Proces wdrażania rynku konkurencyjnego w Polsce trwa już od ponad 10 lat, przebiega nie zawsze prostą drogą, wykazując chwile przyspieszeń, ale także okresy regresu. Ujawnił całe bogactwo sprzecznych interesów i poglądów (także nieporozumień), zarówno na poziomie przedsiębiorstw, jak i władzy politycznej, a nawet środowiska akademickiego. Przedstawione poniżej rozważania stanowią próbę, dokonaną na kanwie polskich doświadczeń, reasumpcji tych zagadnień, ze szczególnym uwzględnieniem uwarunkowań istotnych dla zapewnienia sprawnego funkcjonowania organu regulacyjnego oraz jego relacji z organami administracji rządowej odpowiedzialnymi za gospodarkę i nadzór właścicielski. Wydaje się, że problemy te są wspólne dla wszystkich rynków infrastrukturalnych, niezależnie od ustroju politycznego i miejsca na Ziemi. Tak więc zgodnie z maksymą, iż lepiej się uczyć na cudzych błędach, można mieć nadzieję, że przemyślenia te mogą okazać się pomocne1).
Charakterystycznymi cechami rynku konkurencyjnego są:
| - | mobilność popytu względem podaży, |
| - | mobilność podaży względem popytu, |
| - | symetria i równoprawność dostępu wszystkich uczestników rynku do informacji rynkowej, |
Ponadto przyjmuje się, że na rynkach konkurencyjnych okres zwrotu nakładów inwestycyjnych mieści się w przedziale 7-15 lat, w niektórych branżach okres ten może być nawet krótszy (4-6 lat).
Energia elektryczna nie spełnia żadnego z ww. warunków kwalifikowania rynku jako konkurencyjnego:
| - | sieciowy charakter dostarczania energii elektrycznej do odbiorców, związany z brakiem możliwości efektywnego ekonomicznie magazynowania energii, wyklucza wzajemną mobilność podaży i popytu w zakresie usług sieciowych, |
| - | monopolistyczna pozycja firm dostarczających energię, w połączeniu z trudną do zrozumienia dla przeciętnego zjadacza chleba techniką wytwarzania i transportu energii, są wykorzystywane do zawłaszczania przez te firmy wyłączności na informację rynkową, |
| - | wreszcie przeciętny okres zwrotu nakładów inwestycyjnych przekracza 30 lat a kapitałochłonność tych inwestycji w praktyce wyklucza dublowanie projektów inwestycyjnych; co więcej, nakłady poniesione na infrastrukturę energetyczną nie mogą być odzyskane w wyniku upłynnienia wytworzonych aktywów. Wykluczona jest też zmiana ich lokalizacji. Z tego względu nakłady poniesione na infrastrukturę energetyczną noszą miano „kosztów utopionych”. |
Na podstawie powyższej analizy można by wyprowadzić wniosek o trwale niekonkurencyjnym charakterze rynku energii. I zgodnie z taką filozofią rynek ten rozwijał się od końca XIX wieku, jako monopol, cyklicznie nacjonalizowany i prywatyzowany. Owa cykliczność przemian własnościowych była bezpośrednim skutkiem niedoskonałości stosowanych narzędzi regulacyjnych, pozostającej w ścisłym związku z całym katalogiem specyficznych cech charakteryzujących energię elektryczną.
Energia elektryczna, z chwilą upowszechnienia, bardzo szybko staje się bowiem nieodzownym atrybutem rozwoju cywilizacyjnego, a to z kolei stwarza pokusę do podejmowania przez władze jak i przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się działalnością wytwórczą i sieciową rozmaitych działań, których celem jest próba realizacji głęboko sprzecznych interesów.
Najprostszym skutkiem ujawnienia się atrakcyjności energii elektrycznej dla jej użytkowników jest maksymalizowanie renty monopolu przez przedsiębiorstwa energetyczne, nie poddane jeszcze żadnej zewnętrznej presji regulacyjnej, oraz – w obliczu atrakcyjności nowego rynku – wyniszczająca konkurencja pomiędzy tymi przedsiębiorstwami, realizowana kosztem jakości obsługi odbiorców. Odpowiedzią na te zagrożenia jest poddanie monopolu prywatnego rygorom regulacji ze strony władzy państwowej, która np. poprzez system koncesjonowania porządkuje strukturę podmiotową sektora energetycznego, eliminując groźbę wzajemnego wyniszczania. Ale w to miejsce pojawia się pokusa, by wykorzystać możliwość wpływania na prywatne przedsiębiorstwa energetyczne dla celów politycznych, w szczególności w ramach kampanii wyborczych lub zjednywania sympatii obywateli dla aktualnej władzy. Bowiem odbiorca energii jest także wyborcą i można oczekiwać, że będzie sprzyjał tej formacji, która zapewni mu korzystniejszy (tańszy) dostęp do energii. Przeciwstawną tendencję rodzi pokusa wykorzystania energii elektrycznej dla celów fiskalnych (akcyza). Obydwa ww. działania, pozornie sprzeczne, bo jedno prowadzi do obniżenia kosztu zaopatrzenia w energię a drugie do jego wzrostu, przynoszą podobny skutek: zakłócają równowagę ekonomiczną przedsiębiorstw energetycznych i mogą doprowadzić do wycofania się prywatnego kapitału z tak deformowanego rynku. Skutkiem tego jest dewastacja majątku i powrót do stanu zagrożenia jakości obsługi odbiorców. Niejako naturalną konsekwencją osiągnięcia takiego stanu jest konieczność nacjonalizacji sektora energetycznego i uzdrowienie go poprzez „dokapitalizowanie” z budżetu państwa. Nacjonalizacja sektorów energetycznych, powszechna od lat dwudziestych XX wieku, miała jeszcze jedno podłoże, wynikające z postrzegania ich znaczenia strategicznego. Jednakże monopol państwowy, na ogół charakteryzuje się niższą efektywnością własną, a ponadto większą podatnością na nacisk władzy państwowej na rzecz realizacji celów politycznych (np. poprzez celowe zaniżanie cen energii dla wybranych grup odbiorców) lub fiskalnych. W efekcie koszt jednostkowy zaopatrzenia gospodarki w energię elektryczną wzrasta, ograniczając jej konkurencyjność na rynku międzynarodowym. W skrajnym przypadku, gdy z powodów politycznych w sposób systemowy w kalkulacji cen energii nie uwzględnia się wynagrodzenia zaangażowanego kapitału, postępująca dekapitalizacja majątku prowadzi do ciężkiej niewydolności systemu elektroenergetycznego, która objawia się trwałym deficytem mocy i ograniczeniami w dostawach. Zjawisko takie wystąpiło w Polsce lat przełomu (80/90), aktualnie obserwujemy je m.in. na Kubie. W takich warunkach (o ile doktryna polityczna się temu nie sprzeciwia) gwałtownie wzrasta przychylność dla programów prywatyzacji i „koło regulacji” zaczyna kolejny obrót.
Ułomność regulacji w jej realnie praktykowanym kształcie oraz świadomość wyższości efektywności mechanizmów rynku konkurencyjnego nad jakimikolwiek przejawami administracyjnego oddziaływania na rynek, stanowią asumpt dla „deregulacji”, tj. rezygnacji ze stosowania mechanizmów regulacyjnych na rzecz wolnej konkurencji. Ale działanie to musi być realizowane w sposób, który pozwoli uniknąć pozornego urynkowienia, tj. dopuszczenia swobody rynkowej przedsiębiorstw energetycznych w tych obszarach, które nie spełniają kryteriów rynku konkurencyjnego. Biorąc pod uwagę wymienione na wstępie cechy energii elektrycznej deregulacji podlegać może jedynie wytwarzanie i obrót – realizowane w warunkach skutecznego oddzielenia tych rodzajów działalności od działalności sieciowej.
Analiza opisanego powyżej scenariusza, typowego dla wielu rynków energetycznych w ich historycznym rozwoju, prowadzi do kilku fundamentalnych wniosków, zasługujących na miano aksjomatów.
| A) | sektor energetyczny nie może być pozostawiony grze rynkowej bez nadzoru ze strony wyspecjalizowanego organu regulacyjnego, gdyż w przeciwnym razie wykorzysta naturalne ograniczenia wolnej konkurencji celem zdyskontowania renty monopolu; przykład Niemiec pokazuje, że urzędy antymonopolowe tej roli nie są w stanie wypełnić skutecznie; | ||||||||||||||
| B) | organ regulacyjny powinien być maksymalnie niezależny od bieżącej polityki, w taki sposób, by mógł efektywnie przeciwdziałać próbom wykorzystywania sektora energetycznego dla jej doraźnych celów, by mógł skutecznie równoważyć sprzeczne interesy: na płaszczyźnie politycznej, na której ścierają się interesy:
| ||||||||||||||
| C) | organ regulacyjny powinien być stabilny i przewidywalny przynajmniej w okresie życia programów inwestycyjnych. Tylko w takim przypadku inwestor nie będzie narażony na ryzyko regulacyjne – pogorszenia warunków jego działania z chwilą, gdy zaangażowane przez niego środki finansowe zostaną wydatkowane („utopione”). |
Warto odnotować, że filozofia regulacji, jako specyficznej formy aktywności państwa nie ogranicza się bynajmniej do energetyki, czy generalnie przemysłów infrastrukturalnych (dostawa wody, telekomunikacja, kolejnictwo), w których z całą ostrością ujawnia się przedstawiona powyżej sprzeczność interesów. Dobrym przykładem zastosowania tej filozofii jest sfera finansów, w której funkcję organu regulacyjnego pełni bank centralny.
Organ regulacyjny spełniający przedstawione powyżej aksjomaty z najwyższym trudem wpisuje się w strukturę „trójwładzy” – odrębnych organów władzy ustawodawczej, wykonawczej i sądowniczej. Ponadto, władza polityczna źle znosi obecność organów od niej niezależnych, których arbitralna postawa zmusza ją do podejmowania trudniejszych i bardziej złożonych działań dla osiągnięcia założonych celów2).
Właściwe umiejscowienie organu regulacyjnego dla energetyki w strukturze władzy stanowi nietrywialne wyzwanie konstytucyjne. Należy je rozpatrywać na płaszczyznach: odpowiedzialności, kompetencji i budżetu, w kontekście zapewnienia Regulatorowi maksymalnej odporności na rozmaite wpływy.
| A) | W zakresie odpowiedzialności najbardziej właściwe wydaje się podporządkowanie organu regulacyjnego bezpośrednio najwyższemu organowi władzy państwowej: parlamentowi, prezydentowi lub królowi, zależnie od przyjętego ustroju. W Polsce Prezes URE w pierwotnym brzmieniu Prawa energetycznego, podporządkowany był bezpośrednio premierowi rządu, co już stanowiło ograniczenie jego niezależności względem modelu idealnego. W wyniku nowelizacji ustawy – Prawo energetyczne niezależność Prezesa URE została dodatkowo osłabiona poprzez podporządkowanie go ministrowi właściwemu w sprawach gospodarki. Jedynym atrybutem niezależności pozostała kadencyjność sprawowania urzędu, w cyklu 5-letnim, niezależnym od kalendarza wyborów parlamentarnych. Podporządkowanie Prezesa URE rygorom procedur konkursowych, jakim miały by być poddane centralne organy administracji, może być pretekstem do podważenia także tego atrybutu niezależności3). Odrębnym problemem jest zapewnienie, by organ regulacyjny nie stał się źródłem władzy absolutnej. Od jego rozstrzygnięć musi więc przysługiwać tryb odwoławczy, dostępny dla wszystkich uczestników procesu regulacji. W polskim przypadku od decyzji Prezesa URE przysługuje odwołanie do Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, organu władzy sądowniczej wyspecjalizowanego w tej problematyce. I w tym miejscu warto przeanalizować pewną niespójność systemu prawnego. Organ regulacyjny jest organem administracji rządowej, a co do zasady odwołania od decyzji takich organów przysługują do Naczelnego Sądu Administracyjnego. Sąd ten nie rozstrzyga zaskarżonych spraw co do istoty, orzeka jedynie, czy w postępowaniu organu administracji nie popełniono błędów proceduralnych. Jeżeli je stwierdzi – odsyła sprawę do ponownego rozpatrzenia. W przypadku decyzji regulacyjnych jest inaczej. Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumenta rozstrzyga co do istoty rozpatrywanych spraw, w szczególności samodzielnie zmieniając decyzje regulacyjne. Z tego względu można go określić mianem Superregulatora, a z tego punktu widzenia Prezes URE nie jest traktowany jak centralny organ administracji rządowej. | ||||||
| B) | W zakresie kompetencji ze szczególną ostrością ujawnia się specyfika „władzy regulacyjnej” i jej sprzeczność z konstytucyjnym kanonem rozdzielonej trójwładzy. Otóż, ze względu na konieczność uwzględniania w decyzjach regulacyjnych aspektów technologicznych wytwarzania i transportu energii, a także ze względu na wzajemne powiązania i uzależnienie wszystkich uczestników rynku energii, Regulator – w jednym organie – skupiać winien wybrane atrybuty władzy:
Alternatywne do opisanego powyżej, ustanowienie organu regulacyjnego poza strukturą władzy publicznej – jako przedsiębiorstwa wchodzącego w skład sektora (model taki był rozważany na etapie projektowania tej instytucji), tylko na pozór pozwala uniknąć podstawowych wad wymienionych powyżej. Trudniej jest bowiem takiej strukturze zachować niezależność od najsilniejszych uczestników rynku energii, trudniej również egzekwować rozstrzygnięcia, które z racji sprzeczności interesów nie mają szans na uzyskanie consensu a w żaden sposób nie mogłyby mieć waloru aktów prawa. Nie mniej ważne od kompetencji formalnych są kompetencje merytoryczne. Organ regulacyjny musi być w stanie zgromadzić wokół siebie (w ramach struktury organizacyjnej lub poza nią), kadrę w szczególny sposób kwalifikowaną: kompetentną w zakresie problematyki technicznej (funkcjonowania systemu) ekonomicznej i prawnej, zaangażowaną w realizację jego misji, odporną na wpływ partykularnych interesów. | ||||||
| C) | Sposób finansowania działalności regulacyjnej jest kolejną przesłanką dla niezależności Regulatora lub jej braku. Wydaje się, że właściwym rozwiązaniem jest budowanie budżetu organu regulacyjnego w separacji od budżetu centralnego, w ciężar opłat koncesyjnych. Możliwe jest wówczas budowanie strategii regulacji z wykorzystaniem wsparcia zewnętrznego (outsourcing) i optymalizowanie struktur organizacyjnych organu. Możliwe jest wówczas prowadzenie polityki płacowej wobec personelu zatrudnionego w strukturze organu w sposób stymulujący pozytywną selekcję kadr oraz zwiększający odporność na korupcję. Arbitralna redukcja środków na działalność Regulatora, przyznawanych rokrocznie z budżetu centralnego, może być niezwykle skutecznym narzędziem dla ograniczenia niewygodnej (doraźnie) aktywności Regulatora. Dodatkowo, trudno się oprzeć wrażeniu, iż obserwowane aktualnie dramatyczne wręcz ograniczenie wysokości budżetu URE w porównaniu do wpływów z opłat koncesyjnych stanowi sprzeniewierzenie pierwotnemu założeniu dotyczącemu sposobu ich kalkulacji i z opłat koncesyjnych czyni kolejny ukryty podatek na cele „ogólnobudżetowe”. |
Wtłoczenie organu regulacyjnego w ramy właściwe dla centralnego organu władzy wykonawczej, tak jak uczyniono to w Polsce, pozbawienie go inicjatywy legislacyjnej, poddanie personelu organu regulacyjnego rygorom ustawy o Służbie cywilnej a realizowanych procedur wymogom kpa, odbywa się więc (w sposób zamierzony lub nie) kosztem utraty jego podstawowych (aksjomatycznych) atrybutów.
Podstawową misją Regulatora jest równoważenie interesów pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi i odbiorcami energii. Potrzeba niezależności, której poświęcone były wcześniejsze rozważania, jest warunkiem koniecznym dla jej realizacji.
Głównymi problemami, wobec których staje Regulator są:
| - | diametralna zmienność w czasie charakteru gry interesów uczestników rynku energii oraz |
| - | oligopolowy charakter relacji, jakie łączą uczestników rynku. |
Analizując grę interesów pomiędzy przedsiębiorstwem energetycznym a odbiorcami, zaopatrywanymi w energię przez to przedsiębiorstwo, wyróżnić można dwa horyzonty czasowe:
| - | krótkoterminowy, w którym interesy stron są sprzeczne i |
| - | długoterminowy, w którym interesy tych samych stron stają się zgodne. |
Wynika to z następującej specyfiki relacji łączących strony. W krótkim horyzoncie czasowym odbiorca jest zainteresowany pozyskaniem energii jak najtaniej, zaś przedsiębiorstwo dostarczeniem mu jej po cenie jak najwyższej, gwarantującej maksymalizację zysku (realizację renty monopolu). Spełnienie każdego z ww. scenariuszy jest w długoterminowym horyzoncie katastrofalne dla obu stron. W pierwszym przypadku zaniżenie przychodów przedsiębiorstw poniżej przychodu uzasadnionego prowadzi do upośledzenia procesów remontowych, modernizacji i odtwarzania majątku, w skrajnym przypadku do wycofywania się inwestorów i bankructw. Skutkuje to pogorszeniem jakości i niezawodności dostaw, generującym straty po stronie odbiorców, wyższe od korzyści osiągniętych wcześniej z zaniżenia kosztów zaopatrzenia w energię. W drugim przypadku drenaż finansowy odbiorców prowadzi do ograniczania popytu (wbrew pozorom popyt na energię elektryczną nie jest sztywny), przenoszenia działalności gospodarczej na inne, atrakcyjniejsze rynki. W efekcie powoduje to utratę przychodów po stronie przedsiębiorstw energetycznych ze skutkami analogicznymi jak w wariancie pierwszym. Niestety, większość decyzji gospodarczych podejmowana jest pod presją chwili, a tym samym jest zdominowana przez kalkulację wynikająca z oceny interesu krótkoterminowego. Podobny charakter mają funkcje narzucane Regulatorowi, jeżeli nie może cieszyć się pełną niezależnością.
Rolą Regulatora jest antycypowanie wirtualnego punktu równowagi w obliczu ścierających się interesów krótkoterminowych, w taki sposób, by nie dopuścić do trwałej dominacji interesu jednej ze stron. W przeciwnym razie skutki ewentualnych błędów regulacji ujawnić się mogą w okresie kilkunastu lat od samej decyzji. Przykładem takiej sytuacji jest rozwój kryzysu kalifornijskiego, zapoczątkowanego decyzją podważającą zaufanie inwestorów do Regulatora, podjętą na początku lat osiemdziesiątych, kiedy to inwestujący w aktywa wytwórcze pozbawieni zostali oczekiwanego wynagrodzenia kapitału4).
Nieco odmienny charakter ma równoważenie interesów pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi. W tym przypadku nie występuje zjawisko „odwracania znaku”, sprzeczność interesów ma charakter trwały. Istotnego znaczenia nabiera natomiast siła oddziaływania wybranych uczestników rynku (także siła polityczna), oraz potrzeba symetrycznego (niedyskryminującego) traktowania poszczególnych przedstawicieli homogenicznych z natury grup uczestników ryku, jakimi są na przykład spółki dystrybucyjne, wytwórcy lub przedsiębiorstwa obrotu. Na tym tle szczególnej wartości nabiera oparcie decyzji regulacyjnych na wynikach analiz porównawczych, które co do zasady wdrażane są w celu ograniczenia asymetrii informacyjnej pomiędzy Regulatorem a podmiotami regulowanymi.
W ramach problematyki regulacyjnej na odrębną uwagę zasługuje aspekt właścicielski. Jakkolwiek jest prawdą, że metodyka regulacji powinna być obojętna na status własnościowy regulowanych przedsiębiorstw (i w przypadku Polski tak jest), to całkowitym nieporozumieniem jest ignorowanie problematyki regulacyjnej w decyzjach podejmowanych przez właściciela majątku energetycznego, zwłaszcza w okresie, gdy majątek ten, dotychczas państwowy, podlega procesowi prywatyzacji i/lub przemian strukturalnych (konsolidacji poziomej lub pionowej). Zagadnienie to nabiera szczególnej ostrości, kiedy jednocześnie, w ramach liberalizacji rynku energii podejmuje się działania na rzecz likwidacji długoterminowych zobowiązań do zakupu energii, stanowiących gwarancję dla programów inwestycyjnych (KDT).
I znów analizę problemu można (trzeba) prowadzić na dwóch płaszczyznach:
| - | strategicznej (w jaki sposób przekształcenia strukturalne wpływają na politykę regulacyjną) i |
| - | taktycznej (w jaki sposób kształtować proces przemian strukturalnych aby zachować możliwość płynnej realizacji procesów regulacyjnych). |
Przede wszystkim zaś konieczna jest wstępna analiza celów podejmowanych działań właścicielskich oraz ich ewentualnych skutków w warunkach sektora regulowanego.
Jeżeli bowiem założyć, że celem nadrzędnym jest długofalowa równowaga pomiędzy podmiotami rynku energii, pozwalająca na zoptymalizowanie kosztów zaopatrzenia gospodarki w energię i zoptymalizowanie (w tym zakresie) jej konkurencyjności (cel zbieżny z priorytetem misji Regulatora), to przekształcenia strukturalne i własnościowe powinny być podejmowane w taki sposób, by realizacji tego celu sprzyjać, a w żadnym razie go nie utrudniać. I odwrotnie, jeżeli priorytetem właściciela jest maksymalizacja przychodów do budżetu (funkcja fiskalna prywatyzacji) lub maksymalizacja wartości firm oczekiwana w wyniku ich konsolidacji, to trzeba pamiętać, że skutkiem ubocznym procesu będzie pogorszenie jakości regulacji i w efekcie pogorszenie warunków funkcjonowania podmiotów – odbiorców energii a dalej obniżenie konkurencyjności gospodarki. W takim przypadku właściciel przedsiębiorstw energetycznych podejmujący proces ich konsolidacji bądź prywatyzacji realizuje grę o sumie zerowej: korzyści (być może doraźne) z realizowanych przemian osiągnięte będą kosztem reszty gospodarki w wymiarze długofalowym.
Problem ten można zilustrować na przykładzie wartości firmy energetycznej. W warunkach rozwiniętego rynku regulowanego podmioty sieciowe (operatorzy systemów przesyłowych i rozdzielczych) funkcjonują jako podmioty regulowane i wartość ich jest zdeterminowana przez regulowany zwrot na kapitale. Działalność pozostała firm energetycznych realizowana jest w warunkach rynku konkurencyjnego i to on wyznacza wartość poszczególnych firm. Konsolidacja pionowa realizowana w imię wzrostu wartości prowadzi do następującej sprzeczności:
| - | albo w wyniku konsolidacji następuje osłabienie oddziaływania Regulatora (jako rezultat utraty przejrzystości przepływów) i firma realizuje zamierzony wzrost swojej wartości poprzez podniesienie cen na oferowany towar i usługę – kosztem obniżenia wartości firm będących odbiorcami energii, |
| - | albo, jeżeli Regulator zachowuje dotychczasową skuteczność oddziaływania, firma nie znajduje możliwości podniesienia przychodów, a księgowy wzrost wartości objawia się ujemnym wynikiem, kompromitującym cel dokonanego przekształcenia. |
Odrębnym scenariuszem może być oczywiście wzrost wartości zrealizowany jako efekt synergii i poprawy efektywności, ale trzeba pamiętać, że w kolejnym przeglądzie regulacyjnym5) zadaniem Regulatora jest częściowe przeniesienie tego efektu na odbiorców, co w praktyce oznacza stopniowy powrót wartości firmy do poziomu założonego przez Regulatora. Trzeba odnotować, że w przypadku konsolidacji pionowej, prowadzącej do mieszania różnych działalności w jednej firmie, najbardziej prawdopodobny jest jednak scenariusz pierwszy, w którym dojść może dodatkowo do synergii nieefektywności.
Wydaje się, że przedsiębiorstwa energetyczne regulowane (a takimi są przedsiębiorstwa sieciowe) powinny być chronione przed możliwością konsolidacji z podmiotami realizującymi swą aktywność na rynku konkurencyjnym (wytwarzanie i obrót energii, usługi niesieciowe itp.) W tym kierunku zmierza Dyrektywa 2003/54/WE, wymagająca wydzielenia prawnego operatorów sieci przesyłowych i operatorów sieci rozdzielczych. Przedsiębiorstwa te winny być traktowane w sposób nieco odmienny od pozostałych podmiotów prawa handlowego. Z uwagi na charakter prowadzonej działalności – usługi interesu ogólnego, oraz poddanie ich wartości jurysdykcji organu regulacyjnego, można by je określić mianem przedsiębiorstw „limited profit”. Nie prowadzą bowiem klasycznej działalności „non profit” – brak perspektywy zysku byłby zbyt odstraszający dla niezbędnych w tej branży inwestorów, ale też błędem jest narzucanie im misji maksymalizacji zysku, właściwej dla podmiotów działających na rynku konkurencyjnym. Aktualnie w Polsce zarządy spółek energetycznych poddane są sprzecznym sygnałom: presji ze strony rad nadzorczych i właściciela na rzecz maksymalizowania zysku, zgodnie z wymaganiami kodeksu spółek handlowych, z drugiej zaś ograniczeniom regulacyjnym. Skutek tego jest taki, że postępowanie zgodne z wymaganiami Regulatora postrzegane jest jako działanie na szkodę spółki, co niepotrzebnie wydłuża i komplikuje np. procedury taryfowe.
Odrębnym zagadnieniem jest konieczność synchronizacji w czasie skutków decyzji właścicielskich i procesów regulacyjnych. W szczególności proces zatwierdzania taryf dla sektora elektroenergetycznego wymaga gromadzenia i przetworzenia znacznych ilości danych. Muszą one być wiarygodne a procedura analiz i kolejnych rund negocjacji rozciąga się na przestrzeni kilku miesięcy. Doprawdy trudno sobie wyobrazić, by w tym czasie mogła nastąpić np. zmiana struktury podmiotowej, gdyż całą procedurę, poczynając od gromadzenia danych, należałoby rozpoczynać od nowa. Procesy regulacyjne odbywają się w określonym cyklu, mają swój rytm, dlatego potrzeba dostosowania dotyczyć musi strony nadzoru właścicielskiego.
Budując rynek energii, projektując jego ewolucję w kierunku rynku konkurencyjnego, niezbędne jest uwzględnianie wielu czynników. Dwa z nich, z niezrozumiałych powodów wydają się być pomijane. Jednym jest czynnik geograficzny: rozległość obszaru, na którym ten rynek funkcjonuje, konfiguracja i stan sieci przesyłowej oraz charakter i skala powiązań z rynkami sąsiednimi. Drugim czynnikiem, o znaczeniu tym większym, im słabsze jest powiązanie z sąsiadami, jest charakterystyka źródeł wytwórczych na tym rynku zlokalizowanych.
Aktualnie budowany jest wspólny rynek energetyczny w Europie, nośnym hasłem jest poszerzenie go na wschód, tak, by sięgnął do Władywostoku. Architekci tej idei zdają się nie dostrzegać bezwzględnych ograniczeń technologicznych przesyłu energii elektrycznej prądem trójfazowym o częstotliwości 50 Hz na duże odległości. Zdają się również lekceważyć problemy jakie niosą ze sobą przepływy kołowe (karuzelowe) i konieczność utrzymania rozległych systemów w równowadze dynamicznej. Wydaje się, że w sytuacji, gdy napięcie przesyłowe w Europie w zasadzie nie przekracza 400 kV, bardziej racjonalnym podejściem jest rozpatrywanie połączonych i współpracujących ze sobą rynków lokalnych i takie są rekomendacje CEER-u i ERGEG-u. Faktycznie wspólny rynek w wymiarze międzykontynentalnym wymagałby najpierw wybudowania sieci szkieletowej wykorzystującej znacznie wyższe napięcie przemienne (1 050 kV, może 1 500 kV) lub stałoprądowej (np.: +/- 750 kV). Należy bowiem pamiętać, że dla prądu o częstotliwości 50 Hz długość fali elektromagnetycznej wynosi 6 000 km, więc przy tak rozległej rozbudowie jednolitego systemu do problemu przepływów kołowych i rozpływów mocy biernej, dodatkowo dochodzi potrzeba opanowania zagadnień linii długiej, tj. zjawisk, jakie zachodzą w przypadku, gdy długość układu przesyłowego jest porównywalna z długością fali elektromagnetycznej napięcia roboczego.
Ze względów praktycznych celowe więc wydaje się ograniczanie projektów rynkowych do „basenów” o promieniu rzędu 1 000 km, ze ściśle skodyfikowanymi, transparentnymi zasadami dostępu do linii wymiany międzysystemowej. Natomiast wewnątrz takiego „basenu” kluczowego znaczenia dla architektury rynku nabiera charakterystyka źródeł energii i wydolność systemu przesyłowego. Zupełnie inaczej (znacznie łatwiej) jest zaprojektować rynek, na którym np. dominują źródła wodne lub gazowe, które bez problemu pozwalają się prowadzić „z godziny na godzinę”, a nawet w interwałach krótszych, a istniejąca sieć przesyłowa o układzie kratowym praktycznie nie ujawnia ograniczeń, na drugim końcu tej skali są źródła jądrowe, projektowane do pracy ze stałym obciążeniem, rozmieszczone w sieci niedostosowanej do aktualnej dyslokacji generacji i obciążenia. Z oczywistych względów projektowanie rynku konkurencyjnego jest tym trudniejsze im wyższy jest poziom dominacji „sztywnych” źródeł w generacji ogółem, odniesiony do zmienności obciążenia. W praktyce nie jest więc możliwe przenoszenie pomiędzy różnymi rynkami lokalnymi gotowych rozwiązań lub upowszechnianie standardowych „jedynie słusznych” koncepcji.