Jednym z najważniejszych mechanizmów służących rozwijaniu konkurencji na rynku mediów energetycznych jest zasada dostępu stron trzecich do sieci (Third Part Access, TPA). Decyzja o korzystaniu z TPA, czyli uczestnictwie w rynku, należy do odbiorców uzyskujących prawo dostępu do sieci zgodnie z harmonogramem (pełne otwarcie rynku energii elektrycznej nastąpi 1 stycznia 2006 r.). Mimo że TPA działa na razie tylko w ograniczonym zakresie, wśród uprawnionych odbiorców wzrasta zainteresowanie możliwościami skorzystania z prawa wyboru dostawcy energii.

W 2001 r. z TPA na rynku elektroenergetycznym korzystało w Polsce (nie licząc spółek dystrybucyjnych) tylko 6 odbiorców uprawnionych, w 2002 r. – 19, którzy w ramach TPA kupili 3800 GWh energii elektrycznej, podczas gdy ich całkowite roczne zużycie wyniosło 5966 GWh. Ta ostatnia wielkość stanowi przewidywaną sprzedaż tym odbiorcom w ramach TPA w 2003 r.
Owe 19 firm, stanowiących ok. 3 proc. ogólnej liczby odbiorców uprawnionych do korzystania z TPA w 2002 r., to w przeważającej mierze wielcy odbiorcy o znaczącym zużyciu energii, wśród których przeważały huty i kopalnie oraz przedsiębiorstwa wielkiej chemii. Zużyli oni ok. 16 proc. całkowitej energii elektrycznej kupowanej przez odbiorców uprawnionych w 2002 r. (37000 GWh), a ich zakupy dokonane w ramach TPA stanowiły ponad 10 proc. tej energii.
Z analiz Departamentu Promowania Konkurencji URE wynika, iż dostawcami z wyboru są spółki dystrybucyjne (lub należące do nich spółki obrotu) inne niż te, do których sieci są podłączeni odbiorcy uprawnieni, albo wytwórcy lub spółki obrotu należące do wytwórców.
Obecnie z TPA mogłoby korzystać blisko 600 odbiorców uprawnionych. Jak wyjaśnia URE, istotny wzrost liczby odbiorców uprawnionych obecnie do korzystania z TPA wynika przede wszystkim z zaliczenia w nowym rozporządzeniu tzw. odbiorców rozproszonych do kategorii uprawnionych (stąd niewielki wzrost ilości energii pobieranej z sieci przez odbiorców uprawnionych). Oznacza to, iż jeden odbiorca o kilku punktach odbioru zlokalizowanych na terenie różnych spółek, jest zaliczony jako uprawniony wszędzie tam, gdzie jego zakupy w 2002 r. przekroczyły 10 GWh. Dotyczy to przede wszystkim przedsiębiorstwa PKP Energetyka Sp. z o.o., które jest odbiorcą uprawnionym w każdej z 29 spółek dystrybucyjnych.
Wielkość całkowitego zużycia energii przez odbiorców uprawnionych w 2002 r. (ok. 37000 GWh) w odniesieniu do całkowitej sprzedaży odbiorcom finalnym (ok. 100.000 GWh) oznacza 37-procentowe otwarcie rynku.
Od 1 stycznia 2004 r. odbiorców uprawnionych będzie ok. 5200. Szacunkowe otwarcie rynku wyniesie wówczas ok. 53 proc.
W jakim stopniu nowo uprawnieni odbiorcy sięgną po możliwość kupowania energii od innego dostawcy? Należy się spodziewać, że większość z nich nie zmieni dostawcy energii elektrycznej. Podobną tendencję obserwuje się również na innych rynkach w Europie.
Wspólnotowy rynek energii elektrycznej jest otwarty w ok. 70 proc., jednak w praktyce zasada TPA nie jest wykorzystywana na tyle, aby móc mówić o istnieniu konkurencyjnego rynku. Odsetek odbiorców, którzy się zdecydowali się na zmianę dotychczasowego dostawcy wynosi od 10 do 20 proc. Najlepiej pod tym względem jest w Wielkiej Brytanii, gdzie ponad połowa odbiorców skorzystała z zasady TPA.
Barierą numer jeden, powstrzymującą rozwój konkurencyjnego rynku energii w Polsce, są kontrakty długoterminowe oraz obowiązkowe zakupy energii produkowanej w skojarzeniu z produkcją ciepła i energii odnawialnej. W 2002 r. 67 TWh wytworzonej energii elektrycznej pochodziło z KDT. Spółki dystrybucyjne w ramach minimalnych ilości energii (MIE) pochodzącej z KDT zakupiły 54 TWh, co stanowiło ok. 55 proc. ich całkowitego zakupu. Ponadto 11,2 proc. energii kupionej przez dystrybutorów pochodziło z obowiązkowych zakupów energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, a niecałe 2,5 proc. - ze źródeł odnawialnych.
Brakuje przepisów określających udział odbiorców pozataryfowych w obowiązku zakupu energii elektrycznej ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu z ciepłem.
Wśród innych barier powstrzymujących wdrożenie zasady TPA jest bezpośrednie przenoszenie przez spółki dystrybucyjne obciążeń wynikających z rozchylenia cen na rynku bilansującym na odbiorców uprawnionych oraz stawianie nie raz bardzo ostrych warunków dotyczących opomiarowania.
Zdaniem prof. Jana Popczyka z Politechniki Śląskiej, długo jeszcze przeszkodą we wdrażaniu TPA będzie dopuszczony przez URE stopień „popsucia” taryf spółek dystrybucyjnych, polegający na tym, że energia elektryczna w tych taryfach jest często tańsza niż na hurtowym rynku wytwórców energii.
Kolejny problem polega na tym, iż inwestorzy zainteresowani prywatyzacją spółek dystrybucyjnych cenią wymiar ilościowy rynków, na których te spółki działają, czyli sprzedaż w MWh, a potem dopiero patrzą na wynik, czyli efektywność ekonomiczną sprzedaży. Dlatego spółki dystrybucyjne bronią - do czasu prywatyzacji - swoich rynków ilościowych, stosując nawet dumping w celu zatrzymania odbiorców przy sobie. Również łączenie spółek dystrybucyjnych w grupy (G-8, K-7, L-6, W-5 itd.) wpływa na obronę rynków ilościowych przez te spółki, bowiem każda z nich chce wnieść komplet odbiorców do grupy.
Zdeformowana struktura kosztów zasilania odbiorców (wysokie opłaty przesyłowe, stosunkowo niskie koszty energii elektrycznej) powoduje, że rzeczywista korzyść odbiorców z wykorzystania zasady TPA jest niewielka, a zatem i motywacja odbiorców jest niewielka. Dla średnich odbiorców i przy dużych wahaniach w poziomie zużycia energii, barierą w stosowaniu zasady TPA jest bez wątpienia obowiązująca w grafikowaniu zapotrzebowania rozdzielczość wynosząca 1 MW, a nie np. 1 kW.
Również sami odbiorcy, zdaniem profesora Popczyka, niewiele jeszcze robią, aby zasada TPA była efektywnie stosowana, m.in. nie są dostatecznie przygotowani, unikają ryzyka. Sytuacja zaczyna się jednak korzystnie zmieniać. Duże grupy przemysłowe, jak PKP, Katowicki Holding Węglowy, KGHM Polska Miedź, Polskie Huty Stali, Nafta Polska, PKN Orlen już korzystają z zasady TPA, albo prowadzą intensywne przygotowania w tym kierunku.
Z doświadczeń uprawnionych
Doświadczenia firm, które zdecydowały się korzystanie z zasady TPA są bardzo cenne dla innych spółek, potencjalnie zainteresowanych jej zastosowaniem. Niestety, spółki niechętnie dzielą się tego rodzaju informacjami. To pokazuje, jak wiele interesów różnych grup musi pogodzić zliberalizowany rynek energii.
Jedną z firm, która korzysta z TPA, jest Huta Aluminium „Konin” S.A. Należy ona do grona 10. największych odbiorców energii elektrycznej w Polsce, zużywając ok. 0,9 proc. krajowej konsumpcji. W ramach TPA kupuje aktualnie niemal 100 proc. energii, głównie od wytwórców (Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin S.A.). Usługi przesyłowe świadczy hucie lokalny dystrybutor, czyli Energetyka Kaliska S.A.
Z możliwości wyboru dostawcy energii huta zaczęła korzystać w marcu 2000 r., mimo iż jako przedsiębiorstwo zużywające ponad 500 GWh energii elektrycznej rocznie, odbiorcą uprawnionym stała się już z chwilą wejścia w życie rozporządzenia Ministra Gospodarki z 6 sierpnia 1998 r. (Dz. U. Nr 107, poz. 671). Początkowo w ramach TPA kupowała ok. 30 proc. potrzebnej energii.
Perspektywa ewentualnej utraty tak dużego klienta przez Energetykę Kaliską sprawiła, iż Hucie Aluminium „Konin” udało się – jeszcze przed wdrożeniem TPA - wynegocjować lepsze warunki. Od marca 1999 r. zakup energii elektrycznej dokonywany był nadal u dystrybutora, ale już według taryfy A 23S, zatwierdzonej przez URE, w której ceny energii były niższe aniżeli w poprzednio obowiązującej taryfie A 23. Dalsze starania huty spowodowały, iż od sierpnia 1999 r uzyskała ona także upust w opłatach przesyłowych.
Dla Huty Aluminium „Konin” zwiększenie możliwości zakupu o kilka procent tańszej energii od różnych podmiotów oznacza oszczędności rzędu kilku milionów zł rocznie. Dlatego ostatecznie zrezygnowano z zakupu energii w Energetyce Kaliskiej. Pogorszyło to stosunki z dystrybutorem, m.in. pojawiły się problemy ze współczynnikami pewności zasilania (zwiększenie opłat za moc umowną). Sprawę musiał rozstrzygnąć URE.
Zdaniem Dionizego Łepeckiego, głównego energetyka konińskiego zakładu, najbardziej niedogodny element TPA to wysokie koszty inwestycji w układy pomiarowe. „Ponieważ jesteśmy pośrednim uczestnikiem Rynku Bilansującego, zachodzi konieczność dostosowania układów i systemów pomiarowo-rozliczeniowych energii do wymogów Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej lub Przesyłowej. Koszt tego rodzaju inwestycji szacujemy na 1-2 mln zł” – informuje.
Jego zdaniem, główne powody powolnego wdrażania TPA lub nawet rezygnacji z jej stosowania wynikają z faktu wprowadzenia 1 lipca 2002 r. nowych zasad rozliczania energii odchylenia na Rynku Bilansującym (RB) – cen CRO (zakupu-sprzedaży) z odchyleniem nie większym niż 1 proc. oraz dwóch dodatkowych cen rozliczeniowych dla strefy odchylenia powyżej 1 proc. CROz (ceny rozliczeniowej odchylenia dla energii kupowanej przez RB) oraz CROs (ceny rozliczeniowej odchylenia dla energii sprzedawanej przez RB). Podstawową bolączką, na którą uskarżają się uczestnicy RB, jest wysokość tych dwóch cen: CORs są bardzo wysokie, natomiast CROz bardzo niskie, a różnica w stosunku do ceny rynkowej sięga nawet kilkudziesięciu zł za MW energii elektrycznej na godzinę. Odchylenie od wartości ustalonej przez odbiorcę w grafiku handlowym, przy obowiązujących na rynku bilansującym zasadach obliczania cen CRO, CROz i CROs, powoduje stratę zarówno w przypadku zakupu, jak i sprzedaży energii elektrycznej na tym rynku. Dlatego korzystniejszym z punktu widzenia odbiorcy jest kupowanie energii od dotychczasowego sprzedawcy – spółki dystrybucyjnej po cenach wynikających z taryfy, bez konieczności planowania własnego zużycia.
Według głównego energetyka spółki, w codziennej praktyce problemem jest ponadto brak wzoru umów przesyłowych. Zmian wymaga też system opłat przesyłowych. „Powszechność stosowania zasady TPA wymaga wprowadzenia w opłatach przesyłowych nie tylko stawek opłat grupowych, ale także węzłowych, co spowoduje zmniejszenie opłat za usługi przesyłowe, gdyż wyeliminuje subsydiowanie skrośne. Składnik stały i zmienny stawki sieciowej winny być kalkulowane w oparciu o rzeczywiste koszty powodowane przez odbiorców energii – podkreśla Dionizy Łepecki. – Ponadto ceny energii w taryfach dystrybutorów nie mogą być niższe od cen rynkowych. W takiej sytuacji odbiorca uprawniony, który chce skorzystać z TPA, musi kupować energię drożej, co czyni całe przedsięwzięcie nieopłacalnym.”
Mimo tych niedogodności Huta Aluminium „Konin” S.A. jest zadowolona z efektów, jakie przynosi jej korzystanie z zasady TPA. Ma plany dalszego rozszerzenia zakupów energii bezpośrednio od wytwórców.

Inną drogę na uwalnianym rynku energii przebył wrocławski Hutmen S.A, firma działająca w branży przetwórstwa miedzi i jej stopów. Zakład nabył prawo do korzystania z TPA w 2000 r. Kupuje ok. 50 tys. MWh energii elektrycznej rocznie. „Macierzystym” dystrybutorem firmy był Zakład Energetyczny Wrocław S.A. W ramach TPA Hutmen zmienił dostawcę energii, by ponownie wrócić do ZE Wrocław.
„Działania na RB z pełną odpowiedzialnością rozpoczęliśmy w 2002 r. Finansowo wyszliśmy na tym trochę lepiej niż gdybyśmy płacili za energię według obowiązującej nas taryfy A 23” – informuje Zbigniew Dubrawski, kierownik działu energetyki w spółce Hutmen. - Chcąc korzystać z TPA, najlepiej wysłać zapytania ofertowe do spółek obrotu lub innych przedsiębiorstw mających zezwolenie na prowadzenie takiej działalności. Jeżeli cena energii jest niższa niż wynikająca z taryfy dla danego przedsiębiorstwa, to należy jeszcze zastanowić się nad ewentualnym ryzykiem funkcjonowania na RB.”
A jest ono ogromne, bowiem jak przypomniał Zbigniew Dubrawski, w sierpniu uśrednione CORs wynosiły ok. 160 zł/MWh, ale w czerwcu sięgały ok. 230 zł/MWh. Z kolei CORz wahały się w granicach 84-87 zł/MWh. Widać zatem wyraźnie, jak duże są rozbieżności ceny sprzedaży i zakupu, a tym sam jak mało konkurencyjny jest RB, zwłaszcza gdy porównać te wielkości z ceną zakupu energii od operatora handlowo-technicznego za np. 122 zł/MWh. „Zaokrąglanie zapotrzebowania do 1 MWh powoduje, że nie udaje się trafić z prognozą, a różnice w cenach są takie, iż w efekcie zawsze się do tego dokłada” – podsumowuje Dubrawski.
Korzystając z TPA Hutmen podpisał umowę kupna energii od Energetyki Kaliskiej, operatora handlowego, która zaproponowała najkorzystniejszą cenę. Umowa obowiązywała w 2002 r., zaś usługi przesyłowe świadczył ZE Wrocław. Jednak już rok później to wrocławski dystrybutor zaoferował najlepszą cenę i w 2003 r. i spółka Hutmen znów stała się jego klientem. ZE Wrocław działa jako operator techniczno-handlowy.
„Proponowaną cenę zakupu energii przedstawiono nam już we wrześniu 2002 r. Później rynek energii nieco się załamał i ceny poszły w górę. Dlatego przy finalizowaniu umowy były pewne problemy. Jednak w ofercie nie zaznaczono, do kiedy oferta jest ważna, dlatego podpisaliśmy ją na wcześniejszych warunkach” – relacjonuje szef działu energetyki spółki. Delikatnie mówiąc, są one bardzo korzystne dla Hutmena. Zdaniem Dubrawskiego, mają być one zachętą dla następnych klientów.
Czy jednak warto korzystać z TPA? Zbigniew Dubrawski ma mieszane odczucia: - „Coraz mniej się to nam opłaca. Może jeszcze w okresach zimowych, gdy ceny energii są wyższe w taryfie oraz dłuższe czasowo strefy o wyższych cenach jednostkowych energii, lecz w lecie zmierza to w przeciwną stronę. Jeszcze nie wiem, jak zbilansuje się 2003 r.? Jeżeli stwierdzimy, że jest to na pograniczu opłacalności lub nawet nieopłacalne, to prawdopodobnie zrezygnujemy ze stosowania zasady TPA.”
Warto dodać, iż bardzo poważne rozbieżności cen oferowanej energii występują również w poszczególnych spółkach dystrybucyjnych. Z analiz Hutmena wynika, iż przy jego strukturze zużycia energii będąc odbiorcą taryfowym najmniej zapłaciłby za energię w ZE Toruń SA. Z kolei np. w Enei Poznań cena energii elektrycznej brutto kosztowałaby Hutmena 154 zł/MWh, w Zakładzie Energetycznym Okręgu Radomsko-Kieleckiego –162 zł/MWh, w Zamojskiej Korporacji Energetycznej - 167 zł/MWh, w Energetyce Kaliskiej – 126 zł/MWh, natomiast w ZE Wrocław – ale w taryfie - 131 zł/MWh.
Zdaniem Dubrawskiego, należy unikać uogólnień mówiących, iż korzystanie z TPA jest dziś jednoznacznie opłacalne. Każdy zakład powinien sam przeanalizować tę kwestię i dobrze się zastanowić, bowiem zamiast planowanych oszczędności może zostać zmuszony do dołożenia, i to nawet znacznych kwot: - „Obserwuję duże zainteresowanie ze strony mniejszych firm, które wkrótce uzyskają prawo do korzystania z TPA. Gdy jednak przychodzi czas na symulację ekonomiczną, potencjalne oszczędności okazują się być niewielkie, a z wyliczeń wynika, że mogą też być i straty. Wtedy przychodzi moment zastanowienia, czy warto się w to bawić, m.in. także dlatego, że przybywa obowiązków – trzeba sporządzać grafiki, później faktury z RB itd. Niewątpliwie jednak TPA jest pewnym udogodnieniem. Wiele zależy od warunków zawartych w umowie z operatorem handlowym, np. czy weźmie on na siebie część odpowiedzialności z tytułu RB”.
Potrzeba szybkich zmian
Wyeliminowanie barier ograniczających rozwój konkurencji na rynku energii jest pilną koniecznością. Po 1 stycznia 2004 r. absurdem będzie żądanie prognozowania zapotrzebowania przez pojedynczych odbiorców zużywających poniżej 1 MW na godzinę. Zwiększenie dokładności ofert wiąże się z komplikacją systemów informatycznych i wymaga nakładów finansowych. Problem być może będzie rozwiązany poprzez tworzenie lokalnych centrów bilansowania (ich utworzenie dla grup większych klientów zapowiada GZE SA).
Jak podkreśla Departament Promowania Konkurencji URE, kwestia przenoszenia kosztów bilansowania odbiorców uprawnionych wymaga uregulowania w rozporządzeniach wykonawczych oraz opracowania metody weryfikacji tych kosztów w taryfach. „Brak regulacji dotyczących skutków odchyleń wynikających z uczestnictwa przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się obrotem (w tym spółek dystrybucyjnych) w rynku bilansującym, dyskryminuje odbiorców korzystających z TPA – czytamy w opracowaniu przygotowanym przez pracowników tego departamentu. – „Tracą na tym również same spółki dystrybucyjne, bowiem niektórzy odbiorcy przemysłowi generują znacznie wyższe odchylenia energii rzeczywiście odebranej od prognozowanej, niż ma to miejsce w przypadku rozproszonych małych odbiorców taryfowych. Obecnie odbiorcy o nieprzewidywalnym poborze energii, którzy jako taryfowi, nie ponoszą żadnego ryzyka cenowego związanego z generowanymi odchyleniami, stwarzają spółkom dystrybucyjnym problemy związane z prognozowaniem zapotrzebowania. Z kolei spółki dystrybucyjne, w przypadku odbiorców korzystających z zasady TPA, stosują rygorystyczne wymagania w zakresie pokrywania przez tych odbiorców całości kosztów odchyleń prognoz od zapotrzebowania, podczas gdy same ponoszą koszty odchyleń sumarycznych wszystkich swoich odbiorców, które wzajemnie mogą się redukować.
Zwraca się też uwagę na m.in. konieczność włączenia Prezesa URE w proces zatwierdzania Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej i Rozdzielczych. Konieczna jest bieżąca aktualizacja uregulowań prawnych i dokumentów regulujących zasady zakupu energii i usług przesyłowych wraz z procedurami integracji układów pomiarowych. W IRiESP i IRiESR określone będą standardy dotyczące układów pomiarowych odbiorców korzystających z TPA, z uwzględnieniem specyfiki poboru energii, w tym np. mocy przyłączeniowej i zamówionej, liczby punktów dostaw, wielkości zużycia oraz jego charakterystyki dobowej i sezonowej.