Centralny czy zdecentralizowany
Stworzenie rynku energii elektrycznej jest warunkiem integracji z Unią Europejską. Działania w tym kierunku rozpoczęto na dobre w 1997 r., kiedy uchwalono Prawo energetyczne. Na początku tego roku uruchomiono nowy mechanizm cenotwórczy. Jak dotychczas nie określono jednak modelu rynku, do jakiego zmierzamy.W ubiegłym miesiącu ministrowie gospodarki, finansów i skarbu przyjęli harmonogram zadań związanych z urynkowieniem elektroenergetyki.Wynika z niego, że do końca czerwca trzej ministrowie opracują dokument "Model energii elektrycznej w Polsce", uwzględniający koncepcje funkcjonowania giełdy, rynku bilansowego oraz rozwiązania problemu kontraktów długoterminowych na dostawy energii, zawartych między Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi a elektrowniami i elektrociepłowniami. Kontrakty te obejmują ok. 70% rynku, co znakomicie utrudnia utworzenie giełdy.Prywatyzacja na późniejJeśli w lipcu rząd zaakceptowałby ten projekt, mogłoby dojść do zawiązania spółki "giełda energii". W dalszej kolejności minister skarbu zaproponowałby program prywatyzacji elektroenergetyki, który jesienią zostałby przyjęty przez KERM.Zdaniem specjalistów, kluczową kwestią jest w tej chwili opracowanie projektu struktury rynku oraz powiązań rzeczowych i finansowych między przedsiębiorstwami sektora. Wtedy dopiero należy przystąpić do organizowania giełdy energii i prywatyzacji przedsiębiorstw energetycznych. Poważni inwestorzy przyjdą dopiero wówczas, gdy zostaną określone warunki, w jakich przyjdzie im działać w przyszłości. Jak dotąd, prywatyzacja elektroenergetyki ledwie się zaczęła i postępuje z oporami. Z ponad 60 spółek sprywatyzowano zaledwie trzy - elektrociepłownie Kraków i Będzin oraz Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin.Dwa wzorceGeneralnie można wyróżnić dwa modele rynku energetycznego - brytyjski i skandynawski. Pierwsza strukturalna reforma elektroenergetyki została przeprowadzona w 1990 r. w Wielkiej Brytanii. Administracyjnie utworzono tam kilka dużych firm wytwórczych i kilkanaście dystrybucyjnych. Powstał również centralny dobowy rynek ofertowy, tzw. pool. Oferty dostawców są układane według zgłoszonych cen. Cena zamykająca bilans jest ceną zakupu od wszystkich producentów w danej półgodzinie - nieraz znacznie odbiega ona od kosztów. W takiej strukturze mało aktywni są odbiorcy energii. Ich udział w grze jest z założenia ograniczony.Pomysły reformy polskiej elektroenergetyki zmierzają raczej w kierunku rynku bardziej zdecentralizowanego. Model taki wprowadzono w Kalifornii, a także - w uproszczonej postaci - w Skandynawii i Australii. Gra rynkowa odbywa się tam nie tylko między podmiotami rynku, ale również między poszczególnymi rynkami, i to w różnym horyzoncie czasowym. Rozpoczyna się ona na rynku kontraktowym na długo przed dobą handlową. Ciągły przepływ informacji o stanie zbilansowania systemu pozwala na dostosowywanie się podmiotów do zmieniającej się sytuacji.Między firmami wytwórczymi a odbiorcami finalnymi może występować wielu pośredników i firm wspierających - ubezpieczycieli, doradców. Odbiorcy uczestniczą w grze. Firmy sieciowe (jak nasze Polskie Sieci Energetyczne SA) pełnią funkcję technicznego wykonawcy transakcji handlowych.Najważniejszym segmentem rynku jest giełda energii. Tu ustalana jest cena energii dla każdej godziny doby handlowej. Część transakcji zawierana jest jednak wcześniej, dla racjonalizacji ryzyka. Te transakcje wchodzą do rynku finansowego, na którym przedmiotem obrotu są pochodne od kontraktów energii i kontrakty ubezpieczające.Koszty urynkowieniaOrganizacja giełdy ze wszystkimi jej segmentami (rynek energii, rynek terminowy) to jeszcze nie koniec reformy. Dla wprowadzenia konkurencji niezbędna jest zmiana pozycji PSE SA. Przedsiębiorstwo, które dzisiaj jest największym hurtownikiem, powinno zmniejszać swoją aktywność - tak, by w przyszłości pełnić jedynie usługową funkcję operatora sieci przesyłowych. Będzie to możliwe, gdy rozwiązany zostanie m.in. problem kontraktów długoterminowych.Jest jeszcze jedna kwestia. Wprowadzenie konkurencji na rynku produkcji energii oznacza, że nie wszystkie elektrownie będą w stanie uzyskać za swoją produkcję cenę, która pokrywałaby koszty - zwłaszcza że wiele z nich spłaca kredyty inwestycyjne. Tzw. koszty przejścia nie zostały jeszcze oszacowane. Dość powszechna jest jednak opinia, że powinny one obciążać w równej mierze właściciela przedsiębiorstw (obecnie głównie Skarb Państwa) i odbiorców.Jak widać, reforma elektoenergetyki, która praktycznie rozpoczęła się w tym roku wprowadzeniem nowych zasad cenotwórstwa, jest dopiero na początku drogi. Według specjalistów, uruchomienie pełnych zasad rynkowych w tej branży potrwa u nas 5-7 lat.
Małgorzata Pokojska
