|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 07-08/2004
Elektrony i molekuły od różnych dostawców. TPA tor z przeszkodami
|
|
|
Liberalizacja polskiego rynku energii ma być szybsza niż początkowo zakładano. Przyspieszenie harmonogramu uzyskiwania dostępu do sieci przesyłowych zgodnie z zasadą TPA wynika z zapisów dyrektyw: elektroenergetycznej 2003/54/WE i gazowej 2003/55/WE.
|
Od 1 lipca br. tzw. klienci tzw. komercyjni, czyli wszyscy z wyjątkiem gospodarstw domowych, mogą wybrać dostawcę energii elektrycznej lub gazu ziemnego, a operator sytemu przesyłowego ma obowiązek przesłać tę energię swoimi sieciami. W elektroenergetyce liczba uprawnionych sięga ok. ok. 1,5 mln uprawnionych, a na rynku gazu - ok. 180 tys. Z przywileju wyboru dostawcy skorzystają raczej nieliczni i duzi konsumenci, którym najłatwiej pokonać piętrzące się utrudnienia.
Dyrektywa 2003/54 wprowadza własny harmonogram otwarcia rynku, zgodnie z którym od 1 lipca 2004 r. wszyscy odbiorcy nie będący odbiorcami komunalno-bytowymi winni byli uzyskać status odbiorców uprawnionych do wyboru dostawcy. Jest to harmonogram odmienny od tego, jaki został przyjęty w rozporządzeniu ministra gospodarki z 20 stycznia 2003 r. Według zapisów tego rozporządzenia, swobodę wyboru dostawcy energii mają obecnie odbiorcy zużywający rocznie co najmniej 1 GWh energii.
Wprowadzenie nowych unijnych regulacji oznacza zatem konieczność dostosowania polskiego prawa w tym zakresie i stwarza nowy jakościowo i ilościowo problem dla dystrybutorów, ponieważ wdrożenie tego zapisu w praktyce jest równoznaczne z nabyciem prawa do zmiany dostawcy przez liczną grupę odbiorców o bardzo niewielkim rocznym zużyciu energii na potrzeby prowadzonej działalności gospodarczej. Spółki dystrybucyjne zmuszone są do przyspieszenia działań organizacyjnych, infrastrukturalnych i informacyjnych, które umożliwią praktyczną realizację tego przepisu dyrektywy. Brakuje jednak ścisłych i jednoznacznych uregulowań prawnych, dotyczących funkcjonowania uwolnionego rynku energii.
Do wymogów dyrektywy powinno zostać dostosowane Prawo energetyczne, a także przepisy wykonawcze. Nowa ustawa oraz odpowiednie rozporządzenia wykonawcze powinny zacząć obowiązywać od 1 lipca 2004 r. Niestety, są opóźnienia legislacyjne. Najbardziej realnym terminem wejścia w życie znowelizowanej ustawy jest późna jesień 2004 r. Projekt noweli, która formalnie wprowadzi liberalizację w życie, został już zaakceptowany przez rząd, ale musi przejść ścieżkę legislacyjną w Sejmie, co zapewne zajmie kilka miesięcy. Jeszcze później trzeba będzie przygotować i wydać rozporządzenia. Szczegółowego uregulowania wymagają kwestie dotyczące np. tego, jak często możliwa jest zmiana dostawcy, kto ma odczytywać liczniki, czy potrzebne są liczniki mierzące zużycie godzinowe i wiele innych.
Elektrony nie całkiem wolne
Według danych Urzędu Regulacji Energetyki, w latach 2002-2003 odbiorcami uprawnionymi do korzystania z usług przesyłowych było ok. 640 odbiorców, których zakupy energii na własne potrzeby wynosiły co najmniej 10 GWh rocznie. Pod koniec 2003 r. 44 odbiorców uprawnionych faktycznie korzystało z zasady TPA, tzn. kupowali energię elektryczną poza spółką dystrybucyjną, do sieci której są przyłączeni. Znamienne, iż kilka firm zgłoszonych jako korzystające z TPA, zrezygnowało z prawa wyboru dostawcy i wróciło do macierzystej spółki dystrybucyjnej jako odbiorca taryfowy.
Całkowite roczne zakupy energii elektrycznej w ramach prawa wyboru dostawcy w minionym roku wyniosły ponad 6,5 TWh, czyli prawie 7 proc. całkowitej sprzedaży spółek dystrybucyjnych do odbiorców końcowych. Jest to wielkość nie odbiegająca od innych krajów Unii Europejskiej, ale dla rzeszy odbiorców końcowych, którzy mają być głównymi beneficjantami konkurencyjnego rynku energii elektrycznej, daleko nie satysfakcjonująca.
Korzystanie z usług przesyłowych oznacza dla odbiorcy dodatkowe obowiązki i koszty związane z funkcjonowaniem na rynku energii elektrycznej, takie jak konieczność planowania i zgłaszania grafików zapotrzebowania, wymianę układów pomiarowych i budowę dróg transmisji danych, znacznie trudniejszy sposób rozliczeń, zatrudnienie osób o odpowiednich kwalifikacjach, konieczność zachowania znacznej dyscypliny poboru energii. Podjęcie decyzji o zmianie dostawcy energii jest niełatwe, a dodatkowo zainteresowani napotykają na sztuczne bariery, tworzone przez działających na rynku dystrybutorów, którzy wykorzystują luki w przepisach chroniąc własną pozycję lokalnego monopolisty. Wynika to z obawy przed utratą klienta, który zwykle jest odbiorcą o przewidywalnym profilu zapotrzebowania na energię oraz rzetelnym płatnikiem, gdyż tacy właśnie najczęściej poszukują innego dostawcy.
Szczególnie niepokojące, jak stwierdza URE, jest nierówne traktowanie odbiorców taryfowych i odbiorców korzystających z TPA, w tym zaostrzanie warunków świadczenia usług przesyłowych odbiorcom zmieniającym dostawcę. Przykładem może być zmiana współczynnika pewności zasilania w umowie przesyłowej na niekorzyść odbiorcy.
Znane są praktyki spółek dystrybucyjnych polegające na zniechęcaniu odbiorców do zmiany dostawcy poprzez mnożenie trudności formalnych i technicznych (przede wszystkim w zakresie układów pomiarowo-rozliczeniowych dostosowanych do wymogów rynku bilansującego) oraz zachęcania do utrzymania statusu odbiorcy taryfowego poprzez renegocjowanie niektórych warunków umów. Spółki dystrybucyjne zagrożone utratą klientów w zakresie obrotu energią, dość często łagodzą tym odbiorcom warunki zaopatrzenia w energię za cenę odstąpienia od zamiaru zmiany dostawcy.
Wobec tych z nich, którzy mimo to zdecydują się na zmianę dostawcy, dystrybutorzy stawiają zbyt wysokie wymagania dotyczące układów pomiarowych, niejednokrotnie wyższe niż przewiduje Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) operatora systemu przesyłowego (OSP). I właśnie wymagania dotyczące układów pomiarowo-rozliczeniowych są postrzegane przez odbiorców uprawnionych jako największe utrudnienie w możliwości korzystania z TPA i jest to jednocześnie najczęstszy powód rezygnacji korzystania z tego uprawnienia.
Ograniczenie możliwości korzystania z TPA wynika także z zasad zgłaszania grafików zapotrzebowania na energię elektryczną ustalanych przez spółki dystrybucyjne. Żądają one zgłaszania grafików dostaw przez odbiorców uprawnionych na dwa dni przed planowanym terminem dostawy, podczas gdy same zgłaszają swoje grafiki do godziny 11.00 doby poprzedzającej dostawę. Problemem dla odbiorców korzystających z TPA jest także dokładność zgłaszania umów, związana z uczestnictwem w rynku bilansującym. Regulamin rynku bilansującego prowadzonego przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA przewiduje zgłaszanie umów sprzedaży energii na każdą godzinę doby z dokładnością do 1 MWh. Spółki dystrybucyjne przenoszą to rozwiązanie wprost na poziom odbiorców końcowych korzystających z TPA. To z kolei dla tych ostatnich oznacza znaczne obciążenia finansowe związane z niedokontraktowaniem lub przekontraktowaniem własnego zapotrzebowania. Przekłada się to na nieopłacalność zmiany dostawcy.
Większość uczestników rynku wskazuje na konieczność aktualizacji uregulowań prawnych i dokumentów regulujących zasady zakupu energii i usług przesyłowych, takich jak instrukcje ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczych wraz z procedurami integracji układów pomiarowych. Prawdopodobnie to Prezes URE będzie miał uprawnienie do zatwierdzania Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej i Rozdzielczych, w których określone będą standardy dotyczące układów pomiarowych odbiorców korzystających z TPA. Sprawy te wymagają uregulowania w nowelizacji ustawy Prawo energetyczne, dostosowującej do wymogów dyrektywy 2003/54.
Planowane jest też zwiększenie dokładności grafików zgłaszanych na rynku bilansującym do 1 kWh. Nastąpi to jeszcze w tym roku, w związku z planowaną przez OSP zmianą IRiESP. Do usuwania barier hamujących rozwój zasady TPA przyczyni się również likwidacja KDT oraz podjęcie działalności przez operatora systemu przesyłowego, a w niedalekiej przyszłości powołanie operatorów systemów dystrybucyjnych.
Na razie jednak trudno spodziewać się znaczącego zwiększenia liczby firm korzystających z TPA. Specjaliści oceniają, iż ich liczba co najwyżej podwoi się, ale nowi odbiorcy wywodzić się będą z grupy o dużym zużyciu energii, większym niż 10 GWh rocznie, a więc z grupy, która już od dwóch lat cieszy się statusem odbiorców uprawnionych. Firmy te są zwykle przygotowane uczestnictwa w rynku, nie boją się podjąć ryzyka i mają świadomość zarówno korzyści, jak i zagrożeń związanych z koniecznością bieżącego prowadzenia własnej planowej gospodarki energetycznej. Na rozwój rynku mniejszych odbiorców raczej trzeba będzie jeszcze poczekać. Dużą rolę w tym procesie odegrać mogą zagraniczne firmy handlujące energią, które wchodzą na polski rynek.
Molekuły jeszcze skrępowane
Podobnie jak w elektroenergetyce, podstawowym w instrumentem umożliwiającym stopniowe liberalizowanie rynku gazu ziemnego oraz docelowo dochodzenie do formuły konkurencji jest zasada dostępu stron trzecich (TPA). Efektywne korzystanie z zasady TPA ma zapewnić operator systemu przesyłowego oferujący usługi przesyłowe na nie dyskryminacyjnych zasadach wszystkim odbiorcom uprawnionym oraz dostawcom (według zapisów dyrektywy gazowej 2003/55/WE od 1 lipca 2004 r. wszyscy odbiorcy z wyłączeniem domowych stali się odbiorcami uprawnionymi).
W sektorze gazu Polska jest dopiero na początku tworzenia wszystkich niezbędnych warunków do powstania wolnego rynku. Zgodnie z dyrektywą 2003/55/WE z początkiem lipca br. rozpoczęła działalność spółka PGNiG - Przesył, pełniąca funkcję operatora systemu przesyłowego dla gazu ziemnego. W ten sposób położono podwaliny do zaistnienia konkurencji w obrocie gazem. Obecnie monopolistyczną pozycję w zakresie sprzedaży gazu w kraju ma Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA, które kontroluje też spółki dystrybucyjne, bezpośrednio obsługujące odbiorców.
Spółce PGNiG - przesył przyjdzie dopiero zdobywać rynkowe ostrogi. Nigdy wcześniej np. nie było potrzeby bilansowania kontraktów od różnych dostawców, czy rozliczania pojedynczych dostawców, ponieważ był jeden dostawca i jeden odbiorca – PGNiG. Ponadto w odróżnieniu od energii elektrycznej, która jako przedmiot obrotu handlowego jest towarem jednorodnym, gaz ziemny występuje w kilku rodzajach, różniących się składem chemicznym. Jest więc gaz norweski, rosyjski, w postaci LNG, zaazotowany itp. Ma to wpływ na transport. Wprowadzenie zasady TPA w systemie gazowym powoduje konieczność rozbudowy istniejących układów pomiarowych w punktach dostawy gazu (kraj, import) oraz w stacjach i węzłach przesyłowych. Zarządzanie pracą systemu oraz bilansowanie gazu wymaga wdrożenia systemu informatycznego, umożliwiającego m.in. włączenie do rynku konkurencyjnego nawet małych odbiorców gazu.
Dostęp do sieci przesyłowej gazu nie jest dostępem bezwarunkowym. Brak wolnej przepustowości czy konieczność zrealizowania wyższego w hierarchii ważności kontraktu długoterminowego take or pay powodować będzie odmowę dostępu. Trzeba też mieć na względzie ograniczenia techniczne systemu, wynikające z przyjętych założeń oraz warunków w jakich system był budowany. Przynajmniej w pierwszym okresie obowiązywania zasady TPA może to być poważnym ograniczeniem możliwości realizacji kontraktów przesyłowych. Uelastycznienie systemu oraz spowodowanie by był systemem wielokierunkowym, wymaga czasu i nakładów na inwestycje.
Odbiorcami najbardziej zainteresowanymi liberalizacją gazu są tzw. odbiorcy przemysłowi, którzy stanowią 53 proc. w strukturze wszystkich odbiorców pobierających gaz z sieci PGNiG. Pozostali, indywidualni odbiorcy będą korzystali z dobrodziejstw rynku konkurencyjnego w sposób pośredni, ale prawdopodobnie w najbliższym czasie nie będą aktywnie uczestniczyć w jego tworzeniu.
Dlatego nowe rozwiązania, które zapewnią podejmowanie decyzji z godnie z mechanizmami rynkowymi, są adresowane przede wszystkim do grupy odbiorców przemysłowych. Wymaga to m.in. zapewnienia niedyskryminującego traktowania i równych szans w dostępie do informacji o mocach i zdolnościach przesyłowych oraz do sieci gazociągów, ograniczenia wzrostu stawek opłat za przesyłanie w poszczególnych grupach taryfowych, stworzenia przepisów zezwalających na zawieranie umów negocjowanych pomiędzy przedsiębiorstwem gazowniczym, a odbiorcą.
Zgodnie z harmonogramem uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych, odbiorcami uprawnionymi do korzystania z prawa wyboru dostawcy w 2003 r. byli odbiorcy wykorzystujący paliwa gazowe do wytwarzania energii elektrycznej oraz odbiorcy dokonujący zakupu paliw gazowych w ilości nie mniejszej niż 25 mln m sześc. rocznie w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy (od 1 stycznia 2004 r. prawo to nabyli odbiorcy zużywający 15 mln m sześc.). W 2003 r. według wniosku taryfowego PGNiG SA do korzystania z zasady TPA było uprawnionych 28 podmiotów, jednak o udostępnienie sieci nie wystąpiło żadne przedsiębiorstwo uprawnione do korzystania z tej zasady. Między innymi dlatego, że wiele firm ma podpisane umowy z PGNiG, które ograniczają swobodę wyboru dostawcy.
Zamiar uniezależniania się od dostaw gazu poprzez PGNiG od dawna deklarują firmy sektora wielkiej syntezy chemicznej, najwięksi odbiorcy gazu w Polsce (ZA Puławy, ZA Kędzierzyn, ZA Tarnów, ZCh Police). Jednak dopóki spółki WSCh nie spłacą długów za gaz wobec PGNiG, będzie to trudne. Puławy i Police, najsilniejsze firmy w branży chemicznej, starają się spłacać zobowiązania; Puławy chcą je uregulować do końca tego roku. Gaz z kierunku wschodniego spółki chemiczne mogłyby kupić już za ok. 80 dolarów (obecnie ok. 140 dolarów za 1000 m sześc.).
Ryzyko utraty największych klientów skłania PGNiG do ustępstw. Coraz częściej mówi się, iż gaz dla WSCh powinien być traktowany jako surowiec, a nie nośnik energetyczny, a taryfy zastąpione kontraktami handlowymi. Liberalizacja rynku powinna zatem wpłynąć na spadek cen.
Niewykluczone też, iż konkurencja w obrocie nastąpi poprzez wchodzenie na rynek przedsiębiorstw obrotu gazem, które jednocześnie będą budowały własne sieci, niezależne od sieci przesyłowej PGNiG.
|
|
|
|
