Wpływ nowych dyrektyw, elektrycznej i gazowej, na zasady funkcjonowania rynków energii elektrycznej i paliw gazowych oraz zasady kształtowania taryf

Nowe Dyrektywy – 2003/55/WE (Elektryczna) i 2003/55/WE (Gazowa), zwane też II Dyrektywami, obowiązujące od 1 lipca br., wprowadzają zasadnicze zmiany w relacjach pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi, a także pomiędzy przedsiębiorstwami a odbiorcami paliw gazowych i energii elektrycznej. Do najważniejszych zmian należą:

a) rozłączne traktowanie usługi przesyłowej i usługi dystrybucyjnej,

b) wykluczenie operatorów z działalności obrotu, skutkujące zmianą mechanizmów przenoszenia na odbiorców kosztów usług przesyłowych oraz

c) wprowadzenie instytucji sprzedawcy z urzędu (last resort supplier – LRS).

W związku z powyższym wydaje się uzasadnione, by podjąć próbę uporządkowania obrazu rynku energii, jaki ma funkcjonować po wdrożeniu nowych rozwiązań prawnych, ze szczególnym uwzględnieniem aspektów związanych z technologią taryfowania. Dla skupienia uwagi warto odnotować, że kwestiami kluczowymi z punktu widzenia procedur taryfowych są:

a) charakterystyka odbiorców, którzy będą (powinni być) objęci taryfą zatwierdzaną przez Prezesa URE,

b) jakie przedsiębiorstwa mają być objęte obowiązkiem przedkładania taryf do zatwierdzenia i jak ten zbiór powinien zmieniać się w czasie,

c) według jakich zasad powinien przebiegać proces zatwierdzania taryf,

d) jaka jest (jaka będzie) dostępność i wiarygodność danych niezbędnych w procesie zatwierdzania taryf.

Nie mniej istotna jest cezura czasowa. Od 1 lipca 2004 r. formalnie obowiązują Nowe Dyrektywy, jeszcze nie zaimplementowane w pełni do polskiego porządku prawnego, do 1 lipca 2007 r. pozostają jako nieuprawnieni do TPA odbiorcy będący gospodarstwami domowymi, a więc do tego czasu charakter sprzedawców z urzędu także będzie musiał uwzględniać tę szczególną okoliczność.

Reasumując: w kręgu szczególnego zainteresowania pozostaje ta część rynku, która:

-	do lipca 2007 r. pozostaje obligatoryjnie taryfowana oraz
-	ten segment rynku, który po całkowitym jego otwarciu nadal nie będzie zainteresowany aktywnym uczestnictwem w TPA.

Z uwagi na skalę ilościową odbiorców pozostających do lipca 2007 r. jako nieuprawnieni (ok. 15 mln umów i 30% energii dostarczanej odbiorcom końcowym ogółem w samej elektroenergetyce) nie można dopuścić do wymuszania masowych przemieszczeń tych odbiorców pomiędzy obsługującymi ich przedsiębiorstwami tylko dlatego, że taki byłby obowiązek prawny, wynikający z rozdzielenia działalności operatorskiej na poziomie spółek dystrybucyjnych.

1. Aksjomaty

Całość rozważań przedstawionych poniżej musi być podporządkowana kilku elementarnym rozstrzygnięciom, zasługującym na miano „aksjomatów”.

I. Reforma sektora energetycznego ma służyć gospodarce a nie przedsiębiorstwom sektora. Stabilność funkcjonowania przedsiębiorstw energetycznych jest warunkiem koniecznym zaspokajania potrzeb gospodarki, ale nie jest celem samym w sobie. Właściwa dla gospodarki wolnorynkowej zasada maksymalizacji zysku podlega ograniczeniu na rzecz regulowanego zwrotu na kapitale.

II. Unbundling należy rozumieć jako rozdzielenie działalności regulowanej od wolno-konkurencyjnej, po to, by wolna konkurencja (realizowana w obszarze, dla którego jest możliwa) nie była zakłócana. Powyższe nie jest tożsame (choć w potocznym rozumieniu jest utożsamiane) z rozdzieleniem działalności sieciowej od obrotu, jeżeli część działalności obrotu musi być regulowana – tak jak w przypadku działalności sprzedawcy z urzędu (co zilustrowano na rys. 1).

Rysunek 1.

 

2. Struktura podmiotów na rynku energii

Podmioty realizujące działalność w wyniku ustawowego wyodrębnienia działalności operatorskiej można przedstawić jak na rys. 2.

Rysunek 2.

Szczegółowego przeanalizowania wymaga scenariusz zmian struktury podmiotowej w okresie przejściowym – do lipca 2007 r., tj. do uzyskania przez wszystkich odbiorców statusu uprawnionych do TPA. Dotyczy to w szczególności charakteru struktur wydzielonych z PGNiG SA i PSE SA po ukonstytuowaniu się OSP:

-	czy mają to być LRS, jeżeli tak to kogo mają obsługiwać,
-	czy mają to być wyłącznie przedsiębiorstwa wolnego obrotu zwolnione z taryfowania,
-	czy też mogą to być struktury mieszane, działające łącznie jako LRS i wolny obrót.

Odpowiedzi na te kwestie poszukiwać należy w kontekście przedstawionych wcześniej aksjomatów, z uwzględnieniem następujących okoliczności:

a) sprzedawcy z urzędu, realizujący usługę kompleksową, będą taryfowani w zakresie obydwu działalności (obrotu i usług sieciowych, realizowanych na podstawie umowy kompleksowej),

b) operatorzy – systemu przesyłowego (OSP) i systemu rozdzielczego (OSR), prowadzą działalność sieciową na podstawie taryf sieciowych, zatwierdzanych przez Prezesa URE, kalkulowanych w sposób niezależny, tzn. koszty funkcjonowania sieci przesyłowej nie stanowią kosztu przeniesionego uwzględnianego w taryfie przedsiębiorstwa dystrybucyjnego; wyjątkiem jest usługa systemowa (jakościowa), uwzględniona w taryfie OSR na zasadzie past trough,

c) istnieje potrzeba rozdzielenia działalności operatorskiej od pozostałych („chiński mur” ustanowiony od 1 lipca 2004 r. dla OSP, do wprowadzenia najpóźniej od 1 lipca 2007 r. dla OSR), ale także potrzeba rozdzielenia działalności obrotu w zakresie: obrót wolny – obrót realizowany w ramach usługi kompleksowej przez LRS.

W związku z powyższym:

a) sprzedawcy z urzędu powoływani powinni być wyłącznie na poziomie sieci dystrybucyjnej i obsługiwać także odbiorców z ich obszaru, przyłączonych do sieci przesyłowej (nie powinno być odrębnego sprzedawcy z urzędu dla odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej); wynika to z następujących przyczyn:

-

obszary działania sprzedawców z urzędu nie mogą się pokrywać (zazębiać), prowadziłoby to bowiem do sytuacji, w której odbiorca dokonywałby wyboru korzystniejszej dla siebie taryfy,

-

teoretycznie możliwy model, spełniający ww. zastrzeżenie, w którym sprzedawcy z urzędu byliby związani z konkretną siecią (o przynależności decydowałoby – oprócz lokalizacji odbiorcy – miejsce jego przyłączenia) także nie jest akceptowalny z uwagi na fakt, że wielu odbiorców energii elektrycznej jest przyłączonych do sieci na dwóch poziomach (rozdzielczej i przesyłowej), natomiast sposób przyłączenia wielu odbiorców paliw gazowych jest przypadkowy (duzi do sieci rozdzielczej, mali do sieci przesyłowej); akceptacja dla działalności sprzedawcy z urzędu na sieci przesyłowej mogłaby spowodować migrację relatywnie małych odbiorców do tej sieci;

b) działalność obrotu sprzedawcy z urzędu ma charakter odmienny od obrotu na rynku konkurencyjnym, w związku z czym, dla zachowania przejrzystości procesów konieczne jest ich rozdzielenie. Dylematem do rozstrzygnięcia jest, czy rozdzielenie działalności obrotu w zakresie LRS i wolnokonkurencyjnym musi być docelowo zrealizowane na poziomie prawnym, czy wystarczy na poziomie funkcjonalnym. Na rzecz każdej z tych opcji można przytoczyć argumenty za i przeciw.
Za:

i)	W przypadku braku rozdzielenia działalności (dopuszczenia prowadzenia obrotu na rynku konkurencyjnym przez przedsiębiorstwo wyznaczone na LRS) lub rozdzielenia nieskutecznego, istnieje realne zagrożenie niekontrolowanych przepływów finansowych pomiędzy działalnością w pełni regulowaną a działalnością w pełni konkurencyjną (przedsiębiorstwo obrotu będące jednocześnie sprzedawcą z urzędu byłoby uprzywilejowane na rynku względem pozostałych przedsiębiorstw obrotu, korzystając z „podparcia” przez przychody z działalności LRS, lub przeciwnie – poszkodowane w przypadku, gdyby taryfa LRS nie pozwalała sfinansować kosztów jego działalności w zakresie LRS). Natomiast przedsiębiorstwa obrotu, wydzielone w wyniku wyodrębnienia działalności sieciowej i obrotu w ramach dotychczasowych spółek dystrybucyjnych oraz grup kapitałowych PSE i PGNiG, powinny działać na identycznych zasadach, jak przedsiębiorstwa obrotu historycznie nie związane z działalnością sieciową. Wykluczenie LRS z aktywnego obrotu powoduje, że warunki funkcjonowania przedsiębiorstw wolnego obrotu radykalnie się poprawiają, maleje ryzyko nieuczciwej konkurencji ze strony przedsiębiorstw „podpierających się” taryfą, znika także możliwość nieuczciwego podbierania odbiorców taryfowych, posiadających uprawnienie do TPA w warunkach publicznej znajomości warunków rozliczeń według taryfy.
ii)	LRS powinien być przedsiębiorstwem szczególnie chronionym przed możliwością bankructwa – dopóki obsługuje odbiorców nieuprawnionych oraz „biernych”. Dodatkowo ma stanowić „ostoję” dla odbiorców pozbawionych możliwości zakupu energii z powodu upadłości przedsiębiorstwa obrotu dotychczas ich obsługującego – równoległa działalność na rynku konkurencyjnym, w naturalny sposób kreującym ryzyko upadłości, może być źródłem dodatkowego ryzyka dla LRS.
iii)	Przepływy finansowe pomiędzy działalnościami regulowaną i konkurencyjną stanowić będą utrudnienie odnośnie wnioskowania nt. kolejnych taryf LRS. Wyniki przedsiębiorstwa w części regulowanej, prezentowane we wniosku o zatwierdzenie taryfy, podlegałyby możliwości dowolnego „podsterowywania” przez przedsiębiorstwo. Generalnym zagrożeniem jest deformacja rynku przez oferty LRS kierowane na rynek konkurencyjny po kosztach zaniżonych, w świadomości, że niedobór przychodów przedsiębiorstwo może uzupełnić korzystając z taryfy LRS. Jest to szczególnie istotne w okresie, kiedy istotna część odbiorców (30% rynku odbiorców końcowych) nie może odejść do TPA.

Przeciw:

iv)

Wymuszone wydzielenie działalności LRS może docelowo – w wyniku odejścia wszystkich odbiorców do TPA, co teoretycznie jest możliwe, doprowadzić do zaprzestania działalności LRS jako odrębnego przedsiębiorstwa. Może to być naturalna konsekwencja wdrażania procesów rynkowych. Przykładowo, na rynku brytyjskim, gdzie wszyscy odbiorcy są uprawnieni i korzystają z zasady TPA, instytucja LRS faktycznie nie funkcjonuje, choć zachowano formułę takiej możliwości „potencjalnej”.

v)

Wymóg prawnego rozdzielenia obrotu w ramach LRS i obrotu wolno-konkurencyjnego, może być źródłem problemów proceduralnych w przypadku wyznaczania LRS w drodze decyzji administracyjnej. Podmiot wyznaczony, w ramach zmienianej koncesji musiałby być zobowiązany do zaprzestania działalności obrotu na rynku konkurencyjnym. W przypadku, gdyby był zainteresowany kontynuacją działalności na rynku konkurencyjnym – musiałby do tego celu powołać odrębny podmiot.

Jak więc widać znacznie więcej argumentów przemawia na rzecz rozdzielenia prawnego;

c) z chwilą wyznaczenia sprzedawców z urzędu konieczne wydaje się zwolnienie z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia wszystkich pozostałych przedsiębiorstw prowadzących działalność obrotu (zarówno w energii elektrycznej jak i (zwłaszcza) w gazie).

Rozważając zagadnienie „chińskiego muru” pomiędzy LRS a przedsiębiorstwem „wolnego obrotu” funkcjonującym w ramach tej samej grupy kapitałowej, należy uwzględnić problem relacji pomiędzy tymi dwoma podmiotami (zilustrowany na rys. 3).

Rysunek 3.

Przedstawiony powyżej rysunek stanowi ilustrację problemu rozdzielenia (lub braku) działalności wolnego obrotu od obrotu świadczonego przez LRS. Nawet w warunkach prawnego rozdzielenia działalności LRS i wolnego obrotu, niepomijalne jest ryzyko, że LRS będzie wchodził w relacje z „własnym przedsiębiorstwem obrotu na zasadach innych niż z „obcymi” – w celu przysporzenia korzyści grupie kapitałowej. Problem „niezależności decyzyjnej” kierownictwa LRS jest zatem nie mniej istotny i bardzo zbliżony do analogicznego, zdefiniowanego w dyrektywach, w odniesieniu do kierownictwa Operatora pozostającego w strukturze zintegrowanej. W przypadku rozdzielenia jedynie funkcjonalnego, przepływy między działalnościami regulowaną i konkurencyjną będą praktycznie nie do wykrycia i skutecznie będą deformowały rynek konkurencyjny.

Dla zachowania równowagi w, zilustrowanych na rys. 4, relacjach pomiędzy LRS powołanym w ramach grupy kapitałowej a:

-	przedsiębiorstwami obrotu i wytwórczymi, należącymi do tej samej grupy oraz – przedsiębiorstwami obrotu i wytwórczymi, należącymi do tej samej grupy oraz
-	przedsiębiorstwami obrotu i wytwórczymi, „obcymi”

należy przyjąć, że o koszcie portfelowym zakupu energii nie może decydować strumień energii z „macierzystych” jednostek, tylko określona przez regulatora średnia cena rynkowa.

Rysunek 4.

Pojawiający się w trakcie dyskusji zarzut mnożenia bytów: wydzielony Operator, wydzielony LRS i wydzielony „obrotowiec” (generujące koszty kolejnych zarządów) można skwitować w sposób następujący. Już w obecnej strukturze spółki dystrybucyjnej, rozumianej jako grupa kapitałowa, występują piony: sieciowy i handlowy, ściśle skorelowane ze sobą. Przedsiębiorstwa obrotu, powoływane przez spółki dystrybucyjne, nie będą, z oczywistych względów ograniczone terytorialnie ale będą miały naturalną tendencję do poziomego konsolidowania się. Tym samym „zdublowanie” zarządów OSP i LRS jest już faktem, natomiast wyodrębnienie struktur „wolnego obrotu” nie powoduje wcale konieczności ich „potrojenia”.

3. Relacje umowne pod rządami Nowych Dyrektyw, Gazowej i Elektrycznej: wachlarz umów, pakiet umów i umowa kompleksowa

Zaopatrzenie odbiorcy w energię realizowane jest na podstawie następujących umów (na załączonych rysunkach oznaczonych odpowiednimi literami):

a) Umowa sprzedaży energii,

b) Umowa dystrybucyjna,

c) Umowa o świadczenie usług systemowych (międzyoperatorska, której skutki odbiorca „widzi” jako element dołączony do taryfy dystrybucyjnej),

d) Umowa przesyłowa (opcjonalna),

e) Umowa magazynowania (dotyczy tylko paliw gazowych).

Ad a) Przykładowy wachlarz umów zawieranych przez odbiorcę z różnymi podmiotami przedstawiono na rys. 5.

Rysunek 5.

 

Umowy te mogą być zawarte przez odbiorcę w postaci wachlarza – z różnymi przedsiębiorstwami, jeżeli odbiorca uzna, że jest to dla niego bardziej atrakcyjne, nawet z całkowitym pominięciem przedsiębiorstwa obrotu włącznie, mogą też być zawierane z jednym przedsiębiorstwem obrotu (jako pakiet umów lub umowa kompleksowa – w szczególności umowa kompleksowa zawarta z LRS). Wyjątkiem jest umowa o świadczenie usług systemowych, której nie zawiera odbiorca, lecz OSP i OSR pomiędzy sobą.

Odbiorca korzystający z TPA musi mieć prawo domagania się od przedsiębiorstwa obrotu rozdzielenia umów, tj. przedsiębiorstwo obrotu (nie będące LRS) nie może narzucać konfiguracji umów w postaci umowy kompleksowej, jeżeli odbiorca żąda ich rozdzielenia.

Szczegółowej analizy wymaga proces realizacji usługi przesyłowej. Kalkulacja taryfy OSP oparta jest na wielkości sprzedaży mocy z sieci przesyłowej, która nie jest tożsama z wielkością sprzedaży mocy z sieci dystrybucyjnej. Z tego względu jedynie w wyjątkowych przypadkach odbiorcy przyłączonemu do sieci rozdzielczej będzie się opłacało zawierać indywidualną umowę przesyłową. Na ogół przedsiębiorstwo obrotu, wykorzystujące niejednoczesność poboru mocy przez swoich odbiorców będzie mogło zapewnić realizację tej usługi po niższym koszcie jednostkowym. Co więcej, należy oczekiwać rozwoju konkurencji pomiędzy przedsiębiorstwami obrotu nie tylko w zakresie budowania bardziej atrakcyjnych ofert na energię, ale także na kształtowanie kosztów usługi przesyłowej. Ich poziom zależeć będzie bowiem od umiejętności budowania portfela odbiorców o możliwie płaskiej wypadkowej charakterystyce poboru, pozwalającej maksymalizować współczynnik wykorzystania mocy. Teoretycznie odbiorcy korzystający z usług przedsiębiorstwa obrotu, pośredniczącego w umowie przesyłowej narażeni mogliby być na ryzyko, że przedsiębiorstwo obrotu wykorzysta swoisty „monopol na wiedzę”. Odbiorca znać będzie bowiem jedynie taryfę OSP (publicznie dostępną) i swój własny poziom zapotrzebowania na moc. Tak więc każda oferta niższa od iloczynu [moc odbiorcy * stawka za moc w taryfie OSP] może się wydawać atrakcyjna. W rzeczywistości odbiorca przyłączony do sieci rozdzielczej, w przepływie mocy pomiędzy siecią przesyłową a siecią rozdzielczą uczestniczy jedynie w sposób ułamkowy, ale wiedza na temat wartości tego ułamka będzie w posiadaniu wyłącznie przedsiębiorstwa obrotu. Działając na rynku w warunkach braku konkurencji ze strony innych przedsiębiorstw obrotu (alternatywnych oferentów tej samej usługi) mogłoby ją wykorzystać do maksymalizowania swojej korzyści. Zabezpieczeniem przed wykorzystywaniem różnicy pomiędzy wielkościami mocy na poziomie sieci rozdzielczej i przesyłowej w okresie, kiedy przedsiębiorstw obrotu będzie zbyt mało, by zaistniała pomiędzy nimi konkurencja, powinien być poziom taryfy sprzedawcy z urzędu.

Ad b) Przypadek szczególny umów na rynku lokalnym.

W przypadku, gdy odbiorca uprawniony dokonuje zakupu energii wyłącznie w źródłach przyłączonych do jego sieci dystrybucyjnej, nie zachodzi konieczność zawierania umowy przesyłowej, co zilustrowano na rys. 6.

Rysunek 6.

Nowe zasady zwiększają atrakcyjność rynku lokalnego, co – do zasady – jest zjawiskiem pożądanym. Niestety konsekwencją wprowadzenia tego modelu będzie wzrost obciążenia odbiorców korzystających z sieci przesyłowej na korzyść odbiorców pozostałych. Konieczna jest więc analiza skutków dla odbiorców przed wdrożeniem nowego rozwiązania i ew. zastosowanie mechanizmu przejściowego.

Odrębnym zagadnieniem jest pokrywanie kosztów utrzymania systemu, w czym powinni uczestniczyć wszyscy odbiorcy korzystający z systemu. Nośnikiem tego kosztu (opłaty systemowej) jest energia pobierana z systemu przez odbiorców końcowych. Przepływ środków finansowych pobieranych od odbiorców z tego tytułu do OSP dokonywany będzie na podstawie umowy międzyoperatorskiej (OSP-OSR) o świadczenie usług systemowych, a stawka opłaty systemowej będzie stanowiła odrębną pozycję w taryfie OSR, kalkulowaną i zatwierdzaną w procesie taryfowania OSP – tak jak ma to miejsce obecnie w odniesieniu do stawki opłaty systemowej.

Ad c) Pakiet umów lub umowa kompleksowa, zawierane przez odbiorcę z jednym podmiotem: przedsiębiorstwem obrotu w ramach TPA, lub umowa kompleksowa zawierana ze sprzedawcą z urzędu, przedstawione na rys. 7.

Rysunek 7.

Na uwagę zasługuje proces „przemieszczania się” odbiorców pomiędzy LRS i przedsiębiorstwem obrotu, ew. pomiędzy przedsiębiorstwami obrotu realizującymi umowę kompleksową lub pakiet umów. Każdorazowo występuje zagrożenie, że przedsiębiorstwo energetyczne realizujące umowę w części dystrybucyjnej i przesyłowej „pozostanie” z mocą umowną zakontraktowaną na rzecz odbiorcy. W przypadku LRS proces taki prowadziłby do dodatkowego obciążania pozostałych odbiorców poprzez taryfę, a w przypadku „wolnego obrotu” do strat przedsiębiorstwa. Każdorazowo operatorzy uzyskiwaliby nieuzasadnione, dodatkowe przychody od „starego” przedsiębiorstwa obrotu, wnoszącego opłaty „z rozpędu” oraz „nowego” podejmującego tę samą w istocie obsługę odbiorcy. Zabezpieczeniem przed taką praktyką muszą być stosowne postanowienia umów, dystrybucyjnej i przesyłowej, zgodnie z którymi poziom mocy umownej w umowach pomiędzy operatorami a przedsiębiorstwami obrotu, „reprezentującymi” odbiorców byłby każdorazowo (niejako automatycznie) korygowany w przypadku migracji odbiorcy. Wyjątkiem od tej zasady byłyby, oczywiście, przypadki upadłości odbiorcy.

4. Specyfika sprzedawcy z urzędu

a) Zakres działania sprzedawcy z urzędu

Z usługi kompleksowej świadczonej przez sprzedawcę z urzędu powinni móc korzystać wszyscy odbiorcy – zarówno nie posiadający uprawnienia do TPA (do lipca 2007 r.), uprawnieni ale nie korzystający z posiadanego uprawnienia, jak i rezygnujący z aktywnego uczestnictwa w TPA. Warunkiem koniecznym dostępu do usługi kompleksowej, świadczonej przez LRS musi być terminowość realizowania płatności. LRS nie może stać się oazą dla odbiorców nierzetelnych, tylko dlatego, że LRS jest zobowiązany świadczyć usługę kompleksową wszystkim odbiorcom z określonego obszaru, którzy się o to zwrócą.

Taryfa LRS dla odbiorców domowych i ew. small businessu (SME) będzie kształtowana w praktyce w sposób identyczny jak dotychczas w spółce dystrybucyjnej.

Taryfa dla odbiorców pozostałych może być kształtowana tradycyjnie lub w postaci formuły, zgodnie z którą cena energii byłaby wyznaczana np. dla kolejnych godzin – w sposób nadążający za sytuacją na rynku hurtowym. Problem wynika z większej mobilności na rynku tej grupy odbiorców oraz większego zróżnicowania ich charakterystyk poboru. Brak pewności co do składu odbiorców obsługiwanych daną taryfą oraz zmiany tego składu w ciągu roku, ograniczają możliwość prognozowania kosztów do taryfy w tradycyjnym układzie, stąd konwencja formuły – dopuszczalna w świetle Nowych Dyrektyw – może być użyteczna. Jednakże trudność może sprawić zdefiniowanie niezbędnego indeksu cenowego (zwłaszcza w początkowym okresie funkcjonowania nowych zasad).

Alternatywą jest taryfa tradycyjna ale kształtowana na odpowiednio wyższym poziomie (kalkulowana z „zapasem”, uzasadnionym wyceną kosztu ryzyka zmienności cenowej na rynku konkurencyjnym, którego unika odbiorca korzystający z usługi kompleksowej).

Inną alternatywą jest ograniczenie zasięgu LRS do odbiorców domowych i SME, ewentualnie do odbiorców kwalifikowanych jako low income customers (LIC). Ale wówczas problematyczne staje się zwolnienie z obowiązku taryfowania pozostałych przedsiębiorstw obrotu. Pozostałaby bowiem grupa odbiorców (uprawnionych), którzy byliby zmuszeni do aktywnego uczestnictwa w rynku. W warunkach postępującej konsolidacji rynku, kiedy maleje liczba przedsiębiorstw obrotu, odbiorcy ci byliby narażeni na ew. wykorzystywanie przewagi rynkowej przez te przedsiębiorstwa. Mógłby się wówczas pojawić uzasadniony zarzut niekonstytucyjnego zróżnicowania zasad traktowania poszczególnych odbiorców.

Kolejną alternatywą jest short term service option (STSO), polegająca na ograniczeniu czasowym w korzystaniu z usługi kompleksowej, świadczonej przez LRS na rzecz odbiorcy aktywnego na wolnym rynku. W praktyce amerykańskiej zazwyczaj okres ten wynosi miesiąc, jako czas niezbędny dla skonfigurowania nowych umów na zakup energii, z innym przedsiębiorstwem obrotu, w przypadku, gdy dotychczasowy sprzedawca przestał spełniać oczekiwania odbiorcy. Mechanizm taki niewątpliwie obniża wpływ zmian portfela odbiorców na koszty i przychody LRS w porównaniu do tych wielkości antycypowanych w taryfie – obniżając tym samym ryzyko LRS.

Wreszcie rozwiązaniem zasługującym na uważną analizę jest opcja kary nakładanej ex post przez Regulatora na przedsiębiorstwo energetyczne wyznaczone na LRS, nie posiadającego taryfy zatwierdzanej ex ante, które odbiorcę „powracającego” z TPA rozliczyłoby powyżej faktycznych, uzasadnionych kosztów zaopatrzenia w energię, wynikających z aktualnej sytuacji na rynku. Postępowanie w sprawie ukarania wszczynane byłoby na wniosek poszkodowanego.

b) Proces wyłaniania sprzedawców z urzędu i kryteria przetargowe

Zgodnie z ustawą – Prawo energetyczne, nowelizowaną na zgodność z Nowymi Dyrektywami, sprzedawcy z urzędu mają być wyłonieni w drodze przetargu. Dla powodzenia tej operacji warunkiem krytycznym jest uprzednie określenie warunków funkcjonowania LRS, w szczególności sposób kształtowania jego taryfy i zasady postępowania wobec odbiorców nierzetelnych. W przypadku, gdy przedsiębiorstwa pretendujące do roli LRS ocenią, że ryzyko podjęcia obowiązków LRS jest zbyt duże, mogą do niego nie przystąpić wcale i zastosowanie będzie musiał mieć tryb administracyjnego ich wyznaczenia.

i) Wydaje się, że jednym z podstawowych kryteriów selekcji ew. kandydatów do funkcji sprzedawcy z urzędu powinna być ich „oferta taryfowa”, tj. projekt taryfy, zgodnie z którą przedsiębiorstwo jest gotowe realizować powierzony obowiązek. Kryterium tego nie ma w aktualnym projekcie ustawy, co może być istotnym utrudnieniem w praktyce. Należy przyjąć, że zwycięzcą przetargu powinna zostać ta firma, która proponuje taryfę na najniższym poziomie.

ii) Wydaje się, że optymalnym podejściem do LRS i jego taryfy będzie koordynacja decyzji wyznaczających sprzedawcę z urzędu (i okresów pełnienia tej funkcji) z okresami regulacji w rozumieniu regulacji bodźcowej. Pozwala to zapewnić przedsiębiorstwu perspektywę finansowania w okresie objętym decyzją w sprawie LRS. Indeksacyjny, elastyczny model kształtowania pułapu przychodów pozwala ponadto na nadążne reagowanie taryf w kolejnych latach na zmiany na rynku energii.

c) Wyznaczenie „pierwszego pokolenia” sprzedawców z urzędu

Wydaje się, że naturalnymi kandydatami do pełnienia funkcji sprzedawców z urzędu „w pierwszym pokoleniu” są firmy obrotu wyłonione ze struktur obecnych spółek dystrybucyjnych w wyniku wyodrębnienia operatorów. Pozwoliłoby to uniknąć bardzo trudnego ze względu na skalę ilościową procesu przypisywania (przepisywania) odbiorców nie posiadających uprawnienia do TPA do innego sprzedawcy (ok. 15 mln umów w samej elektroenergetyce). Ponadto pozwoliłoby to na możliwie płynną zmianę systemu taryfowego z uwagi na tożsamość baz odbiorców. Oczywiście, jeżeli do przetargu staną inne przedsiębiorstwa, z ofertą korzystniejszą, spełniające ustawowe kryteria, przesłanka opisana powyżej nie może mieć znaczenia decydującego.

d) Terytorialny zasięg sprzedawcy z urzędu

Kwestią wymagającą rozstrzygnięcia przed ogłoszeniem przetargu na sprzedawców z urzędu jest ich terytorialny zasięg. Inaczej mówiąc, czy obszar działania jednego LRS musi być ograniczony do sieci jednego OSR, czy też można dopuścić konsolidację LRS dla kilku OSR, w skrajnym przypadku możliwość powołania jednego LRS na cały kraj. Rozwiązaniem najprostszym wydaje się jednoznaczne przypisanie OSR i LRS. Pozwala to, w warunkach, gdy taryfy sieciowe kalkulowane są jako grupowe, na stosunkowo prostą, „tradycyjną” kalkulację taryfy LRS w części sieciowej. Z drugiej strony, nie można wykluczyć sytuacji, że to samo przedsiębiorstwo stanie do przetargu na LRS dla obszaru więcej niż jednego OSR i jego oferta będzie lepsza niż konkurentów. Wydaje się, że w takim przypadku taryfa LRS powinna być kalkulowana odrębnie dla obszarów poszczególnych LRS. W przeciwnym bowiem razie doszłoby do niekorzystnego uśrednienia taryfy sieciowej. Taryfa LRS jednolita dla całego kraju stanowiłaby w istocie powrót do cennika Ministra Finansów z okresu jeszcze przed regionalizacją cen – ze wszystkimi jej mankamentami. Niewątpliwie, zmiana systemu kształtowania taryf w działalności sieciowej na węzłowy lub entry-exit osłabia wagę tego problemu. W takim przypadku pozostaje jednak do uwzględnienia problem skokowej zmiany poziomu obciążeń odbiorców z różnych obszarów kraju, potrzeba wyprzedzającej symulacji skutków i ew. wdrożenie mechanizmów przejściowych, łagodzących ten skok.

Odrębną przesłanką przeciwko możliwości konsolidowania działalności LRS jest pozbawienie regulatora narzędzia oceny efektywności w postaci analiz porównawczych. Problem w tym, że kwestii tej nie należy rozpatrywać w kategoriach wygody Regulatora tylko zagrożenia interesu odbiorców.

Różne przykłady relacji LRS – OSR – OSP przedstawiono na rys. 8.

Rysunek 8.

e) Ceny w taryfie LRS i ich wpływ na wolnorynkowe ceny energii

Ceny energii ustalane w taryfach LRS będą stanowiły poziom maksymalny dla cen na rynku konkurencyjnym. Bowiem każdy odbiorca, nie usatysfakcjonowany swoją sytuacją na rynku konkurencyjnym, będzie mógł powrócić do LRS. Należy odnotować, że rynek konkurencyjny, o ile nie jest zdeformowany, jest mechanizmem realnej wyceny wartości dóbr, których dotyczy. Im silniejsza będzie więc presja na minimalizowanie taryf LRS (np. ze względów polityczno-społecznych), tym mniejsza szansa, że rynek konkurencyjny się rozwinie (przedsiębiorstwa obrotu nie będą miały „przestrzeni” do rozwoju), ale tym silniej narastał będzie także problem ogólnego niedofinansowania sektora. Na tym tle szczególnego znaczenia nabiera konieczność zapewnienia niezdeformowanej struktury rynku. Paradoksalnie na pozór, im wyższe będą ceny w taryfach LRS tym silniejsza będzie motywacja do poszukiwania przez odbiorców tańszej alternatywy poprzez wykorzystanie mechanizmów rynkowych. W szczególności dotyczy to tych odbiorców, którzy dysponują uprawnieniem do TPA.

f) Kształtowanie taryfy sprzedawcy z urzędu

Kluczowym problemem w kalkulowaniu taryfy LRS jest niestabilność portfela jego odbiorców. Znany jest ich zbiór w wymiarze maksymalnym, kiedy 100% odbiorców przyłączonych do sieci danego ORS (i OSP – na terenie działania OSR) zwróci się o obsługę do LRS, inaczej mówiąc, kiedy nikt nie odejdzie do TPA. Zbiór odbiorców aktualnie obsługiwanych przez LRS podlega zmianom w dwóch kierunkach: kolejni odbiorcy mogą odejść, niektórzy spośród tych, którzy odeszli wcześniej, mogą powrócić w kolejnym roku obowiązywania taryfy LRS. Dodatkową niepewność względem przewidywanego poziomu sprzedaży wprowadza możliwość zmiany zachowania każdego z odbiorców. Ze względów przedstawionych powyżej wydaje się, że próba kalkulowania taryfy na podstawie aktualnego zbioru obsługiwanych odbiorców oraz trzech prognoz: ucieczek, powrotów i zmian zachowań (zmian wielkości poboru względem okresu sprawozdawczego), narażona jest na nieakceptowalnie wysokie ryzyko błędu.

Wobec powyższego uzasadniony wydaje się pogląd, by taryfę LRS rozpatrywać (i zatwierdzać) wg formuły „100%/100%”, tj. przy założeniu, że wszyscy odbiorcy przyłączeni do sieci OSR, do którego przypisany jest dany LRS, obsługiwani są przez tego LRS. Kalkulacja tak zdefiniowana obejmuje 100% kosztów potencjalnie do poniesienia przez LRS i 100% potencjalnej wielkości jego sprzedaży. Dla oceny poprawności tego rozumowania należy prześledzić kilka scenariuszy:

i)

przypadek 1, w którym ceny na rynku konkurencyjnym są niższe niż antycypowane w taryfie LRS. W takim przypadku część odbiorców ujętych w taryfie LRS odejdzie do TPA, raczej nikt nie powróci. LRS obsługując zbiór odbiorców mniejszy niż przyjęty do kalkulacji, nie pokryje kosztów stałych alokowanych do „nieobecnych”. Ale jednocześnie, dokonując zakupu energii na rynku konkurencyjnym na potrzeby odbiorców „obecnych” będzie beneficjentem różnicy cen pomiędzy poziomem zatwierdzonym w jego taryfie i poziomem faktycznym. Tak więc jego strata zostanie w istotny sposób zrekompensowana, biorąc pod uwagę relacje „wag” kosztów stałych i kosztów zmiennych w działalności obrotu;

ii)

przypadek 2, w którym ceny na rynku konkurencyjnym są wyższe niż antycypowane w taryfie LRS. W takim przypadku nikt nie odejdzie do TPA, powrócą, być może wszyscy, którzy odeszli wcześniej. LRS obsługuje zbiór odbiorców zgodny z przyjętym do kalkulacji. Z tego punktu widzenia kalkulacja taryfy jest więc poprawna. Jednocześnie LRS ponosi stratę na zakupie energii na rynku konkurencyjnym na potrzeby swoich odbiorców. Zachowanie stabilności ekonomicznej w dłuższym horyzoncie czasowym wymaga więc możliwości zrekompensowania tej straty w kolejnej taryfie. Podkreślenia wymaga asymetria pomiędzy odbiorcami uprawnionymi, którzy mogą wykorzystywać grę cen pomiędzy taryfą LRS i rynkiem konkurencyjnym, a grupą odbiorców jeszcze tego prawa pozbawioną. Wydaje się, że podwyżka taryfy z tytułu odzyskiwania straty, o której mowa w przypadku 2, dotyczyć może wyłącznie grup uprawnionych do TPA.

g) Premia za ryzyko prowadzenia działalności sprzedawcy z urzędu

Status LRS wymaga dysponowania określoną nadwyżką finansową, pozwalającą realizować obowiązek obsługi odbiorców zgłaszających się w trakcie roku taryfowego. Co więcej, ze swej natury LRS będzie obsługiwał odbiorców najtrudniejszych, nieatrakcyjnych dla przedsiębiorstwa wolnego obrotu, co z zasady wiąże się z koniecznością ponoszenia wyższych kosztów obsługi (koszty działań windykacyjnych, wydłużony okres regulowania należności, non payment). Trudno żądać, by przedsiębiorstwo realizujące obowiązki LRS, niezależnie od tego, czy wygrało przetarg, czy zostało wyznaczone w drodze decyzji administracyjnej, dofinansowywało działalność jako LRS przychodami z innych obszarów swej aktywności gospodarczej. Tym samym taryfa LRS powinna zapewniać źródło finansowania wszystkich ww. kosztów w postaci założonej z góry premii za ryzyko. Kontrowersyjny z tego powodu może być okres do lipca 2007 r., kiedy to dopiero odbiorcy domowi uzyskają prawo odejścia od LRS. Mogą bowiem do tego czasu podnosić słuszną pretensję, że są zmuszani do finansowania ryzyka generowanego przez odbiorców uprawnionych ale nie zainteresowanych rynkiem konkurencyjnym. Powyższe prowadzi do następującej konkluzji: ryzyka typowe dla poszczególnych kategorii odbiorców powinny być z góry oszacowane i przypisane do właściwych grup odbiorców. Może to spowodować, że taryfa LRS w części dla odbiorców domowych będzie niższa niż w części adresowanej dla odbiorców przemysłowych, restytuując pretensje o subsydiowanie międzygrupowe – w takim przypadku całkowicie bezzasadne.

h) Postępowanie wobec nie płacących odbiorców

Problemem szczególnej wagi w odniesieniu do LRS będzie ochrona przed skutkami niepłacenia za energię. Jest to praktyka stosowana nie tylko przez odbiorców kwalifikowanych jako LIC, czy będących przejściowo w faktycznie trudnej sytuacji ekonomicznej. W literaturze rozróżnia się klasy odbiorców, którzy „nie mogą” i „nie chcą” płacić. Wydaje się konieczne wdrożenie procedury prawnej, której celem powinno być minimalizowanie skali zjawiska. Zgodnie z tą procedurą odbiorca zalegający z płatnościami, po przeprowadzeniu określonego postępowania ostrzegawczego mógłby być odłączony od sieci. Doprecyzowania wymaga, że polecenie odłączenia – realizowanego zawsze przez przedsiębiorstwo sieciowe – może być wydane przez przedsiębiorstwo obrotu lub LRS. Ważne jest, że polecenie takie musi być zrealizowane. Może się bowiem zdarzyć, że odbiorca będzie regulował płatności na podstawie bezpośredniej umowy dystrybucyjnej, a zalegać będzie jedynie z rachunkami za energię. W takiej sytuacji przedsiębiorstwo sieciowe nie jest zainteresowane odłączeniem, bo dopiero po odłączeniu odbiorcy zacznie ponosić straty na niepokrytych kosztach stałych. Odrębnej, szczegółowej regulacji wymaga więc zagadnienie ew. rekompensowania mu tych strat.

i) Bankructwo sprzedawcy z urzędu

Jak wspomniano wcześniej działalność LRS, stanowiąca formę usługi interesu ogólnego, powinna być szczególnie chroniona przed bankructwem. Wymaga to m.in. odejścia od ustawowego ograniczenia limitów wzrostów opłat, które nie pozwalają nadążać w taryfie za zmianami kosztów przenoszonych z rynku konkurencyjnego. Dotyczy to w szczególności konsekwencji zmian cen na rynkach światowych na paliwa gazowe i węgiel kamienny. Drugim problemem, znanym z praktyki dotychczasowego taryfowania, są skutki inercji taryfy względem sytuacji na rynku konkurencyjnym. Istnienie ww. limitów wyklucza możliwość „oddawania” przedsiębiorstwu straty wynikłej ze stosowania taryfy w poprzednim okresie jej obowiązywania.

5. Bilingowanie

Rozstrzygnięcia wymaga umiejscowienie usługi bilingowania i sposób jej finansowania.

Opomiarowanie sieci służy dwóm celom: utrzymaniu równowagi systemu (opomiarowanie technologiczne) i dostarczeniu danych dla zapewnienia jego finansowania (opomiarowanie rozliczeniowe dla dystrybucji i dla obrotu).

Opomiarowanie technologiczne jest domeną przedsiębiorstwa sieciowego (OSP lub OSR) i nie stanowi przedmiotu dalszych rozważań. Potencjalne problemy wiążą się z układami pomiarowo-rozliczeniowymi. Układy pomiarowo-rozliczeniowe na niskim napięciu i niskim ciśnieniu stanowią własność przedsiębiorstwa sieciowego, pozostałe należą do odbiorcy, chyba, że w umowie łączącej strony określono to inaczej.

Rozdzielenie działalności dystrybucyjnej i obrotu – z uwagi na opisane powyżej relacje własnościowe odnośnie układów pomiarowo-rozliczeniowych, niesie ze sobą zagrożenie, że przedsiębiorstwo sieciowe – właściciel układów pomiarowych – będzie blokowało dostęp do danych pomiarowych przedsiębiorstwu obrotu, obsługującemu odbiorcę, który skorzystał z TPA. Problem ten jest postrzegany jako jedna z barier rozwoju zasady TPA. Z drugiej strony opomiarowanie rozliczeniowe powinno służyć jednocześnie obydwu celom (fakturowaniu usług sieciowych i zakupu energii) – nie wydaje się racjonalnym dublowanie układów pomiarowo-rozliczeniowych, odrębnych dla dystrybucji i dla obrotu, dublowanie służb inkasenckich itd. itd.

Okolicznością wymagającą uwzględnienia jest też kontrola nielegalnego poboru, uszczuplającego przychody przedsiębiorstwa sieciowego, w naturalny sposób stowarzyszona z funkcją odczytu licznika. Funkcja inkasencka powinna być więc realizowana przez personel żywotnie zainteresowany ograniczaniem tego zjawiska. W warunkach nasilonego nielegalnego poboru jest to przesłanka, by obsługa układów pomiarowo-rozliczeniowych realizowana była przez przedsiębiorstwo sieciowe. Natomiast niezbędne jest uregulowanie w sposób umowny procedur udostępniania danych pomiarowych przedsiębiorstwom obrotu i/lub sprzedawcom z urzędu – jako dodatkowa usługa, „stowarzyszona” z usługą sieciową. W ten sposób uniknąć można zbędnego dublowania służb realizujących funkcje inkasenckie na rzecz przedsiębiorstwa sieciowego i przedsiębiorstwa obrotu, które byłoby źródłem kosztów pasożytniczych, wynikłych z rozdzielenia działalności. Funkcja ta może także być pełniona przez „stronę trzecią” w ramach outsourceingu działalności sieciowej – o ile problem nielegalnego poboru nie występuje lub motywacja do aktywnego jego ścigania będzie skutecznie uregulowana w odpowiedniej umowie. Taki podział zadań realizowany jest z powodzeniem na rynku brytyjskim, gdzie za instalowanie i zarządzanie bazą danych o punktach pomiarowych odpowiada przedsiębiorstwo sieciowe, ale za prowadzenie odczytów i udostępnianie danych pomiarowych, zarówno przedsiębiorstwom sieciowym jak i sprzedawcom, odpowiadają firmy specjalnie do tego powołane – operatorzy układów pomiarowo-rozliczeniowych.

Procedurę wystawiania faktur przedstawiono na rys. 9.

Rysunek 9.

6. Zagadnienia towarzyszące (dodatkowe)

a) Wynagradzanie kapitału a wymuszanie poprawy efektywności gospodarowania

Nowelizowana ustawa wprowadza expressis verbis zasadę wynagradzania kapitału jako element kosztów uzasadnionych. Jej wdrożenie wymaga jednakże jednoczesnego wdrożenia skutecznego programu obiektywnej oceny i programu wymuszania poprawy efektywności. W przeciwnym razie przedsiębiorstwo nieefektywne, które wynagrodzenie kapitału zaangażowanego w działalność „konsumuje” na bieżąco na pokrycie kosztów nieefektywności, zyskałoby dodatkowy, niczym nie zasłużony, ale formalno-prawnie uzasadniony tytuł do osiągania przychodów kosztem odbiorców.

b) Skutki zmiany zasad dla odbiorców końcowych

Zmiany zasad funkcjonowania rynku energii pod rządami Nowych Dyrektyw nie powinny być postrzegane przez odbiorców jako tytuł do zwiększenia kosztów zaopatrzenia w paliwa gazowe lub energię elektryczną. Tym samym, taryfy akceptowane dla LRS nie powinny różnić się od dotychczasowych więcej niż dopuszczalny aktualnie próg (RPI + 3%). Jednak utrzymanie tej dynamiki może nie być możliwe w odniesieniu do taryfy w części obrotowej, o ile utrzyma się większa dynamika wzrostu cen nośników energii pierwotnej na rynkach konkurencyjnych. Z tego względu, dla zapewnienia adekwatności systemu taryfowego do sytuacji na rynku hurtowym, warto rozważyć – w odniesieniu do taryfy LRS – wprowadzenie do prawa wzoru indeksacyjnego wg formuły (RPI – X + Y), gdzie Y byłby współczynnikiem związanym z prognozą (lub wykonaniem) kosztów zmiennych.

c) Skutki ew. opóźnienia likwidacji KDT

Obecność na rynku gestora energii związanej z kontraktami długoterminowymi powoduje istotne zagrożenie dla jego konkurencyjności, ze wszystkimi konsekwencjami opisanymi wcześniej. Z tego względu taryfowanie wg nowych zasad (wejście w życie nowych zasad prawnych) powinno być skorelowane z decyzją o rozwiązaniu KDT, lub, jeżeli okaże się to niemożliwe – z chwilą wygaśnięcia kontraktu bełchatowskiego. Obniżenie ogólnej puli energii związanej KDT o 26 TWh i utrzymanie instytucji MIE na poziomie ok. 35 TWH – wielkości odpowiadającej obligatoryjnemu zakupowi z LRS do lipca 2007 r. – pozwoli ograniczyć wolumen energii pozostający w gestii PSE do poziomu nie pozwalającego na deformowanie rynku w części „poza MIE”. Problemem pozostanie metodologia wyceny energii w ramach MIE oraz konieczność uwzględniania składnika wyrównawczego w opłacie systemowej.

7. Harmonogram wdrażania nowych zasad

Rynek energii elektrycznej, z uwagi na skalę ilościową podmiotów w nim uczestniczących (kilkaset przedsiębiorstw – uczestników rynku, 16 mln odbiorców), skalę finansową dokonywanych transakcji (25 mld PLN) i znaczenie jego stabilności dla bezpieczeństwa narodowego wymaga szczególnej uwagi przy wprowadzaniu przeobrażeń w jego mechanizmach. Niewiele mniej drażliwy jest rynek paliw gazowych.

Konieczne jest więc odpowiednie skorelowanie w czasie:

-	reguł prawnych (w sensie publikacji a następnie wdrożenia ich w życie),
-	mechanizmów pozyskiwania niezbędnych informacji,
-	relacji umownych pomiędzy uczestnikami rynku,
-	procedur taryfowych.

Reguły prawa powinny być znane z dostatecznym wyprzedzeniem, by zanim zaczną obowiązywać można było przygotować niezbędną infrastrukturę, ze strukturą rynku włącznie. Z tego względu wydaje się uzasadnione, by przepisy wydane na podstawie nowelizowanej uPe miały na tyle długie vacatio legis, by procesy dostosowywania umów i taryf mogły się odbyć bez zakłóceń.

Rozpatrując scenariusz zdarzeń na osi czasu należy uwzględnić kolejne podokresy, przedstawione na rys. 10.

Sekwencję zdarzeń w przedstawionych powyżej podokresach można przedstawić następująco:

Podokres A – do końca 2004 r.

Powołanie OSP w sektorze elektroenergetycznym – dokonane

Powołanie OSP w sektorze gazowym

Dokończenie procesu konsolidacji w podsektorze dystrybucji

Uregulowanie kwestii podziału majątku w sektorze gazowym

Powołanie OSR w sektorach el.-en. i gazowym (najpóźniej do lipca 2005 r.)

Publikacja nowelizacji uPe oraz rozporządzeń wykonawczych

Zatwierdzenie taryf na rok 2005 wg zasad dotychczasowych

Podokres B – do połowy 2005 r.?

Przygotowanie procedur

Podokres C – do końca 2005 r.

Ustanowienie LRS dla sektora el.-en. i dla sektora gazowego

Ustalenie taryf dla OSP, OSR i LRS na rok 2006, wg znowelizowanych zasad, z uwzględnieniem ścieżki przychodów przedsiębiorstw sieciowych określonej w decyzjach „X” z początku okresu regulacji

Decyzja o zwolnieniu, z dniem 1 stycznia 2006 r., wszystkich pozostałych przedsiębiorstw z obowiązku przedkładania taryf (opcjonalnie wobec energetyki przemysłowej)

Podokres D – do połowy 2006 r.

Wdrożenie nowej struktury rynku i jego monitoring

Podokres E – do końca 2006 r.

Przegląd regulacyjny, przygotowanie decyzji taryfowych na kolejny okres regulacji, tj. lata 2007-2010

Podokres F – do połowy 2007 r.

Przygotowanie procedur zmiany sprzedawcy przez odbiorców domowych

Podokres G –

Pełne wdrożenie rynku konkurencyjnego

Z punktu widzenia „technologii taryfowania” kwestią o kluczowej istotności jest, by w trakcie procesu zatwierdzania taryf dla sektora nie nastąpiła zmiana reguł prawnych, skutkująca koniecznością modyfikacji przygotowywanych decyzji. Z uwagi na fakt, że proces taryfowy, jako „jednolity ciąg technologiczny” trwa na przestrzeniu czterech miesięcy, aktualnie od połowy sierpnia do połowy grudnia, wprowadzenie w tym czasie nowych zasad musiałoby zaskutkować niedotrzymaniem zawarowanego prawem terminu zatwierdzenia taryf operatorów do 1 stycznia. Odrębną kwestią jest zabezpieczenie prawne przed koniecznością korygowania ledwo co zatwierdzonych taryf w sytuacji, gdy nowelizacja przepisów nastąpi bezpośrednio po podjęciu decyzji taryfowych. Rezygnacja z tego postulatu narazi odbiorców na zbyt częste zmiany taryf, postrzegane przez nich jako istotna uciążliwość i przejaw wykorzystywania przewagi monopolistycznej przez przedsiębiorstwa energetyczne, w sposób sprzeczny z celem wdrażania reformy rynkowej energetyki.

Podkreślenia wymaga, że do czasu ustanowienia LRS i zatwierdzenia ich taryf (podjęcia przez LRS realnej działalności) obrót hurtowy:

-	na rynku gazu pozostaje taryfowany w pełni,
-	na rynku energii elektrycznej pozostaje taryfowany w części związanej z zagospodarowaniem energii z KDT w zakresie MIE – do czasu rozwiązania KDT.