RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ:

Transkrypt

1 MATERIAŁY POKONFERENCYJNE IX KONFERENCJI NAUKOWO - TECHNICZNEJ KATEDRA ELEKTROWNI I GOSPODARKI ENERGETYCZNEJ POLITECHNIKI LUBELSKIEJ RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ: OSIĄGNIĘCIA, DOŚWIADCZENIA, WYZWANIA Kazimierz Dolny, maja 2002 r. Marek Zerka Polskie Towarzystwo Operatora Systemu Przesyłowego Energii Elektrycznej OCENA EFEKTYWNOŚCI DZIAŁANIA I PROPOZYCJE ZMIAN W ZASADACH RYNKU BILANSUJĄCEGO W POLSCE KOREFERAT DO REFERATÓW GENERALNYCH I, III, IV, V, VII i VIII Niniejszy koreferat w sposób naturalny odnosi się do tych wystąpień i propozycji w referatach, które leżą w zakresie działalności i odpowiedzialności operatora systemu przesyłowego w Polsce. Dotyczy to w szczególności doświadczeń z działania i propozycji modyfikacji bądź rozwoju zasad dobowogodzinowego rynku bilansującego. Uruchomienie z początkiem września 2001 roku dobowo-godzinowych mechanizmów planowania i rozliczeń na rynku energii elektrycznej w Polsce z wykorzystaniem nowych zasad obowiązujących w segmencie bilansującym, było możliwe dzięki skutecznemu poszukiwaniu kompromisu pomiędzy prostotą wdrażanych rozwiązań i maksymalizacją ich efektywności ekonomicznej. Dotyczy on m. in. uproszczonych zasad pozyskiwania usług bilansujących i ograniczonego zakresu aktywnych ich oferentów, cenotwórstwa usług bilansujących, a także stosowania jednolitej ceny rozliczeniowej odchyleń, bez względu na to, czy indywidualne odchylenie uczestnika rynku w danym okresie rozliczeniowym pogłębia, czy zmniejsza całkowite niezbilansowanie w systemie. Dodatkowo przyjęte uproszczenia, zwłaszcza w zakresie identyfikacji źródeł występowania ograniczeń w systemie i alokacji kosztów likwidacji tych ograniczeń przez operatora systemu przesyłowego na uczestników rynku, powodują nadmierne przenoszenie tych kosztów właśnie na operatora. Dlatego też już od samego początku działania rynku bilansującego w układzie dobowogodzinowym planowane są i wdrażane zmiany, których podstawowym celem jest: zapewnienie pełnego wdrożenia wszystkich elementów zasad i mechanizmów przewidzianych w ramach wdrożonego rynku bilansującego i znajdujących odzwierciedlenie w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej,

2 98 M. Zerka ewolucyjne kształtowanie rynku bilansującego, w celu zapewnienia wzrostu efektywności działania tego i pozostałych segmentów rynku energii elektrycznej w Polsce, w tym coraz bardziej precyzyjnej alokacji kosztów działania tego rynku na podmioty odpowiedzialne za powstawanie poszczególnych składników tych kosztów, dostosowanie zasad rynkowych do wymagań wynikających z procesów integracji Polski z Unią Europejską. Podobnie można sklasyfikować większość uwag i propozycji w stosunku do rynku bilansującego zawartych w referatach zgłoszonych na konferencję. W ramach prac rozwojowych w zakresie zasad i systemów rynkowych o- peratora systemu przesyłowego w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych SA w końcu 2001 roku został uruchomiony projekt EuroRynek, którego głównym celem jest nie tylko rozwój wdrożonych systemów rynkowych, ale również opracowanie i wdrożenie systemów nowej generacji, które będą uwzględniać postępujący rozwój rynku krajowego oraz europejskiego rynku energii elektrycznej. Ponadto zagadnienia ewolucyjnych zmian w zasadach działania i planowane rozwiązania zostały objęte dyskusją, zarówno z organami regulacyjnymi, uczestnikami rynku, jak i z konsultantami m. in. instytutu EPRI [7]. Uwzględniane są przy tym również stanowiska i wyniki dyskusji w tych kwestiach, jakie były przedmiotem rozważań przy kształtowaniu rozwiązań na innych rynkach energii elektrycznej, w tym w m. in. Wielkiej Brytanii i Kalifornii. W tej dyskusji uzasadnionym jest przyjęcie następujących kryteriów oceny różnych opcji będących przedmiotem rozważań. Wdrażane zmiany nie mogą stanowić zagrożenia dla jakości i niezawodności istniejących systemów rynkowych. Nowe rozwiązania powinny prowadzić do: - wzrostu ekonomicznej efektywności wykorzystania ograniczonych zasobów gospodarczych, przy zachowaniu bezpieczeństwa energetycznego i jakości dostaw, - stopniowego rozszerzania grupy uczestników uprawnionych do działania w segmencie bilansującym i aktywnie uczestniczących w bilansowaniu systemu (składających oferty bilansujące), - wzmocnienia bodźców ekonomicznych, które będą skłaniać uczestników do jak najlepszego pokrywania swoich możliwości wytwórczych lub zapotrzebowania w innych segmentach rynku, niż segment bilansujący np. poprzez zawieranie kontraktów dwustronnych lub transakcji giełdowych, - coraz bardziej precyzyjnej alokacji kosztów działania rynku na podmioty odpowiedzialne za powstawanie poszczególnych składników tych kosztów, - minimalizacji na podstawie sygnałów ekonomicznych nieplanowych odchyleń od pozycji handlowych uczestników rynku, wynikających z przedłożonych kontraktów i zaakceptowanych usług bilansujących.

3 Ocena efektywności działania i propozycje zmian w zasadach rynku bilansującego w Polsce99 Stopień złożoności wprowadzanych mechanizmów i procedur powinien uwzględniać warunek prostoty i przejrzystości oraz konieczność ewolucyjnego rozwoju infrastruktury prawnej oraz techniczno-organizacyjnej rynku i umiejętności uczestników. Konieczne jest przewidywanie efektów jakie mogą wystąpić z tytułu wprowadzanych zmian w innych segmentach rynku energii elektrycznej oraz innych rynkach nośników energii (np. węgla kamiennego i gazu ziemnego). Giełda energii a rynek bilansujący Znaczna część uwag i wniosków zawartych w referatach generalnych dotyczy relacji pomiędzy uruchomionym przez Giełdę Energii SA w połowie 2000 roku Rynkiem Dnia Następnego (RDN), a dobowo-godzinowym Rynkiem Bilansującym (RB), który został wprowadzony przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA jako operatora systemu przesyłowego od 1 września 2001 roku. Dotyczy to w szczególności opracowań [2, 3, 4, 5 i 6]. Przykładowo Pan I. Łazor w [3] uznaje się już na wstępie referatu, że giełdy energii elektrycznej, bez względu na ich umiejscowienie, są niezbędnym elementem rynków energii. Jest to bardzo bliskie wypowiedziom także innych przedstawicieli Giełdy Energii SA, którzy przy różnych okazjach stawiają znak równości pomiędzy uruchomieniem Giełdy Energii SA i wdrożeniem konkurencyjnego rynku. Ponadto autor stwierdza, że RB z założenia musi być ograniczony do rynku technicznego i poprzez zróżnicowanie cen zakupu i sprzedaży z tytułu odchyleń samowolnych powinien m. n. odzyskiwać koszty bilansowania i usuwania ograniczeń systemowych, a przez opłaty stałe odzyskiwać koszty budowy i eksploatacji infrastruktury rynkowej operatora systemu przesyłowego. Przyjmuje także, że RB musi być co do zasady zawsze mniej atrakcyjny dla uczestników obrotu niż segment kontraktowy i RDN. Opisuje również zjawisko zaniku obrotów na RDN, które łączy z systematycznym przekontraktowaniem spółek dystrybucyjnych w dolinach zapotrzebowania oraz niedokontraktowaniem w szczytach. W konsekwencji niedobory energii miałyby być pokrywane poprzez transakcje na RDN, natomiast odsprzedaż nadwyżek następowałaby poprzez RB, gdzie jak podkreśla autor niskie, niekorzystne dla spółek ceny dyktują wytwórcy. W podsumowaniu Autor wskazuje m. in., że dalszy rozwój giełdy energii zależny będzie od zmian cenotwórstwa RB. W związku z tym konieczne jest zadanie Autorowi następujących pytań: 1. Który z systemów pokrywania kosztów likwidacji ograniczeń systemowych powinien być zdaniem Autora stosowany w Polsce poprzez cenę rozliczeniową odchyleń na RB, czy poprzez taryfę przesyłową operatora systemu przesyłowego? Który z nich będzie zapewniał silniejsze oddziaływanie ekonomiczne na uczestników rynku oraz operatora i wymuszał jego

4 100 M. Zerka działania mające na celu trwałą likwidację ograniczeń sieciowych (np. poprzez modernizację i rozwój systemu przesyłowego)? 2. Jaka forma różnicowania cen zakupu i sprzedaży energii elektrycznej z RB mogłaby zostać wprowadzona, która pozytywnie wpływałaby na efektywność działania rynku energii elektrycznej, jednocześnie stymulując harmonijny rozwój poszczególnych jego segmentów (w tym prowadzonego przez Giełdę Energii SA RDN)? 3. Jak racjonalnie wytłumaczyć opisany przez Autora mechanizm i strategię odbiorców, zgodnie z którymi przedsiębiorstwa dystrybucyjne miałyby w sposób systematyczny przekontraktowywać się w dolinach zapotrzebowania i godzić się na ponoszenie strat z tytułu odsprzedaży zakupionej w kontraktach energii po dotkliwie niskich cenach, kształtujących się w tych okresach na RB? Z kolei w referacie Panów W. Tyszko i W. Kułagowskiego [5] Autorzy stwierdzają, że wprowadzony od 1 września 2001 roku rynek bilansujący marginalizuje giełdę energii, czyniąc ją nieatrakcyjną dla uczestników rynku energii elektrycznej, co ma m. in. wynikać z niedoskonałości zasad funkcjonowania RB. Ponadto przyjmują, że dokładność prognozowania sprzedaży przez spółki dystrybucyjne rzędu 4-5 % ogranicza wielkość segmentu transakcji bieżących (łącznie RDN i RB) do około dwudziestu kilku procent całości obrotu. Autorzy uznają, że występujące na rynku przekontraktowanie odbiorców, a w konsekwencji niskie ceny na RB, czynią RDN nieatrakcyjnym dla kupujących, a także powodują, że RB wyrósł na konkurenta dla firm obrotu. Dlatego też uzasadnione jest by Autorzy wyjaśnili: 1. Na czym polegać ma wspomniana w opracowaniu atrakcyjność dla spółek dystrybucyjnych obrotu na rynku bilansującym i nieatrakcyjność obrotu na giełdzie energii, w sytuacji ich przekontraktowania, jeśli na RB oznacza to dla nich konieczność odsprzedaży zakupionej wcześniej energii elektrycznej z nieuchronną stratą, gdyż ceny na rynku bilansującym w takiej sytuacji są średnią ważoną z wykorzystanych ofert redukcyjnych, decydujących o niskim poziomie cen rozliczeniowych RB? 2. Jak należy rozumieć stwierdzenie, że jeden z segmentów rynku bieżącego - RB, działający w krótkiej perspektywie czasowej w dniu poprzedzającym dostawę i niosący znaczne ryzyko fluktuacji cen dla zróżnicowanych stanów kontraktacji, miałby stanowić konkurencję dla firm obrotu energią elektryczną? Na istotny aspekt w relacjach Giełda Energii i RB zwracają uwagę Panowie K. Strożek i K. Żukowski [6], którzy wskazują, że znaczącym problemem Giełdy Energii SA od początku jej powstania jest uzyskanie wiarygodności wśród uczestników obrotu. Należy się tylko zgodzić z tezą, że budowa tej wiarygodności poprzez wymuszenie na PSE SA i GPW SA przystąpienia do konkurencyjnego konsorcjum ubiegającego się o organizację giełdy energii w Polsce praktycznie nie powiodła się. Kilkakrotne propozycje GPW SA i PSE SA radykalnego rozszerzenia akcjonariatu GE SA, nie tylko w ramach

5 Ocena efektywności działania i propozycje zmian w zasadach rynku bilansującego w Polsce 101 obniżania udziałów Skarbu Państwa, ale także poprzez obniżenie udziałów największych akcjonariuszy (Elektrim, Endesa, GPW SA i PSE SA), zostały zdecydowanie odrzucone przez lidera konsorcjum. Prawdą jest także, że zwycięskie konsorcjum, wbrew przyjętej koncepcji rozwoju rynku energii elektrycznej w Polsce, od początku większym sentymentem darzyło rozwiązania zbliżone do tych, jakie zostały wdrożone m. in. w Hiszpanii, ze scentralizowaną, posiadającą wyłączność na obrót giełdowy, obligatoryjną giełdą energii. Ponadto Autorzy stawiają tezę, że prawidłowo działający RB ma głównie przenosić koszty ograniczeń sieciowych, a nie być miejscem transferowania niezagospodarowanych nadwyżek energii. W związku z tym nasuwają się następujące pytania do Autorów: 1. Czy i w jaki sposób można w obecnej sytuacji zwiększyć wiarygodność GE SA postrzeganą przez uczestników rynku energii elektrycznej i zwiększyć zainteresowanie uczestnictwem w obrocie giełdowym? 2. Czy rzeczywiście główną funkcją RB powinno być przenoszenie kosztów ograniczeń sieciowych, a nie zapewnianie realizacji zawartych kontraktów i transakcji w obrocie energia elektryczną oraz ekonomiczne bilansowanie odchyleń od pozycji kontraktowych uczestników rynku energii elektrycznej z wykorzystaniem pozyskiwanych na drodze konkurencyjnej aukcji ofert bilansujących? 3. Jakie ryzyka rynkowe powinny przejmować firmy obrotu energią elektryczną od odbiorców i innych firm energetycznych zwiększając własną wartość dodaną w obrocie i w jaki sposób powinny nim skutecznie zarządzać? Bardzo dogłębnie analizując zachowania spółek dystrybucyjnych po wdrożeniu dobowo-godzinowego rynku bilansującego, przy wykorzystaniu szerokiego zakresu danych statystycznych z sześciomiesięcznego okresu jego funkcjonowania, Pan J. Topolski [4] zauważa, że przeciętne obroty RB w okresie sześciu miesięcy wyniosły 3,5 % ogólnego zapotrzebowania w systemie krajowym, a ponadto analiza trendu wykazuje tendencję malejącą. Jednocześnie w sytuacji przekontraktowania części spółek dystrybucyjnych, a w konsekwencji kształtowania się cen rozliczeniowych na rynku bilansującym na niskim poziomie, pozostałe spółki (niedokontraktowane) zaprzestały składania ofert kupna na giełdzie energii, kupując brakującą energię z RB po bardzo niskiej cenie. W tym samym czasie spółki przekontraktowane składały oferty sprzedaży na giełdzie energii po wyższych cenach, w efekcie czego energia ta nie znajdowała nabywców. W związku z taką sytuacją nastąpiło praktycznie przejęcie funkcji giełdy energii (RDN) przez RB. Opisany przez Autora mechanizm mógł działać tylko w sytuacji globalnego przekontraktowania w systemie, tzn. gdy skala przekontraktowania części spółek była wyższa niż niedokontraktowania pozostałych. Przekontraktowane spółki ponosiły ewidentne straty, a korzyść osiągały spółki niedokontraktowane i ci wytwórcy, których

6 102 M. Zerka oferty redukcyjne wykorzystał operator. Analiza ta rodzi następujące pytania do Autora: 1. Jaki wpływ na kształtowanie się cen rozliczeniowych na RB w ocenie Autora miało planowanie i wprowadzanie generacji w skojarzeniu poprzez mechanizmy tego rynku i jakie ewentualnie należałoby wprowadzić w tym zakresie modyfikacje zasad RB (dotyczy to rozszerzenia wniosków zawartych w tym zakresie w opracowaniu)? 2. Jeśli przekontraktowane spółki dystrybucyjne ponosiły straty z tytułu odsprzedaży na RB po niskich cenach nadmiaru zakontraktowanej energii, co warunkowało, że nie były zdolne w krótkim okresie poprawić swojej pozycji kontraktowej w poszczególnych okresach rozliczeniowych? Czy wynikało to z braku precyzji w prognozowaniu własnego zapotrzebowania, warunków samych kontraktów na zakup energii elektrycznej (np. braku możliwości ich szybkiej renegocjacji) czy może z innych przyczyn? Czy przekontraktowanie i niedokontraktowanie poszczególnych spółek dystrybucyjnych miało rozkład przypadkowy czy powtarzający się? 3. Czy zdaniem Autora są porównywalne wielkości obrotów na giełdzie energii przed i po wprowadzeniu dobowo-godzinowego rynku bilansującego oraz czy są uzasadnione wnioski co do negatywnego wpływu dobowogodzinowego RB na RDN? Kierunki zmian w zasadach działania RB Większość autorów w swoich referatach obok analizy sytuacji na RB przedkłada również propozycje modyfikacji obowiązujących na nim zasad i mechanizmów. Znaczna ich część postuluje jak najszybsze usunięcie występujących usterek w działaniu systemów rynkowych oraz wdrożenie wszystkich mechanizmów i procesów przewidzianych w modelu Rynku Bilansującego, które ze względu przede wszystkim na presję czasu i konieczne w związku z tym uproszczenia w działaniu systemów rynkowych nie zostały wdrożone od razu 1 września 2001 roku. Do nich należy zaliczyć postulat Pana J. Topolskiego [4] zapewnienia możliwości wstępnego zgłaszania umów sprzedaży, rozszerzenia grupy aktywnych uczestników RB o spółki dystrybucyjne, dopuszczenia przyjmowania tzw. otwartej pozycji przez przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną czy zwiększenia zakresu informacji udostępnianych przez operatora, niezbędnych do skutecznego planowania i identyfikacji występujących ograniczeń w systemie. Ponadto Autor powraca do problemu wprowadzania do stosowania Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) i dokonywania zmian w tej regulacji, tak by były zachowane warunki obiektywności oraz równego traktowania stron uczestników rynku energii elektrycznej.

7 Ocena efektywności działania i propozycje zmian w zasadach rynku bilansującego w Polsce 103 Wskazuje, że satysfakcjonującym rozwiązaniem może być zatwierdzanie IRiESP przez organ administracji rządowej. Także inni autorzy, np. Państwo J. Strzelec-Łobodzińska, M. Wiącek, D. Niemiec [1] postulują wprowadzenie trybu awaryjnego przedkładania zgłoszeń do operatora systemu przesyłowego, rozszerzenie zakresu publikacji danych i informacji rynkowych, korekty kryterium optymalizacyjnego przy tworzeniu dobowego planu koordynacyjnego oraz zasad rozliczeń. W związku z tym zasadne jest ustosunkowanie się Autorów do następujących pytań: 1. Jakie powinny obowiązywać zasady definiowania oraz alokacji na poszczególnych uczestników rynku energii elektrycznej kosztów usuwania ograniczeń tzw. elektrownianych? 2. W jakim stopniu i w jakim trybie wytwórcy powinni ponosić skutki ekonomiczne wynikające z przedkładania grafików pracy jednostek wytwórczych, bez uwzględnienia charakterystyk technicznych tych jednostek lub zidentyfikowanych ograniczeń systemowych? W bardzo głęboko udokumentowanym referacie Pana T. Sikorskiego [2] Autor dokonuje analizy działania rynku bilansującego i formułuje szereg propozycji zmian w zasadach jego działania, w dużym stopniu zbieżnych z ocenami innych autorów. W szczególności podnosi problem usuwania ograniczeń w ramach mechanizmów RB i ich skutków dla kształtowania cen na RB oraz kosztów ponoszonych z tego tytułu przez operatora systemu przesyłowego. Zwraca przy tym uwagę, że wielkość kosztów usuwania ograniczeń wyraźnie jest zależna od sytuacji globalnej kontraktacji i w okresach globalnego niedokontraktowania uczestników rynku koszty te są niższe niż w okresach przekontraktowania. Ponadto wskazuje na konieczność wzmocnienia sygnałów ekonomicznych wymuszających na uczestnikach rynku lepsze zbilansowanie własnych pozycji kontraktowych, proponując podobnie jak przedstawiciele Giełdy Energii SA, m. in. zróżnicowanie cen rozliczeniowych odchyleń. W związku z tym nasuwają się następujące pytania do Autora: 1. Jakie różne rozwiązania powinny być brane pod uwagę w krótkiej i długiej perspektywie działania RB, które pozwoliłyby skutecznie rozwiązać problem alokacji kosztów usuwania ograniczeń na tych uczestników rynku, którzy je powodują? 2. Czy można szerzej opisać różne możliwe zasady i potencjalne skutki dla uczestników i innych segmentów rynkowych parametrycznego zróżnicowania cen rozliczeniowych odchyleń na RB stosowanych przy sprzedaży i zakupie energii elektrycznej w tym segmencie rynku? W jakich terminach, zdaniem Autora, takie modyfikacje systemu rozliczeń mogłyby zostać wdrożone?

8 104 M. Zerka Wnioski Prezentowane na Konferencji referaty wskazują, że dyskusja na temat rynku energii elektrycznej, w tym rynku bilansującego jest merytoryczna i silnie osadzona w faktach. Większość wypowiedzi Autorów referatów generalnych skupia się na tym, jak najskuteczniej poprawić efektywność mechanizmów rynkowych, w wielu przypadkach przedstawiając konkretne rozwiązania. Zgodnie z tymi propozycjami w ramach prac związanych z rozwojem modelu i systemów rynku bilansującego energii elektrycznej w Polsce konieczna jest stopniowa modyfikacja obowiązujących zasad. W szczególności dotyczy to zapewnienia procedur awaryjnych i rezerwowych w procesach planowania, prowadzenia ruchu i rozliczeń, pozwalających ograniczać ryzyko uczestników rynku, udostępniania coraz szerszego zakresu informacji rynkowych niezbędnych w procesach planowania i zarządzania ryzykiem rynkowym, kształtowania zasad i kryteriów optymalizacyjnych na rynku bilansującym, klasyfikacji i zasad alokowania kosztów usuwania ograniczeń, ponoszenia przez uczestników rynku odpowiedzialności za przedkładanie wykonalnych grafików, a także harmonizacji rozwoju wszystkich segmentów rynku energii elektrycznej w Polsce. W związku z procesem integracji Polski z Unią Europejską działania te muszą także brać pod uwagę kierunki kształtowania europejskiego rynku energii elektrycznej. Dlatego też zdając sobie sprawę z niedostatków dzisiejszej organizacji rynku energii elektrycznej w Polsce warto już teraz rozpocząć dyskusję jaki powinien być rynek nowej generacji. Kolejny także raz warto podkreślić, że rynek jest mechanizmem alokacji rzadkich zasobów w gospodarce (a takim zasobem jest bez wątpienia jest energia elektryczna), wykorzystującym wzajemną grę popytu i podaży do określenia wielkości produkcji i ceny energii [8]. Tak więc mogą oczywiście istnieć okresy, że mechanizmy rynkowe wymuszą spadek cen energii, ale również takie, w których spowodują ich wzrost. Rynek spełnia więc rolę regulatora ekonomicznego, a nie tylko narzędzia zapewniającego spadek cen. Literatura [1] J. Strzelec-Łobodzińska, M. Wiącek, D. Niemiec: Rynek energii elektrycznej w Polsce konieczne zmiany w mechanizmach Rynku Bilansującego na podstawie doświadczeń wytwórców energii elektrycznej (aspekty techniczne i ekonomiczne). W materiałach: Konferencji Rynek Energii Elektrycznej: Osiągnięcia,doświadczenia wyzwania. Kazimierz Dolny, maja 2002 r. [2] T. Sikorski: Rynek Bilansujący doświadczenia z funkcjonowania oraz planowany rozwój mechanizmów bilansowania. W materiałach: Konferencji Rynek Energii Elektrycznej: Osiągnięcia, doświadczenia wyzwania. Kazimierz Dolny, maja 2002 r.

9 Ocena efektywności działania i propozycje zmian w zasadach rynku bilansującego w Polsce 105 [3] I. Łazor: Giełda Energii SA osiągnięcia, doświadczenia, wyzwania. W materiałach: Konferencji Rynek Energii Elektrycznej: Osiągnięcia, doświadczenia wyzwania. Kazimierz Dolny, maja 2002 r. [4] J. Topolski: Działalnośc spółek dystrybucyjnych na Rynku Bilansującym pierwsze doświadczenia i efekty. W materiałach: Konferencji Rynek Energii Elektrycznej: Osiągnięcia, doświadczenia wyzwania. Kazimierz Dolny, maja 2002 r. [5] W. Tyszko, W. Kułagowski: Doświadczenia przedsiębiorstw obrotu w działalności na rynku energii elektrycznej. W materiałach: Konferencji Rynek Energii Elektrycznej: Osiągnięcia, doświadczenia wyzwania. Kazimierz Dolny, maja 2002 r. [6] K. Strożek, K. Żukowski: Co przeszkadza spółkom obrotu działać efektywnie na rynku energii? W materiałach: Konferencji Rynek Energii Elektrycznej: Osiągnięcia, doświadczenia wyzwania. Kazimierz Dolny, maja 2002 r. [7] Electric Power Research Institute: External Evaluation of Development of Power Market in Poland, 2001 r. [8] D. Begg, S. Fischer, R. Dornbusch: Mikroekonomia, Polskie Wydawnictwo Ekonomiczne, Warszawa 1998 r.