– Często mówi się, że odbiorcy końcowi są najważniejszym elementem rynku energii i rynek hurtowy jest przeznaczony dla odbiorców. Moje doświadczenia są całkowicie odmienne. Te deklaracje kończą się w chwili, gdy trzeba kontraktować energię na następny rok – mówi Andrzej Zielaskowski, dyrektor handlowy Centrum Energetyki Zakładów Chemicznych PCC Rokita, wiceprezes Izby Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii i wiceprzewodniczący Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu.

Rynek hurtowy

Andrzej Zielaskowski przekonuje, że rynek hurtowy, który jest podobno dla odbiorców korzystny, w rzeczywistości jest dla nich zamknięty. Na rynku energii działają spółki obrotu hurtowego i detalicznego. W przypadku innych towarów o tym, czy jest to rynek hurtowy czy detaliczny, decyduje ilość – w hurcie kupuje się dużo, w detalu pojedyncze sztuki. – Rynek energii, jak zwykle, rządzi się innymi prawami. Dla energii hurt oznacza obrót energią czarną (wyprodukowaną z węgla kamiennego i brunatnego), a detal głównie, choć nie tylko, tzw. energią kolorową (wyprodukowaną w odnawialnych źródłach, z gazu i w kogeneracji z ciepłem). Na różnych aukcjach w obrocie hurtowym sprzedaje się pasma jedynie po 10 lub 20 MW.
– Zakłady PCC Rokita zużywają ponad 50 MW, a np. pobliski KGHM ponad 250 MW. Okazuje się jednak, że tak duzi odbiorcy nie mogą kupić energii na rynku hurtowym, tylko muszą poczekać, aż spółka obrotu detalicznego złoży im ofertę. Przyczyna jest prosta: odbiorca nie może kupić energii czarnej i jej zużyć, bo złamie prawo. Ktoś musi wypełnić „kolorowe obowiązki”, a sam odbiorca nie może – wskazuje Andrzej Zielaskowski. Jego zdaniem jest to bariera wykorzystywana do niedopuszczenia odbiorców końcowych do rynku hurtowego. W regulaminie aukcji na rynku hurtowym jest zapis, że kupuje się energię czarną przeznaczoną do dalszego obrotu. Andrzej Zielaskowski przekonuje, że można przecież w regulaminie aukcji zapisać, że po rozstrzygnięciu, jeżeli zwycięzcą jest odbiorca końcowy, dolicza mu się do ceny wartość opłaty zastępczej.
Reklama

Każdy pretekst dobry

Jeszcze inne problemy, z jakimi borykają się przemysłowi odbiorcy energii, wskazuje Bronisław Pytel, główny energetyk General Motors Manufacturing Poland, czyli fabryki Opla w Gliwicach. – W III kwartale 2008 r., kiedy rozpoczęliśmy przetarg na dostawę energii na rok 2009, ceny energii wcześniej zakontraktowane na rynku hurtowym były niskie, lecz bieżące ceny na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) były wysokie. Sprzedawcy mówili wówczas, że ceną referencyjną jest cena z TGE, choć wiemy, że tam obrót stanowi zaledwie 2 proc. krajowego obrotu – przekonuje Bronisław Pytel.



Sprzedawcy energii mówili, że odbiorcy muszą zapłacić wysokie ceny, ponieważ takie są ceny rynkowe. Wskazywano na konieczność zwiększania cen energii spowodowaną ograniczeniami limitów emisji CO2 i wzrostem cen węgla. Energię kontraktowano małymi porcjami, co w efekcie doprowadziło do skokowego wzrostu cen energii liczonej rok do roku. W roku 2009, kiedy ceny na TGE spadły, sprzedawcy mówią, żeby nie patrzeć na cenę giełdową, ponieważ to nie jest cena referencyjna, gdyż tam sprzedawane jest tylko 2 proc. energii. Bronisław Pytel podkreśla, że w zależności od sytuacji sprzedawcy stosują różne usprawiedliwienia do podnoszenia cen energii.
– Kontraktując wcześniej energię w ramach zasad TPA, można było negocjować ceny w roku 2007 na poziomie 140 zł za 1 MWh, w roku 2008 na poziomie 160 zł, a na rok 2009 cena negocjowana wzrosła do poziomu 280 zł za 1 MWh dla odbiorcy końcowego. Nie wierzę, że tak gwałtowny wzrost cen w tak krótkim okresie nastąpił wskutek działań rynkowych – ocenia Bronisław Pytel.

Nieprzejrzysty rynek

Wielu odbiorców komercyjnych, mimo że wie, iż może poszukać tańszego sprzedawcy energii, to takiej zmiany się obawia. W efekcie nadal korzystają z zakupu energii na dotychczasowych warunkach i nie są zainteresowani pozyskaniem nowego sprzedawcy nawet wtedy, kiedy sprzedawca sam wychodzi z taką propozycją. Jak przypomina Witold Pawłowski, dyrektor generalny i członek zarządu CEZ Trade Polska, w Polsce działa obecnie ok. 7 tys. przedsiębiorstw zużywających rocznie ponad 1 GWh energii. Z informacji Urzędu Regulacji Energetyki (URE) wynika, że w połowie 2009 r. jedynie ok. 300 z tych firm korzystało z zasady TPA (wybór sprzedawcy), z czego tylko nieznaczna część zmieniła rzeczywiście sprzedawcę. Pozostali zmienili tylko formę zakupu i pozostali klientami tych samych spółek obrotu wchodzących w skład skonsolidowanych grup.
Jak twierdzi Witold Pawłowski, można mieć jednak wątpliwości, czy wprowadzenie obowiązku sprzedaży energii na giełdzie lub obowiązku organizowania przetargów publicznych na zakup energii jest czynnikiem wystarczającym, aby wpłynąć na większe zastosowanie zasady TPA. Według Witolda Pawłowskiego, aby w Polsce powstał prawdziwy rynek energii, konieczne jest spełnienie łącznie kilku warunków zapewniających transparentność ceny i dostęp do energii.
– Pierwszy z warunków to prowadzenie handlu hurtowego przez wszystkich jego uczestników za pośrednictwem dowolnych platform obrotu energią, zobowiązanie dominującego wytwórcy, czyli Polskiej Grupy Energetycznej, do pełnienia funkcji tzw. kreatora rynku (market maker), ograniczenie udziału w rynku bilansującym poprzez aukcje na usługi regulacyjne, zniesienie ograniczeń w udostępnianych mocach przesyłowych w wymianie międzysystemowej, w tym niestosowanie metody przydziału mocy według tzw. flow base allocation i odstąpienie od taryfowania odbiorców indywidualnych – sugeruje Witold Pawłowski.