Raport Roczny URE 2006

background image

1







Raport Roczny

Prezesa Urz

ę

du Regulacji Energetyki

2006












































background image

2

Spis tre

ś

ci


1. Wprowadzenie.............................................................................................. 3

2. Podsumowanie / Główne osi

ą

gni

ę

cia ostatniego roku............................ 4

2.1 Struktura organizacyjna Urz

ę

du w uproszczeniu ..................................... 4

2.2. Opis sytuacji na rynku gazu i energii elektrycznej................................... 7

2.3 Główne zagadnienia pozostaj

ą

ce w kompetencjach Regulatora. ............ 9

3. Regulacja i funkcjonowanie rynku energii elektrycznej ........................ 10

3.1. Zagadnienia Regulacyjne [Artykuł 23(1) z wył

ą

czeniem lit. „h”]........... 10

3.1.1.

Z

AGADNIENIA OGÓLNE

..........................................................................................10

3.1.2.

Z

ARZ

Ą

DZANIE I ALOKACJA MOCY POŁ

Ą

CZE

Ń

MI

Ę

DZYSTEMOWYCH ORAZ MECHANIZMY

ZARZ

Ą

DZANIA PRZECI

Ąś

ENIAMI

........................................................................................11

3.1.3.

R

EGULACJA ZADA

Ń

PRZEDSI

Ę

BIORSTW PRZESYŁOWYCH I DYSTRYBUCYJNYCH

..........15

3.1.4.

E

FEKTYWNA RESTRUKTURYZACJA

..........................................................................19

3.2. Zagadnienia z zakresu ochrony i promowania konkurencji [art. 23(8)
oraz 23(1) (h)] – rynek energii elektrycznej .................................................. 21

3.2.1.

C

HARAKTERYSTYKA RYNKU SPRZEDA

ś

Y HURTOWEJ

................................................22

3.2.2.

C

HARAKTERYSTYKA RYNKU SPRZEDA

ś

Y DETALICZNEJ

.............................................27

3.2.3

Ś

RODKI ZAPOBIEGAJ

Ą

CE NADU

ś

YCIU POZYCJI DOMINUJ

Ą

CEJ NA RYNKU WŁA

Ś

CIWYM

.29

4. Regulacja i funkcjonowanie rynku gazu ziemnego................................ 34

4.1. Zagadnienia z zakresu regulacji [artykuł 25(1)]..................................... 34

4.1.1.

Z

AGADNIENIA OGÓLNE

..........................................................................................34

4.1.2.

Z

ARZ

Ą

DZANIE ORAZ NOMINOWANIE PRZEPUSTOWO

Ś

CI POŁ

Ą

CZE

Ń

MI

Ę

DZYSYSTEMOWYCH ORAZ ZASADY ZARZ

Ą

DZANIA OGRANICZENIAMI

...............................35

4.1.3.

P

RAWNE OBOWI

Ą

ZKI PRZEDSI

Ę

BIORSTW PRZESYŁU ORAZ DYSTRYBUCJI GAZU

..........36

4.1.4.

E

FEKTYWNA RESTRUKTURYZACJA

..........................................................................39

4.2. Zagadnienia z zakresu ochrony i promowania konkurencji [art. 25(1)(h)]
...................................................................................................................... 41

4.2.1

C

HARAKTERYSTYKA STRUKTURY RYNKU SPRZEDA

ś

Y HURTOWEJ

..............................41

4.2.2.

C

HARAKTERYSTYKA RYNKU SPRZEDA

ś

Y DETALICZNEJ

.............................................43

5 Bezpiecze

ń

stwo dostaw............................................................................. 47

5.1. Energia elektryczna [Artykuł 4].............................................................. 47

5.2. Gaz [Artykuł 5] ....................................................................................... 50

6 Zagadnienia z zakresu usług o charakterze u

ż

yteczno

ś

ci publicznej

[Art. 3(9) dla energii elektrycznej i Art. 3(6) dla gazu] ................................ 55

background image

3

1. Wprowadzenie

Przygotowany dokument jest drugim raportem przedkładanym Komisji Europejskiej przez

Prezesa Urz

ę

du Regulacji Energetyki, który tym samym wypełnia obowi

ą

zek okre

ś

lony w

ustawie Prawo energetyczne oraz Dyrektywach 2003/54/WE

1

i 2003/55/WE

2

.

Zgodnie z ustaleniami pomi

ę

dzy Europejsk

ą

Rad

ą

Regulatorów Energetyki (ang. Council of

European Energy Regulators – CEER) a Komisj

ą

Europejsk

ą

. Raport zwiera dane oraz

ocen

ę

zjawisk jakie zaszły w 2005 r. na rynku energii elektrycznej i rynku gazu. Cz

ęść

z

przedstawionych informacji (dane z I półrocza 2005 r.) zaprezentowano w Raporcie

Krajowym 2005.

W niniejszym Raporcie szczególna uwaga została po

ś

wi

ę

cona zjawiskom które nie

zostały zaprezentowane w poprzednim.

Postanowienia ustawy Prawo energetyczne, które implementowały Dyrektyw

ę

2003/54/WE oraz 2003/55/WE zacz

ę

ły obowi

ą

zywa

ć

w maju 2005 r. Tak wi

ę

c ocena

wprowadzonych zapisów oraz ich wpływu na funkcjonowanie rynku w poprzednim Raporcie

nie była pełna. Obecny Raport zawiera ocen

ę

zarówno kompetencji Regulatora i jego

mo

ż

liwo

ś

ci oddziaływania na rynek jak i funkcjonowanie podmiotów sektora energetycznego

w nowym stanie prawnym, którego celem jest umo

ż

liwienie konkurencji.

W 2005 r. budowa konkurencyjnego rynku odbywała si

ę

w dwóch wymiarach: krajowym

oraz europejskim. Zarówno w ocenie Komisji Europejskiej

3

jak i samych Regulatorów nie jest

mo

ż

liwa jednoczesna integracja rynków krajowych w jeden wspólny rynek energii

elektrycznej i gazu. Rozwi

ą

zaniem s

ą

inicjatywy regionalne i stopniowe ł

ą

czenie rynków

krajowych. Raport po raz pierwszy uwzgl

ę

dnia ten problem i zawiera dane, które wskazuj

ą

na stopie

ń

integracji poszczególnych regionów (wi

ę

cej w rozdz. 3). Lektura Raportu mo

ż

e

wywoła

ć

refleksj

ę

,

ż

e post

ę

p w liberalizacji rynku krajowego oraz integracji rynków krajowych

mo

ż

e wyda

ć

si

ę

niewystarczaj

ą

cy ale nale

ż

y pami

ę

ta

ć

,

ż

e rynek nie jest kształtowany

jedynie przez decyzje Regulatorów.

1

Dyrektywa 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotycz

ą

ca wspólnych zasad rynku

wewn

ę

trznego energii elektrycznej i uchylaj

ą

ca dyrektyw

ę

96/92/WE Dziennik Urz

ę

dowy Unii Europejskiej L 176 , 15/07/2003

str. 0037 – 0056

2

Dyrektywa 2003/55/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotycz

ą

ca wspólnych zasad rynku

wewn

ę

trznego gazu ziemnego i uchylaj

ą

ca dyrektyw

ę

98/30/WE Dziennik Urz

ę

dowy Unii Europejskiej L 176 , 15/07/2003 str.

0057 – 0078

3

Komunikat Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego Sprawozdanie z post

ę

pów w tworzeniu wewn

ę

trznego rynku gazu

ziemnego i energii elektrycznej, Bruksela dnia 15. 11. 2005 COM (2005) 568 ko

ń

cowy {SEC(2005)1448}

background image

4

2. Podsumowanie / Główne osi

ą

gni

ę

cia ostatniego roku

Dyrektywy 2003/54/WE oraz 2003/55/WE zostały wdro

ż

one ustaw

ą

z dnia 4 marca 2005

r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne (PE) oraz ustawy Prawo ochrony

ś

rodowiska

(Dz.U. Nr 62 poz. 552), która weszła w

ż

ycie w maju 2005 r. Ustawa PE w nowym brzmieniu

wpłyn

ę

ła na zmian

ę

zachowa

ń

cz

ęś

ci podmiotów działaj

ą

cych na rynku. Na Prezesa Urz

ę

du

Regulacji Energetyki zostały nało

ż

one nowe obowi

ą

zki zwi

ą

zane m.in. z regulacj

ą

zasad

ogłaszania przetargów na nowe moce wytwórcze, na jakich funkcjonuje operator systemu
przesyłowego oraz operatorzy systemów dystrybucyjnych.. Wszystkie kompetencje Prezesa
URE oraz struktura Urz

ę

du, którym kieruje, zostały przedstawione w Raporcie Rocznym

2005.

Przez osiem miesi

ę

cy 2005 r. Prezes URE realizował swoje obowi

ą

zki w oparciu o

znowelizowan

ą

ustaw

ę

. Mimo

ż

e okres ten był krótki w porównaniu do misji regulacyjnej

prowadzonej przez Prezesa URE od 1997 r., to jednak pozwala na wst

ę

pn

ą

ocen

ę

funkcjonowania Regulatora oraz działania rynku w nowym stanie prawnym. Poni

ż

ej została

przedstawiona ocena wprowadzonych zmian. Ocena ta b

ę

dzie si

ę

cz

ęś

ciowo odnosi

ć

równie

ż

do kompetencji Prezesa URE, które s

ą

realizowane od momentu powołania

Regulatora.

2.1 Struktura organizacyjna Urz

ę

du w uproszczeniu

Struktura zarz

ą

du b

ą

d

ź

rady

Zadania ustawowe Prezes URE wypełnia przy pomocy Urz

ę

du Regulacji Energetyki

podzielonego na departamenty, biura i oddziały terenowe.
Ze wzgl

ę

du na stosunkowo du

ż

y obszar Polski oraz zakres działa

ń

Prezesa URE, ,

koncesjonowanie i taryfowanie działalno

ś

ci przedsi

ę

biorstw ciepłowniczych oraz rozstrzyganie

sporów pomi

ę

dzy odbiorcami a przedsi

ę

biorstwami, które maj

ą

charakter lokalny, struktura ta

zapewnia bardzo dobry kontakt podmiotów działaj

ą

cych na rynku oraz odbiorców z

pracownikami Urz

ę

du. Wydaje si

ę

, i

ż

umo

ż

liwia to równie

ż

skuteczniejsze monitorowanie

rynku.

Realizacja głównych zada

ń

statutowych.

Prezes URE realizuje zadania z zakresu spraw regulacji gospodarki paliwami i energi

ą

oraz promowania konkurencji. Zakres kompetencji i obowi

ą

zków Prezesa URE obejmuje

m.in.:


promowanie konkurencji na rynku energii elektrycznej i gazu
Otwarcie w 2005 r. rynku energii elektrycznej i gazu dla podmiotów nie b

ę

d

ą

cych

gospodarstwami domowymi nie spowodowało zwi

ę

kszonej aktywno

ś

ci odbiorców. Z danych

dla lat 2004 i 2005 wynika,

ż

e w 2005 r. zmniejszyła si

ę

liczba odbiorców, którzy zdecydowali

si

ę

na zmian

ę

swojego sprzedawcy. Przyczyn braku aktywno

ś

ci odbiorców nie nale

ż

y

szuka

ć

tylko w strukturze przedsi

ę

biorstw zajmuj

ą

cych si

ę

dystrybucj

ą

(brak skutecznego

unbundlingu) czy ograniczeniom wynikaj

ą

cym z „blokady” cz

ęś

ci energii w kontraktach

długoterminowych, ale m.in. w braku przepisów okre

ś

laj

ą

cych procedury zmiany

sprzedawcy. Prezes URE nie ma mo

ż

liwo

ś

ci samodzielnego ustalenia zasad, na jakich

zmiana ta powinna by

ć

dokonywana. Pomimo podejmowania działa

ń

maj

ą

cych przybli

ż

y

ć

background image

5

ten temat odbiorcy ko

ń

cowemu, praktycznie nie ma mo

ż

liwo

ś

ci pokazania, jak zmiana

powinna przebiega

ć

i jakie korzy

ś

ci mo

ż

e przynie

ść

.


unbundling

oraz wyznaczanie

operatorów

systemów

przesyłowych

i

dystrybucyjnych

Ustawa PE nakłada na Prezesa URE obowi

ą

zek promowania konkurencji, jednak

ż

e

ustawodawca nie przewidział dla niego skutecznych narz

ę

dzi w zakresie uzyskania

informacji i wpływu na zmiany struktury wła

ś

cicielskiej przedsi

ę

biorstw energetycznych

działaj

ą

cych na rynku energii oraz katalogu mo

ż

liwych do podj

ę

cia działa

ń

maj

ą

cych

zapewni

ć

wystarczaj

ą

c

ą

ż

norodno

ść

uczestników rynku i zwi

ę

kszy

ć

konkurencj

ę

.

W podejmowaniu decyzji, np. o modelu unbundling lub o konsolidacji na rynku energii,
uczestniczy tylko w przypadku zaproszenia i wył

ą

cznie na prawach innych podmiotów

zaproszonych do konsultacji..

Kwestie wyznaczania operatorów systemów, zarówno elektroenergetycznych, jak

i gazowych, reguluj

ą

przepisy art. 9h ustawy PE. Zgodnie z ust. 1 tego przepisu,

Prezes URE, na wniosek wła

ś

ciciela sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej, instalacji

magazynowania paliw gazowych lub instalacji skraplania gazu ziemnego, wyznacza
operatora, w drodze decyzji, na czas okre

ś

lony. Oznacza to,

ż

e Prezes URE nie mo

ż

e

wyznaczy

ć

operatorów z urz

ę

du, a tylko na wniosek wła

ś

ciciela infrastruktury

elektroenergetycznej lub gazowej. Przepisy nie nakładaj

ą

na przedsi

ę

biorstwa energetyczne

obowi

ą

zku wyst

ę

powania z wnioskiem o wyznaczenie na operatora systemu – stosownie do

zakresu prowadzonej działalno

ś

ci koncesjonowanej. Prezes URE nie posiada uprawnie

ń

do

wezwania danego podmiotu do wyst

ą

pienia z odpowiednim wnioskiem.

Nale

ż

y równie

ż

zauwa

ż

y

ć

,

ż

e ani w ustawie PE, ani te

ż

w

ż

adnym z dokumentów rz

ą

dowych

nie wskazano daty wyodr

ę

bnienia operatora systemu magazynowania – kluczowego

podmiotu z punktu widzenia tworzenia rynku gazu. Niemniej jednak Prezes URE podj

ą

ł

działania, aby wła

ś

ciciel wszystkich magazynów gazu ziemnego znajduj

ą

cych si

ę

na terenie

Polski – Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA (PGNiG SA) – wyodr

ę

bnił działalno

ść

w zakresie magazynowania paliw gazowych. Na mocy decyzji Prezesa URE z dnia 1 lutego
2006 r. o udzieleniu koncesji na magazynowanie paliw gazowych, PGNiG SA mo

ż

e

wykonywa

ć

działalno

ść

gospodarcz

ą

polegaj

ą

c

ą

na

ś

wiadczeniu usług w zakresie

magazynowania gazu ziemnego. Istniej

ą

zatem formalnoprawne podstawy do wyst

ą

pienia

przez PGNiG SA z wnioskiem o wyznaczenie go operatorem systemu magazynowego.

zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci w zakresie bilansowania

systemu i zarz

ą

dzania ograniczeniami systemowymi

Prezes URE ma ograniczone kompetencje ustawowe w zakresie stanowienia standardów

dotycz

ą

cych działalno

ś

ci przedsi

ę

biorstw energetycznych – du

ż

ym przełomem było

przyznanie mu od maja 2005 r. kompetencji do zatwierdzania instrukcji ruchu operatorów
sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Uprawnienie to jest szczególnie skuteczne przy
promowaniu konkurencji, poniewa

ż

w procesie zatwierdzania instrukcji Regulator mo

ż

e

żą

da

ć

wprowadzenia w niej zapisów umo

ż

liwiaj

ą

cych rozwój konkurencji. Na razie trudno

jednak oceni

ć

skuteczno

ść

działa

ń

Regulatora w tym zakresie ze wzgl

ę

du na zbyt krótki

okres obowi

ą

zywania (od 1 czerwca 2006 r.) zatwierdzonej instrukcji przesyłowej operatora

elektroenergetycznego, za

ś

instrukcja operatora gazowego wejdzie w

ż

ycie 1 sierpnia

2006 r.

zatwierdzanie i kontrolowanie taryf dla energii elektrycznej, ciepła i paliw

gazowych

Jedn

ą

z przeszkód w skutecznej regulacji w tym zakresie stanowi brak prawnych

uregulowa

ń

dotycz

ą

cych specjalnego statusu przedsi

ę

biorstwa regulowanego. Zarz

ą

dy

przedsi

ę

biorstw s

ą

zobowi

ą

zane do działania maj

ą

cego maksymalizowa

ć

zyski

przedsi

ę

biorstwa (zgodnie z przepisami kodeksu spółek handlowych). Specjalny status

powinien wi

ę

c uwzgl

ę

dnia

ć

wymagania stawiane przedsi

ę

biorstwom regulowanym, cz

ę

sto

odmienne

od

stosowanych

wzgl

ę

dem

przedsi

ę

biorstw

działaj

ą

cych

na rynkach

background image

6

konkurencyjnych

(nieregulowanych).

Konieczne

jest

wprowadzenie

zasad

tzw.

rachunkowo

ś

ci regulacyjnej (specyfika prowadzenia działalno

ś

ci regulowanej powoduje,

ż

e

stosowanie zwykłych zasad rachunkowo

ś

ci jest utrudnione).

Kolejnym problemem s

ą

zmiany w polityce fiskalnej powoduj

ą

ce podwy

ż

szenie podatków

płaconych przez przedsi

ę

biorstwa energetyczne. Skutkiem tych zmian jest najcz

ęś

ciej wzrost

cen energii i w efekcie obci

ąż

enie odbiorców. Z uwagi na długookresowy cykl inwestycyjny w

tej bran

ż

y konieczne jest okre

ś

lenie po

żą

danego z punktu widzenia gospodarki poziomu

obci

ąż

e

ń

fiskalnych energetyki oraz ich stabilizacja..

uzgadnianie

projektów

planów

rozwoju

sieciowych

przedsi

ę

biorstw

energetycznych,

udzielanie

zgody

na

budow

ę

gazoci

ą

gów

lub

linii

bezpo

ś

rednich

W oparciu o analiz

ę

danych zawartych w wymienionych dokumentach, Prezes URE

uzyskuje pogl

ą

d na temat technicznych warunków niezawodno

ś

ci dostarczania energii

elektrycznej i poznaje argumenty przemawiaj

ą

ce za uznaniem okre

ś

lonego poziomu

nakładów inwestycyjnych za uzasadniony. Nast

ę

pnie, w procesie zatwierdzania taryf

operatorom sieciowym stanowi to przesłank

ę

do podj

ę

cia przez regulatora decyzji o uznaniu

ś

rodków niezb

ę

dnych do rozwoju i utrzymania infrastruktury, przyczyniaj

ą

c

ą

si

ę

tym samym

do poprawy bezpiecze

ń

stwa dostaw energii elektrycznej. Mo

ż

liwo

ść

podejmowania

odpowiednich działa

ń

w tym zakresie została pozostawiona do uznania Prezesa URE –

to na Regulatorze

spoczywa

obowi

ą

zek

opracowania

skomplikowanych

procedur

(np. opracowanie modelu oceny).

Prezes URE został równie

ż

ą

czony w proces inwestycyjny zwi

ą

zany z budow

ą

gazoci

ą

gów bezpo

ś

rednich lub linii bezpo

ś

rednich, poprzez udzielanie zgody na budow

ę

tego rodzaju gazoci

ą

gów lub linii. Zgoda ta musi by

ć

udzielona przed wydaniem decyzji

o pozwoleniu na budow

ę

. Pierwsze do

ś

wiadczenia w tym zakresie nie wskazuj

ą

na istnienie

trudno

ś

ci przy realizacji tego zadania.

rozstrzyganie sporów w zakresie stosowania zasady dost

ę

pu stron trzecich do

sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, monitorowanie funkcjonowania rynków
energii elektrycznej i gazu

Podczas obserwacji procesów zachodz

ą

cych na rynku oraz spotka

ń

z przedstawicielami

przedsi

ę

biorstw energetycznych i odbiorcami Regulator cz

ę

sto otrzymuje informacje

o istnieniu niepokoj

ą

cych zjawisk. Nie ma jednak kompetencji ustawowej, by podj

ąć

z urz

ę

du

działania maj

ą

ce wyja

ś

ni

ć

lub zapobiec nieprawidłowo

ś

ciom. Szczególnie jest to widoczne w

obszarze zasady TPA, gdzie Prezes URE nie ma mo

ż

liwo

ś

ci rozstrzygania z urz

ę

du spraw

spornych – aby rozpocz

ąć

działanie, musi czeka

ć

na wniosek odbiorcy, który cz

ę

sto obawia

si

ę

wej

ść

w spór ze swoim dostawc

ą

(dystrybutorem). Kompetencja ta ma wi

ę

c praktycznie

znikome znaczenie, tym bardziej,

ż

e rozstrzygni

ę

cia zapadaj

ą

w sprawach indywidualnych i

nie stanowi

ą

obowi

ą

zuj

ą

cego powszechnie standardu. Dlatego zapewnienie Regulatorowi

mo

ż

liwo

ś

ci działania z urz

ę

du, a nie tylko na wniosek, oraz wydawania na podstawie

wyników post

ę

powania wytycznych obowi

ą

zuj

ą

cych przedsi

ę

biorstwa energetyczne wydaje

si

ę

by

ć

jedynym skutecznym rozwi

ą

zaniem problemu.

udzielanie b

ą

d

ź

cofanie koncesji na działalno

ść

energetyczn

ą

przedsi

ę

biorstw,

w tym na paliwa gazowe i ciekłe

Na podstawie do

ś

wiadcze

ń

polskiej praktyki regulacyjnej mo

ż

na stwierdzi

ć

,

ż

e koncesja nie

stała si

ę

instrumentem utrudniaj

ą

cym lub wr

ę

cz zamykaj

ą

cym dost

ę

p do rynku. Proces koncesyjny

przebiega w warunkach równoprawnego traktowania podmiotów ubiegaj

ą

cych si

ę

o koncesj

ę

i nie

dyskryminuje

ż

adnego przedsi

ę

biorstwa. Z kolei wypracowana i wdro

ż

ona procedura

koncesjonowania umo

ż

liwia zainteresowanym podmiotom prowadzenie nieskr

ę

powanej

i efektywnej działalno

ś

ci w sektorze energetycznym.

Problemem jest koncesjonowanie przedsi

ę

biorstw zajmuj

ą

cych si

ę

obrotem paliwami. Istniej

ą

ce

regulacje prawne, dotycz

ą

ce m.in. udzielania czy cofania koncesji, nie s

ą

skuteczne w

background image

7

stosunku do tych przedsi

ę

biorców, którzy z pełn

ą

ś

wiadomo

ś

ci

ą

łami

ą

przepisy prawa.

Regulacje prawne zawarte w ustawie PE dotycz

ą

ce koncesjonowania innych działalno

ś

ci

energetycznych okazały si

ę

niewystarczaj

ą

ce w odniesieniu do sektora paliw ciekłych.

nakładanie kar na przedsi

ę

biorstwa energetyczne za niewywi

ą

zywanie si

ę

z ustawowych zobowi

ą

za

ń

Kara mo

ż

e by

ć

nało

ż

ona zarówno na przedsi

ę

biorstwo, jak i na jego kierownika.

Jednak

ż

e wszystkie wymierzone do tej pory kary, były nakładane na przedsi

ę

biorstwa

energetyczne.

Prezes URE wymierzaj

ą

c kar

ę

zakłada,

ż

e zadziała ona wychowawczo na ukarany

podmiot, aby uchybienia, za które został ukarany, nie powtarzały si

ę

w przyszło

ś

ci,

a jednocze

ś

nie prewencyjnie – zmusi do refleksji inne przedsi

ę

biorstwa energetyczne, aby

wykonywały działalno

ść

koncesjonowan

ą

zgodnie z obowi

ą

zuj

ą

cymi przepisami.

wydawanie i umarzanie

ś

wiadectw pochodzenia

System

ś

wiadectw pochodzenia energii elektrycznej ze

ź

ródeł odnawialnych stanowi

odpowiednik „zielonych certyfikatów” i jednoznacznie identyfikuje pochodzenie cz

ęś

ci energii

elektrycznej, zu

ż

ywanej zarówno na potrzeby własne wytwórców, jak i wprowadzanej do

krajowego systemu elektroenergetycznego.
Zasób do

ś

wiadcze

ń

zebranych podczas prawie dwuletniego funkcjonowania systemu

ś

wiadectw pochodzenia pozwala stwierdzi

ć

,

ż

e wymaga on przystosowania do aktualnego

stanu techniki informatycznej (IT), co obni

ż

yłoby koszty i znacznie zwi

ę

kszyło sprawno

ść

funkcjonowania. Jednocze

ś

nie mo

ż

na ju

ż

powiedzie

ć

,

ż

e system pozwolił na pełn

ą

certyfikacj

ę

i wsparcie

ź

ródeł odnawialnych, ale nie przyczynił si

ę

do rozwoju i powstawania

nowych

ź

ródeł tego rodzaju.

Proces wydawania i umarzania

ś

wiadectw pochodzenia przebiega obecnie bez komplikacji.

2.2. Opis sytuacji na rynku gazu i energii elektrycznej

Rynek gazu

Rok 2005 był okresem kontynuacji zmian w procesie urynkowienia polskiego sektora

gazowego.

Najwi

ę

ksze zmiany dotyczyły organizacji sektora. Nast

ą

piło wydzielenie ze struktury

przedsi

ę

biorstwa dominuj

ą

cego – PGNiG SA spółki Operator Gazoci

ą

gów Przesyłowych

Gaz-System Sp. z o.o. (OGP Gaz-System Sp. z o.o.) – nale

żą

cej w 100% do Skarbu

Pa

ń

stwa, która rozpocz

ę

ła działalno

ść

jako operator systemu przesyłowego. Nast

ę

pnie,

dzi

ę

ki publicznej emisji akcji PGNiG SA, przeprowadzonej we wrze

ś

niu na warszawskiej

Giełdzie Papierów Warto

ś

ciowych, spółce udało si

ę

pozyska

ć

ok. 2,7 mld zł. Zgodnie

z przyj

ę

t

ą

strategi

ą

przedsi

ę

biorstwa,

ś

rodki te zostan

ą

przeznaczone m.in. na realizacj

ę

projektów strategicznych, takich jak zwi

ę

kszenie wydobycia krajowego gazu, rozbudow

ę

pojemno

ś

ci magazynowych oraz dywersyfikacj

ę

ź

ródeł dostaw gazu do Polski, m.in. poprzez

budow

ę

terminala importowego LNG.

Zreorganizowano tak

ż

e działalno

ść

sze

ś

ciu spółek dystrybucyjnych poprzez ksi

ę

gowe

wyodr

ę

bnienie pionów zajmuj

ą

cych si

ę

działalno

ś

ci

ą

sieciow

ą

. Ponadto, podj

ę

to działania

regulacyjne w celu ustanowienia operatora systemu magazynowego, który b

ę

dzie

zobowi

ą

zany do udost

ę

pniania swoich pojemno

ś

ci magazynowych na rzecz wszystkich

uczestników rynku. Rozpocz

ę

to tak

ż

e prace nad zatwierdzeniem kodeksu sieci przesyłowej,

który ma zawiera

ć

zasady funkcjonowania podmiotów na liberalizowanym rynku gazu,

pomocne w zapewnieniu im niedyskryminacyjnego dost

ę

pu do sieci przesyłowych.

Te niezb

ę

dne zmiany nie wystarczaj

ą

jednak do podwa

ż

enia dotychczasowej

monopolistycznej struktury sektora. Ten stan rzeczy wzmocniony uwarunkowaniami
infrastrukturalnymi spowodował,

ż

e niewiele zmieniło si

ę

w zakresie stosowania zasady TPA.

ś

aden z ponad 57 tys. uprawnionych podmiotów nie skorzystał z mo

ż

liwo

ś

ci zmiany

dostawcy gazu. Powoli przebiegał równie

ż

proces eliminowania barier dost

ę

pu do sieci

background image

8

przesyłowej. Wszelkie

zamierzenia

dotycz

ą

ce

rozbudowy

systemów

pomiarowo-

telemetrycznych maj

ą

cych poprawi

ć

obsług

ę

odbiorców uprawnionych znajduj

ą

si

ę

dopiero

w fazie wst

ę

pnej.

Z uwagi na bardzo silny wzrost cen ropy naftowej na rynkach

ś

wiatowych w 2005 r.,

Prezes URE trzykrotnie zgodził si

ę

na podwy

ż

szenie taryf dla odbiorców gazu. Jednak

ż

e

podwy

ż

ki te były prawie o 14% ni

ż

sze od tych, które zostały zawarte we wnioskach

taryfowych. Nie zahamowały one jednak wzrostu popytu na gaz, szczególnie w

ś

ród

odbiorców przemysłowych (wzrost sprzeda

ż

y o 4,5%), małych odbiorców przemysłowych

(1,3%) oraz gospodarstw domowych (2,9%).

W 2005 r. trwały prace nad poszukiwaniem i eksploatacj

ą

złó

ż

gazu w rejonie Karpat,

Przedgórza Karpat oraz na Ni

ż

u Polskim. Produkcja krajowa wyniosła 4,3 mld m³ gazu i

zaspokoiła zapotrzebowanie odbiorców w 31%. W strukturze dostawców gazu do Polski nie
nast

ą

piły wi

ę

ksze zmiany. Rosja pozostaje najwi

ę

kszym eksporterem surowca (65,4%),

natomiast zwi

ę

kszył si

ę

do 26,2% (3,4 mld m³) udział w dostawach gazu pa

ń

stw

ś

rodkowoazjatyckich.

Rynek energii elektrycznej

W 2005 r. moc zainstalowana elektrowni krajowych wyniosła 34 673 MW, w tym 32 120

MW w elektrowniach zawodowych i 2 553 MW w elektrociepłowniach przemysłowych. Na
rynku funkcjonowało ok. 120 koncesjonowanych wytwórców, w tym: 12 elektrowni lub
zespołów elektrowni i 18 elektrociepłowni lub zespołów elektrociepłowni. Popyt szczytowy
wyniósł 23,48 GW i był nieznacznie wy

ż

szy ni

ż

w 2004 r. Natomiast dost

ę

pne moce

wytwórcze wyniosły 27,80 GW i minimalnie obni

ż

yły si

ę

w stosunku do poprzedniego roku.

W 2005 r. funkcjonowało 14 Spółek (grup) Dystrybucyjnych, czyli naturalnych monopoli
sieciowych o zasi

ę

gu lokalnym.

W 2005 r. stopie

ń

wykorzystania przez uprawnionych odbiorców prawa do zmiany

sprzedawcy nie zmienił si

ę

w porównaniu do 2004 r

4

. Ilo

ść

energii elektrycznej dostarczonej

w 2005 r. przez spółki dystrybucyjne w ramach TPA wyniosła 7 433 GWh, co stanowiło 7%
całkowitych dostaw do odbiorców ko

ń

cowych zrealizowanych przez spółki w ubiegłym roku.

Dodatkowe 2 694 GWh (3% całkowitych dostaw) stanowiła energia elektryczna zakupiona na
warunkach rynkowych, tzn. po cenach negocjowanych od jednej ze spółek dystrybucyjnych
przez przył

ą

czonych do sieci tej spółki czterech odbiorców przemysłowych.

Poniewa

ż

operator sieci przesyłowej, co do zasady, nie prowadzi działalno

ś

ci obrotowej,

wszyscy odbiorcy przył

ą

czeni do sieci przesyłowej nabywaj

ą

energi

ę

od wybranych przez

siebie sprzedawców. Ilo

ść

energii elektrycznej dostarczonej tym odbiorcom w 2005 r.

wyniosła 2 106 GWh.

Całkowita sprzeda

ż

energii elektrycznej w 2005 r. odbiorcom ko

ń

cowym na warunkach

rynkowych wyniosła 12 233 GWh (11,4% energii dostarczonej ogółem odbiorcom
ko

ń

cowym).

Niski poziom wykorzystania przez odbiorców prawa do zmiany sprzedawcy energii

elektrycznej w 2005 r. był spowodowany: niedoskonało

ś

ci

ą

funkcjonowania rynku hurtowego

(skutkuj

ą

cego brakiem konkurencyjnych ofert przedsi

ę

biorstw obrotu), stosowaniem upustów

przez spółki dystrybucyjne oraz istnieniem takich barier natury administracyjnej i technicznej
jak:

-

brak jednolitej procedury zmiany sprzedawcy;

-

niekorzystne zasady bilansowania;

-

zawy

ż

anie przez spółki dystrybucyjne wymaga

ń

dotycz

ą

cych układów pomiarowo-

rozliczeniowych.

Rok 2005 nie przyniósł zasadniczych zmian na polskim rynku energii elektrycznej.

Rz

ą

dowi nie udało si

ę

rozwi

ą

za

ć

problemu kontraktów długoterminowych, jak te

ż

okre

ś

li

ć

strategii dla sektora na najbli

ż

sze lata. Nie zrealizowano tak

ż

e zało

ż

e

ń

z obszaru

prywatyzacji sektora elektroenergetycznego.

4

W 2005 r. prawo do zmiany sprzedawcy energii elektrycznej posiadali wszyscy odbiorcy z wyj

ą

tkiem odbiorców

w gospodarstwach domowych.

background image

9

Główne działania nakierowane były na konsolidacj

ę

spółek tego sektora. W podsektorze

wytwarzania dało si

ę

zauwa

ż

y

ć

wzrost koncentracji rynku (udział w rynku trzech

najwi

ę

kszych wytwórców wyniósł 62,6%). Natomiast podsektor dystrybucji zmierzał ku

integracji poziomej. W 2005 r. skonsolidowano sze

ść

zakładów energetycznych z terenu

wschodniej Polski, tworz

ą

c tym samym Wschodni

ą

Grup

ę

Energetyczn

ą

z siedzib

ą

w Lublinie.

2.3 Główne zagadnienia pozostaj

ą

ce w kompetencjach Regulatora.


Podstawowymi sprawinami w działalno

ś

ci Prezesa URE jest wdro

ż

enie i nadzorowanie

liberalizacji rynków energii dla przeciwdziałania negatywnym skutkom monopoli w interesie
trwałego bezpiecze

ń

stwa energetycznego, poprawy konkurencyjno

ś

ci gospodarki oraz

ochrony

ś

rodowiska przed negatywnymi skutkami oddziaływania procesów energetycznych.

Regulator spełnia swoj

ą

misj

ę

, reguluj

ą

c działalno

ść

przedsi

ę

biorstw energetycznych

zgodnie z prawem i zało

ż

eniami polityki energetycznej pa

ń

stwa, zmierzaj

ą

c do

zrównowa

ż

enia interesów przedsi

ę

biorstw energetycznych oraz odbiorców paliw i energii.






























background image

10

3. Regulacja i funkcjonowanie rynku energii elektrycznej

3.1. Zagadnienia Regulacyjne [Artykuł 23(1) z wył

ą

czeniem lit. „h”]

Regulator zwykle jest postrzegany jako podmiot odpowiedzialny za kształt

i funkcjonowanie rynku energii elektrycznej, jednak to jaka jest sytuacja na rynku energii
zale

ż

y od działa

ń

podejmowanych przez ró

ż

ne podmioty. Najwa

ż

niejsze z ich to: Parlament

(ustawa Prawo energetyczne i jej nowelizacje), rz

ą

d (przygotowanie polityki w stosunku do

sektora, wydawanie aktów wykonawczych do ustawy, prowadzenie polityki wła

ś

cicielskiej

przez Ministra Skarbu, Minister Finansów odpowiedzialny za podatki), organy administracji
centralnej (Prezes Urz

ę

du Ochrony Konkurencji i Konsumentów – Prezes UOKiK), s

ą

dy

rozstrzygaj

ą

ce odwołania od decyzji Prezesa URE i Prezesa UOKiK, przedsi

ę

biorstwa

działaj

ą

ce na rynku, odbiorcy. Coraz wi

ę

kszy wypływ na sytuacj

ę

na rynku krajowym ma

równie

ż

sytuacja mi

ę

dzynarodowa (zwi

ę

kszenie konsumpcji energii, uzale

ż

nianie si

ę

od

importowanych

ź

ródeł pierwotnych) oraz działania podejmowane w celu stworzenia

wspólnego rynku (budowa poł

ą

cze

ń

transgranicznych).

Ze wzgl

ę

du na integracj

ę

z rynkami s

ą

siednimi – tworzenie regionalnych rynków energii

(które maj

ą

by

ć

etapem w osi

ą

gni

ę

ciu pełnej integracji i funkcjonowaniu jednego wspólnego

rynku energii elektrycznej) „poszerza si

ę

” równie

ż

obszar w którym działa Regulator. Ta

sytuacja stawia równie

ż

nowe wyzwania przed Regulatorem.

W dalszej cz

ęś

ci Raportu przedstawiono sytuacj

ę

na rynku energii elektrycznej w 2005 r.

oraz omówiono główne zmiany jakie zaszły w stosunku do roku 2004.



3.1.1. Zagadnienia ogólne

Przyst

ą

pienie Polski do Unii Europejskiej spowodowało konieczno

ść

implementacji do

prawa krajowego wspólnotowych przepisów dotycz

ą

cych m.in. elektroenergetyki. W

odniesieniu do rynku energii elektrycznej szczególne znaczenie dla jego pełnej liberalizacji i
wdro

ż

enia prawa wyboru sprzedawcy ma Dyrektywa 2003/54/WE dotycz

ą

ca wspólnych

zasad na wewn

ę

trznym rynku energii elektrycznej. W celu wypełnienia obowi

ą

zków

wynikaj

ą

cych m.in. z tej dyrektywy została dokonana nowelizacja ustawy – Prawo

energetyczne, która w zmienionym kształcie weszła w

ż

ycie 3 maja 2005 r.

Nowelizacja ustawy w pierwszej kolejno

ś

ci dokonała formalnie otwarcia rynku energii

(czyli prawa wyboru sprzedawcy) dla wszystkich odbiorców z wyj

ą

tkiem gospodarstw

domowych. Ci ostatni, zgodnie z zapisami Dyrektywy 2003/54/WE, nab

ę

d

ą

prawo wyboru

sprzedawcy energii 1 lipca 2007 r. (zmienia to okre

ś

lony w 2003 r. harmonogram otwarcia

rynku). Polski ustawodawca zrezygnował ze wskazania odbiorcy uprawnionego wg wielko

ś

ci

zu

ż

ycia ze wzgl

ę

du na specyfik

ę

polskich przepisów dotycz

ą

cych prowadzenia działalno

ś

ci

gospodarczej i rejestracji przedsi

ę

biorstw (zu

ż

ycie energii elektrycznej przez małe

przedsi

ę

biorstwa mo

ż

e by

ć

porównywalne z zu

ż

yciem energii w du

ż

ym lokalu mieszkalnym).

Tabela 3.1.1. przedstawia kolejne etapy otwierania rynku energii elektrycznej w Polsce.

Tabela 3.1.1. Etapy otwarcia krajowego rynku energii elektrycznej

Rok

Kryterium uprawnienia [GWh/rok]

% otwarcia rynku

1999

> 100

22

2001

> 40

30

2003

> 10

37

2005

wszyscy odbiorcy bez gospodarstw domowych

80

2007

wszyscy odbiorcy

100*

*od 1 lipca 2007 r.

Ź

ródło: URE

background image

11

Wprowadzenie przepisów umo

ż

liwiaj

ą

cych skorzystanie z zasady TPA (tzn.

umo

ż

liwienie odbiorcom wyboru nowego sprzedawcy) nie przes

ą

dza o sukcesie w kreowaniu

konkurencyjnego rynku. Konieczne jest równie

ż

likwidowanie szeregu barier, takich jak np.

brak rozdziału działalno

ś

ci w spółkach dystrybucyjnych na dystrybucj

ę

energii i obrót czy

wprowadzenie przepisów okre

ś

laj

ą

cych obowi

ą

zki zainteresowanych przedsi

ę

biorstw

wzgl

ę

dem siebie w przypadku, gdy odbiorca zmienia sprzedawc

ę

. Taki brak skutecznie

blokuje odbiorców, nie pozwala skorzysta

ć

z mo

ż

liwo

ś

ci, jakie daje wprowadzenie

konkurencji na rynku. W 2005 r. było uprawionych 1 650 000 odbiorców, z czego tylko 35
skorzystało z mo

ż

liwo

ś

ci wyboru sprzedawcy. Odbiorcy ci zakupili ok. 7% energii sprzedanej

w 2005 r.

Szczegółowe dane na temat wykorzystania prawa do wyboru sprzedawcy s

ą

zaprezentowane w rozdziale 3.2. oraz 6.

3.1.2. Zarz

ą

dzanie i alokacja mocy poł

ą

cze

ń

mi

ę

dzystemowych oraz mechanizmy

zarz

ą

dzania przeci

ąż

eniami


Transgraniczna

wymiana

energii

elektrycznej

z

krajowego

systemu

elektroenergetycznego (KSE) nast

ę

puje przede wszystkim na granicy południowo-zachodniej

(Czechy, Słowacja, Niemcy) oraz na północnej (Szwecja). Odnotowane zostały równie

ż

transgraniczne przepływy energii z Ukrain

ą

i Białorusi

ą

. Ze wzgl

ę

du na brak poł

ą

cze

ń

transgranicznych (interkonektora) nie jest prowadzona wymiana transgraniczna z Litw

ą

.

W 2005 r. na granicy z Niemcami, Republik

ą

Czesk

ą

oraz Słowacj

ą

istniały, podobnie

jak w roku 2004, ograniczenia systemowe, które miały charakter strukturalny. W tym czasie
nie dokonano rozbudowy istniej

ą

cej infrastruktury przesyłowej, rozpocz

ę

to natomiast prace

modernizacyjne w stacji elektroenergetycznej 400/220/110 kV Mikułowa oraz na odcinku linii
400 kV Krosno – Lemesany. Do przedsi

ę

wzi

ęć

maj

ą

cych wpływ na wielko

ść

wymiany

mi

ę

dzysystemowej nale

ż

y równie

ż

budowa linii krajowej 400 kV Tarnów – Krosno Iskrzynia.

Dla lepszego zarz

ą

dzania transgraniczn

ą

wymian

ą

energii elektrycznej wprowadzono

skoordynowane aukcje na zdolno

ś

ci przesyłowe: od stycznia 2005 r. w odniesieniu do aukcji

rocznych i miesi

ę

cznych, od kwietnia 2005 r. na aukcje dobowe – rynek dnia nast

ę

pnego.

Tabela 3.1.2a. przedstawia zdolno

ś

ci przesyłowe oferowane na skoordynowanej aukcji. W

wymianie mi

ę

dzysystemowej, obejmuj

ą

cej granice z Niemcami, Czechami oraz Słowacj

ą

,

dost

ę

pne zdolno

ś

ci przesyłowe (ATC) s

ą

pomniejszone o warto

ść

zarezerwowanych

zdolno

ś

ci przesyłowych do celów realizacji kontraktów historycznych (AAC), których wielko

ść

na koniec 2005 r. w poszczególnych godzinach mogła ł

ą

cznie wynosi

ć

maksymalnie 700

MW.

Tabela 3.1.2a. Oferowane zdolno

ś

ci przesyłowe na rok 2005 na aukcji skoordynowanej

Kierunek

(profil techniczny)

Oferowane zdolno

ś

ci przesyłowe

(kierunek IMPORT) [MW]

Oferowane zdolno

ś

ci przesyłowe

(kierunek EXPORT) [MW]

CEPS – PSE-O

100

800

CEPS – VE-T

400

1100

PSE-O – (CEPS+VE-T
+SEPS)

100

500

VE-T – (CEPS+PSE-O)

800

500

SEPS – PSE-O

450

750

Ź

ródło: URE na podstawie danych PSE-Operatora SA oraz

Č

EPS jsc.

background image

12

Schemat oferowanych przez CEPS, PSE – Operator SA i VE-T zdolno

ś

ci przesyłowych

Wymiany Mi

ę

dzysystemowej w aukcji rocznej w roku 2005

Ź

ródło: PSE–Operator SA

Tabela 3.1.2b. podaje saldo bilansu handlowego energii elektrycznej oraz przepływy

rzeczywiste energii elektrycznej pomi

ę

dzy Polsk

ą

a pa

ń

stwami s

ą

siaduj

ą

cymi.

Tabela 3.1.2b. Bilans wymiany energii elektrycznej w latach 2003 – 2005 (w GWh)

2003

2004

2005

Dynamika
2004/2003

[%]

Dynamika
2005/2004

[%]

Bilans handlowy – saldo

10 161

9 293

11 172

-8,5

20,2

Eksport

13 222

12 487

14 290

-5,6

14,4

Import

3 061

3 194

3 119

4,3

-2,3

Przepływy rzeczywiste

Wypłyn

ę

ło z Polski

15 146

14 605

16 188

-3,6

10,8

W tym do:

Czech

9 490

9 156

11 167

-3,5

22

Niemiec

282

450

1 046

59,6

132,4

Słowacji

2 728

2 623

2 792

-3,8

6,4

Szwecji

2 646

2 376

1 182

-10,2

-50,3

Wpłyn

ę

ło do Polski

4 985

5 312

5 002

6,6

-5,9

W tym z:

Białorusi

1 226

1 001

874

-18,4

-12,7

Czech

57

80

63

40,4

-21,3

Niemiec

2 761

3 156

2 264

14,3

-28,3

Słowacji

0

8

0

800

-800

Szwecji

11

214

817

1845,5

281,8

Ukrainy

931

853

983

-8,4

15,2

Ź

ródło: PSE-Operator SA

background image

13

W 2005 r. saldo wymiany energii z zagranic

ą

było o 20,2% wi

ę

ksze ni

ż

w 2004 r. Na

wzrost eksportu w znacznej mierze wpłyn

ę

ło uruchomienie omówionych wcze

ś

niej

skoordynowanych aukcji na moce przesyłowe. Istotne znaczenie miała tak

ż

e zmiana sytuacji

na rynku nordyckim, gdzie w wyniku uzupełnienia zasobów wodnych w zbiornikach
akumulacyjnych ceny energii elektrycznej spadły. W zwi

ą

zku z tym zwi

ę

kszył si

ę

przepływ

energii ze Szwecji podmorskim kablem pr

ą

du stałego.

Praca KSE odbywa si

ę

na podstawie opracowywanego planu koordynacyjnego,

natomiast zarz

ą

dzanie ograniczeniami odbywa si

ę

za pomoc

ą

metody counter-trading.

Zarz

ą

dzanie ograniczeniami uwzgl

ę

dniaj

ą

ce priorytet stabilno

ś

ci pracy KSE oraz

zapewnienie odpowiednich parametrów jako

ś

ci napi

ę

cia w poszczególnych w

ę

złach systemu

stanowi istotny problem i okresowo mo

ż

e dotyczy

ć

ok. 30% całkowitej energii przesyłanej w

systemie. W 2005 r. nie dokonano zmian w metodzie zarz

ą

dzania ograniczeniami w KSE

5

w

stosunku do roku 2004.

Zasady i reguły zarz

ą

dzania ograniczeniami w wymianie mi

ę

dzysystemowej operator

systemu przesyłowego (OSP) wdro

ż

ył zgodnie z Rozporz

ą

dzeniem 1228/2003 oraz

Dyrektyw

ą

2003/54/WE. S

ą

one zawarte w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej i

zostały opublikowane na stronie internetowej OSP

6

. W 2005 r. wprowadzono pewne drobne

zmiany (wyró

ż

niono je w tabeli 3.1.2 c).

Tabela 3.1.2c. Wdro

ż

one rozwi

ą

zania w zakresie wymiany mi

ę

dzysystemowej

Wdro

ż

one rozwi

ą

zania

Opis

Rynkowy mechanizm zarz

ą

dzania

ograniczeniami

Skoordynowane aukcje typu explicit; zaanga

ż

owane kraje:

Niemcy (VE-T), Czechy (CEPS), Polska
(PSE-Operator).

Mechanizm kompensacji kosztów
spowodowanych ograniczeniami
w udost

ę

pnianiu zdolno

ś

ci

przesyłowych

W kontek

ś

cie krajowym wdro

ż

ono mechanizm kompensacji

kosztów, który wyklucza zwrot kosztów tylko w przypadku
działania tzw. siły wy

ż

szej oraz w przypadku zagro

ż

enia

bezpiecze

ń

stwa pracy KSE.

W kontek

ś

cie mi

ę

dzynarodowym OSP przyst

ą

pił

do mechanizmu ITC.

Metoda szacowania zdolno

ś

ci

przesyłowych

Opracowana i zatwierdzona przez Prezesa URE; zgodna
z warunkiem maksymalizacji dost

ę

pnych zdolno

ś

ci

przesyłowych.

Zasady zwi

ą

zane z udost

ę

pnianiem

niewykorzystanych zdolno

ś

ci

przesyłowych

Niewykorzystane zdolno

ś

ci przesyłowe s

ą

udost

ę

pniane

uczestnikom rynku odpowiednio w aukcjach miesi

ę

cznych i

dobowych.

Wydatkowanie przychodów z aukcji

Schemat wydatkowania monitorowany i opiniowany przez
Prezesa URE w zakresie zgodno

ś

ci z Rozporz

ą

dzeniem

1228/2003.

Przejrzysto

ść

informacji

W zakresie wymiany mi

ę

dzysystemowej OSP publikuje

nast

ę

puj

ą

ce informacje: oszacowane TTC, NTC, ATC

w odniesieniu do aukcji rocznych, miesi

ę

cznych i dobowych,

oferowane i przydzielone zdolno

ś

ci przesyłowe, ceny, liczb

ę

uczestników, liczb

ę

ofert.

Ź

ródło: PSE-Operator SA

Stopie

ń

spójno

ś

ci zarz

ą

dzania ograniczeniami z funkcjonowaniem hurtowego rynku

energii elektrycznej zilustrowano w tabeli 3.1.2d. w postaci harmonogramu zgłosze

ń

ofert

w wymianie mi

ę

dzysystemowej na Towarowej Giełdzie Energii SA (TGE SA) i rynku bilansuj

ą

cym.

5

Raport Roczny dla Komisji Europejskiej 2005, tabela 3.1.2b Procedura identyfikacji ogranicze

ń

systemowych.

6

www.pse-operator.pl

background image

14

Tabela 3.1.2d. Stopie

ń

integracji pomi

ę

dzy rynkiem hurtowym a wymian

ą

mi

ę

dzysystemow

ą

Działanie

Wymiana
mi

ę

dzysystemowa

Rynek bilansuj

ą

cy

Giełda energii

Otwarcie bramki – tryb
miesi

ę

czny

Pi

ą

tek, godz. 00.00,

tydzie

ń

t-2

-

Zamkni

ę

cie bramki –

tryb miesi

ę

czny

Czwartek, godz. 12.00,
tydzie

ń

t-1

-

Otwarcie bramki – tryb
dobowy day-ahead

Godz. 2.00, dzie

ń

d-2

Godz. 8.00, dzie

ń

d-1

Zamkni

ę

cie bramki –

tryb dobowy
day-ahead

Godz. 7.45, dzie

ń

d-1

Godz. 12.00, dzie

ń

d-1

Otwarcie trybu
dodatkowego – tryb
dobowy day-ahead

Godz. 10.00, dzie

ń

d-1 -

Zamkni

ę

cie trybu

dodatkowego – tryb
dobowy day-ahead

Godz. 12.00, dzie

ń

d-1 -

Rynek dnia nast

ę

pnego

(day-ahead market),
(spotowy, godzinowy –
hourly spot prices).
Zamkni

ę

cie bramki

o godz. 10.20

Ź

ródło: URE na podstawie danych PSE-Operatora SA oraz TGE SA

Wdro

ż

on

ą

przez OSP procedur

ę

scharakteryzowano bior

ą

c pod uwag

ę

metod

ę

wyznaczania zdolno

ś

ci przesyłowych wymiany mi

ę

dzysystemowej.

Tabela

3.1.2e.

Procedura

wyznaczania

zdolno

ś

ci

przesyłowych

wymiany

mi

ę

dzysystemowej

Wyszczególnienie

Opis

Reguły i zasady

Zgodne z Rozporz

ą

dzeniem 1228/2003

Wielko

ś

ci bazowe

TTC – całkowite Zdolno

ś

ci Przesyłowe

TRM – Margines Bezpiecze

ń

stwa Przesyłu

NTC – Zdolno

ś

ci Przesyłowe Netto

AAC – Pierwotnie Przydzielona Zdolno

ść

Przesyłowa

ATC – Dost

ę

pna Zdolno

ść

Przesyłowa

Profil wymiany
mi

ę

dzysystemowej, dla którego

wyznacza si

ę

zdolno

ś

ci

przesyłowe

Profil techniczny – ł

ą

czny przekrój graniczny systemów

zarz

ą

dzanych przez OSP Niemiec, Republiki Czeskiej oraz

Słowacji; wyznaczane wielko

ś

ci TTC, NTC i ATC dla profilu

technicznego

Kryteria niezawodno

ś

ci

Kryterium n-1: linia wymiany mi

ę

dzysystemowej, linia polskiego

systemu elektroenergetycznego lub linia s

ą

siedniego systemu

elektroenergetycznego

Wyznaczanie TTC

Na podstawie dost

ę

pnych dla danego okresu modeli

matematycznych systemów poł

ą

czonych

Kryteria brane pod uwag

ę

przy

wyznaczaniu TRM

Warunki pogodowe (temperatura), generacja elektrowni
wiatrowych w Niemczech, nieuzgodnione przepływy
wyrównawcze, zachowania uczestników rynku, zdarzenia losowe,

ę

dy modelowania i obliczeniowe

Horyzonty czasowe oblicze

ń

Plany roczne, miesi

ę

czne i dobowe dla TTC, NTC i ATC

Udost

ę

pnione zdolno

ś

ci

przesyłowe

Pasmo mocowe dla poszczególnych przekrojów granicznych,
przy czym:
– suma udost

ę

pnionych zdolno

ś

ci nie mo

ż

e przekracza

ć

ATC dla

profilu technicznego,
– uwzgl

ę

dniaj

ą

ograniczenia zgłaszane przez s

ą

siednich OSP

Ź

ródło: PSE-Operator SA

Do wyliczenia wielko

ś

ci zdolno

ś

ci przesyłowych OSP wykorzystuje standardow

ą

metod

ę

opracowan

ą

przez Europejskie Stowarzyszenie Operatorów Systemów Przesyłowych (ang.

European Transmission System Operators – ETSO). Opiera si

ę

ona na kalkulacji zdolno

ś

ci

background image

15

przesyłowych wewn

ą

trz ka

ż

dego krajowego systemu, a nast

ę

pnie dwustronnym uzgadnianiu

oferowanych zdolno

ś

ci przez operatorów na ka

ż

dej z granic. Dost

ę

pne zdolno

ś

ci przesyłowe

zarówno w eksporcie, jak i imporcie s

ą

kalkulowane ł

ą

cznie na trzech granicach Polski: ze

Słowacj

ą

, Czechami i Niemcami. Przyczyn

ą

takiego stanu rzeczy s

ą

trudno

ś

ci w oddzielnym

traktowaniu zdolno

ś

ci przesyłowych na ka

ż

dej z granic z powodu wyst

ę

powania du

ż

ych

przepływów kołowych energii elektrycznej w regionie, trudnych obecnie do przewidzenia ze
wzgl

ę

du na brak regionalnego modelu sieci przesyłowych wraz z niezb

ę

dnymi parametrami

tych sieci. Dlatego operatorzy systemów przesyłowych działaj

ą

cych w ramach jednego rynku

regionalnego, inspirowani przez Regulatorów podj

ę

li współprac

ę

nad metod

ą

pozwalaj

ą

c

ą

uwzgl

ę

dni

ć

fizyczne przepływy energii elektrycznej w sieci (flow based method), które usun

ą

t

ę

barier

ę

.

Nale

ż

y podkre

ś

li

ć

,

ż

e w zakresie zarz

ą

dzania ograniczeniami w kontek

ś

cie krajowym nie

nast

ą

piły istotne zmiany.

3.1.3. Regulacja zada

ń

przedsi

ę

biorstw przesyłowych i dystrybucyjnych

Rodzaje operatorów
Zarz

ą

dzanie systemem elektroenergetycznym w Polsce jest realizowane przez jednego

operatora przesyłowego i 14 podmiotów spełniaj

ą

cych obowi

ą

zki operatorów systemów

dystrybucyjnych, prowadz

ą

cych działalno

ść

w obszarach wyznaczonych zasi

ę

giem ich sieci.

Tabela 3.1.3a. Przedsi

ę

biorstwa regulowane – OSP i OSD





Ź

ródło: URE

OSP
Od 1 sierpnia 2004 r. operatorem systemu przesyłowego na obszarze Polski jest PSE-

Operator SA. Spółka funkcjonuje w strukturze przedsi

ę

biorstwa zintegrowanego pionowo –

Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA (PSE SA) i dzier

ż

awi maj

ą

tek sieciowy od spółki-

matki.

Zgodnie z prawem energetycznym (art. 9k) OSP powinien działa

ć

w formie spółki

akcyjnej, której jedynym akcjonariuszem jest Skarb Pa

ń

stwa. W celu realizacji tego wymogu

wła

ś

ciciel OSP opracował koncepcj

ę

przekształce

ń

w sektorze, która okre

ś

la m.in. sposób

przekazania OSP Skarbowi Pa

ń

stwa. Projekt został zło

ż

ony w Ministerstwie Skarbu Pa

ń

stwa

oraz Ministerstwie Gospodarki 15 grudnia 2005 r. Zostały zatem podj

ę

te odpowiednie kroki

maj

ą

ce zapewni

ć

odpowiedni stan prawny.


OSD
Operatorzy systemu dystrybucyjnego zostan

ą

wyznaczeni przez Prezesa URE na

wniosek wła

ś

ciciela sieci dystrybucyjnej, w drodze decyzji, w której zostanie okre

ś

lony okres

oraz obszar wykonywania działalno

ś

ci gospodarczej.

Do czasu wyznaczenia OSD przez Prezesa URE, nie dłu

ż

ej jednak ni

ż

do 31 grudnia 2006

r., przedsi

ę

biorstwa energetyczne wykonuj

ą

ce zadania operatorów systemów staj

ą

si

ę

operatorami systemów w takim zakresie, w jakim pełniły ich funkcje. Tak wi

ę

c od 3 maja

2005 r. zadania OSD wypełniaj

ą

zasadniczo przedsi

ę

biorstwa zintegrowane pionowo, tzw.

spółki dystrybucyjne (SD), prowadz

ą

ce tak

ż

e działalno

ść

handlow

ą

w zakresie sprzeda

ż

y

energii. Do 31 grudnia 2006 r. SD maj

ą

by

ć

rozdzielone pod wzgl

ę

dem organizacyjnym,

natomiast do 1 lipca 2007 r. OSD maj

ą

by

ć

wydzieleni pod wzgl

ę

dem prawnym.

Liczba przedsi

ę

biorstw regulowanych

OSP i OSD

2004

2005

Przesył

1

1

Dystrybucja

14 du

ż

ych SD

14 du

ż

ych SD

background image

16

Taryfy sieciowe

Prezes URE kontynuował w 2005 r. działalno

ść

w zakresie zatwierdzania taryf na

niezmienionych zasadach, zarówno w odniesieniu do sposobu zbierania informacji, oceny
rzetelno

ś

ci zebranych danych, katalogu stosowanych narz

ę

dzi, jak i oceny potencjału

wzrostu efektywno

ś

ci oraz stosowanej analizy porównawczej. Nie zmienił si

ę

równie

ż

okres

taryfowania dla taryf opartych na zasadzie pułapu cenowego lub przychodów oraz
zaanga

ż

owanie Prezesa URE w ustanawianie faktycznej struktury taryfy.

Wszystkie te kwestie zostały uregulowane w ustawie PE i aktach wykonawczych do

ustawy.

Analiza informacji, niezb

ę

dnych w procesie weryfikacji taryf, przekazywanych przez

operatorów systemów oraz danych dotycz

ą

cych taryf, a tak

ż

e warunków i opłat za

przył

ą

czenie, nie uległa zmianie w stosunku do 2004 r.


Rola Prezesa URE w procesie oceny funkcjonowania sieci (w kontek

ś

cie zatwierdzania

metodologii taryfowej) oraz w kategoriach jako

ś

ci regulacji

Prezes URE ocenia zamierzenia inwestycyjne przedsi

ę

biorstw zajmuj

ą

cych si

ę

przesyłaniem i dystrybucj

ą

energii elektrycznej na etapie uzgadniania planów rozwoju

działalno

ś

ci tych przedsi

ę

biorstw na kolejne lata. Podczas oceny Prezes URE analizuje

celowo

ść

poniesienia planowanych nakładów w kontek

ś

cie rozwoju sieci i zapewnienia

bezpiecze

ń

stwa dostaw.

Ź

ródłem finansowania inwestycji uznanych za uzasadnione s

ą

przychody taryfowe ustalane odr

ę

bnie dla ka

ż

dego z przedsi

ę

biorstw.

Prezes URE nie prowadzi systematycznego monitoringu jako

ś

ci funkcjonowania sieci,

jednak

ż

e interweniuje w ka

ż

dym przypadku, gdy uzyska wiarygodne informacje w tej kwestii.

Opłaty sieciowe

Tabela 3.1.3b. przedstawia

ś

rednie płatno

ś

ci sieciowe netto (za usługi przesyłowe) dla

trzech grup odbiorców o okre

ś

lonej charakterystyce poboru energii elektrycznej. Płatno

ś

ci

obliczono na podstawie taryf obowi

ą

zuj

ą

cych spółki dystrybucyjne w roku 2005.

Podkre

ś

lenia wymaga fakt,

ż

e charakterystyka okre

ś

lonych przez Eurostat grup odbiorców

(Dc, Ib, Ig) nie odpowiada charakterystyce poboru typowego odbiorcy domowego i „małego
przemysłu” w warunkach polskich.

Tabela 3.1.3b.

Ś

rednie roczne stawki za usług

ę

sieciow

ą

w 2005 r.

Odbiorca

Zu

ż

ycie

Moc

Ś

rednia roczna stawka za

usług

ę

sieciow

ą


MWh

kW

euro/MWh

Dc

3,5

X

45,16

Ib

50

50

68,71

Ig

24 000

4000

18,67

Ź

ródło: URE, Stawki za rok 2005 obliczone wg

ś

redniego rocznego kursu za rok 2005 ogłoszonego

przez Narodowy Bank Polski; 1 euro = 4,02 zł.

W 2005 r. do Prezesa URE wpłyn

ą

ł jeden wniosek o wyznaczenie operatora systemu

dystrybucyjnego elektroenergetycznego – Gmina Kleszczów, jako wła

ś

ciciel sieci

dystrybucyjnej elektroenergetycznej, zwróciła si

ę

o wyznaczenie „ENERGOSERWIS

KLESZCZÓW” Sp. z o.o. z siedzib

ą

w Rogowcu operatorem systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego na swoim terenie. Decyzj

ą

z dnia 1 lutego 2006 r. spółka została

wyznaczona

przez

Prezesa

URE

operatorem

systemu

dystrybucyjnego

elektroenergetycznego na terenie Gminy Kleszczów.

background image

17

Przerwy w dostawach energii

W taryfach przedsi

ę

biorstw dystrybucyjnych zostały zawarte postanowienia odnosz

ą

ce si

ę

do wysoko

ś

ci bonifikat z tytułu przerw w dostawach energii.

Dodatkowo nale

ż

y zauwa

ż

y

ć

,

ż

e w zakresie jako

ś

ci funkcjonowania sieci pewne

zagadnienia, jak np. parametry techniczne energii dla sieci funkcjonuj

ą

cej bez zakłóce

ń

czy

dopuszczalne czasy trwania przerw w jej dostawie, jak te

ż

bonifikaty z tytułu niedotrzymania

standardów, zostały uregulowane w aktach wykonawczych do PE

7

.

Ś

redni czas przerw w dostawach w 2005 r. w przeliczeniu na odbiorc

ę

został wyliczony na

podstawie wypełnianych przez 14 spółek dystrybucyjnych sprawozda

ń

obj

ę

tych programem

bada

ń

statystyki publicznej o stanie urz

ą

dze

ń

elektrycznych. Zgodnie z opisem do

sprawozdania wska

ź

nik ten został obliczony w nast

ę

puj

ą

cy sposób:

o

n

i

owi

pi

a

L

L

T

T

=

=

1

*

T

a

– czas trwania przerwy w zasilaniu w przeliczeniu na jednego odbiorc

ę

;

T

pi

– czas trwania przerwy w zasilaniu podczas i-tego wył

ą

czenia (w godzinach);

L

owi

– liczba odbiorców wył

ą

czonych podczas i-tego wył

ą

czenia. Dla

ś

redniego napi

ę

cia

nale

ż

y uwzgl

ę

dni

ć

wszystkich odbiorców wył

ą

czonych na

ś

rednim i niskim napi

ę

ciu. Dla

niskiego napi

ę

cia nale

ż

y uwzgl

ę

dni

ć

wszystkich odbiorców na niskim napi

ę

ciu;

L

o

– całkowita liczba odbiorców obsługiwanych przez jednostk

ę

wypełniaj

ą

c

ą

sprawozdanie.


Tabela 3.1.3c. Przerwy w dostawie energii w minutach na odbiorc

ę

rocznie

Rok

Przerwy w dostawach

2004

419,4

2005

429,0

Ź

ródło: URE

Bilansowanie

Funkcjonuj

ą

cy w 2005 r. w Polsce mechanizm bilansowania opierał

si

ę

na

wykorzystywaniu przez OSP ofert przyrostowych i redukcyjnych, składanych przez wytwórców przy
zastosowaniu kryterium cen kra

ń

cowych. Przy rozliczaniu odbiorców energii za niezbilansowanie

stosowano mechanizm motywuj

ą

cy, jakim s

ą

ceny rozchylo

ne CROz oraz CROs.

W 2005 r.

odbiorcy taryfowi byli bilansowani grupowo w ramach jednostki grafikowej spółki dystrybucyjnej.
Natomiast odbiorcy korzystaj

ą

cy z prawa wyboru sprzedawcy w wi

ę

kszo

ś

ci przypadków byli

obci

ąż

ani indywidualnie kosztami niezbilansowania – takimi samymi jak odbiorcy na rynku hurtowym.

Obowi

ą

zuj

ą

ce zasady i mechanizmy bilansowania były wprowadzane przez OSP

autonomicznie – w trybie uchwały zarz

ą

du, po przeprowadzeniu konsultacji z

uczestnikami rynku. Po zmianie prawa, od maja 2005 r., zasady

bilansowania systemu

elektroenergetycznego oraz zarz

ą

dzania ograniczeniami w KSE podlegaj

ą

zatwierdzeniu przez

Prezesa URE, co otwiera Regulatorowi mo

ż

liwo

ść

rzeczywistego i skutecznego wpływania na kształt

stosowanych mechanizmów. Operator systemu przesyłowego PSE-Operator SA opracował
Instrukcj

ę

Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej i 3 listopada 2005 r. przedło

ż

ył projekt instrukcji do

zatwierdzenia przez Prezesa URE jednak

ż

e do ko

ń

ca 2005 r. post

ę

powanie w sprawie

7

Rozporz

ą

dzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 23 kwietnia 2004 r. w sprawie

szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozlicze

ń

w obrocie energi

ą

elektryczn

ą

(Dz.U. z 2004 r.

Nr 105, poz. 1114) oraz rozporz

ą

dzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 20 grudnia 2004 r. w sprawie

szczegółowych warunków przył

ą

czenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, ruchu sieciowego i

eksploatacji tych sieci (Dz.U. z 2005 r. Nr 2, poz. 6).

background image

18

zatwierdzenia instrukcji nie zostało zako

ń

czone. Po zatwierdzeniu instrukcji operatora systemu

przesyłowego swoje instrukcje opracuj

ą

i przedło

żą

do zatwierdzenia operatorzy systemów

dystrybucyjnych. W instrukcjach tych zostan

ą

okre

ś

lone zasady uczestnictwa w procesie

bilansowania dla odbiorców przył

ą

czonych do sieci operatorów systemów dystrybucyjnych, w tym

małych odbiorców .

Podstawowe informacje o obowi

ą

zuj

ą

cym w 2005 r. mechanizmie bilansowania

przedstawia tabela 3.1.3d.

Tabela 3.1.3d. Mechanizm bilansowania

Wska

ź

nik

Opis

Okres bilansowania

1 godzina

Opis obszarów bilansowania Bilansowanie odbywa si

ę

w jednym obszarze – na poziomie sieci

przesyłowej; istnieje jeden OSP.

Oddziaływania pomi

ę

dzy

obszarami

Nie dotyczy

Godzina zamkni

ę

cia bramki

12.00

Mo

ż

liwo

ś

ci wdro

ż

enia rynku

czasu rzeczywistego i zmia
ny pozycji kontraktowej

Nie ma w odniesieniu do rynku bilansuj

ą

cego; w odniesieniu do

giełdy energii oferuje ona produkty w trybie godzinowym, tak jak to
ma miejsce na rynku bilansuj

ą

cym (obecnie rynek dnia nast

ę

pnego).

Typowe opłaty za usług

ę

bilansowania

Dla odbiorców (wyznaczane dla ka

ż

dej godziny):

CRO – jednolita cena rozliczeniowa odchylenia, obliczana jako iloraz
minimalnych kosztów zmiany zweryfikowanych ilo

ś

ci dostaw energii

Jednostek Grafikowych aktywnych zapewniaj

ą

cej zbilansowanie

zapotrzebowania na energi

ę

w obszarze rynku bilansuj

ą

cego.

CROz – cena rozliczeniowa odchylenia zakupu energii na rynku
bilansuj

ą

cym, obliczana jako

ś

rednia wa

ż

ona z cen pasm

redukcyjnych ofert bilansuj

ą

cych wykorzystanych w danej godzinie.

CROs – cena rozliczeniowa odchylenia sprzeda

ż

y energii z rynku

bilansuj

ą

cego, obliczana jako

ś

rednia wa

ż

ona z cen pasm

przyrostowych ofert bilansuj

ą

cych wykorzystanych w danej godzinie.

Ź

ródło: PSE-Operator SA

Tabela 3.1.3e. zawiera istotne informacje dotycz

ą

ce organizacji rozlicze

ń

za

niezbilansowanie, z uwzgl

ę

dnieniem czasu realizacji poszczególnych etapów tego procesu.

Tabela 3.1.3e. Proces i harmonogram rozlicze

ń

za niezbilansowanie

Wyszczególnienie

Opis

Okres rozliczeniowy Dekada, przy czym miesi

ą

c dzieli si

ę

na trzy dekady

Forma rozliczenia

Ilo

ś

ciowe i warto

ś

ciowe

Cykle rozliczeniowe Dobowe – na podstawie godzinowych wielko

ś

ci roliczeniowych s

ą

wyznaczane ilo

ś

ci energii bilansuj

ą

cej dostarczonej lub odebranej z rynku

bilansuj

ą

cego w dobie n oraz nale

ż

no

ś

ci za dostaw

ę

lub odbiór energii

bilansuj

ą

cej; wielko

ś

ci rozliczeniowe dla doby n s

ą

wyznaczane przez OSP

w dobie n+1 jako niezatwierdzone oraz w dobie n+4 jako zatwierdzone.
Dekadowe – na podstawie dobowych wielko

ś

ci rozliczeniowych s

ą

wyznaczane ilo

ś

ci energii bilansuj

ą

cej dostarczonej lub odebranej z rynku

bilansuj

ą

cego w danej dekadzie oraz nale

ż

no

ś

ci za dostaw

ę

lub odbiór

energii.

Fazy rozliczenia
godzinowego

Etap 1: rozliczenie za energi

ę

bilansuj

ą

c

ą

nieplanowan

ą

, stanowi

ą

c

ą

ż

nic

ę

pomi

ę

dzy deklarowan

ą

a zweryfikowan

ą

ilo

ś

ci

ą

dostaw.

Etap 2: rozliczenie za energi

ę

planowan

ą

, stanowi

ą

c

ą

ż

nic

ę

pomi

ę

dzy

zweryfikowan

ą

a skorygowan

ą

ilo

ś

ci

ą

dostaw.

Etap 3: rozliczenie za energi

ę

bilansuj

ą

c

ą

nieplanowan

ą

, stanowi

ą

c

ą

ż

nic

ę

pomi

ę

dzy skorygowan

ą

a rzeczywist

ą

ilo

ś

ci

ą

dostaw.

background image

19

Korekty rozlicze

ń

Wykonywane w cyklach miesi

ę

cznych, odnosz

ą

ce si

ę

do rozliczenia

dekadowego; długo

ść

okresu korygowanego wynosi nie wi

ę

cej ni

ż

4 miesi

ą

ce

poprzedzaj

ą

ce miesi

ą

c, w którym jest wykonywana korekta; po upływie

okresu korygowanego rozliczenia s

ą

uznawane jako ostateczne i ich korekty

nie s

ą

realizowane; terminem płatno

ś

ci korekty jest ostatni dzie

ń

miesi

ą

ca,

w którym dokonano korekty.

Fakturowanie

Okresem fakturowania zobowi

ą

za

ń

i nale

ż

no

ś

ci na rynku bilansuj

ą

cym s

ą

dekady (okresy rozliczeniowe); ka

ż

da faktura musi zosta

ć

uregulowana nie

ź

niej ni

ż

w terminie płatno

ś

ci.

Ź

ródło: PSE-Operator SA

Wymiana informacji handlowych pomi

ę

dzy OSP a uczestnikami rynku bilansuj

ą

cego

odbywa si

ę

za pomoc

ą

systemu Wymiany Informacji o Rynku Energii (WIRE). Wymiana

informacji technicznych z wytwórcami w celu umo

ż

liwienia prowadzenia ruchu sieciowego odbywa

si

ę

za pomoc

ą

Systemu Operatywnej Współpracy z Elektrowniami (SOWE). Ponadto, w 2005 r.

OSP publikował na swojej stronie internetowej zasady uczestnictwa w rynku bilansuj

ą

cym

8

,

standardy umów, ceny rozliczeniowe oraz wolumeny energii na rynku bilansuj

ą

cym w cyklu dobowo-

godzinowym.

3.1.4. Efektywna restrukturyzacja


Nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne przeniosła na grunt prawa krajowego

zalecenie z dyrektywy 2003/54/WE, zobowi

ą

zuj

ą

c do prawnego, organizacyjnego i

ksi

ę

gowego wyodr

ę

bnienia OSP i OSD, pozostaj

ą

cych w strukturze przedsi

ę

biorstwa

zintegrowanego pionowo. Rozdział prawny OSD jest wymagany od dnia 1 lipca 2007 r. Z
obowi

ą

zku tego wył

ą

czeni zostali OSD do sieci których przył

ą

czonych jest nie wi

ę

cej ni

ż

100 000 odbiorców oraz OSD obsługuj

ą

cy systemy elektroenergetyczne o rocznym zu

ż

yciu

energii elektrycznej nieprzekraczaj

ą

cym 3 TWh w 1996 r., w których mniej ni

ż

5 % rocznego

zu

ż

ycia energii elektrycznej pochodziło z innych poł

ą

czonych z nimi systemów

elektroenergetycznych.

Wszystkie przedsi

ę

biorstwa energetyczne maj

ą

obowi

ą

zek rozdziału ksi

ę

gowo

ś

ci i

rozdziału organizacyjnego, OSD najpó

ź

niej do 31 grudnia 2006 r.


Tabela 3.1.4.a Główne informacje na temat stopnia „unbundlingu” w sektorze
elektroenergetycznym

Przesył

Dystrybucja

Odr

ę

bno

ść

prawna (T/N)

T

N

Wyodr

ę

bnienie organizacyjne (T/N)

T

N

Odr

ę

bne prowadzenie ksi

ą

g rachunkowych (T/N)

T

N

Osobne badanie sprawozda

ń

finansowych przez biegłego rewidenta

(T/N)

T

N

Wymóg ogłoszenia sprawozdania finansowego (T/N)

T

N

Istnienie zarz

ą

dów spółek, w skład których nie wchodz

ą

członkowie

zarz

ą

dów innych spółek (T/N)

T

N

Ź

ródło: URE


OSP

PSE-Operator SA, jest wyodr

ę

bninym podmiotem prawnym, funkcjonuj

ą

cym w ramach

grupy kapitałowej PSE S.A. Spółka – matka posiada 100% akcji operatora, jednak

ż

e

planowane jest tzw. „uskarbowienie” operatora poprzez przekazanie akcji spółki Skarbowi
Pa

ń

stwa (utworzenie jednoosobowej spółki), co wypełni postanowienia ustawy – Prawo

energetyczne. „Uskarbowienie” OSP to operacja, której efektem b

ę

dzie rozdział wła

ś

cicielski

8

Zawarte w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowych (IRiESP), patrz www.pse-operator.pl.

background image

20

działalno

ś

ci sieciowej od innej działalno

ś

ci energetycznej. Odno

ś

nie dodatkowych

ś

rodków

wzmacniaj

ą

cych rozdział funkcjonalny nale

ż

y stwierdzi

ć

,

ż

e OSP posiada własn

ą

stron

ę

internetow

ą

, nie posiadaj

ą

c

ą

odno

ś

ników do przedsi

ę

biorstw powi

ą

zanych. Budowana jest

tak

ż

e odr

ę

bna siedziba PSE-Operator SA.


Tabela 3.1.4.b Operatorzy Systemów Przesyłowych (OSP)

Rok

Liczba OSP w kraju (szt.)

Liczba OSP wła

ś

cicielsko

rozdzielonych (szt.)

2004

1

0

2005

1

0

Ź

ródło: URE

OSD

Działalno

ść

w zakresie dystrybucji energii elektrycznej prowadziło na obszarze Polski 14

du

ż

ych spółek dystrybucyjnych, pełni

ą

cy do czasu wyznaczenia OSD ich funkcj

ę

. Nadzór

wła

ś

cicielski nad dwunastoma z tych spółek sprawuje Skarb Pa

ń

stwa (s

ą

to jednoosobowe

spółki Skarbu Pa

ń

stwa) i 2 spółki z cz

ęś

ciowym udziałem Skarbu Pa

ń

stwa.

Spółki dystrybucyjne realizuj

ą

dostawy energii do odbiorców handlowych

ś

wiadcz

ą

c usług

ę

sieciow

ą

oraz równocze

ś

nie prowadz

ą

c sprzeda

ż

energii.

Zgodnie z ustaw

ą

– Prawo energetyczne proces uzyskiwania przez OSD niezale

ż

no

ś

ci

pod wzgl

ę

dem prawnym ma zosta

ć

zako

ń

czony do dnia 1 lipca 2007 r. Prawo energetyczne,

w przepisach implementuj

ą

cych zalecenia Dyrektywy 2003/54/WE, nie nakłada na OSD

obowi

ą

zku rozdziału ze wzgl

ę

du na form

ę

własno

ś

ci. Mo

ż

na zatem przypuszcza

ć

,

ż

e OSD

b

ę

d

ą

funkcjonowa

ć

w strukturach przedsi

ę

biorstw zintegrowanych pionowo.

Tabela 3.1.4.c Spółki dystrybucyjne energii elektrycznej

Rok

Liczba

spółek

dystrybucyjnych w
kraju (szt.)

Liczba OSD

Liczba

OSD

wła

ś

cicielsko

rozdzielonych (szt.)

2004

197

14

0

2005

200

14

0

Ź

ródło: URE

Ustalaj

ą

c zasady na jakich b

ę

d

ą

działały OSD ustawodawca polski zdecydował si

ę

skorzysta

ć

z mo

ż

liwo

ś

ci wył

ą

cze

ń

jakie stwarza Dyrektywa 2003/54/WE (m.in. zasada

niewydzielania OSD w przypadku obsługi mniej ni

ż

100 000 odbiorców). Tak wi

ę

c pomimo

du

ż

ej ilo

ś

ci przedsi

ę

biorstw dystrybucyjnych tylko 14 działa jako OSD.

Tabela poni

ż

ej przedstawia sytuacj

ę

podmiotów działaj

ą

cych jako OSD oraz informacje

o realizacji zasady skutecznego unbundlingu.

Tabela 3.1.4. d Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD) energia elektryczna

Rok

2004

2005

Liczba OSD w kraju

14

14

Liczba OSD prawnie rozdzielonych

0

0

Zasada dot. 100 000 odbiorców OSD (tak/nie) (szt.)

Nie dotyczy

3

tak

Liczba OSD obsługuj

ą

cych <100 000 odbiorców (szt.)

0

0

Liczba prawnie rozdzielonych OSD, które posiadaj

ą

własny

maj

ą

tek sieciowy (szt.)

0

0

Liczba prawnie rozdzielonych OSD, które nie posiadaj

ą

własnego maj

ą

tku sieciowego (szt.)

0

0

background image

21

Udział w usługach afiliowanych w %¹

brak danych brak danych

Usługi

afiliowane

Pracownicy OSD

ś

wiadcz

ą

cy usługi na rzecz

innych podmiotów grupy kapitałowej w %²

brak danych brak danych

Uwagi: (1) Całkowity koszt usług afiliowanych podzielony przez całkowite koszty sieciowe OSD;
(2) Pracownicy

ś

wiadcz

ą

cy swoje usługi dla innych cz

ęś

ci tej samej grupy kapitałowej jako procent

wszystkich zatrudnionych pracowników w przedsi

ę

biorstwach sieciowych (mianownik zawiera udział

pracowników afiliowanych + wył

ą

cznie zatrudnionych w przedsi

ę

biorstwie sieciowym)

(3) Zasada Dyrektywy 2003/54/WE dotycz

ą

ca niewyodr

ę

bnienia OSD obsługuj

ą

cego mniej ni

ż

100 tys. odbiorców została wprowadzona ustaw

ą

o zmianie ustawy Prawo energetyczne i obowi

ą

zuje

od 3 maja 2005 r. – w 2004 r.

Ź

ródło: URE

Tabela 3.1.4e Udział pracowników zatrudnionych w przedsi

ę

biorstwach sieciowych (OSP

+ OSD)

Rok

Udział pracowników zatrudnionych w przedsi

ę

biorstwach sieciowych (%)

2004

51,2

2005

52,0

Ź

ródło: URE

3.2. Zagadnienia z zakresu ochrony i promowania konkurencji [art.
23(8) oraz 23(1) (h)] – rynek energii elektrycznej


Struktura polskiego rynku energii elektrycznej w 2005 r. nie uległa zasadniczym

zmianom. W sektorze wytwarzania w dalszym ci

ą

gu na rynku dominuje dziesi

ęć

przedsi

ę

biorstw. W polskim systemie istnieje nadwy

ż

ka mocy zainstalowanych, a jednak

rozwój gry rynkowej jest znacznie ograniczony istniej

ą

cymi obowi

ą

zkami zakupu (energii

zielonej i pochodz

ą

cej z kogeneracji) oraz ograniczeniem poda

ż

y energii swobodnej,

oferowanej na warunkach rynkowych wskutek istnienia kontraktów długoterminowych (KDT)
ze stał

ą

formuł

ą

cenow

ą

(pomi

ę

dzy wytwórcami i PSE SA). Du

żą

przeszkod

ą

we

wprowadzaniu konkurencji jest brak i/lub znaczne opó

ź

nienia we wprowadzaniu niezb

ę

dnych

przepisów wykonawczych. Ponadto, w Polsce udział Skarbu Pa

ń

stwa w sektorze

wytwarzania energii elektrycznej wynosi ok. 75%, za

ś

w sektorze dystrybucji energii ok. 85%,

co równie

ż

utrudnia liberalizacj

ę

.

Polski sektor elektroenergetyczny charakteryzuje si

ę

du

ż

ym skupieniem własno

ś

ci

w r

ę

kach Skarbu Pa

ń

stwa. Minister Skarbu Pa

ń

stwa sprawuje nadzór wła

ś

cicielski nad

wi

ę

kszo

ś

ci

ą

przedsi

ę

biorstw energetycznych, b

ę

d

ą

cych spółkami prawa handlowego.

Polityka wła

ś

cicielska w stosunku do tych przedsi

ę

biorstw jest realizowana na podstawie

przyj

ę

tego w styczniu 2003 r. Programu realizacji polityki wła

ś

cicielskiej Ministra Skarbu

Pa

ń

stwa w odniesieniu do sektora elektroenergetycznego oraz na podstawie przyj

ę

tego w

czerwcu 2005 r. programu stanowi

ą

cego Aktualizacj

ę

Programu realizacji polityki

wła

ś

cicielskiej Ministra Skarbu Pa

ń

stwa w odniesieniu do sektora elektroenergetycznego.

Programy te zakładaj

ą

restrukturyzacj

ę

, w tym konsolidacj

ę

pionow

ą

i poziom

ą

, spółek

wytwarzania i dystrybucji energii oraz prywatyzacj

ę

przedsi

ę

biorstw energetycznych.

Zgodnie z tymi zało

ż

eniami, w 2005 r. skonsolidowano sze

ść

zakładów energetycznych z

terenu wschodniej Polski, w wyniku czego została utworzona Wschodnia Grupa
Energetyczna (WGE SA) z siedzib

ą

w Lublinie. Akcje tej spółki zostały przekazane

Ministrowi Skarbu Pa

ń

stwa.

background image

22

Rozpocz

ę

ty został równie

ż

proces konsolidacji Rzeszowskiego Zakładu Energetycznego

SA i Elektrowni Stalowa Wola SA w ramach realizacji koncepcji utworzenia Energetyki
Podkarpackiej SA oraz proces prywatyzacji Zespołu Elektrowni Dolna Odra (wstrzymany na
pocz

ą

tku roku 2006).

Jednocze

ś

nie z realizacj

ą

wymienionych programów kontynuowano rozpocz

ę

te ju

ż

w

latach poprzednich procesy konsolidacji spółek z sektora elektroenergetycznego.

Na pocz

ą

tku 2006 r. rz

ą

d ogłosił now

ą

polityk

ę

wobec sektora elektroenergetycznego. 28

marca 2006 r. został ogłoszony Program dla elektroenergetyki zakładaj

ą

cy m.in. konsolidacj

ę

pionow

ą

i stworzenie kilku grup energetycznych, w skład których wchodziłyby zarówno

dotychczasowe przedsi

ę

biorstwa wytwórcze, jak i dystrybucyjne.


3.2.1. Charakterystyka rynku sprzeda

ż

y hurtowej

Produkcja energii elektrycznej w 2005 r. kształtowała si

ę

na poziomie 156,9 TWh i była o

1,8% wi

ę

ksza w porównaniu do ubiegłego roku. Całkowite zu

ż

ycie energii elektrycznej

wyniosło ponad 145,7 TWh (wzrost o ok. 0,6% w stosunku do roku 2004). Polska jest
znacz

ą

cym eksporterem netto energii elektrycznej.

Podstawowe

dane

charakteryzuj

ą

ce

sektor

wytwarzania

energii

elektrycznej

przedstawiono w tabeli 3.2.1a.

Tabela 3.2.1a.

Rozwój rynku hurtowego

Ź

ródło

:

URE na podstawie danych ARE oraz PSE − Operator SA

Całkowita moc zainstalowana elektrowni krajowych na koniec 2005 r. wynosiła 35,4 GW

– w porównaniu z rokiem 2004 nast

ą

pił jej niewielki wzrost (o 0,4%).

Szczytowe (maksymalne) zapotrzebowanie na moc kształtowało si

ę

na poziomie

prawie 23,5 GW.

W Polsce wyst

ę

puje znaczna nadwy

ż

ka mocy osi

ą

galnej nad szczytowym

zapotrzebowaniem – ta sytuacja mo

ż

e si

ę

jednak zmieni

ć

z chwil

ą

wej

ś

cia w

ż

ycie nowych

limitów emisji na lata 2008 – 2012.

Tabela 3.2.1b. Charakterystyka rynku dla dziesi

ę

ciu najwa

ż

niejszych wytwórców

energii elektrycznej

Ź

ródło

:

URE na podstawie danych ARE

Rok

Produkcja energii

elektrycznej

[TWh]

Całkowite

zapotrzebowanie

na energi

ę

[TWh]

Moc

zainstalowana

[GW]

Szczytowe

zapotrzebowanie

na moc

[GW]

2004
2005

154,2
156,9

144,9
145,7

35,2
35,4

23,11
23,48

Wska

ź

nik HHI

Rok

Liczba

wytwórców

o udziale

w rynku > 5%

(wg mocy

osi

ą

galnej)

Udział w rynku

trzech

najwi

ę

kszych

wytwórców

(wg mocy

osi

ą

galnej)

[%]

elektrownie

wg mocy

osi

ą

galnej

elektrownie

wg produkcji

faktycznej

2004
2005

7
7

62,1
62,6

1748,6
1781,8

2138,7
2246,1

background image

23

W 2005 r. liczba wytwórców o udziale w rynku powy

ż

ej 5% oraz wska

ź

niki HHI pozostały

na poziomie zbli

ż

onym do poziomu w 2004 r., przy czym wska

ź

nik HHI dla produkcji

ś

wiadczy o wysokim, a dla mocy osi

ą

ga

l

nej o

ś

rednim poziomie koncentracji rynku. Analiza

ta została przeprowadzona dla dziesi

ę

ciu najwa

ż

niejszych wytwórców energii elektrycznej

(niemal 80% produkcji krajowej), bez wyodr

ę

bniania pozostałych − mniejszych

przedsi

ę

biorstw wytwórczych.

W 2005 r. nast

ą

pił ponad dwukrotny wzrost sprzeda

ż

y energii produkowanej przez wytwórców do

spółek zajmuj

ą

cych si

ę

obrotem i stanowił ok. 40% ogólnie sprzedanej energii elektrycznej. Spadł

udział energii sprzedawanej przedsi

ę

biorstwom dystrybucyjnym – osi

ą

gn

ą

ł poziom nieznacznie

przekraczaj

ą

cy 14%.

Dane na temat wolumenu obrotu energi

ą

elektryczn

ą

na poszczególnych rynkach

przedstawia tabela 3.2.1c.

Tabela 3.2.1c. Kierunki sprzeda

ż

y energii elektrycznej dla dziesi

ę

ciu wytwórców

systemowych (w TWh)

Rok

Ogółem

W KDT*

W kontaktach

dwustronnych

Towarowa

giełda energii

Na rynku

bilansuj

ą

cym**

Na rynku

terminowym

2004
2005

120,52
124,43

54,48
39,45

53,81
71,93

1,10
1,05

11,13
12,00

0
0

* segment regulowany
** ł

ą

cznie z tzw. generacj

ą

wymuszon

ą

wzgl

ę

dami systemowymi

Ź

ródło: URE

Handel hurtowy energi

ą

elektryczn

ą

na polskim rynku energii odbywa si

ę

przede

wszystkim

na

podstawie

niestandaryzowanych

kontraktów

bilateralnych

(krótko-

i

ś

rednioterminowych) oraz w KDT. W porównaniu do roku poprzedniego, w 2005 r. sprzeda

ż

energii elektrycznej w ramach kontraktów długoterminowych zmalała o 27,6% i stanowiła ok..
31,7% całkowitej sprzeda

ż

y wytwórców systemowych. Wynika to przede wszystkim z faktu

upłyni

ę

cia terminów obowi

ą

zywania kolejnych kontraktów.

W nieznacznym stopniu

transakcje zawierane s

ą

na Towarowej Giełdzie Energii SA oraz za pomoc

ą

wirtualnych giełd

energii.

W polskim systemie elektroenergetycznym podmiotami

ś

wiadcz

ą

cymi regulacyjne usługi

systemowe (RUS) s

ą

elektrownie kondensacyjne. Do scharakteryzowania wielko

ś

ci RUS

zastosowano wska

ź

nik w postaci przychodów elektrowni za

ś

wiadczenie tych usług. W tabeli

3.2.1d. przedstawiono dane na temat wska

ź

nika koncentracji oraz warto

ś

ci usług systemowych

ś

wiadczonych przez elektrownie systemowe w latach 2004 – 2005.

Tabela 3.2.1d. Struktura rynku regulacyjnych usług systemowych dla dziesi

ę

ciu

wytwórców systemowych

Ź

ródło: URE

Zanotowane w 2005 r. wpływy elektrowni systemowych,. za

ś

wiadczenie regulacyjnych

usług systemowych wyniosły ok. 647 805 tys. zł i zmalały o 79 993,7 tys. zł, tj. o 11%
w stosunku do poprzedniego roku. W 2005 r. zwi

ę

kszyła si

ę

do 7 liczba wytwórców o udziale

Rok

Przychód

z RUS

[tys. zł]

Liczba wytwórców

o udziale w rynku > 5%

(wg przychodów z RUS)

Udział w rynku trzech

najwi

ę

kszych wytwórców

(wg przychodów z RUS)

[%]

Wska

ź

nik HHI

(wg przychodów

z RUS)

2004
2005

727 798,6
647 804,9

5
7

57,8
56,7

1 488,1
1 443,0

background image

24

w rynku powy

ż

ej 5%, natomiast wska

ź

nik HHI nie uległ du

ż

ym zmianom i wci

ąż

oznacza

ś

redni poziom koncentracji rynku.

Rol

ę

regulacyjn

ą

w krajowym systemie elektroenergetycznym pełni spółka Elektrownie

Szczytowo-Pompowe SA, której wi

ę

kszo

ś

ciowym udziałowcem jest PSE SA. W skład

ESP SA wchodzi 25 elektrowni, w tym kilkana

ś

cie małych elektrowni przepływowych oraz wi

ę

ksze

jednostki szczytowo-pompowe: Elektrownia

ś

arnowiec (716 MW), Elektrownia Por

ą

bka-

ś

ar

(500 MW), Elektrownia Solina (200 MW). Całkowit

ą

moc osi

ą

galn

ą

w jednostkach

nale

żą

cych do ESP SA szacuje si

ę

na ok. 1558 MW.

Stopie

ń

Integracji z s

ą

siednimi Pa

ń

stwami Członkowskimi


Wielko

ść

wymiany transgranicznej to tylko jeden ze wska

ź

ników integracji krajowych rynków w

jeden wspólnotowy (dane dotycz

ą

ce tej kwestii zostały przedstawione w rozdziale 3.1.2). Na

zintegrowanym wspólnym rynku europejskim powinna by

ć

zaobserwowana pewna zbie

ż

no

ś

ci cen

hurtowych energii elektrycznej na s

ą

siaduj

ą

cych rynkach krajowych. Spo

ś

ród wielu danych, których

porównanie mo

ż

e scharakteryzowa

ć

post

ę

p w tworzeniu wspólnego rynku do analizy w niniejszym

Raporcie zostały wybrane całkowita wymiana transgraniczna, ceny kształtowane na giełdach energii

ś

rednia cena w podstawie obci

ąż

enia na parkietach dnia nast

ę

pnego, cena – mediana kalkulowana

równie

ż

w oparciu o ceny w podstawie obci

ąż

enia na parkietach dnia nast

ę

pnego. Kolejnymi

wska

ź

nikami s

ą

: odchylenie standardowe cen w podstawie obci

ąż

enia na parkietach dnia

nast

ę

pnego (pokazuje ró

ż

nice w wahaniach cen czyli ryzyko rynkowe), korelacja cen oraz cenowy

efekt zarz

ą

dzania przeci

ąż

eniami (wynik to

ś

rednia cena z tytułu zarz

ą

dzania przeci

ąż

eniami w

okresie roku w kierunkach „do” i „z” kraju).

Działania Komisji Europejskiej oraz Regulatorów na rzecz stworzenia wspólnego rynku poprzez

stopniow

ą

integracj

ę

rynków krajowych w poszczególnych regionach oraz poło

ż

enie geograficzne

Polski spowodowało,

ż

e Polska jest aktywna zarówno na rynku regionalnym pa

ń

stw Europy

Ś

rodkowo- Wschodniej jak i rynku regionalnym pa

ń

stw Europy Północnej.

Tabela 3.2.1d przedstawia wska

ź

niki pozwalaj

ą

ce na ocen

ę

stopnia integracji rynków pa

ń

stw

Europy

Ś

rodkowo–Wschodniej w 2005 r.


Tabela 3.2.1 d Stopie

ń

integracji rynków krajów Europy

Ś

rodkowo–Wschodniej

w 2005 r.

jednostka

Austria

Czechy

Niemcy

W

ę

gry

Polska

Słowacja

Słowenia

Wymiana
transgranic
zna brutto


MWh/rok

48 510 000

30 601 245

17 785 599*

17 625 344

17 409 000

21 608 885

5 365 506

Cena

ś

rednia

Euro/MWh

46,57

32,15

45,97

b.d.

28,74

b.d.

47,85

Cena -
mediana

Euro/MWh

42,72

32,60

42,47

b.d.

28,61

b.d.

b.d.

Odchylenie
standardow
e

Euro/MWh

18,33

18,00

18,44

b.d.

3,14

b.d.

b.d.

Współzale

ż

no

ść

cenowa

0-1

AT–CZ
0,545
AT-GER
0,94

CZ-AT
0,545
CZ-GER
0,544

GER-AT
0,94
GER-CZ
0,544

b.d.

b.d.

b.d.

b.d.

*podana wielko

ść

dotyczy wymiany handlowej tyko z podanymi pa

ń

stwami w obszarze regionu Europy

Ś

rodkowo-Wchodniej

b.d – brak danych

Ź

ródło: E-Control na podstawie danych Regulatorów

Poziom ceny notowanych na polskiej Towarowej Giełdzie Energii (TGE) jest

zdecydowanie ni

ż

szy od poziomu cen osi

ą

ganych na giełdach pa

ń

stw s

ą

siednich. Pewna

zbie

ż

no

ść

wyst

ę

puje w przypadku Czech i Polski. Ceny s

ą

zbli

ż

one tak

ż

e na giełdach energii

background image

25

wyst

ę

powały równie

ż

w Austrii, Niemczech i Słowenii. Ró

ż

nice pomi

ę

dzy tymi dwoma

grupami pa

ń

stw s

ą

jednak znaczne.

W przypadku Polski nie została podana współzale

ż

no

ść

cen, poniewa

ż

przedmiotem

obrotu na jest tylko TGE jest 1,05 % wyprodukowanej energii.

Tabela 3.2.1e przedstawia wyniki aukcji skoordynowanych na zdolno

ś

ci przesyłowe w

handlu mi

ę

dzynarodowym w regionie pa

ń

stw Europy

Ś

rodkowo – Wschodniej.

Tabela 3.2.1. e Wyniki aukcji skoordynowanych na zdolno

ś

ci przesyłowe w handlu

mi

ę

dzynarodowym w 2005 r. (w euro/MWh) – rynek pa

ń

stw Europy

Ś

rodkowo-

Wschodniej

Austria

Czechy

Niemcy W

ę

gry

Polska

Słowenia

Słowenia

CZ->AT

5,78

CZ->SK

0,19

8,89*

H->AT

1,5 z Polski

9,25

SK->H

**6,00




1,22

AT->CZ

b.d.

SK->CZ

0,04

AT->H

0,4 do Polski 0,70

H->SK

***0,05

H->AT

1,50

CZ->PL

1,02

H->SK

0,051

SK->PL

0,77

AT->H

0,40

PL->CZ

11,55

SK->H

6,01

PL->SK

b.d.

AT->SLO

1,22

CZ->AT

5,78

SK->CZ

0,09

SLO->AT

b.d.

AT->CZ

b.d.

CZ->SK

0,13

CZ->GER

(E.On)

6,698

GER (E.On) -

>CZ

0,0017

CZ-

>GER(VE-T)

6,08

GER(VE-T)-

>CZ

b.d.

*na podstawie danych dotycz

ą

cych importu z Czech i Polski

**50 % mocy
*** 50% mocy
Obja

ś

nienia skrótów:

AT- Austria
CZ – Czechy
GER – Niemcy
H – W

ę

gry

PL – Polska
SK – Słowacja
SLO – Słowenia

Ź

ródło: E-Control na podstawie danych Regulatorów

Polska jest równie

ż

uczestnikiem północnego rynku regionalnego. Tabele 3.2.1f, 3.2.1g,

oraz 3.2.1h przedstawiaj

ą

dane charakteryzuj

ą

ce rozwój rynku regionu Europy Północnej.


Tabela 3.2.1 f Wymiana trasgraniczna brutto GWh w 2005 r.

Do
Z

Niemcy

Polska

Szwecja

Finlandia

Norwegia

Dania

Niemcy

1

417

641

Polska

5898

1188

Szwecja

3411

822

6210

1859

7682

Finlandia

792

131

Norwegia

9657

164

4626

Dania

10282

722

452

Rosja

11312

215

Ź

ródło: Energitilsynet (regulator du

ń

ski) na podstawie danych NordPool – kontrakty spot, URE

background image

26

Z analizy danych zawartych w tabeli 3.2.1f wynika,

ż

e w przypadku Polski najwi

ę

ksze

znaczenie ma wymiana ze Szwecj

ą

. Wymiana energii odbywa si

ę

poł

ą

czeniem SwePol.

Tabela 3.2.1g prezentuje dane z giełd energii regionu pa

ń

stw Europy Północnej. Dzi

ę

ki

poł

ą

czeniu SwePol mo

ż

na zaobserwowa

ć

integracj

ę

rynku szwedzko – norweskiego z

polskim. Zdecydowanie poziom cen na giełdzie niemieckiej zdecydowanie ró

ż

ni si

ę

od

poziomu cen na giełdzie NordPool i TGE SA.

Tabela 3.2.1 g Stopie

ń

integracji rynków krajów Europy Północnej w 2005 r.

jednostka

Niemcy

(EEX)

Norwegia

(NordPool)

Polska

(TGE SA)

Cena

ś

rednia

45,81

29,32

28,74

Cena mediana

40,33

29,50

28,61

Odchylenie
standardowe

26,86

4,56

3,14

Współzale

ż

no

ść

cenowa dla
EEX/NordPool
Spot




euro/MWh

0,45

-

Ź

ródło: Energitilsynet (regulator du

ń

ski) na podstawie danych: URE, Noregs vassdrags- og

energidirektorat

(NVE

regulator

norweski),

Bundesnetzagentur

für

Elektrizität,

Gas,

Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (regulator niemiecki)

Tabela 3.2.1h przedstawia wyniki aukcji skoordynowanych na zdolno

ś

ci przesyłowe w

handlu mi

ę

dzynarodowym w regionie pa

ń

stw Europy Północnej.

Tabela 3.2.1 h Wyniki aukcji skoordynowanych na zdolno

ś

ci przesyłowe w handlu

mi

ę

dzynarodowym w 2005 r. euro/MWh – rynek pa

ń

stw Europy Północnej

Do
Z

Niemcy

Polska

Szwecja

Finlandia Norwegia Dania

Szacunkowe obliczenia taryf dla poł

ą

czenia SwePol

Wyniki aukcji zdolno

ś

ci przesyłowych na poł

ą

czeniu SwePol nie s

ą

obecnie dost

ę

pne.


Na poł

ą

czeniu szwedzko-polskim SwePol mo

ż

na wynaj

ąć

na rok 1/12 istniej

ą

cej

zdolno

ś

ci przesyłowej. Maksymalna zdolno

ść

przesyłowa tego poł

ą

czenia to 600 MW,

czyli 1/12 tej wielko

ś

ci równa si

ę

50 MW.


Na taryf

ę

składaj

ą

si

ę

: opłata stała i opłata zmienna. Opłata stała za wynaj

ę

cie na rok

wynosi 14 387 750 SEK plus 1 689 047 PLN. Opłat

ę

zmienn

ą

stosuje si

ę

do tej ilo

ś

ci

energii, która przekroczy 75 000 MWh i wynosi ona 6,56 SEK plus 10,03 PLN.
(

www.swepollink.com

)


Uwzgl

ę

dniaj

ą

c maksymalne wykorzystanie (50 MW * 8760 godzin) i kurs walutowy

EUR/SEK = 9,21 i EUR/PLN = 4,09 taryfa wynosiłaby

ś

redniorocznie (dla obu kierunków):

7.13 EUR/MWh

Przepływy rzeczywiste w 2005 r. wyniosły przeci

ę

tnie w ci

ą

gu godziny 229 MW. Było to

spowodowane sieciowymi ograniczeniami przesyłowymi, zarówno po stronie szwedzkiej
jak i polskiej. Obecnie zdolno

ś

ci maksymalne wynosz

ą

ok. 500 MW, lecz cz

ę

sto osi

ą

gaj

ą

tylko 300 MW. Gdyby t

ę

ostatni

ą

wielko

ść

300 MW uczyni

ć

podstaw

ą

obliczenia,

wówczas 1/12 dost

ę

pnej zdolno

ś

ci przesyłowej wyniosła by 25 MW, a

ś

rednioroczna

taryfa: 11,10 EUR/MWh

.

background image

27

Niemcy

0,7

5,34 – 11,77

0,36

Polska

9,25

11,10

Szwecja

8,56-15,00

11,10

Finlandia

Norwegia

Dania

4,43

Ź

ródło: Energitilsynet na podstawie danych regulatorów krajowych

3.2.2. Charakterystyka rynku sprzeda

ż

y detalicznej

W 2005 r., podobnie jak w latach poprzednich, najwi

ę

kszy udział w sprzeda

ż

y energii

elektrycznej odbiorcom ko

ń

cowym na rynku detalicznym miały spółki dystrybucyjne

(przedsi

ę

biorstwa zintegrowane), które sprzedały ok. 93% energii elektrycznej odbiorcom

finalnym przył

ą

czonym do sieci dystrybucyjnych. W 2005 r. liczba aktywnych na rynku

przedsi

ę

biorstw obrotu, niezale

ż

nych od przedsi

ę

biorstw sieciowych, pozostała na poziomie

zbli

ż

onym do poziomu w roku 2004 (tabela 3.2.2b.), natomiast sprzeda

ż

tych przedsi

ę

biorstw

do odbiorców ko

ń

cowych, pomimo wzrostu w 2005 r. o 92% w porównaniu do roku

poprzedniego, w odniesieniu do całkowitego wolumenu energii zakupionej przez odbiorców
przył

ą

czonych do sieci dystrybucyjnych, pozostała na niskim, kilkuprocentowym poziomie.

Tabela 3.2.2a. Spółki dystrybucyjne o najwi

ę

kszym udziale w sprzeda

ż

y energii

elektrycznej do odbiorców ko

ń

cowych.

Udział w sprzeda

ż

y do odbiorców ko

ń

cowych

[%]

Sprzedawcy

2 GWh

50 MWh – 2 GWh

50 MWh

Koncern Energetyczny ENERGA SA

15,9

18,9

18,1

ENION SA

15,5

13,4

14,6

EnergiaPro Koncern Energetyczny SA

14,5

10,1

9,3

ENEA SA

14,4

18,4

15,3

Vattenfall Distribution Poland GZE SA

9,6

4,5

7,8

Ź

ródło: URE

Taka struktura rynku wpływa na jego rozwój i aktywno

ść

odbiorców. Jak pokazuj

ą

dane

w tabeli 3.2.2b. najwi

ę

ksze spółki maj

ą

ok. 50 % udział praktycznie we wszystkich

segmentach rynku. Poza segmentem du

ż

ych i bardzo du

ż

ych odbiorców przemysłowych

zwi

ę

kszył si

ę

, nawet w stosunku do 2004 r., udział w segmencie małych i

ś

rednich odbiorców

przemysłowych oraz gospodarstw domowych.

Tabela 3.2.2b. Rozwój rynku detalicznego

Udział w rynku

trzech najwi

ę

kszych spółek

Procent odbiorców, którzy zmienili dostawc

ę

Rok



Liczba

spółek,

których

udział

w rynku

sprzeda

ż

y

detalicznej
przekracza

5%

Liczba

spółek –

dostawców

całkowicie

niezale

ż

nych

od spółki
sieciowej


Duzi i bardzo
duzi odbiorcy

przemysłowi

Mali i

ś

redni

odbiorcy

przemysłowi

oraz

przedsi

ę

bior-

stwa

Bardzo

mali

przedsi

ę

-

biorcy

i odbiorcy

domowi

Duzi i bardzo
duzi odbiorcy

przemysłowi

Mali i

ś

redni

odbiorcy

przemysłowi oraz

przedsi

ę

biorstwa

Bardzo mali

przedsi

ę

biorcy

oraz

gospodarstwa

domowe

2004

6

20*

50,40

47,60

46,80

19,18

0,16

0,00

2005

6

19

45,90

50,70

48,0

15,16

0,00

0,00

* liczba spółek obrotowych działaj

ą

cych na rynku krajowym

Ź

ródło: URE

background image

28

W 2005 r. powi

ą

zania kapitałowe pomi

ę

dzy wytwórcami a sprzedawcami były podobne

do powi

ą

za

ń

istniej

ą

cych w 2004 r. Z dziewi

ę

tnastu aktywnych w 2005 r. przedsi

ę

biorstw

obrotu, siedem było powi

ą

zanych z koncernami mi

ę

dzynarodowymi. Rozpocz

ę

cie przez nie

działalno

ś

ci nie wi

ą

zało si

ę

z przej

ę

ciem istniej

ą

cych przedsi

ę

biorstw energetycznych –

cz

ęść

z nich ma jednak powi

ą

zania z przedsi

ę

biorstwami wytwórczymi kupionymi przez

przedsi

ę

biorstwa zagraniczne.


W zakresie procedury zmiany sprzedawcy w 2005 r. nie było zasadniczych zmian w

porównaniu do 2004 r. Nadal brakuje przepisów wykonawczych do Prawa energetycznego,
które by t

ę

kwesti

ę

regulowały. Obowi

ą

zuj

ą

dotychczas stosowane instrukcje sieci

dystrybucyjnych, które nie zawieraj

ą

procedur post

ę

powania w przypadku zmiany

sprzedawcy przez odbiorc

ę

, w zwi

ą

zku z czym stosowany jest tryb post

ę

powania

przedstawiony w raporcie w roku ubiegłym. W stosunku do 2004 r. spadł odsetek odbiorców,
którzy zmienili sprzedawc

ę

.

Tabela 3.2.2c. Realizacja zasady TPA w latach 2004 – 2005

Liczba odbiorców

korzystaj

ą

cych z zasady TPA

Rok

Zmiana

sprzedawcy

Negocjowane

taryfy z

dotychczasowym

sprzedawc

ą

Energia dostarczona

odbiorcom TPA

(w GWh), którzy

zmienili sprzedawc

ę

Procentowy udział

energii elektrycznej

dostarczonej w

ramach TPA w

stosunku do

całkowitej energii

dostarczonej w

danym roku

2004

78

Ok. 49*

10 215

10

2005

35

57

7 433

7

*szacunki URE (kwestia ta nie była szczegółowo badana w 2004 r. – dane przybli

ż

one)

Ź

ródło: URE na podstawie danych spółek dystrybucyjnych

Niski poziom wykorzystania przez odbiorców prawa do zmiany sprzedawcy energii

elektrycznej w 2005 r. był spowodowany istnieniem kilku barier, ogólnie pokrywaj

ą

cych si

ę

z

wyst

ę

puj

ą

cymi w poprzednich latach:

niedoskonało

ś

ci

ą

funkcjonowania

rynku

hurtowego,

co

skutkuje

brakiem

konkurencyjnych ofert przedsi

ę

biorstw obrotu. Sprzeda

ż

energii elektrycznej tych

przedsi

ę

biorstw do odbiorców ko

ń

cowych stanowiła znikom

ą

cz

ęść

całkowitej ich

sprzeda

ż

y (w 2005 r. było to zaledwie 4%) i wynikała nie tyle z braku zainteresowania

sprzeda

żą

bezpo

ś

rednio do odbiorców ko

ń

cowych, ale raczej z braku mo

ż

liwo

ś

ci

konkurowania ze spółkami dystrybucyjnymi,

nierozwi

ą

zany problem kontraktów długoterminowych. Pomimo

ż

e ilo

ść

energii

elektrycznej sprzedawanej w ramach kontraktów długoterminowych znacznie spadła w
stosunku do 2004 r. (w 2005 r. wyniosła 31,7%), to jednak dalej sytuacja ta powoduje
znaczne ograniczenia w dost

ę

pno

ś

ci energii dla niezale

ż

nych sprzedawców. Kolejnym

problemem jest zniekształcenie sygnału cenowego (ceny oraz sposób ich indeksacji
zostały ustalone w ko

ń

cu lat 90.) oraz finansowanie zakupu energii poprzez zawarcie w

taryfie składnika wyrównawczego – stawki systemowej, który wpływa na brak
przejrzysto

ś

ci w kształtowaniu si

ę

ś

redniej ceny zakupu.

brakiem rozdzielenia działalno

ś

ci sieciowej od obrotu i stosowaniem upustów przez

spółki dystrybucyjne (subsydiowanie skro

ś

ne),

istnieniem barier natury administracyjnej i technicznej, takich jak:

-

brak jednolitej procedury zmiany sprzedawcy, przedłu

ż

anie i stosowanie przez

spółki dystrybucyjne niejasnych zasad przy zmianie sprzedawcy przez odbiorc

ę

;

-

niekorzystne zasady bilansowania;

-

zawy

ż

anie przez spółki dystrybucyjne wymaga

ń

dotycz

ą

cych układów pomiarowo-

rozliczeniowych. Skutkowało to podwy

ż

szeniem kosztów, które odbiorcy musieli

ponie

ść

w zwi

ą

zku ze zmian

ą

sprzedawcy, co jednocze

ś

nie redukowało ewentualne

background image

29

oszcz

ę

dno

ś

ci z zakupu ta

ń

szej energii. Z tego powodu zmiana sprzedawcy, zwłaszcza

w przypadku odbiorców o

ś

rednim i małym zu

ż

yciu energii, stawała si

ę

mało opłacalna.

W 2005 r., podobnie jak w latach poprzednich, w

ś

ród odbiorców, którzy dokonali

wyboru sprzedawcy, byli wył

ą

cznie odbiorcy o du

ż

ym i bardzo du

ż

ym zu

ż

yciu energii.

W tabeli 3.2.2c. przedstawiono struktur

ę

opłat za energi

ę

elektryczn

ą

w odniesieniu do trzech grup

odbiorców. Wynikaj

ą

one z zatwierdzonych taryf dla odbiorców ko

ń

cowych.

Tabela 3.2.2c. Struktura cen energii elektrycznej w 2005 r. (w euro/MWh)

Ig

Ib

Dc

Typowe

gosp.

domowe*

Opłaty sieciowe (z
wył

ą

czeniem opłat

publicznoprawnych)

18,67

68,71

45,16

46,69

Opłaty
publicznoprawne

0

0

0

0

Koszt wytworzenia
energii oraz mar

ż

a

dostawcy

30,65

35,31

36,02

36,92

Podatki

10,85

22,8

17,86

18,39

Cena brutto
euro/MWh

60,1

126,8

99,05

102,00

Ceny wg

ś

redniego rocznego kursu euro za 2005 r. ogłaszanego przez NBP – 4,02 zł/euro.

*Kategoria typowego gospodarstwa domowego jest sztucznie stworzona dla potrzeb
porównawczych – zu

ż

ycie energii przez „typowe gospodarstwo domowe” zostało obliczone

jako iloraz energii sprzedanej gospodarstwom domowym i liczby tych gospodarstw.

Ź

ródło: URE

Tabela 3.2.2d. Zu

ż

ycie energii przez typowe gospodarstwo domowe (w kWh)

Rok

2004

2005

Typowe gospodarstwo domowe*

1948,9

1986,4

* obja

ś

nienie jak pod tabel

ą

3.2.2c.

Ź

ródło: URE



3.2.3

Ś

rodki zapobiegaj

ą

ce nadu

ż

yciu pozycji dominuj

ą

cej na rynku wła

ś

ciwym


Warunkami koniecznymi dla prawidłowego funkcjonowania konkurencji jest dost

ę

p do

informacji oraz przejrzysto

ść

tych informacji.

Reguły rz

ą

dz

ą

ce działalno

ś

ci

ą

wytwórców na rynku hurtowym, w tym zasady przejrzysto

ś

ci

w zakresie publikowania informacji na temat dost

ę

pnych mocy produkcyjnych, okresu od

dokonania zamówienia do jego realizacji oraz przewidywanego poziomu mocy wytwórczy i
zapotrzebowania na nie, nie zmieniły si

ę

w stosunku do 2004 r. Wszystkie informacje

podane w Raporcie Krajowym Prezesa URE 2005 pozostaj

ą

aktualne.

Równie

ż

zasady działania przedsi

ę

biorstw wytwórczych w zakresie sprzeda

ż

y energii

elektrycznej pozostały takie jak w 2004 r. W 2005 r. Prezes URE nie badał struktur
zawieranych kontraktów, lecz jedynie poziom cen sprzeda

ż

y energii elektrycznej na rynku

konkurencyjnym

9

. W dalszym ci

ą

gu konkurencja na rynku energii elektrycznej jest

9

Prezes URE do 31 marca ka

ż

dego roku ogłasza

ś

redni

ą

cen

ę

sprzeda

ż

y energii elektrycznej na rynku

konkurencyjnym w poprzednim roku kalendarzowym.

background image

30

ograniczana, przede wszystkim przez istnienie KDT, w ramach których sprzeda

ż

energii

elektrycznej w 2005 r. osi

ą

gn

ę

ła poziom 31,7% w stosunku do całej sprzedanej energii (w

roku 2004 poziom ten był wy

ż

szy – wynosił 44,5%).

Zasady zakupu energii na potrzeby bilansowania systemu (aukcja jednostronna) tak

ż

e si

ę

nie zmieniły. Regulacyjne usługi systemowe oraz usługa dyspozycyjno

ś

ci jednostek

wytwórczych s

ą

kupowane w ramach umów zawieranych pomi

ę

dzy OSP a uczestnikami

rynku. Proces kontraktowania tych usług, tak jak w 2004 r., odbywał si

ę

w drodze udzielenia

zamówienia publicznego

10

.

Struktura nadzoru nad rynkiem energii pozostała taka jak w 2004 r. Sprawuj

ą

go nast

ę

puj

ą

ce

organy administracji rz

ą

dowej:

1. Prezes Urz

ę

du Regulacji Energetyki – podstawowy organ nadzoruj

ą

cy rynek

energii elektrycznej i paliw. Prezes URE realizuje zadania z zakresu gospodarki
paliwami i energi

ą

oraz promowania konkurencji.

2. Prezes Urz

ę

du Ochrony Konkurencji i Konsumentów – wła

ś

ciwy w odniesieniu

do rynku paliw i energii, m.in. w sprawach dotycz

ą

cych kontroli przestrzegania

przez przedsi

ę

biorców przepisów ustawy o ochronie konkurencji i konsumentów,

badania stanu koncentracji gospodarki i zachowa

ń

rynkowych przedsi

ę

biorców,

przeciwdziałania

praktykom

ograniczaj

ą

cym

konkurencj

ę

,

którymi

s

ą

porozumienia ograniczaj

ą

ce konkurencj

ę

oraz nadu

ż

ycia pozycji dominuj

ą

cej,

jak równie

ż

w sprawach koncentracji lub podziału przedsi

ę

biorców oraz w

sprawach nakładania kar pieni

ęż

nych, w przypadkach przewidzianych ustaw

ą

.

3. Minister Gospodarki – wła

ś

ciwy w zakresie ogólnego opracowywania

wieloletniej polityki bezpiecze

ń

stwa energetycznego kraju.

4. Minister Skarbu Pa

ń

stwa – wła

ś

ciwy w zakresie nadzoru wła

ś

cicielskiego

i przekształce

ń

własno

ś

ciowych w sektorze elektroenergetycznym.

Funkcjonowanie wirtualnych giełd energii lub innych form obrotu udost

ę

pnionymi mocami

produkcyjnymi

1.

Towarowa Giełda Energii SA

Pierwsze transakcje handlowe zostały zawarte 30 czerwca 2000 r. Od 1 pa

ź

dziernika 2005 r.

na TGE SA rozpocz

ą

ł si

ę

handel prawami maj

ą

tkowymi wynikaj

ą

cymi ze

ś

wiadectw

pochodzenia, wystawianymi przez Prezesa URE dla producentów energii elektrycznej
wytwarzaj

ą

cej energi

ę

w odnawialnych

ź

ródłach energii.

2.

Wirtualne giełdy energii
a) Platforma Obrotu Energi

ą

Elektryczn

ą

umo

ż

liwia zakup i sprzeda

ż

energii

elektrycznej na okres obejmuj

ą

cy dwa najbli

ż

sze lata. W tym czasie zostaje

udost

ę

pniony zakup i sprzeda

ż

energii elektrycznej na okresy: 1-, 3-, 6- i 12-

miesi

ę

czne oraz tygodniowe i dzienne. Mo

ż

liwe jest równie

ż

uzupełnianie

własnego portfela kontraktami na ka

ż

d

ą

godzin

ę

doby. Platforma umo

ż

liwia zakup

i sprzeda

ż

energii elektrycznej konwencjonalnej, skojarzonej oraz praw

maj

ą

tkowych wynikaj

ą

cych ze

ś

wiadectw pochodzenia energii odnawialnej.

b) Kantor Energii – prowadzony przez przedsi

ę

biorstwo obrotu energi

ą

, pełni

ą

ce

funkcj

ę

Operatora

Handlowego

w

ramach

rynku

bilansuj

ą

cego,

jest

elektronicznym systemem handlu energi

ą

elektryczn

ą

w formie notowa

ń

ci

ą

głych

na wszystkie 24 godziny dostawy na „dzie

ń

do przodu” lub „dwa dni do przodu”.

c) e-SPOT – elektroniczna platforma obrotu przeznaczona dla skonsolidowanych

grup zakładów energetycznych, pozwalaj

ą

ca zminimalizowa

ć

niezbilansowanie

grupy i zmaksymalizowa

ć

wolumen obrotu. Umo

ż

liwia wygodne i sprawne

zawieranie transakcji na rynku SPOT.

10

Stosowne procedury w tym zakresie okre

ś

la ustawa z dnia 29 stycznia 2004 r. – Prawo zamówie

ń

publicznych (Dz. U. z 2004 r. Nr 19, poz. 177, z pó

ź

n. zm.).

background image

31

Udział energii sprzedawanej przy wykorzystaniu tych giełd nie przekracza próby statystycznej i nie jest
uwzgl

ę

dniany w oficjalnych statystykach.


W odniesieniu do działalno

ś

ci sprzedawców istotne dla prawidłowego funkcjonowania

konkurencji s

ą

:

zasada przejrzysto

ś

ci działania i stopie

ń

dost

ę

pno

ś

ci informacji.

Zasada ta jest realizowana poprzez publikacj

ę

informacji, najcz

ęś

ciej w Internecie:

a) strony internetowe spółek obrotu

Strony internetowe spółek zajmuj

ą

cych si

ę

obrotem energi

ą

elektryczn

ą

zawieraj

ą

głównie

informacje o przedsi

ę

biorcy. Kilka z nich prezentuje dodatkowo ofert

ę

szczegółow

ą

, np. z

podziałem na odbiorców hurtowych i detalicznych, i ofert

ę

usług operatora handlowego.

Nieliczne strony zawieraj

ą

formularze kontaktowe.

Natomiast strona internetowa Towarzystwa Obrotu Energi

ą

, organizacji zrzeszaj

ą

cej

spółki obrotu, zawiera aktualne notowania na rynku giełdowym oraz rynku bilansuj

ą

cym,

przedstawia zasad

ę

swobodnego wyboru sprzedawcy energii w uj

ę

ciu historycznym, a tak

ż

e

prezentuje obecne bariery funkcjonowania wolnego rynku energii w Polsce.

b) strony internetowe spółek dystrybucyjnych

Przedsi

ę

biorstwa sieciowe, zajmuj

ą

ce si

ę

równie

ż

obrotem energi

ą

elektryczn

ą

, najcz

ęś

ciej

nie posiadaj

ą

jeszcze stron internetowych po

ś

wi

ę

conych zagadnieniom wolnego rynku energii.

Przedsi

ę

biorstwa, w których obrót jest prowadzony w ramach tego samego podmiotu, który zajmuje

si

ę

dystrybucj

ą

, na swoich stronach internetowych koncentruj

ą

si

ę

na obsłudze klientów taryfowych.

struktura kontraktów (w tym dopuszczalno

ść

kontraktów długoterminowych

obwarowanych restrykcjami lub klauzulami dotycz

ą

cymi kar pieni

ęż

nych nakładanych

w zwi

ą

zku z ich przedterminowym rozwi

ą

zaniem)

Przedsi

ę

biorstwa obrotu prezentuj

ą

swoj

ą

ofert

ę

odbiorcom ko

ń

cowym zazwyczaj w trybie

indywidualnym w oparciu o aktualn

ą

sytuacj

ę

rynkow

ą

. Oferty te obejmuj

ą

produkty

standardowe i budowane s

ą

na okres dostaw zgodnie z wymaganiami partnerów

handlowych.
Nieliczne spółki obrotu niepowi

ą

zane z przedsi

ę

biorstwami dystrybucyjnymi dostarczaj

ą

energi

ę

elektryczn

ą

odbiorcom ko

ń

cowym. Jest to spowodowane mi

ę

dzy innymi

ograniczonymi mo

ż

liwo

ś

ciami konkurowania ze spółkami dystrybucyjnymi oraz brakiem

jednolitej procedury zmiany sprzedawcy). Ceny i inne warunki umów s

ą

ka

ż

dorazowo

negocjowane z kontrahentem i ró

ż

ni

ą

si

ę

w zale

ż

no

ś

ci od czasookresu dostaw, odchyle

ń

,

profilu poboru, aktualnych cen rynku hurtowego i giełdowego, wiarygodno

ś

ci kredytowej

odbiorcy i dotychczasowych do

ś

wiadcze

ń

współpracy z tym odbiorc

ą

. Cena ustalana jest w

wyniku negocjacji konkurencyjnych lub zgodnie z ustaw

ą

o zamówieniach publicznych, o

czym decyduje odbiorca. Niektóre spółki obrotu oferuj

ą

ponadto pomoc przy negocjowaniu

umowy o

ś

wiadczenie usług przesyłowych.

Umowy pomi

ę

dzy spółkami obrotu a ich klientami s

ą

z reguły umowami

krótkoterminowymi, zawieranymi na okres: jednego dnia (kontrakty SPOT), kilku dni,
miesi

ą

c, pół roku lub na czas nieokre

ś

lony. Najcz

ęś

ciej maj

ą

posta

ć

umowy ramowej, w

której zawiera si

ę

ka

ż

dorazowo porozumienie transakcyjne, cho

ć

wyst

ę

puj

ą

te

ż

umowy

sprzeda

ż

y okre

ś

lonej z góry ilo

ś

ci energii. Wi

ę

kszo

ść

umów zawiera postanowienia

reguluj

ą

ce odpowiedzialno

ść

stron umowy na wypadek niewywi

ą

zania si

ę

lub nienale

ż

ytego

wywi

ą

zania z umowy. Kary umowne stosowane w umowach ramowych maj

ą

charakter

zabezpieczaj

ą

cy strony kontraktu. Okres wypowiedzenia dłu

ż

szych umów ramowych wynosi

najcz

ęś

ciej 3 miesi

ą

ce. Istnieje te

ż

mo

ż

liwo

ść

ich wcze

ś

niejszego rozwi

ą

zania w przypadku

naruszenia umowy przez jedn

ą

ze stron b

ą

d

ź

te

ż

w przypadkach wyra

ź

nie wskazanych w

umowie. Niektóre spółki obrotu stosuj

ą

standardowe umowy EFET (European Federation of

Energy Traders). Zastosowane w nich kary umowne b

ę

d

ą

ce wynikiem przedwczesnego

rozwi

ą

zania umowy maj

ą

jedynie na celu skompensowanie kosztów poniesionych z powodu

zawarcia nowej transakcji – zast

ę

puj

ą

cej transakcj

ę

b

ę

d

ą

c

ą

przedmiotem wcze

ś

niejszego

background image

32

rozwi

ą

zania umowy przez stron

ę

. Kara umowna jest płacona na rzecz drugiej strony przez

stron

ę

odnosz

ą

c

ą

korzy

ść

w wyniku przedwczesnego rozwi

ą

zania umowy.

Uregulowanie form płatno

ś

ci za energi

ę

elektryczn

ą

nast

ę

puje ka

ż

dorazowo w umowie.

Spółki obrotu wykazuj

ą

w tym zakresie du

żą

elastyczno

ść

. Rozliczanie nast

ę

puje w okresach

tygodniowych, dekadowych, półmiesi

ę

cznych, a tak

ż

e miesi

ę

cznych lub ustalanych

indywidualnie z ka

ż

dym partnerem handlowym. Płatno

ść

ma najcz

ęś

ciej form

ę

przelewu

bankowego, realizowanego w terminie 14, 21 lub 30 dni od daty wystawienia faktury.

Przedsi

ę

biorstwa obrotu zazwyczaj odpowiadaj

ą

na zapytania ofertowe, prezentuj

ą

swoj

ą

ofert

ę

na stronie internetowej, uczestnicz

ą

w ró

ż

nego rodzaju sympozjach, targach,

czasami przedstawiaj

ą

ofert

ę

w mediach. Najcz

ę

stsz

ą

form

ą

proponowania usług jest

składanie oferty indywidualnemu klientowi.

Wi

ę

kszo

ść

spółek obrotu nie widzi potrzeby wdra

ż

ania procedury rozpatrywania skarg

i wniosków. Uwagi klienta s

ą

analizowane indywidualnie, niektóre spółki stosuj

ą

metod

ę

bezpo

ś

redniej opieki nad klientem, umo

ż

liwiaj

ą

c

ą

rozwi

ą

zywanie problemów na miejscu.

Postanowienia dotycz

ą

ce rozwi

ą

zywania sporów zawiera ka

ż

da umowa. Preferowane s

ą

polubowne metody rozwi

ą

zywania sporów, ewentualnie post

ę

powanie przed s

ą

dem

arbitra

ż

owym, a gdy sprawa sporna nale

ż

y do wła

ś

ciwo

ś

ci Prezesa URE – składany jest

wniosek o wszcz

ę

cie post

ę

powania administracyjnego.

Du

ż

y wpływ na funkcjonowanie rynku energii maj

ą

działania z zakresu polityki

ochrony i promowania konkurencji, podejmowane przez Prezesa UOKiK, zarówno w
sektorze sprzeda

ż

y detalicznej, jak i hurtowej.

Prezes UOKiK wydaje decyzje:

– o uznaniu praktyki za ograniczaj

ą

c

ą

konkurencj

ę

i nakazuje zaniechanie jej

stosowania,

– o uznaniu praktyki za ograniczaj

ą

c

ą

konkurencj

ę

i stwierdzaj

ą

c

ą

zaniechanie jej stosowania,

je

ż

eli zachowanie rynkowe przedsi

ę

biorcy przestało narusza

ć

zakazy,

– o niestwierdzeniu stosowania praktyki ograniczaj

ą

cej konkurencj

ę

.

W 2005 r. Prezes UOKiK prowadził 13 post

ę

powa

ń

antymonopolowych przeciwko

podmiotom z sektora elektroenergetycznego w sprawach praktyk ograniczaj

ą

cych

konkurencj

ę

..

W sektorze elektroenergetycznym, z uwagi na specyfik

ę

rynku, a w szczególno

ś

ci na

istnienie monopolu naturalnego w działalno

ś

ci sieciowej, zdecydowana wi

ę

kszo

ść

post

ę

powa

ń

antymonopolowych dotyczy nadu

ż

ycia pozycji dominuj

ą

cej.

Wydano 7 decyzji stwierdzaj

ą

cych naruszenie przepisów art. 8 ustawy o ochronie

konkurencji i konsumentów poprzez działania polegaj

ą

ce na nadu

ż

ywaniu przez

przedsi

ę

biorstwa energetyczne pozycji dominuj

ą

cej i nało

ż

ono na te przedsi

ę

biorstwa kary

pieni

ęż

ne. Jednocze

ś

nie w 3 przypadkach stwierdzono zaniechanie stosowania praktyki

ograniczaj

ą

cej konkurencj

ę

.

Dwie decyzje spo

ś

ród powy

ż

szych siedmiu, oprócz stwierdzenia nadu

ż

ywania pozycji

dominuj

ą

cej, zawierały równie

ż

rozstrzygni

ę

cia, w których nie stwierdzono stosowania

praktyk ograniczaj

ą

cych konkurencj

ę

.

Nadu

ż

ywanie pozycji dominuj

ą

cej polegało przede wszystkim na odmowie

ś

wiadczenia

usługi przesyłania gazu ziemnego, na uniemo

ż

liwieniu lub ograniczeniu dost

ę

pu do sieci

o

ś

wietlenia drogowego, na narzucaniu konsumentom uci

ąż

liwych warunków umów

dotycz

ą

cych dostaw gazu ziemnego, na uzale

ż

nianiu zawarcia umowy o przył

ą

czenie do

sieci od spełnienia dodatkowego

ś

wiadczenia, na narzucaniu odbiorcom nieuczciwych cen i

stawek na rynku energii elektrycznej.

W 5 sprawach po przeprowadzeniu post

ę

powa

ń

antymonopolowych Prezes UOKiK

wydał decyzje, w których nie stwierdził stosowania praktyk ograniczaj

ą

cych konkurencj

ę

.

W 2005 r. toczyło si

ę

tylko jedno post

ę

powanie w sprawie zawarcia porozumienia

ograniczaj

ą

cego konkurencj

ę

, tj. naruszenia przepisów art. 5 ustawy o ochronie konkurencji i

konsumentów. Post

ę

powanie to nie dało podstaw do stwierdzenia stosowania praktyki

ograniczaj

ą

cej konkurencj

ę

.

background image

33

W post

ę

powaniu dotycz

ą

cym zgłoszenia zamiaru koncentracji Prezes UOKiK mo

ż

e

wyda

ć

nast

ę

puj

ą

ce decyzje:

– zgod

ę

na dokonanie koncentracji – je

ż

eli w jej wyniku nie dojdzie do istotnego

ograniczenia konkurencji;

– zgod

ę

warunkowa, je

ż

eli po spełnieniu okre

ś

lonych warunków spełnione zostan

ą

ww.

przesłanki;

– zakaz dokonania koncentracji – je

ż

eli w jej wyniku dojdzie do istotnego ograniczenia

konkurencji, w szczególno

ś

ci przez powstanie lub umocnienie pozycji dominuj

ą

cej na rynku;

– zgod

ę

na dokonanie koncentracji, w wyniku której dojdzie do istotnego ograniczenia

konkurencji, je

ż

eli wydanie zgody jest uzasadnione, a w szczególno

ś

ci:

a) koncentracja przyczyni si

ę

do rozwoju ekonomicznego lub post

ę

pu technicznego,

b) koncentracja mo

ż

e wywrze

ć

pozytywny wpływ na gospodark

ę

narodow

ą

.

W 2005 r. rozpatrzono 14 wniosków o wydanie zgody na dokonanie koncentracji z

udziałem przedsi

ę

biorstw energetycznych.

We wszystkich przypadkach Prezes UOKiK, w oparciu o art. 17 ustawy o ochronie

konkurencji i konsumentów, wyraził zgod

ę

na koncentracj

ę

przedsi

ę

biorstw, uznał bowiem,

ż

e w wyniku koncentracji nie dojdzie do istotnego ograniczenia konkurencji, w szczególno

ś

ci

przez powstanie lub umocnienie pozycji dominuj

ą

cej.






















background image

34

4. Regulacja i funkcjonowanie rynku gazu ziemnego

4.1. Zagadnienia z zakresu regulacji [artykuł 25(1)]

Regulacja rynku gazu stawia nieco inne wzywania przed Prezesem URE ni

ż

regulacja

przedsi

ę

biorstw działaj

ą

cych na rynku energii elektrycznej. Rynek gazu jest rynkiem

mi

ę

dzynarodowym, ze wzgl

ę

du na uzale

ż

nienie od importu du

ż

ego znaczenia nabieraj

ą

kwestie bezpiecze

ń

stwa dostaw w tym dywersyfikacja

ź

ródeł zaopatrzenia. Kwesti

ą

istotn

ą

jest magazynowanie gazu.

W przypadku rynku gazu du

ż

e znaczenie ma równie

ż

polityka wła

ś

cicielska prowadzona

przez Ministra Skarbu oraz kierunki polityki wyznaczone przez Rz

ą

d.

4.1.1. Zagadnienia ogólne

W 2005r. kontynuowane były prace nad zmianami w sektorze, zgodnie z wytycznymi

Dyrektywy Gazowej 2003/55/WE.
1 lipca 2005 r. nast

ą

piło całkowite rozdzielenie działalno

ś

ci przesyłowej (pełny unbundling)

poprzez wydzielenie ze struktury PGNiG SA podmiotu - Operator Gazoci

ą

gów Przesyłowych

Gaz System Sp. z o.o. (OPG Gaz System Sp. z o.o.), która rozpocz

ę

ła działalno

ść

jako

operator systemu Przesyłowego (OSP) na podstawie decyzji Prezesa URE z 1 lipca 2005 r.
OGP Gaz System Sp. z o.o. pocz

ą

tkowo nale

ż

ał do PGNiG SA, jednak 28 kwietnia 2005 r.

Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy PGNiG SA zadecydowało o przekazaniu w formie
darowizny wszystkich udziałów OGP Gaz System Sp. z o.o. na rzez Skarbu Pa

ń

stwa. Od 5

pa

ź

dziernika 2005 r. OGP Gaz System Sp. z o.o. stała si

ę

jednoosobow

ą

spółk

ą

Skarbu

Pa

ń

stwa.

W zakresie dystrybucji gazu nast

ą

piło wyodr

ę

bnienie organizacyjne operatorów sieci

dystrybucyjnych, t.j. w 6 spółkach dystrybucyjnych grupy kapitałowej PGNiG S.A. nast

ą

piła

reorganizacja polegaj

ą

ca na ksi

ę

gowym wyodr

ę

bnieniu działów zajmuj

ą

cych si

ę

działalno

ś

ci

ą

dystrybucyjn

ą

.

W ramach struktury PGNiG S.A. nast

ą

piło te

ż

wyodr

ę

bnienie działalno

ś

ci magazynowej

W drugiej połowie roku PGNIG S.A. zostało wezwane do wykazania wszystkich pojemno

ś

ci

magazynowych znajduj

ą

cych si

ę

w dyspozycji holdingu oraz do zło

ż

enia wniosku o koncesj

ę

na prowadzenie działalno

ś

ci gospodarczej polegaj

ą

cej na magazynowaniu gazu. Wszystkie

te działania zostały podj

ę

te w celu ustanowienia operatora systemu magazynowego, co

udało si

ę

dopiero w 2006r.

W 2005 roku OSP rozpocz

ą

ł prace nad Instrukcj

ą

Ruchu i Eksploatacji Sieci

Przesyłowej. Dokument ten ma okre

ś

li

ć

nowe zasady funkcjonowania przedsi

ę

biorstw na

liberalizowanym rynku gazu i przyczyni

ć

si

ę

do podejmowania przez nie samodzielnych

działa

ń

m.in. przez zawieranie najbardziej korzystnych dla siebie umów na dostawy gazu. Do

ko

ń

ca 2005 r. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej nie została zatwierdzona na

skutek trwaj

ą

cej procedury uzgodnieniowej pomi

ę

dzy Regulatorem a OSP.

Do skorzystania z zasady TPA było uprawnionych w 2005 r. 57 865 podmiotów, stanowi

to 72% otwarcie rynku (tabl.4.1.1.) Z powodu nadal istniej

ą

cych barier m.in.

monopolistycznej struktury sektora, braku opomiarowania, niewystarczaj

ą

cego poziomu

poł

ą

cze

ń

mi

ę

dzysystemowych, braku systemów informatycznych oraz ogranicze

ń

na

poł

ą

czeniach mi

ę

dzysystemowych,

ż

aden z uprawnionych odbiorców nie skorzystał z

mo

ż

liwo

ś

ci zmiany dostawcy.


background image

35

Tabela 3.1.1. Etapy otwarcia krajowego rynku gazu

Rok

Kryterium otwarcia (mln m³/rok)

% otwarcia rynku

2004

> 15

31,9

2005

Wszyscy bez gospodarstw domowych

72

2007

Wszyscy

100*

*od 1 lipca 2007 r.

Ź

ródło: URE, PGNiG SA

4.1.2. Zarz

ą

dzanie oraz nominowanie przepustowo

ś

ci poł

ą

cze

ń

mi

ę

dzysystemowych

oraz zasady zarz

ą

dzania ograniczeniami

Od 1 lipca 2005 r., po wyodr

ę

bnieniu ze struktury PGNiG SA przedsi

ę

biorstwa OGP

Gaz-System Sp. z o.o. i wyznaczeniu go operatorem systemu przesyłowego, spółka ta
zajmowała

si

ę

zarz

ą

dzaniem

oraz

nominowaniem

11)

przepustowo

ś

ci

poł

ą

cze

ń

mi

ę

dzysystemowych. Ze wzgl

ę

du na brak Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej

odbywało si

ę

to na podstawie dwustronnych umów mi

ę

dzy PGNiG SA a OGP Gaz-System

Sp. z o.o.

Poł

ą

czenia mi

ę

dzysystemowe cechował przesył jednokierunkowy: ze wschodu na

zachód). Wszystkie nominacje były zarezerwowane przez PGNiG SA.

Tabela 4.1.2.a Poł

ą

czenia mi

ę

dzysystemowe z operatorami innych systemów

przesyłowych

*

)

Maksymalna ci

ą

gła zdolno

ść

przesyłowa, jak

ą

operator systemu przesyłowego mo

ż

e zaoferowa

ć

u

ż

ytkownikom sieci, bior

ą

c pod uwag

ę

integralno

ść

systemu i wymagania eksploatacyjne sieci

przesyłowej.

**

)

Rodzaje nominacji:

a) miesi

ę

czne i dobowe w cyklu tygodniowym, b) dobowe w cyklu tygodniowym.

Ź

ródło: OGP Gaz-System Sp. z o.o.

11

Nominowanie – deklaracja dotycz

ą

ca wprowadzenia i wyprowadzenia z systemu przesyłowego

danej ilo

ś

ci paliwa gazowego w okre

ś

lonym czasie.

Nazwa

operatora

systemu

Kraj

operatora

Miejsce

poł

ą

czenia

Całkowita

zdolno

ść

przesyłowa*

)

[mln m

3

/rok]

Rezerwacja

zdolno

ś

ci

przesyłowych na

kontrakty

długoterminowe

[mln m

3

/rok]

Kierunek

dostaw

Rodzaj

składanych

nominacji**

)

Naftohaz

Ukraina

Drozdowicze

4 800

4 580

Polska

a)

Wysokoje

5 000

2 020

Polska

a)

Biełtransgaz

Białoru

ś

Tietierowka

100

60

Polska

a)

Lasów

1 000

950

Polska

a)

VNG AG

Niemcy

Kaminnke

90

44

Niemcy

b)

Włocławek

2 800

1 580

Polska

a)

EuRoPol

Gaz

Polska

Lwówek

1 100

1 100

Polska

a)

background image

36

Do 30 czerwca 2005 r. ograniczeniami przesyłowymi zarz

ą

dzało PGNiG SA. Od 1 lipca

funkcj

ę

t

ę

przej

ą

ł OGP Gaz-System Sp. z o.o. jako OSP. Zarz

ą

dzanie ograniczeniami

przesyłowymi w 2005 r. odbywało si

ę

na podstawie instrukcji wewn

ę

trznych operatora.

W zwi

ą

zku z brakiem Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej w przypadku

wyst

ę

powania ogranicze

ń

systemowych operatora systemu przesyłowego obowi

ą

zywały

nast

ę

puj

ą

ce reguły:

realizacja nowych umów nie powoduj

ą

ca dla dotychczasowych klientów obni

ż

enia

poziomu bezpiecze

ń

stwa dostaw oraz jako

ś

ci dostarczanego paliwa gazowego ;

udost

ę

pnianie wolnej przepustowo

ś

ci wg. kolejno

ś

ci otrzymania kompletnego wniosku o

usług

ę

przesyłania przy zachowaniu zasady pierwsze

ń

stwa dla podmiotów dotychczas

korzystaj

ą

cych z usługi przesyłania;

nie zrealizowanie usługi przesyłania na zasadach ci

ą

głych o ile to było mo

ż

liwe,

oferowane na zasadach przerywalnych;

w przypadku braku mo

ż

liwo

ś

ci realizacji usługi, proponowanie klientowi (na jego wniosek

)przygotowania informacji o niezb

ę

dnym zakresie rozbudowy sieci i innych elementów

systemu w celu realizacji wnioskowanej usługi.

W tabeli 4.1.2.b zamieszczono informacj

ę

dot. wyst

ę

puj

ą

cych w 2005 r. ogranicze

ń

systemowych i sposobów zapobiegania.

Tabela 4.1.2.b Zarz

ą

dzanie fizycznymi ograniczeniami systemowymi

Miejsce

wyst

ę

powania

Skala ogranicze

ń

Sposób zapobiegania

Obszar
Pomorza
Zachodniego

Brak przepustowo

ś

ci i zwi

ą

zany z

tym brak mo

ż

liwo

ś

ci przył

ą

czenia

nowych punktów wyj

ś

cia oraz

zwi

ę

kszania mocy w istniej

ą

cych na

odcinku Piła – Koszalin – Słupsk
oraz w układzie zasilaj

ą

cym

mieszalnie paliwa gazowego grupy
E i grupy L

n

, produkuj

ą

ce dla

obszaru Przymorza (Koszalin,
Kołobrzeg) gaz naazotowany grupy
L

s

(gazoci

ą

g Goleniów – Nowogard

– Gorzysław). Na obszarze braku
przepustowo

ś

ci Piła − Koszalin −

Słupsk brak mocy przesyłowej
oceniono na poziomie 5-8 m

3

/h.

Planowana rozbudowa układu
przesyłowego Goleniów – Nowogard –
Gorzysław pozwalaj

ą

ca na zwi

ę

kszenie

dostaw gazu oraz rozbudowa gazoci

ą

gu

Włocławek – Gda

ń

sk. Dla odbiorcy

przemysłowego zaproponowano umow

ę

o

dostawy przerywalne (moc dost

ę

pna

zale

ż

na od sytuacji w systemie

przesyłowym).

Ź

ródło: OGP Gaz-System Sp. z o.o.

W poł

ą

czeniach mi

ę

dzysystemowych nie wyst

ę

powały ograniczenia systemowe. Nie

zawierano zatem umów typu „swap”.

Umowa na tranzyt gazu przez terytorium Polski obowi

ą

zuje do ko

ń

ca 2019 r. i jest

prowadzona przez operatora gazoci

ą

gu tranzytowego, spółk

ę

EuRoPol Gaz SA. W 2005 r.

zarezerwowano na tranzyt w kierunku Niemiec zdolno

ść

przesyłow

ą

na 26,8 mld m

3

gazu.

4.1.3. Prawne obowi

ą

zki przedsi

ę

biorstw przesyłu oraz dystrybucji gazu


OSP

Od 1 lipca 2005 r. operatorem systemu przesyłowego (OSP) na terenie całej Polski jest

OGP Gaz System Sp. z o.o. Jak ju

ż

opisano wy

ż

ej spółka jest własno

ś

ci

ą

Skarbu Pa

ń

stwa

zgodnie (art. 9k PE). Wła

ś

cicielem maj

ą

tku przesyłowego jest zarówno OSP, jak i PGNiG

SA. OSP dysponuje maj

ą

tkiem przesyłowym PGNiG SA, o warto

ś

ci – stan na 7 lipca 2005 r.

background image

37

– ok. 4.500 mln zł. (wg wyceny metod

ą

WRA – warto

ść

regulowana aktywów) na podstawie

„Umowy leasingu operacyjnego”. Maj

ą

tek własny OSP szacuje si

ę

- stan na 7 lipca 2005 r. -

na ok. 500 mln zł. OSP kreuje odr

ę

bny wizerunek – własne logo, serwis internetowy nie

posiadaj

ą

cy odno

ś

ników do przedsi

ę

biorstw powi

ą

zanych.


OSD

Zgodnie z ustaw

ą

nowelizuj

ą

c

ą

, od 3 maja 2005 r. zadania operatorów systemów

dystrybucyjnych (OSD) pełni

ą

przedsi

ę

biorstwa, które przed dniem nowelizacji pełniły te

funkcje.

S

ą

to

przedsi

ę

biorstwa

zintegrowane

pionowo.

Jednak

ż

e

w

zwi

ą

zku

z postanowieniami ww. ustawy, do 31 grudnia 2006 r. OSD maj

ą

by

ć

rozdzieleni pod

wzgl

ę

dem organizacyjnym, natomiast do dnia 1 lipca 2007 r. OSD maj

ą

by

ć

wydzieleni pod

wzgl

ę

dem prawnym.

Tabela 4.1.3.a Regulowanie działalno

ś

ci przedsi

ę

biorstw sieciowych

Liczba przedsi

ę

biorstw regulowanych (szt.)



Rok

Przesyłanie

dystrybucja

Opłaty za magazynowanie

(euro/m³)

(1)

2004

(2)

61

-

b.d.

2005

(2)

3

61

b.d.

(1) W latach 2004-2005 stawki za magazynowanie nie były wyodr

ę

bniane. Koszty magazynowania

pokrywały stawki za przesył.
(2) W tabeli przedstawiono dane odno

ś

nie ilo

ś

ci przedsi

ę

biorstw sieciowych posiadaj

ą

cych koncesje.

Po nowelizacji ustawy – Prawo energetyczne Prezes URE udziela odr

ę

bne koncesje na wykonywanie

działalno

ś

ci w zakresie przesyłanie oraz w zakresie dystrybucji paliw gazowych. W my

ś

l art. 17 ustawy

zmieniaj

ą

cej, koncesje wydane na wykonywanie działalno

ś

ci gospodarczej w zakresie przesyłanie i

dystrybucji paliw gazowych stały si

ę

z dniem wej

ś

cia w

ż

ycie tej ustawy (od 3 maja 2005 r.)

koncesjami na przesyłanie lub koncesjami na dystrybucj

ę

, stosownie do zakresu działalno

ś

ci

wykonywanej przez przedsi

ę

biorstwa energetyczne.

Ź

ródło: URE


Taryfy sieciowe

Taryfa przedsi

ę

biorstwa EuRoPol Gaz SA na usługi przesyłania gazu ziemnego

obowi

ą

zuj

ą

ca w 2005 r. zatwierdzona została w połowie grudnia 2004 r. na ni

ż

szym od

poziomu stosowanego w roku 2004 o 4 % oraz ni

ż

szym od poziomu uzgodnionego w

Protokole Dodatkowym do Porozumienia mi

ę

dzy Rz

ą

dem RP a Rz

ą

dem Federacji Rosyjskiej

o budowie systemu gazoci

ą

gów. W taryfie tej ustalone zostały dystansowe stawki opłat

przesyłowych dla trzech punktów odbioru: we Włocławku, Lwówku oraz Mallnow w podziale
na dwa okresy roku taryfowego. Ustalenie ró

ż

nych stawek dla ww. okresów wynikało z faktu

zasadniczo innych kosztów

ś

wiadczenia usługi przesyłowej, jakie Przedsi

ę

biorstwo ponosi

ć

b

ę

dzie w I i II półroczu 2005 r. oraz ró

ż

nych wielko

ś

ci mocy i ilo

ś

ci gazu obj

ę

tego t

ą

usług

ą

we wskazanych okresach w zwi

ą

zku z przekazaniem do eksploatacji w połowie 2005 r.

dwóch nowych tłoczni gazu. U

ś

rednienie stawki w skali roku powodowałoby, i

ż

w I półroczu

2005 r. wyst

ą

piłby niedobór

ś

rodków, co mogłoby prowadzi

ć

do utraty płynno

ś

ci finansowej

w tym okresie.

Natomiast z odmow

ą

spotkał si

ę

wniosek OGP Gaz - System Sp. z o. o, który

działalno

ść

w zakresie przesyłania paliw gazowych rozpocz

ą

ł 8 lipca 2005 r. Powodem

odmowy zatwierdzenia taryfy OSP było zawy

ż

enie przychodu regulowanego stanowi

ą

cego

podstaw

ę

kalkulacji taryfy poprzez przyj

ę

cie niektórych pozycji kosztów oraz zwrotu

z zaanga

ż

owanego kapitału na poziomie nieakceptowanym przez Prezesa URE, jak równie

ż

niedostosowanie tekstu taryfy do postanowie

ń

PE oraz wła

ś

ciwych aktów wykonawczych .

background image

38

Zaznaczy

ć

nale

ż

y,

ż

e na mocy postanowie

ń

§ 31 ust. 2 rozporz

ą

dzenia Ministra

Gospodarki i Pracy z dnia 15 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania
i kalkulacji taryf oraz rozlicze

ń

w obrocie paliwami gazowymi (Dz. U. Nr 277, poz. 2750) OSP

- maksymalnie przez okres 9 miesi

ę

cy od dnia rozpocz

ę

cia działalno

ś

ci w zakresie

przesyłania - mógł stosowa

ć

taryf

ę

przedsi

ę

biorstwa, z którego si

ę

wydzielił, tj. z PGNiG S.A.

Ustalenie taryfy za tranzyt gazu oraz taryfy przesyłowej odbywa si

ę

metoda kosztow

ą

.

Zastosowanie benchmarkingu jest niemo

ż

liwe nie tylko ze wzgl

ę

du na zbyt mał

ą

ilo

ść

podmiotów aby metod

ę

t

ę

zastosowa

ć

, ale równie

ż

z uwagi na fakt całkowicie

nieporównywalnych warunków ich działania.

Fakt odmowy zatwierdzenia taryfy OSP oraz brak rozporz

ą

dze

ń

wykonawczych do

znowelizowanej ustawy – Prawo energetyczne (tj. rozporz

ą

dzenia w sprawie funkcjonowania

sektora gazowego oraz rozporz

ą

dzenia w sprawie kształtowania i kalkulacji taryf dla paliw

gazowych), która wprowadziła szereg zmian maj

ą

cych wpływ na kształt sektora gazowego,

a w konsekwencji równie

ż

na taryfy ustalane przez przedsi

ę

biorstwa tego sektora był

przyczyn

ą

niezatwierdzenia nowych taryf przedsi

ę

biorstw dystrybucyjnych. Przedsi

ę

biorstwa

te w zakresie dystrybucji stosowały taryfy zatwierdzone we wrze

ś

niu 2003 r. Zmianie uległy

jedynie ceny gazu jako towaru na skutek wzrostu cen hurtowych tych paliw nabywanych od
PGNiG SA.

Rynek hurtowy gazu ziemnego, ze wzgl

ę

du na jego struktur

ę

, nie mo

ż

e by

ć

uznany za

rynek konkurencyjny, wobec czego ceny na tym rynku kształtowane s

ą

decyzjami taryfowymi

Prezesa URE.

Z uwagi na permanentny wzrost cen produktów ropopochodnych od wczesnej wiosny

2004 do pó

ź

nej jesieni 2005 r. odnotowano 70% wzrost kosztu zakupu paliwa gazowego z

importu (w cenach wyra

ż

onych w USD), z dalsz

ą

tendencj

ą

wzrostow

ą

. Wzrost ten był

opó

ź

niony wzgl

ę

dem zmian cen ropopochodnych z uwagi na charakter formuły kontraktowej.

Skutkiem zmiany cen ropopochodnych była trzykrotna w ci

ą

gu 2005 r. korekta cen gazu

w taryfie hurtowej (PGNiG SA), na poziomie skumulowanym ok. 26%. Na znacz

ą

ce

osłabienie dynamiki wzrostu tych cen wzgl

ę

dem kosztu pozyskania dominuj

ą

cej cz

ęś

ci gazu

sprzedawanego odbiorcom wpłyn

ę

ła zmiana kursu PLN wzgl

ę

dem USD; bowiem w 2005 r.

złotówka podlegała istotnemu wzmacnianiu.

Ceny paliw gazowych sprzedawanych przez PGNiG w 2005 r. zmieniały si

ę

trzykrotnie,

z dniem 1 stycznia, 1 lipca i 1 pa

ź

dziernika, aczkolwiek było równie

ż

prowadzone

post

ę

powanie o zatwierdzenie nowych, wy

ż

szych cen z dniem 1 kwietnia 2005 r.

Ostatecznie Przedsi

ę

biorstwo wycofało jednak ten wniosek. Ponadto decyzj

ą

z 14 grudnia

2005 r. została zatwierdzona kolejna podwy

ż

ka cen paliw gazowych, która weszła w

ż

ycie z

dniem 1 stycznia 2006 r.

Dynamika wzrostu taryf dystrybucyjnych była z kolei znacz

ą

co obni

ż

ona wzgl

ę

dem

taryfy hurtowej z uwagi na fakt,

ż

e (od pa

ź

dziernika 2003 r.) nie ulegały zmianie stawki opłat

sieciowych. Ł

ą

czne faktury wystawiane odbiorcom ko

ń

cowym rosły wi

ę

c tym mniej, im

wi

ę

kszy na nich udział miały opłaty dystrybucyjne.

W tabeli przedstawiono oszacowane – w skali kraju –

ś

rednie opłaty sieciowe dla wybranych

grup odbiorców gazu.

Tabela 4.1.3 b

Ś

rednie opłaty sieciowe dla wybranych grup odbiorców gazu

I4-1

I1

D3

Jed.

2005

2005

2005

Opłaty
przesyłowe
(bez opłat
publiczo-
prawnych i
podatków)

euro/m³

0,041

0,103

0,103

ś

ródło: URE

background image

39

Przerwy w dostawie gazu

Przepisy ustawy PE oraz aktów wykonawczych do niej zawieraj

ą

regulacje dotycz

ą

ce

dopuszczalnych długo

ś

ci przerw w dostawie gazu oraz wysoko

ś

ci bonifikat w przypadku

przekroczenia dopuszczalnych norm.

Tabela 4.1.3 c Przerwy w dostawach gazu do odbiorców w 2005 r.

awarie

prace planowe

czas trwania w

minutach

liczba odbiorców

wył

ą

czonych

ś

redni czas

trwania awarii w

min/odb

czas trwania w

minutach

liczba odbiorców

wył

ą

czonych

ś

redni czas

trwania przerwy

w min/odb

43 341 809,10

109 571

395,56

79 411 583,60

194 219

408,88

Ź

ródło: URE

Bilansowanie

W 2005 r. bilansowanie systemu przesyłowego wykonywał OGP Gaz System Sp. z o.o.

na rzecz PGNiG S.A., na podstawie dwóch umów – umowy o

ś

wiadczenie usługi przesyłowej

i umowy o zarz

ą

dzanie operatywne pojemno

ś

ciami magazynowymi nale

żą

cymi do PGNiG

S.A. Z powodu braku Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej bilansowanie systemu
odbywało si

ę

, podobnie jak w 2004 r., na podstawie uproszczonych procedur zgłaszania

zapotrzebowania u

ż

ytkowników systemu przesyłowego. Na bilans systemu zło

ż

yło si

ę

:

– zapotrzebowanie na gaz spółek dystrybucyjnych: Spółek Gazownictwa grupy

kapitałowej PGNiG SA oraz innych spółek dystrybucyjnych;

– zapotrzebowanie na gaz du

ż

ych odbiorców zasilanych bezpo

ś

rednio z sieci

przesyłowej wysokiego ci

ś

nienia

– potrzeby magazynowania gazu i rozbudowy podziemnych magazynów gazu;
– potrzeby własne OSP;
– kontrakty eksportowe.

Organ regulacyjny nie zatwierdzał w 2005 r. metodologii bilansowania, która została

zamieszczona w ww. projekcie Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.

4.1.4. Efektywna restrukturyzacja

W zwi

ą

zku z nowelizacj

ą

ustawy – Prawo energetyczne, OSP i OSD b

ę

d

ą

ce w

strukturze przedsi

ę

biorstwa zintegrowanego pionowo maj

ą

obowi

ą

zek rozdziału prawnego,

organizacyjnego i ksi

ę

gowo

ś

ci, z tym,

ż

e rozdział prawny OSD jest wymagany od dnia

1 lipca 2007 r. Obowi

ą

zek ten nie dotyczy OSD gazowych je

ż

eli liczba odbiorców

przył

ą

czonych do sieci nie jest wi

ę

ksza ni

ż

100 000 i sprzeda

ż

paliw gazowych w ci

ą

gu roku

nie przekracza 100 mln m

3

.

Wszystkie przedsi

ę

biorstwa energetyczne maj

ą

obowi

ą

zek rozdziału ksi

ę

gowo

ś

ci i

rozdziału organizacyjnego (OSD najpó

ź

niej do 31 grudnia 2006 r.). Obecnie w odniesieniu

do przedsi

ę

biorstw sieciowych docelowo obowi

ą

zek ten b

ę

dzie miał zasadnicze znaczenie

dla OSD wył

ą

czonych z obowi

ą

zku rozdziału prawnego i organizacyjnego. Dla pozostałych

OSD rozdział prawny prowadził b

ę

dzie nieuchronnie do rozdziału ksi

ę

gowo

ś

ci.


Tabela 4.1.4.a Stopie

ń

unbundlingu w sektorze gazowym

Przesył

Dystrybucja

Odr

ę

bno

ść

prawna – odr

ę

bne siedziby (T/N)

T

N

Wyodr

ę

bnienie organizacyjne (T/N)

T

N

Odr

ę

bne prowadzenie ksi

ą

g rachunkowych (T/N)

T

N

background image

40

Osobne badanie sprawozda

ń

finansowych (T/N)

T

T

Wymóg ogłoszenia sprawozda

ń

finansowych (T/N)

T

N

Istnienie zarz

ą

dów spółek, w skład których nie wchodz

ą

członkowie

zarz

ą

dów innych spółek (T/N)

T

N

Ź

ródło: URE

OSP

W przypadku OSP został wdro

ż

ony nie tylko rozdział prawny ale i rozdział wła

ś

cicielski -

od 28 kwietnia 2005 r. wła

ś

cicielem 100 % OSP jest Skarb Pa

ń

stwa. Spółka ta nie wchodzi

wi

ę

c w skład przedsi

ę

biorstwa zintegrowanego pionowo, tym samym zagwarantowano jej

niezale

ż

no

ść

od przedsi

ę

biorstw zajmuj

ą

cych si

ę

wydobyciem i obrotem gazem. Siedziba

spółki mie

ś

ci si

ę

w budynku odr

ę

bnym, jedynie Krajowa Dyspozycja Gazu zlokalizowana jest

w wydzielonej cz

ęś

ci budynku zajmowanego równie

ż

przez przedsi

ę

biorstwo zajmuj

ą

ce si

ę

wydobyciem i obrotem gazem (PGNiG SA).

Tabela 4.1.4 b Operatorzy Systemów Przesyłowych (OSP)

Rok

Liczba OSP w kraju (szt.)

Liczba OSP wła

ś

cicielsko

rozdzielonych (szt.)

2004

(1)

1

0

2005

1

1

(1) w 2004 r. OGP GAZ-SYSTEM Sp. z o.o. pełnił funkcj

ę

operatora – zarz

ą

dzał systemem

przesyłowym

Ź

ródło: URE


OSD

W przypadku OSD nast

ą

piło wyodr

ę

bnienie organizacyjne i ksi

ę

gowo

ś

ci. W ramach tych

działa

ń

w spółkach nast

ą

piła szeroko zakrojona reorganizacja polegaj

ą

ca na ksi

ę

gowym

wyodr

ę

bnieniu działów zajmuj

ą

cych si

ę

działalno

ś

ci

ą

dystrybucyjn

ą

. Restrukturyzacja ta

wspomagana jest poprzez opracowane przez spółki Programy zgodno

ś

ci, w których

szczegółowo zostały zapisane reguły współpracy pomi

ę

dzy pozostałymi obszarami

działalno

ś

ci grupy kapitałowej.


Tabela 4.1.4 c Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD)

Rok

2004

2005

Liczba OSD w kraju (szt.)

6

6

Liczba OSD prawnie rozdzielonych (szt.)

0

0

Zasada dot. 100 000 odbiorców OSD (tak/nie)3

Nie

dotyczy

1

tak

Liczba OSD obsługuj

ą

cych <100 000 odbiorców

0

0

Liczba prawnie rozdzielonych OSD, które posiadaj

ą

własny

maj

ą

tek sieciowy (szt.)

0

0

Liczba prawnie rozdzielonych OSD, które nie posiadaj

ą

własnego maj

ą

tku sieciowego (szt.)

0

0

Usługi afiliowane (%)

brak

danych

brak danych

(

1)Zasada Dyrektywy 2003/55/WE dotycz

ą

ca niewyodr

ę

bnienia OSD obsługuj

ą

cego mniej ni

ż

100 tys. odbiorców została wprowadzona ustaw

ą

o zmianie ustawy Prawo energetyczne i obowi

ą

zuje

od 3 maja 2005 r. – w 2004 r.

Ź

ródło: URE

background image

41


Tabela 4.1.4 d Udział pracowników zatrudnionych w przedsi

ę

biorstwach sieciowych

(OSP + OSD)

Rok

Udział pracowników zatrudnionych w przedsi

ę

biorstwach sieciowych (%)

2004

66,2

2005

79,0

Ź

ródło: URE na podstawie danych ARE oraz sprawozda

ń

spółek sieciowych

4.2. Zagadnienia z zakresu ochrony i promowania konkurencji
[art. 25(1)(h)]

4.2.1 Charakterystyka struktury rynku sprzeda

ż

y hurtowej

Całkowite zu

ż

ycie gazu ziemnego w Polsce w 2005 r. wyniosło 13,8 mld m³ z czego 31

% gazu pochodziło z dostaw krajowych. Dostawcami importowanego gazu s

ą

Rosja,

Niemcy, Norwegia i kraje

ś

rodkowoazjatyckie. Wi

ę

kszo

ść

importu jest realizowana w ramach

długoterminowego kontraktu z Rosj

ą

– w 2005 r. na jego podstawie zakupiono 6,3 mld m³, co

stanowiło 65,4 % całkowitego wolumenu importu. Uzupełniaj

ą

ce dostawy były realizowane

na podstawie mniejszych kontraktów

ś

rednioterminowych lub krótkoterminowych.

Struktura dostaw gazu wg

ź

ródeł pochodzenia w 2005 r. przedstawiała si

ę

nast

ę

puj

ą

co:

a) kontrakt „jamalski” – 6 340,3 mln m³,
b) wydobycie krajowe – 4 318,1 mln m³,
c) pozostały import (Niemcy, Norwegia, Uzbekistan, kraje

ś

rodkowoazjatyckie,

Czechy) – 3 350,3 mln m³,
d) zmiana zapasów w magazynach gazu – (-) 242,3 mln m³
e) inni dostawcy krajowi

12

– 20,3 mln m³.

















12

Inne

ź

ródła krajowe obejmuj

ą

przedsi

ę

biorstwa zajmuj

ą

ce si

ę

obrotem gazu pochodz

ą

cego od innego

sprzedawcy ni

ż

grupa kapitałowa PGNiG S.A. jak np. Media Odra Warta Sp. z o.o.

background image

42





Rysunek 4.2.1 Struktura dostaw gazu w 2005 r. (w mln m³)

-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

import

wydobycie

krajowe

zmiana zapasów

w magazynach

inni dostawcy

krajowi

Ź

ródło: URE

Sprzeda

ż

do przedsi

ę

biorstw zajmuj

ą

cych si

ę

obrotem (po

ś

redników) jest prowadzona

głównie przez jedno przedsi

ę

biorstwo – PGNiG SA oraz cz

ęś

ciowo przez spółki

dystrybucyjne. Sprzeda

ż

gazu na rynku hurtowym w 2005 r. wyniosła blisko 8 mld m

3

, z

czego zaledwie 1,4% zakupiły podmioty inne ni

ż

spółki dystrybucyjne. Sprzeda

ż

spółek

dystrybucyjnych do odbiorców hurtowych wyniosła niespełna 19 mln m

3

, co stanowi 0,2%

całkowitej ich sprzeda

ż

y.


Tabela 4.2.1a. Opis rynku hurtowego: produkcja, import

Rok

Zapotrzebowanie

Wydobycie

Zdolno

ś

ci importowe [mld m

3

/rok]

Wielko

ść

koncentracji rynku

Całkowite

zu

ż

ycie

[mld m

3

]

Szczy-

towe [mln
m

3

/dob

ę

]*

Całkowite

[mld m

3

]

Zdolno

ść

[mln

m

3

/dob

ę

]

Razem

Zarezer-
wowane

dla tran-

zytu

Zarezer-
wowane

w

zwi

ą

zku z

kontrak-

tami

długoter-

minowymi

Niezare-
zerwo-
wane

Liczba

przedsi

ę

b.

kontroluj

ą

-

cych

5%

zdolno

ś

ci

wydobycia i

importu

gazu

Liczba

przedsi

ę

b.

oferuj

ą

-

cych

5%

zu

ż

ywa-

nego gazu

Udział w

rynku

trzech

najwi

ę

k-

szych

przedsi

ę

b.

obrotu

hurtowego

[%]

2004

13,4

58,3

4,3

14,6

16,4

b.d.

12,0**

4,4

1

1

100

2005

13,8

60,7

4,3

14,5

14,8

2,7

7,7

4,5

1

1

100

Uwagi: (1) Całkowite zu

ż

ycie = Produkcja + Import – Eksport + Zmiana stanu zapasów gazu

* w odniesieniu do całego rynku hurtowego i detalicznego
** obejmuje równie

ż

zdolno

ś

ci zarezerwowane dla tranzytu

Ź

ródło: szacunki URE na podstawie danych PGNiG SA oraz Gaz-System Sp. z o.o.

pozostały import

kontrakt „jamalski”

background image

43

Usługi tranzytowe nie były

ś

wiadczone dla stron trzecich, mimo

ż

e zdolno

ść

przesyłowa

gazoci

ą

gu tranzytowego nie została w pełni zarezerwowana przez głównych akcjonariuszy

przedsi

ę

biorstwa EuRoPol Gaz SA, tj. firmy PGNiG SA oraz Gazprom.

Tabela 4.2.1b. Opis rynku hurtowego: obrót gazem (w mld m³)

Rok

Obroty rynku

kasowego

Obroty rynku terminowego

Umowy dwustronne nie notowane

na giełdzie (OTC)

2004

0

0

b.d.

2005

0

0

b.d.

Ź

ródło: URE

W 2005 r., podobnie jak w 2004 r., nie była prowadzona wymiana gazu w centrach

handlu gazem (ang. hubs), nie istniała równie

ż

giełda gazu.

Krajowy rynek gazu jest w niskim stopniu zintegrowany z s

ą

siednimi pa

ń

stwami

członkowskimi UE. W 2005 r. całkowite zdolno

ś

ci przesyłowe dwóch poł

ą

cze

ń

z operatorem

niemieckim wynosiły 1 090 mln m

3

, z czego 994 mln m

3

zostały zarezerwowane na kontrakty

długoterminowe. Ceny w obrocie mi

ę

dzynarodowym s

ą

negocjowane pomi

ę

dzy stronami.

W 2005 r. OSP prowadził prace nad narz

ę

dziami pozwalaj

ą

cymi na udost

ę

pnienie na

stronach OSP u

ż

ytkownikom systemu informacji dotycz

ą

cych systemu przesyłowego. W

trakcie opracowywania znajdował si

ę

schemat sieci z zaznaczonymi punktami „wej

ś

cia” i

„wyj

ś

cia” z systemu. Nie były natomiast publikowane dane dotycz

ą

ce dost

ę

pnych mocy

przesyłowych w imporcie i eksporcie oraz w przesyle krajowym.
OSP zadeklarował,

ż

e docelowa forma i zakres prezentowanych informacji zostan

ą

okre

ś

lone zgodnie z rozporz

ą

dzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady odno

ś

nie warunków

dost

ę

pu do gazowych sieci przesyłowych, które wejdzie w

ż

ycie w 2006 r.

4.2.2. Charakterystyka rynku sprzeda

ż

y detalicznej

Sprzeda

ż

detaliczna na rynku gazu w Polsce w 2005 r. wyniosła prawie 13,4 mld m

3

(o

3,6% wi

ę

cej ni

ż

w 2004 r.) i prowadzona była przez przedsi

ę

biorstwa skupione w grupie

kapitałowej PGNiG SA. (całkowite zu

ż

ycie w Polsce wyniosło 13,8 mld m

3

– ró

ż

nica 0,4 mld

m

3

pomi

ę

dzy całkowitym zu

ż

yciem a sprzeda

żą

detaliczn

ą

wynika z tego,

ż

e w danych

w tabeli 4.2.2a nie jest uwzgl

ę

dniona sprzeda

ż

spółek zajmuj

ą

cych si

ę

obrotem gazem,

spoza grupy kapitałowej PGNiG SA, a ponad to wynika to z ró

ż

nic bilansowych oraz zu

ż

ycia

na własnego urz

ą

dze

ń

gazowniczych). Dane PGNiG SA wskazuj

ą

,

ż

e 41,8% gazu

sprzedawanego na polskim rynku trafiło do odbiorców (głównie przemysłowych)
bezpo

ś

rednio z krajowego systemu przesyłowego lub ze złó

ż

. Ponadto, PGNiG SA

sprzedawało do OSP gaz na potrzeby własne operatora i potrzeby bilansowania systemu.
Pozostały gaz był sprzedawany z systemu dystrybucyjnego poprzez spółki dystrybucyjne
zale

ż

ne od PGNiG SA. Sprzeda

ż

gazu do odbiorców w gospodarstwach domowych odbywa

si

ę

w cało

ś

ci z systemu dystrybucyjnego.

Struktura rynku detalicznego w 2005 r. nie odbiegała od struktury rynku z roku poprzedniego
– została przedstawiona w tabeli 4.2.2a.

Tabela 4.2.2a. Struktura rynku detalicznego w 2005 r. (w mln m³)

Wyszczególnienie

Sprzeda

ż

grupy
kapitałowej
PGNiG SA

W tym:

Sprzeda

ż

z systemu i

bezpo

ś

rednio ze złó

ż

Sprzeda

ż

Spółek

Gazownictwa

RAZEM

13 350,4

5 584,0

7 766,4

1. Przemysł, w tym:

8 041,3

5 423,6

2 617,7

background image

44

Zakłady azotowe

2 455,1

2 455,1

0,0

Elektrociepłownie

1 133,7

1 118,6

15,1

Ciepłownie

288,9

23,7

265,2

Inni

ś

redni odbiorcy (o zu

ż

yciu

od 1 do 25 mln m³/rok)

1 937,8

480,6

1 457,2

Inni duzi odbiorcy (o zu

ż

yciu

od 1 do 25 mln m³/rok)

1 483,7

1 329,1

154,6

Pozostali

742,1

16,5

725,6

2. Handel i usługi

1 445,0

31,0

1 414,0

Mali odbiorcy (o zu

ż

yciu 1 mln m³ rok i

poni

ż

ej

1 208,5

4,6

1 203,9

Ś

redni odbiorcy (o zu

ż

yciu od 1 do 25

mln m³/rok)

236,5

26,4

210,1

3. Gospodarstwa domowe

3 734,7

0,0

3 734,7

4. Eksport

41,8

41,8

0,0

5.OGP Gaz System

87,6

87,6

0,0

% udział w sprzeda

ż

y

100

41,8

58,2

1. Przemysł, w tym:

60,2

40,6

19,6

Zakłady azotowe

18,4

18,4

0

Elektrociepłownie

8,5

8,4

0,1

Ciepłownie

2,2

0,2

2

Inni

ś

redni odbiorcy (o zu

ż

yciu

od 1 do 25 mln m³/rok)

14,5

3,6

10,9

Inni duzi odbiorcy (o zu

ż

yciu

od 1 do 25 mln m³/rok)

11,1

10

1,2

Pozostali

5,6

0,1

5,4

2. Handel i usługi

10,8

0,2

10,6

Mali odbiorcy (o zu

ż

yciu 1 mln m³ rok i

poni

ż

ej

9,1

0

9

Ś

redni odbiorcy (o zu

ż

yciu

od 1 do 25 mln m³/rok)

1,8

0,2

1,6

3. Gospodarstwa domowe

28,0

-

28,0

4. Eksport

0,3

0,3

-

5. OGP Gaz System Sp. zo.o.

0,7

0,7

-

Ź

ródło: URE na podstawie danych PGNiG SA oraz spółek gazownictwa

Rynek detaliczny w Polsce jest silnie skoncentrowany. 7 przedsi

ę

biorstw skupionych w

jednej grupie kapitałowej PGNiG SA posiadało udział w rynku wi

ę

kszy ni

ż

5% . Nale

ż

y

równie

ż

zwróci

ć

uwag

ę

na fakt,

ż

e ze wzgl

ę

du na specyfik

ę

działalno

ś

ci spółek

dystrybucyjnych (na obszarze swego działania s

ą

one praktycznie jedynym sprzedawc

ą

gazu), rynek detaliczny dzieli si

ę

na lokalne rynki monopolistyczne. Natomiast PGNiG SA

prowadzi sprzeda

ż

z systemu i bezpo

ś

rednio ze złó

ż

, jest ona skierowana głównie do

odbiorców

przemysłowych.

Dlatego

te

ż

obliczanie

udziału

trzech

najwi

ę

kszych

przedsi

ę

biorstw w sprzeda

ż

y do poszczególnych grup odbiorców jest bezzasadne, bowiem

uzyskane wska

ź

niki nie b

ę

d

ą

odzwierciedlały faktycznej struktury rynku.

Tabela 4.2.2b. przedstawia rozwój detalicznego rynku gazu.


background image

45

Tabela 4.2.2b. Rozwój rynku detalicznego

Procentowy udział w rynku trzech najwi

ę

kszych

przedsi

ę

biorstw* w dostawach dla:

Roczna warto

ść

współczynnika zmiany (%)

wg punktów pomiarowych

wg wolumenu

Rok

Liczba

przedsi

ę

b.,

których udział

w obrotach

rynku

detalicznego

5%

Liczba

przedsi

ę

b.

całkowicie

niezale

ż

nych

(od przedsi

ę

b.

sieciowych)

Elektro-

ciepłowni i

ciepłowni

Du

ż

ych

odbiorców

przemy-

słowych, w

tym

zakładów

azotowych

Ś

rednich i

pozostałych

odbiorców

przemy-
słowych

Małych i

ś

rednich

odbiorców z

sektora

handlu i

usług oraz

odb. dom.

du

ż

ych

odbiorcó

w przem.

ś

rednich

odbiorcó

w przem.

małych

przed-

si

ę

b. i

odbior-

ców dom.

du

ż

ych

odbior.
przem.

ś

rednich

odbior.
przem.

małych

przedsi

ę

b. i

odbior.

dom.

odbior.

zmie-

niaj

ą

cych

warunki

kontrak-

towe

2004

7*

0

b.d.

b.d.

b.d.

b.d.

0

0

0

0

0

0

0

2005

7*

0

b.d.

b.d.

b.d.

b.d.

0

0

0

0

0

0

0

*

wszystkie przedsi

ę

biorstwa nale

żą

do grupy kapitałowej PGNiG SA

Ź

ródło: opracowanie URE na podstawie danych PGNiG SA oraz spółek gazownictwa.

background image

46

Procedura zmiany sprzedawcy zostanie zawarta w kodeksach sieci dystrybucyjnych. Ich

powstanie i zatwierdzenie jest uzale

ż

nione od uprzedniego zatwierdzenia IRiESP. W 2005 r.

ż

aden z odbiorców uprawnionych nie skorzystał z zasady TPA. Ze wzgl

ę

du na specyfik

ę

rynku detalicznego nie jest mo

ż

liwa miarodajna ocena wpływu kontraktów długoterminowych

na rynek detaliczny.

Tabela 4.2.2.c Struktura cen gazu w latach 2004 - 2005 r. (w euro/m

3

)

I4-1

I1

D3

Typowy

odbiorca

domowy*

Wart.

kal. dla

kraju

[MJ/m³]

2004

2005

2004

2005

2004

2005

2004

2005

Opłaty
przesyłowe
(bez opłat
publiczno-
prawnych i
podatków)

0,0367 0,0414 0,0919 0,1036 0,1036 0,1036 0,0961 0,1081

Opłaty
publiczno-
prawne
(narzuty)

-

- - - - - -

-


Podatki

0,0081

0,0091

0,0202

0,0916

0,0227

0,0202

0,0211

0,0237

Razem
przesył

0,0448

0,0505

0,1121

0,1952

0,1263

0,1238

0,1172

0,1318

Opłaty za
gaz

0,1033 0,1322 0,1102 0,1406 0,1156 0,1303 0,1345 0,1686

Podatki

0,0227 0,0291 0,0273 0,0309 0,0254 0,0323 0,0296 0,0371

Razem gaz

0,1260 0,1614 0,1375 0,1715 0,1410 0,1626 0,1641 0,2057

Dostawa
gazu

0,1401 0,1737 0,2022 0,2443 0,2076 0,2504 0,2306 0,2768

Podatki

0,0308 0,0382 0,0444 0,0537 0,0456 0,0551 0,0507 0,0608

Razem
dostawa

39,5

0,1709 0,2119 0,2466 0,2980 0,2532 0,3055 0,2813 0,3376

Uwaga:
Taryfy dla Spółek Dystrybucyjnych podlegaj

ą

zatwierdzeniu przez Prezesa URE.

Ceny zostały obliczone wg

ś

redniego rocznego kursy ogłaszanego przez NBP

2004 r. 1 euro = 4,53 zł
2005 r. 1 euro = 4,02 zł
*Kategoria typowego gospodarstwa domowego jest sztucznie stworzona dla potrzeb porównawczych
– zu

ż

ycie gazu przez „typowe gospodarstwo domowe” zostało obliczone jako iloraz gazu sprzedanego

gospodarstwom domowym i liczby tych gospodarstw.

Tabela 4.2.2d. Zu

ż

ycie gazu przez typowe gospodarstwo domowe (w m³)

Rok

2004

2005

Typowe gospodarstwo domowe*

569

576

* obja

ś

nienie jak pod tabel

ą

3.2.2c.

Ź

ródło: URE

background image

47

5 Bezpiecze

ń

stwo dostaw

5.1. Energia elektryczna [Artykuł 4]

13

Charakterystyka rynku - bezpiecze

ń

stwo dostaw.

Bezpiecze

ń

stwo energetyczne zale

ż

y od wielu elementów: zapotrzebowania

szczytowego oraz mo

ż

liwo

ś

ci jego zaspokojenia, struktury zu

ż

ycia paliwa pierwotnego

(w tym uzale

ż

nienia od importu), budowy nowych mocy wytwórczych.


Tabela 5.1.a Zapotrzebowanie na moc

Rok

Popyt szczytowy (GW)

Moce

dost

ę

pne

(dyspozycyjne) GW

2004

23,11

27,98

2005

23,48

27,80

Planowane

2006

24,10

28,30

2007

24,30

28,54

2008

24,50

28,49

Ź

ródło PSE – Operator SA

W zakresie budowy nowych

ź

ródeł wytwórczych nale

ż

y wskaza

ć

,

ż

e Prezes URE udzielił

do maja 2006 r. 19 promes koncesji na wykonywanie działalno

ś

ci w zakresie wytwarzania

energii elektrycznej w

ź

ródłach odnawialnych, których ł

ą

czna moc zainstalowana wynosi

ć

b

ę

dzie 320,793 MW, promes

ę

koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w elektrowni

wodnej o mocy 3 MW nie zaliczanej do OZE oraz promes

ę

koncesji na wytwarzanie energii

elektrycznej pochodz

ą

cej ze spalania w

ę

gla brunatnego w

ź

ródle o mocy zainstalowanej

460 MW. Jednak

ż

e wobec braku ustawowego obowi

ą

zku wcze

ś

niejszego uzyskiwania

promes koncesji nale

ż

y si

ę

liczy

ć

,

ż

e dane dotycz

ą

ce ilo

ś

ci wydanych promes nie mog

ą

stanowi

ć

wiarygodnych informacji o inwestycjach w nowe moce wytwórcze.

Niezale

ż

nie od powy

ż

szego nale

ż

y wskaza

ć

,

ż

e Prezes URE zgodnie z art. 16a ustawy

– Prawo energetyczne, po stwierdzeniu przez Ministra Gospodarki,

ż

e istniej

ą

ce i b

ę

d

ą

ce

w trakcie budowy moce wytwórcze energii elektrycznej nie zapewniaj

ą

długookresowego

bezpiecze

ń

stwa dostaw tej energii, ogłasza, organizuje i przeprowadza przetarg na budow

ę

nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej. Przy wyborze oferty na budow

ę

nowych

mocy Prezes URE kieruje si

ę

:

-

polityk

ą

energetyczna pa

ń

stwa;

-

bezpiecze

ń

stwem systemu elektroenergetycznego;

-

wymaganiami dotycz

ą

cymi ochrony zdrowia i

ś

rodowiska oraz bezpiecze

ń

stwa

publicznego;

-

efektywno

ś

ci

ą

energetyczn

ą

i ekonomiczn

ą

przedsi

ę

wzi

ę

cia;

-

lokalizacj

ą

budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej;

-

rodzajem paliw przeznaczonych do wykorzystania w nowych mocach wytwórczych
energii elektrycznej.

Obecnie, na rynku polskim dominuje produkcja energii elektrycznej przy wykorzystaniu

dost

ę

pnych na terenie Polski pierwotnych

ź

ródeł energii – w

ę

gla kamiennego 60,6% i

brunatnego 35%.
Struktura zu

ż

ycia paliw podstawowych do produkcji energii elektrycznej w 2005 r.

przedstawia si

ę

nast

ę

puj

ą

co:

13

Niniejszy rozdział mo

ż

e zawiera

ć

odniesienia do stosownych projekcji rynkowych OSP

background image

48

Tabela 5.1 b Produkcja energii elektrycznej w latach 2004 - 2005 r.

Produkcja energii

elektrycznej w MWh

Struktura w %

Paliwo

2004

2005

2004

2005

w

ę

giel kamienny

93 805,6

93 471,8

60,85

59,56

gaz

3 491,4

3 174,6

2,26

2,02

w

ę

giel brunatny

52 159,3

54 865,4

33,83

34,96

woda*

3 690,6

3 777,7

2,39

2,41

pozostałe OZE

761,2

871,4

0,49

0,56

współspalanie

251,3

777,0

0,16

0,50

Razem

154 159,4

156 937,9

100,00

100,00

* ł

ą

cznie z członami szczytowo-pompowymi w elektrowniach wodnych


Struktura produkcji energii elektrycznej w 2004 r.







Struktura produkcji energii elektrycznej w 2005 r.

Ź

ródło: URE na podstawie danych ARE

woda*

2,4%

pozostałe OZE

0,5%

współspalanie

0,2%

w

ę

giel brunatny

33,8%

gaz

2,3%

w

ę

giel

kamienny

60,8%

w

ę

giel

kamienny

59,6%

gaz

2,0%

w

ę

giel brunatny

35,0%

współspalanie

0,5%

pozostałe OZE

0,6%

woda*

2,4%

background image

49

I.

Do przedsi

ę

wzi

ęć

realizowanych przez OSP w 2005 r. maj

ą

cych wpływ na mo

ż

liwo

ść

rzeczywistej wymiany mi

ę

dzysystemowej nale

ż

y budowa linii 400 kV Tarnów-Krosno

Iskrzynia

(inwestycja

zako

ń

czona)

oraz

modernizacja

stacji

elektroenergetycznej

400/220/110 kV Mikołowa, a tak

ż

e przedsi

ę

wzi

ę

cie o nazwie „Poprawa stanu technicznego

linii 400 kV Krosno-Lemesany”.

OSP planuje równie

ż

(do realizacji po 2010 r.) inwestycje w zakresie rozbudowy poł

ą

cze

ń

synchronicznych z systemem niemieckim i słowackim oraz budowy nowych poł

ą

cze

ń

z systemem litewskim i ukrai

ń

skim, maj

ą

ce na celu zwi

ę

kszenie zdolno

ś

ci przesyłowych

w wymianie mi

ę

dzynarodowej.

II.

W ramach działalno

ś

ci inwestycyjnej w 2005 r. OSP zako

ń

czył całkowicie lub zako

ń

czył

etapy m.in. nast

ę

puj

ą

cych zada

ń

inwestycyjnych, których realizacja powinna przyczyni

ć

si

ę

do poprawy bezpiecze

ń

stwa dostaw energii elektrycznej:

A.

budowa linii 400 kV Tarnów-Krosno – linia została uruchomiona pod koniec roku;

B.

zakup rozdzielni 220 kV SE Blachownia;

C.

modernizacja stacji 400/220/110 kV Mikołowa,

D.

modernizacja stacji 220/110 kV Gda

ń

sk I – prace modernizacyjne zostały zako

ń

czone

w czerwcu 2005 r.;

E.

modernizacja stacji 220/110 kV Ło

ś

nice - pod koniec roku stacja została wł

ą

czona do

KSE i przekazana do eksploatacji;

F.

program bezpiecze

ń

stwa pracy sieci elektroenergetycznej w zakresie modernizacji

autotransformatora 220/110 kV ze stacji Połaniec i wymiany wył

ą

czników 220 kV

w stacji Wielopole;

G.

modernizacja populacji transformatorów 220/110 kV – zamontowano, dokonano
odbioru ko

ń

cowego i uruchomiono autotransformatory 220/110 kV w stacjach: Aniołów,

Wrzosowa, Grudzi

ą

dz–W

ę

growo, Mory i Mokre (zadanie cz

ęś

ciowo zako

ń

czone);

H.

wymiana izolacji VKLS w rozdzielni 220/110 kV Lubocza;

I.

zainstalowanie oraz uzupełnienie układów LRW w stacjach NN.


OSP w 2005 r. prowadził równie

ż

prace zwi

ą

zane z przygotowaniem nowych inwestycji

w zakresie:

A.

rozbudowy i modernizacji w

ę

zła centralnego, w tym m.in. budowy nowych poł

ą

cze

ń

liniowych

budowa linii 400 kV Kromolice-P

ą

tnów,

budowa linii 400 kV Plewiska-P

ą

tnów-Sochaczew-Mo

ś

ciska,

budowa linii 400 kV P

ą

tnów-Jasiniec-Grudzi

ą

dz,

budowa półpier

ś

cienia południowego wokół Warszawy,

B.

rozbudowy i modernizacji podsystemu

ś

l

ą

skiego, w tym m.in. budowy nowych poł

ą

cze

ń

liniowych

budowa poł

ą

czenia 400 kV od stacji 400/110 kV Pasikurowice do istniej

ą

cej

linii 220 kV

Ś

wiebodzice-Klecina,

C.

rozbudowy i modernizacji systemu północno-zachodniego, w tym m.in. budowy nowych
poł

ą

cze

ń

liniowych

budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Bydgoszcz Zachód,

budowa linii 400 kV Plewiska-Piła Krzewina-

ś

ydowo-Dunowo,

budowa linii 400 kV E.łk-Narew,

budowa linii 400 kV Ostroł

ę

ka-Olsztyn I,

budowa linii 400 kV Ostroł

ę

ka-Ełk,

budowa linii 400 kV Narew-Ostroł

ę

ka,

budowa linii 400 kV od stacji 400/110 kV Czarna do stacji 220/110 kV
Polkowice,

budowa linii wielotorowej 400 i 220 kV Byczyna-Bieru

ń

-Czeczot-Moszczenica-

Wielopole.

background image

50


D. poł

ą

czenia z Litw

ą

– obecnie brak jest planów budowy poł

ą

cze

ń

(interktonektorów) z

systemem litewskim.
Realizowane przez OSP działania inwestycyjne w zakresie krajowej sieci przesyłowej słu

żą

realizacji dwóch podstawowych celów: zapewnieniu bezpiecze

ń

stwa dostaw energii

elektrycznej i zwi

ę

kszaniu swobody handlu energi

ą

elektryczn

ą

, w tym tak

ż

e na wspólnym

rynku (poł

ą

czenia mi

ę

dzysystemowe). OSP podejmuje decyzje inwestycyjne na podstawie

prowadzonych cyklicznie analiz i ocen kryteriów technicznych, dotycz

ą

cych przede

wszystkim niezawodno

ś

ci i jako

ś

ci dostaw oraz ocen efektywno

ś

ci planowanych

przedsi

ę

wzi

ęć

.

Zadania inwestycyjne uwzgl

ę

dniane s

ą

w planie rozwoju krajowej sieci przesyłowej.

Projekt planu rozwoju opracowany przez OSP na lata 2005 – 2009 na podstawie
przeprowadzonych analiz, podlega uzgodnieniu z Prezesem URE. Koszty wynikaj

ą

ce z

inwestycji przedstawionych w uzgodnionym projekcie planu s

ą

podstaw

ą

do uwzgl

ę

dniania

ich jako element kosztów uzasadnionych, przyj

ę

tych do kalkulacji taryfy przesyłowej OSP.


5.2. Gaz [Artykuł 5]

Charakterystyka rynku bezpiecze

ń

stwo dostaw.

W chwili obecnej PGNiG S.A. importuje gaz w ramach wymienionych poni

ż

ej umów i

kontraktów, tj. długoterminowego kontraktu importowego z Rosji oraz trzech kontraktów

ś

rednioterminowych na dostawy odpowiednio z krajów Azji

Ś

rodkowej, Norwegii oraz

Niemiec:

wieloletniego kontraktu na dostawy gazu rosyjskiego z dnia 25 wrze

ś

nia 1996 r. z

Gazexport, obowi

ą

zuj

ą

cego do 2022 r.,

umowy na import gazu niemieckiego z dnia 15 wrze

ś

nia 2004 r. z VNG-

Verbundnetz GAS AG/E.ON Ruhrgas AG, obowi

ą

zuj

ą

cego do dnia 30 wrze

ś

nia

2008 r.

umowy na import gazu norweskiego z dnia 5 maja 1999 r. ze Statoil ASA, Norsk

Hydro Produksjon AS oraz Total E&P Norge AS, obowi

ą

zuj

ą

cej do dnia 30

wrze

ś

nia 2006 r.

umowy na import gazu

ś

rodkowoazjatyckiego z dnia 10 sierpnia 2005 r. z

RosUkrEnergo AG, w ilo

ś

ci 3,4 mld m³ gazu obowi

ą

zuj

ą

cej do dnia 31 grudnia

2006 r.

W tabeli przedstawiono syntetyczne uj

ę

cie wielu aspektów obecnego i prognozowanego

stanu bezpiecze

ń

stwa w gazownictwie.

Tabela 5.2 Bezpiecze

ń

stwo dostaw gazu ziemnego (prognoza na lata 2006-2008)

Zdolno

ś

ci importowe

[mld m³]

Nowe inwestycje w zakresie

przesyłu [mld m³]

Rok

Całkowite

zu

ż

ycie gazu

[mld m³]

Wydobycie

krajowe

[mld m³]

krajowe tranzytowe

zatwierdzone

w trakcie

budowy

2005

13,8

4,3

10,9

3,9

b.d

b.d

2006*

15,4

5,0

10,9

3,9

b.d

b.d

2007*

16,4

b.d

10,9

3,9

b.d

b.d

2008*

17,3

5,5

10,9

3,9

b.d

b.d

* szacunkowo

Ź

ródło: OPG Gaz –System Sp. z o.o., PGNiG S.A

background image

51

Rozporz

ą

dzenie Rady Ministrów z dnia 24 pa

ź

dziernika 2000 r. (Dz. U. Nr 95, poz.

1042) w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji i dostaw gazu z zagranicy, nakłada
obowi

ą

zek przestrzegania przepisów o dywersyfikacji

ź

ródeł gazu na przedsi

ę

biorstwa

energetyczne, którym b

ę

d

ą

wydawane koncesje na prowadzenie działalno

ś

ci gospodarczej

w zakresie obrotu hurtowego gazem ziemnym z zagranic

ą

. Stosownie do postanowie

ń

art.

32 ust. 2 ustawy – Prawo energetyczne, koncesji wymaga wykonywanie działalno

ś

ci

gospodarczej w zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranic

ą

, przy czym koncesje te s

ą

wydawane

z

uwzgl

ę

dnieniem

dywersyfikacji

ź

ródeł

gazu

oraz

bezpiecze

ń

stwa

energetycznego. W zwi

ą

zku z tymi zapisami ustawowymi, w koncesjach na obrót gazem

ziemnym z zagranic

ą

udzielanych przez Prezesa URE zamieszczony został warunek

przypominaj

ą

cy koncesjonariuszowi o obowi

ą

zku dywersyfikacji

ź

ródeł gazu.

Nale

ż

y jednocze

ś

nie zauwa

ż

a

ć

,

ż

e w 2005 r. rozpocz

ą

ł si

ę

okres obowi

ą

zywania

nowego progu maksymalnego udziału gazu importowanego z jednego

ź

ródła. W latach

2005-2009

maksymalny udział procentowy zakupu gazu z jednego

ź

ródła ma wynosi

ć

72%.

Zatem informacja dotycz

ą

ca rzeczywistego poziomu wska

ź

nika dywersyfikacji, zakupów

dokonywanych przez podmioty posiadaj

ą

ce koncesj

ę

na obrót gazem ziemnym z zagranic

ą

,

b

ę

dzie znana po uzyskaniu od tych przedsi

ę

biorców informacji dotycz

ą

cych wielko

ś

ci

zakupów gazu ziemnego z zagranicy w 2005 r., co nast

ą

piło na pocz

ą

tku 2006 r.

W przypadku działalno

ś

ci przedsi

ę

biorstw sieciowych istotnym

ź

ródłem p

o

zyskania

informacji o stanie infrastruktury sieciowej i planowanych przez te przedsi

ę

biorstwa

inwestycjach s

ą

projekty planów rozwoju sporz

ą

dzane zgodnie z wymogami okre

ś

lonymi

w art. 16 ustawy – Prawo energetyczne. Plany te oraz wszelkie istotne zmiany wprowadzone
do tych planów s

ą

uzgadniane przez Prezesa URE.

OSP sporz

ą

dził pierwszy plan rozwoju na lata 2006 – 2008, w oparciu o który b

ę

dzie

realizował rozbudow

ę

i budow

ę

sieci przesyłowej w skali całego kraju, zarówno na maj

ą

tku

b

ę

d

ą

cym jego własno

ś

ci

ą

, jak i maj

ą

tku leasingowanym od PGNiG SA.


Inwestycje planowane w przyszło

ś

ci – poł

ą

czenia mi

ę

dzysystemowe (interkonektory)

Budowa interkonektora gazowniczego Polska – Czechy

Projekt obejmuje budow

ę

gazoci

ą

gu ł

ą

cz

ą

cego systemy gazownicze Polski i Czech w

rejonie: Cieszyn – Ostrawa oraz rozbudow

ę

i modernizacj

ę

gazoci

ą

gów relacji Cieszyn –

O

ś

wi

ę

cim – Cz

ę

stochowa – Piotrków Trybunalski wraz z obiektami umo

ż

liwiaj

ą

cymi

zapewnienie wymaganych parametrów przesyłu oraz rozdziału gazu. Realizacja projektu
pozwoliłaby na poł

ą

czenie z czeskimi gazoci

ą

gami tranzytowymi do Europy Zachodniej,

ponadto stanowiłoby dodatkowe

ź

ródło zaopatrzenia Polski z hubu w Baumgartem.

Zrealizowana inwestycja stanowiłaby element magistrali gazowej północ – południe ł

ą

cz

ą

cej

systemy przesyłowe krajów Regionu Bałtyckiego z systemem polskim, czeskim i dalej z
hubem w Baumgartem

Budowa interkonektora gazowniczego Polska – Niemcy (rejon Zgorzelca)

Projekt obejmuje rozbudow

ę

systemu przesyłowego gazu pomi

ę

dzy Polska i Niemcami

w rejonie Zgorzelca, w tym: rozbudow

ę

punktu zdawczo-odbiorczego Lasów oraz

gazoci

ą

gów relacji Lasów – Wrocław – PMG Wierzchowice. Realizacja projektu pozwoliłaby

na zwi

ę

kszenie przepustowo

ś

ci w punktach importowych. Ponadto uzyskana w wyniku

realizacji projektu infrastruktura przesyłowa umo

ż

liwiłaby wł

ą

czenie magazynu gazu w

WIerzchosławicach w mi

ę

dzynarodowy system przesyłu gazu w roli euromagazynu.

Budowa interkonektora gazowniczego Polska – Litwa

Projekt dotyczy budowy gazoci

ą

gu od systemowego w

ę

zła Rembelszczyzna, poprzez

Pojezierze Mazurskie, Suwalszczyzn

ę

oraz odcinek gazoci

ą

gu w południowo-zachodniej

cz

ęś

ci Litwy umo

ż

liwiaj

ą

cego spi

ę

cie systemów gazowych. Realizacja projektu pozwoliłaby

na stworzenie regionalnego systemu przesyłowego z krajami Regionu Bałtyckiego
(magistrala północ – południe). Ponadto budowa tego gazoci

ą

gu pozwoliłaby na rozwój

background image

52

gazyfikacji północno-wschodniej cz

ęś

ci Polski oraz przestawienie sieci dystrybucyjnych w

miastach regionu z propanu na gaz ziemny wysokometanowy.

Budowa interkonektora gazowniczego Polska - Słowacja

Projekt obejmuje budow

ę

gazoci

ą

gu ł

ą

cz

ą

cego systemy gazownicze Polski i Słowacji, w

rejonie Jarosławia w kierunku południowym przez magazyn gazu w Strachocinie, granic

ę

pa

ń

stwa do poł

ą

czenia z systemem Słowackim w rejonie Koszyc. Realizacja projektu

pozwoli na poł

ą

czenie systemu przesyłowego Polski z systemem słowackim, który

stanowiłby uzupełniaj

ą

ce

ź

ródło zaopatrzenia Polski w gaz, w zwi

ą

zku z potrzeb

ą

zwi

ę

kszenia przepustowo

ś

ci w punktach importowych. Projekt umo

ż

liwiłby równie

ż

ą

czenie polskich magazynów gazu ziemnego w europejski system transportu gazu, dla

którego mogłyby stanowi

ć

zabezpieczenie ci

ą

gło

ś

ci przesyłu gazu do Europy w przypadku

awarii na odcinku do Słowacji.

W przypadku polskiego sytemu przesyłowego najistotniejsze inwestycje obecnie

realizowane przez OSP i zarazem wa

ż

ne z punktu widzenia funkcjonowania cało

ś

ci systemu

nale

ż

y wskaza

ć

:

Gazoci

ą

g Włocławek-Gdynia.

Gazoci

ą

g Czeszów-Wrocław.

Gazoci

ą

g Nowogard-Płoty-Karlino-Koszalin.

Gazoci

ą

g Lubliniec-Cz

ę

stochowa.

Gazoci

ą

g Mory-Piotrków Tryb.-Cz

ę

stochowa.

Ponadto OSP planuje po roku 2008 nowe inwestycje w zakresie rozbudowy

infrastruktury, maj

ą

ce na celu zwi

ę

kszenie mo

ż

liwo

ś

ci przesyłowych systemu oraz eliminacj

ę

tzw. „w

ą

skich gardeł”:

Gazoci

ą

g

Jarosław-Głuchów,

w

celu

wzmocnienia

południowej

magistrali

przesyłowej.

Gazoci

ą

g Pogórska Wola-Tworze

ń

, w celu wzmocnienia południowej magistrali

przesyłowej.

Gazoci

ą

g Koszalin-Wiczlino wraz z poł

ą

czeniem w w

ęź

le Wiczlino z budowanym

obecnie gazoci

ą

giem Włocławek-Gdynia, w celu wzmocnienia układu dostaw gazu

w rejonie pasa nadmorskiego.

Gazoci

ą

g Odolanów-Gorzów Wielkopolski, w celu wzmocnienia magistrali

przesyłowej w kierunku Polic.

Gazoci

ą

g Odolanów-Wydartowo (Mogilno), w celu operatywnego poł

ą

czenia PMG

Wierzchowice z PMG Mogilno i SGT (polskim odcinkiem gazoci

ą

gu tranzytowego

Jamał- Europa).

Gazoci

ą

g Meszcze-Wronów-Odolanów, w celu poprawy operatywnego zarz

ą

dzania

strumieniami gazu w systemie.

Gazoci

ą

g Rembelszczyzna-Huta-Mory, w celu wzmocnienia układu dostaw gazu

w rejonie Warszawy.

Gazoci

ą

g Wierzchowo-Bonin, w celu poprawy dostaw gazu do rejonu Pomorza

(Sławno, Słupsk, Ustka).

Gazoci

ą

g Kiełczów-Ołtaszyn, w celu poprawy zasilania w gaz Dolnego

Ś

l

ą

ska.


Rola organu regulacyjnego w kontek

ś

cie:

Instytucji sprzedawcy z urz

ę

du.Procedura jego wyłaniania zostanie rozpocz

ę

ta 1 lipca

2007 r., tj. z dniem uzyskania przez wszystkich odbiorców statusu odbiorców
uprawnionych

14

. Do tego czasu powszechno

ść

ś

wiadczenia usług publicznych

zostanie zagwarantowana na mocy, okre

ś

lonych w udzielonej koncesji, warunków

14

Wybór sprzedawcy z urz

ę

du odb

ę

dzie si

ę

w drodze przetargu, organizowanego i prowadzonego przez Prezesa

URE

.

background image

53

prowadzenia działalno

ś

ci przy jednoczesnym utrzymaniu dotychczasowej taryfy dla

paliw gazowych.

Mechanizmów wsparcia zdolno

ś

ci importowych. Przedsi

ę

biorstwa energetyczne

zajmuj

ą

ce

si

ę

przesyłaniem

lub

dystrybucj

ą

paliw

gazowych,

czy

tez

magazynowaniem paliw gazowych s

ą

zobowi

ą

zane zapewni

ć

wszystkim odbiorcom

(od dnia 1 lipca 2007 r. równie

ż

odbiorcom w gospodarstwie domowym) oraz

przedsi

ę

biorstwom zajmuj

ą

cym si

ę

sprzeda

żą

paliw gazowych na zasadzie

równoprawnego traktowania,

ś

wiadczenie usług przesyłania lub dystrybucji oraz

usług magazynowania paliw gazowych. Jednak

ż

e przepisy ustawy dopuszczaj

ą

sytuacje, w których mo

ż

liwe jest zwolnienie przedsi

ę

biorstwa energetycznego z

obowi

ą

zku

ś

wiadczenia tego rodzaju usług. Zgodnie bowiem z art. 4i ustawy – Prawo

energetyczne

Prezes

URE,

na

uzasadniony

wniosek

zainteresowanego

przedsi

ę

biorstwa energetycznego, mo

ż

e zwolni

ć

takie przedsi

ę

biorstwo z

obowi

ą

zków

ś

wiadczenia usług w okre

ś

lonym zakresie oraz przedkładania taryf do

zatwierdzenia w sytuacji, gdy

ś

wiadczenie tych usług b

ę

dzie si

ę

odbywa

ć

z

wykorzystaniem tzw. „nowej infrastruktury”, tj. elementów systemu gazowego lub
instalacji gazowych, których budowa nie została zako

ń

czona do dnia 4 sierpnia 2003

r. lub została rozpocz

ę

ta po tym dniu. Prezes URE mo

ż

e udzieli

ć

zwolnienia, je

ż

eli

spełnione s

ą

ł

ą

cznie nast

ę

puj

ą

ce warunki:

nowa infrastruktura ma wpływ na zwi

ę

kszenie konkurencyjno

ś

ci w

zakresie dostarczania paliw gazowych oraz bezpiecze

ń

stwa ich

dostarczania,

ze wzgl

ę

du na ryzyko zwi

ą

zane z budow

ą

tej infrastruktury, bez

zwolnienia budowa ta nie byłaby podj

ę

ta,

nowa infrastruktura jest/b

ę

dzie własno

ś

ci

ą

podmiotu niezale

ż

nego,

przynajmniej pod wzgl

ę

dem formy prawnej, od operatora systemu

gazowego, w którym to systemie nowa infrastruktura została/zostanie
wybudowana,

na u

ż

ytkowników nowej infrastruktury s

ą

nało

ż

one opłaty za

korzystanie z tej infrastruktury,

zwolnienie nie spowoduje pogorszenia warunków konkurencji i

efektywno

ś

ci funkcjonowania rynku paliw gazowych lub systemu

gazowego,

w

którym

nowa

infrastruktura

została/zostanie

wybudowana

Wymaga

ń

stawianych usługom magazynowania gazu w celu zapewnienia realizacji

usług publicznych. Prezes URE zgodnie z art. 32 ust.1 pkt 2 ustawy – Prawo
energetyczne udziela koncesji na wykonywanie działalno

ś

ci gospodarczej w zakresie

magazynowania paliw gazowych w instalacjach magazynowych oraz zgodnie z art.
9h wyznacza, na wniosek wła

ś

ciciela instalacji magazynowania paliw gazowych,

operatorów

systemów

magazynowania

paliw

gazowych.

Przedsi

ę

biorstwo

energetyczne zajmuj

ą

ce si

ę

magazynowaniem paliw gazowych jest obowi

ą

zane,

stosownie do art. 4c ustawy, zapewnia

ć

odbiorcom oraz przedsi

ę

biorstwom

zajmuj

ą

cym si

ę

sprzeda

żą

paliw gazowych, na zasadzie równoprawnego

traktowania,

ś

wiadczenie usług magazynowania paliw gazowych w instalacjach

magazynowych. Jednak

ż

e przepisy ustawy (art. 4h ust. 1 ustawy) przewiduj

ą

sytuacje,

w których

mo

ż

liwe

jest

czasowe

zwolnienie

przedsi

ę

biorstwa

energetycznego zajmuj

ą

cego si

ę

magazynowaniem gazu ziemnego z obowi

ą

zku

ś

wiadczenia takich usług lub czasowe ograniczenie tego obowi

ą

zku. Decyzj

ę

tak

ą

podejmuje Prezes URE na uzasadniony wniosek zainteresowanego przedsi

ę

biorstwa

po przeprowadzeniu odr

ę

bnego post

ę

powania, o którym mowa w art. 4h ust. 2-8

ustawy. Na skutek działa

ń

Prezesa URE, PGNiG SA b

ę

d

ą

cy wła

ś

cicielem wszystkich

magazynów gazu ziemnego znajduj

ą

cych si

ę

na terenie Polski, zostało zobligowane

w roku 2005 do wyodr

ę

bnienia działalno

ś

ci w zakresie magazynowania paliw

gazowych w celu przyszłego wyznaczenia operatora systemu magazynowania paliw
gazowych. PGNiG SA zostało wezwane do wykazania wszystkich pojemno

ś

ci

background image

54

magazynowych znajduj

ą

cych si

ę

w jego dyspozycji oraz do zło

ż

enia wniosku o

udzielenie koncesji na wykonywanie działalno

ś

ci gospodarczej polegaj

ą

cej na

magazynowaniu gazu. Ostatecznie Prezes URE wydał decyzj

ę

o udzieleniu PGNiG

SA koncesji na magazynowanie paliw gazowych w dniu 1 lutego 2006 r., tym samym
spółka mo

ż

e wykonywa

ć

działalno

ść

w zakresie

ś

wiadczenia usług magazynowania

gazu. Natomiast jeszcze nie wyst

ą

piła do Prezesa URE z wnioskiem o wyznaczenie

na operatora systemu magazynowania paliw gazowych.


background image

55

6 Zagadnienia z zakresu usług o charakterze u

ż

yteczno

ś

ci

publicznej [Art. 3(9) dla energii elektrycznej i Art. 3(6) dla
gazu]

Zasady

ś

wiadczenia usług o charakterze publicznym w tym prawa i obowi

ą

zki

uczestników rynku zostały okre

ś

lone w PE. W Raporcie Krajowym Prezesa URE 2005

zostały szczegółowo przedstawione prawa i obowi

ą

zki uczestników rynku oraz mo

ż

liwo

ś

ci

ingerowania w sytuacj

ę

poszczególnych podmiotów przez Prezesa URE.

Zmianie, w stosunku do 2004 r. uległa sytuacja na rynku zielonej energii. Od 1

pa

ź

dziernika 2005 r. funkcjonuje w Polsce system wydawania i obrotu

ś

wiadectwami

pochodzenia.

Wszystkie odnawialne

ź

ródła energii (OZE) s

ą

zobligowane do posiadania koncesji na

wytwarzanie energii elektrycznej (niezale

ż

nie od wielko

ś

ci mocy zainstalowanej).

Wiarygodno

ść

pochodzenia energii elektrycznej z tego rodzaju

ź

ródeł jest potwierdzana

przez Prezesa URE wydawanymi

ś

wiadectwami pochodzenia energii elektrycznej. System

wydawania (a nast

ę

pnie umarzania)

ś

wiadectw pochodzenia oparty jest o regulacje zawarte

w ustawie – Prawo energetyczne i w pełni funkcjonuje od pocz

ą

tku 2005 r. (art. 9a i 9e

ustawy – Prawo energetyczne).
System

ś

wiadectw pochodzenia energii elektrycznej stanowi regulacj

ę

, umo

ż

liwiaj

ą

c

ą

znakowanie energii elektrycznej pochodz

ą

cej z odnawialnych

ź

ródeł energii z podziałem na

nast

ę

puj

ą

ce technologie wytwarzania:

1) z elektrowni wodnych oraz wiatrowych;
2) ze

ź

ródeł wytwarzaj

ą

cych energi

ę

z biomasy oraz biogazu;

3) ze słonecznych ogniw fotowoltaicznych;
4) za pomoc

ą

wspólnego spalania paliw kopalnych i biomasy lub biogazu.

W krajowym systemie energetycznym system koncesjonowania odnawialnych

ź

ródeł

energii oraz

ś

wiadectw pochodzenia energii elektrycznej ze

ź

ródeł odnawialnych stanowi

odpowiednik „zielonych certyfikatów” i jednoznacznie identyfikuje pochodzenie cz

ęś

ci energii

elektrycznej zarówno zu

ż

ywanej na potrzeby własne wytwórców jak i wprowadzanej do

krajowego systemu elektroenergetycznego.

Ś

wiadectwa pochodzenia wydawane s

ą

przez Prezesa URE na podstawie wniosku

wytwórcy

(posiadacza

koncesji),

potwierdzonego

przez

operatora

systemu

elektroenergetycznego co do wielko

ś

ci produkcji za dany okres wytwarzania. Dla potrzeb

wydawania

ś

wiadectw pochodzenia, dane odnosz

ą

si

ę

do ilo

ś

ci energii elektrycznej obj

ę

tej

ś

wiadectwem pochodzenia dotycz

ą

ilo

ś

ci energii mierzonej na zaciskach generatora (ogniwa

fotowoltaicznego, ogniwa paliwowego) lub wyznaczanej według specjalnego algorytmu
(procedura rozlicze

ń

) w przypadku energii elektrycznej pochodz

ą

cej ze wspólnego spalania

paliw kopalnych z biomas

ą

lub biogazem.


Liczba odł

ą

cze

ń

Prezes URE nie prowadzi monitoringu w zakresie liczy odł

ą

cze

ń

spowodowanych

niepłaceniem rachunków za energi

ę

elektryczn

ą

. Dane przedstawione w

tabeli pochodz

ą

od

spółek dystrybucyjnych

Tabela 6 a Ilo

ść

odł

ą

cze

ń

odbiorców

Energia elektryczna

Gaz

Rok

Ilo

ść

odł

ą

cze

ń

Ilo

ść

odbiorców

%

Ilo

ść

odł

ą

cze

ń

Ilo

ść

odbiorców

%

2004

236 012

15 661 600

1,5

46 451

6 337 536

0,73

2005

239 289

15 761 619

1,5

44 957

6 386 160

0,70

Ź

ródło: URE na podstawie danych ze spółek dystrybucyjnych

background image

56

Poziom cen dla odbiorców ko

ń

cowych

Przedsi

ę

biorstwa energetyczne zobowi

ą

zane s

ą

do przedkładania Prezesowi URE taryf

do zatwierdzenia ustalonych przez nie stosownie do zakresu prowadzonej działalno

ś

ci.

Z obowi

ą

zku tego zwolnienie s

ą

przedsi

ę

biorstwa prowadz

ą

ce działalno

ść

w zakresie

wytwarzania lub obrotu energi

ą

elektryczn

ą

(od 1 lipca 2001 r.).

Obecnie wszyscy odbiorcy mog

ą

korzysta

ć

z taryf regulowanych tzn. zatwierdzanych

przez Prezesa URE. Odbiorcy ko

ń

cowi korzystaj

ą

cy z zasady TPA maj

ą

mo

ż

liwo

ść

„powrotu” do taryf regulowanych.

Tabela 6b Regulacja cen dla odbiorców ko

ń

cowych

Energia elektryczna

Gaz

Wyszczególnienie

N

a

jw

i

ę

k

s

i

o

d

b

io

rc

y

(w

g

i

lo

ś

c

i

k

u

p

o

w

a

n

e

j

e

n

e

rg

ii)

M

a

łe

i

ś

re

d

n

ie

p

rz

e

d

s

i

ę

b

io

rs

tw

a

B

a

rd

z

o

m

a

łe

p

rz

e

d

s

i

ę

b

io

rs

tw

a

o

ra

z

g

o

s

p

o

d

a

rs

tw

a

d

o

m

o

w

e

E

le

k

tr

o

c

ie

p

ło

w

n

ie

i

e

le

k

tr

o

w

n

ie

g

a

z

o

w

e

N

a

jw

i

ę

k

s

i

o

d

b

io

rc

y

Ś

re

d

n

i

o

d

b

io

rc

y

p

rz

e

m

y

s

ło

w

i

o

ra

z

d

y

s

tr

y

b

u

to

rz

y

B

a

rd

z

o

m

a

łe

p

rz

e

d

s

i

ę

b

io

rs

tw

a

o

ra

z

g

o

s

p

o

d

a

rs

tw

a

d

o

m

o

w

e

Regulacja

taryf

(T/N)

T

T

T

T

T

T

T

%

odbiorców

taryfowych

85

100

100

100

100

100

100

Mo

ż

liwo

ść

powrotu

do

taryfikacji
regulowanej

T

T

T

T

T

T

T

Liczba
sprzedawców
zobligowanych do
przedkładania
taryf

do

zatwierdzenia

14

14

14

5

1

7

37

Ź

ródło: URE

W tabelach przedstawiono poziom cen dla grup głównych grup odbiorców stosowanych

w taryfach przedsi

ę

biorstw oraz ceny energii sprzedawane w ramach TPA.

Tabela 6c Ceny sprzeda

ż

y energii elektrycznej w spółkach dystrybucyjnych dla

odbiorców taryfowych w Euro/MWh

2004

2005

W tym:

W tym:

Ś

rednia
cena

sprzeda

ż

y

Opłata

za

energi

ę

elektrycz

n

ą

Opłata

przesył

owa

Ś

rednia

cena

sprzeda

ż

y

Opłata

za

energi

ę

elektrycz

n

ą

Opłata
przesy

łowa

Indeksy

dynamiki

ś

redniej

ceny

sprzeda

ż

y

energii

elektrycznej

obliczone

wg cen

polskich w

Indeksy

dynamiki

ś

redniej

ceny

sprzeda

ż

y

energii

elektrycznej

obliczone
wg cen w

Euro

W

y

s

z

c

z

e

g

ó

ln

ie

n

ie

Euro/MWh

%

%

Ogółem
odbiorcy

58,42

29,13

29,29

67,77

33,07 34,69

102,93

116,00

Z tego:

41,73

26,51

15,21

48,26

30,05 18,21

102,63

115,65

background image

57

odbiorcy na
WN (grupy A)
odbiorcy SN
(grupy B)

49,18

27,72

21,45

56,48

31,26 25,22

101,92

114,84

odbiorcy na
nN (grupy C)

73,59

30,44

43,14

84,03

34,37 49,65

101,34

114,19

odbiorcy grup
G

68,25

31,35

36,89

79,65

35,85 43,80

103,57

116,70

W tym: gosp.
domowe i
rolne

68,33

31,35

36,98

79,65

35,80 43,84

103,43

116,57

Ceny za rok 2004 obliczone wg

ś

redniego rocznego kursu za rok 2004 ogłoszonego przez Narodowy

Bank Polski 1 euro = 4,53 zł
Ceny za 2005 obliczone wg

ś

redniego rocznego kursu za rok 2005 ogłoszonego przez Narodowy

Bank Polski 1 euro = 4,02 zł

Ź

ródło: ARE SA

Tabela 6d Sprzeda

ż

energii elektrycznej odbiorcom finalnym przył

ą

czonym do sieci

wysokiego napi

ę

cia korzystaj

ą

cym z zasady TPA

Rok

Odbiorcy
charakterystyka

Ilo

ść

energii

zakupionej
przez odbiorców
korzystaj

ą

cych z

zasady TPA w
MWh

Ś

rednia cena

energii dla
odbiorców
korzystaj

ą

cych z

zasady TPA
euro/MWh

Ś

rednia cena

energii ustalona
wynikaj

ą

ca z

taryfy

euro/MWh

2004

Odbiorcy na WN 5 744 878

25,71

26,51

2005

Odbiorcy na WN 4 254 162

29,60

30,05

Ceny za rok 2004 obliczone wg

ś

redniego rocznego kursu za rok 2004 ogłoszonego przez Narodowy

Bank Polski 1 euro = 4,53 zł
Ceny za 2005 obliczone wg

ś

redniego rocznego kursu za rok 2005 ogłoszonego przez Narodowy

Bank Polski 1 euro = 4,02 zł

Ź

ródło: ARE SA

Stosownie do Prawa energetycznego polegaj

ą

ca na wytwarzaniu paliw gazowych nie

wymaga uzyskania koncesji. Od dnia wej

ś

cia w

ż

ycie znowelizowanej ustawy Prawo

energetyczne przedsi

ę

biorstwa te nie maj

ą

obowi

ą

zku przedkładania Prezesowi URE taryf

do zatwierdzenia, co ma bezpo

ś

redni zwi

ą

zek z wolnorynkowym kształtowaniem cen tego

surowca. W pozostałym zakresie ceny paliw gazowych podlegaj

ą

regulacji i przedstawiaj

ą

si

ę

nast

ę

puj

ą

co:


Tabela 6e Ceny dostawy m³ gazu ziemnego z uwzgl

ę

dnieniem podziału na odbiorców

przesyłowych i dystrybucyjnych [euro/m³]

Wyszczególnienie

2004

2005

Sie

ć

przesyłowa *

0,14

0,15

Sie

ć

dystrybucyjna**, z tego:

0,22

0,22

Odbiorcy o mocy od 10 m³/h

0,24

0,24

Cena - dostawy
ogółem

Odbiorcy o mocy powy

ż

ej 10 m³/h

0,20

0,20

Sie

ć

przesyłowa *

0,11

0,12

Sie

ć

dystrybucyjna**, z tego:

0,13

0,13

Odbiorcy o mocy od 10 m³/h

0,14

0,14

Cena w obrocie

Odbiorcy o mocy powy

ż

ej 10 m³/h

0,12

0,12

Stawka

Sie

ć

przesyłowa *

0,02

0,02

background image

58

Sie

ć

dystrybucyjna**, z tego:

0,09

0,09

Odbiorcy o mocy od 10 m³/h

0,10

0,10

przesyłowa

Odbiorcy o mocy powy

ż

ej 10 m³/h

0,08

0,08

* O ci

ś

nieniu powy

ż

ej 0,5 MPa - zgodnie z podziałem obowi

ą

zuj

ą

cych od 3 maja 2005 r.

** O ci

ś

nieniu niewy

ż

szym ni

ż

0,5 MPa

Ceny netto za rok 2004 według

ś

redniego wa

ż

onego kursu Euro za rok 2004, ogłaszanego przez NBP

1 euro=4,53 zł
Ceny netto za rok 2005 według

ś

redniego wa

ż

onego kursu Euro za rok 2005, ogłaszanego przez

NBP 1 euro = 4,02 zł

Ź

ródło: URE


Wyszukiwarka

Podobne podstrony:
Posłanie Prezesa Zarządu Skonsolidowany raport roczny 2006
Posłanie Prezesa Zarządu Jednostkowy raport roczny 2006
Posłanie Prezesa Zarządu Jednostkowy raport roczny 2006
bph pbk raport roczny 2001
200609271501040 TGE Raport publiczny sierpien 2006
CHINY RAPORT ROCZNY AMNESTY INTERNATIONAL 2010
Posłanie Prezesa Zarządu Raport Roczny skons 2005
bph pbk raport roczny 2002
ACME Zabawki Raport roczny
bph pbk raport roczny 2001
Skonsolidowany Raport Roczny Banku BPH za 2004 rok
Skonsolidowany Raport Roczny Banku BPH za 2004 rok

więcej podobnych podstron