Urząd Regulacji Energetyki 3.2 Strategia urynkowienia gazownictwa - Jaki model rynku energii? -

Mając na uwadze, z jednej strony, aktualny stan organizacyjny i zasady funkcjonowania gazownictwa, z drugiej zaś – teoretyczny model rynku konkurencyjnego, należy postawić pytanie czy dysponujemy w tym zakresie (czy została wypracowana) satysfakcjonującą koncepcją i tzw. ścieżką dojścia dla interesującego nas sektora, którą można by określić mianem strategii urynkowienia?

Niestety, odpowiedź musi być negatywna, bowiem nie sposób wskazać jakikolwiek dokument nie tylko odpowiednio zatytułowany, ale też o stosownej zawartości. Nie chodzi rzecz jasna o względy formalne, choć i te mogą mieć tu pewne znaczenie, ale idzie o rzecz bardziej istotną – o koncepcję urynkowienia. Zamiast takiej koncepcji dysponujemy natomiast programami (licznymi i bardzo często modyfikowanymi) ograniczającymi się do restrukturyzacji PGNiG S.A.¹²⁾ Być może poczynione zostało przez parlament i rząd milczące założenie, iż strategia urynkowienia sektora gazownictwa jest tożsama z restrukturyzacją jednego, choć nie jedynego przecież, przedsiębiorstwa gazowniczego. Wydaje się jednak, iż choć PGNiG S.A. jest potentatem wśród polskich przedsiębiorstw w ogóle, to urynkowienie sektora, a zwłaszcza strategia tego zamierzenia jest czymś więcej, niż restrukturyzacją nawet największego przedsiębiorstwa energetycznego. U podstaw takiego przekonania legła współczesna definicja rynku, jako wypadkowej różnych zasad, reguł, kodeksów, decyzji, itp., tworzących łącznie przejrzyste ramy postępowania uczestników danego rynku i jego infrastrukturę prawno-organizacyjną, istotną również dla obserwatorów, analityków i politycznych decydentów. Nie wystarczy zatem przekształcić nawet najbardziej znaczącego w sektorze gazownictwa przedsiębiorstwa, by uzyskać satysfakcjonujący stopień urynkowienia całego sektora. Z pewnością jednak – jest to istotny impuls i zapewne przesądzi o ostatecznym rezultacie urynkowienia. Nie ma pewności, ale wykluczyć tego z kolei nie można, iż parlament i rząd przyjął następującą koncepcję: dla uzyskanie pożądanego stopnia stosunków rynkowych w polskim gazownictwie konieczna jest prorynkowa restrukturyzacja PGNiG S.A. i to zadanie trzeba zrealizować w pierwszej kolejności, natomiast dopiero w ślad za tym wprowadzać mechanizmy rynkowe, i to podobnie jak w innych sektorach gospodarki – na zasadzie wymuszonej adaptacji do centralnie ustalonych reguł prawno-ekonomicznych, przy stopniowo malejącym udziale i ingerencji wszelkich instytucji państwowych.

Wiele wskazuje na poprawność takiego wnioskowania, choć w żadnym z dokumentów rządowych poświęconych urynkowieniu polskiego gazownictwa wprost o tym się nie mówi. Niemniej jednak przekonuje o tym lektura podstawowych dla szeroko rozumianej energetyki dokumentów rządowych¹³⁾. Skoro tak, to nieodzowne staje się prześledzenie procesu restrukturyzowania PGNiG S.A. (a przynajmniej zmian koncepcyjnych w tym zakresie) oraz, nazwijmy to umownie, postępującego urynkowienia sektora gazownictwa na zasadach ogólnych, odwołując się, w miarę potrzeb, do koncepcji teoretycznych.

Zacznijmy od teorii. U podstaw tworzenia swobodnej gry rynkowej leży istnienie konkurencji, której efektywny sposób oddziaływania jako mechanizmu rynkowego wymaga spełnienia następujących warunków:

• istnienia dużej liczby firm,
• braku ograniczeń (innych niż formalne) w dostępie do rynku / brak barier wejścia i wyjścia z rynku,
• braku wpływu pojedynczej firmy na cenę produktu na rynku,
• braku barier do dystrybucji produktu na rynku,
• jedynym wyznacznikiem zakupu towaru na rynku jest jego cena.

Już chociażby pobieżny ogląd stanu polskiego gazownictwa, polegający na prostej konfrontacji założeń teoretycznych i cech realnie funkcjonującego sektora, bez jakichkolwiek dogłębnych analiz, jednoznacznie dowodzi, że jesteśmy dalecy od spełnienia tych przesłanek. Należy zadać zatem kilka fundamentalnych pytań:

• Czy wprowadzenie rynku konkurencyjnego w gazownictwie jest możliwe?
• W jakim czasie mogłoby nastąpić?
• Z poniesieniem jakich wydatków należałoby się liczyć?
• Kto, kiedy i w jakim zakresie odniesie korzyści z urynkowienia tego sektora?

Pytań można stawiać wiele i nie w tym rzecz, by je mnożyć. Te zadane w tym miejscu wydają się być najistotniejsze, zaś próba znalezienia na nie odpowiedzi wcale do łatwych nie należy.

Z cytowanych dokumentów rządowych, takich jak „Strategia prywatyzacji sektora gazowego”, wynika, zgodnie nota bene z ogólnoświatowym trendem, iż model docelowej struktury rynku gazowniczego zakłada ewolucję od jednego scentralizowanego przedsiębiorstwa w kierunku układu zdecentralizowanego, w którym nastąpiłby rozdział działalności na osobne podmioty, zajmujące się:

• przesyłem i magazynowaniem,
• dystrybucją,
• wydobyciem i poszukiwaniem.

Niektóre obszary gazownictwa, takie jak przesył i dystrybucja będące monopolami naturalnymi, są w większości krajów rozwiniętych przedmiotem regulacji. Przywrócenie mechanizmów rynkowych w przypadku istnienia monopoli naturalnych jest zazwyczaj zadaniem regulatora, bądź też świadomym działaniem właściciela w celu osiągnięcia trwałej przewagi konkurencyjnej na rynku gazowym.

Bezpośrednia konkurencja w sektorze gazowym może zaistnieć w obszarze zakupu i sprzedaży gazu. Dlatego celem nadrzędnym we wprowadzaniu rynku konkurencyjnego jest stworzenie odpowiednich warunków dla funkcjonowania kilku mocnych podmiotów zajmujących się tą działalnością. Tego typu rekomendacje mają oczywisty aplikacyjny charakter. Nie oznacza to wcale, iż łatwo je urzeczywistnić. Wręcz odwrotnie. Doświadczenia całego okresu polskiej transformacji przekonują, jak trudno o sukces w tym zakresie. Być może jedną z przyczyn tego stanu rzeczy jest nadmierne koncentrowanie dyskusji nad pożądanym, i z reguły bardzo odległym w czasie, modelu docelowym, zamiast na możliwych do realizacji w danym czasie i przy założonych kosztach ścieżkach dojścia do tego modelu. Często też wypracowujemy tak ogólną wizję modelu docelowego, iż nie dość, że generuje to niemal nieskończenie wiele możliwych ścieżek dojścia, to na domiar złego – nie służy też wypracowaniu aplikacyjnych kryteriów wartościujących. By nie być gołosłownym, przytoczmy docelowy model sektora energetycznego, któremu wymaganiom powinien również odpowiadać model sektora gazowego ujęty w „Założeniach polityki energetycznej Polski do 2020 roku”. Jest to taki model, który zagwarantuje realizację następujących celów:

• zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego w rozumieniu przepisów prawa energetycznego,
• poprawę konkurencyjności krajowych przedsiębiorstw,
• odchodzenie od modeli monopoli narodowych,
• decentralizację sterowania sektora,
• ochronę interesów odbiorców gazu.

Widać wyraźnie, iż oczekiwany model ma zapewnić realizację różnych celów, a więc nie jest modelem wyłącznie zorientowanym na wprowadzenie mechanizmów rynkowych do gazownictwa. Oczywiście wielość celów w gospodarce jest czymś niemal naturalnym, niemniej jednak w sytuacji braku jednoznacznie określonej ścieżki dojścia i priorytetów realizacyjnych, niektóre z nich mogą okazać się konkurencyjne względem siebie, lub co najmniej w ten sposób być wykorzystywane dla spowalniania procesu szeroko rozumianej restrukturyzacji sektora.

Zasadniczy wpływ na kształt krajowego rynku gazowniczego ma restrukturyzacja i prywatyzacja PGNiG S.A. Podejmowane działania restrukturyzacyjne PGNiG mają za zadanie przygotowanie trwałych fundamentów konkurencyjnego działania spółek wydzielonych z PGNiG a następnie zdobycie i utrzymanie przez te spółki trwałej przewagi konkurencyjnej. Reformowanie gospodarki narodowej od 1990 r. spowodowało wprowadzenie nowych mechanizmów ekonomicznych oraz konieczność restrukturyzacji przemysłu gazowniczego. Przyjęty przez Radę Ministrów w 1996 r. program restrukturyzacji organizacyjnej PGNiG zakładał zmiany w strukturze tego przedsiębiorstwa w trzech etapach:

• pierwszy etap polegał na przekształceniu 30 października 1996 r. PGNiG w spółkę akcyjną, w której 100% udziałów posiadał Minister Skarbu Państwa;
• w drugim etapie wyodrębniono zakłady zaplecza technicznego i serwisowego, przekształcając je w spółki prawa handlowego;
• trzeci etap restrukturyzacji spółki jest w trakcie realizacji.

W 2000 r. dokonano zmiany trzeciego etapu „Programu ...” z 1996 r. Nowe założenia polegały na podziale PGNiG S.A. na spółki funkcjonalne działające w trzech sektorach:

• przesyłu i magazynowania (jedna spółka – kontynuator PGNiG S.A. zajmować się będzie działalnością w zakresie przesyłu i magazynowania oraz zarządzania istniejącymi kontraktami na import gazu),
• wydobycia i poszukiwania (jedna spółka – początkowo ze 100% udziałem PGNiG S.A.),
• dystrybucji (cztery spółki – początkowo ze 100% udziałem PGNiG S.A.).

Do tej pory w ramach przyjętego trzeciego etapu, w grudniu 2000 r. utworzono następujące funkcjonalne spółki:

• górniczą – Spółka „Górnictwo Naftowe” (SGN),
• cztery dystrybucyjne: Mazowiecką Spółkę Gazownictwa w Warszawie, Karpacką Spółkę Gazownictwa w Tarnowie, Śląską Spółkę Gazownictwa w Zabrzu oraz Pomorsko-Wielkopolską Spółkę Gazownictwa w Poznaniu.

Założenia prywatyzacji przewidują, że przesył i magazynowanie nie będą prywatyzowane przez co najmniej pięć lat (ze względu na bezpieczeństwo energetyczne państwa), spółka poszukiwawczo-produkcyjna zostanie sprywatyzowana poprzez inwestora strategicznego większościowego, a spółki dystrybucyjne będą miały inwestora strategicznego większościowego, zaś pakiet mniejszościowy zostanie skierowany na giełdę.

Zakłada się, że konkurencja w dziedzinie wydobycia krajowego będzie się rozwijała w naturalny sposób, wraz z odkrywaniem przez różne firmy nowych złóż gazu i ich późniejszą eksploatację. Zdaniem Ministerstwa Gospodarki, obecne, ustalone koncesyjnie obszary poszukiwań, niemal dwukrotnie większe niż posiadane przez PGNiG S.A., stwarzają sytuację korzystną w tej dziedzinie¹⁴⁾.

W sferze przesyłania i dystrybucji konkurencja nie jest możliwa i nie istnieje praktycznie nigdzie na świecie. Transport gazu poddawany jest bowiem szczegółowym regulacjom, gdyż odbywa się on w warunkach naturalnego monopolu sieciowego. Podział sieci na kilka rozłącznych i niezależnych spółek dystrybucyjnych nie spowoduje powstania konkurencji, a jedynie powstanie kilku monopolistycznych podmiotów o regionalnym obszarze działania. Co najwyżej, ułatwić to mogą, choć zapewne w ograniczonym zakresie, regulacje typu porównawczego¹⁵⁾. Teoretycznie istnieje także możliwość budowy nowych sieci gazowych, jednak ze względu na ograniczenia finansowe oraz problemy z wykupem gruntu, ma to charakter lokalny. Znane są jednak przypadki budowy obiektów infrastrukturalnych służących do przesyłania i dystrybucji, podejmowane przez gminy i innych inwestorów, zmierzających do stworzenia na swoim terenie lokalnych sieci instalacji gazowych. Działania te jednak mają ograniczony zasięg z uwagi na drogie i czasochłonne inwestycje.

Głównym aktem prawnym służącym realizacji modelu rynkowego jest polskie prawo energetyczne, tj. ustawa – Prawo energetyczne z 10 kwietnia 1997 r. oraz szereg przepisów wykonawczych do ustawy. Spośród tych aktów najważniejsze to:

• rozporządzenie Ministra Gospodarki z 6 sierpnia 1998 r., które określiło harmonogram uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych, polegającego na przesyłaniu paliw wydobywanych w kraju, zależnie od wielkości dokonanych rocznych zakupów paliw gazowych;
• rozporządzenie Ministra Gospodarki z 24 sierpnia 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci gazowych, obrotu paliwami gazowymi, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci gazowych oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców;
• rozporządzenie Ministra Gospodarki z 20 grudnia 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi;
• rozporządzenie Ministra Gospodarki z 24 października 2000 r. w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy.

Mogłoby się zatem wydawać, iż sprawy podążają we właściwym kierunku i urynkowienie gazownictwa jest już wyłącznie kwestią czasu, i jest zdeterminowane tempem restrukturyzacji polskiego monopolisty (PGNiG S.A.) i nabywaniem praw do skorzystania z zasady TPA przez uprawnionych odbiorców. Niestety, to błędne wyobrażenie. W tym kontekście co najmniej dwie kwestie zasługują na uwagę. Pierwsza z nich dotyczy źródeł zaopatrzenia w gaz, druga zaś wiąże się z ustanowieniem takich zasad obrotu gazem, które odpowiadałyby zasadom rynkowym (czego nie można powiedzieć o dotychczas obowiązujących) i sprzyjałyby postępującej konkurencji.

Źródła zaopatrzenia w gaz polskiego odbiorcę wzbudzają emocjonalną i niekończącą się dyskusję. Idzie oczywiście nie o źródła krajowe, zaspokajające w 1/3 potrzeby gospodarki, ale o dostawy gazu rosyjskiego, stanowiące źródło pozostałej podaży. Zdaniem wielu wypowiadających się, głównie polityków i pseudo-ekspertów gospodarczych, taki stan rzeczy stanowi istotne zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego Polski. Hasła tego rodzaju, wzmocnione dodatkowo podsycaniem swoistej histerii o zagrożeniu suwerenności państwa polskiego w ogóle, tworzą podstawę i inspirację do podejmowania działań związanych z dywersyfikacją kierunków dostaw gazu dla polskiego odbiorcy. W intencji pomysłodawców, bez oglądania się na koszty, należy podpisać nowe umowy na wieloletnią dostawę gazu, najlepiej z kraju zachodniego. Wybór padł na Danię i Norwegię, ponieważ właśnie z tymi krajami zostały niedawno podpisane stosowne kontrakty.

Wbrew pozorom, najistotniejsze w zainicjowanej dywersyfikacji, są właśnie szczegóły dotyczące przede wszystkim warunków dostaw i ceny gazu. Wszystko wskazuje na to, iż przedsięwzięta dywersyfikacja nie tylko dywersyfikacji nie zapewni, a będzie kosztować polską gospodarkę niezwykle drogo¹⁶⁾. Nie sposób też wykluczyć, iż doprowadzi to do ograniczenia wydobycia gazu ze źródeł krajowych, powiększając m.in. i tak już wysoką stopę bezrobocia w niektórych rejonach Polski Południowej. Dlatego konieczne jest rozważne spojrzenie na problem dywersyfikacji i wyważenie jej kryteriów, tak by rzeczywiście służyła ona urynkowieniu sektora gazownictwa w Polsce.

W tym kontekście wypada odnotować jeden z nielicznych głosów „rozsądku”, jakie pojawiły się w ostatnim czasie. Chodzi o prasowe wypowiedzi J. Astramowicza, Prezesa Enron Polska, inwestora w Elektrociepłowni Nowa Sarzyna, jednego z najbardziej znaczących odbiorców gazu w Polsce¹⁷⁾. Został w nich rozpatrzony aktualny sposób zaopatrzenia gospodarki narodowej w gaz oraz możliwości jego dywersyfikacji z punktu widzenia potencjalnych perspektyw w zakresie konsumpcji gazu w Polsce. Według tego autora, optymalne postępowanie zmierzające do dywersyfikacji dostaw gazu powinno uwzględniać:

• pewność nieprzerwanych dostaw z różnych kierunków oraz ich koszt,
• wpływ kosztów dostaw gazu na poziom konkurencyjności polskiego przemysłu i na całą gospodarkę,
• regularnie aktualizowane i wielowariantowe prognozy zapotrzebowania na gaz,
• obowiązujące długoterminowe umowy („take or pay”) na dostawy gazu i możliwość ich renegocjacji,
• zapewnienie koniecznej elastyczności dostaw w krótkim i długim terminie, umożliwiające dostosowanie do zmian rzeczywistego zapotrzebowania spowodowanych odchyleniem czy błędem prognozy lub zmiany koniunktury gospodarczej,
• wymagania Europejskiej Dyrektywy Gazowej, w tym dotyczące liberalizacji rynku i dostępu do systemu przesyłu i dystrybucji gazu ziemnego (TPA) w kontekście planowanego wejścia do Unii Europejskiej.

Według „Założeń polityki energetycznej Polski do 2020 r.” (wariant Postępu-Plus), zapotrzebowanie na gaz w 2010 roku wyniesie 18,4 mln m³ z czego jedna trzecia ma być zużyta przez elektroenergetykę. Biorąc jednak pod uwagę, że krajowe roczne zapotrzebowanie na gaz utrzymuje się w ostatnich latach, na poziomie 10,2-10,3 mld m³ oraz że prognozowane ceny gazu nie pozwolą aby nawet najbardziej sprawne bloki gazowo-parowe mogły konkurować z energią z elektrowni węglowych, może zaistnieć inny wariant, prowadzący do poziomu znacznie mniejszego od powyższego oszacowania. Aktualnie potrzeby gazowe Polski są zabezpieczane w 65% w ramach długoterminowego kontraktu jamajskiego oraz w 35% w oparciu o wydobycie krajowe. Rezultaty prac badawczych przeprowadzonych przez takie firmy jak FX Energy i Apoche, wskazują na występowanie dodatkowych, znaczących potencjalnych źródeł krajowych gazu.

Polska stara się dywersyfikować źródła zaopatrzenia w gaz ziemny, a sposobem zmniejszenia zależności od dotychczasowego głównego dostawcy mają być długoterminowe kontrakty z innymi dostawcami, jak np. kontrakty wynegocjowane z norweskim GPU i duńskim DONG. Alternatywą tych kontraktów może być zawarcie krótko- i średnioterminowych dostaw z Unii Europejskiej po bezpośrednim połączeniu krajowego systemu przesyłowego z systemem UE. Jednak kontrakty „take or pay”, bez prawa do reeksportu lub odsprzedaży gazu, polegające – jak to ma miejsce w przypadku kontraktu jamalskiego – na określeniu sztywnego poziomu zobowiązań odbioru, obwarowanych sankcjami finansowymi za ich niedotrzymanie, praktycznie uniemożliwiają liberalizację rynku paliw.

Dlatego też nadrzędnym celem wydaje się konieczność renegocjacji niekorzystnego i masło elastycznego kontraktu długoterminowego z Rosją (przede wszystkim, obniżenie ilości gazu objętej klauzulą „take or pay”) oraz wycofanie się z długoterminowych umów z pozostałymi dostawcami.

Na szczególną uwagę zasługują też zasady obrotu gazem. W systemie zmonopolizowanym, przy pionowej pełnej integracji przedsiębiorstwa wykonującego funkcje handlowe, przesyłowe i dystrybucyjne, a także magazynowe i wydobywcze, nie miały one większego znaczenia. W sytuacji rozdziału tych funkcji pomiędzy samodzielne i niezależne przedsiębiorstwa energetyczne (tak jak zakłada to program restrukturyzacji PGNiG S.A.), a zwłaszcza po sprywatyzowaniu niektórych z nich, sprawa wydaje się mieć znaczenie podstawowe. Oddzielenie produktu od jego fizycznego transportu otwiera drogę do specjalizacji i konkurencji. Aby zatem konkurencja w obrocie gazem zaistniała trzeba wypracować szczegółowe regulacje i zasady obrotu zapewniające kompatybilność i integralność działalności przedsiębiorstw energetycznych w trzech przekrojach funkcjonalnych:

• technicznym,
• prawnym,
• ekonomicznym.

Z punktu widzenia przesłanek technicznych jednym z ważnych aspektów jest wprowadzenie sprawnego systemu opomiarowania na styku przesyłu i dystrybucji oraz pomiędzy poszczególnymi obszarami dystrybucyjnymi, tak aby było możliwe przekazywanie danych technologicznych służących do kierowania strumieniami gazu oraz do dokonywania rozliczeń wewnętrznych. Po wydzieleniu spółek dystrybucyjnych, informacje uzyskiwane z systemu opomiarowania będą musiały być wykorzystywane do rozliczeń handlowych, a więc ich jakość i precyzja będzie musiała ulec poprawie. Dodatkowo, pomiędzy wieloma podmiotami będą musiały powstać nowe układy pomiarowe.

Co się tyczy przesłanek prawnych, należy odnotować fakt, że w gazownictwie brak jest szczegółowych instrukcji, regulaminów i przepisów dla przedsiębiorstw. Zbiór takich przepisów wydaje się być konieczny z punktu widzenia przedsiębiorstw funkcjonujących w technologicznym ciągu dostaw, jak również z punktu widzenia uczestników obrotu gazem.

Wreszcie, aspekty ekonomiczne obejmują trzy zagadnienia:

• Po pierwsze, w polskim sektorze gazowniczym przynajmniej od 10 lat występuje zaniżanie cen gazu ziemnego w stosunku do kosztów jego pozyskania. Do roku 1996 regulowane ceny na paliwo nie nadążały za zmianami cen w imporcie, powodując brak możliwości pokrycia bezpośrednich kosztów dostawy gazu do odbiorców, co w efekcie było przyczyną występowania w kolejnych latach niedoborów finansowych PGNiG. Wprowadzenie do rozporządzenia „taryfowego” zapisów umożliwiających kształtowanie cen w obrocie paliwami gazowymi (pozwalających na dostosowanie cen paliw gazowych w warunkach znaczących zmian cen zakupu, powodowanych wzrostem kosztów pozyskania gazu pochodzącego z zagranicy w okresach częstszych niż dla danego roku obowiązywania taryfy) ma na celu przenoszenie ryzyka zmiany ceny w części na odbiorców.
• Po drugie, obowiązujące dziś zasady obrotu nakładają na znaczących odbiorców gazu obowiązek płacenia za tzw. moc zamówioną i paliwo (gaz). Oznaczało to, iż na rynku konkurencyjnym musiałyby pojawić się dwa odrębne towary: moc i paliwo. Stoi to w sprzeczności z istotą rynku konkurencyjnego, który wymaga jednorodnego, porównywalnego z punktu widzenia cech jakościowych towaru. Takim towarem spośród tych dwóch kategorii jest gaz. Tak więc, zanim zostanie wprowadzony rynek konkurencyjny, musi nastąpić w systemie płatności przejście na płatności tylko za paliwo (gaz).
• Po trzecie, potrzebne jest wprowadzenie przejrzystych zasad rozliczeń i płatności za gaz, tak aby strumień zobowiązań i należności był adekwatny do fizycznego przepływu gazu i usług związanych z jego transportem i obsługą handlową.

Na koniec wypada odnotować jeszcze jedno ograniczenie wprowadzania rynku konkurencyjnego w gazownictwie. Wynika ono z tego, że w ramach struktury organizacyjnej PGNiG, istnieje organ, jakim jest Krajowa Dyspozycja Gazu (KDG), który:

• dysponuje mocą urządzeń energetycznych przyłączonych do sieci przesyłowej poprzez operatywne kierowanie ruchem systemu w celu bieżącego równoważenia bilansu paliw gazowych,
• programuje w skali rocznej ruch systemu gazowniczego,
• współdziała w przygotowaniu i zawieraniu umów na dostawy gazu do systemu oraz umów na sprzedaż gazu z odbiorcami.

Tak sformułowane zadania KDG nie pozwalają na respektowanie zasad mikroekonomicznej racjonalności, i stoją w sprzeczności z dążeniami i orientacją na zysk, widzianymi z poziomu przedsiębiorstw gazowych.

Procesy urynkowienia energetyki nigdzie dotąd nie zachodziły szybko i bezkonfliktowo. Nie ma również jednego uniwersalnego wzoru dla budowy konkurencyjnego rynku gazu. Mimo, że polskie prawo energetyczne jest wysoko oceniane przez specjalistów, jako jedno z najbardziej nowoczesnych i wyważonych regulacji w Europie Środkowo-Wschodniej, to z pewnym rozczarowaniem należy stwierdzić, że dotychczasowy bilans dokonań w gazownictwie wypada nie najlepiej. Restrukturyzacja PGNiG nadal trwa. Chociaż można to uznać za fakt uzasadniony, ponieważ tego rodzaju procesy mają długi horyzont czasowy, to niepokój muszą budzić niekończące się dyskusje co do ostatecznego kształtu sektora gazowego jako całości. Mogą one spowodować, że wprowadzanie mechanizmów rynkowych w gazownictwie jeszcze bardziej odwlecze się w czasie.

¹²⁾Obecnie trwają prace i uzgodnienia międzyresortowe odnośnie aktualizacji dokumentu „Program restrukturyzacji organizacyjnej państwowego przedsiębiorstwa użyteczności publicznej Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo”, przyjętego przez Radę Ministrów 2 kwietnia 1996 r.

¹³⁾Chodzi m.in. o dokumenty takie, jak: „Strategia zaopatrzenia Polski w gaz” (przyjęta przez Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów w grudniu 1992 r.), „Założenia polityki energetycznej Polski do 2010 roku” (przyjęte przez Radę Ministrów w październiku 1995 r.) czy też „Założenia polityki energetycznej Polski do 2020 roku” (przyjęte przez Radę Ministrów w lutym 2000 r.).

¹⁴⁾Restrukturyzacja Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A., Ministerstwo Gospodarki, materiał powielony z 7 marca 2000 r., s. 8.

¹⁵⁾Tego rodzaju regulacja polega na stawianiu wymogu równania wszystkich dostawców do najbardziej efektywnego z nich, wyłanianego na podstawie porównania efektywności działania poszczególnych dostawców w trakcie tzw. przeglądy taryfowego (procesu zatwierdzania taryfy).

¹⁶⁾ Zwracają na to uwagę m.in. A. Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski, op. cit.

¹⁷⁾ J. Astramowicz, Liczy się pewność dostaw i bezpieczeństwo, „Rzeczpospolita”, 14-16 kwietnia 2001 oraz J. Astramowicz, Bezpieczeństwo dostaw gazu, „Biuletyn URE”, nr 4/2001.