O B R Ó T ENERGIĄ ELEKTRYCZNĄ O C Z E K I W A N I A O D B I O R C Ó W P R Z E M Y S Ł O W Y C H. WARSZAWA 22.12. 2008 r

Odrobina historii - na przykładzie ZGH „Bolesław” SA.

DOŚWIADCZENIA RYNKOWE - system zbierania danych i nadzoru nad poborem EE.

DOŚWIADCZENIA RYNKOWE - sporządzanie grafików dobowo-godzinowych.

DOŚWIADCZENIA RYNKOWE - odchylenia od przewidywanego poboru.

DOŚWIADCZENIA RYNKOWE - transakcje typu SPOT.

DOŚWIADCZENIA RYNKOWE - zakup/sprzedaż na TGE za pośrednictwem OSR.

DOŚWIADCZENIA RYNKOWE - transakcje krótkoterminowe, wolumen.

DOŚWIADCZENIA RYNKOWE - transakcje krótkoterminowe, zysk.

RYNEK BILANSUJĄCY - zakup.

RYNEK BILANSUJĄCY - zakup/sprzedaż.

RYNEK BILANSUJĄCY - zakup/sprzedaż, ceny.

RYNEK BILANSUJĄCY - zakup/sprzedaż, ceny, kontrakt.

Wpływ rynku bilansującego na cenę EE.

Koszt uprawnień do emisji CO2 uwzględniany jest w cenie energii: Od 01.01.2009 - wejdzie zmiana IRiESP w zakresie bilansowania systemu przesyłowego i zarządzania ograniczeniami systemowymi, określonych w Karcie aktualizacji nr B/7/2008. Energia bilansująca swobodna - cena CRO ustalana w oparciu o oferty bilansujące wytwórców. OFCMAX= 1 500 zł/MWh oraz OFCMIN = 70 zł/MWh. Generacja wymuszona - cena EE ustalana w Umowie przesyłania, na podstawie kosztów zmiennych: - paliwa podstawowego, jego transportu i składowania; - gospodarczego korzystania ze środowiska, składowania odpadów paleniskowych; - materiałów eksploatacyjnych, chemikaliów, smarów oraz addytywy w procesie odsiarczania; - podatku akcyzowego za energię elektryczną. Koszt uprawnień do emisji CO2 uwzględniany jest w cenie energii: - bilansującej planowanej; - wymuszonej; - dostarczanej podczas uruchomień. Uruchomienia JGWa (CU) kosztów uruchamiania uwzględniający: koszt uruchomień oblicza się na podstawie indywidualnych cen za uruchamianie uwzględniających: koszt paliwa (mazutu, węgla, gazu), wody zdemineralizowanej, pary wodnej, energii elektrycznej, gospodarczego korzystania ze środowiska, składowania odpadów paleniskowych; koszt energii wytwarzanej podczas uruchamiania JGWa, obliczane na podstawie jednostkowego kosztu zmiennego wytwarzania energii przez JGWa (CW); Regulacyjne Usługi Systemowe. operacyjna rezerwa mocy - ceny ustalane na podstawie formuł określonych w IRiESP-Bilansowanie, opartych na rynkowych metodach wyceny COR = CRR - CO udział w regulacji pierwotnej oraz udziału w regulacji wtórnej - ceny ustalane na podstawie formuł określonych w IRiESP-Bilansowanie, opartych na kosztowych metodach wyceny CREG = 0,05 x CW praca z zaniżeniem lub praca z przeciążeniem - ceny określane w Umowie przesyłania na podstawie kosztów związanych z pracą JW poza nominalnymi parametrami pracy; udział w ARNE - ceny określane w Umowie przesyłania, na podstawie kosztów eksploatacji układów ARNE; uwzględnienie energii dostarczanej lub odbieranej podczas regulacji w rozliczeniach energii bilansującej planowanej (regulacja modyfikuje ES);

Konsolidacja pionowa w energetyce - skutki.

Michał Krupiński, wiceminister skarbu państwa w rządzie Jarosława Kaczyńskiego odpowiedzialny za przygotowanie strategii nadzoru właścicielskiego i nadzór w sektorze elektroenergetycznym. CEL PROGRAMU KONSOLIDACJI W ENERGETYCE. … pojedyncze firmy miały problemem z pozyskiwaniem finansowania na inwestycje. Wzmocnienie ich sprawi, że możliwości te wzrosną, poprawi się ich pozycja kredytowa. Dzięki temu nowe przedsiębiorstwa będą mogły pozyskać środki na poprawę zdolności przesyłowych, wytwórczych, czy też na eksploatację nowych złóż węgla. Konsolidacja, a następnie prywatyzacja poprzez giełdę, pozwoli zapewnić firmom z tego sektora zrównoważony rozwój oraz wzrost ich konkurencyjności. ZAPEWNIENIE KONKURENCJI. Ustawa rozwiązująca KDT-y wprowadzi więcej rynku. Większe znaczenie dla rozwoju konkurencyjnej na rynku i tego, jak będą kształtowały się ceny, będzie miało wydzielenie operatorów sieci dystrybucyjnej (OSD), rozdzielenie sprzedaży od dystrybucji energii oraz wprowadzenie zasady TPA. Utworzenie czterech skonsolidowanych grup elektroenergetycznych nie doprowadziło do ograniczenia konkurencji i wzrostu cen energii elektrycznej. Założenie, że cena energii wzrosła w wyniku utworzenia grup energetycznych, oznacza, że ceny zostały ustalone przez przedstawicieli 4 grup. Jeśli by tak było, to należałoby powiadomić URE i prawdopodobnie prokuraturę. Gdyby nie konsolidacja, być może żadna spółka nie byłaby w stanie sfinansować inwestycji, w szczególności w budowę nowych mocy. Przygotowując program mieliśmy opinię UOKiK, że jego realizacja nie zaburzy konkurencji. Program konsultowaliśmy również z komisarz Neelie Kroes. W Polsce istnieje dość dobra, w porównaniu z innymi krajami Europy, struktura rynku energii: funkcjonuje tu 8-10 dużych wytwórców, a OSP został wydzielony w najlepszy możliwy sposób, zgodnie z dyrektywami unijnymi.

Produkcja i koszt produkcji w 2009 r PRODUKCJA I KOSZT WYTWORZENIA 1 MWh ENERGII ELEKTRYCZNEJ. Produkcja i koszt produkcji w 2009 r Elektrownie na weglu kamiennym na weglu brunatnym gazowe ∑ GWh 93 133 51 142 3 908 148 183 zł/MWh 186,0 129,5 257,3 168,4

POKRYCIE KRAJOWEGO ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC. w podstawie - elektrownie przemysłowe; stosownie do zapotrzebowania – elektrownie systemowe na węglu kamiennym i brunatnym; elektrownie gazowe; szczytowe – elektrownie wodne.

Podaż wytwórców niezależnych: 38/25 TWh Produkcja: 741 MW; 3 TWh/a Dystrybucja 20,3 TWh/a bilans = - 17,3 TWh/a Produkcja: 11 800 MW; 54 TWh/a Dystrybucja 31,7 TWh/a bilans: + 22,3 TWh/a Produkcja:2 820 MW; 12,6 TWh/a Dystrybucja: 18,8 TWh/a bilans : - 6,2 TMW Produkcja: 5 282 MW; 20,8 TWh/a Dystrybucja: 31,5 TWh/a bilans = - 10,7 TWh/a Niedobór: - 11,9 TWh Podaż wytwórców niezależnych: 38/25 TWh Dla rynku ??? : 26,1/13,1 TWh

TAK MIAŁO BYĆ – CZYLI MODEL KONKURENCYJNEGO RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ. Definicja modelu rynku (wypracowana przez KR przy PKEE). Model rynku energii elektrycznej jest to zestaw takich zasad handlu energią elektryczną i procedur postępowania na zliberalizowanym rynku energii elektrycznej, na którym działa niezależnie wielu uczestników, kierujących się chęcią optymalizacji kosztów i zysków, który będzie skłaniał tychże uczestników do podejmowania decyzji, w wyniku których: • koszt pokrycia zapotrzebowania na energię będzie minimalizowany; • decyzje w zakresie budowy i rozbudowy mocy wytwórczych oraz infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej będą optymalne z punktu widzenia łącznych korzyści uczestników rynku (producentów, operatorów i odbiorców); • decyzje handlowe będą uwzględniały w sposób racjonalny aktualne warunki pracy systemu elektroenergetycznego; zapewni bodźce do obniżania kosztów wytwarzania energii elektrycznej w celu minimalizowania kosztu pokrycia zapotrzebowania, przy zapewnieniu optymalnych łącznych korzyści dla uczestników rynku; stworzone zostaną warunki do działania konkurencji cenowej poprzez eliminowanie rozliczania różnych kategorii kosztów w sposób uśredniony.

TAK JEST - BRAK PODAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA RYNKU HURTOWYM I DETALICZNYM. Przedsiębiorstwa obrotu w skonsolidowanych grupach energetycznych skupiają się na pokryciu zapotrzebowania odbiorców własnej grupy. Wytwórcy funkcjonujący w grupach skonsolidowanych stracili niezależność i nie mogą samodzielnie sprzedawać energii elektrycznej. Przedsiębiorstwa obrotu detalicznego w grupach skonsolidowanych znalazły się pod kontrolą przedsiębiorstw obrotu odpowiedzialnych za obrót hurtowy i realizują strategię sprzedaży grupy. PGE posiadająca nadwyżkę energii elektrycznej, powszechnie odmawia zawarcia USEE zarówno ze spółkami obrotu z poza grupy, jak i z odbiorcami TPA którzy mają trudności z uzyskaniem satysfakcjonujących ofert. Powszechny brak zainteresowania współpracą z odbiorcami przemysłowymi objawia się brakiem ofert rynkowych, ograniczaniem wolumenu, sprzedażą produktów (pasmo peak, off peak). Zdolności produkcyjne wybranych producentów i przewidywany stopień ich wykorzystania w 2008 r.   PGE Kozienice Połaniec ZE PAK Rybnik RAZEM Zdolności produkcyjne [MWh] 64 777 000 20 296 854 12 038 520 10 903 300 11 728 851 119 744 525 Sprzedaż EE na 2008 r. [MWh] 47 239 001 10 418 864 4 774 388 8 476 405 8 732 552 79 641 210 Niewykorzystane możliwości [MWh] 17 537 999 9 877 990 7 264 132 2 426 895 2 996 299 40 103 315 Wykorzystanie możliwości w [%] 73 51 40 78 74 67 Zapotrzebowanie, kontraktacja, niedobór EE na kwiecień 2008 r.- przedsiębiorstwa obrotu [MWh]   Vattenfall ENEA Energia-Pro Gigawat ENION Energia Energa RAZEM Zapotrzebowanie 9 684 369 19 226 439 13 799 750 21 240 998 18 921 261 82 872 817 Kontraktacja 7 774 313 16 971 382 12 913 420 18 338 579 17 422 200 73 419 894 Niedobór EE [MWh] 1 910 056 2 255 057 886 330 2 902 419 1 499 061 9 452 923 Niedobór EE [%] 20 12 6 14 8 11 Źródło: URE

TAK JEST - KONCENTRACJA HURTOWEGO OBROTU ENERGIĄ ELEKTRYCZNĄ. Udział obrotu energią wszystkich przedsiębiorstw wchodzących w skład grupy PGE S.A. w całym obrocie hurtowym na rynku (za wyjątkiem transakcji zawieranych przez byłe spółki dystrybucyjne) wyniósł w I kwartale 2008 r 74%, w tym w dużej części był to obrót wewnątrz grupy PGE S.A.. W każdym ze skonsolidowanych pionowo koncernów energetycznych wprowadzono centralne zarządzanie obrotem energią elektryczną przez spółkę odpowiedzialną za obrót hurtowy. W 2007 r. udział energii z KDT w bilansie energetycznym kraju wynosił 31,5%. W wyniku rozwiązania kontraktów energia nimi objęta od II kwartału 2008 r. została w pełni przeniesiona do kontraktów dwustronnych, nie zwiększając płynności rynku. Jako następca prawny PSE SA, PGE S.A. stała się w I kwartale 2008 r dysponentem całego wolumenu energii objętej KDT-ami. ograniczając produkcję z własnych jednostek wytwórczych. Struktura sprzedaży energii na rynku hurtowym [%] Rok Podaż EE KDT Dwustronne TGE RB 2004 100 45,2 44,7 0,9 9,2 2005 31,7 57,8 0,8 9,6 2006 37,4 56,1 0,2 6,3 2007 31,5 61,2 0,4 6,9 2008 I kw. 28,8 62,8 0,3 8,1 2008 II kw. 0,0 92,7 7,0

Skutki finansowe dla odbiorców - energetycy biorą wszystko.

STAWKA WYRÓWNAWCZA W OPŁACIE PRZESYŁOWEJ I OPŁATA PRZEJŚCIOWA. Stawkę wyrównawczą w taryfach przesyłowych na 2008 r. ustalono w r 2007. Wzrost cen energii z poziomu 129 zł/MWh do 142 zł/MWh bez jej zmiany oraz utrzymanie w I kwartale 2008 r. wolumenu energii obciążonego tą stawką na poziomie 2007r spowodowało wzrost obciążeń odbiorców i nieuzasadnione przychody wytwórców. Zjawisko to pogłębi się jeszcze w r 2009 z powodu wzrostu stawek opłat przejściowych. oczekiwany spadek stawki i kosztów rzeczywisty wzrost stawki i kosztów

ŚRODKI NA WSPIERANIE ROZWOJU ENERGETYKI ODNAWIALNEJ. W latach 2004 do 2007 r krajowa produkcja energii odnawialnej wyniosła 15 TWh, z czego: 8,2 TWh pochodziło z elektrowni wodnych; 3,8 TWh ze wspólspalania; 3,2 TWh z elektrowni wykorzystujących wiatr, biogaz i biomasę. Odbiorcy energii elektrycznej zapłacili dużym elektrowniom wodnym 1,5 mld zł elektrowniom które uruchomiły współspalanie 720 mln zł. Jedynie 615 mln zł trafiło do producentów niezależnych. Środki te efektywnie wykorzystane winny pozwolić na uruchomienie mocy zainstalowanych w źródłach odnawialnych na poziomie 2 000 MW i roczną produkcję na poziomie 8 TWh.

KREOWANIE OCZEKIWANEGO POZIOMU CEN ENERGII „CZARNEJ”. Grupy energetyczne kreują cenę odniesienia na rynku poprzez kształtowanie jej na giełdzie energii z uwagi na niski wolumen jej obrotu. Przykładowo sprzedaż energii elektrycznej na giełdę w pierwszym półroczu 2008 r. wykazały grupa ENERGA SA oraz TAURON SA, które miały deficyt energii w stosunku do swojego zapotrzebowania w grupach.

CENY PŁACONE PRZEZ SPRZEDAWCÓW Z URZĘDU I PRZEMYSŁOWYCH ODBIORCÓW TARYFOWYCH (20% - uczciwa marża na obrocie?). Przedsiębiorstwo Wolumen Cena [zł/MWh] ENION Energia Sp. z o. o. 10 555 507 151,99 EnergiaPro Gigawat Sp. z o. o. 6 809 491 151,37 RWĘ Stoen S.A. 3 273 658 151,11 Vattenfall Sales Poland Sp. z o. o. 4 670 848 148,77 ENERGA-Obrót S.A. 8 630 063 147,84 ZE Białystok SA. 1 720 710 147,31 Rzeszowski ZE S.A. 2 289 017 147,3 Łódzki ZE S.A. 1 732 489 147,1 ZEORK S.A. 4 897 300 147,02 Zamojska Korp. Energet. S.A. 986 393 146,88 ZE Warszawa - Teren S.A. 3 107 358 146,81 Lubelskie ZE S.A. 1 863 879 146,04 ENEA S.A. 8 943 584 145,79 ZE Łódź - Teren Obrót Sp. z o. o. 2 547 584 145,72 Najniższe ceny energii elektrycznej są uzyskiwane przez spółki obrotu grupy PGE SA, oraz zbilansowaną w zakresie podaży i popytu ENEĘ SA. Ustalanie różnych cen energii dla spółek obrotu z własnej grupy i spoza niej to jaskrawy przykład nadużywania nadmiernej siły rynkowej. Brak zainteresowania Grup energetycznych sprzedażą energii elektrycznej do Odbiorców TPA przejawia się w stosowaniu łańcucha obrotu: wytwórca – obrót hurtowy – obrót detaliczny – odbiorca TPA.   Cena za EE w [zł/MWh] Wzrost ceny w [%] IV kw 2007 r. I kw 2008 r. II kw 2008 r. I 2008 / IV 2007 II 2008 / IV 2007 Ogółem 147,50 171,94 187,44 16,57% 27,08% grupa A 139,31 170,66 176,53 22,50% 26,72% grupy B 141,68 176,60 185,81 24,65% 31,15% grupy C 149,14 175,66 196,09 17,78% 31,48% grupy G 153,37 164,24 188,35 7,09% 22,81% Źródło: URE

WZROST CEN ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ZGH ”BOLESŁAW” - lata 2005 do 2009. Ceny energii czarnej nie zawierają akcyzy. Jest ona ujęta w cenie podatków od energii. 35% 13% wzrost o 42 mln. zł. 54% 44% 14%

Import energii elektrycznej - możliwość dostępna dla odbiorców TPA ?

MOŻLIWOŚĆ STWORZENIA MOSTU ENERGETYCZNEGO ZE WSCHODEM.

Propozycje zmian struktury krajowego obrotu energią elektryczną - czy są one korzystne dla odbiorców końcowych ?

CZY ISTNIEJE SATYSFAKCJONUJĄCE ROZWIĄZANIE CZY ISTNIEJE SATYSFAKCJONUJĄCE ROZWIĄZANIE ? – propozycje uczestników REE. KONTYNUACJA KONSOLIDACJI. Przekształcenie nie sprywatyzowanych dotąd grup energetycznych w polski narodowy koncern energetyczny na wzór czeskiego CzEZ-u. Podlegałby on w pełni kontroli Prezesa URE, realizował założenia polityki energetycznej państwa a nie swoje własne, oraz pełnił rolę instytucji wyższej użyteczności publicznej zaspokajającej potrzeby całego społeczeństwa. POWRÓT DO TARYFOWANIA. Przywrócenie taryfowania obrotu i wytwarzania energii elektrycznej oraz wyposażenie Prezesa URE w narzędzia umożliwiające skuteczne kontrolowanie rynku oraz kształtowanie optymalnego z punktu widzenia potrzeb całej polskiej gospodarki poziomu cen. MARKET MAKING. Znacznie efektywniejszy od obligatoryjnej TGE dla wykreowania rzeczywistych cen rynkowych byłby tzw. „market making” czyli funkcjonowanie „animatorów rynku” zobowiązanych do jednoczesnego wystawiania ofert zarówno sprzedaży, jak i zakupu energii po zbliżonej cenie (n.p. oferta zakupu może być niższa od oferty sprzedaży o co najwyżej 5 zł/MWh) – mechanizm taki zapobiega wystawianiu „zaporowych cen”. Dla zapewnienia przejrzystej ceny rynkowej, nie ma konieczności aby 100% obrotu realizować na platformach publicznych. Wydaje się że poziom 20% byłby w zupełności wystarczający. Ponadto, jak już wspomniano, istotniejsza jest bieżąca dostępność dla szerokiej publiczności oferty na dostawy energii na kolejne miesiące/kwartały/lata, niż sam fakt dokonania pewnego procentu transakcji na rynku  regulowanym. W naturalny sposób podmiotami, które można by zobowiązać do pełnienia funkcji „market makera”  są koncerny, posiadające znaczny udział zarówno w rynku wytwarzania, jak i dystrybucji energii (n.p. 4 „Narodowe” skonsolidowane grupy Energetyczne, Vattenfall , itp.) PLATFORMY BROKERSKIE. Zadania postawione przed TGE lepiej mogą spełnić platformy brookerskie, przy znacząco mniejszych kosztach obrotu. WYKORZYSTANIE UPRAWNIEŃ PREZESA URE. Rozwiązaniem mogącym dać podobne efekty co obligatoryjna TGE jest wykorzystanie uprawnienia Prezesa URE do monitorowania zawieranych na rynku energii transakcji.

OBOWIĄZKOWY OBRÓT GIEŁDOWY. „Art. 9o. 1. Przedsiębiorstwa energetyczne: 1) zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w jednostkach wytwórczych znajdujących się na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 100 MW lub 2) będące wytwórcami, do których stosuje się przepisy ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, bez względu na wielkość mocy zainstalowanej elektrycznej - nie mogą z zastrzeżeniem ust. 2, zbywać wytworzonej przez siebie energii elektrycznej w inny sposób, niż poprzez sprzedaż na giełdzie towarowej działającej na podstawie przepisów ustawy z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych. Obowiązek, o którym mowa w ust. 1, nie dotyczy: 1) energii elektrycznej dostarczanej przez wytwórców odbiorcom końcowym za pomocą linii bezpośredniej; 2) energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii, z wyłączeniem energii elektrycznej wytworzonej w technologii współspalania lub w układzie hybrydowym; 3) energii elektrycznej zużywanej przez wytwórców na potrzeby własne; 4) energii elektrycznej niezbędnej do wykonywania przez operatorów systemów elektroenergetycznych ich zadań określonych w ustawie.

OBOWIĄZKOWY OBRÓT GIEŁDOWY – zastrzeżenia i obawy Uczestników REE. Dla likwidacji jednego monopolu projekt zmiany ustawy wprowadza nowy monopol - Towarową Giełdę Energii S.A., eliminując w ten sposób z rynku inne formy obrotu - równie transparentne ale bardziej rynkowe i bardziej przyjazne uczestnikom tego rynku, posiadające dziś znacznie silniejszą od TGE S.A. pozycję rynkową, liczniejsze grono uczestników i wyższe obroty. Podstawową zasadą obrotu na rynku regulowanym, często podkreślaną przez TGE, jest bezpieczeństwo obrotu. Jest ono osiągane poprzez równe traktowanie wszystkich członków giełdy, w szczególności poprzez obowiązek składania zabezpieczeń dla zawartych transakcji. W praktyce oznacza to konieczność dokonania przedpłat za kupowaną energię. Aktualnie ponad 90% obrotu realizowanych jest w kontraktach dwustronnych, z odroczonym terminem płatności. Przeniesienie 100% obrotu do segmentu giełdowego spowoduje dramatyczny wzrost wymaganego kapitału obrotowego u sprzedawców energii, co pociągnie za sobą drastyczny wzrost kosztów obrotu, pozyskanie tak dużego kapitału w ramach całego sektora energetycznego może być również utrudnione (dostępność kredytów). Dotyczy to w równej mierze wielkich spółek (w tym z grup skonsolidowanych) jak również niewielkich niezależnych spółek obrotu. Skierowanie mocą zmiany w ustawie Prawo energetyczne całej energii elektrycznej przez giełdę z jednoczesną eliminacją konkurencji w postaci internetowych platform obrotu energią, to jawne i najbardziej jaskrawe dążenie do monopolu oraz uzyskania z tego tytułu ogromnych, nieuzasadnionych dochodów jednej spółki (szacowany wzrost zysku to ok. 72 000 000 zł/rok przy założeniu dzisiejszej marży) oraz wystarczający, kolejny powód do zaskarżenia RP w KE o udzielanie niedozwolonej pomocy publicznej. Na TGE notowane będą kontrakty terminowe na produkty „standardowe” – pasmo, szczyt, oraz rynek dnia następnego dla poszczególnych godzin dostawy. Fizyczna dostawa energii wiąże się w wielu przypadkach z koniecznością zapewnienia tak dostawcy, jak i odbiorcy możliwości rozwiązań „niestandardowych” – jak możliwość zwiększenia lub zmniejszenia wolumenu, okresowych przerw itp. Często Strony transakcji chcą zabezpieczyć takie możliwości w kontrakcie, bez konieczności uciekania się do ryzyka rozliczeń na rynku SPOT. Jest to podstawowe zagadnienie, dla którego 100% obowiązek sprzedaży poprzez TGE jest wątpliwy. Rynek giełdowy nie gwarantuje kontroli cen – wszystkie światowe regulowane rynki towarowe – takie jak giełdy ropy, gazu, miedzi, zboża itp., są domeną banków inwestycyjnych, funduszy inwestycyjnych, traderów niezależnych itp., którzy kreując ruchy cenowe zarabiają znaczne środki – często robiąc duże problemy pierwotnym producentom w.w. towarów, jak i ich końcowym odbiorcom

OBOWIĄZKOWY OBRÓT GIEŁDOWY – zastrzeżenia i obawy uczestników REE. Sam obowiązek sprzedaży przez wytwórców na TGE może nie być skuteczny – można wyobrazić sobie sytuację, w której przez 360 dni w roku wytwórcy oferują w kontraktach terminowych ceny „zaporowe” na poziomie n.p. 1000 zł/MWh, a w krótkim okresie czasu, często „uzgodnionym” w ramach grup skonsolidowanych wystawiają rzeczywiste oferty – do błyskawicznej realizacji w ramach tychże grup.   Wprowadzenie monopolu giełdy towarowej na obrót prawami majątkowymi do energii produkowanej w odnawialnych źródłach energii i energii produkowanej w skojarzeniu z ciepłem nie przyniosło oczekiwanych rezultatów. Dziś większość kontraktów zawierana jest w tzw. kontraktach pozasesyjnych, w których nieznane są ceny kontraktowe (brak transparentności rynku). TGE S.A. ma uprzywilejowaną pozycję, i dąży konsekwentnie do uzyskania pełnego monopolu na polskim rynku energii poprzez forsowanie sprzyjających jej zapisów w różnych aktach prawnych. Przykłady to: brak opłat rozliczeniowych do OSP (pomoc publiczna w wysokości ok. 550 000 zł/rok); brak opłat koncesyjnych (kwoty ok. 500 000 zł/rok), już dziś, w istotny sposób, narusza konkurencyjność podmiotów na rynku energii a uzyskane tą drogą przychody mogą być traktowane jako niedozwolona pomoc publiczna. Uzyskany przez TGE S.A. monopol na obrót prawami majątkowymi do energii ze źródeł odnawialnych i energii produkowanej w skojarzeniu jak również prowadzenie rejestru z mocy nadanego ustawą prawa jednej spółce - to kolejne rozwiązania prawne, kierujące szeroki strumień pieniądza (dziś ok. 40 000 000 zł/rok, a docelowo 80 000 000 zł/rok) w kierunku jednej tylko spółki, a więc to kolejne działania mające wyraźne znamiona niedozwolonej pomocy publicznej dla TGE S.A. W jaki sposób przemysłowi odbiorcy energii elektrycznej uzyskają dostęp do TGE, i jaki mechanizm umożliwi im kształtowanie poziomu cen. Jak obowiązek obrotu giełdowego wpłynie na możliwość budowy nowych źródeł wytwórczych.

DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ i zapraszam do dyskusji.