RYNEK BILANSUJĄCY A PRAWO WYBORU DOSTAWCY ENERGII ELEKTRYCZNEJ Autor: Robert Guzik, naczelnik w Departamencie Promowania Konkurencji URE (Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki nr 6/2004) Kilka liczb zamiast wstępu Udział energii elektrycznej kupionej przez 64 odbiorców korzystających z TPA w pierwszym półroczu 2004 r. stanowił ok. 9,5% 1) całkowitej energii dostarczonej do wszystkich odbiorców przez spółki dystrybucyjne. Dużo to, czy mało? A dla kogo jest ten wywiad?" - można odpowiedzieć pytaniem na pytanie. Biorąc pod uwagę wszystkich uprawnionych, faktycznie tylko 1% korzysta z dostępu do sieci. Z drugiej strony statystyka wyglądałaby lepiej, gdyby brać pod uwagę tylko odbiorców kupujących co najmniej 10 GWh energii elektrycznej rocznie, czyli tych 640, którzy byli już uprawnieni przed 1 stycznia 2004 r. 2) Ewidentny wzrost liczby faktycznie korzystających oraz rosnące zainteresowanie zasadą TPA występuje wśród odbiorców, dla których zaprzestanie zakupu energii na warunkach taryfowych może przynieść wymierny efekt finansowy. Ten rzeczywisty wzrost wykorzystania prawa wyboru dostawcy jest w zasadzie zgodny z oczekiwaniami URE. Można by podnieść zarzut, że URE ma skromne oczekiwania. Skromne, ale realistyczne. Poniżej omówionych jest kilka szczegółowych zagadnień, dotyczących świadczenia usług przesyłowych na rzecz odbiorców korzystających z prawa wyboru dostawcy, w których Prezes URE przedstawił ostatnio swoje stanowisko w odpowiedzi na konkretne pytania uczestników rynku energii. Bariery Spośród wymienianych obecnie czterech głównych powodów niezadowalającego tempa rozwoju zasady TPA trzy pośrednio związane są z regulaminem rynku bilansującego: wymagania techniczne dla systemów pomiarowych, za mała dokładność zgłaszania ofert, brak możliwości tworzenia grup bilansujących 3 '. Czy zasadnie? Funkcjonujący od ponad trzech lat rynek bilansujący jest warunkiem działania rynku energii opartego na kontraktach dwustronnych. W tym czasie jego regulamin przeszedł szereg mniejszych zmian i co najmniej dwa trzęsienia ziemi, po których jego uczestnicy musieli dostosowywać swoje działania do funkcjonujących rozwiązań. Jednak powtarzane jak mantra twierdzenie, że to regulamin rynku bilansującego jest przeszkodą dla odbiorców korzystających z TPA oparte jest na nieporozumieniu, którego praźródło być może tkwi w samym Regulaminie Rynku Bilansującego Energii Elektrycznej, stanowiącego część Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej opracowanej przez operatora systemu przesyłowego. Konkretnie pkt 1.4.5 RRB brzmi następująco: Podmiot, którego urządzenia lub instalacje nie są przyłączone do fragmentu sieci rozdzielczej objętej obszarem RB może uczestniczyć w RB poprzez właściwego Operatora Systemu Rozdzielczego, do sieci którego jest przyłączony i z którym ma zawartą Umowę przesyłową. Podmiot taki dokonuje zgłoszeń danych handlowych i technicznych oraz rozlicza się ze swoich odchyleń z właściwym OSR". Jednak interpretacja funkcjonującego w praktyce pojęcia odbiorcy będącego pośrednim uczestnikiem rynku bilansującego" jest niewłaściwa, ponieważ odbiorca korzystający z zasady TPA przyłączony do sieci rozdzielczej poza obszarem rynku bilansującego, wcale nie musi być faktycznie uczestnikiem RB, ani bezpośrednio ani pośrednio. Odbiorca ten ma jedynie obowiązek zgłaszania zawartych umów zakupu energii do realizacji spółce dystrybucyjnej, do której sieci
jest przyłączony (z odpowiednim wyprzedzeniem i w określonej formie), oraz rozliczania się z tą spółką za odchylenia między ilościami energii zgłoszonymi a pomierzonymi. Operator handlowo-techniczny Stwierdzenie, że spółki dystrybucyjne umożliwiają wszystkim podmiotom przyłączonym do swojej sieci korzystającym z TPA pośrednie uczestnictwo w rynku bilansującym, a same pełnią dla tych odbiorców funkcje operatora handlowo-technicznego jest nadinterpretacją. W istocie spółka dystrybucyjna prawie nigdy nie pełni funkcji operatora handlowo-technicznego dla odbiorcy przyłączonego do jej sieci, korzystającego z TPA. W szczególności nie ma to miejsca, gdy spółka nie zgłasza odrębnie umów sprzedaży energii (USE) zawartych przez tego odbiorcę operatorowi systemu przesyłowego (OSP), lecz jedynie przedkłada mu jedno zgłoszenie, stanowiące sumę własnych umów sprzedaży energii (zawartych na potrzeby odbiorców taryfowych) i umów sprzedaży zawartych przez wszystkich odbiorców korzystających z usług przesyłowych przyłączonych do jej sieci. Nie ma mowy o świadczeniu na rzecz odbiorcy usługi operatora handlowo-technicznego, która nie polega jedynie na dokonywaniu poprzez system WIRE zgłoszeń umowy sprzedaży do OSR jak twierdzą niektóre spółki dystrybucyjne. Zgłaszanie umów sprzedaży nie jest jednoznaczne z pełnieniem funkcji OHT, ponieważ funkcja operatora handlowo-technicznego ma o wiele szerszy wymiar i obejmuje m.in. odpowiedzialność za dysponowanie jednostką grafikową uczestnika rynku bilansującego w zakresie handlowym i technicznym. Zatem odbiorca korzystający z TPA nie jest uczestnikiem, nawet pośrednim, rynku bilansującego, a uczestnictwo w rynku bilansującym przez odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej nie jest warunkiem koniecznym korzystania z usług przesyłowych. W związku z tym nie ma podstaw do pobierania przez spółki dystrybucyjne dodatkowych opłat, nie uwzględnionych w taryfie, od odbiorcy korzystającego z prawa wyboru dostawcy za pełnienie funkcji OHT", w przypadku, gdy spółka nie świadczy na rzecz odbiorcy żadnych usług, których koszt nie byłby uwzględniony przy kalkulacji taryfy. Stawka rozliczeniowa opłaty systemowej w taryfach spółek dystrybucyjnych Warto w tym miejscu wspomnieć o stawce rozliczeniowej. Zgodnie z 21 ust. 1 rozporządzenia taryfowego 4 ' stawkę rozliczeniową kalkuluje operator systemu przesyłowego dla podmiotów zgłaszających grafiki obciążeń na podstawie kosztów uzasadnionych. Spółki dystrybucyjne mogą ustalić w taryfie stawkę rozliczeniową na podstawie kosztów zakupu usług przesyłowych w części przypadającej na opłatę rozliczeniową oraz własnych kosztów uzasadnionych budowy i rozwoju systemów bilansowo-rozliczeniowych oraz ich eksploatacji, niezbędnych do realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zgłoszonych w postaci grafików obciążeń. Do kalkulacji tej stawki można zaliczyć jedynie koszy nie uwzględnione w kalkulacji składnika stałego stawki sieciowej (obliczanego na jednostkę mocy umownej). W celu obliczenia tej stawki koszty te należy odnieść do ilości energii elektrycznej określonej w tych grafikach, l tu zaczyna się problem. Nie sposób bowiem określić podstawy do naliczenia tej stawki. Trudno przewidzieć ilu odbiorców skorzysta w danej spółce z TPA i ile energii zostanie przez nich kupione. Z kolei - po rzetelnym wydzieleniu kosztów stanowiących podstawę kalkulacji odrębnych stawek opłaty sieciowej dla odbiorców TPA i taryfowych - może się okazać, że różnica w wysokości tych stawek jest znikoma. Stąd, ze względów pragmatycznych, w założeniach do taryfy spółek dystrybucyjnych na rok 2005 5) zaleca się odstąpienie od naliczania stawki rozliczeniowej opłaty systemowej.
Wymagania techniczne dla systemów pomiarowych Kwestie regulujące szczegóły techniczne funkcjonowania mechanizmu przesyłania energii elektrycznej zakupionej na rynku energii, sprzedaży rezerwowej, pomiarów oraz przekazywania informacji zawarte są Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP), opracowanej przez operatora sieci przesyłowej. Każda ze spółek dystrybucyjnych, jako pełniąca funkcję operatora systemu rozdzielczego, opracowała własną Instrukcję Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej (IRiESR). Zgodnie z brzmieniem 27 ust. 2 rozporządzenia przyłączeniowego 6), dla zapewnienia niezawodnego sterowania ruchem sieci, IRiESR opracowywana przez OSD powinna być zgodna z IRiESP opracowaną przez OSR Przepis ten wyraźnie określa zakres przedmiotowy, w jakim obie instrukcje powinny być zgodne, jako zakres rozwiązań technicznych, zapewniających możliwość niezawodnego fizycznego sterowania ruchem sieci. Oznacza to, że obie instrukcje muszą być zgodne tylko w zakresie umożliwiającym bezkolizyjne i sprawne sterowanie całym systemem elektroenergetycznym. Omawiane instrukcje powinny zasadniczo określać kwestie dotyczące szczegółów technicznych funkcjonowania mechanizmu przesyłania energii elektrycznej, sprzedaży rezerwowej energii, pomiarów oraz przekazywania informacji. W żadnej mierze nie należy przepisu 27 ust. 2 rozporządzenia przyłączeniowego interpretować rozszerzające i przyjmować, że wszystkie postanowienia obu instrukcji muszą być identyczne. Jest to nie do przyjęcia, zarówno ze względu na różnice w zakresie i rodzaju obsługiwanych podmiotów, jak i różnice techniczne występujące na poziomie sieci przesyłowej oraz sieci rozdzielczej. Operator systemu dystrybucyjnego zobowiązany jest do prowadzenia ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej w sposób zapewniający bezpieczną pracę krajowego systemu elektroenergetycznego oraz równe traktowanie stron. Identyczność obu Instrukcji nie znajduje uzasadnienia w obowiązujących przepisach prawa. Nie ma zatem podstaw do przenoszenia wymogów technicznych określonych dla spółek dystrybucyjnych i odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej na odbiorców przyłączonych do sieci rozdzielczej. Wymóg, aby układy pomiarowo-rozliczeniowe służące do pomiaru wytwarzanej, pobieranej lub przesyłanej energii elektrycznej, będące podstawą rozliczeń odchyleń USE spełniały wymagania określone w części ogólnej IRiESR stanowi faktycznie barierę korzystania z usług przesyłowych w systemie dystrybucyjnym. Przykładowo, niektóre Instrukcje RiESR zobowiązują podmioty zakwalifikowane do II lub III grupy przyłączeniowej do instalowania układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej zgodnie z wymogami określonymi przez operatora sytemu przesyłowego w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Rozwiązanie to jest ogólnikowe i niewłaściwe, ponieważ Instrukcja RiESP nie odnosi się w ogóle do odbiorców w poszczególnych grupach przyłączeniowych. Określone w niej wymagania techniczne dla systemów pomiarowo-rozliczeniowych dotyczą podmiotów uczestniczących w rynku bilansującym i nie mogą być bezpośrednio przenoszone na poziom odbiorców przyłączonych do sieci rozdzielczej nie uczestniczących w rynku bilansującym prowadzonym przez operatora systemu przesyłowego. Dokładność zgłaszania umów W zasadzie powyższe rozważania dotyczące zgodności Instrukcji odnoszą się także do kwestii dokładności zgłaszania umów sprzedaży energii, uważanej za jedną z najistotniejszych kwestii z punktu widzenia praktyki korzystania z prawa wyboru dostawcy. Bez względu na to, czy OSP zwiększy dokładność z obecnie obowiązującej 1 MWh/h, problem ten można próbować rozwiązać na poziomie lokalnego rynku w obrębie spółki dystrybucyjnej. Wydaje się, że przynajmniej w przypadku odbiorców należących do grup IV,
V i VI sprzedawcy powinni mieć możliwość zgłaszania umów z dokładnością do 1 KWh, czyli z dokładnością stosowaną przy rozliczaniu odchyleń. Częściowe" korzystanie z TPA Niektórzy odbiorcy usiłują dokonywać zakupu energii na warunkach rynkowych w ilości tylko częściowo pokrywającej swoje zapotrzebowanie. Chodzi o zakup pewnej stałej wielkości mocy w paśmie np. rocznym. Pozostała część energii byłaby kupowana od spółki dystrybucyjnej na warunkach taryfowych. W takim przypadku, spółka dystrybucyjna byłaby zobowiązana do stosowania cen taryfowych na energię sprzedawaną odbiorcy uprawnionemu poza pasmem kupowanym u innego dostawcy. Jest to rozwiązanie co do zasady dopuszczalne, pod warunkiem, że umowa przesyłowa określi warunki rozliczeń za bilansowanie godzinowych zmian zapotrzebowania odbiorcy na energię elektryczną. Trudno bowiem wymagać, aby spółka dystrybucyjna ponosiła całe ryzyko wynikające z niezbilansowania odbiorcy, który przy zapewnionym stałym poziomie mocy pokrywałby swoje odchylenia energią z kontraktu zawartego ze spółką dystrybucyjną. Tak więc odchylenia takiego odbiorcy od zgłoszonego zakupu energii w ramach TPA powinny być rozliczane proporcjonalnie do odchylenia całkowitego zapotrzebowania tego odbiorcy. A to oznacza, że spółka dystrybucyjna może zasadnie domagać się zgłaszania całego zapotrzebowania tego odbiorcy w postaci grafiku oraz rozliczać jego całkowite odchylenie w części przypadającej na zakup wolnorynkowy. Co więcej, spółka musi zastosować takie rozwiązanie, ponieważ zwalniając tego odbiorcę z grafikowania, przypisze jego odchylenia do swoich odbiorców taryfowych. W skrajnym przypadku, odbiorca o stałym profilu obciążenia, mógłby kupować 95% swojego zapotrzebowania w od innego dostawcy w stałym paśmie i nigdy nie rozliczać się z odchyleń, ponieważ pozostałe 5% byłoby kupowane na zasadach taryfowych, a całe odchylenie (o ile mieściłoby się w granicach tych 5%) wchodziłoby do odchylenia całej spółki, którego koszty w ten czy inny sposób zawsze byłyby przeniesione na odbiorców taryfowych. Grupowe bilansowanie odbiorców 7) Możliwość tworzenia pseudogrup bilansujących" przez zainteresowanych odbiorców jest dopuszczalna na podstawie obowiązującej w Polsce zasady swobody kontraktowania. Zgodnie z art. 353 1 Kc strony zawierające umowę mogą ułożyć stosunek prawny według swego uznania, byleby jego treść lub cel nie sprzeciwiały się właściwości (naturze) stosunku, ustawie ani zasadom współżycia społecznego. Zawarcie umowy, w której zainteresowane podmioty określą zasady współpracy w ramach grupy bilansującej odbiorców (tj. umowy tworzącej taką grupę) nie jest zakazane przez żadne przepisy prawa. Zatem zawarcie umowy agregującej grupę odbiorców mieści się w zakresie ich swobody kontraktowania (zawierania umów cywilnoprawnych). Tego ustawowego uprawnienia nie może ograniczać Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej (IRiESR), jako dokument wewnętrzny każdej spółki dystrybucyjnej, mimo, że stanowi ona ogólne warunki umów w rozumieniu Kc i jest załącznikiem do umów o świadczenie usług przesyłowych. Ponadto, zgodnie z art. 4 ust. 2 ustawy - Prawo energetyczne oraz 23 rozporządzenia przyłączeniowego zawarcia umowy o świadczenie usług przesyłowych może zażądać zarówno odbiorca uprawniony, jak i dostawca (wytwórca lub przedsiębiorstwo obrotu). Zgodnie z 6 ust. 1 rozporządzenia w sprawie harmonogramu uzyskiwania dostępu do sieci, odbiorcą uprawnionym może być także tzw. odbiorca rozproszony, tj. taki, któremu energia
elektryczna dostarczana jest w kilku miejscach odbioru (niezależnie od ich charakterystyki), znajdujących się na terenie działania jednej spółki dystrybucyjnej. Z perspektywy jednostki grafikowej spółki dystrybucyjnej, przy odpowiednim skonstruowaniu umowy tworzącej grupę bilansującą odbiorców, grupa ta będzie widziana jako odbiorca rozproszony (tj. mający wiele punktów odbioru), żądający zawarcia umowy przesyłowej. W imieniu takiej grupy o zawarcie umowy przesyłowej będzie występował jeden podmiot (np. dostawca energii lub zarządzający grupą), który jednocześnie będzie musiał zadbać o uregulowanie kwestii związanych ze zgłaszaniem grafików poboru przez jednostki odbiorcze i grafików wprowadzania energii przez jednostki wytwórcze oraz zapewnieniem utrzymania ciągłości i niezawodności dostaw energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym (zgodnie z 23 ust. 2 pkt 1 i 2 rozporządzenia przyłączeniowego). Grupa taka może wystąpić o zawarcie umowy o świadczenie usług przesyłowych i, jeśli nie wystąpią wymienione w art. 4 ust. 3 Prawa energetycznego przestanki negatywne, (przy czym udowodnienie ich zaistnienia, zgodnie z art. 6 Kc ciąży na twierdzącym, czyli na spółce dystrybucyjnej), to spółka jest zobowiązana do zawarcia takiej umowy. Uniemożliwienie tworzenia grup bilansujących odbiorców ogranicza aktywność spółek obrotu agregujących odbiorców. Ze względu na fakt, że uprawnienie do korzystania z ustug przesyłowych uzyskują odbiorcy o niskim poziomie zużycia, brak możliwości agregowania w znacznym stopniu opóźni faktyczne otwarcie rynku dla małych odbiorców. Z punktu widzenia organu regulacji jest to nie do zaakceptowania, tym bardziej w sytuacji, gdyby ograniczenia te miałyby wynikać z Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej. Na drodze do pełnego otwarcia rynku Omówiony powyżej problem wiąże się z uzyskiwaniem uprawnienia do korzystania z TPA przez odbiorców o bardzo małym zużyciu energii. Od 1 lipca 2004 r., mimo braku implementacji do prawa krajowego art. 21 ust. 1 lit. b Dyrektywy 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 26 czerwca 2003 r. w sprawie wspólnych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej i uchylającej Dyrektywę 96/92/WE, wszyscy odbiorcy energii elektrycznej nie będący gospodarstwami domowymi mogą żądać od spółek dystrybucyjnych świadczenia usług przesyłowych od wybranego dostawcy. Przepis dyrektywy jest bowiem precyzyjny i bezwarunkowy, a termin jego transpozycji do prawa polskiego upłynął. Umożliwienie praktycznej realizacji zasady TPA w odniesieniu do małych" odbiorców wymaga opracowania metodologii kalkulacji lub określania zasad i warunków dostarczania usług bilansowania. Art. 20 ust. 1 Dyrektywy 2003/54/WE, nakłada na państwa członkowskie obowiązek zapewnienia wdrożenia zasady dostępu stron trzecich do systemów dystrybucyjnych na podstawie publikowanych taryf, dostępnych dla wszystkich uprawnionych odbiorców, stosowanych obiektywnie i bez dyskryminacji wobec użytkowników systemu, art. 14 ust. 6 dyrektywy zawiera dyspozycję, aby zasady przyjęte w zakresie bilansowania systemu dystrybucyjnego (w tym dotyczące opłat obciążających użytkowników systemu za korzystanie z sieci w przypadku niezbilansowania) były obiektywne, przejrzyste i niedyskryminujące. Oznacza to dla spółek dystrybucyjnych konieczność przygotowania organizacyjnego do wdrożenia otwarcia rynku dla odbiorców nie będących gospodarstwami domowymi. Dlatego istotne jest podjęcie przez nie działań zmierzających do opracowania procedur organizacyjnych i technicznych umożliwiających świadczenie usług przesyłowych dla dużej
grupy odbiorców o relatywnie niewielkim zużyciu energii, w tym np. przygotowania profili obciążenia dla małych" odbiorców uprawnionych (przykładowo należących do grup taryfowych C11 i 012) oraz zasad ponoszenia kosztów instalacji układów pomiaroworozliczeniowych z rejestratorami godzinowymi wartości obciążeń dla pozostałych odbiorców uprawnionych. Wskazane jest przy tym, aby, zgodnie z zaleceniami DG-TREN 8), te koszty były regulowane poprzez włączenie ich do opłat systemowych (przynajmniej w przypadku odbiorców z grup przyłączeniowych IV i VI). Pierwsze sygnały o takich działaniach i konkretne propozycje rozwiązań przygotowane przez spółki dystrybucyjne już do URE wpływają. Podmioty uprzywilejowane Pojawiają się propozycje wyłączenia z wymogu rozliczania niezbilansowania pewnych grup producentów energii elektrycznej, preferujące niektóre źródła wytwórcze należące do tzw. generacji rozproszonej. Wytwórcy ci byliby traktowani tak, jak odbiorcy taryfowi o ujemnym poborze energii, tzn. nie byliby zobowiązani do planowania i zgłaszania grafików swojej produkcji. Problem polega na tym, że zgodnie z art. 14 ust. 6 Dyrektywy 2003/54/WE, jeżeli operator systemu dystrybucyjnego odpowiada za bilansowanie systemu dystrybucyjnego, zasady przyjęte w tym zakresie powinny być obiektywne, przejrzyste i niedyskryminujące. Wydaje się, że obecnie obowiązujący stan prawny nie daje podstaw do odmiennego (preferencyjnego) traktowania niektórych użytkowników systemu dystrybucyjnego i w związku z tym ewentualne stosowanie odmiennych reguł wobec jakiejkolwiek grupy użytkowników systemu dystrybucyjnego powinno być usankcjonowane w przepisach nowelizujących prawo energetyczne (lub rozporządzenia wykonawcze). Zasady rozliczeń 9) Ideałem byłoby rozliczanie kosztów odchyleń odbiorców korzystających z usług przesyłowych dokonywane ex-post po określeniu rzeczywistych kosztów niezbilansowania poniesionych przez operatora sytemu dystrybucyjnego w danym okresie rozliczeniowym. Poszczególni odbiorcy nie powinni być traktowani jako jedyne podmioty przyłączone do sieci spółki dystrybucyjnej powodujące powstawanie odchyleń. Podstawą do obliczenia wysokości opłat dla odbiorców korzystających z usług przesyłowych lub sprzedawców działających w ich imieniu winien być kierunek odchylenia operatora sytemu dystrybucyjnego i poszczególnych odbiorców i sprzedawców. W wypadku, gdy kierunek odchyleń odbiorcy zgłaszającego USE jest przeciwny do kierunku odchylenia spółki, odchylenie powstałe u odbiorcy w istocie zredukowało całkowite odchylenie spółki dystrybucyjnej, zmniejszając poniesione przez nią koszty na systemowym rynku bilansującym prowadzonym przez operatora systemu przesyłowego. W praktyce można stosować wiele rozwiązań satysfakcjonujących zarówno spółki dystrybucyjne, jak i odbiorców korzystających z TPA. Same algorytmy rozliczania odchyleń mogą być różne w poszczególnych spółkach, ze względu na specyfikę odbiorców i charakterystyki zużycia energii przez odbiorców taryfowych i korzystających z prawa wyboru dostawcy. Istotne jest, aby zasady te były niedyskryminujące.
Zakończenie Świadczenie usług przesyłowych odbywa się na podstawie umowy, której minimalne wymogi określa art. 5 Prawa energetycznego i 23 rozporządzenia przyłączeniowego. Pozostałe warunki w zasadzie pozostają przedmiotem uzgodnień między stronami w ramach szeroko rozumianej swobody zawierania umów, a w sytuacjach spornych rozstrzyga Prezes URE. Uprawnienie to, będące podstawą regulowanego TPA, oznacza, że odbiorca ma prawo skutecznie żądać od spółki dystrybucyjnej zmiany zapisów w umowie o świadczenie usług przesyłowych dotyczących wymogów w zakresie opomiarowania lub zasad bilansowania. Faktyczną barierą korzystania z dostępu do sieci nie jest sam rynek bilansujący, którego istnienie powinno być ogromnej większości odbiorców uprawnionych obojętne. Z pewnymi wyjątkami w ogóle nie powinno ich obchodzić, czy można na RB tworzyć grupy i podgrupy, jaka jest dokładność zgłaszanych tam ofert oraz jakie obowiązują zasady rozliczeń dla podmiotów w nim uczestniczących. Przeszkodą było dotychczas stosowanie przez spółki dystrybucyjne zasad przeniesionych wprost z regulaminu rynku bilansującego wobec odbiorców uprawnionych przyłączonych do ich sieci. Problemy te stopniowo są łagodzone, a ich pełne rozwiązanie przyspieszy nowelizacja prawa energetycznego i praktyczne wdrożenie pełnego otwarcia rynku. l
Przypisy 1) Tabela w załączeniu. 2) Według rozporządzenia Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z 20 stycznia 2003 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych (Dz. U. z 2003 r. Nr 17, póz. 158). Od 1 lipca 2004 r., na podstawie Dyrektywy 2003/54 wszyscy odbiorcy, z wyjątkiem gospodarstw domowych, mają status uprawnionych do korzystania z prawa wyboru dostawcy. 3) Czwartą spośród najważniejszych barier jest istnienie kontraktów długoterminowych. 4) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z 23 kwietnia 2004 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2004 r. Nr 105, póz. 1114). 5) Taryfy Spółek Dystrybucyjnych na rok 2005, URE, Departament Taryf, lipiec 2004. 6) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców (Dz. U. z 2000 r. Nr 85, póz. 957), zwane rozporządzeniem przyłączeniowym" stosowane od 1 stycznia 2004 r. w zakresie niesprzecznym z Prawem energetycznym. 7) Nie jest to tożsame z pojęciem grup bilansujących, jako zbiorów jednostek grafikowych wytwórczych i odbiorczych należących do różnych uczestników RB. 8) Dyrekcja ds. Transportu i Energii. 9) Zasady rozliczeń zostały szerzej omówione w Biuletynie URE nr 5/2004. 10) Ilość energii kupionej przez odbiorców uprawnionych (z koi. 3) zarówno korzystających z TPA, jak i pozostających taryfowymi. 11) Udział energii z koi. 4 odniesiona do całkowitej energii dostarczonej przez spółki dystrybucyjne. 12) Procentowy udział energii elektrycznej kupionej przez odbiorców korzystających z prawa wyboru dostawcy do całkowitej ilości energii dostarczonej przez spółki dystrybucyjne wszystkim odbiorcom; miara faktycznego uczestnictwa odbiorców w konkurencyjnym rynku energii. 13) Różnica w porównaniu do 2002 r. wynika z zaliczenia w nowym rozporządzeniu Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z 20.01.2003 r. tzw. odbiorców rozproszonych do kategorii odbiorców uprawnionych. 14) Wg harmonogramu określonego w Dyrektywie 2003/54/WE.