„Kompleksowy rynek energii elektrycznej”

1. „Kompleksowy rynek energii elektrycznej” Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie 00-950 Warszawa, ul. Krucza 6/14 Leszek Cuber Południowy Koncern Energetyczny S.A. TGPE - październik 2006

2. Opracowanie„Kompleksowy rynek energii elektrycznej” wykonane przez TGPE jest wyjściem naprzeciw propozycjom zmian zasad działania rynku energii elektrycznej zawartym w „Programie dla elektroenergetyki”, zatwierdzonym przez Rząd RP w dniu 28 marca 2006 roku. TGPE - październik 2006

3. „Program dla elektroenergetyki” przewiduje, że w 2006 r. zostanie przygotowana nowa ustawa wprowadzająca mechanizmy efektywnościowe do energetyki oraz spójna z regulacjami UE. Nastąpi znaczne uproszczenie regulacji ustawowych oraz zwiększenie swobody działania firm energetycznych przy zachowaniu nadzoru organów regulacyjnych. W szczególności przewiduje się: • Wprowadzenie mechanizmów rynkowych w zakresie wytwarzania i dostarczania energii, odtwarzania i powstawania nowych zdolności wytwórczych oraz przesyłowych, prowadzących do podniesienia efektywności działania firm energetycznych; • Odejście od zatwierdzania taryf na rzecz ich kontroli przy zwiększeniu odpowiedzialności firm energetycznych za wyznaczane taryfy, co pozwoli na uelastycznienie stawek opłat i łatwość ich obniżania • Ujednolicenie zasad ewidencji kosztów dla celów kontroli cen energii elektrycznej i opłat przesyłowych, w oparciu o wytyczne przygotowane przez Prezesa URE • Wprowadzenie ułatwień w korzystaniu z rynku energii dla gospodarstw domowych i małych odbiorców przemysłowych poprzez wprowadzenie konkurujących ze sobą dostawców usług kompleksowych oraz określenie standardowych wymagań technicznych i procedur przy zmianie sprzedawcy energii elektrycznej. TGPE - październik 2006

4. Stan obecny rynku energii • Scentralizowany rynek bilansujący • Dominująca pozycja operatora systemu przesyłowego • Ograniczone możliwości handlowe – tylko do 12:00 dnia poprzedniego • Brak możliwości aktywnego działania wytwórców iodbiorców(RB) • Wadliwy (nierynkowy) system cenotwórstwa i rozliczaniana Rynku Bilansującym • Brak bilansowania na podstawie ofert bieżących • Brak sygnałów rynkowych (cenowych) do inwestycji TGPE - październik 2006

5. Najważniejsze konieczne zmiany • Decentralizacja rynku bilansującego poprzez zwiększenie uprawnień uczestników w zakresie ustalania własnych programów pracy • Wprowadzenie rynku dnia bieżącego w ramach RB • Optymalizacja pracy jednostek wytwórczych realizowana przez uczestników • Cena energii bilansującej ustalana jako krańcowa, na podstawie ofert w ciągu dnia produkcji • Rozszerzenie zakresu RUS i wprowadzenie ofertowej sprzedaży • Zachęty do inwestycji realizowane m. in. poprzez rynek zdolności wytwórczych i rynek ograniczeń • Uproszczenie handlu międzynarodowego poprzez połączone aukcje giełdowe na sprzedaż energii i zdolności przesyłowych TGPE - październik 2006

6. Zakres projektu W ramach projektu zostały przedstawione możliwości wprowadzenia następujących segmentów rynkowych: • Zdecentralizowany rynek bilansujący dnia następnego; AK • Rynek bilansujący dnia bieżącego; AK • Rynek regulacyjnych usług systemowych; MF • Rynek zdolności wytwórczych; AP • Rynek zdolności przesyłowych (ograniczeń sieciowych); AP • Rynek skoordynowanych aukcji zdolności przesyłowych połączeń transgranicznych; TS TGPE - październik 2006

7. „Kompleksowy rynek energii elektrycznej” Rynek Dnia Następnego i Rynek Dnia Bieżącego Arkadiusz Krakowiak Elektrownia „Kozienice” S.A. TGPE - październik 2006

8. Rynek Dnia Następnego (RDN) - stan obecny • Ograniczone możliwości handlu – tylko do godz. 12:00 dnia poprzedniego • Aktywni uczestnicy RDN – wytwórcy i OSP (brak możliwości aktywnego działania dla odbiorców mających odbiory regulowane) • RDN – jest mechanizmem bilansującym, charakteryzującym się małą możliwością aktywności uczestników przy znaczącym zaangażowaniu w procesy bilansowania OSP • Brak sygnałów cenowych w przypadku ograniczonych zdolności wytwórczych - lato 2006 TGPE - październik 2006

9. RDN – proponowane zmiany • Oddzielenie handlu bilateralnego energią od fizycznego bilansowania zapotrzebowania i produkcji • Dopuszczenie do aktywnego bilansowania przez Odbiorców posiadających tzw. odbiory regulowane • Uczestnicy sami ustalają i przekazują do weryfikacji OSP programy pracy/poboru • Wprowadzenie rynkowych zasad zakupu części RUS TGPE - październik 2006

10. RDN – zalety proponowanych zmian • Neutralność finansowa OSP (Operator nie ponosi kosztów bilansowania) • Odbiorcy posiadający odbiory aktywne mają możliwość dostosowania poboru energii do zmieniającej się ceny • Zwiększenie aktywności Uczestników poprzez przeniesienie szeregu decyzji obecnie podejmowanych przez OSP na Uczestników tego rynku • Wprowadzenie korelacji pomiędzy RDN i Regulacyjnymi Usługami Systemowymi TGPE - październik 2006

11. Zalety wynikające z wprowadzenia RDB • Umożliwienie Uczestnikom rynku (w czasie rzeczywistym) dostosowania pracy/poboru własnych jednostek do zmieniających się warunków w sieci • Zwiększenie wolumenu transakcji zawieranych na rynku konkurencyjnym = ograniczenie transakcji na RB • Uczestnicy dla których wystąpiło niezbilansowanie pokrywają rzeczywiste koszty wynikające z działań podejmowanych przez OSP w celu zbilansowania systemu (OSP jest neutralny) • Ceny energii bilansującej są wyznaczane na podstawie zgłoszonych ofert (nie podlegają korekcie OSP) TGPE - październik 2006

12. W jaki sposób to osiągnąć ??? TGPE - październik 2006

13. Harmonogram wymiany informacji pomiędzy Uczestnikami Rynku a OSP TGPE - październik 2006

14. Dzień N-2 - Analiza stanu systemu i wymiana informacji OSP analizuje stan techniczny sieci i prognozuje warunki pracy systemu przesyłowego w dniu produkcji • W dobie N-2 do godz 16:00 OSP przekazuje uczestnikom rynku następujące informacje: • prognozę całkowitego zapotrzebowania w systemie • planowaną wymianę międzysystemową • planowaną produkcję na rynkach lokalnych i w jednostkach będących w dyspozycji OSP • planowane zapotrzebowanie do pokrycia przez JWCD • planowane rezerwy: sekundową, minutową, 15-minutową, odtworzeniową • ograniczenia węzłowe dotyczące min liczby jednostek, min mocy • prowadzone prace remontowe wraz z wynikającymi z tych prac ograniczeniami TGPE - październik 2006

15. Dzień N-1 (faza 1) Faza 1 – faza wymiany informacji pomiędzy uczestnikami i OSP • Do godz 10:00 – OSP w razie potrzeby koryguje informacje z doby N-2 • Do godz 12:00: • Wytwórcy przekazują do OSP na dobę N wstępne plany pracy poszczególnych jednostek wytwórczych (w rozbiciu na 15 min) • Odbiorcy przekazują do OSP na dobę N wstępne plany poboru dla każdego swojego węzła w (w rozbiciu na 15 min) • Wytwórcy i Odbiorcy (którzy mają możliwość regulacji pobieranej mocy w węzłach) przekazują do OSP Oferty Bilansujące (w rozbiciu na 15 min) • Wytwórcy przekazują do OSP na dobę N oferty na RUS Plany pracy powinny uwzględniać: • parametry techniczne jednostek wytwórczych takie jak: czasy rozruchu, czasy dociążania i odciążania generatorów • ograniczenia sieciowe (tylko w takim zakresie w jakim zostały zakupione przez Uczestników rynku) TGPE - październik 2006

16. Dzień N-1 (faza 2) Faza 2 – faza planistyczna OSP • Do godz 18:00 w dobie N-1 OSP w ramach fazy planistycznej przeprowadza następujące działania: • Dokonuje analizy otrzymanych od Uczestników planów pracy i ofert • Przeprowadza symulację pracy systemu dla otrzymanych planów pracy • Zakupuje niezbędne wielkości rezerw mocy • Wskazuje pożądane korekty w planach pracy • Wskazuje prognozowaną ilość energii kupowanej/sprzedawanej na zbilansowanie oraz publikuje prognozowaną cenę i wolumen całkowity energii na RB • Uczestnik którym zawarł transakcje RUS z OSP jest zobowiązany uwzględnić te wielkości w programach pracy składanych w kolejnych fazach. • Do godz 18:00 OSP informuje Uczestników rynku o wynikach przeprowadzonej fazy planistycznej. TGPE - październik 2006

17. Doba N-1 (faza 3) Faza 3 – faza ustalająca • Do godz 22:00 Uczestnicy rynku po otrzymaniu od OSP informacji : • O stanie systemu • O zakupionych przez OSP rezerwach mocy dokonują uaktualnienia planów pracy i przesyłają do OSP : • Programy pracy jednostek wytwórczych (wytwórcy) • Programy poboru energii w węzłach systemu (odbiorcy) • Oferty bilansujące. • Do godz 23, po korekcie, OSP wysyła do uczestników programy pracy do realizacji przy obligatoryjnych pierwszych dwóch godzinach (0:00-2:00): • Korekta programu oznacza zawarcie transakcji z OSP (z ofert bilansujących) • Korekty programów powtarzane są co dwie godziny – w razie potrzeby. TGPE - październik 2006

18. Harmonogram wymiany informacji w dniu N-1 TGPE - październik 2006

19. Harmonogram wymiany informacji w dniu N TGPE - październik 2006

20. Doba N+1 Kolejne etapy funkcjonowania rynku energii Uczestnicy przesyłają do OSP informacje o USE dla doby N Doba N+2 OSP dokonuje rozliczenia zawartych przez Uczestnika transakcji na Rynku Bilansującym Rozliczenia bilansowania W rozliczeniach stosuje się ceny krańcowe: • Cena zakupu energii bilansującej przez OSP od wytwórców i aktywnych odbiorców jest wyznaczana jako cena krańcowa z ofert przyrostowych • Cena sprzedaży energii bilansującej przez OSP do wytwórców i aktywnych odbiorców jest wyznaczana jako cena krańcowa z ofert redukcyjnych. TGPE - październik 2006

21. „Kompleksowy rynek energii elektrycznej” Rynek regulacyjnych usług systemowych (RUS) Mariusz Frystacki Elektrownia Rybnik S.A. ,Grupa EDF TGPE - październik 2006

22. Cele rynku RUS • Stabilność świadczenia usług systemowych • Możliwość oferowania usługi rezerwy pierwotnej, wtórnej w systemie ofertowym – wykorzystania • Wprowadzenie rezerwy 15 minutowej • Uwzględnienie w ofercie na rezerwę odtworzeniową kosztów rozruchu TGPE - październik 2006

23. Zasady rynku RUS • Umowy o świadczenie RUS są zawierane na minimum 5 lat • Rocznie ustala się stawki za gotowość rezerwy pierwotnej i wtórnej • Cena za wykonanie jest ustalana na podstawie ofert składanych przez wytwórców • Oferta na rezerwę odtworzeniową uwzględnia koszty rozruchu bloków z różnych stanów termicznych TGPE - październik 2006

24. Rynek usług systemowych Główne założenia do działania rynku regulacyjnych usług systemowych są następujące: • Regulacyjne usługi systemowe zakupuje się w trybie przetargów na okresy minimum 5 letnie • Płatności za regulacyjne usługi systemowe obejmujące składnik płatności za wykonanie usługi wyznacza się na podstawie ofert dla usług obejmujących: regulację pierwotną, wtórną, regulację 15 minutową oraz rezerwę odtworzeniową • Płatności za gotowość usług obejmujących regulację pierwotną i wtórną, wyznacza się na podstawie stawek określonych w przetargach corocznych. TGPE - październik 2006

25. Rodzaje usług i zasady ustalania stawek TGPE - październik 2006

26. Harmonogram zakupu usług ofertowych TGPE - październik 2006

27. Pasma poszczególnych rezerw TGPE - październik 2006

28. Przykład oferty na rezerwę odtworzeniową TGPE - październik 2006

29. Zalety rynku RUS • Elastyczny system ofertowy • Ceny za wykonanie są ustalane na podstawie ofert wytwórców • Wprowadza się rezerwę 15 minutową • Wprowadza się możliwość uwzględnienia kosztów rozruchu w płatnościach za rezerwę odtworzeniową TGPE - październik 2006

30. „Kompleksowy rynek energii elektrycznej” Rynek Zdolności Wytwórczych Artur Pychowski Departament Handlu Energią, Paliwami i Emisjami BOT Górnictwo i Energetyka S.A. TGPE - październik 2006

31. Potrzeba Rynku Zdolności Wytwórczych • Bezpieczeństwo energetyczne – konieczność istnienia odpowiedniej wielkości zdolności wytwórczych. Zdolności wytwórcze, jakie można użyć, dyspozycyjne i możliwe do wykorzystania ze względu na warunki sieciowe, muszą być co najmniej o 15% większe od wielkości poboru energii elektrycznej. • Budowa nowych mocy wytwórczych - Dyrektywa EC/54/2003 przewiduje swobodę inwestycji w zdolności wytwórcze wprowadzając tzw. procedurę autoryzacji oznaczającą, że każdy kto spełni określone wymagania techniczne i ekologiczne może podejmować takie inwestycje. Gdyby procedura autoryzacji nie skutkowała dostatecznymi inwestycjami w zdolności wytwórcze, kraj członkowski może wprowadzić procedurę przetargową. TGPE - październik 2006

32. Dotychczasowe doświadczenia i problemy • Nieskuteczność procedury autoryzacji: • Brak dostatecznie silnych sygnałów cenowych do dokonywania wieloletnich inwestycji w nowe moce – problemy z finansowaniem. • Problemy z zastosowaniem procedury przetargowej: • Konieczność przekazywania pomocy publicznej dla części inwestorów, problem z równym traktowaniem starych i nowych inwestorów. TGPE - październik 2006

33. Dotychczasowe doświadczenia i problemy • Alternatywą w obecnym systemie jest oczekiwanie, aż na skutek braku rezerw mocy gwałtownie wzrosną ceny energii elektrycznej. • Brak rezerw mocy doprowadzi do wysokich cen energii, jak również do jej niedoboru, co może zagrozić bezpieczeństwu energetycznemu państwa oraz w znacznym stopniu zahamować rozwój gospodarki. TGPE - październik 2006

34. Rynek Zdolności Wytwórczych (RZW) Aby zapobiec obserwowanym już negatywnym tendencjom w podsektorze wytwarzania energii elektrycznej, Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie proponuje wprowadzenie pewnego rodzaju płatności za moc. Spośród wielu metod takiej płatności najbardziej obiecujące są rynki zdolności wytwórczych. Rynki takie działają z sukcesem w USA. Dlatego TGPE proponuje rozważenie wprowadzenia w Polsce rynku zdolności wytwórczych. Wprowadzenie takiego rynku jest szczególnie ważne w obliczu silnie wzrastającego zapotrzebowania przy malejących jednocześnie zdolnościach wytwórczych (starzenie się jednostek wytwórczych, niska sprawność, coraz wyższe wymagania ekologiczne). TGPE - październik 2006

35. Założenia do zasad działania RZW • Zdolności wytwórcze są nabywane w podobny sposób jak energia elektryczna. • Obowiązek nabywania zdolności wytwórczych jest nałożony na podmioty, które tych zdolności potrzebują tj. na nabywców energii elektrycznej lub na podmiot działający w ich imieniu. • Centralny rynek zdolności wytwórczych działa w obszarze sieci przesyłowej. • Kontrola obowiązku nabycia zdolności wytwórczych spoczywa na Operatorze Systemu Przesyłowego (OSP). TGPE - październik 2006

36. Funkcjonowanie RZW • Rynek Zdolności Wytwórczych działa w systemie rocznym z dodatkowo funkcjonującym rynkiem bilansującym zdolności wytwórczych. • Nabywcy energii elektrycznej z jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci, w której działa Rynek Zdolności Wytwórczych, są zobowiązani do nabycia zdolności wytwórczych w wielkości co najmniej 115% ich największego zapotrzebowania. • Wytwórca, który sprzedał zdolności wytwórcze jest obowiązany utrzymywać jednostki wytwórcze w odpowiedniej gotowości i składać oferty na rynku bilansującym danego operatora oraz dokonywać remontów w czasie uzgodnionym z OSP. • W przypadku, gdy wytwórca nie stosuje się do obowiązków, o których mowa powyżej, operator może zastosować odpowiednie kary. TGPE - październik 2006

37. Zalety RZW • Zdolności wytwórcze są kupowane przez odbiorców energii elektrycznej, co powoduje, że są one kupowane na warunkach rynkowych. • Wytwórcy energii elektrycznej są zainteresowani sprzedażą zdolności wytwórczych na dłuższe okresy 10-15 lat. • Kontrakty zawarte na dłuższe okresy czasowe ułatwiają finansowanie inwestycji w nowe moce wytwórcze. TGPE - październik 2006

38. „Kompleksowy rynek energii elektrycznej” Rynek Zdolności Przesyłowych Artur Pychowski Departament Handlu Energią, Paliwami i Emisjami BOT Górnictwo i Energetyka S.A. TGPE - październik 2006

39. Ograniczenia przesyłowe • Każdy system elektroenergetyczny ma ograniczone zdolności przesyłowe. • Ograniczenia w przesyle zmuszają do zakupu energii droższej (z droższych jednostek wytwórczych) w miejsce energii tańszej, której ze względów na te ograniczenia nie można przesłać. • W Polsce, poza szczególnymi przypadkami, nie występują ograniczenia zdolności przesyłowych poszczególnych linii. Większość ograniczeń wynika z potrzeby zapewnienia poziomów napięć lub z zasady niezawodności N-1. TGPE - październik 2006

40. Założenia Rynku Ograniczeń Przesyłowych (ROP) Głównym założeniem proponowanego systemu jest przyjęcie, że ograniczenia są usuwane, gdy następuje zakup energii z jednostek, które muszą pracować ze względu na te ograniczenia. System zarządzania ograniczeniami zmierza do tego, aby energię tę kupowali nabywcy energii elektrycznej zamiast, jak dotychczas, OSP. TGPE - październik 2006

41. Założenia ROP Prezentowany rynek ograniczeń przesyłowych został przygotowany przy następujących założeniach: • Dotyczy ograniczeń sieciowych występujących w sposób ciągły • Ograniczenia chwilowe wynikające z awarii lub innych nieprzewidzianych działań są zarządzane przez OSP, a koszty ich usuwania są pokrywane w taryfie • OSP pozostaje neutralny wobec kosztów usuwania ograniczeń występujących permanentnie • System zarządzania nie ma wpływu na techniczne aspekty prowadzenia ruchu systemu • System zarządzania jest prosty do wdrożenia poprzez uzupełnienie obecnego systemu rozliczeń OSP prostym systemem weryfikacji ograniczeń. TGPE - październik 2006

42. Zasady działania ROP (1) Rynek ograniczeń przesyłowych jest wprowadzany w następujący sposób: • OSP publikuje Plan Koordynacyjny Roczny (PKR) wskazując w nim ograniczenia węzłowe w formie minimalnej ilości jednostek wytwórczych w węzłach oraz minimalnej mocy w węźle – jest to normalne działanie OSP, a PKR jest publikowany raz do roku • Następuje wyliczenie wielkości całkowitej energii, jaka jest potrzebna z jednostek pracujących w ograniczeniach • Następuje wyliczenie procentowego udziału energii z ograniczeń do całkowitego zapotrzebowania na energię w systemie elektroenergetycznym w tzw. paśmie • Nabywcy energii elektrycznej kupujący energię bezpośrednio do wytwórców przyłączonych do sieci przesyłowej mają obowiązek kupienia energii z jednostek pracujących ze względu na ograniczenia w ustalonej proporcji (procentowy udział). TGPE - październik 2006

43. Zasady działania ROP (2) • Nabywcy kupujący energię u wytwórców ustalają (w dyskusji bilateralnej), jaka cześć tej energii jest z ograniczeń i zobowiązują wytwórcę, aby tę informację przekazał OSP • Kupując energię z ograniczeń nabywcy nie są ograniczeni terytorialnie - mogą nabywać energię elektryczną ze wszystkich jednostek wytwórczych na terenie całego kraju z listy wskazanej przez OSP • Wytwórcy zgłaszając umowy sprzedaży wskazują, jaka część energii sprzedana danemu odbiorcy jest energią z ograniczeń • OSP sprawdza czy ograniczenia zostały usunięte poprzez umowy sprzedaży pomiędzy wytwórcami i nabywcami. Jeżeli wszystkie ograniczenia zostały usunięte proces zarządzania jest zakończony. • Jeżeli pewna część ograniczeń nie została usunięta poprzez umowy sprzedaży, OSP usuwa te ograniczenia, a kosztem ich usuwania obciąża nabywców, którzy nie spełnili obowiązku zakupu ustalonego wolumenu energii z ograniczeń. TGPE - październik 2006

44. Zalety proponowanego systemu • Neutralność OSP • Poddanie zakupu energii z ograniczeń regułom rynkowym – ustalenie kosztów energii z ograniczeń poprzez mechanizmy rynkowe • Likwidacja części kosztów odnoszących się do ograniczeń na rynku bilansującym – możliwość obniżenia taryfy przesyłowej • Włączenie KDT i energii z MIE w mechanizm usuwania ograniczeń oraz możliwość adaptacji w przypadku częściowego lub całkowitego rozwiązania KDT TGPE - październik 2006

45. Działania wspomagające Proponowany system usuwania ograniczeń będzie bardziej efektywny, jeżeli podejmie się szereg działań wspomagających, takich jak: • Analiza istniejących ograniczeń oraz ich podział na: elektrowniane, ciepłownicze, eksportowe i sieciowe • Przydzielenie do usuwania poprzez proponowany system tylko ograniczeń sieciowych, podczas gdy pozostałe byłyby usuwane: Elektrowniane – przez wytwórców, Ciepłownicze – przez obowiązkowy zakup energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu z ciepłem, Eksportowe – przez OSP w ramach przychodów z aukcji na przepustowości transgraniczne. TGPE - październik 2006

46. „Kompleksowy rynek energii elektrycznej” Rynek Aukcji Międzynarodowych Tomasz Siewierski Instytut Elektroenergetyki Politechnika Łódzka TGPE - październik 2006

47. Regulacje i stan obecny • Znaczenie międzynarodowego handlu energią elektryczną i usługami w ramach UCTE, rośnie nieprzerwanie od wielu lat (bezpieczeństwo dostaw, bilansowanie, ostatnio również usługi systemowe) • W obszarze UE dostęp do transgranicznych zdolności przesyłowych określony jest przez Regulację 1228/2003 • W KSE i w krajach sąsiednich handel transgraniczny prowadzony jest w oparciu o skoordynowane roczne, miesięczne, i dobowe aukcje zdolności przesyłowych, tylko dla poszczególnych przekrojów • Handel energią oddzielony jest od handlu zdolnościami przesyłowymi • Dostępne zdolności przesyłowe określone są tylko na etapie planowania pracy KSE • Administratorem systemu handlu transgranicznego jest OSP łącząc razem funkcje techniczne i handlowe. Zyski z tytułu dostępu do zdolności przesyłowych powinny być przeznaczane na dalszy rozwój połączeń transgranicznych TGPE - październik 2006

48. Ryzyko w handlu transgranicznym Zysk Strata TGPE - październik 2006

49. Cel proponowanych zmian • Usunięcie wad obecnego systemu handlu międzynarodowego, w którym oddzielnie kupuje się zdolności przesyłowe i oddzielnie energię (ograniczenie ryzyka) • Uproszczenie systemu handlu międzynarodowego-rozszerzenie obszaru handlu • Rozwój giełd energii • Generowanie regionalnej i lokalnej ceny referencyjnej TGPE - październik 2006

50. Struktura funkcjonowania Uczestnik1 (KSE2) Uczestnik1 (KSE3) OSP2 OSP3 OR2 OR3 OSP1 OSP4 OR4 OR1 Uczestnik1 (KSE4) Uczestnik1 (KSE1) TGPE - październik 2006