Vattenfall Distribution Poland SA (dawniej GZE) i ENION SA to dwóch liderów zasady TPA na polskim rynku energii elektrycznej. ENION w 2005 roku miał 9 klientów korzystających z TPA, a Vattenfall - 8.

Vattenfall w oparciu o regułę TPA sprzedał 1/4 całej dystrybuowanej energii elektrycznej, w ENIONONIE ten udział był o połowę niższy. Ale wolumen sprzedaży był zbliżony: 2,67 TWh w przypadku Vattenfalla i 2,37 TWh w przypadku ENIONU. ENION jednak, biorąc pod uwagę całkowitą sprzedaż energii elektrycznej, jest dwukrotnie większy od Vattenfalla. STOEN, na przykład, obsługujący lukratywny rynek warszawski, który pod względem globalnej sprzedaży jest dwukrotnie mniejszym sprzedawcą od Vattenfalla i trzykrotnie mniejszy od ENIONU, miał 4 odbiorców korzystających z reguły TPA, którzy skonsumowali ledwie... 1/33 całej dostarczonej przez STOEN na warszawski rynek energii.

Nakładając na to skalę wielkości poszczególnych firm, nie da się ukryć, że prezes STOENU - Harry Schur, który zwykł radzić publicznie swoim kolegom w Polsce „ musicie na konkurencyjnym rynku ruszać się szybko” sam, jak widać po rynku TPA, porusza się niespiesznym, spacerowym krokiem, zupełnie jakby przybył do Polski z odwrotnego wręcz kierunku. Są oczywiście gorsi gracze jak choćby: LUBZEL, Łódzki Zakład Energetyczny, ZE Białystok czy Zamojska Korporacja Energetyczna, którzy nie mieli ani jednego klienta TPA. Jak wynika z badań URE, ilość energii elektrycznej dostarczonej w 2005 roku przez spółki dystrybucyjne w ramach TPA wyniosła 7,43 TWh, co stanowiło ledwie 7 proc. całkowitych dostaw do odbiorców końcowych, zrealizowanych przez te spółki w ubiegłym roku.

Dodatkowe 2,69 TWh (czyli 3 proc. całkowitych dostaw) stanowiła energia elektryczna, zakupiona na warunkach rynkowych, tzn. po cenach negocjowanych od jednej ze spółek dystrybucyjnych przez przyłączonych do jej sieci czterech odbiorców przemysłowych. Wynik poprawili jeszcze wielcy odbiorcy przemysłowi, przyłączeni bezpośrednio do sieci przesyłowej, ponieważ operator sieci przesyłowej z definicji nie może prowadzić działalności obrotowej, a więc handlować energią - wszyscy oni nabywają energię od wybranych sprzedawców poprawiając wynik o 2,1 TWh. Całkowita ilość energii elektrycznej dostarczona odbiorcom końcowym na warunkach rynkowych zamknęła się w 2005 roku łączną wielkością 12,23 TWh czyli 11,4 proc. energii sprzedanej ogółem w Polsce.

Niewidzialny wolny rynek

W warunkach wolnorynkowej gry o klienta, spółki dystrybucyjne starają się zatrzymać najlepszych i największych odbiorców taryfowych. Jak? Upustami pozataryfowymi. Ogólna kwota udzielonych w 2005 roku przez spółki dystrybucyjne rabatów odbiorcom taryfowym sięgnęła blisko 32 mln zł i było to 100 proc. więcej niż w roku poprzednim. Pozwala to sądzić, iż jest to skuteczna konwergencja starego rynku do nowych realiów. Większość upustów spółki tłumaczą zgłaszaniem dobowo-godzinowych grafików zapotrzebowania przez odbiorców taryfowych. Jest to jednak – zdaniem URE - tylko prawda połowiczna i stanowi jedynie pretekst do stosowania cen niższych od zatwierdzonych w taryfach, ponieważ samo zgłaszanie grafiku przez odbiorcę nie wpływa na koszty spółki dystrybucyjnej, bowiem za odchylenia od złożonego zapotrzebowania nie ma praktycznie dla odbiorcy żadnych restrykcji finansowych.

Dla księgowych w firmie istotne są realne koszty energii, a nie to, czy przedsiębiorstwo korzysta z reguł TPA. URE jednak na tego rodzaju praktyki patrzy z niezadowoleniem. I chociaż ceny zawarte w taryfie są cenami o charakterze maksymalnym to możliwość negocjacji, udzielania bonifikaty lub upustu przez spółki dystrybucyjne jest ograniczona. Regulator wychodzi bowiem z założenia, że sprzedaż energii realizowana po cenach niższych niż określone w zatwierdzonej taryfie sugeruje, iż przedstawione w postępowaniu taryfowym koszty uzasadnione były... zawyżone. Albo też – ponieważ matematyki nie da się oszukać – odbywa się to kosztem innych odbiorców. I wszystko to razem wzięte – co brzmi dość niebezpiecznie - może stanowić podstawę do wznowienia postępowania administracyjnego, poprzednio zakończonego wydaniem decyzji zatwierdzającej taryfę.

Ceny i stawki opłat określone w taryfie dla energii elektrycznej mogą być wprawdzie różnicowane dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione, spowodowane realizacją świadczenia - grzmi URE powołując się na art. 45 ust. 4 ustawy – Prawo energetyczne. Niedopuszczalne jest więc uznaniowe udzielanie upustów lub bonifikat wybranym odbiorcom. Stosowanie tego rodzaju metod przeciwdziała – jego zdaniem - wprowadzaniu konkurencji na rynku energii, pozwalają bowiem dotychczasowym monopolistom czyli spółkom dystrybucyjnym chronić dotychczasową pozycję i skutecznie utrudniać wejście na rynek nowym graczom. Na terenie poszczególnych obszarów dystrybucyjnych, które można traktować jako rynki lokalne, sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców końcowych charakteryzuje się wysokim skoncentrowaniem. Podmiotami dominującymi są same spółki dystrybucyjne, a ich faktyczny udział w rynku waha się od 99,8 do 68,1 proc.

Nowi gracze nie palą się...

I chociaż w 2005 roku dwukrotnie wzrosła ilość energii sprzedanej przez spółki obrotu i wyniosła 83 TWh, wobec 43 TWh - w roku poprzednim, to jednak sprzedaż energii elektrycznej dla odbiorców końcowych stanowiła znikomą część całkowitej ich sprzedaży, bo ledwie... 4 proc. Wzrost globalny można wytłumaczyć tym, że ostatnio działalność rozpoczęło osiem nowych przedsiębiorstw obrotu, a sprzedana przez te przedsiębiorstwa energia stanowiła 43 proc. całkowitej sprzedaży przez wszystkie spółki obrotu w 2005 roku. A także faktem, że do gry wszedł zajmujący się także działalnością obrotową holding BOT GiE, który zaczął wprowadzać na rynek pokaźne ilości energii, które zostały uwolnione w wyniku wygaśnięcia kontraktu długoterminowego elektrowni Bełchatów. Nic też dziwnego, że na BOT przypadła 1/3 obrotów wszystkich spółek obrotu.

W 2005 roku zdecydowanie zwiększyła się sprzedaż pomiędzy samymi przedsiębiorstwami obrotu (aż o 128 proc.), a także - o 93 proc. - dostawy kierowane do spółek dystrybucyjnych. Najmniej, bo o 77 proc. wzrosły dostawy dla odbiorców końcowych, stanowiąc i tak tylko 4 proc. wolumenu sprzedaży. Specjaliści URE tłumaczą to niedoskonałością funkcjonowania rynku hurtowego, co skutkuje brakiem możliwości skonstruowania konkurencyjnych ofert, skierowanych przez spółki obrotu dla odbiorców detalicznych. Generalnie do tej pory z reguły TPA i z dobrodziejstwa wolnego rynku korzystali najwięksi konsumenci energii, a więc ci, którzy zużywają powyżej 2 GWh energii. I to nie wszyscy – licząc na okrągło - ledwie co... setny. Na 3688 tego rodzaju zidentyfikowanych odbiorców, z reguły TPA korzystało w 2005 roku, raptem 35, którzy zużyli łącznie 7,43 TWh. I to wszystko!

W pozostałych grupach odbiorców nie było ani jednego chętnego do gry w wolny rynek. I rychłe nadanie uprawnień do korzystania z reguły TPA wszystkim odbiorcom energii elektrycznej - łącznie z gospodarstwami domowymi - raczej nic w tej statystyce nie poprawi. Mniejszym odbiorcom zmiana dostawcy energii po prostu – jak na razie - nie opłaci się. Szansę na rozwój rynku – oprócz pokonania znanych już od lat barier jak: wprowadzenie układu pomiarowo-rozliczeniowego, umożliwiającego godzinowe rejestrowanie zużycia energii i transmisję danych, zaprzestanie żądania od odbiorców zmieniających sprzedawcę energii elektrycznej wymiany przekładników prądowych z jednym rdzeniem pomiarowym i zmiany klasy dokładności liczników, a także ograniczenie żądania od odbiorców TPA gwarancji bankowych na pokrycie ewentualnych kosztów odchyleń – daje wprowadzona do najnowszej Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Systemu Przesyłowego – zasada bilansowania ponadobszarowego, pozwalająca na grupowe bilansowanie handlowe odbiorców energii, zlokalizowanych w różnych miejscach systemu i przyłączonych do różnych poziomów napięć, a także zmniejszenie dokładności, z jaką mają być zgłaszane grafiki zapotrzebowania.

- Ale cała sprawa zawiesiła się na przygotowaniach założeń do Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Systemów Dystrybucyjnych – mówi Marek Kulesa, dyrektor biura Towarzystwa Obrotu Energią. I wcale się nie dziwi już temu, że spółki dystrybucyjne wynajmują najlepszych prawników, aby jak najdłużej oddalać wejście w życie korzystnych dla odbiorców zapisów w instrukcjach dystrybucyjnych. Nawet najgorętsi zwolennicy wolnego rynku nie kryją, że gdyby byli zatrudnieni w spółkach dystrybucyjnych, zapewne działaliby w imię interesu tych spółek zupełnie podobnie. I nawet nie mają o to do nich specjalnych pretensji. Kto ma zatem zbudować wolny rynek? Spółki obrotu jawiące się jako przedsiębiorstwa nowej generacji czy skonsolidowane z producentami spółki dystrybucyjne, które co najwyżej, jeśli dostaną od swojego właściciela takie polecenie, powymieniają się między sobą... klientami?

Obrót spółek obrotu

Rosnąca rola spółek obrotu wynika przede wszystkim z tego, iż przejmują one do sprzedaży na rynku energię elektryczną uwalnianą w wyniku wygasania kontraktów długoterminowych. Jednak może to też oznaczać, że przedsiębiorstwa obrotu stają się nowymi pośrednikami na rynku i nie sprzedają energii bezpośrednio odbiorcom, ale są kolejnym ogniwem łańcucha pomiędzy wytwórcami, a spółkami dystrybucyjnymi. Świadczyć o tym może tendencja łączenia wytwórców i spółek obrotu i prowadzenia przez nich działalności w jednej strukturze organizacyjnej.

Właściwie wszyscy liczący się na rynku producenci energii elektrycznej dysponują powiązanymi kapitałowo spółkami obrotu. I tak na rzecz należącej do EDF Elektrowni Rybnik oraz elektrociepłowni należących do tego właściciela pracuje Everen, dla Elektrowni Połaniec – Electrabel Polska, PKE to Polska Energia – Pierwsza Kompania Handlowa, PAK to Elektrim Volt, na rzecz Elektrowni Bełchatów pracuje jej własna spółka Elbis, a także właściciel czyli BOT GiE. Swoje spółki obrotu mają także dawne spółki dystrybucyjne zgrupowane w koncernach energetycznych: ENERGA korzysta z usług coraz dynamiczniej poczynającego sobie zwłaszcza na rynku słowackim i czeskim ELNORDU, wielkopolska Enea ma EnergoPartnera, Enion i EnergiaPro są współwłaścicielami Polskiej Energii. Z kolei Vattenfall Poland w swojej strukturze działającej w Polsce ma - oprócz Vattenfall Distribution Poland SA czyli dawnego GZE - także swoja spółkę obrotu Vattenfall Sales Poland (dawniej GZE Kontakt). Swoje spółki obrotu posiadają także wielcy konsumenci energii elektrycznej: jak np. PKP, na rzecz których pracuje PKP Energetyka oraz międzynarodowy koncern Petro Carbo Chem, inwestujący w polskie fabryki chemiczne.

Marek Kulesa jako najaktywniejszych graczy wymienia: Electrabela, szwajcarski ATEL, Everen oraz PSE Elektra. Działają na rynku ponadto firmy, które można by nazwać niezależnymi jak np. Biuro Energii działające w ramach Kopexu czy bardzo aktywna spółka Karbonia PL, pracująca w oparciu o czeski kapitał, a wykorzystująca majątek sieciowy zlikwidowanej kopalni „Morcinek” w Kaczycach. Czy obecność spółek obrotu w strukturach przedsiębiorstw dystrybucyjnych ułatwi proces wydzielania operatorów systemów dystrybucyjnych. Ewa Groń rzecznik Enionu wypowiada się na ten temat powściągliwie.
– Trwają prace w ramach zespołów zadaniowych.

Na pytanie, czy jest możliwe aby EnergoPartner stał się firmą handlową, a cała Enea wraz z majątkiem sieciowym stała operatorem systemu dystrybucyjnego w całej Wielkopolsce – Arkadiusz Dobień, rzecznik Enei przestrzega przed tak daleko idącymi wnioskami. Spółki obrotu zaniepokojone są planami konsolidacji pionowej i wyposażaniem producentów w mające dostęp do klientów końcowych spółki dystrybucyjne, bo to w sposób naturalny zawęża ich pole działania i rozwoju. Czy będzie to dobre dla rynku? Czy spłaszczenie struktur i podniesienie ich do pionu zaowocuje efektem synergii i zjawiskiem skali, z którym tak wiele nadziei wiążą obecne kierownictwa resortów gospodarki i skarbu państwa?

Eksport energii rośnie

Znacznie większym polem działania dla spółek obrotu jest eksport polskiej energii elektrycznej. I tak w 2005 roku - wbrew pesymistycznym prognozom o spadku eksportu polskiej energii elektrycznej - eksport polskiej energii elektrycznej wyniósł netto 11,17 TWh w porównaniu z 9,29 TWh w roku poprzednim, czyli odnotował 20,2-procentowy przyrost. Istotna w tym zasługa dynamicznie działających spółek obrotu. Wielkości te, w wymiarze fizycznym, są znacznie większe, bo faktyczny eksport energii elektrycznej wyniósł 14, 3 TWh, zaś import 3,11 TWh. Przy czym pierwsza pozycja miała tendencję wzrostową, zaś druga malejącą. Przepływy rzeczywiste były jeszcze wyższe: wypłynęło z Polski 16,19 TWh, zaś wpłynęło 5 TWh. Energia elektryczna z Polski płynie głównie do Czech, Niemiec, Słowacji i Szwecji, bo tak zlokalizowane są punkty wymiany mocy, ale największymi, faktycznymi jej odbiorcami są Niemcy i Austria. Z kolei wpływa do nas energia z Białorusi i Ukrainy, mamy także bardzo duże przepływy z Niemiec na przekroju zachodnim oraz - w zależności od potrzeb i struktury cen - energia płynie podmorskim kablem z Polski do Szwecji lub odwrotnie. Eksport energii elektrycznej byłby zapewne jeszcze większy, gdyby nie ograniczone możliwości przesyłowe, których reglamentacja rozwiązana została poprzez aukcjonowanie. Krajowy System Elektroenergetyczny posiada obecnie następujące połączenia międzysystemowe pracujące na poziomie napięć powyżej 220 kV. Na północy: połączenie 450 kV prądu stałego Polska-Szwecja relacji Słupsk-Storno.

Na granicy wschodniej: na przekroju z Białorusią: linia 220 kV relacji Białystok-Roś, a na przekroju z Ukrainą: linia 220 kV relacji Zamość-Dobrotwór i linia 750 kV relacji Rzeszów-Chmielnicka (obecnie wyłączona z ruchu). Na granicy południowej: na przekroju ze Słowacją dwutorowa linia 400 kV relacji Krosno-Lemesany, a także - na przekroju - z Republiką Czeską: linia 220 kV relacji Bujaków-Liskovec, linia 220 kV relacji Kopanina-Liskovec, linia 400 kV relacji Wielopole-Nosovice, linia 400 kV relacji Wielopole-Albrechtice. Na na granicy zachodniej: linia 400 kV relacji Mikułowa-Kiesdorf oraz dwutorowa linia 220 kV relacji Krajnik-Vierraden. W zakresie transgranicznej wymiany energii elektrycznej pomiędzy Polską a Niemcami, Republiką Czeską oraz Słowacją ograniczenia przesyłowe miały charakter strukturalny, co oznacza, że występowały permanentnie ze względu na większe zapotrzebowanie na zdolności przesyłowe w stosunku do możliwości technicznych istniejącej infrastruktury połączeń międzysystemowych.

W ramach prac inwestycyjnych i modernizacyjnych mających na celu zwiększenie rzeczywistej dostępności zdolności przesyłowych, Operator Systemu Przesyłowego rozpoczął w 2005 roku zadanie inwestycyjne o nazwie „Poprawa stanu technicznego linii 400 kV Krosno-Lemesany”. Do przedsięwzięć realizowanych w ubiegłym roku, a mających wpływ na możliwość rzeczywistej wymiany międzysystemowej, należy również budowa linii 400 kV Tarnów - Krosno - Iskrzynia oraz modernizacja stacji elektroenergetycznej 400/220/110 kV Mikułowa w pobliżu zachodniej granicy Polski.

Dokończenie znajdziesz w wydaniu papierowym. Zamów prenumeratę miesięcznika ENERGIA GIGAWAT w cenie 108 zł za cały rok, 54 zł - za pół roku lub 27 zł - za kwartał. Możesz skorzystać z formularza, który znajdziesz tutaj

Zamów prenumeratę