Mapa drogowa uwolnienia cen dla wszystkich odbiorców energii elektrycznej

„W drodze ku prawom odbiorców i efektywnej konkurencji w sektorze energetycznym”  

Wstęp

Mapa drogowa zawiera propozycję działań, które powinny zostać podjęte dla realizacji celu, jakim jest dalsza liberalizacja rynku energii elektrycznej uwzględniająca poprawę bezpieczeństwa odbiorców energii elektrycznej. To konsument – odbiorca końcowy powinien zostać uznany za podstawowego i ostatecznego beneficjenta procesów liberalizacji. Konkurencja służy bowiem konsumentom nie zaś ochronie interesów konkurentów. Liberalizacja nie może odbywać się wyłącznie na koszt odbiorców, sankcjonując i utrwalając nieefektywność w sektorze energetycznym.

Realizacja celu – liberalizacja rynku (uwolnienie cen energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców) wymaga także zwiększenia inwestycji w infrastrukturę energetyczną. Istniejące bariery administracyjne skutecznie ograniczają szybkość i efektywność procesu inwestycyjnego. Dotyczy to modernizacji i rozwoju mocy wytwórczych oraz sieci energetycznych.

Proces uwolnienia cen energii elektrycznej wymaga podjęcia przez organy władzy wykonawczej i ustawodawczej pilnych działań, które pozwolą na realizację tak obranego celu. W niniejszym dokumencie proponuje się krótki, roczny termin, w którym cel taki – przy maksymalnej mobilizacji wszystkich organów odpowiedzialnych za kształtowanie i realizację szeregu polityk – energetycznej, społecznej, ekologicznej, czy fiskalnej – byłby możliwy do osiągnięcia.

Zasada dostępu do sieci (TPA) pozwala na swobodny wybór sprzedawcy przez odbiorców końcowych. Jednak zainteresowanie odbiorców możliwością wykorzystania tej zasady było dotychczas ograniczone. Kolejną barierą są niejednolite zasady i procedury zmiany sprzedawcy energii elektrycznej oraz brak standaryzacji dokumentów z tym związanych. Szczególnie odbiorca w gospodarstwie domowym, który zużywa relatywnie niewiele energii, nie jest dla sprzedawców wystarczająco atrakcyjny; brak na rynku wystarczająco atrakcyjnych ofert zapewniających temu odbiorcy możliwość wyboru sprzedawcy na konkurencyjnych zasadach.

Efektywne wykorzystanie zasady TPA wymaga, prócz zaistnienia motywacji do zmiany sprzedawcy, także działań przygotowawczych − informacyjnych oraz ułatwiających zmianę czyli regulacji zasad i procedur dokonywania takiej zmiany w przepisach prawa powszechnie obowiązującego.

W obecnym stanie prawnym dla odbiorców niekorzystających z prawa do zmiany sprzedawcy przewidziano instytucję sprzedawcy z urzędu. Instytucja ta powinna jednak ulec modyfikacji, tak aby bez ograniczeń dla rozwoju konkurencji, mogła gwarantować odbiorcom w gospodarstwach domowych bezpieczeństwo dostaw energii.

Szczególnej ochrony wymagają przede wszystkim odbiorcy tzw. wrażliwi, w większym stopniu narażeni na ryzyko przerwania dostaw energii elektrycznej, głównie z przyczyn ekonomicznych. Odbiorcy ci nie zostali ustawowo zdefiniowani i nie stworzono systemu zapewniającego ciągłość dostaw energii w warunkach uwolnionego rynku. Kierując się misją równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców energii Prezes URE podjął działania na rzecz stworzenia mechanizmów ochrony przed biedą energetyczną grupy odbiorców „wrażliwych” powołując z dniem 30 listopada 2007 r. Zespół do Spraw Badawczych nad Problematyką Odbiorców Wrażliwych Społecznie. Zadaniem Zespołu jest pozyskanie i usystematyzowanie wiedzy w celu opracowania systemu pomocy odbiorcom wrażliwym społecznie oraz współpraca w tym zakresie z właściwymi organami administracji.

Aktualny stopień zaawansowania procesów rynkowych umożliwił uwolnienie cen energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych. Nie oznacza to jednak, że procesy te nie są zagrożone, głównie za sprawą koncentracji działalności, którą spowodowała pionowa konsolidacja przedsiębiorstw energetycznych należących do Skarbu Państwa i brak rzeczywistych warunków do zapewnienia faktycznej niezależności operatorów systemów dystrybucyjnych. Z tego względu ten obszar rynku wymaga szczególnego nadzoru organów odpowiedzialnych za ochronę konkurencji i konsumentów, wzmocnienia uprawnień tych organów oraz dodatkowych narzędzi regulacyjnych mających na celu przeciwdziałanie nadużywaniu silnej pozycji rynkowej i potencjalnemu zagrożeniu dyktowaniem cen energii.

Realizacja Mapy drogowej będzie wymagała współdziałania organów administracji oraz instytucji odpowiedzialnych za funkcjonowanie sektora elektroenergetycznego oraz ochronę konkurencji i konsumentów.

 

1. Uwarunkowania liberalizacji rynku energii elektrycznej i uwolnienia cen energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców

 

1.1.      Stan aktualny – otwarcie rynku energii elektrycznej

Nabycie przez odbiorców¹⁾ prawa do zakupu energii elektrycznej od dowolnie wybranego sprzedawcy zniosło prawny monopol dotychczasowych sprzedawców, co nie oznacza rozpoczęcia automatycznie ostrej walki konkurencyjnej sprzedawców o pozyskanie klienta. W praktyce do złamania dominacji sprzedawców zasiedziałych (byłych spółek dystrybucyjnych) zwłaszcza na rynku drobnych odbiorców, tj. gospodarstw domowych i drobnego biznesu, konieczne jest zapewnienie potencjalnym konkurentom realnej możliwości wejścia na rynek i dotarcia do klientów ze swoimi ofertami. Warunkiem pojawienia się na rynku detalicznym nowych sprzedawców jest prawidłowo funkcjonujący rynek hurtowy, na którym energia elektryczna zostaje rynkowo wyceniona.

W warunkach pełnego uwolnienia cen energii elektrycznej ochroną odbiorcy przed ich nieuzasadnionym wzrostem jest możliwość skorzystania z oferty innego, tańszego sprzedawcy, czyli możliwość zmiany sprzedawcy dotychczasowego. W obecnym stanie faktycznym procesy te nie są wystarczająco efektywne. Odbiorcy nie mają wystarczającej motywacji do poszukiwania nowych ofert, a procedury wymagają uproszczenia, ujednolicenia i automatyzacji. Z tego względu, w dalszym ciągu konieczna jest ochrona odbiorców w gospodarstwach domowych, odbiorców najsłabiej przygotowanych do korzystania z rozwiązań rynkowych. Jedną z form ochrony tych odbiorców może być okresowe utrzymanie obowiązku przedłożenia do zatwierdzenia Prezesowi URE taryf na energię elektryczną dla gospodarstw domowych (grup G).

 

1.2.      Sytuacja odbiorców na rynku energii elektrycznej

Uwolnienie cen energii elektrycznej zostało rozłożone na dwa etapy: od 1 stycznia 2008 r. dla odbiorców przemysłowych (grupy taryfowe A, B, C) i od 1 stycznia 2009 r. dla odbiorców w gospodarstwach domowych (grupa G). Zwolnienie z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia dotyczy wyłącznie obrotu energią elektryczną, natomiast zwolnieniu nie podlegają stawki opłat za usługi sieciowe (przesyłowe i dystrybucyjne), które podlegają i będą podlegały zatwierdzaniu przez Prezesa URE z uwagi na monopolistyczny charakter tych usług. Struktura opłat ponoszonych przez odbiorców w gospodarstwach domowych wskazuje, że energia elektryczna stanowi ok. 30% udziału w opłatach ogółem, usługi sieciowe ok. 47% (w tym 2% − abonament) a podatki (VAT i akcyza) 23%. Oznacza to, że odbiorca, który zamierza skorzystać z prawa zakupu energii od nowego sprzedawcy będzie mógł negocjować poziom cen energii, stanowiących praktycznie ok. 30% ponoszonych opłat. Na poziom cen tej energii składają się w szczególności koszty energii elektrycznej wytworzonej w elektrowniach konwencjonalnych tzw. „energii czarnej”, wraz z kosztami zakupu uprawnień do emisji CO₂ i koszty pozyskania praw majątkowych w zakresie energii wytworzonej ze źródeł odnawialnych tzw. „energii zielonej” i wytworzonej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła tzw. „energii czerwonej”.

Wyniki prowadzonego przez Prezesa URE monitoringu cenników dla odbiorców przemysłowych na 2008 r. wskazują na różnicowanie oferty i rozpiętość wzrostu cen energii elektrycznej od 7,5% do 34,9% w zależności od grupy taryfowej. Propozycje wysokich wzrostów cen dotyczą głównie grup A i B. Zmiana cen energii może być wprowadzona po poinformowaniu odbiorcy o planowanej zmianie cen energii elektrycznej i o prawie do wypowiedzenia warunków umowy. Oznacza to, że ceny te będą podlegały dwustronnym negocjacjom i w efekcie mogą ulec obniżeniu. Odbiorca powinien otrzymać także informację o prawie do zmiany sprzedawcy i faktycznych możliwościach dokonania takiej zmiany, jednakże taki obowiązek nie został na przedsiębiorstwa nałożony.

Dotychczasowy tryb wprowadzania w życie taryf na energię elektryczną zatwierdzanych przez Prezesa URE, określony w ustawie − Prawo energetyczne, nie ma zastosowania dla cen energii ustalanych przez same spółki po zwolnieniu ich przez Prezesa URE z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia. Tryb ten natomiast będzie w dalszym ciągu obowiązywał dla zatwierdzanych przez Prezesa URE taryf w zakresie usług przesyłowych i dystrybucyjnych, świadczonych przez przedsiębiorstwa sieciowe.

Innym czynnikiem osłabiającym pozycję odbiorcy w sytuacji sporu z operatorem systemu dystrybucyjnego energii jest długotrwałość i kosztowność postępowań sądowych oraz konieczność poddania się jego skomplikowanemu reżimowi formalnemu. Z tego względu korzystnym rozwiązaniem byłoby wdrożenie alternatywnych metod rozwiązywania sporów (ang. ADR), z udziałem Prezesa URE.

 

1.2.1.   Przygotowanie odbiorców w gospodarstwach domowych do zmiany sprzedawcy

Dotychczasowa praktyka współistnienia cen regulowanych dla odbiorców końcowych i wolnych na poziomie hurtowym nie zachęcała ani odbiorców do poszukiwania ofert innych niż dotychczasowego sprzedawcy, ani też sprzedawców do składania ofert odbiorcom innym niż dotychczas obsługiwanym. Z tego względu wiedza odbiorcy, zwłaszcza w gospodarstwach domowych, na temat możliwości zakupu energii od dowolnie wybranego sprzedawcy i zasad zmiany sprzedawcy dotychczasowego jest na ogół niewielka. Zainteresowanie odbiorców tym problemem wzrastało okresowo pod wpływem np. artykułów prasowych. Z inicjatywy URE przygotowana została strona internetowa, tematycznie związana z otwarciem rynku energii elektrycznej, uruchomiono linie telefoniczne w centrali URE i oddziałach terenowych − tzw. call center,pod którymi pracownicy URE udzielają wyjaśnień i porad; przeprowadzone zostały warsztaty dla Miejskich i Powiatowych Rzeczników Konsumentów oraz szereg konferencji tematycznych. Została także przygotowana broszura informacyjna przeznaczona dla każdego odbiorcy w gospodarstwie domowym, która jednak z braku środków finansowych nie została wydrukowana i rozesłana. Z powodu braku środków finansowych nie przeprowadzono także szerszej kampanii w mediach powszechnie dostępnych.

 

1.2.2.   Ocena rozwiązań służących zmianie sprzedawcy

Istniejące rozwiązania związane ze zmianą sprzedawcy z punktu widzenia odbiorców w gospodarstwach domowych, nie są wystarczające. Zmiana sprzedawcy wymaga rozdzielenia umowy kompleksowej na umowę sprzedaży i dystrybucji lub zawarcia nowej umowy kompleksowej, w ramach której nowy sprzedawca będzie działał na rzecz i w imieniu odbiorcy.

Procedury zmiany sprzedawcy określone są w instrukcjach ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnych – dokumencie o charakterze technicznym – przygotowywanym przez operatora systemu dystrybucyjnego i zatwierdzanego przez Prezesa URE. Dostęp do tego dokumentu oraz jego czytelność z punktu widzenia odbiorcy w gospodarstwie domowym są ograniczone. Fakt, że procedury te nie zostały przyjęte w formie aktu powszechnie obowiązującego powoduje, że nie są one jednolite w skali całego kraju i mogą być zmieniane w różnym czasie. Opracowywanie i przyjmowanie przez każdego OSD własnych standardowych profili zużycia dla odbiorców, którzy nie posiadają automatycznej rejestracji danych pomiarowo-rozliczeniowych, jest rozwiązaniem dopuszczalnym, ale nie spełniającym funkcji docelowej. Brak automatycznych pomiarów ze zdalnym odczytem ogranicza efektywność procedury zmiany sprzedawcy, generuje dodatkowe koszty związane z obsługą odbiorców i ogranicza odbiorcy możliwości zarządzania własnym zużyciem.

Brak też wymogu ujednolicenia wzorców umów operatorów ze sprzedawcami i umów sprzedawców z odbiorcami, co istotnie ogranicza proces zmiany sprzedawcy; niektóre z tych umów zawierają niedopuszczalne klauzule naruszające warunki konkurencji i prawa konsumentów. Praktyka wskazuje, że celowym byłoby administracyjne określenie wzorców takich dokumentów oraz okresowa ich weryfikacja dokonywana przez organy odpowiedzialne za ochronę konsumenta i konkurencji.

Dotychczasowi sprzedawcy, pełniący dla odbiorców niekorzystających z zasady TPA funkcję sprzedawcy z urzędu, zaopatrują ich w energię elektryczną w ramach umów kompleksowych. Rozdzielenie umów kompleksowych na umowy sprzedaży i dystrybucji powoduje, że odbiorcy będą otrzymywać dwie faktury. Z punktu widzenia odbiorcy jest to dodatkowa komplikacja, która może być postrzegana jako źródło nieuzasadnionych kosztów. Konieczne jest wprowadzenie obowiązku rozliczania odbiorców na podstawie jednej faktury, co wymaga rozwiązania systemowego ze szczególnym uwzględnieniem sytuacji odbiorców w gospodarstwach domowych a także innych, za których wszystkie sprawy związane ze zmianą sprzedawcy mógłby załatwiać nowy sprzedawca. Taka praktyka jest powszechna w innych krajach UE, bardziej zaawansowanych we wdrażaniu konkurencyjnego rynku energii.

Konieczne jest także efektywne rozwiązanie problemu sprzedaży awaryjnej – wówczas, gdy dotychczasowy sprzedawca z powodów nagłych, niezawinionych przez odbiorcę, nie jest w stanie kontynuować sprzedaży. W takich warunkach odbiorca jest narażony na ryzyko związane z utratą pewności zaopatrzenia w energię lub traktowaniem takiego zaopatrzenia jako nielegalny pobór energii.

Wymienione powyżej ograniczenia a także inne, które może wykazać dopiero praktyka, nie oznaczają jednak, że odbiorcy w gospodarstwach domowych, którzy uzyskają oferty zakupu energii atrakcyjniejsze od oferowanych im przez dotychczasowych sprzedawców, nie będą mogli korzystać z ustawowego prawa do zakupu energii od wybranego sprzedawcy. Zmiany cen energii elektrycznej dla odbiorcy w gospodarstwie domowym zmieniającego sprzedawcę będą mogły być wprowadzane, podobnie jak dla odbiorców przemysłowych, na zasadach ogólnych.

 

1.3. Niezależność i rola regulatora

Filarem regulacji monopoli naturalnych jest niezależność regulatora przejawiająca się w trzech zasadniczych aspektach: niezależności od przedsiębiorstw energetycznych, niezależności politycznej, w tym od innych organów władzy, oraz niezależności finansowej. Od chwili wejścia w życie ustawy – Prawo energetyczne formalne atrybuty niezależności regulatora były permanentnie podważane i ograniczane.

W praktyce, w kolejnych regulacjach ustawowych wprowadzano nowe obowiązki i zadania Prezesa URE, bez zwiększenia budżetu urzędu i liczby przyznanych etatów. Nawet w procesie zarządzania urzędem, Prezes URE nie posiada niezależności − model kształtowania struktury organizacyjnej urzędu nie może być samodzielnie dostosowywany w sposób elastyczny do zmieniających się warunków działania organu (np. nowych zadań i kompetencji).

Likwidacja kadencyjności Prezesa URE praktycznie pozbawiła ostatecznie regulatora najistotniejszego atrybutu jego niezależności.

W procesie legislacyjnym dotyczącym obszaru regulacji sektora energii praktyką było pomijanie doświadczenia i rekomendacji regulatora, co dodatkowo osłabiało jego pozycję.

Przykład stosowania przepisu art. 49 Prawa energetycznego wskazuje jak ważne jest przyznanie regulatorowi narzędzi pozwalających na skuteczne regulowanie całego rynku. Brak narzędzia regulacyjnego, które ma zapewnić jednakowe warunki dla wszystkich podmiotów działających na rynku energii elektrycznej w krótkim czasie, brak możliwości pozwalającej na wysłuchanie zainteresowanych stron (tzw. public hearing) organizacji branżowych, organizacji konsumenckich, przedsiębiorstw energetycznych był i jest przyczyną problemów formalno-prawnych, ograniczających i osłabiających możliwości skutecznego wdrażania rozwiązań systemowych a także instytucję polskiego regulatora. De lege lata tego typu instrumentu nie można bowiem stosować w postępowaniu administracyjnym przed Prezesem URE.

Biorąc pod uwagę system źródeł prawa uregulowanych w Konstytucji Rzeczpospolitej Polskiej oraz przepisy Kodeksu postępowania administracyjnego, regulator nie ma uprawnień do wydawania rozporządzeń czy aktów administracyjnych mających charakter generalny. Takimi narzędziami dysponują organy regulacyjne w innych państwach.

Praktycznie jedynym narzędziem, w które został wyposażony regulator w ramach promowania otwarcia rynku dla odbiorców jest rozstrzyganie sporów dotyczących świadczenia usług przesyłowych. W dodatku stopień wykorzystania tego narzędzia jest ograniczony z powodu jego konstrukcji: zakres spraw spornych, które Prezes URE może rozstrzygać jest de facto ograniczony do umów nowozawieranych, wszczęcie postępowania jest możliwe tylko na wniosek jednej ze stron a procedura oparta o Kodeks postępowania administracyjnego jest złożona i przewlekła.

Niezależność i siła regulatora jest szczególnie istotna w obecnym stanie koncentracji na rynku energii elektrycznej, będącym wynikiem konsolidacji pionowej przedsiębiorstw energetycznych.

W obecnej konstrukcji prawnej te same narzędzia regulacji (tak samo uciążliwe i na równi ograniczające swobodę działalności gospodarczej) dotyczą przedsiębiorstw o znaczącej pozycji na rynku (dominujące) jak i pozostałych, których siła nie przekłada się na możliwość kształtowania sytuacji na rynku. Takie „przeregulowanie” niektórych przedsiębiorstw stanowi samo w sobie barierę rozwoju konkurencji. Właściwe podejście wymagałoby ograniczenia narzędzi regulacyjnych – określenia podmiotu o znaczącej pozycji i nałożenia na niego obowiązków w szerszym zakresie niż na pozostałe podmioty.

Biorąc pod uwagę obowiązujący stan prawny i podział kompetencji pomiędzy Prezesem UOKiK i Prezesem URE, w warunkach liberalizacji rynku energii elektrycznej to Prezes UOKiK posiada pełnię kompetencji ex-ante i ex-post, w zakresie ścigania zachowań antykonkurencyjnych. Regulator energetyki jest natomiast wyspecjalizowany i dysponuje szeroką wiedzą na temat rynku energii elektrycznej, stąd konieczność ścisłego współdziałania obu tych organów.

W warunkach skonsolidowanej pionowo struktury elektroenergetyki wzmocnienia wymagają uprawnienia regulatora do kontroli finansowej przedsiębiorstw energetycznych o znaczącej pozycji na rynku, w szczególności w celu identyfikacji przepływów transferów wewnętrznych pomiędzy poszczególnymi rodzajami działalności. Sposób prowadzenia rachunkowości regulacyjnej należy zdefiniować i szczegółowo opisać w rozporządzeniu wykonawczym do ustawy − Prawo energetyczne, a regulator powinien być uprawniony do ustalania w drodze indywidualnych decyzji podstawowych wskaźników.

 

1.4. Ocena konkurencji na rynku energii elektrycznej

Uwarunkowania związane z uwolnieniem cen energii elektrycznej zostały określone w art. 49 ustawy – Prawo energetyczne. Regulacje zawarte w tym artykule nie zostały w żaden sposób powiązane z celami i rozwiązaniami przyjętymi w drugich dyrektywach rynkowych w momencie ich implementacji do ustawy. Obecna praktyka i oczekiwania Komisji Europejskiej, zwłaszcza w świetle wyników przeglądu energetycznego²⁾ i projektu trzeciego pakietu legislacyjnego³⁾ wskazują na konieczność powtórnej analizy spójności regulacji krajowych z unijnymi.

1.4.1.   Struktura podmiotowa rynku energii elektrycznej

Aktualna struktura podmiotowa i stopień koncentracji działalności energetycznej zostały ukształtowane przez proces konsolidacji poziomej a następnie pionowej przedsiębiorstw energetycznych należących do Skarbu Państwa. Proces konsolidacji, który niewątpliwie pogorszył warunki  konkurencji na rynku krajowym, będzie miał nadal istotny wpływ na możliwości rozwoju konkurencji na rynku hurtowym.

Wobec zmniejszających się nadwyżek mocy zainstalowanych w systemie elektroenergetycznym (w szczególności w godzinach szczytowego obciążenia), ocenia się, że udział w rynku dwóch największych grup energetycznych: PGE SA i TAURON Polska Energia SA jest na tyle istotny, że spółki te mogą wykorzystywać pozycję dominującą i dyktować warunki cenowe. Badania struktury podmiotowej rynku energii elektrycznej nie są jednoznaczne; wątpliwości w tym zakresie podnosi także Prezes UOKiK. Konieczna jest dogłębna analiza mająca na celu wskazanie środków zaradczych ograniczających potencjalne zagrożenie monopolizacją rynku zwłaszcza przez te podmioty, które skupiają w swoich strukturach prawie cały łańcuch technologiczny – od wydobycia węgla poprzez wytworzenie energii, jej dystrybucję i sprzedaż do odbiorcy końcowego.

 

1.4.2. Zasady funkcjonowania rynku energii elektrycznej

Wprawdzie zostały wyeliminowane w sposób systemowy dotychczasowe ograniczenia rozwoju rynku hurtowego (KDT i niektóre wadliwie funkcjonujące zasady rynku bilansującego), jednakże przeprowadzona konsolidacja przedsiębiorstw wytwórczych z grupami spółek dystrybucyjnych i utworzenie czterech przedsiębiorstw pionowo zintegrowanych mogą w istotny sposób osłabić efekty tych działań.

Pomimo, że ceny na rynku hurtowym zostały zwolnione z obowiązku zatwierdzania przez Prezesa URE z 1 lipca 2001 r. i mimo występowania przez kilka lat nadwyżek produkcyjnych w systemie elektroenergetycznym, na rynku energii do końca 2007 r. przeważały transakcje terminowe: długoterminowe (KDT) i średnioterminowe (roczne). Wolumen obrotu energią na rynkach spot jest w dalszym ciągu nieistotny dla wyceny energii i ukształtowania się ceny referencyjnej. W obecnych warunkach, nawet po rozwiązaniu KDT, trudno wskazać na przesłanki, które miałyby ten model zmienić.

Obowiązująca struktura taryfy za usługi przesyłowe, która rozkłada na wszystkich odbiorców koszty bilansowania i usuwania ograniczeń systemowych, nie generuje właściwych sygnałów ekonomicznych dla uczestników rynku. Nie uwzględnia ona topografii i nierównomiernego rozwoju polskiego systemu elektroenergetycznego, choć przyznać trzeba, że spełnia istotną funkcję z punktu widzenia szans rozwoju regionów słabiej rozwiniętych.

Koszty systemowe nie są wyodrębnione i przeniesione na uczestników rynku w postaci opłaty rynkowej (tak, jak np. w Szwecji), przez co taka sama porcja energii wyprodukowana w dowolnym punkcie sytemu ma jednakową wartość (model tzw. miedzianej płyty). W rzeczywistości efektywniejsza i tańsza (z uwzględnieniem kosztów korzystania z systemu) jest produkcja energii blisko miejsc jej odbioru i taką produkcję powinien promować system taryfowy. Tzw. socjalizacja kosztów sieciowych powoduje nieoptymalne korzystanie z ograniczonych zasobów sieciowych. Brakuje sygnałów lokalizacyjnych dla nowych mocy wytwórczych i dużych centrów odbiorczych.

Dla inwestycji liniowych w dalszym ciągu poważnym ograniczeniem są bariery administracyjne pozyskiwania terenów pod ich lokalizację.

Procesy związane z konsolidacją sektora i koncentracją działalności opóźniły procesy rynkowe związane z modyfikacją zasad funkcjonowania rynku bilansującego, wzrostem udziału i znaczenia rynków spot, modyfikacją zasad ustalania taryf dla operatorów.

 

1.4.3.   Niezależność operatorów systemów dystrybucyjnych

Prawne wydzielenie operatorów systemów dystrybucyjnych dokonane 1 lipca 2007 r. miało na celu zlikwidowanie istotnych barier prawnych wejścia na rynek sprzedawców energii elektrycznej. Zgodnie z art. 9d ust. 1 operator systemu dystrybucyjnego, będący w strukturze przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, powinien pozostawać niezależny pod względem formy prawnej i organizacyjnej oraz podejmowania decyzji⁴⁾. Wyniki badania tego procesu wskazują, że nie został on jeszcze zakończony a w niektórych przypadkach praktyka nie odpowiada funkcji celu.

Dominacja interesu grupy kapitałowej stanowi poważne zagrożenie dla ukształtowania misji użyteczności publicznej operatora systemu dystrybucyjnego − faktycznej możliwości ochrony odbiorcy przed nieuzasadnionym wzrostem cen energii elektrycznej poprzez efektywną zmianę sprzedawcy.

Prezes URE nie posiada narzędzi skutecznego oddziaływania na relacje biznesowe wewnątrz grupy kapitałowej, np. brak programów zgodności czy ich niewłaściwe określenie nie rodzi żadnych skutków prawnych dla samego OSD i ich właściciela – grupy kapitałowej.

Mając na uwadze poniesione koszty wydzielenia prawnego OSD należy dołożyć wszelkich starań, aby możliwe było osiągnięcie korzyści rynkowych. Doświadczenia funkcjonowania operatora systemu przesyłowego wskazują, że brak niezależności właścicielskiej i brak majątku sieciowego ograniczały w zasadniczy sposób możliwość wykorzystywania uprawnień operatora na rzecz rozwoju konkurencyjnego rynku.

 

1.5. Inne uwarunkowania wpływające na konkurencję i poziom cen energii elektrycznej

W obecnych uwarunkowaniach związanych z rosnącym udziałem energii elektrycznej wytworzonej w źródłach odnawialnych i skojarzonych z wytwarzaniem ciepła, zmniejszeniem liczby uprawnień do emisji CO₂ przyznanych Polsce oraz koniecznością uruchomienia programu krajowego powszechnego oszczędzania energii, należy się liczyć z faktem silnego oddziaływania tych procesów na proces kształtowania się cen energii elektrycznej. W warunkach rynkowych, jednym z istotnych instrumentów realizacji polityki gospodarczej państwa jest polityka fiskalna. Bez skutecznej koordynacji działań w powyższym zakresie proces optymalizacji procesów gospodarczych będzie utrudniony i kosztowny.

Należy podkreślić, że Prezes URE nie miał dotychczas wpływu na politykę państwa w tym zakresie, natomiast przenosił jej skutki poprzez zatwierdzanie taryf energii elektrycznej. Podkreślenie wybranych aspektów tej polityki ma na celu zwrócenie uwagi na zależności między poszczególnymi jej obszarami i potencjalne możliwości wykorzystania instytucji regulatora w procesie aktywnego kształtowania tej polityki.

 

1.5.1.   Obszar związany z ochroną środowiska

Właściwe zdefiniowanie funkcji poszczególnych podmiotów na rynku energii elektrycznej jest szczególnie ważne w świetle polityki energetycznej zapewniającej konkurencję, bezpieczeństwo, zrównoważony dla środowiska rozwój oraz możliwości realizacji przez Polskę celów 3 x 20 (20% zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych do atmosfery, 20% wzrost efektywności energetycznej i wzrost do 20% udziału energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych) w perspektywie do 2020 roku.

 

System rozdziału limitów emisji CO₂

Handel uprawnieniami na emisję CO₂ ma charakter ponadnarodowy, a więc cena tych uprawnień jest kształtowana na poziomie ogólnoeuropejskim. Przewidywane wzrosty cen tych uprawnień w najbliższych latach będą przekładać się na wzrost ceny energii w Polsce. Przewidywane ceny tych uprawnień kształtują się na poziomie ok. 20-30 €/tonę CO_2. Niedoszacowanie na poziomie ok. 30% liczby uprawnień, zgłaszane przez sektor elektroenergetyczny, mogłoby spowodować wzrost cen energii o 23 zł/MWh tylko w skali 2008 r.

Nie można wykluczyć, że w przypadku niektórych jednostek wytwórczych, uzasadnionym ekonomicznie działaniem byłoby wstrzymanie produkcji i pozyskanie przychodów ze sprzedaży uprawnień do emisji z przeznaczeniem na inwestycje rozwojowe lub proekologiczne. Takie podejście mogłoby istotnie obniżyć poziom bezpieczeństwa energetycznego w perspektywie krótkoterminowej i stanowić impuls do istotnego wzrostu cen energii. Konieczna jest pogłębiona analiza możliwości wystąpienia takiego zagrożenia i opracowanie mechanizmu optymalizacji zachowań przedsiębiorstw energetycznych.

 

Wsparcie dla rozwoju źródeł odnawialnych i wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem

Dotychczasowy para-rynkowy system wspierania rozwoju źródeł energii odnawialnej oparty na systemie certyfikacji, spełnia swoją rolę z punktu widzenia rozwoju konkurencji. Mając jednak na uwadze istotny wpływ tego systemu na kształtowanie się cen energii, należy ocenić zasadność objęcia systemem wsparcia finansowego procesu współspalania w dużych kotłach energetycznych. Opinie ekspertów-energetyków wskazują na skutki techniczne i technologiczne dla tych urządzeń, obecnie bagatelizowane. Ocenia się, że wsparcie to jest nieracjonalne z punktu widzenia kosztów, jakimi obciążani są odbiorcy końcowi.

Poprawy i wzmocnienia wymaga mechanizm wsparcia dla rozwoju małej energetyki rozproszonej opartej o biomasę i energię wiatru, w szczególności w zakresie rozbudowy sieci w celu przyłączania nowych, małych jednostek wytwórczych.

 

Promowanie efektywności energetycznej i energooszczędności

Obecny zestaw narzędzi regulacyjnych Prezesa URE w procesie promowania efektywności energetycznej, podobnie jak i promowania konkurencji, jest niewystarczający. W praktyce obowiązek egzekwowania od producentów i importerów informacji o efektywności energetycznej urządzeń sprowadza się do postępowania w sprawie wymierzenia kary pieniężnej, wynikającego z wniosków pokontrolnych Inspekcji Handlowej.

Z uwagi na to, że państwa członkowskie są zobowiązane do wdrożenia Dyrektywy 2006/32/WE w sprawie efektywności energetycznej do 17 maja 2008 r., zakres zadań dla Prezesa URE i narzędzi do ich realizacji, a także innych organów i instytucji powinien ulec istotnej modyfikacji.

1.5.2.   Polityka fiskalna

Obecnie najistotniejszym jest dokonanie przewartościowania narzędzi polityki fiskalnej państwa w odniesieniu do sektora energii, którego zaawansowany stopień liberalizacji znacznie ograniczył zakres regulacji. W takich warunkach, polityka fiskalna staje się podstawowym instrumentem oddziaływania państwa na stymulowanie popytu i podaży, konkurencyjność poszczególnych technologii oraz możliwości rozwoju tego sektora lub jego odbiorców − wybranych sektorów.

Najpoważniejszym obecnie problemem jest niedostosowany do rozwiązań unijnych system poboru podatku akcyzowego. Konieczna jest zmiana miejsca poboru podatku akcyzowego z energii wyprodukowanej, wprowadzonej do sieci na energię sprzedaną odbiorcy końcowemu. Ocenia się, że obecny poziom obciążeń podatkowych energii elektrycznej jest jednym z największych w UE. Z tego względu, a także mając na uwadze przesłanki wzrostu cen energii elektrycznej, weryfikacji wymaga zasadność utrzymywania akcyzy na poziomie 20 zł/MW, znacznie wyższym niż minimalne wymogi wynikające z dyrektyw podatkowych i wyższym od poziomu stosowanego w innych krajach unijnych.

 

2. Mapa drogowa liberalizacji rynku energii i uwolnienia cen energii elektrycznej − plan działań w okresie przejściowym

Uwolnienie cen energii, przy zachowaniu ścisłej regulacji działalności sieciowej, należy przeprowadzić w sposób uwzględniający interes klienta, zapewniając szeroko rozumiane bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej zarówno w horyzoncie krótkookresowym – operacyjnym, jak i długookresowym – inwestycyjnym. Szczególnym elementem bezpieczeństwa dostaw w odniesieniu do odbiorców w gospodarstwach domowych jest zapewnienie im ochrony przed nieuczciwymi praktykami sprzedawców.

Podstawowym celem zwolnienia przedsiębiorstw z obowiązku przedkładania taryf w zakresie obrotu energią elektryczną do zatwierdzenia przez Prezesa URE w odniesieniu do wszystkich odbiorców końcowych jest:

• zapewnienie pełnej swobody handlu energią elektryczną poprzez umożliwienie odbiorcom korzystania z prawa wyboru sprzedawcy,
• rynkowa wycena energii elektrycznej jako towaru w krótkim i długim okresie.

Konkurencja na rynku ma stymulować poprawę efektywności działania oraz optymalizację kosztów po stronie podażowej, ale także poprawę efektywności oraz racjonalizację użytkowania energii po stronie popytowej − poprzez zapewnienie odpowiednich sygnałów ekonomicznych. Odbiorca poprzez swoje codzienne wybory i decyzje uzyska możliwość faktycznego oddziaływania na kształt oferty handlowej. W tym celu zakup energii od wybranego sprzedawcy, poza formalnym uprawnieniem, musi być wykonalny w praktyce w sposób sprawny, szybki i nieskomplikowany oraz nieodpłatnie.

Poniższa tabela przedstawia matrycę celów szczegółowych w ujęciu krótko- i długoterminowym oraz w różnych ich aspektach. Cele te wpisują się w kierunkowe cele europejskiej polityki energetycznej – konkurencyjność, zrównoważony rozwój i bezpieczeństwo energetyczne.

Kolejne działania inicjowane i realizowane w odniesieniu do elektroenergetyki powinny mieć na względzie harmonijną realizację wszystkich wymienionych celów, a ocena stopnia ich wypełniania powinna być przedmiotem monitoringu realizacji niniejszego programu.

 

Tabela 1. Szczegółowe cele liberalizacji rynku energii elektrycznej

Aspekt	Ujęcie krótkookresowe	Ujęcie długookresowe
Techniczny	utrzymanie właściwego stanu urządzeń i infrastruktury wytwórczej, przesyłowej i dystrybucyjnej	inwestycje odtworzeniowe i rozwojowe w obszarze wytwarzania oraz przesyłania/dystrybucji; nowe technologie wytwarzania; poprawa efektywności wytwarzania oraz przesyłania; rozbudowa sieci i połączeń transgranicznych
Ekonomiczny	cena zaopatrzenia w energię zapewnia pokrycie kosztów jej wytworzenia i dostawy; właściwa organizacja obrotu energią, która nie tworzy ograniczeń w dostępie do rynku (m.in. nieuzasadnionych kosztów uczestnictwa); efektywny system ochrony przed zachowaniami antykonkurencyjnymi i nadużywaniem pozycji dominującej przez przedsiębiorców sektora	cena zaopatrzenia w energię pozwala na pokrycie kosztów inwestycji; rozwój mechanizmów rynkowych sprzedaży energii elektrycznej w kierunku właściwej wyceny energii i usługi jej dostawy; odejście od „socjalizacji” kosztów; efektywny system ochrony przed zachowaniami antykonkurencyjnymi i nadużywaniem pozycji dominującej przez przedsiębiorców sektora
Gospodarczy i Społeczny	ochrona odbiorców wrażliwych; sprzedawca z urzędu (awaryjny); programy socjalne; okresowe utrzymanie kontroli cen w formule ex-ante; ochrona odbiorców przed nieuczciwymi praktykami sprzedawców i dystrybutorów energii; promocja energooszczędności	systemowa ochrona odbiorców wrażliwych społecznie, nie ograniczająca mechanizmów konkurencji; ochrona odbiorców przed nieuczciwymi praktykami sprzedawców; efektywność zużycia energii; wzrost gospodarczy przy stabilnym zużyciu energii

 

Zakłada się, że okres przejściowy, w którym zostanie utrzymany obowiązek taryfikacji cen energii elektrycznej dla odbiorców w gospodarstwach domowych potrwa nie dłużej niż do końca 2008 r. W tym czasie konieczne jest wdrożenie szeregu działań obejmujących w szczególności następujące obszary:

• wzmocnienie pozycji odbiorcy na rynku energii elektrycznej i ochronę odbiorcy najsłabszego,
• wzmocnienie pozycji regulatora i wprowadzenie dodatkowych narzędzi regulacyjnych,
• wzmocnienie konkurencji na rynku energii elektrycznej.

Działania w poszczególnych obszarach zostały szczegółowo omówione w dalszej części dokumentu.

 

2.1. Wzmocnienie pozycji odbiorcy na rynku energii elektrycznej i ochrona odbiorcy najsłabszego

Efektywna ochrona najsłabszego odbiorcy wymaga stworzenia programów rządowych, jak również podejmowania w ramach tzw. „Corporate Social Responsibilty” (CSR) − działań mających na celu tworzenie programów pomocowych realizowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne (branżowe). Odbywać się to musi w ramach odpowiedzialności społecznej przedsiębiorstw branżowych za grupę odbiorców, którzy z różnych przyczyn, niezależnych od nich samych, mogą zostać narażeni na zjawisko biedy energetycznej (fuel poverty) i odcięcia dostaw energii.

Za wzorzec godny naśladowania mogą służyć programy realizowane przez Wielką Brytanię, w której z powodzeniem funkcjonuje kilka programów rządowych⁵⁾.

Poprawę sytuacji odbiorcy wobec dostawcy energii przynieść może wzmocnienie katalogu kompetencji regulatora dotyczących zachowań niezgodnych z interesem odbiorcy. Przykładem może być wdrożenie alternatywnych metod rozwiązywania sporów (ang. ADR), z udziałem Prezesa URE. W katalogu możliwych do wykorzystania środków powinny znaleźć się przynajmniej postępowania mediacyjne prowadzone przez Prezesa URE na wniosek odbiorcy lub nawet z urzędu, jeśli wymaga tego ochrona interesu konsumenta. Warto rozważyć także możliwość utworzenia przy Prezesie URE sądów polubownych, z możliwością organizacji rozpraw w siedzibach Oddziałów Terenowych URE.

 

Działanie 2.1.1: Określenie grupy odbiorców wrażliwych i ustalenie programu ich ochrony

Pełna liberalizacja zasad rynkowych wymaga wprowadzenia systemu ochrony odbiorców najuboższych w sposób nie powodujący zakłócenia mechanizmów konkurencji. Z tego względu konieczne jest systemowe rozwiązanie problemu obejmujące w szczególności:

1. Ustawowe zdefiniowanie kategorii tzw. odbiorców wrażliwych, kryteriów, wg których odbiorcy energii elektrycznej będą kwalifikowani do tej kategorii. Z doświadczeń innych krajów wynika, że są to odbiorcy, którzy ze względu na trudną sytuację życiową i materialną nie mogą ponosić kosztów rynkowego zaopatrzenia w energię.
2. Ustawowe określenie systemu wsparcia finansowego odbiorców wrażliwych oraz wskazanie źródeł finansowania tego systemu. W wielu krajach źródłem finansowania są środki pochodzące np. z opłat z tytułu działalności koncesyjnej i powiązane z istniejącym systemem pomocy społecznej. W warunkach polskich taki system mógłby działać analogicznie do systemu dodatków mieszkaniowych.
3. Stworzenie dla przedsiębiorców nie objętych obowiązkiem przedkładania taryf do zatwierdzenia zachęt do wdrażania dobrowolnych programów pomocowych, realizowanych we współpracy z lokalnymi służbami samorządowymi odpowiedzialnymi za opiekę socjalną.
4. Ograniczenie zasięgu ochrony tylko do tych odbiorców, którzy zakwalifikowani są do kategorii odbiorców wrażliwych – dla niepłacących z innych przyczyn rozwiązaniem jest instalowanie liczników przedpłatowych.

Działanie 2.1.2: Określenie zasad i procedury zmiany sprzedawcy w powszechnie obowiązujących przepisach prawnych

Ochrona odbiorcy i umożliwienie mu realizacji uprawnienia wynikającego z art. 4j ustawy – Prawo energetyczne, tj. zakupu energii elektrycznej od wybranego przez siebie sprzedawcy wymaga przygotowania odpowiedniej, krótkotrwałej i jak najmniej uciążliwej dla odbiorcy procedury zmiany sprzedawcy, określonej w ustawie i obejmującej w szczególności:

1. Czas zmiany sprzedawcy nie dłuższy niż 30 dni, licząc od dnia zgłoszenia umowy sprzedaży przez nowego sprzedawcę. W przypadku odbiorców, którzy są już przygotowani zarówno technicznie (ich urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe spełniają określone w przepisach prawnych wymagania), jak i pod względem formalno-prawnym (mają zawartą odrębną umowę o świadczenie usług dystrybucji) oraz możliwy jest zdalny odczyt układów pomiarowo-rozliczeniowych − zmiana sprzedawcy może trwać nie dłużej niż 14 dni.
2. Zmiana definicji sprzedawcy z urzędu i określenie obowiązków użyteczności publicznej w zakresie sprzedaży awaryjnej. W celu pełnej ochrony odbiorców energii elektrycznej przed wstrzymaniem dostarczania tej energii, należy wprowadzić do ustawy – Prawo energetyczne, odpowiednie regulacje, które pozwolą na zapewnienie ciągłości dostaw w sytuacji nagłej utraty sprzedawcy przez odbiorcę, a jednocześnie zmotywują odbiorcę do poszukiwania nowego sprzedawcy na rynku energii. Ceny sprzedaży obowiązkowej i awaryjnej, ściśle powiązane z ceną kształtowaną na rynku hurtowym, byłyby kalkulowane zgodnie z algorytmem ustalonym przez Prezesa URE i publikowane przez sprzedawców ex ante. Prezes URE miałby uprawnienie do kontroli powykonawczej tych cen i ich stosowania w zakresie zgodności z algorytmem. Cena sprzedaży awaryjnej powinna być wyższa niż rynkowa, motywując odbiorcę do dokonania wyboru sprzedawcy.
3. Uproszczenie i standaryzacja wzorców umów i dokumentów związanych ze zmianą sprzedawcy.
4. Rozszerzenie obowiązków OSD o publikacje informacji rynkowych, niezbędnych do bezpiecznej i efektywnej zmiany sprzedawcy.
5. Uregulowanie zasad wymiany informacji o zużyciu energii, przepływu danych pomiarowych, faktur i płatności tak, by każdy odbiorca mógł otrzymywać tylko jedną fakturę.

Działanie 2.1.3: Upowszechnianie wśród odbiorców energii elektrycznej wiedzy o prawie wyboru sprzedawcy

Działania w tym zakresie służyć mają uświadomieniu odbiorcy jego praw i obowiązków na liberalizowanym rynku energii, zapewnieniu dostępu do wiedzy i praktycznej informacji o możliwości wyboru sprzedawcy. Efektywność tego procesu uzależniona jest od sposobu przeprowadzenia akcji edukacyjnej i informacyjnej. Niezależnym działaniem jest budowanie infrastruktury wspierającej odbiorców w relacjach z przedsiębiorstwami energetycznymi. Z tego względu działania powinny objąć w szczególności:

1. Rządowy program informacyjny, z udziałem mediów publicznych, o szerokim zasięgu oddziaływania.
2. Druk i kolportaż broszur z informacjami dedykowanymi dla odbiorców w gospodarstwie domowym.
3. Kontynuowanie działalności infolinii w URE.
4. Stała aktualizacja „Poradnika Odbiorcy” na stronie internetowej URE.
5. Kontynuacja współpracy ekspertów URE z Miejskimi i Powiatowymi Rzecznikami Konsumentów.
6. Podjęcie współpracy z zainteresowanymi organizacjami pozarządowymi.

 

Działanie 2.1.4: Program wymiany urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych (AMM)

Równoprawny dostęp do danych pomiarowych odbiorców, z punktu widzenia odbiorcy i procedury zmiany sprzedawcy warunkuje efektywność tego procesu. Rozwiązaniem tego problemu jest wyposażenie wszystkich odbiorców, w tym gospodarstw domowych, w liczniki elektroniczne ze zdalną transmisją danych oraz możliwością zarządzania popytem. Wymiana urządzeń pomiarowych na automatyczne wpłynie na aktywność strony popytowej – racjonalizację zużycia energii i poprawę efektywności jej użytkowania – a sprzedawcom umożliwi wzbogacenie ofert cenowych (większa różnorodność).

Opracowanie programu powszechnej wymiany układów pomiarowo-rozliczeniowych, przesądzenie kto powinien pełnić funkcję operatora pomiarów (operator niezależny, czy związany z OSD), kto powinien być właścicielem liczników oraz jakie obowiązki spoczywają na operatorze pomiarów, zakończone implementacją nowych rozwiązań do regulacji prawnych, docelowo umożliwi także bieżące monitorowanie sieci dystrybucyjnych pozwalając na ograniczenie kosztów jej eksploatacji, kosztów odczytów liczników oraz strat handlowych kradzieży.

Obecnie realizowany jest w URE projekt w ramach środków przejściowych TF 2005 będący studium wykonalności takiego przedsięwzięcia w skali kraju.

 

Działanie 2.1.5: Zapewnienie porównywalności ofert − udostępnienie tzw. „kalkulatora taryfowego”

Ułatwieniem dla odbiorcy dokonania wyboru optymalnej oferty byłoby określenie standardowych kontraktów kupna-sprzedaży energii i uruchomienie kalkulatora taryfowego umożliwiającego porównywanie ofert odbiorcom w gospodarstwach domowych. Działanie powinno być realizowane na zasadzie dobrowolnego udziału sprzedawców, dla których zachętą będzie dodatkowa możliwość prezentacji swojej oferty odbiorcom.

Przykładem takiego kalkulatora jest narzędzie przygotowane przez Towarzystwo Obrotu Energią, które ma umożliwić porównanie oferty wszystkich zainteresowanych podmiotów oferujących energię odbiorcom końcowym. Odbiorcy korzystać będą z kalkulatora nieodpłatnie a regulator będzie monitorować m.in. warunki udostępniania tego narzędzia. Możliwe jest wzbogacenie zakresu takiej oferty w przypadku wzrostu zainteresowania przedsiębiorstw jej rozwijaniem.

 

2.2. Wzmocnienie pozycji regulatora, skuteczne instrumenty nadzoru i regulacji

 

W celu zapewnienia skutecznej i efektywnej regulacji oraz zagwarantowania możliwości podejmowania obiektywnych i bezstronnych działań na rzecz promowania konkurencji w sektorze energii elektrycznej, należy odpowiednio uregulować kwestie niezależności regulatora oraz zweryfikować rozdział kompetencji pomiędzy organami odpowiedzialnymi za regulację sektora elektroenergetycznego oraz ochronę konkurencji i odbiorców energii.

Działanie 2.2.1: Zmiany legislacyjne wzmacniające niezależność regulatora i wzmacniające instrumenty nadzoru nad rynkiem

Konieczne jest znowelizowanie przepisów regulujących funkcjonowanie Prezesa URE, w szczególności w następującym zakresie:

1. Przywrócenie kadencyjności sprawowania urzędu i wydłużenie czasu trwania kadencji lub/i możliwości jej jednorazowego odnowienia; wybór powinien być dokonywany przez najwyższe organy władzy ustawodawczej lub wykonawczej (np. Prezesa Rady Ministrów; Sejm za zgodą Senatu; Sejm albo Prezydenta) w oparciu o przejrzystą procedurę konkursową. W tym zakresie niezbędnym wydaje się przyjęcie rozwiązania polegającego na przesłuchaniu kandydatów na przykład przez Komisję Gospodarki Sejmu RP.
2. Zapewnienie niezależności finansowej poprzez określenie zasad tworzenia niezależnego budżetu, umożliwiającego sprawną i efektywną realizację powierzonych zadań regulacyjnych.
3. Przyznanie uprawnień do samodzielnego, elastycznego kształtowania struktury organu i podziału zadań w sposób nadążający za zmieniającymi się zadaniami i wymaganiami.
4. Przyznanie Prezesowi URE kompetencji do działania w zakresie alternatywnych metod rozwiązywania sporów – uregulowanie procedur, zasad powoływania sądów polubownych i kwestii związanych z kosztami prowadzonych postępowań.

 

Działanie 2.2.2: Zmiany legislacyjne rozszerzające katalog narzędzi regulacji

Wraz z rozwojem rynku i konkurencji konieczna jest ewolucja roli regulatora i modyfikacja narzędzi regulacyjnych oraz wprowadzanie nowych instrumentów w tym w szczególności:

1. Przyznanie regulatorowi uprawnienia do wydawania generalnych aktów administracyjnych, czy też rozporządzeń wykonawczych. Uprawnienie to niesie ze sobą konieczność zmiany odpowiednio Kodeksu postępowania administracyjnego lub Konstytucji RP. Debata nad zmianą Konstytucji RP, jeżeli taka będzie miała miejsce, powinna uwzględniać możliwość wydawania przez regulatorów (nie tylko regulatora energetyki) tego typu aktów normatywnych. Do czasu systemowego rozwiązania tego problemu, regulator mógłby posiadać upoważnienie do opracowywania projektów aktów wykonawczych i po ich uzgodnieniu przedkładać do zatwierdzenia właściwym organom.
2. Przyznanie regulatorowi prawa do kontroli przestrzegania w praktyce programu zgodności, w tym także przyznanie uprawnienia do nakazania podjęcia lub zaniechania określonego rodzaju działalności, które w ocenie regulatora nie służą realizacji zadań operatorów, a także możliwości nakładania kar na członków zarządu OSD i grupy kapitałowej w przypadku niezachowania warunków niezależności OSD określonych w stosownych regulacjach prawnych.
3. Przyznanie Prezesowi URE kompetencji w zakresie analizy rynków właściwych i wyznaczenia przedsiębiorcy o znaczącej pozycji na rynku właściwym (z uwzględnieniem wytycznych Komisji Europejskiej i w porozumieniu z Prezesem UOKiK)⁶⁾.
4. Zróżnicowanie narzędzi regulacyjnych stosowanych wobec podmiotów o znaczącej pozycji na rynku (rozbudowane narzędzia regulacji ex-ante oraz kontroli ex-post) i pozostałych, nie posiadających pozycji dominującej lub działających w warunkach skutecznej konkurencji (głównie narzędzia ex-post)⁷⁾.
5. Instytucjonalizacja współpracy pomiędzy Prezesem URE a Prezesem UOKiK w celu poprawy efektywności działań chroniących konkurencję i konsumenta lub przekazanie Prezesowi URE części uprawnień do prowadzenia postępowań antymonopolowych w stosunku do przedsiębiorstw energetycznych.
6. Uszczegółowienie zasad prowadzenia energetycznej rachunkowości regulacyjnej i przyznanie regulatorowi uprawnienia do nakładania na przedsiębiorstwa energetyczne obowiązku prowadzenia rachunkowości regulacyjnej oraz do przeprowadzania audytu finansowego przedsiębiorstw energetycznych, na które ten obowiązek został nałożony. Audyt (badanie) rocznego sprawozdania z prowadzonej rachunkowości regulacyjnej oraz wyników kalkulacji kosztów powinien być wykonywany w terminie 6 miesięcy od zakończenia roku obrotowego na koszt przedsiębiorstwa, przez niezależnego od przedsiębiorstwa biegłego rewidenta⁸⁾.

 

2.3. Zwiększenie konkurencji na rynku energii elektrycznej

 

Zwiększenie konkurencji i bezpieczeństwa na hurtowym i detalicznym rynku energii można osiągnąć w szczególności poprzez:

• zwiększenie płynności rynku hurtowego poprzez wprowadzenie zasad wyceny rynkowej produktów oferowanych na tym rynku oraz modyfikację zasad funkcjonowania rynku bilansującego,
• zapewnienie warunków do zachowania niezależności OSD,
• wzrost inwestycji w infrastrukturę sieciową i nowe źródła wytwórcze, zwłaszcza małe i rozproszone, oparte o odnawialne źródła energii.

Ze względu na znaczącą pozycję skonsolidowanych grup energetycznych konieczne jest monitorowanie ich siły rynkowej i analiza potrzeby przedsięwzięcia środków zmierzających do jej ograniczenia.

 

Działanie 2.3.1: Monitorowanie zachowań antykonkurencyjnych i prowadzenie postępowań ograniczających siłę rynkową

Przeprowadzana konsolidacja elektroenergetyki przekłada się na podwyższone ryzyko wykorzystywania siły rynkowej przez przedsiębiorców. Zachowania takie stoją w sprzeczności z zasadami uczciwej konkurencji i powodują wzrost kosztów dostaw energii powyżej optymalnego, rynkowego poziomu. W takich przypadkach konieczne jest podejmowanie działań szybkich i nieuchronnie prowadzących do ukarania. W tym celu potrzebne jest:

• opracowanie i wdrożenie metodologii oceny siły rynkowej na rynku hurtowym, w tym na rynku bilansującym, giełdzie energii oraz sposobów jej ograniczania (we współpracy z operatorem systemu przesyłowego i TGE SA),
• bieżące monitorowanie zachowań przedsiębiorców na rynku i reagowanie na sygnały o potencjalnych nadużyciach, inicjowanie postępowań antymonopolowych we współpracy z Prezesem UOKiK.

Działanie 2.3.2: Zapewnienie niezależności operatorów systemów dystrybucyjnych

Operatorzy systemów dystrybucyjnych pełnią kluczową rolę na rynku detalicznym energii elektrycznej, a ich działalność powinna być prowadzona w sposób zapewniający jednakowe traktowanie wszystkich pomiotów uczestniczących w tym rynku. Od warunków, w których wszystkie podmioty będą traktowane w sposób równoprawny, zależy możliwość skutecznego wejścia na rynek nowych podmiotów zajmujących się obrotem energią a także możliwości rozwoju małej energetyki rozproszonej, opartej o lokalne źródła energii odnawialnej (wiatr, biomasa) i kogeneracyjnej.

Z tego względu konieczne jest doprecyzowanie i uzupełnienie istniejących regulacji prawnych ustawy – Prawo energetyczne i rozporządzeń wykonawczych, w szczególności w następującym zakresie:

• doprecyzowanie zasad uczestnictwa w rynku detalicznym poprzez wyeliminowanie niebezpieczeństwa preferencyjnego traktowania przez operatora, powiązanych kapitałowo przedsiębiorstw obrotu (np. poprzez zastosowanie korzystniejszych warunków w umowach o świadczenie usług dystrybucji [generalne umowy dystrybucji]),
• wprowadzenie obowiązku publikacji informacji rynkowych, jednolitych standardów wymiany informacji pomiędzy operatorami systemów dystrybucyjnych i uczestnikami rynku, ograniczenie kosztów uczestnictwa sprzedawców w rynkach detalicznych, obsługiwanych przez poszczególnych OSD⁹⁾,
• wzmocnienie roli opracowywanych przez OSD tzw. programów zgodności i ustalenie nadzoru regulatora nad przestrzeganiem ustawowych obowiązków operatorów w praktyce, z możliwością wydawania decyzji administracyjnych ingerujących w działania operatorów,
• unifikacja instrukcji ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnych oraz zatwierdzanie ich w całości przez Prezesa URE.

 

Działanie 2.3.3: Zmiany zasad rynku hurtowego i bilansującego, wprowadzenie rynku dnia bieżącego

Podstawowym, długoterminowym celem modyfikacji zasad funkcjonowania rynku hurtowego, w tym przede wszystkim rynku bilansującego jest rozwój mechanizmu bilansowania w kierunku rynkowej wyceny produktów rynkowych (takich jak: energia czynna, rezerwy mocy, usługi regulacyjne) oraz rynkowych metod udostępniania ograniczonych zasobów sieciowych uwzględniających lokalizacyjne aspekty bilansowania systemu. Ewolucja rynku bilansującego powinna ułatwić prowadzenie bilansowania handlowego przez uczestników rynku i doprowadzić do racjonalizacji cen energii elektrycznej oraz kosztów energii dostarczanej w warunkach wymuszonych względami bezpieczeństwa pracy systemu.

Działanie to realizowane będzie przez operatora systemu przesyłowego w kolejnych etapach modyfikacji zasad funkcjonowania rynku bilansującego po ich zatwierdzeniu przez Prezesa URE. Większość wdrażanych zmian będzie stanowić implementację przepisów rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, inne będą wymagać uprzedniej nowelizacji ww. rozporządzenia.

Pierwszy etap modyfikacji będzie obejmować:

• Wprowadzenie na rynku bilansującym obsługi zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej zawieranych na rynkach dnia bieżącego.
• Wprowadzenie cen krańcowych (marginalnych), jako podstawy wyceny i rozliczeń energii elektrycznej na rynku bilansującym.
• Uwzględnienie pełnego modelu kosztów operacyjnych wytwarzania energii elektrycznej (kosztu uruchomienia i kosztu zmiennego wytwarzania) w rozliczeniach dostawy oraz poboru energii elektrycznej na rynku bilansującym w sytuacjach wymuszonych względami systemowymi.
• Wprowadzenie szczególnych zasad bilansowania źródeł wiatrowych.

Następnie powinien zostać wprowadzony dobowy rynek rezerw mocy.

 

Działanie 2.3.4: Zniesienie barier formalnych i administracyjnych dla inwestowania w sieci i obiekty wytwórcze – nowe regulacje ułatwiających inwestycje

Niedostatecznie rozwinięte sieci przesyłowe i dystrybucyjne stanowią przyczynę braku niskiej jakości dostaw energii. Mogą stanowić barierę rozwoju gospodarczego, szczególnie niektórych regionów. Należy dążyć do eliminacji zbędnych wymagań i zbyt czasochłonnych procesów. Powinny też istnieć zachęty dla inwestorów oraz ewentualne mechanizmy wsparcia dla inwestycji o niskiej przewidywanej stopie zwrotu.

Działanie to być może powinno być realizowane w ramach szerszego działania publicznego, polegającego na znoszeniu barier administracyjnych dla przedsiębiorców. Racjonalnym rozwiązaniem wydaje się być również możliwość powiązania rozwoju sieci elektroenergetycznej z rozwojem sieci dróg i autostrad.

Ukształtowanie rynkowych relacji i rozwój konkurencji zapewnić powinny wycenę energii na poziomie umożliwiającym podjęcie decyzji inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze. Proces ten powinien być wspierany dodatkowymi instrumentami finansowymi np. białymi czy błękitnymi certyfikatami.

 

3. Podsumowanie

 

Przedstawiony program Mapy drogowej nie wyczerpuje katalogu wszystkich działań niezbędnych do wdrożenia w omawianym okresie. Realizacja Mapy drogowej wymaga, na etapie projektowania rozwiązań systemowych, współdziałania organów odpowiedzialnych za kształtowanie i realizację szeregu polityk: energetycznej, społecznej, ekologicznej czy fiskalnej.

W fazie implementacji konieczne będzie dodatkowo współdziałanie z operatorami, stowarzyszeniami branżowymi i organizacjami konsumenckimi.

Proces wymaga bieżącego monitorowania i wdrażania środków zaradczych w przypadku pojawiania się ograniczeń w realizacji Mapy drogowej. Stosownie do posiadanych narzędzi monitoring będą prowadzili: Prezes URE i Prezes UOKiK – każdy w zakresie posiadanych uprawnień.

Proponuje się także powołanie międzyresortowego Zespołu do spraw ochrony konkurencji i odbiorców energii elektrycznej, którego celem będzie okresowa ocena i koordynacja prac określonych w Mapie drogowej. W pracach Zespołu, który powinien zostać powołany przez Ministra Gospodarki, uczestniczyć powinni przedstawiciele: Ministra Gospodarki, Ministra Finansów, Ministra Skarbu Państwa, Ministra Pracy i Polityki Społecznej, Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów i Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Uzgodniona i przyjęta przez Radę Ministrów Mapa drogowa może być przekazana Komisji Europejskiej jako wypełnienie zobowiązania Polski do przedłożenia dokumentów uzasadniających stosowanie okresu przejściowego dla zatwierdzania cen energii przez regulatora, zawierającego program działań niezbędnych do pełnego zliberalizowania rynku energii i uwolnienia cen energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców.

 

4. Harmonogram wdrażania mapy drogowej¹⁰⁾

 

Krótki, roczny okres przejściowy na dostosowanie rozwiązań prawnych i instytucjonalnych umożliwiających pełne uwolnienie cen energii elektrycznej i otwarcie rynku energii dla wszystkich odbiorców wymaga mobilizacji właściwych organów i zaangażowania finansowego ze środków budżetowych. Ważna jest także sekwencja prowadzonych prac, aby osiągnąć pożądaną efektywność i skuteczność w czasie do 1 stycznia 2009 r.

 

 

---

¹⁾) Odbiorcy przemysłowi nabyli prawo do zakupu energii od wybranego sprzedawcy z 1 lipca 2004 r., natomiast odbiorcy w gospodarstwach domowych z 1 lipca 2007 r.

²⁾) KOMUNIKAT KOMISJI z 10 stycznia 2007 r. Dochodzenie w ramach art. 17 Rozporządzenia (WE) nr 1/2003 w odniesieniu do europejskich sektorów gazu i energii elektrycznej (raport końcowy).

³⁾) Dostępny na http://ec.europa.eu/energy/electricity/package_2007/index_en.htm.

⁴⁾) Obowiązkiem rozdziału działalności sieciowej i handlowej nie zostały objęte przedsiębiorstwa energetyczne, które mają nie więcej niż sto tysięcy odbiorców przyłączonych do sieci oraz przedsiębiorstwa obsługujące systemy elektroenergetyczne o rocznym zużyciu energii elektrycznej nieprzekraczającym 3 TWh, w których mniej niż 5% rocznego zużycia energii elektrycznej pochodziło z innych połączonych z nimi systemów elektroenergetycznych (art. 9d ust. 7 ustawy – Prawo energetyczne) − tzw. energetyka przemysłowa.

⁵⁾) Social Action Strategy (The UK Fuel Poverty Strategy), Warm Front, Warm Zone, Energy Smart, Energy Efficiency Commitment (EEC). Ponadto funkcjonują programy fundacji rządowej − Energy Saving Trust, a także programy spółek energetycznych, podejmowane w ramach Corporate Social Responsibility (CSR) oraz obowiązków wynikających z EEC, np. Staywarm czy Age Concern Partnership − Powergen (programy dla ludzi starszych), Health Through Warmth czy Spreading Warmth − Npower (szkolenie pracowników opieki zdrowotnej, którzy pomagają zidentyfikować gospodarstwa domowe słabe ekonomicznie i mogą zaoferować środki pomocy oraz pomoc w opłacaniu rachunków), Home Heat Helpline − linia działa we współpracy ze spółkami dystrybucyjnymi, jest bezpłatna, można uzyskać informacje i porady dotyczące np. dostępnej pomocy finansowej, alternatywnych sposobów opłacania rachunków; Switch payment metod − zmiana metod opłacania rachunków, tak aby było to prostsze; Winter fuel payments − osoby powyżej 60 lat mają w tym okresie opłacony rachunek na kwotę 200£, a osoby powyżej 80 lat − na 300£. Na uwagę zasługują również inicjatywy partnerskie, np. Energywatch podejmowane z władzami miasta i przedsiębiorstwami energetycznymi, jak również wolontariat czy działania podejmowane przez ośrodki naukowe.

⁶⁾) Rozwiązanie analogiczne do przyjętego w ustawie z 16 lipca 2004 r. Prawo telekomunikacyjne (Dz. U. Nr 171, poz. 1800).

⁷⁾) j.w.

⁸⁾) j.w.

⁹⁾) Do takich standardów należą przykładowo system EDIEL na rynku skandynawskim lub system ebIX stosowany w Europie kontynentalnej.

¹⁰⁾) W Mapie Drogowej przedstawionej Ministrowi Gospodarki znalazł się harmonogram prac, który na chwilę obecną stracił aktualność, co nie ma wpływu na możliwość realizacji celu.