Część I. Ocena funkcjonowania ustawy Prawo energetyczne

Ustawa Prawo energetyczne jako projekt rządowy trafił do Sejmu RP w 1995 r. Był nowatorski, odzwierciedlający aktualne tendencje światowe, w tym także europejskie. W dużej mierze zawdzięczamy to międzynarodowym ekspertom uczestniczącym w jego powstawaniu. Mimo to prace sejmowe zajęły blisko dwa lata, zaś ostateczna zawartość ustawy dość znacznie różniła się od wersji z przedłożenia rządowego. Można zaryzykować stwierdzenie, iż ustawa uchwalona w kwietniu 1997 r. wychodziła naprzeciw oczekiwaniom transformowanej gospodarki narodowej na nowoczesną regulację prawną dotyczącą tak istotnego obszaru gospodarowania, jakim jest energetyka.

Okres funkcjonowania Prawa energetycznego, kolejne jego nowelizacje, a przede wszystkim praktyka stosowania skłaniają do refleksji o przydatności tej regulacji. Czy i na ile praktyka potwierdziła słuszność przyjętych założeń, na których opierało się Prawo energetyczne, na ile sprawdziła się ustawowa kodyfikacja tych zasad, które z nich i w jakim zakresie powinny zostać zmienione? Tak postawione pytania w gruncie rzeczy zmierzają do sformułowania kompleksowej oceny, czy i na ile jesteśmy zadowoleni z rezultatów stosowania ustawy – czy rzeczywiście istotnie ukształtowała nowe mechanizmy funkcjonowania sektora energii, poprawiła relacje między energetyką a jej odbiorcami, czy wpłynęła na poziom bezpieczeństwa energetycznego i zmieniła podejście władzy publicznej do przesądzania o kierunkach i sposobie rozwoju polskiej energetyki?

Trudność takiej oceny jest oczywista, bowiem de facto mamy tu do czynienia z koniecznością udzielenia odpowiedzi na pytanie o rezultaty transformacji rynkowej sektora energii i ocenę tego procesu. Nie jest to zadanie łatwe, bowiem proces ten był i jest dość złożony, kształtowany przez tak wiele różnych determinantów, iż trudno byłoby przypisać konkretną rolę sprawczą akurat Prawu energetycznemu. Mało tego, wydaje się, że wielokrotnie normy prawne inne niż Prawo energetyczne, ale przede wszystkim instytucje inne niż Prezes URE – regulator branżowy, wywarły większy (co nie znaczy lepszy) wpływ chociażby na przebieg restrukturyzacji sektora. W realnych procesach gospodarowania nie mniej istotna niż samo brzmienie normy prawnej jest praktyka jej stosowania lub pomijania i – co szczególnie ważne – stosowanie lub pomijanie przez konkretne organy władzy publicznej, które zamiast działać w imię interesu publicznego, za nic ten interes mają, preferując de facto interesy branżowe. W takiej sytuacji trudno nawet zgłaszać pretensje do ustawodawcy. Trzeba raczej wywierać publiczną presję na organy administracji, które jednak zbyt rzadko reagowały pozytywnie na zgłaszane uwagi i propozycje.

I jeszcze jedna uwaga porządkowa. Trudność z oceną ustawy Prawo energetyczne ma również swoje źródło w tym, że nie dysponujemy merytorycznym punktem odniesienia. Jeśli bowiem porównamy dwa dokumenty: „Założenia polityki energetycznej Polski do 2010 roku” przyjęte przez Radę Ministrów 17 października 1995 r. oraz ustawę Prawo energetyczne w wersji z przedłożenia rządowego z tego samego roku, to konstatacja jest oczywista. Te dwa dokumenty przenikają się i warunkują wzajemnie, zaś „Założenia polityki…” wielokrotnie, nawet zbyt często odwołują się do projektu ustawy. Nie idzie o przesądzenie, co powinno mieć walor pierwszeństwa – program gospodarczy czy konkretna ustawa. Rzecz w tym, by wiedzieć, w jakich uwarunkowaniach prawnych dany program gospodarczy będzie realizowany i jednocześnie móc określić, w jakim zakresie obowiązujący porządek prawny staje się narzędziem realizacji (wszakże nie jedynym) określonych zamierzeń gospodarczych. Gdyby zatem udało się takie współzależności zidentyfikować, ocena stosowania samej ustawy okazałaby się sprawą łatwiejszą. Niestety, tak nigdy nie było i kolejne edycje polityki energetycznej (choć de facto tożsame co do pewnych pryncypiów, a różniące się w szczegółach i krótkookresowych priorytetach) nie były zbieżne z omawianą normą prawną. Utrudnia to z pewnością dokonanie zamierzonych ocen.

Oczywiście, istniała i nadal istnieje tożsamość priorytetów regulacji energetyki i priorytetów polityki energetycznej, tyle że można ją określić mianem „tożsamości teleologicznej” – są i były obecne w obu tych procesach: bezpieczeństwo energetyczne państwa, kształtowanie cen paliw i energii na poziomie akceptowanym społecznie, poprawa efektywności funkcjonowania sektora oraz spełnianie rosnących w gospodarce unijnej wymagań w dziedzinie ochrony środowiska. Praktyka regulacyjna, kształtowana poprzez kolejne nowelizacje ustawy, a zwłaszcza zapisy zmieniających się rozporządzeń wykonawczych, w zbyt wielu przypadkach odbiegała od tych zasad. Odrębnym problemem było i jest nadal znaczne opóźnienie w wydawaniu nowych i nowelizacji obowiązujących, ale już „nieco przebrzmiałych” przepisów.

Na końcu wymieniania okoliczności utrudniających jednoznaczną identyfikację roli prawa energetycznego w przekształceniach rynkowych sektora – co nie umniejsza znaczenia niniejszej uwagi – jest następująca konstatacja: gdyby polska praktyka legislacyjna wykorzystała z ustawodawstwa unijnego dobry zwyczaj formułowania uzasadnienia do ustawy poprzedzającego jej treść i łącznego publikowania, byłoby łatwiej oceniać jej funkcjonowanie, dokonywać niezbędnych interpretacji oraz w razie konieczności – nowelizować. Jednocześnie w tym miejscu warto poczynić następującą uwagę: kilkukrotnie przy implementacji dyrektyw do ustawy Prawo energetyczne następowało „przenoszenie” do ustawy zapisów określonych w przepisach prawa unijnego bez dostosowania ich do kontekstu polskiego. Wydaje się, że ustawodawca nie przywiązuje wagi do celu, jaki ma do osiągnięcia konkretna dyrektywa, zamiast tego przygotowywane są przepisy, które formalnie mają wykazać, że wszystkie instrumenty bądź też instytucje, o których jest mowa w dyrektywach, są wdrożone.

Poniższa ocena ustawy Prawo energetyczne, mimo wcześniejszych zastrzeżeń, jest próbą oceny formułowanej w pierwszej kolejności w odniesieniu do podstawowych zasad konceptualnych – jej ducha, w drugiej zaś do konkretnych literalnych zapisów, zwłaszcza tam, gdzie „duch” i „litera” prawa pozostają w wyraźnym dysonansie.

I. Uwagi ogólne dotyczące podstaw ustawy Prawo energetyczne

1. Zakres i cel ustawy, ujęte w art. 1, pozostawiają sporo do życzenia, bowiem uważna lektura zarówno spisu treści, jak i samej ustawy łatwo przekonuje, iż wiele z kwestii określających zakres przedmiotowy ustawy i jej cele – chociażby „zużywanie energii” czy też „rozwój konkurencji” – nie znalazły wyraźnego potwierdzenia w kolejnych artykułach. Nie ulega wątpliwości, że zakres i cel ustawy trzeba sformułować na nowo, przesądzając jednocześnie charakter tej ustawy jako kształtującej zasady funkcjonowania rynku energii i paliw oraz prawa i obowiązki jego uczestników. Zapewni to znacznie większą kompatybilność ustawy z unijnymi, prorynkowymi regulacjami i zapewne przyspieszy tempo ich implementacji.

2. Zasada jednorodności sektora energii – bez względu na różnice w charakterze nośników energii, będących podstawą wyodrębnienia podsektorów: energii elektrycznej, gazu, ciepła, paliw ciekłych itp., słusznie przyjęto, że prowadzenie działalności gospodarczej polegającej na wytwarzaniu, przesyle, dystrybucji lub obrocie energią lub paliwami jest ekonomicznie jednorodne. Pozwoliło to uchwalić parlamentowi RP jedną ustawę (a nie np. kilka, tzw. branżowych), a w konsekwencji – całościowo (choć nie zawsze wystarczająco lub konsekwentnie) określić obowiązki i prawa zarówno organów państwa, głównie regulacyjnych, jak i przedsiębiorstw energetycznych. Niestety – pominięto odbiorców.

3. Zasada rozdzielności funkcji polityki energetycznej – wyodrębniono z obowiązku państwa wobec energetyki trzy funkcje: stanowienia polityki energetycznej, regulacyjną i właścicielską, przy czym ustawa Prawo energetyczne obejmuje wyłącznie pierwszą i drugą, nie ingerując w nadzór właścicielski państwa. Samą zasadę, jak i jej generalne zmaterializowanie się w przepisach ustawy i ich późniejszą realizację należy ocenić jako poprawną. Wystawienie wyższej oceny uniemożliwia nadmierne uszczegółowienie artykułów określających obligatoryjne komponenty polityki energetycznej państwa. Aktualnie niektóre z nich są praktycznie nie do zrealizowania, zwłaszcza w świetle zlikwidowania Rządowego Centrum Studiów Strategicznych, jednostki predestynowanej do prowadzenia prac prognostycznych niezbędnych dla kreowania długofalowej polityki.

4. Zasada rozdzielności instytucji regulacyjnych – systemowe powiązania i rozdział kompetencji regulacyjnych pomiędzy Sejm – Radę Ministrów lub ministrów – Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Każdy z tych organów odgrywa przypisaną mu funkcję regulacyjną poprzez właściwe mu instrumenty prawne: ustawy – rozporządzenia – decyzje administracyjne. Wyraźnie trzeba podkreślić, że z uwagi na stan gospodarki energetycznej i jej ogólnogospodarcze i społeczne znaczenie zdecydowany priorytet mają normy powszechne, o charakterze systemowym, czyli ustawy i rozporządzenia. Wynika to wprost z powszechnego charakteru zasad, rozwiązań i mechanizmów współtworzących rynek. Bezzasadne okazały się oczekiwania, by jednostkowe decyzje administracyjne adresowane do konkretnego przedsiębiorstwa energetycznego były wystarczającym bodźcem do transformacji i urynkowienia sektora. Wszelkie opóźnienia, chociażby w implementacji dyrektyw unijnych do ustawy Prawo energetyczne (a żadna z implementacji nie zmieściła się w wyznaczonym czasie), a także w wydawaniu rozporządzeń wykonawczych, nie pozostały bez wpływu na przebieg zmian w sektorze. O ile więc samą zasadę rozdzielności organów regulacyjnych należy pochwalić, o tyle opóźnienia lub zaniechania legislacyjne (zwłaszcza w wykonaniu kolejnych ministrów właściwych w sprawach gospodarki), jako zagrażające właściwej realizacji interesu publicznego, wypada określić mianem „ wysoce nagannych”.

5. Zasada rozdzielenia kompetencji w odniesieniu do energetyki pomiędzy organy administracji rządowej a organy samorządowe. Ustawa Prawo energetyczne dokonuje w tym zakresie niemal wyłącznie formalnego albo precyzyjniej – wstępnego rozdziału, bowiem bardziej szczegółowo traktują o takim rozdziale inne ustawy. Nie zmienia to faktu, że w zakresie działań praktycznych związanych z sektorem energetyki samorządowi należy się ocena negatywna. Poza nielicznymi wyjątkami, samorządy lekceważą zagadnienia tak sensu stricto energetyczne, jaki i istotne dla energetyki i odbiorców. Przykładem jest nagminny brak planów przestrzennego zagospodarowania, brak planów zaopatrzenia w energię itp., itd. Zapewne dzieje się tak, ponieważ w ustawie Prawo energetyczne brakuje jakichkolwiek sankcji za ignorowanie przez samorządy ich energetycznych obowiązków, z kolei mechanizm wyborczy jest również zbyt niedoskonały, by stwarzać dodatkową presję na radnych, prezydentów, wójtów czy marszałków. Kto z wyborców – odbiorców energii lub paliw – będzie dochodził swych praw i publiczni fakt, że z powodu indolencji lub niekompetencji władz lokalnych musiał np. więcej zapłacić za przyłączenie do sieci gazowej lub elektroenergetycznej?

6. Zasada niezależności Regulatora – Prezesa URE. Jedna z najbardziej istotnych zasad w regulacji monopoli naturalnych, przejawiająca się w trzech zasadniczych aspektach: niezależności od przedsiębiorstw podlegających regulacji, niezależności politycznej, w tym od innych organów władzy i administracji oraz niezależności finansowej. Tylko w takich warunkach można skutecznie ograniczać negatywne skutki monopoli dla konsumentów. Najpełniej ten postulat był uwzględniony w ustawie uchwalonej 10 kwietna 1997 r. Od chwili wejścia ustawy w życie (4 grudnia 1997 r.) zasada była permanentnie podważana i ograniczana. Swoista przewrotność zarówno kolejnych rządów, jak i odpowiedzialnych za jakość stosowania ustawy (ministrów właściwych w sprawach gospodarki) wnoszących o zmiany w tym zakresie polegała z reguły na werbalnym deklarowaniu konieczności wzmocnienia tejże niezależności. W praktyce, tj. w kolejnych nowelizacjach ustawy, wyglądało to następująco: rosła liczba obowiązków i zadań Prezesa URE, nie zwiekszał się ani budżet urzędu, ani liczba przyznawanych etatów, stopniowo zaś znikały z zapisów ustawowych kolejne atrybuty niezależności. Na domiar złego – nie korzystanie z doświadczeń i wielu rekomendacji Regulatora przy jednoczesnym i wielokrotnie bezkrytycznym przyjmowaniu do realizacji różnych oczekiwań przedsiębiorstw energetycznych – dodatkowo niezależność i pozycję Regulatora deprecjonowało. Nie podlega dyskusji, że w imię skutecznej regulacji trzeba koniecznie tę niezależność nie tylko odbudować, ale i wzmocnić.

7. Zasada równego traktowania przedsiębiorców działających w energetyce – brak jakiegokolwiek uprzywilejowania w odniesieniu do statusu i warunków gospodarowania. Wszyscy przedsiębiorcy działają według tych samych reguł prowadzenia działalności gospodarczej (tj. zorientowania na zysk) i nie ma podmiotów mogących nie respektować reguł (jak to miało miejsce w warunkach gospodarki administrowanej (nierynkowej) na wcześniejszym etapie rozwoju gospodarczego w odniesieniu do tzw. przedsiębiorstw użyteczności publicznej). Omawianą zasadę i jej stosowanie należy ocenić pozytywnie i konsekwentnie stosować dalej.

W tym kontekście należy jednak przytoczyć formułowane ostatnio opinie o potrzebie ustanowienia specjalnego statusu prawnego (państwowa osoba prawna?) dla operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych. Argument, że komercyjny charakter skutkuje wprost wzrostem kosztów funkcjonowania rynku, a w ślad za tym – zwiększonymi płatnościami odbiorców końcowych wydaje się być nieco wyolbrzymiony, nie ma bowiem innych narzędzi mogących skutecznie kształtować racjonalność (efektywność) działań w spełnianiu obowiązków operatorów jako odpowiedzialnych za niezawodność dostaw energii i paliw oraz prawidłową obsługę rynku. Nie ma też innych prawnych możliwości zapewnienia operatorom napływu środków niezbędnych na działalność inwestycyjną.

8. Zasada neutralności własnościowej – jako konsekwencja zasady rozdzielności funkcji polityki energetycznej. Pozwala to prowadzić regulację neutralną pod względem własnościowym – obojętną na strukturę własnościową i właścicielskie prerogatywy. Zasada słuszna, tak w literalnych zapisach, jak i praktyce stosowania.

9. Zasada promowania konkurencji w ustawie Prawo energetyczne została ujęta ogólnie i dosyć enigmatycznie, bowiem ustawodawca nie przesądził, w którym z obszarów elektroenergetyki i gazownictwa konkurencja jest możliwa, pod jakimi warunkami i w jakim horyzoncie czasowym powinien być osiągnięty znaczący postęp, a także, w którym obszarze wprowadzenie mechanizmów konkurencyjnych jest na tym etapie niemożliwe lub niewskazane. O ile jednak katalog kompetencji i obowiązków Prezesa URE określony w art. 23 ust. 2, czytany w powiązaniu z ust. 1, można uznać za wyczerpujący działania związane z regulacją gospodarki paliwami i energią, to nie ma podobnego katalogu bezpośrednio wskazującego zakres konkretnych działań, za pomocą których Prezes URE ma realizować zadanie promowania konkurencji. Z powyższych względów sposób realizacji i zakres promowania konkurencji leżał bardziej w sferze tzw. praktyki regulacyjnej niż w obszarze zadań ustawowych, a Prezes URE miał teoretycznie dosyć dużą dowolność w doborze środków realizacji tego zadania. W rzeczywistości jednak jego działalność jako organu administracji rządowej była i jest wyznaczona m.in. przez art. 7 oraz np. 87 i 92 Konstytucji RP, wyraźnie określające ramy jego działalności, tj. na podstawie prawa i w granicach prawa, oraz dodatkowo ograniczona sztywnymi regułami procedur Kpa.

10. Zasada równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i interesów odbiorców. Wyrosła z negatywnych doświadczeń związanych z permanentnym nadużywaniem siły rynkowej przez monopole działające w energetyce. Jest niewątpliwie jednym z fundamentów współczesnej regulacji, podstawową zasadą konstytuującą m.in. taryfowanie działalności energetycznej w warunkach braku konkurencji i rozstrzyganie sporów. W okresie obowiązywania ustawy zasada była kilkukrotnie zagrożona za sprawą lobbingu ze strony przedsiębiorstw sektora. Do historii polskiej regulacji przejdzie z pewnością jedna z opinii wygłoszonych publicznie przez przedstawiciela Ministra Gospodarki, który wprost stwierdził, że ministerstwo zawsze się starało przygotowywać kolejne nowelizacje z pewną korzyścią dla przedsiębiorstw, w imię pomocy polskiej energetyce. Istnieje obiektywna potrzeba, w świetle deklaracji Premiera Jarosława Kaczyńskiego, nadania i zagwarantowania tej zasadzie nowego i pełniejszego wymiaru w ustawie. Zapowiedziane w „Programie dla elektroenergetyki” kontrolowanie taryf ex post byłoby natomiast najpełniejszym odstępstwem od tej zasady, wręcz jej zaprzeczeniem.

Zatwierdzanie taryf oraz uprawnienie Prezesa URE do ewentualnego zwolnienia przedsiębiorstwa z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia stanowią jedno z najważniejszych narzędzi regulacji sektora energetycznego, pozostających w jego dyspozycji.

Zgodnie z art. 47 ust. 1, przedsiębiorstwa energetyczne są zobowiązane do przedkładania taryf do zatwierdzenia w systemie ex ante, a niedopełnienie tego obowiązku zagrożone jest karą (art. 56 ust.1 pkt 5). Co do zasady jest to regulacja pozwalająca w sposób właściwy realizować ustawowy obowiązek Prezesa URE, polegający na równoważeniu interesów przedsiębiorstw i odbiorców. Regulacja ta powinna więc być utrzymana w sposób bezwzględny w odniesieniu do działalności sieciowej oraz pozostałych działalności koncesjonowanych w tych przypadkach, w których wątpliwość wzbudza efektywność rozdzielenia działalności. Jednoznacznie przekonują o tym przedstawione poniżej efekty regulacji w procesie zatwierdzania taryf.
To dzięki taryfowaniu w okresie ostatnich sześciu lat w kieszeniach odbiorców pozostało około 10 miliardów 597 milionów złotych!

Efekty regulacji w procesie zatwierdzania taryf

II. Uwagi problemowe wraz z uszczegółowieniem wad i zalet zapisów ustawowych

A. Koncesjonowanie

1. Zawarte w ustawie Prawo energetyczne uregulowania w zakresie koncesjonowania przedsiębiorstw energetycznych nie pozwalają na skuteczne oddziaływanie Regulatora na podmioty objęte zakresem regulacji w ustawie Prawo energetyczne i wpływania tym samym na kształt rynku, ograniczając działania Prezesa URE zasadniczo do zidentyfikowania podmiotów koncesjonowanych i prowadzenia ich bazy adresowej. Przykładowo – wprowadzenie zmiany w koncesji, w tym w zakresie warunków wykonywania działalności objętej koncesją, wymaga każdorazowo uzyskania zgody strony. W świetle obowiązujących uregulowań nie jest więc możliwe wprowadzenie zapisu, który jest racjonalny z punktu widzenia funkcjonowania rynku energii, ale w ocenie przedsiębiorstwa jest niekorzystny dla jego interesów (np. ochrona pozycji monopolistycznej).

Potrzebne jest zredefiniowanie roli i znaczenia „koncesji”, aby nie była traktowana wyłącznie jako akt administracyjny rejestracji podmiotu wchodzącego na rynek, ale jako dobro, którego przedsiębiorca może być pozbawiony w skrajnych przypadkach, związanych z naruszeniem zasad rynkowych oraz za pomocą którego przedsiębiorca jest obligowany do poddania się reżimowi działania na rynku, także technicznemu – znacznie trudniejszemu do zdefiniowania w źródłach prawa powszechnie obowiązujących.

2. Problemy związane z udzielaniem promes i koncesji, które szczególnie dały się zaobserwować przy stosowaniu ustawy Prawo energetyczne, dotyczyły następujących kwestii:

a) Obowiązująca ustawa powoduje wątpliwości interpretacyjne dotyczące zakresu jej stosowania w odniesieniu do koncesjonowania „działalności gospodarczej w zakresie magazynowania paliw gazowych”. Obowiązujące zapisy są na tyle nieprecyzyjne, że koncesjonowanie to odbywa się na podstawie ustawy Prawo energetyczne oraz ustawy Prawo geologiczne i górnicze.

b) W świetle obowiązujących przepisów niejasna jest wzajemna relacja koncesji na obrót gazem ziemnym (OPG) oraz koncesji na obrót gazem ziemnym z zagranicą (OGZ). Na podstawie interpretacji obowiązujących przepisów przyjęto, że koncesja OGZ może być udzielona tylko przedsiębiorstwu, które posiada koncesję OPG lub też obie koncesje udzielane są jednocześnie. W celu uniknięcia podwójnego naliczania opłat koncesyjnych przyjmuje się, że w sytuacji, gdy np. gaz zakupiony za granicą jest sprzedawany w kraju, opłaty są wnoszone tylko z tytułu jednej z koncesji – OGZ. Ponieważ są to kwestie o istotnym znaczeniu dla praw i obowiązków koncesjonariuszy, celowe jest ich jednoznaczne uregulowanie.

c) W świetle ustawy uzupełnienia wymagają przepisy regulujące zasady udzielania, zasady cofania i zakres promes koncesji. Art. 43 ust. 5 ustawy Prawo energetyczne zawiera bowiem jedynie regulację pozwalającą na „odpowiednie stosowanie” do wniosku o wydanie promesy artykułu 35 ustawy Prawo energetyczne. Natomiast brak odrębnych przepisów lub też nakazania „odpowiedniego stosowania” przepisów regulujących problematykę koncesyjną w zakresie zawartości koncesji i cofania koncesji w odniesieniu do promes.

d) Na podstawie art. 40 ustawy Prawo energetyczne Prezes URE może nakazać przedsiębiorstwu energetycznemu dalsze prowadzenie działalności pomimo wygaśnięcia koncesji. W przypadkach, gdyby działalność ta miała przynosić stratę, ma ona być pokrywana przez Skarb Państwa.

W dotychczasowej praktyce budżetu Państwa nie wyposażono Prezesa URE w odpowiednie środki i nie utworzono żadnej rezerwy lub funduszu na ten cel, pomimo znaczącej nadwyżki finansowej uzyskiwanej z wpłat koncesyjnych nad wydatkami Urzędu Regulacji Energetyki.

e) W ustawie nie ma przepisów określających przesłanki niezbędne do oceny, czy udzielenie koncesji musi się wiązać ze złożeniem zabezpieczenia majątkowego. Niektórzy koncesjonariusze podnoszą, że Prezes URE ma zbyt dużą dowolność w tym zakresie.

3. Odrębnym zagadnieniem są doświadczenia wynikające z wydawania koncesji na obrót paliwami ciekłymi. W tym zakresie można przedstawić następujące spostrzeżenia i wnioski:

a) Analiza funkcjonowania rynku paliw ciekłych wskazuje, że z jednej strony liberalne podejście do koncesjonowania tego sektora wynikające z przepisów ustawy o swobodzie działalności gospodarczej, a z drugiej strony obowiązek posiadania koncesji przez wszystkich przedsiębiorców sprzedających paliwa ciekłe (za wyjątkiem gazu płynnego) nie przynosi zamierzonych efektów. Obowiązek posiadania koncesji na obrót paliwami ciekłymi dla każdego przedsiębiorcy był reakcją Państwa na ogromną liczbę przestępstw karno-skarbowych związanych z nieodprowadzaniem akcyzy do budżetu. Oceniając realizację tego celu, istotnym jest zwrócenie uwagi na fakt (co wynika z zapytań napływających do Prezesa URE z Policji, Urzędów Skarbowych i Celnych, Agencji Bezpieczeństwa Wewnętrznego oraz Prokuratur), że duża grupa przedsiębiorców wykonujących działalność w zakresie obrotu paliwami ciekłymi nie posiada koncesji oraz nigdy nie zwróciła się do Prezesa URE z takim wnioskiem. Ponadto zainteresowanie organów ścigania dotyczyło w większości przedsiębiorców, których obroty roczne znacznie przekraczają 500 000 euro, czyli tych, którzy byli zobowiązani do posiadania koncesji już w 2000 r., a nie ubiegali się o nią.

b) Ponadto koncesjonowanie wszystkich przedsiębiorców wykonujących działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, magazynowania oraz obrotu paliwami ciekłymi nie przyniosło zamierzonych efektów. Założenie, że przedsiębiorcy posiadający koncesje, będą wykonywać działalność zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa nie potwierdziło się w praktyce.

c) Istniejące regulacje prawne dotyczące m.in. udzielania czy cofania koncesji, odwołujące się do ustawy o swobodzie działalności gospodarczej, okazały się nieskuteczne w stosunku do przedsiębiorców, którzy z pełną świadomością łamią przepisy prawa. Regulacje ustawy Prawo energetyczne zostały opracowane dla sieciowych sektorów energetycznych i nie mogą skutecznie odnosić się do sektora paliw ciekłych, który rządzi się zupełnie innymi prawidłowościami.

d) Zauważalne są również przypadki, kiedy przedsiębiorcy, którzy nie spełniają wymagań określonych obecnie w przepisach ustawy Prawo energetyczne, gdyż są skazani prawomocnymi wyrokami za przestępstwo mające związek z działalnością koncesjonowaną, zawiązują nowe podmioty, najczęściej spółki prawa handlowego, w których są jedynie właścicielami udziałów bądź akcji i nie pełnią w niej formalnie żadnej funkcji. W takich przypadkach nie ma podstaw do nieudzielania koncesji w zakresie obrotu paliwami ciekłymi.

e) Cofnięcie koncesji przedsiębiorcy, który w sposób rażący narusza warunki koncesji, nie eliminuje go z rynku. Wynika to z faktu, że przedsiębiorca w dalszym ciągu posługuje się koncesją, która nie została mu odebrana bądź też odpowiednio oznaczona.

f) Cofnięcie koncesji może nastąpić jedynie w przypadku rażącego naruszenia warunków koncesyjnych. Pojęcie rażącego naruszenia warunków koncesji jest wyjątkowo nieostre, dlatego skuteczne i szybkie cofnięcie koncesji jest bardzo utrudnione, gdyż przedsiębiorcy korzystają z wszystkich możliwych instytucji prawnych, aby udowodnić, że naruszenia przez nich warunków koncesyjnych nie można uznać za rażące, lecz za „zwykłe”.

g) Obecne uregulowania nie zabraniają udzielenia koncesji osobom, które w przeszłości, np. pracując u innych przedsiębiorców, wprowadzały do obrotu paliwo o niewłaściwej jakości. Zdarzają się przypadki, że osoby, które straciły pracę u przedsiębiorcy, u którego dopuścili się wprowadzenia do obrotu paliwa o niewłaściwej jakości, ale nie zostały jeszcze skazane prawomocnym wyrokiem za ten czyn, ubiegają się o koncesję np. jako osoby fizyczne prowadzące samodzielnie działalność gospodarczą. W takim stanie faktycznym nie ma podstaw do odmowy udzielenia koncesji. W przypadku, gdy po udzieleniu koncesji taka osoba zostanie skazana za wprowadzanie do obrotu paliwa o niewłaściwej jakości, nie ma obecnie w praktyce możliwości cofnięcia jej koncesji, gdyż sądy nie orzekają kary w postaci zakazu wykonywania określonej działalności gospodarczej.

h) Z informacji pochodzących od organów ścigania zajmujących się przestępstwami karno-skarbowymi, zgłaszanych w trakcie kontaktów z URE oraz seminariów i konferencji wynika, że największą przeszkodą w skutecznym ściganiu przedsiębiorców, którzy obracają paliwem bez odprowadzania akcyzy, jest tzw. łańcuszek pośredników, tj. podmiotów przekazujących sobie faktury bez dokonywania przekazania paliwa.

i) Częstą praktyką jest również kupowanie spółek posiadających koncesje tylko po to, by nie ubiegać się o udzielenie koncesji. Najczęściej dotyczy to przedsiębiorców, którym cofnięto koncesję, gdyż naruszali elementarne warunki koncesyjne, np. nie wnosili opłat koncesyjnych.

j) Karanie przez sądy przedsiębiorców wprowadzających do obrotu paliwo o niewłaściwej jakości nie spełnia pokładanych w nim oczekiwań. W 80% przypadków postępowanie było umarzane ze względu na niewykrycie sprawcy, natomiast w nielicznych przypadkach skazania wysokość grzywny nie przekraczała 20 000 zł, a najczęściej wynosiła 1000 zł.

B. Wyznaczanie operatorów systemów

1. Zasady, według których mają być w Polsce wyznaczani, a następnie będą funkcjonować OSD i OSP, są obarczone pewnymi mankamentami:

a) ustawa Prawo energetyczne nie rozstrzyga, czy każdy podmiot posiadający koncesję sieciową musi pełnić funkcję OSD lub OSP. Przepisy, z których wynika, że w praktyce mogą funkcjonować „operatorzy” i przedsiębiorstwa sieciowe „niebędące operatorem” zamieszczono dość przypadkowo w aktach wykonawczych (rozporządzenie przyłączeniowe z 2004 r.; należy dodać, że rozporządzenie „systemowe” po nowelizacji ustawy Prawo energetyczne, obowiązującej od 3 maja 2005 r., nie zostało wydane).

Ponieważ ta kwestia, tj. obowiązkowość operatorstwa lub ewentualnie inne rozwiązanie, ma zasadnicze znaczenie dla ukształtowania praw i obowiązków koncesjonowanych przedsiębiorstw sieciowych, a także dla funkcjonowania systemów elektroenergetycznego i gazowego – powinna być wyraźnie uregulowana w ustawie;

b) w ustawie Prawo energetyczne obowiązki rozdziału działalności dotyczą OSD i OSP. Ustawa jednak nie nakłada na przedsiębiorstwo sieciowe obowiązku uzyskania takiego statusu oraz nie przewiduje sankcji za brak statusu OSP i OSD nadawanego przez Prezesa URE na wniosek właściciela sieci w trybie art. 9h. Oznacza to, że dane przedsiębiorstwo sieciowe może uniknąć obowiązku wydzielenia działalności sieciowej od pozostałych rodzajów działalności i innych „niedogodności” wynikających z art. 9d ustawy, nie występując z wnioskiem o wyznaczenie OSD lub OSP.

C. Magazyny gazu ziemnego, zapasy paliw gazowych i zapasy paliw w przedsiębiorstwach wytwarzających energię elektryczną lub ciepło

1. Warunkiem koniecznym dla powstania w Polsce rynku gazu jest m.in. powstanie rynku usług magazynowania gazu. Aktualnie jedynym właścicielem magazynów gazu ziemnego jest PGNiG SA. W świetle uregulowań zawartych w ustawie Prawo energetyczne Przedsiębiorstwo to nie ma obowiązku uzyskania statusu operatora systemu magazynowania gazu ziemnego (OSM) oraz nie jest obowiązane do wydzielenia działalności magazynowej. Istnieje zatem możliwość wzajemnego subsydiowania działalności magazynowej i innych rodzajów działalności wykonywanych przez PGNiG SA. Ustawa Prawo energetyczne nie przewiduje również sankcji za brak statusu OSM, pozostawiając pełną dowolność w zakresie wystąpienia z odpowiednim wnioskiem samemu PGNiG SA, które z natury rzeczy nie jest zainteresowane „utratą” monopolu na magazyny. OSM musiałby podejmować odpowiednie działania rynkowe (np. dostarczanie użytkownikom systemu i operatorom innych systemów gazowych informacji o warunkach świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, w tym o współpracy z połączonymi systemami gazowymi), do czego PGNiG SA nie posiadające takiego statusu nie jest zobowiązane. Waga tego zagadnienia rośnie w sytuacji zobowiązania importerów gazu ziemnego do magazynowania na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej 3% planowanego rocznego importu gazu ziemnego.

2. Obowiązujące obecnie przepisy dotyczące zasad utrzymywania obowiązkowych zapasów gazu ziemnego przez przedsiębiorstwa zajmujące się obrotem tym gazem z zagranicą, wywołują kontrowersje i spory interpretacyjne. Nie są bowiem jednoznacznie określone: zasady ustalania wielkości tych zapasów, ich odbudowy po ewentualnym użyciu, wskazania na jakie potrzeby mogą być zużyte (dla jakich podmiotów), sposób udokumentowania planowanej wielkości importu gazu, tryb uruchamiania tych zapasów oraz rozliczeń za zużyte zapasy.

3. Ustawa Prawo energetyczne oraz wydane w tym celu rozporządzenie wykonawcze nakazuje przedsiębiorstwom energetycznym zajmującym się wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła utrzymywanie zapasów paliw w ilości zapewniającej ciągłość dostaw do odbiorców.

Jednakże aktualnie obowiązujące przepisy nie określają sytuacji, w których zapasy te mogą być uruchamiane, co oznacza, że muszą być utrzymywane permanentnie. W przeciwnym bowiem razie organ kontrolujący stan zapasów (Prezes URE) stwierdziwszy naruszenie stanu zapasów – bez względu na przyczyny tego naruszenia – musi wymierzyć karę pieniężną.

Trudności powoduje także brak jednoznacznych regulacji dotyczących sposobu dokumentowania zapasów paliw, a więc: czy stan zapasów powinien być udokumentowany na każdy dzień, tak aby można było w dowolnym momencie zbadać ich stan w minionym okresie, czy wystarczy dokumentacja sporządzana raz na miesiąc – jak to aktualnie czyni większość przedsiębiorstw. Brak jednoznacznych regulacji dotyczących sposobu i częstotliwości dokonywania zapisów w tej ewidencji powoduje, że w praktyce dokumenty poświadczające zużycie paliw są rejestrowane na koniec każdego miesiąca na podstawie np. zapisów pracowników obsługujących kotłownię, które są szacunkiem zużycia dobowego. Dokumenty poświadczające przesunięcia pomiędzy magazynami są także rejestrowane raz w miesiącu, zatem skuteczność i dokładność przeprowadzonej kontroli są ograniczone.

D. Wprowadzanie ograniczeń w dostarczaniu i poborze paliw gazowych i energii elektrycznej

1. Aktualnie brakuje w ustawie Prawo energetyczne przepisów zobowiązujących strony umów sprzedaży i umowy przesyłowej lub umowy dystrybucyjnej do zawarcia w tych umowach postanowień określających dopuszczalne ograniczenia w poborze paliw gazowych lub energii elektrycznej dla poszczególnych stopni zasilania. W efekcie znaczna część umów zawiera jedynie postanowienia dotyczące wielkości maksymalnego i minimalnego poboru, a wielkości pośrednie są określane liniowo pomiędzy max i min. W konsekwencji wprowadzenie pośrednich stopni zasilania może zostać oprotestowane przez odbiorców ze względu na brak uzgodnień z nimi w tym zakresie.

E. System wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii (OZE)

1. Dotychczasowe doświadczenia wskazują, że od roku 2005 (w porównaniu do lat poprzednich) następuje zauważalny wzrost produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w OZE. Jednak przyrost jest głównie wynikiem:

a) zwiększonego wykorzystania biomasy w istniejących kotłach węglowych przy użyciu technologii współspalania (paliw kopalnych i paliw odnawialnych),

b) zmiany rodzaju wytwarzanej energii (głównie przez przedsiębiorstwa energetyki przemysłowej) – z produkcji ciepła (z paliwa odnawialnego – głównie biomasa) na produkcję energii elektrycznej, z jednoczesnym uzupełnieniem niedoboru ciepła, jego produkcją z węgla,

c) „ujawnienia” źródeł już istniejących (w trakcie koncesjonowania) oraz uwzględnienia całkowitej produkcji energii elektrycznej z OZE, w tym zużywanej na potrzeby własne (dotychczas nie ujmowanej w publicznych statystykach).

Wielkość produkcji energii elektrycznej z OZE może w bardzo krótkim czasie wrócić do poprzedniego stanu, tj. w miejsce biomasy może być spalany węgiel bądź może być produkowane ciepło zamiast energii elektrycznej – co wynika z relacji cenowych obydwu rodzajów paliw i energii. Taka sytuacja powoduje, że dotychczasowy wzrost wytwarzania energii elektrycznej z OZE (w latach 2004 – 2005) trudno uznać za trwały, stabilny i zrównoważony. Oznacza to, że realizacja celu indykatywnego w roku 2010 może być bardzo niepewna.

2. System wsparcia wytwarzania w odnawialnych źródłach rodzi pewne wątpliwości. Podstawową wadą obowiązującego systemu jest brak rozróżnienia pomiędzy celami statystycznymi i ekonomicznymi, a w konsekwencji objęcie mechanizmem wsparcia ekonomicznego wszystkich OZE, bez względu na ich pozycję na rynku energii i faktyczne zapotrzebowanie na takie wsparcie. W szczególności dotyczy to wielkich elektrowni wodnych, które nigdzie poza Polską takimi mechanizmami nie są obejmowane, oraz energii elektrycznej wytwarzanej w systemowych blokach pyłowych w ramach współspalania. W efekcie odbiorcy energii elektrycznej są obciążani kosztami niewspółmiernie dużymi do uzyskiwanych efektów, zaś korzyści z wdrożenia mechanizmu wsparcia przechwytują pośrednicy.

Drugą poważną wadą aktualnie obowiązującej ustawy jest nałożenie obowiązku wspierania OZE na podmioty dokonujące sprzedaży energii odbiorcom końcowym, a w praktyce na tych odbiorców. Organizacyjnie znacznie prostsze i skuteczniejsze byłoby nałożenie tego obowiązku na wytwórców niebędących OZE oraz importerów.

3. Istotnym wsparciem produkcji energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii jest uzyskiwanie dodatkowych dochodów z tytułu sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia (PMSP). Zagwarantowanie rzetelności i wiarygodności systemu świadectw pochodzenia wymagało objęcia obowiązkiem uzyskania koncesji wszystkich wytwórców energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii. Wprowadzenie tego obowiązku pozwoliło zinwentaryzować wszystkie instalacje wytwarzające energię elektryczną z OZE na terenie Polski. Kolejnym elementem zagwarantowania wiarygodności systemu świadectw pochodzenia energii odnawialnej było wprowadzenie obowiązku potwierdzania przez lokalne spółki dystrybucyjne (OSD) ilości energii wytworzonej w OZE i wprowadzonej do sieci. Szczególnie w pierwszym okresie funkcjonowania systemu wykrywano wiele błędów w potwierdzanych przez OSD wnioskach. Obecnie także nie należą do wyjątków sytuacje, gdy OSD potwierdza ilość energii bez wcześniejszego dokonania odpowiednich odczytów, co powoduje wystawianie błędnych SP. Jednakże dzięki temu, że ostateczna kontrola i weryfikacja danych o ilości energii elektrycznej wytworzonej w źródłach OZE następuje w trybie administracyjnym, podczas wystawiania świadectwa pochodzenia udało się uzyskać wysoką wiarygodność i rzetelność systemu świadectw pochodzenia. Analiza procesu udzielania koncesji dla wytwórców energii elektrycznej z OZE oraz funkcjonowania dotychczasowego systemu wydawania świadectw pochodzenia energii odnawialnej wskazuje, że taka organizacja systemu SP daje dużą pewność, iż energia elektryczna deklarowana przez jej wytwórcę, jako wytworzona w OZE, rzeczywiście ma takie pochodzenie. Dlatego też można uznać, że system świadectw pochodzenia jako system ewidencyjny sprawdził się, mimo że wymaga pewnych uzupełnień na poziomie ustawowym (np. dotyczących eliminowania z obrotu błędnie wystawionych SP).

Zgłaszany niejednokrotnie postulat, aby świadectwa były wydawane przez OSP/OSD (projekt ustawy z 28 kwietnia 2006 r.) wydaje się być nieuzasadniony, tym bardziej, że nie wiadomo, czy OSP jest rozumiane jako przedsiębiorstwo sieciowe generalnie, czy tylko jako operator systemu przesyłowego.

W praktyce funkcjonowania systemu świadectw pochodzenia okazało się, że OSP/OSD nie przywiązują należytej uwagi do poprawnego potwierdzania ilości energii elektrycznej na wnioskach wystawianych przez wytwórców, co z kolei powoduje wystawianie SP na zawyżoną ilość energii. W sytuacji, gdy prawa majątkowe wynikające z SP zostaną zbyte na rzecz osób trzecich, zmiana zaistniałego stanu faktycznego przy obowiązujących przepisach jest bardzo trudna. Nie ma oczywiście kłopotu ze zmianą zaświadczenia, ale to nie rozwiązuje problemu związanego z eliminacją z rynku praw majątkowych do „nieistniejącego wolumenu energii”.

4. Wprowadzone od 1 października 2005 r. zmiany w ustawie Prawo energetyczne dające podmiotom prawo obrotu PMSP na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) spotkały się ze zrozumieniem zarówno ze strony wytwórców energii, jak i podmiotów objętych obowiązkiem przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia. Jednakże wstępna analiza prognozowanych kosztów funkcjonowania systemu handlu PMSP na TGE (w oparciu o aktualne stawki opłat i prowizji na TGE, rejestru świadectw prowadzonego przez TGE oraz domów maklerskich) pokazuje, że system SP wydawanych przez Prezesa URE w połączeniu z handlem PMSP na TGE pociąga za sobą bardzo wysokie roczne koszty jego funkcjonowania. Ponieważ TGE nie podała żadnych informacji na temat kosztów funkcjonowania rejestru świadectw pochodzenia, powyższe prognozy są jedynym źródłem danych na ten temat. Szacowane roczne koszty wykorzystania PMSP w obrocie na TGE oraz prowadzenia rejestru świadectw pochodzenia na TGE sięgają ok. 8 000 000 zł. Dodatkowo roczne koszty rzędu 1 000 000 zł wiążą się z koniecznością korzystania z usług domów maklerskich w obrocie PMSP. Koszty te ponoszone są przez przedsiębiorstwa energetyczne dążące do przeniesienia ich w taryfach na odbiorców końcowych. Należy podkreślić, że powyższe szacunki nie obejmują dodatkowych koszów, takich jak: koszty nabywanych PMSP, opłat zastępczych, opłat skarbowych wynikających z wydawania SP oraz kosztów kontroli wypełnienia obowiązków nałożonych na przedsiębiorstwa.

Wadą obecnego systemu wsparcia jest także ustanowienie w ustawie Prawo energetyczne „sztywnej” opłaty zastępczej indeksowanej jedynie poziomem średniorocznego wskaźnika cen towarów i usług konsumpcyjnych. Jak wykazuje dotychczasowa praktyka, jest to czynnik kosztotwórczy, wpływa bezpośrednio na cenę SP, a jednocześnie demotywuje część podmiotów do szukania SP. Podmioty te wolą uiścić opłatę, „ponieważ i tak będą to miały przeniesione w taryfach, a zatem w całości pokryte, a w końcowym rezultacie zapłaci za to odbiorca”.

System wsparcia źródeł odnawialnych wymaga dalszego udoskonalenia i zmian w kierunku stworzenia większej liczby instrumentów wsparcia, w tym także poza ustawą Prawo energetyczne. Sam obowiązek zakupu odpowiedniej ilości świadectw pochodzenia przez podmioty zobowiązane lub uiszczenia opłaty zastępczej wydaje się być niewystarczający, aby wywołać jednoznaczny wzrost zainteresowania inwestycjami – także w nowe źródła odnawialne, a nie tylko inwestycjami „odtworzeniowymi”. Kompleksowa ocena oddziaływania systemu wsparcia jest jeszcze niemożliwa ze względu na stosunkowo krótki okres obowiązywania (niewiele ponad 1,5 roku).

Mankamentem obowiązującego systemu rozliczania obowiązku zakupu jest jego „nieszczelność”. W dotychczasowej praktyce wytwórcy energii elektrycznej dysponujący urządzeniami wytwórczymi w przedziale mocy zainstalowanej do 50 MW i sprzedający energię elektryczną odbiorcom końcowym, mimo że ciążył na nich obowiązek uzyskania i umarzania świadectw pochodzenia, byli identyfikowani jedynie na podstawie posiadanej przez URE bazy podmiotów, którym udzielono koncesji zgodnie z wcześniejszymi uregulowaniami, tj. od 5 MW (baza ta zdezaktualizowała się, tym samym informacje o podmiotach zobowiązanych są niepełne i częstokroć przypadkowe). Konieczna jest zatem taka jego zmiana, która umożliwi faktyczne kontrolowanie realizacji obowiązku przez wszystkie zobowiązane do tego podmioty.

Uwzględniając powyższe należy uznać, że system wsparcia produkcji energii elektrycznej z OZE w aktualnym jego kształcie nie prowadzi do systematycznego i zrównoważonego wzrostu wykorzystania OZE i w konsekwencji nie daje pewności wypełniania celów stawianych w dyrektywie 2001/77/WE oraz celów postawionych w polityce energetycznej Polski.

F. System wsparcia wytwarzania energii elektrycznej ze skojarzenia (CHP)

1. Aktualne doświadczenia z działania obowiązku zakupu energii elektrycznej ze skojarzenia wskazują na konieczność wprowadzenia znacznych zmian w jego funkcjonowaniu. Obecnie obowiązujący system jest bardzo skomplikowany, pracochłonny i trudny do realizacji zarówno przez podmioty zobowiązane, jak i do egzekwowania realizacji tego obowiązku przez URE. Dokumentowanie wywiązania się z obowiązku (prawie 1000 podmiotów) wymaga z ich strony zgromadzenia licznych dokumentów, m.in. oświadczeń i faktur, których analiza przez Urząd Regulacji Energetyki w ramach rozliczania obowiązku sprowadza się do prześledzenia przepływu tysięcy faktur (w ślad za transakcjami handlowymi), stawiając pod znakiem zapytania funkcjonalność i efektywność metodyki rozliczania obowiązku na postawie istniejących regulacji prawnych.

Kontrola wypełniania obowiązku zakupu energii ze skojarzenia za rok 2005 ujawniła, iż wiele podmiotów miało poważne problemy z zakupem odpowiedniej ilości energii z kogeneracji. Podstawowy problem stanowił fakt, że wiele przedsiębiorstw tzw. energetyki przemysłowej nie korzystało z zasady TPA, a całość energii kupowało od lokalnego zakładu energetycznego.Podmioty te, nie korzystając z zasady TPA, miały bardzo utrudniony dostęp do zakupu energii skojarzonej od jej wytwórcy.

G. Komisje kwalifikacyjne

1. Zgodnie z art. 54 ustawy Prawo energetyczne Prezes URE m.in. powołuje komisje kwalifikacyjne na wniosek uprawnionych przedsiębiorstw energetycznych oraz stowarzyszeń naukowo-technicznych. Powołane komisje kwalifikacyjne przeprowadzają egzaminy oraz wydają świadectwa kwalifikacyjne uprawniające do eksploatacji oraz dozoru określonych urządzeń i instalacji energetycznych.

Komisje kwalifikacyjne często wydają świadectwa kwalifikacyjne niezgodne ze wzorem wskazanym w rozporządzeniu Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 28 kwietnia 2003 r. w sprawie szczegółowych zasad stwierdzania posiadania kwalifikacji przez osoby zajmujące się eksploatacją urządzeń, instalacji i sieci (Dz.U. z 2003 r. Nr 89, poz. 828 z późn. zm.). Po zwróceniu komisjom uwagi na ten fakt, świadectwa są wycofywane i wydawane poprawnie.

2. Przepis art. 54 w związku z definicjami zawartymi w art. 2 pkt 3, 3a ustawy Prawo energetyczne pozwala na szeroką jego interpretację, a nawet diametralnie różne interpretacje. Np. zgodnie z jedną z interpretacji wypracowaną przez stowarzyszenia naukowo-techniczne, komisje kwalifikacyjne uprawnione są do egzaminowania, a w konsekwencji nadawania uprawnień (wydawania świadectw kwalifikacyjnych) do eksploatacji oraz dozoru urządzeń i instalacji gazu płynnego propan-butan. Zgodnie z inną interpretacją, którą podziela również Prezes URE, komisje nie są uprawnione do takich działań, a nadane w tym trybie i zakresie uprawnienia są nieważne. Odmienność interpretacji opiera się na odmiennym rozumieniu definicji gazu płynnego propan-butan. Autorzy pierwszej uznają, że gaz płynny propan butan jest paliwem gazowym, natomiast zwolennicy drugiej, opierając się na brzmieniu art. 2 pkt 3a ustawy Prawo energetyczne, stoją na stanowisku, że gaz płynny propan-butan jest paliwem gazowym tylko wówczas, gdy jest przesyłany siecią gazową. Słuszność drugiej interpretacji potwierdza fakt konieczności posiadania odpowiednich świadectw do eksploatowania urządzeń z gazem ciekłym propan-butan wydawanych przez Transportowy Dozór Techniczny na podstawie rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 18 lipca 2001 r. w sprawie trybu sprawdzania kwalifikacji wymaganych przy konserwacji urządzeń technicznych (Dz.U. z 2001 r. Nr 79, poz. 849 z późn. zm.).

Oceniając koszty powoływania przez Prezesa URE komisji kwalifikacyjnych nie sposób nie zauważyć, że koszty tej działalności ponoszone są przez Skarb Państwa (Prezesa URE), natomiast przychody uzyskują jednostki, przy których zostały powołane komisje kwalifikacyjne. Takie rozwiązanie jest niezrozumiałe. Przychody związane z nadawaniem pewnej sfery uprawnień do wykonywania określonych czynności nie powinny trafiać jedynie do jednostek, które de facto działają jako organy administracji rządowej, nie wnosząc do budżetu państwa żadnych dochodów.

H. Efektywność energetyczna

1. Obecne rozwiązanie zastosowane w celu egzekwowania od producentów i importerów informacji o efektywności energetycznej urządzeń nie wydaje się być rozwiązaniem trafnym. Zgodnie z obowiązującymi przepisami (art. 52 ust. 1 ustawy Prawo energetyczne), producenci i importerzy urządzeń określają w dokumentacji technicznej wielkość zużycia paliw i energii odniesioną do uzyskiwanej wielkości efektu użytkowego urządzenia w typowych warunkach użytkowania, zwaną dalej „efektywnością energetyczną”. Natomiast zgodnie z art. 53 tej ustawy zakazuje się wprowadzania do obrotu na obszarze kraju urządzeń nie spełniających wymagań określonych w art. 52.

W praktyce inspektorzy Inspekcji Handlowej po przeprowadzeniu kontroli przedstawiają Prezesowi URE informacje o przypadkach wprowadzania do obrotu przez sprzedawcę urządzeń zużywających paliwo lub energię, które nie posiadają dokumentacji technicznej, lub też nie informowaniu konsumentów o efektywności energetycznej na etykiecie energetycznej i charakterystyce technicznej. Materiał dowodowy w takim postępowaniu jest zbierany i analizowany przez inspektorów Inspekcji Handlowej, a jedynie postępowanie w sprawie wymierzenia kary pieniężnej jest prowadzone przed Prezesem URE.

2. Obowiązek Prezesa URE w zakresie ustalania metod kontroli i podejmowania działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych jest przede wszystkim realizowany w trakcie procesu zatwierdzania taryf. Dodatkowo należy zauważyć, że do 17 maja 2008 r. państwa członkowskie mają obowiązek wdrożenia Dyrektywy 2006/32/WE w sprawie efektywności energetycznej. Zapis art. 23 ust. 2 pkt 15 ustawy Prawo energetyczne w obecnym brzmieniu, wobec dotychczasowej działalności Prezesa URE przy zatwierdzaniu taryf, nie ma racji bytu, tak więc postuluję jego usunięcie.

I. Taryfowanie

1. Definicja taryfy jako „zbioru cen i stawek opłat oraz warunków ich stosowania” (art. 3 pkt 17) stoi w sprzeczności z koncesyjnym podziałem działalności przedsiębiorstwa energetycznego. Zgodnie z aktualnym brzmieniem tej definicji, przedsiębiorstwo ma jedną taryfę, niezależnie od charakteru i zakresu prowadzonej działalności, którą przedkłada do zatwierdzenia. Niejako w sprzeczności z tak sformułowaną definicją pozostaje norma art. 49 ust. 2, zgodnie z którą zwolnienie może dotyczyć części działalności przedsiębiorstwa – tej, która jest prowadzona na rynku konkurencyjnym. Dosłowne i łączne odczytanie obydwu przepisów może prowadzić do absurdalnej konkluzji, że jeśli choćby część działalności jest prowadzona na rynku konkurencyjnym, to przedsiębiorstwo zyskuje tytuł do zwolnienia z przedkładania taryfy do zatwierdzenia. Z drugiej strony, do czasu efektywnego rozdzielenia działalności koncesjonowanych traktowanie taryfy jako obejmującej zarówno działalność sieciową, jak i działalność obrotu ma uzasadnienie praktyczne, gdyż pozwala chronić odbiorców przed ewentualnymi skutkami subsydiowania pomiędzy działalnościami.

2. Prowadzenie działalności wymagającej zatwierdzenia taryfy bez dopełnienia przewidzianych ustawą działań jest zagrożone karą. Dotyczy to zarówno przedsiębiorstw podejmujących działalność, jak i (co ważniejsze) tych, których decyzja taryfowa wygasła, a nie wypełniają przesłanek określonych w art. 47 ust 2 c. Niezależnie od sankcji karnej, niedookreśloność wzajemnych relacji „przedsiębiorstwo – odbiorca” powoduje zmniejszenie stabilności obrotu gospodarczego, którego co do zasady powinno się unikać. Jednakże podkreślenia wymaga fakt, że ustawa przewiduje możliwość wystąpienia takiej sytuacji (art. 47 ust 2d), jednak zbyt wąsko kataloguje okoliczności uzasadniające. Z drugiej strony, niemal pełna legalizacja stosowania taryfy wygasłej stworzyła sytuację, w której obniżenie taryfy stało się praktycznie niemożliwe. Poza bezpośrednim efektem ekonomicznym, polegającym na dopuszczeniu przez prawo obciążania odbiorców stawkami opłat wyższymi od uzasadnionych, sytuacja ta ma jeszcze jedną wadę. Rynki energii elektrycznej, paliw gazowych i ciepła są tworami dynamicznymi, z roku na rok zmieniają się zasady ich funkcjonowania. Ma to ma swoje przełożenie na kształt i zakres taryf. W tej sytuacji stosowanie „prowizorium taryfowego” w postaci prawa do stosowania taryfy wygasłej – nie uwzględniającej zachodzących w otoczeniu przedsiębiorstwa zmian – jest źródłem dodatkowych utrudnień dla odbiorców. Najbardziej jaskrawym przykładem takiej sytuacji jest aktualna sytuacja odbiorców STOEN. Na skutek pozostawienia w obrocie prawnym taryfy w kształcie obowiązującym w roku 2005, niektórzy odbiorcy tego przedsiębiorstwa są obecnie zmuszani – lege artis – do ponoszenia podwojonych kosztów obowiązku wspierania energii z OZEE i EC. Do sytuacji takiej zapewne by nie doszło, gdyby nowelizacja ustawy Prawo energetyczne nie zapewniła przedsiębiorstwu prawa do legalnego stosowania taryfy wygasłej. Albo proces zatwierdzania nowej taryfy zostałby zakończony decyzją zatwierdzającą, albo, w przypadku decyzji odmownej, przedsiębiorstwo wdrożyłoby system stosownego bonifikowania opłat, świadome zagrożeń wynikających z „beztaryfia”.

3. Ustawa Prawo energetyczne w aktualnym brzmieniu nie dopuszcza możliwości stosowania taryfy innego przedsiębiorstwa. W związku z powyższym obowiązkiem przedkładania taryf do zatwierdzenia objęte są wszystkie podmioty (oprócz przedsiębiorstw tzw. energetyki zawodowej) prowadzące działalność koncesjonowaną z ustawy, nawet wówczas, gdy działalność ta stanowi śladowy ułamek ogólnej działalności przedsiębiorstwa.

4. Art. 44 ustawy w sposób blankietowy i dalece niewystarczający określa obowiązki przedsiębiorstw w zakresie ewidencji kosztów. Także w tym zakresie brakuje obligacji dla jednolitego – w ramach danego podsektora – standardu ewidencji kosztów w przedsiębiorstwach energetycznych. Brak ten w praktyce wyklucza możliwość obiektywnej oceny skali, a nawet kierunków subsydiowania skrośnego, uniemożliwiając tym samym praktyczną możliwość eliminowania tego zjawiska. Problem ten nasila się w przypadkach, gdy majątek sieciowy wykorzystywany jest dodatkowo do prowadzenia działalności nieenergetycznej – w szczególności w odniesieniu do przedsiębiorstw prowadzących różne rodzaje działalności.

5. Ustawa Prawo energetyczne nie przewiduje systemu audytowania ksiąg przedsiębiorstw energetycznych na zgodność z wymaganiami regulacyjnymi, wyposażając Prezesa URE w blankietową kompetencję do wglądu w księgi. Przepis ten stwarza jedynie pozór ustawowej kontroli nad sposobem prowadzenia ksiąg przez przedsiębiorstwa energetyczne, gdyż w ramach budżetowych ograniczeń działalności Prezesa URE jest on w praktyce niewykonalny.

6. Oparcie zasad kalkulacji i oceny taryf wyłącznie na koszcie uzasadnionym utrudnia w sposób zasadniczy możliwość wdrożenia bodźcowych narzędzi stymulowania efektywności. Przedsiębiorstwa energetyczne nie są zainteresowane ujawnianiem rezerw efektywności w sytuacji zagrożenia natychmiastowym odebraniem efektów podjętego wysiłku. Ilustracją problemu może być krytyka ze strony NIK zastosowanej w 2001 i 2002 r. metody stymulowania ograniczenia kosztów różnicy bilansowej, kiedy to przedsiębiorstwom ponadprzeciętnie efektywnym uwzględniono w kalkulacji taryfy przychód regulowany z tego tytułu wyższy od ponoszonych kosztów.

7. Obecnie nie ma normy ustawowej, nakładającej na wszystkie odbiory przyłączone do sieci obowiązek partycypowania w kosztach utrzymania systemu. Dotyczy to w szczególności systemu elektroenergetycznego. Brak takiego uregulowania jest wykorzystywany do tworzenia enklaw zasilanych liniami bezpośrednimi od niektórych wytwórców, gdzie koszt zaopatrzenia w energię elektryczną jest zaniżony, pomimo że odbiorcy zasilani w ten sposób korzystają w pełni z usług systemowych świadczonych przez system. Zjawisko to powoduje, że koszty utrzymania systemu kumulowane są na odbiorcach pozostałych. Podkreślenia wymaga fakt, że systematycznie rośnie skala tego zjawiska.

8. Zasady finansowania oświetlenia ulic i dróg, będące poważnym obciążeniem ekonomicznym gmin (art. 18 ust.1 pkt. 3 w powiązaniu z art. 3 pkt. 22), zostało w ustawie prawo Energetyczne potraktowane w sposób blankietowy i niepełny. Ustawa w żaden sposób nie odnosi się do problemów wynikających ze zróżnicowania technicznego i własnościowego majątku oświetleniowego (nie są to tylko wymieniane w ustawie „punkty świetlne”, ale także odpowiednie fragmenty sieci zasilającej), nie zachęca w żaden sposób do racjonalizowania gospodarki oświetleniowej, z ewidentną szkodą dla odbiorców. Ilustracją patologii opartej na tym przepisie jest blokowanie przez przedsiębiorstwa energetyczne – właścicieli majątku oświetleniowego – inwestycji modernizacyjnych mających ograniczyć pobór energii na potrzeby oświetlenia.

J. Promowanie konkurencji

1. Dotychczas obowiązujące regulacje mające zapewnić rozwój konkurencji i przeciwdziałanie negatywnym skutkom naturalnych monopoli, o których mowa w art. 2 ustawy Prawo energetyczne, należy ocenić przez pryzmat m.in. następujących czynników:

a) funkcjonującego modelu rynku – istniejących barier i sposobu zarządzania ograniczeniami systemowymi;

b) stopnia faktycznego otwarcia rynku – korzystania z zasady TPA;

c) skuteczności narzędzi regulacyjnych Prezesa URE stymulujących rozwój konkurencji;

d) funkcjonalnego rozdziału działalności, w tym niezależności operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych elektroenergetycznych i gazowniczych.

Ad. a) Model rynku

Celem reformy rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego zapoczątkowanej w latach 90. było uzyskanie tanich paliw i energii dla gospodarki i ludności, utrzymanie na racjonalnym poziomie bezpieczeństwa energetycznego oraz poprawa ochrony środowiska przy uwzględnieniu wymogów wynikających z procesu integracji UE. Jednym z głównych zadań było zbudowanie konkurencyjnego rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego.

Obecny model rynku hurtowego energii elektrycznej jest oparty na koncepcji przyjętej przez KERM w grudniu 1999 r. w dokumencie „Zasady działania rynku energii elektrycznej w Polsce w roku 2000 i w latach następnych”, według której rynek energii składa się z następujących segmentów:

- segmentu kontraktów bilateralnych (w tym regulowanego obrotu energią elektryczną w ramach kontraktów długoterminowych – KDT),

- obrotu na giełdzie (bez większego znaczenia),

- rynku bilansującego (administrowanego przez OSP).

Ukształtowanie takiej struktury rynku energii elektrycznej było w zasadzie wynikiem wcześniejszej polityki państwa – większość KDT została zawarta między PSE SA i wytwórcami energii przed wejściem w życie ustawy Prawo energetyczne, a także wynikiem działań pozalegislacyjnych (utworzenie spółki – Giełda Energii). Wprowadzona w życie ustawa Prawo energetyczne nie zawierała regulacji dotyczących zasad funkcjonowania rynku, a rozporządzenia wykonawcze do ustawy faktycznie sankcjonowały stan istniejący.

W modelu tym handel bilateralny na konkurencyjnej części rynku jest prowadzony bez uwzględniania ograniczeń technicznych w realizacji dostaw energii elektrycznej (tzw. miedziana płyta). OSP dokonuje w ramach rynku bilansującego korekty programów pracy (wynikających z zawartych umów sprzedaży) do postaci wykonalnej z punktu widzenia możliwości technicznych, a kosztami korekty programów pracy są obciążani solidarnie odbiorcy - w proporcji do pobieranej przez nich energii - w postaci składnika jakościowego opłaty systemowej. Składnik wyrównawczy opłaty systemowej przenosi natomiast na odbiorców wyższe od rynkowych koszty zakupu energii z KDT.

Prezes URE w trakcie postępowania o zwolnienie przedsiębiorstw z wymogu przedkładania taryf do zatwierdzenia przesądza w świetle art. 49 ustawy Prawo energetyczne, czy przedsiębiorstwa działają na rynku konkurencyjnym. Na podstawie tego artykułu Prezes URE zwolnił z obowiązku przedkładania wniosków o zatwierdzenie taryfy przedsiębiorstwa wytwarzające energię elektryczną i te przedsiębiorstwa obrotu, które nie działają w strukturze pionowo zintegrowanych przedsiębiorstw sieciowych. Stopniowo zwiększający się obszar konkurencyjnego rynku energii elektrycznej nadal jest niewystarczający do rynkowej wyceny dostawy energii elektrycznej do odbiorcy.

Jako główne przyczyny zahamowania rozwoju konkurencji na rynku energii elektrycznej wskazywane są m.in.: znaczny wolumen energii elektrycznej objętej kontraktami długoterminowymi kupowanej od PSE SA przez spółki dystrybucyjne w ramach tzw. minimalnych ilości energii (MIE), źle zaprojektowane rozwiązania rynku bilansującego, dyskryminacyjne zasady ustalania opłat za usługi przesyłowe, brak rozwoju infrastruktury zapewniającej wzrost wymiany transgranicznej, wykorzystywanie pozycji dominującej przez przedsiębiorstwa w relacji z odbiorcą.

O rozwoju konkurencji na rynku gazu ziemnego trudno mówić w warunkach, kiedy jest on zdominowany przez jedno przedsiębiorstwo skupiające praktycznie wszystkie działalności: wydobycie, import, obrót, przesył i dystrybucję gazem ziemnym. Mimo dominacji jednego przedsiębiorstwa, pojawiają się podmioty, które starają się o obsługę wybranych grup klientów lub wybranego obszaru działania. Nie wystarcza to jednak, by uznać ten rynek za konkurencyjny. Wnioski składane przez przedsiębiorstwa o zwolnienie z obowiązku przedkładania taryf na gaz ziemny do zatwierdzenia przez Prezesa URE do chwili obecnej były rozpatrywane i oddalane jako nieuzasadnione. Brak przesłanek do uznania rynku gazu ziemnego za konkurencyjny powoduje, że relacje ekonomiczne przedsiębiorstwo – odbiorca podlegają regulacji administracyjnej Prezesa URE w procesie ustalania taryf na gaz ziemny.

Funkcjonujący model gazu ziemnego opiera się o nierynkowy model taryfowania i alokacji zdolności przesyłowych point-to-point, w którym przydział zdolności przesyłowej następuje łącznie na punkty wejścia i wyjścia. Polska jest jedynym krajem w UE stosującym takie rozwiązanie. Model ten ogranicza lub wręcz uniemożliwia pełne wdrażanie regulacji unijnych. Bez zmiany na system entry-exit, powszechnie stosowany w państwach członkowskich, nie będzie możliwe wprowadzenie zasad bilansowania i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, rozwijanie rynku wtórnego zdolności przesyłowych czy powstawanie giełd gazu.

Ad. b) Zasada niedyskryminacyjnego dostępu do sieci – zasada TPA

Zasada TPA oznacza prawo odbiorcy do wyboru sprzedawcy energii elektrycznej lub gazu ziemnego. Przedsiębiorstwo sieciowe ma co do zasady obowiązek świadczyć usługi przesyłania lub dystrybucji temu odbiorcy na zasadach niedyskryminacji i na warunkach nie zmienionych w stosunku do dotychczasowych.

Stopień wykorzystania przez odbiorców prawa do zmiany sprzedawcy jest wskaźnikiem liberalizacji i rozwoju konkurencji na rynkach energii. W Polsce, mimo że od 1998 r. prawo do korzystania z wyboru sprzedawcy nabywali stopniowo odbiorcy o coraz mniejszych rocznych zakupach energii elektrycznej, wykorzystanie tego prawa w praktyce pozostaje ciągle na bardzo niskim poziomie.

Niektóre z ograniczeń prawa odbiorcy do zmiany sprzedawcy zmieniały się wraz ze zmianami warunków na rynku energii i zachowań jego uczestników, natomiast część barier powstrzymujących odbiorców przed aktywnym uczestnictwem w rynku energii wynikała z niedoskonałości istniejących zapisów ustawowych, np. ustawodawca otwierając dostęp do sieci (art. 4 ust. 2) pozostawił zastrzeżenie w postaci art. 4 ust. 3, w którym wskazywał przesłanki odmowy dostępu do sieci, zamiast zobowiązywać przedsiębiorstwa sieciowe do świadczenia usług przesyłowych w sposób niedyskryminujący żadnego z odbiorców.

Główną wadą ustawy jest jednak brak przepisów lub delegacji do aktów wykonawczych, które regulowałyby kwestie zasadnicze z punktu widzenia praktycznej realizacji zasady TPA, tj.:

- zasad bilansowania,

- wymagań dla układów pomiarowo-rozliczeniowych,

- procedury zmiany sprzedawcy.

Bez odpowiednich zapisów ustawowych zasada TPA będzie nadal realizowana w stopniu minimalnym, trudno bowiem spodziewać się, aby przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo posiadające pozycję monopolistyczną na obszarach swego działania dobrowolnie wdrażały rozwiązania umożliwiające odbiorcom dokonywanie zakupu energii od sprzedawców innych niż te przedsiębiorstwa.

Ad c) Narzędzia regulacyjne stymulujące rozwój konkurencji

Rozstrzyganie sporów. Praktycznie jedynym narzędziem, w które został wyposażony organ regulacyjny w ramach promowania otwarcia rynku dla odbiorców, jest rozstrzyganie sporów dotyczących świadczenia usług przesyłowych (dystrybucyjnych); narzędzie to w praktyce posiada jednak wiele wad, powodujących, że jego wykorzystanie jest niewielkie:

- procedura jest złożona i przewlekła – sprawy sporne prowadzone są zgodnie z Kpa,

- wszczęcie postępowanie jest możliwe tylko na wniosek jednej ze stron sporu,

- zakres spraw spornych, które Prezes URE może rozstrzygać, jest de facto ograniczony do nowo zawieranych umów.

Rola instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Doświadczenia funkcjonowania rynku (szczególnie energii elektrycznej) w innych państwach dowodzą, że kluczową dlań rolę odgrywały postanowienia instrukcji ruchu i eksploatacji sieci opracowywanych przez operatorów, a nie dokumenty rządowe (np. polityka energetyczna) czy przepisy ustawy. Wiele kontrowersji budził brak umocowania organu regulacyjnego do uzgadniania (zatwierdzania) instrukcji, przynajmniej w części definiującej model rynku hurtowego. Zabrakło w Prawie energetycznym upoważnienia dla Prezesa URE do formalnego ingerowania w quasi „wewnętrzne” dokumenty operatorów systemów, jakimi są Instrukcje Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej i Rozdzielczych (dystrybucyjnych). Obecnie do ustawy została wprowadzona delegacja dla Prezesa URE do zatwierdzania instrukcji w części dotyczącej bilansowania i zarządzania ograniczeniami systemowymi, ale to rozwiązanie, aczkolwiek zgodne z wymaganiem Dyrektywy 2003/54/WE, okazało się niewystarczające. Decyzje Prezesa URE zatwierdzające instrukcje operatorów przesyłowych elektroenergetycznego i gazowego są podważane przez niezadowolonych uczestników rynku. Głównym powodem kontrowersji wokół obecnych instrukcji jest brak rozporządzenia systemowego, które miało określić warunki bilansowania systemów.

Ad d) Funkcjonalny rozdział działalności (unbundling) i niezależność operatorów

Wyniki przeglądów regulacyjnych w krajach UE oraz doświadczenia krajowe wskazują, że uzyskanie efektów rynkowych nie będzie możliwe bez skutecznego (prawnego, właścicielskiego) rozdzielenia działalności przedsiębiorstw energetycznych.

Z tego względu pozytywnie należy ocenić ostatnią nowelizację ustawy Prawo energetyczne zapewniającą rozdzielność właścicielską operatorów – systemu przesyłowego w sektorze elektroenergetycznym i systemu przesyłowego w sektorze gazowniczym – od innych form prowadzonej działalności. Działania mające wyposażyć operatora systemu w majątek sieciowy są również kierunkiem pożądanym z punktu widzenia rozwoju konkurencji na rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego.

Niepokoić mogą plany konsolidacyjne sektora i tworzenie struktur pionowo zintegrowanych. Zjawisko jest dość powszechne w krajach UE i dążenia przedsiębiorstw energetycznych w Polsce nie są tu wyjątkiem. Oczekiwany postęp liberalizacji rynków energii elektrycznej i rynku gazu ziemnego, a także harmonizacja zasad współpracy zmierzająca do utworzenia wspólnego europejskiego rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego, wymuszają dyskusję nad harmonizacją uprawnień poszczególnych organów (Prezesa UOKiK /Prezesa URE) oraz narzędzi i efektywności ich działania.

W obecnych regulacjach ustawy Prawo energetyczne nie ma narzędzi, za pomocą których Prezes URE mógłby oddziaływać na strukturę organizacyjną sektora i przedsiębiorstw oraz poziom koncentracji poszczególnych aktywów, co osłabia tempo zmian i restrukturyzacji mających zapewnić tzw. unbundling.

Nie negując zasady, że właściwym do ochrony konkurencji i przeciwdziałania skutkom naturalnych monopoli jest Prezes UOKiK, krytycznie należy ocenić ograniczenie kompetencji Prezesa URE w tym zakresie do określonego w art. 23 ust. 2 pkt. 14 „współdziałania z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczających konkurencję”. Brak doprecyzowania zakresu i przedmiotu współdziałania praktycznie wyklucza możliwość wykorzystania doświadczeń i wniosków wynikających z praktyki Regulatora.

Obecne (pozalegislacyjne) działania konsolidacyjne w sektorze elektroenergetycznym istotnie opóźniają tempo restrukturyzacji wewnętrznej przedsiębiorstw i pełną implementację nowych dyrektyw rynkowych. Należy dodać, że przywoływane w dyskusjach wskaźniki oceny koncentracji wg Herfindala-Hirschmana (HHI) nie stanowią już dzisiaj wystarczającej podstawy do rzeczywistej oceny siły rynkowej powstających podmiotów. Na polskim rynku występują różnego rodzaju poważne problemy związane z ograniczeniami systemowymi i lokalną siłą rynkową wynikającą z ograniczeń sieciowych. Oznacza to, że dla odbiorców skutki wzrostu siły rynkowej podmiotów konsolidowanych będą znacznie dotkliwsze niż może to wynikać z oceny opartej o wskaźniki przyjęte w rutynowej procedurze postępowania przed Prezesem UOKiK. Jeśli nie zostaną wykorzystane możliwości zwiększenia efektywności konsolidowanych przedsiębiorstw oferujących energię po konkurencyjnych cenach, takie podmioty mogą wkrótce stać się poważnym problemem gospodarczym i społecznym, dyktując wysokie ceny na niekonkurencyjnym rynku wewnętrznym.

Natomiast na polskim rynku gazu ziemnego historycznie uwarunkowana, pionowo zintegrowana struktura przedsiębiorstwa PGNiG SA stawia przed organami regulacji wymagania dodatkowe. W szczególności dotyczy to tych działań organów regulacji, które ograniczałyby przewagę rynkową monopolisty i wzmacniały pozycję odbiorcy, a także umożliwiłyby wejście na rynek innych podmiotów.

Skupienie w Grupie Kapitałowej PGNiG SA takich obszarów działalności jak wydobycie, magazynowanie i obrót gazem z zagranicą wprawdzie nie są sprzeczne z wytycznymi nowej dyrektywy rynkowej i w połączeniu z innymi regulacjami zapewniają jej implementację zgodnie z „literą” prawa, ale nie zapewniają tej implementacji zgodnie z jej „duchem”.

K. Relacje między odbiorcami energii i paliw oraz przedsiębiorcami energetycznymi – obowiązki publicznoprawne przedsiębiorstw energetycznych

1. Przepisy dyrektyw 2003/54/WE i 2003/55/WE regulujących zasady funkcjonowania rynków energii elektrycznej i gazu ziemnego zobowiązują państwa członkowskie do podejmowania właściwych środków dla ochrony odbiorców końcowych, w szczególności do zapewnienia wprowadzenia odpowiednich zabezpieczeń chroniących słabych odbiorców, a załączniki do dyrektyw określają warunki ochrony odbiorców. Przewidują także możliwość nałożenia na przedsiębiorstwa energetyczne obowiązków w zakresie bezpieczeństwa, ciągłości i jakości dostaw energii lub gazu ziemnego oraz ich ceny. Realizacja tych rekomendacji nie została w wystarczającym stopniu zapewniona na gruncie przepisów obecnie obowiązującej ustawy.

a) W dyrektywie 2003/54/WE dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej wskazano na potrzebę świadczenia usługi powszechnej, dla zabezpieczenia której przewidziano możliwość wyznaczenia dostawcy awaryjnego, a więc takiego, który będzie świadczył sprzedaż energii lub paliw w przypadku zaprzestania działalności przez dotychczasowego sprzedawcę. Obecna regulacja dotycząca świadczenia przez sprzedawcę z urzędu usługi kompleksowej jedynie odbiorcom w gospodarstwach domowych niekorzystającym z prawa wyboru sprzedawcy nie jest wystarczająca i nie oddaje w pełni zamierzeń ustawodawcy europejskiego. Obecny przepis nie obejmuje swoim zakresem sytuacji zaprzestania przez dotychczasowego sprzedawcę jego działalności na rzecz odbiorców innych niż odbiorcy w gospodarstwach domowych, np. małych przedsiębiorstw. Do chwili wyboru nowego sprzedawcy powinni oni mieć zapewnioną usługę sprzedaży.

b) Niektóre obowiązki publicznoprawne przedsiębiorstw energetycznych są w obowiązującej ustawie określone nieprecyzyjnie. Dotyczy to w głównej mierze art. 7 ust. 1 nakładającego na przedsiębiorstwa sieciowe obowiązek przyłączenia do sieci w przypadku, gdy istnieją techniczne i ekonomiczne warunki przyłączenia, a żądający zawarcia umowy spełnia warunki przyłączenia i odbioru. Użycie klauzuli generalnej w rodzaju „istnienie warunków technicznych i ekonomicznych” rodzi na gruncie obowiązującego prawa określone trudności interpretacyjne i stwarza niebezpieczeństwo woluntarystycznej interpretacji tego pojęcia przez przedsiębiorstwo sieciowe. Dowodem tego jest utrzymująca się na stosunkowo wysokim poziomie liczba kierowanych do Prezesa URE wniosków o rozstrzygnięcie sporów w sprawach o odmowę przyłączenia do sieci oraz zawiadomień o odmowie przyłączenia ze względu na brak warunków technicznych lub ekonomicznych. I tak, w 2006 r. do Prezesa URE wpłynęło łącznie 2 330 takich wniosków i zawiadomień, w tym aż 2 090 zawiadomień o odmowie przyłączenia do sieci gazowej i 260 zawiadomień o odmowie przyłączenia do sieci elektroenergetycznej. Wprawdzie przepis art. 7 ust. 9 przyznaje Prezesowi URE uprawnienie do zgłoszenia zastrzeżeń (nie precyzując przy tym, w jakiej formie) do odmowy przyłączenia ze względu na brak warunków ekonomicznych przyłączenia, to jednak ustawa nie zawiera bądź nie odsyła do kryteriów, którymi ten organ powinien się kierować zgłaszając wspomniane zastrzeżenia, względnie odstępując od ich zgłoszenia.

c) Kluczowe znaczenie w kształtowaniu właściwych relacji między przedsiębiorcami energetycznymi a odbiorcami energii i paliw ma w obecnym stanie prawnym art. 8 ustawy Prawo energetyczne. Przepis ten upoważnia Prezesa URE do rozstrzygania sporów w zakresie odmowy zawarcia umowy o przyłączenie do sieci, umowy sprzedaży, umowy o świadczenie usługi przesyłania lub dystrybucji paliw lub energii, umowy o świadczenie usługi transportu gazu ziemnego, umowy o świadczenie usługi magazynowania paliw gazowych, umowy o świadczenie usługi skraplania gazu ziemnego oraz umowy kompleksowej, a także w przypadku nieuzasadnionego wstrzymania dostarczania paliw gazowych lub energii. Zakres wymienionych uprawnień Prezesa URE został też w pewnym stopniu ukształtowany orzecznictwem Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów oraz Sądu Najwyższego. W szczególności z orzecznictwa tego wynika, że zakres uprawnień Prezesa URE do kształtowania treści wyżej wymienionych umów nie obejmuje dokonywania zmian w umowach już zawartych. Wydaje się w pełni zasadne wyraźne rozszerzenie tych kompetencji na kształtowanie również wspomnianych zmian.

Część II. Nowe Prawo Energetyczne (NPE)

I. Celowość i przesłanki zmian

1. Polska energetyka, podobnie jak cała gospodarka, podlega systemowej transformacji, przy czym tempo jej zmian mających doprowadzić do pełnego urynkowienia trudno uznać za satysfakcjonujące. Należy zatem dokonać znacznej reorientacji ram prawnych rynku energii i paliw, by stały się one
   w większym niż dotąd stopniu skutecznym narzędziem kreowania rynku.

2. Działania w tym zakresie muszą wprost wynikać zarówno ze strategicznej wizji rozwoju polskiej gospodarki i społeczeństwa, jak i całego unijnego ugrupowania.

3. Cele stawiane przed ustawą nie powinny stanowić zbyt rozwiniętego katalogu. W przeciwnym razie trudno będzie zarówno ocenić stopień realizacji tych celów, jak i wybrać i określić narzędzia służące ich osiąganiu. W konsekwencji moglibyśmy wyemitować ustawę gorszą niż aktualne Prawo energetyczne.

4. Należy podkreślić, że nowa ustawa musi mieć prorynkowy charakter, tj. powinna określać zasady funkcjonowania obu tych rynków, prawa i obowiązki ich uczestników, zasady rozliczeń, wzorcowe standardy jakościowe itp. Nie powinna natomiast regulować żadnych pozarynkowych spraw energetyki, zwłaszcza dotyczących szeroko rozumianej gospodarki energetycznej.

5. Jest rzeczą pewną, że w najbliższej przyszłości rynek energii i paliw będzie wypadkową dwóch komplementarnych obszarów: rynku konkurencyjnego i rynku regulowanego. NPE musi w swojej filozofii i treści uwzględniać ten stan rzeczy, wyraźnie różnicując zakres regulacji i konkretne rozwiązania, adekwatnie do specyfiki tych rynków.

6. Zakres NPE powinien wynikać m.in. z doświadczeń stosowania dotychczasowej ustawy.

7. Adresatem ustawy obok sektora energii i jego pracowników powinni być także konsumenci energii elektrycznej i paliw.

II. Struktura nowej ustawy

Zaprezentowana poniżej struktura ustawy NPE wykorzystuje doświadczenia ze stosowania dotychczasowego Prawa energetycznego, adoptując jego podstawowe zasady. Jest to propozycja wyjściowa, do dyskusji, otwarta na dalszą modyfikację.

Rozdział I. Postanowienia ogólne

1. Przedmiot i cel ustawy.
2. Wyłączenia spod regulacji lub jej ograniczenia.
3. Ograniczenie wpływu innych ustaw na warunki wykonywania ustawy NPE.
4. Podstawowe definicje.

Rozdział II. Strategia rozwoju energetyki

1. Obowiązki władzy publicznej w zakresie kreowania i realizacji polityki energetycznej.
2. Cele i zakres polityki energetycznej.
3. Doktryna bezpieczeństwa energetycznego:

- cele, zasady, priorytety,

- zarządzanie bezpieczeństwem energetycznym.

4. Podmioty polityki energetycznej i ich funkcje:

- Minister Gospodarki,

- Minister Skarbu Państwa,

- Prezes UOKiK,

- organy władzy samorządowej,

- Prezes URE.

5. Monitorowanie zapotrzebowania na energię:

- makro,

- mikro,

- instytucje odpowiedzialne, w tym rola organów samorządowych (planowanie rozwoju miast).

6. Monitorowanie źródeł energii:

7. Oszczędzanie energii:

- certyfikaty,

- edukacja konsumentów,

- nowe technologie produkcji energii i produktów zużywających energię.

8. Ocena bezpieczeństwa energetycznego.

9. Zasady wspierania uprzywilejowanych form energii:

- odnawialne źródła energii (OZE),

- wytwarzanie energii elektrycznej w skojarzeniu (CHP).

Rozdział III. Funkcjonowanie rynku energii
(rynku konkurencyjnego i rynku regulowanego)

A. Ogólne zasady

1. Przedmiot obrotu na rynku energii i paliw:

- energia jako towar,

- usługa przesyłania lub dystrybucji,

- usługa magazynowa (gaz),

- usługi systemowe,

- usługi specjalne (DSM, umowy przerywane itp.).

2. Zakres konkurencji i regulacji.

3. Organizacja rynku:

- rodzaje rynków (hurtowy, detaliczny),

- usługi wpierające (np. bilansowanie).

4. Zasady kształtowania warunków umów na rynku.

5. Ogólne zasady prowadzenia rozliczeń:

- energii, paliw gazowych, ciepła,

- usług sieciowych,

- usług systemowych,

- usług specjalnych i kosztów osieroconych,

- obowiązki informacyjne zarządców budynków względem lokatorów w zakresie rozliczania kosztów ogrzewania.

B. Konsumenci paliw i energii

1. Prawa i obowiązki.

2. Przyłączenia do sieci.

3. Dostęp do sieci.

4. Bezpieczeństwo zaopatrzenia odbiorców słabych.

C. Dostawa energii Energia Elektryczna – Gaz – Ciepło
(odrębne podrozdziały dla poszczególnych podsektorów)

1. Zasady, w tym unbundling.

2. Prawa i obowiązki operatorów:

- zarządzanie systemem,

- jakość energii,

- bezpieczeństwo pracy infrastruktury,

- zarządzanie rezerwami,

- zarządzanie kryzysowe.

3. Prawa i obowiązki sprzedawców.

Rozdział IV. Organ regulacji

1. Atrybuty niezależności:

- politycznej,

- budżetowej,

- kompetencyjnej.

2. Kompetencje:

- władcze wobec przedsiębiorstw energetycznych (np. zatwierdzanie taryfy, instrukcji, kary, rozstrzyganie sporów),

- wpierające konkurencję na rynku.

3. Narzędzia regulacji i sankcje:

- koncesjonowanie,

- wpływ na plany rozwoju przedsiębiorstw energetycznych,

- zatwierdzanie taryf i zwalnianie z obowiązku ich przedkładania,

- zatwierdzanie instrukcji ruchu, regulaminów, kodeksów,

- rozstrzyganie sporów,

- wymierzanie kar,

- wyznaczanie operatorów,

- wyznaczanie dostawców ostatniej szansy,

- zwalnianie z obowiązku świadczenia usług,

- kontrola ewidencji księgowej (z wykorzystaniem biegłych rewidentów),

- kontrolowanie jakości energii i obsługi odbiorców (z wykorzystaniem specjalizowanych służb administracji terenowej, np. PIH),

- organizowanie przetargów na nowe moce.

4. Procedury:

- regulacyjna/specjalna (stosowana np. w taryfowaniu),

- administracyjna (powszechna),

- skargi.

5. Kontrola sądowa regulatora.

Rozdział V. Przepisy przejściowe i końcowe.

Część III. Sugestie i rekomendacje Regulatora

Zgodnie z pierwotnymi założeniami ustawy Prawo energetyczne oraz energetycznych dyrektyw rynkowych (Dyrektywa 2003/54/WE, Dyrektywa 2003/55/WE) podstawowym celem funkcjonowania regulatorów, w tym Prezesa URE, powinna być substytucja rynku w obszarach, w których ze względu na np. realia techniczne i ekonomiczne prawa rynku nie działają, tj. istnieją monopole naturalne. Przy tak zdefiniowanej roli Regulatora jego domeną jest wyodrębniona część rynku energii: regulowana.

Dla realizacji misji regulacyjnej, czyli równoważenie interesów konsumentów
i sprzedawców energii i paliw – nota bene zawiera to w istocie różne aspekty składające się na proces liberalizowania rynku energii – nieodzowne są kompetencje władcze materializujące się głównie w koncesjonowaniu, taryfowaniu i regulowaniu działalności operatorów sieci czy magazynów na rzecz „ładu sieciowego”. Ma to służyć wzmocnieniu konkurencji na pozostałej części rynku energii.

To syntetyczne przypomnienie racji bytu Regulatora jest uzasadnieniem dla sformułowania sugestii merytorycznych w tym obszarze, które jednocześnie stanowią moją rekomendację w procesie wypełniania rozwiniętą treścią zaproponowanej wcześniej struktury NPE z jednoczesnym zachowaniem warunku, że przyszłe zapisy artykułów muszą jasno i precyzyjnie formułować z jednej strony prawa i obowiązki Regulatora, z drugiej przedmiot jego oddziaływania, aby było jak najmniej niejednoznaczności.

Jednocześnie działalność Regulatora powinna być ograniczona do elektroenergetyki, gazownictwa i ciepłownictwa – w tym w szczególności działalności sieciowej. Proponuję zatem wyłączenie w NPE kwestii dotyczących rynku paliw ciekłych spod kompetencji Prezesa URE i powierzenie ich Prezesowi Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów i podległej mu Inspekcji Handlowej.

I. Koncesjonowanie

1. Należy rozstrzygnąć, czy koncesjonowanie ma służyć tylko celom ewidencyjnym (jak dotychczas), czy też proces koncesjonowania ma mieć charakter regulacyjny i umożliwiać Regulatorowi wpływanie na funkcjonowanie rynku.

W pierwszym przypadku działania Regulatora będą się nadal ograniczać do zidentyfikowania podmiotów koncesjonowanych i prowadzenia ich bazy adresowej. W przypadku wyboru drugiego wariantu, który wydaje się bardziej zasadny, konieczne jest wzmocnienie pozycji Regulatora w odniesieniu do przedsiębiorstw koncesjonowanych. Proponuje się umożliwienie Prezesowi URE wprowadzania zmian w wydanych koncesjach z urzędu, bez konieczności uzyskania zgody koncesjonariusza, udzielanie koncesji nie tylko na wniosek, ale również z urzędu w sytuacjach, gdy w ocenie Regulatora charakter wykonywanej działalności wskazuje na taką konieczność, a w szczególności, gdy jest to niezbędne z punktu widzenia tworzenia konkurencyjnego rynku energii elektrycznej lub gazu albo zapobieżeniu jego deformacji.

2. W związku z koncesjonowaniem „działalności gospodarczej w zakresie magazynowania paliw gazowych” należy właściwie zdefiniować obszary normowane przez NPE i ustawę Prawo geologiczne i górnicze: działalność gospodarcza w zakresie magazynowania paliw gazowych regulowana jest (będzie) wyłącznie przez NPE, natomiast ustawa Prawo geologiczne i górnicze powinna regulować wyłącznie kwestie „techniczne” dotyczące dopuszczalności i warunków adoptowania górotworów, w tym wyrobisk górniczych, na magazyny gazu – tj. wskazywać warunki, które uprawniają do prowadzenia działalności gospodarczej na bazie tych magazynów.

Realizacja powyższego powinna się zatem dokonać poprzez nowelizację ustawy Prawo geologiczne i górnicze w NPE. Jednocześnie w NPE powinien zostać precyzyjnie określony zakres wyłączenia stosowania Prawa geologicznego i górniczego.

3. Przepisy dotyczące koncesjonowania muszą w stosunku do stanu obecnego zawierać dodatkowo m.in.:

a) zdefiniowanie wzajemnych relacji między koncesjami: na obrót paliwami gazowymi (OPG) i obrót gazem ziemnym z zagranicą (OGZ) w kontekście obowiązku posiadania koncesji OPG przy wnioskowaniu o koncesje OGZ oraz opłat koncesyjnych (aby uniknąć podwójnego naliczania);

b) podstawę i źródło finansowania działalności, w przypadkach gdy Prezes URE nakazuje przedsiębiorstwu energetycznemu dalsze prowadzenie działalności pomimo wygaśnięcia koncesji;

c) zasady cofania koncesji, bez odwoływania się do innych ustaw (ustawa o swobodzie działalności gospodarczej).

4. W celu uniknięcia niejednoznaczności wynikających z aktualnych definicji „instalacji”, „sieci” oraz „sieci dystrybucyjnej” proponuje się w „słowniczku” NPE dodać definicję „instalacji wewnętrznej”. Byłaby to instalacja znajdująca się w obiekcie budowlanym w rozumieniu przepisów ustawy Prawo budowlane (por. art. 3 pkt 1 ustawy Prawo budowlane). Po zamieszczeniu definicji instalacji wewnętrznej należałoby zastrzec, że koncesjonowanie nie obejmuje instalacji i instalacji wewnętrznej.

II. Taryfowanie

A. Uwagi ogólne

1. Konieczność utrzymania systemu ex ante stanowienia taryf jako jedynie właściwego instrumentu równoważenia interesów konsumentów i sprzedawców energii i paliw w przeciwieństwie do kontroli taryf ex post. Zmiana w tym zakresie stanowiłaby ewidentne zagrożenie interesu odbiorców.

2. Skorelowanie w czasie procedur taryfowych i okresów obowiązywania taryf. Konieczne jest odejście od Kpa jako podstawy proceduralnej na rzecz specyficznego „kodeksu postępowania regulacyjnego”, obligującego przedsiębiorstwa do określonych zachowań, zsynchronizowanych w czasie. „Kodeks” ten mógłby stanowić odrębny rozdział NPE, do rozważenia jest wprowadzenie go w trybie samodzielnej ustawy.

3. Możliwość dwojakiego stosowania taryfy: tzw. kompleksowe (tj. jedna dla wszystkich rodzajów działalności, jaką prowadzi przedsiębiorstwo) lub stosowanie „odrębne” (tj. taryfy niezależne – stosownie do zakresów prowadzonej działalności). Wymaga to precyzyjnej definicji „taryfy”
i okoliczności warunkujących jej stosowanie.

4. Ustawowa możliwość stosowania taryfy innego przedsiębiorstwa, przy określeniu warunków, kiedy takie rozwiązanie byłoby możliwe. Ograniczyłoby to znacznie zakres „mitręgi biurokratycznej’ w tych przypadkach, gdy skala prowadzonej działalności energetycznej jest znikoma, a interes odbiorców może być chroniony poprzez zastosowanie np. taryfy operatora systemu właściwego dla danego obszaru lub prostego refakturowania.

5. Zakaz możliwości legalnego stosowania taryfy wygasłej. Oznaczałoby to przywrócenie racjonalnego brzmienia ustawy sprzed nowelizacji art. 47 ust. 2. Istnieje bowiem paląca potrzeba zapewnienia realnej możliwości efektywnego obniżenia taryfy w przypadkach uzasadnionych, którą to możliwość legalizacja stosowania taryfy wygasłej praktycznie wykluczyła.

6. Potrzeba wprowadzenia do katalogu stawek taryfowych opłat sankcyjnych za niedostosowanie się do ograniczeń zarządzonych przez operatora w celu obrony systemu przed awarią, jako narzędzia umożliwiającego operatorowi efektywne wykonywanie nałożonych na niego ustawowych obowiązków.

7. Potrzeba jednoznacznego objęcia taryfowaniem gazu z wydobycia krajowego.

8. Utrzymanie taryfowania ciepła na poziomie krajowym.

B. Podstawy kosztowe taryfowania

1. Potrzeba precyzyjnego określenia obowiązków przedsiębiorstw w zakresie ewidencji kosztów i przychodów. Ustawowe wprowadzenie obowiązku ujednolicenia tych zasad w grupach przedsiębiorstw konfigurujących określone segmenty rynku energii.

2. Wprowadzenie systemu specjalizowanego audytu ksiąg przedsiębiorstwa energetycznego, aby Prezes URE mógł się oprzeć na wynikach audytu ksiąg rachunkowych, potwierdzającego nie tylko zgodność z ogólnymi wymaganiami ustawy o rachunkowości, ale także z wymaganiami ujednoliconej ewidencji obowiązującej przedsiębiorstwa energetyczne.

3. Poszerzenie zakresu podmiotowego żądania informacji o działalność przedsiębiorstw zależnych, właściciela majątku sieciowego i podmioty wykorzystujące majątek sieciowy do działalności nieenergetycznej, także nie koncesjonowane z NPE.

4. Definicja kosztów uzasadnionych w większym stopniu powinna uwzględniać wyniki oceny poziomu tych kosztów dokonywanej przez Prezesa URE. Dodatkowo, ustawa powinna dopuszczać pozytywną ocenę wniosku taryfowego na podstawie oceny kosztów unikniętych, a nie tylko poniesionych lub planowanych do poniesienia, oraz powinna dopuszczać możliwość premiowania przedsiębiorstwa za efektywność i (odpowiednio) karania za nieefektywność oraz obniżoną jakość dostaw energii i obsługi handlowej.

5. Niezbędna jest legalizacja na poziomie ustawy analizy trendów jako narzędzia weryfikacji planów sprzedaży/dostawy, analiz porównawczych jako miary efektywności operacyjnej oraz formuły (RPI – X + Y) z dodatkowym rozliczeniem za odchylenie sprzedaży od wielkości założonej w planie oraz ustalenie zasad tego rozliczenia.

C. Zagadnienia szczegółowe – techniczne

1. Objęcie kosztami utrzymania systemu elektroenergetycznego potrzeb własnych i ogólnych wytwarzania oraz energii sprzedawanej liniami bezpośrednimi.

2. Zracjonalizowanie mechanizmów wspierania odnawialnych źródeł energii i kogeneracji, w szczególności: kategoryzacja podmiotów objętych wsparciem oraz sposób określania i uwzględniania w taryfach opłat zastępczych.

3. Wyeliminowanie współspalania w systemowych blokach pyłowych o mocy powyżej 50 MW oraz wielkich elektrowni wodnych z mechanizmu wsparcia.

4. Zróżnicowanie mechanizmów wspierania EC węglowych i gazowych.

5. Przeniesienia obowiązku finansowania zracjonalizowanych mechanizmów wsparcia z odbiorców na wytwórców i importerów.

6. Kompleksowe uwzględnienie problematyki finansowania oświetlenia dróg
i ulic, w szczególności sposobów pokrywania kosztów eksploatacji
i modernizacji majątku oświetleniowego.

7. Urealnienie obowiązków planistycznych spoczywających na gminach,
np. poprzez nałożenie na gminy obowiązku dofinansowywania podmiotom przyłączanym inwestycji przyłączeniowych realizowanych nie według stawek określonych w taryfie, ale „po kosztach” z powodu braku stosownego planu zagospodarowania przestrzennego lub założeń do planu zaopatrzenia
w energię.

8. Sprecyzowanie zasad finansowania majątku sieciowego rozbudowywanego w związku z przyłączaniem nowych odbiorców, który przejściowo nie jest jeszcze wykorzystany, a w przyszłości będzie służyć kolejnym odbiorcom.

9. Umożliwienie „karnego” obniżenia przychodu regulowanego w kolejnej taryfie, co wymaga zmiany (poszerzenia) formalnych podstaw kalkulowania taryfy.

III. Regulowanie działalności operatorów

1. Koniecznie trzeba rozróżnić (m.in. w taryfach) operatorów systemu jako dostawców usługi publicznej i pozostałe przedsiębiorstwa sieciowe, niebędące operatorem.

A. Wyznaczanie operatorów systemów dystrybucyjnych

1. Zasady funkcjonowania OSD i OSP muszą jednoznaczne wskazać, że funkcja operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) i dostawcy usługi dystrybucyjnej nie musi spoczywać na jednym podmiocie – tzn. nie każdy podmiot posiadający koncesję DEE, musi być OSD. W praktyce bowiem występują bardzo małe podmioty sieciowe, które nie są w stanie (bądź nie jest to ekonomicznie uzasadnione) spełnić wszystkich obowiązków OSD.

2. Obowiązki rozdziału działalności sieciowej od innych działalności (aktualny art. 9d ustawy Prawo energetyczne) powinny wówczas spoczywać na przedsiębiorstwach posiadających koncesje sieciowe elektroenergetyczne
i gazowe.

3. W celu zachowania bezpieczeństwa funkcjonowania sieci i spójności systemu operatorów proponuje się, aby podmioty posiadające koncesje DEE niebędące lub nie zainteresowane pełnieniem funkcji OSD były ustawowo zobowiązane do zawarcia stosownej umowy z podmiotami, które zostały wyznaczone na OSD lub zamierzają wystąpić o wyznaczenie na OSD.

4. NPE powinno także określać termin i konsekwencje braku wyznaczenia OSD dla danej sieci: proponuje się, aby w ustawie wskazać termin (np. po upływie roku od wejścia w życie NPE), do którego każdy podmiot posiadający koncesję DEE miałby obowiązek zawarcia ww. umowy o operatorstwo albo uzyskania statusu OSD. Nie dochowanie tego terminu wiązałoby się z możliwością nałożenia kary pieniężnej, gdy „koncesjonariusz nie wskazał OSD dla swojej sieci albo sam nie uzyskał statusu OSD”.

5. Proponuje się, aby Prezes URE wyznaczał OSD w drodze decyzji:

a) zamieszczając jedynie stosowne zapisy w wydawanej decyzji koncesyjnej, albo

b) poprzez zmianę decyzji koncesyjnej wydanej wcześniej, a nie w formie odrębnej decyzji.

6. Zasady wyznaczania OSD wymagają wzięcia pod uwagę następujących okoliczności:

a) wyznaczając OSD, Prezes URE powinien określić obszar działania. Proponuje się, aby obszar ten był określany:

- w zakresie własnej sieci – poprzez wskazanie (odniesienie) do sieci wymienionych w „Przedmiocie i zakresie” własnej koncesji DEE;

- w zakresie sieci przedsiębiorstw, z którymi zawarto umowę na operatorstwo – poprzez wskazanie nazw tych przedsiębiorstw i numerów ich koncesji;

b) proponuje się wprowadzenie przesłanek wyznaczenia operatora; przesłanki brane pod uwagę przy wyznaczaniu OSP i OSD powinny dotyczyć: bezpieczeństwa energetycznego kraju, parametrów technicznych sieci, efektywności ekonomicznej i skuteczności zarządzania odpowiednimi systemami sieciowymi.

B. Wyznaczanie operatora systemu magazynowania gazu ziemnego (OSM)

1. Wprowadzenie dla operatora systemu magazynowania gazu ziemnego warunków analogicznych jak dla OSD – tj. rozdział prawny (co najmniej – najlepszy byłby właścicielski), obowiązek opracowania programu zgodności, ograniczenia związane z zarządzaniem i niezależnością w zakresie podejmowania decyzji.

2. Potrzebne są uprawnienia dla Prezesa URE do wyznaczania OSM w sytuacji, gdy właściwy podmiot nie wystąpił z wnioskiem, lub możliwość nałożenia kary pieniężnej w takiej sytuacji.

C. Zatwierdzanie instrukcji operatorom

1. O ile zasady działalności OSP lub OSD powinny zostać określone ustawowo, o tyle szczegóły tej działalności (techniczne, ekonomiczno-finansowe, np. rozliczenia itp.) powinny być przedmiotem uzgodnień w trybie konsultacji powszechnych z użytkownikami systemów i podlegać zatwierdzeniu przez Prezesa URE.

Za pożyteczne rozwiązanie należałoby uznać wskazanie obligatoryjnych okresów sformalizowanych przeglądów funkcjonowania tego typu regulacji.

D. Uzgadnianie projektów planów

1. Obowiązek uzgadniania projektów planów rozwoju w ramach odrębnej procedury powinien zostać nałożony tylko na koncesjonowanych operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych. Zadaniem tej grupy przedsiębiorstw jest m.in. zapewnienie rozwoju systemów odpowiednio: przesyłowych lub dystrybucyjnych oraz ich eksploatacja, konserwacja i remonty. Przyjęcie ww. propozycji dotyczącej funkcjonowania OSD spowoduje, że każda sieć będzie miała odpowiedzialnego za nią OSP lub OSD.

W sytuacji, gdy do NPE zostaną wprowadzone dla systemów elektroenergetycznych i gazowych propozycje w zakresie „OSD” i „OSP”, uzasadnione jest zastąpienie kryterium technicznego wyłączenia obowiązku opracowania planów rozwoju (z czym mamy do czynienia obecnie) poprzez kryterium wynikające z funkcji danego przedsiębiorstwa w systemie elektroenergetycznym lub gazowym.

2. Niezbędne są przepisy (np. delegacja do wydania stosownego rozporządzenia) wprowadzające jednolite zasady ewidencji księgowej przedsiębiorstw energetycznych oraz jednolite zasady kwalifikacji poszczególnych wydatków do określonych grup kosztów, ustalające m.in. klarowny podział dla celów regulacji na: wydatki o charakterze inwestycyjnym i operacyjnym.

Część IV. Inne aspekty regulacji – sugestie nowego podejścia

I. Zapasy paliw gazowych

1. Należy ustawowo doprecyzować (w NPE lub innej ustawie) zasady utrzymywania obowiązkowych zapasów przez przedsiębiorstwa zajmujące się obrotem gazem ziemnym z zagranicą, w tym w szczególności: zasadę ustalania wielkości tych zapasów, ich odbudowy po ewentualnym użyciu, wskazania na jakie potrzeby mogą być zużyte (dla jakich podmiotów), sposób udokumentowania planowanej wielkości importu gazu, tryb uruchamiania tych zapasów oraz rozliczeń za zużyte zapasy.

2. Należy wprowadzić kary pieniężne za nieprzestrzeganie tego obowiązku.

II. Zapasy paliw w przedsiębiorstwach wytwarzających energię elektryczną lub ciepło

W odniesieniu do tych zapasów paliw, w NPE należy przede wszystkim określić:

- kto i w jakich sytuacjach wydaje polecenie uruchomienia zapasów paliw,

- jeżeli dyspozycja została wydana, jaki jest czas na odbudowanie zapasów,

- sposób dokumentowania zapasów paliw, a więc: czy stan zapasów powinien być udokumentowany na każdy dzień, tak aby można było w dowolnym momencie zbadać ich stan w minionym okresie, czy wystarczy dokumentacja sporządzana raz na miesiąc – jak to aktualnie czyni większość przedsiębiorstw.

III. Wprowadzanie ograniczeń w dostarczaniu i poborze paliw gazowych i energii elektrycznej

Proponuję, aby elementem umów sprzedaży i umowy przesyłowej lub umowy dystrybucyjnej były postanowienia określające dopuszczalne ograniczenia w poborze paliw gazowych lub energii elektrycznej dla poszczególnych stopni zasilania.
W przypadku istnienia rozbieżności pomiędzy wielkościami zawartymi w umowie sprzedaży i umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji rozstrzygać powinny postanowienia umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji. Wynika to z faktu, iż za wprowadzanie ograniczeń w dostawach i poborze paliw gazowych lub energii elektrycznej odpowiedzialny jest OSP lub OSD.

IV. Gminne plany zaopatrzenia w media energetyczne

Konieczne jest wprowadzenie nowych uregulowań, które zmobilizują gminy do opracowania aktów gminnego planowania energetycznego (założeń planów zaopatrzenia w energię oraz planów zaopatrzenia w energię). Ponieważ istotą reformy samorządowej było uczynienie gminy (społeczności lokalnej) gospodarzem na własnym terenie, to warto zachować w systemie prawnym konieczność opracowania założeń do planów zaopatrzenia lub planów zaopatrzenia w energię. W celu zmobilizowania gmin do wykonania tych dokumentów, należałoby określić:

1. Termin, w którym gminy mają je opracować.

2. Obowiązek uzyskania stanowiska operatorów systemów przesyłowego i dystrybucyjnych funkcjonujących (posiadających sieci) na terenie gminy – OSP i OSD posiadają wiedzę w zakresie możliwości technicznych
i ekonomicznych realizacji przedsięwzięć sieciowych i w znacznej części finansują ich realizację.

3. Konsekwencje (np. finansowe) dla gminy z powodu braku aktów planowania energetycznego.

4. Prawo do uzyskania odszkodowania pieniężnego od gminy przez osoby, które w związku z brakiem odpowiedniego gminnego aktu planowania energetycznego poniosły wyższe koszty zaopatrzenia w media energetyczne.

Jednocześnie skutkiem umieszczenia inwestycji w gminnym akcie planowania energetycznego może być:

1. obowiązek realizacji przez przedsiębiorstwa sieciowe (na terenie danej gminy) w pierwszej kolejności inwestycji wynikających z gminnego planu albo

2. obowiązek wskazania gminie przez przedsiębiorstwo sieciowe terminu
i ewentualnych warunków realizacji przez przedsiębiorstwo sieciowe inwestycji zawartej w gminnym planie.

V. Zasady zmiany dostawcy energii elektrycznej

1. Nie należy uzależniać zmiany dostawcy energii elektrycznej od zainstalowania urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych umożliwiających rejestrację danych na koszt operatora – co było zgłaszane w ramach „postulatów sektora”.

2. Wprowadzenie urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych umożliwiających rejestrację danych jest działaniem ze wszech miar pożądanym. Niemniej jednak ze względu na koszty powinno być przeprowadzone w ramach programu wymiany urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych realizowanego przez poszczególnych operatorów dystrybucyjnych w okresie kilku lat, niezależnie od korzystania przez odbiorców z uprawnienia do zmiany sprzedawcy.

Przyjęcie proponowanego przez sektor rozwiązania w praktyce zablokuje proces zmiany sprzedawcy, co wynika z kosztów tego typu przedsięwzięcia. Ilustruje to poniższy szacunek.

Liczba odbiorców energii elektrycznej ogółem w 14 zakładach energetycznych na koniec 2005 r. wyniosła 15 759 336, z tego liczba odbiorców na niskim napięciu to 15 731 528. Koszt jednego urządzenia pomiarowo-rozliczeniowego umożliwiającego rejestrację danych można oszacować na ok. 100 euro, tj. ok. 400 zł. Przyjmując, że ¼ odbiorców na niskim napięciu będzie chciała zmienić sprzedawcę i nie posiada układu pomiarowego spełniającego ww. wymagania, to koszty takiej operacji wyniosłyby ok. 1,6 mld zł (¼ x 15 731 528 x 400). Wielkość całkowitych nakładów inwestycyjnych poniesionych w 2005 r. w ramach działalności dystrybucyjnej przez zakłady energetyczne wyniosła ok. 2,4 mld zł. Zestawienie tych wielkości wskazuje,
że dokonanie wymiany urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych (co jest wskazane) wymaga znalezienia dodatkowych źródeł finansowania lub rozłożenia tego procesu w czasie. W okresie przejściowym możliwe jest stosowanie alternatywnie układów pomiarowo-rozliczeniowych lub standardowych profili zużycia albo możliwe zastrzeżenie, że wymiana dotyczy w pierwszej kolejności tych podmiotów, które faktycznie skorzystały z prawa wyboru sprzedawcy, co gwarantuje, że wymiana będzie następowała stopniowo.

VI. System wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii (OZE)

Niedostateczna skuteczność obecnego systemu wsparcia rozwoju OZE wskazuje, że należałoby rozważyć wprowadzenie dodatkowych mechanizmów i narzędzi promocji oraz wsparcia produkcji energii elektrycznej z OZE, które stymulowałyby powstawanie nowych inwestycji i w ten sposób kreowałyby stały przyrost mocy zainstalowanej odnawialnych źródeł energii, w tym również regulacji poza Prawem energetycznym. Oczekiwania inwestorów sprowadzają się w zasadzie do zapewnienia im stabilnych warunków prawnych oraz inwestowania, a także przewidywalnych przychodów ze sprzedaży energii. Zasadnym wydaje się kompleksowe zainteresowanie inwestorów lepszym wykorzystaniem środków pomocy publicznej dopuszczalnej w ramach regulacji UE, zwłaszcza w odniesieniu do preferowanych przez państwo technologii wytwarzania energii w OZE.

1. Działania wspomagające należy rozpocząć od likwidacji dotychczas zidentyfikowanych mankamentów systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii. Wskazane byłoby wprowadzenie:

a) zmiennej (corocznie ustalanej) wysokości opłaty zastępczej, indeksowanej według średniej ceny SP w poprzednim roku, a nie corocznie waloryzowanej średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych,

b) wyeliminowanie przychodów z tytułu praw majątkowych (SP) dla dużych elektrowni wodnych o mocy > 50 MW oraz technologii współspalania,
a świadectwa pochodzenia im wydawane wykorzystywać jedynie do celów sprawozdawczych.

Ta ostatnia propozycja wiąże się z koniecznością wyróżnienia dwóch rodzajów świadectw, tj. świadectw „wsparcia” (funkcjonujących na dotychczas obowiązujących zasadach) oraz świadectw „tylko do celów statystycznych”. Przy tym świadectwa „statystyczne” byłyby akceptowane w ramach obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia Prezesowi URE w ramach rozliczenia obowiązku zakupu SP, dla własnych odbiorców końcowych.

Alternatywą dla powyższej propozycji wydawania SP wykorzystywanych wyłączenie do celów statystycznych byłoby wydawanie SP dla określonego, np. 30 %, udziału energii faktycznie wyprodukowanej bądź wydawanie SP na całą produkcję energii elektrycznej, ale przy rozliczaniu obowiązku uznawane byłyby one ze współczynnikiem np. 0,3 (uwzględniającym faktyczne koszty wytwarzania energii w tych źródłach w porównaniu do pozostałych źródeł OZE).

2. Proponuję ograniczenie obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia SP tylko do grupy podmiotów posiadających koncesje wydawane przez Prezesa URE na wytwarzanie lub obrót energią elektryczną, a więc tych, na które Prezes URE ma rzeczywisty wpływ (obecne uregulowania nakładają ten obowiązek na wszystkie podmioty – zarówno koncesjonowane, jak i niekoncesjonowane, przy czym wiedza na temat tych drugich jest niepełna i przypadkowa).

W tym kontekście należy rozważyć przywrócenie obowiązku uzyskania koncesji przez podmioty wytwarzające energię elektryczną w źródłach o łącznej mocy powyżej 5 MW (obecnie 50 MW), nie zaliczanych do odnawialnych źródeł energii oraz źródeł kogeneracyjnych. Zmiana taka uszczelniłaby i uczyniła system kontroli realizacji obowiązku bardziej transparentnym.

3. Kwestia eliminowania z obrotu na TGE nieistniejących praw majątkowych, zwłaszcza w sytuacji, gdy zostały one nabyte przez podmioty trzecie w dobrej wierze, powinna zostać uregulowana w ustawie ze wskazaniem procedur oraz podmiotów zobowiązanych do ich „odkupienia”. Umorzenie to powinno następować na koszt operatora, który błędnie poświadczył ilość energii, lub ewentualnie na koszt podmiotu, który wystąpił z błędnym wnioskiem. Nałożenie tej sankcji na operatora posiadałoby dodatkowy walor dyscyplinujący
w odniesieniu do podmiotu, który ustawowo został zobligowany do rzetelnego potwierdzania ilości wyprodukowanej energii elektrycznej i który miał gwarantować, że wniosek został wystawiony poprawnie. Opcjonalnym rozwiązaniem mogłaby być korekta zawyżonego wolumenu energii poprzez ustawowe upoważnienie do odjęcia go w kolejnym okresie rozliczeniowym (przy kolejnym wniosku o wydanie SP). Powoduje to jednak niebezpieczeństwo manipulowania ilościami energii w okresach największego zapotrzebowania na świadectwa i korygowania w następnych okresach. Ponadto operator powinien zostać wyraźnie (ustawowo) upoważniony do żądania korekty przekazanego mu wniosku. Obecnie często zdarzają się sytuacje, w których operator potwierdza wniosek, a w uwagach wskazuje, że faktycznie ilość energii jest inna niż wskazana we wniosku lub wniosek zawiera inne nieścisłości formalnoprawne.

4. Należy rozważyć wprowadzenie mniej kosztotwórczego systemu obrotu SP (być może na podobieństwo wydawanych pozwoleń na emisję oraz systemu obrotu nimi), a więc takiego, który umożliwiłby zredukowanie kosztów systemu SP do niezbędnego minimum i tym samym zmniejszył obciążenia konsumentów energii.

5. W sytuacji pełnego „uskarbowienia” OSP w celu obniżenia kosztów funkcjonowania systemu opcją wartą rozważenia jest powierzenie funkcji operatora technicznego RSP właśnie OSP, który posiada zarówno zaplecze techniczne, jak i organizacyjne do pełnienia tego zadania. Prowadzenie tej działalności byłoby objęte stosowną koncesją. Przy takim rozwiązaniu świadectwa pochodzenia w dalszym ciągu byłyby wydawane przez Prezesa URE i rejestrowane w RSP prowadzonym przez OSP. Natomiast wszelkie transakcje obrotu SP (w tym transakcje zawarte na TGE lub na innych platformach obrotu SP oraz transakcje bilateralne) zgłaszane byłyby do OSP i rejestrowane w RSP OSP. Regulamin prowadzenia RSP oraz zgłaszania transakcji obrotu SP, jak również stawki opłat za operacje dokonywane
w rejestrze byłyby kontrolowane albo w systemie właścicielskim, albo np. zatwierdzane przez Prezesa URE w ramach działalności koncesjonowanej.

Uwzględnienie powyższych propozycji w znacznym stopniu usprawni nie tylko system świadectw pochodzenia energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii, ale również korzystnie wpłynie na system wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w tego typu źródłach, co w konsekwencji stworzy korzystniejsze warunki realizacji celu indykatywnego w perspektywie roku 2010.

VII. System wsparcia wytwarzania energii elektrycznej ze skojarzenia (CHP)

1. Proponuję ograniczenie obowiązku zakupu energii z kogeneracji tylko do pomiotów posiadających koncesję na wytwarzanie lub sprzedaż energii i sprzedających ją do odbiorcy końcowego. Pozwoli to na ścisłe określenie grupy podmiotów podlegającej kontroli wypełnienia przedmiotowego obowiązku.

2. Uproszczeniem systemu rozliczeń i realizacji obowiązku przez podmioty zobowiązane byłoby wprowadzenie systemu świadectw pochodzenia energii z kogeneracji, jednakże nie powielającego wprost systemu przewidzianego dla OZE. Szczególnie istotne jest np. nie wprowadzanie sztywnej wysokości opłaty zastępczej, jest to bowiem czynnik cenotwórczy, oraz zapewnienie zbytu dla energii elektrycznej produkowanej w źródłach kogeneracyjnych, co jest szczególnie istotne dla zapewnienie dostaw ciepła.

Należy podkreślić, że uzyskanie świadectwa pochodzenia energii z kogeneracji nie musi w przypadku niektórych technologii lub zastosowanych rozwiązań prawno-finansowych (np. uzyskanie dotacji na inwestycję, sprzedaż energii w ramach KDT, uzyskanie SP dla danej porcji energii OZE) oznaczać automatycznie prawa do korzystania z systemu wspierania produkcji energii elektrycznej w źródłach kogeneracyjnych. Przykładem mogą być duże źródła, w tym np. elektrownie zawodowe, które mając zapas paliwa pierwotnego nie powinny być szczególnie wspierane. SP wydane dla energii wyprodukowanej w tych elektrowniach mogłyby być wykorzystywane (podobnie jak to było zaproponowane w przypadku niektórych SP z OZE) jedynie „w celach sprawozdawczych” lub byłyby pomocne do rozliczenia wypełnienia obowiązku w stosunku do własnych odbiorców końcowych, lub mogłyby być „przewartościowane”, tj. dawałyby wypełnienie obowiązku na odpowiednio niższym (np. 10%) poziomie w stosunku do wolumenu wyprodukowanej energii.

3. Należy unikać wprowadzania regulacji wspierających te technologie, które de facto nie potrzebują wsparcia do sprawnego funkcjonowania na rynku.

VIII. Komisje kwalifikacyjne

1. Proponuję, aby uprawnienia do eksploatacji i dozoru urządzeń energetycznych były nadawane przez organ administracji publicznej, który pobierałby opłaty i ich część wnosiłby do budżetu państwa oraz dbałby o jednakowy wysoki poziom egzaminowanych osób. Należy zatem wyłączyć kwestie dotyczące komisji kwalifikacyjnych z regulacji NPE i przenieść je do ustawy o dozorze technicznym. Powoływanie tych komisji nie mieści się w żadnym z zakresów wcześniej zdefiniowanej roli regulatora, czyli Prezesa URE.

IX. Efektywność energetyczna urządzeń

1. Proponuję wykreślenie zagadnień dotyczących „efektywności energetycznej w odniesieniu do obrotu urządzeniami” z ustawy Prawo energetyczne
i przeniesienie do ustawy o Inspekcji Handlowej.

Racjonalnym rozwiązaniem, prowadzącym do ograniczenia instytucji zaangażowanych w egzekwowanie obowiązku informowania konsumentów o efektywności energetycznej i stosowania sankcji z tytułu wprowadzania do obrotu przez sprzedawcę urządzeń zużywających paliwo lub energię nie posiadających dokumentacji techniczne, byłoby, aby bezpośrednio Wojewódzcy Inspektorzy Inspekcji Handlowej nakładali kary pieniężne w przypadku stwierdzenia nieprawidłowości

X. Zakres i mechanizmy ochrony odbiorców, w tym odbiorców najsłabszych

1. NPE dla swojej kompletności powinno przewidywać także odpowiedni system wsparcia osób najuboższych, mający zapewnić dostęp do mediów energetycznych także odbiorcom o niskich dochodach. Jednocześnie system ten nie powinien opierać się na nałożeniu dodatkowego obowiązku na przedsiębiorstwa energetyczne, np. w postaci specjalnej grupy taryfowej,
a powinien zawierać elementy wsparcia Państwa. System ten powinien zostać oparty o założenie wpływów z sektora (może pewnych dotacji celowych z innych środków budżetowych) i być powiązany z funkcjonującym obecnie systemem pomocy społecznej (MOPS, GOPS).

Zapewnienie wpływów mogłoby zostać powiązane z wnoszonymi corocznie opłatami koncesyjnymi oraz wpływami z opłat skarbowych i kar związanych z wykonywaniem działalności gospodarczej w zakresie, w jakim przekraczają one koszty Regulacji. Wpływy te powinny trafiać na wyodrębnione konto, a nie, jak jest to praktykowane obecnie, do budżetu i być przeznaczane wyłącznie na wsparcie osób najuboższych w zakresie zaspokojenia ich podstawowych potrzeb na energię, ciepło lub paliwa gazowe, zgodnie z unormowaniami ustawy o pomocy społecznej.

2. Proponuję, aby w założeniach do ustawy rozszerzyć zakres obowiązków nałożonych na sprzedawcę z urzędu, polegających na zapewnieniu dostaw paliw i energii odbiorcom nie korzystającym z prawa wyboru sprzedawcy, na wszystkich odbiorców końcowych, a nie – jak w dotychczasowym stanie prawnym – tylko na odbiorców w gospodarstwach domowych. Równocześnie należałoby rozciągnąć na wszystkich odbiorców końcowych możliwość bezkosztowej i szybkiej rezygnacji z usług sprzedawcy z urzędu w razie zamiaru skorzystania z prawa wyboru sprzedawcy.

3. W odniesieniu do problematyki przyłączeniowej należałoby również doprecyzować kryteria oceny opłacalności inwestycji bądź usankcjonować moc prawną stanowisk zajmowanych przez Prezesa URE w kwestii oceny opłacalności takich inwestycji. Oceniając odmowę z powodu braku warunków ekonomicznych, Prezes URE staje przed trudnym zadaniem wyboru właściwej metodyki, którą można by zastosować do oceny efektywności inwestycji związanej z przyłączeniem danego podmiotu do sieci.

Znane metody – NPV (wartości bieżącej netto) czy IRR (wewnętrznej stopy zwrotu), w których o wyniku decyduje strumień uzyskanych w ciągu określonego czasu przychodów, stosowane z powodzeniem do oceny inwestycji
w przedsiębiorstwach nieregulowanych – nie wydają się wystarczająco dobre w odniesieniu do przedsiębiorstw energetycznych, ponieważ taryfy, o ile
w dalszym ciągu będą ustalane metodą kosztową (nie licząc pewnych elementów metody pułapu cenowego), zapewnią zwrot poniesionych kosztów, również na dane przyłączenie do sieci.

Przyjmowanie do przepływów finansowych kwot wynikających ze zwrotu kapitału (zamiast przychodów z taryfy) prowadzi do wniosku, że im droższe przyłączenie, tym bardziej opłacalne dla przedsiębiorstw energetycznych. Może to spowodować „przewymiarowanie” rozbudowy sieci i przyłączy w celu osiągnięcia wyższego zwrotu z zainwestowanego kapitału.

4. Kluczowe znaczenie w kształtowaniu właściwych relacji między przedsiębiorcami energetycznymi a odbiorcami energii i paliw ma w obecnym stanie prawnym art. 8 ustawy Prawo energetyczne. Przepis ten upoważnia Prezesa URE do rozstrzygania sporów w zakresie odmowy zawarcia umowy o przyłączenie do sieci, umowy sprzedaży, umowy o świadczenie usługi przesyłania lub dystrybucji paliw lub energii, umowy o świadczenie usługi transportu gazu ziemnego, umowy o świadczenie usługi magazynowania paliw gazowych, umowy o świadczenie usługi skraplania gazu ziemnego oraz umowy kompleksowej, a także w przypadku nieuzasadnionego wstrzymania dostarczania paliw gazowych lub energii. Zakres wymienionych uprawnień Prezesa URE został też w pewnym stopniu ukształtowany orzecznictwem Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów oraz Sądu Najwyższego. W szczególności z orzecznictwa tego wynika, że zakres uprawnień Prezesa URE do kształtowania treści wyżej wymienionych umów nie obejmuje dokonywania zmian w umowach już zawartych. Wydaje się w pełni zasadne wyraźne rozszerzenie tych kompetencji na kształtowanie również wspomnianych zmian.

5. Należy też rozważyć (idąc za wzorem rozwiązań prawnych przyjętych w Prawie telekomunikacyjnym) możliwość przyznania Prezesowi URE uprawnienia do ukształtowania lub zmiany umowy z urzędu. W szczególności przesłanką do zmiany umowy z urzędu byłaby konieczności zapewnienia ochrony słusznych interesów strony. Natomiast uprawnienie do ukształtowania umowy z urzędu mogłoby być związane z obowiązkami informacyjnymi przedsiębiorstw energetycznych i równocześnie zastąpić instytucję zgłaszania zastrzeżeń.

6. Nowego podejścia wymaga również określenie uprawnień przewidzianych dla Prezesa URE, a polegających na wydawaniu postanowień w ramach postępowania spornego określającego warunki podjęcia bądź kontynuowania dostaw paliw lub energii do czasu ostatecznego rozstrzygnięcia sporu. Przepis ustawy powinien gwarantować też możliwość zmiany lub uchylania postanowień przez Prezesa URE stosownie do zmiany okoliczności, podobnie jak to ma miejsce w wypadku postanowień w przedmiocie zabezpieczeń wydawanych przez sądy.

Opracowano w Urzędzie Regulacji Energetyki

Warszawa, 31 lipca 2006 r.