Komisyjny projekt ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz ustawy o giełdach towarowych

UZASADNIENIE

1. Potrzeba i cel wprowadzenia ustawy, istniejący stan rzeczy
Celem, który od kilku lat stawia sobie ustawodawca przyjmując nowe ustawowe regulacje
normujące zasady funkcjonowania rynku energetycznego w Polsce jest ukształtowanie wolnego
rynku energii. Intencją ustawodawcy jest doprowadzenie – na skutek przyjęcia stosownych
regulacji i ich praktycznego stosowania przez organy administracji państwowej – do zaistnienia
możliwości konkurowania pomiędzy wytwórcami energii, co z kolei winno pociągnąć za sobą
poprawę efektywności wytwórców i innych podmiotów sektora energetycznego, a w
konsekwencji powinno doprowadzić do ukształtowania się cen energii elektrycznej w Polsce na
rynkowym poziomie. Intencją ustawodawcy jest zatem usunięcie wszelkich barier regulacyjnych,
które uniemożliwiają osiągnięcie powyższego efektu, którego beneficjentem mają być odbiorcy
energii elektrycznej, zarówno wykorzystujący ją do prowadzenia działalności gospodarczej, jak i
gospodarstwa domowe.

Opisane powyżej założenia legły również u podstaw uchwalenia w ubiegłym roku ustawy z 29
czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z
przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej
(Dz. U. Nr 130, poz. 905), zwanej dalej „ustawą o rozwiązaniu KDT”. Celem tej ustawy –
zgodnie z uzasadnieniem rządowego projektu przedłożonego do Parlamentu – było stworzenie
ustawowych podstaw do rozwiązania umów długoterminowych na mocy dobrowolnych
porozumień stron, wypłacania wytwórcom środków finansowych na pokrycie tzw. kosztów
osieroconych, powstających po rozwiązaniu tych umów oraz umożliwienie im pozyskiwania tych
środków. Uzasadnienie projektu ustawy o rozwiązaniu KDT zawierało projekcję dotyczącą
wzrostu cen energii elektrycznej w Polsce w kolejnych latach obowiązywania tej regulacji, która
to projekcja była kluczowa do stworzenia systemu rekompensat kosztów osieroconych
mających powstać po stronie wytwórców. Podstawowym bowiem założeniem ustawy o
rozwiązaniu KDT było zrekompensowanie wytwórcom objętym zakresem stosowania tej ustawy
jedynie tych uszczerbków majątkowych, które mieli oni ponieść na skutek różnicy pomiędzy
cenami energii wynikającymi z zawartych i rozwiązywanych na podstawie ustawy kontraktów
długoterminowych, a cenami, które mogli uzyskać sprzedając energię „uwolnioną” z kontraktów
długoterminowych na rynku.

Poniższa tabela przedstawia projekcję wzrostu cen energii elektrycznej przyjęta dla potrzeb
uzasadnienia ustawy o rozwiązaniu KDT oraz aktualne ceny energii na rynku.



2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
cena energii przyjęta do
kalkulacji kosztów
osieroconych
103,04
110,26
128,00
130,94
133,96
137,04
140,19
143,41
146,71
150,09
153,54
157,07
160,68
164,38
168,16
172,03
175,98
180,03
184,17
cena przyjęta przez
prof. Mielczarskiego i
ARE S.A.
110,50
138,30
141,20
147,70
149,10
151,30
152,20
154,50
157,20
163,80
166,30
169,70
170,10
170,00
cena sprzedaży (wraz z
KDT) I kw.'08
160,79 zł/MW

160,79

cena sprzedaży (po
rozw. KDT) II kw. '08
146,15 zł/MW

146,15

cena sprzedaży (po
rozw. KDT) III kw. '08
149,92 zł/MW

149,92

średnia cena energii
elektrycznej przy 50%
poziomie kontraktacji na
2009 r. (dane z
monitoringu na dzień
31.10.08)
220 zł/MW


220,00

ceny sprzedaży na rynku wytwórców
235,00
220,00
205,00
190,00
175,00
160,00
145,00
130,00
115,00
100,00
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
cena energii przyjęta do kalkulacji kosztów osieroconych
cena przyjęta przez prof. Mielczarskiego i ARE SA
cena sprzedaży (wraz z KDT) I kw.'08 160,79 zł/MWh
cena sprzedaży (po rozw. KDT) II kw. '08 146,15 zł/MWh
cena sprzedaży (po rozw. KDT) III kw. '08 149,92 zł/MWh
średnia cena energii elektrycznej przy 50% poziomie kontraktacji na 2009 r. (dane z monitoringu na dzień 31.10.08) 220 zł/MWh

Wykres przedstawia projekcję ceny sprzedaży przyjętą do modelu kosztów osieroconych. Dla
roku 2007 wynosi ona 103,04 zł/MWh i w kolejnych latach rok do roku następnego zakładany
jest jej wzrost średnio o 2,3%. Dla roku 2025 wynosi ona 184,17 zł/MWh. Została również
przedstawiona ścieżka ceny sprzedaży obliczona do roku 2020 przez prof. Mielczarskiego i
ARE SA, która jak widać na wykresie jest na znaczenie wyższym poziomie, tj. dla roku 2007
wynosi 110,50 zł/MWh i wzrasta, do roku 2020 średnio o 53%, w którym wynosi ona 170.00
zł/MWh.

Z powyższego wykresu wynika, iż ceny energii elektrycznej przyjęte do ścieżki kosztów
osieroconych są zdecydowanie na niższym poziomie w porównaniu do cen sprzedaży energii
przez wytwórców. Ceny sprzedaży energii przez wytwórców są z kolei niższe niż ceny energii
sprzedawanej przez spółki obrotu do innych spółek obrotu i odbiorców końcowych. Takie
przypadki są w szczególności widoczne w grupach pionowo skonsolidowanych, w których
wytwórcy sprzedają całą wytworzoną energię do spółek obrotu tej samej grupy kapitałowej w
oparciu o ceny transferowe, na ogół istotnie niższe niż ceny kształtowane na rynku kontraktów
bilateralnych, rynku giełdowym czy bilansującym. W takiej sytuacji nadwyżki środków są
kumulowane na poziomie grupy a sam wytwórca zwraca się z wnioskiem o wypłatę zaliczek na
poczet kosztów osieroconych. Ustawa o rozwiązaniu KDT w obecnym kształcie nie daje
Prezesowi URE ani żadnemu innemu organowi możliwości weryfikacji takich antyrynkowych
zachowań wytwórców oraz ich grup kapitałowych. W konsekwencji wytwórcy otrzymują zaliczki
na poczet kosztów osieroconych, co jest – niezależnie od poziomu cen energii elektrycznej –
źródłem dodatkowych, znacznych obciążeń dla odbiorców energii (opłata przejściowa).

Ilustracją tego stanu jest porównanie zachowań wytwórców w I i II kwartale 2008 r. Ustawa o
rozwiązaniu KDT obowiązuje od dnia 1 kwietnia 2008 r. W I kwartale 2008 r. obowiązywały
jeszcze ceny z kontraktów długoterminowych – cena sprzedaży w tym kwartale wyniosła 160,79
zł/MWh i była wyższa od ceny przyjętej do modelu o 45,82%, przy czym cena modelowa nie
zawiera akcyzy. Po rozwiązaniu umów KDT w II kwartale 2008 r. cena sprzedaży spadła w
stosunku do ceny z I kwartału o 9,11%, a stosunku do ceny modelowej dla roku 2008 wzrosła o
32,55%. Obniżenie cen sprzedaży przez wytwórców w II kwartale po wejściu ustawy o
rozwiązaniu KDT nie przekłada się na spadek cen dla odbiorców, służy natomiast
maksymalizacji wypłat rekompensat.

Z danych za III kwartał 2008 r. widać, iż cena sprzedaży ma tendencję wzrostową w stosunku
do II kwartału 2008 r. – nastąpił wzrost o 2,58%, natomiast w stosunku do ceny modelowej dla
tego roku wzrosła ona o 35,97%. Nadwyżki środków odkładają się w postaci wyższych marż na
obrocie energią.

Monitoring kontraktacji na 2009 r. (dane na dzień 31 października 2008 r.) i cen energii w
obrocie hurtowym wskazuje, iż zakontraktowano ok. 51 TWh energii z określoną ceną - średnio
220 zł/MW, tj. 30% całorocznego zapotrzebowania odbiorców, przy czym ok. 60 TWh nie
zostało przez wytwórców zakontraktowane. Z tego względu istnieją poważne obawy, że ceny
energii dalej będą rosły.

Konstrukcja ustawy o rozwiązaniu KDT została oparta na założeniach wolnego,
konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. Pojawienie się na rynku energii elektrycznej grup
pionowo skonsolidowanych stworzyło możliwość działań zagrażających konkurencji, a tym
samym zagroziło prawidłowemu wykonywaniu przepisów ustawy. W wyniku konsolidacji
przeważająca część energii elektrycznej nie jest kierowana na rynek konkurencyjny i służy
zaopatrzeniu ich własnych przedsiębiorstw obrotu i ich odbiorców końcowych. Na tzw. rynku
dokupywane są przez grupy skonsolidowane jedynie niedobory energii elektrycznej. Obecnie
większość krajowego obrotu energią jest dokonywana wewnątrz grup skonsolidowanych,
pomiędzy podmiotami należącymi do jednej grupy. Daje to grupie możliwość korzystnego – dla
grupy - kształtowania relacji cenowych pomiędzy ceną sprzedaży energii elektrycznej przez
wytwórcę do przedsiębiorstwa obrotu, a ceną oferowaną przez przedsiębiorstwo obrotu
odbiorcy końcowemu. O takich praktykach świadczą informacje uzyskane z rynku energii
elektrycznej w I połowie 2008 r. Dane jednostkowe są w posiadaniu Prezesa URE. Z danych
tych wynika, że wytwórcy grup kapitałowych nie działają na rynku konkurencyjnym. Szczególnie
dotyczy to potentata krajowego, grupy PGE, która dysponuje nadwyżkami mocy produkcyjnych
ponad potrzeby własne oraz posiada ponad 60% udział w sprzedaży energii elektrycznej, ale
nadwyżki sprzedaje za pośrednictwem spółek obrotu.

Na gruncie obowiązujących przepisów ustawy o rozwiązaniu KDT nie ma sposobu na
przeciwdziałanie opisanym praktykom. Rozliczanie wytwórców w ramach programu
pomocowego odbywa się indywidualnie, aczkolwiek bez możliwości wyłączenia z programu
tego wytwórcy, który nie uczestniczy w rynku konkurencyjnym. Brak jest także możliwości ich
rozliczenia na poziomie skonsolidowanym, co powoduje, że nadwyżka finansowa zostaje
realizowana w innym segmencie grupy w celu maksymalizacji rekompensat. Organy państwowe
nie mają także uprawnień do weryfikacji wielkości wnioskowanych przez wytwórców zaliczek na
poczet rekompensaty kosztów osieroconych.

Wyeliminowanie opisanych powyżej mankamentów, których znaczenie rośnie wraz z
przewidywanym gwałtownym wzrostem cen energii elektrycznej, powinno spowodować istotne
zredukowanie kosztów osieroconych a tym samym znaczącą obniżkę opłat za energię
elektryczną dla odbiorców końcowych, zwłaszcza odbiorców przemysłowych.

Podkreślić należy, iż zgodnie z uzasadnieniem rządowego projektu ustawy o rozwiązaniu KDT
proces rozwiązywania kontaktów długoterminowych miał być projektem generującym w dłuższej
perspektywie korzyści dla odbiorców końcowych. Uzasadnienie projektu ww. ustawy zawierało
w tej materii jednoznaczne stwierdzenia, z których wynikało, że „Sam proces rozwiązania KDT
powinien być w krótkim okresie neutralny dla odbiorców końcowych, a w długookresowej
perspektywie przynieść im wymierne korzyści. [...] W przypadku gdyby cena energii elektrycznej
w pierwszych dwóch latach funkcjonowania programu wzrosła znacząco, to korzyści dla
odbiorców końcowych nie wystąpiłyby w tym okresie. Jednak pojawią się one w takim
przypadku już w 2009 r. w postaci spadku całości obciążeń odbiorców wynikających z opłaty
przejściowej i ceny energii elektrycznej. Długookresowo w przypadku utrzymywania się cen
energii elektrycznej powyżej poziomu przyjętego do kalkulacji kosztów maksymalnych,
obciążenia odbiorców końcowych z tytułu opłaty będą zbliżone do zera, nie będzie potrzeby
zbierania opłaty. Długookresowym skutkiem programu będzie także złagodzenie dla odbiorców
końcowych wzrostów cen wynikających z innych procesów na rynku energii elektrycznej”.

Nie ulega wątpliwości, że wskazane powyżej intencje ustawodawcy dotyczące planowanego
ukształtowania sytuacji rynkowej po rozwiązaniu kontraktów długoterminowych nie zostały
spełnione. Analiza cen energii elektrycznej oferowanych na rynku w listopadzie 2009r. (dane wg
Urzędu Regulacji Energetyki) w kontekście tez zawartych w uzasadnieniu ustawy o rozwiązaniu
KDT wskazuje, iż osiągnięte obecnie pułapy cenowe winny oznaczać zakończenie realizacji
programu rekompensaty kosztów osieroconych poniesionych przez wytwórców w związku z
przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii
elektrycznej. Tymczasem z dostępnych danych wynika, że pomimo osiągnięcia wysokiego
poziomu cen energii, wytwórcy nadal żądają rekompensat, co dowodzi, iż w praktyce prawa do
otrzymania rekompensaty kosztów osieroconych jest nadużywane.

Nie ulega wątpliwości, iż powyższe sygnalizowane przez regulatora rynku energetycznego
nieprawidłowości związane z wypłatą rekompensat przyznanych na podstawie ustawy o
rozwiązaniu KDT są w znacznej części pokłosiem przyjęcia i wykonania przez Rząd RP
Programu dla elektroenergetyki z 2006 r. Efektem wykonania tego programu rządowego była
konsolidacja pionowa przedsiębiorstw energetycznych będących spółkami Skarbu Państwa,
dokonana skądinąd wbrew negatywnym opiniom Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Wyniki
monitoringu rynku energii elektrycznej prowadzone przez Prezesa URE wskazują, że w
aktualnej strukturze podmiotowej polskiego rynku energetycznego, po utworzeniu czterech
dużych, pionowo zintegrowanych grup energetycznych, może dochodzić do wykorzystywania
pozycji dominującej i zachowań sprzecznych z zasadami konkurencji. Dotyczy to zarówno rynku
hurtowego, jak i rynku detalicznego. Finalnym efektem Programu dla elektroenergetyki było
administracyjne wytypowanie podmiotu o de facto dominującej pozycji, który dysponuje
nadwyżką mocy wytwórczych, na który to podmiot nie zostały nałożone żadne zobowiązania
mające ograniczać potencjalne zachowania antyrynkowe zarówno na poziomie rynku
hurtowego, jak i rynków detalicznych. Nie ulega wątpliwości, iż tak ukształtowana struktura
podmiotowa rynku energetycznego w Polsce sprzyja działaniom mającym na celu nadużywanie
systemu rekompensat przyznanych na podstawie ustawy o rozwiązaniu KDT.

Powyższe okoliczności powodują konieczność interwencji ustawodawcy realizowanej poprzez
uchwalenie niniejszego projektu ustawy. Celem projektowanej regulacji jest doprowadzenie do
stworzenia transparentnego i przyjaznego dla odbiorcy końcowego systemu obrotu energią
elektryczną wytwarzaną przez przedsiębiorców, do których znajdują zastosowanie przepisy
ustawy o rozwiązaniu KDT oraz innych dużych wytwórców energii.

W innych krajach europejskich, w których kontrakty długoterminowe rozwiązano z mocy prawa,
uwolniony w ten sposób strumień energii został obligatoryjnie skierowany na rynek giełdowy.
Polska ustawa była w znacznej części wzorowana na regulacjach iberyjskich, nie wdrożono
jednak najważniejszej części tych rozwiązań, czyli oparcia wysokości rekompensat na
transparentnej cenie giełdowej.

Polski system prawny i rynek giełdowy są w pełni przygotowane do wdrożenia proponowanych
rozwiązań. Giełdowy rynek konkurencyjny organizuje i prowadzi Towarowa Giełda Energii S.A.
z siedzibą w Warszawie, powstała w wyniku wygrania nieograniczonego konkursu ofert
ogłoszonego przez Ministra Skarbu Państwa. Gwarancją należytego działania giełd towarowych
jest – zgodnie z ustawą z dnia 26 października 2000 roku o giełdach towarowych – nadzór
Komisji Nadzoru Finansowego. Temu nadzorowi podlega również Towarowa Giełda Energii
S.A.

Polski rynek giełdowy jest lepiej przygotowany do wdrożenia obowiązku sprzedaży energii przez
giełdę, niż był rynek hiszpański 10 lat temu. Na polskim rynku istnieje szeroka gama produktów
(rynek dnia następnego i rynki forward), a giełdowa izba rozliczeniowa zapewnia
bezpieczeństwo zawieranych transakcji.

2. Różnice pomiędzy dotychczasowym a projektowanym stanem prawnym
2.1. Obowiązek sprzedaży energii na giełdzie
Obecnie nie ma unormowań gwarantujących wszystkim uczestnikom rynku równy dostęp do
energii elektrycznej. Duzi wytwórcy mogą decydować z kim zawrzeć umowę sprzedaży energii
elektrycznej oraz za jaką cenę. Nie ma regulacji, która zapobiegałaby arbitralnemu
różnicowaniu cen dla nabywców energii. Jednym z następstw takiej sytuacji jest możliwość
sprzedaży energii przez wytwórcę w ramach grupy kapitałowej za taką cenę, która uprawnia do
finansowania kosztów osieroconych, podczas gdy na zewnątrz grupy kapitałowej energia
sprzedawana jest za cenę znacznie wyższą.

Zasadnicza zmiana polega na wprowadzeniu obowiązku sprzedaży energii elektrycznej na
giełdzie towarowej działającej na podstawie przepisów ustawy z dnia 26 października 2000 r. o
giełdach towarowych. W projekcie proponuje się, aby obowiązek ten dotyczył przedsiębiorstw
energetycznych o mocach wytwórczych nie mniejszych niż 100 MW oraz wytwórców, do
których stosuje się przepisy ustawy o rozwiązaniu KDT, bez względu na wielkość mocy
zainstalowanej elektrycznej. Wyjątek od powyższej zasady obejmowałby energię elektryczną
dostarczaną przez wytwórców odbiorcom końcowym za pomocą linii bezpośredniej, energię
wytworzoną w odnawialnych źródłach energii, z wyłączeniem energii elektrycznej wytworzonej
w technologii współspalania lub w układzie hybrydowym, energię zużywaną przez wytwórców
na potrzeby własne oraz energię niezbędną do wykonywania przez operatorów systemów
elektroenergetycznych ich zadań określonych w ustawie. Ponadto na wniosek przedsiębiorstwa
energetycznego Prezes Urzędu Regulacji Energetyki będzie mógł zwolnić z obowiązku
sprzedaży przez giełdę energię elektryczną sprzedawaną na potrzeby wykonywania
długoterminowych zobowiązań wynikających z umów zawartych z instytucjami finansowymi w
celu realizacji inwestycji w nowe moce wytwórcze, jeżeli nie spowoduje to istotnego zakłócenia
warunków konkurencji.

Łączna moc zainstalowana elektryczna, od wielkości której uzależniony będzie obowiązek
sprzedaży na giełdzie, ustalana będzie na podstawie koncesji na wytwarzanie energii
elektrycznej.

Przedsiębiorstwu energetycznemu, o którym mowa w ust. 1, wytwarzającemu energię
elektryczną w odnawialnych źródłach energii w technologii współspalania lub w układzie
hybrydowym, które nie będzie wyłączone z zakresu ustawy, nie będzie przysługiwać wobec
sprzedawcy z urzędu roszczenie o zakup tej energii elektrycznej na podstawie art. 9a ust. 6