Infrastruktura – Środowisko – Energia
Dodatek promocyjno-reklamowy do „RZECZPOSPOLITEJ”.
11 września 2006 r.

Rozwój rynku bilansującego

Wypowiedź Stefanii Kasprzyk, prezes Zarządu PSE-Operator S.A.

Uruchomiony we wrześniu 2001 roku dobowo-godzinowy rynek bilansujący został oparty na koncepcji rynku energii elektrycznej przyjętej przez KERM w grudniu 1999 roku w dokumencie pt. „Zasady działania rynku energii elektrycznej w Polsce w roku 2000 i w latach następnych”.

Powyższa koncepcja zakładała stopniową ewolucję mechanizmów rynkowych aż do osiągnięcia w okresie kilku lat tzw. fazy zaawansowanej, przewidującej usunięcie wszystkich przejściowych uproszczeń. Koncepcja zakładała istnienie kilku segmentów rynku energii: umów bilateralnych, giełdy energii oraz tzw. dobowo-godzinowego rynku bilansującego. Rola rynku bilansującego miała z założenia ograniczać się do zapewnienia ostatecznego zbilansowania handlowego jego uczestników posiadających umowy sprzedaży energii zawarte w pozostałych segmentach rynku energii. W przyjętej koncepcji założono dużą swobodę zawierania umów sprzedaży oraz transakcji giełdowych (handel na „miedzianej płycie”), natomiast całkowitą odpowiedzialność za przestrzeganie ograniczeń technicznych wykorzystania poszczególnych urządzeń (zarówno sieciowych, jak i wytwórczych) przypisano operatorowi systemu przesyłowego (OSP). Spowodowało to ogromną komplikację działania rynku bilansującego, który poza prostą funkcją bilansowania handlowego uczestników musiał zapewnić zgodność realizowanych umów handlowych i transakcji giełdowych z obowiązującymi kryteriami bezpieczeństwa pracy krajowego systemu elektroenergetycznego (działania dostosowawcze).

W trakcie uzgadniania zasad działania rynku bilansującego występowały znaczne różnice interesów pomiędzy poszczególnymi jego uczestnikami. Powodowały one, że faktycznie wdrażane rozwiązania były wynikiem kompromisu, który nigdy nie satysfakcjonował wszystkich i prędzej czy później powodował ujawnianie się istotnych wad wymagających kolejnej modyfikacji systemu.

W dalszej części przedstawiono najważniejsze prace w zakresie modyfikacji zasad działania rynku bilansującego, prowadzone przez OSP w całym okresie funkcjonowania tego segmentu rynku.

Już kilkumiesięczne funkcjonowanie rynku bilansującego dostarczyło wielu praktycznych doświadczeń często rewidujących niektóre z założeń przyjętych na etapie jego wdrażania. Zaobserwowano występowanie zjawisk niepożądanych z punktu widzenia funkcjonowania mechanizmów konkurencji. Skala tych zjawisk nasilała się wraz z upływem czasu, w miarę zdobywania przez uczestników rynku praktycznych umiejętności działania w nowych warunkach. Najważniejszymi spośród zaobserwowanych wtedy problemów były:

• duże niezbilansowanie handlowe spółek dystrybucyjnych, pokrywane dodatkowymi zakupami lub sprzedażą energii na rynku bilansującym.
• zwiększające się koszty działań dostosowawczych OSP, prowadzonych z wykorzystaniem ofert handlowych składanych na rynku bilansującym, przenoszone w sposób uśredniony na odbiorców w ramach opłaty jakościowej taryfy OSP.

Powiększanie zakresu działalności handlowej przez spółki dystrybucyjne na rynku bilansującym było spowodowane przede wszystkim zmniejszającą się opłacalnością kupowania energii w ramach umów bilateralnych oraz transakcji giełdowych. Handel na rynku bilansującym był bowiem często bardziej atrakcyjny z uwagi na relacje cenowe pomiędzy rynkiem bilansującym a pozostałymi segmentami rynku.

Gra ofertami bilansującymi

Rynek na „miedzianej płycie” pozwalał zawierać umowy handlowe, abstrahujące od możliwości technicznych sieci przesyłowej, a także od ograniczeń technicznych pracy jednostek wytwórczych. Z tego powodu przygotowanie planu pracy systemu elektroenergetycznego spełniającego kryteria bezpieczeństwa wymagało realokacji do 10% energii z umów bilateralnych oraz transakcji giełdowych zgłaszanych na jednostki wytwórcze wraz z ofertami bilansującymi. Odbywało się to w ramach rynku bilansującego poprzez wykorzystywanie części przyrostowych i redukcyjnych ofert bilansujących. Wymuszona realokacja umów handlowych była źródłem przychodów dla wytwórców i wywołała nasilające się zjawisko „gry ofertami bilansującymi”¹⁾. Atrakcyjność stosowania przez wytwórców takiej strategii wynikała ze stosowania indywidualnych cen zakupu energii²⁾, w przypadkach produkcji wymuszonej względami technicznymi. Ceny te były często znacznie wyższe od średnich cen rynkowych. Opisane zjawisko powodowało narastające trudności w planowaniu pracy systemu oraz powstanie nieuzasadnionych względami rynkowymi znacznych przepływów finansowych do niektórych wytwórców w wyniku wykorzystywania siły rynkowej. Stanowiło to dodatkowe zagrożenie, poza istnieniem kontraktów długoterminowych (KDT), dla utrzymania warunków równej konkurencji na rynku energii. Drastycznie rosły koszty działań dostosowawczych OSP na rynku bilansującym. W pierwszym miesiącu funkcjonowania rynku bilansującego koszty te wynosiły około 34 mln zł, by po pół roku osiągnąć już poziom nawet 68 mln zł miesięcznie. Znaczna część tych kosztów nie znajdowała pokrycia w taryfie OSP.

Już na początku 2002 roku operator systemu przesyłowego podjął działania mające na celu eliminowanie negatywnych zjawisk. W efekcie tego w lipcu 2002 r. zostały wdrożone zmiany w zakresie cen energii niezbilansowania dla odbiorców, natomiast w lipcu 2003 roku, po długotrwałym procesie konsultacji kilku projektów zawierających rozwiązania w zakresie zarządzania ograniczeniami technicznymi, zmiany w zakresie cen energii generacji wymuszonej oraz energii niezbilansowania dla wytwórców. Pierwsza ze zmian miała na celu stworzenie prawidłowych zachęt do bilansowania się poza rynkiem bilansującym. Druga (niestety nie wprowadzona całościowo) przede wszystkim łagodzenie skutków siły rynkowej wytwórców³⁾.

Modyfikacje

Obie z powyższych modyfikacji zasad rynku bilansującego doprowadziły do osiągnięcia zakładanych celów. Już po kilku miesiącach od ich wdrożenia na rynku energii elektrycznej można było zaobserwować następujące zjawiska:

• uczestnicy rynku zmienili swoje strategie rynkowe ograniczając uczestnictwo w rynku bilansującym na rzecz zwiększenia obrotu w konkurencyjnym segmencie umów bilateralnych oraz transakcji giełdowych,
• na rynkach w obszarze sieci dystrybucyjnej rozpoczęto wdrażać rozwiązania zapewniające wzrost dyscypliny bilansowania poszczególnych podmiotów, pozwalające na lepsze zarządzanie ryzykiem z tytułu odchyleń,
• znacząco zostały obniżone koszty działań dostosowawczych OSP na rynku bilansującym kwalifikowane do opłaty systemowej taryfy.

Zatrzymując się na chwilę nad budzącym tak wiele kontrowersji wprowadzeniem podwójnych cen rozliczeniowych należy zaznaczyć, że już na etapie projektowania zasad rynku bilansującego – przed 1 września 2001 roku – mechanizm kreowania cen na rynku bilansującym był kwestią szeroko dyskutowaną. Rozważane były wtedy dwa rozwiązania: rozchylonych cen oraz prostsze – jednolitej ceny. Ostatecznie zdecydowano się na wprowadzenie od 1 września 2001 roku jednolitej ceny rozliczeniowej, głównie ze względu na mniejszą złożoność takiego rozwiązania oraz potrzebę ograniczenia ryzyka uczestników rynku. Zakładano przy tym, że takie rozwiązanie będzie generowało wystarczająco silne sygnały ekonomiczne zachęcające uczestników rynku do możliwie najlepszego handlowego zbilansowania się „przed” rynkiem bilansującym. W praktyce, po upływie stosunkowo krótkiego czasu, okazało się jednak, że stosowanie jednolitej ceny rozliczeniowej nie jest wystarczająco skuteczne.

Zgodnie z koncepcją przyjętą w modelu rynku energii elektrycznej w Polsce, rynek bilansujący nie był typowym, rozwiniętym rynkiem czasu rzeczywistego, na którym może być prowadzony handel w warunkach konkurencji, opierający się na rzeczywistych cenach energii odzwierciedlających faktyczne koszty jej dostaw. Rynek ten realizował jedynie funkcje uproszczone, tj. mechanizmu bilansowania służącego do kompensowania i rozliczeń niewielkiego niezbilansowania, wynikającego przede wszystkim z błędów prognozy. Tylko w takim zakresie jego działanie mogło być uznawane za poprawne.

Zmiany w 2002 i 2003

Dokonanie zmian w lipcu 2002 i 2003 roku było niezbędne w celu przywrócenia rynkowi bilansującemu jego pierwotnych funkcji, jakie miał pełnić w modelu rynku „miedzianej płyty”. Jednocześnie zebrane w tym okresie doświadczenia były pierwszym sygnałem niedoskonałości stosowanego modelu rynku oraz problemów z praktycznym jego wykorzystaniem w warunkach krajowych. Mając to na uwadze operator systemu przesyłowego we współpracy z Urzędem Regulacji Energetyki (URE) przystąpił do prac nad rozwiązaniem alternatywnym.

Już w drugim półroczu 2003 roku w wyniku inicjatywy podjętej w ramach Zespołu ds. monitorowania rynku bilansującego, działającego pod nadzorem URE, została przygotowana propozycja koncepcji zmian zasad funkcjonowania infrastruktury rynku energii w Polsce. Została ona przedstawiona w dokumencie pt. Kierunkowe propozycje zmian w zakresie zarządzania KSE warunkujących rozwój rynku energii elektrycznej w Polsce. Praca obejmowała ogólne rozwiązania w zakresie: wdrożenia rynkowego modelu KSE, wykonywania funkcji operatorskich, zarządzania ograniczeniami sieciowymi, zarządzania stratami sieciowymi, wykorzystania połączeń międzysystemowych oraz alokacji kosztów w KSE. Głównym celem zaproponowanych rozwiązań było jednoznaczne określenie relacji między podmiotami, w zakresie zarządzania operatorskiego systemem, oraz zasad prawidłowej identyfikacji i alokacji kosztów związanych z korzystaniem z KSE, a także zasad rozliczeń za korzystanie z KSE. Praca ta była pierwszą propozycją systemowych zmian w zakresie rozwiązań rynkowych w Polsce odchodzącą od modelu „miedzianej płyty”. Jej wyniki były konsultowane z uczestnikami rynku podczas kilkunastu spotkań, które odbyły się od października do grudnia 2003 roku.

Decentralizacja sprzedaży

Na podstawie ogólnych rozwiązań zawartych w dokumencie pt. Kierunkowe propozycje zmian w zakresie zarządzania KSE warunkujących rozwój rynku energii elektrycznej w Polsce, operator systemu przesyłowego przygotował i opublikował w lutym 2004 roku szczegółowe propozycje zmian w zasadach działania rynku bilansującego. Przedstawione wtedy rozwiązania dotyczyły wprowadzenia na rynku bilansującym mechanizmów rynku dnia bieżącego, przy założeniu decentralizacji funkcji w zakresie realizacji umów sprzedaży energii oraz funkcji bilansowania dostaw energii. W ramach tego zaproponowano etapową modyfikację obowiązujących wtedy zasad w następującym, podstawowym zakresie:

• zwiększenie liczby bramek zgłoszeniowych do czterech w dobie, a dzięki temu skrócenie czasu od zgłoszenia do realizacji umów sprzedaży energii;
• przeniesienie na wytwórców zadań w zakresie programowania pracy jednostek wytwórczych, przy jednoczesnym wprowadzeniu po stronie operatora systemu przesyłowego mechanizmów weryfikacji wykonalności przygotowywanych przez nich programów w związku z ograniczeniami technicznymi pracy jednostek wytwórczych oraz warunkami pracy sieci;
• wprowadzenie cen krańcowych w rozliczeniach energii bilansującej;
• wprowadzenie w zakresie rozliczeń energii regulacyjnej zasad analogicznych jak w przypadku energii wynikającej z wykorzystania ofert bilansujących.

Jednym z fundamentalnych założeń wdrożenia powyższych modyfikacji było równoległe wprowadzenie mechanizmu rozliczania indywidualnych kosztów korzystania przez uczestników rynku z systemu elektroenergetycznego. Ponadto zakładano, że będą kontynuowane prace w zakresie metod zarządzania KSE opartych na krótkookresowych węzłowych cenach krańcowych, uwzględniających koszt ograniczeń sieciowych.

Powyższe szczegółowe rozwiązania zostały poddane szerokim konsultacjom. W ramach konsultacji spotkały się one jednak ze stanowczym sprzeciwem niektórych uczestników rynku. Ze względu na brak możliwości uzyskania kompromisu zaproponowane rozwiązania nie zostały wdrożone.

Brak możliwości dokonania zakładanej rekonstrukcji zasad rynku bilansującego spowodował konieczność korygowania zasad bilansowania w ramach działań o charakterze doraźnym. Modyfikacje zasad rynku bilansującego były bowiem wymagane ze względu na zmianę regulacji zewnętrznych oraz pilną potrzebę zajęcia się problemami zgłaszanymi przez uczestników rynku, których rozwiązanie miało nastąpić w ramach rekonstrukcji rynku bilansującego zaproponowanej w lutym 2004 roku. Wśród najważniejszych spośród wdrożonych wtedy zmian należy wymienić: rozszerzenie zasad działania rynku bilansującego o rozwiązania umożliwiające uczestnikom rynku realizację umów sprzedaży energii elektrycznej w obrocie międzynarodowym (zasady obowiązujące od maja 2004 roku) oraz rozszerzenie zakresu udziału w rynku bilansującym uczestników typu Przedsiębiorstwo Obrotu oraz Giełda Energii (zasady obowiązujące od października 2004 roku).

Warunki wdrożenia rynku dnia bieżącego

Jednocześnie, pomimo niepowodzenia we wdrożeniu rozwiązań zaproponowanych w lutym 2004 roku, została podjęta kolejna inicjatywa dotycząca rozwoju mechanizmów rynkowych. Tym razem prace były realizowane w ramach Zespołu ds. Rozwiązań Systemowych Rynku Energii Elektrycznej działającego pod przewodnictwem Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. W pracach Zespołu ds. Rozwiązań Systemowych Rynku Energii Elektrycznej uczestniczyli, poza przedstawicielami URE i PSE-Operator S.A., przedstawiciele Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych, Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, Towarzystwa Obrotu Energią oraz Ministerstwa Gospodarki, Urzędu Komitetu Integracji Europejskiej i Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumenta.

Działalność Zespołu ds. Rozwiązań Systemowych Rynku Energii Elektrycznej była w znaczącej mierze kontynuacją wcześniejszych inicjatyw i uwzględniała uzyskane w ich ramach wyniki. Zakres prowadzonych prac obejmował całościowo zagadnienia dotyczące zarówno rynku hurtowego, jak i rynku detalicznego. W wyniku pracy Zespołu zostały przygotowane propozycje długofalowych rozwiązań w dwóch obszarach:

• Proponowane kierunki zmian zasad techniczno-handlowego bilansowania zasobów KSE w obszarze hurtowego rynku energii.
• Proponowane kierunki zmian zasad funkcjonowania rynku detalicznego energii elektrycznej – wdrożenie prawa wyboru sprzedawcy dla wszystkich odbiorców energii elektrycznej.

Rozwiązania odnoszące się do rynku hurtowego zakładały między innymi maksymalne wykorzystywanie mechanizmów rynkowych do bilansowania zasobów KSE, w tym udostępniania ograniczonych zasobów sieciowych. Opierały się one na wprowadzeniu cen krańcowych odzwierciedlających koszty wytwarzania, koszty ograniczeń przesyłowych oraz koszty strat sieciowych w poszczególnych lokalizacjach systemu. Istotnym elementem tych rozwiązań było również wprowadzenie dobowo-godzinowych przetargów na rezerwy mocy, zintegrowanych z bilansowaniem energii, oraz finansowych praw przesyłu (ang. Financial Transmission Rights – FTR). Koncepcja ta stanowiła całkowite odejście od modelu rynku „miedzianej płyty”.

W zakresie dotyczącym rynku detalicznego została przeprowadzona szczegółowa analiza podstawowych problemów oraz zaproponowany zestaw wytycznych dotyczących działań niezbędnych do poprawy jakości funkcjonowania tej części rynku. Ponadto zostały zaprojektowane podstawowe relacje pomiędzy odbiorcą i operatorem systemu dystrybucyjnego w związku ze stosowaniem zasady TPA.

Działania doraźne

Obok zmian długofalowych, Zespół opracował również pakiet działań doraźnych, nastawionych na ograniczenie negatywnych zjawisk występujących w ramach obowiązującego modelu rynku. Proponowane działania zostały przedstawione w maju 2005 roku w dokumencie pt. Program działań doraźnych dla poprawy jakości funkcjonowania rynku energii elektrycznej. Podjęcie prac w tym zakresie wynikało z pilnej potrzeby ograniczenia ryzyka dalszego pogarszania się jakości funkcjonowania rynku energii. Wpływ na to miał również fakt, że przygotowanie i wprowadzenie nowego modelu rynku jest procesem długotrwałym, przez co pierwsze rezultaty działań są możliwe do uzyskania dopiero w dłuższym horyzoncie.

Program działań doraźnych zakładał wdrożenie proponowanych w nim rozwiązań w okresie drugiego półrocza 2005 roku oraz pierwszego półrocza 2006 roku i obejmował m.in. modyfikacje zasad działania rynku bilansującego. Wśród najważniejszych rozwiązań zawartych w tym programie należy wymienić:

• wprowadzenie systemu niezależnego dokonywania zgłoszeń programu pracy oraz umów sprzedaży energii dla jednostki grafikowej wytwórczej;
• wprowadzenie mechanizmu zapewniającego samodzielne uwzględnianie przez wytwórców ograniczeń technicznych pracy ich jednostek wytwórczych;
• odstąpienie od stosowania w rozliczeniach na rynku bilansującym cen negocjowanych przy jednoczesnym (i) zastąpieniu jednolitych, w skali całego rynku bilansującego, wartości ceny maksymalnej wytwarzania wymuszonego (CWmax) oraz ceny minimalnej redukcji wymuszonej (CWmin), cenami indywidualnymi, określanymi dla każdej jednostki wytwórczej, oraz (ii) stopniowym znoszeniu ograniczenia na minimalną wartość ceny ofertowej redukcyjnej;
• zmianę zasad wyznaczania cen rozliczeniowych odchylenia na rynku bilansującym polegającą na wyznaczaniu godzinowych wartości ceny rozliczeniowej odchylenia sprzedaży (CROs) i ceny rozliczeniowej odchylenia zakupu (CROz) odpowiednio na podstawie średniej ważonej z godzinowych cen rozliczeniowych korekty pozycji kontraktowych (CRK) za zwiększenie i zmniejszenie generacji, przy jednoczesnej likwidacji strefy nieczułości niezbilansowania;
• zmianę zasad zawierania kontraktów i świadczenia usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych (GWS);
• wprowadzenie na podstawie umów zawieranych pomiędzy operatorem systemu przesyłowego i wytwórcami mechanizmu zapewniającego programowanie przez wytwórcę, w ramach realizacji swoich USE, tych jednostek, których praca jest wymagana ze względu na warunki techniczne pracy sieci, przy jednoczesnym kompensowaniu wytwórcy przez operatora systemu przesyłowego dodatkowych kosztów, jakie to spowoduje. Zarówno rozwiązania długofalowe, jak i program działań doraźnych były szczegółowo dyskutowane na forum Zespołu ds. Rozwiązań Systemowych Rynku Energii Elektrycznej. Niestety, podobnie jak w poprzednich przypadkach, nie udało się uzyskać kompromisu pozwalającego na rozpoczęcie prac wdrożeniowych.

Nowa Instrukcja Ruchu

Kolejnym, ostatnim w prezentowanym okresie, etapem modyfikacji zasad rynku bilansującego były zmiany zawarte w aktualnej Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej – Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi. Instrukcja ta została przygotowana we wrześniu 2005 roku, po czym po procesie konsultacji, zatwierdzeniu jej przez Prezesa URE oraz zaimplementowaniu nowych rozwiązań, obowiązuje od 1 czerwca 2006 roku. Modyfikacje zasad zawarte w nowej instrukcji opierają się na wynikach wcześniejszych prac, korygujących rozwiązania rynku „miedzianej płyty” w celu poprawy jakości jego działania. Jednocześnie uwzględniają one możliwość ich dalszego rozwoju zgodnie z opracowaną długofalową koncepcją rozwoju rynku energii. Do najważniejszych spośród wdrożonych od 1 czerwca 2006 roku rozwiązań należy zaliczyć:

• Wprowadzenie mechanizmu łagodzenia skutków siły rynkowej poszczególnych wytwórców poprzez stosowanie jednolitej ceny zakupu energii wytwarzanej w wyniku wymuszeń (cena ta jest równa średniej cenie sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym obliczanej i ogłaszanej przez Prezesa URE na podstawie art. 23 ust. 2 pkt 18) lit. b) ustawy Prawo energetyczne) przy jednoczesnym stosowaniu kontraktów na generację wymuszoną (GWS) w przypadkach, gdy jest wymagane kompensowanie wytwórcy dodatkowych kosztów.
• Ograniczenie możliwości prowadzenia gry rynkowej przez uczestników rynku ograniczeniami technicznymi pracy sieci przesyłowej oraz jednostek wytwórczych poprzez wprowadzenie łącznego rozliczania ofert przyrostowych i redukcyjnych w ramach pojedynczego wytwórcy oraz rozliczania kosztów działań dostosowawczych wynikających z uwzględniania ograniczeń technicznych pracy jednostek wytwórczych.
• Racjonalizacja kosztów rozliczeń awarii jednostek wytwórczych poprzez uwzględnienie w rozliczeniach całkowitych zdolności wytwórczych posiadanych przez danego wytwórcę.
• Wprowadzenie korzystniejszych zasad rozliczeń odchyleń odbiorców i spółek dystrybucyjnych poprzez racjonalizację cen za energię niezbilansowania.
• Stworzenie warunków do rozwoju zasady TPA poprzez wprowadzenie mechanizmu bilansowania handlowego obejmującego także miejsca dostarczania spoza obszaru rynku bilansującego.
• Zwiększenie dokładności zgłoszeń umów sprzedaży energii do 1 kWh.

Pierwsze cele osiągnięte

Wprowadzenie powyższych zmian pozwoliło już na osiągnięcie niektórych spośród zakładanych celów. Można zaobserwować istotną poprawę technicznej wykonalności grafików handlowych zgłaszanych dla jednostek wytwórczych. Towarzyszy temu znaczące zmniejszenie kosztów działań dostosowawczych prowadzonych przez OSP w ramach rynku bilansującego. W czerwcu były one równe 2,6 mln zł, podczas gdy w tym samym miesiącu poprzedniego roku wynosiły one 31,3 mln zł. Ilość energii zakupionej jako produkcja wymuszona warunkami technicznymi w czerwcu 2006 stanowiła tylko około 2,9% całkowitej produkcji jednostek wytwórczych, dla których były składane oferty bilansujące na rynku bilansującym. Obniżenie ceny płaconej za energię produkowaną w warunkach wymuszenia spowodowało znaczące obniżenie przychodów uzyskiwanych przez niektórych wytwórców na skutek działań dostosowawczych prowadzonych przez OSP. W szczególnych przypadkach, gdy poniesione koszty produkcji wymuszonej nie są pokryte uzyskanymi przychodami, istnieje możliwość zawarcia z OSP specjalnej umowy (tzw. kontrakt GWS). Należy także pamiętać, że zgodnie z przyjętą formułą przyszła cena rozliczania produkcji wymuszonej kształtowana jest przez aktualnie zawierane umowy sprzedaży na rynku konkurencyjnym energii. Wyniki w zakresie racjonalizacji kosztów awarii oraz kosztów odchyleń odbiorców i spółek dystrybucyjnych wskazują na poprawne funkcjonowanie wdrożonych rozwiązań. Ze zwiększonej dokładności zgłoszeń umów sprzedaży energii w czerwcu 2006 roku skorzystało 7 spośród 75 uczestników rynku bilansującego.

Pomimo powyższego PSE-Operator S.A. nie uznaje stanu, jaki został aktualnie osiągnięty za zadowalający. Co prawda wprowadzone zmiany w zasadach funkcjonowania rynku bilansującego istotnie złagodziły, obserwowane wcześniej, negatywne zjawiska, jednak ze względu na wprowadzanie tych zmian w ramach aktualnego modelu rynku energii elektrycznej nie było możliwe rozwiązanie wszystkich problemów, a co więcej, mając na uwadze dotychczasowe doświadczenia, nie można mieć pewności odnośnie utrzymania osiągniętych rezultatów w dłuższym terminie.

Konieczność weryfikacji modelu

W opinii PSE-Operator S.A., mając w szczególności na uwadze funkcjonowanie mechanizmów rynkowych w warunkach ekstremalnych pracy KSE podczas ostatniej fali upałów, nadal istnieje potrzeba dokonania systemowych zmian w rozwiązaniach rynkowych, w szczególności zweryfikowania zasadności stosowania w warunkach krajowych modelu rynku opartego na koncepcji „miedzianej płyty”. PSE-Operator S.A. będzie kontynuował inicjatywy w tym zakresie, dążąc do jak najszybszej dalszej poprawy jakości działania rynku bilansującego.

Więcej informacji na stronie
www.pse-operator.pl

1. Zjawisko znane również między innymi z rynku kalifornijskiego. Występowało ono masowo przed kryzysem, jaki tam wystąpił.
2. W tym okresie energia wytwarzana ze względu na ograniczenia techniczne była rozliczana według indywidualnych cen.
3. Ze względu na trudny i przeciągający się proces konsultacji, zakres wprowadzonych zmian został ograniczony w stosunku do pierwotnie planowanego. n