2.1. Ceny negocjowane albo taryfy

Transkrypt

1 Opinia Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie dotycząca propozycji Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej w zakresie bilansowania i zarządzania ograniczeniami systemowymi Wersja 1.0 z dnia 15 września Podsumowanie opinii TGPE ocenia krytycznie proponowane przez PSE-Operator rozwiązania w nowej Instrukcji ponieważ: 1. Przekraczają one delegacje dla Operatora Systemu Przesyłowego wynikające z ustawy Prawo energetyczne 2. Zachodzi obawa, że proponowane rozwiązania naruszają obowiązującą ustawę Prawo energetyczne, jak również inne regulacje prawne 3. Utrzymywane są nadmierne koszty jakie ponoszą uczestnicy rynku bilansującego co jest jedną z barier dla rozwoju zasady TPA w Polsce. 4. Utrwalają wadliwe rozwiązania rynku bilansującego, które dają możliwość subsydiowania skrośnego pomiędzy taryfą przesyłową i handlem energią prowadzonym przez PSE S.A. 5. Prowadzą do obniżenia bezpieczeństwa energetycznego kraju na skutek rezygnacji z zakupu rezerwy trwałej oraz usługi odbudowy systemu 6. Hamują inicjatywy wytwórców zmierzające w kierunku wprowadzenia rynku dnia bieżącego 7. Wprowadzają asymetryczny system zabezpieczeń finansowych 8. Utrwalają obraz niejasnego i niezrozumiałego dla innych uczestników rynku sposobu działania operatora ze względu na brak publikacji o procedurach oraz wyczerpujących informacji o rynku bilansującym Proponowane przez PSE-Operator zmiany dotyczą wyłącznie rozliczeń i cen. Nie są wprowadzane potrzebne zmiany w zasadach planowania i prowadzenia ruchu systemu elektroenergetycznego. Uważamy, że jest potrzebna kompleksowa zmiana zasad działania rynku bilansującego. Zmiana taka może być przeprowadzona w ciągu 2 lat. W międzyczasie powinno się dążyć do usunięcia najbardziej niekorzystnych zjawisk występujących na rynku bilansującym jak: Uzależnienie kosztów bilansowania od rzeczywistych kosztów ponoszonych przez operatora Analizę przyczyn powstawania ograniczeń systemowych oraz działania w kierunku ograniczenia liczby tych ograniczeń Zwiększenie ilości publikacji o procesach rynku bilansującego i działaniach operatora podejmowanych w celu bilansowania zapotrzebowania na energię elektryczną. Propozycje nowych rozwiązań powinny być wynikiem szerokiej dyskusji uczestników rynku i operatora. Chętnie weźmiemy udział w takiej dyskusji i będziemy zgłaszać i popierać rozwiązania służące poprawie funkcjonowania rynku bilansującego i całego rynku energii elektrycznej w Polsce. 1

2 1. Przekraczanie delegacji ustawowych Ustawa Prawo energetyczne w art. 9g, ust. 6 ustala, że opracowywana przez operatora systemu przesyłowego instrukcja powinna także zawierać wyodrębnioną część dotyczącą bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi. Natomiast art. 9 ust. 4 mówi, że Minister właściwy do spraw gospodarki określi, w drodze rozporządzenia, szczegółowe warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, a Rozporządzenie, o którym mowa...powinno określać w szczególności: 5) zakres, warunki i sposób bilansowania systemu elektroenergetycznego oraz prowadzenia z użytkownikami tego systemu rozliczeń wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu; 6) zakres, warunki i sposób zarządzania ograniczeniami systemowymi Zaprezentowana przez PSE-Operator instrukcja ma mylący tytuł. Nie jest to wyodrębniona część dotycząca bilansowania i zarządzania ograniczeniami systemowym, ale instrukcja całkowicie opisująca działanie rynku bilansującego wraz z ustalaniem stawek i płatności uczestników. Ustawa Prawo energetyczne wskazuje wyraźnie, że minister właściwy ds. gospodarki powinien określić w drodze rozporządzenia zakres, warunki i sposób bilansowania oraz zakres, warunki i sposób zarządzania ograniczeniami systemowymi. Rozporządzenie takie nie zostało jeszcze opublikowane. Przy braku odpowiedniego rozporządzenia Instrukcja, jaką proponuje PSE-Operator zaczyna zastępować to rozporządzenie, przekraczając w ten sposób uregulowania prawne, jakie występują w ustawie Prawo energetyczne. Naszym zdaniem najpierw rozporządzenie ministra właściwego ds. gospodarki powinno określić zakres, warunki i sposób bilansowania oraz zakres, warunki i sposób zarządzania ograniczeniami systemowymi, a następnie na podstawie tych zapisów operator systemu przesyłowego może przygotować wydzieloną część instrukcji. 2. Możliwość naruszania obwiązującego prawa PSE-Operator w pkt instrukcji proponuje system identyfikacji jednostek GWS, a następnie wyznaczania ceny zakupu energii elektrycznej w generacji wymuszonej względami sieciowymi. System ten wymaga od wytwórców podawania operatorowi swoich kosztów, a operator poprzez skomplikowaną i niezbyt czytelną procedurę ustali cenę zakupu Ceny negocjowane albo taryfy Zwracamy uwagę, że proponowane przez PSE-Operatora rozwiązanie narusza prawo bowiem: Elektrownie jako spółki działające zgodnie z prawem handlowym i kodeksem cywilnym nie mogą być zobowiązane poprzez Instrukcję, wewnętrzny dokument PSE-Operator, do ujawniania swoich kosztów, tym bardziej firmie działającej w holdingu, który jest konkurencją dla wytwórców energii elektrycznej. Wytwórcy energii elektrycznej zostali zwolnieni przez Prezesa URE z obowiązku przedkładania do zatwierdzenia taryf, ponieważ działają na rynku konkurencyjnym i nie mają obowiązku ujawniania swoich kosztów operatorowi. W naszej opinii regulacje oparte na formule kosztowej nie mają zastosowania na rynku energii elektrycznej, w stosunku do podmiotów działających w warunkach konkurencji. 2

3 2.2. Nie należy stosować cen wskaźnikowych Podobnym naruszeniem prawa wydaje się być narzucenie wytwórcom przez PSE-Operator ceny sprzedaży energii CWmax = 118 złotych/mwh. Zwracamy uwagę, że wytwórcy działają na rynku konkurencyjnym i dopóki w ocenie Prezesa URE rynek, na którym działają wytwórcy, jest konkurencyjny nie można wprowadzać poprzez Instrukcję ustalonych cen zakupu energii elektrycznej. Zwracamy uwagę, że art. 49 ustawy Prawo energetyczne daje Prezesowi URE delegację do uznania, że przedsiębiorstwo działa w warunkach konkurencji i zwolnić to przedsiębiorstwo z obowiązku przedkładania do zatwierdzenia taryf lub zezwolenie to cofnąć. Natomiast art. 23 ust.2, pkt. 2 udziela Prezesowi URE delegacji do zatwierdzenie i kontrolowanie stosowania taryf gazowych, energii elektrycznej i ciepła, natomiast Prezes URE nie ma delegacji do wprowadzania czy zatwierdzania pułapów cenowych lub ustalonych cen na energię, jeżeli przedsiębiorstwo jest zwolnione z obowiązku przedkładania taryf. Tym bardziej takiej delegacji nie ma operator systemu przesyłowego. Również odnoszenie się przez proponowaną Instrukcję do cen publikowanych przez Prezesa URE jest błędne. Ustawa Prawo energetyczne ustala, że do zakresu działania Prezesa URE należy (Art. 23, ust.2, pkt. 16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf. Ponieważ wytwórcy są zwolnieni z obowiązku taryfowania publikowane przez Prezesa URE ceny wskaźnikowe nie mają do nich zastosowania Cena zakupu energii z GWS Generacja wymuszona względami sieciowymi powinna zostać podzielona na dwie kategorie: wmuszenia stałe wynikające ze struktury sieci oraz wymuszenia tymczasowe wynikające z remontów czy awarii linii przesyłowych. W przypadku wymuszeń stałych operator powinien zawrzeć odpowiednie kontrakty na zakup energii. Ceny za dyspozycyjność i energię w tych kontraktach powinny pokrywać rzeczywiste koszty dyspozycyjności jednostki wytwórczej i koszty produkcji energii elektrycznej. Natomiast cena zakupu energii z wymuszeń tymczasowych powinna wynikać z rzeczywistych kosztów jakie ponosi wytwórca, który jest zmuszony na wezwanie operatora energię produkować. Przy wyznaczaniu kosztów jakie ponosi wytwórca produkując energię na wezwanie operatora należy uwzględnić: Koszty rozruchu jednostki wytwórczej Pełne koszty produkcji włączając w to koszty zmienne i stałe Koszty wynikające z wymagań ekologicznych, w tym ograniczenia emisji CO2, a w przyszłości SO2 i NOx Cena zakupu energii elektrycznej produkowanej na skutek wymuszeń powinna być ustalana dla każdej jednostki wytwórczej oddzielnie. TGPE opracowało w 2003 roku rynkowy system zakupu energii, której wytwarzanie wynika z warunków sieciowych (GWS). Proponujemy, aby ta nasza metoda stała się wstępem do dyskusji nad systemem zakupu energii z GWS. 3. Koszty korzystania z rynku 3.1 Ceny rozliczeniowe CROs i CROz 3

4 PSE-Operator wprowadził w roku 2002 ceny rozliczeniowe CROs i CROz dla odbiorców energii, a w roku 2003 rozszerzył zakres stosowania tych cen na wytwórców energii elektrycznej. Zarówno wielkość cen CROs i CROz, jak również sposób ich wyznaczania nie odpowiadają rzeczywistym kosztom, jakie są ponoszone na bilansowanie. Koszty jakie operator ponosi na bilansowanie wynikają z kosztów zakupu rezerwy godzinowej. PSE-Opertor nie płaci wytwórcom energii elektrycznej za rezerwę godzinową, a więc rzeczywiste koszty bilansowania są zerowe. Nowe zasady wyznaczania cen rozliczeniowych w dalszym ciągu podtrzymują ich charakter i nie są związane z rzeczywistymi kosztami bilansowania. Naszym zdaniem PSE-Operator powinien jak najszybciej wprowadzić rynek dnia bieżącego, gdzie koszty bilansowania wynikałyby w sposób naturalny ze składanych na bieżąco ofert bilansujących Obciążenia za awarię Uważamy również, że wprowadzony przez PSE-Operator i istniejący obecnie system płatności za awarie nie wiąże się z kosztami jakie ponosi operator. Proponowany nowy sposób obliczania kosztów awarii nie zmienia wiele w tej materii. Dalej wytwórcy będą ponosili nadmierne koszty, tylko przy innym, trudnym do prześledzenia sposobie ich naliczania. Obciążanie wytwórców za awarię przez PSE-Operator ma wyjątkowy w świecie charakter. W większości rozwiązań rynkowych wytwórca nie ponosi kar za awarię, jeżeli zgłosi awarię na 15 minut przed jej wystąpieniem/wyłączeniem jednostki wytwórczej. Proponujemy jak najszybsze wprowadzenie rynku dnia bieżącego, na którym składane na bieżąco oferty pozwoliłby w sposób płynny zastąpić jednostki, jakie ulegają awariom Wpływ elektrowni na pracę własnych jednostek wytwórczych Jednostki wytwórcze są majątkiem elektrowni i jest naturalnym, że elektrownie powinny mieć wpływ na to które z tych jednostek są wykorzystywane. W obecnym systemie wpływ ten jest ograniczony ze względu na zcentralizowany system planowania pracy jednostek wytwórczych. Oczekiwaliśmy, że operator będzie dążył do decentralizacji rynku bilansującego, kiedy wytwórcy będą mogli sami przygotowywać plany pracy jednostek wytwórczych w oparciu o informacje o systemie dostarczane przez operatora oraz przy uwzględnieniu zawartych umów oraz kosztów produkcji. Pozwoliłoby to wytwórcom na lokalną optymalizację i obniżanie kosztów produkcji, co obecnie nie jest możliwe. Naszym zdaniem proponowane przez PSE-Operator grupowe rozliczanie jednostek wytwórczych idzie w przeciwnym kierunku. Takie rozwiązanie mogłoby istnieć jako tymczasowe w pierwszych miesiącach działania rynku bilansującego. W chwili obecnej konieczna jest decentralizacja tego rynku, jak to ma powszechnie miejsce w innych krajach Nie uwzględnianie kosztów wytwórców Od roku 2005 zostały wprowadzone limity emisji CO2. Jeżeli operator wyznacza jednostki wytwórcze do pracy ze względu na ograniczenia sieciowe może wystąpić sytuacja, w której 4

5 wytwórca energii elektrycznej będzie musiał dokupić pozwolenia na emisje CO2. Obecnie cena tych emisji kształtuje się na poziomie prawie 20 Euro za tonę. System zarządzania ograniczeniami, w którym jednostki wytwórcze są przydzielane do pracy, aby usunąć ograniczenia sieciowe musi uwzględniać koszty wynikające z ograniczonych limitów emisji oraz konieczności zakupu dodatkowych pozwoleń Dostęp do rynku odbiorców Utrzymywanie przez PSE-Operator wysokich i nadmiernych kosztów bilansowania poprzez stosowanie cen rozliczeniowych ogranicza odbiorcom TPA dostęp do rynku wprowadzając znaczny dodatkowy koszt. Wprowadzenie grup bilansujących może trochę sytuację tę poprawić. Jednak pełne zadziałanie rynku odbiorców będzie w Polsce możliwe tylko wówczas, kiedy PSE-Operator zrezygnuje z powodowania nadmiernych kosztów działania rynku bilansującego, a koszty bilansowania, jakie ponoszą uczestnicy rynku, będą wynikać z rzeczywistych kosztów bilansowania, jakie ponosi PSE-Operator. 4. Zarządzanie ograniczeniami i subsydiowanie Proponowane rozwiązania w dalszym ciągu utrwalają wadliwe rozwiązania rynku bilansującego, w szczególności możliwość subsydiowania skrośnego z taryfy przesyłowej PSE-Operator handlu, w tym eksportu jaki prowadzi holding PSE S.A. W dyskusjach Zespołu ds. Rozwiązań Systemowych Rynku Energii Elektrycznej pod przewodnictwem Prezesa URE wskazywaliśmy na konieczność zdefiniowania ograniczeń systemowych oraz przyczyn ich powstawania. Deklarowaliśmy również, że w przypadku gdy praca jednostek wytwórczych wynika z przyczyn elektrowni, będą one alokować energię sprzedaną na tą jednostkę w celu przydzielenia ich do pracy. W przedstawianych przez PSE-Operator propozycjach nie próbuje się rozwiązać problemu ograniczeń, ani wskazać przyczyn dla jakich takie ograniczenia istnieją. Olbrzymia większość ograniczeń wynika ze struktury sieci oraz sposobu zarządzania tą siecią, w tym prowadzenia wymiany międzysystemowej. Wytwórcy energii elektrycznej nie mogą ponosić z tego tytułu odpowiedzialności, a tym bardziej być obciążani kosztami. PSE-Operator proponuje trudny do uzasadnienia system naliczania kosztów za tzw. ograniczenia elektrowniane. Stwierdzamy, że przedstawiony przez PSE-Operator system nie ma nic wspólnego z rzeczywistymi kosztami jakie ponosi operator. Proponujemy, aby PSE-Operator przeanalizował występujące ograniczenia i podał ich przyczyny. Dopiero taka dogłębna analiza oraz ujawnienie rzeczywistych przyczyn występowania ograniczeń może doprowadzić do efektywnego systemu zarządzania tymi ograniczeniami. 5. Obniżenie bezpieczeństwa energetycznego 5.1 Likwidacja rezerwy trwałej PSE-Operator proponuje likwidację rezerwy trwałej. Jest to propozycja zaskakująca i wymagająca szerszej dyskusji. Prognozy zarówno krajowe, jak i europejskie, wskazują na malejące rezerwy mocy wynikające ze zwiększania się zapotrzebowania oraz likwidacji wyeksploatowanych mocy wytwórczych. Na tym tle decyzja PSE-Operator o likwidacji rezerwy trwałej wydaje się być niezbyt zrozumiała. 5

6 Uważamy, że konieczna jest szersza dyskusja nad rzeczywistymi zdolnościami wytwórczymi energii elektrycznej w Polsce, w tym niezbędnymi wielkościami rezerw mocy oraz możliwościami zaspokojenia wzrastającego zapotrzebowania. 5.2 Planowana rezygnacja z zakupu usługi odbudowy systemu Zdziwienie wywołuje również rezygnacja po 2007 roku z zakupu usług odbudowy systemu. Po awariach jakie zdarzyły się we USA, Włoszech czy Szwecji wydaje się, że należy położyć szczególny nacisk na odpowiednie przygotowanie do szybkiej odbudowy systemu. Uważamy, że rezygnację z tej usługi należy wnikliwie przedyskutować. 6. Wprowadzenie rynku dnia bieżącego Wszystkie proponowane przez PSE-Operator zmiany dotyczą sposobów dokonywania rozliczeń, ustalania cen i nakładania kar. Nie ma istotnych propozycji dotyczących zasad planowania pracy systemu elektroenergetycznego oraz prowadzenia ruchu sieciowego. Kluczowymi elementami rozwoju rynku energii elektrycznej w Polsce jest dążenie do bilansowania w czasie rzeczywistym przez uczestników rynku. W tym celu konieczne jest wprowadzenie rynku bilansującego dnia bieżącego. Praktycznie wszystkie kraje Unii Europejskiej wprowadziły tego typu rynek. Rozwój wspólnego europejskiego rynku energii elektrycznej wymaga, aby polski rynek działał w podobny sposób jak inne rynki krajów Europy. Wzrastające zapotrzebowanie na energię elektryczną oraz konieczność likwidacji przestarzałego majątku produkcyjnego wymaga wprowadzenia mechanizmu stymulującego odpowiedni poziom rezerw mocy produkcyjnych. Mechanizmem takim wskazywanym przez Unię Europejską (DG TEN) jest rynek zdolności wytwórczych. Wytwórcy energii elektrycznej deklarują udział w pracach nad koncepcją tych rynków oraz ich wdrożeniem. 7. Niesymetryczny system zabezpieczeń finansowych W przedstawionej Instrukcji PSE-Operator wymaga od wszystkich uczestników rynku bilansującego wnoszenia zabezpieczeń finansowych. W proponowanych rozwiązaniach PSE- Operator nie wnosi żadnego zabezpieczenia finansowego pomimo, że kupuje energię od elektrowni. Zasada symetrii przy wnoszeniu zabezpieczeń finansowych wymaga, aby również PSE- Operator wnosił takie zabezpieczenie, jeżeli zakupuje energię od elektrowni lub wzajemną eliminację tego typu warunków Ponadto należy mieć na uwadze, że zabezpieczenia finansowe powinny być adekwatne do podmiotów, których dotyczą i nie podnosić i tak już dużych kosztów uczestnictwa w rynku bilansującym. 8. Brak informacji o działaniu rynku bilansującego 8.1 Brak informacji Zarówno dyrektywa EC/54/2003 jak i ustawa Prawo energetyczne wymaga od operatora systemu przesyłowego jasnego (transparentnego) działania. Takie działanie może być realizowane tylko poprzez publikowanie odpowiednich informacji o rynku bilansującym. Niestety od wielu lat pomimo wielokrotnego zgłaszania przez wytwórców energii elektrycznej postulatów zwiększenia dostępnej informacji o rynku bilansującym PSE- Operator publikuje tylko szczątkowe informacje. 6

7 Uczestnicy rynku nie mają dostatecznych informacji o procedurach operatora. Nie został opublikowany model sieci przesyłowej oraz procedury jakich używa operator w celu określenia ograniczeń oraz przyczyn z powodu jakich ograniczenia takie występują. 8.2 Niezbędne informacje o rynku bilansującym Dla prawidłowego wypełniania funkcji operatora, w tym dokonywania bilansowania i zarządzania ograniczeniami systemowymi PSE-Operator powinien publikować następujące informacje. Operator systemu przesyłowego, na dwa dni przed dostawą energii elektrycznej, nie później niż do godziny 16:00 powinien publikować następujące informacje o stanie systemu przesyłowego: 1) Prognozowane zapotrzebowanie na energię elektryczną w krajowym systemie elektroenergetycznym 2) Prognozowana produkcja przez poszczególne grupy wytwórców energii elektrycznej 3) Prognozowana moc dyspozycyjna w krajowym systemie elektroenergetycznym 4) Przewidywana wymiana międzysystemowa 5) Planowane remonty i odstawienia jednostek wytwórczych 6) Prognozowane ograniczenia w przesyle energii oraz węzły, których te ograniczenia dotyczą wraz ze wskazaniem mocy oraz liczby jednostek niezbędnych do pracy 7) Planowane wielkości rezerw mocy Operator systemu przesyłowego, na dzień przed dostawą energii elektrycznej, nie później niż do godziny 16:00 powinien publikować następujące informacje o stanie systemu przesyłowego: 1) Prognozowana produkcja energii elektrycznej przez poszczególne grupy wytwórców 2) Prognozowana produkcja energii elektrycznej z jednostek wytwórczych dla których operator przygotowuje plany pracy 3) Uaktualniona prognoza zapotrzebowania 4) Listy jednostek wytwórczych planowanych do świadczenia usług rezerw mocy 5) Prognozowane ceny rozliczeniowe bilansowania w poszczególnych godzinach doby oraz ich wielkości przy wzroście i zmniejszeniu się zapotrzebowania o 5%. W trybie on-line operator powinien publikować dane o wymianie systemowej w podobny sposób jak to czynią inni operatorzy. Nie jest zrozumiałym dlaczego dane o wymianie pomiędzy Polską, a Szwecją są dostępne poprzez Nordpool, a nie publikuje ich operator polskiego systemu przesyłowego. Rozwój wspólnego rynku energii elektrycznej w Europie do czego dąży dyrektywa EC/54/2003 wymaga informacji o wymianie pomiędzy systemami różnych krajów. Operator systemu przesyłowego, nie później niż dwa dni po dostawie energii elektrycznej, powinien publikować następujące informacje o stanie systemu przesyłowego w dniu dostawy energii elektrycznej: 1) Zapotrzebowanie na energię elektryczną w krajowym systemie elektroenergetycznym 2) Produkcja poszczególnych grup wytwórców energii elektrycznej 3) Moc dyspozycyjna w krajowym systemie elektroenergetycznym 4) Wymiana międzysystemowa 5) Występujące ograniczenia w przesyle energii oraz węzły których te ograniczenia dotyczą wraz ze wskazaniem mocy oraz liczby jednostek niezbędnych do pracy 6) Ceny rozliczeniowe bilansowania Kluczową informacją dotyczącą rynku bilansującego jest informacji o wielkości przekontraktowania i niedokontraktowania oraz informacje o rzeczywistych wielkościach 7

8 niezbilansowanie. Jeżeli uczestnicy rynku mają bilansować się z dużą dokładnością musza oni posiadać informacje o rzeczywistych wielkościach niezbilansowania oraz czynnościach podejmowanych przez operatora systemu przesyłowego. Proponujemy aby najpóźniej w dniu n+2 po dostawie energii elektrycznej operator publikował informacje o wielkości zakontraktowania w stosunku do zapotrzebowania oraz rzeczywistych wielkościach niezbilansowania. Zakończenie Pozytywnie oceniamy dążenie do zmian zasad funkcjonowania rynku bilansującego. Jednakże proponowane przez operatora zmiany z dnia 15 września 2005 roku nie idą we właściwym kierunku. Wskazaliśmy do w szczegółowej analizie zamieszczonej powyżej. Uważamy, że są konieczne daleko idące zmiany w działaniu rynku bilansującego w celu usunięcia niewłaściwych rozwiązań oraz przystosowania polskiego rynku do zasad określonych przez dyrektywę EC/54/2005 i wdrożonych na rynkach innych krajów. Prace na zmianami w działaniu rynku bilansującego powinny być podzielone na dwa etapy. W pierwszym nastąpiłoby usunięcie najistotniejszych wad obecnych rozwiązań. W drugim etapie należałoby wprowadzić kompleksowe zmiany. Zwracamy uwagę, że zmiany w działaniu rynku bilansującego dotyczą w sposób istotnych jego uczestników. Dlatego proponowane rozwiązania powinny powstać w szerokiej dyskusji z uczestnikami rynku, tak jak to jest w innych krajach Europy. 8