Kaskada gwarancji finansowych blokuje rynek energii

Transkrypt

1 Kaskada gwarancji finansowych blokuje rynek energii Autor: Jerzy Majcher, MJ - Doradztwo Energetyczne ( Wokół Energetyki sierpień 2005) Motto: Biznes nieprzynoszący zysku przynajmniej równego swoim kosztom kapitału, jest społecznie nieodpowiedzialny, marnuje bowiem zasoby społeczne R F Drucker Uwalnianie rynków energii elektrycznej miało na celu wzrost efektywności branży energetycznej, której ostatecznym efektem winno być swobodne prawo odbiorcy energii do wyboru najtańszego dostawcy. W rezultacie obniżenia ceny końcowej, cały łańcuch technologiczny powinien zacząć działać w warunkach konkurencji, natomiast monopol naturalny przesyłowy i dystrybucyjny winny podlegać nadzorowi regulowanemu - tak miało być z założenia i tej idei jest podporządkowane przesłanie dyrektywy liberalizacyjnej 54/2003/CE dla sektora elektroenergetycznego. Cele liberalizacji i gracze rynkowi Uczestników wolnego rynku można podzielić na następujące kategorie, w zależności od roli, jaką wypełniają w funkcjonowaniu rynku i są to: wytwórcy energii elektrycznej elektrownie, przesył energii na najwyższym napięciu operator systemu przesyłowego, dystrybutorzy przedsiębiorstwa rozdziału energii, wielcy odbiorcy przemysł lub grupa bilansująca, brookerzy giełdy i platformy obrotu energii, traderzy (handlowcy) przedsiębiorstwa obrotu. Jedną z ważnych przesłanek wdrażania dyrektywy liberalizacyjnej jest wyodrębnienie działalności technicznej w naturalnym monopolu (przesyle i rozdziale) od działalności handlowej. Dlatego w podziale graczy na uwolnionym rynku energetycznym pojawiły się dwie ostatnie kategorie, pozornie do siebie podobne w sensie sprawowanych funkcji, a jednak odrębne z punktu widzenia ryzyka transakcyjnego. Brookerzy działający na towarowych giełdach energii i platformach obrotu energii, zawierają transakcje w imieniu sprzedających i kupujących na ich rzecz i z ich ryzykami pobierając za usługę ściśle określoną marżę transakcyjną. Traderzy (handlowcy) w odróżnieniu do brookerów kupują energię od dostawców i poszukują odbiorców na swój rachunek i ponoszą pełne ryzyko zawieranych transakcji handlowych. Ich celem działania jest maksymalizacja zysku transakcyjnego. Dla funkcjonowania obu tych kategorii zawodowych, działających na uwolnionym rynku zarówno dyrektywa 54, jak i nowela Prawa energetycznego powinny stwarzać przesłanki do rozwoju w celu ożywienia wolnego obrotu energią elektryczną. Dlaczego w Polsce Towarowa Giełda Energii oraz różne platformy obrotu typu brookerskiego nie są w stanie rozwinąć swej działalności, choćby do zbliżonego poziomu, jak to się dzieje na dojrzałych rynkach? Należałoby dokonać odrębnej analizy, przesłanki słabości są w zasadzie znane.

2 Niniejszy artykuł skupia się na tej ostatniej kategorii graczy rynkowych, czyli na traderoch. Kategoria wolnych handlowców energii w naszym kraju funkcjonuje od niedawna. Rozwój tej grupy zawodowej napotyka na wiele barier. Niniejsze rozważania skupią się tylko na wymaganiach gwarancji finansowych oczekiwanych i wymaganych w całym łańcuchu transakcji handlowej zawieranej przez małe, niezależne od korporacji energetycznej przedsiębiorstwo obrotu. Siedząc łańcuch transakcji oraz obciążenia finansowe, wynikające z roli operatora handlowego (termin dla przedsiębiorstwa obrotu zdefiniowany w instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowych) można zidentyfikować całą kaskadę oczekiwań finansowych i gwarancyjnych nakładanych na takie przedsiębiorstwo. W tym miejscu należy przywołać ideę uwalniania rynku w Europie, której głównym przesłaniem było hasło: BRAK ŻADNYCH KOSZTÓW TRANSAKCYJNYCH!!!!! Komisarz ds. energii i transportu na jednym ze spotkań z polską delegacją energetyków przypomniał, że rynek energetyczny jest uwalniany nie po to, żeby było drożej. Jak to zjawisko wygląda w praktyce krajowej liberalizacji? Kaskada zabezpieczeń gwarancyjnych związanych z działalnością gospodarczą polegającą na obrocie energia elektryczną Intencją dyrektywy liberalizacyjnej 54/2003/CE oraz rozporządzenia Komisji Europejskiej 1228/2003 dotyczącego ułatwień w handlu transgranicznym, było maksymalne ułatwienie wdrażania idei wolnego rynku dla wszystkich mediów energetycznych, a energii elektrycznej w szczególności. W podobnym duchu jest znowelizowana ustawa Prawo energetyczne. Wszelka działalność gospodarcza w tym sektorze, mająca znamiona wolnej konkurencji miała być pozbawiona barier administracyjnych i monopolistycznych w tym selektywnej preferencji lub dyskryminacji. Szczególnemu nadzorowi regulacyjnemu powinna podlegać ta część działalności sieciowej, która jest naturalnym monopolem, czyli działalność zakładów rozdzielających i dostarczających energię do odbiorców (zakładów energetycznych i ich skonsolidowanych grup) oraz podmiotowi przesyłowemu (PSE), zajmującemu się tranzytem energii sieciami najwyższych napięć od wytwórców (elektrowni) do spółek dystrybucyjnych i innych odbiorców. Ten szczególny nadzór nad możliwością nadużywania monopolistycznej pozycji w wolnym rynku powinien z mocy prawa sprawować Urząd Regulacji Energetyki (URE) i branżowo wyspecjalizowany do wspierania Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów (UOKiK). W ślad za kierunkiem rynkowym wymuszono podział monopolistycznego PSE SA, wydzielając spółkę, której zadaniem ma być działalność czysto techniczna związana z prowadzeniem ruchu krajowego systemu energetycznego (w tym współpracy technicznej z innymi narodowymi systemami, połączonymi z Polską liniami najwyższych napięć transgranicznymi), której działalność miała być neutralna wobec transakcji handlowych zgłaszanych operatorowi systemu do realizacji. Działalność handlową dla PSE SA dla transakcji rynkowych na napięciu przesyłowym miała prowadzić wyodrębniona spółka handlowa PSE Electra SA, której transakcje powinny spełniać warunek przejrzystości i braku stronniczych preferencji ze strony spółki matki, czyli PSE SA oraz PSE--Operator SA.

3 Podział PSE SA na podmioty funkcyjnie zajmujące się działalnością operacyjną i handlową, nie zmienił monopolistycznej pozycji tej firmy, a stworzona instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej dla PSE Operator, utrwaliła i rozszerzyła przypisane samej sobie wiele uprawnień niezgodnych z duchem liberalizacji rynku. Obciążenie koncesyjne Zgodnie z ustawą Prawo energetyczne, każdy podmiot trudniący się m.in. obrotem energii elektrycznej powinien posiadać koncesję udzielaną przez prezesa URE. Jeszcze przed nowelizacją ustawy prezes URE, sprawując nadzór nad monopolistycznym PSE SA, skutecznie odżegnywał się od zatwierdzania instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowych (IRiESP) twierdząc, iż URE jest powołany do nadzoru przestrzegania prawa, a nie stanowienia i legitymizowania wewnętrznych dokumentów monopolisty. IRiESP długo była krytykowana z powodu wprowadzania rozwiązań, służących tylko i wyłącznie umacnianiu pozycji uprzywilejowanej dla PSE SA na wolnym rynku. W rażących przypadkach prezes URE dokonywał nacisku na monopolistę, w celu uchylenia korzystnych dla PSE zapisów zawartych w tym dokumencie, a w szczególności w zakresie dopuszczania do udziału w rynku innych podmiotów, w tym trudniących się obrotem energią elektryczną. Prezes URE w tamtym okresie, udzielając koncesji dla podmiotów zajmujących się obrotem energią elektryczną, odżegnując się od postanowień wewnętrznego regulaminu PSE (czyli IRiESP), w celu zachowania zasady dobrego (bezpiecznego) wykonania zobowiązań kontraktowych koncesjonowanego przedsiębiorstwa obrotu mógł uwarunkować wydanie koncesji od złożenia zabezpieczenia majątkowego w celu zaspokojenia roszczeń osób trzecich, mogących powstać wskutek niewłaściwego prowadzenia działalności objętej koncesją, w tym szkód w środowisku (art. 38 ustawa Prawo energetyczne). Prawo w tym zakresie jednoznacznie nosi charakter fakultatywny, a nie obligatoryjny, nie wskazuje jednocześnie, jaka powinna być forma zabezpieczenia i w jaki sposób zabezpieczenie gwarancyjne jest ustanawiane i egzekwowane. Ta część prawa daje Urzędowi możliwość dowolnej interpretacji. W praktyce URE wyznacza bardzo wysokie progi zabezpieczeń gwarancyjnych (rzędu kilku milionów zł) w formach, które eskalują koszty związane z prowadzeniem obrotu energią elektryczną. Zabezpieczeń takich nie wymagano od przedsiębiorstw uzyskujących koncesje z urzędu. Ponadto udzielono koncesji w licznych przypadkach w oparciu o gwarancje korporacyjne udzielone przez wielkie firmy energetyczne, mające swoje przedstawicielstwa w Polsce. Papierowe gwarancje wielkich korporacji w praktyce nigdy nie były uruchamiane i wiadomo, że wydobycie ich wcale nie jest i nie będzie łatwe. Procedura taka stwarzała preferencyjne warunki koncesjonowania dla obcych korporacji energetycznych, podczas gdy małe krajowe podmioty zmuszane były do wypełniania jednej z drogich form zabezpieczania gwarancyjnego w postaci (warunki zawarte w postanowieniach URE o udzielenia koncesji): gwarancji bankowej (blokada bankowa płynnych środków, które winny pracować w transakcji obrotu małej firmy) z reguły na kilka milionów zł, gwarancji ubezpieczeniowej (stosunkowo drogie ubezpieczenie kontraktów z powodu ryzyka spotęgowanego uznaniem przez firmy ubezpieczeniowe, że dostawa energii jest ryzykownym działaniem po zdarzeniach wielkich awarii systemowych), umowy gwarancyjnej z osobami fizycznymi lub osobami prawnymi (dla małej firmy ten warunek oznacza dopuszczenie do transakcji osoby trzeciej, a dla dużych korporacji umowa

4 taka nie byk żadnym obciążeniem kosztowym i z tej papierowej formy najczęściej korzystały osiągając przewagę konkurencyjną nad małymi firmami). Na wypełnienie jednej w wymienionych form zabezpieczeń gwarancyjnych URE daje 30 dni, nie precyzując, na czyją rzecz mają być ustanowione gwarancje. Nie są zdefiniowane również sposoby uruchamiania takich gwarancji ani pełnomocnictw dla osób, które mogłyby decydować o wykorzystaniu milionowych kwot gwarancyjnych oraz przesłanek świadczących, że zaszły okoliczności naruszenia zobowiązań z kontraktu na obrót energią. Pomimo pozorów jednolitości warunków udzielania koncesji, stanowią one już na starcie do wolnego rynku bardzo wyraźną preferencję dla dużych korporacji w porównaniu z małymi firmami. Ponadto każda z tych wymaganych form gwarancyjnych stanowi istotny koszt, podnoszący ceny w realizowanych transakcjach. Zabezpieczenia finansowe dla transakcji przesyłowych W tym okresie przed nowelą Prawa energetycznego Prezes URE nie musiał wnikać w wymagania ustanawiania kwot gwarancyjnych jakie narzucało uczestnikom rynku energetycznego PSE SA poprzez odpowiednie zapisy w IRiESP, bo formalnie nie zatwierdzał tego dokumentu. Natomiast PSE SA wymagały od uczestników obrotu energią elektryczną odrębnych zabezpieczeń gotówkowych na zawierane transakcje realizowane poprzez sieć najwyższych napięć nadzorowaną i eksploatowaną przez tę monopolistyczną spółkę. PSE, przypisując sobie prawo wskazywania banków, w których wielomilionowe kwoty gwarancyjne powinny być deponowane, mogły uzyskiwać określone korzyści finansowe, chociaż dyrektywa UE wyraźnie tego zakazuje. Proceder ten jest kontynuowany obecnie w zaktualizowanej w listopadzie 2004 r. i obowiązującej IRiESP czego URE nie dostrzega i nie uznaje za monopolistyczne wymuszenie. Istotnym jest również brak zwrotu należnego oprocentowania od kwot gwarancyjnych, a przecież przedsiębiorstwo obrotu ponosi koszt w postaci utraconych przychodów z oprocentowania zdeponowanego kapitału. Zabezpieczenia finansowe dla transakcji zakupu energii od wytwórcy Każdy wytwórca energii sprzedający swój produkt na wolnym rynku w celu zabezpieczeniu swojego ryzyka, oczekuje zabezpieczeń w postaci przedpłaty (akredytywy) w wysokości co najmniej 100 proc. wartości energii dostarczonej w umownym okresie rozliczeniowym. Zwykle jest to dekada dostaw dziennych. Ponadto wytwórca dla zabezpieczenia swoich ryzyk związanych z rozliczeniem dostaw za ostatni okres rozliczeniowy w umowie terminowej (np. rocznej) żąda zabezpieczenia gotówkowego w postaci depozytu bankowego w wysokości od 5 do 10 proc. wartości całego okresu transakcyjnego (np. rocznego kontraktu dostaw). Struktura gwarancji zabezpieczających płynność finansową dla obrotu energią elektryczną po nowelizacji Prawa energetycznego Polska jako kraj uczestnik UE musiała dostosować swoje prawo do dyrektyw i rozporządzeń obowiązujących w Unii. Już obecnie liberalizacja rynku przyznaje każdemu odbiorcy, który nie jest odbiorcą indywidualnym, prawo do swobodnego wyboru dostawcy, a po l stycznia 2007 r. prawo to będzie przyznane wszystkim odbiorcom. Powyższe prawo dostępu do rynku stron trzecich (TPA) było powodem powstania za naszą zachodnią granicą w Niemczech ponad l 800 podmiotów zajmujących się pośrednictwem w obrocie energią elektryczną. W Polsce koncesje na obrót energią elektryczną ma zaledwie ok.

5 300 podmiotów, a w rzeczywistości funkcje takie wykorzystuje tylko kilkanaście z nich i to głównie tych, które są handlowymi przedstawicielami krajowych i zagranicznych korporacji energetycznych. Przyczyną takiego stanu jest niesprzyjające wdrożenie legislacyjne. W znowelizowanym prawie Prezes URE z urzędu zatwierdza IRiESP Nie zmienił swoich wymogów koncesyjnych na gwarancje związane z obrotem energią elektryczną. W nowej sytuacji prawnej nie może nie zauważać, że PSE SA pokrzywiły wolny rynek energetyczny. Dzięki akceptacji przez URE ruchowych przepisów ustanowionych przez PSE Operator, pobierają one od uczestników rynku dodatkowe (poza gwarancjami koncesyjnymi wymaganymi przez URE) dwie kwoty gwarancyjne. Dla uzasadnienia określenia pokrzywienia należy opisać prawidłową strukturę rynku energetycznego, jaka istnieje we wszystkich systemach rynkowych, mających za sobą uporządkowane funkcjonowanie rynku energetycznego od kilku lat w Europie. Schemat prawidłowej struktury rynku (dziennego) przedstawia poniższy rysunek poglądowy: Opis znaczenia poszczególnych rynków: a. rynek kontraktów dwustronnych niebieski obszar Bilateral trade oznacza kontrakty zawarte między dwoma stronami, dostawcą (elektrownią) i dowolnym odbiorcą (podmiot zajmujący się obrotem), które zgłoszone są do realizacji technicznej przez operatora, który ma prawo pobrać za usługę opłatę przesyłową. Na dojrzałych rynkach stanowi on ok. 80 proc. transakcji rynkowych; b. rynek kontraktów bieżących czerwony obszar SPOT market rynek bieżących transakcji godzinowych, zawieranych przez giełdę towarową lub platformy obrotu energią elektryczną, zgłaszane do realizacji do operatora, za których techniczną realizację pobiera on opłatę przesyłową. Na dojrzałych rynkach stanowi on proc. transakcji rynkowych ten rynek, jako jawny, z ogłaszanymi przez Giełdę Energii cenami stanowi o cenach referencyjnych dla transakcji obrotu energią elektryczną. Transakcje na rynku bieżącym zawierane są dla dwóch typów zapotrzebowania energii: w podstawie obciążeń (Base load) oraz w okresie szczytowego poboru (Peak Load). W okresach tych ceny energii znacznie się od siebie różnią, w zależności od sytuacji technicznej systemu oraz wzajemnych relacji podaż - popyt; c. linia rzeczywistych dostaw energii (Metred zmierzona energia) z systemu przez operatora (zielona linia krzywa oddająca sytuację, w której operator systemu dla pokrycia zmieniającego się zapotrzebowania na energię odbiorców musi dokupić lub odsprzedać energię od wytwórców elektrowni). W rzeczywistości pola zawarte pomiędzy obszarem rynku bieżącego (czerwony obszar), a zieloną linią oddają sytuację przekontraktowania lub niedokontraktowania energii na żywym rynku, który w każdej chwili musi być zrównoważony czyli podaż energii powinna odpowiadać bieżącemu zapotrzebowaniu odbiorców. Jest to zadanie dla operatora systemu i stanowi na dojrzałych rynkach tzw. rynek bilansujący. Z reguły rynek ten stanowi 2 3 proc. ogólnych obrotów rynkowych, a ponieważ ma charakter interwencyjnych zakupów lub sprzedaży, to charakteryzuje się najwyższymi cenami. Powyższy opis wyjaśnia wypaczenie logicznego podziału rynków przez krajowego operatora systemu czyli PSE Operator SA, który wszystkich uczestników obrotu energią elektryczną

6 zalicza do rynku bilansującego (część I i II IRiESP). Właściciele kontraktów dwustronnych, wykupując usługę przesyłową dla zawartych transakcji sprzedaży energii elektrycznej są zaliczani przez PSE Operator obligatoryjnie do uczestników rynku bilansującego URE (zamiast do bilateralnego), powiększając w ten sposób rynek zarządzany przez PSE Operator. Z tego też tytułu, jako URB, muszą te podmioty obrotu energią elektryczną wnosić zabezpieczenie gwarancyjne ustanawiane przez PSE Operator SA, jako średnia ważona cen z 6 dekad (10 dni) rozliczeniowych wstecz z rynku bilansującego. Z samego faktu możliwości wystąpienia odchyleń zarówno po stronie wytwórcy, jak i po stronie odbiorcy od zgłoszonego do realizacji kontraktu handlowego operatorowi systemu przesyłowego nie może wynikać przypisanie operatora handlowego realizującego transakcję obrotu energią do rynku bilansującego. Zdarzenie takie powinno być rozwiązane w odpowiedniej klauzuli umowy na świadczenie usługi przesyłowej. Natomiast PSE Operator dysponuje do szybkiego bilansowania naturalnych fluktuacji zapotrzebowania zarówno rezerwą wirującą systemu (RUS) oraz zasobami elektrowni wodnych, serwowanych przez własną spółkę PSE Elektrownie Szczytowo-Pompowe SA. Od takiego przymusowego uczestnika rynku bilansującego wymagane jest zabezpieczenie jako Z RB i jest ono niemal równe 3 (trzykrotność) należności za energię rozliczaną w okresach dekadowych (10 dni) z cenami ustalanymi na najdroższym rynku bilansującym zależnym od PSE Operator (podczas gdy cena jest z transakcji negocjowanych na rynku kontraktów dwustronnych które zazwyczaj są tajemnicą handlową stron). W zabezpieczeniu rynku bilansującego tzw. cenę odniesienia ustala PSE Operator SA jako administrator tego rynku. Jeśli przedsiębiorstwo obrotu energią elektryczną uczestniczy w kontrakcie eksportowym lub importowym, związanym z przesyłem energii przez linie najwyższych napięć łączące Polskę z innymi krajami, to musi ono stanąć do przetargu na wykup zdolności przesyłowej na tych liniach. Właścicielem linii jest PSE Operator. Organizatorem przetargu jest centrum przetargowe w Pradze, ale w Polsce w jego imieniu organizacją (zbieranie ofert, gromadzenie gwarancji) zajmuje się PSE Operator SA. Stosownie do warunków uczestnictwa (część IV IRiESP) w wymianie energii międzysystemowej PSE Operator wymaga gwarancji bankowej

7 lub gotówkowej, ustanowionej z iloczynu ilości energii oraz tzw. ceny odniesienia C 0. Cena odniesienia dla bieżącego miesiąca jest średnią ważoną cen z 4 dekad (wstecz) rozliczeniowych ze zrealizowanych transakcji na rynku bilansującym. Jak drastycznie wysoka jest cena odniesienia, niech zilustruje przykład dla kwietnia br. Jeśli ceny na rynkach bieżących (SPOT z Towarowej Giełdy Energii w Warszawie i elektronicznych platform obrotu) wahają się w granicach zł za l MWh energii, to wyznaczona cena odniesienia przez PSE Operator SA wynosi blisko 225 zł za l MWh. Oznacza to, że przedsiębiorstwo obrotu musi zastawić sumę gwarancyjną prawie 2,5 3- krotnie wyższą od zakupionej energii na wolnym rynku bieżącym. Bez ustanowienia zabezpieczenia gwarancyjnego (kilka dni przed przetargiem) przedsiębiorstwo obrotu nie może być dopuszczone do przetargu na rezerwację mocy przesyłowej przez linię wymiany transgranicznej. Czyli poza wysoką ceną przetargową za przesłanie energii (opłata stanowi ok proc. wartości energii) przez linię nadzorowaną przez PSE Operator, musi zdeponować zabezpieczenie należnego wykonania rozliczeń i terminowej zapłaty należności na rzecz PSE Operator, we wskazanym przez niego banku. Reasumując, kaskada zabezpieczeń oczekiwanych od koncesjonowanego podmiotu obrotu energią elektryczną, jest następująca (dla przykładu obrotu mocą 100 MW w skali roku oraz cenie 100 zł/mwh). Reasumując, powyższe zestawienie kosztów zabezpieczeń dla transakcji, np. eksportowej przy założeniach jak w nagłówku zabezpieczenia skumulują się na poziomie 21, 6 mln zł bez depozytu rocznego dla dostawcy energii, a gdyby ten depozyt uwzględnić, to zabezpieczenie wahałoby się w granicach mln zł przy szacunkowej wartości zakupu energii w wysokości 87 mln zł. Jak to zestawienie kosztów ma się do idei eliminacji kosztów transakcyjnych na uwolnionych rynkach? W świetle powyższego, kiedy prezes URE jest odpowiedzialny za treść IRiESP ponieważ znowelizowane Prawo energetyczne nakłada na niego obowiązek zatwierdzania i nadzoru realizacji tego dokumentu zadziwiające jest, że urząd ustanowiony do obrony praw odbiorców przed monopolem i eskalacją kosztów nieuzasadnionych, uczestniczy w tworzeniu tych kosztów w wolnym obrocie energią elektryczną. URE musi też mieć świadomość wielokrotności ustanawiania gwarancji dla tego samego przedmiotu zabezpieczenia. Powyższe zestawienie doskonale pokazuje budowanie barier uczestnictwa w rynku energii elektrycznej dla małych, elastycznych firm obrotu w Polsce, w porównaniu z doskonale rozwijającymi się na zachodnich rynkach podobnymi podmiotami. Od tamtych firm nikt nie oczekuje wielomilionowych zabezpieczeń dla średniej skali obrotu. Firmy te muszą mieć jednak zawarte polisy ubezpieczeniowe na okoliczność ryzyka transakcyjnego i jest to jedyny wymóg uznawany za wystarczający w cywilizowanym świecie. Pomimo braku regulatora w systemie niemieckim, żaden z podmiotów rynku energetycznego nie jest nieprawidłowo klasyfikowany przez operatora systemu przesyłowego i żaden dominujący (monopolistyczny) podmiot nie przypisuje sobie konieczności wnoszenia opłat i gwarancji zabezpieczających z tytułu obligatoryjnego przypisania podmiotu zależnego do niewłaściwego rynku.

8 Uczestnicy poszczególnych rynków, zarówno w Niemczech, jak i w Skandynawii (funkcjonujących jak na rysunku) wnoszą stosowne opłaty. Struktura tych opłat jest przejrzysta i nie ma charakteru restrykcyjnych zaporowych kwot dodatkowo zabezpieczanych na nieodpowiednim poziomie. Nawet jeśli w IRiESP kwoty gwarancyjne po okresie pozytywnych doświadczeń są obniżane dla solidnych płatników do poziomu 50% w obrocie międzynarodowym, to warunki startowe mają charakter zaporowy dla małych firm o ograniczonym kapitale własnym. Konkluzje Warto ponownie przeczytać Motto, zanim podejmie się decyzję o rozpoczęciu działalności wolnego przedsiębiorcy zajmującego się obrotem energią elektryczną. Bariery instytucjonalne i finansowe oraz wiele uznaniowości w stosowaniu zarówno prawa, jak i instrukcji branżowych, prowadzi wprost do patologii rynkowych i jest korupcjogenne. Niedostatki systemu informacji o rynku energetycznym, jej tendencyjne zawłaszczanie przez zmonopolizowane struktury przesyłowe są bardzo ważkim naruszeniem zasad wolnego rynku, a o tę sferę decydującą o powodzeniu gry konkurencyjnej w obrocie energią nie dba ani URE, ani UOKiK. Największe ryzyko rynkowe w obrocie energią elektryczną ponosi przedsiębiorstwo obrotu (z ang. trader) oraz jest obarczane całą kaskadą kosztów transakcyjnych zabijających w Polsce ducha idei wolnego obrotu energią elektryczną. W przypadku zakupu energii od wytwórcy z ponad 100% zabezpieczeniami gwarancyjnymi dla płatności w dalszym łańcuchu dostawy, tj. w przesyle i w eksporcie, wystarczającym zabezpieczeniem winno być oświadczenie wystarczającego zabezpieczenia, jakie uzyskuje

9 sprzedawca energii. Pozostałe płatności wiązać się powinny z pokrywaniem uzasadnionych kosztów za usługi dodane, czyli koszt przesyłu w kraju (taryfowy) oraz koszt za wąskie gardło na przesyle transgranicznym. Logicznym wydaje się, że to przedsiębiorstwo obrotu, które zakupiło energię i powierzają do przesyłu w pełnej wartości, powinno uzyskiwać zabezpieczenie od firmy transportującej ten towar (operatora systemu) do miejsca przeznaczenia oraz zapewnienie, że parametry tego towaru nie ulegną pogorszeniu i usługa tranzytu zostanie niezawodnie wykonana. Firmie tranzytującej energię przysługiwać powinno należne wynagrodzenie taryfowe i nic więcej. Kaskada kosztów zabezpieczeń gwarancyjnych ciągniona w całym łańcuchu obrotu energią, poczynając od koncesji poprzez przesył oraz aukcje transgraniczne, budowana jest na założeniu działania w złej wierze przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną i to ono jest obarczane zbędnym kosztem obciążającym transakcję. Nieznane są fakty zatorów płatniczych lub należności niepokrytych w wolnym rynku energii spowodowane przez przedsiębiorstwa obrotu. Natomiast znane są fakty z innego rynku (kontraktów terminowych) dla zakupu energii od wytwórców przez zmonopolizowaną strukturę, polegających na nieterminowych płatnościach i odstępstwach od umownych strumieni przychodu w tym przypadkach ani nie żądano zabezpieczeń, ani nie egzekwowano kar. Takie zjawisko na wolnym rynku oznacza tworzenie preferencyjnych warunków obrotu.