Praktyczna możliwość wyboru przez konsumentów sprzedawcy energii elektrycznej, przy jednoczesnym zachowaniu usług przesyłowych świadczonych przez przedsiębiorstwo sieciowe na dotychczasowych warunkach, jest jednym z podstawowych wyznaczników faktycznej liberalizacji i rozwoju konkurencji na rynku energii elektrycznej. W Polsce, mimo iż od 1998 r. prawo do korzystania z wyboru sprzedawcy nabywali stopniowo odbiorcy o coraz mniejszych rocznych zakupach energii elektrycznej¹⁾, śmiało można stwierdzić, że nie ma rozwiązań systemowych określających warunki zmiany sprzedawcy, pozwalających na swobodną migrację zainteresowanych odbiorców. Dlatego też zmiana sprzedawcy stanowiła dotychczas dla odbiorców nie tylko próbę woli i determinacji w konsekwentnym dążeniu do celu ale i wyzwanie intelektualne. Tym większa chwała tym, którym się udało.

Wskazane na wstępie, ustawowo zapisane uprawnienie²⁾, z perspektywy kilku lat można podsumować lakonicznie - jakże wiele trzeba zmienić, aby wszystko pozostało po staremu. Już na samym starcie ustawodawca dał do zrozumienia, że i chciałby i boi się, a konkurencja przy wszystkich swoich „plusach dodatnich” może też mieć i „plusy ujemne”. Przepis otwierający dostęp do sieci został bowiem, na wszelki wypadek, obwarowany enigmatycznie brzmiącym art. 4 ust. 3³⁾, który zdaniem większości interpretatorów wskazywał przesłanki odmowy dostępu do sieci, chociaż wiele przemawia za tym, aby uznać go po prostu za przepis zobowiązujący przedsiębiorstwo sieciowe do świadczenia usług przesyłowych w sposób niedyskryminujący (i zarazem niewyróżniający) poszczególnych odbiorców. Nie był on, przynajmniej w elektroenergetyce, praktycznie wykorzystywany jako formalne uzasadnienie odmowy dostępu do sieci, ponieważ dla przedsiębiorstw sieciowych wiązałoby się to z ryzykiem rozstrzygania indywidualnych spraw przed organem regulacji - Prezesem URE. A tego ryzyka przedsiębiorstwa dystrybucyjne unikały jak diabeł święconej wody.

Nie jest to jedyny przypadek takiej ambiwalencji przepisów. Organ regulacji, który w teorii powinien być filarem regulowanej zasady TPA, poza prawem rozstrzygania sporów dotyczących świadczenia usług przesyłowych (co ważne wszczynanych wyłącznie na wniosek strony) nie został wyposażony w żadne narzędzia prawne umożliwiające mu podjęcie roli lidera kreującego zasady funkcjonowania rynku odbiorcy końcowego – czyli tzw. rynku detalicznego energii elektrycznej. W szczególności zabrakło w Prawie energetycznym upoważnienia dla Prezesa URE do formalnego ingerowania w rzekomo „wewnętrzne” dokumenty operatorów systemów, jakimi są Instrukcje Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej i Rozdzielczych (niekoniecznie chodzi tu o zatwierdzanie ich w całości), nie mówiąc już o zupełnie naturalnym w innych krajach, uprawnieniu Regulatorów do wydawania przepisów powszechnie obowiązujących. Co więcej, przy uchwaleniu ustawy w ogóle nie pomyślano o tym, że praktyczna realizacja prawa wyboru sprzedawcy wymagać będzie jakichś szczególnych uregulowań w zakresie chociażby bilansowania, procedur zmiany sprzedawcy, czy standaryzacji wymaganych urządzeń pomiarowych, o czym chociażby świadczy wprowadzenie, dalekich od doskonałości, przepisów dotyczących świadczenia usług przesyłowych do rozporządzenia przyłączeniowego.

Zrozumiałe, że w tym stanie rzeczy zniechęceni odbiorcy podupadali na duchu i dla świętego spokoju woleli nie wdawać się w awanturę o niepewnym wyniku z dotychczasowym dostawco-sprzedawcą przed urzędem w dalekiej stolicy. Nic dziwnego, że Prezes URE w ciągu ponad sześciu lat działania miał okazję do wydania jednej⁴⁾ decyzji rozstrzygającej klasyczny spór między odbiorcą końcowym a przedsiębiorstwem dystrybucyjnym o warunki świadczenia usług przesyłowych. Dodajmy, że decyzja ta do dzisiaj, czyli po roku od wydania, nie jest prawomocna, a o terminie ewentualnej rozprawy przed sądem pierwszej instancji nic na razie nie wiadomo.

Grupa odbiorców korzystających w 2004 r. z dobrodziejstwa wyboru sprzedawcy nadal nie przekroczyła setki. Teoretyczny stopień otwarcia rynku po 1 stycznia 2004 r. osiągnął ponad 50%, jednak liczba odbiorców korzystających z TPA nie wzrosła znacząco w ubiegłym roku, mimo iż statystycznie wzrost ten wyniósł ponad 150%. Nadal (po 6 latach od rozpoczęcia liberalizacji) obszar kilku spółek dystrybucyjnych pozostaje dziewiczy pod względem zmiany sprzedawcy przez odbiorców uprawnionych. Bariery techniczne, prawne, ekonomiczne, a także opory natury psychologicznej hamujące rozwój TPA w Polsce znane są od 3 lat. Największą karierę, jako tzw. przyczyna obiektywna, zrobił ostatnio rynek bilansujący (jakby przed jego uruchomieniem odbiorcy masowo zmieniali sprzedawców). Koń jaki jest, każdy widzi.

Tabela 1: TPA w 2004 r. w liczbach

		Odbiorcy uprawnieni w 2004 r.			Odbiorcy korzystający z TPA w 2004 r.
		Liczba odbiorców uprawnionych 1.01.-30.06.2004	Liczba odbiorców uprawnionych 1.07.-31.12.2004	Energia dostarczona odbiorcom uprawnionym w 2004 r. [GWh]	Liczba odbiorców korzystających* z TPA	Grupy taryfowe	Moc umowna [MW]	Energia dostarczona w ramach TPA w 2004 r. [GWh]
1.	Zakład Energetyczny Białystok	186	76 074	1 251,00	-	-	-	-
2.	LUBZEL	147	50 627	1 646,99	-	-	-	-
3.	ENION S.A.	828	218 024	11 146,55	26	A23/A23s/B23	742,10	2 521,60
4.	GZE	429	133 847	7 907,00	29	A23/B23	681,00	2 376,00
5.	Rzeszowski Zakład Energetyczny	234	73 537	2235,70	2	A23/B23	11,80	33,00
6.	EnergiaPro Koncern Energetyczny	703	173 430	8 267,60	7	A23/B23	616,60	3 436,80
7.	Łódzki Zakład Energetyczny	224	34 712	1 247,80	-	-	-	-
8.	Koncern Energetyczny ENERGA	1 012	395 340	13 675,99	2	A41/B23	120,65	1 002,00
9.	Zamojska Korporacja Energetyczna	72	38 188	762,00	3	B23	30,30	150,37
10.	ZEORK	191	69 192	2 440,90	1	B23	3,70	5,80
11.	ENEA	1 548	353 362	8 912,00	2	A23/B23	28,80	13,40
12.	Zakład Energetyczny Łódź-Teren	225	65 925	3 084,71	1	B23	11,00	82,00
13.	STOEN	550	60 912	3 012,58	3	A23/B23	31,45	135,00
14.	ZE Warszawa-Teren	278	140 014	3 279,67	2	B23	6,00	35,00
	RAZEM	6 627	1 883 184	68 870,49	78		2 283,40	9 790,97

*”Liczba odbiorców korzystających ” oznacza liczbę umów sprzedaży energii zawartych z wybranymi sprzedawcami, innymi niż macierzysta spółka dystrybucyjna. Przykładowo, na terenie STOEN, faktycznie korzystają z TPA dwa podmioty (osoby prawne), ale jeden z nich ma zawarte dwie odrębne umowy sprzedaży energii w różnych miejscach przyłączenia i na różnych poziomach napięć.

Źródło: URE na podstawie danych zebranych od spółek dystrybucyjnych

Liczba odbiorców uprawnionych w drugim półroczu obejmuje wszystkich odbiorców nie będących gospodarstwami domowymi, zgodnie z harmonogramem określonym w Dyrektywie 2003/54/WE.
Tabela 2 przedstawia liczby odbiorców uprawnionych w poszczególnych spółkach w podziale na grupy taryfowe.

Tabela 2: Liczba odbiorców uprawnionych w spółkach dystrybucyjnych w poszczególnych
grupach taryfowych

ZE Gr. Taryf.	ZE Białystok S.A.	LZE LUBZEL S.A.	ENION S.A.	GZE S.A.	Rzeszowski ZE S.A.	KE Energia Pro S.A.	Łódzki ZE S.A.	ZE W-wa Teren S.A.	KE ENERGA S.A.	Zamojska KE S.A.	ZEORK S.A.	ENEA S.A	ZE Łódź-Teren S.A.	STOEN
A23	2	2	53	55	19	10	1	4	26	3	12	19	5	4
B11	83	-	236	22	504	179	49	137	377	311	-	705	257	-
B21	373	208	704	331	237	1 119	233	664	1 695	173	649	2 149	208	723
B22	63	248	840	449	184	425	353	190	1 110	175	283	1 181	453	117
B23	268	113	1 335	377	309	629	333	214	1 371	138	411	1 371	372	237
C21	910	819	4 204	1 567	843	1 916	622	1 867	5 000	463	811	4 388	595	3 131
C22a	91	345	1 710	365	257	1 491	243	213	1 303	197	288	1 440	498	65
C22b	247	288	934	177	114	429	213	189	1 476	156	318	1 275	117	103
C11	46 904	35 122	156 340	65 477	49 367	62 524	26 399	76 163	193 443	26 006	50 508	165 983	47 618	50 340
C12a	2 846	4 489	29 239	3 306	5 777	50 711	2 701	8 164	49 134	7 306	11 592	53 145	6 388	363
C12b	4 729	5 242	17 789	9 015	3 622	9 273	1 211	5 395	15 072	2 840	4 311	18 359	6 694	5 819
G11	18 923	b.d.	b.d.	255	12 017	38 437	123	45 011	91 313	b.d.	b.d.	91 901	b.d.	b.d.
G12	635	b.d.	b.d.	516	76	398	9	3 423	25 124	b.d.	b.d.	6 507	b.d.	b.d.
inne	-	3 751	4 640	51 935	211	5 889	2 222	57	8 896	317	9	4 939	2 720	10
Razem	76 074	50 627	218 024	133 847	73 537	173 430	34 712	141 691	395 340	38 085	69 192	353 362	65 925	60 912

Źródło: URE na podstawie danych zebranych od spółek dystrybucyjnych

Uwaga: Pozostali odbiorcy z grup taryfowych G-11 i G-12 będą odbiorcami uprawnionymi
od 1 lipca 2007 r.

Krytykę tego stanu rzeczy warto uzupełnić uderzeniem w piersi. Na początek w cudze - dobry przykład dał w 2002 r. Regulator kalifornijski, który za katastrofę wywołaną własnymi pomysłami w rodzaju przyspieszenia hamowanego (blokada cen dla odbiorców końcowych przy jednoczesnym uwolnieniu rynku hurtowego) obwinił chciwych kapitalistów – wytwórców energii⁵⁾. Nam trudno jest zwalić na kapitalistów, bo w energetyce można ich na palcach policzyć, a akurat jedna ze sprywatyzowanych spółek dystrybucyjnych, co prawda sprzedana państwowemu „kapitaliście”, jest jednym z autentycznych liderów w rynkowym podejściu do klienta - również tego, który zmienia sprzedawcę.

Poniżej wyliczone są najczęściej wymieniane przez odbiorców problemy, na jakie napotykali starając się o korzystanie z prawa wyboru sprzedawcy w ubiegłym roku.

1. Bardzo wysokie koszty związane z przeprowadzeniem modernizacji układów pomiarowo-rozliczeniowych, zestawieniem dróg transmisji danych do operatora sieci dystrybucyjnej oraz rozbudową informatycznego systemu wspomagania działań rynkowych. Spółki dystrybucyjne generalnie stawiają zbyt wysokie wymagania wobec układów pomiarowych, niejednokrotnie wyższe niż przewiduje to Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) opracowana przez operatora sytemu przesyłowego.⁶⁾
2. Zasady zgłaszania grafików zapotrzebowania na energię elektryczną, ustalane przez spółki dystrybucyjne, które żądały zgłaszania grafików dostaw przez odbiorców uprawnionych na dwa dni przed planowanym terminem dostawy, podczas gdy same zgłaszały swoje grafiki na systemowy rynek bilansujący prowadzony przez operatora systemu przesyłowego do godziny 11.00 doby poprzedzającej dostawę.
3. Dokładność zgłaszania umów przeniesiona wprost z rynku bilansującego, którego regulamin przewiduje zgłaszanie umów sprzedaży energii na każdą godzinę doby zdokładnością do
   1 MWh, co jest wielkością odpowiednią dla rynku hurtowego. Spółki dystrybucyjne przenoszą to rozwiązanie wprost na poziom odbiorców końcowych korzystających z TPA⁷⁾. Dla tych ostatnich oznacza to z kolei znaczne obciążenia finansowe związane z niedokontraktowaniem lub przekontraktowaniem własnego zapotrzebowania.
4. Brak faktycznej konkurencji cenowej w sferze wytwarzania i niewielkie zainteresowanie wytwórców bezpośrednią sprzedażą do odbiorców. Wynika to m.in. ze zbyt małych pasm zamawianej mocy przez odbiorców uprawnionych oraz słabego rozwoju rynku energii elektrycznej ograniczanego funkcjonowaniem kontraktów długoterminowych oraz obowiązkowymi zakupami energii ze skojarzenia i źródeł odnawialnych⁸⁾
5. Przyczyny „pozaenergetyczne” takie, jak zła sytuacja finansowa znacznej części odbiorców uprawnionych, którzy byliby zainteresowani zmianą sprzedawcy, podczas, gdy ci ostatni nie są gotowi do ponoszenia ryzyka sprzedaży energii elektrycznej dla podmiotów, mających problemy z utrzymaniem płynności finansowej.

Oprócz identyfikacji barier dostępu do sieci, na początku 2005 r. URE po raz pierwszy podjął próbę jakościowego i ilościowego zbadania zjawiska renegocjacji przez spółki dystrybucyjne umów z odbiorcami. Z analizy ankiet wynika, że w 2004 r. szacunkowa wartość upustów przyznanych przez spółki dystrybucyjne odbiorcom taryfowym w toku renegocjacji warunków umów i ustalenia innych niż taryfowe postanowień umownych wyniosła ponad 16 milionów zł. Stosowanie upustów jest powszechne we wszystkich krajach, w których rynek energii został otwarty dla odbiorców. Mimo, iż ich celem jest ograniczenie rozwoju konkurencji i utrzymanie dotychczasowej pozycji monopolisty, to mają one również pozytywny skutek, ponieważ przedsiębiorstwa sieciowe zgadzając się na korzystniejsze dla odbiorców warunki i biorąc udział w konkurencyjnej grze cenowej, otrzymują jednocześnie impuls do poprawy efektywności własnego działania. Tylko niektóre z udzielonych przez spółki dystrybucyjne upustów były uzasadnione względami technicznymi (np. wysokim współczynnikiem wykorzystania mocy umownej, składaniem i dotrzymywaniem godzinowych grafików zapotrzebowania, co zmniejsza koszty niezbilansowania spółki dystrybucyjnej, sumowaniem mocy umownej w różnych miejscach poboru, czy sprzedażą energii w formie pasma). Inne po prostu miały na celu zapobieżenie zmianie sprzedawcy przez odbiorcę. Warto stwierdzić, że problem renegocjowania warunków dostaw energii w naturalny sposób rozwiązuje prawny rozdział działalności sieciowej od obrotu.

W tym miejscu warto pokusić się o głębszą refleksję. Czy wskazywane od kilku lat bariery rozwoju konkurencji w segmencie sprzedaży energii elektrycznej to rzeczywiście kryzys, czy, jak mawiał Stefan Kisielewski, jedynie rezultat? Podpowiedź przynosi opublikowany przez Komisję Europejską w styczniu 2005 r. tzw. 4th Benchmarking report⁹⁾. Zauważono w nim, że jedynie na rynkach nordyckim i angielskim otwarcie rynku jest w pełni efektywne, tj. nie występują tam poważne bariery rozwoju konkurencji. W obu przypadkach ponad 50% dużych odbiorców przemysłowych (ang. large industrial users) zmieniło sprzedawcę. W Anglii/Walii i Norwegii sprzedawcę zmieniło ponad 50% małych odbiorców innych niż gospodarstwa domowe (ang. small commercial users). Taki rozwój zasady TPA umożliwiają trzy podstawowe czynniki:

1. właściwa struktura rynku;
2. prawny rozdział obrotu energią (sprzedaży) od działalności sieciowej, przy czym pożądane jest wyodrębnienie własnościowe,
3. brak kontroli cen dla odbiorców, w tym również gospodarstw domowych.

Jednocześnie wskazano, że dominacja jednego lub dwóch wytwórców, często pionowo zintegrowanych, brak zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej oraz brak rozdziału działalności nadal są podstawową barierą rozwoju konkurencji w krajach Unii Europejskiej. Ponadto, zdaniem autorów Raportu, kontrola cen energii tłumi konkurencję, ogranicza inwestycje i niweluje efekt rozdziału działalności - powinna być zatem stosowana jedynie w okresie przejściowym.

Nie są to jedyne przyczyny ułomności konkurencji w elektroenergetyce. Cytowany Raport KE wskazuje ponadto na następujące bariery:

1. brak płynnego rynku hurtowego generującego ceny o przejrzystej strukturze (tj. takie, w których przyczyny fluktuacji cen są przejrzyste dla uczestników rynku, w tym dla odbiorców),
2. nierozwinięte rynki terminowe i brak profesjonalnego zarządzania ryzykiem w przedsiębiorstwach energetycznych oraz
3. brak zróżnicowania ofert sprzedaży energii dla odbiorców (pod względem terminów obowiązywania, stosowania stałych lub zmiennych cen, zindywidualizowanych warunków sprzedaży)¹⁰⁾.

W świetle wniosków z cytowanego Raportu KE widać wyraźnie, że źródła barier rozwoju zasady TPA w Polsce mają charakter strukturalny. Są nimi przede wszystkim brak rozdziału działalności w spółkach dystrybucyjnych i kontrola cen energii dla odbiorców, w szczególności dla dużych odbiorców przemysłowych, którzy powinni być motorem restrukturyzacji i urynkowienia elektroenergetyki. Praktyki zniechęcania odbiorców do zmiany sprzedawcy poprzez mnożenie trudności formalnych i technicznych (przede wszystkim w zakresie układów pomiarowo-rozliczeniowych), które zarzuca się spółkom dystrybucyjnym, są jedynie pochodną odkładania w czasie prawnego rozdziału działalności sieciowej od obrotu energią w podsektorze dystrybucji i utrzymywania ścisłej regulacji cen w obrocie energią. Celowe utrudnianie zmiany sprzedawcy przy jednoczesnym zachęcaniu do utrzymania statusu odbiorcy taryfowego poprzez renegocjowanie niektórych warunków umów (metoda „kija i marchewki” w klasycznym ujęciu), jednoznacznie należy ocenić jako sztuczne bariery rozwoju konkurencji i wykorzystywanie, miejscami bardzo nieprecyzyjnych, przepisów do nadużywania pozycji monopolistycznej. Ale jednocześnie trzeba postrzegać zachowania dotychczasowych monopolistów jako ich normalną reakcję obronną na groźbę pogorszenia własnej sytuacji rynkowej.

Nic dziwnego, że mimo formalnego wzrostu liczby odbiorców uprawnionych do zmiany sprzedawcy energii nie zaistniały dotąd warunki do stworzenia rynku odbiorcy. W szczególności, brak systemowej restrukturyzacji sektora dystrybucji, zahamował wejście na rynek przedsiębiorców poszukujących dla siebie niszy na rynku sprzedaży energii. Przedsiębiorstwa tzw. zasiedziałe (ang. incumbent) zobowiązane są przecież do realizowania interesów właściciela i kierowania się regułami określonymi w kodeksie spółek handlowych. W istniejących warunkach prawnych i organizacyjnych naiwnością byłoby oczekiwanie od zarządów spółek dystrybucyjnych działania wbrew swoim interesom gospodarczym poprzez ułatwianie regularnie płacącym odbiorcom zmiany sprzedawcy, co przekładałoby się na spadek przychodów spółki.

Zauważmy ponadto, że o ile sama struktura polskiego rynku energii elektrycznej nie była dotychczas zasadniczą przeszkodą – rozdrobnienie sektora wytwarzania tworzyło warunki do rozwoju konkurencji, która faktycznie rozwijała się na poziomie rynku hurtowego (co ma wyraz w rozwoju segmentu kontraktów dwustronnych i znaczącym w nim udziale przedsiębiorstw obrotu), to należy pamiętać, że rozważana reintegracja pionowa wytwarzania i dystrybucji oraz, w mniejszym stopniu, konsolidacja pozioma wytwarzania, będą poważnym krokiem wstecz w możliwościach rozwoju zasady TPA.

Popatrzmy też na zasadę TPA od strony odbiorcy. Korzystanie z prawa wyboru sprzedawcy oznacza dla niego nową jakość, ale i nowe obowiązki, z których jako odbiorca taryfowy w ogóle sobie nie zdawał sprawy. Przede wszystkim udział w rynku energii oznacza ryzyko, które w przypadku odbiorców taryfowych całkowicie ponosi dotychczasowy sprzedawca, czyli po prostu spółka dystrybucyjna. Dodajmy, że jest ono w tym przypadku ograniczone do tzw. ryzyka regulacyjnego, tj. groźby, że Regulator nie zatwierdzi wszystkich kosztów działalności. Oznacza to, że jeżeli obrót energią jest regulowany, to przedsiębiorstwa większość energii i pomysłowości zużywają na grę z Regulatorem, a nie na działanie na rynku. Ryzyko jest kwintesencją rynku i dlatego kontrola cen w obrocie energią, niwelująca ryzyko cenowe przedsiębiorstw, działa w interesie dotychczasowych monopolistów. Podobnie jak ryzyko odróżnia inwestycję w akcje na giełdzie papierów wartościowych od lokowania oszczędności w banku (zwłaszcza ze stałym oprocentowaniem), tak samo prawdopodobieństwo poniesienia relatywnej straty (droższego zakupu) odróżnia odbiorcę decydującego się na rynkowy zakupu energii od odbiorcy taryfowego. Nawet najmniejsi odbiorcy w gospodarstwach domowych ponoszą jakieś ryzyko cenowe zawierając umowę zakupu energii ze swoim sprzedawcą. Z jednej strony oferuje on bowiem warunki wynikające z własnych prognoz fluktuacji cenowych na rynku, z drugiej zaś z zawartych już faktycznych kontraktów na zakup (fizyczny) energii na rynku hurtowym oraz kontraktów terminowych, w tym ubezpieczających od ryzyka – tzw. hedgingowych. Przykładowo, w Szwecji i Norwegii w ostatnich dwóch latach nastąpił znaczny wzrost cen spowodowany niedoborem wody w zbiornikach elektrowni wodnych. Skłoniło to sprzedawców do oferowania odbiorcom – również tym w gospodarstwach domowych - kontraktów dwuletnich o stałych cenach. Ci odbiorcy, którzy na podstawie danych historycznych, w obawie przed dalszym wzrostem cen zgodzili się w 2004 r. na zawarcie takich umów – w styczniu 2005r. zaczęli „pluć sobie w brodę”, gdy okazało się, że ceny właśnie zaczęły gwałtownie spadać.

Paradoksalnie, ryzyko może być mniejsze w przypadku dużych i średnich odbiorców energii, którzy powinni rozliczać się ze sprzedawcą na podstawie rzeczywistych wskazań liczników z godzinowymi rejestratorami zużycia. Może być, o ile są oni w stanie prowadzić nowoczesną, świadomą gospodarkę energetyczną, na którą składa się planowanie i grafikowanie, ale także sterowanie własnym zużyciem energii i zachowanie dyscypliny jej poboru. Wymaga to również udziału w skomplikowanym systemie rozliczeń za energię bilansującą, co wiąże się z koniecznością zatrudnienia osób o odpowiednich kwalifikacjach. Niewątpliwie udział w rynku energii generuje dla odbiorcy dodatkowe koszty inwestycyjne i operacyjne, dlatego też decyzja o zmianie sprzedawcy musi być poprzedzona gruntowną analizą ekonomiczną i techniczną. Mimo to, warto i należy te działania podejmować.

W najbliższym czasie wejdzie w życie nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne wdrażająca przepisy Dyrektywy 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. w sprawie wspólnych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej i uchylającej Dyrektywę 96/92/WE. Dyrektywa ta wprowadza regulowaną zasadę dostępu stron trzecich do sieci (ang. Third Party Access – TPA) w systemie ex-ante (z góry) jako podstawowy model wspólnego rynku europejskiego. Strategicznym celem Komisji Europejskiej, jest wypracowanie i wdrożenie reguł umożliwiających swobodne funkcjonowanie konkurencji w elektroenergetyce na obszarze UE. Ambitne cele, jakie przyświecały nowelizacji tzw. pierwszej Dyrektywy elektrycznej z 1996 r. zostały sformułowane w Preambule Dyrektywy 2003/54/WE. Oprócz wezwania do przyspieszenia liberalizacji sektorów elektroenergetyki i gazu ziemnego (Strategia Lizbońska) należą do nich następujące stwierdzenia, z których warto sobie zdawać sprawę przygotowując się do wdrożenia znowelizowanych przepisów Prawa energetycznego:
- swobody gwarantowane obywatelom przez Traktat o ustanowieniu Wspólnot Europejskich (swobodny przepływ towarów, wolność świadczenia usług i prawo do swobodnego osiedlania się) możliwe są tylko w warunkach w pełni otwartego rynku, zapewniającego wszystkim konsumentom swobodny wybór sprzedawców, a wszystkim sprzedawcom swobodną dostawę dla własnych odbiorców,
- główne przeszkody w osiągnięciu pełnej operacyjności i konkurencyjności wewnętrznego rynku związane są m.in. z problemami z dostępem do sieci, taryfikacją i niejednakowym stopniem otwarcia rynków między Krajami Członkowskimi,
- aby zaistniała konkurencja, dostęp do sieci musi być wolny od dyskryminacji, przejrzysty i rzetelnie wyceniony,
- wolny od dyskryminacji dostęp do sieci zarządzanej przez operatorów ma szczególne znaczenie dla zakończenia procesu wdrażania wewnętrznego rynku energii elektrycznej (Internal Electricity Market - IEM),
- w celu zapewnienia efektywnego i wolnego od dyskryminacji dostępu do sieci, działalność operatorów systemów dystrybucyjnych i przesyłowych prowadzona była przez prawnie odrębne podmioty, tam gdzie istnieją pionowo zintegrowane przedsiębiorstwa (z zastrzeżeniem, że wyodrębnienie prawne nie oznacza własnościowego, ale wiąże się z zapewnieniem niezależności osób odpowiedzialnych za podejmowane decyzje).

Czy znowelizowana ustawa pozwoli na realizację tych celów? Miejmy nadzieję, że tak. Przewiduje ona dla Prezesa URE upoważnienie do zatwierdzania wydzielonych części IRiESP operatora sytemu przesyłowego - dotyczącej bilansowania systemu przesyłowego i zarządzania ograniczeniami systemowymi - oraz analogiczne zobowiązanie wobec operatorów systemów dystrybucyjnych. Daje to szansę na wypracowanie zasad funkcjonowania podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie w taki sposób, aby praktyczna realizacja prawa wyboru sprzedawcy stała się dla odbiorcy prosta, transparentna i niedyskryminująca. Nie ma w tym momencie znaczenia czy podmiotami tymi będą spółki dystrybucyjne, sprzedawcy, czy inne specjalnie powołane w tym celu byty. Ta jakościowa zmiana prawa w połączeniu z koniecznością szybkiego wdrożenia praktycznych rozwiązań umożliwiających otwarcie rynku dla wszystkich odbiorców nie będących gospodarstwami domowymi (półtora miliona uprawnionych), a w perspektywie dwóch lat - wszystkich odbiorców, oznaczać będzie konieczność podjęcia działań przez wszystkich zainteresowanych uczestników rynku przy współudziale Regulatora w celu wypracowania, na bazie wchodzących właśnie życie przepisów, nowego modelu rynku energii elektrycznej w Polsce, którego podstawowym elementem musi stać się koncepcja sprawnego funkcjonowania zasady TPA.

Z inicjatywy Prezesa URE pierwszy etap konsultacji, do którego zaproszeni zostali przedstawiciele spółek dystrybucyjnych, miał miejsce w lutym i marcu br. Na bazie opracowywanego obecnie w URE wstępnych założeń wdrożenia TPA dla małych odbiorców, który niebawem zostanie opublikowany, kontynuowana będzie wymiana poglądów w sprawach wymagających rozwiązań systemowych również, z udziałem również operatora systemu przesyłowego i przedstawicieli sprzedawców. Jednocześnie spółki dystrybucyjne zobowiązane zostały do opracowania jednolitych w skali kraju procedur zmiany sprzedawcy. Ponieważ, że, jak wspomniano we wstępie, rozwiązanie uprawniające Prezesa URE do rozstrzygania sporów na podstawie art. 8 ust. 1 Prawa energetycznego okazało się mało skuteczne, intencją pomysłodawcy jest przełamanie sytuacji patowej, w której nikt nie ma motywacji do zmiany status quo.

---

¹⁾ Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 6 sierpnia 1998r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych (Dz. U. nr 107, poz. 671), uchylone rozporządzeniem Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 20 stycznia 2003 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych (Dz. U. Nr 17, poz. 15), które obowiązywało w 2004 r.