Dnia Następnego, opracowane zostały zasady planowania i rozliczeń w układzie dobowo-godzinowym na rynku oraz zasady funkcjonowania segmentu bilansującego. Segment giełdowy w grudniu 2000 roku został uznany przez Prezesa URE za konkurencyjny, co stanowi krok w kierunku stopniowego odstępowania w poszczególnych segmentach rynkowych od administracyjnej regulacji na rzecz mechanizmów rynkowych.

Ponadto zaawansowane zostały prace nad rynkową infrastrukturą techniczną obejmującą systemy telekomunikacji, informatyczne oraz pomiarowo-rozliczeniowe. Dzięki temu na początku 2001 roku zaistniała sytuacja, w której zapewnione zostały podstawy merytoryczne i formalnoprawne budowy rynku, a także uzyskano znaczny stopień zaangażowania przeważającej części podmiotów rynkowych w prace wdrożeniowe. Ponadto zagwarantowano niespotykaną dotychczas otwartość i szeroką dostępność informacji związanych z budową rynku i możliwość partycypacji w dyskusji nad projektami rozwiązań rynkowych.

Przyjęte rozwiązania merytoryczne rynku bilansującego

Kluczowe elementy rozwiązań rynkowych, determinujące kształt i skuteczność działań konkurencyjnego rynku energii elektrycznej, które muszą być konsekwentnie stosowane, zarówno w fazie projektowania, jak i późniejszego wdrożenia struktur rynkowych, obejmują:

• podział odpowiedzialności za bilansowanie systemu,
• zasady cenotwórstwa usług bilansujących,
• zasady rozliczeń z tytułu braku zbilansowania,
• zachowanie bezpieczeństwa energetycznego,
• zakres wymiany informacji.

W Polsce przyjęto zdecentralizowane zasady zapewniania zbilansowania systemu. Zgodnie z tymi zasadami uczestnicy mają swobodę zawierania kontraktów i transakcji w poszczególnych segmentach rynkowych i kształtowania swojej pozycji kontraktowej. Jednocześnie segment bilansujący umożliwia bilansowanie systemu elektroenergetycznego w czasie rzeczywistym z wykorzystaniem mechanizmów ekonomicznych. W zakresie cenotwórstwa usług bilansujących wprowadzono tzw. system pay-as-bid stanowienia cen usług świadczonych przez uczestników (rozliczenia poszczególnych oferentów dokonywane są według złożonej przez nich ceny ofertowej). Ponadto w segmencie bilansującym stosowana jest jednolita cena rozliczeniowa odchyleń, której wysokość wynika wprost z kosztów bilansowania ponoszonych przez operatora systemu przesyłowego (formuła ustalania ceny w poszczególnych okresach handlowych zapewnia neutralność rozliczeń dla operatora). Cena oferowanych usług bilansujących (w formie ofert kupna/sprzedaży energii elektrycznej) powinna odzwierciedlać wartość ekonomiczną ich „elastyczności”. W rozwiązaniach rynkowych wdrażanych w Polsce założono, że bezpieczeństwo elektroenergetyczne będzie zapewnione poprzez realizację przez operatorów systemów ich obowiązków pokrywania zapotrzebowania na energię (w tym zwłaszcza poprzez skuteczne planowanie w różnych perspektywach czasowych, a także możliwość podejmowania działań interwencyjnych) oraz poprzez stymulację ekonomiczną, jaka występuje w poszczególnych segmentach rynkowych. Przewidziano również znaczny zakres obligatoryjnego udostępniania przez operatorów systemu danych i informacji, które mają przede wszystkim służyć koordynacji i zapewnianiu spójności systemów planowania i prognozowania wszystkich podmiotów rynkowych, rynkowemu bilansowaniu pozycji kontraktowych, uwzględnianiu ograniczeń systemowych, jak również dostępowi do ogólnych danych handlowych na rynku (przede wszystkim ceny i wolumen obrotu w poszczególnych okresach handlowych na rynku). Duża część tych danych już dzisiaj jest udostępniana poprzez rynkowe systemy informatyczne (dane indywidualne lub o reglamentowanym dostępie) oraz strony internetowe operatorów (dane ogólnie dostępne).

Procesy rynku bilansującego

W ramach segmentu bilansującego cyklicznie zachodzą procesy planowania, prowadzenia ruchu i rozliczeń, realizowane przez Operatora Systemu Przesyłowego na rzecz podmiotów rynkowych, a także procesy wymiany informacji o różnym charakterze i przeznaczeniu pomiędzy uczestnikami rynku. Procesy te w uproszczeniu przedstawiono na rysunku 2.

Wdrożenie rynku bilansującego

Procesy wdrażania segmentu bilansującego, które obejmują w szczególności opracowanie dokumentów formalnych, określających zasady działania i uczestnictwa w tej części rynku energii elektrycznej, budowę koniecznej infrastruktury techniczno-organizacyjnej oraz przygotowanie merytoryczne uczestników, prowadzone są w wielu podmiotach rynkowych. Należą do nich Operator Systemu Przesyłowego (PSE SA), operatorzy systemów rozdzielczych (spółki dystrybucyjne), wytwórcy energii elektrycznej, Giełda Energii S.A., przedsiębiorstwa zajmujące się obrotem energią elektryczną (operatorzy handlowi) i podmioty wspomagające procesy planowania i rozliczeń (operatorzy handlowo-techniczni). W Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA, kt re jako Operator Systemu Przesyłowego są odpowiedzialne za budowę centralnego węzła informatycznego obsługującego całość procesów prognozowania, planistycznych, bieżącego prowadzenia ruchu i rozliczeń, prace związane z rynkiem prowadzone są w ramach Projektu Rynek Energii 2000 (PRE 2000). Objęły one m.in. określenie modelu rynku bilansującego i przyjęcie szczegółowych rozwiązań, opracowanie standardów informatycznych i telekomunikacyjnych niezbędnych do prawidłowej i niezawodnej wymiany informacji rynkowych, struktury systemów informatycznych oraz pomiarowo-rozliczeniowych, budowę węzła centralnego SOWE i WIRE, jak również prowadzenie szerokiego programu testów z pozostałymi uczestnikami rynku. Testy te mają zapewnić bezpieczne działanie rozległego systemu rynkowego, na który składają się węzeł centralny i lokalne węzły informatyczne, infrastruktura telekomunikacyjna oraz pomiarowo-rozliczeniowa.

Wnioski

Jednym z kluczowych zadań w trakcie tworzenia rynku jest wykorzystanie szansy, jaką niewątpliwie stanowi dobry stopień zaawansowania prac. Ocena możliwości wykorzystania tej szansy wymaga uwzględnienia zarówno czynników sprzyjających wdrożeniu reformy, jak i tych, które mogą być dla niej zagrożeniem. Po każdej ze stron takiego bilansu można rozważyć wiele czynników, które, co należy wyraźnie podkreślić, mają charakter dynamiczny. Analiza tych czynników może przyczynić się do obiektywizacji ocen w tej sprawie.

Za najważniejsze elementy, sprzyjające budowie konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce, w obecnej sytuacji należy uznać:

1. Stworzenie, głównie dzięki współdziałaniu Ministerstwa Gospodarki, Ministerstwa Skarbu Państwa, Ministerstwa Finansów, Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, solidnych fundamentów rynku w postaci dokumentów programowo-decyzyjnych oraz formalnoprawnych (ustawa Prawo energetyczne wraz z rozporządzeniami, struktura oraz program wdrożenia rynku) niezbędnych do kontynuacji reformy sektorowej.
2. Istnienie zaawansowanych regulacji techniczno-organizacyjnych, w tym Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, przekonsultowanych z podmiotami rynkowymi. Jednocześnie dzięki decyzji Prezesa URE, który podjął się zatwierdzenia IRiESP w ramach zatwierdzenia taryfy PSE SA, zapewniona została obiektywność tych regulacji i uwzględnienie zróżnicowanych interesów uczestników rynku.
3. Budowę zaawansowanej infrastruktury technicznej rynku, w tym systemów telekomunikacyjnych, pomiarowo-rozliczeniowych oraz informatycznych. Zapewniają one bezpieczeństwo i niezawodność wymiany informacji rynkowych koniecznych w planowaniu, prowadzeniu ruchu i rozliczeniach rynkowych.
4. Szeroką partycypację w budowie rynku największych przedsiębiorstw energetycznych. Decyzję o udziale w rynku (z czym wiąże się decyzja o budowie własnych systemów rynkowych) podjęły wszystkie spółki dystrybucji energii elektrycznej, wytwórcy systemowi, Giełda Energii S.A., a także wiele przedsiębiorstw obrotu energią elektryczną.
5. Postęp w programie prywatyzacji przedsiębiorstw elektroenergetyki, który sprzyja rozwojowi mechanizmów rynkowych i prorynkowych postaw przedsiębiorstw energetycznych.
6. Zaawansowanie procesu integracji Polski z Unią Europejską, zwłaszcza że Unia zdecydowanie i jednoznacznie opowiedziała się za konkurencją w obrocie energią elektryczną, zarówno w skali krajowej, jak i międzynarodowej.
7. Zapewnienie ewolucyjności rozwoju rynku, który rozwija się od prostych form (np. planowania i rozliczeń w systemie miesięcznym) do coraz bardziej złożonych (np. rynek dobowo-godzinowy) i wymagających coraz silniej rozwiniętej infrastruktury technicznej oraz przygotowania uczestników. Dzięki temu łatwiej jest przełamywana bariera mentalna wdrożenia rynku energii.
8. Skuteczne działanie segmentu giełdowego rynku, prowadzonego przez Giełdę Energii S.A., który zapewnia dostępność skutecznych narzędzi zarządzania ryzykiem rynkowym (poprzez Rynek Dnia Następnego i kontrakty terminowe).
9. Bardzo szeroki program zrealizowanych szkoleń w elektroenergetyce, zainicjowany przez ośrodki akademickie Warszawy, Śląska, Wrocławia i Poznania. Również grupa towarzystw sektorowych (PTPiREE, PTOSPEE, TGEP, PTEZ) zorganizowała cykl szkoleń specjalistycznych dla kilkuset osób z przedsiębiorstw energetycznych.
10. Tworzenie koalicji na rzecz budowy rynku. Przykładem może tu być strategiczne porozumienie w tym zakresie pomiędzy PSE SA jako Operatorem Systemu Przesyłowego i Giełdą Energii S.A. zawarte 15 maja br.

Jednocześnie występują czynniki, które mogą zagrażać wprowadzeniu rozwiązań rynkowych w terminie i w zakresie określonym w programie rządowym. Należą do nich w szczególności:

1. Bariera mentalna wdrożenia, która wynika z przejścia od zarządzania administracyjnego (dyrektywnego) do zarządzania ekonomicznego (poprzez sygnały ekonomiczne generowane przez rynek). Obecnie daje się zauważyć niebezpieczna luka: systemy dyrektywne w obecnej strukturze przestały już być skuteczne, a sygnały rynkowe nie są jeszcze wystarczająco odczuwalne.
2. Brak jednoznacznej wiedzy o zasadach i skutkach alokacji kosztów oraz korzyści z wdrożenia rynku pomiędzy jego uczestników, w tym zwłaszcza nie do końca znany jest rachunek kosztów i korzyści dla odbiorców.
3. Zróżnicowanie przygotowania poszczególnych uczestników rynku, zarówno po stronie technicznej, jak i organizacyjno-mentalnej (występuje konieczność uzyskania masy krytycznej uruchomienia rynku pozwalająca na akceptację zmian).
4. Znaczny zakres nakładów wymaganych na budowę systemów rynkowych i zapewnienie ich dalszego rozwoju.
5. Ograniczanie zakresu działania mechanizmów konkurencji poprzez wyłączenia spod jego działania kolejnych podmiotów (np. wytwarzanie w skojarzeniu, energetyka odnawialna).
6. Możliwość wykorzystania programu budowy rynku energii do gry politycznej w przededniu wyborów.
7. Obawy o utrzymanie bezpieczeństwa energetycznego państwa, szczególnie w świetle dotkliwych doświadczeń rynkowych Kalifornii.
8. Występowanie objawów demobilizującego pesymizmu co do możliwości dotrzymania przyjętych terminów zakończenia poszczególnych etapów budowy rynku. Jest to tym bardziej niebezpieczne, że jest atrakcyjne zarówno dla podmiotów słabo zaawansowanych w procesie budowy rynku (usprawiedliwia ich niepowodzenia), jak i dla liderów zmian (zmniejsza presję odpowiedzialności).
9. Naruszanie przez rynek indywidualnych interesów przedsiębiorstw energetycznych (np. poprzez likwidację regionalnych monopoli w dostawach energii elektrycznej bądź zmuszanie wytwórców do gry konkurencyjnej w miejsce gwarantowanej wielkości produkcji po ustalonych cenach taryfowych).
10. Ryzyko wystąpienia braku środków niezbędnych do sfinansowania rozwiązań specjalnych, koniecznych do wdrożenia rynku, w tym systemu opłat kompensacyjnych (SOK), wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem i energetyki odnawialnej.

Znaczenie wymienionych czynników jest zróżnicowane na poszczególnych etapach budowy rynku, jednak można przyjąć, że tworzą one dobre podstawy do prób oceny stanu realizacji programu. Wypadkowa ich działania w znacznym zakresie zadecyduje o kierunkach i tempie dalszego rozwoju rynku, a także o tym, czy pokoleniowa szansa przeobrażenia elektroenergetyki nie zostanie zmarnowana.

Marek Zerka
Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA

 

• Informacje o Polskich Sieciach Elektroenergetycznych SA