Zasada dostępu stron trzecich w prawie energetycznym wspólnotowym i w prawie polskim
advertisement
Uniwersytet Łódzki Wydział Prawa i Administracji Tomasz Janas Zasada dostępu stron trzecich w prawie energetycznym wspólnotowym i w prawie polskim Praca została napisana w Katedrze Prawa Europejskiego pod kierunkiem Pani prof. dr hab. Marii Królikowskiej-Olczak. Łódź 2001 SPIS TREŚCI WSTĘP...............................................................................................................................3 Rozdział 1 ...........................................................................................................................6 Budowa rynku energetycznego w Unii Europejskiej .....................................................6 1.1 Traktat o ustanowieniu Europejskiej Wspólnoty Gospodarczej ...............................6 1.1.1 Energia elektryczna jako towar ..........................................................................6 1.1.2 Zasada swobodnego przepływu towarów w obrocie energią elektryczną .........7 1.1.3 Zakres stosowania reguł konkurencji do sektora elektroenergetycznego ..........9 1.2 Roboczy dokument na temat wewnętrznego rynku energetycznego ......................10 1.3 Transeuropejskie Sieci Energetyczne......................................................................11 1.4 Traktat Karty Energetycznej ...................................................................................12 1.5 Program liberalizacji i konkurencji w energetyce...................................................14 1.5.1 Dyrektywa z 29.VI.1990 r. w sprawie przejrzystości cen energii elektrycznej i gazu ...........................................................................................................................17 1.5.2 Dyrektywa z 29.X.1990 r. dotycząca tranzytu energii elektrycznej ................18 1.5.3 Znaczenie Dyrektywy IEM dla budowy wewnętrznego rynku energii elektrycznej ...............................................................................................................20 Rozdział 2 .........................................................................................................................26 Organizacja dostępu do sieci ..........................................................................................26 2.1 Zasada wyłącznego nabywcy ..................................................................................26 2.2 Zasada dostępu stron trzecich..................................................................................30 2.2.1 Definicja, zakres przedmiotowy i podmiotowy zasady TPA ...........................30 2.2.2 Tryb i harmonogram wdrożenia w życie zasady TPA .....................................33 2.2.3 Zasada dostępu stron trzecich jako warunek rozwoju konkurencji na rynku energii elektrycznej ...................................................................................................36 Rozdział 3 .........................................................................................................................43 Wdrażanie konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce............................43 Rozdział 4 .........................................................................................................................58 Zasada TPA w polskiej ustawie .....................................................................................58 4.1 Ograniczony, warunkowy i regulowany dostęp do sieci.........................................58 4.2 Rola Prezesa URE w promocji konkurencji i wdrażaniu zasady TPA ...................62 4.3 Harmonogram uzyskiwania przez odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych.................................................................................................................70 Rozdział 5 .........................................................................................................................76 Problemy związane z implementacją zasady TPA w UE i Polsce...............................76 5.1 Organizacja i funkcje operatora systemu przesyłowego .........................................76 5.2 Koszty osierocone (stranded costs).........................................................................82 Rozdział 6 .........................................................................................................................87 Reforma sektorów elektroenergetycznych na przykładzie Wielkiej Brytanii i Niemiec .............................................................................................................................87 6.1 Wielka Brytania.......................................................................................................87 6.1.1 Restrukturyzacja brytyjskiej elektroenergetyki................................................87 6.1.2 Rola brytyjskiego regulatora w promocji konkurencji.....................................90 6.1.3 Utworzenie rynku energii elektrycznej (pool)..................................................94 6.1.4 Zgodność prawa brytyjskiego z Dyrektywą 96/92...........................................97 6.2 Niemcy ....................................................................................................................99 6.2.1 Restrukturyzacja i liberalizacja niemieckiego sektora elektroenergetyki ........99 6.2.2 Implementacja Dyrektywy w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej .................................................................................................102 ZAKOŃCZENIE ...........................................................................................................107 Bibliografia ....................................................................................................................110 2 Prace dyplomowe są końcowym etapem edukacji na studiach wyższych. Są one znaczącym przejawem umiejętności badawczych, analizy i krytycznego myślenia studenta. W zależności od dyscypliny naukowej, prace dyplomowe przybierają różne formy i poruszają różnorodne tematy, od praktycznych do teoretycznych, od konkretnych do abstrakcyjnych. Wybór tematu, zebranie i analiza danych, tworzenie wniosków - wszystko to jest nieodzowną częścią procesu tworzenia pracy dyplomowej. Pierwszym przykładem, który warto rozważyć, są prace z teologii. W takich pracach student może badać wpływ wiary na społeczeństwo, relacje między religią a nauką, lub analizować interpretacje i znaczenia konkretnych tekstów religijnych. Kolejnym obszarem zainteresowania mogą być prace o prawach człowieka. Tutaj studenci mogą zająć się badaniem historii praw człowieka, analizować różne przypadki naruszeń tych praw, lub zbadać jak prawa człowieka są przestrzegane w różnych częściach świata. Prace z negocjacji to z kolei prace, które koncentrują się na strategiach negocjacyjnych, procesach decyzyjnych, czy wpływie kultury na negocjacje. W praktyce mogą one obejmować studia przypadków, symulacje, czy analizę transkryptów rzeczywistych negocjacji. Warto też zauważyć, że polskie prace dyplomowe nie ustępują jakością tym tworzonym za granicą. Niezależnie od tego, czy dotyczą one kampanii społecznych, zagadnień związanych z prawem czy bankowością, są one z reguły dobrze napisane i gruntownie zbadane. Prace o kampaniach społecznych mogą obejmować analizę skuteczności konkretnej kampanii, badać wpływ mediów społecznościowych na kampanie społeczne, czy porównać różne strategie używane w kampaniach społecznych. Śląsk to wyjątkowy region, o bogatej historii i kulturze, więc prace o Śląsku mogą dotyczyć różnych aspektów, od historii gospodarczej regionu, przez analizę dialektów śląskich, do badań społeczno-kulturowych. W dziedzinie bankowości, prace dyplomowe mogą obejmować analizę ryzyka kredytowego, badanie innowacji w usługach bankowych, lub analizowanie skutków kryzysów finansowych na sektor bankowy. Prace z prawa to z kolei obszar, który może obejmować szerokie spektrum tematów, od badań konkretnych przypadków, przez analizę ustaw, po badanie wpływu prawa na społeczeństwo. Praca dyplomowa jest oceniana przez opiekuna pracy oraz komisję egzaminacyjną na podstawie jej treści, jakości wykonania, oryginalności, umiejętności analizy i wnioskowania oraz sposobu prezentacji. Praca dyplomowa ma duże znaczenie dla studentów, ponieważ może mieć wpływ na ocenę końcową oraz być podstawą do dalszej kariery zawodowej lub podjęcia dalszych studiów. WSTĘP Liberalizacja i konkurencja - to obecnie bardzo często używane pojęcia, znajdujące zastosowanie do niemal wszystkich obszarów działalności gospodarczej, zarówno w Unii Europejskiej, jak i krajach, które dopiero od niedawna weszły na ścieżkę gospodarki rynkowej. Jeszcze kilkanaście lat temu nikt nie spodziewał się, że kategorie te będą odnoszone do sektora energetycznego, tradycyjnie uważanego za monopol naturalny, w którym mechanizmy rynkowe nie mogą być stosowane. Takie podejście wynikało ze szczególnej roli, jaką odgrywa energia elektryczna w każdym rozwiniętym kraju. Jest ona używana do produkcji niemal wszystkiego, a koszty jej wytwarzania są jednym z głównych czynników wpływających na konkurencyjność danej gospodarki. Przypisanie specjalnego statusu elektroenergetyce uzasadniane było koniecznością zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego państwa oraz ciągłością i niezawodnością dostaw energii do odbiorców. W sposób świadomy rezygnowano z konkurencji w elektroenergetyce, uważając za całkowicie naturalne, iż tak ważny dla całej gospodarki sektor funkcjonuje w warunkach monopolu. Owa wyjątkowość elektroenergetyki uwarunkowana jest także względami historycznymi. Po drugiej wojnie światowej, która spowodowała zniszczenie wielu systemów elektroenergetycznych, rządy państw europejskich uczyniły ich odbudowę priorytetem, czyniąc sektor elektroenergetyczny motorem odbudowy całej powojennej gospodarki. Przyjęto, iż odpowiedzialność za tak istotną usługę jaką jest dostarczanie energii elektrycznej bierze na siebie rząd, co w prostej linii doprowadziło do nacjonalizacji przemysłu energetycznego. Wyrazem tego było utworzenie przedsiębiorstw energetycznych, w pełni poddanych kontroli państwa, jak na przykład ENEL we Włoszech, Electricitè de France czy Electricidade de Portugal. Wyżej wymienione czynniki powodowały, iż energetyka przez długi czas pozostawała ostatnim z sektorów gospodarki UE, do którego postanowienia Traktatu Rzymskiego dotyczące reguł konkurencji nie znajdowały zastosowania. Mimo olbrzymiej roli przemysłu elektroenergetycznego w każdym z państw Wspólnoty Europejskiej, przez szereg lat nie robiono nic, by sektor ten uczynić konkurencyjnym, a co za tym idzie bardziej efektywnym. Jednak od kilku lat w elektroenergetyce zachodzą fundamentalne zmiany mające na celu oparcie jej funkcjonowania na zasadach gospodarki rynkowej. Mają one miejsce zarówno w UE jak i krajach ubiegających się o członkostwo, w tym w Polsce. Celem pracy jest przedstawienie wprowadzanej do prawa europejskiego oraz polskiego zasady dostępu stron trzecich (TPA), stanowiącej podstawowy mechanizm 3 wprowadzania konkurencji do elektroenergetyki i liberalizacji zasad obrotu energią elektryczną. W pracy skoncentrowałem się na zmianach zachodzących w elektroenergetyce, z pominięciem innych podsektorów energetyki. W rozdziale 1 opisano proces budowy jednolitego rynku energii elektrycznej w UE, którego początek wyznacza rok 1988, w którym Komisja Europejska opublikowała Roboczy dokument na temat wewnętrznego rynku energetycznego. Rozdział prezentuje najważniejsze akty prawne mające zastosowanie do europejskich sektorów elektroenergetycznych, począwszy od Traktatu Rzymskiego, który mimo że nie odnosił się bezpośrednio do energetyki, to nie wykluczał jej spod reguł dotyczących Jednolitego Rynku, a skończywszy na najważniejszej jak do tej pory Dyrektywie 96/92 w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Rozdział 2 zawiera definicję, a także wskazanie zakresu przedmiotowego i podmiotowego zasady dostępu stron trzecich w prawie europejskim, oraz opis konkurencyjnej w stosunku do TPA zasady wyłącznego nabywcy (SB). W rozdziale zaprezentowano harmonogram implementacji zasady TPA w Państwach Członkowskich. Końcowa część rozdziału poświęcona jest rozważaniom dotyczącym stopnia, w jakim wdrożenie TPA jest niezbędne 3 poświęcony do wprowadzenia konkurencji w sektorze polskiego sektora elektroenergetyki. Rozdział jest problematyce elektroenergetycznego, wprowadzanym w nim zmianom, dostosowaniu prawa polskiego do acquis communautaire oraz procesom prowadzącym do utworzenia w naszym kraju konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. W rozdziale 4 dokonano prezentacji obowiązującej w Polsce zasady TPA, różniącej się znacznie pod względem zakresu przedmiotowego od rozwiązań wprowadzanych przez Dyrektywę 96/92. W rozdziale tym wskazano także zmiany, które są niezbędne by uczynić polskie rozwiązanie w pełni zgodne z prawem europejskim w dziedzinie elektroenergetyki. W rozdziale 5 przedstawiono zagadnienia, stanowiące najistotniejsze problemy związane z implementacją zasady TPA w Państwach Członkowskich i Polsce. Pierwsza kwestia dotyczy konieczności powołania niezależnego operatora systemu przesyłowego, którego działalność ma zapewniać prawidłowe funkcjonowanie zasady dostępu stron trzecich. Drugi problem związany jest z istnieniem tzw. kosztów osieroconych (stranded costs). Brak odpowiednich rozwiązań w tym względzie spowodować może znaczne opóźnienie wprowadzania konkurencji w elektroenergetyce. 4 Rozdział 6 charakteryzuje dokonania Anglii i Niemiec w dziedzinie restrukturyzacji energetyki i wprowadzania doń reguł konkurencji. Wielka Brytania była pierwszym europejskim krajem, który zdecydował się na daleko posunięte reformy swego sektora elektroenergetycznego, Niemcy z kolei są przykładem państwa, które w przeciwieństwie do większości Krajów Członkowskich niezwykle szybko wprowadziły reguły konkurencji do elektroenergetyki otwierając w całości swój rynek na konkurencję międzynarodową. Pisząc pracę korzystałem z zasobów bibliotecznych Środkowozachodniego Oddziału Terenowego URE z siedzibą w Łodzi, Zakładu Energetycznego ŁódźTeren S.A., Instytutu Europejskiego a także z informacji znajdujących się w internecie, wykorzystując opracowania polskie, jak i angielskojęzyczne. Praca obejmuje stan prawny na dzień 30 kwietnia 2001 roku. 5 Rozdział 1 Budowa rynku energetycznego w Unii Europejskiej 1.1 Traktat o ustanowieniu Europejskiej Wspólnoty Gospodarczej Traktat Rzymski z 25 marca 1957 r. ustanawiający Europejską Wspólnotę Gospodarczą w żadnym miejscu nie odniósł się w sposób odrębny do energetyki, przez co nie wykluczył jej z budowy wewnętrznego rynku europejskiego i nakazał traktować tak jak każdy inny sektor gospodarki. Mimo że energetyka w każdym rozwiniętym kraju odgrywa niezwykle ważną rolę i brak postępu w jej reformowania oddziałuje negatywnie na inne dziedziny gospodarki, budowa wewnętrznego rynku energetycznego (a w jego ramach rynku elektroenergetycznego) okazała się być procesem niezwykle trudnym i złożonym, i aż do chwili obecnej nie osiągnięto w pełni zadowalających rezultatów. Poszczególne państwa chroniły swe monopole energetyczne przed jakimikolwiek zmianami, tłumacząc to koniecznością zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego i działalnością w ogólnym interesie gospodarczym. To powodowało, iż dopiero w połowie lat osiemdziesiątych podjęto bardziej zdecydowane działania mające umożliwić wprowadzenie konkurencji do elektroenergetyki oraz budowę wewnętrznego rynku energii elektrycznej w ramach Unii Europejskiej. W czasie jego tworzenia najważniejsze znaczenia miała interpretacja dwóch grup reguł zawartych w Traktacie Rzymskim, a mianowicie : - reguł wolnego handlu (tj. zasady swobodnego przepływu towarów, osób, usług, kapitału, a także nie wyrażonej wprost wśród wolności rynku wewnętrznego zasady wolności przedsiębiorczości) oraz - reguł konkurencji (normy o podstawowym znaczeniu w dziedzinie konkurencji zawarte są w artykułach 85 – 94).1 1.1.1 Energia elektryczna jako towar Z punktu widzenia budowy wewnętrznego rynku energii elektrycznej bardzo ważne znaczenie ma rozstrzygnięcie czy przedmiotem reguł wolnego handlu jest dostarczanie energii traktowanej jako towar czy też świadczenie usług, a w zależności od 1 P. Jasiński, T. Skoczny „Elektroenergetyka. Studia nad integracją europejską”, Warszawa 1996 r.,s. 203. 6 tego podlegającej normom wyrażonym w artykułach 30-37 czy też 59-66 Traktatu Rzymskiego. Rozstrzygnięcia tej kwestii nie znajdziemy w samym Traktacie lecz w orzecznictwie Europejskiego Trybunału Sprawiedliwości oraz prawodawstwie wtórnym. Po raz pierwszy ETS wypowiedział się w tej sprawie w wyroku z 15 lipca 1964 r. w sprawie Costa/Enel . Włoski prawnik, Costa odmówił płacenia rachunku za dostawę energii elektrycznej na rzecz jej producenta i dystrybutora – firmy Enel twierdząc, iż włoska ustawa nacjonalizująca włoski przemysł energetyczny naruszyła przepisy Traktatu Rzymskiego i była sprzeczna z włoską konstytucją. Trybunał musiał rozstrzygnąć czy monopol energetyczny podlega nakazowi przekształcenia wyrażonego w artykule 37. Uznając, że tak Trybunał w sposób pośredni stwierdził iż energia elektryczna traktowana ma być jako towar.1 Potwierdzenie tego stanowiska dokonało się w wyroku z 27 kwietnia 1994 r. w sprawie Gemeente Almelo and Others/N.V. Energiebedrijf Ijsselmij.2 W tej sprawie ETS, powołując się na swoje rozstrzygnięcie z 1964 r. w sposób wyraźny i bezpośredni stwierdził, iż energia elektryczna jest towarem. Natomiast przykładem potraktowania energii elektrycznej jako towaru w prawie wtórnym jest Dyrektywa Rady 85/374/EEC w sprawie odpowiedzialności za jakość produktów. 1.1.2 Zasada swobodnego przepływu towarów w obrocie energią elektryczną Zasada swobodnego przepływu towarów wyraża się w tym, iż towary pochodzące ze Wspólnot Europejskich lub legalnie dopuszczone na ich rynek mogą swobodnie i na warunkach narodowych krążyć po wspólnotowym terytorium celnym. Zasada ta wiąże się z ustanowieniem unii celnej oraz z eliminacją wszelkich barier parataryfowych (fiskalnych) i pozataryfowych (tj. barier ilościowych i jakościowych). Eliminacja barier ilościowych i środków o podobnych skutkach wyrażona jest w artykułach 30-36 Traktatu Rzymskiego. W świetle artykułu 30 i 34 zakazane jest stosowanie ograniczeń ilościowych lub środków równoważnych w eksporcie, imporcie i tranzycie między państwami członkowskimi. Obok barier ilościowych wyróżniamy bariery jakościowe: fizyczne i techniczne. Bariery fizyczne 1 2 Wyrok ETS z 15 lipca 1964 r., C-6/64. Wyrok ETS z 27 kwietnia 1994 r., C-393/92. 7 polegają na stosowaniu formalności celnych i kontroli granicznych, zaś techniczne na wprowadzaniu ostrych norm technicznych i wymogów standaryzacyjnych.1 Przepisy Traktatu dotyczące zasady swobodnego przepływu towarów mają również znaczenie w odniesieniu do obrotu energią elektryczną, traktowaną jako towar. Jednakże do tej pory nigdy nie były one stosowane bezpośrednio do sektora elektroenergetyki. Jeżeli jednak dojdzie do tego, należy sądzić iż Trybunał rozstrzygać będzie na podstawie przyjętej przez siebie linii orzeczniczej w takich sprawach jak np. Dasonville2 czy Cassis de Dijon.3 Artykuł 36 Traktatu Rzymskiego dopuszcza wyjątki od nakazu likwidacji barier ilościowych. Zgodnie z jego treścią „dopuszczalne są ograniczenia eksportowe, importowe i tranzytowe, o ile znajdują uzasadnienie w moralności publicznej, porządku publicznym, bezpieczeństwie publicznym, ochronie zdrowia i życia ludzi, zwierząt i roślin (...), pod warunkiem, że nie są wyrazem arbitralnej dyskryminacji lub ukrytych ograniczeń handlowych”. Państwa członkowskie mogą zatem stosować ograniczenia ilościowe w handlu energią elektryczną jeśli są w stanie uzasadnić to bezpieczeństwem dostaw. Chodzić tu może o dwa rodzaje zobowiązań : - zapewnienie dostaw określonych pierwotnych źródeł energii dla nieprzerwanego wytwarzania energii elektrycznej (np. w sytuacjach nadzwyczajnych i kryzysowych) oraz - zagwarantowanie nieprzerwanych dostaw energii elektrycznej do konsumentów. Jak do tej pory w orzecznictwie Europejskiego Trybunału Sprawiedliwości brak jest wyroków, które dotyczyłyby usprawiedliwienia ilościowych ograniczeń w handlu energią elektryczną. Wyroki takie zapadły natomiast w sprawach dotyczących ograniczeń ilościowych w handlu produktami naftowymi (Campus Oil oraz Komisja/Grecji). W sprawie Campus Oil, która odegrała bardzo istotne znaczenie w rozwoju wspólnotowej polityki energetycznej, irlandzki Minister Przemysłu i Energetyki nałożył na importerów paliw wymóg nabywania określonej części swego zapotrzebowania w jedynej istniejącej irlandzkiej rafinerii, i to po cenach ustalanych przez tegoż Ministra, uzasadniając to koniecznością utrzymania pracy rafinerii jako gwarancji dostaw produktów naftowych na wypadek kryzysu. ETS przyznał rację Ministrowi, uznając, iż środki te były usprawiedliwione z uwagi na bezpieczeństwo publiczne. Trybunał stwierdził, że „produkty naftowe, z uwagi na ich wyjątkową wagę 1 Szerzej patrz : J. Galster, C. Mik „Podstawy europejskiego prawa wspólnotowego” , Toruń 1998 r., s. 205-228. 2 Wyrok z 11.07.1974 r. (C-8/74). 3 Wyrok z 20.02.1979 r. (C-120/78). 8 jako źródło energii w nowoczesnej gospodarce, mają fundamentalne znaczenie dla egzystencji kraju, skoro zależy od nich nie tylko jego gospodarka, ale także wszelkie instytucje, istotne usługi publiczne a nawet przetrwanie jego obywateli”.1 Należy przypuszczać, iż gdyby doszło do analogicznej sprawy w zakresie handlu energią elektryczną, Trybunał orzekłby podobnie jak w sprawie Campus Oil. 1.1.3 Zakres stosowania reguł konkurencji do sektora elektroenergetycznego Działalność sektorów elektroenergetycznych w państwach Unii Europejskiej w pełni podlega ocenom z punktu widzenia reguł konkurencji wyrażonych w artykułach 85-94 Traktatu Rzymskiego. Przedmiotem tejże oceny będą zarówno wszelkie porozumienia między przedsiębiorstwami energetycznymi, decyzje grup przedsiębiorstw oraz uzgodnione praktyki, które mogą wpływać na handel między Państwami Członkowskimi, a których przedmiotem lub skutkiem jest uniknięcie, ograniczenie lub zakłócenie konkurencji (zmowa kartelowa-art.. 85), jak i nadużywanie przez nie pozycji dominującej (artykuł 86). Z uwagi jednak na to, iż przedsiębiorstwa energetyczne mogą być „przedsiębiorstwami świadczącymi usługi w ogólnym interesie gospodarczym, reguły konkurencji będą miały w stosunku do nich zastosowanie o tyle, o ile nie będzie stanowiło to prawnej lub faktycznej przeszkody w wykonywaniu przez nie przypisanych im zadań szczególnych” (artykuł 90 § 2). W rzeczywistości przez szereg lat artykuły Traktatu poświęcone regułom konkurencji nie były stosowane do sektora elektroenergetycznego. Dopiero na przełomie lat osiemdziesiątych i dziewięćdziesiątych sektor ten stał się obiektem większego zainteresowania ze strony Komisji Europejskiej. Wtedy właśnie przedmiotem oceny Komisji stały się dwa porozumienia zawarte między Zrzeszeniem Niemieckich Przedsiębiorstw Wydobywczych a Zrzeszeniem Niemieckich Wytwórców Energii Elektrycznej oraz Stowarzyszeniem Elektroenergetyki Przemysłowej. Porozumienia te określiły roczną wielkość zakupów niemieckiego węgla przez zawodowych wytwórców energii elektrycznej i przez przedsiębiorstwa wytwarzające tę energię na własne potrzeby w latach 1991-1995 (stanowiły one umowy dodatkowe do porozumień zawartych w 1977 r. między indywidualnymi kopalniami a indywidualnymi przedsiębiorstwami elektroenergetycznymi). Komisja Europejska zbadała porozumienia na gruncie artykułu 85 ust. 1, 85 ust. 3 oraz 90 ust.2, po czym stwierdziła, iż: 1 Wyrok ETS z 1984 roku, C-72/83. 9 a) ograniczają one konkurencję na dwa sposoby : - wyłączny charakter zobowiązania do dokonywania długoterminowych zakupów określonej ilości niemieckiego węgla powoduje ograniczenie konkurencji między elektrowniami w odniesieniu do pierwotnych źródeł energii; - takie zobowiązanie do zakupu oznacza, że w zakresie w jakim energia elektryczna jest wytwarzana z węgla zakupionego zgodnie z tym zobowiązaniem, wszelki import z innych państw członkowskich jest wyłączony; b) porozumienia te mają negatywny wpływ na handel między państwami członkowskimi, ponieważ zobowiązanie do zakupu niemieckiego węgla wyklucza import węgla oraz innych pierwotnych źródeł energii. Komisja stwierdziła jednocześnie, że porozumienia te nie podlegają wyłączeniu spod artykułu 85 na gruncie artykułu 90 § 2 Traktatu Rzymskiego.1 1.2 Roboczy dokument na temat wewnętrznego rynku energetycznego Roboczy dokument na temat wewnętrznego rynku energetycznego z 1988 roku stanowi pierwszą, poważną dyskusję poświęconą problematyce europejskiego sektora energetycznego. Jego opublikowanie było punktem przełomowym europejskiej polityki energetycznej, od którego budowa wewnętrznego rynku energetycznego w zasadzie się rozpoczęła. Najważniejsze cele i przesłania dokumentu można scharakteryzować następująco : - stworzenie zintegrowanego, wewnętrznego rynku energetycznego ma podstawowe znaczenie dla przyszłości Wspólnoty i służyć powinno jako instrument budowy wspólnotowego rynku wewnętrznego w 1992 roku; - budowa wewnętrznego rynku na polu energetyki ma przyczynić się do wzmocnienia konkurencyjności gospodarki europejskiej i służyć jako wsparcie integracji politycznej; - wewnętrzny rynek energetyczny mieć będzie pozytywne skutki dla poziomu życia obywateli Wspólnoty i dla dostaw energii, przygotuje drogę dla wzrostu handlu między państwami członkowskimi, wzmocni między nimi solidarność, a także zwiększy zdolności dostosowawcze przedsiębiorstw oraz ułatwi prowadzenie wspólnej polityki energetycznej. 1 P. Jasiński, T. Skoczny „Elektroenergetyka. Studia nad integracją europejską”, Warszawa 1996 r., s. 210-212. 10 Roboczy dokument odegrał w energetyce podobną rolę jak Green Paper z 1987 r. o telekomunikacji, choć postępy osiągnięte w tych sektorach znacznie różnią się od siebie na niekorzyść energetyki.1 1.3 Transeuropejskie Sieci Energetyczne Formalną podstawą dla inicjatywy w sprawie utworzenia Transeuropejskich Sieci Energetycznych (Transeuropean Energy Networks, w skrócie TENs) były przepisy Traktatu z Maastricht o Unii Europejskiej.2 Zgodnie z artykułem 129 lit. b-d, Wspólnota „ma przyczynić się do budowy i rozwoju transeuropejskich sieci w takich dziedzinach jak infrastruktura transportowa, telekomunikacyjna i energetyczna” i „będzie dążyć do promocji wzajemnych połączeń i interoperacyjności sieci krajowych”. Sieci transeuropejskie, nie tylko w obszarze energetyki, ale także transportu i telekomunikacji, zapewniać miały powstanie „brakujących ogniw” w tych sektorach, tak by przyczyniać się do rozwoju swobodnego przepływu osób, towarów, usług i kapitału.3 Transeuropejskie Sieci Energetyczne to jedna z najważniejszych inicjatyw Unii Europejskiej, mająca służyć przede wszystkim wspieraniu technicznych systemów przesyłania energii elektrycznej i gazu ziemnego w ramach wewnętrznego rynku europejskiego, a zatem przyczyniająca się do integracji infrastruktury transportu energii. Rozwój sieci ma zwiększyć bezpieczeństwo, jakość i niezawodność dostaw, a także zróżnicowanie źródeł dostaw energii. Ma również zmniejszać zależność od dominujących dostawców zewnętrznych, przyczyniać się do rozwoju konkurencji, wykorzystywania pozytywnego efektu skali czy też obniżania kosztów energii, co z kolei służyć będzie zwiększeniu konkurencyjności gospodarek krajów UE na rynkach światowych, wzrostowi gospodarczemu oraz rozwojowi rynku pracy. W założeniu twórców, rozwój sieci wewnątrz Unii doprowadzi do ograniczenia negatywnych skutków izolacji słabiej rozwiniętych regionów, umożliwiając im dostęp do zróżnicowanych źródeł energii po konkurencyjnych cenach. Działania w wymiarze zewnętrznym (external dimension) polegać mają na rozwijaniu współpracy z państwami kandydującymi do członkostwa w Unii Europejskiej, a także z krajami basenu Morza Śródziemnego, Azji Środkowej i Środkowego Wschodu. 1 P.Jasiński,G.Yarrow „Konkurencja a regulacja w telekomunikacji”, Warszawa 1995 r. Traktat o Unii Europejskiej został zawarty 7.02.1992 r., a wszedł w życie 1.11.1993 roku. 3 Gowans I „Trans-European Energy Networks”, Energy in Europe 22/93. 2 11 Zdaniem Komisji utworzenie TENs przyczyni się w zdecydowany sposób do budowy wewnętrznego rynku energii elektrycznej, dzięki zapewnieniu odpowiedniej infrastruktury, co z kolei umożliwi operatorom systemów przesyłowych i konsumentom czerpanie korzyści dzięki istnieniu obszaru gospodarczego pozbawionego granic wewnętrznych.1 Dla naszego kraju utworzenie TENs stanowi szansę na dostęp do rynku energii elektrycznej w Unii Europejskiej. Tworzą się także możliwości czerpania korzyści z tranzytu energii zarówno w kierunku północ – południe jak wschód – zachód. Obecnie można wskazać na trzy projekty, w których realizację jest zaangażowana Polska:2 - Niemcy – Polska : chodzi o wzmocnienie połączeń między istniejącymi systemami elektroenergetycznymi (modernizacja linii Mikułowa – Hagenwerder oraz Neuenhagen – Vierraden – Krajnik); - Pierścień Bałtycki : ma objąć Niemcy, Polskę, Rosję, Estonię, Łotwę, Litwę, Szwecję, Finlandię, Danię i Białoruś (wzmocnienie i rozwój połączeń między systemami elektroenergetycznymi tych krajów za pomocą linii napowietrznych lub kabli podmorskich; - Unia Europejska, Białoruś, Rosja, Ukraina: rozwój połączeń i sprzęgieł między rozszerzonym systemem UCPTE3 i sieciami krajów trzecich w Europie Wschodniej. 1.4 Traktat Karty Energetycznej Zgodnie ze słowami Henniga Christophersona, przewodniczącego Konferencji Karty Energetycznej „Karta Energetyczna to forum powołane do umożliwienia współpracy między krajami Europy Wschodniej i Zachodniej.” Jej geneza wiąże się z inicjatywą premiera Holandii Ruuda Lubbersa, który podczas posiedzenia Rady Europejskiej w Dublinie w 1990 r. zasugerował, iż najlepszym sposobem udzielenia pomocy Rosji będzie, zamiast wielomilionowych pożyczek, pomoc w rozbudowie jej sektora energetycznego.4 Propozycja ta spotkała się ze szczerym zainteresowaniem pozostałych członków Rady. W lutym 1991 r. Komisja Europejska wystąpiła z koncepcją Europejskiej Karty Energetycznej. Jej oficjalne przyjęcie nastąpiło poprzez podpisanie Dokumentu 1 I.Gowans „Trans-European Energy Networks”, Energy in Europe 22/93. „Trans-European Energy Networks”, Information Document (wrzesień 1997). 3 UCPTE-Unia dla Koordynacji Wytwarzania i Przesyłania Energii Elektrycznej. 4 J. Jankowski „Karta Energetyczna”, Biuletyn URE Nr 4/99. 2 12 Końcowego na konferencji w Hadze w dniach 16 – 17 grudnia 1991. Była to jednak jedynie polityczna deklaracja nie wiążąca prawnie jej sygnatariuszy. Do najważniejszych zagadnień Traktatu Europejskiej Karty Energetycznej, z których wiele nadal budzi sporo kontrowersji, należą:1 • dostęp sygnatariuszy Karty do wewnętrznych rynków energetycznych każdego z nich na takich samych prawach na jakich funkcjonują podmioty gospodarcze rozważanego kraju; • swobodny dostęp do krajowych sieci energetycznych tzw. „stron trzecich” (przez które rozumie się dowolne przedsiębiorstwo energetyczne krajowe lub zagraniczne); • swobodny dostęp do zasobów energetycznych w każdym z krajów z zastrzeżeniem suwerenności kraju na swoim terytorium i z poszanowaniem własności i zasad handlowych; • wspieranie międzynarodowego handlu energią i ochrona inwestycji; • przestrzeganie zasad bezpiecznego korzystania z energii, a zwłaszcza bezpieczeństwa jądrowego; • dążenie do możliwie efektywnego wykorzystania energii i przestrzeganie zasad ochrony środowiska naturalnego; • wzajemne udostępnianie osiągnięć w zakresie postępu technicznego w dziedzinie energii oraz pomoc w szkoleniu i popularyzacji racjonalnego użytkowania energii. Po ponad trzech latach dalszych negocjacji, w grudniu 1994 r. Konferencja Europejskiej Karty Energetycznej uchwaliła tekst Traktatu Karty Energetycznej, który ujął zasady EKE w formę prawnie wiążących postanowień. Na mocy Traktatu powstał Sekretariat i Konferencja Karty Energetycznej. Do najważniejszych zadań Sekretariatu należy obsługa organizacyjno-merytoryczna Konferencji KE a także wykonywanie specjalnych funkcji w imieniu Konferencji, jak np. ułatwianie tranzytu między sygnatariuszami. TKE to porozumienie o bardzo szerokim zakresie podmiotowym i przedmiotowym, stanowiące istotną podstawę do rozwijania współpracy w dziedzinie energetyki między poszczególnymi krajami. Jest to pierwsze gospodarcze porozumienie, którego sygnatariuszami są wszystkie kraje byłego ZSRR, kraje Europy Środkowej i Wschodniej oraz członkowie OECD, z wyjątkiem USA (co było dużą porażką twórców Karty), Meksyku i Nowej Zelandii.2 1 Informacja Ministerstwa Gospodarki dla członków Sejmowych Komisji Gospodarki i Spraw Zagranicznych na temat głównych postanowień Traktatu Karty Energetycznej oraz Protokołu Kraty Energetycznej, 1999 r. 2 Polska stała się sygnatariuszem TKE w 2000 r. 13 Sygnatariuszami TKE mogą być wszystkie państwa, które opowiadają się za otwartym, nie dyskryminującym zagranicznych podmiotów rynkiem energetycznym. Traktat jest prawnym instrumentem mającym ułatwić stworzenie konkurencyjnego rynku energetycznego. Reguluje on wiele aspektów z zakresu współpracy energetycznej, jak na przykład zagadnienie równego traktowania inwestorów krajowych i zagranicznych, warunki wywłaszczania, międzynarodowego transferu dochodów czy rozwijania wymiany handlowej. 1.5 Program liberalizacji i konkurencji w energetyce Od 1988 roku, kiedy to Komisja Europejska opublikowała Białą Księgę na temat wewnętrznego rynku energii, zarówno na poziomie Unii Europejskiej, jak i w poszczególnych państwach członkowskich rozpoczęła się ożywiona dyskusja dotycząca liberalizacji energetyki, a w szczególności jej sektora elektroenergetycznego. Podstawę dla rozpoczęcia procesu liberalizacji sektora elektroenergetycznego stworzył Jednolity Akt Europejski, uchwalony w 1987 roku. Umożliwił on wydanie szeregu aktów prawnych, służących wprowadzaniu zmian w zmonopolizowanych dotychczas sektorach elektroenergetycznych Pierwszym krokiem uczynionym w kierunku liberalizacji było opublikowanie przez Radę dwóch Dyrektyw: w sprawie tranzytu energii elektrycznej1 oraz w sprawie przejrzystości cen energii elektrycznej i gazu.2 Już w 1992 roku Komisja przedstawiła propozycję Dyrektywy w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej (analogiczna propozycja dotyczyła gazu naturalnego). Projekt ten wprowadził pojęcie dostępu stron trzecich do sieci elektroenergetycznych, co wywołało szereg konfliktów i dyskusji pomiędzy państwami członkowskimi (największym oponentem tego rozwiązania stała się Francja). W lutym 1992 roku Komisja Europejska opublikowała ogólne memorandum wyjaśniające, w którym opowiedziała się za programem liberalizacji3 energetyki przebiegającym w trzech etapach. W momencie publikacji memorandum pierwszy etap był już w zasadzie zakończony we wszystkich krajach członkowskich albowiem polegał on na wydaniu Dyrektyw w sprawie tranzytu energii elektrycznej przez sieci wysokiego 1 OJ, 1990, L 313/30 OJ, 1990, L 185/16 3 Pod pojęciem liberalizacji przemysłu elektroenergetycznego rozumiem uwolnienie go spod ciężaru wszelkiego rodzaju regulacji ze strony państwa. 2 14 napięcia oraz przejrzystości cen energii elektrycznej (patrz: podrozdział 6). Etap drugi miał polegać na : - zniesieniu specjalnych i wyłącznych praw, aby umożliwić wolność wejścia na dany rynek; - administracyjnym oddzieleniu od siebie produkcji, przesyłu, dystrybucji i dostaw (unbundling); - obowiązku udostępnienia sieci przesyłowych i dystrubucyjnych przez ich właścicieli stronom trzecim za rozsądnym wynagrodzeniem (TPA). Trzeci etap polegać miał na rozszerzaniu kategorii klientów, którym pozwala się na korzystanie z dostępu do sieci. Propozycje Komisji wywołały jednak sprzeciw w wielu krajach Unii Europejskiej. Władze państw członkowskich nie mogły wyobrazić sobie sytuacji, w której przemysł energetyczny, uważany od zawsze za sektor w którym zasady konkurencji nie mogą być stosowane, zostałby w całości poddany zasadom wolnego rynku. Czynnikiem, który zasadniczo komplikuje liberalizację w sektorze elektroenergetyki jest fakt, iż dostawy energii elektrycznej muszą być dokonywane za pomocą odpowiednich sieci. Sieciowe systemy przesyłowe, a do tych należy elektroenergetyka, traktowane są jako monopole naturalne (wiąże się to z własnością sieci przesyłowej). Dlatego też bez wprowadzenia obligatoryjnego dostępu stron trzecich rzeczywista liberalizacja elektroenergetyki nie jest możliwa.1 Dostęp do sieci ma kluczowe znaczenie zarówno dla wytwórcy, który dzięki niej może dostarczyć energię elektryczną do swych odbiorców, jak i dla tych drugich, którzy w ten sposób korzystają z niezbędnych dla nich dostaw.2 Możemy wskazać na trzy powody, dla których pełna liberalizacja energetyki w ramach UE powinna mieć miejsce. Są to powody natury politycznej, ekonomicznej i prawnej. Z politycznego punktu widzenia można stwierdzić, iż idea liberalizacji energetyki nie jest niczym nowym, choć w UE zaczęła być realizowana stosunkowo niedawno (pionierem była Wielka Brytania). W takich krajach jak Stany Zjednoczone, Norwegia, Chile, Australia, Japonia czy Nowa Zelandia procesy mające na celu liberalizację i otwarcie rynku energetycznego na konkurencję rozpoczęły się o wiele wcześniej. Mają one na celu przede wszystkim poprawę wydajności tego sektora, uczynienie go bardziej konkurencyjnym, „przyciągnięcie” nowych inwestorów, zapewnienie bezpieczeństwa 1 Raport Międzynarodowej Izby Handlowej „Liberalizacja i prywatyzacja sektora energetycznego”, 1999 r. 2 W. Patterson „Przeobrażenia w elektroenergetyce”, Kraków 1999 r., s. 203-207. 15 dostaw czy też uwolnienie się przez państwo od zobowiązań o charakterze publicznym. Widoczna jest zmiana postaw w odniesieniu do przedsiębiorstw użyteczności publicznej (tu od zawsze należały przedsiębiorstwa energetyczne), które w przeszłości traktowane były w sposób szczególny i jako takie wykluczone spod reguł wolnego rynku. Obecnie są one coraz częściej postrzegane jako rynkowi „aktorzy” na równi z innymi podmiotami, z możliwością przypisywania im jednak specjalnej roli z punktu widzenia interesu społecznego. Właśnie z uwagi na zmianę w podejściu do przedsiębiorstw użyteczności publicznej, mogła rozpocząć się deregulacja, liberalizacja a nawet prywatyzacja przemysłu energetycznego. Drugi powód liberalizacji energetyki ma charakter ekonomiczny. Jeśli Unia Europejska chce grać jedną z głównych ról w światowej energetyce, to niewątpliwym jest, iż przedsiębiorstwa unijne zostaną wystawione na konkurencję z podmiotami z innych państw. Istotnym elementem mogą być tu ceny energii elektrycznej. Do niedawna elektryczność kupowana w Niemczech była o 33 % droższa niż w USA i aż o 50 % droższa niż w Australii. Rewolucja informatyczna i przemysłowa spowodowały, iż przedsiębiorstwa zmuszone są konkurować ze sobą na wciąż rozszerzającym się ryku globalnym. Tutaj podmioty unijne muszą zmierzyć się z konkurentami z Azji, Europy Centralnej czy Ameryki Północnej. Konkurencyjność wielu przemysłów zależy w dużym stopniu od wysokości kosztów zaopatrzenia w energię elektryczną. Jak wykazały przykłady wielu państw liberalizacja i wprowadzenie reguł konkurencji do przemysłu energetycznego pozwoli te koszty obniżyć.1 Trzeci powód liberalizacji, to powód o charakterze prawnym. Traktat Rzymski zdefiniował rynek wewnętrzny jako „obszar bez granic wewnętrznych, na którym zgodnie z postanowieniami niniejszego Traktatu, zostaje zapewniony swobodny przepływ towarów, osób, usług i kapitału”. Rynek wewnętrzny miał być wprowadzony do 31.XII.1992 roku i nie było żadnych powodów, dla których nie miałby obejmować energetyki. Jak jednak wiadomo te założenia, gdy chodzi o przemysł energetyczny nie zostały zrealizowane. Pojęcie rynku wewnętrznego konstytuuje szereg zasad, niezwykle istotnych z punktu widzenia działalności gospodarczej, jak na przykład swoboda przepływu towarów, usług czy też zasada wolności przedsiębiorczości. Te zasady odnoszą się do wszystkich obszarów gospodarczych, nie wyłączając energetyki. Bo przecież w świetle wcześniej wspomnianych orzeczeń ETS energia elektryczna traktowana jest jako towar, sprzedaż tejże energii to świadczenie usług, a z kolei budowa elektrowni w którymkolwiek z państw członkowskich stanowi realizację przysługującej 1 W Wielkiej Brytanii, która rozpoczęła uwalnianie rynku w 1990 r., ceny energii spadły od 22 do 30 % 16 obywatelom UE zasady wolności przedsiębiorczości. A zatem z prawnego punktu widzenia Komisja Europejska jako „strażnik” Traktatu Rzymskiego ma obowiązek podejmować wszelkie starania, aby ukończyć proces budowy wewnętrznego rynku energetycznego.1 Czynnikiem, który stymuluje konkurencję na rynku energetycznym jest możliwość wyboru dostawcy energii elektrycznej przez odbiorcę. Bez przyznania takiego prawa odbiorcom jakakolwiek reforma elektroenergetyki pozbawiona byłaby sensu. Wybór ten powinien następować w warunkach całkowitej swobody, a wszelkie ograniczenia „przypisujące” odbiorców do monopolistycznych dostawców winny być zniesione. Odbiorca sam powinien decydować, któremu dostawcy chce płacić za świadczone usługi, wytwórcy zaś należy umożliwić swobodę wejścia na dany rynek (lub wycofania się z niego), wprowadzania wszelkiego rodzaju innowacji czy też podejmowania decyzji o wielkości produkcji. Sektor elektroenergetyki składa się z czterech podsektorów. Są to: wytwarzanie, sprzedaż, przesył (transport elektryczności) i dystrybucja (rozdział i dostarczanie do odbiorców finalnych). Stosunkowo nietrudno jest wprowadzać konkurencję w podsektorach wytwarzania i sprzedaży. W tym celu należy zapewnić swobodę wejścia na dany rynek i konkurowania z innymi podmiotami. Należy również znieść prawa wyłączne w wytwarzaniu energii elektrycznej. Źródłem monopolu naturalnego są podsektory sieciowe, czyli przesył i dystrybucja. Aby w tych podsektorach pojawiła się rzeczywista konkurencja muszą być podjęte działania zapewniające wolność wejścia na rynek. W pierwszej kolejności zapewnią to dwa instrumenty : zasada dostępu stron trzecich do sieci elektroenergetycznych (oczywiście pod warunkiem, że jest rzeczywiście egzekwowana) oraz liberalizacja zasad koncesjonowania działalności gospodarczej w sektorze energetyki. 1.5.1 Dyrektywa z 29.VI.1990 r. w sprawie przejrzystości cen energii elektrycznej i gazu W założeniu twórców wdrożenie Dyrektywy 90/377/EEC w sprawie procedur służących zwiększeniu przejrzystości cen energii elektrycznej i gazu dostarczanym odbiorcom finalnym miało w znaczący sposób przyczynić się do budowy wewnętrznego rynku energii. We wprowadzeniu do Dyrektywy podkreślono, iż zwiększenie przejrzystości cen zapobiegać będzie zniekształcaniu konkurencji, eliminować działania dyskryminujące, zapewniać wiarygodne informacje na temat kształtowania się kosztów 1 A.M. Klom „Electricity deregulation in the European Union”, Energy in Europe 27/1996. 17 energii, czy też pośrednio harmonizować politykę fiskalną państw członkowskich w sektorze energetyki. Zgodnie z postanowieniami artykułu 1 Dyrektywy, przedsiębiorstwa dostarczające energię elektryczną zostały zobowiązane do przekazywania bezpośrednio do SOEC 1 (Urząd Statystyczny Wspólnot Europejskich) następujących danych : 1. cen i warunków sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom przemysłowym, 2. stosowanych systemów cen2, 3. podziału na kategorie konsumentów oraz odpowiadającego poszczególnym kategoriom poziomu zużycia.3 Podstawowy problem, który pojawił się przed Komisją to jak pogodzić przejrzystość cen z ich poufnością (tajemnica handlowa). Uznając konieczność zachowania poufnego charakteru informacji handlowych, określono zasady ich ochrony oraz wykorzystania w celach informacyjnych. Dyrektywa zapewnia zachowanie przez Urząd Statystyczny Wspólnot Europejskich poufności przekazanych danych, które mogą być publikowane tylko w zestawieniach uniemożliwiających identyfikację poszczególnych transakcji. Sama Komisja stwierdziła jednak przy okazji opublikowania White Paper w 1995 r., iż Dyrektywa tylko w niewielkim stopniu przyczyniła się do zwiększenia przejrzystości cen energii elektrycznej, a także gazu i sytuacja, gdy chodzi o przejrzystość cen jak i inwestycji wciąż pozostawia bardzo wiele do życzenia. 1.5.2 Dyrektywa z 29.X.1990 r. dotycząca tranzytu energii elektrycznej Dyrektywa Rady 90/547/EEC w sprawie przesyłania energii elektrycznej przez sieci to kolejny krok na drodze liberalizacji sektora elektroenergetycznego. Tranzyt energii elektrycznej jest jednym z czynników, który istotnie przyczynia się do rozwoju wspólnego rynku, wzrostu bezpieczeństwa i jakości dostaw czy też racjonalizacji kosztów inwestycji oraz optymalizacji wykorzystania rezerw, paliw i infrastruktury technicznej. Zgodnie z postanowieniami Dyrektywy, państwa członkowskie są zobowiązane do podjęcia wszelkich środków umożliwiających przesyłanie energii elektrycznej innego państwa Wspólnoty przez ich sieci elektroenergetyczne. 1 Statistical Office of European Communities Dane wymienione w pkt. 1 i 2 mają być przekazywane dwa razy w roku. 3 Dane te należy przesyłać w odstępach dwuletnich. 2 18 Zgodnie z artykułem 2 poprzez tranzyt energii elektrycznej sieciami najwyższych napięć (Dyrektywa wyłączyła sieci rozdzielcze) rozumie się taki przesył elektryczności, w czasie którego elektryczność „przekracza” co najmniej jedną granicę wewnątrz Wspólnoty, zaś sieci wysyłu i przeznaczenia znajdują się na terenie państw Wspólnoty. Przesył ten ma być dokonywany przez jednostki odpowiedzialne w poszczególnych państwach za sieci wysokiego napięcia. Obowiązkiem każdego państwa jest zagwarantowanie obiektywnych, przejrzystych i wolnych od dyskryminacji warunków tranzytu, które nie mogą zagrażać bezpieczeństwu dostaw i jakości usług. W załączniku do Dyrektywy znajduje się lista podmiotów, do których stosuje się jej przepisy. Jej zakresem podmiotowym objęte są krajowe przedsiębiorstwa energetyczne odpowiedzialne za świadczenie usług przesyłowych i tranzytowych. Dyrektywa wymaga, by kontrakty tranzytowe negocjowane były przez podmioty odpowiedzialne za sieci i jakość świadczonych usług, a w razie potrzeby z podmiotami odpowiedzialnymi za import i eksport energii elektrycznej. Komisja Europejska została zobowiązana do ustanowienia procedur arbitrażowych mających za zadanie rozwiązywanie ewentualnych konfliktów. W tym celu w 1992 r. powołano Komitet Ekspertów, w skład którego wchodzą reprezentanci podmiotów odpowiedzialnych za świadczenie usług przesyłowych w poszczególnych krajach. Dyrektywa dopuszcza współpracę między Unią a krajami kandydującymi do członkostwa, przyłączonymi do wspólnego systemu elektroenergetycznego. Podczas przeglądu prawa w Brukseli w 1998 r. uzgodniono, iż podmiotem odpowiedzialnym za wdrażanie przepisów Dyrektywy w Polsce będą Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. W związku z tym do głównych obowiązków PSE należy przekazywanie Komisji informacji na temat posiadanej infrastruktury przesyłowej, o wnioskach o świadczenie usług tranzytowych, zawartych umowach czy też przyczynach niepowodzeń w zawieraniu tychże umów. 1 1 M. Zerka „Aspekty prawne rynku energii elektrycznej w świetle dyrektyw Unii Europejskiej”, materiały VI Konferencji naukowo-technicznej „Rynek energii elektrycznej”, Kazimierz Dolny, kwiecień 1999 rok. 19 1.5.3 Znaczenie Dyrektywy IEM dla budowy wewnętrznego rynku energii elektrycznej Dyrektywa 96/92/EC Parlamentu Europejskiego i Rady z 19 grudnia 1996 r. w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej1 jest bez wątpienia najważniejszym aktem prawnym dotyczącym sektora elektroenergetyki w Unii Europejskiej. Jej pełna implementacja w krajach członkowskich, wraz z wdrożeniem wcześniejszych Dyrektyw (90/377/EEC i 90/547/EEC), stanowi niezbędny warunek stworzenia w pełni zliberalizowanego i otwartego na konkurencję unijnego rynku energii elektrycznej. Utworzenie konkurencyjnego rynku energii elektrycznej jest ważnym krokiem w kierunku budowy wewnętrznego rynku energetycznego.2 Zgodnie z zasadą subsydiarności, którą powołuje się w punkcie 11 Preambuły, Dyrektywa ustala podstawowe zasady obowiązujące w dziedzinie rynku energii elektrycznej, pozostawiając poszczególnym państwom członkowskim swobodę w opracowaniu szczegółowego sposobu włączenia ich do prawa krajowego. Pozwala to na wybór rozwiązań prawnych odpowiadających istniejącej strukturze rynku energii w każdym z krajów Unii, z zastrzeżeniem, że doprowadzić mają one do jednakowego stopnia otwarcia rynku. Nie istnieje zatem jeden, “wyłącznie właściwy”, model realizacji postanowień Dyrektywy 96/92, jako że dyrektywy wyznaczają państwom członkowskim określone cele, pozostawiając im do wyboru środki ich realizacji.3 Prace nad Dyrektywą trwały dość długo. Jak już była mowa o tym wcześniej, Komisja Europejska w 1992 roku przedstawiła jej projekt, który wprowadzał zasadę obowiązkowego (mandatory) lub regulowanego (regulated) dostępu stron trzecich do sieci elektroenergetycznych. Propozycje te w żadnym razie nie miały na celu kreowania zunifikowanego systemu energetycznego we wszystkich państwach członkowskich, lecz były próbą znalezienia kompromisu co do głównych zasad, które winny tworzyć podstawy systemów energetycznych w poszczególnych krajach Unii. W 1993 roku Komisja Europejska wprowadziła do projektu szereg zmian zaproponowanych przez Parlament Europejski. Przede wszystkim dotyczyły one zasady TPA. W projekcie Dyrektywy pojawiło się pojęcie negocjowanego dostępu stron trzecich. Od stycznia 1994 1 Dyrektywa 96/92 EC Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej z 19 grudnia 1996 r. w sprawie jednolitych zasad rynku energii elektrycznej (OJ nr L27 p. 20, 1997/01/30). 2 Ust. 2 Dyrektywy 96/92. 3 M. Królikowska-Olczak „Zasada dostępu stron trzecich w świetle norm prawa energetycznego Unii Europejskiej a projekt polskiego prawa energetycznego.”, Studia Prawno-Europejskie, Tom II, Wydawnictwo UŁ, 1998 r. 20 roku poprawki te stały się przedmiotem dyskusji wewnątrz Rady Ministrów, podczas której Francja zdecydowanie sprzeciwiła się zasadzie dostępu stron trzecich w jakiejkolwiek formie i wystąpiła z propozycją konkurencyjną tj. zasadą wyłącznego nabywcy (Single Buyer).1 Zasada ta ma niewiele wspólnego z liberalizacją elektroenergetyki i pozwala na otwarcie rynku tylko w niewielkim stopniu. Komisja Europejska, po przeanalizowaniu francuskiej propozycji, stwierdziła, iż zasada SB jest niezgodna z prawem wspólnotowym i nie mogłaby współistnieć z proponowanym przez Komisję dostępem negocjowanym. Aby jednak przerwać ten polityczny impas Komisja zaproponowała wprowadzenie zmian do zasady wyłącznego nabywcy, tak by uczynić ją zgodną z Traktatem Rzymskim. Ostatecznie, tekst Dyrektywy, w której znalazły się zarówno zasada TPA jak i SB, został przyjęty na spotkaniu Komisji Energetyki w Luksemburgu 20 czerwca 1996 roku.2 W preambule podkreślono, iż Dyrektywy 90/547/EEC oraz 90/377/EEC stanowiły pierwszą fazę kreowania wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Zgodnie z ustępem 4 „utworzenie wewnętrznego rynku energii elektrycznej jest szczególnie ważne dla wzrostu efektywności produkcji, przesyłania i dystrybucji tego nośnika energii, przy jednoczesnym zwiększeniu pewności dostaw, poprawie konkurencyjności europejskiej gospodarki, z uwzględnieniem ochrony środowiska naturalnego.” Jego wprowadzanie ma następować stopniowo, w celu umożliwienia sektorowi elektroenergetyki dostosowania się w sposób harmonijny i usystematyzowany do nowych warunków funkcjonowania, z uwzględnieniem zróżnicowanej organizacji systemów elektroenergetycznych w poszczególnych państwach. Do najważniejszych postanowień Dyrektywy należą : - zobowiązanie państw członkowskich do zapewnienia uprawnionym odbiorcom (eligible customers) z krajów UE niedyskryminacyjnego dostępu do sieci elektroenergetycznych (TPA); - zobowiązanie do stopniowego otwierania rynków elektroenergetycznych na konkurencję międzynarodową; - obowiązek wyznaczenia niezależnych od dostawców operatorów systemów przesyłowych; - zapewnienie przejrzystych i niedyskryminacyjnych sposobów rozliczeń transakcji rynkowych. 1 2 Więcej o SB patrz rozdział 2. A.M. Klom „Electricity deregulation in the European Union” Energy in Europe 27/96. 21 Zgodnie z artykułem 1, Dyrektywa ustala ogólne zasady dotyczące wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej. Określa również zasady funkcjonowania i organizacji sektora elektroenergetycznego, dostęp do rynku, kryteria i procedury mające zastosowanie w zaproszeniach do przetargów, w udzielaniu pozwoleń oraz w prowadzeniu ruchu systemów elektroenergetycznych (art. 1 in fine). Art. 3 Dyrektywy przewiduje możliwość nakładania na przedsiębiorstwa energetyczne zobowiązań o charakterze użyteczności publicznej „w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw, ciągłości zasilania, jakości i cen energii dla odbiorców oraz ochrony środowiska”. Przepis ten umożliwia zatem państwom członkowskim ingerencję w proces liberalizacji rynku poprzez nakładanie różnych ograniczeń „jeżeli według ich oceny nie gwarantuje tego działanie samej tylko wolnej konkurencji”. Istniały obawy, iż artykuł 3 będzie wykorzystywany przez poszczególne państwa do odchodzenia od zobowiązań nakładanych na nie przez Dyrektywę w takich kwestiach jak na przykład: udzielanie zezwoleń na budowę nowych źródeł, zapewnienie dostępu do sieci czy też możliwość budowy bezpośrednich linii elektroenergetycznych. Intencją Komisji było znalezienie równowagi między rozwojem mechanizmów konkurencji a zapewnieniem odpowiedniej jakości usług świadczonych odbiorcom. Kluczowe znaczenie w świetle przepisów Dyrektywy mieć będzie zatem interpretacja przez ETS treści artykułu 90 Traktatu Rzymskiego. Z dotychczasowej praktyki wiadomo jednak, iż stosuje on wąską wykładnię tego przepisu, a decydujące będzie stwierdzenie: - czy przedsiębiorstwu powierzono zadania o charakterze użyteczności publicznej w interesie ogólnospołecznym - jaka jest definicja powierzonych szczególnych zadań W odróżnieniu od Dyrektywy polskie prawo energetyczne nie przewiduje wprost możliwości nakładania na przedsiębiorstwa energetyczne zobowiązań o charakterze publicznym. Zgodnie z Dyrektywą IEM (Internal Electricity Market) od lutego 1999 r. każdy wytwórca może wybudować źródło wytwórcze i wytwarzać energię elektryczną w dowolnym kraju Unii Europejskiej (jest to wyraz zasady wolności przedsiębiorczości). Zgodnie z artykułem 4 w procesach budowy nowych mocy wytwórczych państwa członkowskie mają możliwość wyboru między procedurą wydawania pozwoleń na budowę (system upoważnień) lub procedurą przetargową. Artykuł 7 zobowiązuje państwa członkowskie do wyznaczenia operatora systemu przesyłowego, który będzie odpowiedzialny za organizację ruchu w systemie, utrzymanie sieci przesyłowej w należytym stanie, rozwój sieci na danym obszarze i rozwój połączeń 22 międzysystemowych, jak również za niezawodne i efektywne funkcjonowanie systemu i zapewnienie użytkownikom dostępu do niezbędnych usług sieciowych.1 Przepisy o podstawowym znaczeniu dla budowy konkurencyjnego rynku energii elektrycznej zawarte są w rozdziale VII Dyrektywy. Art. 16 pozostawia państwom członkowskim swobodę w rozwiązaniu kwestii dostępu zainteresowanych podmiotów do sieci elektroenergetycznych poprzez możliwość wyboru zasady TPA lub SB, z zastrzeżeniem, że rozwiązania te stosowane będą w sposób obiektywny, przejrzysty i zapewniający równe traktowanie wszystkich stron. Artykuł 22 Dyrektywy Elektrycznej wymaga stworzenia przez państwa członkowskie skutecznych mechanizmów kontroli zachowań uczestników rynku energii elektrycznej w celu uniemożliwienia wykorzystywania przez nie monopolistycznej lub dominującej pozycji na rynku oraz przeciwdziałania zachowaniom o charakterze nieuczciwej konkurencji. W sytuacji nagłego kryzysu na rynku energetycznym, a także fizycznego zagrożenia bezpieczeństwa ludzi, urządzeń, instalacji lub integralności systemu, Dyrektywa zezwala państwom członkowskim na czasowe ograniczenie konkurencji. Podjęte w tej sytuacji środki muszą w możliwie jak najmniejszym stopniu zakłócać funkcjonowanie wewnętrznego rynku, a ich zakres nie może być szerszy niż to co jest niezbędne, aby zapobiec powstałym trudnościom. Dyrektywa Elektryczna ma fundamentalne znaczenie dla rozwoju mechanizmów rynkowych w UE, gdyż już w pierwszym etapie zapewnia otwarcie 26 % rynków krajowych na konkurencję międzynarodową.2 Zgodnie z artykułem 19 ust. 1 „stopień otwarcia krajowego rynku energii elektrycznej należy określać na podstawie wskaźnika udziału zużycia energii elektrycznej przez odbiorców finalnych o rocznej konsumpcji większej niż 40 GWh w całości zużycia energii elektrycznej w skali Wspólnoty.” W świetle artykułu 19 ust. 1 „stopień otwarcia rynków krajowych będzie sukcesywnie zwiększał się w okresie 6 lat. Wzrost ten będzie wyliczany wskutek obniżania progu zużycia energii elektrycznej z 40 GWh w ramach Wspólnoty do poziomu 20 GWh rocznego zużycia w okresie trzech lat po wejściu w życie niniejszej Dyrektywy oraz do poziomu 9 GWh rocznego zużycia w sześć lat po wejściu w życie niniejszej Dyrektywy”. Harmonogram wdrożenia Dyrektywy IEM obejmuje następujące etapy : - 19 lutego 1997 r. Dyrektywa weszła w życie, 1 O zadaniach operatora systemu przesyłowego traktuje rozdział 5. M. Zerka „Aspekty prawne rynku energii elektrycznej w świetle dyrektyw Unii Europejskiej”, materiały VI Konferencji naukowo-technicznej „Rynek energii elektrycznej”, Kazimierz Dolny, kwiecień 1999 rok. 2 23 - 19 lutego 1998 r. upłynął termin na rozpatrzenie pomocniczych środków harmonizacyjnych oraz składanie wniosków w sprawie przejściowych odstępstw od przepisów Dyrektywy, - 19 lutego 1999 r. nastąpiło wdrożenie Dyrektywy przez większość krajów UE, obowiązuje stopień otwarcia rynku na poziomie 22 % ( w rzeczywistości wyniósł on ok. 26 %), - 19 lutego 2000 r. – wdrożenie Dyrektywy przez Belgię i Irlandię, otwarcie rynku osiągnęło poziom ok. 30 %, - 19 lutego 2001 r. – Grecja, jako ostatni kraj Unii wdrożyła Dyrektywę, - 19 lutego 2001 r. upłynie termin przeglądu klauzuli o „negatywnej wzajemności”, - 19 lutego 2003 r. będzie obowiązywał stopień otwarcia rynku na poziomie 35 %, - 19 lutego 2006 r. nastąpi przyjęcie ewentualnych zmian. Wiele krajów Unii Europejskiej otworzyło już jednak swoje rynki energii elektrycznej w wyższym stopniu niż wymaga tego Dyrektywa. Wielka Brytania, Finlandia, Szwecja i Niemcy zdecydowały się na 100 % otwarcie rynków. Hiszpania, Włochy, Dania, Luksemburg, Holandia oraz Belgia zdecydowały się otwierać swoje rynki szybciej niż wymaga tego Dyrektywa. Natomiast Francja, Grecja i Irlandia dostosowały otwieranie rynku do minimalnych wymagań Dyrektywy.1 Budowa wewnętrznego rynku energii elektrycznej w UE jest procesem trudnym, wywołującym wiele kontrowersji i sprzeciwów ze strony państw członkowskich, mimo utrwalonej w nich od dawna tradycji gospodarki rynkowej. Stopień otwarcia rynków na konkurencję międzynarodową w poszczególnych krajach wykazuje duże zróżnicowanie. Obok państw, które już całkowicie oparły funkcjonowanie swoich rynków na zasadach konkurencji, są również i takie, w których proces ten przebiega z bardzo dużymi oporami. Problemy związane z wdrażaniem Dyrektywy oraz zapewnieniem otwarcia wszystkich rynków w takim samym stopniu, spowodowane są przede wszystkim odmiennymi uwarunkowaniami ekonomiczno-prawnymi czy też zróżnicowaniem struktur sektorów elektroenergetycznych. Szczególnym niepokojem może natomiast napawać praktyka niektórych państw członkowskich polegająca na wykorzystywaniu przepisów pozwalających na odchodzenie od zobowiązań nakładanych przez Dyrektywę i ograniczonym stosowaniu postanowień wprowadzających konkurencję. Należy także podkreślić, iż sama Dyrektywa zawiera szereg luk prawnych, co jednak nie powinno 1 M. Duda „Regulacja i rozwój rynku energii elektrycznej w krajach Unii Europejskiej”, Biuletyn URE 6/2000. 24 dziwić z uwagi na jej pionierski charakter i chęć wprowadzania mechanizmów rynkowych w tradycyjnie zmonopolizowanej strukturze elektroenergetyki. 25 Rozdział 2 Organizacja dostępu do sieci 2.1 Zasada wyłącznego nabywcy W zakresie dostępu do sieci elektroenergetycznych przepisy Dyrektywy 96/92 w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej przewidują możliwość wyboru przez poszczególne kraje Unii Europejskiej jednego z dwóch systemów : 1) systemu wyłącznego nabywcy (Single Buyer) albo 2) systemu regulowanego lub negocjowanego dostępu stron trzecich (rTPA lub nTPA). Jak stanowi artykuł 16 oba zestawy procedur muszą być stosowane zgodnie z kryteriami obiektywności, przejrzystości i niedyskryminacji. Głównym inicjatorem wprowadzenia do Dyrektywy zasady wyłącznego nabywcy była Francja. Jak była o tym mowa w Rozdziale I, podczas trwających 8 lat prac nad Dyrektywą IEM rząd francuski zdecydowanie sprzeciwił się zasadzie dostępu stron trzecich, mając przede wszystkim na uwadze interes swojego energetycznego potentata, jakim jest Electricité de France.1 Francuzi nie widzieli żadnych powodów, dla których konieczna byłaby zmiana w dotychczas obowiązującym u nich systemie energetycznym, który od końca II wojny światowej oparty jest na monopolu EdF2, dla którego jednak istnieje silna akceptacja, tak polityczna jak i społeczna. Ewentualne zmiany w statusie EdF musiałyby brać również pod uwagę silny opór związków zawodowych, przeciwnym jakiejkolwiek „rewolucji”.3 W konsekwencji Komisja Europejska zdecydowała się, po wprowadzeniu szeregu poprawek do francuskiej propozycji, na umieszczenie w Dyrektywie obok zasady TPA także modelu SB. Komisja stwierdziła, iż zasada wyłącznego nabywcy, by być zgodną z Traktatem Rzymskim wymaga min. następujących zmian : 1. W przypadku wyboru zasady SB uprawnieni odbiorcy powinni mieć zapewnioną swobodę zawierania umów o dostawę energii elektrycznej z producentami zewnętrznymi na takich samych warunkach jak z producentami krajowymi; 1 Szerzej patrz A.M. Klom „Electricity deregulation in the European Union”, Energy in Europe 27/1996 EdF posiada 95 % udział w wytwarzaniu i dystrybucji energii elektrycznej, w praktyce kontroluje całość sieci przesyłowej. 3 Więcej patrz A.Dobroczyńska, L.Juchniewicz, B. Zaleski „Regulacja energetyki w Polsce”, WarszawaToruń 2001 r., s. 74-76. 2 26 2. W celu zapewnienia stosowania kryteriów obiektywności, przejrzystości i niedyskryminacji, niezakłóconego działania konkurencji, a także eliminacji ryzyka potencjalnej dyskryminacji, działalność wyłącznego nabywcy, będącego częścią przedsiębiorstwa zintegrowanego, powinna być ściśle oddzielona od działalności tego przedsiębiorstwa pod kątem zarządzania i przepływu informacji między różnymi sferami aktywności SB a działalnością wytwórczą i dystrybucyjną przedsiębiorstwa; 3. Przetargi na budowę nowych mocy wytwórczych winny być organizowane i rozstrzygane przez władze publiczne bądź niezależne jednostki powołane specjalnie w tym celu; 4. W systemie wyłącznego nabywcy musi zostać wprowadzona przejrzysta definicja niezależnego producenta; 5. W przypadku przyjęcia modelu SB wszyscy uprawnieni odbiorcy muszą mieć zapewnioną możliwość budowy oraz korzystania z linii bezpośrednich w celu realizacji transakcji zawartych z producentami zewnętrznymi oraz niezależnymi; takie samo uprawnienie musi zostać przyznane producentom, by mogli zaopatrywać w energię elektryczną swych odbiorców.1 Komisja Europejska zdecydowanie stwierdziła, iż dopiero po wprowadzeniu wyżej wymienionych zmian system wyłącznego nabywcy może zostać uznany za zgodny z Traktatem Rzymskim. Mimo oporów ze strony Francji proponowane poprawki udało się wprowadzić do Dyrektywy w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Zgodnie z definicją zawartą w Artykule 2 ust. 22 Dyrektywy, wyłączny nabywca oznacza dowolną osobę prawną odpowiedzialną za jednolite zarządzanie systemem przesyłowym i/lub za centralny zakup i sprzedaż energii elektrycznej w ramach systemu, w którym osoba ta została ustanowiona. Wyłącznym nabywcą jest zatem wyznaczony przez państwo podmiot, mający zagwarantowaną prawem wyłączność na zakup energii elektrycznej od wytwórców, którą następnie sprzedaje odbiorcom finalnym lub przedsiębiorstwom dystrybucyjnym działającym na rynkach lokalnych. Co do zasady, rola wyłącznego nabywcy powierzana jest przedsiębiorstwu energetycznemu zarządzającemu sieciami wysokich i najwyższych napięć. Jeżeli państwo członkowskie, jako wyłącznego nabywcę wyznaczy pionowo zintegrowane przedsiębiorstwo elektroenergetyczne albo jego część, jest zobowiązane 1 A.M. Klom “Different approaches to electricity liberalization”, Energy in Europe 25/1995. 27 do wprowadzenia przepisów, które zobowiążą wyłącznego nabywcę do funkcjonowania w układzie oddzielonym od działalności wytwórczej i dystrybucyjnej tego zintegrowanego przedsiębiorstwa. Jednocześnie Dyrektywa zobowiązuje poszczególne państwa do wyeliminowania przepływu informacji pomiędzy działalnością wyłącznego nabywcy a działalnością wytwórczą i dystrybucyjną zintegrowanych przedsiębiorstw energetycznych, za wyjątkiem informacji potrzebnych do wykonywania obowiązków przez wyłącznego nabywcę (art. 15). Z uwagi na to, iż zasada SB w mniejszym stopniu niż TPA zapewnia rozwój konkurencji, Dyrektywa nakłada na państwa członkowskie, które decydują się na wybór tego modelu dostępu do sieci, szereg obowiązków, których realizacja ma zapewnić ukształtowanie konkurencyjnego rynku energii elektrycznej oraz zapobiegać dyskryminacji jakiegokolwiek przedsiębiorstwa energetycznego działającego na tymże rynku. Celem Dyrektywy jest zapewnienie równorzędnych efektów ekonomicznych dla zasady TPA jak i SB. Artykuł 3 ust. 1 podkreśla także, iż „obie zasady muszą bezpośrednio prowadzić do porównywalnego stopnia otwarcia rynków oraz bezpośrednio porównywalnego stopnia dostępu do rynków energii elektrycznej.” W przypadku wyboru zasady wyłącznego nabywcy państwa członkowskie są zobowiązane do: (i) publikowania nie dyskryminujących taryf za korzystanie z systemu przesyłowego i dystrybucyjnego, (ii) umożliwienia uprawnionym odbiorcom swobodnego zawierania kontraktów z wytwórcami na dostawę energii elektrycznej dla ich własnych potrzeb oraz, o ile leży to w zakresie ich kompetencji, spoza obszaru objętego danym systemem, (iii) zapewnienia uprawnionym odbiorcom swobody zawierania kontraktów na dostawę energii elektrycznej dla własnych potrzeb z wytwórcami znajdującymi się na obszarze danego systemu, (iv) umożliwienia niezależnym wytwórcom negocjowania dostępu do systemu z operatorami systemów przesyłowego i dystrybucyjnego oraz zawierania kontraktów na dostawy energii elektrycznej z uprawnionymi odbiorcami spoza obszaru systemu, na zasadzie dobrowolnych umów handlowych. (artykuł 18 ust. 1). 28 W systemie Single Buyer cena energii elektrycznej ustalana jest w umowach zawieranych przez wyłącznego nabywcę z wytwórcami oraz umowach zawieranych przez niego z dystrybutorami albo odbiorcami hurtowymi1 lub finalnymi.2 Bardzo istotne postanowienie z punktu widzenia promocji konkurencji zawiera artykuł 18 ust. 2, który pozwala na zobowiązanie wyłącznego nabywcy do zakupu energii elektrycznej, zakontraktowanej przez uprawnionego odbiorcę u wytwórcy znajdującego się na obszarze objętym jak i nie objętym systemem, po cenie równej różnicy ceny taryfowej dla tego odbiorcy i taryfowym kosztom przesyłu i dystrybucji (tzw. repurchasing obligation). W sytuacji, gdy na wyłącznego nabywcę nie został nałożony taki obowiązek, państwa członkowskie muszą podjąć odpowiednie kroki w celu zapewnienia realizacji kontraktów, o których mowa w artykule 18 ust. 1 (ii) oraz (iii) w drodze dostępu do systemu na podstawie publikowanych taryf lub za pośrednictwem negocjowanego dostępu do systemu, zgodnie z warunkami określonymi w artykule 17. W obu przypadkach wytwórcy i uprawnieni odbiorcy mogą uzyskać dostęp do sieci na nie dyskryminacyjnych warunkach i bezpośrednio zawierać umowy handlowe dotyczące sprzedaży i dostaw energii elektrycznej. Wyłączny nabywca może odmówić dostępu do systemu lub zakupu energii elektrycznej od uprawnionych odbiorców tylko w sytuacji braku odpowiednich zdolności przesyłowych i dystrybucyjnych. W uzasadnieniu należy podać przyczyny odmowy mając w szczególności na uwadze zakaz dyskryminacji wyrażony w artykule 3 Dyrektywy. Stosowanie zasady wyłącznego nabywcy nie może ograniczać prawa producenta energii elektrycznej do bezpośredniego dostarczania energii do własnych filii (z pominięciem nabywcy), a z drugiej strony prawa odbiorcy do nabywania, za pomocą bezpośredniego połączenia, energii elektrycznej bezpośrednio u producenta.3 Związana jest z tym kwestia klauzul umownych zakazujących importu energii. W świetle art. 85 i 86 Traktatu Rzymskiego są one niedopuszczalne, o ile nie jest to konieczne dla wykonywania zadań w ogólnym interesie gospodarczym. 1 Odbiorca hurtowy oznacza osobę fizyczną lub prawną prowadzącą zakup lub sprzedaż energii elektrycznej i nie prowadzącą działalności w zakresie przesyłania, wytwarzania lub dystrybucji tej energii w ramach lub poza systemem elektroenergetycznym, w którym działa (art. 2 pkt. 8 Dyrektywy 96/92) 2 Odbiorca finalny oznacza odbiorcę kupującego energię elektryczną na własne potrzeby (art.2 pkt. 9) 3 T. Skoczny, materiały pochodzące z seminarium pt. „Prawne podstawy regulacji w elektroenergetyce w kontekście zobowiązań międzynarodowych”, Warszawa 11 września 2000 r. 29 2.2 Zasada dostępu stron trzecich 2.2.1 Definicja, zakres przedmiotowy i podmiotowy zasady TPA Zasada dostępu stron trzecich (TPA)1 oznacza nałożenie na przedsiębiorstwa sieciowe (czyli takie, których przedmiotem działalności jest przesył i dystrybucja energii elektrycznej) obowiązku udostępnienia sieci na rzecz innych podmiotów i świadczenia za odpowiednią opłatą usług przesyłowych czyli przesyłania swoimi sieciami energii od dostawcy do odbiorcy. Artykuł 17 Dyrektywy w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej wskazuje na dwa możliwe modele zasady TPA tj. negocjowanego (nTPA-negotiated Third Party Access) i regulowanego (rTPAregulated Third Party Access) dostępu do sieci. Model negocjowany, występujący w praktyce rzadziej niż regulowany dostęp do sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, pozostawia umawiającym się stronom swobodę w zakresie ustalania szczegółowych warunków wykonania usługi przesyłowej, w tym także płatności za nią. W przypadku wyboru negocjowanego systemu artykuł 17 ust. 1 zobowiązuje Państwa Członkowskie do podjęcia niezbędnych działań mających na celu zapewnienie wytwórcom energii elektrycznej, a także jeżeli leży to w zakresie ich kompetencji, dostawcom i uprawnionym odbiorcom, możliwości negocjowania dostępu do systemu oraz zawierania kontraktów na dostawy na podstawie dobrowolnych umów handlowych. Jak wskazuje artykuł 20 Państwa Członkowskie zobowiązane są do podjęcia niezbędnych kroków w celu umożliwienia wytwórcom niezależnym i autoproducentom2 negocjowania dostępu do systemu, w celu dostaw energii elektrycznej do ich własnych nieruchomości oraz jednostek zależnych na terenie danego lub innego państwa członkowskiego. Negocjacje muszą być prowadzone w dobrej wierze, a żadna ze stron nie może nadużywać swej pozycji negocjacyjnej, poprzez uniemożliwienie osiągania pomyślnych wyników negocjacji. Artykuł 20 ust. 3 nakłada jednocześnie na kraje Wspólnoty obowiązek wyznaczenia kompetentnego organu, którego zadaniem ma być rozstrzyganie sporów dotyczących kontraktów, negocjacji, odmowy dostępu do systemu oraz odmowy zakupu. Może to być zarówno już istniejący organ (np. zajmujący się ochroną konkurencji lub sąd arbitrażowy), jak i specjalnie w tym celu utworzona nowa 1 Third Party Access Autoproducent oznacza osobę fizyczną lub prawną wytwarzającą energię elektryczną głownie na własne potrzeby (art. 2 pkt.3 Dyrektywy). 2 30 jednostka.1 Dyrektywa nie określa organizacyjnej formy tego organu, wymaga jedynie by był on niezależny w stosunku do zainteresowanych stron, a swoją działalność prowadził w sposób rzetelny i otwarty. W sytuacji sporów transgranicznych organem właściwym jest ten, w którego kompetencjach leży obszar obejmujący system operatora odmawiającego dostępu lub korzystania z systemu. Odwoływanie się do tego organu nie może naruszać możliwości odwoławczych przewidzianych prawem obowiązującym we Wspólnocie. Drugi model, tj. regulowany dostęp do sieci opiera się na administracyjnym regulowaniu warunków świadczenia usług przesyłowych, nakładając na przedsiębiorstwo przesyłowe obowiązek sporządzenia taryfy przesyłowej, która następnie musi zostać zatwierdzona przez regulatora. Zgodnie z artykułem 17 ust. 4 państwa członkowskie mogą stosować regulowany system procedur dostępu do systemu, przyznając uprawnionym grupom odbiorców prawo dostępu na podstawie publikowanych taryf za korzystanie z systemów przesyłowych i dystrybucyjnych. Większość krajów decyduje się na wprowadzanie regulowanego dostępu do sieci. Okazuje się bowiem, iż na obecnym na swobodnych etapie wdrażania negocjacjach reform handlowych do elektroenergetyki, jest mniej model skutecznym oparty sposobem zabezpieczenia niedyskryminacyjnego dostępu do sieci przede wszystkim z uwagi na monopolistyczną pozycję przedsiębiorstw sieciowych. Dostęp regulowany na podstawie publikowanych opłat za przesył wciąż stanowi najskuteczniejszą metodę eliminowania przejawów dyskryminacji wobec podmiotów nowych, dopiero wchodzących na rynek oraz umożliwia przedsiębiorstwom planowanie zakupów energii przy z góry znanym poziomie opłat przesyłowych.2 W przeciwieństwie do polskiej ustawy Prawo Energetyczne, która zawęża obowiązek świadczenia usług przesyłowych jedynie do energii wyprodukowanej w Polsce, Dyrektywa IEM nie zawiera żadnych ograniczeń przedmiotowych zasady TPA, np. co do kraju pochodzenia energii czy też rodzaju źródeł.3 Przepisy Dyrektywy przewidują jednak możliwość zobowiązania operatora systemu w zakresie dysponowania urządzeniami wytwórczymi do zapewnienia priorytetu urządzeniom wytwórczym wykorzystującym odnawialne źródła energii, zużywającym odpady lub produkującym energię elektryczną i cieplną w skojarzeniu (art. 8 ust. 3). W celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw Państwa Członkowskie mogą ustalić priorytet w odniesieniu 1 A. Klom „EU discussions on the Internal Energy Market and the role of consumers”, Energy in Europe 25/1995. 2 Jedynym krajem UE, w którym przyjęto nTPA są Niemcy. 3 M. Zerka „Dostęp stron trzecich do sieci przesyłowych i rozdzielczych”, Biuletyn URE 8/98. 31 do dysponowania jednostkami wytwórczymi, wykorzystującymi krajowe paliwa pierwotne, w stopniu nie przekraczającym w każdym roku kalendarzowym 15 % ogólnej ilości paliw pierwotnych, niezbędnych do wyprodukowania energii elektrycznej, zużywanej w danym kraju członkowskim. Możemy się jednak spodziewać, iż w procesie implementacji przepisów Dyrektywy do ustawodawstw krajowych, poszczególne państwa członkowskie będą starać się ograniczać swobodę wprowadzania na rynek energii nie spełniającej określonych wymagań. Ma to przede wszystkim na celu ochronę rynku krajowego przed zalewem taniej i „brudnej” energii z innych krajów, w szczególności z Europy Środkowej i Wschodniej, produkowanej bez zachowania należytych środków ostrożności (np. w elektrowniach atomowych). Potwierdzeniem tego są projekty regulacji prawnych opracowane przez rząd austriacki. Przyznają one Ministerstwu Gospodarki tego kraju prawo do nałożenia zakazu dostaw energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł nie spełniających unijnych standardów technicznych czy też energii, której cena została skalkulowana niezgodnie z zasadą rzetelności kupieckiej.1 Wszystkie jednak ograniczenia ustanawiane przez kraje UE będą podlegały ocenie Komisji Europejskiej z punktu ich zgodności z Dyrektywą IEM (Internal Electricity Market). Dyrektywa nie zawiera również bezpośrednich ograniczeń co do zakresu podmiotowego zasady TPA. Wymaga jedynie zapewnienia otwarcia krajowych rynków energii elektrycznej i przyznania prawa do korzystania z usług przesyłowych uprawnionym podmiotom w stopniu nie mniejszym niż wynika to z przyjętego harmonogramu. Państwom członkowskim pozostawia się swobodę w definiowaniu grup odbiorców uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych w zakresie, który pozwoli na uzyskanie otwarcia rynku w stopniu przewidzianym przez Dyrektywę; przy czym do grupy odbiorców uprawnionych muszą zostać zaliczeni odbiorcy o rocznym zużyciu energii elektrycznej przekraczającym 100 GWh.2 Mówi o tym wyraźnie art. 19 ust. 3, który stanowi iż „Państwa Członkowskie są zobowiązane do sporządzenia wykazów tych odbiorców na swoim terytorium (...), którzy posiadają prawo do kontraktowania energii elektrycznej zgodnie z artykułem 17 i 18, przy założeniu, że wszyscy odbiorcy finalni zużywający rocznie więcej niż 100 GWh muszą być zaliczeni do wymienionej kategorii”. Artykuł ten wymaga również, by spółki dystrybucyjne, które nie zostały zaliczone do grupy uprawnionych odbiorców miały prawo do zawierania kontraktów, o których 1 M. Zerka „Dostęp stron trzecich do sieci przesyłowych i rozdzielczych ” Biuletyn URE 8/98. Warto podkreślić, iż Niemcy przyznali prawo do korzystanie z usług przesyłowych wszystkim odbiorcom bez względu na roczną wartość zakupu energii elektrycznej. 2 32 mowa w art. 17 i 18 (korzystania z dostępu do systemu) do poziomu równego ilości energii elektrycznej zużywanej przez podmioty zaliczone do kategorii odbiorców uprawnionych i zasilanych w ramach ich systemu dystrybucyjnego, w celu dostawy energii do tych odbiorców. 2.2.2 Tryb i harmonogram wdrożenia w życie zasady TPA Dyrektywa IEM przewiduje stopniowe wprowadzanie zasady dostępu stron trzecich i otwieranie rynku dla tzw. odbiorców uprawnionych (eligible customers). Artykuł 19 ust. 1 nakłada na kraje Wspólnoty obowiązek podjęcia odpowiednich kroków w celu zapewnienia uczestnikom rynku energii elektrycznej możliwości swobodnego zawierania umów o świadczenie usług przesyłowych i umów przyłączenia czyli otwierania rynku dla odbiorców w stopniu co najmniej przewidzianym przez Dyrektywę. Poszczególne kraje decydując się na stopniowe otwieranie rynku uznają, iż może to im pomóc w rozwiązaniu problemów kosztów okresu przejściowego (stranded costs)1 oraz umożliwi przedsiębiorstwom energetycznym przygotowanie się do konkurowania na rynku zarówno pod względem ekonomicznym jak i technicznym (infrastruktura informatyczna, pomiarowa). Z dniem 19 lutego 1999 roku Dyrektywa obliguje państwa członkowskie2 do rozpoczęcia procesu otwierania rynku energii elektrycznej dla odbiorców uprawnionych, mającego przebiegać w trzech etapach. Wymagany przez Dyrektywę stopień otwarcia rynku ustalany jest jako procent podmiotów uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych wśród wszystkich odbiorców, obliczany na podstawie progów zużycia energii elektrycznej określonych w artykule 19. Artykuł 19 ust. 2 przewiduje, iż : • z dniem 19 lutego 1999 roku następuje otwarcie rynku na podstawie progu zużycia energii elektrycznej przez odbiorców finalnych wynoszącego rocznie 40 GWh, • z dniem 19 lutego 2001 próg rocznego zużycia energii elektrycznej przez odbiorców finalnych ulega zmniejszeniu do 20 GWh, • z dniem 19 lutego 2003 roku próg ten będzie wynosił 9 GWh. Przewidywana przez Dyrektywę metodologia liczenia progów zużycia prowadzi do zróżnicowanego stopnia otwarcia rynków krajowych (patrz tabela 1). Pierwszy etap 1 2 Patrz rozdział 5. Z wyjątkiem Irlandii i Belgii (od 19.02.2000) oraz Grecji (od 19.02.2001). 33 wdrażania Dyrektywy zapewnił otwarcie ponad 25 % unijnego rynku energii elektrycznej. Zróżnicowane tempo otwierania rynków energii elektrycznej w poszczególnych krajach uzależnione jest między innymi od technicznych i ekonomicznych możliwości systemów elektroenergetycznych. Niektóre kraje, które zdecydowały się na pełne otwarcie rynku już w początkowej fazie jego wdrażania (np. kraje skandynawskie), wprowadziły dość wysokie opłaty z tytułu zmiany dostawcy lub instalowania odpowiednich układów pomiarowych, co w sposób naturalny ograniczyło liczbę odbiorców, którzy zdecydowali się na zmianę dotychczasowego dostawcy energii elektrycznej. Tabela 1. Wyliczenie stopnia obligatoryjnego otwarcia rynku energii elektrycznej w UE od 19.02.1999 r. Kraj Zużycie energii przez odbiorców 40 GWh+ Całkowite zużycie Belgia 25657 71405 Dania 2907 32423 Niemcy 125000 463000 Grecja 7160 36297 Hiszpania 37672 154747 Francja 100568 384200 Irlandia 1651 15811 Włochy 60050 246000 Luksemburg 2425 4977 Holandia 19872 89310 Austria 13071 49033 Portugalia 5490 29515 Finlandia 28811 67304 Szwecja 41700 134300 W.Brytania 56743 305656 Razem 528777 2083978 Źródło : dane Komisji Europejskiej % zużycia całkowitego 35,39 8,97 27,00 19,73 24,34 26,18 10,44 24,41 48,72 22,25 26,66 18,60 42,81 31,05 18,56 25,37 Wbrew wcześniejszym propozycjom podane wyżej progi zużycia rocznego nie dotyczą odbiorców indywidualnych lecz służą tylko do obliczenia procentowego otwarcia rynków w krajach członkowskich. A zatem roczne zużycie przez odbiorców, o którym mówi art. 19 ust. 2 służy jedynie jako podstawa do określenia jaka część rynku, zgodnie z harmonogramem przyjętym przez Dyrektywę musi zostać otwarta i zliberalizowana. Dopiero ustęp 3 tego artykułu definiuje uprawnionych odbiorców na podstawie ich indywidualnego zużycia. Nakłada on na kraje Wspólnoty obowiązek sporządzenia wykazów odbiorców, którzy reprezentują część rynku określoną w artykule 19 ust. 1 i 2 i posiadają prawo do kontraktowania energii określone w art. 17 i 18. Jak już 34 była o tym mowa wcześniej, kraje członkowskie mają swobodę w definiowaniu grup podmiotów mogących korzystać z usług przesyłowych, zobowiązane są jedynie do otwarcia rynku krajowego w co najmniej minimalnym stopniu przewidzianym przez Dyrektywę. Dodatkowo art. 19 Dyrektywy 96/92 nakłada na państwa członkowskie obowiązek corocznego informowania Komisji o wysokości udziału odbiorców uprawnionych do swobodnego dostępu do usług przesyłowych w rynku. Ponadto państwa wdrażające Dyrektywę zobowiązane są do publikacji (do dnia 31 stycznia każdego roku kalendarzowego) kryteriów służących do określania podmiotów, którym przysługuje prawo swobodnego zawierania umów o świadczenie usług przesyłowych; kryteria te należy również przekazać Komisji. W sytuacji stopniowego otwierania rynku istotnym zagadnieniem jest ścisłe i precyzyjne zdefiniowanie odbiorcy uprawnionego. Jeżeli o zaliczeniu do kategorii odbiorcy uprawnionego decyduje roczne zużycie energii elektrycznej należy jasno określić czy zużycie to dotyczy zakupu od innych podmiotów czy łącznego zużycia uwzględniającego produkcję własną. Niejednoznaczne przepisy w tym zakresie wywołały w Hiszpanii szereg wątpliwości co do tego kogo można zaliczyć do kategorii odbiory uprawnionego. Prawo hiszpańskie przewidywało, że odbiorcami uprawnionymi od 1998 roku będą przedsiębiorstwa dystrybucyjne oraz odbiorcy o rocznym zużyciu powyżej 15 GWh, co stanowiło ponad 40 % całego rynku (intencją Dyrektywy było otwarcie w pierwszym etapie jedynie ok. 22 %). Od roku 2000 odbiorcami uprawnionymi zostali odbiorcy zużywający powyżej 9 GWh, od 2001 powyżej 5 GWh, a po roku 2007 do kategorii tej zostaną zaliczeni wszyscy odbiorcy. Jednocześnie powstały spory interpretacyjne, czy progi te dotyczą łącznego zużycia przez danego odbiorcę przy wielu punktach poboru energii elektrycznej czy też ma to być pojedynczy punkt poboru, jak w ostatniej chwili zdecydował hiszpański rząd.1 Taka interpretacja, która odmawia prawa do zaliczenia do kategorii odbiorców uprawnionych tych, których roczne zakupy energii elektrycznej spełniają co prawda wymagania ilościowe, ale przyłącza służące jako miejsca odbioru energii zlokalizowane są w wielu miejscach na terenie jednej spółki czy też nawet w kilku spółkach, pozwala na otwarcie rynku w mniejszym stopniu. W tej sytuacji z prawa korzystania z usług przesyłowych nie mogłyby skorzystać na przykład sieci supemarketów, restauracji czy też hoteli. 1 Podobny problem pojawił się obecnie w Polsce. Wiele podmiotów domaga się wprowadzenia do polskiej ustawy precyzyjnej definicji tzw. odbiorcy rozproszonego (szerzej patrz rozdział 4). 35 Warto podkreślić, iż otwarcie rynku energii elektrycznej w 100 % wcale nie oznacza automatycznego, 100 % wykorzystania rynku konkurencyjnego przez uprawnionych odbiorców. Nawet w krajach, w których najszybciej wprowadzane są do elektroenergetyki liberalizacja i mechanizmy konkurencyjne, udział sprzedaży na rynkach konkurencyjnych jest niewielki, gdyż waha się w granicach 2-8 % całkowitej sprzedaży energii. Mają na to wpływ przede wszystkim ograniczenia o charakterze technicznym, w postaci ograniczonej przepustowości połączeń, braku odpowiednich systemów pomiarowych a także obawa wielu odbiorców przed ryzykiem dokonywania transakcji kupna-sprzedaży na rynku konkurencyjnym.1 W związku z tym dość często mamy do czynienia z odmową świadczenia usług przesyłowych z powodu niewystarczających zdolności przesyłowych. W ramach Unii Europejskiej trwa obecnie dyskusja czy Dyrektywa nie powinna zalecić krajom członkowskim szybszego otwierania swych rynków.2 2.2.3 Zasada dostępu stron trzecich jako warunek rozwoju konkurencji na rynku energii elektrycznej Procesy prowadzące do wprowadzenia mechanizmów konkurencji w sektorze energetyki możemy obecnie obserwować na wszystkich kontynentach. Liberalizacja rynków energii elektrycznej ma miejsce w Europie, Stanach Zjednoczonych, krajach Ameryki Południowej czy też azjatyckich. Podstawowe powody, dla których poszczególne państwa zdecydowały się na zmiany są wszędzie niemal identyczne. Przede wszystkim, wprowadzenie konkurencji w sektorze energetyki, mającego podstawowe znaczenie dla wszystkich obszarów działalności gospodarczej, ma przyczynić się do zwiększenia konkurencyjności gospodarki danego kraju. Prawdziwa konkurencja w energetyce spowoduje spadek cen energii elektrycznej, a co za tym idzie doprowadzi do zmniejszenia kosztów działalności przedsiębiorstw oraz obciążeń finansowych gospodarstw domowych. Podobny celom służy reforma elektroenergetyki unijnej. Budowa jednolitego rynku energii elektrycznej w UE, opartego na zasadach konkurencji, ma doprowadzić do rozwoju transgranicznego handlu energią elektryczną na dużą skalę, czego skutkiem powinno być zmniejszenie cen energii i wzrost konkurencyjności gospodarek Państw Członkowskich na rynkach światowych. Z uwagi na szczególne znaczenie sektora energetyki dla innych sektorów gospodarki brak 1 M. Duda „Regulacja i rozwój rynku energii elektrycznej w krajach Unii Europejskiej”, Biuletyn URE Nr. 6, 2.11.00. 2 Dnia 13 marca 2001 roku Komisja Europejska opublikowała project zmian Dyrektywy IEM, mający między innymi na celu zobowiązanie państw UE do szybszego otwierania swych rynków. 36 postępu w tej dziedzinie mieć będzie negatywne skutki także na wielu innych obszarach. Rozpoczęte już od początku lat 90-tych dążenia Komisji Europejskiej do zliberalizowania sektorów energetyki w poszczególnych Państwach Członkowskich oparto min. na następujących założeniach: 1 • otworzenie podsektora wytwarzania na konkurencję, • liberalizacja zasad dostępu do sieci energetycznych, • swoboda dokonywania transakcji zakupu i sprzedaży energii elektrycznej z wykorzystaniem zasady dostępu stron trzecich do sieci energetycznych, • ochrona małych konsumentów przed zjawiskiem subsydiowania skrośnego. Można wskazać na co najmniej kilka powodów rozwoju konkurencji w sektorach sieciowych, w tym w elektroenergetyce : • przekonanie, iż regulacja monopolu jest jedynie niedoskonałym substytutem prawdziwej konkurencji, • pozytywne skutki wprowadzania konkurencji w krajach, które procesy te rozpoczęły najwcześniej (jak np. Wielka Brytania, Australia czy niektóre państwa Ameryki Południowej), • dokonujący się postęp techniczny i informatyczny, • globalizacja i rozwój światowego handlu energią elektryczną.2 Dla utworzenia skutecznego i w pełni konkurencyjnego rynku zasadnicze znaczenie mieć będzie spełnienie co najmniej trzech podstawowych warunków, a mianowicie : • umożliwienie dostawcom i odbiorcom energii swobodnego korzystania z usług przesyłowych świadczonych przez przedsiębiorstwa sieciowe, • uruchomienie konkurencji w wytwarzaniu i obrocie energią elektryczną, • stworzenie mechanizmów stanowienia cen równowagi na rynku energii elektrycznej.3 Spełnienie wyżej wymienionych warunków wymaga zastosowania odpowiednich uregulowań i instrumentów prawnych oraz stworzenia właściwych instytucji. Spełnienie pierwszego z warunków wymaga przyjęcia regulacji prawnych zapewniających istnienie niedyskryminujących zasad dostępu do sieci 1 I. Gowans „The Internal Energy Market-Second progress report”, Energy in Europe 22/93 Szerzej patrz : A.Szablewski „Liberalizacja sektora energetycznego i telekomunikacyjnego”, Dom Wydawniczy ELIPSA, Warszawa 1998 r., s. 11-17. 3 „ Raport w związku z ofertą Ministerstwa Gospodarki na sporządzenie analizy i określenie niezbędnych zmian w ustawie Prawo Energetyczne, rozporządzeniach Ministra Gospodarki i innych aktach prawnych” sporządzony przez CMS Cameron McKenna Paweł Dębowski S-ka Komandytowa, EnergoprojektConsulting S.A. oraz ARE S.A, listopad 2000. 2 37 elektroenergetycznych przez wszystkich uczestników rynku, czyli przyjęcia do ustawodawstwa zasady dostępu stron trzecich. Jest to bez wątpienia najważniejszy instrument pozwalający na budowę konkurencyjnego i zliberalizowanego rynku energii elektrycznej. Tworzenie cen równowagi odnosi się do handlu energią elektryczną, w oderwaniu od jej fizycznego dostarczania. Najważniejsze znaczenie ma tu tworzenie towarowych rynków energii elektrycznej. Ze względu na monopol przedsiębiorstw sieciowych, ceny dostarczania energii elektrycznej, pozostają w większości przypadków cenami regulowanymi. Ciągła poprawa regulacji spowoduje, iż będą one spełniać warunek równoważenia interesów dostawców i odbiorców.1 Jak była o tym mowa wcześniej w ramach sektora elektroenergetyki wyodrębnić możemy cztery podsektory, tj. • wytwarzania, czyli produkcji energii elektrycznej, • obrotu, czyli działalności handlowej polegającej na zakupie i sprzedaży energii elektrycznej, • przesyłu rozumianego jako transport dużych ilości energii sieciami najwyższych napięć na duże odległości i ich dostarczanie do największych odbiorców, • dystrybucji, czyli transportu energii oraz jej dostarczania do odbiorców na szczeblu lokalnym sieciami rozdzielczymi o niskim napięciu. W odróżnieniu od podsektorów przesyłu i dystrybucji, gdzie cały czas występuje naturalny monopol, którego źródłem jest posiadanie sieci przesyłowych, wytwarzanie i obrót są uważane za sfery potencjalnie konkurencyjne. Z tego powodu kraje, które rozpoczęły reformę swych sektorów elektroenegetycznych uznały za konieczne wdrożenie procesów restrukturyzacyjnych, które doprowadzą do wyraźnego wydzielenia obszarów wytwarzania, przesyłu, obrotu i dystrybucji energii elektrycznej. Proces ten polega na podziale już istniejących podmiotów bądź co najmniej na wydzieleniu poszczególnych rodzajów działalności energetycznej pod względem finansowoksięgowym. Artykuł 14 ust. 3 Dyrektywy wyraźnie wskazuje, iż przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo, a zatem prowadzące dwa lub więcej rodzajów działalności w zakresie wytwarzania, przesyłu i dystrybucji, zobowiązane są w ramach prowadzonej 1 „ Raport w związku z ofertą Ministerstwa Gospodarki na sporządzenie analizy i określenie niezbędnych zmian w ustawie Prawo Energetyczne, rozporządzeniach Ministra Gospodarki i innych aktach prawnych” sporządzony przez CMS Cameron McKenna Paweł Dębowski S-ka Komandytowa, EnergoprojektConsulting S.A. oraz ARE S.A, listopad 2000. 38 przez nie rachunkowości wewnętrznej prowadzić odrębne rachunki dla swojej działalności wytwórczej, przesyłowej i dystrybucyjnej Rozwój konkurencji w wytwarzaniu wymaga umożliwienia niezależnym producentom przesyłania energii elektrycznej do własnych nieruchomości a następnie jej sprzedaży klientom. Transakcje tego rodzaju muszą być przeprowadzane poprzez tzw. system połączony1, w którego działaniu zapewniona musi być realizacja wolności gospodarczej, pozwalająca na rzeczywiste wprowadzenie konkurencji w wytwarzaniu.2 W tej sytuacji obowiązkiem przedsiębiorstw sieciowych jest zapewnienie dostępu do urządzeń przesyłowych za rozsądną opłatą (tzw. opłatą przesyłową) w ramach posiadanych przez nie zdolności przesyłowych i dystrybucyjnych. Konkurencję w wytwarzaniu można próbować również wprowadzać bez TPA. Wtedy jednak mamy do czynienia z monopsonem, czyli systemem wyłącznego nabywcy, w roli którego występuje przedsiębiorstwo sieciowe skupujące energię elektryczną od producentów oferujących najniższe ceny a następnie dostarczające ją do odbiorców finalnych. Jednak wówczas zachowany zostanie monopol przedsiębiorstw sieciowych na rynku dostaw3 i niemożliwym będzie wchodzenie w bezpośrednie relacje handlowe między odbiorcami i producentami. Teoretycznie również w obrocie możliwe jest wprowadzanie konkurencji bez zasady TPA, ale barierą są koszty związane z instalacją sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Posiadanie zaś sieci przez przedsiębiorstwa energetyczne, bez obowiązku udostępnienia ich innym podmiotom jest źródłem monopolu naturalnego w energetyce. Z kolei likwidacja monopolu przedsiębiorstw sieciowych w obrocie jest niezbędnym warunkiem zwiększenia konkurencji w podsektorze wytwarzania, a 70 % kosztów powstających w elektroenergetyce to właśnie koszty wytwarzania Podstawowe znaczenie dla liberalizacji i wprowadzenia mechanizmów rynkowych do elektroenergetyki ma właściwa regulacja działalności przedsiębiorstw sieciowych. Przedsiębiorstwa te zapewniają infrastrukturę, która jest niezbędna do funkcjonowania rynku, ale równocześnie działają w warunkach monopolu naturalnego, będąc całkowicie niepodatne na działanie bodźców rynkowych. Dlatego też tworzone prawo musi zapewnić, by przedsiębiorstwa te nie nadużywały swej pozycji. Bez wprowadzenia obligatoryjnego TPA nie istnieje w zasadzie możliwość złamania 1 Połączony system oznacza kilka systemów przesyłowych i dystrybucyjnych połączonych przy pomocy jednego lub więcej połączeń systemowych czyli urządzeń służących do połączenia systemów elektroenergetycznych (art. 2 pkt. 10 i 11). 2 Energy in Europe 19/1992 „Completion of the internal market for electricity and gas”. 3 A . Szablewski „Liberalizacja sektora energetycznego i telekomunikacyjnego”, Dom Wydawniczy ELIPSA, Warszawa 1998 r., s. 18. 39 monopolu przedsiębiorstw sieciowych na rynku dostaw energii elektrycznej. Dopiero zasada dostępu stron trzecich, zobowiązująca przedsiębiorstwa posiadające sieci przesyłowe lub dystrybucyjne do przesyłania cudzej energii, daje odbiorcom realną możliwość wyboru sprzedawcy (innego niż dotychczasowy, będący właścicielem sieci), a dostawcom możliwość przesyłania energii przez istniejące już sieci. W przypadku wprowadzenia mechanizmów konkurencji do podsektora wytwarzania, problemem wciąż pozostanie kwestia transportu energii, który leży w gestii przedsiębiorstwa energetycznego. Jak wiadomo, inaczej niż sieciami energii elektrycznej przesłać nie można. właściciel sieci W sytuacji monopolu naturalnego, potwierdzonego prawnie zakupywał energię elektryczną dla własnych odbiorców, tzn. podłączonych do jego sieci. W chwili obecnej, kupując energię elektryczną można obejść się bez jego pośrednictwa, ale nie sposób w większości przypadków odłączyć się od sieci należącej do niego. Bez obowiązku udostępnienia sieci przesyłowych innym, przedsiębiorstwo sieciowe mogłoby odmówić przesyłania cudzej energii, zachowując zdolności przesyłowe jedynie dla energii zakupionej przez siebie. Takie zachowanie oznaczałoby sparaliżowanie konkurencji we wszystkich podsektorach elektroenergetyki. Cóż z tego, że mielibyśmy wielość wytwórców skoro nie mieliby oni możliwości przesyłania wytwarzanej przez siebie energii do własnych odbiorców.1 Wprowadzenie zasady TPA jest szczególnie korzystne dla dużych nabywców, dla których koszt energii elektrycznej stanowi istotny składnik kosztów prowadzonej przez nich działalności. Oni właśnie, próbując obniżać ponoszone koszty, zainteresowani są tym, by kupić energię jak najtaniej. Jak szacował Deutsche Bank wprowadzenie nowych zasad w obrocie energią elektryczną przyczyni się do obniżenia cen dla odbiorców przemysłowych o około 25 %. Zmiany te będą najkorzystniejsze dla firm niemieckich, austriackich i włoskich, gdzie ceny do tej pory były wyższe o 60 % od cen francuskich. Wynikało to z faktu, iż we Francji znaczną część energii pozyskuje się z elektrowni atomowych, których koszt eksploatacji jest zdecydowanie niższy. Ze względu na wartość obrotów na rynku energii elektrycznej, który dla Unii Europejskiej wynosi ok. 326 mld. dolarów rocznie, takie redukcje cen mogą mieć duże znaczenie dla gospodarek poszczególnych Państw Członkowskich.2 W dalszej perspektywie pozytywne skutki wprowadzania konkurencji odczują pozostałe grupy odbiorców, nie wyłączając gospodarstw domowych (patrz tabela 2). 1 A Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski „Regulacja energetyki w Polsce”, Warszawa 2001 r., s. 105-107 2 K. Giermek, K. Godzisz „ Liberalizacja sektora elektroenergetycznego“ Biuletyn URE Nr 4/99. 40 Tabela 2. Dynamika cen energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych i gospodarstw domowych w wybranych krajach (ceny w USD/kWh) Kraj Irlandia Finlandia Niemcy W.Brytania USA Odbiorcy przemysłowi Gospodarstwa domowe 1996 1997 1998 1999 1996 1997 1998 1999 0,0634 0,0483 0,0634 0,0618 0,0449 0,0565 0,0408 0,0537 0,0372 0,0620 0,0448 0,0604 0,0566 0,0423 0,0587 0,0434 0,0569 0,0544 0,0383 0,1291 0,0851 0,1316 0,1188 0,0823 0,1289 0,0861 0,1318 0,1101 0,0816 0,1249 0,0847 0,1321 0,1030 0,0789 0,1213 0,0813 0,1001 0,0768 Źródło: Baza danych ARE S.A. Od momentu wdrożenia Dyrektywy 96/92, w niemal wszystkich państwach członkowskich nastąpił spadek cen energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych. Największą redukcję cen daje się zauważyć w tych krajach, które otworzyły swe rynki na konkurencję międzynarodową w stopniu większym od minimalnym wymogów przewidywanych przez Dyrektywę IEM. Warto podkreślić, iż skutki obniżania cen energii elektrycznej dotyczą również gospodarstw domowych. Ma to jednak miejsce tam, gdzie prawo wyboru dostawcy jest w rzeczywistości egzekwowane. Skutkiem wprowadzenia konkurencji do elektroenergetyki jest zmuszenie wytwórców do ciągłego obniżania kosztów, a także podnoszenia efektywności wytwarzania czy też zmniejszania emisji zanieczyszczeń. Od chwili, gdy w Wielkiej Brytanii zliberalizowano rynek energetyczny emisja CO2 spadła o około 40 %, a NO o 50 %. Z kolei dążenie do zwiększenia efektywności prowadzi do coraz częstszego wykorzystywania technologii wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem.1 Efektywność wytwarzania w elektrociepłowniach jest wyższa niż w tradycyjnych elektrowniach kondensacyjnych. Najbardziej wyrazistym tego przykładem jest budynek Parlamentu Europejskiego, do którego prąd jak i ciepło dostarczane są z pobliskiej elektrociepłowni. Obecnie, mimo początkowo silnego oporu, nie ma alternatywnego rozwiązania wobec polityki wprowadzania konkurencji i liberalizacji do sektora elektroenergetyki. Dzisiaj w większości państw Europy nie podejmuje się już dyskusji o tym czy liberalizować, ale o tym jaki ma być zakres, tempo wdrażania czy forma liberalizacji. Bez wątpienia procesy te niosą ze sobą pewne ryzyko. Pojawia się przede wszystkim 1 A.W. Różycki, R. Szramka „Wytwarzanie energii w skojarzeniu”, Biuletyn URE Nr 2, 1 marca 2001. 41 możliwość przejściowej destabilizacji sektora. Wymuszenie obniżenia cen może spowodować likwidację wielu elektrowni. W chwili obecnej zdolności wytwórcze w wielu krajach znacznie przewyższają zapotrzebowanie na energię elektryczną. W tej sytuacji zbyt gwałtowne wprowadzenie mechanizmów rynkowych, bez odpowiednich procedur regulacyjnych może prowadzić do pewnych „zawirowań” na rynku energii elektrycznej. Z tych powodów Artykuł 23 Dyrektywy IEM uprawnia Państwa Członkowskie do przejściowego ograniczenia konkurencji w sektorze energii elektrycznej w przypadkach nagłych kryzysów na rynku energetycznym, fizycznego zagrożenia bezpieczeństwa ludzi, urządzeń, instalacji lub integralności systemu energetycznego danego państwa. Ograniczenia te nie mogą przekraczać zakresu niezbędnego do przeciwdziałania powstałym trudnościom i w możliwie jak najmniejszym stopniu zakłócać funkcjonowanie wewnętrznego rynku, zaś o ich rodzaju dane państwo obowiązane jest powiadomić Komisję i inne państwa członkowskie. Dość ogólny charakter tego przepisu może powodować, iż kraje Wspólnoty będą starać się wykorzystać go do odchodzenia od przepisów Dyrektywy, wprowadzających mechanizmy konkurencji do sektora elektroenergetyki. Istotne znaczenie może mieć interpretacja przez kraje członkowskie jak i przez Komisję pojęcia „integralność systemu”. W dłuższym okresie czasu zagrożenie takie ulega zdecydowanemu obniżeniu, gdyż cechą rynku konkurencyjnego jest jego dopasowywanie się do potrzeb odbiorców. Oczywiste jest, iż początkowo tylko najwięksi odbiorcy będą mieli możliwość podpisywania umów o dostarczanie energii elektrycznej od dowolnie wybranych dostawców, i to dla nich wprowadzenie zasady TPA będzie najbardziej korzystne. Później jednak korzyści te powinny zostać przeniesione na odbiorców indywidualnych, którym zgodnie z harmonogramem przyjętym przez Komisję, zostanie przyznane analogiczne prawo. Objęcie tym przywilejem także drobnych odbiorców spowoduje, iż międzynarodowa konkurencja w dziedzinie elektroenergetyki obejmie coraz większe obszary rynku. 42 Rozdział 3 Wdrażanie konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce Na polski sektor energetyczny składa się kilka podsektorów, wśród których wyróżnia się: • Elektroenergetykę;1 • Gazownictwo; • Ciepłownictwo; • Sektor surowcowo-paliwowy; • Energetykę niekonwencjonalną. Przemiany gospodarczo-ustrojowe, które rozpoczęły się w Polsce pod koniec lat osiemdziesiątych postawiły szereg wyzwań przed polską elektroenergetyką. Aby móc im sprostać i wprowadzać w tym sektorze zasady gospodarki rynkowej należało rozpocząć proces niezwykle skomplikowanych i żmudnych reform. W porównaniu z innymi segmentami energetyki, przemiany zachodzące w podsektorze elektroenergetycznym są najbardziej zaawansowane, co oczywiście nie oznacza, że przebiegają one bez problemów. Proces ten wymaga zaangażowania olbrzymich środków finansowych, stworzenia odpowiednich podstaw prawnych czy też zastosowania nowoczesnych technik informatycznych. Niewątpliwe jednak jest to, iż w Polsce, obok Węgier, w odróżnieniu od pozostałych krajów byłego bloku komunistycznego, przemiany mające na celu wdrażanie konkurencji i restrukturyzację energetyki zachodzą w dość szybkim tempie. Nie mamy się też czego wstydzić na tle większości krajów UE, które przez długi czas nie widziały potrzeby odchodzenia od monopolu w elektroenergetyce i wprowadzania jakichkolwiek zmian. Z uwagi na to, iż w latach powojennych sektor elektroenergetyczny traktowany był jako katalizator odbudowy gospodarczej, zwyciężył pogląd iż powinien on być własnością publiczną. Pogląd ten oparty był na kilku kluczowych przekonaniach, a mianowicie: • sektor elektroenergetyczny powinien działać jako monopol naturalny, • polityka sektora musi być zgodna z polityką rządu, • elektryczność nie jest towarem, lecz usługą dostępną dla wszystkich.2 1 Polski system elektroenergetyczny jest największy w Europie Centralnej. Elektroenergetyka realizuje w Polsce około 14,5 miliona umów na dostawę energii elektrycznej. 2 J. Czekaj „Kontrakty długoterminowe a rynek energii elektrycznej w Polsce”, Biblioteka Regulatora, Warszawa 2001, s. 46 43 Z tego względu po II wojnie światowej w Polsce, podobnie jak w innych krajach europejskich, elektroenergetyka została znacjonalizowana i poddana centralnemu zarządzaniu. W naszym kraju monopol energetyczny był jednak naturalną konsekwencją monopolistycznego zarządzania całą gospodarką i chęcią odgórnego regulowania przez władze komunistyczne wszelkich aspektów życia społeczno-gospodarczego. Do końca lat osiemdziesiątych ten sektor gospodarki zarządzany był centralnie przez Wspólnotę Energetyki i Węgla Brunatnego. Procesy prowadzące do decentralizacji zarządzania rozpoczęły się w Polsce stosunkowo wcześnie. Już w latach siedemdziesiątych nastąpiło usamodzielnienie Okręgów Energetycznych poprzez nadanie im statusu przedsiębiorstw państwowych. Ze względu jednak na szereg problemów, a w szczególności panujący wówczas ustrój polityczny, proces ten przebiegał bardzo wolno. W momencie rozpoczęcia transformacji na początku lat dziewięćdziesiątych bardzo istotnym i trudnym do przezwyciężenia w ciągu trwania reformy problemem, okazał się obowiązujący w Polsce system cenotwórstwa. Ceny energii elektrycznej, ustalane centralnie przez Ministra Finansów, były ok. 10-krotnie niższe niż w krajach Europy Zachodniej. Te sztucznie niskie ceny doprowadziły do nadmiernej energochłonności polskiej gospodarki, czego konsekwencją był deficyt zdolności produkcyjnych.1 Skutkiem takiej polityki państwa było całkowite oderwanie cen od kosztów, co zdecydowanie obniżyło efektywność ekonomiczną elektroenergetyki i doprowadziło do występowania na szeroką skalę subsydiowania skrośnego. Zjawisko skrośnego subsydiowania występuje w energetyce zarówno pomiędzy różnymi rodzajami działalności, prowadzonej w ramach tego samego podmiotu, jak i pomiędzy poszczególnymi grupami odbiorców korzystających z tego samego rodzaju energii, lecz na różnych zasadach. Oznacza on wzajemne dotowanie poszczególnych rodzajów działalności bądź dotowanie jednych odbiorców przez drugich.2 Z uwagi na chęć realizowania przez ówczesne władze celów polityczno-socjalnych, ceny dla przemysłu były ok. 3-krotnie wyższe niż dla ludności. Społeczeństwo miało co prawda tanią energię lecz w rzeczywistości płacić musiał za to sektor przemysłowy. W praktyce, ceny dla ludności, o ile mają zapobiegać subsydiowaniu skrośnemu powinny być ok. 1,5 do 2 razy wyższe niż ceny dla przemysłu. 1 „Demonopolizacja i prywatyzacja elektroenergetyki”, Materiał przyjęty przez Radę Ministrów w dn. 17 września 1996 r. 2 A. Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski „Regulacja energetyki w Polsce”, Warszawa-Toruń 2001 r., s. 29. 44 Rozpoczynając reformy należało także brać pod uwagę nadmierne zatrudnienie w elektroenergetyce, które wówczas ponad czterokrotnie przekraczało standardy zachodnioeuropejskie. W pierwszych latach reform podjęto próby zdecentralizowania energetyki. W lutym 1990 roku Sejm przyjął ustawę o likwidacji Wspólnoty Energetyki i Węgla Brunatnego, która zobowiązywała jednocześnie Ministra Przemysłu do podjęcia działań zapewniających dalsze funkcjonowanie elektroenergetyki tj. po likwidacji Wspólnoty. W sierpniu 1990 r. Minister Przemysłu podjął decyzję o utworzeniu Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A, które stały się właścicielem majątku sieci przesyłowej, a także pośrednikiem w obrocie energią elektryczną między wytwórcami a spółkami dystrybucyjnymi. Oznaczało to, iż cała energia kupowana była od producentów przez PSE S.A., występujących w roli wyłącznego nabywcy, a następnie sprzedawana przedsiębiorstwom dystrybucyjnym po jednakowych cenach taryfy hurtowej. Utworzenie PSE doprowadziło do podziału elektroenergetyki na trzy podsektory tj: wytwarzania, przesyłowy i dystrybucyjny. Zaraz po utworzeniu, PSE S.A. zaangażowały się aktywnie w opracowywanie i wdrażanie nowych rozwiązań w takich obszarach jak rynek energii elektrycznej, bezpieczeństwo energetyczne czy też finansowanie i prywatyzacja sektora elektroenergetyki.1 Rozpoczęte reformy napotykały jednak na przeszkody związane z niedostosowaniem obowiązujących przepisów prawnych do zmieniającej się gospodarki paliwowoenergetycznej państwa. Z uwagi na zmiany, które zaszły w polskiej gospodarce od 1989 roku pojawiła się konieczność powstania nowej ustawy regulującej zasady funkcjonowania sektora energetycznego, która mieściłaby w sobie nowoczesne rozwiązania prawne odpowiadające zmieniającym się warunkom życia gospodarczospołecznego, i które pozwoliłyby na realizację głównych założeń polityki energetycznej rozumianej jako: - bezpieczeństwo dostaw energii, czyli zapewnienie warunków umożliwiających pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania gospodarki i społeczeństwa na energię odpowiedniego rodzaju i wymaganej jakości; - uzasadnione społecznie ceny energii, czyli ustanowienie polityki cen energii, w której wynikałyby one z konkurencyjnych mechanizmów rynkowych lub regulacji przez niezależny organ państwowy wyłączony ze struktur ministerialnych w celu równoważenia interesów odbiorców i dostawców energii; 1 P. Jasiński, T. Skoczny „Elektroenergetyka. Studia nad integracją europejską.”, Warszawa 1996 r., s. 244-248. 45 - przestrzeganie wymagań ochrony środowiska naturalnego w warunkach gospodarki rynkowej. W październiku 1995 roku rząd skierował do Sejmu projekt ustawy Prawo Energetyczne, zawierający rozwiązania, których realizacja warunkowała dalsze, skuteczne wprowadzanie reform w elektroenergetyce. Projekt nowego Prawa Energetycznego wywoływał wiele dyskusji i sporów. Pojawiły się opinie, iż reforma realizowana na podstawie nowej ustawy stanowić będzie zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego Polski, spowoduje załamanie krajowego przemysłu energetycznego czy też doprowadzi do wzrostu cen paliw i energii elektrycznej.1 Największe kontrowersje wywoływała zasada TPA, w której upatrywano źródło destabilizacji sektora, zahamowania urynkowienia a także likwidacji wielu kopalń i elektrowni.2 Powyższe opinie głoszone były przez tych wszystkich, którzy zdecydowanie sprzeciwiali się wprowadzaniu mechanizmów konkurencji do elektroenergetyki, starając się jednocześnie bronić przywilejów, którymi cieszył się ten sektor działając w warunkach monopolu. Ostatecznie jednak 10 kwietnia 1997 roku Sejm przyjął ustawę Prawo Energetyczne, która weszła w życie 5 grudnia 1997 r.3 Uchwalona ustawa, uważana za jeden z lepszych tego typu aktów w Europie, zawiera rozwiązania pozwalające wdrażać politykę energetyczną państwa ukierunkowaną na : • ograniczenie udziału państwa w zarządzaniu sektorem elektroenergetycznym; • tworzenie warunków dla rozwoju ekonomicznego przedsiębiorstw elektroenergetycznych, co w konsekwencji prowadzi do podniesienia efektywności ich działania; • prywatyzację i demonopolizację; • usprawnienie funkcji regulacyjnych; • urynkowienie obrotu energią; • kontrolę cen i taryf w myśl równoważenia interesów przedsiębiorstw elektroenergetycznych oraz odbiorców i użytkowników energii elektrycznej.4 1 „Restrukturyzacja elektroenergetyki-metoda faktów dokonanych” , przemówienie W Remiasza (Sekretariat górnictwa i Energetyki NSZZ ”Solidarność”) w Sejmie w 1997 roku. 2 W. Bojarski „Demonopolizacja i prywatyzacji elektroenergetyki” Biuro Studiów i Analiz Kancelarii Senatu, 1996 r. 3 Ustawa Prawo energetyczne Dz. U. z 1997 roku, Nr 54, poz. 348 z późniejszymi zmianami. 4 Por. L. Szczygieł, Regulacje prawne rynku energii elektrycznej - prawo energetyczne, rozporządzenia wykonawcze. Materiały wykładowe na Studium Podyplomowym Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej, Rynki energii elektrycznej, Łódź 1999 i 2000. 46 Zgodnie z artykułem 1 ust. 1, ustawa określa ogólne zasady kształtowania polityki energetycznej państwa, zasady i warunki zaopatrzenia i użytkowania paliw i energii, zasady i warunki działalności przedsiębiorstw energetycznych oraz kwestie związane z funkcjonowaniem organów właściwych w sprawach gospodarki paliwami i energią. Ustawa reguluje działalność gospodarczą w zakresie wszystkich nośników energii z wyjątkiem węgla kamiennego, który podlega regulacjom odrębnym. Dla elektroenergetyki Prawo Energetyczne ma charakter aktu podstawowego, określającego ramy prawne i ogólne zasady funkcjonowania tego podsektora energetyki. Przepisy szczegółowe znajdują się w rozporządzeniach wykonawczych do Prawa Energetycznego. Do podstawowych zasad regulujących organizację i funkcjonowanie elektroenergetyki, realizowanych przez ustawę, należą: • Zasada rozdziału wytwarzania, przesyłania, dystrybucji i sprzedaży energii elektrycznej. Rozdzielenie poszczególnych rodzajów działalności, prowadzące do wzrostu przejrzystości kosztów, jest niezbędne w celu likwidacji i późniejszego uniknięcia wystąpienia zjawiska subsydiowania skrośnego. Obecnie sektor elektroenergetyki podzielony jest na trzy podsystemy: o wytwarzania o przesyłu o dystrybucyjno-dostawczy; • Zasada dostępu stron trzecich do sieci elektroenergetycznych; • Zasada umownego dostarczania energii realizowana przez art. 5 ust. 1 i 2 oraz art. 6; • Zasada racjonalnego i oszczędnego projektowania, produkcji, importu, budowy i eksploatacji urządzeń i sieci energetycznych; • Równość wobec prawa wszystkich przedsiębiorstw energetycznych, co oznacza brak jednostek o statusie użyteczności publicznej.1 Polska ustawa Prawo energetyczne zawiera co najmniej trzy narzędzia pozwalające na wdrażanie konkurencji w elektroenergetyce, a mianowicie: 1. Stosowanie zasady dostępu stron trzecich;2 2. Wprowadzanie niedyskryminacyjnych zasad taryfikacji; 1 Ta sytuacja może wymagać zmiany gdyż art. 3 Dyrektywy 96/92 przewiduje możliwość nakładania na przedsiębiorstwa energetyczne statusu użyteczności publicznej. 2 Patrz rozdział 4. 47 Ustawa Prawo Energetyczne doprowadziła do radykalnej zmiany w zakresie kształtowania cen paliw i energii. Przed wejściem w życie ustawy ceny ustalane były urzędowo przez Ministra Finansów, co nie oddawało rzeczywistych kosztów wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i obrotu energią elektryczną. Obecnie ceny ustalane są indywidualnie przez przedsiębiorstwa energetyczne w postaci taryf1, które następnie zatwierdzane są przez Prezesa URE. Taryfy muszą być zróżnicowane dla różnych grup odbiorców ze względu na uzasadnione koszty spowodowane realizacją świadczenia, co pozwala na eliminację subsydiowania skrośnego. Taryfy energii elektrycznej zapewniać mają równoważenie dwóch, sprzecznych ze sobą interesów tzn. przedsiębiorstw energetycznych oraz odbiorców. Zgodnie z ustawą, taryfy powinny pokrywać uzasadnione koszty przedsiębiorstw w zakresie prowadzonej przez nie działalności wraz z kosztami modernizacji, rozwoju i ochrony środowiska. Niezwykle złożony problem, który w tej sytuacji pojawia się przed regulatorem to pytanie jakie koszty należy uznać za uzasadnione. Z jednej strony należy brać pod uwagę interes odbiorców, którzy chcą kupić energię jak najtaniej, lecz z drugiej strony nie można przekroczyć granicy poniżej której przedsiębiorstwa energetyczne, pozbawione odpowiedniej ilości środków finansowych, pozbawione zostaną szansy na rozwój.2 3. Liberalizacja zasad koncesjonowania; Koncesja, będąca instrumentem kontroli podmiotów, chcących prowadzić działalność w określonej dziedzinie gospodarki, jest jednym z podstawowych narzędzi regulacji w energetyce, którego stosowanie pozwala realizować główne cele działalności regulatora rozumiane jako: - zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju; - przyczynianie się do wzrostu efektywności energetycznej; - równoważenie interesów konsumentów i producentów energii elektrycznej. Prawo Energetyczne stanowi, iż każdy podmiot, który prowadzi działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i obrotu paliwami i energią musi posiadać koncesję, wydaną przez Prezesa URE, o ile spełnia przewidziane w ustawie warunki. Artykuł 32 wymienia te rodzaje działalności gospodarczej w zakresie energetyki, których prowadzenie wymaga uzyskania 1 Taryfa to zbiór cen i opłat oraz warunków ich stosowania, opracowany przez przedsiębiorstwo energetyczne i wprowadzony jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców w trybie określonym ustawą (art. 3 pkt. 17 Prawa Energetycznego). 2 Szerzej patrz: A. Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski, op. cit., s. 159-169. 48 koncesji, zaś artykuł 33 precyzuje warunki, które należy spełnić by koncesję otrzymać. Stworzony w polskiej ustawie system koncesjonowania co do zasady odpowiada rozwiązaniom stosowanym w krajach europejskich, zapewniając takie same dla wszystkich warunki wejścia na rynek energetyczny, jak i prowadzenia na nim działalności gospodarczej. Istnieją jednak wciąż pewne rozbieżności z wymogami stawianymi przez Dyrektywę 96/92, w szczególności co do przesłanek i trybu udzielania koncesji, min. wymóg posiadania siedziby lub miejsca zamieszkania w Polsce. Co do zasady polskie prawo energetyczne, na które składa się ustawa oraz akty wykonawcze do niej, może być uznane za zbieżne (approximated) z prawem wspólnotowym. Istnieją jednak pewne rozbieżności, które Polska zobowiązała się usunąć do momentu swej gotowości do akcesji tj. 31 grudnia 2002 roku. Z uwagi na to, iż Polska nie występowała o okresy przejściowe w zakresie elektroenergetyki, z dniem 1 stycznia 2003 r. całość energetycznego acquis communautaire będzie wdrożona do prawa polskiego.1 Do tego czasu należy usunąć najbardziej liczące się rozbieżności dotyczące min. regulacji prawnej zasad i trybu koncesjonowania, zasady dostępu stron trzecich, czy też nakładania obowiązku świadczeń publicznych. Obecnie najpilniejszym zadaniem, którego realizacja zadecyduje o dalszej demonopolizacji elektroenergetyki jest szybki rozwój rynku dla odbiorców finalnych. Nadrzędnym celem stworzenia w Polsce rynku energii elektrycznej jest zapewnienie racjonalnych cen energii elektrycznej dla odbiorców, dostaw energii o wysokich parametrach jakościowych oraz zagwarantowanie rentowności podmiotów funkcjonujących na rynku energii.2 Utworzenie sprawnie działającego rynku doprowadzi do obniżenia całkowitych kosztów produkcji i dostawy energii elektrycznej poprzez wprowadzenie konkurencyjności do sektora wytwarzania, przesyłu i dystrybucji, co powinno zaowocować spadkiem cen oraz przyczynić się do poprawy konkurencyjności całej polskiej gospodarki. Za podstawowe zasady, prowadzące do budowy konkurencyjnego rynku energii elektrycznej można uznać następujące: • Wprowadzenie konkurencji w wytwarzaniu energii elektrycznej, prowadzącej do obniżenia cen energii i poprawy jej jakości; 1 T. Skoczny „Prawne podstawy regulacji w elektroenergetyce w kontekście zobowiązań międzynarodowych”, Warsztaty Regulatora pod patronatem Prezesa URE, Warszawa wrzesień 2000 r. 2 www.cire.pl 49 • Równoprawne traktowanie wszystkich źródeł wytwórczych, co oznacza, że przepisy dotyczące rynku nie mogą faworyzować czy też dyskryminować określonych producentów czy technologii wytwarzania; • Prawo wyboru dostawcy energii elektrycznej (TPA); • Jednakowe traktowanie energii produkowanej i zużywanej w kraju oraz energii pochodzącej z importu i energii eksportowanej; • Ustanowienie przepisów zapobiegających nadużyciu siły rynkowej; • Równoprawny dostęp wszystkich uczestników rynku do sieci przesyłowych i rozdzielczych..1 Ustawa Prawo Energetyczne nie określiła wymagań co do kształtu konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. Również rozporządzenie przyłączeniowe Ministra Gospodarki2 nie zawiera wystarczająco szczegółowych zasad obrotu energią elektryczną. Struktura i główne zasady działania rynku energii elektrycznej w Polsce zostały określone w przyjętym w dniu 2 grudnia 1999 r. przez Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów projekcie rynku energii elektrycznej, na który składają się trzy dokumenty: • „Rynek energii elektrycznej w Polsce. Zasady działania rynku energii elektrycznej w Polsce w roku 2000 i latach następnych” przedstawiający główne cele rynku i sposoby ich realizacji; • „Rynek Energii Elektrycznej w Polsce - Zasady działania rynku energii elektrycznej w Polsce” formułujący główne mechanizmy działania rynku; • „Rynek Energii Elektrycznej w Polsce – Działanie rynku hurtowego i rynku detalicznego w roku 2000 i latach następnych” przedstawiający szczegółowe zasady działania rynku w roku 2000 oraz harmonogram rozwoju rynku w latach następnych. Tworząc przepisy prawne regulujące funkcjonowanie rynku energii elektrycznej, brać należy pod uwagę specyficzne w porównaniu z innymi rynkami towarowymi jego cechy, a mianowicie:. • konieczność zapewnienia ciągłego, dokładnego równoważenia zapotrzebowania i produkcji energii elektrycznej, 1 „Raport w związku z ofertą Ministerstwa Gospodarki na sporządzenie analizy i określenie niezbędnych zmian w ustawie Prawo Energetyczne, rozporządzeniach Ministra Gospodarki i innych aktach prawnych” sporządzony przez CMS Cameron McKenna Paweł Dębowski S-ka Komandytowa, EnergoprojektConsulting S.A. oraz ARE S.A, listopad 2000. 2 Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców (Dz. U. 00.85.957). 50 • małą elastyczność cenową popytu, • niemożliwość nawet krótkoterminowego magazynowania produktu (energii elektrycznej), • ograniczona elastyczność produkcji, • strategiczne znaczenie bezawaryjnego działania systemu elektroenergetycznego, • łatwość monopolizacji rynku poprzez wykorzystanie specyficznych cech fizycznych działania systemu elektroenergetycznego.1 Rynek energii elektrycznej może być skonstruowany na dwóch poziomach tj. rynek hurtowy, w którym uczestniczą producenci energii elektrycznej oraz nabywcy hurtowi oraz rynek detaliczny, na którym dostawcy oferują odbiorcom dostawę energii, konkurując ze sobą ceną i warunkami dostawy. Zasady działania rynku detalicznego są dość proste. Polega on na tym, iż nabywcy energii otrzymują stopniowo prawo wyboru dostawcy na podstawie zasady TPA, a następnie mogą kupować energię u przedsiębiorstw dystrybucyjnych, będących pośrednikami w handlu energią bądź też bezpośrednio u producenta. Z kolei obrót energią na rynku hurtowym odbywa się na ogół w trzech podstawowych segmentach tj. : • kontraktowym, gdzie obrót energią prowadzony jest w formie kontraktów zawieranych bezpośrednio pomiędzy uczestnikami rynku, • giełdowym , gdzie obrót energią prowadzony jest w formie kontraktów zawieranych na giełdach energii2, • bilansującym, gdzie Operator Systemu Przesyłowego bilansuje różnice pomiędzy podażą wynikającą z segmentu kontraktowego i giełdowego a bieżącym zapotrzebowaniem na energię elektryczną.3 Hurtowy rynek energii elektrycznej dzieli się na rynek systemowy oraz rynki lokalne. Jako kryterium podziału przyjmuje się poziom napięcia sprzedawanej lub kupowanej energii (energia o napięciu 220 kv i wyższym podlega regułom rynku systemowego). 1 „Raport w związku z ofertą Ministerstwa Gospodarki na sporządzenie analizy i określenie niezbędnych zmian w ustawie Prawo Energetyczne, rozporządzeniach Ministra Gospodarki i innych aktach prawnych” sporządzony przez CMS Cameron McKenna Paweł Dębowski S-ka Komandytowa, EnergoprojektConsulting S.A. oraz ARE S.A, listopad 2000. 2 W Polsce obrót ten realizowany jest przez Giełdę Energii S.A., która rozpoczęła działalność z dniem 1 lipca 2000 roku. Działa ona na podstawie ustawy o giełdach towarowych, kodeksu spółek handlowych oraz regulaminu giełdy regulującego szczegółowo zasady jej działalności. Uczestnikami rynku giełdowego mogą być osoby fizyczne lub prawne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej lub obrotu nią i posiadające ważną koncesję na tę działalność, jak również odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych (TPA). 3 M. Zerka „Segment bilansujący rynku energii elektrycznej w Polsce; przyjęte rozwiązania i wdrożenie”, materiały VIII Konferencji naukowo-technicznej „Rynek energii elektrycznej: liberalizacja-szanse i zagrożenia”, Kazimierz Dolny, kwiecień 2001 r. 51 Rynek hurtowy może mieć różne struktury1, lecz nie istnieje coś takiego co można by określić jako struktura optymalna. Podobne rezultaty można osiągnąć w każdej ze struktur, pod warunkiem wdrażania odpowiednich rozwiązań. O wiele istotniejsze, od wyboru struktury rynku hurtowego, jest odpowiednie rozwiązanie kwestii szczegółowych jak prawidłowe zaprojektowanie reguł rynkowych i relacji między jego uczestnikami. Niestety w początkowej fazie reform bardzo często się o tym zapomina, skupiając się na wyborze struktury rynku i zaniedbując rozwiązania szczegółowe, które decydują o tym czy dany rynek rzeczywiście będzie rynkiem w pełni konkurencyjnym.2 Wdrażany obecnie model rynku energii elektrycznej w Polsce daje dużą swobodę jego uczestnikom. Uczestnictwo w giełdzie energii jak i rynku bilansującym nie są obligatoryjne. Poza tym uczestnicy mogą działać na rynku samodzielnie, bądź też zlecać działanie innym podmiotom tj. operatorom handlowo-technicznym lub tworzyć zintegrowane grupy wytwórców, odbiorców lub jednocześnie wytwórców i odbiorców. O ile uzasadniona jest dobrowolność uczestnictwa w giełdach energii, to brak obligatoryjności uczestnictwa w rynku bilansującym może zagrażać niezawodności działania systemu elektroenergetycznego. Wprowadzanie rynku energii elektrycznej opiera się na ustawie Prawo Energetyczne oraz rozporządzeniach Ministra Gospodarki. W celu lepszego wydzielenia problematyki sektora elektroenergetycznego celowym byłoby stworzenie odrębnej ustawy Prawo Elektroenergetyczne. Wiadomo jednak, że jej uchwalenie zajęłoby wiele czasu i mogłoby spowodować opóźnienie procesu liberalizacji o kilka lat. Dlatego wydaje się, że lepszym rozwiązaniem jest nowelizacja Prawa Energetycznego i wprowadzenie bardziej szczegółowych uregulowań poświęconych budowie rynku energii elektrycznej. Ze względu na to, że wdrażanie konkurencyjnego rynku energii elektrycznej jest procesem niezwykle złożonym, wymaga ono, poza uchwaleniem dobrego prawa, współdziałania centralnych organów państwa, operatorów rynku oraz jego uczestników w celu opracowania podstawowych reguł działania rynku energii elektrycznej. Udział w tym procesie przez uczestników niesie za sobą ryzyko, iż będą oni chcieli tak 1 Na świecie znane są trzy podstawowe struktury rynku energii elektrycznej: • rynek scentralizowany • rynek giełdowy • rynek zdecentralizowany 2 W. Mielczarski „Warunki konieczne prawidłowego funkcjonowania rynku energii elektrycznej-przegląd rozwiązań”, materiały VIII konferencji naukowo-technicznej „Rynek energii elektrycznej:liberalizacjaszanse i zagrożenia”, Kazimierz Dolny 2001 r. 52 wypracować owe reguły i standardy, aby zapewnić sobie uprzywilejowaną pozycję. Dlatego właśnie niezbędny jest tu nadzór ze strony organów państwowych. Z punktu widzenia rozwoju sektora elektroenergetycznego, a także wpływu jaki ma on na całą polską gospodarkę, wybór właściwego modelu rynku energii elektrycznej ma znaczenie kluczowe. Przestrogą dla podmiotów odpowiedzialnych za jego budowę mogą być ostatnie wydarzenia w Kalifornii, gdzie doszło do całkowitego załamania się systemu elektroenergetycznego wskutek niewłaściwego przygotowania jego reformy. Do niedawna kalifornijski rynek energii elektrycznej uważany był za jeden z najbardziej konkurencyjnych na świecie. Analiza przyczyn jego załamania wciąż trwa i nadal nie ma jednoznacznej odpowiedzi. Kalifornia rozpoczęła procesy deregulacyjne nie mając odpowiedniej infrastruktury oraz potencjału wytwórczego dla sprostania problemom w czasie deficytu. Budowie rynku w Kalifornii towarzyszyło przekonanie, że nie dojdzie do większych zakłóceń bilansu popytu i podaży a margines zainstalowanej mocy będzie utrzymywał się na poziomie ok. 30 %. Jednak pod koniec 2000 roku spadła ona do poziomu 1,5 %, co spowodowało konieczność uruchomienia procedur awaryjnych, łącznie z przerwą w dostawach prądu dla odbiorców usługowych i bytowo-komunalnych. W 2000 roku nastąpił znaczny wzrost zapotrzebowania na energię, wywołany bardzo ostrą zimą i upalnym latem. Jednak wówczas nie pozwolono na podniesienie cen energii. Już w trakcie trwającego kryzysu, wprowadzenie pułapu cen energii spowodowało, iż przedsiębiorstwa kalifornijskie zaczęły eksportować energię do innych stanów, gdzie mogły uzyskać za nią wyższą cenę. Nie zadbano w Kalifornii również o stworzenie odpowiednich mechanizmów regulacyjnych w celu zapewnienia długookresowego bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, koncentrując się na wprowadzenie rynku konkurencyjnego działającego praktycznie krótkoterminowo tj. giełdy energii i rynku bilansowego prowadzonego przez Niezależnego Operatora Systemu.1 Natomiast przykładem bardzo sprawnie funkcjonującego rynku energii elektrycznej jest rynek skandynawski, dlatego też oparcie modelu rynku polskiego na podobnych rozwiązaniach daje nadzieje na jego prawidłowe działanie. Obecnie największą słabością w procesach prowadzących do utworzenia rynku są obowiązujące uregulowania prawne. Nie zawierają one jak do tej pory żadnych szczegółowych przepisów, a niejasność istniejących bardzo często jest znacznym utrudnieniem w sprawnym wdrażaniu rynku energii elektrycznej. Problemem jest także 1 Szczegółowe opracowania przyczyn kryzysu Kalifornijskiego znajdują się min. w: M. Duda „Syndrom kalifornijski” Biuletyn URE 2/2001, F. Krawiec „Katastrofa w sektorze elektroenergetycznym w Kalifornii” Biuletyn Informacyjny PTPiREE Klient, Dystrybucja, Przesył 3/2001, J. Malko „Kaliforniastudium przypadku”, materiały VIII konferencji naukowo-technicznej „Rynek energii elektrycznej: liberalizacja-szanse i zagrożenia”, Kazimierz Dolny 2001 r., www.cire.pl 53 postawa wielu przyszłych uczestników rynku, którzy nie zrobili nic, aby wziąć udział w jego uruchomieniu zaplanowanym na 1 lipca 2001 roku. Powodem takiej postawy mogą być wysokie koszty wejścia rynek, gdyż na samo oprogramowanie niezbędne do funkcjonowania na nim potrzeba co najmniej kilku milionów złotych. Opór przedsiębiorstw sektora wynika również z tego iż działanie w warunkach rynkowych będzie dla nich zdecydowanie trudniejsze niż w obowiązującym aktualnie, mało przejrzystym systemie opartym na częściowej liberalizacji oraz bezpośredniej ingerencji organów centralnych (URE i Ministerstwo Gospodarki). Rynek niesie także ryzyko dla producentów i dystrybutorów energii elektrycznej polegające na błędnym obliczeniu wielkości zapotrzebowania na energię, co spowodować może duże straty powodowane nadprodukcją lub niedoborem energii. Dodatkowym czynnikiem hamującym rozwój konkurencyjnego rynku energii elektrycznej jest istnienie kontraktów długoterminowych, czyli umów podpisanych przez PSE S.A. z wytwórcami energii elektrycznej w celu stworzenia im warunków finansowania inwestycji. Kontrakty te zobowiązywały wytwórcę do zmodernizowania lub wybudowania, a następnie utrzymania mocy wytwórczych o ściśle określonych parametrach techniczno-ekonomiczno-ekologicznych. Natomiast PSE S.A., w celu zagwarantowania producentom przychodów, umożliwiających spłatę zaciągniętych kredytów, zobowiązały się do zakupu mocy i energii po z góry ustalonych cenach. Z kolei banki, które udzielały elektrowniom kredytów otrzymywały w ten sposób gwarancję wypłacalności dłużników. Elektrownie, które dzięki kontraktom długoterminowym poniosły koszty związane z modernizacją, wytwarzają droższą energię od pozostałych. W warunkach działania rynku konkurencyjnego nie byłoby zatem chętnych na zakup czystej ekologicznie lecz drogiej energii elektrycznej. Przedstawiciele Akademii Ekonomicznej w Krakowie wskazali, iż kontrakty długoterminowe powstały jako sposób na unowocześnienie przestarzałego technologicznie sektora elektroenergetycznego pozwalający na osiągnięcie odpowiednich standardów w zakresie długoterminowych ochrony podejmowane środowiska. na początku Decyzje dotyczące transformacji były kontraktów niezbędne, by zapewnić kredyty bankowe na inwestycje. Szybko jednak, słuszna w swych założeniach idea uległa całkowitemu wypaczeniu. Planowana na początku bariera objęcia kontraktami długoterminowymi 30 % mocy, ze względu na naciski wytwórców na PSE S.A. i Ministerstwo Przemysłu i Handlu (następnie Ministra Gospodarki), została bardzo szybko przekroczona. Obecnie około 70 % energii elektrycznej sprzedawanej 54 w Polsce objęte jest kontraktami długoterminowymi, których stronami są PSE S.A. i elektrownie. Zawarcie kontraktu nie zobowiązywało wytwórców do podjęcia jakichkolwiek działań restrukturyzacyjnych mających na celu ograniczanie kosztów, hamując tym samym urynkowienie obrotu energia elektryczną. Wytwórcy znaleźli się w komfortowej sytuacji, mając zapewnioną sprzedaż energii elektrycznej i przez to nie byli zainteresowani rozpoczynaniem zmian w funkcjonowaniu sektora. Sytuacja taka stwarzała również korzyści dla PSE S.A., umożliwiając im pełną kontrolę nad sektorem elektroenergetycznym. Gdyby PSE nie zobowiązały się do zakupu energii elektrycznej po określonych cenach, problem ten można by zostawić do rozwiązania mechanizmom rynkowym, które doprowadziłyby do usunięcia najmniej efektywnych jednostek wytwórczych. Jednak istnienie kontraktów długoterminowych wymaga ingerencji ze strony organów państwowych min. dlatego, iż pozostawienie tego problemu do rozwiązania sektorowi elektroenergetycznemu spowodować mogłoby tylko zwiększenie kosztów, które muszą zostać poniesione, a w konsekwencji ich przerzucenie na społeczeństwo.1 Rozwiązaniem tej sytuacji może być System Opłat Kompensacyjnych, na wprowadzenie którego zgodził się rząd w listopadzie 2000 roku. Projekt SOK został przygotowany przez Urząd Regulacji Energetyki, a następnie był konsultowany z PSE oraz elektrowniami. Obecnie trwają rozmowy z bankami dotyczące zmian w umowach kredytowych.2 W połowie 2000 roku rozpoczęły się prace nad Aneksem do kontraktów długoterminowych, który zmienił zasady ich realizacji. Wytwórcy zwolnieni zostali z obowiązku sprzedaży energii do PSE S.A, zaś PSE z obowiązku ich zakupu. Na PSE ciąży natomiast obowiązek gwarantowania przychodów wytwórcy na poziomie zapewniającym obsługę zadłużenia i zwrot dla inwestorów. Jednocześnie wprowadzono trzecią stronę kontraktów długoterminowych w postaci przedsiębiorstwa SOK S.A., będącego zarządcą kontraktów. Działanie te były niezbędne dla uzyskania zgody banków na jakiekolwiek zmiany w umowach zawartych między jednostkami wytwórczymi a PSE S.A.3 1 „Kontrakty długoterminowe na dostawę energii elektrycznej jako determinanta poziomu cen dla odbiorców oraz wzrostu efektywności przedsiębiorstw sektora elektroenergetycznego”, opracowanie wykonane przez zespół pod kierunkiem dr J. Czekaja (Akademia Ekonomiczna w Krakowie), wrzesień 1999 r. 2 Dla banków kontrakty długoterminowe stanowiły zabezpieczenie na kwotę 15 mld. złotych. Do spłaty pozostało wciąż ok. 10 mld. Jednak na sfinansowanie jeszcze trwających inwestycji zaciągnięto kredyty o łącznej wartości 4 mld. złotych. 3 Gazeta Wyborcza, 27.03.2001 r., dodatek „O Energetyce” 55 System Opłat Kompensacyjnych polegać ma na tym, iż różnice pomiędzy należnościami za energię obliczane zgodnie z ceną rynkową a należnościami obliczanymi zgodnie z cenami kontraktów długoterminowych będą kompensowane za pomocą opłat kompensacyjnych. Opłatę tę stosuje się w przypadku, gdy należność za energię obliczana zgodnie z ceną rynkową jest mniejsza od należności wynikającej z ceny kontraktu. Środki finansowe na opłaty kompensacyjne pochodzić mają z opłat przesyłowych, które są płacone przez końcowych odbiorców energii elektrycznej. Jeżeli należności obliczane zgodnie z ceną rynkową są większe od należności wynikającej z ceny kontraktu, administrator Systemu Opłat Kompensacyjnych redukuje wypłatę dla producentów posiadających kontrakty długoterminowe o tę wielkość. Różnica ta jest używana do zmniejszenia wielkości opłat kompensacyjnych kontraktów długoterminowych.1 Głównym celem SOK jest skierowanie energii elektrycznej pochodzącej z jednostek wytwórczych objętych kontraktami długoterminowymi na wolny rynek. Właściwe funkcjonowanie rynku energii elektrycznej wymagać będzie szczegółowej i precyzyjnej regulacji (regulaminów, instrukcji, kodeksów), zbudowania odpowiedniej infrastruktury technicznej, informatycznej jak i prawnej oraz konsekwentnej realizacji zasady dostępu stron trzecich do sieci (TPA). Po rozpoczęciu jego działania należy podjąć procesy monitorujące, pozwalające na analizowanie zachowań jego uczestników oraz kształtowanie się przepływów energii i cen w jego poszczególnych segmentach. Ze względu na specyfikę działania rynku energii elektrycznej oraz konieczność zapewnienia priorytetu bezpieczeństwu energetycznemu kraju konieczne jest jego stopniowe wdrażanie. Należy także pamiętać o tym, że zbyt szybkie wdrażanie rynku energii elektrycznej spowodować mogłoby gwałtowny wzrost cen dla drobnych odbiorców, co oczywiście wywołałoby negatywne reakcje społeczne hamujące rozwój rynku w Polsce. Z tych powodów jego wprowadzanie zostało rozłożone na kilka lat. Koniec ostatniego etapu budowy konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce został wyznaczony w dokumentach przyjętych przez Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów na 31 grudnia 2004 roku. Jeżeli uda się zrealizować zakładany w nich harmonogram będziemy mogli mówić o dużym sukcesie polskiej elektroenergetyki, 1 „Raport w związku z ofertą Ministerstwa Gospodarki na sporządzenie analizy i określenie niezbędnych zmian w ustawie Prawo Energetyczne, rozporządzeniach Ministra Gospodarki i innych aktach prawnych” sporządzony przez CMS Cameron McKenna Paweł Dębowski S-ka Komandytowa, EnergoprojektConsulting S.A. oraz ARE S.A, listopad 2000. 56 pozwalającym polskim przedsiębiorstwom konkurować na równych zasadach z ich unijnymi odpowiednikami. 57 Rozdział 4 Zasada TPA w polskiej ustawie 4.1 Ograniczony, warunkowy i regulowany dostęp do sieci Zasada TPA jest jednym z najważniejszych elementów uchwalonego w 1997 roku Prawa Energetycznego. Wprowadza ona do polskich uregulowań prawnych przełomowe rozwiązania w obrocie energią elektryczną, odchodząc od stosowanej do tej pory formuły jedynego nabywcy. Zasada dostępu stron trzecich pozwala odbiorcy wybrać dostawcę energii elektrycznej. Może on ją kupować od operatora systemu rozdzielczego, do którego jest przyłączony lub od innego operatora, a także od przedsiębiorstwa obrotu energią czy też bezpośrednio u wytwórcy, zaś przedsiębiorstwo zajmujące się przesyłaniem energii jest zobowiązane zapewnić mu świadczenie usługi przesyłowej. Jednocześnie zasada TPA to element wzbudzający najwięcej kontrowersji i sporów. Podczas prac na projektem ustawy Prawo Energetyczne opinia publiczna straszona była przez wielu polityków i przedstawicieli sektora energetycznego informacjami, iż zasada dostępu stron trzecich stanowi istotne zagrożenia dla interesów i bezpieczeństwa energetycznego Polski. Wyrazem tych obaw jest przyjęty przez ustawodawcę kształt artykułu 4, który stanowi w ustępie 2, iż : „Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw lub energii mają obowiązek zapewniać wszystkim podmiotom świadczenie usług polegających na przesyłaniu paliw lub energii wydobywanych lub wytwarzanych w kraju, z uwzględnieniem warunków technicznych i ekonomicznych, na warunkach uzgodnionych przez strony w drodze umowy.” 1 Pod względem tempa wdrażania, a także przyjętych mechanizmów, proponowany w ustawie system wykazuje duże podobieństwo do rozwiązań zawartych w Dyrektywie 96/92, jednak jest zdecydowanie bardziej ostrożny w otwieraniu rynku krajowego na konkurencję międzynarodową. Wprowadzona przez artykuł 4 ust. 2 do polskich rozwiązań prawnych zasada dostępu stron trzecich do sieci przesyłowych i rozdzielczych ma charakter ograniczony, warunkowy i podlegający regulacji. Pod względem zakresu przedmiotowego polska zasada dostępu stron trzecich jest ograniczona do energii wytwarzanej w kraju. Oznacza to, iż przedsiębiorstwa sieciowe 1 Ustawa z dn. 10.04.1997 Prawo energetyczne Dz. U. z 1997 r. Nr 54, poz. 348 z późniejszymi zmianami. 58 mają obowiązek świadczenia usług przesyłowych, ale tylko i wyłącznie w stosunku do energii elektrycznej wytworzonej w Polsce. Przepis ten ma na celu ochronę rynku krajowego przed konkurencją zagraniczną, dając polskim przedsiębiorstwom energetycznym szansę na przygotowanie się do funkcjonowania na konkurencyjnych rynkach międzynarodowych, ale budzić musi spore wątpliwości w świetle coraz ściślejszej integracji z Unią Europejską i zbliżającą się obecnością Polski w strukturach unijnych. Z drugiej jednak strony także w większości państw „piętnastki” rządy nie decydują się na stuprocentowe otwieranie rynków krajowych na konkurencję, a do tej pory wciąż nie można mówić o istnieniu wewnętrznego rynku energii elektrycznej w ramach Wspólnoty. Niewątpliwe jednak jest to, iż artykuł 4 ust. 2 znacznie ogranicza zakres stosowania zasady TPA, dyskryminując producentów zagranicznych i wskutek negocjacji dotyczących dostosowania naszego prawa do unijnych standardów przepis ten będzie musiał być zmieniony poprzez rozszerzenie go na wszystkich producentów Unii. Jeżeli zaś chodzi o zakres podmiotowy to prawo polskie, podobnie jak Dyrektywa IEM (Internal Electricity Market) nie zawiera żadnych ograniczeń (oczywiście poza możliwością ustalenia w okresie przejściowym przez Ministra Gospodarki harmonogramu uzyskiwania przez poszczególnych odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych1). Warunkowość zasady TPA polega na możliwości ustanowienia umownych warunków technicznych i ekonomicznych, których nieprzestrzeganie stanowić może podstawę do odmowy świadczenia usług przesyłowych. Kolejne ograniczenie nakłada artykuł 4 ust. 3, zgodnie z którym świadczenie tych usług nie może obniżać niezawodności i jakości dostaw energii elektrycznej w stosunku do istniejących standardów, a także powodować niekorzystnej zmiany cen oraz zakresu dostarczania energii do innych podmiotów przyłączonych do sieci elektroenergetycznej. Choć rozwiązanie takie jest możliwe w świetle przepisów Dyrektywy IEM, konieczne będzie jasne sprecyzowanie postanowień art. 4 ust. 3. Prawo Energetyczne zawiera również rozwiązanie umożliwiające użycie funkcji regulacyjnych przez Prezesa URE w odniesieniu do operatorów systemów przesyłowych odpowiedzialnych za zapewnienie dostępu do systemu. W szczególności dotyczy to procesu koncesjonowania, uzgadniania planów rozwoju w zakresie zaspokajania obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną, a przede wszystkim 1 Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dn. 6 sierpnia 1998 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych (Dz. U. Nr 107, poz. 671). 59 zatwierdzania taryf. Nadzór regulatora dotyczy także rozstrzygania sporów wiążących się z odmową przyłączenia do sieci.1 Wyżej wymienione ograniczenia powodują, iż w zakresie międzynarodowego handlu energia elektryczną w Polsce w rzeczywistości stosowana jest zasada wyłącznego nabywcy, w roli którego występują PSE S.A. Ze względu na szereg wątpliwości, które budzi treść artykułu 4, a w szczególności uzależnienie stosowania zasady dostępu stron trzecich od źródła pochodzenia energii, proponuje się następujące brzmienie ustępu 2: „Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw lub energii mają obowiązek zapewniać wszystkim podmiotom na zasadzie niedyskryminacji świadczenie usług polegających na przesyłaniu paliw lub energii. Świadczenie usług następuje na warunkach uzgodnionych przez strony w drodze umowy, przy czym odmowa zawarcia umowy może nastąpić wyłącznie z powodu braku technicznych lub ekonomicznych możliwości świadczenia usług. O odmowie i jej uzasadnieniu zainteresowany podmiot powinien być niezwłocznie powiadomiony.” 2 Proponuje się także dodać ustęp 4 w brzmieniu : „W okresie do dnia 19 lutego 2006 roku przepisu ustępu 2 nie stosuje się do świadczenia usług przesyłania energii elektrycznej, jeżeli państwo, w którym ma siedzibę podmiot ubiegający się o korzystanie z tych usług, nie nakłada w analogicznym zakresie takiego obowiązku na przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej prowadzące działalność na jego terytorium.” Przyszłe brzmienie art. 4 ust. 4 jest w pełni zgodne z Dyrektywą 96/92, która w artykule 19 ust.5 lit. (a) stanowi : „Nie można zakazywać zawierania kontraktów na dostawę energii elektrycznej według zasad artykułu 17 i 18 z uprawnionym odbiorcą w ramach systemu innego Państwa Członkowskiego, pod warunkiem, że odbiorca tego typu zaliczony jest do kategorii uprawnionych odbiorców w obu systemach.”. Jest to tzw. zasada negatywnej wzajemności (negative reciprocity). Jej wprowadzenie do Dyrektywy było wynikiem obaw, iż przedsiębiorstwa energetyczne działające w krajach silniej chroniących swój rynek przed konkurencją będą wykorzystywać szersze otwarcie innych systemów. Artykuł 4 ust. 4 ma zatem zabezpieczać polski rynek elektroenergetyczny przed skutkami różnego tempa otwierania rynków energii elektrycznej w państwach Unii Europejskiej. 1 Art. 8 Prawa Energetycznego. Projekt ustawy o zmianie ustawy Prawo Energetyczne przygotowany na zlecenie Ministerstwa Gospodarki przez kancelarię prawniczą CMS Cameron McKenna. 2 60 Ze zmianą art. 4 ust. 2 koresponduje propozycja doprecyzowania art. 7 ust. 1, określającego kryteria odmowy zawarcia umowy o przyłączenie, umowy sprzedaży energii lub umowy o świadczenie usług przesyłowych.1 Jak wynika z treści artykułu 7 ust. 1 odmowa dostępu do systemu może nastąpić w sytuacji gdy nie istnieją techniczne i ekonomiczne warunki dostarczania, a podmiot żądający zawarcia umowy nie spełnia warunków przyłączenia oraz nie ma tytułu prawnego do korzystania z obiektu, do którego energia elektryczna ma być dostarczana. Poza tym przedsiębiorstwo sieciowe może odmówić świadczenia usług polegających na przesyłaniu energii, jeżeli wykaże, że spowoduje to: (i) obniżenie niezawodności dostarczania oraz jakości energii poniżej poziomu określonego odrębnymi przepisami, oraz (ii) niekorzystną zmianę cen oraz zakresu dostarczania energii do innych podmiotów przyłączonych do sieci (art. 4 ust. 3). Artykuł 7 powoduje liczne spory interpretacyjne z uwagi na to, iż posługuje się pojęciami nieostrymi i bardzo ogólnymi jak np. „techniczne i ekonomiczne warunki dostarczania”2, pozbawiając instytucję dostępu do sieci obiektywizmu i przejrzystości. Poza wyżej wymienionymi, polskie przepisy nie zawierają żadnych szczególnych uregulowań dotyczących odmowy dostępu i nie wymagają od operatora systemu przesyłowego podania powodu takiej odmowy, który uwzględniałby ogólne zasady Dyrektywy IEM dotyczące braku dyskryminacji. Proponuje się zatem dodać na końcu ust. 1 zdanie : „Odmowa przyłączenia do sieci winna uwzględniać zasadę niedyskryminacji odbiorców oraz podmiotów ubiegających się o przyłączenie do sieci.” Powyższy opis obowiązującej w Polsce zasady TPA wskazuje, iż w celu pełnego zharmonizowania polskich przepisów w zakresie dostępu do systemu wymagana jest w zasadzie tylko jedna, dość prosta zmiana, polegająca na rozszerzeniu zasady TPA na wszystkich wytwórców z Unii. Natomiast drugim istotnym problemem, wymagającym szybkiego rozwiązania jest bardziej precyzyjne wskazanie przyczyn odmowy dostępu do systemu. 1 Art. 7 ust. 1 stanowi : „Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła mają obowiązek zawarcia umowy sprzedaży paliw lub energii lub umowy o świadczenie usług przesyłowych z odbiorcami albo podmiotami ubiegającymi się o przyłączenie do sieci, jeżeli istnieją techniczne i ekonomiczne warunki dostarczania, a żądający zawarcia umowy spełnia warunki przyłączenia do sieci odbioru.” 2 Szerzej patrz A. Walaszek-Pyzioł, W. Pyzioł „Prawo energetyczne-komentarz”, Wydawnictwa Prawnicze, Warszawa 1999 r., s. 37-45. 61 4.2 Rola Prezesa URE w promocji konkurencji i wdrażaniu zasady TPA Ustawa Prawo Energetyczne powołała specjalną instytucję regulacyjną dla sektora energetyki w osobie Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Prezes URE jest centralnym organem administracji rządowej, powołanym do realizacji zadań „z zakresu spraw regulacji gospodarki paliwami i energią oraz promowania konkurencji” (art. 21 ust. 1 Prawa Energetycznego). Pojęcie regulacji zdefiniowane zostało w art.3 pkt. 15 jako „stosowanie określonych ustawą środków prawnych, włącznie z koncesjonowaniem, służących do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, prawidłowej gospodarki paliwami i energią oraz ochrony interesów odbiorców”. Prezes URE powoływany jest na okres pięcioletni przez Prezesa Rady Ministrów. Ustawa zawiera rozwiązania zapewniające autonomiczną pozycję Prezesa URE wobec innych organów państwa. Są to min. kadencyjność, wyraźnie zdefiniowane warunki odwołania go ze stanowiska1 oraz możliwość wnioskowania Prezesa do Premiera o powołanie i odwołanie wiceprezesa URE. Niezbędną obsługę Prezesa prowadzi Biuro URE. Prezes URE nadzoruje działalność przedsiębiorstw energetycznych, zgodnie z postanowieniami Prawa Energetycznego, dążąc do zrównoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców. Do zakresu działań Prezesa URE należy w szczególności: 1. udzielanie, odmowa udzielania koncesji lub promes koncesji, a także zmiany i cofanie koncesji wymaganych na podstawie Prawa Energetycznego; 2. zatwierdzanie lub zwalnianie z obowiązku zatwierdzenia taryf na energię elektryczną, paliwa gazowe i ciepło; 3. rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1 Ustawy oraz określanie warunków podjęcia lub kontynuowania dostaw energii elektrycznej, paliw gazowych lub ciepła do czasu ostatecznego rozstrzygnięcia takich sporów; 4. współdziałanie z delegaturami Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów w przeciwdziałaniu praktykom monopolistycznym przedsiębiorstw energetycznych; 5. uzgadnianie projektów planów rozwoju przedsiębiorstw energetycznych; 6. kontrolowanie przestrzegania warunków prowadzenia działalności objętej obowiązkiem uzyskania koncesji; 1 „Prezes URE może być odwołany ze stanowiska przed upływem okresu, na który został powołany, w przypadku choroby trwale uniemożliwiającej wykonywanie zadań, rażącego naruszenia swoich obowiązków, popełnienia przestępstwa stwierdzonego prawomocnym wyrokiem sądu lub rezygnacji.” (art.. 21 ust. 3). 62 7. kontrolowanie prawidłowości stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła oraz cen węgla brunatnego; 8. kontrolowanie parametrów jakościowych dostaw i obsługi odbiorców w zakresie obrotu paliwami gazowymi i energią elektryczną; 9. współpraca z właściwymi samorządami województw i wojewodami w zakresie planowania zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe; 10. kontrolowanie przestrzegania przez przedsiębiorstwa energetyczne obowiązku utrzymywania zapasów paliw w ilości zapewniającej utrzymanie ciągłości dostaw energii elektrycznej, paliw gazowych i ciepła do odbiorców; 11. kontrolowanie przestrzegania ograniczeń w dostarczaniu i poborze paliw gazowych i energii elektrycznej, w razie wprowadzenia takich ograniczeń; oraz 12. współdziałanie z organami właściwymi w sprawach regulacji gospodarki paliwami i energią w jednostkach organizacyjnych, o których mowa w art. 2 ust.1 ustawy. Od decyzji Prezesa URE służy odwołanie do Sądu Antymonopolowego w terminie dwóch tygodni od dnia doręczenia decyzji. Jak wielokrotnie była o tym mowa, charakterystyczną cechą sektora energetycznego (a w jego ramach podsektora elektroenergetyki) jest występowanie w nim elementów monopolu naturalnego, w którym upatruje się podstawową przyczynę nieprawidłowości w funkcjonowaniu rynku. Od zawsze sektor energetyki uważany był za sektor mający szczególne znaczenie dla gospodarki państwa czy też dla społeczeństwa, co z kolei doprowadziło do poddania go w pełni kontroli publicznej. Te właściwości energetyki wymagają, aby obok rozwiązań rynkowych występowały w nim elementy regulacji administracyjnej, w szczególności na tych obszarach, gdzie mechanizmy konkurencji nie mogą być na razie wprowadzone. Obecnie system regulacji energetyki w Polsce składa się z trzech poziomów: • Poziom najwyższy – ustawa Prawo Energetyczne, określająca podstawowe instrumenty regulacji oraz wprowadzająca rozwiązania instytucjonalne pozwalające regulację wykonywać, • Drugi poziom – akty wykonawcze wydawane przez Radę Ministrów, Prezesa RM oraz Ministra Gospodarki, • Trzeci poziom – regulacja indywidualna wykonywana przez Prezesa URE.1 Podstawowym zadaniem dla regulacji jest promowanie konkurencji. Wdrożenie Prawa Energetycznego pozwoliło na utworzenie sprawnego, prokonkurencyjnego systemu 1 Por. L. Szczygieł, Regulacje prawne rynku energii elektrycznej - prawo energetyczne, rozporządzenia wykonawcze. Materiały wykładowe na Studium Podyplomowym Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej, Rynki energii elektrycznej, Łódź 1999 i 2000 63 regulacji, a także na precyzyjne rozdzielenie kompetencji i funkcji regulacyjnych poszczególnych organów administracji państwowej, którymi są:1 1. Minister Gospodarki jako naczelny organ administracji rządowej właściwy w sprawach energetyki. Jego zadania w zakresie polityki energetycznej państwa są wyczerpująco uregulowane w art. 12 ust. 2 ustawy PE. Obejmują one min.: a. przygotowywanie, w porozumieniu z właściwymi ministrami, założeń polityki energetycznej państwa oraz koordynowanie jej realizacji, b. nadzór nad funkcjonowaniem krajowych systemów energetycznych w zakresie określonym ustawą, c. wydawanie aktów wykonawczych do prawa energetycznego. 2. Minister Skarbu Państwa, pełniący funkcje właścicielskie w stosunku do przedsiębiorstw państwowych i jednoosobowych spółek Skarbu Państwa. 3. Minister Ochrony Środowiska, do którego zadań należy kreowanie i wdrażanie polityki ekologicznej państwa w celu trwałej, rzeczywistej ochrony środowiska i jego racjonalnego kształtowania, w tym przed zanieczyszczeniami związanymi z procesami wytwarzania, magazynowania, dystrybucji, przetwarzania, przesyłania i użytkowania paliw i energii. 4. Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów (UOKiK) jako centralny organ administracji rządowej mający za zadanie ochronę konkurencji wyrażającą się w przeciwdziałaniu zachowaniom oraz strukturom rynkowym zniekształcającym konkurencję. 5. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki jako centralny organ administracji rządowej powołany do realizacji zadań z zakresu spraw regulacji gospodarki paliwami i energią oraz promowania konkurencji w sektorze energetyki.2 1 Patrz również rysunek 1. L. Szczygieł, Regulacje prawne rynku energii elektrycznej - prawo energetyczne, rozporządzenia wykonawcze. Materiały wykładowe na Studium Podyplomowym Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej, Rynki energii elektrycznej, Łódź 1999 i 2000 2 64 M IN IS T E R G O S P O D A R K I P o lit y k a e n e rg e ty c z n a i k o o r d y n a c ja je j r e a liz a c ji. M IN IS T E R S K AR B U P AŃ S T W A F u n k c je w ła ś c ic ie ls k ie . P r y w a t y z a c ja . U R E R e g u la c ja g o s p o d a rk i p a liw a m i i e n e rg ią M IN IS T E R Ś R O D O W IS K A K r e o w a n ie i w d r a ż a n ie p o lit y k i e k o lo g ic z n e j p a ń s tw a . P R E Z E S U O K iK O c h ro n a k o n k u r e n c ji. P r z e c iw d z ia ła n ie p ra k ty k o m m o n o p o lis t y c z n y m Rys.1 . Obszary współdziałania organów administracji rządowej w elektroenergetyce (autor: L. Szczygieł) W świetle artykułu 21 ust. 1 jednym z najważniejszych zadań Prezesa URE jest promocja konkurencji. Realizacja tego zadania wymaga precyzyjnego wskazania tych segmentów energetyki, gdzie konkurencja jest możliwa oraz tych gdzie w najbliższej przyszłości wdrożenie mechanizmów konkurencji nie będzie możliwe, bądź byłoby wręcz niepożądane.1 Z uwagi na to, iż w Polsce mamy do czynienia z różnymi segmentami w ramach sektora energetyki (elektroenergetyczny, gazowniczy, ciepłowniczy, energetyka niekonwencjonalna), istnieje konieczność odrębnego podejścia do każdego z nich, gdyż każdy odznacza się inną formą organizacyjną, stopniem zaawansowania restrukturyzacji wewnętrznej czy stopniem monopolizacji. Z punktu widzenia konkurencji, najlepsza sytuacja jest obecnie w elektroenergetyce. Tu też możemy zauważyć najdalej posunięte reformy, wdrażane od początku lat dziewięćdziesiątych oraz intensywną działalność prawodawczą, której skutkiem było min. uchwalenie ustawy Prawo Energetyczne, stawianej za wzór dla innych krajów Europy Środkowo-Wschodniej rozpoczynających przeobrażenia w swych sektorach energetycznych.. 1 A. Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski „Regulacja energetyki w Polsce”, Warszawa-Toruń, 2001 r., s. 98-105 65 Zgodnie z ustawą, promocja konkurencji w energetyce należy nie tylko do Prezesa URE, ale ma być wynikiem współdziałania także innych organów państwa, tj. Ministra Gospodarki oraz Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów. Z punktu widzenia promocji konkurencji bardzo ważne upoważnienie dla Prezesa URE zawiera artykuł 49 Prawa Energetycznego. Zgodnie z nim „Prezes URE może zwolnić przedsiębiorstwo energetyczne z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia, jeżeli stwierdzi, że działa ono na rynku konkurencyjnym, albo cofnąć udzielone zwolnienie w przypadku ustania warunków uzasadniających zwolnienie”, „zwolnienie może dotyczyć określonej części działalności prowadzonej przez przedsiębiorstwo energetyczne, w zakresie, w jakim działalność ta prowadzona jest na rynku konkurencyjnym.” (ust. 2). Ustawa nie zawiera jednak żadnych dyspozycji, pozwalających jednoznacznie stwierdzić kiedy dany rynek można uznać za konkurencyjny. Brak również wskazań co do tego, jakie ograniczenie konkurencji lub jaki stopień monopolu na danym rynku będzie wystarczającą przesłanką do cofnięcia zwolnienia z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia. Z uwagi na to przepis ten jest narażony na zarzut braku obiektywności i przejrzystości wprowadzanych przezeń rozwiązań. Dlatego proponuje się dodać w artykule 49 ustęp 1a w następującym brzmieniu: „Przy podejmowaniu decyzji, o których mowa w ustępie 1, Prezes URE bierze pod uwagę w szczególności takie cechy danego rynku, jak liczba uczestników i ich udziały rynkowe, przejrzystość zasad funkcjonowania rynku, bariery wejścia na rynek, równość praw uczestników oraz dostępność do informacji rynkowej.” 1 Obecnie istnieje bardzo duża presja ze strony przedsiębiorstw energetycznych do jak najczęstszego wykorzystywania tej delegacji przez Prezesa URE i zwalniania przedsiębiorstw energetycznych od obowiązku przedkładania do zatwierdzania taryf. Z drugiej jednak strony, mimo deklarowanego poparcia dla rynku, niewiele jak do tej pory zrobiono na rzecz jego wprowadzenia. Chodzi tu zatem raczej o chęć wyzwolenia się spod nadzoru regulatora, a nie o wprowadzenie konkurencji, która przecież dla wielu przedsiębiorstw byłaby niekorzystna. W czerwcu 2000 roku, Prezes URE, wypełniając obowiązek nałożony przez Radę Ministrów, ogłosił swe stanowisko w sprawie kryteriów uznania rynku energii 1 Projekt ustawy o zmianie ustawy Prawo Energetyczne przygotowany na zlecenie Ministerstwa Gospodarki przez kancelarię prawniczą CMS Cameron McKenna. 66 elektrycznej za rynek konkurencyjny.1 Ze względu na znaczenie tego dokumentu dla rozwoju konkurencji w polskiej energetyce warto przytoczyć jego fragment: „...Prezes URE, przedsiębiorstwa rozważając z każdorazowo decyzję o zwolnieniu konkretnego obowiązku przedkładania taryfy do zatwierdzenia, będzie identyfikował i oceniał konkurencyjność rynku, na którym działa to przedsiębiorstwo, biorąc pod uwagę następujące kryteria rynku: - odpowiednia liczba uczestników, - pozycja przedsiębiorstwa określona udziałem w rynku, bariery wejścia i wyjścia z rynku, - homogeniczność handlową towaru lub usługi, - przejrzystość struktury i zasad funkcjonowania, - równość praw i zasad dostępności uczestników do informacji rynkowej, kontrolę i nadzór zabezpieczające przed kartelizacją rynkową, dostępność do wysoko wydajnych technologii”. Zdaniem Prezesa URE czynnikami sprzyjającymi wprowadzeniu konkurencji są: • nadwyżka podaży energii elektrycznej nad popytem, • sukcesywne wdrażanie zasady dostępu stron trzecich, • zdywersyfikowana struktura podmiotowa, • system koncesjonowania minimalizujący administracyjne bariery wejścia i wyjścia z rynku, • rozpoczęcie procesów prywatyzacji podmiotów sektora, • tworzenie instytucjonalnej infrastruktury rynku. Regulator nie ma upoważnienia do określenia w swych decyzjach kształtu rynku konkurencyjnego. Zwalniając przedsiębiorstwo z obowiązku przedłożenia taryf do zatwierdzenia, Prezes URE musi brać pod uwagę poprawność działania rynku z punktu widzenia podstawowych celów zapisanych w ustawie Prawo Energetyczne, którymi są:2 1. Bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej; 2. Społecznie akceptowalne ceny energii elektrycznej; 3. Spełnienie wymogów ekologicznych. 1 „Stanowisko Prezesa URE w sprawie kryteriów uznania rynku energii elektrycznej za rynek konkurencyjny”, Biuletyn URE Nr 4, 2000 r. 2 M. Duda „Jaki rynek energii elektrycznej?”, Biuletyn URE Nr 1/2000. 67 Dnia 14 grudnia 2000 roku Prezes URE uznał rynek giełdowy energii elektrycznej za rynek konkurencyjny i zdecydował, iż przedsiębiorstwa sprzedające energię poprzez giełdę nie są zobowiązane do stosowanie zatwierdzonych im taryf.1 Realizacja ustawowego obowiązku promocji konkurencji odbywa się przede wszystkim poprzez współpracę Prezesa URE oraz Prezesa UOKiK. Współpraca ta przejawia się min. w wymianie doświadczeń, informacji czy też konsultacjach w sprawie interpretacji szczegółowych przepisów zawartych w aktach wykonawczych do Prawa Energetycznego. Poza tym Prezes URE bardzo aktywnie uczestniczy w próbach uruchomienia konkurencyjnego rynku energii czy też inicjuje dyskusje dotyczące tej problematyki.2 Jednym z uprawnień Prezesa URE o charakterze władczym jest rozstrzyganie sporów. Zgodnie z art. 8 ust. 1 „W sprawach spornych dotyczących ustalania warunków świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, odmowy przyłączenia do sieci, odmowy zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej (...), albo nieuzasadnionego wstrzymania dostaw rozstrzyga Prezes URE, na wniosek strony.” Realizacja tego uprawnienia przez Prezesa URE mieć będzie wpływ na tempo i rozmiar wdrażania zasady TPA w polskiej elektroenergetyce. W 2000 roku Prezes URE wydał pierwsze decyzje rozstrzygające spory dotyczące ustalenia warunków świadczenia usług przesyłowych. Stroną jednej ze spraw był duży odbiorca energii elektrycznej, którego obiekty położone na terenie całego kraju, przyłączone są do sieci różnych przedsiębiorstw energetycznych. Odbiorca ów zawarł umowę o sprzedaż energii elektrycznej z Górnośląskim Zakładem Energetycznym, żądając jednocześnie od Energetyki Poznańskiej S.A zawarcia umowy o świadczenie usług przesyłowych. Odbiorca powoływał się na § 3 ust. 1 pkt. 3 rozporządzenia w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych twierdząc, iż stał się odbiorcą uprawnionym z dniem 1 stycznia 2000 r., gdyż całkowita wielkość dokonywanych przez niego rocznych zakupów energii elektrycznej przekracza 40 GWh. Z kolei Energetyka Poznańska, odmawiając zawarcia takiej umowy, powołała się na § 5 tegoż rozporządzenia, zgodnie z którym o uprawnieniu odbiorcy do korzystania z usług przesyłowych decyduje wielkość rocznych zakupów energii elektrycznej podana we wniosku o zawarcie umowy przesyłowej, która w tym przypadka 1 E. Markowski „Liberalizacja rynku energii elektrycznej szansą dla optymalnego wykorzystania lokalnych źródeł energii”, Materiały VIII Konferencji naukowo technicznej Rynek energii elektrycznej : liberalizacja-szanse i zagrożenia, Kazimierz Dolny, 2001 rok. 2 Szerzej patrz: A. Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski, op. cit., s. 110 68 wynosiła 4,65 GWh, co jednocześnie oznaczało, że odbiorca ten stanie się podmiotem uprawnionym dopiero z dniem 1 stycznia 2004 r. W przedmiotowej sprawie Prezes URE przyznał rację przedsiębiorstwu energetycznemu uznając, iż nie ciążył na nim obowiązek zawarcia umowy o świadczenie usług przesyłowych, gdyż mimo że wielkość rocznych zakupów energii dokonywanych przez odbiorcę przekraczała próg określony w § 3 ust. 1 pkt. 3 rozporządzenia (40 GWh), to energia ta miała być dostarczona do różnych obiektów na terenie całego kraju należących do odbiorcy, sieciami różnych przedsiębiorstw energetycznych, na podstawie umów między odbiorcą a poszczególnymi przedsiębiorstwami. W uzasadnieniu do decyzji czytamy : „Obowiązek świadczenia usług przesyłowych ze strony przedsiębiorstwa energetycznego dotyczy tylko ilości energii, która ma być przesłana jego sieciami. Podstawą dokonywanej przez dane przedsiębiorstwo oceny czy wnioskodawca ma prawo do korzystania z tych usług, powinny być dane zamieszczone we wniosku o zawarcie umowy o świadczenie usług przesyłowych skierowanym do tegoż przedsiębiorstwa” . Wskazany w rozporządzeniu Ministra Gospodarki harmonogram uzyskiwania prawa do korzystania z usług przesyłowych, rozkładający w czasie proces wdrażania TPA ma umożliwić przedsiębiorstwom energetycznym odpowiednie przygotowanie się i eliminację zjawisk, o których mowa w art. 4 ust. 3 Prawa Energetycznego.1 Korzystniejszą dla odbiorców tzn. zapewniającą przyspieszenie procesu otwierania rynku, interpretację przepisów dotyczących obowiązku zawarcia umów o świadczenie usług przesyłowych przez przedsiębiorstwa energetyczne zawierają opinie wydane przez Departament Energetyki Ministerstwa Gospodarki. W piśmie z dnia 8 sierpnia 2000 roku Dyrektor Biura Prawnego URE zwrócił się do Departamentu Energetyki z zapytaniem „czy przy ocenie czy odbiorca uzyskał już prawo do korzystania z usług przesyłowych należy brać pod uwagę ile łącznie (a zatem na terenie całego kraju) dany odbiorca zakupuje energii elektrycznej w ciągu roku, za pośrednictwem różnych przedsiębiorstw sieciowych, czy też jedynie ilość energii zakupionej i dostarczanej w ciągu roku siecią przedsiębiorstwa, z którym ma być zawarta umowa o świadczenie usług przesyłowych”. W odpowiedzi wskazano, iż odbiorca żądający zawarcia umowy przesyłowej powinien jedynie wykazać, że jego łączne zakupy energii wytworzonej na terenie kraju są wyższe od limitu wskazanego w rozporządzeniu. 1 Świadczenie usług przesyłowych nie może obniżać niezawodności dostarczania oraz jakości energii poniżej poziomu określonego odrębnymi przepisami, a także nie może powodować niekorzystnej zmiany cen oraz zakresu dostarczania energii do innych podmiotów przyłączonych do sieci. 69 Wyżej wskazana sprawa wskazała jednak na konieczność precyzyjnego uregulowania sytuacji tzw. odbiorcy rozproszonego. Kolejny problem dotyczy sytuacji, w której uprawniony do korzystania z usług przesyłowych odbiorca żąda od przedsiębiorstwa zawarcia odrębnej umowy sprzedaży energii i umowy o świadczenie usług przesyłowych. W piśmie z dnia 25 stycznia 2001 roku, skierowanym do Dyrektora Biura Prawnego URE, odbiorca pytał czy ma prawo zażądać od operatora systemu rozdzielczego zawarcia dwóch odrębnych umów tzn. umowy sprzedaży energii elektrycznej oraz umowy przesyłu. W odpowiedzi, Dyrektor powołując się na zawartą w art. 3531 kodeksu cywilnego zasadę swobody umów, stwierdził iż nie ma żadnych przeszkód aby w umowie sprzedaży energii elektrycznej w sposób szczegółowy uregulowane zostały kwestie związane ze świadczeniem usług przesyłowych, w tym także pod kątem możliwości wypowiedzenia przez odbiorcę tej części, która dotyczy sprzedaży energii elektrycznej przez przedsiębiorstwo zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej. W tej sytuacji nieistotne jest to czy między przedsiębiorstwem energetycznym a odbiorcą zawarte zostaną dwie odrębne umowy czy też jedna regulująca kwestię sprzedaży energii i jej przesyłania. Istotne znaczenie ma jedynie fakt, iż w określonych przypadkach na przedsiębiorstwie zajmującym się przesyłem i dystrybucją ciąży obowiązek nawiązania z odbiorcą stosunku prawnego, na podstawie którego przedsiębiorstwo to będzie świadczyło na rzecz odbiorcy usługę przesyłową (jeżeli wybrał innego dostawcę) albo będzie świadczyło usługę przesyłową oraz sprzedawało temu odbiorcy energię elektryczną (w przypadku odbiorcy nieuprawnionego albo nie korzystającego z usług innego dostawcy).1 4.3 Harmonogram uzyskiwania przez odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych Polska, podobnie jak większość krajów Unii Europejskiej zdecydowała się na rozłożenie procesu wdrażania zasady dostępu stron trzecich w czasie i wprowadzanie jej sukcesywnie etapami, według kryterium wielkości zużywanej przez danego odbiorcę ilości energii elektrycznej. Ma to przede wszystkim na celu zapewnienie możliwości dostosowania układów pomiarowych do nowych warunków, a także ułatwienie 1 Opinia Dyrektora Biura Prawnego URE z 20 lutego 2001 roku. 70 monitorowania procesu implementacji tej zasady i skutków jakie to wywoła.1 Zgodnie z artykułem 65 ustawy Prawo Energetyczne „Minister Gospodarki określi w drodze rozporządzenia, harmonogram, obejmujący okres nie dłuższy niż 8 lat od dnia wejścia w życie ustawy, uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych, o których mowa w art. 4 ust. 2, zależnie od wielkości dokonywanych przez nie rocznych zakupów paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła”. Harmonogram uzyskiwania przez odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych ustalony w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 6 sierpnia 1998 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych przedstawia się następująco : 1. Odbiorcy dokonujący rocznych zakupów energii elektrycznej w wielkości nie mniejszej niż 500 GWh uzyskali prawo do korzystania z usług przesyłowych z dniem wejścia w życie rozporządzenia czyli 30 września 1998 roku; 2. Odbiorcy dokonujący rocznych zakupów energii elektrycznej w wielkości nie mniejszej niż 100 GWh uzyskali prawo do korzystania z usług przesyłowych z dniem 1 stycznia 1999 roku; 3. Odbiorcy dokonujący rocznych zakupów energii elektrycznej w wielkości nie mniejszej niż 40 GWh uzyskali prawo do korzystania z usług przesyłowych z dniem 1 stycznia 2000 roku; 4. Odbiorcy dokonujący rocznych zakupów energii elektrycznej w wielkości nie mniejszej niż 10 GWh uzyskają prawo korzystania z usług przesyłowych z dniem 1 stycznia 2002 roku; 5. Odbiorcy dokonujący rocznych zakupów energii elektrycznej w wielkości nie mniejszej niż 1 GWh uzyskają prawo korzystania z usług przesyłowych z dniem 1 stycznia 2004 roku; 6. Odbiorcy dokonujący rocznych zakupów energii elektrycznej w wielkości mniejszej niż 1 GWh uzyskają prawo korzystania z usług przesyłowych 1 stycznia 2005 roku. Polska ustawa Prawo Energetyczne posługuje się pojęciem „podmioty uprawnione do korzystania z usług przesyłowych”, podczas gdy Dyrektywa mówi o tzw. „uprawnionych odbiorcach”. Zakresy tych pojęć różnią się od siebie nieznacznie. Po pierwsze, Dyrektywa wymaga zaliczenia do kategorii uprawnionych odbiorców przedsiębiorstw dystrybucyjnych (art. 19 ust. 3), czego nie czyni 1 I. Figaszerwska, A. Jasieniowicz, Z. Muras „Zasada dostępu stron trzecich do sieci energetycznych” Biuletyn URE Nr. 2, 1 marca 2001r. 71 rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych. Po drugie, prawo polskie definiuje podmioty uprawnione do korzystania z usług przesyłowych na podstawie wielkości rocznego zużycia energii elektrycznej, natomiast według Dyrektywy IEM roczne zużycie energii przez danego odbiorcę stanowi jedynie podstawę do obliczenia procentowego udziału wszystkich uczestników rynku, dla których zapewniony ma zostać dostęp do usług przesyłowych.1 Z uwagi na wyżej wskazane różnice należy ustalić czy stopień otwarcia polskiego rynku energii elektrycznej przewidziany w rozporządzeniu odpowiada stopniowi otwarcia wymaganego przez Dyrektywę, a co za tym idzie czy polskie prawo jest w tym względzie zgodne z przepisami unijnymi. Otóż, od 1 stycznia 2000 roku odbiorcami uprawnionymi w Polsce stali się odbiorcy zużywający rocznie 40 GWh. Według Dyrektywy 96/92 udział podmiotów uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych w rynku był obliczany na podstawie tego progu (tj. 40 GWh) pomiędzy dniem 19 lutego 1999 r. i 19 lutego 2000 r. Od 1 stycznia 2002 r. (do 31 grudnia 2003) prawo do korzystania z usług przesyłowych w Polsce zostanie przyznane podmiotom zużywającym rocznie 10 GWh energii elektrycznej a od 1 stycznia 2004 odbiorcom zużywającym co najmniej 1 GWh, podczas gdy w UE otwarcie rynku na podstawie progu zużycia 9 GWh nastąpi dopiero od 19 lutego 2003 roku. Pełne otwarcie rynku zgodnie z harmonogramem przyjętym w rozporządzeniu ma nastąpić w Polsce od 1 stycznia 2005 roku, podczas gdy Dyrektywa w artykule 26 przewiduje jedynie możliwość jej „rewizji” w dniu 19 lutego 2006 roku. Jak zatem widać z dokonanego porównania, mimo że proces przyznawania prawa do korzystania z usług przesyłowych w Polsce przebiegał na początku nieco wolniej niż wymagają tego przepisy Dyrektywy, to pełne otwarcie rynku w naszym kraju nastąpi z wyprzedzeniem harmonogramu przewidzianego w artykule 19.2 Pewne wątpliwości budzić może dokładne określenie momentu, w którym odbiorca uzyskuje prawo do korzystania z usług przesyłowych. Nie do końca bowiem wiadomo w jaki sposób odbiorca winien udowodnić, że posiada status odbiorcy uprawnionego tzn.: 1 „Harmonizacja polskiego prawa energetycznego i metrologicznego (sprawozdanie końcowe)”, Ian Pope Associates, Wrzesień 2000. 2 „ Raport w związku z ofertą Ministerstwa Gospodarki na sporządzenie analizy i określenie niezbędnych zmian w ustawie Prawo Energetyczne, rozporządzeniach Ministra Gospodarki i innych aktach prawnych” sporządzony przez CMS Cameron McKenna Paweł Dębowski S-ka Komandytowa, EnergoprojektConsulting S.A. oraz ARE S.A, listopad 2000. 72 • czy musi wykazać, że w ciągu 12 miesięcy przed złożeniem wniosku dokonał zakupów energii w ilości uprawniającej go do korzystania z usług przesyłowych, • czy też musi jedynie wykazać, że w okresie rocznym określoną ilość energii dopiero zamierza kupić. Biorąc pod uwagę jeden z głównych celów ustawy Prawo Energetyczne jakim jest przyczynianie się do rozwoju konkurencji (art. 1 ust. 2), należy zdecydowanie opowiedzieć się za drugim rozwiązaniem, które prowadzi do wzrostu liczby podmiotów uprawnionych, a co za tym idzie do realizacji celu ustawy wyrażonego w artykule 1 ust. 2. Gdybyśmy przyjęli, że najpierw trzeba faktycznie dokonać zakupu minimalnej ilości energii określonej w rozporządzeniu, a dopiero potem występować z wnioskiem o zawarcie umowy o świadczenie usług przesyłowych, podmioty które winny być uznane za uprawnione uzyskałyby taki status z rocznym opóźnieniem. Istotne jest jedynie to, aby w dacie złożenia wniosku wykazać, iż w okresie rocznym dokona się zakupów wskazanych w rozporządzeniu. Okres ten powinien już biec, a pierwsze zakupy winny być dokonane przed złożeniem wniosku.1 Jak stanowi rozporządzenie Ministra Gospodarki w § 5, wielkość rocznych zakupów energii elektrycznej, a co za tym idzie możliwość nabycia prawa do korzystania z usług przesyłowych, określa się na podstawie danych zawartych we wniosku o zawarcie umowy o świadczenie usług przesyłowych. Nie oznacza to rzecz jasna, iż we wniosku można zawrzeć dowolną wielkość zakupów, pozwalającą na korzystanie z usług przesyłowych. Jeżeli odbiorca nie wywiąże się z warunków umowy i nie dokona zakupu energii w wielkości w niej wskazanej musi liczyć się z odpowiedzialnością za niedotrzymanie warunków umowy.2 Z uwagi na to, iż wdrażanie zasady dostępu stron trzecich do sieci elektroenergetycznych wywołuje wielkie zainteresowanie a także kontrowersje, w drugim półroczu 2000 roku przeprowadzono ankiety wśród 33 spółek dystrybucyjnych oraz 138 odbiorców uprawnionych do korzystania z TPA w celu określenia skali implementacji tej zasady w Polsce.3 Na tej podstawie zidentyfikowano najistotniejsze bariery, które utrudniają lub wręcz uniemożliwiają korzystanie z usług przesyłowych przez podmioty, którym prawo takie zgodnie z rozporządzeniem Ministra Gospodarki zostało przyznane. Według stanu na dzień 15 września 2000 roku, 9 spośród 33 spółek dystrybucyjnych miało zawarte z odbiorcami umowy o świadczenie usług przesyłowych. 1 J. Baehr „Ten jest moim dostawcą”, Rzeczpospolita, 26 października 2000 r. Pismo Dyrektora Biura Prawnego URE z 30.04.1999 roku. 3 I. Figaszewska, A. Jasienowicz, Z. Muras „Zasada dostępu stron trzecich do sieci energetycznych”, Biuletyn URE Nr 2, 1 marca 2001. 2 73 Jednocześnie odnotowano istnienie 138 odbiorców uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych, z których aż 90,57 % nie korzystało z przysługującego im prawa.1 Analiza przeprowadzonych ankiet pozwoliła wskazać na cztery główne bariery we wdrażaniu w Polsce zasady TPA. Są to bariery natury : a) ekonomicznej; b) prawnej; c) technicznej; d) organizacyjnej. Zdaniem spółek dystrybucyjnych trudności natury ekonomicznej polegały przede wszystkim na niekorzystnej dla nich zmianie ceny w przypadku zawarcia przez odbiorcę odrębnych umów sprzedaży i przesyłu energii elektrycznej oraz konieczności podniesienia opłat przesyłowych, w sytuacji rozdzielenia umów, co może spowodować nieopłacalność korzystania z TPA przez odbiorcę. Według odbiorców bariery ekonomiczne przejawiają się min. w odmowach spółek zawarcia umów przesyłowych uzasadnianych brakiem możliwości ekonomicznych czy też znacznym wzroście opłat przesyłowych co skutkowało brakiem opłacalności umów bezpośrednich. Wśród barier prawnych, zdaniem spółek dystrybucyjnych, najistotniejsze to brak uregulowania sytuacji tzw. odbiorców rozproszonych tzn. takich, których wielkość rocznych zakupów energii odpowiada ilości określonej w rozporządzeniu Ministra Gospodarki, ale punkty poboru energii znajdują się w różnych miejscach. Zdaniem spółek, odbiorcom takim nie przysługuje prawo korzystania z usług przesyłowych. Poza tym wskazano na brak regulacji prawnych dotyczących udziału odbiorców w zakupie energii elektrycznej z generacji wymuszonej oraz sytuacji, gdy wskutek niewywiązania się z umów bezpośrednich energia elektryczna będzie musiała być kupiona z rynku bilansującego bądź na ten rynek sprzedana. Odbiorcy z kolei zakwestionowali stanowisko, iż prawo do korzystania z zasady TPA nie służy odbiorcom rozproszonym. Wskazali także na brak odpowiedniej liczby przepisów wykonawczych oraz niestabilność prawa dotyczącego rynku energii elektrycznej.2 Natomiast bariery techniczne i organizacyjne, choć bardzo różnorodne zdaniem ankietowanych, nie stanowią na obecnym etapie istotnych ograniczeń we wdrażaniu zasady TPA. 1 Z uprawnienia tego korzysta przede wszystkim część kopalni a także huty, zakłady papiernicze, chemiczne i elektrownie. 2 Szerzej patrz: I. Figaszewska, A. Jasienowicz, Z. Muras „Zasada dostępu stron trzecich do sieci energetycznych”, Biuletyn URE Nr 2, 1 marca 2001. 74 Przyczyną powstania wyżej wymienionych barier są czynniki o charakterze subiektywnym oraz obiektywnym. Do pierwszych po stronie przedsiębiorstw dystrybucyjnych zaliczyć można np. odmowę zawarcia odrębnej umowy przesyłowej czy też celowe działania spółek polegające na utrudnianiu odbiorcom dostępu do sieci. Bardzo często wprowadzają one w błąd odbiorców chcących zakupić energię u innego dostawcy, informując iż spowoduje to pogorszenie niezawodności i jakości dostaw. Odbiorcy z kolei nie są w stanie ocenić czy rzeczywiście rozdzielenie umów sprzedaży i przesyłu energii elektrycznej mieć będzie negatywny wpływ na jakość i niezawodność dostaw. Z tego powodu niezbędne jest wprowadzenie praktyki, aby przedsiębiorstwa sieciowe informowały odbiorców o przysługujących im prawach poprzez specjalne publikacje (tzw. customer charters). Do przyczyn subiektywnych po stronie odbiorców zaliczyć można niewiedzę oraz brak zainteresowania przysługującym im prawem do korzystania z usług przesyłowych, a także obawy przed korzystaniem z nowych rozwiązań. Pomóc tu może jak najszersza informacja min. poprzez szkolenia i konferencje informujące odbiorców o zasadach działania rynku oraz TPA. Z kolei czynniki obiektywne wynikają z obecnych uwarunkowań polskiej energetyki, min. z istnienia kontraktów długoterminowych czy też niejednoznaczności przepisów definiujących odbiorców uprawnionych. Jako dodatkową przeszkodę w realizacji zapisów ustawy wprowadzających zasadę TPA przedstawiciele energetyki przemysłowej wskazują sposób kalkulacji opłaty przesyłowej przez spółki dystrybucyjne. Otóż w ostatnim czasie w wielu spółkach opłaty za przesył energii elektrycznej wzrosły o kilkadziesiąt a nawet kilkaset procent.1 Jak wynika z wyżej wskazanych wyników przeprowadzonego badania rzeczywisty zakres wdrażania zasady TPA w Polsce jest wciąż niewielki. Mimo że już około 43 % odbiorców otrzymało prawo do korzystania z usług przesyłowych niewielka część tak naprawdę z niego korzysta. Wpływ na to ma zarówno ich niewiedza czy niechęć zmian dostawcy jak i postawa przedsiębiorstw energetycznych. To powoduje, iż wciąż nie osiągnięto jednego z podstawowych celów ustawy jakim jest obniżenie cen energii elektrycznej. 25 J. Szyke „Miejsce, rola i pozycja odbiorcy na rynku energii elektrycznej w świetle obowiązującego prawa i stosowanych praktyk monopolistycznych”, materiały VIII Konferencji naukowo-technicznej „Rynek energii elektrycznej: liberalizacja-szanse i zagrożenia”, Kazimierz Dolny, kwiecień 2001 r. 75 Rozdział 5 Problemy związane z implementacją zasady TPA w UE i Polsce 5.1 Organizacja i funkcje operatora systemu przesyłowego Działalność operatora systemu przesyłowego ma podstawowe znaczenie dla zapewnienia niedyskryminacyjnego dostępu do sieci oraz prawidłowego funkcjonowania rynku energii elektrycznej. Jest on odpowiedzialny za jakość oraz niezawodność dostaw energii elektrycznej, które muszą być zagwarantowane każdemu odbiorcy bez względu na zakres i skuteczność wdrażanych mechanizmów rynkowych. Należy bowiem pamiętać o tym, iż nadrzędnym celem budowy konkurencyjnego rynku energii elektrycznej jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii, a wszystkie pozostałe są jedynie pochodną tego obowiązku. Dyrektywa 96/92 w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej zdecydowała, iż poszczególne systemy przesyłowe podlegać muszą centralnemu zarządzaniu i sterowaniu w celu zapewnienia bezpieczeństwa, niezawodności i efektywności systemu w interesie wytwórców i ich odbiorców. Artykuł 7 ust. 1 zobowiązuje państwa członkowskie do wyznaczenia lub zobowiązania przedsiębiorstw posiadających systemy przesyłowe do wyznaczenia na czas określony przez państwo członkowskie, operatora systemu odpowiedzialnego za ruch, utrzymanie systemu, a w razie potrzeby również za rozwój systemu przesyłowego na danym obszarze oraz jego połączeń międzysystemowych, w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Oprócz tego do podstawowych zadań operatora systemu przesyłowego należy: • sterowanie przepływami energii elektrycznej w systemie, z uwzględnieniem wymiany z innymi, połączonymi systemami (prowadzenie ruchu systemu); • zapewnienie niezawodnego, pewnego i efektywnego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego; • zagwarantowanie dostępności wszystkich niezbędnych usług systemowych; • zapewnienie operatorowi innego systemu, z którym połączony jest dany system, informacji niezbędnych do utrzymania bezpiecznej i efektywnej pracy, koordynacji rozwoju oraz właściwej współpracy przyłączonego systemu;1 1 Mowa tu o regulaminie sieci przesyłowej (Grid Code). 76 • odpowiedzialność za dysponowanie jednostkami wytwórczymi na własnym obszarze działania oraz za wykorzystywanie połączeń międzysystemowych. Dyrektywa formułuje w stosunku do operatora zakaz dyskryminowania użytkowników lub grup użytkowników systemu, w szczególności na korzyść własnych spółek zależnych lub akcjonariuszy (art. 7 ust. 5). Intencja tego przepisu jest jak najbardziej właściwa, jednak brak w Dyrektywie określenia mechanizmów, które pozwalałyby eliminować możliwość nadużycia uprzywilejowanej pozycji przez operatora. Dodatkowo art. 7 ust. 2 Dyrektywy IEM zobowiązuje państwa członkowskie do zapewnienia opracowania i ogłoszenia zasad i standardów technicznych dotyczących projektowania i eksploatacji przyłączanych do sieci urządzeń i instalacji wytwórczych, systemów dystrybucyjnych, bezpośrednio przyłączanych urządzeń odbiorców, obwodów połączeń międzysystemowych i linii bezpośrednich. Zasady te powinny mieć charakter obiektywny i zapewniający równe traktowanie wszystkich użytkowników systemu. Podlegają one również przekazaniu do wiadomości Komisji, zgodnie z artykułem 8 Dyrektywy Rady 83/189/EEC z 28 czerwca 1983 roku ustalającej procedury przedkładania informacji w zakresie standardów i przepisów technicznych. Artykuł ten w ustępie 1 stanowi iż: „Kraje członkowskie są zobowiązane do niezwłocznego informowania Komisji o projektach regulacji technicznych, za wyjątkiem przypadków, gdy tego typu regulacje techniczne stanowią jedynie przeniesienie pełnego tekstu standardów międzynarodowych lub europejskich, w których to przypadkach informacja odwołująca się do odpowiedniego standardu jest wystarczająca; powinny one również przedłożyć Komisji powody, które uzasadniają wprowadzenie tego typu regulacji technicznych, o ile nie wynikają one wprost z projektu. Komisja jest zobowiązana do niezwłocznego powiadomienia o każdym otrzymanym projekcie innych krajów członkowskich.” Działalność operatora systemu przesyłowego musi być oddzielona od działalności wytwórczej i dystrybucyjnej, jeżeli jednak system przesyłowy nie jest jeszcze oddzielony od wytwarzania i dystrybucji (czego wymaga Dyrektywa - unbundling), operator musi być niezależny co najmniej w zakresie zarządzania od innych rodzajów działalności nie związanych z systemem przesyłowym, co zapobiegać ma subsydiowaniu skrośnemu oraz nadużywaniu pozycji dominującej przez przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo poprzez manipulowanie taryfami czy narzucanie niekorzystnych warunków umów (art. 7 ust. 6). Większość krajów UE, wykonując obowiązek nałożony przez Dyrektywę zdecydowało się na pełne rozdzielenie poszczególnych rodzajów działalności tzn., 77 że funkcje operatora systemu przesyłowego są realizowane przez wydzielone przedsiębiorstwo, nie podlegające kontroli ze strony żadnego innego przedsiębiorstwa energetycznego, zaangażowanego w jakikolwiek sposób w wytwarzanie energii. Spotkać można się także z rozdzieleniem prawnym, kiedy to funkcje operatora systemu realizowane są przez wydzielone przedsiębiorstwo, które w sposób bezpośredni lub pośredni kontrolowane wytwarzaniem.1 jest przez inne przedsiębiorstwo zajmujące się We francuskim przedsiębiorstwie Electricité de France wydzielono organizacyjnie zarządzanie systemem przesyłowym, a także stworzono wewnętrzne bariery w celu uniemożliwienia przepływów finansowych oraz informacji2 między działalnością przesyłową a innymi rodzajami działalności EdF. Z kolei Niemcy, którzy zachowali przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo, zapewnili jedynie wyodrębnienie kosztów działania systemu przesyłowego, spełniając tym samym minimalne wymagania Dyrektywy.3 Kraj członkowski może zobowiązać operatora systemu przesyłowego do priorytetowego traktowania źródeł odnawialnych, wykorzystujących odpady lub wytwarzających energię elektryczną w skojarzeniu. W celu zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw państwo członkowskie może ustalić priorytet w odniesieniu do dysponowania jednostkami wytwórczymi zużywającymi krajowe paliwa pierwotne, do wysokości nie przekraczającej poziomu 15 % rocznego krajowego zużycia paliw pierwotnych, niezbędnych do wyprodukowania energii elektrycznej, zużywanej w danym państwie (art. 8 ust. 3 i 4). Brzmienie tego przepisu jest jednak przedmiotem sporu z uwagi na nierówne traktowanie w nim podmiotów krajowych i zagranicznych. Podstawowym narzędziem dla operatora systemu przesyłowego pozwalającym na zapewnienie dostępu do systemu jest odpowiednio dobrana metodologia stanowienia opłat za usługi przesyłowe. Główną zasadą konstrukcji opłat przesyłowych powinno być obciążanie kosztami tych uczestników rynku, którzy korzystając z sieci przesyłowej koszty takie powodują. Ze względu na konstrukcję, wyróżnić możemy trzy główne rodzaje opłat przesyłowych, tzn.: • opłaty węzłowe; • opłata o charakterze znaczka pocztowego (postage stamp transmission tariff); • opłaty dystansowe. 1 M. Zerka „Aspekty prawne rynku energii elektrycznej w świetle dyrektyw Unii Europejskiej”, materiały VI Konferencji naukowo-technicznej „Rynek energii elektrycznej”, Kazimierz Dolny, kwiecień 1999 rok 2 Artykuł 9 Dyrektywy stanowi iż operator systemu przesyłowego musi zachować poufność informacji handlowych uzyskiwanych w trakcie prowadzenia swej działalności. 3 M. Duda „Regulacja i rozwój rynku energii elektrycznej w krajach Unii Europejskiej.”, Biuletyn URE, Nr 6/2000. 78 Opłaty węzłowe pozwalają na odzwierciedlenie rzeczywistych kosztów, jakie powoduje dany odbiorca, przyłączony do sieci. Jednak ich wprowadzenie wymaga użycia niezwykle zaawansowanych metod śledzenia przepływów energii i dlatego ich stosowanie zalecane jest na bardziej zaawansowanych rynkach. Bardzo prostą w konstrukcji jest metoda znaczka pocztowego, zapewniająca taką samą cenę za przesyłanie energii bez względu na odległość. Wyraźną wadą takiego rozwiązania jest jednak to, iż zawiera ono duży stopień uśrednienia kosztów, a co za tym idzie subsydiowania skrośnego. Z uwagi jednak na prostą konstrukcję tego rodzaju opłaty zalecane są w początkowych fazach wdrażania rynku energii elektrycznej. Natomiast najtrudniejszą w konstrukcji jest opłata dystansowa. Są one stosowane najczęściej przy wymianie międzysystemowej, kiedy wymiana pomiędzy dwoma systemami przebiega poprzez trzeci system położony pomiędzy nimi. Pomimo wielu prób nie znaleziono jeszcze dobrych metod konstrukcji tego typu opłat. Na obecnym etapie budowy rynków energii elektrycznej w Europie oraz tworzenia wewnętrznego rynku energii w Unii Europejskiej ważnym problemem do rozwiązania staje się budowa systemu umożliwiającego dostęp do sieci podmiotom z innych krajów, pozwalająca na transgraniczny handel energią elektryczną. Proces ten dopiero się rozpoczyna, choć w marcu 2000 roku na Forum Regulatorów we Florencji przyjęto wstępne zasady ustalania taryf transgranicznych dla sieci UCTE. Zgodnie z nimi użytkownicy sieci powinni ponosić opłaty rzeczywiście odzwierciedlające koszty europejskiego przesyłu energii. Operatorzy systemów przesyłowych powinni zaś stworzyć opłatę dystrybucyjną w ramach systemu rozliczeniowego, tak aby użytkownik systemu mógł mieć bezpośredni kontakt tylko z operatorem działającym na jego terenie. Zakłada się, że działalność operatorów w tym zakresie powinna być poddana weryfikacji regulatora i Komisji Europejskiej. Zadaniem regulatorów powinno być wypracowanie systemu finansowego obciążania użytkowników sieci w dwóch wariantach: tylko „eksporterów” lub wszystkich użytkowników. Istnieje tutaj możliwość wyboru rozwiązań zgodnych z interesem narodowym określana w tym wypadku nowym pojęciem „zharmonizowanej subsydiarności”.1 Wciąż nie znaleziono jeszcze zadawalającego rozwiązania w kwestii transgranicznego handlu energią elektryczną i konstrukcji opłaty za międzynarodowe przesyłanie energii. Kraje peryferyjne dążą do wprowadzenie opłaty o charakterze znaczka pocztowego, co zapewniłoby taką samą cenę 1 „ Raport w związku z ofertą Ministerstwa Gospodarki na sporządzenie analizy i określenie niezbędnych zmian w ustawie Prawo Energetyczne, rozporządzeniach Ministra Gospodarki i innych aktach prawnych” sporządzony przez CMS Cameron McKenna Paweł Dębowski S-ka Komandytowa, EnergoprojektConsulting S.A. oraz ARE S.A, listopad 2000. 79 przesyłanie energii na całym obszarze Unii Europejskiej. Jest jednak mało prawdopodobne, aby taka opłata została przyjęta. Jako kompromisowe rozwiązanie w tej kwestii proponuje się stosowanie opłaty entry-exit, która polegać ma na podziale sieci na obszary o jednakowych opłatach. Oprócz problemu dotyczącego wyboru konstrukcji opłaty przesyłowej, pojawia się szereg innych zagadnień wymagających pilnego załatwienia. Należy pamiętać, iż transakcje realizowane pomiędzy dowolnymi dwoma systemami mogą wywrzeć negatywny wpływ na inne sieci i spowodować wystąpienie w nich stanów przeciążenia. Można temu zapobiec pod warunkiem zawarcia przez operatorów porozumienia dotyczącego przekazywania informacji pozwalających na zapewnienie bezpiecznej pracy systemu przesyłowego.1 Obok funkcjonowania systemu przesyłowego, Dyrektywa reguluje także funkcjonowanie systemu dystrybucyjnego. Zgodnie z art. 1 pkt. 5, przesył oznacza transport energii elektrycznej siecią wysokiego napięcia w celu jej dostawy odbiorcom finalnym lub dystrybutorom, zaś dystrybucja oznacza transport energii elektrycznej siecią średniego i niskiego napięcia w celu jej dostawy odbiorcom. Artykuł 10 ust.1 Dyrektywy IEM zezwala państwom członkowskim na nałożenie na spółki dystrybucyjne obowiązku dostaw energii do odbiorców zlokalizowanych na określonym obszarze. Operator systemu dystrybucyjnego zobowiązany jest do utrzymywania systemu dystrybucyjnego na obszarze swego działania w sposób zapewniający bezpieczeństwo, niezawodność i efektywność działania tego systemu z uwzględnieniem wymogów ochrony środowiska. W celu zapewnienia realizacji zasady niedyskryminacji, państwa członkowskie oraz krajowi regulatorzy zobowiązani są do nieustannego monitorowania zachowań operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych. Komisja Europejska wskazuje, iż operatorzy powinni ustosunkowywać się do próśb dotyczących dostępu do systemu w rozsądnym czasie. Przyjęto, iż nie powinien w takich przypadkach zostać przekroczony okres dwóch tygodni. W prawie polskim obowiązki operatora sieci przesyłowej określa w sposób ogólny ustawa Prawo Energetyczne, zaś rozwiązania szczegółowe znajdują się w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego 1 K. Kostrzyńska „Transgraniczne opłaty przesyłowe w połączonej Europie-ciąg dalszy poszukiwań akceptowalnego rozwiązania”, Biuletyn URE Nr 11/99. 80 i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców (rozporządzenie przyłączeniowe). Zgodnie z postanowieniami rozporządzenia przyłączeniowego operator systemu przesyłowego (przedsiębiorstwo posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej na obszarze całego kraju, za pomocą sieci przesyłowej, czyli sieci wysokiego napięcia) prowadzi ruch i eksploatację sieci przesyłowej. W Polsce sieć przesyłowa obsługiwana jest przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. Szczegółowe obowiązki operatora systemu przesyłowego określone zostały w § 26 rozporządzenia. Należą do nich w szczególności: prowadzenie ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej w sposób zapewniający bezpieczną pracę krajowego systemu elektroenergetycznego oraz równe traktowanie stron, sterowanie przepływami energii elektrycznej w sieci przesyłowej w celu realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej i świadczenia usług przesyłowych, sporządzanie koordynacyjnych planów produkcji energii elektrycznej oraz dobowych planów pracy jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci przesyłowej. Artykuł 4. ust. 2 Prawa energetycznego nakłada na przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii (PSE S.A. jak i spółki dystrybucyjne) obowiązek świadczenia usług przesyłowych czyli transportu energii za pomocą sieci. Przepis ten stanowi realizację najważniejszej zasady przyjętej w Prawie energetycznym, pozwalającej na wprowadzanie konkurencji w elektroenergetyce, czyli zasady TPA. Warunki świadczenia usług przesyłowych przez OSP1 określają koncesja, umowa przesyłowa oraz instrukcja, o której mówi § 29 rozporządzenia przyłączeniowego. Operator systemu przesyłowego zobowiązany jest zapewniać wszystkim podmiotom świadczenie usług polegających na przesyłaniu energii elektrycznej wytwarzanej w kraju, z uwzględnieniem warunków technicznych i ekonomicznych, na warunkach uzgodnionych przez strony w drodze umowy, o ile świadczenie tych usług nie spowoduje obniżenia niezawodności dostarczania oraz jakości energii poniżej poziomu określonego w odrębnych przepisach, nie spowoduje niekorzystnej zmiany cen oraz zakresu dostarczania energii do innych podmiotów przyłączonych do sieci (art. 4 ust. 2 i 3). OSP nie może odmówić zawarcia umowy przesyłowej, jeżeli: • odbiorca nabył prawo do korzystania z usług przesyłowych zgodnie z harmonogramem określonym w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z 6 sierpnia 1998 roku; • 1 istnieją układy pomiarowo-rozliczeniowe niezbędne do realizacji tej umowy; Operator Systemu Przesyłowego 81 • istnieją możliwości świadczenia usług przesyłowych bez pogorszenia innym odbiorcom warunków dostaw energii elektrycznej lub postanowienia umowy zawartej między podmiotem występującym o świadczenie usług przesyłowych a przedsiębiorstwem energetycznym zajmującym się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej zapewniają takie możliwości; • zostały uzgodnione warunki zmian umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przed dniem wejścia w życie rozporządzenia przyłączeniowego. OSP prowadzi rynek bilansujący dokonując rozliczenia usług, zapewniając stałe równoważenie bilansu energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym, odpowiadając za ciągłość, niezawodność i jakość dostaw energii elektrycznej. Celem segmentu bilansującego rynku energii elektrycznej jest zbilansowanie produkcji oraz zapotrzebowania na energię elektrycznej, przy uwzględnieniu warunków technicznych, kontraktów i transakcji zawieranych przez uczestników rynku oraz ofert bilansujących składanych przez wytwórców.1 Co do zasady polskie prawo w zakresie dotyczącym regulacji zadań operatora systemu przesyłowego jest zgodne z analogicznymi przepisami zawartymi w Dyrektywie IEM. Posiadanie przez PSE S.A. koncesji na przesyłanie energii elektrycznej może być uważane za wyznaczenie tego przedsiębiorstwa na polskiego operatora systemu przesyłowego (art. 7 ust. 2 Dyrektywy). Jednym z zagadnień wymagających pilnego rozwiązania jest działalność PSE w roli operatora systemu przesyłowego oraz w zakresie obrotu energią elektryczną (PSE są największym kupującym na rynku). Dyrektywa wyraźnie wymaga rozdziału tych funkcji. Należy mieć nadzieję, iż rola PSE jako przedsiębiorstwa zajmującego się obrotem energią ulegnie znacznemu zmniejszeniu. Formalnie już się to stało poprzez utworzenie spółki PSEElectra, podmiotu zajmującego się wyłącznie handlem energią.2 5.2 Koszty osierocone (stranded costs) Artykuł 24 ust. 1 Dyrektywy w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej zezwala państwom członkowskim, które podjęły zobowiązania lub udzieliły gwarancji przed wejściem w życie Dyrektywy, sprzecznych z jej postanowieniami, na wystąpienie z wnioskiem do Komisji o zgodę na wprowadzenie 1 W. Mielczarski „Warunki konieczne prawidłowego funkcjonowania rynku energii elektrycznej-przegląd rozwiązań”, materiały VIII Konferencji Naukowo-Technicznej „Rynek Energii Elektrycznej: liberalizacjaszanse i zagrożenia”, Kazimierz Dolny, kwiecień 2001 r. 2 „Harmonizacja polskiego prawa energetycznego i metrologicznego”, Ian Pope Associate, wrzesień 2000. 82 rozwiązań przejściowych, które mogą zostać uznane przez Komisję przy uwzględnieniu między innymi wielkości systemu, którego mają dotyczyć odstępstwa, stopnia rozwoju połączeń z innymi systemami oraz struktury sektora elektroenergetycznego. Geneza tego przepisu wiąże się z problematyką inwestycji nieuzasadnionych (stranded investments) oraz wynikających z nich kosztów (stranded costs). Koszty osierocone (nieuzasadnione) to koszty poniesione w przeszłości przez przedsiębiorstwa energetyczne, których nie da się odzyskać w warunkach funkcjonowania rynku konkurencyjnego. Chodzi tu o wydatki poniesione na inwestycje w wytwarzanie i rozbudowę sieci, a także koszty związane z realizacją zawartych w przeszłości kontraktów na zakup energii elektrycznej. W kategorii stranded costs mieszczą się również koszty wynikające z realizacji przez przedsiębiorstwa energetyczne zobowiązań o charakterze socjalnym, zasad ochrony środowiska czy też promowania odnawialnych źródeł energii. Ponoszenie tych kosztów przez przedsiębiorstwa energetyczne wiązało się z wypełnieniem nałożonych na nie obowiązków zaspokajania bieżących i przyszłych potrzeb odbiorców znajdujących się na terenie ich działalności. W momencie, gdy koszty te były ponoszone nie zdawano sobie sprawy, iż nastąpi odejście od monopolu w elektroenergetyce, a dzięki zasadzie TPA dojdzie do otwarcia rynku na konkurencję, co z kolei doprowadzi do powstawania nowych, o wiele bardziej ekonomicznych źródeł wytwarzania. Bardzo trudno oszacować skalę kosztów osieroconych w poszczególnych krajach.1 Wiadomo jednak, iż w wielu przypadkach same przedsiębiorstwa energetyczne nie będą w stanie ich ponieść, co powoduje konieczność ich rozłożenia na poszczególne podmioty korzystające z konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. Pojawia się przy tej okazji również konieczność rozwiązania problemu dotyczącego tempa wdrażania zasady dostępu stron trzecich, tak by wyeliminować ryzyko pojawienia się zagrożeń powodowanych zbyt szybkim wprowadzaniem konkurencji do segmentu elektroenergetyki.2 Niebezpieczeństwo związane z wdrażaniem procedur i mechanizmów służących odzyskiwaniu kosztów osieroconych polega na tym, iż mogą one znacząco opóźnić proces budowy konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Unii Europejskiej. Państwa Członkowskie zostały zobowiązane do przedkładania wniosków w tej sprawie do dnia 19 lutego 1998 roku. Komisja poinformowała, iż z uprawnienia tego skorzystało 1 W Hiszpanii oszacowano ich wielkość na około 13 mld. USD (źródło: I.J Perez-Ariaga „The competitive electicity market under new Spanish law”, wystąpienie podczas seminarium w Ministerstwie Gospodarki 20 listopada 1997 r. 2 A. Szablewski „Liberalizacja sektora energetycznego i telekomunikacyjnego”, Dom Wydawniczy ELIPSA, Warszawa 1998 r., s. 19. 83 12 państw1, nie podając jednak co było ich przedmiotem w poszczególnych przypadkach, ani jakie było stanowisko samej Komisji. W 1997 roku austriackie przedsiębiorstwo Verbund wystąpiło z wnioskiem o zapewnienie ochrony dla elektrowni wodnych na Dunaju oraz ostatniej elektrowni opalanej węglem brunatnym i możliwość zastosowania środków przejściowych, które pozwalałyby na odzyskanie kosztów inwestycji nieekonomicznych, powołując się na fakt wykorzystywania przez nie zasobów krajowych (art. 8 ust. 4 Dyrektywy). Komisja w odpowiedzi stwierdziła, iż „nie każda inwestycja uzasadniona względami ochrony środowiska uzyskuje prawo do uznania za nieekonomiczną; poszczególne przypadki będą oddzielnie uważnie analizowane.” W Szwecji, gdzie rynek już został całkowicie otwarty na konkurencję, mimo starań przedsiębiorstw energetycznych, odrzucono możliwość kompensowania kosztów okresu przejściowego jako sprzeczne z zasadami rynkowymi. Zgodnie z artykułem 24 ust. 2 rozwiązania przejściowe mogą być stosowane w ograniczonym czasie i skoordynowane z wygasaniem zobowiązań lub gwarancji, o których mówi ustęp 1. Państwa członkowskie mają do wyboru dwa sposoby rozwiązania problemu kosztów inwestycji nieekonomicznych, tzn. albo odstępstwa od niektórych rozwiązań przyjętych w Dyrektywie, o których mowa w artykule 24 (np. w kwestii dostępu do sieci), albo pewne formy rekompensaty finansowej. O sposobie rekompensowania tych kosztów decyduje rząd. Może on uznać, że koszty te powinny być pokryte bezpośrednio przez odbiorców energii, powinny obciążać właścicieli spółek elektroenergetycznych lub budżet państwa.2 Eksperci międzynarodowi, jako kryteria, które winny być brane pod uwagę przy odzyskiwaniu kosztów nieuzasadnionych, które nie powinny obciążać przedsiębiorstw sektora elektroenergetycznego, wskazali następujące: • koszty te powstały w wyniku realizowania zadań o charakterze użyteczności publicznej lub podobnych obowiązków związanych z bezpieczeństwem dostaw lub dywersyfikacją sprzedaży oraz uzasadnionym oczekiwaniem, że obowiązki te będą kontynuowane w przyszłości, • podmiot nie był w stanie zrekompensować sobie ryzyka powstania tych kosztów i/lub strat w przeszłości w formie odpowiednio wyższej stopy zwrotu, 1 Były to Niemcy, Wielka Brytania, Francja, Irlandia, Holandia, Belgia, Luksemburg, Grecja, Dania, Austria, Hiszpania i Portugalia. 2 Np. w Holandii kosztami okresu przejściowego dotyczącymi podsektora wytwarzania obciążone będą taryfy za przesył. Zdecydowano, że kompensowanie tych kosztów ma się odbywać w ramach pomocy państwa. 84 • inwestycje i kontrakty nie zostały zrealizowane ani nie weszły w życie w chwili, gdy zdecydowano o rezygnacji ze stosowania statusu służby publicznej, a rynek zaczął zmierzać w kierunku liberalizacji, • straty są bezpośrednim wynikiem wprowadzenia rynku konkurencyjnego.1 Jeżeli koszty okresu przejściowego chociaż częściowo mają być pokrywane przez odbiorców finalnych energii elektrycznej, wdrażany mechanizm ich odzyskiwania powinien być jak najbardziej przejrzysty i zrozumiały dla społeczeństwa. Koszty te nie powinny być ukrywane w skomplikowanej strukturze taryf regulowanych przedsiębiorstw, mogą zaś być pokryte w formie dodatkowych, przejściowo wprowadzanych opłat. Koszty okresu przejściowego mogą być również pokrywane w opłatach za przesył energii elektrycznej. Wskazuje się jednak, iż wadą takiego rozwiązania jest możliwość unikania obciążeń przez tych odbiorców, którzy znacznie ograniczą korzystanie z usług przedsiębiorstw sieciowych.2 W Polsce stranded costs wynikają przede wszystkim z istnienia kontraktów długoterminowych.3 Ze względu na to, iż większość dostaw energii elektrycznej następuje na podstawie umów długoterminowych zawartych w latach 1992-1998 między PSE S.A. i jednostkami wytwórczymi, co uniemożliwia rozwój konkurencji, kwestia rozwiązania problemu kontraktów długoterminowych jest niezwykle istotna. Problem istnienia kosztów okresu przejściowego podnoszono podczas screeningu polskiego prawa energetycznego. Podstawowe problemy, które pojawiły się podczas przeglądu to: • skala problemu czyli jakiego rodzaju zobowiązania są kwalifikowane do kategorii kosztów osieroconych i jakiej części rynku energii elektrycznej one dotyczą, • stanowisko Komisji w sprawie stranded costs, które pozwoliłoby Polsce na opracowanie ewentualnych wniosków o ich uznanie, • termin składania przez kraje ubiegające się o członkostwo wyżej wymienionych wniosków. W Polsce, sposobem na rozwiązanie problemu kontraktów długoterminowych, a co za tym idzie kosztów okresu przejściowego może być opracowany niedawno System 1 „ Raport w związku z ofertą Ministerstwa Gospodarki na sporządzenie analizy i określenie niezbędnych zmian w ustawie Prawo Energetyczne, rozporządzeniach Ministra Gospodarki i innych aktach prawnych” sporządzony przez CMS Cameron McKenna Paweł Dębowski S-ka Komandytowa, EnergoprojektConsulting S.A. oraz ARE S.A, listopad 2000. 2 M. Zerka „Aspekty prawne rynku energii elektrycznej w świetle dyrektyw Unii Europejskiej”, materiały VI Konferencji naukowo-technicznej „Rynek energii elektrycznej”, Kazimierz Dolny, kwiecień 1999 rok. 3 Szerzej patrz rozdział 3 85 Opłat Kompensacyjnych. Wdrożenie Systemu Opłat Kompensacyjnych stanowi niezbędny warunek, pozwalający wprowadzić na rynek energii elektrycznej, produkowanej przez jednostki wytwórcze objęte kontraktami długoterminowymi, przy zapewnieniu możliwości odzyskania kosztów, wynikających z nakładów inwestycyjnych, poniesionych przez wytwórców energii elektrycznej. Pozostaje mieć jedynie nadzieję, iż proponowany w naszym kraju sposób rozwiązania problemu kosztów okresu przejściowego zostanie uznany za zgodny z prawem Unii Europejskiej. 86 Rozdział 6 Reforma sektorów elektroenergetycznych na przykładzie Wielkiej Brytanii i Niemiec 6.1 Wielka Brytania 6.1.1 Restrukturyzacja brytyjskiej elektroenergetyki Spośród krajów Unii Europejskiej Wielka Brytania1 wdrożyła najbardziej ambitny plan prywatyzacji sektorów użyteczności publicznej i liberalizacji rynku. W momencie, gdy w Wielkiej Brytanii rozpoczynano prywatyzację, na świecie istniało bardzo niewiele spółek świadczących usługi o charakterze użyteczności publicznej, a działających na konkurencyjnych zasadach. Nic zatem dziwnego, że działania władz brytyjskich spotykały się z dużym oporem i sceptycyzmem zarówno ze strony opinii publicznej jak i samych przedsiębiorstw, określających prywatyzację jako „sprzedaż rodzinnych sreber”. Musimy pamiętać, iż w chwili gdy na Wyspach Brytyjskich przygotowywano się do wprowadzenia zasad konkurencji w sektorach użyteczności publicznej (w tym w elektroenergetyce), w pozostałych krajach Wspólnoty uważano to za nieuzasadnione i nie całkiem realne (takie podejście wynikało ze szczególnego traktowania sektorów użyteczności publicznej). W Zjednoczonym Królestwie proces ten rozpoczął się od momentu przejęcia władzy przez konserwatystów w 1979 roku i objęcia urzędu premiera przez Margaret Thatcher. Pierwszym sektorem użyteczności publicznej, w którym przeprowadzono prywatyzację był sektor usług telekomunikacyjnych. Następnie rozpoczęto prywatyzację sektora wodno-kanalizacyjnego oraz gazowego. Reforma dostaw energii elektrycznej, jako ostatniego z sektorów użyteczności publicznej, zapoczątkowana została pod koniec lat osiemdziesiątych. W 1988 roku ogłoszony został przygotowany przez rząd plan prywatyzacji tej branży. Proces prywatyzacji miał na celu: - zmniejszenie roli rządu centralnego w podejmowaniu decyzji gospodarczych, - uczynienie prywatyzowanych spółek bardziej odpowiedzialnymi wobec ich właścicieli, - stworzenie przemysłu elektroenergetycznego opartego na zasadach konkurencji, - zwiększenie dochodów budżetu centralnego, - przyciągnięcie zagranicznych inwestorów, 1 Przez termin Wielka Brytania rozumiem Anglię, Walię i Szkocję 87 - zachęcenie pracowników do większego zaangażowania w działalność spółki, dla której pracowali.1 Restrukturyzacja rynku dostaw energii elektrycznej miała polegać na: - rozdziale podmiotów wytwarzających energię elektryczną od podmiotów prowadzących przesył, - utworzeniu jednej sieci przesyłowej dla całego terytorium Anglii i Walii2, - podziale wytwarzania energii elektrycznej między różne podmioty i wprowadzeniu konkurencji w tym zakresie, - regionalnej organizacji dystrybucji i dostaw, - stopniowym uwalnianiu rynku dostaw dla odbiorców indywidualnych, - prowadzeniu hurtowego rynku obrotu energią elektryczną poprzez centralny system rozliczeń (tzw. pool), - poddaniu rynku nadzorowi organu regulacji w postaci Dyrektora Generalnego ds. Zaopatrzenia w Energię Elektryczną (DGES). Pierwszą próbą wprowadzenia konkurencji w energetyce była ustawa o energii elektrycznej, liberalizująca zasady dostępu trzecich stron do sieci przesyłowych, która weszła w życie w 1983 roku. Jej głównym celem było wspieranie niezależnych producentów energii (Independent Power Producers – IPP). Cel ten miał być osiągnięty poprzez usuwanie przeszkód uniemożliwiających wejście na rynek producentów spoza sektora użyteczności publicznej oraz przez zapewnienie niezależnym producentom energii elektrycznej swobodnego dostępu do ogólnokrajowej sieci przesyłowej, co przed 1983 rokiem nie było możliwe. Niestety, nie udało się osiągnąć założonych celów z uwagi na to, iż rozwiązania zawarte w ustawie nie usunęły w pełni dyskryminacji nowo powstałych podmiotów w dostępie do sieci w porównaniu z istniejącymi już na rynku wytwórcami energii elektrycznej. Jak się zatem okazało, ustawowa gwarancja wolności wejścia na rynek jest niewystarczająca, jeżeli nie będzie jej towarzyszyć zapewnienie dostępu do sieci przesyłowych na takich samych zasadach dla wszystkich podmiotów. Istnieje potrzeba regulacji na rzecz konkurencji czyli ochrony podmiotów wchodzących na rynek przed działaniami anty-konkurencyjnymi ze strony już działających na rynku przedsiębiorstw. 1 A. Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski „Regulacja energetyki w Polsce” Warszawa-Toruń 2001., s. 69-71 2 W Zjednoczonym Królestwie funkcjonują w rzeczywistości trzy osobne rynki energii elektrycznej tj. angielsko-walijski, szkocki i północno-irlandzki. Każdy z nich posiada odmienną strukturę, choć wszystkie wykazują wiele cech wspólnych. 88 Zanim w Wielkiej Brytanii zaczęto wprowadzać konkurencję do elektroenergetyki, podmiotem odpowiedzialnym za wytwarzanie, planowanie, dyspozycję mocy, bezpieczeństwo systemu i przesył odpowiedzialna była Naczelna Rada Produkcji Energii Elektrycznej (Central Electricity Generating Board – CEGB). Terytorium Anglii i Walii było podzielone na dwanaście Terenowych Rad Energii Elektrycznej (Area Electricity Boards), prowadzących dystrybucję i sprzedaż energii elektrycznej. Naczelna Rada Produkcji Energii Elektrycznej zobowiązana została przez kolejną ustawę o energii elektrycznej z 1989 r. do wdrożenia planu restrukturyzacji, zgodnie z którym powstać miały dwie spółki wytwórcze (National Power i PowerGen) i jedna przesyłowa (National Grid Company), będące zwykłymi spółkami prawa angielskiego. W terminie określonym przez rząd brytyjski spółki te miały przejąć majątek należący do CEGB. Na podstawie tej samej ustawy Zakłady Terenowe zostały przekształcone w dwanaście regionalnych spółek prowadzących obrót energią elektryczną (REC).1 Elektrownie zarządzane przez CEGB miały zostać podzielone w następujący sposób: - National Power miało przejąć 70 % elektrowni konwencjonalnych i elektrownie atomowe - PowerGen miało przejąć 30 % elektrowni konwencjonalnych - National Grid Company miało przejąć elektrownie szczytowo-pompowe (jako odrębną gałąź działalności).2 National Grid Company jest jedynym podmiotem posiadającym koncesję na przesył. Początkowo jej akcjonariuszami było 12 REC (Regional Electricity Companies). Zadania NGC obejmują : - eksploatację, konserwację i rozbudowę sieci przesyłowej w Anglii i Walii, - nadzór i zarządzanie nad rynkiem energii elektrycznej, - zapewnienie równowagi między popytem a podażą w systemie pool. Po kilku latach wszystkie REC zdecydowały o pozbyciu się posiadanych przez nie akcji NGC, co pomogło w znacznym stopniu tej firmie uwzględnić zasady rynkowe w zarządzaniu rynkiem hurtowym, tak by stworzyć wyraźne rozróżnienie między własną działalnością jako operatora systemu oraz administratora rynku. Artykuł 2 ustawy o energii elektrycznej ustanowił komitety odbiorców energii elektrycznej, których celem jest reprezentowanie poglądów i ochrona potrzeb gospodarstw domowych, które indywidualnie nie miałyby takiej szansy. 1 „Harmonizacja polskiego prawa energetycznego i metrologicznego”, Raport sporządzony przez Ian Pope Associates, wrzesień 2000 r. 2 J. Roberts, D. Elliott, T. Houghton, „Privatising Electricity. The Politics of Power”, London & New York 1991. 89 6.1.2 Rola brytyjskiego regulatora w promocji konkurencji Cechą charakterystyczną dla brytyjskiej restrukturyzacji sektora energetycznego było utworzenie regulatora. Artykuł 1 ust. 1 ustawy ustanowił organ regulacyjny w postaci Urzędu ds. Regulacji Elektroenergetyki (Office of Electricity Regulation – OFFER), który kieruje Dyrektor Generalny ds. Zaopatrzenia w Energię Elektryczną. Do podstawowych obowiązków Dyrektora Generalnego należy min.: - wspieranie konkurencji w zakresie produkcji i dostaw energii, - ochrona interesów i praw konsumentów, - wspieranie prac naukowo-badawczych i stosowanie nowych technologii, - zapewnianie zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną, - rozpatrywanie odwołań dotyczących koncesji, - dopilnowanie, aby regulowane przedsiębiorstwa miały zabezpieczoną odpowiednią ilość środków finansowych na realizację nałożonych na nie obowiązków, - wydawanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej (generation licence), przesyłanie (transmission licence), dystrybucję i obrót energią elektryczną (public electricity supply licence) oraz obrót energią elektryczną (private electricity supply licence),1 - nadzór nad przestrzeganiem przepisów ustawy o energii elektrycznej. Silną bronią, dość często wykorzystywaną przez szefa OFFER jest możliwość odwołania się w sprawach spornych między urzędem a podmiotami regulowanymi do Komisji ds. Fuzji i Monopoli. Jak wykazują dotychczasowe doświadczenia, przedsiębiorstwa za wszelką ceną starają się takiej sytuacji uniknąć.2 Pod koniec 1999 roku Biuro ds. regulacji energii elektrycznej zostało połączone z Biurem ds. regulacji gazu (Office of Gas Regulation- OFGAS) tworząc Biuro ds. Rynku Gazu i Elektryczności (Office For Gas and Electricity Markets-OFGEM), będące organem regulacyjnym zarówno dla gazu jak i energii elektrycznej dla całej Wielkiej Brytanii. Rynek gazu i energii elektrycznej jest regulowany przez kilka organów, z których najważniejszymi są : 1 Ustawa Electricity Act z 1989 roku uznała cztery formy działalności w oparciu o koncesję tj. wytwarzanie, przesył, publiczne dostawy energii elektrycznej (tzn. dystrybucja i obrót) oraz prywatne dostawy energii elektrycznej (tj. dystrybucja i/lub obrót energią elektryczną). 2 J. Jankowski „Brytyjskie doświadczenia regulacyjne”, Biuletyn URE Nr 2/98. 90 - Departament Handlu i Przemysłu (Department of Trade and Industry) pod przewodnictwem Sekretarza Stanu, odpowiedzialnego za ogólną politykę energetyczną i inne polityki, - Komisja ds. Konkurencji (Competition Commission), - Biuro ds. Uczciwego Handlu (Office of Fair Trading), - Biuro ds. Rynku Gazu i Elektryczności (OFGEM, w Irlandii Północnej OFREG), - Komitety odbiorców reprezentujące interesy niewielkich odbiorców energii. Regulacja adresowana do energetyki obliczona jest na zaistnienie w tym sektorze mechanizmów rynkowych. Prawidłowa regulacja ma polegać przede wszystkim na ochronie konsumenta przed nadużywaniem pozycji monopolistycznej przez przedsiębiorstwa, a co za tym idzie na wymuszaniu konkurencji zwiększającej efektywność i innowacyjność tych przedsiębiorstw. Brak konkurencji i traktowanie energetyki jako monopolu naturalnego, nie podlegającego siłom rynkowym doprowadziło do negatywnych konsekwencji, z których co najmniej dwie trzeba wskazać jako najistotniejsze, tj. brak przymusu racjonalizacji działań przedsiębiorstw energetycznych oraz stosowanie dyktatu cenowego. Regulacja ma występować jedynie tam gdzie zawodzą mechanizmy rynkowe. Musi być ona jednak stosowana w sposób niezwykle przemyślany i ostrożny tak by nie zakłócać działania rynku.1 Podstawą dla regulacji ekonomicznej w stylu brytyjskim było zastosowanie systemu regulacyjnego RPI-X ograniczającego wzrost cen2 (jest to tzw. metoda pułapu cenowego). Opracowanie tej metody regulacji cen w sektorze przedsiębiorstw użyteczności publicznej nastąpiło po opublikowaniu w 1983 roku raportu prof. Stephene’a Littlechilda dotyczącego rentowności przedsiębiorstwa British Telecom po jego prywatyzacji. Zdaniem Littlechilda „głównym celem takich odgórnych regulacji jest ochrona konsumenta, a tam gdzie to możliwe należy zastępować takie uregulowania konkurencją między firmami działającymi na rynku”. W raporcie wymieniono pięć kryteriów, na podstawie których miał być dokonany wybór metody regulacji, a mianowicie : 1. zapobieganie tworzeniu się monopoli; 2. stymulowanie efektywności i innowacji; 3. minimalizacja obciążeń spowodowanych przez regulację; 4. promocja konkurencji; 5. wpływy z prywatyzacji i dobre perspektywy dla firmy. 1 Szerzej patrz A. Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski, op. cit., s. 11-32. Po raz pierwszy pułap cenowy zastosowano w Wielkiej Brytanii w stosunku do prywatnej firmy, która zdominowała rynek prezerwatyw. 2 91 Na tle owych pięciu kryteriów system RPI-X1, stosowany już od początku lat osiemdziesiątych w telekomunikacji, wypadł bardzo korzystnie. Chroni on skutecznie przed powstaniem monopolu, dzięki temu, iż skupia się na tych usługach, gdzie monopolizacja jest najbardziej prawdopodobna. Istota tego rozwiązania polega na przyjęciu formuły, która w założonym okresie (zazwyczaj jest to 5 lat) określa, w oparciu o wskaźnik inflacji skorygowany o tzw. parametr X (parametr efektywności)2 dopuszczalny pułap wzrostu cen w kolejnych latach danego okresu.3 Taka konstrukcja jest wyrazem decyzji, aby regulować ceny a nie zyski. Jest to struktura regulacji opartej na zachętach (incentive regulation).4 Po upływie czasu obowiązywania danej formuły istnieje, w ramach tzw. procedury przeglądu cenowego, możliwość zmiany samej konstrukcji formuły czy też jej poszczególnych parametrów. Kluczowe znaczenie w tej formie regulacji ma wartość parametru X. W momencie jego ustalania regulator musi pamiętać, iż chodzi tu nie tylko o zapewnienie odbiorcom możliwości partycypowania w korzyściach wynikających z obniżki cen, ale również o konieczność zapewnienia regulowanym przedsiębiorstwom odpowiednich przychodów dla pokrycia wszystkich ponoszonych przez nie kosztów. Wartość X jest zwykle dodatnia, co oznacza realny spadek cen i stawek opłat stosowanych przez przedsiębiorstwo energetyczne w okresie regulacji. W wyjątkowych sytuacjach, związanych z koniecznością ponoszenia przez przedsiębiorstwo znacznych nakładów inwestycyjnych, odzyskiwaniem stranded costs5 lub doprowadzaniem cen do poziomu ekonomicznie uzasadnionego, wartość X może przyjmować wartości ujemne.6 W Wielkiej Brytanii wprowadzono oddzielne mechanizmy regulacji dla poszczególnych rodzajów działalności regulowanej, tzn. działalności sieciowej w zakresie przesyłania na wysokim napięciu (regulacja National Grid Company), działalności sieciowej na niskim napięciu (regulacja 12 przedsiębiorstw regionalnych) oraz w zakresie obrotu taryfowego tzn. tam, gdzie odbiorcy nie mają prawa wyboru 1 RPI – Retail Price Index (Wskaźnik Cen Detalicznych); RPI jest wskaźnikiem ustalanym przez rząd, który mierzy inflację w formie zmian w cenach typowego koszyka wybranych produktów w określonym czasie. 2 X to oczekiwany przez regulatora wzrost efektywności w okresie na jaki ta formuła została wprowadzona. 3 Andrzej T. Szablewski „Liberalizacja sektora energetycznego i telekomunikacyjnego.”, Dom Wydawniczy ELIPSA, Warszawa 1998 r., s. 31-40. 4 P. Jasiński, T. Skoczny „Elektroenergetyka. Studia nad integracją europejską.” Warszawa 1996, s. 139140. 5 Stranded costs (koszty osierocone) to koszty poniesione przez przedsiębiorstwa regulowane w przeszłości i uznane przez organ regulacyjny za uzasadnione, których nie można odzyskać po wprowadzeniu rynku konkurencyjnego; szerzej patrz rozdział 5. 6 A. Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski, op. cit, s.22-32. 92 dostawcy.1 Poza tym, przyjmowany dla każdego rodzaju działalności mechanizm regulacji różni się pod względem: - formy regulacji, - zakresu regulacji tj. czy regulacją objęta jest cała działalność czy też wyłączone zostają pewne jej fragmenty, - okresu regulacji tj. czasu obowiązywania przyjmowanych w formule parametrów regulacji. Fakt oparcia brytyjskiego systemu regulacji na ograniczeniu podwyżek cen, a nie zysków stanowi dla firmy motywację do osiągania większej wydajności produkcji. Motywacyjna funkcja metody pułapu cenowego polega na umożliwieniu regulowanym przedsiębiorstwom czerpania korzyści wynikających z podejmowanych przez nie działań racjonalizujących ich funkcjonowanie. Skuteczność działania tej metody zależy jednak od tego czy regulator bądź inne organa państwowe będą przestrzegać określonych zasad i parametrów regulacji, a w szczególności powstrzymywać się z ich zmianą w okresie obowiązywania formuły. Największym niebezpieczeństwem może być pojawienie się tzw. recontractingu2 polegającego na ograniczaniu za pomocą różnych środków nadmiernych tj. nieprzewidzianych w momencie ustalania konstrukcji i parametrów formuły zysków regulowanych przedsiębiorstw na korzyść odbiorców lub budżetu państwa. Obok zmiany parametrów formuły w czasie jej obowiązywania, środki te mogą polegać także na: - rozszerzeniu zakresu obligatoryjnych zadań nakładanych na regulowane przedsiębiorstwa, co wiąże się z dodatkowymi kosztami ponoszonymi przez te podmioty, a nie uwzględnianymi przez obowiązującą formułę (np. podnoszenie standardów obsługi), - parametryzacja nowej formuły w sposób umożliwiający odebranie przedsiębiorstwom „niezasłużonych korzyści” uzyskanych w poprzednim okresie, - nakładanie nowych podatków (tzw. windfall tax), Sukces brytyjskiej regulacji polega głównie na tym, iż regulatorzy przestrzegali ustalonych wcześniej zasad regulacji, nawet jeżeli wiązało się to z koniecznością zaakceptowania wysokich zysków przedsiębiorstw regulowanych. Mimo nacisków z wielu stron, deklarowali, iż przy kolejnych przeglądach cenowych nie zamierzają ustalać wartości parametrów tak, by redukować osiągane przez przedsiębiorstwa zyski 1 A. Szablewski „Ważniejsze elementy systemu regulacji cen w brytyjskim sektorze elektroenergetycznym”, Biuletyn Informacyjny Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych Nr 9/98 2 Patrz A. Szablewski „Liberalizacja sektora energetycznego i telekomunikacyjnego”, Dom Wydawniczy ELIPSA, Warszawa 1998., s. 35-40. 93 i sprowadzać je do poziomu społecznie akceptowalnego. Jednakże w sytuacji ciągle rosnących zysków podmiotów regulowanych oraz bardzo wysokich uposażeń kierownictwa postawa taka stała się przedmiotem zdecydowanej krytyki ze strony partii politycznych (szczególnie Partii Pracy, będącej wówczas w opozycji). Na tym aspekcie regulacji skoncentrowały się również publikacje prasowe, nie zauważając, iż zyski te są rezultatem skuteczności podejmowanych przez przedsiębiorstwa regulowane działań na rzecz obniżki kosztów. Nie zwrócono także uwagi na obniżkę realnych cen energii na rynkach regulowanych.1 To wszystko spowodowało pojawienie się propozycji zastąpienia czystej metody pułapu cenowego metodą regulacji pasmowej.2 Przy okazji warto zwrócić uwagę na istną ewolucję metod regulacji. Początki regulacji to regulacja kosztowa, polegająca na twardym nadzorze regulatora nad kosztami i zyskiem przedsiębiorstwa energetycznego, w którym organ regulacyjny lepiej od przedsiębiorstwa identyfikował interes odbiorców. Po pewnym czasie nastąpiło przejście do regulacji bodźcowej (metoda pułapu cenowego) i wyeksponowania interesów przedsiębiorstw energetycznych. Później z kolei, w wyniku nadania priorytetu interesom odbiorców regulacja bodźcowa zaczęła ewoluować w stronę regulacji pasmowej.3 Wybór odpowiedniej metody regulacji pozwoli na równoważenie sprzecznych ze sobą interesów odbiorców i przedsiębiorstw energetycznych. 6.1.3 Utworzenie rynku energii elektrycznej (pool) Obok utworzenia regulatora, istotę zmian strukturalnych w brytyjskim przemyśle energetycznym stanowiło oddzielenie od siebie poszczególnych ogniw łańcuch produkcyjnego, a mianowicie produkcji od przesyłu i dystrybucji od dostaw energii elektrycznej oraz utworzenie centralnego rynku ofertowego energii elektrycznej, zwanego w skrócie pool. Pool brytyjski jest wielostronnym porozumieniem jego uczestników w sprawie zasad składania ofert, stanowienia cen równowagi oraz zasad rozliczeń. System pool łączy w Anglii i Walii wytwórców energii elektrycznej z odbiorcami hurtowymi i służy równoważeniu popytu i podaży. W systemie pool uczestniczą obowiązkowo wszyscy wytwórcy energii dysponujący mocą powyżej 10-ciu 1 Od 1990 r. nastąpił spadek cen energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych o ok. 15 % (źródło : The Competitive Electricity Market, 1998). 2 Metoda ta polega na wbudowaniu w formułę pułapu cenowego dodatkowego (poza parametrem X) mechanizmu podziału zysku, tak aby w korzyściach z poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa partycypowali także jego odbiorcy. 3 O regulacji pasmowej: A. Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski „Regulacja energetyki w Polsce”, Warszawa-Toruń 2001r., s.30-31. 94 MW. Prawo zakupu energii elektrycznej mają tu natomiast tylko podmioty, które uzyskały koncesje na dostawy i sprzedaż energii, w tym również regionalne spółki dystrybucyjne.1 Podstawą kontraktową dla obrotu tego rodzaju stanowi umowa o uczestnictwo w systemie pool i dokonywanie rozliczeń (tzw. pooling and settlement agreement). Stronami tej umowy są wszyscy wytwórcy (z wyjątkiem bardzo małych) oraz dostawcy. Jak już wcześniej była mowa podmiotem odpowiedzialnym za nadzór oraz zarządzanie rynkiem energii elektrycznej, a także zapewnienie równowagi między popytem a podażą jest NGC (National Grid Company). W celu wykonania tych zadań NGC utworzyło szereg odrębnych oddziałów, odpowiedzialnych za dokonywanie rozliczeń finansowych systemu pool, za własność, eksploatację i rozwój służących temu systemów komputerowych oraz obsługę i wspieranie rozwoju mechanizmów zarządzania ustanowionych w ramach umowy o uczestnictwo w systemie pool i dokonywanie rozliczeń. W systemie pool cena energii elektrycznej określana jest dnia poprzedniego dla każdego z 48 okresów półgodzinnych każdej doby. W godzinach rannych wytwórcy składają oferty określając dyspozycyjność każdej jednostki wytwórczej i oferowaną cenę sprzedaży energii elektrycznej pochodzącej z tych jednostek w następnym dniu. Następnie oferty dostawy do systemu składają wytwórcy wielozakładowi. NGC porządkuje te oferty według ceny i składa ostateczne zamówienia. Po zestawieniu ofert z prognozowanym popytem ustalana jest cena obowiązująca dla każdego półgodzinnego okresu dnia następnego. Cena ta określana jest jako Krańcowa Cena Systemowa2 (System Marginal Price-SMP). Z uwagi na to, iż SMP ustalane są dnia poprzedniego wielkość podaży i popytu jest niepewna. Istnieje zatem możliwość wystąpienia niespodziewanych przestojów lub nagłych zwyżek popytu, które z kolei mogą wywołać spadek podaży, skutkujący obniżką mocy. Dlatego w celu obniżenia takiego ryzyka, co pół godziny dokonuje się szacunkowego wyliczenia prawdopodobieństwa spadku mocy (LOLP- Loss of Load Prabability). Jeżeli podaż znacznie przeważa nad popytem, wskaźnik LOLP będzie utrzymywał się na niskim poziomie, natomiast w sytuacji niewielkiej podaży mocy wskaźnik LOLP może spowodować wzrost ceny. Jak zatem widać system ten pozwala na dostosowywanie cen do panujących warunków. 1 Raport w związku z ofertą Ministra Gospodarki na sporządzenie analizy i określenie niezbędnych zmian w ustawie Prawo Energetyczne, rozporządzeniach Ministra Gospodarki i innych aktach prawnych wykonany przez CMS Cameron McKenna Paweł Dębowski Spółka Komandytowa, Energoprojekt Consulting S.A. oraz Agencję Rynku Energii S.A. 2 Składnikami ceny energii elektrycznej wprowadzanej do poolu (Pool Input Price-PIP) są: Krańcowa Cena Systemowa oraz opłat za utrzymywanie w gotowości deklarowanych zdolności produkcyjnych. 95 Ze względu na to, iż większość energii elektrycznej jest sprzedawana i kupowana na mocy kontraktów o różnym okresie ważności, a cena elektryczności w poolu jest nieprzewidywalna, kontrakty mają formę tzw. kontraktów różnicowych (Contracts for Differences-CfDs). Oznacza to, iż między stronami pokrywana jest różnica między ceną w kontrakcie a rzeczywistą ceną w poolu w danym okresie czasu. W latach 1996-1997 89 % rynku energii elektrycznej objęte było kontraktami typu CfDs, co powodowało brak płynności na tym rynku. Po niemal dziesięcioletnim okresie funkcjonowania poolu podnosi się konieczność wprowadzenia zmian w zasadach rządzących centralnym rynkiem energii elektrycznej, wynikającą z krytycznej oceny dotychczasowych mechanizmów, zwłaszcza w zakresie konkurencyjności, kreowania cen, zarządzania poolem, stosowanych systemów regulacji czy też płynności rynku. Do najczęściej podnoszonych zarzutów należą:1 1. Wieloparametryczna forma składania ofert ze strony wytwórców, a także zasady obliczania systemowej ceny marginalnej są zbyt skomplikowane. Uniemożliwia to uczestnikom rynku nie posiadającym złożonych systemów informatycznych samodzielnego dokonania oceny własnej pozycji (np. wyliczenie cen lub należności). 2. W wielu przypadkach oferty składane przez wytwórców nie odzwierciedlają bezpośrednich kosztów wytwarzania. 3. Oferty wytwórców nie mają charakteru wiążącego. W sytuacji niedojścia do skutku sprzedaży oferowanej produkcji (nawet z winy wytwórcy) nie ponosi on żadnych konsekwencji, poza utratą spodziewanych zysków. A zatem ryzyko i koszty związane z brakiem dyspozycyjności jednostek wytwórczych przenosi się na dostawców i odbiorców. 4. Oferowanie na rynku ma charakter jednostronny (oferta składana jest tylko ze strony wytwarzania). 5. Szybkiej obniżce kosztów wytwarzania energii elektrycznej nie towarzyszy odpowiedni spadek cen w poolu, co z kolei świadczy o tym, iż na brytyjskim rynku wytwarzania nie ma dostateczne efektywnej konkurencji.2 W opinii Dyrektora Generalnego ds. Dostaw Energii Elektrycznej obowiązujące zasady ustalania cen na rynku pozwalały na nadużywanie pozycji dominującej przez głównych wytwórców. 1 M. Zerka „Czas na zmiany” Biuletyn Miesięczny URE Nr 9/98. W 1997 r. systemowa cen krańcowa, która ma odzwierciedlać koszty wytwarzania, wzrosła o 19 % w sytuacji wyraźnej obniżki kosztów ponoszonych przez wytwórców. 2 96 Z dniem 1 października 2000 roku na angielskim i walijskim rynku energii elektrycznej zostały zastosowane nowe zasady obrotu energią elektryczną. Najważniejsze z nich to : 1. Utworzenie rynku transakcji terminowych i rynku transakcji forward1, które będą się dostosowywać do zapotrzebowania uczestników i umożliwią zróżnicowanie okresów obowiązywania umów dostawy energii elektrycznej na obowiązujące od kilku dni do wielu lat; 2. Zastąpienie wielostronnych relacji w systemie pool dwustronnymi umowami pomiędzy wytwórcami i dostawcami; 3. Mechanizm równoważenia odchyleń, w ramach którego NGC jako operator systemu będzie przyjmować oferty zakupu i sprzedaży energii elektrycznej tak, by zapewnić zrównoważenie systemu; 4. Wprowadzenie procedury rozliczania odchyleń, umożliwiającej obciążenie kosztami tych uczestników rynku , którzy odebrali lub dostarczyli ilość energią różną od umówionej; Zarówno brytyjski rząd, jak i Dyrektor Generalny ds. Dostaw Energii Elektrycznej mają nadzieję, iż wprowadzenie nowych zasad obrotu energią elektryczną (NETA-New Electricity Trading Arrangements) doprowadzi do szybszego rozwoju konkurencji na rynku i obniżenia cen energii elektrycznej, co z kolei pozwoli skorzystać z tych zmian odbiorcom końcowym. Jednak opinie fachowców, co do tego czy nowe rozwiązania pozwolą osiągnąć te założenia, cechuje silna polaryzacja. 6.1.4 Zgodność prawa brytyjskiego z Dyrektywą 96/92 Co do zasady angielsko-walijski rynek energii elektrycznej należy do najbardziej konkurencyjnych na świecie. Regulujące go rozwiązania prawne są w większości przypadków zgodne z Dyrektywą IEM, a często nawet wyprzedzają jej postanowienia.. Podczas prywatyzacji ustanowiony został operator systemu2 (NGC) odpowiedzialny min. za jego ruch i utrzymanie. Gdy chodzi o dostęp stron trzecich do systemu, to w Anglii i Walii obowiązuje obecnie negocjowany model TPA. Proces wdrażania TPA był rozłożony w czasie. Trwał on osiem lat i był podzielony na trzy etapy. W pierwszym rynek otwarto dla odbiorców o rocznym zużyciu powyżej 1 MWh. Po czterech latach 1 Kontrakt forward jest standaryzowanym (zwłaszcza co do jakości i ilości towaru) kontraktem kupna lub sprzedaży z dostawą w przyszłości, na warunkach określających czas i miejsce dostawy. Kontrakt tego typu jest przedmiotem obrotu na zasadach ogólnych. 2 Wymóg ten stawia artykuł 7 Dyrektywy. 97 próg ten obniżono do 100 KWh, a obecnie prawo wyboru dostawcy mają wszyscy odbiorcy włącznie z gospodarstwami domowymi. Spory chaos zapanował podczas drugiego etapu, kiedy to liczba uprawnionych odbiorców wzrosła z pięciu do pięćdziesięciu tysięcy. Bałagan ten uniemożliwił wielu odbiorcom skorzystania z przysługującego im prawa, wielu dostało podwójne rachunki za dostawy a część nie otrzymała żadnych. To oczywiście nadszarpnęło mocno wizerunek sektora energetycznego, ale stało się jednocześnie dodatkowym impulsem dla władz do usprawnienia reformy. W Irlandii Północnej natomiast wprowadzono zasadę Wyłącznego Nabywcy, co również przy spełnieniu określonych przez Dyrektywę 96/92 rozwiązań jest z nią w pełni zgodne (art. 15 i 18). Odmowa przyznania dostępu do systemu może nastąpić tylko i wyłącznie ze względów bezpieczeństwa.1 Wyrazem dostosowywania brytyjskich rozwiązań do wymagań Dyrektywy było także : - pionowe rozdzielenie między wytwarzaniem i przesyłaniem, - budowa jednej sieci przesyłowej, - horyzontalne rozdzielenie i liberalizacja wytwarzania, - regionalna struktura dystrybucji i dostaw, - obrót energią elektryczną poprzez giełdę energetyczną zarządzaną przez przedsiębiorstwo przesyłowe. Jednak niektóre szczegółowe rozwiązania dotyczące obrotu energią elektryczną uznane być muszą za sprzeczne z Dyrektywą. Podstawowym problemem było pozostawienie poza zakresem regulacji prywatnych sieci dystrybucyjnych. Dyrektywa 96/92 obejmuje swym zakresem co do zasady każdą prywatną sieć przesyłową, niezależnie od jej wielkości. Rząd brytyjski prowadzi rozmowy z Komisją w celu wprowadzenia minimalnej granicy 1MW mocy przyłącza, poniżej której sieć nie zostanie objęta zakresem przedmiotowym Dyrektywy.2 Podjęte przez rząd brytyjski pod koniec lat osiemdziesiątych decyzje mające na celu stworzenie nowej organizacji rynku energii elektrycznej połączone z głęboką prywatyzacją tej branży przyniosły daleko idące skutki nie tylko dla elektroenergetyki brytyjskiej, ale zapoczątkowały przemiany w pozostałych krajach Europy czy nawet świata. Od samego początku proces ten miał rzecz jasna wielu przeciwników, 1 Wszelkie kryteria techniczne, projektowe oraz operacyjne, które musi spełnić podmiot przyłączony lub starający się o przyłączenie do systemu określa tzw. Kodeks Sieci (Grid Code). 2 Wprowadzenie zmian o znacznie szerszym zakresie konieczne będzie w Szkocji. W szczególności niezgodne z Dyrektywą jest połączenie zarządzania przesyłem i dystrybucją. 98 nie wyobrażających sobie tego jak sektor od zawsze uważany za szczególny może funkcjonować na konkurencyjnych zasadach. Początkowo zarządy przedsiębiorstw energetycznych w obawie o własne pozycje nazbyt często używały argumentu związanego z zagrożeniem dla bezpieczeństwa energetycznego państwa, a nawet posuwały się do szantażu grożąc własną dymisją. Wprowadzeniu konkurencji do energetyki zdecydowanie przeciwstawiały się związki zawodowe. Podczas restrukturyzacji sektora elektroenergetyki popełniono oczywiście szereg błędów (które teraz zaczynają być eliminowane), lecz brytyjskie doświadczenia obalają argument, iż konkurencja w elektroenergetyce jest niemożliwa, a jej wprowadzenie doprowadzi do całkowitego chaosu. Jeżeli spełnione zostaną warunki dla efektywnego działania konkurencji, doprowadzi ona do obniżenia kosztów wytwarzania i co za tym idzie cen energii, a także do podniesienia standardu obsługi odbiorców. 6.2 Niemcy 6.2.1 Restrukturyzacja i liberalizacja niemieckiego sektora elektroenergetyki Rynek niemiecki jest największym rynkiem energii elektrycznej w Unii Europejskiej.1 Jednak w ostatnich dziesięciu latach, mimo szybkiego tempa rozwoju gospodarczego można było zaobserwować spadek zużycia energii elektrycznej, co wynikało z coraz bardziej efektywnego i racjonalnego jej wykorzystania. Szacuje się, iż w ciągu kolejnych 10 lat popyt na energię będzie wzrastać o mniej niż 1 % rocznie.2 Niemiecki sektor elektroenergetyczny należy do najbardziej wpływowych gałęzi gospodarki państwa i przez długi czas był w stanie opierać się jakimkolwiek zmianom. Przez szereg lat Niemcy podzielały francuskie przywiązanie do monopolu w zakresie dostaw energii. Dotyczyło to jednak tylko rynków lokalnych a nie narodowego. Spośród ogromnej liczby przedsiębiorstw energetycznych działających w Niemczech wyodrębnić możemy trzy grupy : 1) Dziewięć dużych, zintegrowanych pionowo przedsiębiorstw3, zajmujących się wytwarzaniem, przesyłaniem oraz do pewnego stopnia dystrybucją i dostawami energii elektrycznej bezpośrednio lub przez spółki zależne. Utrzymują one bezpieczeństwo dostaw na szczeblu krajowym, prowadzą handel energią poza 1 23 % całkowitego unijnego zużycia energii elektrycznej ma miejsce w Niemczech. „Harmonizacja polskiego prawa energetycznego i metrologicznego”, Raport sporządzony przez Ian Pope Associates, wrzesień 2000 r. 3 Przedsiębiorstwo zintegrowane pionowo oznacza przedsiębiorstwo realizujące dwa lub więcej rodzaje działalności w zakresie wytwarzania, przesyłu lub dystrybucji energii elektrycznej. 2 99 granicami kraju, zapewniają łącznie wytwarzanie około 80 % energii elektrycznej oraz dokonują jednej trzeciej całkowitej sprzedaży na rzecz odbiorców; 2) Około 50 regionalnych przedsiębiorstw, których obszar działania obejmuje kilkanaście miast. Ponad połowa z nich stanowi własność owych dziewięciu największych uczestników rynku, a znaczna część pozostałych to własność komunalna. Wytwarzają one około 9 % całkowitej produkcji energii elektrycznej w Niemczech (większość potrzebnej energii kupują) i dokonują około 36 % sprzedaży na rzecz odbiorców; 3) Lokalne przedsiębiorstwa użyteczności publicznej (ok. 900) stanowiące własność komunalną. Zakres świadczonych przez nie usług obejmuje obszar co najmniej jednego miasta lub jego części. Zajmują się przede wszystkim dystrybucją i dostawami energii elektrycznej dla odbiorców finalnych a w mniejszym stopniu jej wytwarzaniem (wytwarzają około 11 % energii elektrycznej). Ich udział w całkowitej sprzedaży odbiorcom wynosi 36% .1 Od drugiej połowy lat dziewięćdziesiątych Niemcy weszły na drogę daleko posuniętych reform, mających zapewnić poddanie sektora elektroenergetyki regułom konkurencji oraz doprowadzić do jego zasadniczej restrukturyzacji. Po pierwsze, restrukturyzacja polegać ma na działaniach konsolidacyjnych, co oznacza przede wszystkim podejmowanie różnych form kooperacji między przedsiębiorstwami jak i łączenie ich zarówno w układzie pionowym jak i poziomym. Jak się szacuje na skutek konsolidacji liczba przedsiębiorstw energetycznych spadnie z około 1000 do 100. Po drugie, szczególnie intensywnie przebiega proces restrukturyzacji wewnętrznej, mającej na celu dostosowanie struktury organizacyjnej i strategii funkcjonowania przedsiębiorstw do wymagań rynku konkurencyjnego. Proces ten ma niestety negatywne skutki społeczne, gdyż powoduje redukcję zatrudnienia oraz zamykanie nierentownych zakładów. Oblicza się, iż zwolnienia mogą sięgnąć nawet 45 tysięcy pracowników.2 Po trzecie, zauważyć można coraz bardziej wyraźną tendencję do wydzielania się odrębnego podsektora przedsiębiorstw zajmującego się wyłącznie obrotem energią elektryczną. Innym przejawem restrukturyzacji jest rosnąca aktywność niemieckich przedsiębiorstw na rynkach zagranicznych. Ekspansja ta ma przede wszystkim charakter kapitałowy i polega na zakupie akcji i przejmowaniu kontroli w zagranicznych 1 A. Szablewski „Konkurencja, regulacja i restrukturyzacja niemieckiego sektora elektroenergetycznego” Biuletyn Nr URE 9/99. 2 Już w 1999 roku RWE zwolniło 2500 pracowników. 100 przedsiębiorstwach elektroenergetycznych zarówno w krajach rozwiniętych, jak i tych, które dopiero co przystąpiły do prywatyzacji swojego sektora elektroenergetycznego.1 Chociaż przyjęcie w Niemczech reform liberalizujących wewnętrzny rynek energii elektrycznej wiązało się z koniecznością dostosowania legislacji krajowej do wymogów Dyrektywy 96/92, warto zauważyć iż w zakresie kluczowym dla liberalizacji tj. dostępu do sieci2, prawo niemieckie zawiera dalej idące rozwiązania. Jak w większości krajów Wspólnoty inicjatywy liberalne długo napotykały sprzeciw ze strony przemysłu energetycznego i przedsiębiorstw municypalnych. Były nawet alternatywne dla dążeń liberalizacyjnych propozycje sprowadzające się min. do : - traktowania dostaw energii jako usługi, - rekomunalizacji dostaw energii, - zwiększenia kontroli publicznej nad inwestycjami i koncesjonowaniem.3 Ze względu jednak na postępujące w Unii Europejskiej procesy liberalizacyjne, propozycje te nie miały szans na urzeczywistnienie. Specyficzną cechą niemieckiego sektora elektroenergetycznego jest brak typowej dla krajów wchodzących na drogę liberalizacji infrastruktury regulacyjnej. Chodzi tu przede wszystkim o szczegółowe zasady określające warunki korzystania z sieci, a także istnienie wyspecjalizowanego organu regulacyjnego, posiadającego prawo kontroli taryf za usługi przesyłowe i prawo rozstrzygania sporów.4 Mimo że istnieje w Niemczech taki organ regulacyjny dla telekomunikacji, zaniechano jego powoływania dla energii elektrycznej i gazu. Brak istnienia takiego organu jest przede wszystkim wynikiem sprzeciwu ze strony przedsiębiorstw energetycznych. Organem odpowiedzialnym za wykonywanie niemieckiego Prawa energetycznego jest Federalne Ministerstwo Gospodarki. W sprawach związanych z rozstrzyganiem sporów oraz zagadnieniami konkurencji kluczową rolę odgrywają władze antymonopolowe.5 Duże znaczenie z punktu widzenia kontroli przestrzegania Prawa Energetycznego ma również działalność władz lokalnych. 1 Niemiecki potentat, przedsiębiorstwo energetyczne E.ON przejęło za 14 mld. dolarów bryryjski PowerGen stając się drugą (po francuskim EdF) firmą energetyczną na świecie. Wcześniej jego niemiecki konkurent RWE przejął kontrolę nad innym brytyjskim przedsiębiorstwem energetycznym, firmą Thames Water (Gazeta Wyborcza, 10.04.2001). 2 Patrz niżej 3 A. Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski, op.cit, s. 76-79 4 Jak wskazują doświadczenia brytyjskie istnienie sprawnie działającego organu regulacyjnego jest jednym z podstawowych warunków rozwoju konkurencji. 5 Federalnym urzędem antymonopolowym jest Bundeskartellamt. Poza tym każdy land posiada własne władze odpowiedzialne za konkurencję, tzw. Landeskartellamter. 101 6.2.2 Implementacja Dyrektywy w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej Wdrożenie w Niemczech Dyrektywy IEM zostało dokonane poprzez zmianę ustawodawstwa oraz dobrowolne porozumienie uczestników rynku. Najważniejszym aktem prawnym w tej mierze jest niemieckie Prawo Energetyczne (Energiewirtschaftgesetz), które weszło w życie w kwietniu 1998 r., wprowadzając Niemcy na bardzo szybką ścieżkę liberalizacji wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Prawo to w części poświęconej otwieraniu rynku na konkurencję zdecydowanie odbiega od minimalnych progów przewidzianych w Dyrektywie1, deklarując iż w 2003 roku nastąpi stuprocentowe otwarcie niemieckiego rynku na konkurencję. Niemcy, inaczej niż Wielka Brytania, zliberalizowały swój sektor elektroenergetyczny tak, by wszyscy odbiorcy, niezależnie od wielkości zakupów, mieli prawo wyboru swojego dostawcy energii ze skutkiem natychmiastowym.2 Przyjęcie takiego rozwiązania wynikało z chęci uniknięcia dyskusji na temat rozłożenia kosztów osieroconych (stranded costs), co jak pokazują doświadczenia innych krajów znacznie spowalnia proces wprowadzania i rozwoju konkurencji. Nie oznacza to oczywiście, że kwestia ta została przez ustawę pominięta. Świadczą o tym przepisy dające przedsiębiorstwu przesyłowemu prawo odmowy świadczenia usług przesyłowych jak i możliwość stosowania w systemie przejściowym zasady Single Buyer.3 Ustawa niemiecka przewiduje możliwość odmowy dostępu w przypadku, gdy wykonanie usługi przesyłowej nie jest technicznie możliwe lub ekonomicznie uzasadnione ze względu na podstawowe cele, które w ustawie zostały określone jako „zapewnienie, w interesie społecznym możliwie najbardziej pewnych, tanich i przyjaznych środowisku naturalnemu dostaw energii elektrycznej i gazu”. Oprócz tej ogólnej formuły ustawa zawiera przepisy pozwalające na odmowę dostępu do sieci w sytuacjach, gdy zdaniem ustawodawcy istnieje uzasadniona potrzeba ochrony przedsiębiorstw przed nieograniczonym działaniem samej tylko konkurencji. Odmowa jest możliwa w następujących przypadkach : 1) Gdy nieograniczony dostęp do sieci zagrażałby sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w elektrowniach opartych na węglu brunatnym zlokalizowanych w byłej NRD; 1 Patrz rozdział 1. Niemcy są jedynym krajem w Europie, który przeszedł do stanu pełnej konkurencji z pewnymi ograniczeniami mającymi na celu ochronę niektórych interesów krajowych. 3 Patrz niżej. 2 102 2) Ustawa zawiera tzw. klauzulę ochronną, która do końca 2006 r. pozwala Niemcom na ograniczanie dostępu do swego rynku dostawcom z tych krajów, które otworzyły własne rynki na konkurencję w stopniu mniejszym niż Niemcy. Na mocy tej klauzuli istnieje możliwość odmowy świadczenia usługi przesyłowej w stosunku do energii elektrycznej pochodzącej z zagranicy, jeżeli odbiorca nie będzie jednocześnie tzw. odbiorcą uprawnionym (eligible customer) w kraju, z którego energia elektryczna pochodzi. Przepis ten jest zgodny z postanowieniami Dyrektywy 96/92 o tzw. negatywnej wzajemności a służyć ma przede wszystkim ograniczaniu eksportu francuskiej energii elektrycznej do poziomu, który odpowiada dostępowi przedsiębiorstw niemieckich do rynku francuskiego.1 3) Ograniczenie dostępu jest możliwe gdy rynek konkurencyjny mógłby zagrozić produkcji i sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych. Na mocy ustawy zabronione zostały tzw. umowy rozgraniczające, na mocy których spółki dostarczające energię elektryczną porozumiewały się aby nie oferować konkurencyjnych dostaw wzajemnym odbiorcom, tworząc tym samym odrębne obszary dostaw i likwidując w ten sposób konkurencję między sobą. Ustawa nie zmieniła jednak struktury branży, rozwiniętej według wzoru monopolistycznego. Artykuł 5 Prawa energetycznego wprowadził zasadę negocjowanego dostępu stron trzecich do sieci, przewidując jednocześnie możliwość wyboru przez regionalne przedsiębiorstwa energetyczne między systemem TPA a SB.2 System wyłącznego nabywcy będzie mógł być jednak stosowany nie dłużej niż do końca 2005 roku, zaś Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów został zobowiązany do przedstawienia w 2003 roku raportu oceniającego doświadczenia z działania tych dwóch systemów. Ustawa zastrzega jednak, iż stosowanie systemu wyłącznego nabywcy przynosić ma takie same wyniki ekonomiczne i prowadzić do otwarcia rynku w takim samym stopniu jak system nTPA. W ocenach nowej ustawy pojawiały się jednak wątpliwości co do tego, czy rzeczywiście zapewni ona dynamiczny rozwój konkurencyjnego rynku. Ich źródłem był wybór negocjowanego zamiast regulowanego dostępu stron trzecich, co w połączeniu 1 Chodziło tu o powstrzymanie zapędów francuskiego monopolisty EdF, który jest bardzo niechętny liberalizacji we Francji, natomiast poza jej terytorium należy do największych entuzjastów tej idei, sprzedając energię elektryczną na konkurencyjnych rynkach jako jeden z najsilniejszych podmiotów (szerzej patrz: W. Patterson „Przeobrażenia w elektroenergetyce”, Kraków 1999 r., s. 193-194). 2 Dopuszczenie systemu SB miało na celu osłabienie sprzeciwu władz lokalnych, które w liberalizacji widziały zagrożenie utraty korzyści wynikających z istnienia dotychczasowego monopolu w dostawach na rynki lokalne (chodziło tu o poważne dochody rzędu 6 miliardów marek, które wpływały do kas gmin min. z tytułu opłat koncesyjnych czy też prowadzenia działalności energetycznej przez firmy będące ich własnością i były przeznaczane na różne obszary działalności (np. ma transport publiczny). System SB ma umożliwić ochronę małych, lokalnych przedsiębiorstw przed narastającą konkurencją. 103 z równoległym dopuszczeniem zasady wyłącznego nabywcy oraz brakiem wyspecjalizowanego organu regulacyjnego może w praktyce utrudnić dostęp stron trzecich do sieci przesyłowych. Już teraz znaczny niepokój powoduje ustalany przez niemieckie przedsiębiorstwa poziom opłat przesyłowych, kilkukrotnie wyższych niż np. w Wielkiej Brytanii, Szwecji czy Finlandii. Istnieje jednocześnie konflikt dotyczący charakteru opłat przesyłowych. Stowarzyszenie przedsiębiorstw energetycznych VDEW proponuje, by wysokość opłaty przesyłowej uzależniona była od odległości, co ma zabezpieczyć Niemcy przed importem taniej energii z Europy Centralnej i Wschodniej. Z kolei stowarzyszenie konsumentów VIK chce opłat o charakterze „znaczka pocztowego”, czyli jednolitej, zryczałtowanej opłaty, zapewniającej dostęp do całego systemu. Dyrektywa w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej wymaga od państw członkowskich ustanowienia operatora systemu przesyłowego, odpowiedzialnego za „ruch, utrzymanie systemu, a w razie potrzeby również za rozwój systemu przesyłowego (...) w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej” (artykuł 7 ust.1). W Niemczech brak jest jednego operatora, gdyż sieci wysokiego napięcia obsługiwane są przez kilka spółek przesyłowych, z których każda odpowiedzialna jest za przesył na własnym terenie. Nie istnieje żaden skoordynowany system przesyłania ani państwowa spółka sieciowa.1 Niemcy złożyły wniosek o przyznanie okresów przejściowych w celu ochrony inwestycji w zakresie wytwarzania w oparciu o węgiel brunatny w byłej NRD. Zgodnie z procedurą przejściową w landach wschodnich można odmówić dostępu do sieci stronom trzecim aż do 2003 r. w celu ochrony wytwarzania w oparciu o węgiel brunatny. Po roku 2003 TPA może podlegać odmowie ze strony właścicieli sieci tylko w niektórych okolicznościach, tzn. jeżeli konkurencyjne dostawy zagrażają sprzedaży energii elektrycznej z dawnych wschodnioniemieckich elektrowni opalanych węglem brunatnym. Poza działaniami o charakterze wyłącznie legislacyjnym, w 1998 roku osiągnięte zostało dobrowolne porozumienie (Stowarzyszenie branżowe Przedsiębiorstw między Przemysłu przemysłem energetycznym Elektroenergetycznego-VDEW), a odbiorcami (elektrowniami przemysłowymi i wielkimi przemysłowymi konsumentami energii) odnośnie cen oraz warunków dostępu stron trzecich do sieci, które jednak uznane zostało za dyskryminujące. Zdaniem specjalistów ustalony w tym porozumieniu 1 Istnieje jednak reprezentujące spółki przesyłowe stowarzyszenie koordynujące - Deutsche Verbundgesellschaft. 104 system korzystania z sieci był technicznie poprawny ale zawierał słabości, które znacznie utrudniały rozwój konkurencji. Po pierwsze, ustalane na jego podstawie opłaty za korzystanie z sieci były znacznie wyższe niż w innych krajach. Po drugie zaś, skomplikowany sposób ustalania opłat w połączeniu z wielką liczbą przedsiębiorstw sieciowych i brakiem efektywnego nadzoru regulacyjnego stwarzał szerokie pole po stronie przedsiębiorstw sieciowych do działań niezgodnych z literą oraz intencją osiągniętego porozumienia. Od 1 stycznia 2000 roku obowiązuje nowe, renegocjowane porozumienie.1 W porównaniu z innymi krajami Unii Europejskiej, niemiecki sektor elektroenergetyczny, obok brytyjskiego, fińskiego i szwedzkiego, należy do najbardziej konkurencyjnych we Wspólnocie. Wprowadzenie przez rząd Niemiec konkurencji do elektroenergetyki widzieć należy w szerszym kontekście podejmowanych już od kilku lat prób podniesienia konkurencyjności niemieckiej gospodarki w ramach „Programu działań na rzecz wzrostu inwestycji i zatrudnienia”. Jednym z elementów tego programu było obniżenie cen energii elektrycznej należących do najwyższych w Europie poprzez likwidację monopoli w dostawach energii elektrycznej. Warto zauważyć, iż objęcie rządów przez patie blokujące wcześniej rozwój konkurencji w elektroenergetyce (SPD i Zieloni) nie spowolniło tego procesu. Już bowiem na wstępie obecny rząd zadeklarował konieczność pogłębiania wcześniej rozpoczętych reform, min. poprzez utworzenie hurtowego rynku energii elektrycznej w formie giełdy. Bez wątpienia wpływ na taką zmianę w postawie niemieckich władz mają pozytywne skutki reform elektroenergetyki w Wielkiej Brytanii i Skandynawii. Dochodzące stamtąd informacje o spadających wskutek liberalizacji cenach energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych wzmogły presje wywieraną na rząd przez dużych odbiorców. Dokonała się także znaczna przemiana w postawach samych przedstawicieli przemysłu energetycznego, którzy na początku sceptyczni wobec jakichkolwiek reform, przekonali się, iż rozwój mechanizmów konkurencji to najlepszy sposób zmniejszenia politycznego wpływu na funkcjonowanie przedsiębiorstw energetycznych, a także wzmocnienia ich konkurencyjności wobec przedsiębiorstw zagranicznych. Natomiast badania opinii konsumentów prowadzone w Niemczech przez VDEW po pełnej deregulacji rynku wskazują, że warunkiem satysfakcji odbiorców nie musi byś 1 Raport w związku z ofertą Ministra Gospodarki na sporządzenie analizy i określenie niezbędnych zmian w ustawie Prawo Energetyczne, rozporządzeniach Ministra Gospodarki i innych aktach prawnych wykonany przez CMS Cameron McKenna Paweł Dębowski Spółka Komandytowa, Energoprojekt Consulting S.A. oraz Agencję Rynku Energii S.A. 105 możliwość zmiany dostawcy. Najważniejszym aspektem jest tu obniżenie cen energii. W segmencie wielkich odbiorców na razie około 10% klientów zdecydowało się na zmianę dostawcy, wśród gospodarstw domowych działanie takie jest na razie mało popularne, z wnioskiem o zmianę dostawcy wystąpiło ok. 1% odbiorców. Można natomiast zauważyć spadek cen energii elektrycznej po wprowadzeniu procesów liberalizacyjnych. Obecnie ceny energii elektrycznej kształtują się w Niemczech w sposób następujący: dla odbiorców przemysłowych wynoszą 7-8 fenigów za kWh (wcześniej 12,2 feniga) a dla odbiorców indywidualnych wynoszą 25 fenigów za kWh (wcześniej 30,9 feniga).1 Na odbywającym się w dniach 23-25 marca br. szczycie Unii Europejskiej w Sztokholmie, Niemcy należały do grupy państw opowiadających się za przyjęciem 2003 roku jako ostatecznej daty liberalizacji unijnego rynku energii elektrycznej. Niestety, głównie za sprawą oporu ze strony Francji, chroniącej swego energetycznego potentata EdF, ostateczny moment liberalizacji znowu został odsunięty w bliżej nieokreśloną przyszłość, a szefowie państw członkowskich przyjęli jedynie deklarację stwierdzającą, iż do liberalizacji ma dojść „tak szybko jak to możliwe”.2 1 J. Szyke „Miejsce, rola i pozycja odbiorcy na rynku energii elektrycznej w świetle obowiązującego prawa i stosowanych praktyk monopolistycznych”. 2 Gazeta Wyborcza, 26.03.2001 r. 106 ZAKOŃCZENIE Z uwagi na swe szczególne znaczenie przemysł elektroenergetyczny bardzo długo pozostawał odporny na jakiekolwiek zmiany mające na celu jego przekształcenie w sektor, którego funkcjonowanie oparte jest na mechanizmach rynkowych. We Wspólnocie Europejskiej aż do połowy lat osiemdziesiątych nie podejmowano żadnych prób reform, a poszczególne państwa bardzo silnie chroniły swych monopoli energetycznych, uzasadniając to działalnością w interesie gospodarczym i koniecznością ochrony strategicznych interesów narodowych. Jednak owa specjalność przemysłu elektroenergetycznego wcale nie oznaczała, iż ex definitione należy zaniechać jakichkolwiek prób wprowadzania i promocji konkurencji, czego wyrazem jest najważniejszy jak do tej pory dokument prawny poświęcony wdrażaniu konkurencji i budowie unijnego rynku energii elektrycznej - Dyrektywa Parlamentu i Rady UE w sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Najważniejszym elementem przyjętej w 1996 roku Dyrektywy jest zasada TPA, pozwalająca na rzeczywiste przełamanie monopolu przedsiębiorstw sieciowych poprzez nałożenie na nie obowiązku udostępnienia sieci elektroenergetycznych na rzecz innych podmiotów. Oznacza ona całkowita rewolucją w dotychczasowych zasadach obrotu energią elektryczną, pozwalając odbiorcy zaopatrywać się w energię u dowolnie wybranego wytwórcy i żądać od przedsiębiorstw zarządzających sieciami przesyłowymi i dystrybucyjnymi przesyłania tak zakupionej energii. Było to jednocześnie rozwiązanie wzbudzające wiele kontrowersji i sprzeciwów w poszczególnych państwach, które nie chciały zgodzić się na konkurencję w elektroenergetyce (tu w szczególności należy wskazać Francję). Obecnie jednak możemy obserwować zmianę w postawach większości rządów państw europejskich przejawiającą się w przekonaniu, iż mechanizmy konkurencji i procesy liberalizacyjne mogą znaleźć zastosowanie również do tego sektora. Zmiana ta wynika w szczególności ze zrozumienia, iż monopol naturalny to jedna z przyczyn niesprawności w funkcjonowaniu rynku a jego regulacja jest jedynie niedoskonałym substytutem konkurencji. Jesteśmy zatem świadkami wycofywania się państwa z bezpośredniego zarządzania przemysłem energetycznym, co uzasadnione jest przekonaniem, iż ingerencja rządu w produkcję dóbr i usług podwyższa koszty oraz obniża efektywność działania. Wpływ na zmianę postaw ma również bez wątpienia dokonujący się obecnie proces globalizacji, wymuszający poprawę funkcjonowania gospodarek narodowych. 107 Do prawa polskiego zasada dostępu stron trzecich wprowadzona zastała przez ustawę Prawo energetyczne z 10 kwietnia 1997 r., wywołując nie mniej dyskusji niż w krajach Unii Europejskiej. Różni się ona jednak pod pewnymi względami od rozwiązań wprowadzonych przez Dyrektywę. Jak podkreślono w rozdziale 4, podstawowa różnica polega na tym, iż w Polsce obowiązek świadczenia usług przesyłowych ograniczony jest do energii wytworzonej w kraju, co prowadzi do dyskryminacji wytwórców zagranicznych. Przepis ten przed przystąpieniem Polski do struktur unijnych będzie musiał być zmieniony, bo narusza jedną z podstawowych zasad prawa wspólnotowego, a mianowicie zakaz dyskryminacji ze względów narodowych (art.. 6 Traktatu Rzymskiego). Natomiast harmonogram wdrażania w naszym kraju zasady TPA jest w pełni zgodny z tempem przewidywanym przez Dyrektywę IEM, a nawet w końcowej fazie zapewnia szybsze otwarcie rynku na konkurencję niż prawo unijne. Zmiany zachodzące w polskim prawie elektroenergetycznym wynikają głównie z obowiązku harmonizacji prawa polskiego ze wspólnotowym, nałożonego na Polskę przez Układ Stowarzyszeniowy z 16 grudnia 1991 roku. Należy pamiętać jednak o tym, iż reformując polski sektor elektroenergetyczny trzeba brać pod uwagę szczególne cechy i uwarunkowania krajowej elektroenergetyki, co oznacza iż harmonizacja prawa nie może ograniczać się jedynie do mechanicznego kopiowania przepisów unijnych. Oczywiste jest, że sama zasada TPA, bez spełnienia wielu dodatkowych warunków nie zagwarantuje pełnej konkurencji w sektorze elektroenergetycznym. Jej wprowadzaniu musi towarzyszyć szereg działań mających na celu obniżanie barier wejścia na rynek (liberalizacja zasad koncesjonowania) czy też stworzenie odpowiednich mechanizmów regulacyjnych służących pojawieniu się konkurencji w poszczególnych podsystemach elektroenergetyki. Należy również dać czas na przygotowanie się do zmian przedsiębiorstwom energetycznym, które aby sprawnie funkcjonować na rynku konkurencyjnym muszą wdrożyć odpowiednie systemy informatyczne, zainstalować urządzenia pomiarowe czy tez dysponować kadrą odpowiednio przygotowanych pracowników. Trudno jednak przecenić korzyści wynikające z funkcjonowania mechanizmów konkurencji w sektorze elektroenergetyki. Otwarcie dostępu do sieci dla stron trzecich jest niezwykle korzystne dla odbiorców przemysłowych, zużywających duże ilości energii. W dłuższej perspektywie nastąpi przeniesienie korzyści z tego tytułu na odbiorców końcowych, pod warunkiem oczywiście, że uzyskają rzeczywisty dostęp do sieci, tak jak ma to miejsce w Wielkiej Brytanii czy Skandynawii. 108 Jak wskazano w pracy, proces budowy rynku energii elektrycznej, zarówno w Polsce jak i UE, jest niezwykle trudny. Wymaga on uwzględnienia specyficznych cech energii elektrycznej. Liberalizacja i konkurencja utrudnione są dodatkowo z uwagi na konieczność realizacji dostaw energii za pomocą odpowiednich sieci, których posiadanie jest jedną z podstawowych przyczyn monopolu. Pozwala to zmienić zasada TPA, nakładająca na przedsiębiorstwa obowiązek ich udostępnienia innym i prowadząca do pojawienia się rzeczywistej konkurencji w elektroenergetyce, która będzie korzystna dla całej gospodarki. W krajach, w których zlikwidowano monopole energetyczne ceny energii spadły w krótkim czasie, co oczywiście doprowadziło do obniżenia kosztów produkcji wielu innych towarów. Budowa konkurencyjnego rynku nie może jednak oznaczać zastąpienia monopolu państwowego monopolem prywatnym. Należy zadbać o powstanie odpowiedniej infrastruktury prawnej, mechanizmów regulacji a obowiązki uczestników rynku muszą być jasno zdefiniowane. Wprowadzając konkurencję należy pamiętać o tym, iż nadrzędnym celem działania rynku energii elektrycznej jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego i ciągłości dostaw energii. Ostrzeżeniem mogą być ostatnie wydarzenia w Kalifornii oraz Brazylii, gdzie nie zadbano o stworzenie dodatkowych warunków, mających zabezpieczać sektor elektroenergetyczny przed kryzysem. Dlatego już teraz, zarówno w UE jak i Polsce podejmuje się środki mające w przyszłości zapobiec podobnym nieszczęściom. Z uwagi na to, że wprowadzanie liberalizacji i konkurencji jest wciąż dokonującym się procesem wszelkie wnioski i stwierdzenia zawarte w tej pracy nie mają charakteru ostatecznego. Zdaję sobie sprawę również z tego, iż z uwagi na ogromną złożoność oraz wielopłaszczyznowość problemów i zagadnień dotykających sektora elektroenergetycznego nie byłem w stanie odnieść się do nich wszystkich. Mam jednak nadzieję, iż praca zawiera dostateczną ilość informacji, pozwalających chociaż w podstawowym zakresie zrozumieć konieczność dokonywania zmian i promocji konkurencji w sektorze elektroenergetycznym, do czego zdecydowanie przyczynia się zasada TPA. 109 Praca dyplomowa może przyjmować różne formy w zależności od typu studiów i kraju, w którym są realizowane. Najczęściej spotykanymi rodzajami prac dyplomowych są: Praca licencjacka: Jest to praca napisana na zakończenie studiów licencjackich. Zazwyczaj skupia się na prezentacji podstawowej wiedzy w wybranym obszarze naukowym lub zawodowym. Praca magisterska: Praca magisterska jest pisana przez studentów na zakończenie studiów magisterskich. Często ma charakter bardziej pogłębiony niż praca licencjacka i wymaga wykonania własnych badań lub analizy konkretnego problemu. Praca inżynierska: Jest to praca napisana przez studentów studiów inżynierskich. Skupia się na praktycznym zastosowaniu wiedzy inżynierskiej w rozwiązaniu konkretnego problemu technicznego. Zarządzanie, marketing, ekonomia i administracja to obszary, w których prace dyplomowe mogą przynieść wiele interesujących wniosków. W zarządzaniu można badać strategie firmy, zachowania liderów, czy wpływ kultury organizacyjnej na wyniki. W pracach z marketingu tematyka może obejmować analizę rynku, badanie zachowań konsumentów czy ocenę skuteczności kampanii marketingowych. Prace z ekonomii mogą badać wpływ polityki gospodarczej na gospodarkę, analizować zmiany na rynkach finansowych, czy badać przyczyny i skutki ubóstwa. W pracach z administracji natomiast można skupić się na strukturach administracyjnych, procesach decyzyjnych czy wpływie polityki publicznej na społeczeństwo. Prace z politologii to kolejny szeroki obszar, w którym student może zająć się badaniem procesów politycznych, systemów wyborczych, czy wpływu mediów na politykę. Niezależnie od obszaru, każda praca dyplomowa zawsze wymaga pisanie analiz. To proces, który obejmuje interpretację zebranych danych, identyfikację wzorców, wnioskowanie i tworzenie argumentów. Z kolei prace z rolnictwa wymagają przeprowadzanie badań. Często podobne badania zawierają prace z ekologii. Prace z filozofii z kolei, to obszar, w którym studenci mogą badać różne filozoficzne koncepcje, teorie i idee, zastanawiać się nad pytaniem o sens życia, wolną wolę, prawdę, moralność, a także analizować dzieła różnych filozofów. W sumie, prace dyplomowe są wyrazem umiejętności, wiedzy i zrozumienia studenta dla danego obszaru nauki. Są one ważne nie tylko jako końcowy produkt edukacyjny, ale także jako dowód na zdolność studenta do samodzielnego myślenia, badania, analizy i argumentacji. Bez względu na to, czy dotyczą one teologii, bankowości, prawa, zarządzania, marketingu, ekonomii, administracji, politologii czy filozofii - są one nieodłączną częścią edukacji akademickiej. Bibliografia Spis aktów prawnych Traktat Rzymski z 25 marca 1957 roku o ustanowieniu Europejskiej Wspólnoty Gospodarczej; Traktat z Maastricht z 7 lutego 1992 o Unii Europejskiej; Dyrektywa 90/377/EEC z 29.06.1990 r. w sprawie procedur służących zwiększeniu przejrzystości cen energii elektrycznej i gazu dostarczanym odbiorcom finalnym, OJ,1990, L 185/16; Dyrektywa Rady 90/547/EEC z 29.10.1990 r. w sprawie przesyłania energii elektrycznej przez sieci OJ, 1990, L 313/30; Dyrektywa 96/92 EC Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej z 19 grudnia 1996 r. w sprawie jednolitych zasad rynku energii elektrycznej (OJ nr L27 p. 20, 1997/01/30); Dyrektywa Rady 83/189/EEC z 28 czerwca 1983 roku ustalającej procedury przedkładania informacji w zakresie standardów i przepisów technicznych; Ustawa Prawo Energetyczne z dn. 10.04.1997 r., Dz.U. z 1997 r. Nr. 54, poz. 348 z późniejszymi zmianami; Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców (Dz. U. 00.85.957); Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 6 sierpnia 1998 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych (Dz. U. z 1998 r. Nr 107, poz. 671). 110 Wykaz literatury Baehr J. „Ten jest moim dostawcą”, Rzeczpospolita 26 października 2000 r.; Bojarski W. „Demonopolizacja i prywatyzacji elektroenergetyki” Biuro Studiów i Analiz Kancelarii Senatu, 1996 r.; Czekaj J. „Kontrakty długoterminowe a rynek energii elektrycznej w Polsce”, Biblioteka Regulatora, Warszawa 2001 r.; Dobroczyńska A., Juchniewicz L., Zaleski B. „Regulacja energetyki w Polsce”, Warszawa-Toruń 2001 r.; Duda M. „Regulacja i rozwój rynku energii elektrycznej w krajach Unii Europejskiej” Biuletyn URE 6/2000; Duda M. „Syndrom kalifornijski”, Biuletyn URE Nr 2/2001; Duda M. „Jaki rynek energii elektrycznej?”, Biuletyn URE Nr 1/2000; Energy in Europe 19/1992 „Completion of the internal market for electricity and gas”; Figaszerwska I., Jasieniowicz A., Muras Z. „Zasada dostępu stron trzecich do sieci energetycznych” Biuletyn URE Nr 2/2001; Galster J., Mik C. „Podstawy europejskiego prawa wspólnotowego” , Toruń 1998 r.; Gowans I. „Trans-European Energy Networks”, Energy in Europe 22/93; Gowans I. „The Internal Energy Market-Second progress report”, Energy in Europe 22/93; Giermek K., K. Godzisz „ Liberalizacja sektora elektroenergetycznego“ Biuletyn URE, Nr 4/99; Jasiński P., Skoczny T. „Elektroenergetyka. Studia nad integracją europejską”, Warszawa 1996 r.; Jasiński P., Skoczny. T, Yarrow. G „Konkurencja a regulacja w energetyce”, Warszawa 1995 r.; Jankowski J. „Brytyjskie doświadczenia regulacyjne”, Biuletyn URE Nr 2/98; Jankowski J.„Karta Energetyczna”, Biuletyn URE Nr 4/99; Klom A.M. „Electricity deregulation in the European Union” Energy in Europe 27/96; Klom A.M. “Different approaches to electricity liberalization”, Energy in Europe 25/1995; Klom A.M.„EU discussions on the Internal Energy Market and the role of consumers”, Energy in Europe 25/1995; Kostrzyńska K. „Transgraniczne opłaty przesyłowe w połączonej Europie-ciąg dalszy poszukiwań akceptowalnego rozwiązania”, Biuletyn URE Nr 11/99; 111 Krawiec F. „Katastrofa w sektorze elektroenergetycznym w Kalifornii” Biuletyn Informacyjny PTPiREE Klient, Dystrybucja, Przesył 3/2001; Królikowska-Olczak M. „Zasada dostępu stron trzecich w świetle norm prawa energetycznego Unii Europejskiej a projekt polskiego Prawa energetycznego”, Studia Prawno-Europejskie, Tom II, Wydawnictwo UŁ, 1998 r.; Malko J. „Kalifornia-studium przypadku”, materiały VIII konferencji naukowotechnicznej „Rynek energii elektrycznej: liberalizacja-szanse i zagrożenia”, Kazimierz Dolny 2001 r.; Markowski E. „Liberalizacja rynku energii elektrycznej szansą dla optymalnego wykorzystania lokalnych źródeł energii”, Materiały VIII Konferencji naukowo technicznej Rynek energii elektrycznej : liberalizacja-szanse i zagrożenia, Kazimierz Dolny, 2001 r.; Mielczarski W. „Warunki konieczne prawidłowego funkcjonowania rynku energii elektrycznej-przegląd rozwiązań”, materiały VIII konferencji naukowo-technicznej „Rynek energii elektrycznej:liberalizacja-szanse i zagrożenia”, Kazimierz Dolny 2001 r.; Patterson W. „Przeobrażenia w elektroenergetyce”, Kraków 1999 r.; Perez-Ariaga I.J. „The competitive electicity market under new Spanish law”, wystąpienie podczas seminarium w Ministerstwie Gospodarki 20 listopada 1997 r.; Roberts J., D. Elliott, T. Houghton, „Privatising Electricity. The Politics of Power”, London & New York 1991; Różycki A.W., Szramka R. „Wytwarzanie energii w skojarzeniu”, Biuletyn URE Nr 2, 1 marca 2001r.; Skoczny T., materiały pochodzące z seminarium pt. „Prawne podstawy regulacji w elektroenergetyce w kontekście zobowiązań międzynarodowych”, Warszawa, 11 września 2000 r.; Szablewski A. „Ważniejsze elementy systemu regulacji cen w brytyjskim sektorze elektroenergetycznym”, Biuletyn Informacyjny Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych 9/98; Szablewski A. „Konkurencja, regulacja i restrukturyzacja niemieckiego sektora elektroenergetycznego” Biuletyn URE Nr 9/99; Szablewski A. „Liberalizacja sektora energetycznego i telekomunikacyjnego”, Dom Wydawniczy ELIPSA, Warszawa 1998; Szczygieł L., Regulacje prawne rynku energii elektrycznej - prawo energetyczne, rozporządzenia wykonawcze. Materiały wykładowe na Studium Podyplomowym 112 Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej, Rynki energii elektrycznej, Łódź 1999 i 2000; Szyke J. „Miejsce, rola i pozycja odbiorcy na rynku energii elektrycznej w świetle obowiązującego prawa i stosowanych praktyk monopolistycznych”, materiały VIII Konferencji naukowo-technicznej „Rynek energii elektrycznej: liberalizacja-szanse i zagrożenia”, Kazimierz Dolny, kwiecień 2001 r.; „Trans-European Energy Networks”, Information Document (wrzesień 1997); Walaszek-Pyzioł A., Pyzioł W. „Prawo energetyczne-komentarz”, Wydawnictwa Prawnicze, Warszawa 1999 r. Zerka M. „Aspekty prawne rynku energii elektrycznej w świetle dyrektyw Unii Europejskiej”, materiały VI Konferencji naukowo-technicznej „Rynek energii elektrycznej”, Kazimierz Dolny, kwiecień 1999 r..; Zerka M. „Dostęp stron trzecich do sieci przesyłowych i rozdzielczych”, Biuletyn URE, Nr 8/98; Zerka M. „Segment bilansujący rynku energii elektrycznej w Polsce; przyjęte rozwiązania i wdrożenie”, materiały VIII Konferencji naukowo-technicznej „Rynek energii elektrycznej: liberalizacja-szanse i zagrożenia”, Kazimierz Dolny, kwiecień 2001 r.; Zerka M. „Czas na zmiany” Biuletyn Miesięczny URE Nr 9/98 „Demonopolizacja i prywatyzacja elektroenergetyki”, materiał przyjęty przez Radę Ministrów w dn. 17 września 1996 r.; Gazeta Wyborcza, 10.04.2001; Gazeta Wyborcza, 26.03.2001 r.; Gazeta Wyborcza, 27.03.2001 r., dodatek „O Energetyce”; „Kontrakty długoterminowe na dostawę energii elektrycznej jako determinanta poziomu cen dla odbiorców oraz wzrostu efektywności przedsiębiorstw sektora elektroenergetycznego”, opracowanie wykonane przez zespół pod kierunkiem dr. J. Czekaja (Akademia Ekonomiczna w Krakowie), wrzesień 1999 r.; Raport Międzynarodowej Izby Handlowej „Liberalizacja i prywatyzacja sektora energetycznego”, 1999 rok.; Informacja Ministerstwa Gospodarki dla członków Sejmowych Komisji Gospodarki i Spraw Zagranicznych na temat głównych postanowień Traktatu Karty Energetycznej oraz Protokołu Kraty Energetycznej, 1999 r.; „ Raport w związku z ofertą Ministerstwa Gospodarki na sporządzenie analizy i określenie niezbędnych zmian w ustawie Prawo Energetyczne, rozporządzeniach 113 Ministra Gospodarki i innych aktach prawnych” sporządzony przez CMS Cameron McKenna Paweł Dębowski S-ka Komandytowa, Energoprojekt-Consulting S.A. oraz ARE S.A, listopad 2000; Projekt ustawy o zmianie ustawy Prawo Energetyczne przygotowany na zlecenie Ministerstwa Gospodarki przez kancelarię prawniczą CMS Cameron McKenna; „Harmonizacja polskiego prawa energetycznego i metrologicznego (sprawozdanie końcowe)”, Ian Pope Associates, Wrzesień 2000; „Restrukturyzacja elektroenergetyki-metoda faktów dokonanych”, przemówienie W. Remiasza (Sekretariat górnictwa i Energetyki NSZZ ”Solidarność”) w Sejmie w 1997 roku; „Stanowisko Prezesa URE w sprawie kryteriów uznania rynku energii elektrycznej za rynek konkurencyjny”, Biuletyn URE Nr 4, 2000 r.; Opinia Dyrektora Biura Prawnego URE z 20 lutego 2001 roku; Pismo Dyrektora Biura Prawnego URE z 30.04.1999 roku. . 114 115 116 117