Download - UrzÄ d Regulacji Energetyki
Download - UrzÄ d Regulacji Energetyki
Download - UrzÄ d Regulacji Energetyki
- No tags were found...
Create successful ePaper yourself
Turn your PDF publications into a flip-book with our unique Google optimized e-Paper software.
SPRAWOZDANIE 2011PREZES URE – INSTYTUCJA REGULACYJNAuwagę zasługują następujące, istotne dla działalnościregulatora, uprawnienia i kompetencje:• współdziałanie z Komisją Nadzoru Finansowegow celu właściwego wykonywania ustawowychzadań,• gromadzenie informacji dotyczących istniejącej,będącej w budowie lub planowanej infrastrukturyenergetycznej w sektorach gazu ziemnegoi energii elektrycznej (w tym energii elektrycznejze źródeł odnawialnych z wyłączenieminfrastruktury dotyczącej wytwarzania energiielektrycznej z biogazu rolniczego) oraz biopaliwciekłych w rozumieniu ustawy o biopaliwach −znajdujących się w obszarze zainteresowaniaUnii Europejskiej i przekazywanie ich do MinistraGospodarki, w terminie i zakresie określonymw rozporządzeniu Rady (UE, EURATOM)nr 617/2010,• rozszerzenie zakresu informacji gromadzonychna podstawie art. 28 ustawy − Prawo energetycznew celu oceny wykonania m.in. obowiązkówzwiązanych z nowym rodzajem świadectwpochodzenia oraz obowiązkiem sprzedaży energiielektrycznej na giełdach towarowych i rynkuregulowanym.W 2011 r. weszła w życie ustawa o efektywnościenergetycznej, wprowadzająca nowe regulacjedotyczące krajowego celu w zakresie oszczędnegogospodarowania energią, zasad uzyskiwania i umarzaniaświadectw efektywności energetycznej,zasad sporządzania audytu efektywności energetycznej,w tym uzyskiwania uprawnień audytora.Wskazuje również jednostki sektora publicznegowłaściwe do realizacji tych zadań, w tym PrezesaURE. Vacatio legis poszczególnych przepisów tejustawy nie został przewidziany przez ustawodawcęjednolicie. Co do zasady ustawa weszła w życie11 sierpnia 2011 r., jednak kolejne przepisy wchodząw życie odpowiednio: 1 stycznia 2012 r., 1 lipca2012 r. i 1 stycznia 2013 r. Na mocy przepisówtej ustawy, już w roku objętym sprawozdaniemPrezes URE zobowiązany został w szczególnoścido powoływania komisji kwalifikacyjnych (którychzadaniem jest egzaminowanie kandydatów naaudytorów efektywności energetycznej), oraz,w określonych przypadkach, odwoływanie komisjikwalifikacyjnych lub ich poszczególnych członków.Do kompetencji tych komisji należy w szczególnościsprawdzenie spełnienia wymagań określonychdla audytora efektywności energetycznej. Przepisyustawy o efektywności energetycznej uprawniająrównież Prezesa URE do nakładania kar pieniężnych,z tym że w 2011 r. z katalogu tych karwszedł w życie jedynie przepis przewidujący sankcjędla odbiorcy końcowego za podanie w oświadczeniuo zrealizowaniu przedsięwzięcia służącegopoprawie efektywności energetycznej nieprawdziwychlub wprowadzających w błąd informacji.Nadmienić należy, że wejście w życie przepisóww zakresie efektywności energetycznej skutkowałokoniecznością wprowadzenia zmian również w tekściesamej ustawy – Prawo energetyczne.Kolejna zmiana stanu prawnego dokonana zostaław ustawie o biopaliwach. Ustawa ta zostałaznowelizowana ustawą z 27 maja 2011 r. o zmianieustawy o systemie monitorowania i kontrolowaniajakości paliw oraz niektórych innych ustaw 10) . Nowelizacjawprowadza możliwość redukcji NarodowegoCelu Wskaźnikowego (NCW), z czego wynikajądodatkowe obowiązki Prezesa URE, orazwprowadza regulacje dotyczące wzorów sprawozdańi obowiązku złożenia sprawozdania rocznegoprzez podmiot realizujący NCW w terminie 90 dnipo zakończeniu danego roku kalendarzowego.Ustawa zmieniająca – co do zasady − weszła w życie10 sierpnia 2011 r., z wyjątkiem wspomnianychwyżej regulacji odnoszących się bezpośrednio dodziałalności Prezesa URE, które weszły w życie1 stycznia 2012 r., z tym jednak zastrzeżeniem,że – na mocy przepisu przejściowego (art. 5 ust. 2noweli) – Prezes URE został zobowiązany doopracowania i udostępnienia pierwszego wzoruwskazanego wyżej sprawozdania rocznego składanegoprzez podmiot realizujący NCW w terminiedwóch miesięcy od dnia wejścia w życienoweli.Z kolei ustawa o zapasach została znowelizowanaustawą z 16 września 2011 r. o zmianie ustawyo zapasach ropy naftowej, produktów naftowychi gazu ziemnego oraz zasadach postępowaniaw sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowegopaństwa i zakłóceń na rynku naftowym orazo zmianie niektórych innych ustaw 11) .Wprowadzona zmiana modyfikuje przepisyw zakresie m.in. obowiązku utrzymywania zapasów(ograniczając go do przedsiębiorstw ener-10)Dz. U. z 2011 r. Nr 153, poz. 902, z późn. zm.11)Dz. U. z 2011 r. Nr 234, poz. 1392.6 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PREZES URE – INSTYTUCJA REGULACYJNASPRAWOZDANIE 2011getycznych wykonujących działalność gospodarcząw zakresie przywozu gazu ziemnego w celujego dalszej odsprzedaży odbiorcom) oraz zwolnieńz tego obowiązku. Wprowadza także możliwośćutrzymywania zapasów poza terytorium RP,z zachowaniem określonych warunków. Ponadtowskazana ustawa rozszerza przedmiotowy zakreskar pieniężnych wymierzanych przez Prezesa URE,a także modyfikuje jego zakres uprawnień kontrolnych.Konsekwencją powyższych zmian jestrównież nowelizacja ustawy – Prawo energetycznew zakresie koncesjonowania obrotu gazem ziemnymz zagranicą.Nadmienić również należy, że w roku sprawozdawczymweszła w życie ustawa z 29 czerwca 2011 r.o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresieobiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących12) , na mocy której 1 lipca 2011 r.nadano nowe brzmienie kilku przepisom ustawy– Prawo energetyczne. Wprowadzone zmiany dotycząw szczególności regulacji w zakresie przyłączaniapodmiotów do sieci oraz koncesjonowaniai polegają na uwzględnieniu w tych przepisachobiektów energetyki jądrowej. Regulacje te niewpływają jednak bezpośrednio na zakres uprawnieńPrezesa URE.Jak wskazano wyżej, skutkiem niemal każdejnowelizacji ustawy – Prawo energetycz-II.ne było poszerzanie katalogu zadań Prezesa URE,wynikających bezpośrednio z tej ustawy.12)Dz. U. z 2011 r. Nr 135, poz. 789.Obecnie kompetencje Prezesa URE wynikającez art. 23 ust. 2 ustawy – Prawo energetyczne obejmujątakie działania jak:1) udzielanie i cofanie koncesji;2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryfpaliw gazowych, energii elektrycznej i ciepłapod względem zgodności z zasadami określonymiw ustawie i przepisach wykonawczych,w tym analizowanie i weryfikowanie kosztówprzyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetycznejako uzasadnione do kalkulacji cen i stawekopłat w taryfach;3) ustalanie:a) współczynników korekcyjnych określającychprojektowaną poprawę efektywności funkcjonowaniaprzedsiębiorstwa energetycznegooraz zmianę warunków wykonywaniaprzez to przedsiębiorstwo danego rodzajudziałalności gospodarczej,b) okresu obowiązywania taryf i współczynnikówkorekcyjnych,c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału,dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładającychtaryfy do zatwierdzenia,d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznychopłatach za świadczenie usług przesyłanialub dystrybucji dla poszczególnychgrup odbiorców w taryfach dla paliw gazowychi energii, w przypadkach gdy wymagatego ochrona interesów odbiorców,e) jednostkowych opłat zastępczych,f) wskaźnika referencyjnego;4) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniającychjednolitą formę planów rozwoju sporządzanychprzez przedsiębiorstwa zajmujące sięprzesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowychlub energii;5) kontrolowanie prawidłowości realizacji obowiązkówmających na celu wsparcie energiielektrycznej wytworzonej w źródłach odnawialnychi w wysokosprawnej kogeneracji;6) kontrolowanie wykonywania przez przedsiębiorstwaenergetyczne zajmujące się wytwarzaniemenergii elektrycznej obowiązkusprzedaży tej energii na zasadach określonychw art. 49a ust. 1 i 2;7) uzgadnianie projektów planów rozwoju przedsiębiorstwenergetycznych;8) wyznaczanie operatorów systemu przesyłowego,systemu dystrybucyjnego, systemu magazynowania,systemu skraplania gazu ziemnego lubsystemu połączonego oraz publikowanie w BiuletynieUrzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> i zamieszczaniena swojej stronie internetowej w BiuletynieInformacji Publicznej informacji o danychadresowych, obszarze działania i okresie, naktóry zostali wyznaczeni operatorami systemu;9) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązkuświadczenia usług przesyłania lub dystrybucjipaliw gazowych i energii, magazynowaniapaliw gazowych, usług transportu gazu ziemnegooraz usług polegających na skraplaniugazu ziemnego lub regazyfikacji skroplonegogazu ziemnego;10) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacjisieci przesyłowych i dystrybucyjnych;11) organizowanie i przeprowadzanie przetargówdotyczących:nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>7
SPRAWOZDANIE 2011PREZES URE – INSTYTUCJA REGULACYJNAa) wyłaniania sprzedawców z urzędu,b) budowy nowych mocy wytwórczych energiielektrycznej i realizacji przedsięwzięćzmniejszających zapotrzebowanie na energięelektryczną;12) kontrolowanie standardów jakościowych obsługiodbiorców oraz kontrolowanie na wniosekodbiorcy dotrzymania parametrów jakościowychpaliw gazowych i energii elektrycznej;13) kontrolowanie realizacji przez operatora systemuprzesyłowego elektroenergetycznego luboperatora systemu połączonego elektroenergetycznegooraz innych uczestników rynkuenergii elektrycznej obowiązków wynikającychz przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009Parlamentu Europejskiego i Rady z 13 lipca2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieciw odniesieniu do transgranicznej wymianyenergii elektrycznej (zwanego dalej „rozporządzeniem714/2009”) i uchylające rozporządzenie(WE) nr 1228/2003, a także wykonywanieinnych obowiązków organu regulacyjnego wynikającychz tego rozporządzenia;14) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikającychz przepisów rozporządzenia ParlamentuEuropejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z 28 września2005 r. w sprawie warunków dostępu dosieci przesyłowych gazu ziemnego 13) (zwanegodalej „rozporządzeniem 1775/2005”) oraz:a) zatwierdzanie informacji podawanych dowiadomości publicznej przez operatorów systemówprzesyłowych gazowych, o których13)Dz. Urz. UE L 289 z 3 listopada 2005 r.mowa w art. 6 tego rozporządzenia, orazwyrażanie zgody na ograniczenie zakresupublikacji tych informacji,b) opiniowanie wniosków operatorów systemówprzesyłowych gazowych o wykorzystanieprzez użytkowników sieci przesyłowychniewykorzystanych zdolności przesyłowychtych sieci, w przypadkach, o którychmowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przezoperatorów systemów przesyłowych gazowychprzychodów uzyskiwanych z tytułu udostępnianiaprzez nich niewykorzystanej a zarezerwowanejzdolności sieci przesyłowych;15) rozstrzyganie sporów w zakresie odmowy zawarciaumowy o przyłączenie do sieci, umowysprzedaży, umowy o świadczenie usługprzesyłania lub dystrybucji paliw lub energii,umowy o świadczenie usług transportu gazuziemnego, umowy o świadczenie usługi magazynowaniapaliw gazowych, umowy o udostępnienieczęści instalacji do magazynowaniapaliwa gazowego, umowy o świadczenieusługi skraplania gazu ziemnego oraz umowykompleksowej, a także w przypadku nieuzasadnionegowstrzymania dostaw paliw gazowychlub energii albo odmowy dostępu dointernetowej platformy handlowej;16) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonychw ustawie;17) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniupraktykom przedsiębiorstw energetycznychograniczającym konkurencję;18) współdziałanie z Komisją Nadzoru Finansowego;19) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działańdla poprawy efektywności przedsiębiorstwenergetycznych;20) określanie i publikowanie wskaźników i cenwskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowaniataryf;21) publikowanie informacji służących zwiększeniuefektywności użytkowania paliw i energii;22) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczącychprzedsiębiorstw energetycznych, w tymobliczanie i ogłaszanie w terminie do 31 marcakażdego roku:a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznejwytworzonej w wysokosprawnej kogeneracjiobliczonych oddzielnie dla energiielektrycznej wytworzonej w jednostkachkogeneracji opalanych gazem ziemnym lubo łącznej mocy poniżej 1 MW, opalanychmetanem lub gazem uzyskiwanym z przetwarzaniabiomasy i innych,b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznejna rynku konkurencyjnym oraz sposóbjej obliczenia,c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonegow należących do przedsiębiorstw posiadającychkoncesje jednostkach wytwórczychniebędących jednostkami kogeneracji:––opalanych paliwami węglowymi,––opalanych paliwami gazowymi,––opalanych olejem opałowym,––stanowiących odnawialne źródła energii––w poprzednim roku kalendarzowym;23) gromadzenie informacji dotyczących istniejącej,będącej w budowie lub planowanej8 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PREZES URE – INSTYTUCJA REGULACYJNASPRAWOZDANIE 2011infrastruktury energetycznej w sektorach gazuziemnego i energii elektrycznej (w tym energiielektrycznej ze źródeł odnawialnych z wyłączenieminfrastruktury dotyczącej wytwarzaniaenergii elektrycznej z biogazu rolniczego)oraz biopaliw ciekłych w rozumieniu ustawyo biopaliwach − znajdujących się w obszarzezainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanieich do Ministra Gospodarki, w terminiei zakresie określonym w rozporządzeniu Rady(UE, EURATOM) nr 617/2010;24) gromadzenie i przekazywanie do Komisji Europejskiejinformacji o ilości energii elektrycznejimportowanej z państw niebędących członkamiUnii Europejskiej;25) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnychbędących w obszarze zainteresowaniaUnii Europejskiej i przekazywanie ich do KomisjiEuropejskiej, w terminie do 15 kwietniakażdego roku, oraz gromadzenie i przekazywaniedo Komisji Europejskiej informacji o ilościenergii elektrycznej importowanej z państwniebędących członkami Unii Europejskiej;26) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowegoi elektroenergetycznego w zakresie:a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowościpołączeń międzysystemowych,z którymi istnieją wzajemne połączenia,we współpracy z właściwymi organamipaństw członkowskich Unii Europejskiejlub państw członkowskich EuropejskiegoPorozumienia o Wolnym Handlu (EFTA)− stron umowy o Europejskim ObszarzeGospodarczym,b) mechanizmów bilansowania systemu gazowegolub systemu elektroenergetycznegoi zarządzania ograniczeniami w krajowymsystemie gazowym i elektroenergetycznym,c) warunków przyłączania podmiotów do siecii ich realizacji oraz dokonywania napraw tejsieci,d) wypełniania obowiązku publikowania przezoperatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnychinformacji dotyczących połączeńmiędzysystemowych, korzystaniaz sieci i rozdziału zdolności przesyłowychstronom umowy o świadczenie usług przesyłanialub dystrybucji paliw gazowych lubenergii, z uwzględnieniem koniecznościtraktowania tych informacji jako poufnychze względów handlowych,e) warunków świadczenia usług magazynowaniapaliw gazowych, usług skraplania gazuziemnego oraz innych usług świadczonychprzez przedsiębiorstwa energetyczne,f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowychi energii elektrycznej,g) wypełniania przez operatorów systemówprzesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczneobowiązków wymienionych w art. 44;27) wydawanie świadectw pochodzenia energiielektrycznej z odnawialnych źródeł energiii świadectw pochodzenia z kogeneracji orazich umarzanie;28) wykonywanie innych zadań określonychw ustawie lub ustawach odrębnych.Poza regulacjami prawa krajowego, któreIII. jest w znacznym stopniu kształtowanepolityką energetyczną Unii Europejskiej, na zakreszadań Prezesa URE wpływają również przepisywspólnotowe bezpośredniego stosowania.W 2011 r. weszło w życie rozporządzenie ParlamentuEuropejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011z 25 października 2011 r. w sprawie integralnościi przejrzystości hurtowego rynku energii 14) , zwanedalej „rozporządzeniem REMIT”. Rozporządzenieto reguluje m.in. zasady współdziałaniapaństw członkowskich w zakresie monitorowaniarynku gazu i energii elektrycznej w celu zapobieganiaewentualnym nadużyciom. Nakłada nauczestników rynku szereg obowiązków w zakresieinformacyjno-sprawozdawczym związanych m.in.z zakazem manipulacji na rynku i zakazem wykorzystywaniainformacji wewnętrznych. Co istotne,rozporządzenie REMIT przewiduje wyposażenieorganów regulacyjnych w uprawnienia związanez prowadzeniem dochodzeń i egzekwowaniemprzepisów rozporządzenia, zobowiązując państwaczłonkowskie do wprowadzenia szczegółowych regulacjiw tym zakresie (w terminie do 29 czerwca2013 r.).Podkreślenia wymaga fakt, że na przestrzeniczternastu lat działalności regulatora, ustawa −Prawo energetyczne była wielokrotnie nowelizowana,co w efekcie zaskutkowało zwiększeniemzadań Prezesa URE do liczby ponad stu (o czymmowa wyżej). Znaczny (i dynamiczny) przyrost14)Dz.U.UE.L.2011.326.1.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>9
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011wpływ na ten fakt wymienić można zmianę strategiikontraktacji polegającą na zdecydowanym wzrościetransakcji giełdowych oraz zmniejszającym udzialekontraktów bilateralnych, w szczególności tychw grupach kapitałowych. Ponadto 28 grudnia 2011 r.weszło w życie rozporządzenie REMIT, które wymuszawiększą integralność i przejrzystość hurtowegorynku energii elektrycznej.W 2011 r. Prezes URE dokonał po raz trzecirozliczenia pomocy publicznej wypłaconej w formiezaliczek w 2010 r. wytwórcom objętym ustawąo rozwiązaniu KDT.1.1.1. Rynek hurtowyPrzedstawiona analiza opiera się na informacjachgromadzonych i przetwarzanych w Urzędzie<strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> w związku z monitorowaniemrynku energii elektrycznej, danych pochodzącychze statystyki publicznej (gromadzonych w bazachdanych Agencji Rynku Energii SA – ARE SA,Głównego Urzędu Statystycznego − GUS), danychz Towarowej Giełdy Energii SA (TGE SA), a takżedanych publikowanych przez operatora systemuprzesyłowego.Uczestnikami segmentu rynku hurtowego energiielektrycznej są:• elektrownie i elektrociepłownie zawodowe,• elektrociepłownie przemysłowe,• wytwórcy w źródłach odnawialnych (OZE),• sprzedawcy z urzędu czyli podmioty, które powstaływ wyniku rozdzielenia działalności handloweji dystrybucyjnej,• pozostałe spółki prowadzące działalność polegającąna obrocie energią elektryczną.Wolumen krajowej produkcji energii elektrycznejbrutto w 2011 r. ukształtował się napoziomie 163 153 GWh i był wyższy, już drugirok z rzędu, o ponad 4% w stosunku do rokupoprzedzającego. Jako główną przyczynę wzrostuprodukcji należy wskazać zwiększenie zapotrzebowaniana energię elektryczną związanez wyższą dynamiką wzrostu gospodarczego. Wedługwstępnego szacunku, produkt krajowy bruttow 2011 r. zwiększył się realnie o 4,3% (wobecwzrostu o 3,9% w 2010 r.). A zatem, można stwierdzić,że tempo wzrostu produkcji energiielektrycznej jest odzwierciedleniem dynamikiproduktu krajowego brutto zarównow 2011 r., jak i w roku poprzednim. Krajowezużycie energii elektrycznej wyniosło157 910 GWh i było nieznacznie wyższeod zużycia w 2010 r. (wzrost o niespełna2%). Nadwyżka produkcji energii elektrycznejnad jej krajowym zużyciem torezultat sprzyjającej polskim podmiotomzajmującym się wytwarzaniem energiielektrycznej koniunktury w handlu zagranicznymenergią elektryczną. W ciągu2011 r. nadwyżka eksportu nad importemenergii wyniosła 5 250 GWh, przynadwyżce w 2010 r. w stosunku do rokuwcześniejszego na poziomie 1 354 GWh(rys. 2).W 2011 r. moc zainstalowana w KrajowymSystemie Elektroenergetycznym1,7%(KSE) wyraźnie wzrosła w stosunku do lat poprzednichi wyniosła 37 367 MW. W 2011 r. przybyłow KSE ponad 1 600 MW (wzrost o 4,2%w porównaniu z 2010 r.). Średnie roczne zapotrzebowaniena moc ukształtowało się na poziomie21 762 MW przy maksymalnym zapotrzebowaniu− na poziomie 24 780 MW (co oznaczaodpowiednio: wzrost o 1,6% i spadek o 2,6%w stosunku do 2010 r.). Relacja mocy dyspozycyjnejdo osiągalnej w 2011 r. pozostała na niezmienionympoziomie w stosunku do roku 2010i wyniosła 73,5%. Wybrane dane dotyczącemocy i produkcji energii elektrycznej przedstawionow tab. 1 i 2 (str. 12).Rysunek 2. Zmiany krajowej produkcji i zużycia energii elektrycznejw porównaniu do zmian PKB w latach 2005–20118,0%6,0%4,0%2,0%0,0%-2,0%-4,0%-6,0%3,6%0,5%6,2%6,8%3,5%3,1% 2,9%5,1%0,5%-2,5% -3,0%4,2% 4,4%3,9% 4,3%3,6%1,6%1,9%2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011-0,8%-4,0%Zmiana produkcji energii elektrycznejZmiana zużycia energii elektrycznejZmiana PKBŹródło: URE na podstawie danych GUS i PSE Operator SA.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>11
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄTabela 1. Elektrownie zawodowe − wybrane aspektypracy (na podstawie średnich − rocznych wielkości zeszczytów wieczornych w dniach roboczych)Wyszczególnienie2010[MW]2011[MW]Dynamika2011/2010[2010=100]Moc osiągalna 33 377 34 184 102,4Obciążenie 20 398 21 148 103,7Rezerwy 4 503 4 479 99,5Remonty kapitalnei średnie3 161 3 611 114,2Remonty awaryjne 1 443 975 67,6Pozostałe ubytki 3 872 3 972 102,6Źródło: PSE Operator SA.Tabela 2. Struktura produkcji energii elektrycznejw latach 2010−2011Źródło: PSE Operator SA.Produkcjaenergii [GWh]Dynamika[2010=100]Strukturawytwarzania [%]Segment2010 2011 2011/2010 2010 2011Produkcja w kraju ogółem 156 342 163 153 104,4 100,0 100,0w tym:− elektrownie zawodowe 146 106 151 319 103,6 93,5 92,7w tym:− elektrownie cieplne: 142 838 148 790 104,2 91,4 91,2w tym:− węgiel kamienny 89 212 90 811 101,8 57,1 55,7− węgiel brunatny 49 459 53 623 108,4 31,6 32,9− gaz 4 166 4 355 104,5 2,7 2,7− elektrownie wodne 3 268 2 529 77,4 2,1 1,6− elektrownie przemysłowe 8 923 9 000 100,9 5,7 5,5− elektrownie wiatrowei inne odnawialne1 311 2 833 216,1 0,8 1,7Rok 2011 jest kolejnym, kiedy to spada poziomrezerw mocy dyspozycyjnej dostępnych dla operatorasystemu przesyłowego, przy czym największyspadek zanotowany został w 2010 r. w stosunkudo 2009 r., prawie 24% (w ujęciu średniorocznym).W 2011 r. utrzymywała się również dość duża tendencjawzrostowa liczby remontów kapitalnychi średnich: w 2011 r. – 14,2% a w 2010 r. – 9,3%. Remontyawaryjne natomiast uległy zdecydowanemuzmniejszeniu, w ciągu ostatniej dekady najwięcejprzeprowadzono ich w elektrowniach energetykizawodowej w 2010 r.Struktura produkcji energii elektrycznej (tab. 2)nie uległa większym zmianom. Nadal zdecydowaneznaczenie mają dwa główne paliwa − węgiel kamiennyi brunatny, a udział produkcji z tych paliwoscyluje w okolicach 90%. Przy czym w 2011 r. zdecydowaniewiększą rolęw procesie wytwarzaniaenergii elektrycznej odgrywałwęgiel brunatny.Na uwagę zasługuje jednakutrzymujący się odkilku lat wzrost produkcjienergii elektrycznejze źródeł odnawialnych,w 2011 r. – 33% wzrostwytwarzania w źródłachwykorzystujących biomasęw energetyce przemysłowejoraz 18% wzrostwytwarzania w technologiiwspółspalania w energetycezawodowej.Na tle wzrostowej dynamiki z lat poprzednichprodukcji energii elektrycznej w źródłach biogazowychi wykorzystujących biomasę w energetyceprzemysłowej (70% wzrost w 2010 r. w porównaniudo 2009 r.), odnotowano istotny spadek produkcjiw źródłach biogazowych, tj. o 37% w 2011 r. w stosunkudo 2010 r. oraz nieznaczny spadek w źródłachgazowych o ok. 2%.Zauważalny jest również spadek wytwarzania zeźródeł wodnych w 2011 r. w stosunku do 2010 r.(tab. 3 str. 13).Aktualna struktura podmiotowa sektora energetycznegoi stopień koncentracji działalnościenergetycznej zostały ukształtowane przez proceskonsolidacji poziomej a następnie pionowej przedsiębiorstwenergetycznych należących do SkarbuPaństwa, który jest wynikiem realizacji „Programudla elektroenergetyki” (przyjętego przez RadęMinistrów w 2006 r.). Proces konsolidacji, któryw praktyce jeszcze się nie zakończył, będzie miałistotny wpływ na możliwości rozwoju konkurencjina rynku hurtowym, niewątpliwie pogorszył warunkikonkurencji na rynku krajowym. Sytuacjęprzedstawia rys. 3 (str. 13).Udział w rynku poszczególnych grup energetycznych,jak również struktura tych podmiotównie uległa większym zmianom w 2011 r. Największyudział w podsektorze wytwarzania ma nadal grupakapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna SA,a na rynku sprzedaży do odbiorców końcowych –TAURON Polska Energia SA. Przy czym, znaczeniegrupy kapitałowej PGE Polska Grupa EnergetycznaSA w sektorze wytwarzania zwiększyło się w 2011 r.w stosunku do 2010 r. o 1,4 punktu procentowego.12 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011Tabela 3. Struktura produkcji energii elektrycznej w 2011 r. na tle 2008 r. i 2010 r. w podziale na źródła jej wytwarzaniaRodzaj energiienergia zielona − wyprodukowana z odnawialnychźródeł energii (woda, wiatr, biogaz, biomasa)energia czerwona − energia elektryczna wytworzonaw kogeneracji z ciepłem w elektrociepłowniachzawodowych i elektrowniach przemysłowychenergia czarna − energia elektryczna pozostała,która nie została wytworzona ani ze źródełodnawialnych ani w kogeneracji z ciepłemUdział krajowej produkcjienergii elektrycznej w 2008 r.Źródło: URE na podstawie danych gromadzonych przez ARE SA.Udział krajowej produkcjienergii elektrycznej w 2010 r.Udział krajowej produkcjienergii elektrycznej w 2011 r.4,6% 7,1% 7,9%16,6% 15,9% 15,2%78,8% 77,0% 76,9%Rysunek 3. Skonsolidowane wybrane grupy kapitałowe: zasięg terytorialny (kryterium − obszar działania operatorówsystemów dystrybucyjnych w grupach), struktura podmiotowa, przedmiot działalnościŹródło: Dane pozyskane przez URE od wytwórców i grup kapitałowych.* W mocy, produkcji i sprzedaży energiielektrycznej poszczególnych grup kapitałowychuwzględniono również:• ENEA SA – Elektrownie Wodne Sp. z o.o.(oddziały: Elektrownie Wodne Gorzów,Elektrownie Wodne Jastrowie, ElektrownieWodne Koronowo, Elektrownie WodnePłoty),• TAURON Polska Energia SA – TAURONEkoenergia Sp. z o.o. – Jelenia Góra,• ENERGA SA – ENERGA KogeneracjaSp. z o.o. – Elektrownie Wodne, ENERGAElektrownie Łyna SA, ENERGA ElektrownieSłupsk Sp. z o.o., ENERGA HYDROSp. z o.o. (El. Przepływowe, El. Włocławek,El. Żydowo), ENERGA Elektrowniew Koszalinie Sp. z o.o.,• PGE Polska Grupa Energetyczna SA –PGE Energia Odnawialna SA (oddziały:Elektrownie Wodne Dychów, ElektrownieWodne Porąbka Żar, ElektrownieWodne Solina-Myczkowce, El WodnaŻarnowiec), PGE Obrót SA (odziaływ Łodzi, w Warszawie, w Zamościu).Rysunek 4. Udział grup kapitałowych w krajowej produkcjienergii elektrycznej w 2011 r.Pozostali wytwórcy8,4%FORTUM0,4%PGE Polska GrupaEnergetyczna SA37,9%PGNiG2,7%DALKIARWE0,4% EDF1,7% CEZ1,4%9,9%TAURON PolskaEnergia SA14,7%ENERGA SA2,9%GDF SUEZ5,2%ENEA SA7,7%PAK SA6,9%Źródło: URE na podstawie danych gromadzonych przezARE SA.Do istotnych zmian w strukturze kapitałowejpolskiego rynku wytwarzania energii elektrycznejw ostatnim roku należało wycofanie się szwedzkiegokoncernu Vattenfall z działalności w zakresie wytwarzaniaenergii elektrycznej, dystrybucji i obrotu detalicznegona terenie Polski 15) . Pod koniec listopada2011 r. Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentówwydał zgodę na przejęcie aktywów wytwórczychz grupy Vattenfall przez grupę kapitałowąPGNiG. W związku z tym, 11 stycznia 2012 r. doszłodo sfinalizowania tej transakcji. Takie działaniegrupy Vattenfall jest efektem wdrożenia nowej15)Grupa Vattenfall pozostała na polskim rynku energii elektrycznejw obszarze hurtowego obrotu energią elektryczną,handlu uprawnieniami do emisji CO 2oraz handlu świadectwamipochodzenia. Działa pod firmą Vattenfall Energy Trading, któraprowadzi poza Polską działalność na rynkach: czeskim, słowackimi węgierskim.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>13
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄstrategii koncernu zakładającej m.in. skoncentrowaniesię na działalności trzech najważniejszych dlasiebie rynków: Szwecji, Niemczech i Holandii, z którychgrupa osiągała ok. 85% swoich przychodów.W 2011 r. znaczące zmiany nastąpiły równieżw grupie kapitałowej TAURON Polska Energia SAwynikające ze strategii korporacyjnej grupy. Docelowymodel holdingu zakłada funkcjonowaniejednej spółki w każdym z obszarów biznesowych:wydobycia, wytwarzania (z OZE), dystrybucjii sprzedaży (z obsługą klienta). Wdrożenie modelurozpoczęto w 2010 r. uporządkowaniem aktywówwytwórczych odnawialnych źródeł energii, któreskupiono w TAURON Ekoenergii Sp. z o.o. orazskonsolidowaniem sprzedaży i obsługi klienta, którymiod 1 stycznia 2011 r. zaczęły zajmować sięspółki TAURON Sprzedaż Sp. z o.o. i TAURON ObsługaKlienta Sp. z o.o. W tym roku przeprowadzonorównież prace polegające na połączeniu spółekw trzech obszarach biznesowych: Wytwarzanie,Dystrybucja oraz Ciepło. W efekcie od września2011 r. w grupie TAURON działają spółki: TAURONWytwarzanie SA, TAURON Dystrybucja SA orazTAURON Ciepło SA.Poza integracją spółek wewnątrz grupy, grupakapitałowa TAURON, pod koniec 2011 r., rozszerzyłarównież swoją działalność w obszarze dystrybucjienergii elektrycznej poprzez przejęcieaktywów szwedzkiego koncernu Vattenfall z obszarudziałania Górnośląskiego Zakładu ElektroenergetycznegoSA (99,98%). Dzięki tej transakcjiTAURON umocnił się na pozycji krajowego lideraw obszarze dystrybucji energii elektrycznej, a takżeobjął pozycję lidera na rynku sprzedaży.W krajowym rynku wytwarzania energii elektrycznejw 2011 r. zaznaczyła się grupa kapitałowaFortum. Uczestniczy ona aktywnie w procesachprywatyzacyjnych polskich przedsiębiorstw energetycznych.Rynki wytwarzania i obrotu energią elektrycznąpozostają wysoce skoncentrowane z uwagi na istnieniepionowo skonsolidowanych grup kapitałowych.Stan konkurencji na rynku energii elektrycznejzostał opisany przede wszystkim za pomocąwskaźników mierzących stopień koncentracji.Tabela 4. Stan koncentracji podsektora wytwarzania*RokLiczba podmiotów,które dysponująprzynajmniej 5%udziałem w zainstalowanychmocachLiczba podmiotów,które dysponują przynajmniej5% udziałemw energii wprowadzonejdo sieci**Udział trzech największychpodmiotóww mocachzainstalowanych [%]Stan konkurencji na krajowym rynku wytwarzaniaenergii elektrycznej został opisany zapomocą wskaźnika udziału rynkowego trzechnajwiększych podmiotów na tym rynku. Miara tamówi o skali siły rynkowej przedsiębiorstw kluczowych.Wskaźnik udziału rynkowego, mierzonywedług energii wprowadzonej do sieci (uwzględniającejilość energii dostarczonej przez wytwórcówbezpośrednio do odbiorców końcowych)w 2011 r. pozostawał na wysokim poziomie wynoszącym65,5%. W stosunku do 2010 r. wzrósłon o prawie 1 punkt procentowy. Trzej najwięksiwytwórcy (tj. wytwórcy skupieni w grupach kapitałowych:PGE Polska Grupa Energetyczna SA,TAURON Polska Energia SA, EDF) dysponowaliponad połową mocy zainstalowanych i odpowiadaliza prawie 2/3 produkcji energii elektrycznejw kraju. 16)Udział trzech największychpodmiotóww energiiwprowadzonejdo sieci [%]moczainstalowanaWskaźnik HHI 16)energiawprowadzonado sieci2010 5 6 58,1 64,6 1 620,4 2 015,72011 5 6 58,4 65,5 1 677,7 2 098,8* Dla wszystkich podmiotów działających w sektorze wytwarzania, które są objęte obowiązkiem statystycznym, z uwzględnieniemmocy zainstalowanej i energii wprowadzonej do sieci ze źródeł wiatrowych i wodnych.** W sprawozdaniu Prezesa URE za 2010 r. wskaźnik liczony był dla produkcji energii elektrycznej brutto, od 2011 r.,stosownie do metodyki CEER, nastąpiła zmiana sposobu liczenia tego wskaźnika. Według nowej metodyki przeliczonyzostał również 2010 r.Źródło: URE na podstawie danych gromadzonych przez ARE SA.16)Wskaźnik Herfindahla-Hirschmana (HHI) określany jest jakosuma kwadratów indywidualnych udziałów w rynku wszystkichprzedsiębiorstw tworzących daną gałąź: HHI>5 000 – koncentracjabardzo wysoka, HHI od 1 800 do 5 000 – koncentracja wysoka,HHI od 750 do 1 800 – koncentracja średnia, poniżej 750 – niskakoncentracja (wg „Raportu z postępów w tworzeniu wewnętrznegorynku energii elektrycznej i gazu”, Bruksela 2005 oraz J. Kamiński:Metody szacowania siły rynkowej w sektorze energetycznym,Polityka Energetyczna, Tom 12, Zeszyt 2/2, 2009).14 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄW latach wcześniejszych, pomimo rozwiązaniakontraktów długoterminowych 17) i przystąpieniaprzez wytwórców od 2008 r. do realizacji programupomocy publicznej na pokrycie kosztów osieroconychnie można było mówić o efektywnymfunkcjonowaniu konkurencyjnego rynku energiielektrycznej. Sprzedaż energii elektrycznej odbywałasię w zdecydowanej mierze w ramach własnejgrupy kapitałowej, a to było główną przyczynąograniczeń w rozwoju konkurencji i problemóww rozliczaniu pomocy publicznej. Sytuacja uległazmianie na skutek wprowadzenia obowiązku publicznejsprzedaży energii elektrycznej m.in. równieżdla tych wytwórców, którzy są beneficjentamitej pomocy publicznej.Analiza danych wskazuje, iż wytwórcy zobligowanisprzedawać energię elektryczną w części lubw całości w sposób zapewniający publiczny dostępdo tej energii, musieli podjąć działania polegającena zmianie kontraktów dwustronnych na sprzedażenergii, w szczególności realizowanych w ramachwłasnej grupy kapitałowej.Analogicznie jak w grupie wytwórców energiielektrycznej, w 2011 r. w grupie przedsiębiorstwobrotu nastąpiły istotne zmiany w zakresie formhandlu hurtowego energią elektryczną w porównaniuz latami wcześniejszymi, w szczególnościwewnątrz skonsolidowanych pionowo grup kapitałowych.Jest to niewątpliwie konsekwencja zmian17)Do korzystania z pomocy publicznej uprawnionych jestdwunastu wytwórców energii elektrycznej, z których ośmiu wniesionychzostało w 2007 r. do pionowo skonsolidowanych grupkapitałowych.w tej pierwszej grupie łańcucha dostaw energiielektrycznej do odbiorców. Rysunek poniżej pokazuje,iż przedsiębiorstwa obrotu zaopatrywały sięw energię elektryczną, nie jak w latach poprzednichgłównie poprzez kontrakty dwustronne w ramachgrup kapitałowych, lecz kupowały energię nagiełdzie energii. Kontrakty dwustronne w 2011 r.pozostały nadal główną formą handlu hurtowegoenergią elektryczną, niemniej ich znaczenie wyraźniezmniejszyło się (spadek udziału tej formyhandlu o 33,6 punktu procentowego w 2011 r.w porównaniu z 2010 r.).Rysunek 6. Struktura kierunków zakupu energiielektrycznej przez przedsiębiorstwa obrotu w latach2010−201120102011pozostała sprzedaż2,3%giełda3,3%pozostała sprzedaż1,4%giełda37,7%OTCgrupy kapitałowe61,0%OTCgrupy kapitałowe36,4%OTC poza grupę33,5%OTC poza grupę24,5%Uwaga: Pozostała sprzedaż obejmuje: zakup energiiw ramach bilansowania energii z elektrownii przedsiębiorstw obrotu, zakup z importu, zakupz rynku bilansującego i innych kierunków.Źródło: URE na podstawie danych gromadzonych przezARE SA.Struktura transakcji na rynku hurtowym kształtowałasię w każdym roku podobnie aż do 2010 r., istotnazmiana nastąpiła w 2011 r. (tab. 5, 6, 7 str. 17).Głównym odbiorcą energii elektrycznej na hurtowymrynku energii do 2010 r. pozostawały przedsiębiorstwaobrotu, z kolei w 2011 r. – giełda energii.W przypadku wytwórców, z uwagi na wprowadzonyobowiązek sprzedaży energii elektrycznejw publicznym obrocie w stosunku do tej grupyhurtowego rynku energii, nastąpiła znaczącazmiana struktury sprzedawanej przez nich energii.Zmniejszyła się wyraźnie sprzedaż do przedsiębiorstwobrotu na rzecz sprzedaży poprzez giełdę(odpowiednio: spadek o 53,8 punktu procentowegoi wzrost o 54,5 punktu procentowego w 2011 r.w stosunku do 2010 r.). Udział sprzedaży energiielektrycznej przez wytwórców do odbiorców końcowychrównież uległ spadkowi; odbiorcy ci stanowiliw 2011 r. niespełna 1% wszystkich odbiorcówu wytwórców.Zmiany preferencji odnośnie kierunków zakupui sprzedaży energii elektrycznej nastąpiły równieżw grupie przedsiębiorstw obrotu. Powolny, sukcesywnywzrost udziału obrotów w krajowym obrocieenergią elektryczną (zarówno zakup oraz odsprzedażenergii elektrycznej), od 2008 r., realizowany przez tepodmioty z przedsiębiorstwami dokonujących transakcjina giełdzie energii, w 2011 r. przybrał na sile.W 2011 r. przedsiębiorstwa obrotu zaopatrywałysię w energię elektryczną głównie u innych„olbrotowców” oraz na giełdzie energii. Zdecydowaniezmniejszyło się znaczenie przedsiębiorstwwytwórczych, które do 2010 r. były znaczącymsegmentem zaopatrującym przedsiębiorstwa obrotuw energię elektryczną (spadek zakupu energiielektrycznej u wytwórców w 2011 r. o 65% w porównaniuz 2010 r.).16 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011W 2011 r. przedsiębiorstwa obrotu w równymstopniu sprzedawały energię do odbiorców końcowychoraz do przedsiębiorstw obrotu (udziałsprzedaży tych segmentów obrotu energią elektrycznąstanowił po 42% w całkowitej sprzedażytej grupy); w 2010 r. odbiorcy końcowi odgrywalizdecydowanie mniejszą rolę.Tabela 5. Kierunki sprzedaży energii elektrycznej − wytwórcy w latach 2010−2011 [TWh]OdbiorcykońcowiPrzedsiębiorstwaobrotuGiełdaenergiiCeny energii elektrycznej cechowały się i nadalcechują istotnym zróżnicowaniem w poszczególnychsegmentach rynku. Wynika ono z następującychuwarunkowań: technologii produkcji(szczególnie wykorzystywanego paliwa), horyzontuczasowego dostaw, profilu dostaw, bieżącegozrównoważenia popytu i podaży.Rynek bilansującyEksportPozostałasprzedaż*Razem2010 2,4 124,4 6,0 8,3 0,0 0,2 141,32011 0,7 50,6 86,5 6,0 0,1 3,5 147,4* Pozostała sprzedaż obejmuje ilość energii elektrycznej sprzedawanej do OSP i OSD oraz sprzedaż do drobnych dystrybutorówlokalnych.Uwaga: Zmiana danych w tabeli odnośnie 2010 r. wynika ze zmiany źródła danych.Źródło: URE na podstawie danych gromadzonych przez ARE SA.Tabela 6. Kierunki zakupu energii elektrycznej − przedsiębiorstwa obrotu w latach 2010–2011 [TWh]PrzedsiębiorstwawytwórczePrzedsiębiorstwaobrotuGiełdaenergiiRynek bilansujący Import Pozostały zakup Razem2010 122,4 151,9 9,5 3,5 2,1 0,01 289,42011 43,3 123,8 103,2 2,3 0,7 0,10 273,4Uwaga: Zmiana danych w tabeli odnośnie 2010 r. wynika ze zmiany źródła danych.Źródło: URE na podstawie danych gromadzonych przez ARE SA.Tabela 7. Kierunki sprzedaży energii elektrycznej − przedsiębiorstwa obrotu w latach 2010–2011 [TWh]OdbiorcykońcowiPrzedsiębiorstwaobrotuGiełdaenergiiRynek bilansującyEksportPozostałasprzedaż*Razem2010 114,0 145,0 3,9 5,9 1,9 18,0 288,72011 114,8 114,2 15,8 4,7 4,5 19,9 273,9* Pozostała sprzedaż obejmuje m.in. ilość energii elektrycznej sprzedawanej OSP, OSD, przedsiębiorstwom wytwórczym,sprzedaż do drobnych dystrybutorów lokalnych.Uwaga: Zmiana danych w tabeli odnośnie 2010 r. wynika ze zmiany źródła danych.Źródło: URE na podstawie danych gromadzonych przez ARE SA.W 2011 r. średnie ceny wytwórców oraz przedsiębiorstwobrotu w poszczególnych segmentachsprzedaży energii, pozostawały na zbliżonym poziomiew porównaniu do 2010 r.Średnia cena, po której wytwórcy sprzedawalienergię elektryczną ukształtowała się w ostatnimroku na poziomie 199,11 zł/MWh. Z kolei średniacena sprzedawanej energii elektrycznej przezprzedsiębiorstwa obrotu wyniosła 227,42 zł/MWh.Średnio ceny w obu tych grupach wzrosły o 4,3%w 2011 r. w stosunku do 2010 r., co oznacza iżwzrost ten odpowiadał wzrostowi cen towarówi usług konsumpcyjnych w analizowanym okresie.Najbardziej spadły ceny w poszczególnychsegmentach odbiorców (poza jednym – przedsiębiorstwamiobrotu, gdzie wzrosły w 2011 r. w porównaniuz rokiem wcześniejszym o 5%) w grupiewytwórców. Spadek cen sprzedawanej energiielektrycznej mieścił się w tej grupie w przedziale0,5% (segment rynku bilansującego) – 4,4% (segmentodbiorców końcowych). W przypadku przedsiębiorstwobrotu ceny spadły jedynie w segmencierynku bilansującego.Przedsiębiorstwa obrotu sprzedawały energięelektryczną po cenach wyższych w 2011 r. w stosunkudo 2010 r., najbardziej podniosły swoje ceny dlasegmentu przedsiębiorstw obrotu oraz dla segmentugiełdowego: odpowiednio o 4,4% i 3,8%. W tab. 8,9 i 10 (str. 18) przedstawiono bardziej uszczegółowionąsytuację cenową na rynku hurtowym.Dla TGE SA rok 2011 był kolejnym rokiem dynamicznegorozwoju. Niewątpliwie znaczenie majątakie cechy giełdy jak: przejrzystość zasad, łatwydostęp dla wszystkich uczestników, optymalizacjanr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>17
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄTabela 8. Średnie ceny sprzedaży energii elektrycznej − wytwórcy w latach 2010−2011 [zł/MWh]OdbiorcykońcowiPrzedsiębiorstwaobrotuGiełdaenergiiprocesu poszukiwania najlepszych ofert sprzedażyenergii czy sygnały dla wytwórców energii elektrycznejo oczekiwaniach cenowych odbiorców.W 2011 r. wolumen obrotu na wszystkich rynkachdedykowanych energii elektrycznej, na parkiecieTGE SA, wyniósł łącznie 126,7 TWh, co stanowiło78% krajowej produkcji energii elektrycznejw 2011 r. oraz ponad 80% jej łącznego zużycia.W porównaniu z 2010 r. obrót na TGE SA wzrósło ponad 55%. Przy czym, najwyższą płynność naRynek bilansującyEksportPozostałasprzedażŚredniaogółem2010 245,29 187,82 204,83 207,38 0,00 205,53 190,702011 234,54 197,17 199,36 206,27 194,84 201,07 199,11Uwaga: Zmiana danych w tabeli odnośnie 2010 r. wynika ze zmiany źródła danych.Źródło: URE na podstawie danych gromadzonych przez ARE SA.Tabela 9. Średnie ceny zakupu energii elektrycznej − przedsiębiorstwa obrotu w latach 2010−2011 [zł/MWh]PrzedsiębiorstwawytwórczePrzedsiębiorstwaobrotuGiełdaenergiiRynek bilansującyImportPozostałyzakupŚredniaogółem2010 187,06 192,47 201,92 210,87 139,87 185,61 190,332011 195,54 200,35 200,19 222,33 200,96 196,60 199,71Uwaga: Zmiana danych w tabeli odnośnie 2010 r. wynika ze zmiany źródła danych.Źródło: URE na podstawie danych gromadzonych przez ARE SA.Tabela 10. Średnie ceny sprzedaży energii elektrycznej − przedsiębiorstwa obrotu w latach 2010−2011 [zł/MWh]OdbiorcykońcowiPrzedsiębiorstwaobrotuGiełdaenergiiRynek bilansującyEksportPozostałasprzedażŚredniaogółem2010 256,71 192,44 192,55 185,81 211,51 197,20 218,112011 264,50 200,84 199,83 185,55 212,36 201,30 227,42Uwaga: Zmiana danych w tabeli odnośnie 2010 r. wynika ze zmiany źródła danych.Źródło: URE na podstawie danych gromadzonych przez ARE SA.parkiecie TGE SA zanotowano w listopadzie 2011 r.,z wolumenem na poziomie 15,5 TWh, natomiastnajniższą w styczniu, kiedy to wolumen ukształtowałsię na poziomie 2,3 TWh. Główną przyczynąrosnącego udziału sprzedaży przez giełdę byłowejście w życie w 2010 r. przepisów ustawy – Prawoenergetyczne, które zobowiązały wszystkichwytwórców do sprzedaży m.in. poprzez giełdęczęści (limit 15% wytwarzanej energii elektrycznejdotyczył wszystkich wytwórców) lub całości (limit100% odnosił się do wytwórców objętych programemKDT) wytwarzanej energii elektrycznej.Rynek Terminowy Towarowy, działający w ramachTGE SA, na którym sprzedawana jest energiaz dostawą w określonym okresie w przyszłości,jest rynkiem największym. W 2011 r. zawarto33 629 kontraktów (łącznie z aukcjami energiielektrycznej), co oznacza wzrost o 135% w stosunkudo 2010 r. W większości były to kontraktyz fizyczną dostawą na 2012 r. W 2011 r. członkowiegiełdy zawarli transakcje zakupu/sprzedaży energiielektrycznej o łącznym wolumenie 106,9 TWh.Stanowi to wzrost o 44% w stosunku do łącznychobrotów na tym rynku w 2010 r. W skali miesiąca,najwyższy wolumen obrotów odnotowanow listopadzie 2011 r., kiedy to ilość energii będącaprzedmiotem transakcji na Rynku TerminowymTowarowym osiągnęła poziom 13,7 TWh. Z koleinajwyższą aktywność na parkiecie na tym rynkuzarejestrowano w styczniu 2011 r.Znaczącą dynamiką wzrostową w 2011 r. charakteryzowałsię również Rynek Dnia Następnego.Łączny obrót wyniósł 19,7 TWh i był wyższy od obrotusprzed roku o 161%. Średni miesięczny wolumenna tym rynku w 2011 r. wyniósł ponad 1,6 TWh(w 2010 r. − 0,6 TWh), przy odnotowanym minimumw lutym (83% średniego obrotu) i maksimumw maju (115% średniego obrotu).Dwa pozostałe rynki funkcjonujące na TGE SAw 2011 r.: Rynek Dnia Bieżącego oraz Aukcje EnergiiElektrycznej miały niewielkie znaczenie. Wolumenobrotów na Rynku Dnia Bieżącego w 2011 r. ukształtowałsię na poziomie 30 591 MWh, zaś na rynkuAukcji Energii Elektrycznej stanowił 658 200 MWh.18 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011Wartym uwagi jest fakt, iż na obu tych rynkachgracze giełdowi zaczęli zawierać transakcjezakupu/sprzedaży dopiero w drugiej połowie2011 r.Rysunek 7. Liczba uczestników oraz podział obrotów narynkach prowadzonych przez Towarową Giełdę EnergiiSA w 2011 r.Aukcje energiielektrycznej0,52%38Wolumen obrotów [GWh]200018001600140012001000800600228,66225,18 225,31 229,08212,11213,48207,72 204,00 210,17209,38199,31195,17 193,69183,68183,48 188,04170,18170,40217,90205,31190,78 193,93172,82167,05242,65229,18211,70207,70193,54 191,34319,21240,41173,38350300250211,87200181,53150122,42100Ceny energii elektrycznej [zł/MWh]Rysunek 8. Wolumenobrotów i cenyenergii elektrycznejna Rynku DniaNastępnego naTGE SA w 2011 r.Rynek TerminowyRynek Dnia NastępnegoRynek Dnia Bieżącego15,5%0,024%43384384%40020001 4651 3631 6511 7761 9011 6941 5891 7221 6071 4631 7701 739styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzieńWolumen obrotów [GWh] Cena średnia Cena minimalna Cena maksymalna500Źródło: URE napodstawie danychTGE SA.0 10 20 30 40 50 60 70 80 90Liczba uczestników rynku [szt.] Obroty [%]Źródło: URE na podstawie danych TGE SA.Średnie ceny energii elektrycznej na poszczególnychrynkach TGE SA w 2011 r. nieznacznieróżniły się od siebie. Średnioważona cena energiielektrycznej dla całej doby, ze wszystkich transakcjiw 2011 r. wyniosła 205,19 zł/MWh, co oznaczawzrost o 4,17 zł/MWh w porównaniu z 2010 r.Średnie ceny na poszczególnych rynkach kształtowałysię na poziomie: 238,09 zł/MWh – na RynkuDnia Bieżącego, 205,19 zł/MWh – na Rynku DniaNastępnego, 205,66 zł/MWh na Rynku TerminowymTowarowym oraz 206,18 zł/MWh na AukcjachEnergii Elektrycznej.Rysunek 9.Wolumen obrotówi ceny energii elektrycznejkontraktówzawartych naRynku Terminowymw 2011 r.z fizyczną dostawąna 2012 r.Źródło: UREna podstawiedanych TGE SA.Wolumen obrotów [GWh]14 000 00012 000 00010 000 0008 000 0006 000 0004 000 0002 000 0000250,00237,75238,01228,00 230,00 230,50 229,25 228,65 230,55 230,55 229,33224,65199,40206,51 209,21205,04 205,93 205,60 205,13 206,80208,66200,16 201,62204,78199,32202,00 203,51199,05 199,70203,40 202,50 202,65 199,75 199,41 199,00 200,00196,00199,20150,00100,0050,000,00styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień175 680502 0207 617 0609 271 9807 508 9169 397 0805 744 6166 758 3959 493 4576 782 05813 210 99713 302 996Wolumen obrotów [GWh] Cena średnia Cena minimalna Cena maksymalnaCeny energii elektrycznej [zł/MWh]nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>19
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄRysunek 10. Wolumen obrotów i ceny energii elektrycznej kontraktów zawartychna Rynku Terminowym w 2011 r. z fizyczną dostawą w 2011 r.Wolumen obrotów [GWh]2 5002 2502 0001 7501 5001 2501 0007505002500233,00607193,95 186,72178,00210,30179,001 342224,65181,251 691Źródło: URE na podstawie danych TGE SA.228,75 231,00 231,95 228,75 229,90 229,05 234,50202,15 206,07208,95 204,73 205,11206,45 209,17196,06197,00202,10 201,50 185,00199,00Informacje i dane prezentowane powyżejdotyczące TGE SA potwierdzają fakt, iżbranża energetyczna aktywnie uczestniczyłai uczestniczy w handlu energią elektryczną napolskiej giełdzie. Dzięki temu, systematycznierośnie płynność polskiego rynku energii, a coza tym idzie wzrasta znaczenie Polski na areniemiędzynarodowej. Jest to dowodem dojrzałościpolskiego rynku energii i jego dążeniado funkcjonowania według zasad przejrzystejkonkurencji. Zapewnienie płynności na giełdzieto duży krok do włączenia się Polski w budowęwspólnego, transparentnego rynku energiiw Europie.2 4202 5112 2511 326181,751 8419221.1.2. RynekdetalicznyOgólna sytuacja223,50Rynek detaliczny jest220,22201,21200 rynkiem, na którym stronątransakcji jest odbior-206,00195,00190,00150ca końcowy dokonującyzakupu paliw i energii na100własny użytek. W 2011 r.50 Prezes URE kontynuował– zgodnie z przyjętym90 programem – monitorowanietego rynku.Uczestnikami rynkudetalicznego, obokodbiorców końcowych(zarówno w gospodarstwachdomowych, jaki przedsiębiorstwach), są przedsiębiorstwa zarządzającesiecią dystrybucyjną (OSD) i sprzedawcyenergii elektrycznej (przedsiębiorstwa obrotu).Największy udział w sprzedaży energii elektrycznejdo odbiorców końcowych mają sprzedawcy„zasiedziali” (incumbent supplier), którzy pozostalipo wyodrębnieniu operatorów sieci dystrybucyjnej(aktualnie sześć podmiotów), jako strona umówkompleksowych, tj. umów łączących w sobie postanowieniaumowy sprzedaży i umowy dystrybucjienergii z odbiorcami. Pełnią oni funkcję sprzedawcówz urzędu względem odbiorców w gospodarstwachdomowych, którzy nie zdecydowali sięna wybór nowego sprzedawcy. Około 170 innych390270,50styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzieńObroty Cena średnia Cena min Cena max355300250Ceny energii elektrycznej [zł/MWh]sprzedawców to pionowo zintegrowane przedsiębiorstwaenergetyki przemysłowej, realizująceoprócz sprzedaży także usługę dystrybucyjną.Ogólna liczba podmiotów posiadających koncesjęna obrót energią elektryczną wynosi ok. 340.Po stronie popytowej rynku detalicznego energiielektrycznej znajdują się konsumenci – odbiorcykońcowi. Jest ich ok. 16,7 mln, z czego ok. 89%to odbiorcy z grupy G. Jednocześnie wolumenenergii dostarczonej dla tej grupy nie jest wysokii stanowi w sumie ok. 25% całości dostaw energiielektrycznej.Na rynku w dalszym ciągu utrzymuje się sytuacja„przywiązania” konsumentów do dotychczasowychsprzedawców i niewielka skala ich zmiany(tab. 11 str. 21), mimo, że prawo wyboru sprzedawcy(ang. TPA) przysługuje wszystkim grupomodbiorców od 1 lipca 2007 r. Pomimo ciągle małejliczby odbiorców, którzy skorzystali z prawa wyborusprzedawcy, ilość odbiorców, którzy wykorzystalito uprawnienie była w 2011 r. ponad czterokrotniewiększa w stosunku do stanu z 2010 r. Wartoprzy tym podkreślić, że dynamika zjawiska zmianysprzedawcy przez odbiorców w gospodarstwachdomowych była w minionym roku nie tylko znaczniewyższa niż w poprzednich okresach, ale takżewyższa niż w grupie odbiorców instytucjonalnych.Liczba gospodarstw domowych, które zmieniłysprzedawcę wzrosła dziesięciokrotnie w porównaniudo liczby odnotowanej na koniec 2010 r. Choćbrak w tym zakresie systematycznych badań, toze względu na analizę zakresu przedmiotowegospraw trafiających do organu regulacji, stwierdzićmożna, że wzrost ten spowodowany był wzmożo-20 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011ną aktywnością akwizycyjną sprzedawców energii,co samo w sobie jest pozytywne, o ile nie wiążesię ze stosowaniem nieuczciwych praktyk handlowych.W sprawach dotyczących prawdopodobnegostosowania tego typu praktyk przez niektórychsprzedawców nawiązana została współpracaz Urzędem Ochrony Konkurencji i Konsumentów.na rynku. W Polsce ciągle stosunkowo niewieluodbiorców (ok. 0,23%) skorzystało do tej poryz takiej możliwości. Mimo tej małej aktywności odbiorców,należy badać jej przejawy i to w różnychprzekrojach, aby dostrzegać pozytywne i negatywnezjawiska oraz definiować bariery.W 2011 r. monitoringiem objętych zostało64 OSD, sześciu powstałych w wyniku unbundlinguoraz 58 tzw. OSD przemysłowych, działającychjako przedsiębiorstwa pionowo zintegrowane,tzn. prowadzące zarazem działalność sieciową jaki handlową.Tabela 11. Dostawa energii elektrycznej do grup odbiorców końcowychGrupyodbiorcówwg kryteriów[MWh]Liczbaodbiorcówogółemw 2011 r.Energiadostarczonaogółemw 2011 r.[MWh]*Korzystanie z prawa wyboru sprzedawcyLiczba odbiorców TPAwg grup taryfowych**Faktyczna swoboda wyboru sprzedawcy, którejmiernikiem jest liczba aktywnych na rynku odbiorcóworaz liczba dokonanych w danym okresiezmian sprzedawcy, jest wynikiem nakładania sięna siebie wielu okoliczności, począwszy od stopniaświadomości kupujących, poprzez ich motywacjędo zmiany sprzedawcy, aż po łatwość dokonaniazmiany, czy dostępność konkurencyjnych ofertEnergia dostarczonaw TPA wg gruptaryfowych [MWh]A, B, C G A, B, C G> 2 000 6 221 57 563 360 1 127 0 29 934 183 050 − 2 000 103 091 24 339 609 6 507 36 2 662 824 9 746< 50 16 565 329 42 754 036 14 814 15 447 1 119 258 26 811Razem 16 674 641 124 657 005 22 448 15 483 33 716 265 36 557* Szacunkowy wolumen energii elektrycznej (brak części pomiarów na koniec 2011 r.).** Dane dot. liczby odbiorców TPA pozyskane w badaniu rocznym OSD mogą różnić sięw porównaniu z danymi przedstawionymi na rys. 11, które uzyskiwane są w badaniachmiesięcznych, a następnie dopiero weryfikowane w badaniu rocznym TPA.Źródło: URE na podstawie danych przedstawionych przez OSD.Ważne jest także to, jak korzystaniez prawa wyboru sprzedawcyzmienia się w czasie, geograficzniei czy wszyscy odbiorcy, z różnychgrup taryfowych zachowują siępodobnie, czy też nie. I tak, sytuacjaw zakresie korzystania z TPAprzez odbiorców przyłączonych dosieci poszczególnych OSD zostałaprzedstawiona w tab. 12.Tabela 12. Prawo wyboru sprzedawcy w latach 2010–2011Operator systemudystrybucyjnegoLiczba odbiorcówTPA*Wolumen dostarczonejenergii w ramachTPA [MWh]Udział energii elektrycznejdostarczonejw ramachTPA w stosunku docałkowitej energiidostarczonej przezdane przedsiębiorstwo[%]2010 2011 2010 2011 2010 2011PGE Dystrybucja SA 1 897 9 708 4 180 807 6 022 428 13,75 19,35ENERGA – Operator SA 1 353 9 466 2 130 397 2 796 369 11,03 14,26TAURON Dystrybucja SA 4 041 11 519 10 069 075 12 731 255 58,90 37,87ENEA Operator Sp. z o.o. 751 3 727 2 806 482 4 481 261 16,52 26,20Vattenfall Distribution Poland SA 457 1 158 4 644 573 5 495 842 42,15 48,43RWE Stoen Operator Sp. z o.o. 421 2 168 838 675 1 451 380 11,89 19,98PKP Energetyka SA 30 80 24 837 44 910 0,75 4,58Polenergia Dystrybucja Sp. z o.o. 1 65 662 43 054 0,41 20,26Przedsiębiorstwo EnergetyczneESV Sp. z o.o.0 16 0 13 017 0,00 0,00Energoserwis Kleszczów Sp. z o.o. 0 1 0 321 822 0,00 0,00Dalkia Poznań ZespółElektrociepłowni SA0 18 0 146 627 0,00 100,00ENESTA Sp. z o.o. 0 4 0 89 006 0,00 23,90Anwil SA 0 1 0 115 852 0,00 68,99Razem 8 951 37 931 24 695 508 33 752 822 20,13 27,08* Odbiorca rozumiany jako osoba fizyczna lub prawna, z którą spółka dystrybucyjnazawarła jedną lub więcej umów o przyłączenie do sieci oraz umówdystrybucji.Źródło: URE na podstawie danych przedstawionych przez OSD.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>21
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄW tab. 12 i 13 przedstawiono wyniki dla jedyniejedenastu OSD, którzy realizowali zgłoszenia zmianysprzedawcy.Kolejna tab. 13 zawiera dane, jak kształtowałasię sytuacja wyboru sprzedawcy na terenie poszczególnychoperatorów systemów dystrybucyjnychz wyszczególnieniem odbiorców w gospodarstwachdomowych.Tabela 13. Prawo wyboru sprzedawcy – sytuacja w różnych grupach odbiorcówkomercyjnych i w gospodarstwach domowych (2011 r.)Operatorsystemu dystrybucyjnegoLiczbaodbiorcówTPA*Analiza z uwzględnieniem podziału na grupy odbiorcówpozwala stwierdzić, że w 2011 r. nastąpiłbardzo dynamiczny, ponad czterokrotny wzrost liczbyodbiorców, którzy zmienili sprzedawcę w stosunkudo liczby zmian w 2010 r. W grupach odbiorcówkomercyjnych A, B, C w 2011 r. zaobserwowanoprawie trzykrotny wzrost liczby odbiorców, którzyzmienili sprzedawcę, zarazem jednak był on niższyWolumen dostarczonejenergiiw ramach TPA[MWh]A, B, C G A, B, C GPGE Dystrybucja SA 4 965 4 743 6 018 220 4 208ENERGA – Operator SA 4 600 4 866 2 782 623 13 745TAURON Dystrybucja SA 8 085 3 434 12 724 467 6 788ENEA Operator Sp. z o.o. 2 893 834 4 479 209 2 052Vattenfall Distribution Poland SA 676 482 5 492 125 3 717RWE Stoen Operator Sp. z o.o. 1 044 1 124 1 445 333 6 047PKP Energetyka SA 80 0 44 910 0Polenergia Dystrybucja Sp. z o.o. 65 0 43 054 0Przedsiębiorstwo EnergetyczneESV Sp. z o.o.16 0 13 017 0Energoserwis Kleszczów Sp. z o.o. 1 0 321 822 0Dalkia Poznań ZespółElektrociepłowni SA18 0 146 627 0ENESTA Sp. z o.o. 4 0 89 006 0Anwil SA 1 0 115 852 0Razem 22 448 15 483 33 716 265 36 557* Odbiorca rozumiany jako osoba fizyczna lub prawna, z którą spółka dystrybucyjnazawarła jedną lub więcej umów o przyłączenie do sieci oraz umówdystrybucji.Źródło: URE na podstawie danych przedstawionych przez OSD.niż w 2010 r., co może świadczyćo tym, że w aktualnie dość stabilnejsytuacji rynkowej ten segmentrynku osiąga pewien poziomnasycenia (rys. 11 str. 23).Interesująca jest natomiastsytuacja w segmencie odbiorcóww gospodarstwach domowych,gdzie w 2011 r. zaobserwowanoponad dziesięciokrotnywzrost liczby odbiorców,którzy zmienili sprzedawcę.Obserwujemy zatem znaczącetempo zmian wskaźnika TPAw segmencie gospodarstw domowych,na co wpływ mogłamieć przeprowadzona w latach2010−2011 przez URE kampaniaedukacyjno-informacyjna podtytułem „I Ty możesz zmienićsprzedawcę prądu”, skierowanagłównie do segmentu gospodarstwdomowych. Drugimczynnikiem wpływającym nastan rzeczy było zwiększenieaktywności w pozyskiwaniu nowychklientów przez spółki obrotu energią elektryczną.W 2011 r. na rynku zaobserwować możnabyło także wzmożoną aktywność alternatywnychsprzedawców (nowych spółek obrotu). Aktywnośćta postrzegana jako zjawisko pozytywne dla rozwojurynku detalicznego miała swoje również negatywneaspekty. W 2011 r. do URE docierały sygnały− głównie od odbiorców w gospodarstwachdomowych dotyczące stosowania przez niektórychsprzedawców agresywnej polityki marketingowo-sprzedażowejpodczas prezentacji ofertyi zawierania nowych umów sprzedaży. Zjawisko topotwierdziło konieczność kontynuowania działańedukacyjno-informacyjnych, mających na celu podniesieniewiedzy i świadomości drobnych odbiorców.Niezależnie od powyższego wraz ze wzrostem liczbyodbiorców, decydujących się na zmianę sprzedawcyna rynku energii elektrycznej zaobserwowanonieprawidłowości, związane z praktyką stosowaniaprocedury zmiany sprzedawcy oraz działaniamiposzczególnych uczestników rynku (sprzedawców,OSD, pośredników i brokerów).Oceniając wskaźniki wzrostu pamiętać należyjednak, że w ujęciu globalnym ciągle stosunkowoniewielu odbiorców (ok. 0,23%) skorzystało do tejpory z prawa do zmiany sprzedawcy, choć podkreślićtrzeba także fakt, że w stosunku do 2010 r. nastąpiłznaczący wzrost (w 2010 r. poziom ten wyniósł0,05%) (rys. 11 str. 23).Korzystanie z prawa TPA było w kraju nierównomierne,co pokazują dane od poszczególnychoperatorów (tab. 13). Największa liczba odbiorcóww grupach A, B, C, którzy zmienili sprzedawcę, występujena terenie działania TAURON Dystrybucja SA.22 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011Rysunek 11. Korzystanie z prawa wyboru sprzedawcy, lata 2007–2011Liczba odbiorców25 00020 00015 00010 0005 000Źródło: URE.15 20314 17612 89712 0169 936 10 8067 611 8 242 9 0271 537 1 340 1 382 1 414 1 478 1 593 1 664 1 798541 905 1 06262 8501 VII - 31 XII 20071 I- 31 XII 2008XII 2009XII 2010I 20113 367II 2011III 2011IV 2011Odbiorcy grup taryfowych A, B, CV 2011OkresVI 2011VII 20115 016VIII 201116 4706 933IX 201118 3139 68719 69311 84821 71614 341Natomiast wśród gospodarstw domowych największaliczba odbiorców, którzy zmienili sprzedawcę,występuje na terenie działania ENERGA-OPERATORSA. W 2011 r. największy wolumen energii elektrycznejdostarczonej w ramach TPA zakupili odbiorcyprzyłączeni do sieci spółki TAURON DystrybucjaSA. Natomiast w ujęciu procentowym największyudział energii dostarczonej do odbiorcówkorzystających z prawa wyboru w stosunku docałości dostaw odnotowano w Vattenfall DistributionPoland SA, i było to 48,43%. Fakt ten spowodowanyjest bardzo dużym udziałem dużych odbiorcówprzemysłowych w ogólnej liczbie odbiorcówprzyłączonych do sieci tegoOSD. Warto odnotować także fakt,że w grudniu 2011 r. firma TAU-RON Polska Energia SA, właścicielTAURON Dystrybucja SA, stał sięwłaścicielem Vattenfall DistributionPoland SA. Aktualnie firma ta działapod nazwą TAURON DystrybucjaGZE SA, ale należy się spodziewaćwłączenia jejw struktury TAU-RON DystrybucjaSA (rys. 12).W 2011 r. ilośćenergii elektrycznejdostarczonejodbiorcom przyłączonymbezpośredniodo sieci przesyłowejwyniosła 2 228,8 GWh. Przy tym,wszyscy odbiorcy nabywają energięod wybranych przez siebie sprzedawców.Podsumowując, całkowitailość energii elektrycznej sprzedanejw 2011 r. odbiorcom końcowym nawarunkach rynkowych, tzn. po skorzystaniuz zasady TPA (dostarczonejsieciami dystrybucyjnymi i przesyłową)wyniosła 35 607,5 GWh, tj.28,6% energii dostarczonej ogółemodbiorcom końcowym. Przy czym,jako odbiorców z grup A, B i C należyrozumieć tych spośród odbiorcówkońcowych, którzy pobierająX 2011XI 2011XII 2011Odbiorcy w grupie taryfowej Genergię elektryczną na napięciach wysokim, średnimoraz niskim na potrzeby inne niż socjalno-bytowe. Sąto odbiorcy, wobec których ceny energii elektrycznejnie podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa URE. Odbiorcyz grupy taryfowej G są natomiast odbiorcamipobierającymi energię na napięciu niskim na potrzebysocjalno-bytowe. Taryfy na sprzedaż energii elektrycznejdla tych odbiorców ciągle jeszcze podlegają procesowizatwierdzenia przez Prezesa URE.Rysunek 12. Korzystanie z prawa wyboru sprzedawcy na terenie działania poszczególnychoperatorów systemów dystrybucyjnychI – odbiorcy w grupie taryfowej G, II – odbiorcy w grupie taryfowej A, B, C.Źródło: URE.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>23
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄCenyZaprezentowane w tab. 14 i na rys. 13 danedotyczą cen energii elektrycznej − bez uwzględnianiaopłat dystrybucyjnych − zastosowanych wewskazanych okresach u odbiorców posiadającychumowy kompleksowe.Pomiędzy IV kwartałem 2010 r. a IV kwartałem2011 r. opłaty za energię elektryczną stosowanewobec odbiorców, którzy nie skorzystali z prawawyboru sprzedawcy, wykazywały tendencje wzrostowe.Porównując je do okresu IV kwartał 2009 r.– IV kwartał 2010 r., w którym ceny dla odbiorcówogółem spadły o 0,51% − i nie wykazywały generalnieszczególnych tendencji wzrostowych − todla okresu rozpatrywanego w aktualnym badaniuodnotowano wzrost tej ceny o 4,68%. Największywzrost nastąpił dla odbiorców z grupy G – o 6,49%,a najmniejszy wzrost odnotowano u odbiorcówz grupy B – o 1,49%.W przypadku odbiorców korzystających z prawawyboru sprzedawcy cena energii elektrycznej jestustalana w kontraktach dwustronnych.Tabela 14. Opłaty za energię elektryczną, stosowanewobec odbiorców posiadających umowy kompleksoweWyszczególnienieOpłata za energięelektrycznąIVkwartał2010IVkwartał2011Indeksy dynamikiśredniejceny sprzedażyenergiielektrycznej[zł/MWh] [%]Ogółem odbiorcy 265,47 277,89 104,68w tym: odbiorcy na WN (grupy A) 235,75 247,98 105,19odbiorcy na SN (grupy B) 264,27 268,20 101,49WyszczególnienieOpłata za energięelektrycznąIVkwartał2010IVkwartał2011Indeksy dynamikiśredniejceny sprzedażyenergiielektrycznej[zł/MWh] [%]odbiorcy na nN (grupy C) 297,24 315,45 106,13odbiorcy grup G 252,80 269,20 106,49w tym: gospodarstwa domowe 252,90 269,11 106,41Źródło: ARE SA.Rysunek 13. Zmiana opłat za energię elektryczną – porównanieIV kwartału 2011 r. i 2010 r.7%6%5%4%3%2%1%0%4,68%O gółem odbiorcyŹródło: ARE SA.5,19%z tego odbiorcygrupy A1,49%z tego odbiorcygrupy B6,13%z tego odbiorcygrupy CUwarunkowania instytucjonalnefunkcjonowania rynku detalicznegoUmowy generalne (GUD)6,49%z tego odbiorcygrupy Gw ty mgospodarstw adomow eOperator poprzez zawierane umowy o świadczenieusług dystrybucji ze sprzedawcami (zwaneumowami generalnymi) dokonuje doprecyzowaniazasad korzystania z sieci i otwiera poszczególnymsprzedawcom drogę do działania na danymobszarze. Z tego względu generalne umowydystrybucyjne są koniecznedla zapewnienia faktycznejmożliwości korzystania przezodbiorcę z prawa zakupuenergii elektrycznej od wybranegosprzedawcy. Należy6,41%podkreślić, że pod koniec2009 r. operatorzy systemówdystrybucyjnych stowarzyszeniw ramach PolskiegoTowarzystwa Przesyłu i RozdziałuEnergii Elektrycznej(PTPiREE) wraz z przedsiębiorstwamiobrotu skupionymiw Towarzystwie ObrotuEnergią (TOE) uzgodniliwspólny wzorzec generalnejumowy dystrybucyjnej, jednocześnierekomendując godo powszechnego stosowania.Proces podpisywania umówgeneralnych według uzgodnionegostandardu przebiegał24 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011początkowo dość opornie, jednak w 2011 r. możnabyło zaobserwować wzrost liczby umów podpisywanychzgodnie ze wzorcem uzgodnionymmiędzy obu towarzystwami. Czterech operatorów(TAURON Dystrybucja SA /ENION SA/, TAURONDystrybucja SA /EnergiaPro SA/, Vattenfall DistributionPoland SA oraz ENERGA-OPERATOR SA)do wszystkich umów zawartych w 2011 r. zastosowałoopracowany wzorzec generalnej umowydystrybucyjnej.Z monitoringu przeprowadzonego w 2011 r.wynika, że ogólna liczba generalnych umów dystrybucyjnychzawartych przez danego operatora,wzrosła o od 1 do 14 w porównaniu do 2010 r. Nakoniec grudnia 2011 r. największą liczbę zawartychgeneralnych umów dystrybucji (53) posiadałaENERGA-OPERATOR SA (co daje możliwośćdziałania na terenie tego operatora największejliczbie sprzedawców). Proces podpisywania kolejnychumów generalnych jest nadal zaawansowany,na koniec 2011 r. największą liczbę nowychumów negocjowało dwóch operatorów: 16 umówRWE Stoen Operator Sp. z o.o. oraz 12 umówPGE Dystrybucja SA.Jednocześnie wszyscy operatorzy posiadajązawarte generalne umowy dystrybucyjnez przedsiębiorstwem, które na terenie tegooperatora pełni funkcję sprzedawcy z urzędu.W tym przypadku umowa GUD umożliwia sprzedawcomz urzędu podpisywanie z odbiorcamiumów kompleksowych tj. umów zawierającychpostanowienia umowy sprzedaży i umowyo świadczenie usługi dystrybucji energii elektrycznej.Rysunek 14. Liczba zawartych generalnych umów dystrybucji w latach 2009−2011Liczba6050 4645394035323020100ENEA Operator Sp. z o.o.Źródło: URE.ENERGA-Operator SA5350 4947 46 45 44 45 4542 424340 4037 3838 37373535332728 2826 2526RWE Stoen Operator Sp. z o.o.TAURON Dystrybucja GZE SA(Vattenfall Distribution Poland SA)TAURON Dystrybucja SA(EnergiaPro SA)TAURON Dystrybucja SA(ENION SA)Zestawienie zawartych generalnych umów dystrybucjiprzez poszczególnych operatorów przedstawiapowyższy rysunek.Warto wspomnieć, że po konsolidacji, jaka miałamiejsce we wrześniu 2011 r., w ramach grupykapitałowej TAURON zmniejszyła się liczba OSD.Aktualnie funkcjonuje sześciu dużych OSD (wyodrębnionychz przedsiębiorstw zintegrowanych pionowo),przy czym PGE Dystrybucja SA utrzymujepodział na oddziały, zgodny z dawnymi OSD. Należydodać, że w grudniu 2011 r. TAURON PolskaEnergia SA przejął Górnośląski Zakład ElektroenergetycznySA oraz pośrednią kontrolę nad spółkamizależnymi m.in. Vattenfall Distribution Poland SA.PGE Dystrybucja SA Oddział Łódź Miasto45 4541 41Stan na 31 grudnia 2009 r. Stan na 31 grudnia 2010 r. Stan na 31 grudnia 2011 r.PGE Dystrybucja SA Oddział LublinPGE Dystrybucja SA Oddział RzeszówPGE Dystrybucja SA Oddział Łódź TerenPGE Dystrybucja SA Oddział Białystok31PGE Dystrybucja SA Oddział Warszawa29PGE Dystrybucja SA Oddział Zamość304741PGE Dystrybucja SAOddział Skarżysko Kamienna1.2. Regulowaniedziałalnościprzedsiębiorstwelektro--energetycznych1.2.1. KoncesjeZgodnie z art. 32ustawy – Prawo energetyczneuzyskania koncesjiwymaga wykonywaniedziałalności gospodarczejw zakresie:• wytwarzania energiielektrycznej, z wyłączeniem:wytwarzaniaenergii elektrycznejw źródłach o łącznejmocy zainstalowanejelektrycznej nieprzekraczającej 50 MW niezaliczonychdo odnawialnych źródeł energii lubdo źródeł wytwarzających energię elektrycznąw kogeneracji z wyłączeniem wytwarzania energiielektrycznej z biogazu rolniczego 18) ,• przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej,• obrotu energią elektryczną, z wyłączeniem:––obrotu energią elektryczną za pomocą instalacjio napięciu poniżej 1 kV będącej własnościąodbiorcy;––obrotu energią elektryczną dokonywanegona giełdzie towarowej w rozumieniu przepi-18)Zgodnie z art. 1 pkt 32 ppkt a) ustawy zmieniającej.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>25
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄsów ustawy z 26 października 2000 r. o giełdachtowarowych lub rynku organizowanymprzez podmiot prowadzący na terytoriumRzeczypospolitej Polskiej rynek regulowanyw rozumieniu przepisów ustawy z 29 lipca2005 r. o obrocie instrumentami finansowymiprzez towarowe domy maklerskie lub domymaklerskie prowadzące działalność maklerskąw zakresie obrotu towarami giełdowymioraz przez spółkę prowadzącą giełdę towarową,giełdową izbę rozrachunkową, KrajowyDepozyt Papierów Wartościowych SA lubprzez spółkę, której Krajowy Depozyt PapierówWartościowych SA przekazał wykonywanieczynności z zakresu zadań, o którychmowa w art. 48 ust. 2 ustawy z 29 lipca 2005 r.o obrocie instrumentami finansowymi, nabywająceenergię elektryczną, z tytułu realizacjizadań określonych w ustawie z 26 października2000 r. o giełdach towarowych 19) .Zgodnie z art. 33 ust. 1 ustawy – Prawo energetycznekoncesję może otrzymać wnioskodawcamający siedzibę lub miejsce zamieszkaniana terytorium państwa członkowskiego Unii Europejskiej,Konfederacji Szwajcarskiej lub państwaczłonkowskiego Europejskiego Porozumieniao Wolnym Handlu (EFTA) − strony umowyo Europejskim Obszarze Gospodarczym. Ustawaformułuje warunki, które musi spełniać wniosko-19)Art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. b zmieniony w wyniku nowelizacjiustawy – Prawo energetyczne dokonanej ustawą z 19 sierpnia2011 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz o zmianieniektórych innych ustaw (Dz. U. z 2011 r. Nr 205, poz. 1208),zmieniającej nin. ustawę z 30 października 2011 r.dawca, aby otrzymać koncesję (art. 35 ust. 1)oraz przesłanki uniemożliwiające otrzymanie koncesji(art. 33 ust. 3).Podobnie, jak miało to miejsce w latach poprzednich,w wyniku otrzymywanych od przedsiębiorcówinformacji na temat planowanego zakończeniadziałalności koncesjonowanej, a takżew toku prowadzonych postępowań administracyjnychw sprawach cofnięcia koncesji, Prezes UREw 2011 r. monitorował przebieg procesów związanychz zakończeniem działalności w celu zbadania,czy interes odbiorców nie został zagrożony.W takich sytuacjach Prezes URE ma bowiem prawoi obowiązek interweniowania. W 2011 r. PrezesURE monitorował sytuację odbiorców pięciuprzedsiębiorców, którzy zgłosili zamiar zaprzestaniadziałalności koncesjonowanej w zakresie dystrybucjienergii elektrycznej.Rok 2011 był kolejnym rokiem zmian w funkcjonowaniusektora elektroenergetycznego w Polsce,będących następstwem m.in. nowelizacjiustawy – Prawo energetyczne, która weszła w życie11 marca 2010 r., a także kontynuacji procesukonsolidacji w obrębie grup kapitałowych.Procesy zachodzące w obrębie struktury podmiotowejsektora nie pozostały bez wpływu nadziałalność Prezesa URE w 2011 r., jako organuregulacji energetyki, ponieważ wiązały się z koniecznościąprowadzenia postępowań administracyjnychw sprawach zmian koncesji. I tak, np. wewrześniu 2011 r. nastąpiło połączenie operatorówsystemów dystrybucyjnych z Grupy KapitałowejTAURON, tj. EnergiaPro SA (spółka przejmująca)i ENION SA (spółka przejmowana), skutkiemczego zaistniała konieczność zmiany koncesji nadystrybucję energii elektrycznej udzielonej EnergiiProSA poprzez rozszerzenie zakresu terytorialnegoww. koncesji o obszar działania ENION SAoraz zmianę nazwy koncesjonariusza na TAURONDystrybucja SA. Jednocześnie stwierdzono wygaśnięciekoncesji na dystrybucję energii elektrycznejudzielonej ENION SA 20) .Konsekwencją ustawy zmieniającej była takżerezygnacja z prowadzenia działalności koncesjonowanejw zakresie dystrybucji energii elektrycznejprzez kolejnych przedsiębiorców. Rezygnacje tewynikały w znacznej mierze ze zwiększenia obowiązkównałożonych ustawą na tę grupę przedsiębiorców.W 2011 r. nastąpiła istotna zmiana dotyczącakoncesjonowania wytwarzania energii elektrycznejw odnawialnych źródłach energii. 1 stycznia 2011 r.(na podstawie art. 1 pkt 18 w związku z art. 22pkt 2 ustawy zmieniającej), wszedł w życie zapisart. 9p ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne, zgodniez którym działalność gospodarcza w zakresiewytwarzania biogazu rolniczego oraz wytwarzaniaenergii elektrycznej z biogazu rolniczego przestałabyć działalnością koncesjonowaną, a stała siędziałalnością regulowaną w rozumieniu przepisówustawy z 2 lipca 2004 r. o swobodzie działalno-20)Konsolidacja operatorów systemów dystrybucyjnychw Grupie Kapitałowej TAURON nastąpiła w trybie art. 492 § 1pkt 1 Kodeksu Spółek Handlowych tj. przez przeniesienie całegomajątku spółki przejmowanej na spółkę przejmującą w zamianza akcje spółki przejmującej, które zostaną wydane wspólnikomi akcjonariuszom spółki przejmowanej (łączenie przez przejęcie).26 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011ści gospodarczej i od tego dnia podlega wyłącznieobowiązkowi wpisu do rejestru przedsiębiorstwenergetycznych zajmujących się wytwarzaniembiogazu rolniczego, prowadzonego przez PrezesaAgencji Rynku Rolnego (Prezesa ARR).Ponadto zgodnie z zapisami ustawy z 19 sierpnia2011 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczneoraz niektórych innych ustaw 21) zmienionodefinicję biogazu rolniczego poprzez rozszerzeniekatalogu surowców, z których może być on wytwarzany,a tym samym zwiększono grupę przedsiębiorcówprowadzących działalność nie wymagającąuzyskania koncesji.Wobec powyższych zmian, w trakcie 2011 r.grupa źródeł podlegających obowiązkowi wpisu dorejestru przedsiębiorstw energetycznych zajmującychsię wytwarzaniem biogazu rolniczego, któryprowadzony jest przez Prezesa ARR, zwiększyłasię, a sam proces zmian w sposobie koncesjonowaniawymagał zwiększonego zaangażowania PrezesaURE, polegającego na prowadzeniu dodatkowychpostępowań administracyjnych w sprawachdotyczących wygaszenia lub cofnięcia wcześniejudzielonych koncesji.Prezes URE realizuje obowiązki w zakresie dotyczącymkoncesjonowania przedsiębiorstw elektroenergetycznychprzy pomocy DepartamentuPrzedsiębiorstw Energetycznych (departamentu)oraz oddziałów terenowych 22) .21)Dz. U. z 2011 r. Nr 205, poz. 1208.22)Dane dotyczące działalności oddziałów terenowych prezentowanesą w Aneksie do sprawozdania.W 2011 r. Prezes URE udzielił 288 koncesji w zakresieenergii elektrycznej (w tym 94 na wytwarzanieenergii elektrycznej w odnawialnych źródłachenergii). Na koniec grudnia 2011 r. ważne koncesje(w liczbie 1 730) posiadało 1 485 przedsiębiorcówwykonujących koncesjonowaną działalnośćgospodarczą w zakresie wytwarzania, przesyłanialub dystrybucji energii elektrycznej oraz obrotuenergią elektryczną.Liczbę koncesji udzielonych w 2011 r. w podzialena poszczególne rodzaje działalności koncesjonowanejw zakresie energii elektrycznej przedstawiaponiższa tabela.Tabela 15. Liczba koncesji udzielonych w 2011 r. orazliczba ważnych koncesji w URE według stanu na koniec2011 r.EnergiaelektrycznaKoncesje udzielonew zakresie działaniadepartamentuKoncesje ważnena koniec2011 r. (dotyczyurzędu jakocałości)[szt.]Wytwarzanie 94 1 204Przesyłanie lubdystrybucja1 184Obrót 41* 342**Razem 136 1 730* W tym 5 koncesji wydanych dla podmiotów mającychsiedzibę zagranicą.** W tym 28 koncesji wydanych dla podmiotów mającychsiedzibę zagranicą.Źródło: URE.Tabela 16. Instalacje OZE na podstawie koncesji ważnychna 31 grudnia 2011 r.Rodzaj źródłaSumarycznamoc zainstalowana[MW]LiczbainstalacjiElektrownie na biogaz* 88,144 156Elektrownie na biomasę 409,680 19Elektrownie wytwarzająceenergię elektryczną z promieniowania1,125 6słonecznegoElektrownie wiatrowe 1 616,361 526Elektrownie wodne 951,390 746Współspalanie** – 47Łącznie 3 082,043*** 1 515* Nie uwzględnia danych dot. 15 instalacji wytwarzającychenergię elektryczną z biogazu rolniczego wpisanychdo rejestru prowadzonego przez Prezesa ARR.** Ze względu na różne przedziały procentowegoudziału biomasy (w całkowitym strumieniu paliwa),w odniesieniu do tych instalacji, nie podano całkowitejmocy zainstalowanej.*** Wartość uwzględnia dane dot. 15 instalacji wytwarzającychenergię elektryczną z biogazu rolniczego wpisanychdo rejestru prowadzonego przez Prezesa ARR.Źródło: URE.W 2011 r. wydano 265 decyzji zmieniającychudzielone koncesje (promesy koncesji). Zmianyudzielonych koncesji (promes koncesji) podyktowanebyły przede wszystkim:• rozszerzeniem lub ograniczeniem zakresu działalności,• zmianą nazwy lub siedziby koncesjonariusza,• zmianą warunków wykonywania działalności(rozszerzenie zakresu terytorialnego obszaruwykonywania działalności),nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>27
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄ• przedłużeniem okresu obowiązywania koncesji,zgodnie z art. 39 ustawy – Prawo energetyczne,• zmianą decyzji w trybie samokontroli.W 2011 r., Prezes URE wydał 76 decyzji o umorzeniu,cofnięciu lub wygaszeniu koncesji (promeskoncesji), m.in. w związku z trwałym zaprzestaniemwykonywania działalności gospodarczejlub niepodjęciem działalności objętej koncesją,a także w związku z przekształceniami kapitałowymiprzedsiębiorstw, prowadzącymi do wykreśleniakoncesjonariuszy z odpowiedniego rejestrulub ewidencji. W ośmiu przypadkach stwierdzonowygaśnięcie koncesji w związku z przekształceniamikapitałowymi przedsiębiorstw, prowadzącymido wykreślenia koncesjonariuszy z odpowiedniegorejestru lub ewidencji. W dwóch przypadkachkoncesję uchylono na wniosek przedsiębiorców.W 2011 r. Prezes URE wydał dziewięć decyzji odmawiającychudzielenia/zmiany koncesji (promesy).W przypadku dwóch odmów udzielenia koncesjina wytwarzanie energii elektrycznej przyczynąbyło nie spełnienie przesłanek pozwalających nazakwalifikowanie jednostki wytwórczej jako źródłaodnawialnego oraz brak możliwości technicznychgwarantujących prawidłowe wykonywanie działalności.Natomiast w przypadku odmowy zmianykoncesji, powodem był brak zasadności złożonegowniosku w zakresie zmiany nazwy lokalizacji źródła.W 2011 r. w czterech przypadkach wydanodecyzję odmawiającą udzielenia koncesji na obrótenergią elektryczną. Powodem odmowy udzieleniakoncesji w trzech przypadkach było niezłożenieprzez przedsiębiorcę zabezpieczenia majątkowego,od którego Prezes URE uzależnił udzielenie koncesji,natomiast w jednymprzypadku przedsiębiorcanie dysponowałśrodkami finansowymiw wielkości gwarantującejprawidłowe wykonywaniedziałalnościoraz nie był w stanieudokumentować możliwościich pozyskania.W jednym przypadkuPrezes URE odmówiłzmiany warunków koncesjipoprzez zniesienie warunku zobowiązującegoprzedsiębiorcę do utrzymywania zabezpieczeniamajątkowego w odpowiedniej formie, w związkuz sytuacją finansową przedsiębiorcy nie uzasadniającąodstąpienia od obowiązku utrzymywaniazabezpieczenia majątkowego.Do końca 2011 r. Prezes URE udzielił 128 promeskoncesji na wytwarzanie energii elektrycznejw OZE, a także pozytywnie rozpatrzył dwa wnioskio udzielenie promesy na wykonywanie działalnościgospodarczej w zakresie dystrybucji energiielektrycznej. Ponadto Prezes URE w jednym przypadkuodmówił udzielenia promesy koncesji, ponieważprzedsiębiorca nie dawał rękojmi prawidłowegoprowadzenia działalności gospodarczej objętejzakresem i przedmiotem promesy. W czterechprzypadkach umorzył postępowanie w sprawieudzielenia promesy koncesji, co związane było zezmianami ustawy – Prawo energetyczne w zakresiekoncesjonowania źródeł wytwarzających energięelektryczną z biogazu rolniczego.Tabela 17. Projektowane instalacje OZE na podstawie ważnych na 31 grudnia 2011 r.promes koncesjiRodzaj źródłaSumaryczna moczainstalowana [MW]LiczbainstalacjiElektrownie na biogaz 31,707 28Elektrownie na biomasę 52,165 14Elektrownie wiatrowe 4 876,907 225Elektrownie wodne 5,945 11Elektrownie wytwarzające energię elektrycznąz promieniowania słonecznego3,792 8Elektrownie wykorzystujące technologię współspalania* – 1Łącznie 4 970,516 287* Brak możliwości podania mocy ze względu na różny udział % biomasy.Źródło: URE.1.2.2. Taryfy i warunki ich kształtowaniaW 2011 r. Prezes URE zatwierdzał taryfy dlaenergii elektrycznej dla:• operatora systemu przesyłowego (OSP) – dlapodmiotów korzystających z usługi przesyłaniana podstawie umowy przesyłowej,• operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD),którzy 1 lipca 2007 r. dokonali rozdziału działalności– dla odbiorców przyłączonych do siecidystrybucyjnych na wszystkich poziomachnapięć, czyli dla odbiorców przemysłowych,średniego i małego biznesu oraz gospodarstwdomowych,• przedsiębiorstw obrotu energią elektryczną –w odniesieniu do odbiorców grup taryfowych G,przyłączonych do sieci danego operatora systemudystrybucyjnego, dla których przedsiębiorstwoobrotu świadczy usługę kompleksową,• pozostałych przedsiębiorstw energetycznych,tzw. przedsiębiorstw energetyki przemysłowej,28 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011w zakresie obrotu energią elektryczną (grupy G)i dystrybucji energii elektrycznej dla odbiorcówprzyłączonych do sieci tych przedsiębiorstw.W 2010 r. Prezes URE rozpoczął proces mającyna celu stworzenie silnych podstaw umożliwiającychrozpoczęcie od 2011 r. (dla OSD, którzy dokonali1 lipca 2007 r. rozdzielenia działalności) kolejnegookresu regulacji. Podstawowym warunkiem realizacjitego zamierzenia było opracowanie nowego modeluoceny efektywności w zakresie kosztów operacyjnychoraz różnicy bilansowej. Z uwagi jednakna brak możliwości oceny poprawy efektywnościOSD w okresie regulacji (2008−2010), jak równieżwątpliwości dotyczące wstępnych wyników modelu,niemożliwe było rozpoczęcie nowego okresu regulacjiw zakładanym uprzednio terminie.W 2011 r. kontynuowano prace nad nowymmodelem, które zakończyły się opracowaniemi zaimplementowaniem nowego modelu do ocenyefektywności w zakresie kosztów operacyjnychi różnicy bilansowej. W rezultacie prac wyznaczonyzostał dla każdego OSD uzasadniony poziom kosztówoperacyjnych i wolumen różnicy bilansowej nalata 2012−2015. Tym samym rok 2012 zapoczątkowałkolejny czteroletni okres regulacji.Należy również zwrócić uwagę, że taryfy dlaenergii elektrycznej kalkulowane były do 26 września2011 r. na podstawie przepisów rozporządzeniaMinistra Gospodarki z 2 lipca 2007 r. w sprawieszczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryforaz rozliczeń w obrocie energią elektryczną 23) ,23)Dz. U. z 2007 r. Nr 128, poz. 895, z późn. zm.natomiast po tym dniu na podstawie nowegorozporządzenia Ministra Gospodarki z 18 sierpnia2011 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowaniai kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocieenergią elektryczną 24) .Zatwierdzanie taryfy dla operatora systemu przesyłowego– Polskich Sieci ElektroenergetycznychOperator SA (PSE Operator SA)Na początku sierpnia 2011 r. Prezes URE wezwałPSE Operator SA do przedłożenia wnioskuo zatwierdzenie taryfy na 2012 r., w zakresie prowadzonejprzez przedsiębiorstwo działalności.Przedsiębiorstwo złożyło stosowny wniosek podkoniec sierpnia 2011 r. Pierwszy wniosek uwzględniałjedynie wielkości kosztowe, które w trakcie kolejnychmiesięcy procesu taryfowania poddawanebyły wielokrotnie szczegółowej weryfikacji, gdyżtermin, w jakim PSE Operator SA został zobligowanydo przedłożenia taryfy, był zbieżny z trwającymw tym okresie procesem zbierania i uzgadnianiawielkości energii i mocy stanowiących podstawękalkulacji stawek opłat przesyłowych. Proces taryfowytrwał do połowy grudnia 2011 r. i zakończyłsię zatwierdzeniem, decyzją Prezesa UREz 16 grudnia 2011 r., taryfy dla przedsiębiorstwana okres do 31 grudnia 2012 r.W trakcie postępowania o zatwierdzenie taryfyprzedsiębiorstwa na 2012 r. prowadzono równolegleprace mające na celu wypracowanie zasad sta-24)Dz. U. z 2011 r. Nr 189, poz. 1126.nowienia kosztów, będących podstawą kalkulacjistawek opłat przesyłowych, w latach 2012–2015.W konsekwencji, zgodnie z wnioskiem PSE OperatorSA, rok 2012 rozpoczął czteroletni okres regulacjidla tego przedsiębiorstwa.W taryfie został uwzględniony nowy poziomstawek opłaty przejściowej na podstawie InformacjiPrezesa URE Nr 34/2011 z 25 października2011 r. w sprawie stawek opłaty przejściowej narok 2012.Zatwierdzanie taryf dla operatorów systemów dystrybucyjnych(OSD), którzy 1 lipca 2007 r. dokonalirozdziału działalnościW trakcie 2011 r., jedno przedsiębiorstwo –ENEA Operator Sp. z o.o. dwukrotnie wystąpiłoo zmianę taryfy w zakresie podwyższenia stawekopłat w niej zawartych, jednakże Prezes URE uznałproponowane zmiany za bezzasadne i w obu przypadkachwydał decyzje odmowne.Wytyczne w zakresie kalkulacji taryf na 2012 r.dla operatorów systemów dystrybucyjnych zostałyzawarte w dokumencie „TaryfY OSD na ROK 2012(dotyczy OSD, którzy dokonali z dniem 1 lipca2007 r. rozdzielenia działalności)” opublikowanymna stronie internetowej URE.Podstawowym założeniem Prezesa URE w trakcieprowadzonych w 2011 r. przygotowań do procesutaryfowania była kontynuacja rozpoczętychw 2010 r. działań zmierzających do opracowanianowego modelu oceny efektywności w zakresiekosztów operacyjnych oraz różnicy bilansowej,nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>29
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011trybucyjnych został określony w dokumencie„TARYFY OSD na ROK 2012 (dotyczy OSD, którzydokonali z dniem 1 lipca 2007 r. rozdzieleniadziałalności)”.Proces zatwierdzania taryf dla usług dystrybucjienergii elektrycznej na 2012 r. został rozpoczętyw listopadzie 2011 r. i objął sześć przedsiębiorstw,tj. RWE Stoen Operator Sp. z o.o.,Vattenfall Distribution Poland SA, PGE DystrybucjaSA, ENERGA-OPERATOR SA, ENEA OperatorSp. z o.o. oraz TAURON Dystrybucja SA,która powstała w wyniku konsolidacji ENION SAi EnergiaPro SA.Prezes URE 16 grudnia 2011 r. zatwierdził taryfydla dwóch operatorów systemów dystrybucyjnych,a dla pozostałych czterech wydał jedyniedecyzje cząstkowe zatwierdzające taryfy wyłączniew zakresie stawek opłaty przejściowej (stosowniedo Informacji Prezesa URE Nr 34/2011z 25 października 2011 r. w sprawie stawek opłatyprzejściowej na rok 2012), gdyż wnioski wymagałydalszej analizy i poprawek.19 grudnia 2011 r. Prezes URE zatwierdził taryfydla tych przedsiębiorstw na okres do 31 grudnia2012 r., stanowiące tekst ujednolicony uwzględniającypostanowienia powyżej wspomnianych decyzjicząstkowych.Stawki opłat dystrybucyjnych dla odbiorcówkońcowych tych przedsiębiorstw (sześciu OSD)w wyniku zatwierdzonych taryf wzrosły średnioo 5,9%. Stawki za usługę dystrybucji dla odbiorcówgrup taryfowych G wzrosły od 1,6% w VattenfallDistribution Poland SA do 10,7% w ENERGA--OPERATOR SA.Zatwierdzanie taryf dla przedsiębiorstw obrotupowstałych w wyniku rozdziału działalnościNa początku 2011 r. kontynuowano proces zatwierdzaniataryf dla energii elektrycznej na 2011 r.dla odbiorców grup taryfowych G dla RWE PolskaSA oraz Vattenfall Sales Poland Sp. z o.o., gdyż postępowaniate nie zostały zakończone do 31 grudnia2010 r. W dniach 11 i 14 lutego 2011 r. PrezesURE odmówił zatwierdzenia taryf dla RWE PolskaSA oraz Vattenfall Sales Poland Sp. z o.o. na 2011 r.W drugiej połowie października 2011 r. równolegleze złożeniem nowego wniosku o zatwierdzenietaryfy na 2012 r., ENEA SA wystąpiła o zmianętaryfy w zakresie podwyższenia cen energiielektrycznej. Do 31 grudnia 2011 r. postępowaniew tej sprawie nie zostało zakończone.W drugiej połowie października 2011 r. rozpocząłsię proces zatwierdzania taryf dla energiielektrycznej na 2012 r. dla sześciu przedsiębiorstwobrotu, tj. RWE Polska SA, Vattenfall Sales PolandSp. z o.o., PGE Obrót SA, ENERGA-Obrót SA,ENEA SA oraz TAURON Sprzedaż Sp. z o.o., którapowstała w wyniku konsolidacji ENION EnergiaSp. z o.o. i EnergiaPro Gigawat Sp. z o.o.Prezes URE 16 grudnia 2011 r. zatwierdził taryfyna 2012 r. dla czterech przedsiębiorstw, natomiastdwa postępowania, tj. wobec VattenfallSales Poland Sp. z o.o. i RWE Polska SA do 31 grudnia2011 r. nie zostały zakończone.Średni wzrost cen energii elektrycznej dlaodbiorców w gospodarstwach domowych w zatwierdzonychna 2012 r. taryfach wyniósł 5,1%(od 4,5% w PGE Obrót SA do 5,9% w TAURONSprzedaż Sp. z o.o.), zaś łączna zmiana płatnościodbiorców w gospodarstwach domowych z tytułuzatwierdzonych taryf dla przedsiębiorstw obrotui dystrybucji wyniosła średnio 5,7% (od 4,9% dlaodbiorców PGE Obrót SA do 7,7% dla odbiorcówENERGA-Obrót SA).Zatwierdzanie taryf dla przedsiębiorstwtzw. energetyki przemysłowejPostępowania administracyjne w sprawachzatwierdzania bądź zmian taryf dla energii elektrycznejdla tzw. przedsiębiorstw energetyki przemysłowej,prowadzone były w zakresie dystrybucji– w odniesieniu do odbiorców wszystkich gruptaryfowych, natomiast w zakresie obrotu jedyniew odniesieniu do odbiorców w gospodarstwachdomowych, tj. zakwalifikowanych do grup taryfowychG przyłączonych do sieci danego przedsiębiorstwa.Przedsiębiorstwa przedstawiając taryfy do zatwierdzeniazobowiązane były dołączyć materiałanalityczny, pozwalający na stwierdzenie zasadnościproponowanych podwyżek cen i stawek opłatoraz zgodności przedłożonej taryfy z obowiązującymiprzepisami prawa.Rezultatem procesu zatwierdzania taryf dla tegotypu przedsiębiorstw jest z reguły ustalenie stawekopłat, a także cen w grupach taryfowych G,na takim poziomie, przy którym obliczone na ichpodstawie opłaty nie są wyższe od opłat, jakieodbiorca tego przedsiębiorstwa ponosiłby będącodbiorcą spółki dystrybucyjnej, od której przed-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>31
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄsiębiorstwo dokonuje zakupu usług dystrybucji.Stosowanie powyższej ogólnej zasady nie jestjednak automatyczne, lecz uzależnione od specyfikiprzedsiębiorstwa i ponoszonych przez niekosztów.Nowelizacja ustawy – Prawo energetycznewprowadzona ustawą zmieniającą, w art. 9hokreśla tryb oraz kryteria wyznaczania operatorówsystemów elektroenergetycznychi gazowych. Wyznaczenie przedsiębiorstwa naoperatora systemu dystrybucyjnego wiąże sięz koniecznością pobierania od odbiorców stawkiopłaty przejściowej, zgodnie z art. 9 ust. 1ustawy o rozwiązaniu KDT, zamiast dotychczaspobieranej stawki opłaty, wynikającej z art. 9ust. 4 tej ustawy. Powyższe wymagało wprowadzeniaw 2011 r. zmian do obowiązującychtaryf w terminie umożliwiającym zastosowaniestawek opłaty przejściowej z dniem wejściaw życie decyzji o wyznaczeniu przedsiębiorstwana OSD.Statystyka ilościowa prowadzonych postępowańTaryfy są zatwierdzane, zgodnie z regulaminemorganizacyjnym URE, zarówno w DepartamencieTaryf (departamencie), jak i oddziałach terenowych28) .Ogółem departament w 2011 r. wydał 102 decyzjeadministracyjne, w tym:28)Dane dotyczące działalności oddziałów terenowych prezentowanesą w Aneksie do sprawozdania.• 44 decyzje o zatwierdzeniu taryf dla energiielektrycznej, w tym:––4 decyzje dla przedsiębiorstw obrotu pełniącychfunkcje sprzedawcy z urzędu,––10 decyzji dla operatorów, którzy 1 lipca2007 r. dokonali rozdzielenia działalności,––1 decyzję dla PSE Operator SA,––29 decyzji dla przedsiębiorstw energetykiprzemysłowej;• 52 decyzje o zatwierdzeniu zmian w taryfachdla energii elektrycznej dla przedsiębiorstwenergetyki przemysłowej, w tym:––1 decyzję dla przedsiębiorstwa obrotu pełniącegofunkcję sprzedawcy z urzędu,––2 decyzje dla operatorów, którzy 1 lipca2007 r. dokonali rozdzielenia działalności,––1 decyzję dla PSE Operator SA,––48 decyzji dla przedsiębiorstw energetykiprzemysłowej;• 4 decyzje o odmowie zatwierdzenia taryf bądźzmian w taryfach, w tym:––2 decyzje dla przedsiębiorstw obrotu pełniącychfunkcje sprzedawcy z urzędu,––2 decyzje dla operatorów, którzy dokonalirozdzielenia działalności 1 lipca 2007 r.;• 1 decyzję o umorzeniu postępowania (dlaprzedsiębiorstwa energetyki przemysłowej),• 1 decyzję uchylającą (dla przedsiębiorstwaenergetyki przemysłowej).Do 31 grudnia 2011 r. nie zostało zakończonych13 postępowań administracyjnych w sprawie zatwierdzeniataryf dla energii elektrycznej, bądź ichzmian.1.2.3. Wyznaczanie operatorów systemówprzesyłowych i dystrybucyjnychDziałalność Prezesa URE w zakresie wyznaczaniaoperatorów systemów w 2011 r., podobnie jakw 2010 r., była zdeterminowana głównie nowelizacjąustawy – Prawo energetyczne, dokonaną ustawązmieniającą.Nowelizacja ustawy – Prawo energetycznew zakresie „operatorskim” znacznie zwiększyłaobowiązki Prezesa URE w tym zakresie. W szczególnościdotyczy to konieczności przeprowadzeniaznacznej liczby postępowań i wydania decyzji administracyjnychw sprawie wyznaczenia operatorówsystemów. W 2011 r. kontynuowano proceswyznaczania operatorów systemów, wynikającyz ustawy zmieniającej.W świetle obowiązujących regulacji ustawy –Prawo energetyczne operatorów systemów elektroenergetycznychi gazowych (zwanych dalej„operatorami systemów”) wyznacza Prezes UREw drodze decyzji:• na wniosek właściciela sieci lub instalacji, o którymmowa w art. 9h ust. 1 ustawy,• z urzędu w przypadkach określonych w art. 9hust. 9 ustawy.Ustawa – Prawo energetyczne określa warunkifunkcjonowania oraz zadania operatorów systemów.Operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych(OSD) funkcjonujący w przedsiębiorstwiepionowo zintegrowanym obsługującywięcej niż 100 000 przyłączonych do swojej sieciodbiorców mają obowiązek uzyskania niezależnościpod względem formy prawnej, organizacyjnej32 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011oraz podejmowania decyzji (art. 9d ustawy – Prawoenergetyczne).Istotnym wydarzeniem w kontekście funkcjonowaniaOSD była również konsolidacja poziomaw Grupie Kapitałowej TAURON.Wyznaczanie operatorów systemów dystrybucyjnychelektroenergetycznych (OSD)W 2011 r. Prezes URE wyznaczył 63 OSD, którychnie dotyczył obowiązek rozdziału prawnego.Zgodnie ze złożonymi wnioskami przedsiębiorcy cisą operatorami na sieciach, na których prowadządziałalność koncesjonowaną.Zmiany w decyzjach wyznaczających OSD, w tymprzedłużenie okresu obowiązywaniaW 2011 r. Prezes URE dokonał zmian w sześciudecyzjach wyznaczających OSD.„Duzi” OSD, tj. podlegający obowiązkowi wydzieleniaprawnegoW związku z konsolidacją poziomą obszarudystrybucji energii elektrycznej w Grupie KapitałowejTAURON, jaka miała miejsce w 2011 r.,liczba OSD w tej grupie zmalała z dwóch OSDdo jednego OSD. Połączenie dwóch spółek wyznaczonychwcześniej na OSD zostało dokonanew trybie art. 492 § 1 pkt 1 kodeksu spółek handlowychtj. przez przeniesienie całego majątkuspółki przejmowanej na spółkę przejmującą w zamianza akcje spółki przejmującej, które zostanąwydane wspólnikom i akcjonariuszom spółkiprzejmowanej (łączenie przez przejęcie). Spółkąprzejmującą była spółka EnergiaPro SA z siedzibąw Krakowie (nastąpiła zmiana adresu siedzibyspółki oraz zmiana nazwy firmy na TAURONDystrybucja SA). Fakt ten skutkował dokonaniemstosownej zmiany w decyzji ww. OSD orazstwierdzeniem wygaśnięcia decyzji wyznaczającejENION SA na OSD.Łącznie w 2011 r., w odniesieniu zarówno do„dużych” OSD, jak i lokalnych OSD, Prezes UREwydał 70 decyzji w zakresie wyznaczenia OSDi zmian w ww. decyzjach.W wyniku powyższych decyzji, według stanuna koniec 2011 r., na rynku energii elektrycznejfunkcjonowało 84 operatorów systemów dystrybucyjnych,w tym sześciu prawnie wydzielonychOSD.Na koniec 2011 r. pozostało niezakończonychok. 100 postępowań w sprawie wyznaczenia OSD.Umorzenie postępowań w sprawie wyznaczenia OSDW 2011 r. Prezes URE umorzył 15 postępowańw sprawie wyznaczenia OSD. Przyczyną umorzeniaww. postępowań było cofnięcie przedsiębiorcom(kandydatom na OSD) koncesji na dystrybucjęenergii elektrycznej w związku z trwałymzaprzestaniem wykonywania działalności koncesjonowanej.1.2.4. Ustalanie metod kontrolii przygotowanie projektówdziałań dla poprawy efektywnościprzedsiębiorstw energetycznychW 2011 r., podobnie jak w latach ubiegłych,podstawowym narzędziem służącym poprawieefektywności przedsiębiorstw, były modele ekonometryczne,służące do oceny efektywności przedsiębiorstwdystrybucyjnych w zakresie: kosztówoperacyjnych, różnic bilansowych oraz nakładówinwestycyjnych.Taryfy OSD obowiązujące w 2011 r. skalkulowanebyły z wykorzystaniem modeli analizy porównawczejw zakresie kosztów operacyjnych oraz różnicybilansowej, opracowanych w 2007 r., którychcharakterystyka została przedstawiona w Sprawozdaniuz działalności Prezesa URE w 2007 r.Jak już wcześniej wspomniano (pkt 1.2.2.),w 2011 r. zakończone zostały prace nad nowymimodelami do oceny efektywności OSD w zakresiepoziomu kosztów operacyjnych i wolumenu różnicybilansowej, których wyniki zostały uwzględnionew kalkulacji taryf OSD na rok 2012.1.2.5. Monitorowanie wypełniania przezoperatorów systemów przesyłowychi dystrybucyjnych ich zadańProwadzone przez Prezesa URE monitorowaniewypełniania przez operatorów systemów elektroenergetycznychich obowiązków dotyczy przede wszystkimzadań operatorów określonych w art. 9c ust. 2 i 3nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>33
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄustawy – Prawo energetyczne. Wypełnianie przezoperatora systemu przesyłowego i operatorówsystemów dystrybucyjnych ich zadań monitorowanejest również poprzez ocenę funkcjonowaniahurtowego, jak i detalicznego rynku energii elektrycznej,bowiem działanie tych rynków uzależnionejest w dużej mierze od wdrożonych zasad dostępudo sieci i prawidłowego wykonywania zadańprzez operatorów systemu elektroenergetycznego.Szereg zadań realizowanych przez OSP, związanychz rozbudową KSE i zapewnieniem zdolnościprzesyłowych w obrocie krajowym i transgranicznymuregulowanych jest w zatwierdzonej przezPrezesa URE Instrukcji Ruchu i Eksploatacji SieciPrzesyłowej (IRiESP). Nadzorowanie realizacji tychzadań obejmuje monitorowanie przestrzeganiaprocedur i zasad zawartych w IRiESP, jak równieżodbywa się w ramach uzgadniania projektów planówrozwoju. Projekty planów rozwoju uzgodnionez Prezesem URE są podstawowym dokumentem,w oparciu o który OSP dokonuje rozbudowysieci przesyłowej oraz połączeń z innymi systemamielektroenergetycznymi. Realizując obowiązekwynikający z art. 9c ust. 2 pkt 8 ustawy – Prawoenergetyczne, PSE Operator SA dokonywał zakupuusług systemowych niezbędnych do zapewnieniaprawidłowego funkcjonowania KSE. W tym celuOSP zawarł na 2011 r. z wytwórcami dysponującymiJednostkami Grafikowymi aktywnymi – JGwaporozumienia w sprawie warunków świadczeniausług systemowych, na podstawie których zapewniłsobie dostęp do usługi uruchamiania jednostek wytwórczychoraz regulacyjnych usług systemowych.Usługi te są szczegółowo opisane w Instrukcji Ruchui Eksploatacji Sieci Przesyłowej – Bilansowaniesystemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi.W oparciu o zapisy zawarte w IRiESP odbywasię także udostępnianie przez PSE Operator SAinformacji uczestnikom rynku. Ocena dostępnościtych informacji w 2010 r. i 2011 r. dokonywanabyła w ramach prowadzonego przez Prezesa UREpostępowania wyjaśniającego, a następnie postępowaniaw sprawie wymierzenia kary pieniężnejprzeciwko PSE Operator SA. Aktualnie PSE OperatorSA udostępnia wszystkie informacje wymaganeprzepisami prawa krajowego i wspólnotowego.Zgodnie z procedurą zawartą w części IRiESPdotyczącej korzystania z systemu elektroenergetycznego,PSE Operator SA podejmuje działaniaw stanach awaryjnych o znacznych rozmiarachw systemie elektroenergetycznym oraz odbudowętego systemu. W celu przygotowania odpowiednichprocedur w 2011 r. PSE Operator SA podjąłnastępujące działania z tego zakresu:• we współpracy z OSD opracowano „Plan wyłączeńprzez automatykę SCO” (październik 2011 r.),• we współpracy z OSD opracowano „Plan wprowadzaniaograniczeń w dostarczaniu i poborzeenergii elektrycznej”, obowiązujący od 1 września2011 r. do 31 sierpnia 2012 r.; Plan zostałuzgodniony przez OSP z Prezesem URE,• we współpracy z OSD Elektrownia Rybnik SAopracowano aktualizację „Planu wprowadzaniaograniczeń w dostarczaniu i poborze energiielektrycznej”; aktualizacja Planu w zakresieOSD Elektrownia Rybnik SA i OSP zostałauzgodniona przez OSP z Prezesem URE i obowiązujeod 15 grudnia 2011 r.,• we współpracy z OSD opracowano „Plany wyłączeńawaryjnych” (kwiecień 2011 r.) − wgIRiESP obowiązującego od 1 stycznia 2011 r.,• we współpracy z OSD zaktualizowano „Planywyłączeń awaryjnych” (czerwiec 2011 r.),• we współpracy z OSD opracowano „Plany wyłączeńawaryjnych” (grudzień 2011 r.),• przeprowadzono testy w elektrowniach, sprawdzającezdolność jednostek wytwórczych doudziału w obronie i odbudowie KSE,• opracowano i zaktualizowano instrukcje szczegółoweodbudowy KSE,• przeprowadzono szkolenia służb dyspozytorskichOSP/OSD i wytwórców z zakresu planów odbudowy,• kontynuowano, rozpoczęte w II połowie 2008 r.,szkolenia służb dyspozytorskich OSP z zakresuplanów odbudowy z wykorzystaniem symulatorasystemowego; odbyły się także trzyszkolenia na symulatorze pomiędzy OSP a OSD(2x RWE Stoen Operator Sp. z o.o. i 1x VattenfallDistribution Poland Sp. z o.o.).W 2011 r. PSE Operator SA nie występował doministra właściwego do spraw gospodarki o złożeniewniosku w sprawie wprowadzenia przez RadęMinistrów ograniczeń w dostarczaniu i poborze energiielektrycznej na obszarze Rzeczypospolitej Polskiej(art. 11 ust. 7 ustawy − Prawo energetyczne).W celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy KSE,PSE Operator SA w okresie sprawozdawczym zawierałumowy dotyczące pracy interwencyjnejz wytwórcami. Na podstawie umów OSP zyskujedostęp do szybkiej rezerwy interwencyjnej. Ponadto,mając na względzie konieczność zapewnienia odpo-34 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011wiednich standardów jakości i niezawodności pracyKSE, OSP zawierał z wytwórcami posiadającymi jednostkiwytwórcze nie będące jednostkami wytwórczymicentralnie dysponowanymi przez OSP (tzw.nJWCD) umowy o świadczenie usługi dyspozycyjnościtych jednostek. Umowy zapewniają wielkościwytwarzania energii elektrycznej w określonych obszarachsystemu elektroenergetycznego, wymaganeze względu na prawidłowe funkcjonowanie KSE.Ponadto z uwagi na możliwość wystąpieniaewentualnych stanów awaryjnych lub zakłóceniowychPSE Operator SA zawiera z operatoramisystemu przesyłowego krajów sąsiadujących (Niemiec,Czech, Słowacji i Szwecji) umowy na dostawyawaryjne energii elektrycznej.W wyniku podejmowanych działań przez większośćdni 2011 r. nie stwierdzono stanów zagrożeniapracy sieci przesyłowej skutkujących naruszeniemobowiązujących kryteriów ciągłości i niezawodnościdostaw energii lub przekroczeniem poza dopuszczalnelimity parametrów jakościowych energii elektrycznej.Zarówno obciążenia elementów sieci przesyłowej,jak i napięcia w rozdzielniach sieci przesyłowejutrzymywane były na poziomie dopuszczalnym. Wyłączeniadla prac wykonywanych na majątku przesyłowymrealizowane były zgodnie z planem.Zgodnie z ustawą − Prawo energetyczne, PSEOperator SA dokonuje zakupu energii elektrycznejw celu pokrywania strat powstałych w sieci przesyłowejpodczas przesyłania energii elektrycznejtą siecią. Przepisy ustawy nakazują stosowanieprzy zakupie tej energii przejrzystych i niedyskryminacynychprocedur rynkowych. Mając to nawzględzie, PSE Operator SA organizuje przetargina zakup energii elektrycznej na pokrywanie stratpowstałych w sieci przesyłowej. Z wyłonionymiw drodze przetargu dostawcami energii PSE OperatorSA zawiera umowy. Przeprowadzanie przetargówjest podstawową formą zakupu energiielektrycznej przeznaczonej na pokrywanie strat.W ten sposób PSE Operator SA dokonuje zakupuprzeważającej większości energii elektrycznej napokrywanie strat przesyłowych.Pozostała część energii elektrycznej na pokryciestrat powstałych w sieci przesyłowej podczas przesyłaniaenergii elektrycznej tą siecią pozyskiwanajest na Rynku Bilansującym. Jest to forma wykorzystywanaze względu na dużą zmienność ilości energiielektrycznej na pokrycie strat powstałych w sieciprzesyłowej (okresem rozliczeniowym jest godzina),a także do kompensowania odchyleń pomiędzydostawami energii realizowanymi na podstawie zawartychumów z dostawcami, a rzeczywistym zużyciemenergii na pokrywanie strat przesyłowych.W 2011 r. energia na pokrywanie strat przesyłowychbyła pozyskiwana z wykorzystaniem obuwyżej wymienionych form zakupu, w wyniku czegodokonano zakupu następujących ilości energiielektrycznej o następującej wartości:• w ramach umów dwustronnych zawieranychz dostawcami energii: 1 582 635,000 MWh,• na Rynku Bilansującym 29) : 181 359,546 MWh.29)Ilość energii elektrycznej zakupionej na pokrywanie stratprzesyłowych na Rynku Bilansującym wyznaczono jako saldoenergii zakupionej oraz odsprzedanej na Rynku Bilansującym.Ograniczenia w dostawach energii elektrycznejw 2011 r. w KSE kształtowały się na zbliżonym poziomie,jak w 2010 r. Podobnie jak rok wcześniej,nie wystąpiły ograniczenia spowodowane brakiemmocy lub awariami w sieci przesyłowej, natomiastograniczenia spowodowane awariami w sieci dystrybucyjnejwyniosły 26,4 GWh i były mniejszeo ok. 9,8 GWh w stosunku do roku poprzedniego.Energia niedostarczona z powodu ograniczeństanowiła ok. 0,01% krajowego zużycia energiielektrycznej brutto. Mając powyższe na względzie,zasadne jest stwierdzenie, że ograniczenia w dostawachenergii elektrycznej w 2011 r. nie stanowiłyzagrożenia bezpieczeństwa dostaw.W roku sprawozdawczym nie było awarii sieciowychw sieci przesyłowej najwyższych napięć.Ograniczenia w dostawie do odbiorców spowodowaneawariami systemowymi oraz sieciowymiw sieciach dystrybucyjnych OSD w 2011 r. wynikałyprzede wszystkim z niesprzyjających warunkówpogodowych, a mianowicie:• intensywnych opadów mokrego śniegu orazmarznącego deszczu,• gwałtownych burz i nawałnic,• gwałtownych burz i towarzyszących im wichur.1 stycznia 2011 r. występowały ograniczeniaw dostawie do odbiorców spowodowane wyłączeniamiw sieci średniego napięcia, których przyczynąbyły złe warunki atmosferyczne. Były one stopniowolikwidowane. Występowały jednak do końca dniaosiągając wartości: na godz. 12:00 − 15,1 MW; nagodz. 18:00 − 11,3 MW; na godz. 24:00 − 0,5 MW.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>35
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011kowi unbundlingu, nabywali energię elektrycznąna pokrycie strat w sieci dystrybucyjnej bądźz własnych źródeł wytwórczych, bądź kupowali jąna zasadach umownych od przedsiębiorstw wytwórczych,sprzedawców powstałych po podzialedawnych zakładów energetycznych lub innychsprzedawców energii elektrycznej.Wszyscy OSD zobowiązani są do opracowaniaplanów, o których mowa w art. 11 ust. 6 i 7 ustawy– Prawo energetyczne. Niemniej w 2011 r. żadenz OSD nie był zmuszony do wprowadzania ograniczeńw dostawach energii do odbiorców końcowychna zasadach określonych w ww. planach.Szczegółowe informacje w zakresie wypełnianiaobowiązków przez operatorów systemów przesyłowychi dystrybucyjnych ich zadań znajdują sięw innych częściach niniejszego sprawozdania,m.in. w rozdziale 1.6.1. Monitorowanie systemuelektroenergetycznego, w rozdziale 1.6.7. Ocenabezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznejoraz w części III rozdziale 2.1. Zatwierdzanie instrukcjiruchu i eksploatacji sieci.W oparciu o zasady zawarte w IRiESD-Bilansowanieodbywa się dostarczanie użytkownikom siecii operatorom innych systemów elektroenergetycznych,z którymi system jest połączony, informacjio warunkach świadczenia usług dystrybucji energiielektrycznej oraz zarządzaniu siecią, niezbędnychdo uzyskania dostępu do sieci dystrybucyjnej i korzystaniaz tej sieci. Na podstawie zapisów IRiESD-Bilansowanie odbywa się także bilansowanie systemudystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniamisystemowymi. Ponadto, w IRiESD-Bilansowanieunormowane są także zagadnienia związane z umożliwianiemrealizacji umów sprzedaży energii elektrycznejzawartych przez odbiorców przyłączonych do sieci.Informacje dotyczące zarządzania przez PSEOperator SA zdolnościami przesyłowymi połączeńz innymi systemami elektroenergetycznymi zostałyprzedstawione w pkt 1.3. sprawozdania.Monitorowanie przedkładania Prezesowi URE sprawozdańz realizacji planów rozwoju i obowiązkuuzgadniania planów rozwojuNa mocy art. 16 ust. 7 ustawy – Prawoenergetyczne, który dodany został przez art. 1pkt 25 lit. d ustawy zmieniającej, przedsiębiorstwaenergetyczne zobowiązane zostały do corocznegoprzedkładania Prezesowi URE, w terminie do1 marca, sprawozdania z realizacji planów rozwojuw zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłegozapotrzebowania na paliwa gazowe lub energię.Obowiązkiem sporządzenia i przedłożenia PrezesowiURE ww. sprawozdań objęte zostały wszystkieprzedsiębiorstwa zajmujące się przesyłaniem lubdystrybucją paliw gazowych lub energii, a więcrównież te, które z Prezesem URE nie musząuzgadniać projektów wskazanych wyżej planów.W związku z tym 31 stycznia 2011 r. na stronieinternetowej urzędu Prezes URE przypomniałprzedsiębiorstwom sektora elektroenergetycznegooraz gazowego o ciążącym na nich obowiązkuwynikającym z art. 16 ust. 7 ustawy − Prawoenergetyczne, zamieszczając jednocześnie tabele,które umożliwiały sporządzenie wymaganychsprawozdań. Jednocześnie wskazano napostanowienia art. 56 ust. 1 pkt 31 ww. ustawy,w myśl którego karze pieniężnej podlega ten,kto nie przedkłada sprawozdań, o których mowaw art. 16 ust. 7 tej samej ustawy. Obowiązekprzedłożenia do 1 marca 2011 r. sprawozdaniaz realizacji planu rozwoju za rok 2010 obejmował197 przedsiębiorstw energetycznych, któreposiadały decyzje koncesyjne wydane do grudnia2010 r. W terminie ustawowym sprawozdaniaprzedstawiło siedmiu największych OSD, OSP oraz54 przedsiębiorstwa posiadające koncesję nadystrybucję energii. W związku z tym, że częśćprzedsiębiorstw nie przedłożyło wymaganegosprawozdania, w czerwcu 2011 r. Prezes URE podjąłpostępowania wyjaśniające przyczyny nie wywiązaniasię z ciążącego na nich obowiązku. W wyniku tychpostępowań przedsiębiorstwa przekazały wyjaśnienia,wskazując jako przyczyny nie wykonania ww.obowiązku m.in.: zaprzestanie lub niepodjęciedziałalności, przejęcie przez inne przedsiębiorstwo,inną interpretację przepisów i brak znajomości tychprzepisów. W odniesieniu do 43 przedsiębiorstwwszczęte zostały postępowania administracyjnew sprawie wymierzenia kary pieniężnej w związkuz nieprzedstawieniem sprawozdania w ustawowymterminie. Więcej informacji w tym zakresie przedstawionow pkt 5.3. niniejszego Sprawozdania.Na podstawie przekazanych w 2011 r. sprawozdańz realizacji planów, zidentyfikowano: niewykonanienakładów inwestycyjnych zatwierdzonych przez PrezesaURE na 2010 rok w taryfie sieciowej OperatoraSystemu Przesyłowego oraz niewielkie nadwykonanienakładów inwestycyjnych zatwierdzonych w taryfachnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>37
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄsieciowych siedmiu OSD, którzy 1 lipca 2007 r. dokonalirozdziału działalności (realizacja planu uzgodnionegoz Prezesem URE na poziomie 103%). Główneprzyczyny niewykonania nakładów inwestycyjnychprzez OSP związane były z trudnościami z uzyskaniemwyłączeń elementów sieci przesyłowej i problemamiformalno-prawnymi w trakcie realizacji inwestycji.W przypadku monitorowania obowiązku uzgadnianiaprojektów planów rozwoju z Prezesem URE,ustalono, że obowiązek ten dotyczył siedmiu prawniewyodrębnionych OSD oraz OSP. Odnośnie tzw.przedsiębiorstw przemysłowych, wg danych posiadanychprzez URE, 49 z nich było zobowiązanychdo uzgodnienia projektu planu rozwoju. Wedługstanu na 31 grudnia 2011 r. uzgodnione plany rozwojumiało 37 przedsiębiorstw, natomiast w trakcieprocesu uzgadniania były projekty planów rozwojutrzech przedsiębiorstw energetycznych. W odniesieniudo pozostałych przedsiębiorstw, które wedługposiadanych informacji ze względu na liczbę odbiorcóworaz wolumen dostarczanej energii zobowiązanebyły przedłożyć do uzgodnienia z Prezesem UREprojekty planów rozwoju i nie zrealizowały tegoobowiązku do 31 grudnia 2011 r., niezbędne jestuzyskanie dodatkowych wyjaśnień w tym zakresie.Monitorowanie wypełniania przez przedsiębiorstwaenergetyczne obowiązków dotyczących ewidencjiksięgowejZgodnie z art. 44 ustawy − Prawo energetyczne,przedsiębiorstwa energetyczne mają obowiązekprowadzenia ewidencji księgowej w sposób umożliwiającyodrębne obliczanie kosztów i przychodów,zysków i strat w zakresie dostarczania energiielektrycznej, w tym kosztów stałych, kosztówzmiennych i przychodów odrębnie dla wytwarzania,przesyłania, dystrybucji i obrotu energią elektryczną,a także do grup odbiorców określonychw taryfie, zapewniając przy tym równoprawnetraktowanie odbiorców oraz eliminowanie subsydiowaniaskrośnego. Do obowiązków Prezesa UREnależy natomiast monitorowanie funkcjonowaniasystemu elektroenergetycznego w zakresie wypełnianiaprzez przedsiębiorstwa energetyczne obowiązkówdotyczących ewidencji księgowej.W celu realizacji zdefiniowanych prawem obowiązków,przedsiębiorstwa energetyczne zostałyzobligowane do cyklicznego przekazywania PrezesowiURE informacji o kosztach, przychodachoraz wynikach finansowych przedsiębiorstw dystrybucyjnychw podziale na działalności w formieopracowanych w URE arkuszy sprawozdawczych.Podejmowane przez Prezesa URE w 2011 r. działaniaw powyższym zakresie nie odbiegały zasadniczood dotychczasowej praktyki. Zebrane danepodlegały weryfikacji pod kątem ich zgodnościz danymi zawartymi w powszechnie obowiązującejsprawozdawczości statystycznej. Ocenaprzedstawianych przez przedsiębiorstwa energetyczneinformacji miała również na celu sprawdzeniepoprawności przyjętych założeń we wnioskacho zatwierdzenie taryf dla energii elektrycznej.Odrębną analizę przeprowadzono dodatkowodla zbadania bieżącej sytuacji finansowej przedsiębiorstw.W 2011 r. przedsiębiorstwa wypełniały zmodyfikowanearkusze sprawozdawcze, które były wynikiemprac zespołu składającego się z przedstawicieliPTPiREE oraz pracowników Urzędu <strong>Regulacji</strong><strong>Energetyki</strong>. Zmiana arkuszy sprawozdawczychma na celu poprawę ich przejrzystości oraz wynikaz konieczności dostosowania rodzaju zawartychw nich informacji finansowych do zmieniającychsię warunków zewnętrznych funkcjonowaniaprzedsiębiorstw energetycznych (wynikającychw znacznym stopniu ze zmiany prawa).Przeprowadzona w 2011 r. analiza wyników pozwalastwierdzić, że przedsiębiorstwa wypełniająten obowiązek ustawowy.1.3. Zagadnienia związanez transgraniczną wymianąenergii elektrycznej1.3.1. Rynki i inicjatywy regionalneenergii elektrycznejW celu wsparcia rozwoju wspólnego wewnętrznegorynku energii elektrycznej wiosną 2006 r.zostały powołane do życia tzw. Inicjatywy RegionalneEnergii Elektrycznej (ERI), w skład którychwchodzą przedstawiciele państw członkowskichUnii Europejskiej, reprezentanci regulatorów, operatorówsystemów przesyłowych oraz przedstawicieleużytkowników systemu.W ramach ERI utworzono siedem rynków regionalnychenergii elektrycznej. Polska należy do RynkuPółnocnego (NE) oraz do Rynku Europy Środ-38 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011• rozwój planu inwestycji w zakresie infrastrukturyprzesyłowej na poziomie europejskim orazmonitorowanie podjętych działań,• poprawa przejrzystości i dostępności publikowanychinformacji,• opracowanie raportu na temat zarządzaniai użytkowania połączeń transgranicznych.Rynek Europy PółnocnejW ramach Inicjatywy Regionalnej Rynku Północnego(NE) odbyły się trzy spotkania RegionalnegoKomitetu Koordynacyjnego Regulatorów(RCC NE), w których uczestniczył także przedstawicielPrezesa URE. Przedmiotem prac RCC NEbyły zagadnienia harmonizacji w zakresie:1) alokacji długoterminowych praw przesyłowychoraz wprowadzenia instrumentów zabezpieczającychpozycję uczestników wymiany międzysystemowejprzed kosztami ograniczeń systemowychoraz zmian cen energii elektrycznej(fizyczne prawa przesyłowe /PTR/ z uwzględnieniemzasady wykorzystaj lub sprzedaj /ang.Use-It-Or-Sell-It – UIOSI/, finansowe prawaprzesyłowe /FTR/ lub tam, gdzie rynki energiielektrycznej charakteryzują się dużą płynnością– inne instrumenty finansowe umożliwiającezabezpieczenie finansowe uczestnika rynku,np. stosowane w krajach skandynawskich Contractsfor Differences /CfDs/),2) strat sieciowych na połączeniach stałoprądowych(DC Links), w tym na połączeniu polsko--szwedzkim − SwePol Link i uwzględnienia tychstrat w algorytmie wyznaczania ceny i wielkościenergii elektrycznej, która może być przesłana;w ramach tego zagadnienia zajmowano sięrównież zastosowaniem tzw. „deadband” oraz„ramping”,3) limitów cenowych.Prace, o których mowa w pkt 1 polegają na wyborzeinstrumentów zarządzania ryzykiem (PTR, FTRlub innych instrumentów finansowych np. CfDs),które będą wprowadzone na granicach stref cenowychna obszarze Skandynawii oraz na połączeniachpomiędzy krajami skandynawskimi a Europą kontynentalną.Decyzje dotyczące poszczególnych połączeńbędą podejmowane odrębnie dla każdegopołączenia na zasadzie dwustronnych uzgodnień(w tym połączenia pomiędzy Polską a Szwecją −SwePol Link). W pierwszej kolejności opracowanezostaną kryteria wyboru instrumentu. W celurealizacji tego zadania regulatorzy powołali dwiegrupy zadaniowe: zajmującą się wyborem instrumentóww obszarze Skandynawii oraz zajmującąsię wyborem instrumentów na połączeniach Skandynawiii krajów Europy kontynentalnej. W składtej drugiej grupy wchodzi przedstawiciel PrezesaURE. W pracach regulatorzy będą także uwzględnialioczekiwania rynku (konsultacje z uczestnikamirynku). Ustalono, że rekomendacje dotyczącewyboru instrumentów na poszczególnych połączeniachpowinny zostać wypracowane w drugimkwartale 2012 r.W 2011 r. uczestnicy Inicjatywy RegionalnejRynku Północnego: przedstawiciele regulatoróworaz interesariuszy z Polski i Szwecji (operatorzysystemów przesyłowych oraz giełdy energii) prowadziliprace nad wdrożeniem na stałoprądowympołączeniu SwePol Link zasad alokacji zdolnościprzesyłowych w trybie śróddziennym (rynek dniabieżącego, intraday). Po przeprowadzeniu analizyobecnej sytuacji ustalono, że realizacja projektuwdrożenia rynku dnia bieżącego na połączeniuSwePol Link powinna być, z powodu zbyt wysokichkosztów, odroczona do czasu wypracowaniainnego rozwiązania, które nie będzie wymagałoponoszenia przez użytkowników systemu wysokichkosztów działania mechanizmu.W ramach RCC Inicjatywy Regionalnej RynkuPółnocnego w listopadzie 2011 r. opracowana zostałaMapa drogowa na lata 2011−2014 dla RegionuPółnocnego. Dokument ten określa działania,jakie zostaną podjęte w regionie w celu wprowadzeniamodelu docelowego wspólnych skoordynowanychmetod i procedur alokacji zdolności przesyłowychi zarządzania ograniczeniami na rynku.W szczególności Mapa drogowa określa działania,jakie mają być podjęte w następujących obszarach:• długoterminowe prawa przesyłowe – rekomendacjedotyczące wyboru instrumentów zarządzaniaryzykiem na poszczególnych połączeniach,w tym połączeniu stałoprądowym pomiędzyPolską a Szwecją − SwePol Link, zostanąprzedstawione w drugim kwartale 2012 r.,• rynek dnia następnego – połączenie rynkówdnia następnego regionu Europy Północneji regionu Europy Środkowo-Zachodniej w ramachtzw. market coupling jest planowane dokońca 2012 r., w Mapie wskazano, że Polskawdrożyła na połączeniu ze Szwecją marketcoupling,nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>41
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011zowane z wykorzystaniem wspólnego algorytmustanowiącego podstawę wyznaczania cen i ilościenergii. W odniesieniu do rynku dnia bieżącegoWytyczne stanowią, że modelem docelowym będąaukcje typu implicit realizowane w drodze notowańciągłych. Zgodnie z Wytycznymi w celu umożliwieniauczestnikom rynku zabezpieczenia sięprzed ryzykiem wahań kosztów ograniczeń przesyłowych,w terminie do końca 2013 r. wprowadzonezostaną tzw. fizyczne prawa przesyłowe (PTR)z uwzględnieniem zasady wykorzystaj lub sprzedaj(ang. Use-It-Or-Sell-It − UIOSI), finansowe prawaprzesyłowe (FTR) lub tam, gdzie rynki energiielektrycznej charakteryzują się dużą płynnością –inne instrumenty finansowe umożliwiające zabezpieczeniefinansowe uczestnika rynku.ENTSO-E zostało wezwane do opracowania kodeksówsieci.W połowie 2011 r. ACER zakończył równieżprace nad Wytycznymi Ramowymi dot. przyłączaniado sieci elektroenergetycznych (FrameworkGuidelines on Electricity Grid Connections– FG GC). Zostały one ustanowione przez ACER20 lipca 2011 r. Wytyczne definiują minimumstandardów i wymagań dotyczących przyłączaniado sieci elektroenergetycznych znaczących użytkownikówtej sieci (significant grid user), biorącpod uwagę poziom napięcia w miejscu przyłączenia.Warunkiem uznania aktualnych i nowychużytkowników systemu za znaczących jest istotneoddziaływanie ich urządzeń na system elektroenergetycznypoprzez wpływ na bezpieczeństwodostaw w nadzorowanym obszarze sieci oraz poprzezocenę możliwości zapewnienia odpowiednichusług systemowych. Spełnienie tego warunkuweryfikowane jest w tzw. teście znaczenia (significancetest). Zgodnie z ustanowionymi Wytycznymikodeksy sieciowe powinny określać wymaganiadla znaczących użytkowników w odniesieniu doparametrów mających wpływ na bezpieczną pracęsystemu elektroenergetycznego obejmujących:• parametry częstotliwościowe i napięciowe,• wymagania dotyczące energii biernej,• zagadnienia odnoszące się do odciążenia częstotliwościowego,• prądy zwarciowe,• wymagania i nastawy EAZ,• niezawodność,• możliwości zapewnienia usług systemowych.Dodatkowo ustalono, iż jako minimum standardówi wymagań dla znaczących użytkownikówsystemu w kodeksach sieci powinny zostać określonezasady przyłączenia do sieci dystrybucyjnej,sposób przyłączania nietypowych znaczącychużytkowników systemu oraz specjalne wymaganiaw przypadku krytycznych sytuacji w systemie.Ustanowione Wytyczne Ramowe dopuszczają zastosowaniederogacji w zakresie wszystkich lubniektórych wymienionych wyżej minimalnych standardówi wymagań. Derogacje winny opierać sięna przejrzystych, niedyskryminujących zasadachpopartych dobrze udokumentowanymi analizamikosztów i korzyści (cost-benefit analysis) przygotowanymiprzez operatorów sieci elektroenergetycznych.Wytyczne Ramowe przewidują równieżokresy przejściowe dla znaczących użytkownikówsystemu na adaptację standardów i wymagańokreślonych w kodeksach sieciowych. PonadtoWytyczne Ramowe wymagają, aby kryteria orazmetodologia testowania i monitoringu zgodnościz tak zdefiniowanym minimum były sprecyzowanew kodeksie sieciowym w sposób jasnyi przejrzysty.ENTSO-E zostało wezwane do opracowania kodeksówsieci.Wytyczne Ramowe dotyczące pracy systemuelektroenergetycznego (Framework Guidelineson Elektricity System Operation) zostały opracowaneprzez ACER zgodnie z zapisami rozporządzenia714/2009 w celu ustanowienia jasnychi obiektywnych zasad dla opracowania kodeksówsieciowych. Zapisy wytycznych mają zastosowaniewobec operatorów systemów oraz znaczącychużytkowników.Ze względu na istniejącą potrzebę określeniazasad współdziałania systemów elektroenergetycznychnależących do odrębnych obszarów kontrolnychlub synchronicznych kodeksy sieciowepowinny wprowadzić niezbędne reguły.Kodeksy sieciowe w zakresie pracy systemuelektroenergetycznego powinny odnosić się doodpowiednich zagadnień, które wymagają uzgodnieniapomiędzy poszczególnymi OSP, pomiędzyoperatorami systemów przesyłowych i OSD, a takżeoperatorami i znaczącymi użytkownikami sieci.Ponadto kodeksy powinny zapewnić przepisy dlaefektywnego funkcjonowania połączeń transgranicznych,wspierając przy tym działania rynkowe.Celem opracowania powyższego dokumentubyło m.in. znalezienie rozwiązań dla problemównr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>43
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄzidentyfikowanych na podstawie wstępnej OcenySkutków <strong>Regulacji</strong> (Initial Impact Assesment).Jako podstawowe wyzwania określono:• zapewnienie bezpiecznego i efektywnego funkcjonowaniasystemu elektroenergetycznego (napoziomie europejskim) poprzez zdefiniowaniezharmonizowanych zasad bezpieczeństwa,• integracja innowacyjnych technologii,• wdrożenie spójnych zasad dla różnych systemówelektroenergetycznych poprzez ujednoliceniereguł dotyczących roli i zakresu odpowiedzialnościoperatorów systemów przesyłowych,• pełne wykorzystanie informacji oraz technologiiw celu zapewnienia odpowiedniej wymianydanych.Natomiast Wytyczne Ramowe (FG SO) odnosząsię do pięciu głównych obszarów:• bezpieczeństwo operacyjne (funkcjonowania)– nadrzędny w odniesieniu do pozostałych zagadnień,• planowanie operacyjne,• kontrola częstotliwości obciążenia,• certyfikacja i szkolenia pracownicze,• awarie i odbudowa systemu.ENTSO-E zostało wezwane do opracowania kodeksówsieci na początku 2012 r.1.3.3. Paneuropejskie mapy drogowe,projekty pilotażoweZgodnie z Konkluzjami Rady Unii Europejskiejz 4 lutego 2011 r. pełna integracja europejskiegorynku energii elektrycznej powinna nastąpićdo 2014 r. Mając to na uwadze, Komisja Europejskazażądała od europejskich organów regulacyjnychopracowania Europejskiego Planu Pracyna lata 2011−2014 (European Energy Work Plan2011−2014). Ustalono w nim plany działania niezbędnedla zharmonizowania alokacji zdolnościprzesyłowych na rynku dnia bieżącego, rynku dnianastępnego i dla alokacji długoterminowych, a takżemetodologii wyznaczania zdolności przesyłowych(tzw. paneuropejskie mapy drogowe, cross--regional roadmaps). Mapy drogowe uwzględniająprojekty realizowane w rynkach regionalnych 32) .Polska należy do dwóch rynków regionalnych: RynkuEuropy Północnej, z którym jest połączona za pomocąkabla stałoprądowego SwePol Link i RynkuEuropy Środkowo-Wschodniej z połączeniami nagranicy zachodniej i południowej. Wdrożenie mapdrogowych jest koordynowane przez powołanąpod auspicjami ACER Coordination Group ERI,której członkami są przedstawiciele europejskichorganów regulacyjnych, w tym Prezesa URE.Rynek dnia bieżącego – Cross-regional Road mapfor IntradayZgodnie z mapą drogową dot. utworzeniawspólnego rynku modelem docelowym połączeniarynków dnia bieżącego jest prowadzenie handlutransgranicznego energią elektryczną w drodzenotowań ciągłych. Alokacja zdolności przesyło-32)Rynki regionalne są określone w rozporządzeniu 714/2009.wych na granicach stref cenowych będzie odbywałasię poprzez wspólną paneuropejską platformę,na której kojarzone będą oferty kupna i sprzedażyskładane przez uczestników rynku. Wdrożeniewspólnego rynku dnia bieżącego w ramach połączonychrynków krajów Europy Środkowo-Zachodniej(Benelux, Niemcy i Francja) oraz EuropyPółnocnej (Dania, Szwecja, Niemcy, Finlandiai Polska) będzie odbywało się w dwóch etapach.W pierwszym kroku wdrożone będzie rozwiązanieprzejściowe mniej skomplikowane, które mabyć implementowane do końca 2012 r. Natomiastrozwiązanie docelowe powinno być wdrożone dokońca 2014 r. Wdrażanie wspólnego rynku dniabieżącego będzie odbywało się na zasadzie tzw.border-by-border, co oznacza, że kolejno będąprzyłączały się do niego następne kraje. W regionieEuropy Północnej projekt ma być wdrożonydo końca 2012 r., natomiast w regionie EuropyŚrodkowo-Wschodniej (Niemcy, Polska, RepublikaCzeska, Słowacja, Węgry, Austria i Słowenia) implementacjamodelu docelowego planowana jestna koniec 2013 r. Projekt jest realizowany przez interesariuszy(operatorów systemów przesyłowych– TSOs i giełdy energii – PXs) i nadzorowany przezorgany regulacyjne państw członkowskich.Rynek dnia następnego − Cross-regional Roadmap for Day-Ahead Market CouplingModelem docelowym połączenia rynków dnianastępnego jest tzw. market coupling, tj. łączenierynków energii elektrycznej z udziałem giełd44 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄdzie w oparciu o metodę available transmission capacity(ATC) lub Flow-Based (FB), z wykorzystaniemwspólnego modelu sieci na połączeniachwszystkich rynków w całej Unii Europejskiej(ang. common grid model) lub przynajmniej napołączeniach synchronicznych. Metoda FB polegana przydzieleniu zdolności przesyłowychużytkownikom systemu w oparciu o model rzeczywistychprzepływów energii elektrycznejw sieciach zarządzanych przez operatorów systemówprzesyłowych. Tam, gdzie linie przesyłowesą gęsto rozmieszczone i współzależne,jak w przypadku Europy Środkowo-Wschodniej,preferuje się metodę FB. Niezbędna jest koordynacjawdrożenia market coupling i metody FB.Rozważane są dwie drogi:1) wdrożenie market coupling, tj. mechanizmuudostępniania zdolności przesyłowych z jednoczesnąsprzedażą energii jako produktu,a następnie zastosowanie do funkcjonującegomarket coupling metody FB lub2) w pierwszej kolejności wdrożenie zasad wyznaczaniai alokacji zdolności przesyłowychtypu explicit (aukcje jawne, sprzedaż samychzdolności przesyłowych; energia jest nabywanana podstawie odrębnego kontraktu handlowego)w oparciu o metodę FB, a następnieprzejście do market coupling już uwzględniającegoFB.W pierwszym kwartale 2012 r. powinna zostaćpodjęta decyzja o wyborze drogi, która będziezastosowana w regionie Europy Środkowo--Wschodniej.1.3.4. Monitorowanie zasad zarządzaniai rozdziału przepustowości połączeńmiędzysystemowych, z którymiistnieją wzajemne połączeniaPołączenia synchroniczneZasady zarządzania i rozdziału przepustowościpołączeń międzysystemowych uregulowanesą w Wytycznych stanowiących załącznik dorozporządzenia 714/2009 (do 3 marca 2011 r.1228/2003/WE). W celu zapewnienia przestrzeganiazgodności pomiędzy praktyką a regułamizawartymi w tym rozporządzeniu, Prezes URE monitorujefunkcjonowanie krajowego systemu elektroenergetycznego.Dotychczasowe zasady rozdziału przepustowościpołączeń międzysystemowych pomiędzy Polską,Niemcami, Republiką Czeską i Słowacją nieuległy w 2011 r. zmianie. Rozdział zdolności przesyłowychodbywał się w drodze skoordynowanychprzetargów jawnych (explicit) pomiędzy ośmiomaoperatorami systemów przesyłowych z siedmiupaństw regionu CEE. Przetargi na zdolności przesyłowebyły organizowane i przeprowadzane przezutworzone przez wszystkich operatorów systemówprzesyłowych Europy Środkowo-WschodniejBiuro Aukcyjne (CAO – Central Allocation Office)z siedzibą w Freising (Niemcy). Wielkości zdolnościprzesyłowych udostępniane w drodze przetargówwyznaczane są przez operatorów systemówprzesyłowych poszczególnych państw, zgodniez określonymi zasadami. Polski operator systemuprzesyłowego PSE Operator SA stosuje mechanizmwyznaczania zdolności przesyłowych wymianymiędzysystemowej, który został zatwierdzonyprzez Prezesa URE decyzją z 23 lipca 2010 r.Wysoki popyt na zdolności przesyłowe na połączeniachsynchronicznych KSE, przewyższającyistniejące możliwości techniczne, nadaje tym ograniczeniomcharakter strukturalny. PSE OperatorSA udostępniał eksportowe zdolności przesyłowew aukcjach rocznych, miesięcznych i dobowych i wdniu realizacji dostaw, natomiast importowe w aukcjachdobowych i w dniu realizacji dostaw (w aukcjachrocznych i miesięcznych oferowane zdolnościprzesyłowe były równe 0 MW). W trybie aukcjirocznych operator udostępniał dla eksportu mocew wysokości 200 MW, w trybie aukcji miesięcznychmaksymalnie do 213 MW (średnio w roku 96MW), a w trybie aukcji dobowych maksymalnie do1 421 MW (średnio w roku 1 103 MW). Z koleidla importu w aukcjach dobowych udostępnianomoce maksymalnie do 614 MW (średnio w roku363 MW). W 2011 r. zbliżonym zainteresowaniemuczestników rynku cieszyły się aukcje eksportowei importowe, o czym świadczy stopień zarezerwowanychmocy w obu kierunkach w odniesieniu domocy udostępnianych przez operatora. Powyższasytuacja została przedstawiona na rys. 15 (str. 47).Najwięcej mocy przesyłowych uczestnicyrynku zarezerwowali na granicach z Niemcamii Czechami. Sytuacja ta została przedstawionana rys. 16 (str. 47).Oznaczenia i definicje zdolności przesyłowychzostały uzgodnione w ramach ETSO i UCTE (obecnieENTSO-E) i są one stosowane przez wszystkichoperatorów europejskich. Wielkości techniczne46 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011Rysunek 15. Oferowane, zarezerwowane i wykorzystane zdolnościprzesyłoweZdolności przesyłowe [MW]17001200700200-300-800Źródło: URE na podstawie danych PSE Operator SA.Rysunek 16. Rezerwowanie zdolności przesyłowychZdolności przesyłowezarezerwowane [MW]680180-320EKSPORT (+) IMPORT (-), Przekrój: łącznie, Rok: 2011I II III IV V VI VII VIII IX X XI XIIOferowane Y+M+D Alokowane Y+M+D Wykorzystane Y+M+DEKSPORT (+) IMPORT (-), Aukcja: Y+M+D+I, Rok: 2011I II III IV V VI VII VIII IX X XI XIIPL - GER PL - CZ PL - SKŹródło: URE na podstawie danych PSE Operator SA.zdolności przesyłowych wyznaczane są oddzielniedla eksportu i importu energii elektrycznej.Odnosząc się do ilości alokowanych mocy przesyłowychwśród uczestników rynku należy stwierdzić,że w 2011 r. nie występowała ich nadmiernakoncentracja. Udziały mocy alokowanej dla poszczególnychuczestników rynku w przetargu rocznymzawierały się w granicach 2,5–35%. Maksymalnyudział w rynku dla jednego podmiotu w przypadkuprzetargu miesięcznego wynosił około 27%,natomiast dla przetargów dobowychwskaźnik ten wyniósł ok. 23%.W 2011 r. nie uległa zmianie ilośćpołączeń KSE z sąsiednimi systemamielektroenergetycznymi oraz charakterpracy tych połączeń, a zrealizowanew 2011 r. inwestycje w KSEnie miały bezpośredniego wpływu nazwiększenie zdolności przesyłowychwymiany międzysystemowej.W 2011 r. nie wystąpiły przypadkiograniczania udostępnianych zdolnościprzesyłowych w realizacji usługprzesyłania w wymianie międzysystemowejspowodowane brakiem mocylub awariami sieciowymi.Saldo wymiany transgranicznej wyniosłow minionym roku 5 250 GWh.Podobnie więc jak w latach poprzednich,w 2011 r. Polska była eksporteremnetto. Największy wolumenrzeczywistych przepływów był kierowanyz KSE do Czech oraz Słowacji,natomiast większość fizycznychprzepływów energii elektrycznej pochodziłaz Niemiec (tab. 18).Połączenie międzysystemowe Polska Ukraina(Zamość − Dobrotwór)Tabela 18. Wymiana międzysystemowa energii elektrycznej*Wyszczególnienie2007[GWh]2008[GWh]2009[GWh]2010[GWh]2011[GWh]Dynamika2011/2010[2010=100]Bilans handlowy – saldo 5 356 688 2 199 1 354 5 250 387,7Eksport 8 497 4 110 5 038 3 097 7 234 233,6Import 3 140 3 422 2 839 1 743 1 984 113,8Przepływy rzeczywisteWypłynęło z Polski 13 110 9 704 9 595 7 665 12 023 156,9w tym do:Czech 9 232 6 912 6 870 5 504 8 262 150,1Niemiec 48 95 134 167 432 258,7Słowacji 3 600 2 551 2 337 1 499 3 052 203,6Szwecji 230 146 254 494 278 56,2Wpłynęło do Polski 7 752 9 020 7 400 6 310 6 779 107,4w tym z:Białorusi 0 554 0 0 0 0,0Czech 20 28 128 136 44 32,4Niemiec 4 889 5 576 5 616 5 331 5 136 96,3Słowacji 0 31 62 82 27 32,4Szwecji 2 211 2 065 1 394 760 1 514 199,2Ukrainy 631 765 199 0 60 0,0* Dane prezentowane w tabeli obejmują również wymianę międzysystemowąna liniach 110 kV: Wólka Dobryńska − Brześć, Mnisztwo− Trzyniec − Ustroń, Boguszów − Porici, Kudowa − Nachod,Pogwizdów − Darkov.Źródło: URE na podstawie danych PSE Operator SA.We wrześniu 2011 r. na połączeniu systemówpolskiego i ukraińskiego wprowadzony został mechanizmudostępnia zdolności przesyłowych. Połączenieto stanowi jednotorową linię 220 kV relacjiZamość – Dobrotwór, łączącą do pracy synchronicznejz KSE wydzielone w Elektrowni Dobrotwórbloki wytwórcze.Dostępne zdolności przesyłowe są alokowanena uczestników rynku w formie przetargów kwartalnychjawnych (explicit). Są to przetargi niesko-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>47
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄordynowane (jednostronne). Zdolności są udostępnianew kierunku z Ukrainy do Polski.PSE Operator SA przeprowadził w okresie27 września 2011 r. − 7 października 2011 r. jednostronnyprzetarg kwartalny na zdolności przesyłowetego połączenia na okres rezerwacji od15 października 2011 r. do 31 grudnia 2011 r.W przetargu zostały udostępnione zdolnościprzesyłowe, w kierunku UKRENERGO -> PSEO,w wysokości 215 MW w „paśmie” kwartalnym.W przetargu wzięło udział dwóch uczestnikówrynku. W wyniku przeprowadzonego przetarguPSE Operator SA przyznał zdolności przesyłowekierunku UKRENERGO -> PSEO w wysokości215 MW w całym okresie rezerwacji, po cenie rezerwacji0,22 zł/MWh.Połączenia niesynchroniczne (na podstawiedanych z TGE SA)Zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi na stałoprądowympołączeniu Polska-Szwecja – SwePolLink odbywa się poprzez mechanizm marketcoupling w trybie aukcji niejawnych (implicit).Zdolności przesyłowe połączenia są udostępnianena zasadach rynkowych od 16 grudnia 2010 r. Mocpołączenia jest alokowana przez giełdy energii(TGE SA i Nord Pool Spot) na poszczególne godzinydoby dnia następnego (Day-Ahead). Mechanizmmarket coupling pozwala na bardziej efektywnewykorzystanie interkonektorów, ponieważenergia płynie zawsze z obszaru o niższej cenie doobszaru o wyższej cenie.W 2011 r. średnia godzinowa moc udostępnianaw kierunku eksportu z Polski wyniosła 103,6 MW,natomiast w kierunku importu 372,6 MW. Przeciętnegodzinowe przepływy z Polski do Szwecjiukształtowały się na poziomie 32,8 MW, natomiastze Szwecji do Polski – 164,7 MW.Miesięczne dane o udostępnianych mocachi przepływach zostały przedstawione na rys. 17.Rysunek 17. Udostępnione zdolności przesyłowe orazprzepływy energii elektrycznej na połączeniu SwePolLink w 2011 r.[MW]6005004003002001000-100-200-300-400-500-600EKSPORT (+) IMPORT (-)I II III IV V VI VII VIII IX X XI XIIŚrednie miesięczne godzinowe zdolnościŚrednie miesięczne godzinowe wykorzystanieŹródło: URE na podstawie danych TGE SA.Z przedstawionych danych wynika, że większezdolności przesyłowe były udostępniane w kierunkuimportu do Polski niż eksportu. Sytuacja takabyła podyktowana koniecznością zapewnieniaprzez PSE Operator SA bezpieczeństwa dostawenergii elektrycznej, głównie w północnej Polsce,a więc ograniczoną możliwością udostępnianiauczestnikom rynku zdolności eksportowych. Dostępnośćpołączenia w kierunku eksportu wyniosła17% mocy połączenia, z kolei w kierunku importu62% mocy połączenia.W odniesieniu do przepływów, należy zauważyć,że o ile w pierwszym kwartale 2011 r. energiaelektryczna płynęła wyłącznie z Polski do Szwecji,to w kolejnych miesiącach trend ten uległ odwróceniu.Wynikało to z tego, że począwszy od kwietnia2011 r. średnie godzinowe ceny energii elektrycznejw Szwecji były niższe od cen w Polsce.Łączny eksport z Polski do Szwecji wyniósł w 2011 r.303,3 GWh, a całkowity import 1 467 GWh.W 2011 r. zostały podjęte prace nad wdrożeniemna połączeniu SwePol Link możliwości handluna rynku dnia bieżącego (intraday). Wdrożenierynku intraday okazało się jednak niemożliwez uwagi na to, że projekt jest deficytowy. W takichokolicznościach prace zostały zawieszone.1.3.5. Kontrolowanie realizacji obowiązkówwynikających z rozporządzenia 714/2009Parlamentu Europejskiego i Radyw sprawie warunków dostępu do sieciw odniesieniu do transgranicznejwymiany energii elektrycznejZgodnie z art. 23 ust. 2 pkt 11 ustawy – Prawoenergetyczne do zadań Prezesa URE należy m.in.kontrolowanie realizacji przez operatora systemuprzesyłowego elektroenergetycznego oraz innychuczestników rynku energii elektrycznej obowiązkówwynikających z przepisów rozporządzenia 714/2009,a także wykonywanie innych obowiązków organu48 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia.Jednocześnie stosownie do art. 56 ust. 1 pkt 1dustawy ten, kto nie przestrzega obowiązków wynikającychz przepisów rozporządzenia 714/2009podlega karze pieniężnej.W sierpniu 2010 r. wszczęte zostało postępowaniew sprawie wymierzenia kary pieniężnejw związku z ujawnieniem nieprawidłowości polegającychna nieprzestrzeganiu przez operatorasystemu przesyłowego obowiązków wynikającychz przepisów powyższego rozporządzenia.Postępowanie dotyczyło obowiązków w zakresieustanowienia mechanizmów śróddziennego zarządzaniaograniczeniami przesyłowymi na połączeniachwzajemnych polskiego systemu przesyłowegoz systemami przesyłowymi: niemieckim,słowackim i czeskim (tzw. rynek dnia bieżącego,intraday), określenia odpowiedniej struktury dlaalokacji zdolności przesyłowej dla poszczególnychokresów czasu, stosowania wspólnych skoordynowanychmetod zarządzania ograniczeniami przesyłowymii procedur alokacji zdolności przesyłowejw regionie Europy Środkowo-Wschodniej i EuropyPółnocnej raz do roku, co miesiąc i z jednodniowymwyprzedzeniem oraz obowiązków publikacyjnychw zakresie informacji o przewidywanympopycie i produkcji w trybie dnia bieżącego.W czasie, kiedy trwało powyższe postępowanieoperator system przesyłowego opracował i poskonsultowaniu z użytkownikami systemu przedłożyłdo zatwierdzenia zmianę IRiESP w części dotyczącejbilansowania systemu i zarządzania ograniczeniamisystemowymi, która wprowadza mechanizmyśróddziennego zarządzania ograniczeniamiprzesyłowymi umożliwiające handel międzynarodowy(tzw. rynek dnia bieżącego, intraday). Zmianata została zatwierdzona decyzją z 20 września 2010 r.Zatwierdzone zasady zostały wdrożone na połączeniachwzajemnych polskiego systemu przesyłowegoz systemami przesyłowymi: niemieckim, słowackimi czeskim 1 grudnia 2010 r. Ponadto PSE OperatorSA wraz z operatorami systemów przesyłowychregionu Europy Środkowo-Wschodniej opracowałwspólne skoordynowane zasady udostępnianiazdolności przesyłowych w całym regionie EuropyŚrodkowo-Wschodniej (dokument z 22 listopada2010 r. „Rules for Coordinated Auction of TransmissionCapacity in the CEE-Region”), które zostałyzamieszczone na stronie internetowej SpółkiCAO Central Allocation Office GmbH, prowadzącejbiuro aukcyjne organizujące i przeprowadzająceprzetargi na zdolności przesyłowe. Zasady te obowiązywałyod 1 stycznia 2011 r. w całym regionie.Mając na względzie powyższe Prezes UREw zakresie realizacji obowiązków dot. ustanowieniamechanizmów śróddziennego zarządzaniaograniczeniami przesyłowymi na połączeniachwzajemnych polskiego systemu przesyłowegoz systemami przesyłowymi: niemieckim, słowackimi czeskim oraz stosowania wspólnych skoordynowanychmetod zarządzania ograniczeniamiprzesyłowymi i procedur alokacji zdolności przesyłowejw regionie Europy Środkowo-Wschodnieji Europy Północnej raz do roku, co miesiąci z jednodniowym wyprzedzeniem, a także w zakresierealizacji obowiązków publikacyjnych dot.informacji o przewidywanym popycie i produkcjiw trybie dnia bieżącego odstąpił od ukaraniaoperatora. W pozostałym zakresie postępowaniezostało umorzone.Na podstawie pkt 6.5. Wytycznych w sprawiezarządzania i alokacji dostępnej zdolności przesyłowejpołączeń wzajemnych między systemamikrajowymi (zwanych dalej „wytycznymi”), którestanowią załącznik do rozporządzenia 714/2009,każdego roku do 31 lipca organy regulacyjneopublikują sprawozdanie zawierające informacjeo kwocie przychodów uzyskanych w okresiedwunastu miesięcy kończącym się 30 czerwcatego roku i przedstawiające sposób wykorzystaniatego dochodu, wraz z weryfikacją, czy dochód tenzostał wykorzystany zgodnie z ww. rozporządzeniemi wytycznymi oraz czy łączna kwota dochoduz ograniczeń została przeznaczona na jeden lubwięcej spośród trzech zalecanych celów, o którychmowa w art. 16 ust. 6 rozporządzenia.Prezes URE opublikował Informację Nr 23/2011w sprawie sposobu wykorzystania przez operatoraelektroenergetycznego systemu przesyłowegośrodków uzyskanych z udostępniania transgranicznychzdolności przesyłowych w okresie od 1 lipca2010 r. do 30 czerwca 2011 r. na stronie internetowejURE 2 sierpnia 2011 r. Poniżej, dane z opublikowanejinformacji (styczeń − czerwiec 2011 r.) uzupełnionoo dane za okres lipiec – grudzień 2011 r.W 2011 r. PSE Operator SA alokował i udostępniałzdolności przesyłowe:1) na połączeniach z krajami regionu Europy Środkowo-Wschodniej––w ramach mechanizmu skoordynowanychprzetargów jawnych (explicit) organizowa-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>49
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄnych dla trzech przedziałów czasowych:rocznego, miesięcznych i dobowych (rynekdnia następnego – day-ahead); przetargibyły organizowane i przeprowadzane przezBiuro Aukcyjne (CAO – Central AllocationOffice) z siedzibą w Freising (Niemcy);––w ramach mechanizmu śróddziennego – rynekdnia bieżącego (intraday), na zasadachuzgodnionych z pozostałymi operatorami regionu;mechanizm opiera się na czasowej regulepierwszeństwa (first comes first serves),2) na stałoprądowym połączeniu ze Szwecją Swe-Pol Link––w ramach mechanizmu market coupling, przyzastosowaniu aukcji niejawnych (implicit) narynku dnia następnego, market coupling jestorganizowany przez giełdy energii, tj. TGESA i Nordpool Spot AS.W 2011 r. z tytułu udostępniania zdolnościprzesyłowych PSE Operator SA uzyskał przychodyw wysokości 50 923,20 tys. zł (20 476,05 tys. złstyczeń − czerwiec 2011 r., 30 447,15 tys. zł lipiec– grudzień 2011 r.), przy czym kwoty te nie obejmująprzychodów z alokacji mocy na połączeniuSwePol Link. Przychody z tytułu alokacji zdolnościprzesyłowych tego połączenia przekazywane sąjego właścicielom: SwePol Link AB i SwePol LinkPoland Sp. z o.o. i są one w całości przeznaczanena utrzymanie zdolności przesyłowych połączenia.Decyzją z 31 grudnia 2010 r. PSE Operator SA zostałwyznaczony operatorem systemu przesyłowegona polskiej części stałoprądowego połączeniaSwePol Link.W grudniu 2011 r. PSE Operator SA dokonałzwrotu na rzecz uczestników wymiany międzysystemowejczęści uzyskanych przychodów. Zmniejszenieprzychodów w wysokości 1 003,68 zł związanebyło ze zwrotem przez tych uczestników częścinabytych w ramach aukcji rocznych i miesięcznychpraw przesyłu, do procesu aukcji dobowych.W związku z powyższym rzeczywiste przychodyOSP z tytułu udostępniania zdolności przesyłowychw wymianie międzysystemowej (po pomniejszeniuo redukcje) w okresie styczeń − grudzień 2011 r.wynosiły 50 922,20 tys. zł.Do 3 marca 2011 r. obowiązywało rozporządzenie(WE) nr 1228/2003 Parlamentu Europejskiegoi Rady z 26 czerwca 2003 r. w sprawie warunkówdostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznejwymiany energii elektrycznej, zwane dalej „rozporządzeniem1228/2003”. Zgodnie z przepisamitego rozporządzenia przychody z tytułu udostępnianiazdolności przesyłowych wymiany międzysystemowejpowinny były być przeznaczane najeden lub więcej poniższych celów:• zagwarantowanie rzeczywistej dostępnościzdolności przesyłowych,• inwestycje sieciowe utrzymujące lub zwiększającezdolności połączeń wzajemnych,• jako przychód brany pod uwagę przez organyregulacyjne w trakcie zatwierdzania metod wyliczaniataryf sieciowych i/lub oceny, czy taryfypowinny być modyfikowane.3 marca 2011 r. weszło w życie rozporządzenie714/2009, stosownie do którego przychody z tytułuudostępniania zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowejpowinny były być przeznaczane na:• zagwarantowanie rzeczywistej dostępnościzdolności przesyłowych lub• inwestycje sieciowe utrzymujące lub zwiększającezdolności połączeń wzajemnych.Jeżeli jednak przychody nie mogą być efektywniewykorzystane na jeden z powyższych celówmogą one być wykorzystane, po zatwierdzeniuprzez organ regulacyjny, w maksymalnej kwocieokreślonej przez ten organ, jako przychód branypod uwagę przy zatwierdzaniu metod kalkulacjilub ustalania taryf w sieciach.Mając na uwadze powyższe, część przychodu uzyskanegow okresie styczeń − grudzień 2011 r. z tytułuudostępniania zdolności przesyłowych PSE OperatorSA przeznaczał jako przychód brany pod uwagę przezorgany regulacyjne w trakcie zatwierdzania metodwyliczania taryf sieciowych i/lub oceny, czy taryfypowinny być modyfikowane. Powyższe wynika z założeńprzyjętych do kalkulacji stawek opłat przesyłowychw taryfie PSE Operator SA na rok 2011, zgodniez którymi część kosztów uzasadnionych działalnościprzesyłowej przedsiębiorstwa związanych z realizacjąwymiany międzysystemowej, nie została uwzględnionaw kalkulacji stawek opłat w taryfie na rok 2011.Koszty te są pokrywane uzyskiwanymi przez spółkęprzychodami z aukcji zdolności przesyłowych wymianymiędzysystemowej. Są to następujące koszty:a) koszty organizacji skoordynowanych aukcji zdolnościprzesyłowych wymiany międzysystemowej,b) koszty bilansowania wymiany międzysystemowej,c) część kosztów związanych z uczestnictwem PSEOperator SA w międzyoperatorskim systemierozliczeń kosztów tranzytów ITC, która nie zostaniepokryta przychodami uzyskanymi w ra-50 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011mach uczestnictwa w tym mechanizmie orazprzychodami z opłaty rynkowej.Zgodnie z powyższym koszty uzasadnione działalnościprzesyłowej przedsiębiorstwa związane z realizacjąwymiany międzysystemowej, o których mowaw pkt a) i b) powyżej, które nie zostały uwzględnionew kalkulacji stawek opłat w ww. taryfie PSE OperatorSA na rok 2011, częściowo zostały pokryte przychodami,o których mowa w pkt c) powyżej, a w pozostałejczęści przychodami uzyskanymi z alokacji zdolnościprzesyłowych na połączeniach synchronicznych.Uzyskana za okres 1 styczeń 2011 r. − 31 grudzień2011 r. wielkość dochodu z tytułu alokacji zdolnościprzesyłowych wymiany międzysystemowej,wyliczonego zgodnie z obowiązującymi przepisamiksięgowymi, zasili Fundusz Celowy, który zostałutworzony poprzez przyjęcie Uchwałą Zarządu PSEOperator SA 25 maja 2006 r. Regulaminu FunduszuCelowego. Dochód ten zostanie przeznaczony decyzjąwłaściwych organów spółki na cel określonyw art. 16 ust. 6 lit. b rozporządzenia 714/2009.Ponadto całkowite przychody PSE Operator SAz tytułu rezerwacji zdolności przesyłowych w IV kwartale2011 r. na połączeniu międzysystemowymPolska-Ukraina (Zamość – Dobrotwór) wynosiły88 592,90 zł.1.4. Realizacja obowiązków wynikającychz ustawy o rozwiązaniu KDTPrezes URE uczestniczy w realizacji zadań wynikającychz ustawy o rozwiązaniu KDT. Ustawata została zatwierdzona Decyzją Komisji Europejskiejjako program pomocy publicznej zgodnej zewspólnym rynkiem. Program pomocy publicznejma na celu rekompensowanie wytwórcom, którzyrozwiązali umowy długoterminowe, tzw. kosztówosieroconych oraz kosztów zużycia odebranegogazu ziemnego i kosztów nieodebranego gazuziemnego. Koszty osierocone to koszty powstałew związku z przedterminowym rozwiązaniemKDT wynikające z braku możliwości odzyskaniaponiesionych nakładów inwestycyjnych w ramachdziałalności wytwórców na konkurencyjnym rynkuenergii elektrycznej.Koszty gazu ziemnego to koszty, które powstaływ związku z obowiązkiem odbioru zakontraktowanejilości gazu ziemnego przez wytwórców wytwarzającychenergię elektryczną i ciepło z wykorzystaniemtego paliwa.Łącznie wytwórcy, których lista została zawartaw zał. 2 ustawy o rozwiązaniu KDT, mogą uzyskaćmaksymalnie 12,6 mld zł (kwota zdyskontowanado wartości na 1 stycznia 2007 r.).Ustawa o rozwiązaniu KDT nakłada na PrezesaURE szereg obowiązków, związanych z rozliczaniempomocy publicznej, których realizację omówionoponiżej.Ustalenie dla poszczególnych wytwórców wysokościkorekty rocznej kosztów osieroconych orazkosztów gazu ziemnego dla roku poprzedniegoW stosunku do rozliczenia pomocy publicznejza poprzednie lata, w 2011 r. nowym elementembyło wypracowane przez Prezesa URE podejściedo rozliczania skonsolidowanych w ramach jednegopodmiotów wytwórców należących do grupykapitałowej PGE Polska Grupa Energetyczna SA.W związku z przejęciem przez PGE ElektrownięBełchatów SA, m.in. pięciu wytwórców – będącychbeneficjentami pomocy publicznej: PGE ElektrowniaTurów SA, PGE Zespół Elektrowni Dolna Odra SA,PGE Elektrociepłownia Lublin-Wrotków Sp. z o.o.,PGE Elektrociepłownia Rzeszów SA oraz PGE ElektrociepłowniaGorzów SA i utworzeniem 1 września2010 r. skonsolidowanego podmiotu PGE Górnictwoi Energetyka Konwencjonalna SA (PGE GiEKSA), dokonano za 2010 r. korekty rocznej kosztówosieroconych i korekty kosztów gazu dla jednostekwytwórczych należących do tego wytwórcy jako następcyprawnego ww. wytwórców. Biorąc pod uwagępowyższą sytuację Prezes URE ustalił korektę kosztówosieroconych dla wytwórcy PGE GiEK SA − zadwa okresy, tj. od 1 stycznia 2010 r. do 31 sierpnia2010 r. − przed konsolidacją oraz od 1 września2010 r. do 31 grudnia 2010 r. − po konsolidacji. Ponadtow związku z tym, że ustawa o rozwiązaniu KDTnie przewiduje już od 2010 r. dla PGE ElektrociepłowniGorzów SA – poprzednika prawnego PGE GiEK SA,a od 1 września 2010 r. Oddziału ElektrociepłowniaGorzów korekt rocznych kosztów osieroconych, nieuwzględniono w ww. korektach, tj. kosztów osieroconychi kosztów gazu, kosztów powstałych w tejjednostce wytwórczej.W 2011 r. Prezes URE ustalił korekty rocznekosztów osieroconych za 2010 r. oraz korektyroczne kosztów zużycia odebranego gazu ziemnegoi kosztów nieodebranego gazu ziemnego zanr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>51
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄ2010 r. również dla pozostałych wytwórców objętychustawą o rozwiązaniu KDT. W sumie w powyższychsprawach zostało wydanych jedenaście decyzji,w ustawowym terminie, do 31 lipca 2011 r.Wytwórcy za 2010 r. otrzymali zaliczki na poczetkosztów osieroconych oraz kosztów powstałychw jednostkach opalanych gazem ziemnym (kosztygazu) łącznie w wysokości 1 059,6 mln zł. Przyczym zaliczki na pokrycie kosztów osieroconychwyniosły 962,3 mln zł, a na poczet kosztów gazuziemnego – 97,3 mln zł. W wyniku decyzji o korektachwytwórcy powinni zwrócić z uzyskanych zaliczek łącznąsumę w wysokości ponad 72,1 mln zł, w szczególności:z tytułu kosztów osieroconych zwrócić kwotę104,7 mln zł oraz z tytułu kosztów gazu ziemnegouzyskać kwotę 32,6 mln zł (tab. 19).Zatem po uwzględnieniu otrzymanych przezwytwórców ww. zaliczek i ustalonych ww. korektnależna pomoc publiczna za 2010 r. wyniosła łącznie987,5 mln zł. Czterech wytwórców nie zgodziłosię z ustalonymi przez Prezesa URE korektamikosztów osieroconych oraz kosztów gazu ziemnegoi złożyło odwołania od tych decyzji do SąduOkręgowego w Warszawie – Sądu Ochrony Konkurencjii Konsumentów (SOKiK). Według złożonychodwołań od decyzji Prezesa URE ustalającychkorekty za 2010 r., wytwórcy oczekują, iż pomocpubliczna z tytułu kosztów osieroconych wyniesieok. 1 607,5 mln zł, tj. o ok. 620 mln więcej niżwynikałoby z decyzji Prezesa URE (tab. 20 str. 53).Tabela 19. Indywidualne rozliczenie każdego z wytwórców objętego programem pomocy publicznej z tytułu przedterminowego rozwiązania umów długoterminowych sprzedaży mocyi energii elektrycznej za 2010 r.WytwórcyKwota zaliczek napoczet kosztówosieroconych narok 2010 w wysokościokreślonejwe wnioskach(art. 24)Kwota zaliczek napoczet kosztówpowstałychw jednostkachopalanych gazemziemnym określonychwe wnioskach(art. 45)RAZEMkwota zaliczekKorekta kosztówosieroconychKorekta kosztówpowstałychw jednostkachopalanych gazemziemnym,o których mowaw art. 44 ustawySuma korektPomoc publicznaz uwzględnieniemkorekty[tys. zł]PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA* 247 321,112 26 167,607 273 488,719 -193 369,529 10 972,573 -182 396,956 91 091,763PGE Elektrownia Turów SA** 146 340,833 146 340,833 -91 181,888 -91 181,888 55 158,945PGE Zespół Elektrowni Dolna Odra SA** 84 295,843 84 295,843 61 275,973 61 275,973 145 571,816PGE Elektrociepłownia Rzeszów SA** 16 684,437 15 582,607 32 267,044 5 175,323 -11 957,066 -6 781,743 25 485,301PGE Elektrociepłownia Lublin-Wrotków Sp. z o.o.** 0,000 10 585,000 10 585,000 -34 986,420 27 884,290 -7 102,130 3 482,870PGE Elektrownia Opole SA 71 752,537 71 752,537 -90 599,382 -90 599,382 -18 846,845PKE Grupa TAURON Polska Energia SA 175 208,976 175 208,976 205 702,782 205 702,782 380 911,758Elektrownia Kozienice SA Grupa ENEA 0,000 0,000 2 471,668 2 471,668 2 471,668Elektrownia Pątnów II Sp. z o.o. 40 000,000 40 000,000 34 698,127 34 698,127 74 698,127Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o. 99 000,000 45 000,000 144 000,000 7 588,525 5 655,155 13 243,680 157 243,680Elektrociepłownia Chorzów Elcho Sp. z o.o. 68 700,000 68 700,000 -8 587,559 -8 587,559 60 112,441Elektrociepłownia Zielona Góra SA 13 000,474 0,000 13 000,474 -2 881,283 0,000 -2 881,283 10 119,191RAZEM 962 304,212 97 335,214 1 059 639,426 -104 693,663 32 554,952 -72 138,711 987 500,715* Za okres od 1.09.2010 r. do 31.12.2010 r.** Za okres od 1.01.2010 r. do 31.08.2010 r. Źródło: URE.52 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011Tabela 20. Suma wypłaconych wytwórcom energii elektrycznej zaliczek w 2010 r., saldo ustalonych przez Prezesa UREi oczekiwanych przez wytwórców korekt kosztów osieroconych i kosztów gazu oraz różnica pomiędzy przyznaną a oczekiwanąpomocą publiczną za 2010 r. [tys. zł]WytwórcyWypłacone zaliczkina poczet kosztówosieroconychw 2010 r.Suma korektkosztów osieroconychi kosztówgazu wg decyzjiPrezesa UREz 2011 r.Przyczyną rozbieżności, pomiędzy oczekiwaniamiwytwórców energii elektrycznej a decyzjami PrezesaURE, były różnice metodologiczne w procesieustalania korekt tak, jak w poprzednich latach.Prezes URE, opierając się m.in. na informacjachuzyskanych w wyniku monitorowania rynkuenergii elektrycznej stwierdził, że niektórzywytwórcy wchodzący w skład pionowo skonsolidowanychgrup energetycznych sprzedawaliw 2010 r. większość energii elektrycznejdo przedsiębiorstw obrotu energią elektrycznąnależących do swoich grup po cenach znacznieodbiegających od cen na rynku konkurencyjnym.W tych przypadkach Prezes URE, kierującsię ustawową definicją kosztów osieroconychustalił wartość przychodu ze sprzedaży energiielektrycznej, rezerw mocy i usług systemowychosiągniętego przez wytwórców na rynku konkurencyjnymz uwzględnieniem średniej cenyPrzyznana pomocpublicznapo korekcieza 2010 r.Oczekiwana przezwytwórcówpomoc publicznaza 2010 r.Różnica pomiędzyprzyznaną a oczekiwanąprzezwytwórców pomocąpubliczną*[1+2] [3-4]1 2 3 4 5Razem 1 059 639,426 -72 138,711 987 500,715 1 607 492,617 -619 991,902* Obliczenia URE na podstawie odwołań wytwórców Uwaga: znak (-) w kolumnie 2 oznacza zwrot przez wytwórcówkwoty z otrzymanej zaliczki do Zarządcy Rozliczeń SA.Źródło: URE.sprzedaży energii elektrycznej przez daną grupękapitałową na rynek konkurencyjny, co wzbudziłosprzeciw tych wytwórców. Wytwórcy odwoływalisię również od wysokości naliczonych odsetekod zbyt wysokiej kwoty pobranych zaliczek,ustalonych przez Prezesa URE na podstawieart. 35 ustawy o rozwiązaniu KDT oraz od sankcjiza zbyt niską cenę sprzedaży energii elektrycznejw porównaniu do podmiotów podobnychpod względem technicznym, ustalonych zgodniez art. 37 tej ustawy. Rozbieżności pomiędzyoczekiwaniami wytwórców energii elektryczneja decyzjami Prezesa URE dotyczyły także przypadkuustalenia korekty rocznej kosztów osieroconychdla jednego wytwórcy na zasadach określonychw art. 30 ust. 2 ustawy o rozwiązaniuKDT (pozostali wytwórcy wnioskowali o dokonaniekorekty na zasadach określonych w art. 30ust. 1 tej ustawy).Z kolei w zakresie korekty rocznej kosztów gazuziemnego wytwórcy nie zgadzali się z tym, że PrezesURE przy jej ustalaniu uznał jedynie ilość gazuobjętą klauzulą tzw. „minimum take”, a nie całkowitąilość zakupionego w danym roku gazu (art. 46ust. 1 w związku z art. 44 ustawy o rozwiązaniuKDT). Wytwórcy odwoływali się również od wysokościnaliczonych odsetek od zbyt wysokiej kwotypobranych zaliczek, ustalonych przez Prezesa UREna podstawie art. 35 ustawy o rozwiązaniu KDT.Ponadto wytwórcy odwoływali się od przyjętegosposobu ustalenia kosztów wytworzenia 1 MWhenergii elektrycznej z gazu ziemnego (art. 46 ust. 5ustawy o rozwiązaniu KDT), co w tym przypadkunie miało wpływu na wysokość ustalonej korektykosztów gazu.W 2011 r. sądy nie podjęły rozstrzygnięćw sprawach dotyczących korekt kosztów osieroconychwynikających z odwołań złożonych przezwytwórców oraz apelacji.Ustalenie stawek opłaty przejściowej na 2011 r.Prezes URE, stosownie do art. 12 ust. 1 ustawyo rozwiązaniu KDT, skalkulował stawki opłatyprzejściowej na 2012 r. Stawki te w porównaniudo roku 2011 dla wymienionych w tab. 21 grupodbiorców końcowych spadły od (-)14,71% do(-)12,79%.Poniższa tabela przedstawia skalkulowane na2012 r. stawki opłaty przejściowej dla poszczególnychgrup odbiorców oraz dla porównania stawkiobowiązujące w 2011 r. (tab. 21 str. 54).nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>53
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄTabela 21. Stawki netto (bez podatku VAT) opłaty przejściowej dla odbiorców końcowych skalkulowane stosowniedo art. 12 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu KDTStawki netto obowiązującew 2011 r.Stawki netto skalkulowanena 2012 r.Zmiana wysokości staweknetto w 2012 r. w stosunkudo 2011 r.Źródło: URE.Odbiorcy końcowi pobierający energięelektryczną w gospodarstwiedomowym, zużywający rocznie:do 500 kWhod 500 kWhdo 1 200 kWhponad1 200 kWhOdbiorcy końcowi niewymienieniw art. 10 ust. 1 pkt 1 ustawy, którychinstalacje są przyłączone do sieci:niskiegonapięciaśredniegonapięciawysokichi najwyższychnapięć[zł/m-c] [zł/kW/m-c]Odbiorcy specjalni,o których mowaw art. 10 ust. 1pkt 3 ustawy0,34 1,42 4,50 1,22 3,02 5,63 1,550,29 1,23 3,87 1,06 2,63 4,91 1,35-13,81% -13,81% -13,81% -12,80% -12,80% -12,80% -12,80%ści interpretacyjne dotyczące przepisów tejustawy, skutkujące koniecznością wydawaniarozstrzygnięć przez sądy oraz zapewnizgodność przepisów o pomocy publicznejz prawem europejskim w zmieniających sięuwarunkowaniach polskiego rynku energiielektrycznej.3. 13 lipca 2011 r. Prezes URE, działając na podstawieart. 46 ust. 7 ustawy o rozwiązaniu KDT,opublikował informację w sprawie średnioważonegokosztu węgla, zużywanego przez jednostkiwytwórcze centralnie dysponowane opalanewęglem oraz średniej ceny energii elektrycznejwytworzonej przez wytwórców eksploatującychjednostki centralnie dysponowane, w której poinformował,że w 2010 r.:1) średnioważony koszt węgla zużywanegoprzez jednostki wytwórcze centralnie dysponowaneopalane węglem, z uwzględnieniemkosztów transportu węgla wyniósł 88,65 zł/MW,2) średnia cena energii elektrycznej wytworzonejprzez wytwórców eksploatującychjednostki centralnie dysponowane opalanewęglem wyniosła 190,77 zł/MWh.4. Prezes URE w 2011 r. okresowo gromadził informacjeod płatników opłaty przejściowej o ilościodbiorców końcowych i wielkości mocy umownychoraz wysokości środków zgromadzonychz tytułu opłaty przejściowej. W 2011 r. wpłatyz tytułu opłaty przejściowej dokonane przezoperatorów systemów dystrybucyjnych kształtowałysię na poziomie ok. 152,3 mln zł miesięcznie.Pozostałe czynności wymagane przepisami ustawyo rozwiązaniu KDT1. Do 20 lipca 2011 r., w ustawowym terminie,Prezes URE wydał dla ośmiu wytwórców decyzjeustalające zaktualizowane kwoty kosztówosieroconych, określone w załączniku nr 3 doustawy o rozwiązaniu KDT. W oparciu o te decyzjewytwórcy złożyli wnioski o wypłatę zaliczekna 2012 r. na pokrycie kosztów osieroconych.2. W kwietniu 2011 r. Prezes URE przekazał, napodstawie art. 29 ust. 1 ustawy o rozwiązaniuKDT, ministrowi właściwemu do sprawgospodarki, sprawozdanie z wykonania zadańwynikających z tej ustawy za 2010 r. W sprawozdaniutym zawarto propozycję zmian przepisówustawy o rozwiązaniu KDT w zakresie,który wyeliminuje pojawiające się wątpliwo-1.5. Wspieranie odnawialnych źródełenergii (OZE) i kogeneracji (CHP)Rozwój wytwarzania energii elektrycznej w odnawialnychźródłach wynika z potrzeby ochronyśrodowiska oraz wzmocnienia bezpieczeństwaenergetycznego. Podobnie rozwój wysokosprawnejkogeneracji przyczynia się do ochrony środowiska,ale przede wszystkim poprawia efektywnośćprodukcji. Celem podejmowanych działań w tymzakresie jest zatem zwiększenie wytwarzaniaenergii ze źródeł odnawialnych i kogeneracyjnych,wspieranie rozwoju technologicznego i innowacji,tworzenie możliwości zatrudnienia i możliwościrozwoju regionalnego, zwłaszcza na obszarachwiejskich i słabozurbanizowanych oraz większebezpieczeństwo dostaw energii zwłaszcza w skali54 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011lokalnej. Dodatkowo wobec zobowiązań wynikającychm.in. z pakietu klimatycznego 3 × 20, Polskamusi w coraz większym stopniu wykorzystywaćodnawialne źródła energii (zwane dalej „OZE”),dzięki którym można zmniejszyć zależność odimportowanych paliw kopalnych oraz zwiększyćwykorzystanie nowych technologii energetycznych.Warto przypomnieć, że dla Polski oznacza tow uproszczeniu obowiązek uzyskania 15% udziałuOZE w zużyciu energii w 2020 r. Dążenie do zwiększeniaudziału tych źródeł w bilansie produkcjienergii elektrycznej w kraju, ze względu na wysokiekoszty inwestycji, wymaga stosowania odpowiednichsystemów wsparcia, będących gwarancjąich systematycznego rozwoju.Mechanizm wsparcia przedsiębiorców wytwarzającychenergię elektryczną w OZE jest dwukierunkowyi polega na obowiązkowym zakupie wytworzonejenergii elektrycznej przez sprzedawcęz urzędu oraz wydawaniu przez Prezesa URE świadectwpochodzenia (OZE), które mogą być przedmiotemobrotu na TGE SA. Natomiast mechanizmwsparcia przedsiębiorców wytwarzających energięelektryczną w wysokosprawnej kogeneracji(zwanej dalej „CHP”) polega na obowiązkowymodbiorze, przesyle lub dystrybucji wytworzonejenergii elektrycznej przez odpowiedniego operatorasystemu elektroenergetycznego, z zachowaniemniezawodności i bezpieczeństwa krajowego systemuelektroenergetycznego oraz wydawaniu przez PrezesaURE świadectw pochodzenia z kogeneracji (CHP),które mogą być przedmiotem obrotu na TGE SA.Wspomnianą wcześniej ustawą z 19 sierpnia2011 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczneoraz niektórych innych ustaw, w 2011 r. zostałyrównież wprowadzone znaczące zmiany w zakresiesystemu wsparcia energii wytwarzanejw źródłach odnawialnych oraz w wysokosprawnejkogeneracji. Ważną zmianą w systemiewsparcia źródeł odnawialnych było wprowadzenieobowiązku zakupu energii elektrycznej,wytworzonej przez źródła wytwarzająceenergię elektryczną z biogazu rolniczego, pośredniej cenie sprzedaży energii elektrycznejna rynku konkurencyjnym ogłaszanejprzez Prezesa URE każdego roku. Ponadto od1 stycznia 2011 r. został rozszerzony systemwsparcia dla energii wytwarzanej w odnawialnychźródłach energii poprzez wprowadzeniemechanizmu wsparcia w postaci świadectw pochodzeniabiogazu (tzw. świadectwa pochodzenia„brązowe”), które potwierdzają wytworzeniebiogazu rolniczego oraz wprowadzenia go dosieci dystrybucyjnej gazowej. Do dnia przygotowanianiniejszego sprawozdania Prezes URE niewydał żadnego tego rodzaju świadectwa.Natomiast zgodnie z nowym brzmieniemart. 9a ust. 1 i 8 ustawy – Prawo energetyczneprzedsiębiorstwa energetyczne, odbiorcy końcowioraz towarowe domy maklerskie lub domymaklerskie, o których mowa w art. 9a ust. 1atej ustawy, mają obowiązek uzyskania i przedstawieniado umorzenia Prezesowi URE świadectwpochodzenia oraz świadectw pochodzeniaz kogeneracji, wydanych dla energii elektrycznejwytworzonej w źródłach OZE oraz jednostkachkogeneracji znajdujących się na terytorium RzeczypospolitejPolskiej, lub uiszczenia opłaty zastępczej.Obowiązki te zostały „domknięte” systememsankcyjnym w postaci kar pieniężnych zaich niewypełnienie.Dodatkowo w myśl zmienionego art. 3 pkt 13austawy – Prawo energetyczne, odbiorca końcowyto odbiorca dokonujący zakupu paliw lub energiina własny użytek; do własnego użytku nie zaliczasię energii elektrycznej zakupionej w celujej zużycia na potrzeby wytwarzania, przesyłanialub dystrybucji wyłącznie energii elektrycznej.Warto zwrócić także uwagę, że powyższe mechanizmywsparcia zostały uzupełnione o preferencyjnewarunki przyłączania źródeł OZE i CHP,które korzystają z „obniżonej” opłaty za przyłączenie33) oraz zwolnienia z opłat za wpis do rejestruświadectw pochodzenia prowadzonego przez TGESA, z opłaty skarbowej za wydanie świadectwa pochodzenia,z opłaty skarbowej za wydanie koncesjina wytwarzanie energii elektrycznej w odnawialnychźródłach energii 34) .33)Zgodnie z art. 7 ust. 8 ustawy – Prawo energetyczne zaprzyłączenie do sieci elektroenergetycznej odnawialnych źródełenergii o mocy elektrycznej zainstalowanej nie wyższej niż 5 MWoraz jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanejponiżej 1 MW, pobiera się połowę opłaty ustalonej na podstawierzeczywistych nakładów. Przy tym w myśl art. 5 ustawy zmieniającejz 12 stycznia 2007 r., do 31 grudnia 2011 r. opłatę zaprzyłączenie do sieci elektroenergetycznej jednostek kogeneracjio mocy elektrycznej zainstalowanej nie wyższej niż 5 MW, pobierałosię w wysokości połowy obliczonej opłaty.34)Przy tym zgodnie z art. 9e ust. 18 ustawy – Prawo energetyczne,zwolnienia określone dotyczą przedsiębiorstw energetycznychzajmujących się wytwarzaniem energii elektrycznejw OZE o łącznej mocy elektrycznej nieprzekraczającej 5 MW.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>55
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄ1.5.1. Wydawanie i umarzanie świadectwpochodzenia oraz świadectwpochodzenia z kogeneracjiW 2011 r. Prezes URE wydał 11 590 świadectwpochodzenia OZE, na łączny wolumen10 672 997,534 MWh (za produkcję w 2010 r.i 2011 r.) oraz 612 świadectw CHP, na łączny wolumen28 342 938,969 MWh (za produkcję w 2010 r.i 2011 r.).Biorąc pod uwagę złożone wnioski o wydanieświadectw pochodzenia, Prezes URE w 16 przypadkachwydał postanowienia o odmowie wydaniaświadectw (14 OZE oraz 2 CHP). Najczęstszymiprzyczynami odmowy było niedotrzymywanie przezwnioskodawców terminów przedłożenia operatorowisystemu elektroenergetycznego wniosków o wydanieświadectw 35) , a także występowanie z wnioskiemo świadectwa przed uzyskaniem koncesji lubprzed dokonaniem zmiany w koncesji już udzielonej.W przypadku dziesięciu postanowień, przedsiębiorcywnieśli zażalenia do SOKiK. W dziewięciu przypadkachsprawy nie zostały w 2011 r. rozpatrzone przezwłaściwy Sąd. W przypadku jednego wniosku, PrezesURE w trybie samokontroli uchylił swoje postanowienieo odmowie wydania świadectwa i wydał świadectwopochodzenia, ponieważ został udokumentowanyfakt, że przedsiębiorca przedłożył wniosek o wydanieświadectwa w wymaganym przez prawo terminie dooperatora sytemu elektroenergetycznego.35)45 dni od dnia zakończenia okresu wytworzenia danej ilościenergii elektrycznej objętej wnioskiem OZE i odpowiednio14 dni w przypadku wniosku CHP.Tabela 22. Świadectwa pochodzenia wydane w 2011 r.(za produkcję w 2010 r. 36) i 2011 r.) w rozbiciu na poszczególnetechnologie wytwarzania wraz z wolumenem energiiRodzaj OZEOkres wytwarzania1.01.2010 −31.12.2010ilość energii [MWh]Okres wytwarzania1.01.2011 −31.12.2011ilość energii [MWh]Elektrownie na biogaz 59 197,387 334 047,327Elektrownie na biomasę 120 171,130 863 006,040Elektrownie wiatrowe 429 311,372 2 199 577,906Elektrownie wodne 442 996,475 2 000 884,439Współspalanie 1 133 479,003 3 090 296,744Elektrownie wytwarzająceen. el. z promieniowania1,672 28,039słonecznegoŁącznie 2 185 157,039 8 487 840,494Źródło: URE.Tabela 23. Świadectwa pochodzenia z kogeneracji wydanew 2011 r. (za produkcję w 2007 r. i 2008 r.) w rozbiciuna poszczególne rodzaje jednostek kogeneracji wrazz wolumenem energiiRodzaje jednostekkogeneracjiopalana paliwami gazowymilub o łącznej mocyelektrycznej zainstalowanej< 1 MW (CHP1)o łącznej mocy elektrycznejzainstalowanej≥ 1 MW, nieopalanapaliwami gazowymi (CHP2)Okres wytwarzania1.07.2007− 31.12.2007*ilość energii [MW]Okres wytwarzania1.01.2008 −31.12.2008*ilość energii [MWh]238 104,269 256 695,282491 184,448 860 731,835* Wydane za okres wytworzenia od 11 marca 2010 r.do 31 grudnia 2010 r.Źródło: URE.36)Zgodnie z art. 9e ust. 4b ustawy – Prawo energetycznewniosek należy przedłożyć w terminie 45 dni od dnia zakończeniaokresu wytworzenia danej ilości energii elektrycznej objętej tymwnioskiem, co powoduje, że wnioski o wydanie SP OZE mogłybyć składane do 14 lutego 2011 r.Tabela 24. Świadectwa pochodzenia z kogeneracjiwydane w 2011 r. (za produkcję w 2010 r. 37) i 2011 r.)w rozbiciu na poszczególne rodzaje jednostek kogeneracjiwraz z wolumenem energiiRodzaje jednostekkogeneracjiopalana paliwamigazowymi lub o łącznejmocy elektrycznejzainstalowanej< 1 MW (CHP1)o łącznej mocy elektrycznejzainstalowanej≥ 1 MW,nieopalana paliwamigazowymi (CHP2)opalana metanemuwalnianym i ujmowanymprzy dołowychrobotach górniczychw czynnych, likwidowanychlub zlikwidowanychkopalniachwęgla kamiennego lubgazem uzyskiwanymz przetwarzaniabiomasy (CHP3)Okres wytwarzania1.01.2010 −31.12.2010ilość energii [MWh]Okres wytwarzania1.01.2011 −31.12.2011ilość energii [MWh]1 330 796,922 2 276 765,4048 874 591,541 13 893 483,87168 546,156* 82 039,241* Wydane za okres wytworzenia od 11 marca 2010 r.do 31 grudnia 2010 r.Źródło: URE.W 2011 r., zgodnie z obowiązującym od 8 sierpnia2010 r. brzmieniem art. 9a ust. 1 i 8 ustawy– Prawo energetyczne, przedsiębiorstwa energetyczne,odbiorcy końcowi oraz towarowe domymaklerskie lub domy maklerskie, o których mowa37)Zgodnie z art. 9l ust. 6 ustawy – Prawo energetycznewniosek należy przedłożyć w terminie do 14. dnia następnegomiesiąca po zakończeniu okresu wytworzenia energii elektrycznejobjętej tym wnioskiem, co powoduje, że wnioski o wydanie SPCHP mogły być składane do 14 stycznia 2011 r.56 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011w art. 9a ust. 1a tej ustawy, w celu wywiązania sięza rok 2010 oraz 2011 z ustawowego obowiązku,występowały do Prezesa URE z wnioskami o umorzenieświadectw pochodzenia oraz świadectwpochodzenia z kogeneracji. W tym okresie PrezesURE wydał 202 decyzje umarzające świadectwaOZE na łączną ilość 11 081 372,553 MWh energiielektrycznej oraz 223 decyzje umarzające świadectwaCHP na łączną ilość 19 205 013,062 MWhenergii elektrycznej. Szczegółowe informacjedotyczące umorzonych świadectw pochodzeniaOZE i świadectw pochodzenia CHP przedstawiatab. 25.Ponadto Prezes URE wydał 15 decyzji umarzającychświadectwa pochodzenia CHP tzw. „korekcyjne”na łączny wolumen 191 466,945 MWh,w związku z wystąpieniem nadwyżki ilości energiielektrycznej wynikającej z wydanych przedsiębiorstwomświadectw pochodzenia z kogeneracjiw stosunku do rzeczywistej ilości energii elektrycznejwytworzonej w wysokosprawnej kogeneracjiprzez dane jednostki kogeneracji w poprzednimroku kalendarzowym.Tabela 25. Wolumen energii elektrycznej SP OZE i SPCHP w 2011 r.W celu realizacjiobowiązku za rokWolumen energiiwynikającyz umorzonychSP OZE [MWh]Wolumen energiiwynikającyz umorzonychSP CHP [MWh]*2010 5 286 077,438 11 682 955,8602011 5 795 295,115 7 522 057,205Łącznie 11 081 372,553 19 205 013,062* Z wyłączeniem umorzeń świadectw „korekcyjnych”.Źródło: URE.Przyjmując zatem wielkość sprzedaży energiielektrycznej do odbiorców końcowych w 2011 r. napoziomie 121 300 000,00 MWh (w chwili przygotowanianiniejszego sprawozdania Prezes URE niedysponował jeszcze rzeczywistymi danymi) wykonanywg danych na 31 grudnia 2011 r., udział:• energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnychźródłach energii w 2011 r. wyniósł:––wg wydanych świadectw pochodzenia 9,05%,––wg umorzonych świadectw pochodzenia 4,77%,wobec wymaganego 10,4%;• energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnejkogeneracji w 2011 r. wyniósł:––wg wydanych świadectw CHP1 − 2,09%,CHP2 − 19,75%,––wg umorzonych świadectw CHP1 − 0,99%,CHP2 − 5,80%,wobec wymaganych odpowiednio 3,3%, 22,2%.Dodatkowo należy wskazać, że przepisywykonawcze pozwalające ustalić poziomwykonania w 2011 r. obowiązku w odniesieniudo CHP3 weszły w życie rozporządzeniemMinistra Gospodarki z 26 lipca 2011 r. w sprawiesposobu obliczania danych podanych we wnioskuo wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracjioraz szczegółowego zakresu obowiązku uzyskaniai przedstawienia do umorzenia tych świadectw,uiszczania opłaty zastępczej i obowiązkupotwierdzania danych dotyczących ilości energiielektrycznej wytworzonej w wysokosprawnejkogeneracji 38) i zaczęły obowiązywać dopiero od10 września 2011 r. Zatem, pomijając fakt, że38)Dz. U. Nr 176, poz. 1052.poziom wypełnienia obowiązku w odniesieniudo CHP3 został w nim określony, to mając nauwadze, że do określenia stopnia jego wypełnieniawymagane jest określenie wielkości sprzedażyenergii elektrycznej do odbiorców końcowych niew całym okresie 2011 r. (który jak wyżej wskazanozostał przyjęty z 2010 r.), ale w okresie od10 września 2011 r. do 31 grudnia 2011 r., nadalbrak jest możliwości przedstawienie przybliżonychnawet danych.1.5.2. Kontrola realizacji obowiązkuuzyskania i przedstawieniado umorzenia Prezesowi UREświadectw pochodzenia energiielektrycznej wytworzonejw odnawialnych źródłach energiioraz świadectw pochodzeniaz kogeneracjiZgodnie z art. 23 ust. 1 pkt 4 ustawy – Prawoenergetyczne do zadań Prezesa URE należykontrolowanie wykonania obowiązków, o którychmowa w art. 9a ustawy – Prawo energetyczne.Mając na uwadze termin przewidziany do realizacjiprzez podmioty zobowiązane obowiązkówwynikających z art. 9a ust. 1 i 8 ustawy – Prawoenergetyczne za rok 2010 upływający 31 marca2011 r., jego kontrola rozpoczyna się po tymdniu i jest zadaniem Prezesa URE, realizowanymzgodnie z art. 23 ust. 1 pkt 4 w przeciągu 2011 r.Podobnie obowiązki, o których mowa wyżej, realizowaneza rok 2011, rozliczane są przez Prezesanr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>57
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄURE dopiero po upływie terminu przewidzianegodo ich realizacji (tj. po 31 marca 2012 r.) i stanowiązadanie Prezesa URE na rok 2012.Biorąc pod uwagę rozliczenie roku 2010 (odbywającesię w 2011 r.), należy zauważyć, że w okresietym uległ zmianie zakres podmiotowy realizacjiobowiązków, o których mowa w art. 9a ust. 1 i 8ustawy – Prawo energetyczne. Do 8 sierpnia 2010 r.tylko przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące sięwytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotemi sprzedające tę energię odbiorcom końcowym,przyłączonym do sieci na terytorium RzeczypospolitejPolskiej, były obowiązane uzyskać i przedstawićdo umorzenia Prezesowi URE świadectwopochodzenia energii elektrycznej wytworzonejw odnawialnych źródłach energii lub uiścić opłatęzastępczą. Od 9 sierpnia 2010 r. brzmieniemart. 9a ust. 1 i 8 ustawy – Prawo energetyczne,przedsiębiorstwa energetyczne, odbiorcy końcowioraz towarowe domy maklerskie lub domy maklerskie,miały obowiązek uzyskania i przedstawieniado umorzenia Prezesowi URE świadectwpochodzenia energii elektrycznej wytworzonejw odnawialnych źródłach energii oraz świadectwpochodzenia z kogeneracji lub uiszczenia opłatyzastępczej.W myśl art. 9a ust. 1a ustawy – Prawo energetyczneobowiązującego od 9 sierpnia 2010 r.,obowiązek, o którym mowa w ust. 1 i 8, wykonują:• przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące sięwytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotemi sprzedające energię elektryczną odbiorcomkońcowym,• odbiorca końcowy będący członkiem giełdytowarowej w rozumieniu art. 2 pkt 5 ustawyz 26 października 2000 r. o giełdach towarowych39) lub członkiem rynku organizowanegoprzez podmiot prowadzący na terytoriumRzeczypospolitej Polskiej rynek regulowany,w odniesieniu do transakcji zawieranych wewłasnym imieniu na giełdzie towarowej lub narynku organizowanym przez ten podmiot,• towarowy dom maklerski lub dom maklerski,o których mowa w art. 2 pkt 8 i 9 ustawy,o której mowa w pkt 2, w odniesieniu dotransakcji realizowanych na zlecenie odbiorcówkońcowych na giełdzie towarowej lub na rynkuorganizowanym przez podmiot prowadzący naterytorium Rzeczypospolitej Polskiej rynek regulowany.W 2011 r. Prezes URE, zgodnie z obowiązującymirozwiązaniami ustawowymi, przeprowadziłkontrolę realizacji w 2010 r. obowiązków wynikającychz art. 9a ust. 1 i 8 ustawy – Prawo energetyczne,przez przedsiębiorstwa energetycznezajmujące się wytwarzaniem lub obrotem energiąelektryczną, odbiorców końcowych oraz towarowedomy maklerskie lub domy maklerskie.I tak, podmiot zobowiązany powinien w 2010 r.osiągnąć:• 10,4% poziom wypełnienia obowiązku uzyskaniai przedstawienia do umorzenia świadectw39)Dz. U. z 2010 r. Nr 48, poz. 284, z późn. zm.pochodzenia lub uiszczenia opłaty zastępczej,o którym mowa w art. 9a ust. 1 ustawy – Prawoenergetyczne 40) ,• 3,1% poziom wypełnienia obowiązku uzyskaniai przedstawienia do umorzenia świadectwpochodzenia z kogeneracji lub uiszczenia opłatyzastępczej, o którym mowa w art. 9a ust. 8ustawy – Prawo energetyczne, dla jednostki kogeneracji,o której mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1ustawy – Prawo energetyczne (CHP1) 41) ,• 21,3% poziom wypełnienia obowiązku uzyskaniai przedstawienia do umorzenia świadectwpochodzenia z kogeneracji lub uiszczenia opłatyzastępczej, o którym mowa w art. 9a ust. 8ustawy – Prawo energetyczne, dla jednostki kogeneracji,o której mowa w art. 9l ust. 1 pkt 2ustawy – Prawo energetyczne (CHP2) 42) .Odnośnie poziomu wypełnienia obowiązku uzyskaniai przedstawienia do umorzenia świadectw40)Zob. § 3 rozporządzenia Ministra Gospodarki z 14 sierpnia2008 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskaniai przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia,uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepławytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązkupotwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonejw odnawialnym źródle energii (Dz. U. z 2008 r. Nr 156,poz. 969, z późn. zm.).41)Zob. § 9 rozporządzenia Ministra Gospodarki z 26 września2007 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych wewniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji orazszczegółowego zakresu obowiązku uzyskania i przedstawienia doumorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązkupotwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznejwytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, obowiązującegodo 9 września 2011 r. (Dz. U. z 2007 r. Nr 185, poz. 1314).58 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄW 2011 r. Prezes URE zakończył również postępowaniaadministracyjne, wszczęte i niezakończonew latach 2008−2010 w związku z ujawnieniem nieprawidłowościprzy realizacji obowiązków wynikającychz art. 9a ust. 1 i 8 oraz art. 28 ustawy – Prawoenergetyczne za rok 2009 i lata poprzednie. Szczegółoweinformacje dotyczące kontroli wypełnieniaobowiązku za lata 2007−2009 przedstawia tab. 27.Ponadto Prezes URE obliczył i opublikowałjednostkowe opłaty zastępcze oznaczone symbolamiOzg, Ozk i Ozm na podstawie średniejceny sprzedaży energii elektrycznej na rynkukonkurencyjnym 44) . Przy ich ustalaniu PrezesURE uwzględnia:• ilość energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji,Tabela 27. Zestawienie prowadzonych w 2011 r. postępowań w ramach kontroli realizacji obowiązków za 2009 r. i latapoprzednieObowiązekLiczba decyzjio zawieszeniupostępowaniaLiczba decyzjiumarzającychpostępowanieLiczba decyzjio odstąpieniu odwymierzenia karyLiczba decyzjio nałożeniu karypieniężnejŁączna wysokośćnałożonych karpieniężnych [zł]art. 9a ust. 1 0 1 0 0 0,00art. 9a ust. 8 0 1 0 1 2 304 000,00art. 28 0 1 1 5 6 600,00Łącznie 0 3 1 6 2 310 600,00Źródło: URE.wanych lub zlikwidowanych kopalniach węglakamiennego oraz gazu uzyskiwanego z przetwarzaniabiomasy.W 2011 r. Prezes URE ustalił jednostkowe opłatyzastępcze (CHP) 45) , oznaczone symbolami Ozm,Ozg i Ozk obowiązujące w 2012 r. w wysokości:• Ozg = 128,80 [zł/MWh], tj. 65,94% średniejceny sprzedaży energii elektrycznej na rynkukonkurencyjnym,• Ozk = 29,30 [zł/MWh], tj. 15,00% średniejceny sprzedaży energii elektrycznej na rynkukonkurencyjnym,• Ozm = 60,00 [zł/MWh], tj. 30,72% średniejceny sprzedaży energii elektrycznej na rynkukonkurencyjnym.Informacja o wyżej wymienionych opłatach zastępczychukazała się także na stronie internetowejURE.1.5.3. Publikowanie wysokości jednostkowychopłat zastępczychW 2011 r. Prezes URE ogłosił, zwaloryzowanąśredniorocznym wskaźnikiem cen towarówi usług konsumpcyjnych, jednostkową opłatę zastępcządla przedsiębiorstw energetycznych, naktóre nałożony był w 2011 r. obowiązek zakupuenergii elektrycznej ze źródeł odnawialnych −w wysokości 274,92 zł/MW 43) .43)Działając na podstawie art. 9a ust. 3 i 4 ustawy − Prawoenergetyczne, w związku z Komunikatem Prezesa GłównegoUrzędu Statystycznego z 13 stycznia 2011 r. w sprawie średnio-• różnicę pomiędzy kosztami wytwarzania energiielektrycznej w wysokosprawnej kogeneracjii cenami sprzedaży energii elektrycznej na rynkukonkurencyjnym,• poziom cen energii elektrycznej dla odbiorcówkońcowych,• poziom zagospodarowania dostępnych ilościmetanu uwalnianego i ujmowanego przy dołowychrobotach górniczych w czynnych, likwidorocznegowskaźnika cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółemw 2010 r. (M.P. Nr 6, poz. 70).44)O której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b, z roku poprzedzającegorok ustalenia jednostkowych opłat zastępczych.1.6. Przesłanki i ocena bezpieczeństwadostarczania energii elektrycznej1.6.1. Monitorowanie funkcjonowaniasystemu elektroenergetycznegoProdukcja energii elektrycznej brutto w krajuw 2011 r. kształtowała się na poziomie 163 153 GWhi była wyższa o ponad 4% niż w 2010 r. Jako głównąprzyczynę wzrostu produkcji należy wskazaćzwiększenie zapotrzebowania na energię elek-45)Działając na podstawie art. 9a ust. 8b i 8c ustawy − Prawoenergetyczne.60 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011tryczną związane ze skalą wzrostu gospodarczegoobserwowaną w 2011 r. Krajowe zużycie energiielektrycznej wyniosło 157 910 GWh i było wyższeo prawie 1,9% od zużycia w 2010 r. Większośćenergii elektrycznej została wytworzona w elektrowniachzawodowych cieplnych, w tym na węglukamiennym i brunatnym. Uwagę zwraca znacznywzrost produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych(przede wszystkim wiatrowych).Wybrane dane dotyczące produkcji i zużyciaenergii elektrycznej przedstawiono w tab. 28.globalnej nie została odnotowana zasadnicza zmianatych wielkości w porównaniu do 2010 r. Na uwagęzasługuje ponad 100-procentowy wzrost mocy zainstalowaneji osiągalnej w źródłach odnawialnych.Wybrane dane dotyczące struktury mocy zainstalowaneji osiągalnej w elektrowniach krajowychprzedstawiono w tab. 29.W 2011 r. średnie roczne zapotrzebowanie namoc wyniosło 21 745,7 MW i wzrosło o ponad1,5%, natomiast maksymalne zapotrzebowaniewyniosło 24 780,1 MW i zmalało o ponad 2,6%szczytach zapotrzebowania zostały przedstawionena rys. 18 (str. 62).Największy spadek krajowego zapotrzebowaniana moc nastąpił w grudniu w szczycie porannymi wyniósł -3,4% w odniesieniu do 2010 r.Natomiast największy wzrost zapotrzebowaniana moc wystąpił w kwietniu w okresie szczytuwieczornego i wyniósł 3,6% w odniesieniu do2010 r.Na rys. 19 (str. 62) przedstawiono relację mocydyspozycyjnej elektrowni krajowych w odniesieniuTabela 28. Produkcja i zużycie energii elektrycznej w 2011 r.StrukturaWytwarzanie [GWh]Wyszczególnieniewytwarzania [%]2010 2011 dynamika* 2010 2011Produkcja energii elektrycznejbrutto w kraju156 342 163 153 104,36 100,00 100,001) elektrownie zawodowe,w tym:146 106 151 319 103,57 93,45 92,75a) elektrownie cieplne, w tym: 142 838 148 790 104,17 91,36 91,20– na węglu kamiennym 89 212 90 811 101,79 57,06 55,66– na węglu brunatnym 49 459 53 623 108,42 31,64 32,87– gazowe 4 166 4 355 104,54 2,66 2,67b) elektrownie wodne 3 268 2 529 77,39 2,09 1,552) elektrownie przemysłowe 8 923 9 000 100,86 5,71 5,523) elektrownie wiatrowe i inneodnawialne1 311 2 833 216,09 0,84 1,74Krajowe zużycie energii elektrycznejbrutto154 988 157 910 101,89* 2011 r. /2010 r., gdzie 2010 r. =100Źródło: PSE Operator SA.Tabela 29. Struktura mocy zainstalowanej i osiągalnej w elektrowniach krajowych – stan na31 grudnia 2011 r. odniesiony do stanu na 31 grudnia 2010 r.WyszczególnienieMoc zainstalowana [MW] Moc osiągalna [MW]2010 2011 dynamika* 2010 2011 dynamika*Moc elektrowni krajowych ogółem,w tym:35 756 37 367 104,51 35 509 37 010 104,23elektrowni zawodowych, w tym: 32 304 32 937 101,96 32 382 33 032 102,01elektrowni zawodowych cieplnych,w tym:30 083 30 716 102,10 30 085 30 722 102,12– na węglu kamiennym 20 377 20 152 98,90 20 351 20 130 98,91– na węglu brunatnym 8 772 9 630 109,78 8 817 9 675 109,73– gazowych 934 934 100,00 917 917 100,00elektrowniach zawodowych wodnych 2 221 2 221 100,00 2 297 2 310 100,57elektrowniach przemysłowych 2 486 2 486 100,00 2 173 2 046 94,16źródeł odnawialnych 966 1 943 201,14 953 1 932 202,73JWCD 25 429 26 062 102,49 25 419 26 057 102,51nJWCD 10 327 11 305 109,47 10 090 10 953 108,55* 2011 r. /2010 r., gdzie 2010 r. =100Źródło: PSE Operator SA.Odnosząc się do mocy zainstalowanej i osiągalnejelektrowni krajowych należy zauważyć, że w skaliw stosunku do 2010 r. Zmiany krajowego zapotrzebowaniana moc w porannych i wieczornychdo maksymalnego zapotrzebowania na moc w KSEw poszczególnych miesiącach 2011 r.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>61
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄRysunek 18. Zmiana krajowego zapotrzebowania namoc w szczycie porannym i wieczornym w wartościachśrednich z dni roboczych poszczególnych miesięcyw 2011 r. w odniesieniu do 2010 r.[%]4,03,02,01,00,0-1,0-2,0styczeńlutymarzeckwiecieńmajczerwieclipiecsierpieńwrzesieńpaździerniklistopadgrudzieńRysunek 19. Moc dyspozycyjna elektrowni krajowych oraz maksymalne krajowe zapotrzebowanie na moc w wieczornymszczycie zapotrzebowania w wartościach średnich z dni roboczych w miesiącu w 2011 r. [MW][MW]30 00028 00026 00024 00022 00020 00018 00028 905,924 107,328 031,624 662,527 414,723 770,425 810,924 864,721 909,220 864,025 145,919 707,925 680,919 414,825 934,821 143,025 411,922 166,826 842,423 355,627 135,424 780,124 480,528 709,5sty 11 lut 11 mar 11 kwi 11 maj 11 cze 11 lip 11 sie 11 wrz 11 paź 11 lis 11 gru 11-3,0Maksymalne krajowe zapotrzebowanie mocyMoc dyspozycyjna elektrowni krajowych-4,0Zmiana krajowego zapotrzebowanie pokrytego w porannym szczycie krajowego zapotrzebowania namoc w wartościach średnich z dni roboczych w miesiącuŹródło: URE na podstawie danych PSE Operator SA.Zmiana krajowego zaotrzebowania pokrytego w wieczornym szczycie krajowego zapotrzebowania namoc w wartościach średnich z dni roboczych w miesiącu Tabela 30. Wybrane dane dotyczące funkcjonowania KSE w 2011 r.Źródło: URE na podstawie danych PSE Operator SA.Wybrane wskaźniki dotyczące funkcjonowaniaKSE w latach 2010−2011 zostały przedstawionew tab. 30.Średnia roczna wielkość mocy osiągalnej krajowychelektrowni ze szczytu wieczornego z dniroboczych wzrosła z 35 538 MW w 2010 r. do36 276 MW w 2011 r., natomiast odpowiadającajej średnia roczna wielkość mocy dyspozycyjnejwzrosła z 26 136 MW w 2010 r. do 26 646 MWw 2011 r., co spowodowało niewielką zmianę relacjimocy dyspozycyjnej do osiągalnej z 73,54%do 73,45% (rys. 20 str. 63).Wartość [MW]Wyszczególnienie2010 2011 dynamika*Moc osiągalna elektrowni krajowych** 35 537,70 36 276,20 102,08Moc dyspozycyjna elektrowni krajowych** 26 136,00 26 646,00 101,95Zapotrzebowanie na moc** 21 405,30 21 745,70 101,5925 448,90 24 780,10Maksymalne krajowe zapotrzebowanie na moc2010.01.26 2011.12.22 97,37godz. 17:30 godz. 17:15Rezerwa mocy w dniu, w którym wystąpiło maksymalne krajowe zapotrzebowanie na moc 3 586,30 3 651,50 101,8213 214,50 11 827,20Minimalne krajowe zapotrzebowanie na moc2010.06.25 2011.06.27 89,50godz. 5:30 godz. 4:30Rezerwa mocy w dniu, w którym wystąpiło minimalne krajowe zapotrzebowanie na moc 4 936,80 3 844,00 77,86* 2011 r. /2010 r., gdzie 2010 r. =100** Dane na podstawie średnich rocznych wartości ze szczytu wieczornego z dni roboczych.Źródło: PSE Operator SA.62 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011Rysunek 20. Moc osiągalna elektrowni krajowych w porannymi wieczornym szczycie krajowego zapotrzebowaniaw wartościach średnich z dni roboczych w poszczególnychmiesiącach 2010 i 2011 r.[MW]37 50037 00036 50036 00035 50035 00034 50034 000styczeńlutymarzeckwiecieńmajczerwieclipiecsierpieńwrzesieńpaździerniklistopadgrudzień2010 2011Źródło: URE na podstawie danych PSE Operator SA.W 2011 r. najmniejsza moc osiągalna elektrownikrajowych została odnotowana w styczniu i wynosiła35 557 MW, a największa została odnotowanawe wrześniu i wynosiła 36 282 MW.W 2011 r. zarówno w szczycie porannym, jaki wieczornym stosunek rezerwy do zapotrzebowaniana moc z poszczególnych tygodni obejmującychdni robocze przewyższał wartość referencyjnąustaloną w IRiESP na poziomie 9% (wymaganypoziom rezerwy operacyjnej). Wyjątek stanowiątygodnie 8 i 42, gdy rezerwa w odniesieniu do zapotrzebowania(wieczorem) wyniosła 8%. W miesiącachletnich rezerwy mocy zarówno w szczycieporannym i wieczornym są większe od tychz pierwszego kwartału. Poniżej przedstawiono danedotyczące rezerw mocy w porannych i wieczornychszczytach zapotrzebowania na moc w 2011 r.Rysunek 21. Rezerwa mocy odniesiona do zapotrzebowaniana moc w szczycie porannym i wieczornym w 2011 r.(na podstawie raportów tygodniowych PSE Operator SAuwzględniających tylko dni robocze)[%]4540353025201510501 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51nr tygodnia - tylko dni roboczeŹródło: URE na podstawie danych PSE Operator SA.Tabela 31. Minimalna i maksymalna rezerwa mocyw 2011 r. (na podstawie raportów dobowych PSE OperatorSA)rezerwamocy[MW]Szczyt porannyRezerwa/zapotrzebowanie (szczyt poranny)Rezerwa/zapotrzebowanie (szczyt wieczorny)Watość referencyjna (9%)rezerwa/zapotrzebowanie[%]Szczyt wieczornyrezerwamocy[MW]rezerwa/zapotrzebowanie[%]min 1 285 6 1 063 5max 15 531 106 13 494 82Na rys. 22 (str. 64) porównane zostały średniemiesięczne wartości (ze szczytów wieczornych z dniroboczych) obciążenia, ubytków oraz rezerw w systemiedla poszczególnych miesięcy 2010 r. i 2011 r.Z przedstawionych danych wynika, że w 2011 r.spadek rezerw w systemie w odniesieniu do zanotowanegoobciążenia wyniósł ok. 1,3% w porównaniuze średnią wartością obliczoną dla 2010 r. Podobniebazując na uśrednionych wartościach miesięcznychze szczytów wieczornych z dni roboczych przedstawionychna rys. 22 można zauważyć, iż średniawartość ubytków spadła nieznacznie w porównaniuz danymi dla 2010 r.Ubytki mocy w szczycie porannym i wieczornymbyły do siebie zbliżone (największa różnica: 1%występowała w miesiącach czerwiec − lipiec). Największeubytki mocy w porównaniu do krajowegozapotrzebowania na moc z dni roboczych wystąpiływ listopadzie 2011 r. podczas szczytu wieczornegoi wyniosły 8% (rys. 23 str. 64).Niezależnie od powyższego, w ujęciu uśrednionymw 2011 r. w porównaniu z 2010 r. wystąpił spadek rezerwmocy w elektrowniach zawodowych oraz wzrostubytków mocy związanych z remontami kapitalnymi,średnimi oraz awaryjnymi. Na rysunku poniżej przedstawionomoce dyspozycyjne i rezerwy mocy w elektrowniachkrajowych w latach 2010–2011, na podstawiektórych można stwierdzić, iż średnie obciążenieJednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanychnieznacznie wzrosło w relacji do roku 2010. Podobnasytuacja miała miejsce w przypadku zmiany obciążeniaw zakresie nJWCD, które średnio w 2011 r. zwiększyłosię w porównaniu z rokiem poprzednim o ok. 5,5%.Zestawiając uśrednione wartości dla lat 2010 i 2011dotyczące wykorzystania rezerwy zimnej i wirującejz Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanychmożna zauważyć niewielkie spadki, które w przypadkurezerwy zimnej w skali roku wyniosły ok. 5%,a w przypadku rezerwy wirującej ok. 3% (rys. 24str. 64).nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>63
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄRysunek 22. Elektrownie zawodowe − porównanie wybranych aspektów pracy w 2010 r. i w 2011 r. (na podstawie średnich− rocznych wartości ze szczytów wieczornych w dniach roboczych)[MW]40 00035 00030 00025 00020 00015 00010 0005 0004 8815 01823 1805 7254 74422 9145 1285 44422 5156 9703 66623 0706 4255 43221 3397 6643 89922 2568 2995 89119 0759 3194 25220 59610 1814 61518 49710 2594 25519 65310 3905 23017 8429 9595 34918 88210 8124 89317 8139 4836 19718 50710 9304 09618 4869 1625 32819 7279 5873 63420 3009 8863 48220 8688 8963 39921 2598 7903 39621 9908 3713 40121 7759 1353 42522 4477 5592 93522 9814 631 7 38722 870Rysunek 23. Ubytki mocy odniesione do mocy osiągalnejw porannym i wieczornym szczycie krajowego zapotrzebowaniana moc z dni roboczych poszczególnychmiesięcy w 2011 r.[%]9,08,07,06,05,04,03,02,01,00sty10sty11lut 10 lut 11mar10mar11kwi10kwi11maj10maj11cze10cze11lip 10 lip 11sie10sie11wrz10wrz11paź10paź11lis 10 lis 11gru10gru110,0styczeńlutymarzeckwiecieńmajczerwieclipiecsierpieńwrzesieńpaździerniklistopadgrudzieńŹródło: URE na podstawie danych PSE Operator SA.obciążenie rezerwy ubytki mocyubytki/moc osiągalna szczyt poranny ubytki/moc osiągalna szczyt wieczornyŹródło: URE na podstawie danych PSE Operator SA.Rysunek 24. Moce dyspozycyjne i rezerwy mocy w elektrowniach krajowych dostępne dla OSP w 2011 r. w odniesieniudo 2010 r. – wartości średnie miesięczne z dobowego szczytu krajowego zapotrzebowania na moc[MW]30 00025 00020 00015 00010 0005 00004 4961 204 968 1 1896 104 6 041 5 8306 31116 770 16 637 16 760 16 999sty104 160 4 480 3 016sty11906lut 10 lut 114 250 2 7455 52316 018 16 901 14 391 15 610 15 039 16 255 15 697 16 316 15 823 15 884 15 828 16 496 16 945 17 506 16 355 16 946 16 247Źródło: URE na podstawie danych PSE Operator SA.1 081mar108055 803mar114 459 3 3811 4794 451kwi108044 641kwi113 5089553 321maj103 1307073 449maj113 1678932 800cze103 2181 1523 140cze112 7509533 8521 2158572 645 3 149 2 702lip 10 lip 112 814sie103 8001 1633 282sie112 5667713 419wrz102 287910 9543 465wrz112 6344 803paź102 106 2 9699414 946paź117905 3212 7148095 573lis 10 lis 11obciążenie JWCD obciążenie nJWCD rezerwa wirująca JWCD rezerwa zimna JWCD2 670715 1 0246 1564 2636 19116 778 16 903 16 488gru10gru111.6.2. Monitorowanie piętnastoletnichprognoz sporządzonych przezprzedsiębiorstwa energetycznezajmujące się wytwarzaniem energiielektrycznej w źródłach o mocyzainstalowanej nie mniejszej niż 50 MWPrezes URE realizując zadania wynikającez ustawy – Prawo energetyczne, w zakresie monitorowaniabezpieczeństwa dostarczania energiielektrycznej, przeprowadził badanie oparte naplanach inwestycyjnych wytwórców energii elektrycznej,wypełniających obowiązek sporządzaniaprognoz 15-letnich, zgodnie z art. 16 ust. 11 i 12ustawy – Prawo energetyczne. W celu ułatwienia64 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011i standaryzacji wykonania powyższego obowiązkuPrezes URE opracował ankietę skierowaną doprzedsiębiorstw energetycznych zajmujących sięwytwarzaniem energii elektrycznej.3 marca 2011 r. Prezes URE opublikował Informacjęo obowiązku sprawozdawczym dotyczącymwytwórców energii elektrycznych, o których mowaw art. 16 ust. 11 ustawy – Prawo energetyczne.Ze względu na fakt, iż w ustawowym terminie, tj.do 11 marca 2011 r. tylko 26 podmiotów wypełniłopowyższy obowiązek, Prezes URE 6 kwietnia2011 r. wezwał kolejne 26 przedsiębiorstw energetycznychwytwarzających energię elektrycznąw oparciu o paliwa kopalne oraz 9 przedsiębiorstwwytwarzających energię elektryczną z odnawialnychźródeł energii do uzupełnienia wymaganychinformacji.Niezależnie od obowiązku wynikającego z art. 16ust. 11 i 12 ustawy – Prawo energetyczne, PrezesURE zgromadził informacje o planowanych inwestycjachw nowe moce wytwórcze, w zakresiewynikającym z przygotowanej ankiety, od czterechgrup energetycznych powstałych w wyniku konsolidacjisektora w związku z rządowym „Programemdla elektroenergetyki”.Informacje otrzymane od przedsiębiorstw energetycznychrealizujących powyższy obowiązekzostały poddane analizie, której podstawowymcelem było zweryfikowanie możliwości pokryciaprzyszłego szczytowego zapotrzebowania na mocelektryczną w horyzoncie czasowym od 2011 r. do2025 r.Na podstawie zgromadzonych informacji zostałzbadany zakres planowanych przez przedsiębiorstwaenergetyczne inwestycji w nowe moce wytwórcze,w tym inwestycji, dla których stopieńrealizacji należy uznać za zaawansowany. Dokonanaanaliza uwzględniła również planowane wycofaniaz eksploatacji istniejących mocy wytwórczych,a zgromadzone informacje pozwoliły określić dodatkowostrukturę technologiczną planowanychinwestycji ze względu na paliwo podstawowe.Przedsiębiorstwa objęte badaniem prognozowałyoddanie do eksploatacji znacznie większej liczbynowych mocy wytwórczych niż wycofań z eksploatacjiistniejących jednostek (prognoza przyrostumocy), co można zaobserwować na rys. 25.Rysunek 25. Planowane w latach 2011–2025 moce wytwórczeoddane i wycofane z eksploatacjiMoc zainstalowana [MW]80006000400020000-2000-4000Źródło: URE.2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Nowe inwestycjeOkres prognozy (w latach)Wycofanie z eksploatacjiWśród nowych inwestycji największym zainteresowanieminwestorów cieszy się węgiel kamiennyjako paliwo podstawowe dla źródeł wytwarzającychenergię elektryczną, aczkolwiek zauważalnajest tendencja zmniejszania się roli tego paliwaw krajowym bilansie mocy zainstalowanej w związkuz coraz większym zainteresowaniem przedsiębiorcówwytwarzaniem energii elektrycznej ze źródełgazowych, jądrowych lub wiatrowych.Z uwagi na główny cel przeprowadzonego badania,jakim była ocena pokrycia przyszłego zapotrzebowaniana energię elektryczną Prezes UREuznał, że istotnym kryterium takiej oceny jestprzede wszystkim możliwość pokrycia szczytowegozapotrzebowania na moc elektryczną. W związkuz powyższym, biorąc pod uwagę nałożone naoperatora systemu przesyłowego elektroenergetycznegoobowiązki, Prezes URE wezwał przedsiębiorstwoPSE Operator SA do przedstawieniaprognozy szczytowego zapotrzebowania na mocw KSE w latach 2011−2025, która została wykorzystanajako punkt odniesienia w przeprowadzonymprzez Prezesa URE badaniu bezpieczeństwadostaw energii elektrycznej.Planowane inwestycje zostały w większości zakwalifikowanejako znajdujące się w początkowejfazie realizacji.Wyniki analizy (po uwzględnieniu stanu zaawansowaniainwestycji i wyodrębnieniu tych,które są przynajmniej na etapie gromadzeniaśrodków finansowych na inwestycje), wykazały,że w okresie do końca 2014 r. jednostki wytwórczeprzyłączone do KSE powinny pokryć szczytowezapotrzebowanie na moc. Niedostatek mocydyspozycyjnej w elektrowniach krajowych w stosunkudo zapotrzebowania może natomiast wystąpićod 2015 r.W trakcie analizy nie uwzględniono co prawdazdolności importowych, danych na tematnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>65
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄudzielonych warunków przyłączenia w sieciachdystrybucyjnych, potencjalnych możliwości pozyskaniarezerwy interwencyjnej przez operatora systemuprzesyłowego oraz potencjalnego aktywnegouczestniczenia odbiorców w zmniejszeniu zapotrzebowania,niemniej wyniki tej analizy stanowią sygnało możliwości wystąpienia ewentualnego zagrożeniabezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Ryzykozaistnienia przerw w dostawach energii elektrycznejmoże pojawić się przede wszystkim w sytuacji, gdymożliwości importu będą ograniczone, a ekstremalnewarunki pogodowe zbiegną się w czasie z okresemremontów jednostek wytwórczych i infrastrukturysieciowej. Powyższe wskazuje, że terminowośćrealizacji planowanych inwestycji może być jednymz istotnych czynników mających wpływ na bezpieczeństwodostaw energii elektrycznej w średnioterminowymhoryzoncie czasowym.1.6.3. Uzgadnianie projektów planówrozwoju elektroenergetycznychprzedsiębiorstw sieciowychJednym z podstawowych zadań Prezesa URE,o których mowa w art. 23 ustawy – Prawo energetyczne,jest uzgadnianie projektów planów rozwojuw zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowaniana paliwa gazowe i energię przedsiębiorstwenergetycznych wykonujących działalnośćgospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji:• paliw gazowych, dla więcej niż 50 odbiorców,którym przedsiębiorstwo to dostarcza roczniewięcej niż 50 mln m 3 tych paliw,• energii elektrycznej, dla więcej niż 100 odbiorców,którym przedsiębiorstwo to dostarczarocznie więcej niż 50 GWh tej energii.Uzgadnianie przez Prezesa URE projektówplanów rozwoju sieciowych przedsiębiorstwenergetycznych ma na celu zapewnienie zgodnościprojektu planu z ustawą i przepisami wykonawczymido tej ustawy oraz z założeniamipolityki energetycznej państwa. Najważniejszymelementem projektów planów rozwojuprzedsiębiorstw sieciowych są plany inwestycyjnedotyczące przedsięwzięć w zakresie modernizacjii rozwoju oraz przewidywany sposóbich finansowania. W ramach ww. procesu zostajeustalony uzasadniony poziom nakładówinwestycyjnych, niezbędny do realizacji zaplanowanychinwestycji, który zostaje uwzględnionyw procesie zatwierdzenia taryf. Ze względuna charakter inwestycji sieciowych (wieloletnicykl inwestowania przy zaangażowaniu znacznychśrodków finansowych), ocena rzeczywistegowpływu zrealizowanych nakładów inwestycyjnychna poziom kolejnych taryf możezostać dokonana wyłącznie w perspektywiekilkuletniej poprzez, uwzględniany w kalkulacjiprzychodu regulowanego, poziom amortyzacjioraz zwrotu z kapitału.Poziom nakładów inwestycyjnych OSD (którzy1 lipca 2007 r. dokonali rozdziału działalności)oraz OSP, uwzględniony w taryfach przedsiębiorstww 2011 r. i 2012 r., przedstawia tab. 32. W tabelizostał również przedstawiony poziom zrealizowanychnakładów inwestycyjnych w 2009 r.i 2010 r.Tabela 32. Nakłady inwestycyjne siedmiu OSD orazOSP, ceny bieżąceNakładyinwestycyjneŹródło: URE.Wykonanie2009[mln zł]Wykonanie2010[mln zł]Plan2011[mln zł]Plan2012[mln zł]4 148 4 384 5 604 6 041Operator systemu przesyłowego (OSP)W kwietniu 2011 r. Operator systemu przesyłowegowystąpił do Prezesa URE z wnioskiemo uzgodnienie projektu kolejnej aktualizacji planurozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłegozapotrzebowania na energię elektryczną nalata 2010−2025 w zakresie lat 2012−2016. Potrzebakolejnej aktualizacji wynikała z uszczegółowieniai aktualizacji harmonogramów realizacji zadańoraz procesów przedinwestycyjnych. W czerwcu2011 r. Prezes URE uznał za uzgodniony projektaktualizacji planu rozwoju na wnioskowany przezprzedsiębiorstwo okres.Operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD)W 2011 r. kontynuowano, rozpoczęty w poprzednimroku, proces uzgodnienia projektówplanów rozwoju na lata 2011–2015 OSD, którzy1 lipca 2007 r. dokonali rozdziału działalności.66 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011Po weryfikacji przekazanych przez operatorówsprawozdań z realizacji planów rozwoju 46) , PrezesURE uzgodnił ww. projekty na kolejne lata tj. naokres 2012−2015.W drugiej połowie 2011 r., ENEA OperatorSp. z o.o. wystąpiła do Prezesa URE z wnioskiemo uzgodnienie projektu aktualizacji planu rozwojuw zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłegozapotrzebowania na energię elektryczną na lata2011−2015.Przedsiębiorstwo w projekcie aktualizacji ograniczyło,do aktualnych możliwości inwestycyjnychspółki, pierwotnie planowane nakłady inwestycyjnei wynikający z nich zakres zadań inwestycyjnych,a także zaktualizowało harmonogram realizacjiplanowanych zadań. Prezes URE pod koniec2011 r. uzgodnił projekt aktualizacji planu rozwojuna wnioskowany przez przedsiębiorstwo okres.Do oceny i weryfikacji projektów planów rozwojuwykorzystano metodologię, która zostałaopracowana w ramach projektu finansowanegoz funduszy Unii Europejskiej (szczegółowy opismetodologii został przedstawiony w sprawozdaniuz działalności Prezesa URE w 2010 r.).Z uwagi na nowy układ planów rozwoju, dopierow bieżącym roku możliwe będzie wykorzystanieww. metodologii do analizy sprawozdań z realizacjiplanów za 2011 r.46)Art. 16 ust. 7 ustawy – Prawo energetyczne, nakłada obowiązekcorocznego przedkładania Prezesowi URE sprawozdaniaz realizacji planów.Energetyka przemysłowaW 2011 r. zostały przekazane do Prezesa UREdwadzieścia trzy projekty planów rozwoju przedsiębiorstwtzw. energetyki przemysłowej, w tymszesnaście projektów planów operatorów systemudystrybucyjnego, zobowiązanych, zgodnie z zapisamiart. 16 ustawy – Prawo energetyczne, doich uzgadniania. Prezes URE do 31 grudnia 2011 r.uzgodnił czternaście projektów planów rozwoju,w tym dwanaście projektów planów OSD, z czegodwa zostały przekazane Prezesowi URE w latachpoprzednich.1.6.4. Udzielanie zgody na budowęlinii bezpośredniejZgodnie z art. 7a ust. 3 ustawy – Prawo energetycznebudowa linii bezpośredniej, zdefiniowanejw art. 3 pkt 11f powołanej ustawy (liniaelektroenergetyczna łącząca wydzieloną jednostkęwytwarzania energii elektrycznej bezpośrednioz odbiorcą lub linia elektroenergetyczna łączącajednostkę wytwarzania energii elektrycznejprzedsiębiorstwa energetycznego z instalacjaminależącymi do tego przedsiębiorstwa albo instalacjaminależącymi do przedsiębiorstw od niegozależnych), przed wydaniem pozwolenia na budowęw rozumieniu przepisów prawa budowlanego,wymaga uzyskania zgody Prezesa URE. Zgoda tajest udzielana w drodze decyzji. W ramach postępowaniao udzielenie takiej zgody Prezes UREuwzględnia następujące przesłanki:• wykorzystanie zdolności przesyłowych istniejącejsieci elektroenergetycznej,• odmowę świadczenia usług przesyłania lubdystrybucji energii elektrycznej istniejącą sieciąelektroenergetyczną podmiotowi występującemuo uzyskanie zgody oraz nieuwzględnieniezłożonej przez niego skargi na tę odmowę.W 2011 r. do Prezesa URE wpłynął jeden wnioseko udzielenie zgody na budowę linii bezpośredniej.W związku z ustaleniem w trakcie postępowania, żew omawianym przypadku nie mamy do czynieniaz linią bezpośrednią, postępowanie administracyjnezostało umorzone jako bezprzedmiotowe.1.6.5. Uzgadnianie planu wprowadzaniaograniczeń w dostarczaniu i poborzeenergii elektrycznej opracowanegoprzez operatora systemu przesyłowegoelektroenergetycznegoZgodnie z art. 11 ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne,w przypadku zagrożenia:• bezpieczeństwa energetycznego RzeczypospolitejPolskiej polegającego na długookresowym brakurównowagi na rynku paliwowo-energetycznym,• bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,• bezpieczeństwa osób,• wystąpieniem znacznych strat materialnych,na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub jegoczęści mogą zostać wprowadzone na czas oznaczonyograniczenia w dostarczaniu i poborze energiielektrycznej. Taka możliwość polega na ograniczeniumaksymalnego poboru mocy elektrycznejnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>67
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄoraz dobowego poboru energii elektrycznej (art. 11ust. 3 pkt 1 ww. ustawy). W przypadku wystąpieniazagrożeń, o których mowa w art. 11 ust. 1ustawy – Prawo energetyczne, zgodnie z art. 11ust. 7 tej ustawy, Rada Ministrów, na wniosek ministrawłaściwego do spraw gospodarki, w drodzerozporządzenia, może wprowadzić na czas oznaczony,na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lubjego części, ograniczenia w dostarczaniu i poborzeenergii elektrycznej. Ograniczenia te, w przypadkuich wprowadzenia, muszą być realizowane zgodniez zakresem planu wprowadzania ograniczeń,o którym mowa w rozporządzeniu Rady Ministrówz 23 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasadi trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliwstałych oraz w dostarczaniu i poborze energiielektrycznej lub ciepła 47) , wydanym na podstawieart. 11 ust. 6 i ust. 6a ustawy – Prawo energetyczne.Stosownie do rozporządzenia, operatorsystemu przesyłowego elektroenergetycznego(OSP) zobowiązany jest do opracowywania planuwprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborzeenergii elektrycznej, określającego wielkościmaksymalnego poboru tej energii dla poszczególnychodbiorców i stopni zasilania (dalej „planograniczeń”). Plan ograniczeń podlega corocznejaktualizacji w terminie do 31 sierpnia, przy czymopracowany przez OSP plan ograniczeń i jegoaktualizacje podlegają uzgodnieniu z PrezesemURE. Zgodnie z ww. rozporządzeniem, ograniczeniaw dostarczaniu i poborze energii elektrycznejdotyczą odbiorców energii elektrycznej, dla któ-47)Dz. U. z 2007 r. Nr 133, poz. 924.rych wielkość mocy umownej określonej w umowiesprzedaży energii elektrycznej lub umowieo świadczenie usług przesyłania lub dystrybucjienergii lub umowie zawierającej postanowieniaumowy sprzedaży i umowy o świadczenie usługprzesyłania lub dystrybucji energii, ustalona zostałapowyżej 300 kW. Natomiast ochronie przedwprowadzanymi ograniczeniami podlegają odbiorcyenergii elektrycznej w ciągu całego roku,dla których wielkość mocy umownej określonejw umowach, o których mowa w art. 5 ust. 2 pkt 1i 2 oraz ust. 3 ustawy – Prawo energetyczne, ustalonazostała poniżej 300 kW, oraz szpitale i inneobiekty ratownictwa medycznego; obiekty wykorzystywanedo obsługi środków masowego przekazuo zasięgu krajowym; porty lotnicze; obiektymiędzynarodowej komunikacji kolejowej; obiektywojskowe, energetyczne oraz inne o strategicznymznaczeniu dla funkcjonowania gospodarkilub państwa, określone w przepisach odrębnych;obiekty dysponujące środkami technicznymi służącymizapobieganiu lub ograniczaniu emisji, negatywnieoddziaływujących na środowisko.Wniosek o uzgodnienie aktualizacji planu wprowadzaniaograniczeń w dostarczaniu i poborzeenergii elektrycznej, opracowanego przez OSP, tj.przez przedsiębiorcę – PSE Operator SA, wpłynąłdo Prezesa URE 31 maja 2011 r. W postępowaniuadministracyjnym mającym na celu uzgodnienieplanu ograniczeń, na prawach strony występowałotakże PTPiREE. W trakcie tego postępowaniazostała przeprowadzona analiza przedstawionejprzez OSP aktualizacji planu ograniczeń, uzyskanychod OSP dodatkowych wyjaśnień w sprawie,a także stanowiska PTPiREE. W konsekwencjimocą decyzji z 19 lipca 2011 r. Prezes URE uznał,że przedstawiona mu aktualizacja planu wprowadzaniaograniczeń w dostarczaniu i poborze energiielektrycznej, na okres od 1 września 2011 r. do31 sierpnia 2012 r., spełnia wymogi określonew przepisach ustawy – Prawo energetyczne orazww. rozporządzenia i uznał ją za uzgodnioną. Następnie,po rozpatrzeniu wniosku OSP dotyczącegozmiany powyższej decyzji Prezesa URE z 19 lipca2011 r., mającego na względzie ujęcie w planieograniczeń zmian wielkości maksymalnego poborumocy elektrycznej w poszczególnych stopniachzasilania, spowodowanych koniecznością uwzględnieniaw planie ograniczeń nowego operatorasystemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego,Prezes URE 15 grudnia 2011 r. wydał decyzjęzmieniającą przedmiotową decyzję.Dodatkowo, w sytuacji powstania zagrożeniabezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w następstwiezaistnienia zdarzeń o charakterze nadzwyczajnymokreślonych w art. 11c ust. 1 ustawy− Prawo energetyczne, OSP jest upoważniony dowprowadzenia ograniczeń w poborze energii elektrycznejdo czasu wejścia w życie przepisów wydanychna podstawie art. 11 ust. 7, lecz nie dłużejniż na okres 72 godzin, po wyczerpaniu wszystkichmożliwych a określonych w ustawie działań zmierzającychdo pokrycia zapotrzebowania na energięelektryczną. OSP jest m.in. upoważniony do wydaniaodbiorcom końcowym, przyłączonym bezpośredniodo sieci przesyłowej, polecenia zmniejszeniailości pobieranej energii elektrycznej lub odłączeniaod sieci urządzeń i instalacji należących do68 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011tych odbiorców, co powinno odbywać się zgodniez planem ograniczeń. OSP jest przy tym obowiązanyniezwłocznie powiadomić ministra właściwegodo spraw gospodarki oraz Prezesa URE o wystąpieniuzagrożenia bezpieczeństwa dostaw energiielektrycznej, podjętych działaniach i środkachw celu usunięcia tego zagrożenia i zapobieżeniajego negatywnym skutkom, co obejmuje równieżdziałania omówione powyżej. Jednocześnie OSPpowinien zgłosić konieczność wprowadzenia ograniczeńna podstawie art. 11 ust. 7 ustawy – Prawoenergetyczne. Prezes URE jest w takim przypadkuzobowiązany do przedstawienia Ministrowi Gospodarkiopinii do raportu sporządzanego przez OSPdotyczącego powstałego zagrożenia bezpieczeństwadostaw energii elektrycznej oraz podjętych w związkuz tym działań i zastosowanych środków w celujego usunięcia, w tym do dokonania oceny wystąpieniaokoliczności powodujących powstanie odpowiedzialnościOSP za szkody powstałe u użytkownikówkrajowego systemu elektroenergetycznego.W 2011 r. do Prezesa URE nie wpłynęła informacjadotycząca podjęcia przez OSP działańw oparciu o omówione wyżej regulacje prawne.1.6.6. Kontrola zapasów paliw1.6.6.1. Kontrole w 2011 r.Zgodnie z art. 10 ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne,przedsiębiorstwo energetyczne zajmującesię wytwarzaniem energii elektrycznej lubciepła jest obowiązane utrzymywać zapasy paliww ilości zapewniającej utrzymanie ciągłości dostawenergii elektrycznej lub ciepła do odbiorców, z zastrzeżeniemdotyczącym sytuacji, w której przepisyustawy dopuszczają obniżenie ilości zapasów.Minimalne wielkości zapasów paliw (w odniesieniudo węgla kamiennego, węgla brunatnego oraz olejuopałowego), które są obowiązane utrzymywaćww. przedsiębiorstwa oraz sposób gromadzeniatych zapasów określone zostały w rozporządzeniuMinistra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznejz 12 lutego 2003 r. w sprawie zapasów paliww przedsiębiorstwach energetycznych 48) .W celu oceny realizacji obowiązków nałożonychna przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące sięwytwarzaniem energii elektrycznej lub ciepła w zakresieutrzymywania zapasów paliw w ilości zapewniającejutrzymanie ciągłości dostaw energii elektryczneji ciepła do odbiorców, Prezes URE w 2011 r.podejmował odpowiednie działania o charakterzekontrolno-wyjaśniającym. Działania te polegałyna przeprowadzeniu kontroli interwencyjnych, jaki problemowych. Kontrole interwencyjne polegałyna badaniu zasadności wpływających do urzęduinformacji o uchybieniach w działalności przedsiębiorstwenergetycznych, a także na podejmowaniudziałań mających na celu wyeliminowanieudokumentowanych nieprawidłowości. PonadtoPrezes URE podjął działania kontrolno-wyjaśniającew zakresie zgłaszanych przez przedsiębiorstwaenergetyczne obniżeń ilości zapasów paliw poniżejpoziomu określonego w ww. rozporządzeniu.W 2011 r. kontrole interwencyjne stanu zapasów48)Dz. U. z 2003 r. Nr 39, poz. 338 oraz z 2010 r. Nr 108, poz. 701.paliw przeprowadzono w pięciu przedsiębiorstwachenergetycznych. Kontrole te wykazały wystąpienieniedoborów zapasów paliw w przypadku trzechkontrolowanych przedsiębiorstw. Natomiast w ramachczynności kontrolnych podjętych w związkuze zgłoszeniami obniżenia ilości zapasów paliwstwierdzono nieprawidłowości w odniesieniu dodwóch przedsiębiorstw energetycznych.Kontrole problemowe polegały na badaniu zagadnieniastanu utrzymywanych zapasów paliw napodstawie informacji i dokumentów uzyskanychod grupy jednostek objętych kontrolą oraz podejmowaniudziałań mających na celu wyeliminowanieudokumentowanych nieprawidłowości. Każdaz tych kontroli obejmowała grupę tzw. elektrowni/elektrociepłowni systemowych, przy czym w badaniachstyczniowym i listopadowym ujęto takżegrupę przedsiębiorstw wytwarzających energięelektryczną lub ciepło na skalę lokalną. W trakciekontroli problemowych, dokonywanych pięciokrotniew ciągu 2011 r., badano realizację obowiązkuutrzymywania zapasów paliw w odpowiedniej ilościodnośnie ponad czterystu źródeł, stosując metodęwskazaną w art. 10 ust. 4 pkt 2 ustawy – Prawoenergetyczne. W podanej liczbie źródeł znajdują sięźródła skontrolowane w ciągu 2011 r. kilkukrotniew związku z podejmowaniem przez Prezesa UREdziałań kontrolno-monitorujących odnośnie wytwórcówsystemowych posiadających JednostkiWytwórcze Centralnie Dysponowane.Głównymi przyczynami stwierdzonych nieprawidłowościw zakresie utrzymywania zapasówpaliw na wymaganym poziomie przez obowiąza-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>69
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄne przedsiębiorstwa energetyczne były: przyjęciebłędnego (tzn. niezgodnego z ww. rozporządzeniem)sposobu gromadzenia zapasów paliw orazbrak dochowywania przez przedsiębiorstwa energetycznenależytej staranności przy utrzymywaniuzapasów paliw i ich uzupełnianiu.1.6.6.2. Sposób przeprowadzania kontroli stanuzapasów paliwZgodnie z art. 10 ust. 2 ustawy – Prawo energetyczne,przedsiębiorstwo energetyczne, o którymmowa w art. 10 ust. 1 tej ustawy, jest obowiązaneumożliwiać przeprowadzenie kontroli w zakresie:zgodności wielkości zapasów paliw z wielkościamiokreślonymi w przepisach wydanych na podstawieart. 10 ust. 6 tej ustawy, uzupełnienia zapasów paliww terminie, o którym mowa w art. 10 ust. 1blub 1c ustawy – Prawo energetyczne oraz obniżeniazapasów paliw poniżej wielkości określonychw przepisach wydanych na podstawie art. 10 ust. 6ustawy – Prawo energetyczne, w przypadkach,o których mowa w art. 10 ust. 1a tej ustawy. Wykonujączadania z zakresu kontroli zapasów paliwPrezes URE realizował przywołany wyżej przepisart. 10 ust. 2 ustawy – Prawo energetyczne, stanowiącyźródło ciążącego na przedsiębiorstwachenergetycznych obowiązku umożliwienia kontrolizapasów paliw i będący jednocześnie materialnoprawnąpodstawą działań Prezesa URE w przedmiotowymzakresie. Podkreślić należy, iż przepisyustawy – Prawo energetyczne wyraźnie wskazują,że pracownicy URE są uprawnieni do: (1) wstępuna teren nieruchomości i do miejsc, gdzie sągromadzone i utrzymywane zapasy oraz (2) analizydokumentów dotyczących ewidencjonowaniazapasów paliw (art. 10 ust. 4 ustawy – Prawoenergetyczne), co zostało potwierdzone w orzecznictwie(zob. wyrok Sądu Najwyższego z 17 marca2010 r., sygn. akt III SK 32/09). Przepis tendopuszcza zatem kontrolę poprzez czynnościwykonywane bezpośrednio na miejscu gdzie sągromadzone i utrzymywane zapasy, jak i poprzezanalizę dokumentów dotyczących ewidencjonowaniazapasów paliw. W toku poszczególnych kontroliczynności te mogą być realizowane zarównorozłącznie, jak i uzupełniająco, przy czym ustawa– Prawo energetyczne pozostawia ustalanie metodprzeprowadzania kontroli Prezesowi URE (por. art. 23ust. 2 pkt 15 ustawy).Mając powyższe na uwadze Prezes URE dokonywałkontroli zapasów paliw poprzez wykorzystanieprzewidzianych przepisami prawa rozwiązań(w szczególności art. 10 ust. 1, ust. 2 i ust. 4 pkt 2w związku z art. 28 i 23 ust. 2 pkt 15 ustawy − Prawoenergetyczne), korzystając w tym zakresie z przewidzianejustawowo możliwości wyboru metodyprzeprowadzania kontroli. Mając w szczególności nauwadze z jednej strony liczbę podmiotów objętychdyspozycją art. 10 ust. 1 ustawy, wagę zagadnieniazapasów paliw dla utrzymania ciągłości dostaw energiielektrycznej i ciepła oraz konieczność zapewnieniamaksymalnej efektywności realizacji zadań, z drugiejzaś określony zakres sił i środków, zadanie to byłorealizowane poprzez analizę dokumentów dotyczącychewidencjonowania zapasów, tj. w sposób określonyw art. 10 ust. 4 pkt 2 ustawy.1.6.6.3. Prowadzenie spraw związanych z obniżaniemi uzupełnianiem ilości zapasów paliwPrzedsiębiorstwa energetyczne zajmujące sięwytwarzaniem energii elektrycznej lub ciepła,które są zobligowane do utrzymywania zapasówpaliw, mają możliwość obniżenia tych zapasówponiżej wielkości określonych w przepisachwydanych na podstawie art. 10 ust. 6 tej ustawy(tj. w rozporządzeniu Ministra Gospodarki,Pracy i Polityki Społecznej z 12 lutego 2003 r.w sprawie zapasów paliw w przedsiębiorstwachenergetycznych) − a więc w odniesieniu dowęgla kamiennego, węgla brunatnego orazoleju opałowego − w sytuacji zrealizowania sięprzesłanek, o których mowa w art. 10 ust. 1austawy – Prawo energetyczne. Działanie takiemoże zostać podjęte, jeżeli jest to niezbędne dozapewnienia ciągłości dostaw energii elektrycznejlub ciepła, w przypadku:• wytworzenia, na polecenie właściwego operatorasystemu elektroenergetycznego, energiielektrycznej w ilości wyższej od średniej ilościenergii elektrycznej wytworzonej w analogicznymokresie w ostatnich trzech latach, lub• nieprzewidzianego istotnego zwiększenia produkcjienergii elektrycznej lub ciepła, lub• wystąpienia, z przyczyn niezależnych od przedsiębiorstwaenergetycznego, nieprzewidzianych,istotnych ograniczeń w dostawach paliwzużywanych do wytwarzania energii elektrycznejlub ciepła.Przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązanedo uzupełnienia zapasów paliw do wielkości70 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011określonych w rozporządzeniu, w terminie niedłuższym niż dwa miesiące od ostatniego dniamiesiąca, w którym rozpoczęto ich obniżanie. Natomiastw przypadku gdy uzupełnienie zapasówpaliw, z przyczyn niezależnych od przedsiębiorstwaenergetycznego, nie jest możliwe w ww. terminie,Prezes URE, na pisemny wniosek przedsiębiorstwaenergetycznego (złożony z odpowiednim wyprzedzeniem),może, w drodze decyzji, wskazać dłuższytermin ich uzupełnienia, biorąc pod uwagęzapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznejlub ciepła do odbiorców. Wskazany w decyzji przezPrezesa URE termin nie może być w sumie dłuższyniż cztery miesiące od ostatniego dnia miesiąca,w którym rozpoczęto obniżanie zapasów paliw.Przedsiębiorstwo energetyczne jest jednocześnieobowiązane informować Prezesa UREo obniżeniu ilości zapasów paliw poniżej wielkościokreślonych w ww. rozporządzeniu oraz o sposobiei terminie ich uzupełnienia wraz z uzasadnieniem.Informację w ww. zakresie przedsiębiorstwoenergetyczne obowiązane jest przekazać w formiepisemnej najpóźniej w trzecim dniu od dnia, w którymrozpoczęto obniżanie ilości zapasów paliwponiżej wielkości określonych w rozporządzeniu.W odniesieniu do realizacji ww. obowiązku podkreślićnależy, że informacja o obniżeniu zapasówpaliw powinna być przekazana w formie pisemnejdo Prezesa URE najpóźniej trzeciego dnia od dnia,w którym rozpoczęto obniżanie ilości zapasów paliw.Uwzględnić przy tym należy, iż pojęcie „przekazaniainformacji” tożsame jest z podaniem jej dowiadomości. W konsekwencji informacja taka powinnabyć sporządzona po faktycznym wystąpieniuobniżenia oraz powinna faktycznie dotrzeć doPrezesa URE w ww. terminie, zatem samo nadanietakiej informacji w polskiej placówce pocztowejoperatora publicznego, z uwagi na materialny charakterterminu, nie stanowi realizacji przedmiotowegoobowiązku. Tak więc w celu bezzwłocznegoprzekazania informacji o obniżeniu zapasów paliwprzedsiębiorstwa energetyczne mogą korzystaćz bezpośrednich teleinformatycznych form komunikacjiz Urzędem <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> (np. via faxlub e-mail).Dodatkowo przedsiębiorstwo energetycznezajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznejlub ciepła jest obowiązane informować operatorasystemu przesyłowego elektroenergetycznegolub operatora systemu połączonego elektroenergetycznegoo zużyciu i stanie zapasów paliw zużywanychdo wytwarzania energii elektrycznejw źródłach przyłączonych do sieci przesyłowej lubkoordynowanej sieci 110 kV; informacja ta jestprzekazywana wraz z informacją o stanie urządzeńwytwórczych.W 2011 r. do Prezesa URE wpłynęło dziesięć informacjiod przedsiębiorstw energetycznych o obniżeniuzapasów paliw poniżej poziomu określonegow rozporządzeniu. Wobec tych przedsiębiorstwpodjęte zostały działania o charakterze kontrolno-wyjaśniającym,mające na celu ustalenie, czyobniżenie zapasów paliw nastąpiło w sposób uzasadniony,tj. w rezultacie wystąpienia przesłanek,o których mowa w art. 10 ust. 1a ustawy – Prawoenergetyczne. W sześciu przypadkach Prezes UREuznał, że przedstawione wyjaśnienia pozwalają naprzyjęcie, iż obniżenia ilości zapasów paliw dokonanezostało zgodnie z ww. przepisami. W czterechprzypadkach postępowania nie zostały zakończonew 2011 r. i zostaną ocenione w 2012 r.W pięciu przypadkach, na przedsiębiorstwazgłaszające obniżenie zapasów paliw, zostały nałożonekary pieniężne w związku ze stwierdzonyminieprawidłowościami w zakresie przekazywaniaPrezesowi URE informacji o obniżeniu zapasów,w szczególności w związku z nie dochowaniemterminu przekazania tych informacji w terminie,o którym mowa w art. 10 ust. 1f ustawy – Prawoenergetyczne.W 2011 r. Prezes URE rozpatrzył trzy wnioski odprzedsiębiorstw energetycznych w sprawie wskazaniadłuższego niż określony w art. 10 ust. 1b ustawy– Prawo energetyczne terminu na uzupełnieniezapasów paliw do wielkości określonej w przepisachwydanych na podstawie art. 10 ust. 6 ustawy– Prawo energetyczne. Postępowania administracyjnew tych sprawach zakończone zostały wydaniemtrzech decyzji odmownych. Należy przy tympodkreślić, że podejmowanie działań mającychna celu utrzymywanie zapasów paliw, a w raziekonieczności ich obniżenia, działań ukierunkowanychna bezzwłoczne odbudowanie naruszonychzapasów, jest jednym z ustawowych obowiązkówwytwórców energii mającym na celu zapewnienieniezawodności zaopatrzenia w energię elektrycznąi ciepło oraz – w szczególności w odniesieniudo wytwórców systemowych – zapewnienie bezpieczeństwaenergetycznego Polski. Obowiązekutrzymywania i uzupełniania zapasów paliw powinienbyć realizowany niezależnie od istniejącychregulacji prawnych upoważniających (fakultatyw-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>71
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄnie) Prezesa URE do wydania decyzji w przedmiociewskazania dłuższego niż określony w art. 10ust. 1b ustawy – Prawo energetyczne terminu nauzupełnienie zapasów paliw.1.6.7. Ocena bezpieczeństwa dostarczaniaenergii elektrycznejBezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznejjest zagadnieniem kompleksowym, obejmującymzarówno działania krótko-, jak i długoterminowe.Proces monitorowania tego bezpieczeństwa,realizowany przez Prezesa URE, obejmuje pozyskiwaniei analizę informacji w ramach działań, doktórych należą m.in.:• pozyskiwanie i analiza informacji na temat bieżącegofunkcjonowania systemu elektroenergetycznego,• pozyskiwanie i analiza informacji o stanie infrastrukturysieciowej oraz potrzebach inwestycyjnychOSP i OSD w trakcie uzgadnianiaprojektów planów rozwoju przedsiębiorstw sieciowych,• prowadzenie kontroli stanu zapasów węglaw elektrowniach,• prowadzenie bazy informacyjnej o przedsiębiorstwachsektora tworzonej na podstawierocznych sprawozdań (są to głównie daneo charakterze ekonomicznym, pozyskiwanez zasobów informacyjnych innych resortówi instytucji badawczych, m.in. MinisterstwaGospodarki, Głównego Urzędu Statystycznegoi ARE SA),• podejmowanie nieperiodycznych badań związanychz wyjaśnianiem nadzwyczajnych sytuacjizagrażających bezpieczeństwu pracy KSE,• pozyskiwanie i analiza informacji na temat zamierzeńinwestycyjnych przedsiębiorstw energetycznychoraz informacji o wydanych lub rozpatrywanychwarunkach przyłączenia źródeł wytwórczychdo sieci przesyłowej oraz sieci dystrybucyjnych.W toku monitorowania szczególną uwagę przykładanodo możliwości pokrycia bieżącego zapotrzebowaniana energię elektryczną i moc, bezpieczeństwaoperacyjnego systemu elektroenergetycznegooraz dyspozycyjności urządzeń, w tymjednostek wytwórczych. Podobnie jak w 2010 r.,wielkość mocy zainstalowanych utrzymuje się nastosunkowo wysokim poziomie przekraczającym37 GW, przy czym w 2011 r. nastąpił jej wzrosto ponad 4,5%. Odnosząc się do mocy dyspozycyjnychi rezerw mocy w KSE należy stwierdzić, żew 2011 r. kształtowały się one na wystarczającympoziomie z punktu widzenia bieżącego bezpieczeństwafunkcjonowania KSE. Należy mieć jednakna względzie, że maksymalne zapotrzebowaniena moc w 2011 r. było mniejsze niż w latachpoprzednich, a wskaźnik ten wpływa istotnie nabezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej. Jednocześnienależy nadmienić, że nowelizacja ustawy– Prawo energetyczne, która weszła w życie11 marca 2010 r. nałożyła na przedsiębiorstwaenergetyczne zajmujące się wytwarzaniem energiielektrycznej w źródłach o łącznej mocy zainstalowanejnie mniejszej niż 50 MW, obowiązek dotyczącyraportowania Prezesowi URE o planach inwestycyjnychna kolejne 15 lat, a także aktualizacjitych planów co 3 lata. Rozszerza to zatem zakresmonitorowania bezpieczeństwa dostaw energiielektrycznej o horyzont długoterminowy.W związku z powyższym przeprowadzone badanieankietowe będące wynikiem realizacji przezPrezesa URE zadania wynikającego z art. 16 ust. 11i 12 ustawy – Prawo energetyczne, w zakresie monitorowaniabezpieczeństwa dostarczania energiielektrycznej wykazało, że po 2015 r. istnieje ryzykookresowego braku możliwości pokrycia zapotrzebowaniana energię elektryczną. W porównaniu dobadania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,przeprowadzonego przez Prezesa URE w 2008 r.,sytuacja uległa poprawie w związku ze spadkiemzapotrzebowania na energię elektryczną, związanymze spowolnieniem gospodarczym spowodowanymświatowym kryzysem finansowym.Zła sytuacja może jednak wystąpić w okresachnasilonych remontów planowych jednostek wytwórczychoraz w przypadku wystąpienia ekstremalnychwarunków pogodowych, które powodujątrudności z przesyłaniem energii elektrycznej orazchłodzeniem jednostek wytwórczych w obiegachotwartych. Ryzyko wystąpienia przerw w dostarczaniuenergii elektrycznej może wystąpić równieżw przypadku dynamicznego wzrostu zapotrzebowaniana energię i dotyczy w szczególności lokalnychobszarów zasilania, które charakteryzują sięponadprzeciętnym wzrostem zapotrzebowania namoc szczytową, leżących w dużych odległościachod systemowych źródeł wytwórczych.Należy mieć na uwadze, iż wyniki przygotowanejanalizy możliwości pokrycia szczytowego zapotrzebowaniana moc nie uwzględniają obecnych72 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄwy wewnątrzwspólnotowe z Niemiec i Czech, przyczym istotną ich część stanowił import z kierunkuwschodniego, realizowany w ramach długoterminowegokontraktu zawartego w 1996 r. pomiędzyPolskim Górnictwem Naftowym i GazownictwemSA (dalej PGNiG SA) a OOO „Gazprom eksport”. Napodstawie tego kontraktu zakupiono 9 335,54 mln m 3gazu ziemnego, co stanowiło ok. 85% całkowitegoimportu tego surowca na terytorium Polski. Importten uzupełniany był dostawami z Niemiec i Czech.Wielkość sumaryczna tych dostaw, realizowanychw ramach umów wyniosła 1 579,74 mln m 3 , costanowiło ok. 14% całkowitego przywozu gazu naterytorium Polski.Jednocześnie, w marcu 2011 r. zawarty zostałaneks do kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnegodo Rzeczypospolitej Polskiej pomiędzy PGNiGSA i OOO „Gazprom eksport” z 25 września 1996 r.Zgodnie z postanowieniami aneksu, który obowiązywałdo 31 grudnia 2011 r., strony uzgodniły możliwośćzwiększenia dobowego odbioru gazu ziemnegow punkcie zdawczo-odbiorczym Wysokoje do13,95 mln m 3 na dobę (wg polskiej normy), przyzachowaniu dotychczasowego poziomu rocznychilości kontraktowych. Pomimo korzystania w sezonie2010/2011 z obowiązkowych zapasów gazu zaistniałakonieczność zapewnienia większych dostawgazu do sytemu spowodowana znacznymi spadkamitemperatur w okresie zimowym. Aby uniknąć wprowadzaniaograniczeń dostaw gazu dla wszystkichklientów przemysłowych (podziemne magazynygazu były wypełnione jedynie w ok. 15%, jako efektbardzo mroźnego grudnia 2010 r., kiedy zanotowanorekordowe miesięczne zużycie gazu), wprowadzonokilkudniowe ograniczenie na podstawie umowy handlowejjedynie dla PKN Orlen SA.Ponadto, 31 marca 2011 r. PGNiG SA wystąpiłodo OOO „Gazprom eksport” z wnioskiem o przystąpieniedo renegocjacji ceny gazu ziemnegodostarczanego przez OOO „Gazprom eksport”na mocy kontraktu z 25 września 1996 r. kupna--sprzedaży gazu ziemnego do RzeczypospolitejPolskiej, w celu jej obniżenia. Jednakże stronomnie udało się osiągnąć porozumienia. W związkuz powyższym, korzystając z przewidzianego kontraktemuprawnienia, PGNiG SA 7 listopada 2011 r. uruchomiłoprocedurę arbitrażową i przekazało sprawędo Trybunału Arbitrażowego.Odnotowania wymaga fakt wstrzymania 1 stycznia2011 r. dostaw gazu ziemnego realizowanych namocy umowy na dostawy gazu ziemnego z 26 października2004 r. z NAK „Naftogaz Ukrainy” przezpunkt zdawczo-odbiorczy Zosin k. Hrubieszowa.Powodem wstrzymania dostaw, jaki podała stronaukraińska, jest obowiązująca ustawa z 8 lipca 2010 r.o zasadach funkcjonowania rynku gazu ziemnegookreślająca prawne, ekonomiczne i organizacyjnezasady funkcjonowania rynku gazu ziemnego naUkrainie. Przerwanie dostaw przez NAK „NaftogazUkrainy” argumentowano zmianą przepisów wewnętrznychna Ukrainie, zgodnie z którymi całailość gazu ziemnego z własnego wydobycia powinnabyć kierowana wyłącznie na potrzeby Ukrainy,co według strony ukraińskiej uniemożliwiło realizacjędostaw gazu ziemnego do Polski. Do chwiliobecnej trwają prace nad wznowieniem dostawgazu dla rejonu Hrubieszowa przez NAK „NaftogazUkrainy”. Jednakże, pomimo wstrzymania dostawz kierunku ukraińskiego wszyscy odbiorcy w Polscedotychczas zasilani z tego kierunku mieli zapewnionedostawy z innych źródeł.Ponadto, z tytułu przyjętych w Polsce rozwiązańna rzecz bezpieczeństwa dostaw, w tym ustawyo zapasach, na PGNiG SA nałożony jest obowiązekutrzymywania zapasów obowiązkowychgazu 50) . W okresie od 1 października 2010 r. do30 września 2011 r. PGNiG SA utrzymywało zapasobowiązkowy w ilości 530,1 mln m 3 . Natomiastw okresie od 1 października 2011 r. do 30 września2012 r. PGNiG SA powinno utrzymywać zapasobowiązkowy w ilości 555,8 mln m 3 .Szczegółowe informacje o strukturze dostawgazu oraz krajowych zdolnościach wydobywczychw 2011 r. przedstawiono w tab. 33-35 (str. 75).Ponadto, należy mieć na uwadze prowadzonew 2011 r. działania na rzecz poszukiwania i wydobyciagazu ze złóż niekonwencjonalnych, którew niedalekiej perspektywie mogą mieć wpływna funkcjonowanie rynku gazu ziemnego w Polsce,a pojawienie się dodatkowych ilości taniegogazu ziemnego na rynku może być istotnymbodźcem dla gospodarki, który nada nowy impetinwestycjom w infrastrukturę gazową w Polsce.W 2011 r. kilkanaście firm na terenie naszegokraju prowadziło na podstawie udzielonych przezMinistra Środowiska koncesji, prace poszukiwawczeniekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego:50)4 grudnia 2011 r. (w odpowiedzi na zastrzeżenia KomisjiEuropejskiej) weszła w życie nowelizacja ustawy o zapasach,mająca na celu ułatwienie liberalizacji, zwiększenie konkurencjina rynku gazu oraz poprawienie sytuacji odbiorców gazu w Polsce.Temat ten opisany został w rozdziale 2.4.74 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011Tabela 33. Struktura dostaw gazu w 2011 r.WyszczególnienieIlość[mln m 3 ]Import, w tym: 10 915,28− Kontrakt „jamalski” 9 335,54Nabycie wewnątrzwspólnotowe / kraj pochodzenia 1 579,74a) Niemcy 1 579,52b) Czechy 0,22Wydobycie własne 4 329,42Magazyny gazu (zmiana stanu zapasów)* -761,30*Zakup ze źródeł krajowych (dostawy do PGNiG SAod krajowych dostawców)110,67a) EWE Energia Sp. z o.o. (dawna Media Odra WartaSp. z o.o.)4,41b) FX Energy Poland Sp. z o.o. 84,70c) CalEnergy Resources Poland Sp. z o.o. 16,63d) DPV Service Sp. z o.o. 0,34e) inne (usługa magazynowania w sieci, rozliczeniez tytułu przekazania paliwa gazowego)4,59* „+” – wzrost zapasów, „-” – zmniejszenie zapasówŹródło: PGNiG SA.Tabela 34. Całkowite dostawy gazu ziemnego w 2011 r.całkowitedostawy*[mld m³]Dostawyszczytowe**[mln m³/dobę]całkowita[mld m³]Produkcjadzienna zdolnośćprodukcyjna[mln m³/dobę]14,6 66,4 4,33 11,9/13,0produkcja średnioroczna/szczytowa* Wydobycie + import + inne źródła krajowe – eksport + zmianazapasów (Uwaga: uwzględniono również zakup ze źródeł krajowychw celu podania całkowitych dostaw gazu ziemnego).** Maksymalne dzienne dostawy gazu w roku.Źródło: PGNiG SA.Tabela 35. Krajowe zdolności wydobywcze w 2011 r.*Zdolności wydobywcze[mld m³/rok]Zdolności wydobywcze[mln m³/doba]4,6 13,3* Zdolności wydobywcze określono na podstawie90% maksymalnych dobowych zdolności wydobywczych365 dni, które uwzględniają przestojeeksploatacyjne ośrodków wydobywczych. Różnicapomiędzy zdolnościami wydobywczymi a produkcjągazu ziemnego związana jest z wahaniamisezonowymi w zapotrzebowaniu na gaz ziemnyzaazotowany w okresie letnim i zimowym.W okresie szczytowego zapotrzebowania na gazziemny zaazotowany (znaczne spadki temperaturw okresie zimowym) zdolności wydobywczewykorzystywane są w stopniu maksymalnym, zaśw okresie letnim zapotrzebowanie na ten rodzajgazu zdecydowanie spada. Zdolności wydobywczekopalń wydobywających gaz ziemny wysokometanowywykorzystywane są w stopniu maksymalnymprzez okres całego roku.Źródło: PGNiG SA.w rejonie Lubelszczyzny, Mazowsza, Pomorzai Monokliny Przedsudeckiej. Obszar objęty planowanymipracami wynosi ponad 37 tys. km 2 ,co stanowi prawie 12% obszaru Polski. Wedługstanu na 31 grudnia 2011 r. Minister Środowiskaudzielił 257 koncesji na poszukiwaniei rozpoznawanie ropy naftowej i gazu ziemnego(w tym 109 na poszukiwanie i rozpoznawaniezłóż gazu łupkowego). Potwierdzenie w niedalekiejprzyszłości wydobywalnych zasobów gazułupkowego w Polsce oraz możliwość eksploatacjiniekonwencjonalnych złóż gazu będzie istotnedla bezpieczeństwa energetycznego kraju, stanowiącelement różnicujący źródła i kierunki dostaw.Jednocześnie wobec tej perspektywy spodziewać sięmożna zwiększenia konkurencji na krajowym rynkugazu, będącego następstwem pojawienia się nowychpodmiotów oferujących gaz po cenach konkurencyjnych,a także możliwości przysyłania gazu z przeznaczeniemdla odbiorców europejskich przy wykorzystaniuw tym celu interkonektorów na połączeniachz zachodnimi i południowymi sąsiadami Polski. Dlawłaściwego spożytkowania potencjału, jakim jestgaz łupkowy, właściwym rozwiązaniem wydają sięw szczególności inwestycje z wykorzystaniem gazuziemnego w sektorze wytwarzania energii elektrycznej.Jednocześnie w celu upłynnienia rynku gazuziemnego, w tym gazu pochodzącego ze złóż niekonwencjonalnych,możliwa byłaby zmiana charakterupracy oraz pełne wykorzystanie obecnych i nowobudowanychpołączeń gazowych poprzez wdrożeniei zapewnienie przepływów dwukierunkowych:Lasów, Cieszyn – poprzez ewentualną zmianę kierunkuprzepływu oraz Jamał – poprzez ewentualnązmianę sposobu wykorzystania. Niewątpliwy wpływna rozwój rynku gazu łupkowego ma stymulowaniepopytu, w tym szukanie optymalnych rozwiązań pozwalającychna wykorzystanie ilości gazu ze złóż niekonwencjonalnych,które pojawią się w momencierozpoczęcia jego wydobycia.2.1.1. Rynek hurtowyHurtowy segment rynku gazu ziemnego w 2011 r.w Polsce to nadal segment jednego sprzedawcy.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>75
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄDziałalność w zakresie hurtowego obrotu gazemziemnym w Polsce, rozumiana jako sprzedaż gazupodmiotom wykorzystującym go w celu dalszej odsprzedaży,była zdominowana przez przedsiębiorstwoPGNiG SA i funkcjonowała wyłącznie w ramachGrupy Kapitałowej PGNiG (dalej GK PGNiG).Przedsiębiorstwa obrotu gazem spoza GK PGNiGw zasadzie nie zajmowały się sprzedażą hurtową.W ich przypadku można analizować prowadzonądziałalność handlową w oparciu o udział w rynkudetalicznym. Co prawda, odnotowano niewielkieilości gazu ziemnego kupowanego w celu dalszejodsprzedaży, które dotyczyły czterech podmiotów,jednakże podmioty te nie korzystały z zasady TPA.Dotyczyło to sprzedaży skroplonego gazu ziemnego– LNG. W 2011 r. gaz ziemny w postaci LNGsprzedawany był w celu dalszej odsprzedaży w relatywnieniewielkich ilościach, tj. 22 103,7 ton (ok.30,5 mln m³ gazu w warunkach normalnych).Obrót gazem ziemnym w 2011 r. realizowanybył wyłącznie w ramach kontraktów dwustronnych,a forma sprzedaży gazu za pośrednictwemgiełdy czy hubów, istotna z punktu widzenia możliwościwymiany handlowej i nabierająca corazwiększego znaczenia w Unii, nie funkcjonowaław Polsce. Ceny paliwa gazowego nie są różnicowanew zależności od tego, czy wykorzystuje sięgaz na potrzeby własne odbiorcy, czy do dalszejodsprzedaży. O cenie decyduje moc zamówiona,brana pod uwagę odrębnie dla każdego z punktówodbioru. Wolumen sprzedaży nie jest czynnikiembezpośrednio różnicującym ceny.W 2011 r. działalność przesyłowa na terytoriumRzeczypospolitej Polskiej realizowana byłaprzez Operatora GazociągówPrzesyłowych Gaz-System SA(dalej OGP Gaz-System SA) 51) .Działalność OGP Gaz-SystemSA obejmowała zarządzaniekrajowym systemem przesyłowym,zgodnie z decyzjąPrezesa URE z 13 października2010 r., na mocy której spółkazostała wyznaczona operatoremsystemu przesyłowego gazowegodo 31 grudnia 2030 r.Na jej podstawie spółka zarządzała sieciami wysokiegociśnienia o łącznej długości 9 850 km. W tab. 36przedstawiono opłaty za świadczenie usługi przesyłaniagazu ziemnego 52) .Ponadto w 2011 r., zgodnie z decyzją PrezesaURE z 17 listopada 2010 r. w sprawie wyznaczeniaOGP Gaz-System SA na operatora systemu przesyłowegogazowego na znajdującym się na terytoriumRzeczypospolitej Polskiej odcinku gazociąguJamał-Europa Zachodnia na okres do 31 grudnia2025 r., spółka realizowała zadania operatorskiena polskim odcinku gazociągu tranzytowegoo długości 683,9 km, służącym do przesyłu53)gazu51)Zgodnie z ustawą – Prawo energetyczne, na terytoriumRzeczypospolitej Polskiej wyznacza się jednego operatora systemuprzesyłowego gazowego. Ustawa stanowi, że operator systemuprzesyłowego powinien działać w formie spółki akcyjnej,której jedynym akcjonariuszem jest Skarb Państwa. Podmiotemspełniającym te kryteria działającym na terytorium RP jest OGPGaz-System SA.52)W kalkulacji nie uwzględniono opłat za przesył do i z PMG.53)Dla Klienta I1 oraz D3 minimalne opłaty ustalono na podstawiemaksymalnego współczynnika obciążenia równego ilościTabela 36. Opłaty za świadczenie usługi przesyłania gazu ziemnego (netto) 53)SymbolodbiorcyZużycie[GJ/rok]Współczynnikobciążenia [h]Opłata sieciowa ustalona na podstawiestawek opłat obowiązującychzakres [zł] [zł/GJ]I4 − 1 418 600,0 4 000 1 191 903,00 2,85I1 418,68 760 Min 25 906,08 61,891 Max 3 836 036,54 9 163,97D3 83,78 760 Min 25 380,75 303,231 Max 786 982,16 9 402,42Źródło: OGP Gaz-System SA.ziemnego do Niemiec, a także do realizacji dostawgazu ziemnego do Polski poprzez dwa punktydostaw, zlokalizowane we Włocławku i Lwówku.Właścicielem polskiego odcinka gazociągu Jamał--Europa Zachodnia jest firma System GazociągówTranzytowych EuRoPol Gaz SA (dalej SGT EuRoPolGaz SA) w Warszawie. Zakres zadań i obowiązkówoperatora sytemu przesyłowego gazowego zostałokreślony w ustawie − Prawo energetyczne, w tymw art. 9c i 9g ustawy oraz w rozporządzeniu ParlamentuEuropejskiego i Rady (WE) nr 715/2009z 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępudo sieci przesyłowych gazu ziemnego i uchylającerozporządzenie 1775/2005.Odnotowania wymaga fakt podpisania 25 października2010 r. stosownej umowy o powierzeniufunkcji operatora na polskim odcinku gazociągugodzin w roku (8 760 h). Wówczas moc zamówiona przez klientajest najmniejszą mocą umożliwiającą przesłanie żądanej ilości m 3gazu w roku. Maksymalne opłaty ustalono na podstawie najniższegowspółczynnika obciążenia wynoszącego 1, wówczas moczamówiona jest równa ilości gazu przesyłanego w okresie.76 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011Jamał-Europa Zachodnia między spółką SGT Eu-RoPol Gaz SA i spółką OGP Gaz-System SA. Zawartana okres do końca 2019 r. umowa określapodział obowiązków pomiędzy OGP Gaz-SystemSA jako operatorem polskiego odcinka gazociągujamalskiego, oraz SGT EuRoPol Gaz SA będącymwłaścicielem tej infrastruktury.W 2011 r. działalność magazynowa realizowanabyła przez operatora systemu magazynowaniapaliw gazowych PGNiG SA Oddział OSM. Związanaona była z zapewnieniem funkcjonowania instalacjimagazynowych, realizacją umów z użytkownikamioraz eksploatacją, konserwacją i remontamiinstalacji i urządzeń magazynowych. W posiadaniuPGNiG SA znajdowało się 100% pojemności podziemnychmagazynów gazu (tab. 37). Przedsiębiorstwoto udostępniało w 2011 r. na rzecz operatorasystemu przesyłowego OGP Gaz-System SA50 mln m 3 gazu, w związku z wykonywaniem przezspółkę funkcji operatorskich. Pozostała część pojemnościwykorzystywana była na potrzeby własnePGNiG SA.W 2011 r. kontynuowano prace ukierunkowanena budowę i rozbudowę magazynów gazu ziemnegowysokometanowego w: Mogilnie, Wierzchowicach,Kosakowie i Brzeźnicy, a także magazynugazu ziemnego wysokometanowego w Strachocinie,którego oddanie planowane jest do eksploatacjiw 2012 r. Jakkolwiek, podjęte prace nie skutkowałyfizycznym przyrostem pojemności, przyjętaprzez operatora systemu magazynowania strategiaukierunkowana na wzrost pojemności czynnejpodziemnych magazynów gazu pozwala sądzić,iż realizacja przez spółkę zadań inwestycyjnychTabela 37. Magazynowanie gazu ziemnegoNazwamagazynuRodzajmagazynuPojemnośćczynna[mln m 3 ]zwiększy 54) zdolności 55) magazynowe 56) zgodnie z przyjętymterminem zakończenia ich realizacji. Ogólnacharakterystyka budowanych i rozbudowywanychmagazynów gazu przedstawiono w tab. 38 (str. 78).54)E − gaz ziemny wysokometanowy (GZ-50).55)Ls – gaz ziemny zaazotowany (GZ-35).56)Lw – gaz ziemny zaazotowany (GZ-41,5).Ilość gazupobranaz magazynu[mln m 3 ]Ilość gazuzatłoczonado magazynu[mln m 3 ]Stan magazynowyminimalny[mln m 3 ]Stan magazynowymaksymalny[mln m 3 ]Stan na koniecokresu sprawozdawczego[mln m 3 ]WierzchowiceW sczerpanymzłożu gazu E575,00 273,53 510,17 89,76 599,92* 496,39BrzeźnicaW sczerpanymzłożu gazu E65,00 53,42 57,37 7,63 65,00 36,80StrachocinaW sczerpanymzłożu gazu E150,00 162,13 312,18 21,73 333,89** 240,18SwarzówW sczerpanymzłożu gazu E90,00 78,28 88,34 1,67 90,00 45,42HusówW sczerpanymzłożu gazu E350,00 225,35 367,17 -17,17 350,00 287,94MogilnoW kawernachsolnych gazu E377,89 252,99 399,48 72,94 420,61*** 401,09RAZEM gaz E 54) 1 607,89 1 045,70 1 734,71 176,56 1 859,42 1 507,82DaszewoW sczerpanymzłożu gazu Ls 55) 30,00 8,55 27,47 2,46 29,93 29,93BonikowoW sczerpanymzłożu gazu Lw 56) 200,00 56,67 142,61 8,67 151,27 133,31RAZEM gaz Ls, Lw 230,00 65,22 170,08 11,13 181,20 163,24RAZEM gaz E, Ls, Lw 1 837,89 1 110,92 1 904,79 187,69 2 040,62 1 671,06* Obejmuje gaz, który zostanie przekwalifikowany na pojemność buforową. Ilość zostanie określona po zakończeniurozbudowy.** Obejmuje gaz zmagazynowany w ramach rozbudowywanego magazynu.*** Obejmuje gaz, który zostanie przekwalifikowany na pojemność buforową po zakończeniu testów komory Z-9. Ilośćzostanie określona po zakończeniu testów.Źródło: PGNiG SA.Ponadto, w 2011 r. prowadzone były przezprzedsiębiorstwo Polskie LNG SA intensywne praceinwestycyjne w zakresie budowy terminala doodbioru skroplonego gazu ziemnego LNG. Należyzaznaczyć, że również w tym przypadku przeprowadzonezostały przez spółkę działania, mającena celu określenie zapotrzebowania na usługi,które realizowane były w odniesieniu do dalszegonr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>77
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄTabela 38. Magazynowanie gazu ziemnegoNazwa magazynugazuRodzajinwestycjiPojemność czynna[mln m 3 ]funkcjonowania terminala LNG tj. usług w zakresieregazyfikacji oraz usług dodatkowych zapewniającychdostęp do nowobudowanej infrastruktury 57) .W 2011 r. przyjęto nowelizację ustawy o zapasach,zakładając m.in., że przyjęte w niej rozwiązaniausprawnią funkcjonowanie rynku hurtowegogazu ziemnego i umożliwią zaistnienie na nimrealnej konkurencji, w tym realizacje dostaw gazuprzez nowe podmioty. Nowe przepisy wprowadziły,przy spełnieniu określonych w ustawie warunków,możliwość utrzymywania obowiązkowych zapasówgazu ziemnego w instalacjach magazynowych zlokalizowanychpoza Polską, na terytorium państwczłonkowskich Unii Europejskiej oraz państwEuropejskiego Stowarzyszenia Wolnego Handlu(EFTA) − stron umowy o Europejskim Obszarze57)W wyniku przeprowadzonej przez spółkę Procedury UdostępnieniaTerminalu LNG w Świnoujściu 18 marca 2010 r. zawartazostała umowa pomiędzy spółką Polskie LNG SA a PGNiG SAna świadczenie usługi regazyfikacji gazu skroplonego w terminaluLNG w Świnoujściu. Usługa będzie realizowana przez okres20 lat, począwszy od 1 lipca 2014 r.Pojemność docelowa[mln m 3 ]Termin realizacjiinwestycjiGospodarczym (EOG). Dodatkowo został zwiększonymaksymalny limit wielkości przywozu gazuziemnego (w ciągu roku kalendarzowego) uprawniającydo ubiegania się o zwolnienie z obowiązkuutrzymywania zapasów gazu z poziomu 50 mln m³do poziomu 100 mln m³ gazu ziemnego.Ponadto, mając na uwadze potrzebę zmian narynku gazu, w tym promowanie i zwiększanie konkurencjiPrezes URE podjął w 2011 r. prace nad Mapądrogową uwolnienia cen gazu ziemnego w Polsce,której integralnym elementem jest m.in. ProgramUwalniania Gazu (ang. Gas Realase Program). Zagadnienieto zostało szerzej opisane w części IIIpkt 2.8. Zaangażowanie Prezesa URE w prace nadMapą drogową uwolnienia cen gazu ziemnego.2.1.2. Rynek detalicznyNakłady poniesionew 2011 r. [tys. zł]Magazyny gazu wysokometanowego (grupy E)Kosakowo Budowa − 250 2021 19 224 ,9Mogilno Rozbudowa 377,89 841 2021 31 230,9Wierzchowice Rozbudowa 575,00 1 200 2012 429 192,3Husów Rozbudowa 350,00 500 2014 38,4Strachocina Rozbudowa 150,00 330 2012 86 211,5Brzeźnica Rozbudowa 65,00 100 2014 4 917,4Źródło: PGNiG SA.Pozycję dominującą w sektorze w 2011 r., i tymsamym na rynku, zajmowała GK PGNiG, w składktórej wchodzi m.in. przedsiębiorstwo PGNiG SA,zajmujące się m.in. obrotem gazem ziemnymoraz sześciu operatorów dystrybucyjnych, którzyodpowiadają za transport gazu do odbiorców domowych,instytucjonalnych i komercyjnych, jakrównież za eksploatację, remonty oraz rozbudowęgazociągów.W tab. 39 przedstawiono informacje o przedsiębiorstwachposiadających największe udziałyrynkowe w 2011 r.Tabela 39. Liczba i udziały rynkowe największychprzedsiębiorstw w 2011 r.Liczba przedsiębiorstwo udziale w danym rynkugazu ziemnegoprzekraczającym 5%Źródło: URE.Udział trzech największychprzedsiębiorstw w podażypaliwa gazowego [%]1 96,38Dokonując całościowej analizy rynku sprzedażydetalicznej gazu ziemnego w 2011 r. w odniesieniudo wszystkich grup odbiorców należy wskazać,że najliczniej reprezentowaną grupą były gospodarstwadomowe, które stanowiły 96,94%, ogółuodbiorców. Ich udział w wolumenie sprzedażyw 2011 r. wyniósł 25,35%. Natomiast, największyudział w sprzedaży gazu ziemnego mieli odbiorcyprzemysłowi – 61,52%, wśród których dominowałyprzedsiębiorstwa sektora paliwowego, w tymfirmy rafineryjne i petrochemiczne oraz zakładychemiczne (azotowe). Ponadto, PGNiG SA sprzedajegaz do OGP Gaz-System SA i operatorów systemówdystrybucyjnych PGNiG SA – na potrzebywłasne i bilansowania systemu. W 2011 r. potrze-78 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011by technologiczne (straty i zużycie własne) OGPGaz-System SA oraz operatorów dystrybucyjnychGK PGNiG wynosiły 227,1mln m 3 . Wielkość i strukturęsprzedaży gazu GK PGNiG do odbiorców końcowychzamieszczono w tab. 40.Tabela 40. Wielkość i struktura sprzedaży gazu GK PGNiG odbiorcomkońcowym w 2011 r. (dane dot. ilości gazu w mln m 3 )WyszczególnienieIlośćLiczbaodbiorcówRAZEM 14 380,99 6 666 4691. Odbiorcy hurtowi*, z tego 312,21 69z GK PGNiGspoza GK PGNiG 312,21 692. OSP (OGP Gaz-System SA) 91,13 263. OSD 100,84 194. Eksport 26,715. Odbiorcy końcowi – Przemysł, z tego 8 729,83 41 673Zakłady azotowe 2 374,61 20Elektrownie i elektrociepłownie 1 133,44 361Ciepłownie 271,82 1 720Inni mali odbiorcy(o zużyciu do 1 mln m 3 /rok)863,43 39 021Inni średni odbiorcy (o zużyciu powyżej1 mln m 3 do 25 mln m 3 /rok)1 946,74 525Inni duzi odbiorcy (o zużyciu powyżej25 mln m 3 /rok)2 139,79 266. Odbiorcy końcowi – handel i usługi, z tego 1 390,13 158 769Mali odbiorcy (o zużyciu do 1 mln m 3 /rok) 1 243,05 158 711Średni odbiorcy (o zużyciu powyżej 1 mln m 3do 25 mln m 3 /rok)147,08 58Duzi odbiorcy (o zużyciu powyżej25 mln m 3 /rok)7. Gospodarstwa domowe 3 730,14 6 465 913* Odbiorcy kupujący w celu dalszej odsprzedaży.Źródło: PGNiG SA.Wysoki poziom koncentracji na polskim rynkugazu, wynikający z pozycji dominującej GKPGNiG, wpływa od wielu lat na strukturę rynkudetalicznego oraz tempo przemian w nimzachodzących. Nadal około 96,38% sprzedażygazu ziemnego realizowane jest przez PGNiGSA, natomiast pozostałe 3,62% przez kilkadziesiątpodmiotów, które starają się rozwijaći umacniać swoją pozycję na rynku.Jako największe podmioty pod względemwolumenu sprzedaży w 2011 r., poza GK PGNiG,wymienić należy: EWE energia Sp. z o.o.,HANDEN Sp. z o.o., G.E.N Gaz Energia SA,ENESTA SA, KRI SA. Przedsiębiorstwa te prowadządziałalność handlową polegającą naodsprzedaży gazu ziemnego nabywanego odPGNiG SA odbiorcom końcowym. Istotna większośćzajmuje się sprzedażą gazu kupowanegood PGNiG SA za pośrednictwem własnych,lokalnych sieci dystrybucyjnych. Istnienie tychpodmiotów jest ważne z punktu widzenia funkcjonowaniarynku gazu, gdyż przedsiębiorstwate prowadzą głównie działalność na obszarachnieobsługiwanych przez PGNiG SA tj. z wykorzystaniemwybudowanych przez siebie własnychsieci dystrybucyjnych i wypełniając „lukęrynkową” łączą działalność dystrybucyjną i obrotową.W 2011 r. tylko jeden podmiot prowadziłdziałalność nie posiadając własnej sieci i realizującsprzedaż gazu ziemnego z wykorzystaniemzasady TPA. Ponadto na rynku funkcjonująnowe podmioty dokonujące sprzedażygazu LNG bez wykorzystania sieci gazowych.Reasumując, rynek gazu detalicznego w Polsceukształtowany dokonanymi w latach poprzednichprzemianami własnościowymi, należy do rynkówo dużej koncentracji. Taka struktura rynku sprawia,że działania ukierunkowane na promowaniei zwiększenie konkurencji napotykają na wielewiększe przeszkody niż w sektorze energii elektrycznej.Obawa, że w obecnej strukturze przedsiębiorstwodominujące może wykorzystywaćswoją pozycję, uzasadnia potrzebę utrzymaniaregulacji do czasu zaistnienia realnych zmian na rynku,w szczególności w kontekście kryteriów art. 49ust. 2 ustawy − Prawo energetyczne, czemu służądziałania umożliwiające dywersyfikację dostawgazu i pojawienie się na rynku nowych podmiotów58) . W konsekwencji prowadzi to do rozwojurynku gazu w kierunku realnej konkurencji, przyjednoczesnym zachowaniu akceptowalnego dlaobu stron, tj. przedsiębiorstw i odbiorców poziomucen, jak również do rozwoju infrastrukturalnegotego rynku.Mając na uwadze powyższe, w tym potrzebęzmian ukierunkowanych na promowanie i zwiększeniekonkurencji na krajowym rynku gazuziemnego Prezes URE podjął w 2011 r. działania58)Na podstawie art. 49 ust 1. ustawy − Prawo energetycznePrezes URE może zwolnić przedsiębiorstwo energetyczne z obowiązkuprzedkładania taryf do zatwierdzenia, jeżeli stwierdzi, żedziała ono w warunkach konkurencji, albo cofnąć udzielone zwolnieniew przypadku ustania warunków uzasadniających zwolnienie.Art. 49 ust. 2 ustawy − Prawo energetyczne wskazuje, iżzwolnienie, o którym mowa w ust. 1 może dotyczyć określonejczęści działalności prowadzonej przez przedsiębiorstwo energetyczne,w zakresie, w jakim działalność ta prowadzona jest narynku konkurencyjnym.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>79
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄzmierzające do zmiany obecnego stanu rzeczyi przygotował Mapę drogową uwolnienia cen gazuziemnego w Polsce, której podstawowym elementemjest stworzenie warunków do przeprowadzeniaprzez PGNiG SA Programu Uwalniania Gazu(ang. Gas Realase Program). Program realizowanyjest w kontekście celu, jaki ma być osiągniętyw przyszłym roku na rynku gazu w Polsce, a więcwykreowania wystarczającej płynności na rynkuhurtowym gazu ziemnego, umożliwiającej stwierdzenieprzez Prezesa URE, zgodnie z normą art. 49ustawy – Prawo energetyczne, że rynek gazuziemnego lub jego określony segment spełnia kryteriarynku konkurencyjnego (zagadnienie to zostałoszerzej opisane w części III pkt 2.8. ZaangażowaniePrezesa URE w prace nad Mapą drogowąuwolnienia cen gazu ziemnego).2.2. Regulowanie działalnościprzedsiębiorstw gazowniczych2.2.1. KoncesjeW świetle art. 32 ustawy – Prawo energetyczne,uzyskania koncesji wymaga wykonywanie działalnościgospodarczej w zakresie:• magazynowania paliw gazowych w instalacjachmagazynowych, skraplania gazu ziemnegoi regazyfikacji skroplonego gazu ziemnegow instalacjach skroplonego gazu ziemnego,z wyłączeniem: lokalnego magazynowaniagazu płynnego w instalacjach o przepustowościponiżej 1 MJ/s,• przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych,z wyłączeniem: dystrybucji paliw gazowychw sieci o przepustowości poniżej 1 MJ/s,• obrotu paliwami gazowymi, z wyłączeniem:––obrotu paliwami gazowymi, jeżeli rocznawartość obrotu nie przekracza równowartości100 000 euro, obrotu gazem płynnym,jeżeli roczna wartość obrotu nie przekraczarównowartości 10 000 euro,––obrotu paliwami gazowymi dokonywanegona giełdzie towarowej w rozumieniu przepisówustawy z 26 października 2000 r. o giełdachtowarowych lub rynku organizowanymprzez podmiot prowadzący na terytoriumRzeczypospolitej Polskiej rynek regulowanyw rozumieniu przepisów ustawy z 29 lipca2005 r. o obrocie instrumentami finansowymiprzez towarowe domy maklerskie lub domymaklerskie prowadzące działalność maklerskąw zakresie obrotu towarami giełdowymioraz przez spółkę prowadzącą giełdę towarową,giełdową izbę rozrachunkową, KrajowyDepozyt Papierów Wartościowych SA lubprzez spółkę, której Krajowy Depozyt PapierówWartościowych SA przekazał wykonywanieczynności z zakresu zadań, o którychmowa w art. 48 ust. 2 ustawy z 29 lipca 2005 r.o obrocie instrumentami finansowymi, nabywającepaliwa gazowe, z tytułu realizacji zadańokreślonych w ustawie z 26 października2000 r. o giełdach towarowych 59) .59)Art. 32 ust. 1 pkt 4 lit. b zmieniony w wyniku nowelizacjiustawy – Prawo energetyczne dokonanej ustawą z 19 sierpniaW przypadku wykonywania działalnościw zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranicą,zgodnie z art. 33 ust. 1a ustawy – Prawo energetycznew brzmieniu obowiązującym do 3 grudnia2011 r. Prezes URE udzielał koncesji na obrótgazem ziemnym z zagranicą wnioskodawcy,który posiadał własne pojemności magazynowelub zawarł umowę przedwstępną o świadczenieusługi magazynowania zapasów obowiązkowychgazu ziemnego na terytorium RzeczypospolitejPolskiej, o których mowa w art. 24 ust. 1 w wielkościustalonej zgodnie z art. 25 ust. 2 ustawyo zapasach.W związku z nowelizacją ustawy – Prawo energetyczne60) od 4 grudnia 2011 r. Prezes URE udzielakoncesji na obrót gazem ziemnym z zagranicąwnioskodawcy, który:• posiada własne pojemności magazynowe lub• zawarł umowę przedwstępną o świadczenieusługi magazynowania zapasów obowiązkowychgazu ziemnego, o których mowa w art. 24ust. 1 ustawy o zapasach, w wielkości ustalonejzgodnie z art. 25 ust. 2 tej ustawy, lub• został zwolniony z obowiązku utrzymywania za-2011 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz o zmianieniektórych innych ustaw (Dz. U. z 2011 r. Nr 205, poz. 1208),zmieniającej nin. ustawę z 30 października 2011 r.60)Art. 33 ust. 1a zmieniony w wyniku nowelizacji ustawy –Prawo energetyczne dokonanej ustawą z 16 września 2011 r.o zmianie ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowychi gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjachzagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń narynku naftowym oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz. U.z 2011 r. Nr 234, poz. 1392), zmieniającej nin. ustawę 4 grudnia2011 r.80 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011pasów obowiązkowych gazu ziemnego, o którymmowa w art. 24 ust. 1 ustawy o zapasach 61) .Ponadto w świetle art. 35 ust. 1a ustawy – Prawoenergetyczne w brzmieniu nadanym nowelizacjądokonaną ustawą z 16 września 2011 r. o zmianieustawy o zapasach ropy naftowej, produktównaftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowaniaw sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwapaliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowymoraz o zmianie niektórych innych ustaw 62) ,wniosek o udzielenie koncesji na obrót gazemziemnym z zagranicą powinien określać prognozowanąwielkość przywozu gazu ziemnego oraz sposóbutrzymywania zapasów obowiązkowych gazuziemnego na terytorium Rzeczypospolitej Polskiejlub państwa członkowskiego Europejskiego Porozumieniao Wolnym Handlu (EFTA) – strony umowyo Europejskim Obszarze Gospodarczym, zgodniez ustawą wymienioną w art. 33 ust. 1a pkt 2(tj. ustawą o zapasach), lub zawierać informacjęo wydaniu przez ministra właściwego do spraw gospodarkidecyzji, o której mowa w art. 24 ust. 5atej ustawy wraz z dołączoną kopią tej decyzji.Z kolei w świetle dodanego ww. nowelizacjąust. 1b wnioskodawca, który rozpoczyna prowadze-61)Jednakże w myśl art. 4 ust. 1 ustawy z 16 września 2011 r.o zmianie ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowychi gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjachzagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń narynku naftowym oraz o zmianie niektórych innych ustaw (Dz. U.z 2011 r. Nr 234, poz. 1392), do postępowań wszczętych na podstawieart. 33 ust. 1a zmienianej ustawy – Prawo energetycznei niezakończonych przed dniem wejścia w życie niniejszej ustawystosuje się przepisy dotychczasowe.62)Dz. U. z 2011 r. Nr 234, poz. 1392.nie działalności gospodarczej wyłącznie w zakresiewywozu gazu ziemnego, jest zwolniony z obowiązkudołączenia do wniosku o udzielenie koncesji naobrót gazem ziemnym z zagranicą informacji o wydaniuprzez ministra właściwego do spraw gospodarkidecyzji, o której mowa w art. 24 ust. 5a ustawywymienionej w art. 33 ust. 1a pkt 2.Warunki formalne dotyczące uzyskania koncesjiw zakresie paliw gazowych są analogiczne doopisanych w pkt 1.2.1. (dla energii elektrycznej).Powyższa nowelizacja dokonała również zmianw przepisach regulujących kwestie ubieganiasię o wydanie promesy koncesji na obrót gazemziemnym z zagranicą. W świetle dodanego ust. 6w art. 43 ustawy – Prawo energetyczne wnioseko udzielenie promesy koncesji na obrót gazemziemnym z zagranicą powinien określać prognozowanąwielkość przywozu gazu ziemnego oraz sposóbutrzymywania zapasów obowiązkowych gazuziemnego na terytorium Rzeczypospolitej Polskiejlub państwa członkowskiego Europejskiego Porozumieniao Wolnym Handlu (EFTA) – strony umowyo Europejskim Obszarze Gospodarczym, zgodniez ustawą wymienioną w art. 33 ust. 1a pkt 2,lub zawierać zobowiązanie do wystąpienia do ministrawłaściwego do spraw gospodarki o wydaniedecyzji, o której mowa w art. 24 ust. 5a tej ustawy.Udzielanie koncesjiNa koniec grudnia 2011 r. przedsiębiorcy posiadali166 ważnych koncesji na wykonywaniedziałalności gospodarczej w zakresie wytwarzania,przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych, obrotupaliwami gazowymi, obrotu gazem ziemnymz zagranicą, skraplania gazu ziemnego i regazyfikacjiskroplonego gazu ziemnego w instalacjachskroplonego gazu ziemnego oraz magazynowaniapaliw gazowych.Prezes URE realizuje obowiązki w zakresie dotyczącymkoncesjonowania przedsiębiorstw elektroenergetycznychprzy pomocy DepartamentuPrzedsiębiorstw Energetycznych (departamentu)oraz oddziałów terenowych 63) .Liczbę koncesji i promes udzielonych w 2011 r.w podziale na poszczególne rodzaje działalności w zakresiepaliw gazowych przedstawiają poniższe tabele.Tabela 41. Liczba koncesji udzielonych w 2011 r. i koncesjiważnych (URE) na koniec 2011 r.Paliwa gazoweKoncesje udzielonew zakresie działaniadepartamentuw 2011 r. [szt.]Koncesje ważne nakoniec 2011 r.(dotyczy urzędujako całości) [szt.]Wytwarzanie 0 1Magazynowanie 0 1Przesyłanie lubdystrybucja1 58Obrót 10 78Obrót gazemziemnym z zagranicąSkraplanie gazuziemnego i regazyfikacjaskroplonegogazu ziemnego4 222 6Razem 17 166Źródło: URE.63)Dane dotyczące działalności oddziałów terenowych prezentowanesą w Aneksie do sprawozdania.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>81
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄTabela 42. Liczba udzielonych promes koncesji w 2011 r.w zakresie działania departamentuPaliwa gazowe 2011Dystrybucja 4Obrót 3Obrót gazem ziemnym z zagranicą 3Skraplanie gazu ziemnego i regazyfikacjaskroplonego gazu ziemnego2Razem 12Źródło: URE.W 2011 r. w porównaniu do lat poprzednich nastąpiłznaczny wzrost liczby wniosków składanychdo Prezesa URE w sprawie udzielenia koncesji nawykonywanie działalności gospodarczej w zakresieobrotu paliwami gazowymi lub o udzielenie promeskoncesji na ten rodzaj działalności.Aktywność nowych przedsiębiorców na rynkupaliw gazowych w 2011 r. w porównaniu do latpoprzednich uległa zdecydowanej poprawie. Pozaprzedsiębiorcami, którzy już posiadają koncesjelub promesy koncesji i rozszerzają obszar swojegodziałania, zainteresowanie wejściem na rynekgazu w Polsce wykazali również nowi przedsiębiorcy.W 2011 r. do Prezesa URE wpłynęło szesnaściewniosków o udzielenie koncesji na obrót paliwamigazowymi na terytorium RP oraz sześć wnioskówna obrót gazem ziemnym z zagranicą, w tym trzyod podmiotów mających siedzibę zagranicą.Nie bez znaczenia dla wzrostu aktywnościnowych podmiotów w 2011 r. było zwiększeniedostępnych mocy przesyłowych na połączeniutransgranicznym w punkcie wejścia do systemuprzesyłowego Lasów, umożliwienie dostępu stronomtrzecim na konkurencyjnych zasadach domocy przesyłowych polskiego odcinka gazociągujamalskiego, wprowadzenie na tym gazociąguusługi wirtualnego rewersu, a także perspektywauruchomienia w przyszłości wirtualnego punktuhandlu gazem.W 2011 r. przedmiot działalności nowychuczestników rynku gazu, podobnie jak to miałomiejsce w latach poprzednich, koncentrował sięgłównie na działalności związanej z obrotem paliwamigazowymi zarówno gazem ziemnym sieciowym,jak i LNG.Na podstawie udzielonych koncesji i ich promesoraz funkcjonujących koncesji można stwierdzić, żena rynku paliw gazowych konkurencja nadal jestznacznie ograniczona, jednakże w kolejnych latachnależy spodziewać się poprawy w tej materii.Świadczyć o tym może rozpoczęty w 2011 r. processtopniowej likwidacji barier prawnych i technicznych,które w poprzednich latach znacznie utrudniaływejście nowych podmiotów na rynek.Obowiązujące do 3 grudnia 2011 r. przepisyustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o zapasachograniczały postęp w tym obszarze rynkuenergii 64) . Natomiast celem zliberalizowanych prze-64)Od czasu wejścia w życie przepisów ustawy – Prawo energetyczneuzależniającej udzielenie koncesji na obrót gazemziemnym z zagranicą od posiadania własnych pojemności magazynowychlub zawarcia umowy przedwstępnej o świadczenieusługi magazynowania zapasów obowiązkowych gazu ziemnegona terytorium Rzeczypospolitej Polskiej (art. 33 ust. 1a),w związku z uwarunkowaniami technicznymi, tj. koniecznościąbudowy własnych magazynów lub zawarciem umowy o udostępnieniepojemności magazynowych, wnioskodawcy ubiegający sięo takie koncesje nie byli w stanie spełnić wymogów faktycznych,aby je otrzymać.pisów, które weszły w życie 4 grudnia 2011 r. jestpoprawa warunków do rozwoju konkurencji narynku gazu w Polsce.Zmiany koncesjiW 2011 r. wydano 35 decyzji zmieniającychkoncesje oraz promesy koncesji w zakresie paliwgazowych. Zmiany te dotyczyły w szczególności:• rozszerzenia zakresu udzielonych koncesji oraz obszaruwykonywania działalności w związku z przejęciemlub oddaniem do użytkowania nowychskładników majątku, służącego prowadzeniu działalnościkoncesjonowanej, a także w związku z procesamikonsolidacji w grupach kapitałowych 65) ,• rozszerzenia zakresu udzielonych promes koncesjiw związku z planowaną realizacją inwestycjina nowych obszarach,• zmianą nazwy lub siedziby koncesjonariusza.Stwierdzenia wygaśnięcia koncesjiW 2011 r. Prezes URE stwierdził wygaśnięciedwunastu koncesji w zakresie paliw gazowychw związku z wykreśleniem przedsiębiorców z właściwychewidencji lub rejestrów lub w związkuz bezprzedmiotowością decyzji wydanych spółkomprzejmowanym w trybie art. 492 § 1 pkt 1 Ko-65)W październiku 2011 r. spółka KRI SA, z GK CP Energia,przejęła cztery spółki z tej GK. Kolejne dwie spółki zostały przejęteprzez KRI SA w styczniu 2012 r.82 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011deksu Spółek Handlowych (dalej „Ksh”), tj. przezprzeniesienie całego majątku spółek przejmowanychna spółkę przejmującą w zamian za akcjespółki przejmującej, które zostaną wydane wspólnikomspółek przejmowanych (łączenie przez przejęcie),do których znajdują zastosowanie przepisyart. 494 § 2 Ksh, w związku z art. 618 ww. ustawy,dotyczące możliwości przejścia koncesji ze spółkiprzejmowanej na spółkę przejmującą 66) .Odmowa udzielenia, zmiany koncesjiW 2011 r. Prezes URE w jednym przypadkuodmówił udzielenia promesy koncesji na magazynowaniepaliw gazowych, natomiast w dwóchprzypadkach odmówił zmiany promes koncesjina obrót paliwami gazowymi oraz na dystrybucjępaliw gazowych, uzasadniając swoje decyzje brakiemdysponowania przez przedsiębiorcę środkamifinansowymi w wielkości gwarantującej prawidłowewykonywanie działalności oraz brakiem udokumentowaniamożliwości ich pozyskania.66)W myśl art. 494 § 2 Ksh, na spółkę przejmującą albo spółkęnowo zawiązaną przechodzą z dniem połączenia w szczególnościzezwolenia, koncesje oraz ulgi, które zostały przyznanespółce przejmowanej albo którejkolwiek ze spółek łączących sięprzez zawiązanie nowej spółki. Przy czym stosownie do art. 618ww. ustawy, przepisy art. 494 § 2 Ksh stosuje się do koncesji,zezwoleń i ulg przyznanych po dniu wejścia w życie ustawy, tj. po1 stycznia 2001 r., chyba że przepisy dotychczasowe przewidywałyprzejście takich uprawnień na spółkę przejmującą lub naspółkę nowo zawiązaną.Umorzenie postępowańW 2011 r. Prezes URE umorzył na wniosekprzedsiębiorcy jedno postępowanie w sprawieudzielenia koncesji na obrót paliwami gazowymi.2.2.2. Taryfy i warunki ich kształtowaniaW 2011 r. taryfy dla paliw gazowych, ustalane przezprzedsiębiorstwa zajmujące się ich obrotem oraz taryfydla usług dystrybucji bądź regazyfikacji skroplonegogazu ziemnego kalkulowane były na podstawieprzepisów zawartych w rozporządzeniu Ministra Gospodarkiz 6 lutego 2008 r. w sprawie szczegółowychzasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeńw obrocie paliwami gazowymi 67) , zwanym dalej „rozporządzeniemtaryfowym”. Natomiast taryfy dla usługprzesyłania paliw gazowych oraz magazynowaniapaliwa gazowego, oprócz zasad określonych w rozporządzeniutaryfowym, uwzględniały również postanowieniarozporządzenia Parlamentu Europejskiegoi Rady (WE) nr 715/2009 z 13 lipca 2009 r. w sprawiewarunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnegoi uchylającego rozporządzenie 1775/2005 68) ,zwane dalej „rozporządzeniem 715/2009”, które – namocy art. 288 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej69) – mają zastosowanie do przedsiębiorstwenergetycznych prowadzących wyżej wskazane działalnościw państwach członkowskich.67)Dz. U. Nr 28, poz. 165.68)Dz. Urz. UE L 211/36.69)Dz. Urz. UE C 115/47.Zatem w ustalonych w 2011 r. taryfach za usługiprzesyłania, w miejsce dotychczasowych grupowychlub dystansowych stawek opłat przesyłowych,pojawiły się stawki typu wejście – wyjście(popularnie zwanymi „stawkami entry-exit”). Ponadto,w taryfach tych zamieszczone zostały zasadyustalania opłat za usługi świadczone w ramachumów krótkoterminowych (w tym jednodniowych),warunki świadczenia i zasady ustalania opłat dlausług przesyłania na zasadach przerywanych orazzasady ustalania opłat za usługi zwrotnego przesyłaniagazu.Natomiast taryfa za świadczone usługi magazynowaniaumożliwiła rozliczenie usług ciągłychi przerywanych, krótko- i długoterminowych,świadczonych w formie pakietów (w tym pakietuelastycznego) i rozdzielnie.W 2011 r. w procesie taryfowym spółek dystrybucjigazu GK PGNiG (zwanych dalej „SpółkamiGazownictwa”) po raz pierwszy zastosowanowieloletni model regulacji. Model ten obowiązywaćma przez okres kolejnych trzech pełnych lat taryfowych,począwszy od 15 lipca 2011 r. do 30 czerwca2014 r. i obejmować rok taryfowy:• 2011/2012 (od 15 lipca 2011 r. do 30 czerwca2012 r.),• 2012/2013 (od 1 lipca 2012 r. do 30 czerwca2013 r.),• 2013/2014 (od 1 lipca 2013 r. do 30 czerwca2014 r.).Założenia tego modelu będą jednolicie stosowanewe wszystkich latach taryfowych, przyczym Spółki Gazownictwa w kolejnych latach taryfowych,każdorazowo, opracowywać będą oraznr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>83
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄprzedkładać do akceptacji Prezesa URE wnioski taryfoweprzygotowane w oparciu o założenia zdefiniowanew modelu.W ramach wydłużonego okresu regulacji uzgodnionezostały następujące kwestie:• metodologia kalkulacji średnioważonego kosztukapitału zaangażowanego w działalność dystrybucyjną(WACC),• indywidualne ścieżki dojścia do pełnego wynagradzaniawartości regulacyjnej aktywów(WRA), wynikającej z ksiąg rachunkowychSpółek, ustalonej na bazie MiędzynarodowychStandardów Sprawozdawczości Finansowej(MSSF) na kolejne lata okresu regulacji,• bazowy poziom kosztów operacyjnych zależnychod Spółek (tzw. OPEX o), będący podstawądo wyznaczenia ww. kosztów na kolejne lataokresu regulacji,• indywidualne wskaźniki poprawy efektywnościkosztowej „X n” na kolejne lata okresu regulacji.Zasady kalkulacji WACC określa przepis § 6ust. 4 rozporządzenia taryfowego. Przy czymwzór ten nie jest precyzyjny, gdyż nie jest toani wzór na WACC przed, ani po opodatkowaniu.Mając na względzie fakt, że zdecydowanawiększość regulatorów w Unii Europejskiej (którzy– podobnie jak to ma miejsce w Polsce dla energiielektrycznej i ciepła – ustalają zarówno zasadyustalania WACC, jak i parametry niezbędnedo jego ustalenia) przy kalkulacji WACC stosujeformułę właściwą dla WACC przed opodatkowaniemoraz zważywszy na postanowienia art. 23ust. 2 pkt 2 i pkt 3 lit. c ustawy – Prawo energetyczne70) – Prezes URE uznał za zasadne stosowaniepocząwszy od 2011 r. WACC przed opodatkowaniem.Pozostałe parametry niezbędne do ustaleniaWACC, tj. stopę wolną od ryzyka, premię za ryzykozaangażowania kapitału własnego i obcegooraz współczynnik asset beta Prezes URE określiłw następującej wysokości:1) stopę wolną od ryzyka w wysokości równej średniejrentowności 10-letnich obligacji Skarbu Państwao stałym oprocentowaniu, o najdłuższymterminie wykupu, wyznaczoną w oparciu o notowaniatych obligacji w roku kalendarzowym poprzedzającychrok złożenie wniosku taryfowegona Rynku Tresury BondSpot Poland [r f],2) premię za ryzyko udostępnienia kapitału:a) własnego w wysokości 5,0% [r m– r f];b) obcego w wysokości 1% [DP = K d– r f](w przypadku przedsiębiorstwa OGP Gaz--System SA, za koszt kapitału obcego PrezesURE uznał koszt obsługi umowy leasingowej),3) miarę ryzyka zaangażowania kapitału equitybeta = asset beta * (1 + kapitał obcy/kapitałwłasny), gdzie asset beta = 0,4,4) kapitał własny i obcy – właściwe dla danego przedsiębiorstwaśrednie wielkości w roku taryfowym.Wynagrodzeniu podlega zarówno zaangażowanyw działalność dystrybucyjną majątek przedsiębiorstwa(WRA) jak i kapitał obrotowy. WynagradzaneWRA stanowi suma:70)Zgodnie z którymi – dla przedsiębiorstw przedkładającychtaryfy do zatwierdzenia – do zakresu działania Prezesa URE należyustalanie wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału.• wartości księgowej majątku dystrybucyjnego nettowedług stanu na 31 grudnia roku poprzedzającegodany rok taryfowy (obejmującego wartościniematerialne i prawne oraz rzeczowe aktywatrwałe bez środków trwałych w budowie),• połowy wartości nakładów inwestycyjnych netto,uzgodnionej z Prezesem URE w Planie Rozwojuna dany rok, jednak nie wyższej niż prognozowaneprzez Spółki Gazownictwa na rok kalendarzowy,w którym rozpoczyna się dany roktaryfowy,pomniejszona o połowę wartości amortyzacji planowanejprzez Spółki w danym roku taryfowym.Natomiast w zakresie kapitału obrotowego wynagradzaniupodlega jego wartość według stanuna 31 grudnia roku poprzedzającego dany rok taryfowy,jednak nie wyższa niż 1% WRA.Wysokość zwrotu z kapitału zaangażowanegow działalność dystrybucyjną w okresie taryfowymbędzie ograniczana i dla danego rokunie może przekroczyć różnicy między poziomemdopuszczalnego przychodu regulowanego w tymroku a sumą następujących kosztów właściwychdla danego roku: OPEX, amortyzacji majątkudystrybucyjnego, różnicy bilansowej oraz podatkówi opłat.Dopuszczalny wzrost przychodu regulowanegow roku taryfowym 2011/2012, w stosunkudo przychodu regulowanego stanowiącegopodstawę kalkulacji taryf w roku 2010/2011,dla pięciu Spółek Gazownictwa określony zostałna poziomie odpowiadającym przyrostowiwolumenu dystrybuowanych paliw w analogicznymokresie. Oznaczało to wzrost tego przy-84 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011chodu od 4,7% do 9,6%. W przypadku jednejSpółki wzrost przychodu regulowanego w ww.okresie określony został na 3%.Dla roku 2012/2013, w stosunku do roku2011/2012, oraz dla roku 2013/2014, w stosunkudo roku 2012/2013, wzrost przychodu regulowanegonie może przekroczyć 6%.Dla danego roku taryfowego koszty operacyjnezależne od Spółki (OPEX t), tj. koszty: usług obcych,materiałów i energii z wyłączeniem kosztów różnicybilansowej, wynagrodzeń, ubezpieczeń społecznychi innych świadczeń oraz pozostałe kosztyrodzajowe będą ustalane z uwzględnieniem:• wartości rzeczywistych kosztów operacyjnychzależnych od Spółki, poniesionych w roku 2010,• średniorocznego wskaźnika cen towarówi usług konsumpcyjnych ogółem w roku kalendarzowympoprzedzającym dany rok taryfowy,• wskaźnika poprawy efektywności kosztowejSpółki, który ustalony został na dany rok taryfowyna podstawie dokonanej za okres 2008–2010 analizy oceny efektywności kosztowejSpółek Gazownictwa,• wskaźnika zmiany skali działalności Spółki nadany rok taryfowy, określonego na podstawieplanowanej zmiany kluczowych parametróww danym roku taryfowym w stosunku do wykonaniatych parametrów w roku poprzedzającymrok taryfowy, obejmujących: długośćsieci wraz z przyłączami, ilość odbiorców i ilośćstacji redukcyjno-pomiarowych oraz wolumendostaw gazu.W roku taryfowym 2011/2012 OPEX uwzględniadodatkowo wskaźnik efektywności sektorowej.Natomiast przychód regulowany pozostałychprzedsiębiorstw, w tym Spółki OGP Gaz-SystemSA oraz SGT EuRoPol Gaz SA, analogicznie jakw latach ubiegłych, ustalany był metodą kosztową.Główną przyczyną była ich nieporównywalnośćdo innych przedsiębiorstw działających narynku polskim.W przypadku metody kosztowej podstawą kalkulacjitaryf przedsiębiorstw sieciowych są planowanekoszty uzasadnione, tj. koszty, które zewzględów techniczno-organizacyjnych lub ekonomicznychprzedsiębiorstwa te muszą ponieść dlasprawnego prowadzenia działalności gospodarczejw zakresie objętym koncesją oraz zwrot z kapitałuzaangażowanego w działalność związaną z przesyłaniem,dystrybucją, regazyfikacją skroplonegogazu ziemnego lub magazynowaniem.Taryfy 2011Prezes URE realizuje obowiązki w zakresie dotyczącymtaryfowania przedsiębiorstw elektroenergetycznychprzy pomocy Departamentu Taryf (departamentu)oraz oddziałów terenowych 71) .W 2011 r. w departamencie prowadzonych było57 postępowań w sprawie zatwierdzenia taryfustalonych przez przedsiębiorstwa gazownicze lubzmiany taryf, lub zmiany terminu ich obowiązywania.49 spośród prowadzonych postępowań zostałozakończonych.71)Dane dotyczące działalności oddziałów terenowych prezentowanesą w Aneksie do sprawozdania.Spośród wszczętych i prowadzonych w 2011 r.postępowań taryfowych, 29 dotyczyło zatwierdzeniataryfy, 12 – zmiany obowiązującej taryfy,2 – zmiany taryfy i okresu jej obowiązywania,14 – przedłużenia terminu obowiązywania taryfy.Dwa postępowania spośród ww. zostałyumorzone.Z punktu widzenia odbiorców kluczowe znaczeniema taryfa PGNiG SA, gdyż przedsiębiorstwoto w dalszym ciągu dostarcza paliwa gazowedo ponad 90% odbiorców w Polsce na podstawieumów kompleksowych. A zatem w swojej taryfiePGNiG SA, oprócz cen paliw gazowych i stawekopłat abonamentowych, kalkuluje stawki siecioweustalone na podstawie kosztów zakupu usługprzesyłowych i dystrybucyjnych oraz kosztówmagazynowania gazu w instalacjach własnych napotrzeby sezonowego ich poboru i wszystkie teskładniki łącznie decydują o średniej cenie dostawygazu do odbiorcy.W 2011 r. taryfa PGNiG SA zmieniła się raz, comiało miejsce 15 lipca. Wnioskowany bowiem terminzatwierdzenia taryfy do 30 września 2011 r.został przez Prezesa URE wydłużony do 31 grudnia2011 r. Wprawdzie przedsiębiorstwo to wystąpiłoz wnioskiem o zmianę cen paliw gazowych od15 listopada, ale do końca 2011 r. postępowaniew tej sprawie nie zostało zakończone (tab. 43str. 86).Główną przyczyną wzrostu ceny gazu wysokometanowegobył wzrost kosztów jego pozyskaniaw zakupach importowych realizowanych w ramachjednego podstawowego i pięciu dodatkowych kontraktówzakupowych. Na koszt ten w jednakowymnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>85
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄTabela 43. Wysokość cen dla odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej (w potocznymrozumieniu: ceny hurtowe), do i po 15 lipca 2011 r.Rodzaj gazuwysokometanowyGZ-50zaazotowanyGZ-41,5zaazotowanyGZ-35Źródło: URE.Cena obowiązująca w okresie Wzrost w %do 14 lipca od 15 lipca do 14 lipca od 15 lipca[zł/1 000 m 3 ][zł/kWh]kol.3/kol.2–1*100982,7 1 107,30 0,0895 0,1009 12,7774,5 871,50 0,0850 0,0957 12,5660,3 743,00 0,0825 0,0929 12,5stopniu wpływ mają ceny importowe 72) , po którychgaz ten nabywany jest za granicą, co kursy walutowe(USD i euro). Założonemu – w okresie II i IIIkwartału 2011 r. – spadkowi kursów wymiany (jakkolwiekw rzeczywistości spadek ten nie miał miejsca)towarzyszył istotny, planowany wzrost cenimportowych gazu, czego wypadkową był wzrostkosztów jego pozyskania o ok. 23%, w stosunkudo kosztu uwzględnionego w taryfie obowiązującejdo 15 lipca 2011 r.Ceny – pochodzących ze źródeł krajowych – gazówzaazotowanych (podgrupy GZ-41,5 i GZ-35)ustalone zostały w relacji do ceny gazu wysokometanowegotak, aby jednostki ciepła uzyskiwaneze spalania tych gazów były zbliżone do jednostkiciepła (1 GJ) uzyskiwanej ze spalania gazu wysokometanowego.72)Które zmieniają się z początkiem każdego kwartału a ichkalkulacja oparta jest o średnie ceny kroczące dla dwóch produktówropopochodnych z dziewięciomiesięcznego okresu bezpośredniopoprzedzającego dany kwartał.W efekcie zatwierdzenianowej taryfy PGNiG SAnastąpił wzrost średnichcen dostawy gazu wysokometanowego73) o ok.8,9%, gazu zaazotowanegoGZ-41,5 (Lw) o 7,6%oraz gazu zaazotowanegoGZ-35 (Ls) o 6,3%.Wzrost średnich cenna poziomie j.w. był wypadkową:• wzrostu średnich cenw obrocie paliwami gazowymi 74) odpowiednioo: 12,2% dla gazu wysokometanowego; 11,9%dla gazu zaazotowanego GZ-41,5 i 11,7% dlagazu zaazotowanego GZ-35 oraz• spadku średnich stawek sieciowych 75) o: (-) 0,6%dla gazu wysokometanowego, o (-) 5,4% dlagazu zaazotowanego (GZ-41,5) i o (-) 4,9% dlagazu zaazotowanego (GZ-35).Dynamika zmian średnich cen dostawy dlaposzczególnych rodzajów gazu, obszarów spółekdystrybucyjnych i grup taryfowych jest zróżnicowana,jednak w każdej z grup taryfowych wzrostśredniej ceny dostawy do odbiorców nie był wyż-73)Które ustalane są jako iloraz opłat wnoszonych przez odbiorców(za gaz jako towar, za obsługę handlową rekompensowanąpoprzez stawki abonamentowe, za usługi sieciowe rekompensującekoszty zakupu usług przesyłowych, dystrybucyjnychoraz magazynowych) do ilości gazu, która została im dostarczona.74)Które ustalane są z uwzględnieniem cen gazu oraz stawekopłat abonamentowych.75)Które kalkulowane są na podstawie kosztów zakupu usługprzesyłowych, dystrybucyjnych oraz magazynowych.szy o więcej niż 3 punkty procentowe od średniejdla danego rodzaju gazu i obszaru.Stosunkowo najsłabiej skutki wprowadzenianowej taryfy odczuli odbiorcy gazu wysokometanowegozużywający najmniejsze jego ilości,tj. odbiorcy z grup z indeksem od 1 do 3, dlaktórych wzrost średniej ceny wyniósł w skalikraju: 5,4%; 6,3% i 7,3%. Na obszarach poszczególnychSpółek Gazownictwa odchylenie odśredniej krajowej w poszczególnych grupach nieprzekroczyło 1%.Szczegółowe informacje w zakresie dynamikiśrednich cen dostawy paliw gazowych prezentująponiższe tabele.Symbol grupytaryfowejŚrednie ceny dostawy gazu wysokometanowegow skali całego krajuŚrednia cena dostawy w zł/m 3wg taryfy obowiązującej Zmiana w %kol. (3:2)-1do 15 lipca2011 r.od 15 lipca2011 r.1 2 3 4W-1 2,4671 2,5991 5,4W-2 1,8798 1,9970 6,2W-3 1,6449 1,7637 7,2W-4 1,5802 1,7105 8,2W-5 1,6087 1,7646 9,7W-6 1,4924 - -W-6A 1,4924 1,6246 8,9W-6B 1,3213 1,4353 8,6W-7 1,3543 - -W-7A 1,3543 1,4762 9,0W-7B 1,2307 1,3446 9,3W-8A 1,2250 1,3460 9,9W-9A 1,2145 1,3369 10,1W-10A 1,1613 1,2761 9,9Razem W 1,5725 1,6979 8,086 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011Średnie ceny dostawy gazu wysokometanowegow skali całego krajuŚrednie ceny dostawy gazu wysokometanowegow skali całego krajuŚrednie ceny dostawy gazu wysokometanowegow skali całego krajuSymbol grupytaryfowejŚrednia cena dostawy w zł/m 3wg taryfy obowiązującej Zmiana w %kol. (3:2)-1do 15 lipca2011 r.od 15 lipca2011 r.1 2 3 4E-1A 1,1073 1,2320 11,3E-2A 1,0770 1,2059 12,0Razem E 1,0619 1,1813 11,2Razem gazwysokometanowy1,3775 1,5006 8,9dla odbiorców przyłączonych do sieciDolnośląskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o.W-1 2,4623 2,5774 4,7W-2 1,9047 2,0162 5,9W-3 1,7238 1,8335 6,4W-4 1,5928 1,7031 6,9W-5 1,5907 1,7231 8,3W-6A 1,5289 1,6413 7,4W-7A 1,3641 1,4707 7,8W-7B 1,1993 1,3062 8,9W-8A 1,2568 1,3673 8,8W-9B 1,1730 1,2806 9,2Razem W 1,6204 1,7334 7,0Górnośląskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o.W-1 2,4154 2,5463 5,4W-2 1,9701 2,0798 5,6W-3 1,6906 1,8009 6,5W-4 1,6085 1,7309 7,6W-5 1,6252 1,7826 9,7W-6A 1,4998 1,6310 8,7W-7A 1,3439 1,4591 8,6W-7B 1,2597 1,3700 8,8W-8A 1,2359 1,3591 10,0W-9A 1,2153 1,3397 10,2Razem W 1,5931 1,7142 7,6Symbol grupytaryfowejŚrednia cena dostawy w zł/m 3wg taryfy obowiązującej Zmiana w %kol. (3:2)-1do 15 lipca2011 r.od 15 lipca2011 r.1 2 3 4Karpackiej Spółki Gazownictwa Sp. z o. o.W-1 2,3037 2,4279 5,4W-2 1,8709 1,9923 6,5W-3 1,6224 1,7445 7,5W-4 1,5688 1,6955 8,1W-5 1,6194 1,7627 8,8W-6A 1,4992 1,6225 8,2W-8A 1,2056 1,3224 9,7W-9B 1,1387 1,2491 9,7W-10A 1,1824 1,2929 9,3Razem W 1,5843 1,7069 7,7Mazowieckiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o.W-1 2,6563 2,8077 5,7W-2 1,7818 1,9014 6,7W-3 1,5811 1,7039 7,8W-4 1,5372 1,6913 10,0W-5 1,5609 1,7425 11,6W-6A 1,4420 1,5943 10,6W-6B 1,2560 1,3896 10,6W-7A 1,3167 1,4526 10,3W-7B 1,2056 1,3369 10,9W-8A 1,1707 1,3015 11,2W-9A 1,2145 1,3481 11,0W-10A 1,1277 1,2507 10,9Razem W 1,5163 1,6540 9,1Pomorskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o.W-1 2,5089 2,6494 5,6W-2 1,9095 2,0391 6,8W-3 1,6856 1,8139 7,6W-4 1,6121 1,7525 8,7W-5 1,6207 1,7850 10,1W-6A 1,5325 1,6773 9,4Symbol grupytaryfowejŚrednia cena dostawy w zł/m 3wg taryfy obowiązującej Zmiana w %kol. (3:2)-1do 15 lipca2011 r.od 15 lipca2011 r.1 2 3 4W-7A 1,3871 1,5171 9,4W-8A 1,2149 1,3405 10,3Razem W 1,6237 1,7602 8,4Wielkopolskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o.W-1 2,5548 2,6737 4,7W-2 1,8365 1,9474 6,0W-3 1,6972 1,8080 6,5W-4 1,6031 1,7176 7,1W-5 1,6605 1,8012 8,5W-6A 1,5059 1,6191 7,5W-7A 1,4027 1,5160 8,1W-7B 1,2305 1,3383 8,8W-8 1,2596 1,3795 9,5W-9A 1,2274 1,3372 8,9W-10A 1,1624 1,2730 9,5Razem W 1,5598 1,6738 7,3Średnie ceny dostawy gazu zaazotowanego GZ-41,5W skali całego krajuS-1 1,7726 1,8561 4,7S-2 1,3460 1,4284 6,1S-3 1,2183 1,2986 6,6S-4 1,0851 1,1933 10,0S-5 1,1681 1,2235 4,7S-6 1,0685 1,1400 6,7S-7 0,9610 1,0407 8,3S-7B 0,9655 1,0492 8,7S-8 0,9354 1,0162 8,6S-9 0,7658 0,8614 12,5Razem S 1,1584 1,2392 7,0Lw-1 0,8599 0,9123 6,1Lw-2 0,8208 0,9123 11,1Razem Lw 0,8271 0,9130 10,4nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>87
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSymbol grupytaryfowejŚrednie ceny dostawy gazu wysokometanowegow skali całego krajuŚrednia cena dostawy w zł/m 3wg taryfy obowiązującej Zmiana w %kol. (3:2)-1do 15 lipca2011 r.od 15 lipca2011 r.1 2 3 4Razem 1,0756 1,1576 7,6dla odbiorców przyłączonych do sieciDolnośląskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o.S-1 1,7738 1,8537 4,5S-2 1,3553 1,4415 6,4S-3 1,2334 1,3152 6,6S-4 1,0765 1,1911 10,6S-5 1,1799 1,2323 4,4S-6 1,0861 1,1556 6,4S-7 0,9610 1,0407 8,3S-8 0,9354 1,0162 8,6S-9 0,7658 0,8614 12,5Razem S 1,1456 1,2278 7,2Wielkopolskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o.S-1 1,7685 1,8642 5,4S-2 1,3279 1,4032 5,7S-3 1,1944 1,2723 6,5S-4 1,1009 1,1974 8,8S-5 1,1440 1,2055 5,4S-6 1,0403 1,1151 7,2S-7A 0,9655 1,0492 8,7Razem S 1,1723 1,2517 6,8Średnie ceny dostawy gazu zaazotowanego GZ – 35W skali całego krajuZ-1 1,6051 1,6853 5,0Z-2 1,2057 1,2676 5,1Z-3 1,0672 1,1323 6,1Z-4 0,9827 1,0649 8,4Z-5 0,9921 1,0480 5,6Z-6 0,9562 1,0166 6,3Z-7A 0,9294 0,9916 6,7Razem Z 1,0567 1,1229 6,3Symbol grupytaryfowejŚrednie ceny dostawy gazu wysokometanowegow skali całego krajuŚrednia cena dostawy w zł/m 3wg taryfy obowiązującej Zmiana w %kol. (3:2)-1do 15 lipca2011 r.od 15 lipca2011 r.1 2 3 4Ls-1 0,6730 0,7564 12,4Razem Ls 0,6730 0,7564 12,4SymbolgrupytaryfowejW-1Razem 1,0512 1,1175 6,3dla odbiorców przyłączonych do sieciDolnośląskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o.Z-1 1,3764 1,4575 5,9Z-2 1,2553 1,3255 5,6Z-3 1,1062 1,1749 6,2Z-4 0,9908 1,0954 10,6Z-5 - - -Z-6 1,0289 1,0825 5,2Razem Z 1,1397 1,2093 6,1Wielkopolskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o.Z-1 1,6174 1,6976 5,0Z-2 1,2034 1,2649 5,1Z-3 1,0664 1,1314 6,1Z-4 0,9826 1,0645 8,3Z-5 0,9921 1,0480 5,6Z-6 0,9531 1,0138 6,4Z-7A 0,9294 0,9916 6,7Razem Z 1,0549 1,1209 6,3Kryterium podziałuna grupymoc [b]roczna ilośćgazu [a]Kryterium podziałuna grupymoc [b]Sieć dystrybucyjna o ciśnieniu nie wyższym niż 0,5 MParocznailośćgazu [a]Gaz wysokometanowy Gaz zaazotowany (S – GZ-41,5 Z – 35)0≤a≤300 S-1, Z-10≤a≤400W-2 300
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011Spadek ten wynikał z planowanego wzrostu ilościprzesyłanego gazu, w stosunku do ilości przyjętejdo kalkulacji poprzedniej taryfy, wyższego niżwzrost przychodu regulowanego.Taryfa przedsiębiorstwa SGT EuRoPol Gaz SA,która została zatwierdzona w 2011 r. i weszław życie od 1 sierpnia 2011 r., skalkulowana zostałana podstawie przychodu regulowanego uzgodnionegow postępowaniu taryfowym zakończonymw grudniu 2010 r. W postępowaniu tym przedsiębiorstwownioskowało o zatwierdzenie taryfy od1 stycznia do 31 grudnia 2011 r., na który to terminPrezes URE nie wyraził zgody, skracając go do31 maja 2011 r.Główną przyczyną skrócenia terminu były postanowieniaart. 13 ust. 1 rozporządzenia 715/2009,które zobowiązywały wszystkie państwa członkowskieUnii Europejskiej do stosowania – najpóźniejod 3 września 2011 r. – w rozliczeniach z użytkownikamisieci przesyłowych stawek ustalonychdla poszczególnych punktów wejścia i wyjścia do/zsystemu przesyłowego. Oznaczało to, że po tej daciestosowanie dystansowych stawek opłat przesyłowych,które przedsiębiorstwo ustaliło w swojejtaryfie, było niedopuszczalne. Ustalenie w taryfieSGT EuRoPol Gaz SA stawek typu entry-exit umożliwiłorealizowanie na polskim odcinku gazociąguJamalskiego usługi tzw. przesyłu zwrotnego, którypozwala pozyskiwać na rynku europejskim gaztańszy niż ten z kierunku wschodniego.Nie bez znaczenia była również zasadność wejściaw życie taryfy wskazanego przedsiębiorstwaw tym samym terminie, co taryfy kluczowychprzedsiębiorstw sektora gazowego zważywszy, że:• OGP Gaz-System SA wyznaczony został operatoremsieci, którego właścicielem jest SGT EuRoPolGaz SA,• cena gazu wysokometanowego kalkulowanaprzez PGNiG SA uwzględnia koszty świadczeniausług przesyłania gazu wysokometanowegosieciami SGT EuRoPol Gaz SA.Natomiast postępowanie o zatwierdzenie na2012 r. taryfy ustalonej przez SGT EuRoPol GazSA, wszczęte 30 listopada 2011 r. nie zostało zakończonew 2011 r.Przychód regulowany, na podstawie któregokalkulowane były taryfy Spółek Gazownictwa, któreweszły w życie od 15 lipca 2011 r., dla pięciuz nich był wyższy od przychodu, na podstawie któregoskalkulowane zostały taryfy tych Spółek obowiązującedo 14 lipca ub.r., o wskaźnik odpowiadającyprzyrostowi wolumenu dystrybuowanychprzez nich paliw w analogicznym okresie i wahałsię od 4,7% do 9,6%. W przypadku jednej Spółkiwzrost przychodu był niższy i wyniósł 3%. Wskazanywzrost przychodu regulowanego oznaczał, żew pięciu Spółkach średnie stawki za świadczoneusługi dystrybucji 77) nie uległy zmianie, w stosunkudo stawek wynikających z taryfy zatwierdzonejw 2010 r., zaś w Spółce o najniższym wzrościeprzychodu regulowanego stawka dystrybucyjnaspadła o 3,7%.W zakresie taryfy za usługi magazynowania paliwagazowego, w 2011 r. prowadzone były dwapostępowania. Pierwsze o wydłużenie do 30 wrze-77)Będąca ilorazem całkowitego przychodu regulowanego docałkowitych wolumenów dostaw gazu ziemnego.śnia 2011 r. okresu obowiązywania taryfy, któryupływał 31 maja 2011 r., drugie o zatwierdzenienowej taryfy, która weszła w życie od 1 grudnia2011 r. z terminem obowiązywania do 31 marca2012 r. Ograniczenie okresu obowiązywania ww.taryfy do czasu zakończenia zimowego okresupoboru, w stosunku do standardowego okresujednego roku, związane było z planowanymzwiększeniem – od kwietnia 2012 r. – pojemnościczynnej PMG Strachocina, co spowoduje zmianęparametrów technicznych usług oferowanych w tejinstalacji magazynowej, która wymagałaby korektytaryfy. Powodem zatwierdzenia okresu obowiązywaniataryfy na okres krótszy niż rok były równieżplany PGNiG SA w zakresie zmiany koncepcjifunkcjonowania operatora systemu magazynowania,którą oczekiwało sfinalizować w pierwszymkwartale 2012 r.Nowa taryfa opracowana została zgodnie z wytycznymizawartymi w art. 15 rozporządzenia 715/2009i umożliwia rozliczenie usług ciągłych i przerywanych,krótko- i długoterminowych, świadczonychw formie pakietów i rozdzielnie.Usługi magazynowania oferowane w formie pakietówobejmują 0,5 mln m 3 pojemności czynnejłącznie z odpowiednią mocą zatłaczania i odbioru,różną dla każdej z udostępnianych instalacji magazynowych.W przypadku pakietu elastycznego jednostkowapojemność czynna 0,5 mln m 3 zaoferowanazostała łącznie z mocą zatłaczania i odbioruustaloną w przedziałach, natomiast w rozdzielonejusłudze magazynowania przedsiębiorstwo zaoferowałooddzielnie: pojemność czynną, moc zatłaczanialub moc odbioru.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>89
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄŁączna liczba oferowanych pakietów przewidzianychw usłudze ciągłej wyniosła 1 232, co odpowiada616 mln m 3 pojemności czynnej, natomiast w usłudzeprzerywanej 1 932 pakietów, co odpowiada966 mln m 3 pojemności czynnej. Dodatkowoprzedsiębiorstwo zaoferowało 52 pakiety w usłudzeprzerywanej w umowach krótkoterminowych(od września do czerwca)w KPMG Mogilno,obejmujące 26 mln m 3pojemności czynnej tegomagazynu.Średnia stawka magazynowa78) wynikająca z zatwierdzonejtaryfy, w stosunkudo stawki ustalonejna podstawie taryfy stosowanejdo 1 grudnia 2011 r.,zmalała o 3%.W 2011 r. dwa postępowaniataryfowe zostałyumorzone. Pierwszez nich dotyczyło zmianytaryfy, której okres obowiązywaniawygasł. Drugie zaś zatwierdzenia taryfyprzedsiębiorstwu, które nie posiadało koncesjina prowadzenie działalności gospodarczej, dlaktórej ustaliło taryfę. W tym przypadku wniosekprzedsiębiorstwa był zatem przedwczesny, a postępowanieadministracyjne w sprawie zatwierdzeniataryfy – bezprzedmiotowe.78)Stanowiąca iloraz przychodów za świadczenie usług magazynowaniado ilości zmagazynowanego paliwa.Postępowania administracyjne prowadzone przez departamentw 2011 r. zakończyły się:Prowadzenie przez Prezesa URE postępowańadministracyjnych w sprawie wyznaczania operatorówsystemów gazowych w 2011 r., podobnie jakw 2010 r., było uwarunkowane zmianami przepisówustawy – Prawo energetyczne wprowadzonymiw styczniu 2010 r.Kwestie związane z zasadami wyznaczania operatorówsystemów zostały syntetycznie przedstawionew części dotyczącej energii elektrycznej,a tu znajdują odpowiednie zastosowanie.Operatorzy systemów dystrybucyjnych gazowych(OSDg) funkcjonujący w przedsiębiorstwiepionowo zintegrowanym obsługujący więcej niż100 000 przyłączonych do swojej sieci odbiorcówi sprzedający w ciągu roku powyżej 100 mln m 3paliw gazowych mają obowiązek uzyskania niezależnościpod względem formy prawnej, organizazatwierdzeniemtaryf– spółek obrotu 5– przedsiębiorstw sieciowych 8– spółek dystrybucyjnych nie wydzielających operatora 9zatwierdzeniem zmiany obowiązujących taryf– spółek dystrybucyjnych nie wydzielających operatora 9zatwierdzeniem zmiany okresu obowiązywania taryf– spółek obrotu 1– spółek dystrybucyjnych nie wydzielających operatora 13zatwierdzeniem zmiany obowiązujących taryf i okresu ichobowiązywania– spółek dystrybucyjnych nie wydzielających operatora 2umorzeniem postępowania w sprawie zatwierdzenia taryfy– spółek obrotu 1– spółek dystrybucyjnych nie wydzielających operatora 1Monitorowanie wypełniania przez przedsiębiorstwogazownicze obowiązków dotyczących ewidencjiksięgowejPodobnie jak w latach ubiegłych, w 2011 r. kontrolapostanowień art. 44 Prawa energetycznego– zobowiązujących przedsiębiorstwa energetycznedo prowadzenia ewidencjiksięgowej w sposóbumożliwiający odrębneobliczanie kosztówi przychodów, zyskówi strat dla każdej z wykonywanychdziałalnościkoncesjonowanych,a także do grup odbiorcówokreślonych w taryfie– prowadzona byław ramach kontroli bieżącej.W tym celu wykorzystanodane zawartew prowadzonym przezPrezesa URE monitoringuprzedsiębiorstwgazowniczych. W jego ramach przedsiębiorstwa –raz na kwartał – zobowiązane były przedstawiaćinformacje dotyczące wartości przychodów, kosztówi wyniku finansowego realizowanych w związkuz prowadzoną działalnością koncesjonowaną,w rozbiciu na poszczególne grupy taryfowe. Zebranedane podlegały weryfikacji pod kątem ichzgodności z danymi zawartymi w powszechnieobowiązującej sprawozdawczości statystycznej.Ocena przedstawianych przez przedsiębiorstwaenergetyczne informacji była również wykorzystywanaprzy sprawdzeniu poprawności założeńprzyjętych we wnioskach o zatwierdzenie taryf dlapaliw gazowych, które były rozpatrywane w 2011 r.Podkreślić należy, że w przypadku gdyby prowadzonaanaliza prowadziła do wniosku, iż przedsiębiorstwonie wypełnia obowiązków wynikającychz postanowień art. 44 ustawy – Prawo energetyczne,wówczas – w ramach posiadanych zasobówi środków – prawdopodobne byłoby dokonaniekontroli materiałów źródłowych w siedzibie tegoprzedsiębiorstwa.2.2.3. Wyznaczanie operatorówsystemów gazowych90 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011cyjnej oraz podejmowania decyzji (art. 9d ustawy– Prawo energetyczne).Niezależnie od powyższego należy wskazać,że art. 9d w odniesieniu do operatorów systemówgazowych został doprecyzowany poprzez dodanieust. 1a i 1b, w których wyraźnie zaznaczono, że ww.operatorzy nie mogą wykonywać działalności gospodarczejzwiązanej z wytwarzaniem lub obrotempaliwami gazowymi lub energią elektryczną ani jejwykonywać na podstawie umowy na rzecz innychprzedsiębiorstw energetycznych (ust. 1a). Jednakżezgodnie z brzmieniem ust. 1b operatorzy systemówgazowych mogą świadczyć usługi polegające naprzystosowywaniu paliwa gazowego do standardówjakościowych lub warunków technicznych obowiązującychw systemie przesyłowym lub systemie dystrybucyjnym,a także usługi transportu paliw gazowychśrodkami transportu innymi niż sieci gazowe.Wyznaczanie operatorów systemów dystrybucyjnychgazowychW 2011 r. Prezes URE wyznaczył jedenastulokalnych OSD gazowych oraz przedłużył trzemprawnie wydzielonym OSD gazowym okres obowiązywaniadecyzji wyznaczającej na OSD.Wyznaczanie operatorów systemów skraplaniagazu ziemnegoW 2011 r. Prezes URE wyznaczył jednego operatorasystemu skraplania gazu ziemnego.2.2.4. Ustalanie metod kontroli i przygotowanieprojektów działań dla poprawyefektywności przedsiębiorstwPodstawowym narzędziem służącym poprawieefektywności przedsiębiorstw są modele ekonometryczne,które pozwalają na ocenę ich efektywnościw zakresie kosztów operacyjnych, różnicbilansowych oraz nakładów inwestycyjnych.W 2011 r. zakończone zostały prace – powołanegow II połowie 2009 r. – Zespołu Projektowego,w skład którego wchodzili przedstawiciele IzbyGospodarczej Gazownictwa oraz Urzędu <strong>Regulacji</strong><strong>Energetyki</strong> i którego zadaniem było wypracowaniemodelu regulacji działalności Spółek GazownictwaGK PGNiG, który wszedłby w życie w 2011 r.i umożliwił wydłużenie rocznego okresu regulacji –stosowanego do 2010 r. – do okresu 3-4 lat, określającjasne procedury oraz obiektywne parametryoceny kosztów operacyjnych sześciu ww. Spółek.Ponadto, jego zadaniem było określenie precyzyjnychformuł indeksujących bazową wartośćkosztów operacyjnych w kolejnych latach okresuregulacji oraz ustalenie ścieżki dojścia do wynagradzaniamajątku tych Spółek wg wartości księgowejustalonej na podstawie MiędzynarodowychStandardów Sprawozdawczości Rachunkowej.Dla potrzeb oceny efektywności kosztowejSpółek Gazownictwa, w ramach których przeprowadzonazostała analiza porównawcza Spółek:• koszty operacyjne podzielone zostały na siedemobszarów funkcjonalnych, tj. eksploatacja:gazociągów, stacji gazowych, urządzeń pomiarowychoraz pozostałych urządzeń, handlowaobsługa odbiorców, zarządzanie przepływamigazu oraz działalność dodatkowa. Przy czymw procesie szacowania luki efektywności pominiętokoszty związane z eksploatacją urządzeńpomiarowych oraz działalnością dodatkowąz uwagi na to, że charakteryzowały się dużymzróżnicowaniem pomiędzy Spółkami, a jednocześnieich wartość była niewielka,• wprowadzono pięć parametrów głównych (długośćsieci wraz z przyłączami, liczba stacji redukcyjno-pomiarowych,liczba odbiorców, wolumendostaw gazu oraz zamówiona moc godzinowa),w ramach których zidentyfikowanołącznie 21 parametrów szczegółowych.Analiza porównawcza historycznej efektywnościkosztowej Spółek Gazownictwa za lata 2008–2010została przeprowadzona w oparciu o zestaw 18 miernikówefektywności przypisanych do siedmiu obszarówfunkcjonalnych Spółek Gazownictwa (w tym trzydla obszarów, których koszty zostały pominięte).Miernikami oceny efektywności kosztowej SpółekGazownictwa w poszczególnych obszarach zostałykoszty 79) :• eksploatacji gazociągów, które odniesione zostałydo długości sieci, ilości odbiorców przyłączonychdo sieci Spółki, ilości dystrybuowanegogazu oraz zamówionych mocy,• eksploatacji stacji, które odniesione zostały do: ilościstacji gazowych, ilości odbiorców przyłączonychdo sieci Spółki, ilości dystrybuowanego gazu,79)Przy czym koszty eksploatacji pozostałych urządzeń orazkoszty działalności dodatkowej w procesie szacowania luki efektywnościowejSpółek Gazownictwa wyłączone zostały z analiz.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>91
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄ• eksploatacji pozostałych urządzeń, które odniesionezostały do: ilości odbiorców przyłączonychdo sieci Spółki, ilości dystrybuowanego gazu,• handlowej obsługi odbiorców, które odniesionezostały do: ilości odbiorców przyłączonych dosieci Spółki, ilości dystrybuowanego gazu,• zarządzania przepływami gazowymi, które odniesionezostały do: długości sieci, ilości stacjigazowych, ilości odbiorców przyłączonych dosieci Spółki, ilości dystrybuowanego gazu,• eksploatacji urządzeń pomiarowych, które odniesionezostały do: ilości odbiorców przyłączonychdo sieci Spółki, ilości dystrybuowanego gazu,• działalności dodatkowej, które odniesione zostałydo ilości odbiorców przyłączonych do sieciSpółki.Kalkulacja luki efektywnościowej, której celembyło wyznaczenie indywidualnych wskaźników poprawyefektywności kosztowej X nna poszczególnelata okresu regulacji odbywała się w trzech etapach.W pierwszym z nich – na podstawie wagmierników w danym obszarze – określono lukęefektywności Spółki w każdym z obszarów, w drugim– na podstawie wag obszarów – lukę efektywnościna poziomie Spółki i wreszcie w trzecim– wyznaczono indywidualne dla każdej ze Spółekwskaźniki poprawy efektywności kosztowej X nnalata 2011–2013.W wieloletnim modelu regulacji Spółek Gazownictwaprzyjęto założenie, iż koszty różnicy bilansowejustalane będą na podstawie wolumenów,planowanych przez Spółki Gazownictwa na potrzebyróżnicy bilansowej – nie wyższych niż 2%wolumenu dostaw ogółem – oraz średnich cen paliwindeksowanych wskaźnikiem inflacji. 2% ograniczenie,o którym mowa wyżej, jest założeniemrygorystycznym, opartym na informacjach w tymzakresie dotyczących operatorów gazowych siecidystrybucyjnych z terenu Unii Europejskiej – jestsubstytutem modelu pozwalającego ocenić pożądanypoziom różnic bilansowych.Natomiast model ekonometryczny służący wyznaczeniuuzasadnionego poziomu nakładów inwestycyjnychzostał bezpośrednio opracowanyw Urzędzie <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> w 2009 r. i wciążobowiązuje.2.2.5. Monitorowanie wypełnianiaprzez operatorów systemówprzesyłowych, dystrybucyjnychi magazynowych ich zadańW 2011 r. monitorowanie przez Prezesa UREoperatorów systemów przesyłowych, dystrybucyjnychi magazynowych skupiało się na analiziewykonywanych przez nich obowiązków wynikającychbezpośrednio z rozporządzenia 715/2009(część II pkt 2.3.3) i ustawy – Prawo energetyczne,w szczególności w zakresie przejrzystości, aletakże związane było z prowadzonymi w urzędziepostępowaniami wszczętymi na wniosek przedsiębiorstwenergetycznych.W okresie objętym sprawozdaniem, toczyły sięnastępujące postępowania przed Prezesem URE,związane z działalnością operatorów systemówprzesyłowych, dystrybucyjnych i magazynowychdotyczące:• odmowy świadczenia usługi przesyłania paliwagazowego,• odmowy zawarcia umowy kompleksowej przezoperatora systemu dystrybucyjnego,• odmowy zawarcia umowy sprzedaży paliwa gazowego,• nieuzasadnionego wstrzymania dostarczaniapaliw gazowych.Szerzej postępowania te opisane zostały w częściIV pkt 1.2. niniejszego sprawozdania.Monitorowanie wypełniania zadańustawowych przez OSD i OSPPrezes URE monitorował w 2011 r. na podstawieart. 9d ustawy − Prawo energetyczne realizacjęzadań wykonywanych przez operatorów systemówprzesyłowych i dystrybucyjnych w szczególnościw odniesieniu do struktury przedsiębiorstw– ich formy prawnej i organizacyjnej, niezależnościzwiązanej z prowadzoną działalnością,niedyskryminacyjnego traktowania użytkownikówsystemu, a także realizacji obowiązków sprawozdawczych.Monitorowanie w zakresie operatorstwa systemuprzesyłowego − wykonywanego przez OGPGaz-System SA, dotyczyło:• analizy danych, do których przedkładania zostałazobowiązana spółka po zatwierdzeniu IRiESP,• okresowej analizy informacji, do publikowaniaktórych została zobowiązana spółka na podstawieobowiązujących przepisów i wydanych naich podstawie decyzji Prezesa URE,92 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011• sprawdzania informacji związanych z pismamibądź wnioskami innych przedsiębiorstw energetycznych,m.in. ubiegającymi się o zawarcieumów przesyłowych,• ocenie działalności spółki pod kątem wypełnianiazapisów IRiESP.Ponadto Prezes URE realizując w 2011 r. działaniamonitorujące zadania wykonywane przezoperatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych,czynnie uczestniczył w badaniach monitorującychprowadzonych przez organizację skupiającąeuropejskich regulatorów − ACER.2.3. Zagadnienia związanez transgranicznym przesyłemgazu ziemnego2.3.1. Rynki regionalne gazu ziemnego,udział Polski w rynkachregionalnych gazu ziemnegoInicjatywy Regionalne powołane zostaływ 2006 r. jako wspólne przedsięwzięcie KomisjiEuropejskiej i Europejskiej Grupy RegulatorówEnergii Elektrycznej i Gazu (ang. Energy RegulatorsGroup for Electricity and Gas – ERGEG),mające na celu stworzenie jednego wewnętrznegorynku energii w UE. Podstawowym założeniemRegionalnych Inicjatyw Gazowych, funkcjonującychobecnie w strukturze organizacji zrzeszającejwszystkich regulatorów we Wspólnocie, tj.Agencji ds. Współpracy Organów <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>(ang. Agency for the Cooperation of EnergyRegulators − ACER) 80) , jest wspólne działanie regulatorów,operatorów systemów przesyłowychoraz uczestników rynku w celu zidentyfikowaniadominujących problemów w funkcjonowaniu rynkugazu, a następnie wypracowaniu odpowiednichrozwiązań usprawniających integrację rynków weWspólnocie, tj. tworzenie jednolitego wewnętrznegorynku gazu umożliwiającego swobodny handelgazem ziemnym w skali międzysystemoweji transgranicznej. Ponadto, zadaniem RegionalnychInicjatyw Gazowych jest także identyfikowanieregionalnych priorytetów z zakresu infrastrukturyenergetycznej i koordynowanie inwestycji transgranicznychdla zapewnienia bezpieczeństwa dostaworaz udzielanie wsparcia krajom członkowskimw przypadkach ewentualnego kryzysu gazowego.80)W marcu 2011 r. z chwilą formalnego rozpoczęcia działalnościAgencji ds. Współpracy Regulatorów powołanej na podstawieIII pakietu energetycznego tj. rozporządzenia Parlamentu Europejskiegoi Rady z 13 lipca 2009 r. nr 713/2009/WE ustanawiającegoAgencję ds. Współpracy Organów <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>, Rada Regulatorówprzeszła do realizacji swoich zadań. W odniesieniu do rynkugazu ziemnego celem ACER jest wspieranie krajowych organów regulacyjnych,zgodnie z art. 39 dyrektywy Parlamentu Europejskiegoi Rady 2009/73/WE z 13 lipca 2009 r. dotyczącej wspólnych zasadrynku wewnętrznego gazu ziemnego, w wykonywaniu na poziomiewspólnotowym zadań regulacyjnych, które wykonują one w państwachczłonkowskich, oraz koordynacja, w razie potrzeby, działańtych organów. Do jej zadań należy w szczególności: udział w tworzeniueuropejskich kodeksów sieci gazu ziemnego; podejmowaniewiążących decyzji w sprawie zasad i warunków dostępu do infrastrukturytransgranicznej oraz warunków jej bezpiecznej eksploatacji,w przypadku gdy krajowe organy regulacyjne nie mogą dojśćdo porozumienia lub wnieść do Agencji o interwencję; wydawanieopinii dla różnych podmiotów działających na rynku gazu ziemnego;udzielanie porad instytucjom europejskim na temat kwestii związanychz gazem ziemnym; monitorowanie wewnętrznego rynku gazuziemnego oraz przedstawianie wyników tego monitorowania.W zakresie rynku gazu ziemnego Inicjatywyobejmują obecnie trzy regionalne rynki gazu:Północno-Zachodni (ang. North-West Region);Południowy (ang. South Region) i Południe,Południowy-Wschód(ang. South,South-East Region).Polska reprezentowana przez przedstawicieli PrezesaURE w Regionalnych Inicjatywach Gazowychjest aktywnym członkiem Rynku Południe,Południowy-Wschód.Jednocześnie, zgodnie z przyjętąstrukturą Regionalnych Inicjatyw Gazowych,nadzór nad prowadzonymi pracami sprawowanybył przez regulatorów poszczególnych państw regionu,skupionych w Komitecie Koordynacyjnym(ang. Regional Coordination Committee − RCC).Prace nad przygotowaniem metod i procedurwdrażania prowadzone były w ramach KomitetówSterujących (w przypadku regionu Południe,Południowy-Wschódjest to tzw. Joint Advisory Panel)oraz Grupy Wdrożeniowej (Implementation Group– IG). Ponadto, istotną rolę doradczą oraz swoisteforum dyskusyjne stanowi Grupa UczestnikówRynku (ang. Stakeholders Group) w spotkaniachktórej brali udział przedstawiciele regulatorów,operatorów systemów przesyłowych oraz zainteresowaniuczestnicy rynku.W 2011 r. zadania realizowane w ramach RegionalnychInicjatyw Gazowych stanowiły kontynuacjęprac podjętych w poprzednich latach,w szczególności dotyczyły kwestii opracowaniaWytycznych Ramowych i Kodeksów Sieci oraz pracw zakresie dalszego rozwoju sieci, mechanizmówalokacji zdolności przesyłowej i procedur zarządzaniaograniczeniami, przejrzystości (publikowanieinformacji), bezpieczeństwa i dostępnościnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>93
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄgazu jako surowca, a także komunikacji pomiędzyuczestnikami rynku, harmonizacji na połączeniachtransgranicznych i reżimu regulacyjnego, w tymbilansowania i dostępu do zdolności przesyłowych.Jednocześnie, mając na uwadze nadal istniejąceodrębności poszczególnych regionów w zakresiestopnia rozwoju rynku, prowadzone były pracenad ujednoliceniem zasad i dalszym rozwojemrynku w całej Wspólnocie, z których najważniejszeujęto poniżej:a) Rynek Północno-Zachodni (North-West):––monitorowanie zgodności i realizacji przezoperatorów systemów przesyłowych zasadwynikających z III pakietu w zakresie przejrzystościi publikowania informacji;––przedłożenie przez operatorów systemówprzesyłowych Planu Inwestycyjnego (GasRegional Investment Plan);––procedura Open Season ukierunkowana nazbadanie możliwości zwiększenia przepustowościna połączeniu międzysystemowym pomiędzyFrancją i Luksemburgiem,b) Rynek Południowy (South):––procedura alokacji na połączeniu międzysystemowympomiędzy Hiszpanią i Portugalią,na podstawie Wytycznych Ramowych i projektuKodeksu Sieci ENTSOG, w tym zakończeniestudium dotyczącego taryfy przesyłowejna tym połączeniu;––procedura Open Season ukierunkowana nakrótkoterminową zdolność przesyłową napołączeniu międzysystemowym pomiędzyFrancją i Hiszpanią, w tym zakończenie RegionalnegoPlanu Inwestycyjnego;––monitorowanie zgodności i realizacji przezoperatorów systemów przesyłowych, magazynowychi dystrybucyjnych zasad wynikającychz III pakietu w zakresie przejrzystościi publikowania informacji,c) Rynek Południe, Południowy-Wschód (South,South--East):––zapewnienie bezpieczeństwa dostaw gazujako priorytetu dla regionu, w tym opracowaniePlanów Działań Zapobiegawczych(Preventive Action Plans) i Planów Bezpieczeństwa(Emergency Plans);––projekt pilotażowy GATRAC (Gas TransportCooperation) dotyczący oferowania na jednejplatformie produktów powiązanych tj. zdolnościprzesyłowej na połączeniach pomiędzyCzechami, Słowacją, Austrią i Niemcami;––projekt wirtualnego punktu wymiany handlowejdla Austrii, jakim w 2013 r. ma stać sięCEGH (Central European Gas Hub);––procedura oferowania zdolności przesyłowejna zasadzie Day-Ahead na połączeniu pomiędzyAustrią i Włochami.Ponadto, w związku z mandatem Komisji Europejskiejwyrażonym 21 i 22 marca 2011 r. na ForumMadryckim w zakresie sporządzenia, uzgodnieniai przedłożenia Planów Działań na lata 2011−2014oraz listami Komisji Europejskiej do Regulatorówi Europejskiej Rady Regulatorów (ang. Council ofEuropean Energy Regulators – CEER), wysłanymiodpowiednio 18 i 20 kwietnia 2011 r. podjętow ramach działań każdego z regionów prace nadposzczególnymi Planami Działań. Poniżej przedstawionogłówne zadanie oraz ich założenia ujętew Planach Działań, które realizowano przez poszczególneregiony w 2011 r. oraz w perspektywieroku 2014:a) Rynek Północno-Zachodni zawiera trzy głównepriorytety:––implementacja Kodeksów Sieci;––spotkania Komitologii ws. Wytycznych Ramowychi Kodeksów Sieciowych;––wdrażanie projektów pilotażowych: 1) redukcjaobecnej liczby platform wymianyhandlowej i utworzenie poprzez konsolidacjęregionalnej platformy umożliwiającej rezerwację(alokację) i realizację umów, 2) alokacjazdolności przesyłowej z wykorzystaniemprojektów pilotażowych, 3) finalizowanieWytycznych Ramowych w zakresie bilansowaniai ich wdrażanie z wykorzystaniem„projektów testowych”,b) Rynek Południowy skupia się na:––harmonizacji mechanizmów alokacji zdolnościprzesyłowej;––harmonizacji procedur zarządzania ograniczeniami;––inwestycjach w nową infrastrukturę (10-letniePlany Rozwoju – TYNDP i projekty europejskiegointeresu);––bilansowaniu;––taryfach;––współpracy międzyoperatorskiej;––przejrzystości (publikacji informacji);––rozwoju hubów i handlu z wykorzystaniemplatform wymiany handlowej,c) Rynek Południe, Południowy-Wschód realizujezadania z zakresu:94 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011––alokacji zdolności przesyłowej i produktówpowiązanych;––integracji rynków;––współpracy międzyoperatorskiej;––infrastruktury i inwestycji;––oraz bezpieczeństwa dostaw gazu.Ponadto, w 2011 r. Prezes URE przeprowadziłanalizę i szeroką dyskusję opublikowanegow grudniu 2010 r. przez Komisję Europejską dokumentupt. „Przyszła rola Inicjatyw Regionalnych”,mającego de facto zainicjować ocenę dotychczasowejformuły współpracy regionalnej w ramachInicjatyw Regionalnych i wprowadzić pewne modyfikacjew odniesieniu do ich struktury lub sposobuzarządzania. Komisja zaproponowała przekształceniedotychczasowej struktury regionalnychrynków gazu, w wyniku czego Polska przestałabybyć członkiem Rynku Południowego/Południowo--Wschodniego i zostałaby włączona do dwóch nowychregionów:I. Rynku Środkowo-Wschodniego, w którymuczestniczyć mają Niemcy, Polska, Czechy, Słowacjai Austria orazII. Rynku Krajów Bałtyckich (BEMIP), w strukturzektórego mają się znaleźć Szwecja, Finlandia, Estonia,Litwa, Łotwa, Polska, Niemcy oraz Dania.Celem takiego podejścia była potrzeba zapewnieniapoprawy efektywności funkcjonowania rynkówregionalnych i dostosowanie ich do nowychuwarunkowań, wynikających ze zmian celówstrategicznych stawianych uczestnikom inicjatyw,a także zmian otoczenia instytucjonalnego (m.in.powstanie nowych instytucji – ENTSOG, ACER). Zagłówne cele Inicjatyw Regionalnych obok aspektówzwiązanych z rozbudową infrastruktury uznanom.in.: przyspieszenie implementacji II i III pakietuenergetycznego, w tym kodeksów sieciowychoraz zapewnianie konkurencyjności rynku energiipoprzez wdrożenie mechanizmu market coupling(łączenie rynków krajowych w jeden zintegrowanysystem). Ponadto, Komisja Europejska wskazała,że Inicjatywy Regionalne powinny realizowaćprojekty pilotażowe, które pozwolą na zbadanieproponowanych rozwiązań i ułatwią ich późniejszewdrożenie w skali całej UE. Jednakże, w ramachdalszych analiz i uzgodnień powyższa koncepcjanie została wdrożona w życie i w 2011 r. działaniaRegionalnych Inicjatyw gazowych realizowanebyły w niezmienionej strukturze.W realizacji działań w ramach Regionalnych InicjatywGazowych podkreślenia wymaga fakt zaangażowaniai współpracy Prezesa URE – jako regulatora,z Ministrem Gospodarki jako tzw. competentauthority oraz operatorem systemu przesyłowegoi innymi uczestnikami rynku m.in. w zakresie bezpieczeństwadostaw gazu. Ma to swoje umocowaniew Załączniku IV do rozporządzenia ParlamentuEuropejskiego i Rady nr 994/2010 w sprawiewspółpracy regionalnej, który stanowi, że opierasię ona na „istniejącej współpracy regionalnejobejmującej przedsiębiorstwa gazowe, państwaczłonkowskie i krajowe organy regulacyjne w celupoprawy m.in. bezpieczeństwa dostaw oraz integracjiwewnętrznego rynku energii np. trzech regionalnychrynków gazu” w ramach RegionalnychInicjatyw Gazowych.Mając powyższe na uwadze, Prezes URE organizowałw 2011 r. spotkania z operatorem systemuprzesyłowego, których celem było zwiększenieefektywności działań realizowanych w ramachprac Regionalnych Inicjatyw Gazowych. Jednocześnie,operator systemu przesyłowego zainicjowałprace nad pierwszą edycją regionalnych planówinwestycyjnych (ang. Gas Regional InvestmentPlan − GRIP). Dotychczas zakończono prace nadtrzema planami obejmującymi region Europy: Północno-Zachodni(ang. North-West Gas RegionalInvestment Plan), Południowy (ang. South GasRegional Investment Plan), a także Europy Środkowo-Wschodniej(ang. Central Eastern EuropeGas Regional Investment Plan). Ponadto, OGPGaz-System SA koordynował prace nad planemregionalnym w regionie Morza Bałtyckiego (ang.BEMIP Gas Regional Investment Plan), który mazostać opublikowany w marcu 2012 r.2.3.2. Monitorowanie zasad zarządzaniai rozdziału przepustowościpołączeń międzysystemowychNa podstawie art. 24 rozporządzenia 715/2009,Prezes URE jest zobowiązany zapewnić przestrzeganierozporządzenia, w szczególności w odniesieniudo art. 16 określającego zasady dotyczące mechanizmówalokacji zdolności przesyłowych i procedurzarządzania ograniczeniami przesyłowymiodnoszącymi się do operatorów systemów przesyłowych(OSP). Zgodnie z art. 23 ust. 2 pkt 20a ustawy– Prawo energetyczne do zakresu działania PrezesaURE należy monitorowanie funkcjonowaniasystemu gazowego w zakresie zasad zarządzanianr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>95
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄi rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych,z którymi istnieją wzajemne połączenia,we współpracy z właściwymi organami państwczłonkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskichEuropejskiego Porozumienia o WolnymHandlu (EFTA) − stron umowy o Europejskim ObszarzeGospodarczym.W 2011 r. Prezes URE monitorował współpracęOGP Gaz-System SA z operatorami systemówprzesyłowych krajów ościennych, która odbywałasię na podstawie zawartych porozumień międzyoperatorskichtj. niemieckim Ontras-VNG GastransportGMbH i operatorem czeskim NET4GAS. Jednocześnie,zapewniono procedury monitorowaniaalokacji zdolności przesyłowej na wszystkich połączeniach(także wschodnich). Ponadto, monitorowanebyły działania mające zapewnić faktycznąrealizację zadań operatorskich na połączeniuz przedsiębiorstwem niemieckim Wingas GmbH tj.na gazociągu jamalskim w punkcie wejścia Mallnow,w związku z uzyskaniem przez OGP Gaz-SystemSA statusu operatora systemu przesyłowego gazowegona znajdującym się na terytorium RzeczypospolitejPolskiej odcinku gazociągu Jamał-EuropaZachodnia na okres do 31 grudnia 2025 r., zgodniez decyzją Prezesa URE z 17 listopada 2010 r. w sprawiewyznaczenia OGP Gaz-System SA.W tab. 44 przedstawiono informacje dotyczącezdolności przesyłowych na połączeniach międzysystemowychkrajowego systemu przesyłowego,zarządzanego przez OGP Gaz-System SA.Z danych przedstawionych w tab. 44 wynika, żecałkowita zdolność przesyłowa w 2011 r. na połączeniachz innymi systemami przesyłowymi wynosiłaTabela 44. Alokacja zdolności przesyłowej na połączeniach międzysystemowych z operatorami/właścicielami innych systemóww 2011 r.Nazwa operatorasystemuMiejscepołączeniaKierunekdostawRodzajskładanychnominacji18 134,2 mln m 3 /rok, a udział zarezerwowanych mocyprzesyłowych (na zasadach ciągłych i przerywanych)na wszystkich punktach wejściach do krajowego systemuprzesyłowego wynosił prawie 100%. Całkowitezdolności przesyłowe trzech połączeń z operatoremniemieckim wynoszą 1 161 mln m 3 /rok, z czego przeważającączęść zdolności przesyłowych na punktach„wejścia” posiada PGNiG SA.Całkowitazdolnośćprzesyłowa*[mln m 3 /rok]KrajoperatoraZarezerwowanezdolnościprzesyłowe− na zasadachciągłych[mln m 3 /rok]Niezarezerwowanezdolnościprzesyłowe[mln m 3 /rok]Zarezerwowanezdolnościprzesyłowe −na zasadachprzerywanych[mln m 3 /rok]Przesyłzrealizowany[mln m 3 /rok]ONTRAS Niemcy Lasów Polska doba/godzina 1 013,7 1 013,7 0,0 8,1 986,9ONTRAS Niemcy Gubin Polska doba/godzina 17,5 17,5 0,0 0,0 4,2SeveromoravskeplynarenskeCzechy Branice Polska doba/godzina 1,4 0,6 0,8 0,8 0,2SeveromoravskeplynarenskeCzechy Cieszyn Polska doba/godzina 241,0 230,3 10,8 3,5 212,0Ukrtransgaz Ukraina Drozdowicze Polska doba/godzina 5 588,1 4 204,8 1 383,3 1 383,3 3 742,4Biełtransgaz Białoruś Tietierowka Polska doba/godzina 236,5 236,5 0,0 0,0 73,4Biełtransgaz Białoruś Wysokoje Polska doba/godzina 5 475,0 3 255,1 2 219,9 2 219,9 3 068,7SGT EuRoPolGaz SA od17.11.2010 OGPPolska Lwówek Polska doba/godzina 2 365,2 1 208,2 1 157,0 1 157,0 1 102,9Gaz-System SASGT EuRoPolGaz SA od17.11.2010 OGPPolska Włocławek Polska doba/godzina 3 066,0 1 740,7 1 325,3 1 325,3 1 719,6Gaz-System SAONTRAS Niemcy Kamminke Niemcy doba/godzina 129,8 108,7 21,1 5,9 27,6* Maksymalna ciągła zdolność przesyłowa, jaką operator systemu przesyłowego może zaoferować użytkownikom sieci,biorąc pod uwagę integralność systemu i wymagania eksploatacyjne sieci przesyłowej.Źródło: OGP Gaz-System SA.Ponadto, importowe zdolności przesyłowe wykorzystanebyły w ok. 60% co oznacza, że istniejąmożliwości realizowania importu gazu przez nowychuczestników rynku spoza GK PGNiG, jakkolwieknależy mieć na uwadze, że są one obarczonepewnymi ograniczeniami np. połączenie z niemieckimsystemem przesyłowym w Lasowie byłowykorzystywane w ponad 97%, uniemożliwiając96 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011przesył dodatkowych ilości gazu. Sytuacja ta możejednak ulec poprawie ze względu na zwiększeniemożliwości przesyłu gazu na połączeniach międzysystemowychz krajami Wspólnoty tj. Niemcamii Czechami.Mając na uwadze potrzebę działań zmierzającychdo pozyskania informacji na temat zapotrzebowaniana zdolności przesyłowe i na ichpodstawie realizację inwestycji ukierunkowanychna przesył gazu nowymi połączeniami w 2011 r.kontynuowane były przez OGP Gaz-System SAprace z wykorzystaniem procedury Open Season(badania rynku). W tej niedyskryminacyjnej procedurzemogły brać udział wszystkie podmioty, którewyraziły wolę rezerwacji zdolności przesyłowychi zainteresowanie sprzedażą importowanego gazuziemnego na rynku krajowym.W 2011 r. operator systemu przesyłowego OGPGaz-System SA przeprowadził dwie procedury:Procedurę udostępniania dodatkowej przepustowościw punkcie wejścia Lasów oraz ProceduręBadania Rynku w zakresie dalszego zwiększeniaprzepustowości w punkcie wejścia Lasów.Procedura udostępniania dodatkowej przepustowościw punkcie wejścia Lasów związana była z realizacjąprzez OGP Gaz-System SA rozbudowy i modernizacjisystemu przesyłowego na Dolnym Śląskuw rejonie Lasowa, umożliwiającej zwiększenie przepustowościgazociągu na połączeniu z Niemcamiz 0,9 mld m 3 /rok do łącznej wielkości 1,5 mld m 3 /rok(tj. ze 128 000 m 3 /h do 180 000 m 3 /h).Jednocześnie 10 czerwca 2011 r. operatorzysystemów przesyłowych: polskiego OGP Gaz-SystemSA oraz niemieckiego Ontras-VNG GastransportGmbH podpisali porozumienie określającezasady współpracy w zakresie udostępnieniadodatkowej przepustowości w punkcie Lasóww kierunku z Niemiec do Polski. W toku uzgodnieńustalono, iż z uwagi na różnice w prawie branżowymw systemie polskim i niemieckim (planowanewprowadzenie mechanizmu aukcyjnego po stronieniemieckiej począwszy od 1 października 2011 r.),najlepszym rozwiązaniem jest przeprowadzenieniezależnych procedur (uzgodniony produkt, natomiastróżny harmonogram procedur) przez obydwuoperatorów po obu stronach granicy.W lipcu 2011 r. operator systemu przesyłowegoOGP Gaz-System SA, po uzgodnieniu z PrezesemURE 4 lipca 2011 r. Regulaminu procedury udostępnianiadodatkowych przepustowości w punkciewejścia Lasów, rozpoczął procedurę. W wynikuprzeprowadzonej procedury, w której udział wzięło28 przedsiębiorstw z Polski, Niemiec, Czech, Słowacji,Węgier, Francji, Wielkiej Brytanii, Szwajcariioraz Austrii, dokonana została alokacja dostępnejprzepustowości na zasadzie pro rata. Na tej podstawiepodpisane zostały w październiku 2011 r.umowy o świadczenie usługi przesyłania paliwagazowego z 27 uczestnikami procedury.Równolegle do przeprowadzonej proceduryudostępnienia przepustowości OGP Gaz-System SAprzeprowadził Procedurę Badania Rynku w zakresiedalszego zwiększenia przepustowości w punkciewejścia Lasów. Przedmiotem badania rynku byłokres 2016−2025. Do 30 września 2011 r. OGP Gaz--System SA uzyskał szereg zgłoszeń w zakresiedalszego zwiększenia przepustowości w punkciewejścia Lasów. Uzyskane zgłoszenia potwierdziłyduże zainteresowanie dalszą rozbudową połączeniaw Lasowie.Ponadto, w drugiej połowie 2010 r. uruchomionyzostał nowy wirtualny punkt wyjścia z systemuprzesyłowego, tzw. Lasów rewers. Istnieje w nimmożliwość wirtualnej usługi przesyłania paliwa gazowegona zasadach przerywanych z IV poziomempewności dostaw (zgodnie z postanowieniamiobowiązującej taryfy dla usług przesyłania paliwgazowych). Na usługę tą operator otrzymał kilkazgłoszeń, jednak została zawarta tylko jedna umowao świadczenie usługi przesyłania.W odniesieniu do kierunku Lasów rewers równieżzostało zgłoszone zapotrzebowanie, ale napoziomie ok. 50 tys. m 3 /h, a więc poniżej 10%podstawowego kierunku przesyłu, ewentualneplany rozbudowy systemu analizowano w 2011 r.,a same kwestie dalszego inwestowania w układprzesyłowy w rejonie Lasowa były przedmiotemwstępnych dyskusji pomiędzy URE, BNetzA,Ontras i OGP Gaz-System SA. Dyskusje i pracew zakresie potrzeb rozbudowy systemu przesyłowegojeszcze nie zostały zakończone, ale na podstawieoceny wstępnych wyników Procedury BadaniaRynku można stwierdzić, że nie ma obecniezainteresowania przesyłem gazu w kierunku zachodnimw ilościach równoważnych przepustowościimportowej. Z uwagi na fakt, że układ przesyłowyw rejonie Lasowa stanowi połączenie ze strefąbilansującą Gaspool po stronie niemieckiej, a więctą samą, do której gaz z kierunku Polski przesyłanyjest poprzez SGT, rozważana jest możliwość realizacjioczekiwań rynku poprzez SGT. W zależnościod wyników przeprowadzonych analiz w odniesie-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>97
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄniu do punktu Lasów, OGP Gaz-System SA będziewnioskował o przyznanie odstępstwa w całościlub w części od obowiązku wdrożenia zdolnościprzepływu w obu kierunkach na mocy przepisówrozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady(UE) nr 994/2010 z 20 października 2010 r. w sprawieśrodków zapewniających bezpieczeństwo dostawgazu ziemnego i uchylenia dyrektywy Rady2004/67/WE.Ponadto, we wrześniu 2011 r. zakończyła sięrealizacja nowego połączenia międzysystemowegoPolska – Czechy, stanowiącego rezultat przeprowadzonejwcześniej Procedury udostępnianiaprzepustowości dla połączenia międzysystemowegow rejonie Podbeskidzia 81) . Przedmiotem procedurybył przydział zdolności przesyłowej obejmującejprojekt inwestycyjny budowy gazociągu odgranicy polsko-czeskiej w rejonie Cieszyna, będącegomiejscem lokalizacji nowego punktu wejściado systemu przesyłowego – do rejonu Skoczowa,gdzie następuje włączenie do istniejącego systemuprzesyłowego. Nowopowstały gazociąg, któryumożliwia przesył ok. 500 mln m 3 gazu ziemnegorocznie, łączy się na granicy polsko-czeskiejz przygotowywanym przez NET4GAS, s.r.o. – operatoremczeskim (wcześniej RWE Transgas Net)gazociągiem biegnącym od granicy do miejscawłączenia do systemu przesyłowego na terytoriumCzech. W trakcie procedury OGP Gaz-System SA81)14 września 2011 r. w polskim Cieszynie oraz w czeskiejmiejscowości Chotebuz odbyło się otwarcie połączenia gazowegopomiędzy Polską a Czechami.i RWE Transgas Net podpisały umowę o współpracy(ang. Cooperation Agreement) w zakresie realizacjiinwestycji. Natomiast z trzema firmami, którewzięły udział w procedurze tj. PGNiG SA, HandenSp. z o.o. oraz KRI SA, podpisane zostały umowyo świadczenie usługi przesyłowej gazu.W kolejnym etapie rozwoju inwestycji, zdolnościprzesyłowe pomiędzy systemami będą mogłybyć zwiększane powyżej 2,5 mld m 3 /rok. Określeniezakresu niezbędnych działań stanowić będzieprzedmiot przeprowadzanych wspólnie analiz.OGP Gaz-System SA i NET4GAS, s.r.o. złożyły napoczątku 2011 r. wspólny wniosek do Komisji Europejskiejo udzielenie wsparcia finansowego dlatych analiz. Komisja Europejska pozytywnie rozpatrzyłaten wniosek, przyjmując argumenty co doznaczenia rozwoju tego połączenia dla postępującegoprocesu integracji rynku gazu w Europie.Ponadto, odnotowania wymaga fakt podpisania5 kwietnia 2011 r. przez OGP Gaz-System SA i litewskąspółkę gazowniczą AB Lietuvos Dujos orazzwycięzcę przetargu firmę Ernst & Young BusinessAdvisory umowy w sprawie przeprowadzenia analizyuwarunkowań realizacji projektu gazowegopołączenia międzysystemowego Polska – Litwa 82) .Analiza wyników dostarczyć ma informacji na temat82)Komisja Europejska podjęła w lipcu 2011 r. decyzję o przyznaniu425 tys. euro pomocy finansowej na rzecz projektówstanowiących przedmiot wspólnego zainteresowania OGP Gaz--System SA i litewskiego Lietuvos Dujos. W ramach programuTrans-European Networks-Energy (TEN-E), mającego na celu integracjęsieci energetycznej zostanie dofinansowane opracowanieanalizy ekonomicznej i studium wykonalności dla gazowegopołączenia międzysystemowego Polska − Litwa.możliwości i perspektyw budowy połączenia gazowegoPolska – Litwa, na podstawie której stronypodejmą decyzję o dalszych działaniach w zakresietego projektu. Połączenie Polska – Litwa możebyć jednym z elementów strategii zintegrowaniarynków energetycznych krajów położonych w rejonieMorza Bałtyckiego poprzez utworzenie międzynarodowychpołączeń energetycznych tzw. BalticEnergy Market Interconnection Plan (BEMIP). BEMIPjest jednym z priorytetów rozwoju infrastrukturyenergetycznej wyznaczonych przez Unię Europejskąw ramach Drugiego Strategicznego PrzegląduEnergetycznego. Jego celem jest integracja rynkówenergii i gazu w rejonie Morza Bałtyckiego,a także zakończenie izolacji krajów bałtyckich odeuropejskiego rynku energii 83) .Działania z wykorzystaniem stanowiących już standardw Unii Europejskiej procedur (Open Season,Udostępniania przepustowości), pozwalają naefektywną ocenę zapotrzebowania rynku gazu nanowe moce, a właściwe ich wdrożenie w oparciuo stosowne analizy, z uwzględnieniem ekonomikii optymalizacji efektywności realizowanych projektówinwestycyjnych, stanowi podstawę do podjęciadecyzji o realizacji planów inwestycyjnych,w tym połączeń międzysystemowych.83)W ramach działań na forum BEMIP prowadzone są rozmowypomiędzy spółkami gazowymi z krajów rejonu Morza Bałtyckiego(Polska, Litwa, Łotwa, Estonia) w celu ustalenia możliwychram współpracy w zakresie zdefiniowania projektu połączeniamiędzysystemowego, umożliwiającego państwom bałtyckim dostępdo europejskiego rynku gazu, które byłoby akceptowalnedla wszystkich podmiotów oraz uwzględniało obecne warunkirynkowe.98 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011W 2011 r. Prezes URE monitorował również zasadyzarządzania i rozdziału przepustowości realizowanena znajdującym się na terytorium RzeczypospolitejPolskiej odcinku gazociągu Jamał-EuropaZachodnia. W 2011 r. spółka realizowała zadaniaoperatorskie zgodnie z decyzją Prezesa UREz 17 listopada 2010 r. w sprawie wyznaczenia OGPGaz-System SA na operatora systemu przesyłowegogazowego na gazociągu Jamał-Europa Zachodniana okres do 31 grudnia 2025 r. 25 października2010 r. podpisano stosowną umowę o powierzeniufunkcji operatora na polskim odcinku gazociąguJamał-Europa Zachodnia między spółką SGTEuRoPol Gaz SA (właścicielem polskiego odcinkagazociągu Jamał-Europa Zachodnia) i spółką OGPGaz-System SA. Zawarta na okres do końca 2019 r.umowa określa podział obowiązków pomiędzyOGP Gaz-System SA, jako operatorem polskiegoodcinka gazociągu jamalskiego oraz SGT EuRoPolGaz SA będącym właścicielem tej infrastruktury.W tab. 45 przedstawiono zdolności przesyłowena polskim odcinku gazociągu Jamał-Europa Zachodnia.W ramach monitorowania przez Prezesa UREzasad zarządzania i rozdziału przepustowości zbadanorównież realizację usługi wirtualnego przesyłuwstecznego (ang. virtual reverse flow) nagazociąg Jamał-Europa Zachodnia. Usługa przesyłaniaw kierunku wstecznym (w punkcie Mallnow)świadczona była w 2011 r. na zasadach przerywanych,na IV poziomie pewności dostaw gazu(zgodnie z pkt 9.2 Taryfy SGT). Zdolność przesyłowaw rewersie wirtualnym w Mallnow równa byłasumie technicznej zdolności przesyłowej punktówTabela 45. Zdolności przesyłowe na polskim odcinku gazociągu Jamał-EuropaZachodnia w 2011 r.a)Całkowita zdolnośćprzesyłowaw punkcie wejściado systemu[mln m³/godz.]b)Całkowita zdolnośćprzesyłowaw punkcie wyjściaz systemu nagranicy polsko--niemieckiej[mln m³/godz.]Całkowita zdolnośćprzesyłowaw punktachwyjścia dosystemu OGPGaz-System SA[mln m³/godz.]Niezarezerwowanazdolność przesyłowaw punkciewejścia dosystemu[mln m³/godz.]4,134 3,758 0,665 0,165Zarezerwowanew punkcie wejściado systemuZdolności przesyłowe [mld m³/rok]Zarezerwowanedla tranzytuZarezerwowanena potrzebykrajoweNiezarezerwowane31,640 28,760 2,880 1,320* Powyższe dane przestawione w GOST. Umowy oraz publikowane dane są odniesionedla warunków p=101,325 kPa i t=293,15 K.Źródło: OGP Gaz-System SA.odbioru do polskiego systemu we Włocławkui Lwówku i wynosiła 15 965 tys. m 3 /d.Zgodnie z zatwierdzoną przez Prezesa URE31 sierpnia 2011 r. Instrukcją Ruchu i EksploatacjiSieci Przesyłowej Polskiego Odcinka SystemuGazociągów Tranzytowych Jamał-Europa (IRiESPSGT), OGP Gaz-System SA przeprowadził procesprzyjmowania wniosków o świadczenie usługiprzesyłania na lata 2012, 2013, 2014 oraz 2015.W odpowiedzi wpłynęło pięć wniosków na korzystaniez usługi wirtualnego rewersu. Czterywnioski dotyczyły świadczenia usługi w okresiedługoterminowym, a jeden usługi krótkoterminowejw okresie od 1 listopadado 31 grudnia 2011 r. Jednakże,wnioskowane ilości orazmoce przekroczyły dostępnąprzepustowość. W wynikuprzeprowadzonego przez OGPGaz-System SA procesu podpisanazostała jedna umowaprzesyłowa dotycząca usługikrótkoterminowej.Dodatkowo, 18 października2011 r. OGP Gaz-SystemSA poinformował uczestnikówrynku, iż ze względu nafakt, że SGT EuRoPol GazSA (właściciel polskiego odcinkaSystemu GazociągówTranzytowych Jamał-EuropaZachodnia − SGT) zaoferowałod 1 stycznia 2012 r.zdolności przesyłowe SGTna warunkach ciągłych, OGP Gaz-System SAw uzgodnieniu z Urzędem <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>,rozpoczął nabór wniosków na usługi przesyłoweciągłe długoterminowe, obejmujące przesyłaniepaliwa gazowego SGT w kolejnych latachgazowych: 2012, 2013, 2014 i 2015. Wnioskio świadczenie usługi przesyłania były przyjmowaneod 18 października 2011 r. do 4 listopada2011 r. i rozpatrywane zgodnie z procedurąopisaną w pkt. 7.3.1 i 7.3.2 części I InstrukcjiRuchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej PolskiegoOdcinka Systemu Gazociągów Tranzytowych Jamał-EuropaZachodnia.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>99
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄ2.3.3. Kontrolowanie realizacji obowiązkówwynikających z rozporządzenia 715/2009z 13 lipca 2009 r. w sprawie warunkówdostępu do sieci przesyłowych gazuziemnego w odniesieniudo transgranicznego przesyłu gazuArt. 9 ustawy z 10 kwietnia 1997 r. – Prawoenergetyczne nakłada na podmioty posiadającestatus operatora systemu przesyłowego (dalej:OSP) oraz operatora systemu dystrybucyjnego(dalej: OSD) obowiązki informacyjne, w szczególnościdotyczące dostarczania użytkownikomsystemu i operatorom innych systemów gazowychinformacji o warunkach świadczenia usług przesyłaniai dystrybucji.Monitorowanie wypełniania obowiązków publikacyjnychprzez OSP w odniesieniu do krajowegosystemu gazowego oraz do Systemu GazociągówTranzytowychZgodnie z art. 23 ust. 2 pkt 11a do zakresu działaniaPrezesa URE należy kontrolowanie realizacjiobowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia1775/2005. W związku z wejściem w życieIII pakietu energetycznego, 3 marca 2011 r. zaczęłoobowiązywać nowe rozporządzenie 715/2009.Rozporządzenie to nakłada na OSP obowiązekpodawania do wiadomości publicznej informacjidotyczących niedyskryminacyjnych i przejrzystychmechanizmów alokacji zdolności oraz proceduryzarządzania ograniczeniami. Ponadto rozporządzeniezobowiązuje OSP do upubliczniania szczegółowychinformacji dotyczących m.in.:• oferowanych przez OSP usług i stosowanychwarunków, wraz z informacjami technicznymipotrzebnymi użytkownikom sieci do uzyskaniaskutecznego dostępu do sieci,• podstaw, metod kalkulacji i struktury taryf (zawyjątkiem, jeżeli dokonuje tego odpowiedniorgan krajowy),• technicznej, zakontraktowanej i dostępnejzdolności dla wszystkich właściwych punktów,w tym dla punktów wejścia i wyjścia, w sposóbregularny i z zachowaniem ciągłości, w przyjaznejdla użytkownika i znormalizowanej formie,• informacji ex-post i ex-ante odnośnie podażyi popytu, opartych na nominacjach, prognozachoraz zrealizowanych przepływach do i z systemu.Operator systemu przesyłowego jest zobowiązanyujawniać informacje wymagane na mocy ww.rozporządzenia w sposób zrozumiały, wymierniejasny i łatwo dostępny oraz na niedyskryminacyjnychzasadach.W 2011 r. Prezes URE przeprowadzał cyklicznebadania monitorujące sposób wypełniania przezoperatora systemu przesyłowego OGP Gaz-SystemSA obowiązku publikowania powyższych informacji,które wykazały, że OSP w pełni realizujenałożone na niego zobowiązania wynikające z rozporządzenia.Wszystkie udostępniane przez operatorainformacje były także dostępne w angielskiejwersji językowej.9 maja 2011 r. OSP uruchomił system obsługiklienta tzw. System Wymiany Informacji (SWI),który jest na bieżąco uzupełniany danymi o usługachświadczonych przez spółkę. System ten stanowiplatformę wymiany informacji pomiędzy OSPa uczestnikami rynku gazu w kwestiach naturyhandlowej i technicznej oraz jest narzędziem służącymOSP do realizacji obowiązków informacyjnychnałożonych przez rozporządzenie 715/2009.Ponadto, OSP publikował informacje technicznecharakteryzujące system przesyłowy, niezbędnedo uzyskania skutecznego dostępu do systemu,w szczególności:• opis systemu przesyłowego w formie schematusieci wraz z informacjami o punktach wejściai wyjścia, w tym o punktach łączących z systemamiinnych operatorów,• informacje o jakości gazu i standardach dotyczącychwielkości ciśnień oraz informacje dotyczące:• dziennego stanu zdolności przesyłowej ciągłeji przerywanej, maksymalnej technicznej zdolnościprzesyłowej, technicznej zdolności przesyłowejuwzględniającej ograniczenia, całkowitej zakontraktowanejoraz dostępnej zdolności przesyłowejdla poszczególnych punktów właściwych wraz zewskaźnikiem dostępnej zdolności przesyłowej,• przepustowości stacji gazowych,• 18-miesięcznej oraz długoterminowej prognozydostępnej zdolności przesyłowej dla poszczególnychpunktów właściwych,• nominacji i renominacji dla poszczególnych punktówwłaściwych w podziale na każdy dzień tygodnia,• faktycznej ilości przesłanego gazu dla poszczególnychpunktów właściwych,• planowanych okresów konserwacji i remontów,mogących mieć wpływ na ograniczenia w przesylepaliwa gazowego,100 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011• danych archiwalnych odnośnie wskaźnikówśredniego rocznego wykorzystania zdolnościprzesyłowej oraz miesięcznych wskaźnikówmaksymalnego i minimalnego wykorzystaniazdolności przesyłowej od roku 2007.Wszelkie przekazane dane do operatora są traktowanejako poufne i przechowywane oraz przetwarzanezgodnie z obowiązującym prawem z zachowaniemodpowiednich środków bezpieczeństwa o czymoperator zapewnia na swojej stronie internetowej.Ponadto, w celu realizacji obowiązków wynikającychz art. 6 rozporządzenia 1775/2005 nałożonychna operatorów systemów przesyłowych,17 grudnia 2010 r. OGP Gaz-System SA wystąpiłz wnioskiem o zatwierdzenie przez Prezesa UREpunktów właściwych 84) systemów przesyłowych,tj. Systemu Gazociągów Przesyłowych i SystemuGazociągów Tranzytowych (SGT). Przed wydaniemstosownej decyzji, Prezes URE zobowiązany był doprzeprowadzenia konsultacji z użytkownikami systemu,których wyniki zostały następnie upublicznionena stronie internetowej URE. 23 lutego 2011 r.Prezes URE zatwierdził punkty właściwe systemówprzesyłowych, wskazane przez OGP Gaz-SystemSA na następujących warunkach:• powstałe po dacie wydania niniejszej decyzjipunkty właściwe systemu gazociągów przesyłowychi systemu gazociągów tranzytowych wymagajązatwierdzenia przez Prezesa URE,84)Punkty właściwe zostały określone w załączniku I do rozporządzenia715/2009 i oznaczają głównie wszystkie punkty wejściado i wyjścia z sieci zarządzanej przez operatora systemuprzesyłowego.• powstałe po dacie wydania niniejszej decyzjipunkty wejścia do systemu gazociągów przesyłowych,stanowiące produkcję krajową orazpunkty wyjścia z systemu gazociągów przesyłowychmogą być agregowane przez Operatorado istniejących punktów właściwych (stref), zatwierdzonychniniejszą decyzją.Zatwierdzenie punktów właściwych, dla którychOSP publikuje wymagane prawem dane w znaczącymstopniu ułatwiło nie tylko dotychczasowymużytkownikom, ale przede wszystkim potencjalnymużytkownikom systemu dostęp do interesującychich informacji oraz zwiększyło przejrzystośćpodejmowanych przez OSP działań. Wartopodkreślić, że decyzja Prezesa URE w zakresiezatwierdzania punktów właściwych dotyczyła nietylko krajowego systemu przesyłowego, ale równieżSGT i stała się podstawą publikacji informacjidotyczących tzw. gazociągu jamalskiego. Pozatym, była jednym z elementów mających wpływna rozpoczęcie świadczenia przez OSP usług przesyłowychza pomocą rewersu wirtualnego.W związku z podpisaniem 25 października 2010 r.umowy pomiędzy OGP Gaz-System SA a SGTEuRoPol Gaz SA (właściciel polskiej części gazociągujamalskiego) powierzającej funkcję operatorana polskim odcinku Systemu Gazociągów Tranzytowych(SGT) Jamał-Europa OGP Gaz-System SAoraz wyznaczenie tej spółki przez Prezesa URE17 listopada 2010 r. na operatora systemu przesyłowegona polskim odcinku gazociągu jamalskiego,na OGP Gaz-System SA nałożony zostałobowiązek publikacji odpowiednich danych wynikającychz rozporządzenia 715/2009. 31 sierpnia2011 r. Prezes URE zatwierdził Instrukcję Ruchui Eksploatacji Sieci Przesyłowej Polskiego OdcinkaSystemu Gazociągów Tranzytowych Jamał-Europa(IRiESP SGT). Zatwierdzenie instrukcji umożliwiłooferowanie przez OGP Gaz-System SA na niedyskryminacyjnychzasadach dostępnej przepustowościna polskim odcinku gazociągu jamalskiego,dając tym samym operatorowi możliwość wypełnienieobowiązków informacyjnych nałożonychprzez rozporządzenie 715/2009.Prezes URE, realizując swoje zadania ustawowe,przeprowadził badanie zgodności informacjiupublicznionych przez OGP Gaz-System SAna swojej stronie internetowej z obowiązkamiwynikającymi z obowiązujących przepisóww zakresie upubliczniania informacji w odniesieniudo polskiego odcinka gazociągu jamalskiego.W wyniku przeprowadzonego monitoringustwierdzono, że OGP Gaz-System SA spełniawymagania wynikające z rozporządzenia 715/2009.Operator w sposób regularny i z zachowaniemciągłości, w znormalizowanej formie przedstawiainformacje dla poszczególnych punktów systemu(w tym dla usługi przesyłania w kierunku wstecznymna punkcie SGT Mallnow rewers) w postacizbieżnej do informacji przedstawionych odnośniekrajowego systemu gazowego, w szczególnościdotyczące:• schematu systemu gazociągów tranzytowychwraz z punktami wejścia/wyjścia,• dziennego stanu zdolności przesyłowej ciągłeji przerywanej,• parametrów charakteryzujących jakość przesyłanegogazu,nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>101
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄ• planowanych prac, mogących powodowaćzmiany w warunkach funkcjonowania systemugazociągów tranzytowych, wpływające na ograniczeniaw przesyle paliwa gazowego,• 18-miesięcznej oraz długoterminowej prognozydostępnej zdolności przesyłowej dla poszczególnychpunktów właściwych,• dostępnej dobowej zdolności przerywanej nanastępny dzień, a także• danych archiwalnych dotyczących rocznegozrealizowanego przepływu na punktach wejścia/wyjściaoraz miesięcznych wskaźnikówmaksymalnego i minimalnego wykorzystaniazdolności przesyłowej od 2008 r.OGP Gaz-System SA publikuje także na stronieinternetowej, zarówno w odniesieniu do KSG, jaki do SGT, wymagane informacje odnośnie stawekopłat oraz metodologii kalkulacji i struktury taryfdla usług przesyłania paliw gazowych, załączającdodatkowo odpowiednie kalkulatory opłat za usługiprzesyłania oraz usługi dodatkowe.Monitorowanie wypełniania obowiązków publikacyjnychprzez OSMWraz z wejściem w życie rozporządzenia715/2009 rozszerzony został katalog podmiotówpodlegających obowiązkowi publikowania określonychinformacji o operatorów systemów magazynowychi operatorów systemu LNG. Zgodniez rozporządzeniem ww. operatorzy są obowiązanipodawać do wiadomości publicznej szczegółoweinformacje dotyczące:• oferowanych przez siebie usług i stosowanychwarunków wraz z informacjami technicznymipotrzebnymi użytkownikom instalacji LNG orazinstalacji magazynowych do uzyskania skutecznegodostępu do instalacji,• niedyskryminacyjnych i przejrzystych mechanizmówalokacji zdolności,• zakontraktowanej i dostępnej zdolności instalacjiLNG i instalacji magazynowych w sposób regularnyi z zachowaniem ciągłości, w przyjaznejdla użytkownika i znormalizowanej formie,• ilości gazu w każdej instalacji magazynowej lubinstalacji LNG, lub w grupie instalacji magazynowych− jeżeli taki dostęp jest oferowanyużytkownikom, ilościach gazu wprowadzonychi pobranych, jak również o dostępnej zdolnościinstalacji magazynowych i instalacji LNG, w tymw odniesieniu do instalacji zwolnionych z dostępustron trzecich (informacje aktualizowaneprzynajmniej raz dziennie),• ustalania, metod obliczania i struktury taryfw odniesieniu do infrastruktury w ramach regulowanegodostępu stron trzecich.Analogicznie do badania OSP, Prezes UREprzeprowadził w 2011 r. badanie monitorującesposób wypełniania przez operatora systemumagazynowego PGNiG SA Oddział OperatorSystemu Magazynowania (zwanego dalej OSM)obowiązków publikacyjnych wynikających z przepisówrozporządzenia 715/2009, którego wynikiwskazały na brak publikacji części wymaganychinformacji. W marcu 2011 r. PGNiG SA zwróciłsię do Prezesa URE, w oparciu o art. 19 ust. 4rozporządzenia 715/2009, z wnioskiem o poufnetraktowanie danych oraz udzielenie zezwolenia naniepodawanie do publicznej wiadomości informacjiwskazanych ww. artykule (m.in. ilości gazu w każdejinstalacji magazynowej lub w grupie instalacjimagazynowych, ilości gazu wprowadzone i pobrane,dostępna zdolność w instalacjach magazynowych).Szerszy opis powyższej sprawy znajdujesię w części II pkt 2.4.5. niniejszego sprawozdania.W związku z decyzją odmowną Prezesa UREodnośnie ww. wniosku, OSM był zobowiązany doupublicznienia wszystkich wymaganych przez rozporządzenie715/2009 informacji. Powtórnie przeprowadzoneprzez Prezesa URE w grudniu 2011 r.badanie wykazało, że OSM uzupełnił na swojejstronie internetowej brakujące informacje.2.4. Przesłanki i ocena bezpieczeństwadostarczania gazu ziemnego2.4.1. Uzgadnianie projektów planówrozwoju gazowniczychprzedsiębiorstw sieciowychPrzedsiębiorstwa energetyczne zajmujące sięprzesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowychzgodnie z art. 16 ust. 1 ustawy – Prawo energetycznesą obowiązane do sporządzenia dla obszaruswojego działania planów rozwoju w zakresiezaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowaniana te paliwa. Projekty planów podlegająuzgodnieniu z Prezesem URE z wyłączeniem tych,które dotyczą przedsiębiorstw wykonujących działalnośćgospodarczą w zakresie przesyłania lub102 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011dystrybucji dla mniej niż 50 odbiorców, którymprzedsiębiorstwo to dostarcza rocznie mniej niż50 mln m 3 tych paliw.Uzgadnianie projektów planów rozwoju ma nacelu zapewnienie zgodności projektu planu z ustawąi przepisami wykonawczymi do tej ustawy orazzgodności z założeniami polityki energetycznejpaństwa. Plany rozwoju – ze względu na wieloletnicykl inwestowania oraz zaangażowanie znacznychśrodków finansowych (dużą kapitałochłonność),które powodują długookresowe konsekwencjefinansowe dla przedsiębiorstwa i jego odbiorców– mają bezpośrednie przełożenie na poziom przyszłychtaryf przedsiębiorstwa. Uzgadnianie projektówplanów rozwoju pozostaje zatem w ścisłymzwiązku z wydawaniem decyzji w sprawie zatwierdzeniataryf.Plany rozwoju są także podstawowym źródłemwiedzy o zamierzeniach inwestycyjnych przedsiębiorstwaw zakresie planowanych inwestycjisłużących przyłączaniu nowych odbiorców jakteż o przedsięwzięciach niezbędnych do utrzymaniawłaściwego poziomu niezawodności i jakościświadczonych usług sieciowych.Operator systemu przesyłowego(OGP Gaz-System SA)W 2011 r. obowiązywał plan rozwoju operatorasieci przesyłowej OGP Gaz-System SA uzgodnionyna okres od 1 maja 2010 r. do 30 kwietnia 2014 r.Został on uzgodniony jeszcze w 2009 r. i szczegółowainformacja na temat tego planu znajduje sięw sprawozdaniu Prezesa URE za 2009 r. W 2011 r.,w stosunku do informacji w tym zakresie zawartychw wymienionym sprawozdaniu, nic nie uległozmianie.Operatorzy systemów dystrybucyjnych(OSD)W 2011 r. obowiązywały plany rozwoju OSDopracowane na lata 2009–2013, które w 2009 r.zostały uzgodnione w całości w zakresie rzeczowym,a w zakresie uzasadnionego poziomunakładów inwestycyjnych jedynie na lata 2010i 2011. Szczegółowa informacja na ich temat znajdujesię w sprawozdaniu Prezesa URE za 2009 r.i 2010 r. Mimo uzgodnienia wysokości nakładówtylko na dwa lata, tj. 2010 i 2011, oszacowaniauzasadnionego poziomu nakładów inwestycyjnychOSD dokonano na okres od 2009 r. do 2013 r. Zewzględu na trudności i przedłużające się prace nadwprowadzeniem nowej metodologii oceny przedsięwzięćinwestycyjnych przedsiębiorstw gazowniczych,opracowanejw ramach projektuTransition Facility2006/018–180.02.04,rokrocznie uzgadnianajest wysokośćnakładów inwestycyjnychoszacowanana podstawie dotychczasowejmetodologii(tab. 46).Tabela 46. Zestawienie nakładów inwestycyjnych(suma: sześciu OSD oraz OSP) w cenach bieżącychNakłady inwestycyjneRokplan [tys. zł] wykonanie [tys. zł]2007 1 209 658 1 033 1432008 1 276 197 1 224 5612009 1 705 464 1 430 1222010 1 907 838 1 454 9362011 2 264 962 –Źródło: URE.Przedsiębiorstwa gazownicze pełniące funkcje OSDW 2011 r. Prezes URE uzgodnił cztery projektyplanów rozwoju przedsiębiorstw gazowniczych pełniącychfunkcję OSD. Dodatkowo projekt planu rozwojujednego przedsiębiorstwa gazowniczego pełniącegofunkcję OSD jest nadal w fazie uzgodnień.2.4.2. Udzielanie zgody na budowęgazociągu bezpośredniegoZgodnie z art. 7a ust. 3 ustawy – Prawoenergetyczne budowa gazociągu bezpośredniego,zdefiniowanego w art. 3 pkt 11e ww. ustawy(gazociąg, który został zbudowany w celubezpośredniego dostarczania paliw gazowychdo instalacji odbiorcy z pominięciem systemugazowego), wymaga przed wydaniem pozwoleniana budowę w rozumieniu przepisów prawabudowlanego, uzyskania zgody Prezesa URE.Zgoda ta jest udzielana w drodze decyzji. W ramachpostępowania o udzielenie takiej zgody PrezesURE uwzględnia następująceprzesłanki:• wykorzystanie zdolności przesyłowychistniejącej sieci gazowej,• odmowę świadczenia usługprzesyłania lub dystrybucji paliwgazowych istniejącą sieciągazową podmiotowi występującemuo uzyskanie zgody oraznieuwzględnienie złożonej przezniego skargi na tę odmowę.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>103
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄW 2011 r. nie wpłynął żaden wniosek ani niewydano żadnej decyzji w sprawie wyrażenia zgodyna budowę gazociągu bezpośredniego.2.4.3. Weryfikacja, w drodze decyzji,informacji o wielkościach obowiązkowychzapasów paliw gazowychNa mocy postanowień ustawy o zapasach, PrezesURE weryfikuje bądź ustala zapasy obowiązkoweimportowanego gazu ziemnego, w ilościachodpowiadających w okresie od 1 października2010 r. do 30 września 2012 r. – co najmniej 20-tudniom średniego dziennego przywozu tego gazurealizowanego przez przedsiębiorstwo wykonującedziałalność gospodarczą w zakresie obrotu gazemziemnym z zagranicą. Celem utrzymywania zapasówobowiązkowych jest zabezpieczenie przednegatywnymi skutkami zakłóceń w dostawachgazu ziemnego, umożliwiające podjęcie szybkichdziałań interwencyjnych pozwalających wyrównaćbraki w bilansie dostaw tego gazu na rynek.Weryfikacja wskazanych zapasów dotyczyprzedsiębiorstw, które importują już gaz, natomiastich ustalenie odnosi się do przedsiębiorstwpodejmujących dopiero działalność we wskazanymzakresie.W pierwszym przypadku wielkość obowiązkowychzapasów gazu ziemnego ustala samo przedsiębiorstwona podstawie wielkości przywozu,w okresie od 1 kwietnia ubiegłego roku do 31 marcadanego roku, która wynika ze – sporządzanychprzez przedsiębiorstwo – sprawozdań statystycznych.Informację o ustalonych wielkościach zapasówprzedsiębiorstwo przedkłada Prezesowi URE,do 15 maja danego roku, w celu jej weryfikacji(art. 25 ust. 3 ustawy o zapasach).Natomiast w przypadku drugim – stosownie dopostanowień art. 25 ust. 5 ww. ustawy – wielkośćzapasów obowiązkowych ustala Prezes URE:• na okres od dnia rozpoczęcia przywozu do 30 wrześniana podstawie deklaracji przedsiębiorstwa, dotyczącejplanowanej wielkości przywozu,• od 1 października do 30 września kolejnego rokuna podstawie średniej ilości jego przywozu z dotychczasowegookresu prowadzenia działalności.W 2011 r. Prezes URE na mocy ustawy o zapasachwydał jedną decyzję, którą zaakceptowałustaloną przez PGNiG SA wielkość zapasów, któreto przedsiębiorstwo obowiązane jest utrzymywaćw okresie od 1 października 2011 r. do 30 września2012 r.2.4.4. Zatwierdzanie planów wprowadzaniaograniczeń w poborze gazu ziemnegoJak stanowi art. 53 ustawy o zapasach (w treściustalonej ustawą z 16 września 2011 r. o zmianieustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowychi gazu ziemnego oraz zasadach postępowaniaw sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowegopaństwa i zakłóceń na rynku naftowymoraz o zmianie niektórych innych ustaw 85) ), jeżeliw ocenie operatora systemu przesyłowego gazo-85)Dz. U. Nr 234, poz. 1392.wego lub operatora systemów połączonych gazowychdziałania, o których mowa w art. 50 i art. 52tejże ustawy, nie spowodują przywrócenia stanubezpieczeństwa paliwowego państwa w zakresiegazu ziemnego, operator ten, z własnej inicjatywylub na podstawie informacji uzyskanych od przedsiębiorstwaenergetycznego wykonującego działalnośćgospodarczą w zakresie przywozu gazu ziemnegow celu jego dalszej odsprzedaży odbiorcom,zgłasza ministrowi właściwemu do spraw gospodarkipotrzebę wprowadzenia ograniczeń w poborzegazu ziemnego, zgodnie z planami wprowadzaniaograniczeń, o których mowa w art. 58ust. 1 ustawy o zapasach.Zgodnie z art. 56 ust. 1 ustawy o zapasachograniczenia w poborze gazu ziemnego mogą byćwprowadzone przez Radę Ministrów, na wniosekministra właściwego do spraw gospodarki, w drodzerozporządzenia, na czas oznaczony, na terytoriumRzeczypospolitej Polskiej lub jego części,biorąc pod uwagę znaczenie odbiorców dla gospodarkii funkcjonowania państwa, w szczególnościzadania wykonywane przez tych odbiorców orazokres, na jaki będą wprowadzane te ograniczenia.Stosownie do art. 58 ust. 1 ustawy o zapasachoperatorzy systemów przesyłowych gazowych,operatorzy systemów dystrybucyjnych gazowychoraz operatorzy systemów połączonych gazowychlub przedsiębiorstwa energetyczne pełniące funkcjęoperatorów są obowiązani do opracowaniaplanów wprowadzania ograniczeń w poborze gazuziemnego. Zgodnie z art. 58 ust. 2 ustawy o zapasach,plany wprowadzania ograniczeń określająmaksymalne godzinowe i dobowe ilości poboru104 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011gazu ziemnego przez poszczególnych odbiorcówprzyłączonych do sieci, dla poszczególnych stopnizasilania. Natomiast zgodnie z art. 58 ust. 17 ww.ustawy, operatorzy o których mowa w ust. 1 tegożprzepisu, aktualizują corocznie plany wprowadzaniaograniczeń i przedkładają te plany, do 15 listopadadanego roku, Prezesowi URE do zatwierdzeniaw drodze decyzji. Zgodnie z rozporządzeniemRady Ministrów z 19 września 2007 r. w sprawiesposobu i trybu wprowadzania ograniczeń w poborzegazu ziemnego 86) (dalej „rozporządzenie”),przedkładane przez operatorów plany ograniczeńskładają się z dwóch części, przy czym pierwszaczęść planu zawiera informacje dotyczące okresuobowiązywania planu, trybu wprowadzania ograniczeńprzez operatora systemu gazowego, sumarycznych,maksymalnych godzinowych i dobowychilości poboru gazu ziemnego dla poszczególnychstopni zasilania od 2 do 10 − określonych w danymplanie dla poszczególnych rodzajów gazu ziemnego,sporządzone w formie zestawienia. Natomiastdruga część planu ograniczeń zawiera informacjeo maksymalnych godzinowych i dobowych ilościachpoboru gazu ziemnego, w stopniach zasilaniaod 2 do 10, dla poszczególnych odbiorcówujętych w planie.Zgodnie z art. 58 ust. 3 ustawy o zapasach,podmioty obowiązane do sporządzania planówwprowadzania ograniczeń w poborze gazu ziemnego,informują odbiorców o ustalonej dla nichw zatwierdzonym planie wprowadzania ograniczeńmaksymalnej ilości poboru gazu ziemnego86)Dz. U. z 2007 r. Nr 178, poz. 1252.w poszczególnych stopniach zasilania. Wielkościte, określone w zatwierdzonych planach wprowadzaniaograniczeń, stają się integralną częściąumów sprzedaży, umów o świadczenie usług przesyłanialub dystrybucji gazu ziemnego oraz umówkompleksowych, w rozumieniu art. 5 ust. 2 pkt 1i 2 oraz ust. 3 ustawy − Prawo energetyczne.W myśl § 4 ust. 2 ww. rozporządzenia w przypadkuniedoboru gazu ziemnego w systemie gazowymlub wystąpienia skrajnie niskich temperatur,ograniczeniami w poborze gazu ziemnego nie sąobjęci odbiorcy:• pobierający gaz ziemny w punkcie wyjściaz systemu gazowego, jeżeli suma mocy umownychokreślonych w umowach, o których mowaw art. 5 ust. 2 pkt 2 oraz ust. 3 ustawy − Prawoenergetyczne, dla tego punktu wyjścia wynosimniej niż 417 m 3 /h,• gazu ziemnego w gospodarstwach domowych,− w okresie trwania ograniczeń.Prezes URE decyzjami wydanymi w grudniu 2011 r.,zatwierdził plan wprowadzania ograniczeń przedstawionyprzez operatora systemu przesyłowego gazowego(tj. przedsiębiorcę – OGP Gaz-System SA) orazodpowiednie plany przedstawione przez jedenastuoperatorów systemów dystrybucyjnych gazowych.2.4.5. Monitorowanie warunków świadczeniausług magazynowania paliw gazowychZgodnie z akapitem 1 art. 19 ust. 4 rozporządzenia715/2009 operatorzy systemów magazynowychmają obowiązek podawania do publicznejwiadomości informacji o ilości gazu w każdej instalacjimagazynowej (lub w grupie instalacji magazynowych,jeśli taki dostęp jest oferowany użytkownikom),ilościach gazu wprowadzonych i pobranych,jak również o dostępnej zdolności instalacjimagazynowych. Zapis art. 19 ust. 4 akapit 2 rozporządzenia715/2009 wskazuje, że krajowy organregulacyjny może zezwolić operatorowi systemumagazynowania na niepodawanie do publicznejwiadomości danych, o których mowa w akapicie 1przepisu, o ile użytkownik systemu jest jedynymużytkownikiem instalacji magazynowej, użytkownikten przedłożył krajowemu organowi regulacyjnemuuzasadniony wniosek dotyczący poufnegotraktowania danych, o których mowa w akapicie 1przepisu, a krajowy organ regulacyjny uznał wniosekza zasadny. PGNiG SA zwrócił się do PrezesaURE z wnioskiem o poufne traktowanie danych,o których mowa w akapicie 1 art. 19 ust. 4 rozporządzenia715/2009 dla instalacji magazynowychstanowiących części bezzbiornikowych magazynówgazu ziemnego: PMG „Husów”, PMG „Wierzchowice”i PMG „Mogilno”, a w przypadku uznaniawniosku za zasadny, PGNiG SA wniosło o udzieleniezezwolenia na niepodawanie do publicznej wiadomościinformacji wskazanych w art. 19 ust. 4 rozporządzenia715/2009. Po przeprowadzeniu postępowaniaadministracyjnego Prezes URE wydał decyzjęodmowną, tj. odmówił traktowania jako poufnedanych, o których mowa w akapicie 1 art. 19ust. 4 rozporządzenia 715/2009 dla instalacji magazynowychstanowiących części bezzbiornikowychmagazynów gazu ziemnego: PMG „Husów”,PMG „Wierzchowice” i PMG „Mogilno”. Z uwagi nanr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>105
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄpowyższe, operator systemu magazynowegozobowiązany jest do podawania do publicznejwiadomości wszystkich wymaganych prawemdanych.Monitorując warunki świadczenia usług magazynowaniapaliw gazowych, Prezes URE wskazałwłaścicielowi instalacji magazynowych niezbędne,jego zdaniem, elementy zapewniające przeprowadzenieskutecznego unbundlingu. Wydaje się,że uwzględnienie propozycji Prezesa URE w tymzakresie może przyczynić się do ułatwienia dostępudo usług magazynowania oraz udoskonaleniareguł konkurencji panujących na rynku.Poza tym, Prezes URE publikował informacjeo toczących się konsultacjach w sprawie nowegoRegulaminu Świadczenia Usług MagazynowaniaPGNiG SA, zachęcając uczestników rynku dozgłaszania uwag mających na celu dostosowaniezasad Regulaminu do ich potrzeb.2.4.6. Monitorowanie wypełniania obowiązkuutrzymywania zapasów obowiązkowychgazu ziemnegoW 2011 r. Prezes URE, działając na podstawieart. 30 ust. 1 ustawy o zapasach, dwukrotnieprzeprowadził kontrolę wypełniania przez zobowiązanedo tego podmioty obowiązku utrzymywaniazapasów obowiązkowych gazu ziemnego.Do dnia wejścia w życie nowelizacji ustawy o zapasach,do posiadania zapasów obowiązkowychgazu były zobowiązane przedsiębiorstwa energetycznewykonujące działalność gospodarcząw zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranicąlub dokonujące przywozu gazu ziemnego, a takżeprzedsiębiorstwa energetyczne wykonujące działalnośćgospodarczą w obszarze magazynowaniagazu ziemnego.Pierwsza kontrola została przeprowadzonaw 21 przedsiębiorstwach według stanu zapasówna 31 maja 2011 r. Badanie wykazało, że tylkojedno przedsiębiorstwo, PGNiG SA utrzymywałoobowiązkowe zapasy gazu w wielkości, któranie była zgodna z ustaloną decyzją Prezesa UREwymaganą wielkością obowiązkowych zapasówgazu dla tego przedsiębiorstwa. Niedobór zapasóww stosunku do wymaganych wielkości na31 maja 2011 r. wyniósł 110 600 tys. m³. W związkuz powyższym, przedsiębiorstwo PGNiG SA zostałowezwane przez Prezesa URE do przekazaniaodpowiednich wyjaśnień oraz przedstawieniadodatkowych dokumentów w tej kwestii. W odpowiedzispółka PGNiG SA wyjaśniła, że niedobórgazu (około 95%) w magazynach dedykowanychdo utrzymywania zapasów obowiązkowychwynikał ze zwiększonego poboru gazu w okresiezimowym tj. od początku grudnia 2010 r. dopoczątku marca 2011 r. Jednocześnie, spółkapoinformowała o odtworzeniu w pełni zapasówobowiązkowych gazu ziemnego zgodnie z art. 26ust. 3-4 ustawy o zapasach oraz przedstawiłakopię decyzji Ministra Gospodarki, zgodnie z którątermin do uzupełnienia zapasów obowiązkowychgazu ziemnego został przedłużony do31 sierpnia 2011 r. Spółka przedłożyła równieższczegółową informację o zmagazynowanychzapasach (w tym dokumenty potwierdzające parametryjakościowe gazu), które utrzymywanebyły w trzech magazynach – Mogilno, Wierzchowice,Husów. Inne badane przedsiębiorstwa (20)nie utrzymywały zapasów gazu, w tym dziesięćprzedsiębiorstw w ogóle nie rozpoczęło działalnościw zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranicą,w związku z czym nie było zobowiązane doutrzymywania zapasów. Jedno przedsiębiorstworealizowało obrót gazem ziemnym z zagranicąjedynie w formie eksportu gazu, w rezultacietakże nie było zobowiązane do utrzymywania zapasówgazu. Pozostałe dziewięć przedsiębiorstwzostało zwolnionych z utrzymywania obowiązkowychzapasów gazu na podstawie decyzji MinistraGospodarki.Kolejną kontrolę, Prezes URE przeprowadziłwedług stanu zapasów na 30 września 2011 r.Kontrolą zostało objętych dwadzieścia przedsiębiorstwposiadających ważną koncesję na obrótgazem ziemnym z zagranicą. Tak jak w poprzednimbadaniu, jedynym przedsiębiorstwem utrzymującymobowiązkowe zapasy gazu było PGNiGSA, które na 30 września 2011 r. posiadało wymaganądecyzją Prezesa URE wielkość zapasów.Dziewiętnaście przedsiębiorstw nie utrzymywałozapasów gazu, w tym jedno przedsiębiorstworealizowało obrót gazem ziemnym z zagranicąjedynie w formie eksportu gazu, dziewięć przedsiębiorstwnie rozpoczęło działalności w zakresieobrotu gazem ziemnym z zagranicą lub przywozugazu ziemnego, siedem przedsiębiorstw zostałozwolnionych z utrzymywania zapasów gazu przezMinistra Gospodarki. Dwa przedsiębiorstwa, którezostały zwolnione z utrzymywania zapasów gazu106 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011przez Ministra Gospodarki oświadczyły dodatkowo,że nie rozpoczęły działalności w zakresie obrotugazem ziemnym z zagranicą lub przywozugazu ziemnego.W związku z wejściem w życie 4 grudnia 2011 r.nowelizacji ustawy o zapasach, w odniesieniudo dotychczasowych przepisów regulującychkwestię utrzymywania i kontroli zapasów obowiązkowychgazu zaszły znaczące zmiany. Zakrespodmiotów podlegających pod obowiązekutrzymywania zapasów został ograniczony wyłączniedo przedsiębiorstw energetycznych wykonującychdziałalność gospodarczą w zakresieobrotu gazem ziemnym z zagranicą dokonującychprzywozu gazu ziemnego w celu jegodalszej odsprzedaży odbiorcom. Nowe przepisywprowadzają także, przy spełnieniu określonychw ustawie warunków, możliwość utrzymywaniaobowiązkowych zapasów gazu ziemnegow instalacjach magazynowych zlokalizowanychpoza Polską, na terytorium państw członkowskichUE oraz Europejskiego StowarzyszeniaWolnego Handlu (EFTA) – stron umowy o EuropejskimObszarze Gospodarczym. Dodatkowozostał zwiększony maksymalny limit wielkościprzywozu gazu ziemnego (w ciągu roku kalendarzowego)uprawniający do ubiegania sięo zwolnienie z obowiązku utrzymywania zapasówgazu z poziomu 50 mln m³ do poziomu100 mln m³ gazu ziemnego rocznie. PrezesURE podjął działania mające na celu skutecznewypełnianie obowiązków regulacyjnych nałożonychna podstawie nowelizacji przepisów ustawyo zapasach.2.4.7. Monitorowanie funkcjonowaniasystemu gazowego w zakresiebezpieczeństwa dostarczaniagazu ziemnegoZgodnie z ustawą – Prawo energetyczne organempaństwa właściwym w sprawach politykienergetycznej, w tym zagadnień związanychz bezpieczeństwem energetycznym, a w szczególnościobejmujących nadzór nad bezpieczeństwemzaopatrzenia w paliwa gazowe jest Minister Gospodarki.Niemniej, bezpieczeństwo dostaw gazuziemnego definiowane jako zapewnienie dostępuodbiorców do energii o określonej jakości i poprzejrzystych cenach, jest tym obszarem bezpieczeństwaenergetycznego, które za pomocą przydzielonychnarzędzi, jest stale monitorowane przezPrezesa URE.Prowadzone w 2011 r. monitorowanie bezpieczeństwadostarczania paliw gazowych ukierunkowanebyło na te obszary funkcjonowania rynku,które odnosiły się do poniżej przedstawionychdziałań ze szczególnym uwzględnieniem zagadnieńdotyczących:• koncesjiW przypadku koncesji na obrót gazem ziemnymz zagranicą, brana jest pod uwagę możliwość tworzeniaprzez podmiot zapasów obowiązkowych,mających wpływ na bezpieczeństwo dostaw.Wnioskodawca takiej koncesji musi posiadać własnepojemności magazynowe, lub mieć zawartąumowę przedwstępną na świadczenie usługi magazynowaniazapasów obowiązkowych gazu na terytoriumRzeczypospolitej Polskiej (art. 25 ustawyo zapasach). Ponadto Prezes URE, przy wydawaniukoncesji, informuję wnioskodawcę przedsiębiorcęo konieczności zapewnienia wymaganego stopniadywersyfikacji dostaw, zgodnie z rozporządzeniemRady Ministrów z 24 października 2000 r. w sprawieminimalnego poziomu dywersyfikacji dostawgazu z zagranicy. W wydawanych koncesjach OGZzamieszczany jest warunek dotyczący obowiązkudywersyfikacji dostaw gazu ziemnego. W 2011 r.dwadzieścia dwa podmioty posiadały koncesje naobrót gazem ziemnym z zagranicą;• taryfPośrednią metodą monitorowania bezpieczeństwadostaw paliw gazowych jest taryfowanieprzedsiębiorstw infrastrukturalnych. W trakcieprocesu taryfowego rozstrzygany jest zakres finansowaniamajątku (przesyłowego i dystrybucyjnegooraz magazynowego) niezbędnego dla dostarczaniapaliw do odbiorców. Wielkość nakładówinwestycyjnych na majątek sieciowy, wysokośćkwot przeznaczanych na remonty i modernizacjetego majątku decydują o jego stanie fizycznymczyli bezpieczeństwie operacyjnym. Przegląd rocznychi kwartalnych sprawozdań przesyłanych przezprzedsiębiorstwa GK PGNiG oraz OGP Gaz-SystemSA wskazują, że zatwierdzone taryfy zapewniły dobrąkondycję finansową przedsiębiorstwa, tym samymmożliwość finansowania zamierzeń inwestycyjnych,modernizacyjnych i prac remontowych;• zatwierdzania planów wprowadzaniaograniczeń w poborze gazu ziemnegoprzez operatorówOperatorzy systemów przesyłowych, dystrybucyjnych,połączonych przedkładają do zatwier-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>107
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄdzenia Prezesowi URE, do 15 listopada każdegoroku, plany ograniczeń w poborze gazu ziemnegona wypadek sytuacji awaryjnych. Tworzenie takichplanów ma ułatwić zapewnienie bezpieczeństwadostaw gazu ziemnego w przypadkach: zagrożeniabezpieczeństwa paliwowego państwa, nieprzewidzianegowzrostu zużycia gazu ziemnegoprzez odbiorców, wystąpienia zakłóceń w przywoziegazu ziemnego, awarii w sieciach operatorówsystemów gazowych, zagrożenia bezpieczeństwafunkcjonowania sieci, zagrożenia bezpieczeństwaosób, zagrożenia wystąpieniem znacznych stratmaterialnych oraz konieczności wypełnienia przezRzeczpospolitą Polską zobowiązań międzynarodowych(por. art. 54 ust. 1 ustawy o zapasach);• uzgadniania projektów planu rozwoju sieciowychprzedsiębiorstw gazowniczychUzgadnianie projektów planu rozwoju sieciz Prezesem URE pozwala na monitorowanie przedsięwzięćniezbędnych do utrzymywania właściwegopoziomu niezawodności i jakości świadczonychusług sieciowych.W wyniku uzgadniania projektów planów rozwojuprzedsiębiorstwa infrastrukturalne realizujązadania inwestycyjne i remontowe w celu zapewnieniabezpieczeństwa dostaw gazu do odbiorców;• ustalania w drodze decyzji wielkości obowiązkowychzapasów paliw gazowych orazmonitorowanie utrzymywania tych zapasówPowyższe jest kolejnym dla regulatora źródłeminformacji istotnych z punktu widzenia oceny bezpieczeństwadostaw paliw gazowych. W 2011 r.obowiązek utrzymywania zapasu obowiązkowegogazu ziemnego realizowany był w trzech podziemnychmagazynach gazu, w tym jednym kawernowym:KPMG Mogilno, PMG Husów i PMG Wierzchowice.W okresie od 1 października 2010 r. do30 września 2011 r. PGNiG SA utworzyło zapasobowiązkowy w ilości 530,1 mln m 3 . Natomiastw okresie od 1 października 2011 r. do 30 września2012 r. PGNiG SA utworzyło zapas obowiązkowyw ilości 555,8 mln m 3 (wyniki monitorowania wielkościzapasów paliw gazowych zostały omówionew pkt 2.4.6. Monitorowanie wypełniania obowiązkuutrzymywania zapasów obowiązkowych gazuziemnego);• monitorowania zarządzania ograniczeniamisystemowymiW wyniku monitorowania mechanizmów zarządzaniaograniczeniami identyfikowane były barieryograniczające możliwość korzystania z sieci.Pozwoliło to na podjęcie dalszych prac w zakresiebieżącej oceny wpływu proponowanych rozwiązańi przyjmowanych rozstrzygnięć na rozwójkonkurencji na rynku gazu oraz usprawniło podejmowaniedecyzji optymalnych z tego punktuwidzenia;• monitorowania działań w zakresie środkówbezpieczeństwaW 2011 r. monitorowanie działań w zakresieśrodków bezpieczeństwa realizowane było zgodniez ustawą – Prawo energetyczne i ustawą o zapasach,a także rozporządzeniem Parlamentu Europejskiegoi Rady nr 994/2010/WE z 20 października2010 r. w sprawie środków zapewniającychbezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylającymdyrektywę Rady 2004/67/WE, które weszłow życie 2 grudnia 2010 r.Zgodnie z ustawą o zapasach, przedsiębiorstwoenergetyczne wykonujące działalność gospodarcząw zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranicą lubpodmiot dokonujący przywozu gazu ziemnego, zobowiązanesą do utrzymywania zapasu obowiązkowegogazu ziemnego w instalacjach magazynowychw wielkości ustalonej zgodnie z art. 25 ust. 2 alboust. 5 ustawy, których parametry techniczne zapewniająmożliwość dostarczenia ich całkowitej ilości dosystemu gazowego w okresie nie dłuższym niż 40 dnii uzupełnienia (do wielkości ustalonej zgodnie z art. 25ust. 2 albo ust. 5) w przypadku uruchomienia zapasówobowiązkowych gazu ziemnego w okresie 4 miesięcy,licząc od końca miesiąca, w którym nastąpiłoich uruchomienie. Zainteresowane przedsiębiorstwaenergetyczne mają możliwość utworzenia zapasuobowiązkowego gazu w instalacjach magazynowychoperatora systemu magazynowania.W ramach monitorowania bezpieczeństwa dostawgazu do odbiorców końcowych, Prezes UREdziałając na podstawie przepisów ustawy o zapasachprzeprowadził w 2011 r. dwie kontrole zapasówpaliw gazowych, zgromadzonych w magazynachna terenie Polski. Przebieg oraz wyniki przeprowadzonejkontroli zostały szczegółowo opisanew punkcie 2.4.6. niniejszej części sprawozdania.Monitorowanie stopnia dywersyfikacji dostaw gazuziemnegoWażnym elementem zapewnienia bezpieczeństwaenergetycznego kraju jest dywersyfikacja dostawgazu ziemnego z zagranicy, zgodnie z wiel-108 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011kościami określonymi w § 1 ust. 1 rozporządzeniaRady Ministrów z 24 października 2000 r. w sprawieminimalnego poziomu dywersyfikacji dostawgazu z zagranicy 87) . Powyższe wielkości określająna okres od 2001 r. do 2020 r. maksymalny udziałgazu importowanego z jednego kraju pochodzenia,w stosunku do całkowitej wielkości gazu importowanegow danym roku. W świetle przepisówpowołanego rozporządzenia w latach 2010−2014maksymalny udział importowanego gazu z jednegokraju pochodzenia w stosunku do całkowitejwielkości gazu importowanego w danym roku niemógł być wyższy niż 70%.Zgodnie z art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 2 ustawy− Prawo energetyczne, koncesji wymaga wykonywaniedziałalności gospodarczej w zakresieobrotu gazem ziemnym z zagranicą (OGZ), przyczym koncesje te są wydawane z uwzględnieniemdywersyfikacji źródeł gazu ziemnego oraz bezpieczeństwaenergetycznego. W koncesjach udzielanychprzez Prezesa URE na OGZ zamieszczony zostałwarunek dotyczący obowiązku dywersyfikacji.W 2011 r. Prezes URE przeprowadził po razkolejny monitoring stopnia dywersyfikacji dostawgazu ziemnego zrealizowanych przez Koncesjonariuszy,tym razem dotyczący wypełnia ww. obowiązkuw 2010 r.W wyniku przeprowadzonego badania poziomudywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy na podstawieinformacji przedstawionych przez koncesjonariuszyustalono, iż dwóch z nich w 2010 r. niewypełniło obowiązku dywersyfikacji źródeł gazu.87)Dz. U. z 2000 r. Nr 95, poz. 1042.Wobec ww. koncesjonariuszy zostaną wszczętepostępowania w sprawie wymierzenia kary napodstawie art. 56 ust. 1 pkt 12 ustawy – Prawoenergetyczne za nieprzestrzeganie obowiązku dywersyfikacjidostaw gazu z zagranicy, a tym samymnaruszenie warunków koncesji na obrót gazemziemnym z zagranicą.2.4.8. Pozostałe działania Prezesa UREw zakresie bezpieczeństwadostaw gazu ziemnegoW 2011 r. realizowane były działania wynikającez rozporządzenia Parlamentu Europejskiegoi Rady nr 994/2010/WE z 20 października 2010 r.w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwodostaw gazu ziemnego i uchylającego dyrektywęRady 2004/67/WE, które weszło w życie 2 grudnia2010 r. Rozporządzenie to zawiera rozwiązaniasłużące zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw gazu,których wprowadzenie nie pozostaje bez wpływuna działalność poszczególnych przedsiębiorców,w tym zwłaszcza na OGP Gaz-System SA orazPGNiG SA. Jednocześnie celem rozporządzeniabyło zapobieganie oraz łagodzenie potencjalnychskutków kryzysu spowodowanego przerwaniemdostaw gazu. Zgodnie z zapisami rozporządzeniapaństwa członkowskie powinny wspierać działaniaukierunkowane na dywersyfikację źródeł energii orazdróg i źródeł zaopatrzenia w gaz, w szczególnościmając na uwadze działania priorytetowe określonew Drugim strategicznym przeglądzie energetycznym.Ponadto, rozporządzenie powierza przedsiębiorstwomgazowniczym i właściwym organom państwczłonkowskich zadania zagwarantowania skutecznegofunkcjonowania rynku gazu przez jak najdłuższy czasw przypadku zakłóceń w dostawach, zanim właściwyorgan podejmie środki mające zaradzić sytuacji,w której rynek nie jest w stanie dłużej zapewnić wymaganychdostaw gazu.2.4.9. Ocena bezpieczeństwa dostarczaniagazu ziemnegoPrzeprowadzając ocenę stanu bezpieczeństwadostarczania gazu ziemnego w Polsce należywziąć pod uwagę zmiany legislacyjne, jakie miałymiejsce w minionym okresie, zarówno w prawodawstwiekrajowym, jak i wspólnotowym. Zmianyte, dotyczące funkcjonowania całego sektora gazowego,w szczególności odnoszące się do bezpieczeństwadostaw, w tym mechanizmów i procedurkryzysowych oraz zakresu dotyczącego wspieraniainwestycji infrastrukturalnych, jak i polityki energetycznejPolski i innych państw europejskich orazKomisji Europejskiej w zakresie bezpieczeństwaenergetycznego.Ponadto, niezwykle istotny wpływ na ocenębezpieczeństwa dostaw miały takie czynniki, jak:zapotrzebowanie rynku na paliwa gazowe, stopieńdywersyfikacji i portfolio kontraktowe na dostawygazu do Polski, stan techniczny i funkcjonalnośćsystemu: przesyłowego, magazynowego i systemówdystrybucyjnych oraz stopień połączeń polskiegosystemu gazowego z systemem europejskim.Nie bez znaczenia jest także zakres kontrolinr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>109
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄwłaścicielskiej państwa oraz potencjał wydobyciakrajowego, którego wzrost w kontekście prowadzonychprac poszukiwawczych gazu ziemnego zezłóż niekonwencjonalnych może stanowić o bezpieczeństwieenergetycznym państwa na kolejnedziesięciolecia.Jak wspomniano powyżej w 2011 r. nastąpiłyzmiany legislacyjne mające istotny wpływ na funkcjonowanierynku gazu ziemnego w Polsce, odnoszącesię m.in. do szeroko pojmowanego obszarubezpieczeństwa energetycznego, w tym bezpieczeństwadostarczania gazu ziemnegoW związku z wejściem w życie 4 grudnia 2011 r.nowelizacji ustawy o zapasach, nastąpiły znaczącezmiany w odniesieniu do dotychczasowychprzepisów regulujących kwestię utrzymywaniai kontroli zapasów obowiązkowych gazu. Ważnympowodem nowelizacji ustawy o zapasachbyły zastrzeżenia Komisji Europejskiej odnośniedotychczas funkcjonujących przepisów dotyczącychobowiązkowych zapasów gazu, którewedług Komisji Europejskiej były niezgodnez prawem Unii Europejskiej. W opinii Komisjiprzepisy prawa polskiego wykroczyły poza środki,które są konieczne do zabezpieczenia dostawgazu ziemnego i w związku z tym uznaneza nieproporcjonalne. Ponadto, według Komisji,dotychczas funkcjonujące przepisy w tej kwestiiuniemożliwiały efektywne działanie zasady TPA,powodując dyskryminację niektórych przedsiębiorstwi nie sprzyjały rozwojowi konkurencji narynku. Szczegółowy opis głównych zmian w ustawieo zapasach został zawarty w punkcie 2.4.6.niniejszej części sprawozdania.Rozwiązania przyjęte w znowelizowanej ustawieo zapasach są niezwykle istotne ze względu na potrzebęzapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazuziemnego do Polski, w szczególności w sytuacjiwzmożonego zapotrzebowania na gaz lub ewentualnegokryzysu. Jednocześnie, zgodnie z przyjętymw ustawie zapisem, utrzymywanie zapasówobowiązkowych gazu poza granicami kraju możliwebędzie, jeśli zobowiązany podmiot dostarczyoperatorowi systemu przesyłowego dokumentypotwierdzające możliwość przesłania do polskiegosystemu gazowego całkowitej ilości zapasów gazuzgromadzonego poza terytorium RP. Ponadto,w celu przeprowadzenia przez Prezesa URE kontroliw zakresie wykonywania obowiązków dotyczącychutrzymywania zapasów obowiązkowych gazuziemnego, ustawa zobowiązuje podmiot utrzymującyzapasy gazu ziemnego poza Polską, do przedłożeniana żądanie Prezesa URE m.in.: dokumentówdotyczących przywozu gazu ziemnego za rok,w którym jest przeprowadzana kontrola i rok poprzedni,umożliwiających weryfikację poprawnościustalenia poziomu zapasów obowiązkowych gazuziemnego; dokumentów umożliwiających sprawdzeniezgodności stanu faktycznego z wielkościązapasów obowiązkowych gazu ziemnego ustalonąwedług zasad określonych w art. 25 ust. 2 alboust. 5 ustawy; dokumentów potwierdzających jakośćzapasów obowiązkowych gazu ziemnego; dokumentówpotwierdzających możliwość dostarczeniacałkowitej ilości zapasów obowiązkowych gazuziemnego do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnejkrajowej w okresie, o którym mowa w art. 24 ust. 2pkt 2 oraz w art. 24a ust. 1 pkt 2, w szczególnościkopii umowy o świadczenie usług przesyłania lubdystrybucji paliw gazowych. Jednocześnie z ustawyo zapasach usunięto zapisy dotyczące możliwościwejścia na teren nieruchomości i do obiektówprzedsiębiorstw energetycznych zobowiązanychdo tworzenia zapasów obowiązkowych gazu ziemnego,upoważnionych pracowników URE w ramachkontroli działalności tych przedsiębiorstw. Jednakże,w opinii Prezesa URE, w związku z celem jakimjest uniknięcie nieuzasadnionej dysproporcjiobciążeń (magazyny w kraju i magazyny pozaPolską) oraz mając na uwadze dotychczasowąpraktykę URE, kontrola przedsiębiorstw poprzezżądanie przedłożenia odpowiednich dokumentóworaz złożenia niezbędnych wyjaśnień jest wystarczającymi skutecznym sposobem weryfikacji realizacjiobowiązku posiadania zapasów obowiązkowychgazu ziemnego przez zobligowane do tegoprzedsiębiorstwa. Tym samym, Prezes URE podjąłodpowiednie działania dostosowawcze do zmianwprowadzonych w ustawie mające na celu skutecznewypełnianie obowiązków regulacyjnych nałożonychna Prezesa URE na podstawie przepisówustawy o zapasach.W 2011 r. Prezes URE realizował działania wynikającez rozporządzenia Parlamentu Europejskiegoi Rady nr 994/2010/WE z 20 października 2010 r.w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwodostaw gazu ziemnego i uchylającego dyrektywęRady 2004/67/WE, które weszło w życie2 grudnia 2010 r. Rozporządzenie to zawiera rozwiązaniasłużące zapewnieniu bezpieczeństwa dostawgazu, których wprowadzenie nie pozostałobez wpływu na działalność poszczególnych przed-110 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011siębiorstw odpowiedzialnych za bezpieczeństwodostaw gazu, w tym zwłaszcza na operatora systemuprzesyłowego OGP Gaz-System SA oraz PGNiGSA. Zadania te obejmowały:• koordynację działań regulacyjnych międzyprzedsiębiorstwami krajowymi a regulatoramii operatorami z państw sąsiadujących, a takżeprzy zaangażowaniu ACER i Komisji Europejskiejw przypadku budowy i rozbudowy połączeńwzajemnych, wliczając w to działania narzecz zapewnienia odwrotnego przepływu gazuw sieci. Służyć to ma zapewnieniu wspólnegopodejścia do inwestycji realizowanych po obustronach granicy, w sąsiadujących państwachUnii Europejskiej. Koordynacja działań dotyczyłatakich obszarów jak: zapewnienie jednolitegoreżimu regulacyjnego wobec inwestycji przez sąsiadującychregulatorów, określenie instrumentówwsparcia dla wypełnienia standardu N-1,wypracowanie zasad rozliczeń finansowaniarozbudowy interkonektorów, w sytuacji gdykoszty poniesione w jednych państwach członkowskichsłużą innym państwom itp.,• udziału w opracowaniu planu działań zapobiegawczych(ang. Preventive Action Plan) i planówna wypadek sytuacji nadzwyczajnych (ang.Emergency Plan),• opracowywania oceny wpływu wypełniania standardówinfrastruktury na przyszły proces zatwierdzaniataryf i spójności z planami rozwoju sieci,• przekazywania organowi wdrażającemu (ang.competent authority) rozporządzenie informacjina potrzeby opracowania oceny ryzyk związanychz bezpieczeństwem dostaw w kraju,• realizację zadań wyznaczonych regulatorowiw planach na wypadek sytuacji nadzwyczajnychdefiniujących scenariusze działań na okolicznośćsytuacji nadzwyczajnych.Mając na uwadze realizację powyższych zadańPrezes URE uczestniczył przy opracowaniu dokumentu„Ocena ryzyka związanego z bezpieczeństwemdostaw gazu ziemnego”, przygotowywanegoprzez MG w ramach obowiązków wynikającychz art. 9 ust. 1 rozporządzenia. W dokumencietym przedstawiono sytuację rynku gazu ziemnegow Polsce oraz zidentyfikowano najpoważniejszezagrożenia dla bezpieczeństwa dostaw gazu.Dokonano analizy różnych scenariuszy zakłóceńdostaw gazu uwzględniając zarówno ryzyka polityczno-rynkowe,jak i ryzyka infrastrukturalne. Dlaróżnych wariantów określono wskaźnik N-1, pozwalającyokreślić, czy system przesyłowy spełniastandardy infrastruktury.Nie bez znaczenia dla bezpieczeństwa dostawgazu ziemnego były prowadzone w 2011 r. działaniana rzecz wdrażania w państwach członkowskichWspólnoty, w tym w Polsce, przepisówwynikających z tzw. III pakietu energetycznego.Obowiązująca od 3 marca 2011 r. legislacja wspólnotowaujednolica uprawnienia krajowych organówregulacyjnych i zapewnienia ich niezależnościoraz wprowadza wspólne zasady funkcjonowaniai rozwoju sieci. Polska przeprowadziła pracenad dostosowywaniem i wdrażaniem stosownychrozwiązań, mających wpływ na bezpieczeństwofunkcjonowania systemu gazowego, w tym m.in.mechanizmów współpracy. Jednakże brak takichrozwiązań w krajach sąsiadujących z Polską, niebędących członkami Wspólnoty sprawia, że dostawysurowca są obarczone pewnym ryzykiem, a poziombezpieczeństwa jest niższy. Sytuacja taka dotyczyzarówno Białorusi, jak i Ukrainy. Utrudnia topełniejsze wykorzystanie zdolności przesyłowychna połączeniach sieci OGP Gaz-System SA z sieciamioperatorów białoruskiego i ukraińskiego, tymsamym przekładając się na trudności w zabezpieczeniudostaw gazu z kierunku wschodniego odpodmiotów innych niż OOO „Gazprom eksport”.Wdrożenie zapisów III pakietu energetycznegopoprzez ich implementację do prawa krajowegojest konieczne dla zagwarantowania funkcjonowaniazintegrowanego rynku gazu oraz zapewnienianiezakłóconych i bezpiecznych dostaw paliwa gazowego.W tym kontekście niezwykle istotna jestrealizacja priorytetów wspólnotowej polityki energetycznej,której rozwiązania są korzystne dla Polski.Jednakże obecny stopień rozwoju infrastrukturygazowej Polski, choć ulegający stopniowejpoprawie, uniemożliwia w pełni szybką i skutecznąreakcję na zakłócenia w dostawach. Szczególnegoznaczenia nabiera tu konieczność intensyfikacji pracna rzecz dalszej rozbudowy połączeń wzajemnychoraz dywersyfikacji dróg i źródeł zaopatrzenia.W 2011 r. Prezes URE dokonał analizy działańprowadzonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,która pozwalała stwierdzić, iż sprawność systemunie budziła zastrzeżeń, a wszystkie podmiotyodpowiedzialne za dostarczanie gazu wypełniałynałożone na nie prawem obowiązki − prowadziłyprace modernizacyjne i inwestycyjne w celuusprawniania pracy systemu oraz zapewnienianowych dróg dostaw: kontynuowanie budowy ter-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>111
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄminalu LNG do odbioru drogą morską skroplonegogazu ziemnego; rozbudowa systemu przesyłowegona północy Polski; budowa gazociągu łączącego polskii czeski system gazowy w ramach procedury udostępnianiaprzepustowości w rejonie Podbeskidzia;rozbudowa połączenia międzysystemowego w Lasowieoraz rozbudowa podziemnych magazynów gazu.Ponadto, mając na uwadze sytuacje dotycząceograniczeń w dostawach gazu z lat ubiegłych PrezesURE prowadził w 2011 r. działania monitorującebezpieczeństwo dostaw gazu poprzez szczegółowąanalizę raportów przekazywanych przez OGP Gaz--System SA w cyklach dziennych, informującycho stanie funkcjonowania systemu przesyłowego,w tym o wstrzymaniu lub ograniczeniu dostaw dopolskiego systemu gazowego. W ramach działańmonitorujących, prowadzono również analizę regulacjipod kątem funkcjonowania systemu gazowegow sytuacjach kryzysowych. W tym kontekściedziałanie procedur kryzysowych należy ocenićpozytywnie. Przygotowana była „infrastrukturaprawna” tj. przepisy i procedury działań na wypadekograniczeń dostaw oraz decyzje Prezesa URE,takie jak: plany wprowadzania ograniczeń, ilościobowiązkowych zapasów gazu, a także IRiESP,IRiESD oraz taryfy, które przewidywały zasadywspółpracy w warunkach ograniczeń 88) . Dodatkowo,dostawcy wprowadzili procedury obejmującem.in. mechanizm ograniczeń kontraktowych.88)Rozporządzenie Rady Ministrów z 19 września 2007 r.w sprawie sposobu i trybu wprowadzania ograniczeń w poborzegazu ziemnego (Dz. U. z 2007 r. Nr 178, poz. 1252) oraz ustawao zapasach.Pozytywnie należy także ocenić realizację praczwiązanych ze zwiększeniem wydobycia krajowego,którego poziom przez ostatnie lata nie uległistotnej zmianie. Wydaje się, że stan taki możeulec poprawie, biorąc pod uwagę rosnącą liczbękoncesji na poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobywaniezłóż gazu ziemnego udzielanych przez MinistraŚrodowiska w ostatnim roku. Istotne znaczeniedla wzrostu wydobycia gazu ze złóż rodzimych,mogą mieć wyniki prowadzonych prac poszukiwaniagazu ziemnego ze złóż niekonwencjonalnych.W Polsce zaangażowanych w działalność poszukiwawcząjest kilkadziesiąt podmiotów krajowychi zagranicznych, w tym takie jak PGNiG SA, Orlen,Exxon Mobile, Conocno Philips, Chevron, MaratonOil. Jednakże dotychczasowe szacunki zasobówgazu muszą zostać zweryfikowane i potwierdzonedanymi uzyskanymi na podstawie analiz próbekpochodzących z przeprowadzonych odwiertów.Biorąc pod uwagę aktualnie szacowany potencjałzłóż i zaangażowanie przedsiębiorstw, działaniana rzecz poszukiwania i wydobycia gazu ze złóżniekonwencjonalnych powinny mieć, w niedalekiejperspektywie, istotny wpływ na funkcjonowanierynku gazu ziemnego w Polsce, w tym bezpieczeństwozaopatrzenia w gaz. Pojawienie się dodatkowychilości taniego gazu ziemnego na rynkumoże być także istotnym bodźcem dla gospodarki,nadając nowy impet inwestycjom w infrastrukturęgazową w Polsce.Z punktu widzenia zabezpieczenia dostaw gazuziemnego do Polski, także w kontekście zapisównowego rozporządzenia 994/2010/WE, niezwykleistotna wydaje się kwestia zdolności systemu dozapewnienia dostarczenia gazu ziemnego w warunkachograniczenia dostaw, w tym zapewnienieodpowiedniej przepustowości gazociągów, któraumożliwiałaby zmianę kierunku dostaw gazu dodotkniętych ograniczeniami obszarów. Przewidywanyw Polsce wzrost zapotrzebowania na gazbędący m.in. elementem realizacji polityki zwiększeniaudziału paliw ekologicznych w krajowym bilansiepaliw pierwotnych, jak również wynikającyz przewidywanego rozwoju gospodarczego Polski,wskazuje na potrzebę zapewnienia bezpieczeństwapoprzez pozyskanie dodatkowych źródeł gazu.Z drugiej strony duży stopień uzależnienia Polskiod dostaw gazu z jednego kierunku i występującew ostatnich latach problemy dostawców z zapewnieniemciągłości dostaw, wymuszają potrzebępodjęcia działań zmierzających do ograniczeniawpływu tego rodzaju zdarzeń na krajowy rynekgazu. W ocenie regulatora kontynuowane w 2011 r.działania na rzecz rozwoju infrastruktury należyocenić pozytywnie, w szczególności rozbudowęi modernizację połączenia międzysystemowegoPolska − Niemcy w rejonie Lasowa, zwiększającegozdolności przesyłowe na połączeniu z Niemcami do1,5 mld m 3 /rok oraz oddanie do użytku połączeniamiędzysystemowego Polska-Czechy w rejonie Cieszyna,umożliwiającego przesył ok. 500 mln m 3 /rok.W przypadku pozostałych inwestycji tj. budowyterminalu LNG, czy rozbudowy podziemnych magazynówgazu, z uwagi na długość cyklu inwestycyjnego,ewentualne rezultaty będą odczuwalnew latach kolejnych, jednakże ich zakończeniebędzie miało niewątpliwie pozytywny wpływ napoziom bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego112 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011do Polski. Jednocześnie, dostęp do nowych źródełgazu ziemnego i możliwość ich magazynowaniapozwoli na fizyczne zdywersyfikowanie kierunkówimportu tego surowca.3. Ciepłownictwo3.1. Rynek ciepła – ogólna sytuacja3.1.1. Lokalne rynki ciepłaSektor usług ciepłowniczych charakteryzuje sięlokalnym zasięgiem działalności podmiotówprowadzących działalność w obszarze zaopatrywaniaodbiorców w ciepło. Specyfika zaopatrzenia w ciepłowynika stąd, że ciepło jest dostarczane do odbiorcówza pośrednictwem nośnika ciepła − gorącejwody lub pary, a jego podatność na zmianypodstawowych parametrów (temperatury i ciśnienia)skutkujących obniżeniem jakości w czasietransportu, determinuje jego dostawę rurociągamina bliskie odległości. Powoduje to, że poszczególneźródła i sieci ciepłownicze działają na ogółw obszarze jednej miejscowości lub aglomeracji.Na lokalnym rynku ciepła konkurencja pomiędzyprzedsiębiorstwami ciepłowniczymi możliwajest praktycznie tylko na etapie podejmowaniadecyzji o budowie nowych lub rozbudowie istniejącychsystemów ciepłowniczych. Ostatnio zaobserwowanątendencją są projekty budowy dodatkowychmocy wytwórczych. Jeżeli zostaną onezrealizowane mogą zdarzyć się przypadki nadwyżkipodaży ciepła na lokalnych rynkach. W takiejsytuacji odbiorca, na etapie podejmowaniadecyzji o sposobie zaopatrzenia obiektu w ciepło(i/lub chłód) będzie miał możliwość wyboru częścisystemu ciepłowniczego, w tym źródła, z któregobędzie zasilany. Przypadek taki może miećmiejsce w sytuacji możliwości przyłączenia się dodwóch odrębnych części systemu ciepłowniczego(odrębnych źródeł ciepła, z których każde zasilawyodrębnione, przyłączone do tego źródła, sieciciepłownicze). Natomiast w przypadku systemuciepłowniczego zasilanego z zespołu źródeł wytwarzającychciepło i pracujących na wspólną siećciepłowniczą, taki wybór nie jest możliwy, a obowiązekoptymalizacji kosztów zakupu ciepła i jegodostawy będzie spoczywał na dystrybutorze ciepła.Dodatkowo należy wspomnieć o istniejącychograniczeniach, które wynikają przede wszystkimz uwarunkowań technicznych (m.in. układ i parametryistniejących sieci). Powyższe uwarunkowaniasą istotnym elementem działalności gospodarczejw zakresie zaopatrzenia odbiorców w ciepło,która co do zasady ma charakter monopolunaturalnego.Stan bezpieczeństwa energetycznego na lokalnychrynkach ciepła to przede wszystkimzdolność przedsiębiorstw energetycznych do bieżącegoi przyszłego zaspokojenia potrzeb cieplnychodbiorców. Zdolność ta zależy od stanuinfrastruktury technicznej przedsiębiorstw ciepłowniczychoraz od możliwości jej modernizacjii rozwoju, będących pochodną zwłaszcza sytuacjiekonomicznej przedsiębiorstw ciepłowniczychi kompetencji kadry zarządzającej. Z uwagi nalokalny wymiar działalności ciepłowniczej, istotnymczynnikiem wpływającym na poziom kondycjifinansowej przedsiębiorstw ciepłowniczych,który w sposób szczególny w przypadku ciepłownictwamusi być brany pod uwagę, jest dostępnośćcenowa ciepła systemowego dla odbiorców,z którą bezpośrednio związana jest regularnośćwnoszenia opłat z tytułu zaopatrzenia w ciepło.Zaległości płatnicze odbiorców wobec przedsiębiorstwciepłowniczych mogą powodować trudnościw zgromadzeniu środków niezbędnych doutrzymania należytego stanu technicznego urządzeńi instalacji, co w konsekwencji wymaga odtych podmiotów dołożenia szczególnej starannościw działaniach zapobiegających potencjalnymzagrożeniom w utrzymaniu ciągłości zaopatrzeniaw ciepło. Potrzeba zapewnienia bezpieczeństwaenergetycznego jest jednym z powodów, dla którychdziałalność przedsiębiorstw funkcjonującychw obszarze zaopatrzenia odbiorców w ciepło podlegaregulacji.Silna zależność od warunków lokalnych a takżezaszłości historycznych ma niewątpliwie bezpośredniwpływ na zróżnicowanie rozwiązań organizacyjnychobserwowanych w systemach ciepłowniczychw Polsce. Właścicielami poszczególnychelementów systemów ciepłowniczych (źródeł ciepła,sieci ciepłowniczych, węzłów cieplnych) mogąbyć różne podmioty, a ich eksploatacją mogą zajmowaćsię różne przedsiębiorstwa.Zaprezentowany poniżej opis sektora ciepłowniczegozostał przygotowany w oparciu o dane za2010 r. zebrane w corocznym badaniu koncesjonowanychprzedsiębiorstw ciepłowniczych prze-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>113
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄprowadzonym przez Prezesa URE w lutym 2011 r.Dane za 2011 r. dostępne będą dopiero po zakończeniuI kwartału 2012 r. 89)W okresie od 1 stycznia do 31 grudnia 2010 r. naregulowanym rynku ciepła funkcjonowało 496 przedsiębiorstwposiadających koncesje Prezesa URE nadziałalność związaną z zaopatrzeniem w ciepło,z czego 488 wzięło udział w badaniu. Różnica pomiędzyliczbą przedsiębiorstw koncesjonowanycha tymi, które nadsyłały wypełnione formularzesprawozdawcze wynikała z faktu, że nie wszystkieprzedsiębiorstwa, które miały koncesje, zajmowałysię w 2010 r. koncesjonowaną działalnościąciepłowniczą. Ponadto niektóre z nich, w okresiesprawozdawczym, występowały o cofnięcie koncesjiw związku z zaprzestaniem działalności lubznacznym jej ograniczeniem i tym samym odmawiałyzłożenia sprawozdania.Koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłowniczebyły w większości przypadków zintegrowanepionowo i zajmowały się zarówno wytwarzaniemciepła, jak i jego dystrybucją a także obrotem,w związku z tym posiadały koncesje na różnerodzaje działalności ciepłowniczej. W 2010 r.wszystkie rodzaje koncesjonowanej działalnościciepłowniczej prowadziło 13,3% badanychprzedsiębiorstw, a 66,2% łączyło wytwarzanieciepła z przesyłaniem i dystrybucją. Niecałe 9%podmiotów prowadziło wyłącznie działalność wy-89)Dane z badań koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych,za poprzedni rok kalendarzowy, dostępne są zawsze pozakończeniu I kwartału następnego roku, a więc po dacie, o którejmowa w art. 24 ustawy – Prawo energetyczne. Badania te zostałyopisane w części II sprawozdania w pkt 5.4. Statystyka publiczna.twórczą, a niecałe 12% zajmowało się przesyłaniemi dystrybucją połączonymi z obrotem. Częśćz tych ostatnich wytwarzała zazwyczaj ciepło wewłasnych źródłach, ale takich, które nie podlegałykoncesjonowaniu (suma mocy zainstalowanejw tych źródłach nie przekraczała 5 MW). Z całejbadanej grupy przedsiębiorstw 88,3% zajmowałosię wytwarzaniem ciepła, a 91,2% świadczyłousługi dystrybucyjne.Zgodnie z Polską Klasyfikacją Działalności 90)sektor usług ciepłowniczych stanowią trzy zasadniczegrupy przedsiębiorstw:• przedsiębiorstwa ciepłownictwa zawodowego(grupa 35.3), w skład której wchodzą zarównozintegrowane pionowo przedsiębiorstwa produkcyjno-dystrybucyjne,zajmujące się dostarczaniemdo odbiorców ciepła produkowanegowe własnych ciepłowniach i elektrociepłowniachoraz ciepła kupowanego od innych producentów,jak również przedsiębiorstwa z dominującymjednym rodzajem działalności ciepłowniczej –wytwórcy bądź dystrybutorzy ciepła,• przedsiębiorstwa elektroenergetyki zawodowej(grupa PKD 35.1), zajmujące się przedewszystkim wytwarzaniem i dystrybucją energiielektrycznej, w których produkcja ciepła jestdziałalnością dodatkową,• grupa elektrociepłowni oraz ciepłowni należącychdo małych, średnich i dużych jednostek90)Polska Klasyfikacja Działalności 2007 wprowadzona rozporządzeniemRady Ministrów z 24 grudnia 2007 r. w sprawie PolskiejKlasyfikacji Działalności (PKD) (Dz. U. Nr 251, poz. 1885,z późn. zm.).przemysłowych oraz usługowych, dla którychdziałalność ciepłownicza to zaledwie ułamek,czasem bardzo niewielki, całej wykonywanejprzez nie działalności gospodarczej.W 2010 r. przedsiębiorstwa należące do grupyPKD 35.3 stanowiły 70,3% badanych koncesjonowanychprzedsiębiorstw, należące do grupy PKD35.1 – 7,4%, a pozostałe − 22,3%.Koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłowniczecechuje duża różnorodność zarówno podwzględem form organizacyjno-prawnych, jaki własnościowych oraz stopnia zaangażowaniaw działalność ciepłowniczą, a także wielkości produkcjii sprzedaży ciepła pochodzącego, zarównoze źródeł własnych, jak i kupowanego od innychprzedsiębiorstw ciepłowniczych w celu dalszej odsprzedaży.W 2010 r. prawie 30% podmiotów sektora ciepłowniczegoposiadało niejednolitą strukturę właścicielską,co niewątpliwie świadczy o trwającychw sektorze procesach prywatyzacyjnych. Spośródpozostałych koncesjonowanych przedsiębiorstwciepłowniczych, charakteryzujących się jednolitąstrukturą właścicielską, prawie 3/4 było własnościąsektora publicznego (73%), a pozostałe pozostawaływ rękach sektora prywatnego, zarównoinwestorów krajowych jak i zagranicznych.W zdecydowanej większości przedsiębiorstw sektorapublicznego funkcje właścicielskie sprawowałyorgany samorządu terytorialnego (89%). Wśródpodmiotów należących do sektora prywatnegozdecydowanie przeważała własność prywatnychinwestorów krajowych – 85% wszystkich podmiotówbędących własnością sektora prywatnego.114 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011W rękach inwestorów zagranicznych pozostawało15% podmiotów sektora prywatnego.Pod względem form organizacyjno-prawnych,w strukturze koncesjonowanych przedsiębiorstwciepłowniczych w 2010 r. zdecydowanie przeważałypodmioty prawa handlowego, w tym: spółkiz ograniczoną odpowiedzialnością (71,1%) i spółkiakcyjne (20,2%); nieco ponad 8% stanowiły łącznieprzedsiębiorstwa komunalne, gminne zakładybudżetowe, spółdzielnie mieszkaniowe oraz podmiotyprywatne, natomiast udział przedsiębiorstwpaństwowych wynosił tylko 0,6%.Przedsiębiorstwa ciepłownicze dysponują bardzozróżnicowanym i rozdrobnionym potencjałemtechnicznym określanym przez dwie podstawowewielkości, tj. zainstalowaną moc cieplną i długośćsieci ciepłowniczej. Koncesjonowani wytwórcy ciepławytwarzają ciepło w źródłach różnej wielkości,jednak zdecydowaną przewagę ilościową mająźródła małe. W 2010 r. 13,1% koncesjonowanychprzedsiębiorstw wytwórczych dysponowało źródłamio mocy osiągalnej do 10 MW, dalsze 39,8%eksploatowało źródła o mocy od 10 do 50 MW.Tylko siedem przedsiębiorstw miało w swoichźródłach moc osiągalną powyżej 1 000 MW, a ichłączna moc osiągalna stanowiła prawie 1/4 mocyosiągalnej wszystkich źródeł koncesjonowanych.Były to podmioty działające również w obszarzeprodukcji energii elektrycznej. W 2010 r. całkowitamoc cieplna zainstalowana u koncesjonowanychwytwórców ciepła wynosiła 59 263,5 MW, a osiągalna− 58 097,7 MW.W źródłach ciepła podstawowym paliwem wykorzystywanymdo produkcji ciepła był nadal węgielkamienny. Jednak udział ciepła produkowanegoz wykorzystaniem węgla kamiennego systematyczniemaleje, w 2010 r. wynosił on 76%.Zwiększa się natomiast udział ciepła uzyskiwanegow wyniku spalania biomasy – w 2010 r.wynosił on 5,7%.Struktura paliw zużywanych do produkcjiciepła była najbardziej zróżnicowana w grupiekoncesjonowanych przedsiębiorstw spoza energetyki,a więc przedsiębiorstw należących dogrup PKD innych niż 35.1 i 35.3. W przedsiębiorstwachnależących do energetyki zawodowej(grupa PKD 35.1) nadal dominującym paliwemzużywanym do produkcji ciepła był węgielkamienny – 76,3% a w przedsiębiorstwach należącychdo grupy ciepłownictwa zawodowego(grupa PKD 35.3)udział węgla kamiennegobył zdecydowanienajwięk-3,29,0szy i wynosił 92%0,37,2(rys. 26).Zróżnicowanieudziału poszczególnychpaliw w wy-[%]twarzaniu ciepła jest76,3także duże podwzględem terytorialnym.W trzechwojewództwachponad 90% ciepławytwarzane byłoz węgla kamiennego:w warmińsko--mazurskim (93,6%), świętokrzyskim (92,9%),opolskim (92,0%), natomiast w województwie lubuskimnajmniej, bo tylko 26,7%. W województwiemazowieckim prawie 30% wytwarzanegociepła pochodziło z oleju opałowego ciężkiego,natomiast w województwie lubuskim aż 66,3%ciepła wytworzone zostało z gazu ziemnego.Gaz ziemny w znaczących ilościach zużywanybył do wytwarzania ciepła jeszcze w województwach:podkarpackim (28,0%) i lubelskim(13,0%). Najwięcej ciepła z biomasy wytwarzanebyło w województwach: kujawsko-pomorskim(23,7%), pomorskim (16,5%) oraz podlaskim(13,0%).Koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłowniczedysponowały w 2010 r. sieciami o łącznej długo-Rysunek 26. Struktura produkcji ciepła według stosowanych paliw i grup PKD w 2010 r.1,02,04,1 4,410,20,4 0,213,192,035.1 35.3 pozostałe przedsiębiorstwaPKDwęgiel kamienny węgiel brunatny olej opałowy gaz ziemny biomasa pozostałe paliwa4,024,80,047,8[%]Źródło: URE.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>115
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄści 19 399,9 km 91) , z czego ponad 19% przedsiębiorstwposiadało sieci krótkie o długości do5 km. Najdłuższe sieci, o długości powyżej 50 kmposiadało tylko 16,4% koncesjonowanych przedsiębiorstwprowadzących działalność w zakresiedystrybucji ciepła.Wielkością charakteryzującą potencjał sektorajest również zatrudnienie. W latach 2002–2010średnie zatrudnienie mierzone liczbą etatów przypadającychna jedno koncesjonowane przedsiębiorstwowzrosło o 14%, tj. z 71 etatów w 2002 r.do 81 etatów w 2010 r. Koncesjonowane ciepłownictwozatrudniało łącznie w 2010 r. około39,4 tys. osób w przeliczeniu na pełne etaty.Potencjał koncesjonowanego ciepłownictwacharakteryzuje się również dużym zróżnicowaniemterytorialnym. Prawie 1/3 wartości majątkuciepłowniczego netto skupiona jest w dwóch województwach:mazowieckim i śląskim. Najniższymudziałem w krajowym potencjale ciepłowniczymcharakteryzują się województwa: lubuskie, opolskie,warmińsko-mazurskie, świętokrzyskie, podkarpackie(tab. 47).W 2010 r. łączna wartość majątku trwałegokoncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczychwynosiła brutto 42,4 mld zł, natomiast netto– 17,4 mld zł. Prawie 74% całego majątku ciepłowniczegonetto było w posiadaniu przedsiębiorstwciepłownictwa zawodowego (grupa PKD 35.3),a niecałe 12% majątku należało do przedsię-Tabela 47. Potencjał koncesjonowanego ciepłownictwa według województw w 2010 r.Moc osiągalna[MW]Długość sieci[km]biorstw spoza energetyki. Majątek przedsiębiorstwsieciowych i wytwórców ciepła charakteryzuje sięwysokim stopniem dekapitalizacji. Jednak w ostatnichlatach odnotowano zahamowanie wzrostuwskaźnika dekapitalizacji majątku trwałego 92) ,który w 2010 r. pomimo tego kształtował się napoziomie 59,05%. Najniższym wskaźnikiem dekapitalizacji,podobnie jak w latach ubiegłych, charakteryzowałsię majątek ciepłowniczy w przedsię-Zatrudnienie[etat]Aktywa trwałebruttoAktywa trwałenettoWyszczególnienie[tys. zł]Polska 58 097,7 19 399,9 39 412 42 444 443,8 17 379 405,7Dolnośląskie 4 235,5 1 631,0 2 562 3 819 821,8 1 893 978,5Kujawsko-pomorskie 5 406,3 1 222,2 2 566 2 530 769,3 1 196 258,7Lubelskie 2 766,8 976,8 2 352 1 361 651,7 579 985,3Lubuskie 946,3 293,0 850 577 848,8 389 551,2Łódzkie 3 665,0 1 441,0 2 655 2 228 989,0 742 420,8Małopolskie 4 137,6 1 435,0 2 688 3 122 746,7 1 582 590,0Mazowieckie 9 587,6 3 120,5 5 083 9 292 775,9 2 962 639,9Opolskie 1 619,2 558,6 1 063 738 520,8 331 023,8Podkarpackie 2 156,2 712,1 1 810 1 361 775,5 487 902,8Podlaskie 1 266,6 561,3 1 496 1 506 592,8 583 823,5Pomorskie 3 384,8 1 305,9 2 207 3 247 072,3 1 304 037,6Śląskie 10 527,7 3 081,7 7 039 6 456 070,0 2 640 412,4Świętokrzyskie 1 336,7 451,0 1 558 805 627,4 466 887,3Warmińsko-mazurskie 1 527,4 639,1 1 660 921 752,3 400 519,1Wielkopolskie 3 127,6 1 174,5 2 121 2 657 554,3 1 133 464,8Zachodniopomorskie 2 406,6 796,3 1 702 1 814 875,3 683 910,2Źródło: URE.biorstwach spoza energetyki. Reprodukcja majątkutrwałego dokonywana była w 2010 r. powyżejpoziomu amortyzacji, o czym świadczyła wartośćwskaźnika reprodukcji majątku trwałego w sektorze93) , który ukształtował się na poziomie 1,34.Spośród koncesjonowanych przedsiębiorstwciepłowniczych w 2010 r. ponad 72% poniosłonakłady związane z działalnością ciepłowniczą.W 2010 r. przedsiębiorstwa poniosły łącznie nakładyw wysokości 2 151,8 mln zł. Ponad 61% nakła-91)Wielkość ta obejmuje sieci ciepłownicze łączące źródła ciepłaz węzłami cieplnymi oraz sieci niskoparametrowe – zewnętrzneinstalacje odbiorcze.92)Wskaźnik dekapitalizacji majątku trwałego liczony ilorazemwartości umorzenia majątku do wartości księgowej aktywówtrwałych brutto.93)Wskaźnik reprodukcji majątku trwałego liczony ilorazemnakładów inwestycyjnych do amortyzacji.116 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011dów przedsiębiorstwa przeznaczyłyna inwestycje w źródłaŚwiętokrzyskieciepła, pozostałą część w sieciOpolskiedystrybucyjne. Od 2002 r. nakładyna źródła ciepła wzrosłyLubuskieWarmińsko-mazurskieo 79%, podczas gdy inwestycjew sieci wzrosły o 53%.PodkarpackiePodlaskieWielkopolskiePonad połowa nakładówŁódzkieinwestycyjnych ponoszonychLubelskieprzez koncesjonowane ciepłownictwow 2010 r. przy-PomorskieMałopolskieKujawsko-pomorskiepadała na sektor publicznyZachodniopomorskie(54,7%). Jednak zdecydowaniewięcej inwestowały przed-DolnośląskieŚląskiesiębiorstwa należące do sektoraprywatnego. Średnio jednoMazowieckieprzedsiębiorstwo w sektorzeprywatnym ponosiło nakładyw wysokości 5,5 mln zł, a więc inwestowałoo 45% więcej niż przedsiębiorstwo w sektorze publicznym.Poziom nakładów w poszczególnych województwachzostał przedstawiony na rys. 27.Przychody sektora ciepłowniczego w 2010 r.wzrosły o 12,5% w stosunku do roku ubiegłegoi ukształtowały się na poziomie 16 448,8 mln zł.Największy udział w przychodach całego sektorastanowiły przychody z wytwarzania (55,5%),a udział przychodów z przesyłania i dystrybucji orazobrotu ciepłem kształtował się mniej więcej na tymsamym poziomie i wynosił odpowiednio 21,8% oraz22,7%. Podstawowymi elementami kształtującymiprzychody w przedsiębiorstwach ciepłowniczych sąwielkość sprzedaży ciepła oraz jego ceny.Rysunek 27. Nakłady inwestycyjne według województw w 2010 r. [mln zł]0,0 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 300,0Nakłady związane z wytwarzaniem ciepłaNakłady związane z przesyłaniem i dystrybucją ciepłaKoszty sektora w 2010 r. rosły wolniej niż przychody− dynamika wzrostu kosztów była o prawie3 punkty procentowe niższa niż przychodówi pozostała na tym samym poziomie co w rokuubiegłym. W związku z powyższym kondycja finansowasektora w 2010 r., mierzona wynikiemfinansowym brutto, uległa poprawie w stosunkudo roku 2009 94) .94)Zdecydowany wpływ na wynik finansowy koncesjonowanegosektora ciepłowniczego ma wynik finansowy na działalnościciepłowniczej w przedsiębiorstwach wytwarzających ciepłoi energię elektryczną w kogeneracji. W tych przedsiębiorstwachnie da się jednoznacznie rozdzielić łącznych kosztów wytwarzaniana część dotyczącą ciepła i część dotyczącą energii elektrycznej.Przedsiębiorstwa te same ustalają klucz podziału kosztówwspólnych, aby przedstawić wynik finansowy tylko w zakresiedziałalności ciepłowniczej, w tym na potrzeby badania PrezesaŹródło: URE.3.1.2. Bilans podaży i zużycia ciepłaPodażowa strona rynkuKoncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłowniczewytworzyły (wraz z odzyskiem) w 2010 r.ponad 462,5 PJ ciepła. Spośród liczby wszystkichbadanych koncesjonowanych przedsiębiorstwwytwarzających ciepło, niewiele ponad 20% wytwarzałociepło w kogeneracji z produkcją energiielektrycznej. Jednak przedsiębiorstwa te łączniewytworzyły ponad 62% całej produkcji ciepła,tj. 269,9 PJ. Ciepło w kogeneracji wytwarzanejest zarówno w elektrociepłowniach należącychdo elektroenergetyki zawodowej oraz ciepłownictwazawodowego, jak i w elektrowniach po tzw.„uciepłownieniu”, a także w elektrociepłowniachnależących do przedsiębiorstw spoza energetyki.Najczęściej są to duże źródła zaopatrujące w ciepłoduże miasta.Znaczną część wyprodukowanego ciepła koncesjonowaneprzedsiębiorstwa ciepłownicze zużywałyna zaspokojenie własnych potrzeb cieplnych –31,9% w 2010 r. Pozostała jego część wprowadzonabyła do sieci ciepłowniczych zarówno własnych,jak również sieci będących własnością odbiorców.Przy czym ostatecznie do odbiorców przyłączonychdo sieci, po uwzględnieniu strat podczas przesyłania,trafiło około 60,0% wyprodukowanego ciepła.URE. Zmiany w sposobie podziału łącznych kosztów, dokonaneprzez te przedsiębiorstwa w latach 2008–2009, powodują zaniżonąrentowność na działalności ciepłowniczej także w przypadkuwzrostu rentowności na całej działalności (łącznego wytwarzaniaciepła i energii elektrycznej w kogeneracji).nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>117
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011paliwem był olej opałowy lekki, bowiem średniacena ciepła ze źródła opalanego tym paliwem byłaprawie 2,5 razy wyższa od ceny ciepła wyprodukowanegow źródle opalanym węglem kamiennym(tab. 49 str. 118).Odbiorcy ciepłaPodaż usług ciepłowniczych na lokalnych rynkachciepła uwarunkowana jest zapotrzebowaniemodbiorców na dostawę ciepła. W ostatnichlatach obserwowana jest spadkowa tendencjazapotrzebowania na ciepło, wynikająca m.in.z postępującej racjonalizacji jego konsumpcji, zeznacznego ograniczenia produkcji przemysłoweji rezygnacji z energochłonnych technologii orazograniczania udziału powierzchni ogrzewanych zapomocą scentralizowanych systemów zaopatrzeniaw ciepło w łącznej powierzchni ogrzewanej(przede wszystkich na skutek wyboru indywidualnychsposobów ogrzewania nowych obiektów naetapie decyzji inwestycyjnych).Głównym odbiorcą ciepła pozostaje obecniesektor bytowo-komunalny, chociaż zużycie ciepłaprzez odbiorców z tego sektora ulega równieżzmniejszaniu. Związane jest to z podejmowaniemprzez odbiorców działań w kierunku racjonalizacjiużytkowania ciepła − nowoczesne, energooszczędnesystemy budownictwa, przedsięwzięciatermomodernizacyjne i racjonalizatorskie. Odbiorcylub inwestorzy budujący osiedla domów wielolokalowych,często już na etapie podejmowaniadecyzji o wyborze sposobu zasilania nowychobiektów, w niektórych przypadkach rezygnująz dostaw ciepła oferowanego przez przedsiębiorstwaciepłownicze.Potrzeby cieplne odbiorców pokrywane są zarównoprzez ciepło wytwarzane w scentralizowanychźródłach ciepła (i dostarczane za pośrednictwemsieci ciepłowniczych do wielu odbiorców),jak też w źródłach lokalnych.Do sieci ciepłowniczych przyłączeni są przedewszystkim odbiorcy końcowi, ale też i podmioty,którzy pośredniczą w sprzedaży ciepła. Wzajemnerelacje między przedsiębiorstwami i odbiorcamiciepła zależą od organizacji systemu zaopatrzeniaw ciepło, a w szczególności od zakresu działalnościprowadzonej przez przedsiębiorstwo ciepłownicze,jak też od zastosowanych rozwiązań technicznychw zakresie układu pomiarowo-rozliczeniowegoi miejsca dostarczania ciepła do odbiorcy.Przedsiębiorstwa dokonują rozliczeń z odbiorcamina podstawie wskazań układów pomiarowo--rozliczeniowych zainstalowanych na przyłączachdo węzłów cieplnych lub zewnętrznych instalacjiodbiorczych, albo w innych miejscach rozgraniczaniaeksploatacji urządzeń i instalacji, określonychw umowie sprzedaży ciepła lub umowie o świadczenieusług przesyłania i dystrybucji albo w umowiekompleksowej.Ciepło dostarczane do odbiorców jest użytkowanedo różnych celów, w zależności od charakterupotrzeb cieplnych. Potrzeby cieplne odbiorcówto przede wszystkim ogrzewanie i wentylacjapomieszczeń, podgrzewanie wody wodociągowejoraz potrzeby technologiczne u odbiorców przemysłowych.Określenie ilości ciepła dostarczonegoz sieci ciepłowniczej do węzła cieplnego na pokryciekilku rodzajów potrzeb cieplnych wymagadokonania podziału łącznej ilości dostarczonegociepła na poszczególne potrzeby oraz instalacjeodbiorcze (np. instalację centralnego ogrzewaniai instalację ciepłej wody użytkowej) a także,w szczególnych przypadkach na poszczególne budynki,lokale mieszkalne i niemieszkalne. Podziałówtych zwykle dokonują właściciele lub zarządcyzasobów mieszkaniowych i to oni ustalają poziomopłat za ciepło dla konsumentów ciepła – mieszkańcóww budynku wielolokalowym, realizowanychzazwyczaj w systemie zaliczkowym.Dlatego opłat ponoszonych przez indywidualnychkonsumentów ciepła w lokalach nie możnaustalić w prosty sposób na podstawie cen i stawekopłat stosowanych przez przedsiębiorstwa ciepłownicze.Wynika to także z faktu, iż ustalone dladanej grupy odbiorców ceny i stawki opłat za ciepłosą kalkulowane dla średnich warunków zużyciaciepła dla całej grupy, podczas gdy poszczególniodbiorcy z tej grupy mają indywidualną charakterystykępoboru ciepła. W 2010 r. wskaźnik wzrostucen ciepła u odbiorców bytowo-komunalnych odnotowanyprzez Główny Urząd Statystyczny wynosił5,7%, co oznacza, że ukształtował się powyżejwskaźnika wzrostu cen ciepła stosowanych przezkoncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze(3,0%) a także powyżej wskaźnika inflacji, którywynosił w 2010 r. 2,6% 97) .Na uwagę zasługuje również dokonana zmianaprzepisów w zakresie przyłączania odbiorców do97)Biuletyn Statystyczny GUS, Nr 2, marzec 2011.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>119
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄsieci ciepłowniczej wprowadzona ustawą o efektywnościenergetycznej. Nowe przepisy nakładająobowiązek przyłączania obiektów do sieci ciepłowniczejw systemach spełniających określonewarunki. Od takich przyłączeń nie będą pobieraneopłaty za przyłączenie do sieci. Realizacja tychprzepisów może wpłynąć na zmianę liczby odbiorcówprzyłączanych do sieci ciepłowniczych w Polsce.Przepis ten wejdzie w życie od 1 lipca 2012 r.3.2. Regulowanie działalnościprzedsiębiorstw ciepłowniczychRegulacja prawno-ekonomiczna przedsiębiorstwciepłowniczych ze względu na lokalnycharakter rynku realizowana jest w oddziałach terenowychURE (OT URE). Szczegółowe dane liczboweprzedstawione są w Aneksie do niniejszegosprawozdania.3.2.1. KoncesjonowanieW 2011 r. nie uległy zmianie przepisy dotyczącekoncesjonowania działalności polegającej nadostarczaniu ciepła do odbiorców. Obowiązkiemuzyskania koncesji objęta jest cała działalnośćgospodarcza związana z zaopatrzeniem odbiorcóww ciepło, z wyłączeniem wytwarzania ciepław źródłach o łącznej mocy cieplnej zainstalowanejnie przekraczającej 5 MW, wytwarzania ciepła uzyskiwanegow przemysłowych procesach technologicznych,a także wytwarzania, przesyłania i dystrybucjioraz obrotu ciepłem, jeżeli moc cieplnazamówiona przez odbiorców nie przekracza 5 MW.Udzielanie koncesji następuje na wniosekprzedsiębiorcy i opiera się wyłącznie na merytorycznychprzesłankach i równoprawnym traktowaniuubiegających się o nią podmiotów, bez względuna ich formę własności.W 2011 r. nastąpił nieznaczny spadek liczby koncesjonariuszyzajmujących się tą działalnością gospodarczą.Według stanu na 31 grudnia 2011 r. na krajowymrynku ciepła koncesję na prowadzenie działalnościw zakresie zaopatrzenia odbiorców w ciepło posiadały472 przedsiębiorstwa wobec 484 w 2010 r.Pewną stabilizację liczby koncesjonariuszy obserwujesię od kilku lat, tj. od 2005 r. gdy granicznawartość mocy działalności objętej obowiązkiemuzyskania koncesji wzrosła z 1 MW do 5 MW. Odtego roku zmiany na rynku ciepłowniczym były raczejniewielkie i w szczególności wynikały z przekształceńorganizacyjno-własnościowych − przejmowaniamajątku ciepłowniczego przez inne przedsiębiorstwakoncesjonowane, konsolidację przedsiębiorstworaz ograniczanie zakresu działalnościskutkujące brakiem obowiązku posiadania koncesji.W 2011 r. największy udział wśród decyzji administracyjnychw sprawach koncesyjnych dotyczącychdziałalności gospodarczej związanej z zaopatrzeniemodbiorców w ciepło miały rozstrzygnięciaw przedmiocie zmiany koncesji. Było to związaneprzede wszystkim z koniecznością zaktualizowaniazapisów koncesji i dostosowania do aktualnie prowadzonegozakresu działalności oraz obowiązującychprzepisów prawa. Zmiany dokonane w 2011 r.spowodowane były przede wszystkim procesamikonsolidacji w sektorze ciepłowniczym, polegającymina przejmowaniu obiektów ciepłowniczych,rozszerzaniu zakresu działalności w związku z eksploatacjąnowych źródeł ciepła czy sieci ciepłowniczych,prowadzonymi pracami modernizacyjnymiinfrastruktury ciepłowniczej, a także zmianami rodzajustosowanego paliwa.Na przestrzeni ostatnich lat obserwuje się zainteresowaniepodmiotów funkcjonujących na rynkuciepła nowymi obszarami działalności. Przedsiębiorstwaenergetyczne szukają możliwości wejścia nanowe lokalne rynki ciepła bez względu na ich wielkość.Zakres działalności niektórych firm ciepłowniczychwyraźnie przekracza tereny ich pierwotnegofunkcjonowania i ukierunkowuje się na innewojewództwa – często wykracza poza województwaościenne. Pozyskiwanie nowych rynków ciepłanastępuje zazwyczaj poprzez przejęcie innychprzedsiębiorstw ciepłowniczych. Mając na uwadzestale zmniejszające się zużycie ciepła przez odbiorcówkomunalnych, związane między innymi z termomodernizacją,firmy ciepłownicze zmuszonesą szukać rozwiązań optymalizujących zasady ichfunkcjonowania. Wykorzystanie wiedzy technicznej,ekonomicznej i organizacyjnej firm ciepłowniczychmających ugruntowaną pozycję na rynku ciepła,sprzyja zmianom na lokalnych rynkach ciepła.3.2.2. Zatwierdzanie taryfPrzedsiębiorstwa energetyczne prowadzącekoncesjonowaną działalność polegającą na wytwarzaniu,przesyłaniu i dystrybucji lub obrocie120 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011ciepłem, ustalają taryfy, które podlegają zatwierdzeniuprzez Prezesa URE (art. 47 ustawy – Prawoenergetyczne).Zasadnicza zmiana przepisów prawa regulującychsposób kształtowania taryf dla ciepła, któreweszły w życie w listopadzie 2010 r. 98) , dotyczyłaprzede wszystkim przedsiębiorstw wytwarzającychciepło w kogeneracji (z energią elektryczną).Nowe przepisy wprowadziły uproszczony sposóbkształtowania taryf oraz doprecyzowały kryteria,jakie należy uwzględniać przy ustalaniu wysokościzwrotu z kapitału. Podstawowym założeniem przywprowadzeniu w życie nowego rozporządzeniataryfowego dla ciepła było wywołanie tendencji,w której – dzięki zachęcie wynikającej z zastosowaniauproszczonej procedury kształtowaniai zatwierdzania taryfy dla ciepła – zmniejszać siębędzie liczba źródeł nie posiadających jednostekkogeneracji, m.in. w wyniku konwersji klasycznychciepłowni na źródła pracujące w kogeneracji.Rozwiązanie to powinno pozytywnie wpłynąć nietylko na sytuację przedsiębiorstw, ale także zwiększyćbezpieczeństwo dostaw ciepła oraz poprawićochronę środowiska naturalnego.W roku 2011 realizowano zapoczątkowanyw roku poprzednim proces zatwierdzania taryfdla ciepła przedsiębiorstw wytwarzających energięelektryczną i ciepło w kogeneracji w oparciu98)Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 17 września 2010 r.w sprawie szczegółowych zasad kształtowania taryf oraz rozliczeńz tytułu zaopatrzenia w ciepło (Dz. U. z 2010 r. Nr 194, poz. 1291),które weszło w życie 3 listopada 2010 r. Do tego dnia podstawą taryfowaniaw ciepłownictwie było rozporządzenie Ministra Gospodarkiz 9 października 2006 r. (Dz. U. z 2006 r. Nr 193, poz. 1423).o nowe przepisy wprowadzające uproszczony systemzatwierdzania taryf. W dynamicznie zmieniającejsię sytuacji na rynku paliw, a także względnejstabilizacji ceny energii elektrycznej, relatywniesztywne zasady ustalania taryf dla ciepła metodąuproszczoną spowodowały, że w odczuciu niektórychprzedsiębiorstw ciepłowniczych, regulacjata nie realizowała w pełni oczekiwanych efektóww postaci generowania dodatkowych, znaczącychśrodków na działania inwestycyjne i modernizacyjne.Można jednak oczekiwać, że w kolejnych latachcena referencyjna (odzwierciedlająca z pewnymopóźnieniem czasowym zmiany kosztów funkcjonowaniaprzedsiębiorstw) wzrośnie – głównie naskutek wzrostu cen węgla kamiennego, będącegopodstawowym paliwem źródeł ciepła. Powodujeto, że wiarygodna ocena skutków wprowadzeniatej regulacji (uproszczony sposób ustalania taryfdla jednostek kogeneracji) może nastąpić dopieropo dłuższym okresie jej stosowania.W 2011 r. przedsiębiorstwa wytwarzające ciepłow kogeneracji korzystały z możliwości zastosowaniauproszczonego sposobu zatwierdzania taryf dlaciepła. Ogólna zasada planowania uzasadnionegoprzychodu ze sprzedaży ciepła sprowadziła się dozastosowania wzoru zawartego w § 13 ust. 1 nowegorozporządzenia taryfowego dla ciepła, poprzezodniesienie planowanego przychodu do iloczynuśredniej ceny ciepła ze źródeł nie posiadającychjednostek kogeneracji oraz wskaźnika referencyjnego(obie wielkości, publikowane są przez PrezesaURE do końca I kwartału każdego roku).W 2011 r. Prezes URE zatwierdził taryfy dla ciepłaukształtowane w sposób uproszczony, o jakimmowa w § 13 ww. rozporządzenia, dla 65 źródeł,w których ciepło wytwarzane jest w jednostkachkogeneracji.W składanych Prezesowi URE wnioskach o zatwierdzenietaryfy dla ciepła w sposób uproszczony,nie wszystkie przedsiębiorstwa wykorzystywałymaksymalny możliwy wzrost przychodów określonyw rozporządzeniu, kierując się interesemodbiorców i oceną akceptowalności przez nichceny ciepła. Do 31 marca 2011 r. rozporządzenietaryfowe dla ciepła przewidywało maksymalnywzrost przychodów nie przekraczający dwóchpunktów procentowych powyżej inflacji a od31 marca 2011 r., ograniczenie wzrostu przychodówprzewiduje maksymalny wzrost nie przekraczającydwóch punktów procentowych powyżej przyrostuśrednich cen ciepła wytworzonego w jednostkachniebędących jednostkami kogeneracji.Natomiast przepis § 47 rozporządzenia taryfowegodla ciepła stanowi, iż w przypadku oddaniado użytku jednostek kogeneracji po dniu wejściaw życie przepisów tego rozporządzenia, nowopowstałeprzedsiębiorstwa korzystając z możliwościkształtowania cen ciepła w sposób uproszczony,mają prawo stosowania do obliczenia planowanegoprzychodu w odniesieniu do nowopowstałychjednostek kogeneracji, cenę równą cenie referencyjnejbez uwzględniania ww. ograniczeń.W pozostałym zakresie (w odniesieniu do źródełnie posiadających jednostek kogeneracji,a więc nie korzystających z uproszczonego sposobukształtowania taryf), w części dotyczącejdostarczania ciepła ze źródeł opalanych paliwamigazowymi, na początku roku nastąpiły obniżkinr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>121
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄcen i stawek opłat za dostawę ciepła, które byłystymulowane działaniami regulatora. Jednak popierwszym kwartale 2011 r., z uwagi na obiektywnezmiany zewnętrznych warunków prowadzeniatej działalności (wzrost cen paliw na rynkachświatowych) następował istotny wzrost cen paliww Polsce. W szczególnie trudnej sytuacji znalazłysię przedsiębiorstwa ciepłownicze wytwarzająceciepło w źródłach opalanych węglem kamiennymoraz olejem opałowym, ponieważ ceny tych paliwwzrosły w skali roku o ponad 25%. Efektem tychobiektywnych okoliczności była konieczność systematycznych(niekiedy nawet kilkukrotnych) zmiancen i stawek opłat w taryfach dla ciepła, celemzapewnienia przedsiębiorstwom pokrycia uzasadnionychkosztów prowadzenia działalności.W konsekwencji ceny ciepła wytwarzanegow źródłach o niewielkiej mocy, opalanych olejemopałowym wzrosły, a konkurencyjność cen ciepławytwarzanego w źródłach opalanych węglem kamiennymspadła. W trakcie prowadzonych postępowańadministracyjnych konieczna była modyfikacjametod oceny i wymiarowania efektywnościprowadzonej przez przedsiębiorstwa działalnościw zakresie dostarczania ciepła, w szczególnościw związku z utrzymującymi się wysokimi oczekiwaniamidotyczącymi wynagradzania pracownikówprzedsiębiorstw, kosztów remontów i wydatków nainwestycje i modernizacje. W toku prowadzonychw tym okresie w oddziałach terenowych postępowańadministracyjnych w sprawie zatwierdzeniatych taryf dla ciepła, w tym ich zmian, zaobserwowanododatkowe, poniżej opisane, okolicznościmające wpływ na poziom cen i stawek opłatw taryfach dla ciepła. Większość przedsiębiorstwenergetycznych, prowadzących działalność koncesjonowanąw zakresie dostarczania ciepła doodbiorców odnotowała w ostatnich latach kalendarzowychpostępujący spadek sprzedaży ciepła,a zaobserwowany w 2010 r. wzrost sprzedaży ciepła,z uwagi na warunki atmosferyczne, nie miałdecydującego wpływu (w zależności od przyjmowanejprzez przedsiębiorstwa energetyczne metodologiiustalania sprzedaży ciepła w pierwszymroku stosowania taryfy) na wielkość sprzedaży ciepłaplanowaną na pierwszy rok stosowania taryfzatwierdzanych w 2011 r., a w konsekwencji takżena wzrost cen dostarczania ciepła do odbiorców.Wyjątkiem od tej zasady były przedsiębiorstwastosujące metodę planowania sprzedaży ciepłana podstawie wielkości sprzedaży z poprzedniegoroku kalendarzowego. Kolejnym istotnym elementemkształtowania taryf dla ciepła w 2011 r. byłyobiektywne zmiany wysokości kosztów prowadzonejdziałalności będące efektem działań modernizacyjnych,co powodowało konieczność poniesieniadodatkowych kosztów amortyzacji i podatków.Istotnym elementem uzasadnionych przychodów,na podstawie których były ustalane ceny i stawkiopłat w taryfach zatwierdzanych w 2011 r., byłzwrot z kapitału. Prezes URE uwzględniając wysokośćuzasadnionego zwrotu z kapitału w taryfachdla ciepła przedsiębiorstw energetycznych zatwierdzanychw 2011 r. brał pod uwagę całokształtokoliczności wpływających na warunki prowadzeniatego rodzaju działalności gospodarczej. PrezesURE oceniając wysokość uzasadnionego zwrotuz kapitału uwzględnionego w przychodach planowanychna pierwszy rok stosowania nowych taryfdla ciepła, zatwierdzanych w 2011 r., uwzględniałtakże zasadę ochrony interesów odbiorców ciepłaprzed nieuzasadnionym poziomem cen i stawekopłat. Większość przedsiębiorstw, których taryfybyły zatwierdzane w 2011 r., brały pod uwagę równieżinteres odbiorców ciepła przy ustaleniu wielkościzwrotu z kapitału w przychodach stanowiącychpodstawę kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach,a w niektórych przypadkach rezygnowaływ całości lub części z realizacji kolejnego etapu„ścieżki dojścia” do uwzględnienia pełnego zwrotuz kapitału w taryfie.W toku prowadzonych w oddziałach terenowychURE postępowań administracyjnych w sprawiezatwierdzenia taryf dla ciepła, w tym ich zmian,zaobserwowano, że rok 2011 charakteryzował sięmniej stabilną sytuacją na rynku paliw niż rok poprzedni.Na początku roku zanotowano obniżki ceni stawek opłat za dostawę ciepła ze źródeł opalanychpaliwami gazowymi, stymulowane działaniamiPrezesa URE. Zmiany cen ciepła spowodowanewzrostem koszów paliwa dotyczyły w większościprzypadków ciepła wytwarzanego w oparciu o węgielkamienny a także olej opałowy, których kosztywzrosły w skali roku o ponad 25%. Efektem tychobiektywnych okoliczności była konieczność systematycznych(nawet kilkakrotnych w ciągu roku)zmian cen i stawek opłat w taryfach dla ciepła,celem zapewnienia przedsiębiorstwom pokryciauzasadnionych kosztów prowadzenia działalności.Ciągła niepewność na rynku cen paliw i energiiw ostatnich latach spowodowała, że większośćprzedsiębiorstw wnioskowała o zatwierdzenie taryf122 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011na rok. Taryfy wieloletnie zatwierdzano, podobniejak w roku ubiegłym, incydentalnie.W 2011 r. zatwierdzono 381 taryf dla przedsiębiorstwciepłowniczych oraz przeprowadzono zdecydowaniemniej postępowań dotyczących zmian taryfdla ciepła − 241 zmian w stosunku do 319 zmianw roku ubiegłym. Większość tych zmian (prawie58%) związana była ze zmianą cen w wynikuzmiany kosztów wytwarzania ciepła.Pomimo stosowania jednolitych kryteriów ocenywniosków o zatwierdzenie taryf dla ciepła,Tabela 50. Średnioważone ceny ciepła oraz średnioważone stawki opłat za usługi przesyłowedla pierwszego roku stosowania taryf zatwierdzonych w 2011 r.WojewództwoPrzedsiębiorstwa prowadzącedziałalność gospodarcząw zakresie wytwarzania ciepłaliczbaprzedsiębiorstwśrednioważonacena ciepła [zł/GJ]Przedsiębiorstwa prowadzącedziałalność gospodarczą w zakresieprzesyłania i dystrybucji ciepłaliczbaprzedsiębiorstwśrednioważonastawka opłatyza usługi przesyłowe[zł/GJ]Mazowieckie 26 25,66 29 12,55Dolnośląskie 21 34,04 21 15,76Opolskie 8 39,30 8 14,61Kujawsko-pomorskie 20 36,29 18 14,16Wielkopolskie 30 33,58 29 15,09Pomorskie 24 31,57 23 17,07Warmińsko-mazurskie 24 35,37 22 14,18Małopolskie 20 29,03 18 15,93Podkarpackie 17 35,75 19 15,42Śląskie 42 32,76 44 12,96Łódzkie 20 31,33 19 13,18Świętokrzyskie 15 30,21 12 16,04Zachodniopomorskie 23 43,04 22 16,47Lubuskie 13 34,42 12 14,59Lubelskie 19 31,76 21 14,60Podlaskie 12 33,48 12 15,04Ogółem kraj 334 31,56 329 14,22Źródło: URE.dynamika i poziom cen i stawek opłat za dostarczaneodbiorcom ciepło, determinowane były warunkamipanującymi na lokalnych rynkach ciepła(tab. 50).OT URE prowadziły systematyczny monitoringremontów, napraw, a także modernizacji sieci ciepłowniczej,a jego efekty zostały wykorzystane dlacelów postępowań z obszaru taryfowania ciepła.Na etapie rozpatrywania wniosków o zatwierdzenienowych taryf wnikliwie analizowane były koszty remontówi napraw sieci, a także każdorazowo sprawdzanebyło wykonanienakładów inwestycyjnychw roku poprzedzającympierwszyrok stosowania taryfybędącej przedmiotemdanego postępowaniaadministracyjnegow sprawie jej zatwierdzenia.3.2.3. Inne działaniaPrezesa UREWśród pozostałychspraw z zakresu ciepłownictwazałatwianychw OT URE, należywymienić zgłaszaneprzez przedsiębiorcówodmowy przyłączeniado sieci ciepłowniczej.OT URE systematycznie monitorują warunki przyłączaniapodmiotów do sieci ciepłowniczej.W 2011 r., podobnie jak w roku ubiegłym, zaobserwowanoduże zainteresowanie odbiorców ciepła,jak również właścicieli bądź najemców lokalimieszkalnych, kwestiami związanymi z prawidłowościąrozliczania na poszczególnych użytkownikówmieszkań kosztów dostarczania ciepła do budynków,w tym w szczególności budynków mieszkalnych.Pracownicy OT URE udzielali wyjaśnieńna liczne zapytania kierowane w tym zakresie doposzczególnych oddziałów. Wśród innych zagadnieństanowiących przedmiot pytań i wątpliwościzgłaszanych do OT URE, należy w szczególnościwymienić kwestie dotyczące sposobu ustalaniacen w taryfach, trybu weryfikacji kosztów dokonywanejprzez OT w trakcie postępowania administracyjnegow zakresie taryfowania ciepła, odmówprzyłączenia do sieci ciepłowniczej. Wyżej wymienionezagadnienia stanowiły również przedmiotbezpośrednich spotkań w siedzibach OT URE, którenajczęściej odbywały się z inicjatywy przedsiębiorstwenergetycznych i pozostałych uczestników rynku.Oddziały Terenowe kontynuowały współpracęz Powiatowymi Rzecznikami Konsumentów, którzyinformowani są na bieżąco o wszczętych postępowaniachw zakresie zatwierdzenia kolejnych taryfdla ciepła, o wydawanych decyzjach dotyczącychzatwierdzonych taryf oraz o wynikach postępowańwyjaśniających prowadzonych na wnioski odbiorcówz rejonu działania rzecznika i OT.Ponadto przedstawiciele OT kontynuowali swojądziałalność w wojewódzkich zespołach/radachds. bezpieczeństwa energetycznego powołanychnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>123
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄprzez poszczególnych Wojewodów. W trakcie posiedzeńtych zespołów poruszane są m.in. zagadnieniazwiązane z oceną stanu wykonania i uchwaleniagminnych projektów do planu zaopatrzeniaw ciepło, dokonywana jest również ocena stanutechnicznego infrastruktury ciepłowniczej poszczególnychwojewództw i jej wpływu na ciągłośći niezawodność dostaw. Omawiane są równieżproblemy w realizowaniu planowanych inwestycjiw zakresie ciepłownictwa.Przedstawiciele OT URE wzięli udział w licznychkonferencjach, seminariach, spotkaniach i szkoleniachdotyczących problematyki związanej z dostarczaniemciepła, organizowanych w szczególnościprzez przedsiębiorstwa ciepłownicze orazstowarzyszenia skupiające jednostki samorząduterytorialnego.W 2011 r. OT URE podejmowały również szeregprzedsięwzięć o charakterze informacyjno--edukacyjnym. Pracownicy OT URE brali udziałw projektach i warsztatach edukacyjnych, nadktórymi niejednokrotnie sprawował patronat honorowyPrezes URE. Projekty te, skierowane doróżnych grup odbiorców (zarówno przedsiębiorcówjak i odbiorców w gospodarstwach domowych),dotyczyły m.in. zagadnień z zakresu efektywnościenergetycznej w tym kwestii związanychz oszczędzaniem energii oraz zagadnień z zakresupraw i obowiązków odbiorców energii, sposobudokonywania rozliczeń za dostarczane nośnikienergii (w tym ciepło).4. Paliwa ciekłe, biopaliwaciekłe i biokomponenty4.1. Koncesjonowanie paliw ciekłych4.1.1. Ogólna charakterystyka rynkuProdukcja i Sprzedaż. Hurtowa sprzedaż paliwjest prowadzona w około 75% przez Polski KoncernNaftowy „ORLEN” i Grupę Lotos, którzy toprzedsiębiorcy są również głównymi producentamipaliw i jako jedyni na terenie kraju produkują paliwaciekłe z ropy naftowej.Obrót detaliczny benzynami silnikowymi, olejemnapędowym oraz auto-gazem prowadzony jest, codo zasady, na stacjach paliw i stacjach auto-gazu.Liczba stacji paliw, jak również ich struktura właścicielskanie zmieniła się znacząco w stosunkudo roku 2010. Na terenie kraju funkcjonuje około6 760 stacji paliw, z czego około 3 100 to obiektynależące do przedsiębiorców niezrzeszonych bądźskupione w sieciach niezależnych.Biorąc pod uwagę liczbę eksploatowanych stacjipaliw, w dalszym ciągu dominuje Polski KoncernNaftowy „ORLEN”, posiadający obecnie około1 750 stacji. Drugim polskim operatorem podwzględem ilości użytkowanych stacji paliw jestGrupa Lotos, która posiada łącznie około 370 stacjiw całej Polsce.Koncerny zagraniczne posiadają natomiast ponad1 390 stacji paliw. Liderem pod tym względemjest koncern BP. W jego barwach działa w sumieponad 400 stacji paliw. Drugie miejsce zajmujekoncern Shell, który posiada około 380 stacji. Natrzecim miejscu plasuje się Statoil z liczbą około350 stacji (w tym 80 pod logo 1-2-3). Czwartą pozycjęzajmuje Lukoil z liczbą ponad 110 stacji. Piąte miejscenależy do sieci samoobsługowych stacji Neste− posiada ona w Polsce ponad 100 stacji paliw.Niezależni operatorzy operują w Polsce na ponad3 100 stacjach paliw. Stacje w sieciach operatorówniezależnych posiadających więcej niż10 stacji paliw to około 690 obiektów. Wzrastarównież ilość stacji zlokalizowanych przy sklepachwielkopowierzchniowych (hipermarketach). Obecnieliczba takich stacji paliw to 150 obiektów 99) .Zauważalny jest również dalszy wzrost liczbystacji franczyzowych. Tendencja ta wynika z faktu,iż wielu prywatnych przedsiębiorców, wobec konkurencjize strony koncernów, a nierzadko takżehipermarketów, podejmuje współpracę z partneremposiadającym silną markę oraz stabilną pozycjęrynkową.Ceny. Ceny paliw ciekłych nie podlegają regulacjiPrezesa URE. Są one wyznaczane na zasadach rynkowych.Ceny paliw ciekłych zasadniczo uzależnionesą od cen ropy naftowej na rynkach światowych,od wysokości stawek podatku akcyzowego i opłatypaliwowej, a także od kursu USD oraz euro.Jakość paliw. W 2011 r. do URE wpłynęłyłącznie 32 informacje, przekazane przez PrezesaUrzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów,99)Dane zaczerpnięte z www.popihn.pl – Stacje paliw w Polscew latach 2005–2011.124 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011Wytwarzanie paliw ciekłychW 2011 r. stwierdzono spadek wpływu wnioskówo udzielenie koncesji na wytwarzanie paliww porównaniu do roku poprzedniego. Łącznieudzielono 8 koncesji na wytwarzanie paliw ciekłych.Dokonano również zmiany 13 koncesji, przyczym zmiany te w większości przypadków dotyczyłyzmiany siedziby koncesjonariusza lub zmianyprzedmiotu i zakresu wykonywania działalnościkoncesjonowanej, jak również przedłużenia terminuobowiązywania udzielonych koncesji. Ponadto,w 2011 r. cofnięto lub stwierdzono wygaśnięcie17 koncesji (m.in. na podstawie art. 41 ust. 2 pkt 2ustawy – Prawo energetyczne, zgodnie z którymPrezes URE cofa koncesję w przypadku cofnięciaprzez właściwego naczelnika urzędu celnego zezwoleniana prowadzenie składu podatkowego lubjego wygaśnięcia), przy czym liczba ta odnosi sięzarówno do przedsiębiorców, którzy zakończyliwykonywanie działalności koncesjonowanej (koncesjecofnięte na wniosek przedsiębiorcy, jak i wygasłez upływem terminu ich ważności).Dane dotyczące ważnych na 31 grudnia 2011 r.koncesji na wytwarzanie paliw ciekłych zawieratab. 51.Przesyłanie lub dystrybucja paliw ciekłychKoncesję na przesyłanie paliw ciekłych posiadaw dalszym ciągu tylko jeden przedsiębiorca.W 2011 r. do urzędu nie został również skierowanywniosek o udzielenie koncesji w tym zakresie.Magazynowanie paliw ciekłychW 2011 r. Prezes URE udzielił 10 koncesji namagazynowanie paliw ciekłych. Dokonano również14 zmian decyzji. Ponadto cofnięto lub stwierdzonowygaśnięcie 22 koncesji na magazynowaniepaliw ciekłych, przy czym analogicznie, jak w przypadkukoncesji na wytwarzanie paliw ciekłych,liczba ta obejmuje koncesje cofnięte na wniosekprzedsiębiorcy, jak i wygasłe z upływem terminuich ważności.Dane dotyczące ważnych na 31 grudnia 2011 r.koncesji na magazynowanie paliw ciekłych zawieratab. 51.Obrót paliwami ciekłymiKoncesjonowanie działalności gospodarczej polegającejna obrocie paliwami ciekłymi w 2011 r.skoncentrowane było przede wszystkim na udzielaniunowych koncesji przedsiębiorcom, którzy:(1) wybudowali nowe miejsca sprzedaży paliw,(2) planowali wykonywać działalność w oparciuo przejętą istniejącą już infrastrukturę techniczną,(3) złożyli wniosek o przedłużenie posiadanej koncesjipo terminie wskazanym w art. 39 ustawy –Prawo energetyczne.Większość postępowań w sprawie udzieleniakoncesji na obrót paliwami ciekłymi kończyła sięich udzieleniem. Odmowa następowała najczęściejw sytuacji, gdy przedsiębiorca nie spełniał warunkówokreślonych prawem (w szczególności możliwościtechnicznych oraz finansowych) lub zostałskazany za przestępstwo mające związek z działalnościąkoncesjonowaną, albo nie dawał rękojmiprawidłowego wykonywania działalności. Umorzeniepostępowania następowało, gdy przedsiębiorcaw jego trakcie rezygnował z zamiaru wykonywaniadziałalności koncesjonowanej, natomiast wniosekprzedsiębiorcy pozostawiany był bez rozpatrzenia,zgodnie z postanowieniami ustawy o swobodziedziałalności gospodarczej, gdy wnioskodawca nieuzupełnił brakującej dokumentacji poświadczającej,że spełnia on warunki określone przepisamiprawa, wymagane do wykonywania działalnościkoncesjonowanej.Prezes URE w 2011 r. udzielił 821 koncesji naobrót paliwami ciekłymi. Równocześnie PrezesURE odmówił udzielenia koncesji w 31 przypadkach,natomiast 20 postępowań zostało umorzonych.Dokonano również 390 zmian obowiązującychkoncesji, w tym w 41 przypadkach dokonanozmiany okresu ich obowiązywania.Dane dotyczące ważnych na 31 grudnia 2011 r.koncesji na obrót paliwami ciekłymi zawiera tab. 51.Tabela 51. Koncesjonowanie paliw ciekłychPaliwa ciekłeKoncesje udzieloneprzez PrezesaURE w 2011 r.[szt.]Koncesje ważnena koniec2011 r.[szt.]Wytwarzanie 8 86Magazynowanie 10 55Przesyłanie 0 1Obrót 821 8 556Razem 839 8 698Źródło: URE.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>127
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄCofnięcie i wygaśnięcie koncesji, inne działaniaPrezesa URE w obszarze koncesjonowaniaKoncesja udzielona przedsiębiorstwu wygasa przedupływem czasu, na jaki została wydana, z dniem wykreśleniadanego przedsiębiorcy z właściwego rejestrulub ewidencji (art. 42 Prawa energetycznego). O fakciewykreślenia przedsiębiorcy z właściwego rejestrulub ewidencji Prezes URE dowiaduje się z reguły od innychorganów, ponieważ przedsiębiorcy po zaprzestaniudziałalności zazwyczaj nie są zainteresowani formalnympowiadomieniem urzędu. Kierowana do nichw takich przypadkach korespondencja najczęściejpozostaje bez odpowiedzi. W przypadku stwierdzenia,że przedsiębiorca został wykreślony z właściwego rejestrulub ewidencji, wydawana jest decyzja deklaratoryjnao wygaśnięciu koncesji z dniem wykreślenia.Jedną z przyczyn zmiany liczby ważnych koncesjijest również upływ terminu ich obowiązywania,przy czym należy uwzględnić, iż w części tego rodzajuprzypadków koncesjonariusze nie występująjuż o ponowne udzielenie koncesji.Przesłanki dla cofnięcia koncesji określone zostaływ art. 41 ustawy – Prawo energetyczne.W zdecydowanej większości przypadków podejmowaniedecyzji w sprawie cofnięcia koncesji następowało,gdy przedsiębiorcy:• zaprzestali wykonywania koncesjonowanejdziałalności gospodarczej,• nie uiszczali opłat koncesyjnych, lub w inny rażącysposób naruszali warunki udzielonej koncesji,• oraz, gdy wydano prawomocne orzeczenie zakazująceprzedsiębiorcy wykonywania działalnościgospodarczej objętej koncesją.W 2011 r. cofnięto lub stwierdzono wygaśnięcie774 koncesji na obrót paliwami ciekłymi (koncesjecofnięte na wniosek przedsiębiorcy, jak i wygasłez upływem terminu ich ważności), jak również doprzedsiębiorców, którym została udzielona nowakoncesja z uwagi na niezłożenie w terminie wynikającymz art. 39 ustawy – Prawo energetycznestosownego wniosku o przedłużenie ważnościdotychczas posiadanej koncesji. Liczba ta zatemwskazuje na rzeczywistą ilość koncesji cofniętych,bądź sytuacji stwierdzenia wygaśnięcia tych koncesjijako decyzji administracyjnych, przy czym niejest równoznaczna z ilością koncesjonariuszy, którzycałkowicie zaprzestali wykonywania działalnościgospodarczej w zakresie paliw ciekłych.W procesie koncesjonowania paliw ciekłych, jakrównież monitorowania tego sektora rynku sensulargo, istotna jest także współpraca z innymi organamiadministracji oraz służbami państwa. Przebiegato dwutorowo: z jednej strony od instytucjipaństwowych i służb wpływają do URE zarównopytania dotyczące funkcjonowania rynku paliw ciekłych,jak i prośby o informacje o poszczególnychprzedsiębiorcach posiadających koncesję; z drugiejnatomiast strony, organy administracji i służby nadsyłająinformacje o ujawnionych w trakcie wykonywaniaczynności nieprawidłowościach w działalnościprzedsiębiorców posiadających koncesje 102) .102)Najwięcej takich informacji nadesłał Prezes UOKiK – w odniesieniudo przedsiębiorców wprowadzających do obrotu paliwao niewłaściwej jakości, ale także Inspektoraty Ochrony Środowiska,Urząd Dozoru Technicznego, Urzędy Miar, Urzędy Celne, organyścigania, organy podatkowe, organy nadzoru budowlanego.Po otrzymaniu takich informacji Prezes UREdysponuje trojakimi narzędziami oddziaływaniana podmioty koncesjonowane. Może, stosowniedo indywidualnie ocenionego przypadku, nałożyćkarę pieniężną, cofnąć koncesję, jak równieżograniczyć jej zakres. Na podstawie art. 41 ust. 3ustawy – Prawo energetyczne, Prezes URE możebowiem zmienić (ograniczyć) zakres udzielonejkoncesji w przypadkach określonych w art. 58ust. 2 pkt 1 i 2 ustawy o swobodzie działalnościgospodarczej tj. w przypadku, gdy przedsiębiorcarażąco narusza warunki określone w koncesjilub inne warunki wykonywania koncesjonowanejdziałalności gospodarczej, określone przepisamiprawa oraz w wyznaczonym terminie nie usunąłstanu faktycznego lub prawnego niezgodnegoz warunkami określonymi w koncesji lub z przepisamiregulującymi działalność gospodarczą objętąkoncesją. Cofnięcie koncesji stanowi niewątpliwienajdotkliwszą sankcję, jaka może spotkaćprzedsiębiorcę. Kary pieniężne nakładane są zaśna przedsiębiorców, którzy nie przestrzegają obowiązkówwynikających z koncesji.Podobnie jak w roku poprzednim, w 2011 r.organy państwowe ujawniały fakt prowadzeniadziałalności bez wymaganej koncesji i przekazywałytakie informacje do Prezesa URE, pomimo,iż działanie takie stanowi wykroczenie z art. 60 1Kodeksu wykroczeń i co do zasady nie podlegakognicji tego organu. W takich przypadkachdziałania powinna podejmować Policja, przygotowującwniosek o ukaranie przedsiębiorcy wykonującegodziałalność bez stosownej koncesjiPrezesa URE w zakresie wymagającym jej uzy-128 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011skania, do sądu powszechnego. Jednocześniejednak istotną z punktu widzenia Prezesa UREinformacją jest wskazanie dostawcy paliwa ciekłego,który sprzedawał paliwa przedsiębiorcynieposiadającemu wymaganej prawem koncesji.Zgodnie bowiem z warunkami koncesji na obrótpaliwami ciekłymi koncesjonariusz nie może zawieraćumów kupna – sprzedaży paliw ciekłychz przedsiębiorstwami energetycznymi, które nieposiadają koncesji w przypadkach, gdy koncesjataka jest wymagana przepisami Prawa energetycznego.Powzięcie zatem wyżej wymienionejinformacji może stanowić podstawę do wszczęciaprzez Prezesa URE wobec tego koncesjonariuszapostępowania w sprawie wymierzenia mukary pieniężnej.W 2011 r. prowadzono korespondencję z Policją,Urzędami Celnymi, Izbami Celnymi, UrzędemKontroli Skarbowej, Prokuraturą oraz udzielanoodpowiedzi na zapytania w zakresie koncesji naobrót paliwami ciekłymi. Wzorem lat ubiegłych,w ramach funkcjonujących w większości województwPlatform Paliwowych będących jednymz modułów informatycznego systemu wspomaganiazarządzania kryzysowego, kontynuowano wymianęinformacji pomiędzy jednostkami organizacyjnymiadministracji rządowej obu województw,odpowiedzialnymi za monitorowanie i kontrolowanieprocesu dystrybucji paliw ciekłych.Prezes URE kontynuował również współpracęz instytucjami i organizacjami związanymi z rynkiempaliw, w tym w szczególności z Polską IzbąPaliw Płynnych, Polską Organizacją Przemysłui Handlu Naftowego, Krajową Izbą Biopaliw itp.4.2. Monitorowanie rynku biokomponentówi biopaliw ciekłych4.2.1. Podstawy prawneZagadnienia dotyczące monitorowania rynkubiokomponentów i biopaliw ciekłych zostały uregulowanew Rozdziale 6 ustawy o biopaliwach.Zauważyć należy, iż regulacje prawne dotycząceprzedstawionej niżej materii uległy w 2011 r. istotnymzmianom w odniesieniu do stanu prawnegoistniejącego w 2010 r. 103) Z uwagi jednak na fakt,iż przepisy te w przeważającej większości weszływ życie 1 stycznia 2012 r., a zatem znajdą zastosowaniedo stanów faktycznych zaistniałych po tej dacie,zostaną one szczegółowo zaprezentowane w Sprawozdaniuz działalności Prezesa URE za rok 2012.W 2011 r. ustawa o biopaliwach zobowiązywałaPrezesa URE do prowadzenia monitoringu rynkubiokomponentów, paliw ciekłych i biopaliw ciekłychna podstawie:A. Sprawozdań kwartalnych (art. 30 ust. 1 ustawyo biopaliwach) przekazywanych w terminiedo 45 dni po zakończeniu kwartału przez wytwórcówbiokomponentów 104) , zawierającychinformacje dotyczące ilości i rodzajów użytych103)Istota oraz zakres zmian dokonanych w ustawie o biopaliwachprzez przepisy ustawy z 27 maja 2011 r. o zmianie ustawy o systemiemonitorowania i kontrolowania jakości paliw oraz niektórych innychustaw zostały przedstawione w dalszej części sprawozdania.104)Tj. przedsiębiorców w rozumieniu ustawy z 2 lipca 2004 r.o swobodzie działalności gospodarczej, wykonujących działalnośćgospodarczą w zakresie wytwarzania, magazynowania lubwprowadzania do obrotu biokomponentów.surowców, wytworzonych oraz wprowadzonychdo obrotu biokomponentów, a także kosztówzwiązanych z wytwarzaniem biokomponentów.B. Sprawozdań kwartalnych (art. 30 ust. 2 ustawyo biopaliwach) przekazywanych w terminie do45 dni po zakończeniu kwartału, przez producentówpaliw ciekłych i biopaliw ciekłych 105) , zawierającychinformacje dotyczące ilości i rodzajów wytworzonychpaliw ciekłych i biopaliw ciekłych, oraz sposobu ichrozdysponowania a także kosztów związanychz wytworzeniem paliw ciekłych i biopaliw ciekłych.C. Danych z systemów administracji celnej, przekazywanychprzez Ministra Finansów w formiesprawozdań kwartalnych (art. 30 ust. 3 ustawyo biopaliwach), które powinny zawierać informacjedotyczące ilości i rodzajów biokomponentów,paliw ciekłych i biopaliw ciekłych importowanychoraz sprowadzonych w ramachnabycia wewnątrzwspólnotowego przez producentówpaliw ciekłych i biopaliw ciekłych 106) .105)Tj. przedsiębiorców w rozumieniu ustawy z 2 lipca 2004 r.o swobodzie działalności gospodarczej, wykonujących działalnośćgospodarczą w zakresie:a) wytwarzania, magazynowania, importu lub nabycia wewnątrzwspólnotowegopaliw ciekłych lub biopaliw ciekłychi wprowadzania ich do obrotu lubb) importu lub nabycia wewnątrzwspólnotowego biokomponentów.106)Minister właściwy do spraw finansów publicznych przekazuje,w terminie do 45 dni po zakończeniu kwartału, PrezesowiURE oraz Prezesowi Agencji Rynku Rolnego, sporządzone wedługkodów CN, na podstawie danych z systemów administracjicelnej, sprawozdanie kwartalne zawierające informacje dotycząceilości i rodzajów biokomponentów, paliw ciekłych i biopaliwciekłych importowanych oraz sprowadzonych w ramach nabyciawewnątrzwspólnotowego przez producentów paliw ciekłych i biopaliwciekłych (zgodnie z art. 30 ust. 3 ustawy o biopaliwach).nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>129
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄPrezes URE prowadzi monitoring rynku biokomponentów,paliw ciekłych i biopaliw ciekłych równieżw oparciu o dane pozyskiwane od podmiotówrealizujących Narodowy Cel Wskaźnikowy. Wartopodkreślić, iż w wyniku nowelizacji przepisówustawy o biopaliwach dokonanej ustawą z 27 maja2011 r. o zmianie ustawy o systemie monitorowaniai kontrolowania jakości paliw oraz niektórychinnych ustaw, od 1 stycznia 2012 r., obowiązujeprzepis art. 30b ust. 1 i 2 ustawy o biopaliwach,który expressis verbis obliguje podmioty podlegającedyspozycji art. 23 ust. 1 tej ustawy do przekazywaniaPrezesowi URE, w terminie 90 dni pozakończeniu roku kalendarzowego, sprawozdańrocznych, zawierających informacje określonew ust. 1 pkt 1-4 tego przepisu i sporządzanych wedługwzoru opracowanego i udostępnionego przezten organ. Powyższe stanowi wyraz jednoznacznego,ustawowego usankcjonowania dotychczasowejpraktyki w zakresie wymogu składania przezpodmioty określone w art. 2 ust. 1 pkt 25 ustawyo biopaliwach Sprawozdania podmiotu realizującegoNarodowy Cel Wskaźnikowy. Analogiczneusankcjonowanie nastąpiło wobec sprawozdań,o których mowa w art. 30 ust. 1 i 2 ustawy o biopaliwach,o czym niżej.Należy podkreślić, że również w 2011 r. informacjezawarte w sprawozdaniach otrzymywanychod Ministra Finansów były sporządzone wyłączniewedług kodów CN i nie uwzględniały podziału nabiokomponenty, paliwa ciekłe i biopaliwa ciekłe,zdefiniowane w art. 2 ust. 1 pkt 3-11 i pkt 23oraz ust. 2 ustawy o biopaliwach. Powyższe powoduje,że przydatność sprawozdań MinistraFinansów dla celów realizacji przepisów ustawyo biopaliwach jest ograniczona. Taki stan rzeczyjest wysoce niepokojący. Doświadczenia PrezesaURE związane z regulowaniem działalności przedsiębiorstwenergetycznych, w tym w szczególnościw zakresie monitorowania realizacji NarodowegoCelu Wskaźnikowego (NCW) wskazują, iżinformacjom z systemów administracji celnej niemożna nadać przymiotu danych kompleksowych,przez co istnieje duże ryzyko nie zidentyfikowaniapodmiotu, na którym spoczywa obowiązek przewidzianyw art. 23 ust. 1 ustawy o biopaliwach.Katalog podmiotów przekazywany przez MinistraFinansów do dyspozycji Prezesa URE w trybieokreślonym w art. 30 ust. 3 powołanej ustawynie ma zatem charakteru zamkniętego, o czymwyraźnie świadczą przypadki, w których PrezesURE, na skutek informacji pozyskanych w tokuodrębnych postępowań, dokonuje indywidualnejidentyfikacji podmiotu nie wskazanego w żadnymz raportów kwartalnych Ministra Finansówza dany rok rozliczeniowy, a obowiązanego dowykonania NCW. Dodatkowo podkreślić należy,iż ryzyko powstania luki w systemie monitorowaniarealizacji NCW wzrasta wraz z nasilającymsię w coraz większym stopniu zjawiskiem polegającymna podejmowaniu przez poszczególnychprzedsiębiorców działalności gospodarczej w celuzrealizowania zaledwie kilku istotnych transakcjiw zakresie wprowadzenia na terytorium RzeczypospolitejPolskiej zaimportowanych, względnienabytych wewnątrzwspólnotowo paliw lub biopaliwciekłych.Przedstawiony stan faktyczny, wskazującyna działania zmierzające do obejścia przepisówprawa przewidujących obowiązek realizacjiNCW sprawia, iż po raz kolejny krytycznie ocenićtrzeba wiarygodność danych przekazywanychPrezesowi URE w trybie art. 30 ust. 3 ustawyo biopaliwach. Mimo obszernej korespondencji,kierowanej w tej kwestii przez Prezesa URE doMinistra Finansów, obrazującej zarówno powagę,jak i istotę problemu, stwierdzić należy, iż rok2011 nie odbiegał w analizowanym względzie odpoprzednich okresów sprawozdawczych. W tymstanie rzeczy, pozostaje zatem wyrazić nadzieję,iż sankcja administracyjna w postaci kary pieniężnejprzewidzianej w art. 33 ust. 1 pkt 8a ustawyo biopaliwach, przewidzianej za niedopełnienieobowiązku, o którym mowa w art. 30b ust. 1 tejustawy, w brzmieniu obowiązującym od 1 stycznia2012 r., stanowić będzie środek o charakterzedyscyplinującym podmioty podlegające realizacjiNCW do wypełnienia określonej treści obowiązkusprawozdawczego, a w konsekwencji wymiernieprzyczyni się do uszczelnienia systemu identyfikacjipodmiotów obowiązanych do wypełnieniadyspozycji art. 23 ust. 1 ustawy o biopaliwach.Niezależnie od powyższego, mając na względziekonieczność ułatwienia prezentacji i standaryzacjidanych (w trybie art. 30 ust. 1 i ust. 2 ustawy o biopaliwach),oraz ich ujednolicenia i zapewnienia ichporównywalności, należy wskazać, iż w odniesieniudo obowiązku sprawozdawczego za kolejne kwartały2011 r., Prezes URE w dalszym ciągu udostępniał,opracowane w latach minionych z uwzględnieniemzakresu regulacji ustawowych, formularze sprawoz-130 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011dawcze, oddzielnie dla wytwórców biokomponentów(oznaczone symbolem DPE-4.1) i oddzielniedla producentów paliw ciekłych i biopaliw ciekłych(oznaczone symbolem DPE-4.2).Dodatkowo, w związku z wejściem w życiepowołanej powyżej ustawy o zmianie ustawyo systemie monitorowania kontrolowania jakościpaliw oraz niektórych innych ustaw, Prezes URE,na podstawie upoważnienia wprowadzonego doustawy o biopaliwach, w 2011 r. opracował i udostępniłnowe wzory sprawozdań kwartalnych dlawytwórców biokomponentów i producentów paliwciekłych i biopaliw ciekłych, znajdujące zastosowaniedo Sprawozdań kwartalnych składanych od1 stycznia 2012 r.Rezultatem działań prowadzonych w zakresiemonitoringu rynku biokomponentów, paliwciekłych i biopaliw ciekłych były zbiorcze raportykwartalne Prezesa URE (art. 30 ust. 4 ustawyo biopaliwach) 107) , które powinny stanowić m.in.podstawę dla sporządzania i przedstawiania RadzieMinistrów, przez Ministra Gospodarki, corocznychraportów dla Komisji Europejskiej 108) .107)W myśl znowelizowanego art. 30 ust. 4 ustawy o biopaliwach,raporty kwartalne Prezesa URE przekazywane są ministromwłaściwym do spraw: finansów publicznych, gospodarki,rynków rolnych oraz środowiska, a także Prezesowi Agencji RynkuRolnego, w terminie do 75 dni po zakończeniu kwartału.108)Raporty te dotyczyły realizacji zobowiązań Polski wynikającychz przepisów dyrektywy 2003/30/WE Parlamentu Europejskiegoi Rady z 8 maja 2003 r. w sprawie wspierania użyciaw transporcie biopaliw lub innych paliw odnawialnych, co wynikawprost z art. 32 ust. 1 ustawy o biopaliwach. Dyrektywa2003/30/WE utraciła moc 1 stycznia 2012 r.Natomiast niewykonywanie lub nierzetelnewykonywanie przez przedsiębiorców obowiązkówsprawozdawczych zagrożone jest sankcją w postacikary pieniężnej (por. pkt 5.3.).Ponadto, realizując obowiązek wynikającyz przepisów rozporządzenia Rady (UE, EURATOM)nr 617/2010 z 24 czerwca 2010 r. w sprawie zgłaszaniaKomisji projektów inwestycyjnych dotyczącychinfrastruktury energetycznej w Unii Europejskiejoraz uchylającegorozporządzenie (WE)nr 736/96 109) , Prezes UREprzekazał Komisji Euro-Wyszczególnieniepejskiej informacje dotycząceinfrastrukturyenergetycznej służącejdo wytwarzania biopaliwciekłych, w zakresieinstalacji, które mogąprodukować lub rafinowaćbiopaliwa ciekłe 110) .4.2.2. BiokomponentyW 2011 r. Prezes URE otrzymywał, po zakończeniukolejnych kwartałów, sprawozdania kwartalnesporządzane przez wytwórców biokomponentów.Zgromadzone dane były sukcesywnie publikowanena stronie internetowej urzędu. Ich109)Dz. Urz. UE seria L 180 z 15.7.2010, str. 7.110)Instalacje o zdolności co najmniej 50 000 ton/rok.zestawienie zbiorcze dotyczące 2011 r. zawartezostało w tab. 52.4.2.3. Biopaliwa ciekłeTabela 52. Biokomponenty − podstawowe informacjeIlość biokomponentów wytworzonychprzez ogół wytwórcówIlość biokomponentów sprzedanychprzez wytwórców na terytorium krajuIlość biokomponentów sprzedanychprzez wytwórców podmiotom zagranicznymW 2011 r. Prezes URE otrzymywał, po zakończeniukolejnych kwartałów, sprawozdania kwartalnesporządzane przez producentów paliw ciekłychi biopaliw ciekłych.Jedn.miaryOgółem Bioetanol Ester[tona] 495 665 131 900 363 765[tona] 442 932 86 833 356 099[tona] 37 164 21 399 15 765Źródło: URE na podstawie informacji uzyskanych: w I, II, III i IV kwartale 2011 r., odpowiedniood 41, 38, 37 i 35 wytwórców, którzy przekazali sprawozdania kwartalne, o którychmowa w art. 30 ust. 1 ustawy o biopaliwach.Zebrane dane były sukcesywnie publikowane nastronie internetowej urzędu. Ich zestawienie zbiorczedotyczące 2011 r. zawarte zostało w tab. 53 (str. 132).4.3. Monitorowanie realizacjiNarodowego Celu WskaźnikowegoIstotną kompetencją Prezesa URE, która umożliwiarealizację zobowiązań Polski wynikającychnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>131
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄTabela 53. Biopaliwa ciekłe – podstawowe informacjeWyszczególnieniebiopaliwa ciekłewytworzone przez ogółproducentówbiopaliwa ciekłe sprzedanena terytorium krajubiopaliwa ciekłeprzeznaczone do zastosowaniaw wybranychflotach* oraz zużytena potrzeby własneJedn.miaryOgółemNa baziebenzynsilnikowychNa bazieoleju napędowegoEster (samoistnepaliwo)[tona] 140 713,71 0,00 2 544,94 138 168,77[tona] 399 427,72 8,85 3 375,92 396 042,95[tona] 5 736,07 0,00 0,00 5 736,07* Wybrane floty, o których mowa w art. 2 ust. 1 pkt 23 ustawy z 25 sierpnia 2006 r.o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw.Źródło: URE na podstawie informacji uzyskanych w I, II, III i IV kwartale 2011 r., odpowiedniood 64, 54, 51 i 49 producentów, którzy przekazali sprawozdania kwartalne,o których mowa w art. 30 ust. 2 ustawy o biopaliwach.z przepisów dyrektywy 2003/30/WE ParlamentuEuropejskiego i Rady z 8 maja 2003 r. w sprawiewspierania użycia w transporcie biopaliw lubinnych paliw odnawialnych, jest monitorowanieoraz egzekwowanie wykonania NarodowegoCelu Wskaźnikowego (NCW), tj. zapewnienia conajmniej minimalnego udziału biokomponentówi innych paliw odnawialnych w ogólnej ilości paliwciekłych i biopaliw ciekłych sprzedanych, zbytychw innej formie lub zużytych na potrzeby własne,liczonego według wartości opałowej.Zobowiązanymi do realizacji Narodowego CeluWskaźnikowego są przedsiębiorcy wykonującydziałalność gospodarczą w zakresie wytwarzania,importu lub nabycia wewnątrzwspólnotowego paliwciekłych lub biopaliwciekłych, którzy sprzedająlub zbywają jew innej formie na terytoriumRzeczypospolitejPolskiej lub zużywają napotrzeby własne. Obowiązekten jest zabezpieczonymożliwościąstosowania przez PrezesaURE sankcji finansowychw postaci kar pieniężnych(por. pkt 5.3).Jednocześnie RadaMinistrów, co trzy lata,do 15 czerwca danegoroku, określa, w drodzerozporządzenia, NCW nakolejne sześć lat, biorącpod uwagę możliwości surowcowe i wytwórcze,możliwości branży paliwowej oraz przepisy UniiEuropejskiej w tym zakresie 111) . Aktualnie obowiązujerozporządzenie Rady Ministrów z 15 czerwca2007 r. 112) , z którego wynika, że wysokość NCW na2010 r. wynosiła 5,75%, zaś w 2011 r. – 6,20%.W 2011 r. podjęto działania zmierzające dorozliczenia realizacji tego obowiązku w 2010 r.,kierując do przedsiębiorców podlegających dyspozycjiart. 23 ust. 1 ustawy o biopaliwach we-111)Art. 24 ust. 1 ustawy o biopaliwach.112)Rozporządzenie Rady Ministrów z 15 czerwca 2007 r.w sprawie Narodowych Celów Wskaźnikowych na lata 2008–2013 (Dz. U. Nr 110, poz. 757).zwania do przedstawienia szczegółowych informacjiw tym zakresie oraz kontynuowano czynnościrozliczeniowe (łącznie cztery postępowania) zalata 2008−2009. W celu ujednolicenia sposobuprezentacji danych dotyczących realizacji NCWw 2010 r. oraz usprawnienia procesu przekazywaniatych danych, wykorzystano specjalny formularzsprawozdawczy (oznaczony symbolem DPE-4.3),opracowany w URE.Jednocześnie, w związku z wejściem w życieustawy o zmianie ustawy o systemie monitorowaniai kontrolowania jakości paliw oraz niektórychinnych ustaw 113) , Prezes URE, na podstawienowowprowadzonych do ustawy o biopaliwachregulacji prawnych, w 2011 r. opracował i udostępniłnowe wzory sprawozdań rocznych dotyczącychrealizacji NCW w 2011 r. i w latachnastępnych, uwzględniając przy tym możliwośćzastosowania, w odniesieniu do wymaganegow danym okresie rozliczeniowym poziomu NCW,współczynnika redukcyjnego, przewidzianegow aktualnym stanie prawnym na poziomie 0,85dla lat 2012−2013.Na podstawie informacji i danych liczbowychzebranych w 2011 r. od 34 podmiotów zobowiązanychdo realizacji NCW w 2010 r., ustalono, żeudział biokomponentów i innych paliw odnawialnychw ogólnej ilości paliw ciekłych i biopaliw ciekłychsprzedawanych, zbywanych w innej formielub zużywanych na potrzeby własne w 2010 r.113)Ustawa z 27 maja 2011 r. o zmianie ustawy o systemiemonitorowania i kontrolowania jakości paliw oraz niektórychinnych ustaw.132 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011wyniósł 5,84%. 32 spośród 34 podmiotów zobowiązanychdo realizacji NCW, udokumentowałowykonanie tego obowiązku na wymaganym prawempoziomie.Z ustaleń dokonanych w 2011 r. wynika, iżw grupie 34 podmiotów zobowiązanych do realizacjiNarodowego Celu Wskaźnikowego w 2010 r.znalazły się:• sześć podmiotów, które osiągnęły NCW na poziomieponiżej 5,75% lub nie udokumentowałyrealizacji,• siedem podmiotów, które osiągnęły NCW napoziomie od 5,75% do 5,99%,• siedem podmiotów, które osiągnęły NCW napoziomie od 6,00% do 6,99%,• cztery podmioty, które osiągnęły NCW na poziomieod 7,00% do 29,99%,• jeden podmiot, który osiągnął NCW na poziomieod 30,00% do 99,99%,• dziewięć podmiotów, które osiągnęły NarodowyCel Wskaźnikowy na poziomie 100%.W stosunku do dwóch podmiotów, które niezrealizowały w 2010 r. Narodowego Celu Wskaźnikowegona wymaganym prawem poziomie PrezesURE wszczął stosowne postępowania w przedmiociewymierzenia kary pieniężnej. W stosunku dopodmiotów, które nie udokumentowały w sposóbnależyty zrealizowania tego obowiązku prowadzonesą postępowania wyjaśniające.Ogółem, podmioty zobowiązane do realizacjiNCW w roku 2010 udokumentowały sprzedaż, zbyciew innej formie lub zużycie na potrzeby własne− według wartości wagowych − 11 062,29 tys. tonczystego oleju napędowego oraz 885,70 tys. ton estrumetylowego, 3 928,30 tys. ton czystych benzynsilnikowych i 240,40 tys. ton bioetanolu.Z kolei, na podstawie sprawozdań kwartalnych(art. 30 ust. 2 ustawy o biopaliwach) przekazywanychw terminie do 45 dni po zakończeniudanego kwartału, przez producentów paliwciekłych i biopaliw ciekłych, zawierających informacjem.in. dotyczące ilości i rodzajów wytworzonychpaliw ciekłych i biopaliw ciekłych orazsposobu ich rozdysponowania (por. pkt 4.2.1.i 4.2.3.) ustalono, iż szacunkowy poziom wykonaniaNarodowego Celu Wskaźnikowego w 2011 r.wyniósł 6,51%.Należy jednak dodać, że wstępne informacjedotyczące realizacji NCW za rok 2011 będą dostępnew II kwartale 2012 r., co wynika z uwarunkowańformalno-prawnych monitorowania realizacjiNCW, w tym terminu do składania sprawozdaniao którym mowa w treści art. 30b ust. 1 ustawyo biopaliwach 114) .114)Przepis ten został dodany przez art. 3 pkt 5 ustawy z 27 maja2011 r. o zmianie ustawy o systemie monitorowania i kontrolowaniajakości paliw oraz niektórych innych ustaw.5. Inne zadania Prezesa URE5.1. Kontrolowanie działalnościprzedsiębiorstw energetycznychNa kontrolę dokonywaną przez Prezesa URE należyw pierwszej kolejności spojrzeć przez pryzmatzadań i uprawnień, jakie temu organowi przysługujązgodnie z art. 23 ust. 2 ustawy – Prawo energetyczne.Do zakresu kompetencji Prezesa URE należym.in. kontrolowanie wykonywania obowiązkówprzedsiębiorstw energetycznych zajmujących sięwytwarzaniem energii elektrycznej lub jej obrotemi sprzedających tę energię odbiorcom końcowym,przyłączonym do sieci na terytorium RP, standardówjakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowaniena wniosek odbiorcy dotrzymania parametrówjakościowych paliw gazowych i energii elektrycznejjak i kontrola kwalifikacji osób, o którychmowa w art. 54 ustawy. Kompetencje Prezesa UREupoważniają go do kontroli przestrzegania warunkówprowadzenia działalności podmiotów, którymzostały udzielone koncesje. Przepisy ustawy −Prawo energetyczne umożliwiają Prezesowi UREprowadzenie kontroli działalności przedsiębiorstwenergetycznych poprzez analizę ich sytuacji w procesieudzielania koncesji lub jej zmiany, a takżepodejmowanie odpowiednich działań w przypadkuzgłoszenia przez inne organy państwa czy też odbiorców(np. w formie skarg) faktu dokonywanianaruszeń prawa przez podmioty podlegające koncesjonowaniulub podejrzenia nieprzestrzeganiaprzez te podmioty przepisów prawa, czy też warunkówudzielonej koncesji. Następstwem ujaw-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>133
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄnienia nieprawidłowości są natomiast stosowne,opisane poniżej, działania interwencyjne przy wykorzystaniudostępnych instrumentów prawnych.5.1.1. Kontrola stosowania taryfZgodnie z brzmieniem art. 47 ust. 1 i 2 ustawy –Prawo energetyczne, przedsiębiorstwa energetyczneposiadające koncesje ustalają taryfy dla paliwgazowych i energii, które podlegają zatwierdzeniuprzez Prezesa URE, a Prezes URE zatwierdza taryfę,bądź odmawia jej zatwierdzenia w przypadkustwierdzenia niezgodności taryfy z zasadami i przepisami,o których mowa w art. 44-46 tej ustawy.Przepisy ustawy − Prawo energetyczne wskazująwprost obszary, które podlegają kontroli PrezesaURE. Zgodnie z delegacją ustawową zawartąw art. 23 ust. 2 pkt 2 ustawy – Prawo energetyczne,do zakresu działania Prezesa URE należy m.in.kontrola stosowania taryf paliw gazowych, energiielektrycznej i ciepła pod względem ich zgodnościz zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46 ustawy,w tym analizowanie i weryfikowanie kosztówprzyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetycznejako uzasadnione do kalkulacji cen i stawekopłat w taryfach.Prezes URE sprawuje ponadto bieżącą kontrolęnad posiadaniem taryf dla energii elektryczneji paliw gazowych przez przedsiębiorstwa, któreuzyskały koncesje na prowadzenie działalnościw tym zakresie. A mianowicie, działając napodstawie art. 28 ustawy – Prawo energetyczneprzedsiębiorstwa te proszone są o przedstawienieogólnych informacji nt. prowadzonej działalności,tj. podanie w szczególności:• czy została podjęta działalność gospodarczaw zakresie objętym koncesjami,• planowanej ilości odbiorców paliw gazowychlub energii elektrycznej,• planowanej rocznej dostawy paliw gazowychlub energii elektrycznej.Przedsiębiorstwa pouczane są o koniecznościustalenia taryf i przedłożenia ich do zatwierdzeniaPrezesowi URE, jak również o sankcjach wynikającychz art. 56 ust. 1 pkt 5 i 5a ustawy – Prawoenergetyczne za stosowanie cen i taryfy, nie przestrzegającobowiązku ich przedstawienia PrezesowiURE do zatwierdzenia.Jednocześnie, zmierzając do równoważenia interesówprzedsiębiorstw i odbiorców paliw i energii,Prezes URE dokonuje kontroli w każdym postępowaniuadministracyjnym w sprawie zatwierdzenia taryfy,bez względu na rodzaj nośnika m.in. poprzez:• analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanychprzez przedsiębiorstwa energetycznejako uzasadnione do kalkulacji cen i stawekopłat (w tym prawidłowość kosztów przeniesionychi sposób podziału kosztów wspólnych),• sprawdzanie czy wysokość proponowanychdo zatwierdzenia cen i stawek opłat zapewniaochronę interesów odbiorców przed ich nieuzasadnionympoziomem,• ustalanie udziału opłat stałych w łącznych opłatachza usługi dystrybucji,• sprawdzanie czy przedsiębiorstwa różnicująceny i stawki opłat dla poszczególnych grup taryfowychstosownie do ponoszonych kosztów,• analizowanie prawidłowości planowanych przychodówza ponadumowny pobór energii biernej,przekroczenia mocy i opłaty za usługi wykonywanena dodatkowe zlecenie odbiorcy itp.,o które to przychody pomniejszany jest przychódpokrywający koszty uzasadnione przedsiębiorstwa,a stanowiący podstawę do kalkulacjistawek opłat, itd.Ponadto, Prezes URE prowadzi stały, bieżącynadzór nad stosowaniem taryf przez przedsiębiorstwaenergetyczne, w szczególności w związkuz wątpliwościami odbiorców, co do prawidłowościich stosowania. Najczęstszymi przypadkami sąkontrole pod kątem zgodności stosowania taryfz określonymi w niej warunkami, dotyczącymi: zasadkwalifikacji odbiorców do poszczególnych gruptaryfowych, zmiany grupy taryfowej, sposobu rozliczeń,udzielania bonifikat z tytułu przerw w dostawieenergii elektrycznej oraz sposobu naliczaniaopłat za ponadumowny pobór energii biernej i zaprzekroczenia mocy umownej.5.1.2. Działania interwencyjneEnergia elektrycznaW 2011 r. prowadzono dwa postępowania wyjaśniające,dotyczące tego samego przedsiębiorcy,mające na celu sprawdzenie, czy przedsiębiorstwoenergetyczne wykonuje działalność gospodarcząw zakresie dystrybucji energii elektrycznej, zgodniez warunkami określonymi w udzielonej koncesji.Ponadto do URE pod koniec grudnia 2011 r.134 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011ruszenia przez przedsiębiorcę warunków koncesjina obrót energią elektryczną w związku z dokonaniemzakupu energii elektrycznej od wytwórcyenergii odnawialnej nie posiadającego stosownejkoncesji na wytwarzanie energii elektrycznej. Postępowaniewyjaśniające w ww. zakresie zostanieprzeprowadzone w pierwszym kwartale 2012 r.Przedmiotowe dwa postępowania wyjaśniająceprowadzone w URE w 2011 r., wszczęto wskutekskarg na działalność przedsiębiorstwa energetycznegoi próśb o interwencję kierowanych do PrezesaURE przez odbiorców energii elektrycznej. Jedna zespraw dotyczyła ewentualnego nieutrzymywaniasieci w należytym stanie technicznym polegającymna nie usunięciu gałęzi drzew znajdujących sięw pobliżu linii napowietrznej 15 kV, powodującymikrótkie przerwy w dostawie energii elektrycznej doobiektów należących do odbiorcy. Dotychczasoweustalenia nie dały podstaw do wszczęcia postępowaniaw sprawie wymierzenia kary pieniężnej.Druga sprawa dotyczyła skargi Polskiego TowarzystwaKonsumentów na nieprzestrzeganie warunkówkoncesji oraz prowadzenie działalności na obszarzenieobjętym koncesją przez przedsiębiorcę na tereniedzielnicy Warszawy nie wskazanej w koncesji. Skarżącyzostał poinformowany, że przedsiębiorca posiadakoncesję na dystrybucję energii elektrycznej, któraobejmuje swym zakresem obszar danej dzielnicyWarszawy, a zaistniałe nieścisłości w brzmieniu decyzjiwynikają ze zmian w podziale administracyjnym.Niezależnie od tego Prezes URE wezwał przedsiębiorcędo aktualizacji koncesji. Przedsiębiorca zastosowałsię do wezwania. Aktualnie trwa postępowaniew sprawie zmiany ww. koncesji.Oprócz powyższych postępowań wyjaśniającychw 2011 r. zostało przeprowadzone badaniedotyczące powiązań kapitałowych sześciu „dużych”OSD elektroenergetycznych. OSD zostali wezwanido przekazania informacji o spółkach, nad którymisprawują kontrolę w rozumieniu art. 3 ust. 2rozporządzenia nr 139/2004 z 20 stycznia 2004 r.w sprawie kontroli koncentracji przedsiębiorstw 115) .Zgodnie z art. 9d ust. 1 i 2 ustawy – Prawoenergetyczne, OSD powinien być w pełni niezależnyod innych rodzajów działalności niezwiązanychz przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej.Analiza tych przepisów prowadzi do wniosku,że w szczególności przedsiębiorstwo zaangażowanew działalność sieciową nie może posiadaćakcji lub udziałów powiązanych przedsiębiorstwprowadzących działalność w zakresie obrotu lubwytwarzania. Posiadanie takich udziałów przezprzedsiębiorstwo sieciowe oznacza bezpośredniefinansowe zainteresowanie wynikami powiązanegopodmiotu, co w konsekwencji skutkuje utratąprzez zarząd zdolności „niezależnego działania”.Prowadzi to do wniosku, że posiadanie przezOSD (nawet pośrednio poprzez spółkę zależną)akcji lub udziałów w spółce zajmującej się obrotemenergią elektryczną jest niedopuszczalnei stanowi naruszenie przepisów art. 9d ust. 1 i 2ustawy – Prawo energetyczne.Monitoring powiązań kapitałowych wykazał, żejeden z dużych OSD poprzez swoją spółkę zależnąposiada udziały w spółce zajmującej się dystrybucjąi obrotem energią elektryczną, przez co115)Dz. Urz. WE L 024 z 29.01.2004.zachodzi podejrzenie, że narusza warunki i kryterianiezależności OSD 116) . Wobec tego OSD PrezesURE wszczął postępowanie o ukaranie na początkustycznia 2012 r.Z kolei w przypadku innego dużego OSD ustalonona podstawie posiadanych przez Prezesa UREinformacji, że ww. OSD świadczy na rzecz spółkimatki, zajmującej się obrotem energią elektryczną,na podstawie umowy, następujące usługi: prowadzenierozliczeń, emisję faktur i ich doręczanie,rozpatrywanie wniosków, prowadzenie korespondencji,prowadzenie rejestracji oraz aktualizacjębazy danych klientów, archiwizację powierzonychdokumentów, przez co zachodzi podejrzenie, żew opisanym przypadku doszło do naruszenia warunkuniezależności OSD, o którym mowa w art. 9dust. 1a ustawy – Prawo energetyczne. Wobectego OSD pod koniec grudnia 2011 r. Prezes UREwszczął postępowanie o ukaranie.Ponadto Prezes URE prowadzi bieżący nadzórwynikający z napływającej korespondencji, ododbiorców paliw i energii, pod kątem zgodnościstosowania taryf z określonymi w nich warunkami.W większości przypadków udzielano jedynie wyczerpującychodpowiedzi, gdyż zadawane pytanialub stawiane zarzuty wynikały raczej z nieznajo-116)Zgodnie z art. 56 ust. 1 pkt 20 ustawy – Prawo energetyczne,ten, kto nie przestrzega warunków i kryteriów niezależności operatorasystemu, o którym mowa w art. 9d ust. 1-2, podlega karze pieniężnej.Wysokość kary pieniężnej wymierzonej w tym przypadkunie może być niższa niż 1% i wyższa niż 15% przychodu ukaranegoprzedsiębiorcy, wynikającego z działalności koncesjonowanej, osiągniętegow poprzednim roku podatkowym (art. 56 ust. 2f i 3).nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>135
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄmości tematu przez piszącego, natomiast w pozostałychprzypadkach podejmowano interwencjew przedsiębiorstwach energetycznych, mające nacelu pomoc odbiorcy i doprowadzenie do rozliczeńzgodnych z warunkami określonymi w taryfie:1. Dwóch odbiorców zwróciło się do Prezesa UREo interwencję w sprawie sposobu naliczania,przez jedno z przedsiębiorstw energetycznych,opłat za straty energii w transformatorze.W wyniku przeprowadzonego postępowaniawyjaśniającego, przedsiębiorstwo zobowiązałosię do podjęcia działań mających na celu zmianęzasad naliczania strat w transformatorze,poczynając od okresu nie objętego przedawnieniemroszczeń, jak również możliwość wymianylicznika na inny pozwalający na pomiar wielkościstrat mocy i energii i przejście na rozliczeniaw oparciu o wskazania tego licznika. Przedsiębiorstwodokonało również korekt wielkości doliczeństrat energii czynnej i biernej.2. Wskutek skargi odbiorcy, dotyczącej sposoburozliczeń za energię w przypadku zamówieniaróżnej wielkości mocy umownej w danym roku,przeprowadzono postępowanie wyjaśniające.W ramach korespondencji zwrócono przedsiębiorstwuuwagę, że z treści § 47 ust. 1 rozporządzeniaMinistra Gospodarki z 18 sierpnia 2011 r.w sprawie szczegółowych zasad kształtowaniai kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocieenergią elektryczną, jak i stosownych zapisóww treści taryfy samego przedsiębiorstwa, niemożna wnioskować o możliwości ograniczeniaprzez OSD wyboru na rok 2012 różnych wielkościmocy umownej przez odbiorcę jedynie dodwóch wielkości. W odpowiedzi przedsiębiorstwooświadczyło, że w przypadku odbiorcówcharakteryzujących się zróżnicowaną mocą pobranąw ciągu roku, będzie promować rozwiązaniejego zdaniem optymalne tj. dwie wielkościmocy (sezon zwiększonego i zmniejszonegozapotrzebowania), natomiast nie będzie to realizowanew formie działań ograniczających prawoodbiorcy do zamówienia różnych wielkościmocy umownych i w przypadkach podtrzymaniawoli odbiorcy większego zróżnicowania zamówionejmocy w poszczególnych miesiącach roku,przedsiębiorstwo będzie taką wolę respektować,sporządzając stosowne aneksy do umów.3. W związku z wystąpieniem odbiorcy, odnośniesposobu wyznaczania wielkości mocy pobranejw rozliczaniu przekroczeń mocy, przeprowadzonopostępowanie wyjaśniające. Według odbiorcy,układ pomiarowo-rozliczeniowy umożliwiałrozliczenie wg sumy dziesięciu największychnadwyżek mocy pobranej ponad moc umowną,podczas gdy przedsiębiorstwo przyjęło dorozliczenia dziesięciokrotność najwyższegoprzekroczenia mocy. Po przeprowadzeniu postępowaniawyjaśniającego stwierdzono – informująco tym przedsiębiorstwo – że zainstalowanyu odbiorcy układ pomiarowy umożliwiapozyskanie i rozliczenie dziesięciu największychwielkości nadwyżek mocy za pośrednictwemoprogramowania komputerowego, w związkuz czym dostosowanie układu pomiarowo-rozliczeniowegonie jest konieczne.4. W związku z pismem odbiorcy kwestionującymprawidłowość rozliczeń za energię elektrycznąprzeprowadzono postępowanie wyjaśniającew tej sprawie. Prowadzono korespondencjęzarówno z przedsiębiorstwem dystrybucyjnym,jak i obrotowym. W wyniku przeprowadzonegopostępowania stwierdzono, że w rozliczeniuz odbiorcą zastosowano okresy rozliczeniowedłuższe niż wynikające z zapisów taryfy. Cowięcej, taka sytuacja miała miejsce w przypadkuwiększej liczby odbiorców. Ponadto wątpliwościwzbudził również sposób wyznaczeniaprzez przedsiębiorstwo opłaty wynikającej zeskładnika stałego stawki sieciowej oraz stawkiopłaty przejściowej. W efekcie, w związku z powyższąsprawą, wobec przedsiębiorstwa obrotuzostało wszczęte postępowanie administracyjnew sprawie wymierzenia kary pieniężnej,w związku z art. 56 ust. 1 pkt 12 ustawy – Prawoenergetyczne. Postępowanie jest w toku.5. W związku z pismem odbiorcy odnośnie brakuzgody przedsiębiorstwa energetycznego nazmianę grupy taryfowej z C11 na G, wystąpionow tej sprawie do przedsiębiorstwa. Na podstawieudzielonych przez nie wyjaśnień stwierdzono,że przesłanką umożliwiającą postulowanązmianę grupy taryfowej jest fakt posiadaniaprzez odbiorcę decyzji o wykreśleniu z rejestruprzedsiębiorstw prowadzących działalnośćgospodarczą. W odpowiedzi, przedsiębiorstwopoinformowało, iż wystosowało do odbiorcypismo potwierdzające możliwość zmiany grupytaryfowej z C na G oraz związaną z tym zmianędotychczasowej umowy.6. W związku z pismami: odbiorcy oraz grupy konsultingowejw imieniu kilku innych odbiorców,136 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011podjęto interwencję w sprawie dotyczącej zakresui warunków stosowania przez przedsiębiorstwoenergetyczne grupy taryfowej C11o.W wyniku przeprowadzonego postępowaniawyjaśniającego stwierdzono, że nie istniejążadne szczególne uregulowania prawne zawierającezapisy zabraniające instalowania przezodbiorców urządzeń ograniczających zużycieenergii elektrycznej, w tym np. instalowaniaw sieci za licznikiem dodatkowego zegara sterującego,skracającego czas zasilania poszczególnychodbiorników, wprowadzania przedsięwzięćenergooszczędnych oraz racjonalnego użytkowaniaurządzeń i instalacji, nawet poprzez wyłączeniaoświetlenia ulicznego w okresie letnim,a racjonalne użytkowanie energii elektrycznejprzez odbiorców powinno stanowić prioryteti być promowane zarówno przez odbiorców,jak i dostawców energii elektrycznej, pomimoodmiennych celów finansowych. Kwestia ta nadaljest przedmiotem wymiany korespondencjiz przedsiębiorstwem.7. Na skutek wystąpienia odbiorcy w sprawie dotyczącejrozliczeń za energię elektryczną orazsposobu pobierania opłat za przyłączenie dosieci elektroenergetycznej, Prezes URE kilkukrotniezwrócił się do przedsiębiorstw (zajmującychsię obrotem i dystrybucją energii elektrycznej)z prośbą o szczegółowe ustosunkowaniesię do pism odbiorcy, nadesłanie wyjaśnieńi kopii stosownych dokumentów. W wynikuprzeprowadzonego postępowania wyjaśniającegodoprowadzono do porozumienia pomiędzystronami, a przede wszystkim podjęta przezPrezesa URE interwencja przyniosła oczekiwanyskutek w postaci wznowienia dostaw energiielektrycznej do nieruchomości odbiorcy.8. Prezes URE podjął interwencję w sprawie interpretacjizapisów w taryfie dla usług dystrybucjienergii elektrycznej jednego z operatorów systemówdystrybucyjnych, w świetle rozbieżnościstanowisk stron dotyczących zapisów w umowieo świadczenie usług dystrybucji. Prowadzoneprzez URE postępowanie wyjaśniające doprowadziło,już w jego trakcie, do rozwiązania jednejze spornych kwestii, a mianowicie do odstąpieniaprzez przedsiębiorstwo od zastosowaniaw ww. umowie rozliczenia z wykorzystaniem ratplanowych i zmiany brzmienia jednego z paragrafówdotyczącego rodzajów wystawianychfaktur oraz terminów płatności. Drugą kwestią,co do której strony nie osiągnęły porozumienia,pozostał sposób interpretacji zapisów taryfy, tj.zdefiniowanie miejsca dostarczania energii orazsposobu zamawiania mocy umownej. OstateczniePrezes URE wskazał, biorąc pod uwagęzarówno stan faktyczny, jak i stan prawny, najbardziejracjonalny sposób rozwiązania spornejkwestii, proponowane brzmienie konkretnychzapisów w umowie o świadczenie usług dystrybucjienergii elektrycznej oraz sposób rozwiązaniaproblemu w zakresie ustalenia poziomumocy umownej.9. Przedsiębiorstwo energetyczne w rozliczeniuz odbiorcą popełniło błąd polegający na wysłaniuodbiorcy faktury w dwóch oryginalnychegzemplarzach, a następnie na dwukrotnymwysłaniu wezwań do zapłaty za faktury, którew rzeczywistości zostały w podanych na fakturachterminach zapłacone przez tegoż odbiorcę.URE podjął działania zmierzające do wyjaśnieniatej sprawy. Z uzyskanych informacjioraz otrzymanej korespondencji wynikało, żewysłanie wezwań do zapłaty za faktury opłaconew odpowiednim terminie spowodowanebyło automatycznym księgowaniem wpłat dokonywanychprzez odbiorcę na dwóch różnychkontach przypisanych do dwóch numerów bilingowychadresata. Przedsiębiorstwo w zaistniałejsytuacji nie poinformowało odbiorcy o przysługującymmu prawie, iż powstała nadpłatapodlegać może zaliczeniu na poczet płatnościustalonych na najbliższy okres rozliczeniowy, jeśliodbiorca nie zażąda jej zwrotu, lecz wezwałoodbiorcę do zwrócenia jednego oryginału fakturyz dwóch pomyłkowo wysłanych. W związkuz tym, Prezes URE przypomniał przedsiębiorstwu,iż dobra praktyka nakazuje, aby przedsiębiorstwoenergetyczne, w przypadku zaistnieniatego typu lub podobnych zdarzeń, wynikającychz winy samego przedsiębiorstwa, przypominałoswoim odbiorcom również o przysługujących imprawach i przywilejach, co w przypadku tegoodbiorcy skutkowałoby uniknięciem dalszychnieporozumień związanych z wysyłaniem kolejnychwezwań do zapłaty.10. Odbiorca przyłączony do sieci jednego z przedsiębiorstwdystrybucyjnych wystąpił do PrezesaURE w sprawie przekwalifikowania gospodarstwarolnego z grupy taryfowej G1x do grupyCxx. W swoim piśmie sugerował, że nie znanajest mu przyczyna zainstalowania dodatkowegonr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>137
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄukładu pomiarowo-rozliczeniowego dla instalacjizasilającej budynki gospodarcze. Pracownicyspółki przy okazji zmiany lokalizacji układupomiarowego, zidentyfikowali przeznaczeniepobieranej energii elektrycznej na cele inne,niż określa to obowiązująca taryfa w zakresiegrup taryfowych G1x. Po przeprowadzeniupostępowania wyjaśniającego − z informacjiotrzymanych za pośrednictwem przedsiębiorstwadystrybucyjnego i przedsiębiorstwa obrotu(protokół kontroli wraz z dokumentacjązawierającą zdjęcia z wizji lokalnej) wynika,iż oprócz zaspokojenia potrzeb gospodarstwadomowego, energia elektryczna zużywana jestrównież na cele prowadzonego przez odbiorcęgospodarstwa rolnego (40 szt. bydła). Odbiorcazostał poinformowany przez URE, iż koniecznajest zmiana grupy taryfowej z G1x na Cxx(w przypadku pobierania energii elektrycznejna nN) dla obiektu, w którym energia elektrycznapobierana jest na cele produkcyjne.W 2011 r. do Prezesa URE dość licznie, w porównaniuz wcześniejszymi latami, wpływały pismaz wnioskami o interwencję w sprawach działań przedsiębiorstwenergetycznych, które zdaniem odbiorcównaruszały ich interesy, w szczególności dotyczyło toprzypadków utrudniania zmiany sprzedawcy energiielektrycznej. Podobnie jak we wcześniejszych latachwpływała też korespondencja ze skargami ze stronyprzedsiębiorstw energetycznych. Prezes URE podjąłdziałania mające na celu wyjaśnienie poszczególnychprzypadków, które w większości doprowadziły dopolubownego załatwienia problematycznych kwestii.Przykładem działań interwencyjnych, podejmowanychprzez Prezesa URE może być następująca sprawa:W połowie lutego 2011 r. do URE wpłynęła skargajednego z operatorów na działania przedsiębiorstwasieciowego, które wg skarżącego, utrudniającrealizację procedury zmiany sprzedawcy uniemożliwiałomu wdrożenie w życie umowy sprzedażyzawartej z odbiorcą energii przyłączonym do siecitego przedsiębiorstwa. W trakcie postępowania wyjaśniającegoustalono, że ograniczenie skutkująceutrudnieniem realizacji prawa odbiorcy do zmianysprzedawcy znajduje się po stronie OSD przyłączonegodo sieci najwyższych napięć. Operator ten argumentował,że nie może podpisać z przedsiębiorstwemsieciowym umowy o współpracy w zakresieprzekazywania danych pomiarowych dla potrzebrozliczeń na rynku bilansującym ze względu na fakt,że przedsiębiorstwo nie posiada statusu OSDn.Brak tej umowy skutkował brakiem możliwościprzesłania danych pomiarowych odbiorcy na rynekbilansujący, co było przyczyną wstrzymania procesuzmiany sprzedawcy. W trakcie prowadzonegopostępowania udało się doprowadzić do zawarciaww. umowy pomiędzy OSD przyłączonym do sieciprzesyłowej a przedsiębiorstwem sieciowym. Umowata weszła w życie z początkiem września 2011 r.Wraz z zawarciem tej umowy zniknęły wszelkieprzeszkody formalno-prawne, które mogłyby uniemożliwićrealizację procedury zmiany sprzedawcyprzez odbiorcę energii elektrycznej przyłączonegodo sieci dystrybucyjnej przedsiębiorstwa.W 2011 r. kilkanaście interwencji regulatoradotyczyło problemów przy zmianie sprzedawcyprzez odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnejtzw. energetyki przemysłowej. W maju2011 r. podjęto działanie mające na celu wyjaśnieniesprawy alternatywnego sprzedawcy przy zawieraniuumowy o świadczenie usług dystrybucjiz przedsiębiorstwem energetycznym. Sprzedawcazamierzał podjąć działalność polegającą na oferowaniui sprzedaży energii elektrycznej do odbiorcówprzyłączonych do przedsiębiorstwa, któreutrzymywało, że przedsiębiorstwo energetyczneprowadzące działalność gospodarczą polegającąna dystrybucji energii elektrycznej nie posiadającestatusu operatora systemu dystrybucyjnegonie ma możliwości realizacji uprawnienia dlaodbiorców przyłączonych do jego sieci do zmianysprzedawcy. Regulator podjął działania zmierzającedo polubownego rozwiązania tej sprawy.Zgodnie bowiem z art. 4 ust. 2 ustawy − Prawoenergetyczne, przedsiębiorstwo energetyczne zajmującesię przesyłaniem lub dystrybucją energiijest obowiązane zapewnić wszystkim odbiorcomoraz przedsiębiorstwom zajmującym się sprzedażąenergii, na zasadzie równoprawnego traktowania,świadczenie usług przesyłania lub dystrybucjienergii. Po interwencji regulatora przedsiębiorstwopodjęło działania w celu wywiązania się ze swoichobowiązków ustawowych i umożliwienia zmianysprzedawcy odbiorcom przyłączonym do jego siecidystrybucyjnej.Paliwa gazoweW 2011 r. do Prezesa URE zwracały się zarównoosoby fizyczne, jak i przedsiębiorstwa (w tym138 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011wodociągowo-kanalizacyjne oraz robót inżynieryjnych)z prośbą o interwencję w zakresie wysokościkwot, jakimi spółki przedsiębiorstwa gazowniczegoobciążały ich za spowodowanie awarii sieci dystrybucyjnejw trakcie prowadzonych przez nichprac ziemnych. Przy czym nie kwestionowali opłatstanowiących rekompensatę kosztów naprawy gazociągóworaz utraconego paliwa, a jedynie wysokośćodszkodowania stanowiącego rekompensatęopłat, jakie naliczył OSP gazowy za przekroczeniemocy umownej na punktach wyjścia ze swojejsieci, które są jednocześnie punktami wejścia dosieci dystrybucyjnych, powołując się przy tym napostanowienia § 43 ust. 1 rozporządzenia MinistraGospodarki z 6 lutego 2008 r. w sprawie szczegółowychzasad kształtowania i kalkulacji taryf orazrozliczeń w obrocie paliwami gazowymi 117) .W ocenie Prezesa URE stosowana przez OSPpraktyka bezwzględnego naliczania opłat za przekroczeniamocy umownych spowodowane uszkodzeniamigazociągów na podstawie powołanegowyżej przepisu jest niewłaściwa i na fakt tenwskazano już w sierpniu 2011 r. Celem wskazanegowyżej przepisu nie jest bowiem przysparzanieprzedsiębiorstwom gazowniczym dodatkowychprzychodów, a wyłącznie dyscyplinowanie odbior-117)Zgodnie z którym odbiorca, który przekroczył moc umowną,bez zgody przedsiębiorstwa energetycznego, jest obciążanyopłatami stanowiącymi iloczyn mocy maksymalnej zarejestrowanejprzez układ pomiarowy ponad moc umowną, ilości godzinw okresie rozliczeniowym i trzykrotnej stałej stawki opłaty przesyłowejlub dystrybucyjnej, lub sieciowej określonej w taryfie dlagrupy taryfowej, do której odbiorca jest zakwalifikowany (Dz. U.Nr 28, poz. 165).ców do zamawiania mocy umownej adekwatnej doich potrzeb, tj. do niezaniżania jej wartości.Sytuacja, w której dochodzi do uszkodzeniagazociągu nie wypełnia żadnej z przesłanek § 43ust. 1 rozporządzenia taryfowego, gdyż zazwyczajsprawcą uszkodzenia nie jest odbiorca, a zatemnie dopuszcza się on przekroczenia mocy umownej(bo jej nie zamawia), a ponadto awaria jestzdarzeniem losowym i nieprzewidywalnym, wynikającymz działania niezamierzonego, więc niemożna postawić jej sprawcy zarzutu, że nie starałsię uzyskać zgody przedsiębiorstwa energetycznegona przekroczenie mocy umownej.Prezes URE poparł przy tym wystąpienie przedsiębiorstwa,skierowane do OSP, o anulowanieopłat za przekroczenie mocy umownych, naliczonychw związku z awariami sieci dystrybucyjnych,które spowodowane zostały działaniami osób trzecich,wzywając do podjęcia stosownych decyzjiw tym zakresie. Jednocześnie wyraził nadzieję,że do czasu zmiany rozporządzenia taryfowegoOSP będzie stosował przepis powoływanego § 43ust. 1 wyłącznie zgodnie z intencją ustawodawcy(Ministra Gospodarki), zdaniem którego podstawąnaliczenia opłat za przekroczenie mocy umownejmoże być wyłącznie świadome działanie lub zaniechanieodbiorcy gazu i przepis ten nie powinienznaleźć zastosowania w sytuacji, gdy przyczynąprzekroczenia mocy jest awaria sieci gazowej.W odpowiedzi OSP poinformował, iż wystąpiłdo przedsiębiorstwa o przedłożenie dodatkowychdokumentów, które pozwolą na obiektywną ocenęzasadności żądań każdego ze 100 zgłoszonychprzypadków, gdyż uchylenie naliczonych już opłatza przekroczenie mocy umownych musi być szczegółowouzasadnione, ponieważ – w myśl art. 19 bustawy z 30 sierpnia 1996 r. o komercjalizacji i prywatyzacji118) – wymaga zgody Rady Nadzorczej.Wskazał przy tym, iż stosowne decyzje podjętezostaną niezwłocznie po otrzymaniu pełnej dokumentacjiw odniesieniu do wszystkich zgłoszonychprzypadków, przy czym sprawy osób fizycznychznajdujących się w trudnej sytuacji materialnejtraktować będzie priorytetowo.Po to, aby zapobiec przedstawionemu wyżejzachowaniu OSP Prezes URE w pracach nad nowymrozporządzeniem taryfowym zaproponowałwprowadzenie przepisów, które uniemożliwiałybypobieranie opłat za przekroczenia mocy umownej,które są następstwem awarii, za cały okresrozliczeniowy, w którym doszło do przekroczenia.Opłaty powinny być naliczane jedynie za czastrwania awarii, co w sposób zasadniczy ograniczyopłaty, jakimi sprawców awarii można obciążyć zaich spowodowanie.Kolejną interwencją podjętą w 2011 r. byłoustalenie zasadności przerwania skarżącemu sięodbiorcy przedsiębiorstwa dostaw gazu, procedurzwiązanych z rozliczaniem i fakturowaniem odbiorcóweliminujących możliwość niedostarczania imfaktur oraz prawidłowości wystawianych faktur.W odpowiedzi przedsiębiorstwo przedłożyło zestawienieprowadzonych ze skarżącym rozliczeń,które w zakresie obciążeń potwierdzone zostałykopiami wystawionych mu faktur.118)Dz. U. z 2002 r. Nr 171, poz. 1397, z późn. zm.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>139
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄNie potwierdził się brak zasadności przerwaniamu dostaw gazu. Wezwania do zapłaty zaległychnależności wysłane zostały ww. odbiorcy listamipoleconymi i zostały mu skutecznie dostarczone,co udokumentowane zostało złożonymi przez niegopodpisami. I właśnie nieuregulowanie wskazanychw tych wezwaniach kwot w terminach w nichokreślonych były powodem wstrzymania dostawgazu (stosownie do postanowień art. 6 ust. 3austawy – Prawo energetyczne.Natomiast w zakresie procedur związanychz rozliczaniem i fakturowaniem odbiorców przedsiębiorstwoprzedstawiło szczegółowy schemat,z którego wynika, że do momentu przekazaniafaktur Poczcie Polskiej system jest szczelny i dobłędów prowadzących do niewydrukowania i przekazaniatej instytucji faktur nie powinno dojść.Poczta Polska – biorąc pod uwagę fakt, że fakturywystawione za dostawę gazu wysyłane są listamizwykłymi – nie wyklucza ewentualności ich niedostarczenia,twierdząc jednak, że przypadki niedostarczenieprzesyłek lub opóźnienia w ich dostarczeniumają charakter incydentalny.Jeśli zaś chodzi o prawidłowość wystawionych faktur,to ustalone w nich opłaty nie budziły wątpliwości,natomiast ich czytelność istotnie jest mała. Problemczytelności faktur był już w przeszłości przedmiotemzainteresowania Prezesa URE, który zwrócił przedsiębiorstwuuwagę na konieczność jej poprawy. Przedsiębiorstwostwierdziło jednak, że jest to zadanie niezwykletrudne, ponieważ faktury muszą odpowiadaćwarunkom zawartym w prawie podatkowym, finansowymi energetycznym i poprawa w jednym zakresiepociąga za sobą pogorszenie w zakresie innym.5.1.3. Kontrola realizacji obowiązkupublicznej sprzedaży energiielektrycznejKontrola wykonania obowiązku publicznejsprzedaży wytworzonej energii elektrycznej (tzw.„obliga giełdowego”), wynikającego z art. 49austawy – Prawo energetyczne, została przeprowadzonana podstawie art. 23 ust. 2 pkt 4a tejustawy. Objęto nią 33 przedsiębiorstwa, które wytwarzaływ 2010 r. energię elektryczną w jednostkachwytwórczych o mocy powyżej 50 MW i dotyczyłaona okresu od 9.08.2010 r. do 31.12.2010 r.Ze wszystkich kontrolowanych przedsiębiorstw,siedem korzystało z pomocy publicznej na pokryciekosztów osieroconych (tzw. spółki KDT),a więc zobowiązane było sprzedać 100% wytworzonejenergii elektrycznej na zasadach określonychw art. 49a ust. 1 i 2 ustawy. W pozostałychprzypadkach obowiązek ten dotyczył15% produkcji. Za wypełnienie obowiązku publicznejsprzedaży w badanym okresie uznaćmożna było jedynie sprzedaż na TGE SA. Niezostał zorganizowany obrót energią elektrycznąna rynku regulowanym, o którym mowaw ustawie o obrocie instrumentami finansowymi.Nie były organizowane przetargi zgodnez rozporządzeniem, o którym mowa w art. 49aust. 12 ustawy.Łączna ilość wytworzonej energii elektrycznej,która powinna zostać sprzedana na giełdzie towarowejw okresie obowiązywania obliga, czyli od9.08.2010 r. do 31.12.2010 r., wyniosła 32 TWh,co stanowi 55% energii elektrycznej brutto wyprodukowanejprzez zobowiązane spółki. W rzeczywistościwytwórcy sprzedali w powyższym trybie5,1 TWh, co stanowi 16% wolumenu obowiązkuwynikającego z art. 49a ustawy. 99% niezrealizowanegoobowiązku giełdowego przypada na tzw.spółki KDT.Wolumen obliga giełdowego ustalono przezpomniejszenie wyprodukowanej przez daną spółkęw badanym okresie ilości energii elektrycznejo tzw. wyłączenia, wymienione w art. 49a ust. 5 i 6ustawy. Suma wyłączeń w 2010 r. stanowiła 29%produkcji brutto jednostek o mocy powyżej 50 MW,a jej struktura widoczna jest na poniższym rysunku.Rysunek 28. Struktura procentowa sumy wyłączeńz obliga giełdowego (art. 49a ust. 5 i 6)Linia bezpośrednia0%Potrzeby własne21%Źródło: URE.OSP lub OSD12%Struktura wyłączeńzwolnienie art. 49aust. 6 PE3%OZE11%Kogeneracja bez OZE53%W toku przeprowadzonych kontroli stwierdzono,że czternaście przedsiębiorstw nie wypełniłoobowiązku publicznej sprzedaży. W tej sprawie zostanąprzeprowadzone postępowania administracyjnedotyczące wymierzenia kary.140 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 20115.2. Powoływanie komisjikwalifikacyjnychZadaniem komisji kwalifikacyjnych, jest sprawdzenie(poprzez przeprowadzanie odpowiednichegzaminów) kwalifikacji osób zajmujących się dozoremlub eksploatacją określonych w przepisachurządzeń, instalacji i sieci oraz wydawanie świadectwpotwierdzających te kwalifikacje dla osóbzajmujących się tego rodzaju działalnością 119) .Zagadnienia związane z działalnością komisjikwalifikacyjnych, realizowane w 2011 r. przezPrezesa URE, podobnie jak w latach poprzednich,polegały na:• powoływaniu nowych komisji kwalifikacyjnych,w tym komisji na nową kadencję,• dokonywaniu zmian/aktualizacji aktów powołaniajuż działających komisji (rozszerzenie uprawnieńkomisji bądź poszczególnych jej członków),• odwoływaniu lub też powoływaniu poszczególnychczłonków do składów komisji,• aktualizowaniu świadectw kwalifikacyjnychczłonków komisji w bazie URE,119)Zgodnie z art. 54 ust. 1 ustawy − Prawo energetyczne,osoby zajmujące się eksploatacją sieci oraz urządzeń i instalacjiokreślonych w przepisach, o których mowa w art. 54 ust. 6 ustawy,obowiązane są posiadać kwalifikacje potwierdzone świadectwemwydanym przez komisje kwalifikacyjne. Szczegółowe zasadypowoływania oraz funkcjonowania komisji kwalifikacyjnychzawarte są w rozporządzeniu Ministra Gospodarki, Pracy i PolitykiSpołecznej z 28 kwietnia 2003 r. w sprawie szczegółowych zasadstwierdzania kwalifikacji przez osoby zajmujące się eksploatacjąurządzeń, instalacji i sieci (Dz. U. z 2003 r. Nr 89, poz. 828 i Nr 129,poz. 1184 oraz z 2005 r. Nr 141, poz. 1189). Por. także art. 4ustawy z 24 lipca 2002 r. o zmianie ustawy − Prawo energetyczne(Dz. U. z 2002 r. Nr 135, poz. 1144).• analizowaniu arkuszy sprawozdawczych z działalnościkomisji,• podejmowaniu działań związanych z korektąnieprawidłowości występujących w pracachkomisji.Ustawą z 19 sierpnia 2011 r. o zmianie ustawy– Prawo energetyczne oraz niektórych innychustaw 120) zostały wprowadzone zmiany art. 54ustawy – Prawo energetyczne dotyczące komisjikwalifikacyjnych, co wywołało lawinę pytańdo Prezesa URE i zmieniło w pewnym zakresiepostępowanie przy ocenie wniosków o powołaniekomisji kwalifikacyjnych przez Prezesa URE.Konieczna stała się dodatkowa weryfikacja świadectwkwalifikacyjnych wydanych przed wejściemw życie powyższej zmiany, jeśli kandydaci doskładu komisji kwalifikacyjnej będą powoływaćsię na ich bezterminowość.W 2011 r. wpłynęło 91 wniosków o powołaniekomisji na kolejną kadencję i 4 wnioski o powołanienowych komisji kwalifikacyjnych. W 2011 r.Prezes URE powołał w sumie 78 komisji kwalifikacyjnychna kolejną kadencję (w tym dwanaściena wnioski złożone w 2010 r.) oraz pięć nowychkomisji kwalifikacyjnych (w tym trzy na wniosekz 2010 r.). Dwadzieścia pięć wniosków o powołaniekomisji na kolejną kadencję oraz dwa wnioskio powołanie nowych komisji kwalifikacyjnychzostaną rozpatrzone po zakończeniu postępowańwyjaśniających prowadzonych w 2012 r.W 2011 r. do Prezesa URE wpłynęły równieżtrzy wnioski o odwołanie komisji kwalifikacyjnych.120)Dz. U. z 2011 r. Nr 205, poz. 1208.Jeden wniosek został rozpatrzony w 2011 r. Dwazostaną rozpatrzone w 2012 r.W 2011 r. do Prezesa URE wpłynęło także94 wniosków o zmianę aktów powołania komisji,rozpatrzonych zostało 79 wniosków oraz sześćwniosków, które wpłynęły w 2010 r. (26 zmian polegałona dokonywaniu aktualizacji nazw przedsiębiorstw,przy których powołana jest komisja, pozostałewnioski polegały na rozszerzeniu zakresuuprawnień lub zmianie składu osobowego komisji).W związku z nowelizacją aktów powołania, któredotyczyły zmian w składach osobowych komisji,przygotowano również 19 indywidualnych aktówodwołania oraz 22 indywidualnych aktów powołaniado składów osobowych komisji. 15 wnioskówo zmianę aktów powołania, które wpłynęłow 2011 r., zostanie rozpatrzonych w 2012 r. poprzeprowadzeniu postępowania wyjaśniającego.W ramach prowadzonej kontroli aktualnościi poprawności świadectw kwalifikacyjnych, 143 komisjeprzesłały w 2011 r. do Prezesa URE aktualneświadectwa swoich członków. W 23 przypadkachudzielono odpowiedzi na pytania różnych podmiotówz zakresu eksploatacji instalacji i urządzeńenergetycznych oraz obowiązku posiadania dodatkowychwymagań kwalifikacyjnych.W trakcie weryfikacji dokumentacji dokonanorównież analizy 202 arkuszy sprawozdawczychz działalności komisji kwalifikacyjnych, które wpłynęłydo URE w 2011 r.Według stanu na 31 grudnia 2011 r. działało391 komisji kwalifikacyjnych (409 w 2009 r. i 419w 2010 r.), natomiast w trakcie prowadzenia było27 postępowań wyjaśniających w sprawie powoła-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>141
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄnia komisji kwalifikacyjnych. Dotychczas w sumiepowołanych zostało 675 komisji, a w ich pracachuczestniczy 5 040 osób.Tabela 54. Komisje kwalifikacyjneWojewództwo(symbol województwa)Liczba „czynnych” komisjiw danym województwiedolnośląskie (02) 24kujawsko-pomorskie (04) 17lubelskie (06) 24lubuskie (08) 15łódzkie (10) 27małopolskie (12) 39mazowieckie (14) 50opolskie (16) 14podkarpackie (18) 21podlaskie (20) 10pomorskie (22) 22śląskie (24) 59świętokrzyskie (26) 19warmińsko-mazurskie (28) 8wielkopolskie (30) 23zachodniopomorskie (32) 19Ogółem 391Źródło: URE.5.3. Nakładanie kar pieniężnychDziałania podejmowane przez Prezesa UREzmierzają do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego,rozwoju konkurencji, uwzględnianiawymogów ochrony środowiska, zobowiązań wynikającychz umów międzynarodowych oraz równoważeniainteresów przedsiębiorstw energetycznychi odbiorców paliw i energii. W celu efektywnegowypełniania tych zadań organ regulacyjnywyposażony został w kompetencje o charakterzekarnym, których opis znajduje się w art. 56 ust. 1ustawy − Prawo energetyczne. Artykuł ustawyokreśla konstrukcję, kategorie, wysokość i regułystosowania kar. Wymierzając karę Prezes UREuwzględnia stopień szkodliwości czynu, stopieńzawinienia oraz dotychczasowe zachowanie ukaranegopodmiotu i jego możliwości finansowe.Kolejnym przepisem, na podstawie którego PrezesURE wymierza przedsiębiorstwu energetycznemu(wytwórcy) kary pieniężne jest art. 33 ustawyo biopaliwach.Maksymalna wysokość kary pieniężnej, wymierzonejprzez Prezesa URE nie może przekroczyć15% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, osiągniętegow poprzednim roku podatkowym.W 2011 r. Prezes Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>, namocy przysługujących regulatorowi uprawnień wymierzyłpodmiotom regulowanym 70 394 753,66 złza nieprzestrzeganie przepisów prawa energetycznegooraz innych ustaw związanych z zadaniamiPrezesa URE w zakresie regulacji rynku energii.To efekt 307 postępowań prowadzonych przez departamentyUrzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> i oddziałyterenowe URE.Statystyka postępowań administracyjnychw sprawie nałożenia kar prowadzonych przez jednostkiadministracyjne URE wygląda następująco:• Departament Przedsiębiorstw EnergetycznychURE – 218,• Departament Taryf URE – 23,• Departament Promowania Konkurencji URE – 6,• Oddziały Terenowe – 60 postępowań administracyjnych,z czego:––Południowo-Wschodni Oddział TerenowyURE w Krakowie − 25 postępowań;––Północny Oddział Terenowy URE z siedzibąw Gdańsku – 14;––Wschodni Oddział Terenowy URE z siedzibąw Lublinie – 9;––Zachodni Oddział Terenowy URE z siedzibąw Poznaniu – 5;––Północno-Zachodni Oddział Terenowy UREz siedzibą w Szczecinie – 4 postępowania;––Południowy Oddział Terenowy z siedzibąw Katowicach – 2;––Południowo-Zachodni Oddział Terenowy UREz siedzibą we Wrocławiu – 1.Z przepisów ustawy o biopaliwach 121) wynikajądla Prezesa URE kompetencje dotyczące możliwościstosowania sankcji (kar pieniężnych) za niewykonywanieprzez wytwórców biokomponentów,producentów paliw i biopaliw ciekłych ich obowiązków,polegających na przekazywaniu PrezesowiURE i Prezesowi Agencji Rynku Rolnego sprawozdańkwartalnych 122) lub w przypadku podawaniaw tych sprawozdaniach nieprawdziwych danych.W tym miejscu warto zasygnalizować, iż w wynikunowelizacji ustawy o biopaliwach, dokonanej ustawąz 27 maja 2011 r. o zmianie ustawy o systemiemonitorowania i kontrolowania jakości paliw oraz121)Art. 33 ust. 1 pkt 8 i ust. 2 w związku z art. 33 ust. 9 pkt 3oraz art. 30 ust. 1 i 2 ustawy o biopaliwach.122)O których mowa w art. 30 ust. 1 i 2 ustawy o biopaliwach.142 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011niektórych innych ustaw, 1 stycznia 2012 r. PrezesURE obowiązany jest zastosować analogicznąsankcję również wobec podmiotów realizującychNarodowy Cel Wskaźnikowy, w przypadku niezłożeniaprzez te podmioty w terminie sprawozdaniarocznego, o którym mowa w art. 30b 123) ust. 1 powołanejustawy lub podania w tym sprawozdaniunieprawdziwych danych 124) . Wysokość kary pieniężnejw tego rodzaju sprawach wynosi 5 000 zł 125) .Prezes URE posiada nadto kompetencje dowymierzenia kary podmiotom zobowiązanymdo realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowegow przypadku niezapewnienia minimalnego udziałubiokomponentów i innych paliw odnawialnychw ogólnej ilości paliw ciekłych i biopaliw ciekłychsprzedanych lub zbytych w innej formie na terytoriumRzeczypospolitej Polskiej przez ten podmiotlub zużytych przez niego na potrzeby własne. Wysokośćkary pieniężnej oblicza się wówczas wedługwzoru określonego w ustawie 126) . Wpływy z tytułuwymienionych wyżej kar pieniężnych stanowią dochódNarodowego Funduszu Ochrony Środowiskai Gospodarki Wodnej 127) .W 2011 r. Prezes URE wszczął piętnaście postępowańw sprawie wymierzenia kary pieniężnejz powodu nieprzekazania w terminie przez wytwór-123)Art. 30b ustawy o biopaliwach został dodany przez art. 3pkt 5 ustawy z 27 maja 2011 r. o zmianie ustawy o systemie monitorowaniai kontrolowania jakości paliw oraz niektórych innychustaw (Dz. U. z 2011 r. Nr 153, poz. 902, z późn. zm.).124)Art. 33 ust. 1 pkt 8a w związku z art. 33 ust. 9 pkt 3 orazart. 30b ust. 1 ustawy o biopaliwach.125)Art. 33 ust. 2 ustawy o biopaliwach.126)Art. 33 ust. 5 ustawy o biopaliwach.127)Art. 33 ust. 11 ustawy o biopaliwach.ców biokomponentów oraz producentów paliw ciekłychi biopaliw ciekłych, sprawozdań kwartalnych,o których mowa w art. 30 ust. 1 i 2 ustawy o biopaliwach.Do 31 grudnia 2011 r. siedemnaście postępowańprowadzonych w tego rodzaju sprawach(w tym pięć wszczętych w 2010 r. oraz dwanaściewszczętych w 2011 r.) zostało zakończonych wydaniemdecyzji, mocą których Prezes URE uznał,że przedsiębiorcy, poprzez niezłożenie w terminiesprawozdania kwartalnego, naruszyli odpowiednioart. 30 ust. 1 względnie ust. 2 ustawy o biopaliwach.Przedsiębiorcom tym zostały wymierzonekary pieniężne na łączną kwotę 85 000,00 zł. Kary temają charakter porządkowy, tj. ukierunkowane zostałyna zdyscyplinowanie przedsiębiorców do wykonywaniaobowiązków, o których mowa w art. 30ust. 1 i 2 ustawy o biopaliwach.W 2011 r. Prezes URE wszczął trzy postępowaniaw sprawie wymierzenia kary pieniężnej w związkuz możliwością niezapewnienia przez zobowiązanychprzedsiębiorców, w 2010 r., minimalnegoudziału biokomponentów i innych paliw odnawialnychw ogólnej ilości paliw ciekłych i biopaliw ciekłychsprzedanych lub zbytych w innej formie naterytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub zużytychprzez tych przedsiębiorców na potrzeby własne,tj. niewywiązania się z obowiązku wynikającegoz art. 23 ust. 1 ustawy o biopaliwach. Natomiastkontynuując postępowania wszczęte w 2009 r.oraz w 2010 r. w związku z niezrealizowaniemNarodowego Celu Wskaźnikowego odpowiedniow 2008 r. oraz w 2009 r., do 31 grudnia 2011 r.Prezes URE wydał trzy decyzje administracyjne,w których wymierzył przedsiębiorcom zobowiązanymdo realizacji NCW kary pieniężne w łącznejwysokości 60 866 441,80 zł.W okresie sprawozdawczym Prezes URE nałożyłrównież 122 kary pieniężne na przedsiębiorcówwykonujących działalność na rynku paliw ciekłychna łączną kwotę 3 014 871 zł.Decyzje w sprawie wymierzenia kary pieniężnejprzedsiębiorcom sektora paliwowego dotyczyływ szczególności naruszenia obowiązków wynikającychz udzielonych koncesji. Ukarani przedsiębiorcyw większości przypadków naruszali warunki koncesjipoprzez wprowadzanie do obrotu paliw ciekłych, którychparametry jakościowe nie odpowiadały obowiązującymnormom jakościowym, co zostało ujawnionew trakcie kontroli przeprowadzanych, w większościprzypadków, przez Inspekcję Handlową. W pozostałychprzypadkach kary pieniężne wymierzane byłym.in. koncesjonariuszom, którzy nie dostosowalisposobu wykonywania działalności gospodarczej doobowiązujących przepisów (w tym w szczególnościnie wyposażyli eksploatowanych obiektów w instalacjei urządzenia określone obowiązującymi przepisamiokreślającymi wymogi techniczne i ochronyśrodowiska), nie przestrzegali przepisów w zakresiebezpieczeństwa pożarowego lub też eksploatowaliurządzenia i instalacje bez stosownych, wymaganychprzepisami prawa zezwoleń. W ramach powyższychrozstrzygnięć, w 2011 r. Prezes URE wydał równieżjedną decyzję wymierzającą karę pieniężną za naruszeniewarunków koncesji poprzez zatrudnianie osóbbez wymaganych prawem kwalifikacji zawodowych.Za wskazane naruszenia warunków koncesji PrezesURE ukarał 109 koncesjonariuszy na łączną sumę2 925 871 zł.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>143
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄPonadto, niezależnie od powyższych kar, w trzynastuprzypadkach wymierzone zostały kary pieniężneprzedsiębiorcom, którzy nie udzielili PrezesowiURE informacji, o których mowa w art. 28ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne, zaś łącznakwota tych kar wyniosła 89 000 zł.Reasumując, najniższa spośród nałożonychprzez Prezesa URE w 2011 r. kar związanychz działalnością przedsiębiorców wykonującychdziałalność gospodarczą w zakresie paliw ciekłychi biopaliw ciekłych wyniosła 200 zł, a najwyższa60 782 150,95 zł.W 2011 r. Prezes URE wydał dwadzieścia dwiedecyzje nakładające na przedsiębiorstwa energetycznekary pieniężne w związku ze stwierdzonyminieprawidłościami w realizacji ustawowychobowiązków w zakresie zapasów paliw, na łącznąkwotę 395 500 zł. Działania te zostały podjętena podstawie art. 56 ust. 1 pkt 2 ustawy – Prawoenergetyczne, zgodnie z którym karze pieniężnejwymierzanej przez Prezesa URE podlega ten, kto:nie przestrzega obowiązku utrzymywania zapasówpaliw, o którym mowa w art. 10 ust. 1 ustawy,lub nie uzupełnia ich w terminie, o którym mowaw art. 10 ust. 1b lub 1c ustawy, obniża je w innychprzypadkach niż wymienione w art. 10 ust. 1austawy, lub nie przekazuje informacji o obniżeniuzapasów paliw.W 2011 r. kontynuowano trzy postępowaniaw sprawie wymierzenia kar pieniężnych w związkuz naruszeniem obowiązku utrzymywania w należytymstanie technicznym obiektów, instalacji i urządzeńoraz naruszeniem warunków koncesji orazjedno postępowanie dotyczące braku dywersyfikacjidostaw gazu ziemnego w 2009 r., wszczętew 2010 r. Do końca 2011 r. decyzje w tych sprawachnie zostały wydane.Ponadto w 2011 r. prowadzonych było łącznie57 postępowań administracyjnych o wymierzeniekar pieniężnych, które dotyczyły sektora paliwgazowych (6 postępowań) oraz sektora elektroenergetycznego(51 postępowań). Większośćpostępowań (43 w zakresie energii elektryczneji 5 w zakresie paliw gazowych) dotyczyła kwestiinie przedłożenia Prezesowi URE sprawozdaniaz realizacji planów rozwoju za 2010 r., tj. naruszeniaobowiązku, o którym mowa w art. 16 ust. 7ustawy – Prawo energetyczne (art. 56 ust. 1 pkt 31).Na mocy art. 16 ust. 7 ustawy – Prawo energetyczne,który dodany został przez art. 1 pkt 25lit. d ustawy zmieniającej, przedsiębiorstwaenergetyczne zobowiązane zostały do corocznegoprzedkładania Prezesowi URE, w terminie do1 marca, sprawozdania z realizacji planów rozwojuw zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowaniana paliwa gazowe lub energię elektryczną.Obowiązkiem sporządzenia i przedłożeniaPrezesowi URE ww. sprawozdań objęte zostaływszystkie przedsiębiorstwa zajmujące się przesyłaniemlub dystrybucją paliw gazowych lub energiielektrycznej, a więc również te, które z PrezesemURE nie muszą uzgadniać projektów wskazanychwyżej planów. 31 stycznia 2011 r. na stronie internetowejurzędu Prezes URE przypomniał przedsiębiorstwomsektora elektroenergetycznego orazgazowego o ciążącym na nich obowiązku wynikającymz art. 16 ust. 7 Prawa energetycznego,zamieszczając jednocześnie tabele, które umożliwiałysporządzenie wymaganych sprawozdań.Wskazał przy tym na postanowienia art. 56 ust. 1pkt 31 ww. ustawy, w myśl którego karze pieniężnejpodlega ten, kto nie przedkłada sprawozdań,o których mowa w powołanym na wstępie art. 16ust. 7. W związku z tym, że część przedsiębiorstwnie przedłożyła wymaganego sprawozdania,w określonym przez prawo terminie, podjęte zostałopostępowanie wyjaśniające przyczyny niewywiązaniasię z ciążącego na nich obowiązku. W wynikupowyższego większość przedsiębiorstw przesłałozaległe sprawozdanie, jednocześnie podającprzeoczenie nowelizacji ustawy – Prawo energetycznejako przyczynę swojego działania. Do48 przedsiębiorstw skierowane zostały zawiadomieniao wszczęciu z urzędu postępowań o wymierzeniekary pieniężnej w związku z nieprzedstawieniemdo 1 marca 2011 r. sprawozdania z realizacjiplanu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnegoi przyszłego zapotrzebowania na energię elektrycznąza 2010 r. Treść przepisów ustawy – Prawoenergetyczne, nie pozostawia wątpliwości, iżodpowiedzialność ponoszona na podstawie art. 56ma charakter obiektywny i wypływa z samego faktunaruszenia przepisów, nie jest przy tym opartana zasadzie winy. Zaznaczyć jednak należy, żew art. 56 ust. 6a ustawy – Prawo energetyczneustawodawca przewidział możliwość odstąpieniaod wymierzenia kary, jeżeli stopień szkodliwościczynu jest znikomy, a podmiot zaprzestał naruszeniaprawa lub zrealizował obowiązek. W przedmio-144 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011towych postępowaniach wystąpiły łącznie wyżejokreślone przesłanki odstąpienia przez PrezesaURE od wymierzenia kary, bowiem wykazano znikomąszkodliwość czynu, fakt zrealizowania obowiązkuprzedłożenia omawianego sprawozdanianiezwłocznie po podjęciu przez przedsiębiorstwainformacji o jego uchybieniu, a także fakt, że obowiązeksporządzenia i przedłożenia Prezesowi UREsprawozdania z realizacji planu rozwoju w zakresiezaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowaniana energię elektryczną po raz pierwszyzaistniał w 2011 r., a zatem nie można stwierdzić,że przedsiębiorstwa notorycznie uchylały się odobowiązku nałożonego na nie przepisami art. 16ust. 7 Prawa energetycznego. Uznając zatem, żew przypadku tych przedsiębiorstw nie zachodzikonieczność wymierzenia kary stanowiącej realną,odczuwalną dolegliwość będącą środkiem działającymprospektywnie w celu zapobieżenia powtarzaniunagannych zachowań, Prezes URE wobec18 przedsiębiorstw wydał decyzje, w którychorzekł naruszenie prawa i jednocześnie odstąpiłod wymierzenia kary pieniężnej. Pozostałe decyzje(dla 30 przedsiębiorstw) zostały – sukcesywnie −wydane już w 2012 r. lub zostaną wydane najpóźniejdo końca lutego 2012 r.Ponadto w 2011 r. przed Prezesem URE toczyłosię jeszcze dziewięć postępowań administracyjnycho wymierzenie kar, z których cztery nie zostałyzakończone w 2011 r. W tym:I. 11 marca 2011 r. zostało zakończone postępowanieadministracyjne w sprawie wymierzeniajednemu z przedsiębiorstw prowadzących działalnośćw zakresie obrotu energią elektryczną karypieniężnej w związku z ujawnieniem w prowadzonejprzez przedsiębiorstwo działalności koncesjonowanejnaruszenia prawa, polegającego nastosowaniu taryfy niezgodnie z określonymi w niejwarunkami oraz za nie przestrzeganie obowiązkówwynikających z koncesji (art. 56 ust. 1 pkt 6i 12 ustawy – Prawo energetyczne), tj. nieprzestrzeganiaprzepisów związanych z udzieleniemodbiorcom bonifikat z tytułu przerw w dostawieenergii elektrycznej. Zgodnie z zapisami art. 56ust. 6a „Prezes URE może odstąpić od wymierzeniakary, jeżeli stopień szkodliwości czynu jestznikomy, a podmiot zaprzestał naruszania prawalub zrealizował obowiązek”. Prezes URE nie znalazłprzesłanek do zastosowania powyższego przepisu,stwierdził naruszenie prawa i wymierzył przedsiębiorstwukarę pieniężną w wysokości 500 tys. zł.Przedsiębiorstwo odwołało się od tej decyzji doSOKiK.II. W tym samym dniu zostało również zakończonepostępowanie administracyjne w sprawiewymierzenia przedsiębiorstwu kary pieniężnejw związku z ujawnieniem w prowadzonej przezprzedsiębiorstwo działalności koncesjonowanejw zakresie dystrybucji energii elektrycznej naruszeniaprawa, polegającego na stosowaniu taryfyniezgodnie z określonymi w niej warunkami (art. 56ust. 1 pkt 6 ustawy – Prawo energetyczne), tj.odmowie uznania przerw w dostawie energii elektrycznejjako podstawy udzielenia odbiorcom bonifikatz tego tytułu. Zgodnie z zapisami art. 56ust. 6a „Prezes URE może odstąpić od wymierzeniakary, jeżeli stopień szkodliwości czynu jestznikomy, a podmiot zaprzestał naruszania prawalub zrealizował obowiązek”. Prezes URE nie znalazłprzesłanek do zastosowania powyższego przepisu,stwierdził naruszenie prawa i wymierzył przedsiębiorstwukarę pieniężną w wysokości 1 mln zł.Przedsiębiorstwo odwołało się od tej decyzji doSOKiK.III. 17 czerwca 2011 r. Prezes URE w związkuart. 56 ust. 1 pkt 12 ustawy − Prawo energetycznewymierzył przedsiębiorstwu karę pieniężną300 tys. zł w związku z ujawnieniem w prowadzonejprzez przedsiębiorstwo działalności koncesjonowanejw zakresie świadczonej usługi kompleksowejnaruszenia warunku koncesji zobowiązującegokoncesjonariusza „do wykonywania działalnościobjętej koncesją na zasadach określonychw ustawie – Prawo energetyczne oraz wydanychna jej podstawie przepisach wykonawczych (...)”poprzez uchybienie obowiązkowi określonemuw art. 5 ust. 5 ustawy – Prawo energetyczne, tj.nieprzedstawienie odbiorcom projektów wprowadzeniazmian w zawartych umowach, ze względuna likwidację 1 stycznia 2011 r. grup taryfowychG11e, G12e i G12p. Zgodnie z brzmieniem art. 56ust. 1 pkt 12 ustawy – Prawo energetyczne: „karzepieniężnej podlega ten, kto: […] nie przestrzegaobowiązków wynikających z koncesji”, art. 56ust. 3 tej ustawy: „wysokość kary pieniężnej, […]nie może przekroczyć 15% przychodu ukaranegoprzedsiębiorcy, osiągniętego w poprzednim rokupodatkowym, a jeżeli kara pieniężna związana jestz działalnością prowadzoną na podstawie koncesji,wysokość kary nie może przekroczyć 15% przychoduukaranego przedsiębiorcy, wynikającego z dzia-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>145
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄłalności koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednimroku podatkowym” oraz art. 56 ust. 6tej ustawy: „ustalając wysokość kary pieniężnej,Prezes URE uwzględnia stopień szkodliwości czynu,stopień zawinienia oraz dotychczasowe zachowaniepodmiotu i jego możliwości finansowe”.Dodatkowo należy wskazać, że zgodnie z zapisamiart. 56 ust. 6a „Prezes URE może odstąpić odwymierzenia kary, jeżeli stopień szkodliwości czynujest znikomy, a podmiot zaprzestał naruszaniaprawa lub zrealizował obowiązek”. W przypadkuPrzedsiębiorstwa nie zachodziła wskazana powyżejprzesłanka znikomej szkodliwości czynu, gdyżproblem dotyczył dużej ilości odbiorców. Ponadtoprzedsiębiorstwo było już karane przez PrezesaURE w 2010 r. za stosowanie taryfy niezgodniez określonymi w niej warunkami (art. 56 ust. 1 pkt 6ustawy – Prawo energetyczne). Przedsiębiorstwoodwołało się od tej decyzji do SOKiK.IV. Kolejne postępowanie administracyjneo ukaranie zostało zakończone 23 sierpnia 2011 r.W związku z art. 56 ust. 1 pkt 5 ustawy – Prawoenergetyczne Prezes URE wymierzył przedsiębiorstwukarę pieniężną w wysokości 30 tys. złw związku z ujawnieniem w prowadzonej przezprzedsiębiorstwo działalności koncesjonowanejw zakresie dystrybucji oraz obrotu energią elektrycznąnaruszenia prawa, polegającego na stosowaniucen i taryf, nie przestrzegając obowiązkuich przedstawienia Prezesowi URE do zatwierdzenia,o którym mowa w art. 47 ustawy – Prawoenergetyczne. W przypadku przedsiębiorstwa niezachodziła przesłanka znikomej szkodliwości czynu,jak również przedsiębiorstwo nie zaprzestałonaruszania prawa, a więc nie została wypełnionadyspozycja art. 56 ust. 6a ustawy – Prawo energetyczne.Dodatkowo pomimo uzyskania zmianykoncesji, polegającej na rozszerzeniu obszaru obowiązywaniakoncesji, przedsiębiorstwo prowadziłodziałalność na nowym obszarze, nie dopełniającobowiązku wystąpienia z korektą taryfy do PrezesaURE i przedstawienia do zatwierdzenia stawekopłat stosowanych w rozliczeniach z odbiorcamina tym obszarze. W związku z powyższym, PrezesURE wymierzając przedsiębiorstwu karę pieniężną,tj. wypełniając dyspozycję art. 56 ust. 1pkt 5 ustawy – Prawo energetyczne, związany byłjedynie dyspozycją art. 56 ust. 3 tej ustawy w zakresiegórnego jej pułapu. Od decyzji Prezesa UREprzedsiębiorstwo miało możliwość odwołania siędo SOKiK − w terminie dwóch tygodni od dnia jejdoręczenia, z czego nie skorzystało. Kara zostałauiszczona.V. 15 listopada 2011 r. Prezes URE (działającna podstawie art. 56 ust. 6a w związku z art. 56ust. 1 pkt 5 ustawy – Prawo energetyczne) orzekł,wobec przedsiębiorstwa z sektora gazowego naruszeniepostanowienia art. 47 ust. 1 ustawy – Prawoenergetyczne stosując ceny i taryfy w okresieod 14 czerwca 2011 r. do 2 września 2011 r., nieprzestrzegając obowiązku ich przedstawienia PrezesowiURE do zatwierdzenia i jednocześnie odstąpiłod wymierzenia przedsiębiorstwu kary zato działanie. W przedmiotowym postępowaniuwystąpiły przesłanki odstąpienia przez PrezesaURE od wymierzenia kary. Stwierdzono znikomystopień szkodliwości czynu, ze względu na fakt,że stosowanie kolejnej taryfy oznaczało wyższeopłaty za dostawy paliw gazowych w stosunku doopłat ustalonych na podstawie poprzedniej taryfy,którą przedsiębiorstwo stosowało po jej wygaśnięciu;tym samym odsunęły się w czasie podwyżkidla odbiorców przedsiębiorstwa. Ponadto ww.sytuacja zdarzyła się po raz pierwszy, dotychczasprzedsiębiorstwo wywiązywało się bowiem zeswoich obowiązków bez zastrzeżeń i w stosownymterminie. Przedsiębiorstwo zaprzestało naruszaniaprawa. Prezes URE uznał, że w przypadku przedsiębiorstwanie zachodzi konieczność wymierzeniakary stanowiącej realną, odczuwalną dolegliwośćbędącą środkiem działającym prospektywniew celu zapobieżeniu powtarzaniu nagannych zachowań.Jednocześnie w 2011 r. prowadzone były czterypostępowania o wymierzenie kary, które nie zostałyjeszcze zakończone. Trzy przypadki dotycząstosowania przez przedsiębiorstwa cen i taryf, nieprzestrzegając obowiązku ich przedstawienia PrezesowiURE do zatwierdzenia (art. 56 ust. 1 pkt 5ustawy – Prawo energetyczne). Czwarte postępowanie(art. 56 ust. 1 pkt 12 ustawy – Prawoenergetyczne) dotyczy ujawnienia w prowadzonejprzez przedsiębiorstwo działalności koncesjonowanejw zakresie świadczonej usługi kompleksowejnaruszenia warunku koncesji zobowiązującegokoncesjonariusza „do wykonywania działalnościobjętej koncesją na zasadach określonych w ustawie– Prawo energetyczne oraz wydanych na jejpodstawie przepisach wykonawczych (...)” poprzezuchybienie obowiązkowi określonemu w art. 5ust. 5 ustawy – Prawo energetyczne.146 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011W 2011 r. prowadzono dwa postępowaniaw sprawie wymierzenia kary pieniężnej operatoromsystemów dystrybucyjnych, którzy nie przedłożylido zatwierdzenia Prezesowi URE instrukcji ruchui eksploatacji sieci dystrybucyjnej, do czego byli zobowiązanizgodnie z art. 9g ust. 8 ustawy − Prawoenergetyczne. W obu przypadkach Prezes URE, mającna względzie fakt, że operatorzy po wszczęciupostępowania o ukaranie przedłożyli instrukcje dozatwierdzenia (czym zaprzestali naruszenia prawa)oraz uznając stopień szkodliwości czynu za znikomy,odstąpił od wymierzenia kary, stosownie do art. 56ust. 6a ustawy – Prawo energetyczne.W roku sprawozdawczym Prezes URE zakończyłtakże postępowanie administracyjne w sprawiewymierzenia kary pieniężnej operatorowi systemuprzesyłowego, dotyczące nieprzestrzeganiaobowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia714/2009. Postępowanie dotyczyło obowiązkóww zakresie ustanowienia mechanizmówśróddziennego zarządzania ograniczeniami przesyłowymina połączeniach wzajemnych polskiegosystemu przesyłowego z systemami przesyłowymi:niemieckim, słowackim i czeskim (tzw. rynekdnia bieżącego, intraday), określenia odpowiedniejstruktury dla alokacji zdolności przesyłowej dlaposzczególnych okresów czasu, stosowania wspólnychskoordynowanych metod zarządzania ograniczeniamiprzesyłowymi i procedur alokacji zdolnościprzesyłowej w regionie Europy Środkowo--Wschodniej i Europy Północnej raz do roku, comiesiąc i z jednodniowym wyprzedzeniem orazobowiązków publikacyjnych w zakresie informacjio przewidywanym popycie i produkcji w trybie dniabieżącego. Postępowanie zakończyło się odstąpieniemod wymierzenia kary w zakresie obowiązkówdot. wprowadzenia intraday, stosowania skoordynowanychzasad alokacji zdolności przesyłowychoraz obowiązków publikacyjnych, w pozostałymzakresie postępowanie zostało umorzone.W maju 2011 r. Prezes URE wszczął postępowaniew sprawie o wymierzenie kary pieniężnejprzedsiębiorcy, w związku z ujawnieniem okolicznościwskazujących na możliwość naruszenia zapisówInstrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej– Bilansowanie Systemu Dystrybucyjnego i ZarządzanieOgraniczeniami Systemowymi, o którychmowa w art. 56 ust. 1 pkt 19 ustawy − Prawo energetyczne.Po przeprowadzeniu postępowania administracyjnegoPrezes URE wydał w sierpniu 2011 r.decyzję, w której orzekł, że przedsiębiorstwo bezwątpienia naruszyło przepisy zawarte w pkt F.1.5lit. a IRiESD-Bilansowanie, o których mowa w art. 56ust. 1 pkt 19 ustawy − Prawo energetyczne. JednocześniePrezes URE odstąpił od wymierzeniatemu przedsiębiorstwu kary pieniężnej za działaniewskazane w pkt 1. W przedmiotowym postępowaniuwystąpiły łącznie, wymienione w art. 56 ust. 6austawy – Prawo energetyczne, przesłanki odstąpieniaprzez Prezesa URE od wymierzenia kary. Zewzględu na fakt, że opóźnienie realizacji proceduryzmiany sprzedawcy nie wpłynęło w istotny sposóbna funkcjonowanie odbiorcy uznać należy, że stopieńszkodliwości popełnionego czynu był znikomy,a przypadek realizacji procedury zmiany sprzedawcybył jedynym przypadkiem zakończenia proceduryzmiany sprzedawcy po terminie.W grudniu 2011 r. zostało zakończone postępowanieadministracyjne w sprawie wymierzeniakary pieniężnej operatorowi systemu dystrybucyjnegow związku z naruszeniem zapisu punktuB.2.3 IRiESD − Bilansowanie, o której mowaw art. 9g ust. 9 ustawy − Prawo energetyczne.Punkt B.2.3 Instrukcji nakłada na OSD obowiązekinformowania o terminie określonym w punkcieB.2.1. stron umowy sprzedaży energii elektrycznejo braku możliwości jej realizacji z jednoczesnymwskazaniem przyczyn odrzucenia powiadomień.Postępowanie zostało zakończone wydaniem decyzji,w której na podstawie art. 56 ust. 1 pkt 19w związku z art. 56 ust. 2, ust. 3 i ust. 6 ustawy– Prawo energetyczne orzeczono karę pieniężnąw wysokości 20 000 zł.5.4. Statystyka publicznaW 2011 r. Prezes URE brał udział w realizacjiProgramu Badań Statystycznych Statystyki Publicznej(PBSSP) na 2011 r. 128) jako współprowadzącydwa badania: Elektroenergetyka i ciepłownictwooraz Paliwa ciekłe i gazowe zamieszczonew części 1.44 Rynek materiałowy i paliwowo--energetyczny.Prezes URE zrealizował również wszystkie obowiązkiwynikające z zapisów Programu zawartychw badaniach: Bilanse paliw i energii oraz Elektroenergetykai ciepłownictwo.128)Rozporządzenie Rady Ministrów z 9 listopada 2010 r.(Dz. U. Nr 239, poz. 1594, z późn. zm).nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>147
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄW związku z tym, że do zakresu działania PrezesaURE, zgodnie z art. 23 ust. 2 pkt 18 ustawy– Prawo energetyczne, należy zbieranie i przetwarzanieinformacji dotyczących przedsiębiorstwenergetycznych, Prezes URE przekazywał dla statystykipublicznej dane ze swoich zasobów informacyjnychw zakresie: 1) biokomponentów, paliwciekłych i biopaliw ciekłych, 2) energii elektrycznejwytwarzanej w źródłach odnawialnych i w kogeneracjioraz 3) produkcji, dystrybucji i obrotu ciepłem,zebranych za 2010 r. Zasoby informacyjnePrezesa URE, zgodnie z ustawą o statystyce, zaliczonesą do systemów informacyjnych administracjipublicznej 129) .W bazie informacyjnej „Polska statystyka publiczna”(przygotowywanej równolegle z PBSSP)zamieszczone zostały informacje o bazach prowadzonychw URE: Koncesjonowana EnergetykaCieplna, Ewidencja Świadectw Pochodzenia EnergiiOdnawialnej, Ewidencja Świadectw Pochodzeniaz Kogeneracji oraz Administracyjny systeminformacyjny Prezesa URE w zakresie biokomponentów,paliw ciekłych i biopaliw ciekłych.Dane przekazywane dla statystyki publicznejw zakresie produkcji, dystrybucji i obrotu ciepłemzbierane są w ramach corocznego badania koncesjonowanychprzedsiębiorstw ciepłowniczych.Prezes URE przejął główny ciężar prac związa-129)Są to systemy związane bezpośrednio z wykonywaniemzadań statutowych przez organy administracji rządowej, samorząduterytorialnego, organy prowadzące urzędowe rejestry itp.Dane tych systemów mogą być wykorzystane przez służby statystykipublicznej oraz innych użytkowników, m.in. resorty, organizacjemiędzynarodowe.nych ze statystyką ciepłownictwa w ramach statystykipublicznej. W chwili obecnej Prezes UREdysponuje największą w kraju bazą danych dotyczącychsektora ciepłowniczego.W 2011 r. zostało przeprowadzone kolejne badaniekoncesjonowanych przedsiębiorstw zajmującychsię działalnością ciepłowniczą w 2010 r., realizowanew ramach Programu Badań StatystycznychStatystyki Publicznej. W ramach badania,koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłowniczewypełniały formularz – „Sprawozdanie z działalnościwytwórców, dystrybutorów i przedsiębiorstwobrotu ciepłem w 2010 r.”, który obejmował danez zakresu:• charakterystyki techniczno-ekonomicznejprzedsiębiorstwa odnośnie działalności ciepłowniczej,• sprzedaży ciepła bezpośrednio ze źródeł (bezudziału sieci), sprzedaży ciepła z sieci ciepłowniczychoraz sprzedaży ciepła zakupionego (bezświadczenia usługi przesyłowej), tzw. czystegoobrotu,• zakupu ciepła (bez ciepła kupowanego na potrzebywłasne),• przychodów i kosztów związanych z działalnościąkoncesjonowaną,• paliw zużywanych do produkcji ciepła,• nakładów inwestycyjnych na modernizację, rozwóji ochronę środowiska oraz źródeł finansowaniatych nakładów.Wzór formularza oraz objaśnienia do niegoumieszczone były na stronach internetowychURE. Zebrane informacje zostały przetworzoneelektronicznie i zasiliły bazę urzędu. Nadzórorganizacyjny i merytoryczny nad przebiegiembadania sprawowała centrala URE, natomiastoddziały terenowe URE aktywnie uczestniczyływ pozyskiwaniu i weryfikacji kompletności orazpoprawności danych przekazanych przez przedsiębiorstwa.W wyniku przeprowadzonego badania uzyskanoinformacje od 488 podmiotów, tj. od98,4% przedsiębiorstw, które w tym roku posiadaływażne koncesje Prezesa URE na działalnośćzwiązaną z zaopatrzeniem w ciepło.Dane zebrane w tym badaniu zostały przekazanedo Ministerstwa Gospodarki i zasiliłykrajową bazę gospodarki paliwowo-energetycznej.Wyniki badania przedstawiono obszerniew wydawnictwie Prezesa URE „Energetykacieplna w liczbach – 2010”, które zamieszczonezostało na stronach internetowychURE w sierpniu 2011 r. W publikacji, będącejprzede wszystkim zbiorem tablic statystycznych,znalazła się również syntetyczna charakterystykapodstawowych tendencji zaobserwowanychw energetyce cieplnej w 2010 r., orazinformacje o sposobie badania, szczegółoweuwagi metodyczne, a także wzór formularzawraz z objaśnieniami.W grudniu 2011 r. rozpoczęto przygotowaniado następnego badania koncesjonowanychprzedsiębiorstw ciepłowniczych, które zostanieprzeprowadzone w pierwszym kwartale 2012 r.W ramach przygotowań został już opracowanyi zamieszczony na stronie internetowejURE formularz oraz objaśnienia dla przedsiębiorstw.148 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 20115.5. Obliczanie i publikowanie średniejceny sprzedaży energii elektrycznejna rynku konkurencyjnymoraz sposobu jej obliczania(art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b)Na podstawie art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy− Prawo energetyczne Prezes URE jest zobowiązanypublikować do 31 marca każdego roku średniącenę sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnymza rok poprzedni. W 2010 r. średniacena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnymwynosiła 195,32 zł/MWh.Algorytm obliczania średniej ceny sprzedażyenergii elektrycznej na rynku konkurencyjnymw 2010 r. obejmował sprzedaż energii elektrycznej(wolumen sprzedaży oraz wartość sprzedanejenergii) realizowaną przez wytwórców i spółki obrotuw konkurencyjnych segmentach krajowegohurtowego rynku energii elektrycznej, tj. do:• spółek obrotu w ramach kontraktów dwustronnych,• na giełdę energii.Sprzedaż energii elektrycznej na rynek bilansującynie została uwzględniona w algorytmie wyznaczaniaceny ze względu na techniczny charaktertego segmentu rynku.W przypadku skonsolidowanych pionowo grupkapitałowych 130) do wyliczenia ceny został wziętypod uwagę wolumen sprzedaży energii elektrycz-130)Grupa kapitałowa – grupa kapitałowa w rozumieniu art. 3ust. 1 pkt 44 ustawy z 29 września 1994 r. o rachunkowości (Dz. U.z 2002 r. Nr 76, poz. 694, z późn. zm.). Poprzez grupę kapitałowąrozumie się również grupę kapitałową spełniającą ww. definicję,w której podmiot dominujący ma siedzibę poza granicami Polski.nej i wartość jej sprzedaży do spółek obrotu pozagrupę kapitałową oraz na giełdę.Poniżej przedstawiono wzór wraz z poszczególnymisegmentami rynku, które zostały wzięte poduwagę do obliczenia średniej ceny sprzedaży energiielektrycznej na rynku konkurencyjnym.n∑Pi = 1C =n∑Ei = 1× 1000gdzie:C – średnia cena sprzedaży energii elektrycznej narynku konkurencyjnym [zł/MWh],P – przychody ze sprzedaży energii elektrycznej: wytwórcówdo spółek obrotu poza grupę kapitałowąi na giełdę energii oraz przedsiębiorstw obrotuz grup kapitałowych do spółek obrotu poza grupękapitałową i na giełdę energii [tys. zł],E – wolumen sprzedanej energii elektrycznej: wytwórcówdo spółek obrotu poza grupę kapitałowąi na giełdę energii oraz przedsiębiorstw obrotuz grup kapitałowych do spółek obrotu pozagrupę kapitałową i na giełdę energii [MWh].5.6. Obliczanie i publikowanie średnichcen sprzedaży energiielektrycznej wytworzonejw wysokosprawnej kogeneracji(art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. a)Prawo energetyczne nakłada na Prezesa UREobowiązek polegający na zbieraniu i przetwarzaniuinformacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznychw celu obliczania i publikowania w terminiedo 31 marca każdego roku średnich censprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnejkogeneracji.W marcu 2011 r. zostały opublikowane średnieceny sprzedaży energii elektrycznej wytworzonejw wysokosprawnej kogeneracji w 2010 r., w jednostkachkogeneracji, o których mowa w art. 9lust. 1 pkt 1-2 ustawy, tj. w jednostkach:1) opalanych paliwami gazowymi lub o łącznejmocy zainstalowanej elektrycznej źródła poniżej1 MW – 187,74 zł/MWh,2) opalanych metanem uwalnianym i ujmowanymprzy dołowych robotach górniczychw czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanychkopalniach węgla kamiennego lub gazemuzyskiwanym z przetwarzania biomasy– 243,59 zł/MW,3) innych niż wymienione w pkt 1 i 2 – 190,47 zł/MWh.Średnie ceny sprzedaży energii elektrycznejwytworzonej w wysokosprawnej kogeneracjiobliczone zostały jako iloraz przychodówze sprzedaży energii elektrycznej wytworzonejw przedsiębiorstwach wytwórczych i wolumenujej sprzedaży. Dane do obliczeń zostały pozyskaneprzez URE bezpośrednio od przedsiębiorstworaz ze sprawozdań Ministerstwa Gospodarki za2010 rok.Informacja o cenach została zamieszczona nastronie internetowej URE.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>149
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄ5.7. Obliczanie i publikowanie średnichcen sprzedaży ciepła wytworzonegow należących do przedsiębiorstwposiadających koncesje jednostkachwytwórczych nie będącychjednostkami kogeneracji(art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c)Prawo energetyczne nakłada na Prezesa UREobowiązek polegający na zbieraniu i przetwarzaniuinformacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznychw celu obliczania i publikowania w terminiedo 31 marca każdego roku średnich censprzedaży ciepła, wytworzonego w należących doprzedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkachwytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji.W marcu 2011 r. zostały obliczone i opublikowaneceny za 2010 rok. Średnie ceny sprzedażyciepła wynosiły, dla jednostek wytwórczych niebędącychjednostkami kogeneracji:1) opalanych paliwami węglowymi – 34,52 zł/GJ,2) opalanych paliwami gazowymi – 60,46 zł/GJ,3) opalanych olejem opałowym – 70,42 zł/GJ,4) stanowiących odnawialne źródła energii – 38,58 zł/GJ.Średnie ceny sprzedaży ciepła wytworzonegow jednostkach wytwórczych niebędących jednostkamikogeneracji obliczone zostały jako ilorazprzychodów ze sprzedaży ciepła wytworzonegow jednostkach wytwórczych i wolumenu jegosprzedaży. Do wyliczenia średnich cen wykorzystanezostały dane ze sprawozdań Prezesa URE naformularzu URE-C1.Informacja o tych cenach została zamieszczonana stronie internetowej URE.5.8. Ogłaszanie średniej kwartalnejceny energii elektrycznejniepodlegającej obowiązkowipublicznej sprzedaży (art. 49a ust. 8)Na podstawie art. 49a ust. 8 ustawy − Prawoenergetyczne Prezes URE jest zobowiązany ogłaszaćw Biuletynie URE w terminie 14 dni od dniazakończenia kwartału średnią kwartalną cenęenergii elektrycznej niepodlegającej obowiązkowi,o którym mowa w ust. 1 i 2 powyższego artykułu.Wolumen i średnia kwartalna cena energii elektrycznejsprzedanej na zasadach innych niż określonew art. 49a ust. 1 i 2 ustawy – Prawo energetyczne,w poszczególnych kwartałach 2011 r.przedstawiały się następująco:2011 rokKwartałyŚrednia kwartalna cenaWolumen energii elektrycznejsprzedanej naenergii elektrycznejsprzedanej na zasadachzasadach innych niżinnych niż określoneokreślone w art. 49aw art. 49a ust. 1 i 2ust. 1 i 2 ustawy −ustawy − PrawoPrawo energetyczneenergetyczne[TWh][zł/MW]I kwartał 196,05 13,30II kwartał 198,03 9,80III kwartał 197,93 9,90IV kwartał 197,58 12,95Źródło: URE na podstawie danych przekazanych przezwytwórców energii elektrycznej za poszczególne kwartały2011 r.Przy obliczaniu średniej kwartalnej ceny energiielektrycznej sprzedawanej na zasadach innych niżokreślone w art. 49a ust. 1 i 2 ustawy – Prawo energetycznewykorzystywane są dane z realizacji umówsprzedaży energii elektrycznej do spółek obrotu zawartychprzez przedsiębiorstwa energetyczne zajmującesię wytwarzaniem energii elektrycznej, zobowiązanychdo sprzedaży części wytworzonej energiielektrycznej w sposób określony w art. 49a ust. 1 i 2ustawy – Prawo energetyczne. Cena nie uwzględniapodatków (VAT, akcyza), opłat niezwiązanych z ilościąsprzedanej energii elektrycznej oraz zobowiązańzwiązanych ze świadectwami pochodzenia.5.9. Gromadzenie informacjio projektach inwestycyjnychbędących w obszarze zainteresowaniaUE (rozporządzenie Rady (UE,EURATOM) nr 617/2010z 24 czerwca 2010 r. w sprawiezgłaszania Komisji projektówinwestycyjnych dotyczącychinfrastruktury energetycznejw Unii Europejskiej)W związku z wejściem w życie rozporządzeniaRady (UE, EURATOM) nr 617/2010 z 24 czerwca2010 r. w sprawie zgłaszania Komisji projektówinwestycyjnych dotyczących infrastruktury energetycznejw Unii Europejskiej oraz uchylającegorozporządzenie (WE) nr 736/96 131) , a także roz-131)Dz. UE L 180/7 z 15 lipca 2010 r.150 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011porządzenia Komisji (UE, EURATOM) nr 833/2010z 21 września 2010 r. w sprawie wykonania rozporządzeniaRady (UE, EURATOM) nr 617/2010 132) ,które są aktami stosowanymi w całości i są stosowanebezpośrednio bez konieczności implementacjiich przepisów do krajowego porządkuprawnego, na przedsiębiorstwa został nałożonyobowiązek sprawozdawczy w zakresie przekazywaniainformacji dotyczących istniejącej, będącejw budowie lub planowanej infrastrukturyenergetycznej w sektorach ropy naftowej, gazuziemnego, energii elektrycznej, w tym energiielektrycznej ze źródeł odnawialnych, biopaliworaz projektów, dotyczących wychwytywaniai składowania dwutlenku węgla emitowanegoprzez te sektory, będących w obszarze zainteresowaniaUnii Europejskiej.W 2011 r. po raz pierwszy przekazano Komisjidane i informacje o projektach inwestycyjnychdotyczących infrastruktury energetycznej,w układzie zgodnym z rozporządzeniem Rady(UE, Euratom) 617/2010.Prezes URE publikując 26 maja 2011 r. komunikatpoinformował, że został na czas realizowaniapierwszego obowiązku sprawozdawczego w 2011 r.,upoważniony do zgromadzenia danych dotyczącychinfrastruktury energetycznej w sektorach:• gazu ziemnego i energii elektrycznej, w tymenergii elektrycznej ze źródeł odnawialnychz wyłączeniem infrastruktury dotyczącej wytwarzaniaenergii elektrycznej z biogazu rolniczego,132)Dz. UE L 248/36 z 22 września 2010 r.• biopaliw ciekłych, o których mowa w ustawieo biopaliwach––w zakresie określonym w pkt 2-4 załącznikado rozporządzenia 617/2010.Jednocześnie organem odpowiedzialnym zazgromadzenie informacji dotyczących infrastrukturyenergetycznej służącej do wytwarzania energiielektrycznej z biogazu rolniczego oraz biokomponentów,o których mowa w ustawie z biopaliwachzostał Prezes Agencji Rynku Rolnego.Natomiast w zakresie informacji dotyczącychinfrastruktury energetycznej w sektorze ropy naftowej,w obszarze określonym w pkt 1 załącznikado rozporządzenia 617/2010 oraz infrastrukturydotyczącej wychwytywania i składowania dwutlenkuwęgla emitowanego przez sektory ropy naftowej,gazu ziemnego, energii elektrycznej i biopaliw,w zakresie określonym w pkt 5 załącznikado rozporządzenia 617/2010 odpowiedzialnym byłMinister Gospodarki.Odnosząc się do elektroenergetycznej infrastrukturywytwórczej (źródła inne niż odnawialne),odpowiadając na opublikowaną przezPrezesa URE Informację, szesnaście przedsiębiorstwprzedstawiło dane dotyczące istniejącejlub planowanej infrastruktury. Dla dokonaniaoceny zebranych informacji dotyczących źródełwytwarzana energii elektrycznej w oparciuo paliwa kopalne Prezes URE 20 maja 2011 r.skierował pisma do operatora systemu przesyłowegooraz do operatorów systemów dystrybucyjnychz zapytaniem o wydane warunki przyłączeniadla określonych jednostek wytwórczychoraz o istniejącą infrastrukturę według zakresuoznaczonego w załączniku do rozporządzenia617/2010.Po dokonaniu analizy zgromadzonych we własnymzakresie danych oraz po otrzymaniu informacjiod Ministra Gospodarki oraz Prezesa AgencjiRynku Rolnego, 31 lipca 2011 r. Prezes URE przekazałwymagane dane do Komisji Europejskiej.Wśród przekazanych informacji znajdowały siętakże dane dotyczące energetycznej infrastrukturyprzesyłowej.Komisja Europejska (KE) realizując proces weryfikacjiinformacji nadesłanych przez państwaczłonkowskie zleciła opracowanie raportu grupieEcorys zatytułowanego „Analiza planowanych inwestycjiw zakresie infrastruktury energetycznejw Unii Europejskiej”, którego celem była prezentacjawstępnych analiz oraz omówienie otrzymanych,od poszczególnych państw członkowskich,danych w zakresie infrastruktury energetycznej.Wstępna wersja raportu opracowana 29 grudnia2011 r. wskazywała na konieczność uzupełnieniaw niewielkim obszarze lub ponowną weryfikacjęprzekazanych przez Polskę informacji. Dodatkowewytyczne w zakresie uzupełniania i sprawdzaniapoprawności zgromadzonych danychzostały przekazane bezpośrednio przez KomisjęEuropejską oraz autorów raportu podczas spotkaniaekspertów poszczególnych państw UniiEuropejskiej zorganizowanym 10 stycznia 2012 r.w Brukseli. Po przeprowadzeniu kolejnej analizyzebranych danych określonych przepisami rozporządzenia617/2010 i 833/2010 oraz wskazanychwe wstępnym raporcie sporządzonymna zlecenie Komisji Europejskiej, Prezes UREnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>151
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄ23 stycznia 2012 r. przesłał do Komisji Europejskiejzweryfikowane i uzupełnione dane dotycząceistniejącej i planowanej infrastruktury energetycznej.5.10. Sporządzanie raportu przedstawiającegoi oceniającego warunkipodejmowania i wykonywaniadziałalności gospodarczej w zakresiewytwarzania, przesyłanialub dystrybucji energii elektrycznejoraz realizację planów, o którychmowa w art. 16 ust. 2austawy − Prawo energetyczne,z uwzględnieniem zamierzeńinwestycyjnych wynikających zesprawozdania, o którym mowaw art. 15b ust. 3 tej ustawyZgodnie z treścią art. 23 ust. 2a Prawa energetycznego,znowelizowanego ustawą zmieniającą,która weszła w życie 11 marca 2010 r., Prezes UREw zakresie funkcjonowania systemu elektroenergetycznegooraz informacji o projektach inwestycyjnychznajdujących się w obszarze zainteresowaniaUnii Europejskiej, sporządza i przedstawiaMinistrowi właściwemu do spraw gospodarki, co2 lata, w terminie do 30 czerwca danego roku, raportprzedstawiający i oceniający:1) warunki podejmowania i wykonywania działalnościgospodarczej w zakresie wytwarzania,przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej,2) realizację planów, o których mowa w art. 16ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnychwynikających ze sprawozdania, o którymmowa w art. 15b ust. 3.Termin sporządzenia pierwszego raportu, zgodniez treścią art. 18 ustawy o zmianie ustawy – Prawoenergetyczne, określony na 11 marca 2011 r. 133)zdeterminował zawartość i aktualność danych doopracowania.Z uwagi na ustawowy termin składania przezprzedsiębiorstwa energetyczne sprawozdań z wykonaniaplanów rozwoju w zakresie zaspokojeniaobecnego i przyszłego zapotrzebowania na energięelektryczną do 1 marca (art. 16 ust. 7 ustawy – Prawoenergetyczne), w czasie sporządzania raportunie było możliwe dokonanie oceny realizacji planówrozwoju w 2010 r., zatem raport obejmuje jedynielata 2008–2009 134) . Dla porządku, w szczególnościumożliwienia wnioskowania i dokonywania porównań,dane pochodzące z monitorowania funkcjonowaniasystemu elektroenergetycznego także obejmująwskazany okres. Materiał uzupełniono o dane133)Zgodnie z treścią art. 18 ustawy zmieniającej, pierwszeopublikowanie raportu nastąpiło w terminie 12 miesięcy od dniawejścia w życie ustawy.134)Raport uwzględnia analizę realizacji planów rozwoju operatorówsystemu elektroenergetycznego w ujęciu rocznym, ponieważobowiązek sporządzania planów na okresy nie krótsze niż5 lat oraz prognoz dotyczących bezpieczeństwa dostaw energiielektrycznej na okresy nie krótsze niż 15 lat, nałożony na operatorówsystemów nowelizacją ustawy – Prawo energetycznez 8 stycznia 2010 r., zakłada opracowanie pierwszych takich planóww ciągu 12 miesięcy od dnia wejścia w życie ustawy, tj. od 11 marca2010 r. (zatem na dzień pierwszej publikacji niniejszego raportu).z 2010 r. jedynie w obszarach, w których było toszczególnie istotne ze względu na wartość informacyjnąprzedmiotowego raportu.W raporcie wskazano kiedy i w jakim zakresiePrezes URE przekazywał Komisji Europejskiejinformacje dotyczące projektów inwestycyjnychbędących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiejoraz informacje o ilości energii elektrycznejimportowanej z państw niebędących członkamiUE.Dane i informacje będące przedmiotem raportuprzygotowanego na podstawie art. 23 ust. 2austawy – Prawo energetyczne, w zakresie monitorowaniafunkcjonowania systemu gazowegoi elektroenergetycznego, zostały opisane równieżw sprawozdaniu Prezesa URE za 2010 r., jaki w niniejszym sprawozdaniu. W odniesieniu dooceny, o której mowa w art. 23 ust. 2a ustawy,należy wskazać, że Prezes URE nie zidentyfikowałistotnych barier dla podejmowania i wykonywaniadziałalności gospodarczej w zakresiewytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energiielektrycznej, opierając się na danych i informacjachdotyczących analizowanego okresu sprawozdawczego.Jednocześnie, biorąc pod uwagę, że nowelizacjaPrawa energetycznego, która weszła w życie11 marca 2010 r., wprowadziła szereg zmian mającychwpływ na warunki podejmowania i wykonywaniadziałalności gospodarczej w zakresie wytwarzania,przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej,ich ocena wymaga czasu i będzie przedmiotem kolejnychraportów przygotowywanych przez PrezesaURE na podstawie art. 23 ust. 2a ustawy.152 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 20115.11. Ogłaszanie wskaźnika referencyjnegoustalanego przez PrezesaURE zgodnie z metodologiąokreśloną w rozporządzeniuMinistra Gospodarki z 17 września2010 r. w sprawie szczegółowychzasad kształtowania i kalkulacjitaryf oraz rozliczeń z tytułuzaopatrzenia w ciepło(Dz. U. z 2010 r. Nr 194, poz. 1291)Prawo energetyczne nakłada na regulatora obowiązekpolegający na ustalaniu wskaźnika referencyjnegozgodnie z metodologią określoną w rozporządzeniuMinistra Gospodarki z 17 września 2010 r.w sprawie szczegółowych zasad kształtowaniai kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzeniaw ciepło 135) . Przy zastosowaniu wskaźnikareferencyjnego i średnich cen sprzedaży ciepłaprzedsiębiorstwa obliczają planowane przychodyze sprzedaży ciepła przyjmowane do kalkulacji ceni stawek opłat w taryfach, dla jednostek kogeneracji.Działając na podstawie art. 47 ust. 2g ustawy −Prawo energetyczne Prezes URE ogłosił w marcu2011 r. następujące wskaźniki referencyjne ustalonedla poszczególnych rodzajów paliw, o którychmowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c ustawy:• dla paliw węglowych – 1,0;• dla paliw gazowych – 1,0;• dla oleju opałowego – 1,0;• dla paliw wykorzystywanych w odnawialnychźródłach energii – 1,0.135)Dz. U. z 2010 r. Nr 194, poz. 1291.Informacja o wskaźnikach została zamieszczonana stronie internetowej URE.5.12. Efektywność energetycznaW 2011 r. katalog zadań realizowanych przezPrezesa URE uległ dalszemu rozszerzeniu o kompetencjewynikające z ustawy o efektywnościenergetycznej, która weszła w życie (z pewnymiwyjątkami) 11 sierpnia 2011 r. Ustawa ta określiła:1) krajowy cel w zakresie oszczędnego gospodarowaniaenergią,2) zadania jednostek sektora publicznego w zakresieefektywności energetycznej,3) zasady uzyskania i umorzenia świadectwa efektywnościenergetycznej,4) zasady sporządzania audytu efektywności energetycznejoraz uzyskania uprawnień audytoraefektywności energetycznej.Założonym efektem działań podejmowanychprzez wszystkich jej adresatów jest osiągnięciedo 2016 r., co najmniej 9% oszczędności energiirozumianej jako 9% średniego krajowego zużyciaenergii finalnej w ciągu roku przy uśrednieniu zalata 2001−2005. Tak określone cele przekładająsię na działania zmierzające do ich osiągnięcia,które znajdują swoje ramy prawne w ustawieo efektywności energetycznej. Działania te opierająsię na następujących filarach:1) pierwszy filar można określić jako wzorcowąrolę sektora publicznego, który jest obowiązanydo stosowania środków poprawy efektywnościenergetycznej i do informowania o tym fakciespołeczeństwa; elementem przewodniej roli administracjipublicznej w dążeniu do osiągnięciacelów oszczędnościowych jest również bezpośredniarealizacja działań przewidzianych w krajowymplanie działań dotyczących efektywnościenergetycznej,2) druga grupa działań to pozyskanie, poprzezprzystąpienie do przetargu organizowanegoprzez Prezesa URE, świadectw efektywnościenergetycznej, a więc de facto uzyskanie lubzadeklarowanie uzyskania oszczędności energii,3) trzeci filar to działania Prezesa URE w obszarzemonitorowania i rozliczania obowiązku pozyskiwania,przez podmioty do tego zobligowane,świadectw efektywności energetycznej i następnieprzedstawiania ich do umorzenia lubdokonywania wnoszenia opłaty zastępczej, domkniętysystemem kar pieniężnych wymierzanychw trybach administracyjnoprawnych,4) czwarty obszar to system wykwalifikowanych audytorów,zdolnych do wymiarowania potencjałuoszczędności energii i osiągniętych efektów.Przepisy ustawy o efektywności energetycznejprzewidują dla Prezesa URE kompetencje dla realizacjinastępujących zadań:1) wraz z wejściem w życie ustawy o efektywnościenergetycznej – powoływanie komisji kwalifikacyjnych(których zadaniem jest egzaminowaniekandydatów na audytorów efektywności energetycznej),oraz, w określonych przypadkach,odwoływanie komisji kwalifikacyjnych lub ichposzczególnych członków,nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>153
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄ2) począwszy od 2012 r. − organizacja, co najmniejraz do roku, przetargów, w wyniku którychwyłonione zostaną przedsięwzięcia, zaktóre otrzymuje się świadectwa efektywnościenergetycznej, przy czym każdy przetarg podzielonyzostał na trzy grupy: dla przedsięwzięćskutkujących zwiększeniem oszczędnościenergii u odbiorców końcowych, dla przedsięwzięćskutkujących oszczędnością energiiprzez urządzenia służące procesowi wytwarzaniaenergii elektrycznej lub ciepła, czyliurządzenia potrzeb własnych oraz dla przedsięwzięćskutkujących zmniejszeniem stratenergii w przesyle lub dystrybucji; ze względuna nisko ustanowiony próg dostępności doprzetargu (co najmniej 10 toe skumulowanejoszczędności energii średnio w ciągu roku),można spodziewać się potencjalnie dużej liczbyzgłoszeń przetargowych,3) wydawanie świadectw efektywności energetycznej,4) począwszy od 2013 r.:a) identyfikacja podmiotów zobowiązanych dorozliczenia się z oszczędności (pozyskaniaświadectw efektywności energetycznej) lubuiszczenia opłaty zastępczej, których liczbamoże być bliska 2 500,b) identyfikacja ilościowa obowiązku w odniesieniudo każdego z ww. podmiotów, przyuwzględnieniu ulg i zwolnień przewidzianychw ustawie,c) dokonanie rozliczenia obowiązku pozyskaniaświadectw efektywności energetycznej lubuiszczenia opłaty zastępczej,5) przeprowadzenie audytów weryfikacyjnychw odniesieniu do zrealizowanych przedsięwzięćefektywnościowych.W związku z określonym przepisami ustawyo efektywności energetycznej zakresem zadań dlaPrezesa URE, kluczowe znaczenie dla możliwościich realizacji, jak również dla osiągnięcia celówprzewidzianych w ustawie, mają regulacje, którewinny się znaleźć w szeregu aktów wykonawczych.Ustawa o efektywności energetycznej przewidziaław tym zakresie wydanie pięciu rozporządzeń orazdwóch obwieszczeń. Spośród tej liczby, w 2011 r.wydano tylko jedno rozporządzenie 136) . Wobec brakuaktów wykonawczych do ustawy o efektywnościenergetycznej, nie zostały określone w szczególnościnastępujące zagadnienia:1) wielkość i sposób obliczania ilości energii pierwotnejodpowiadającej wartości świadectwaefektywności energetycznej, które należy uzyskaći przedstawić do umorzenia,2) sposób uwzględniania w kalkulacji cen energiielektrycznej, ciepła lub gazu ziemnego ustalanychw taryfach kosztów uzyskania i przedstawieniado umorzenia świadectw efektywnościenergetycznej oraz poniesionej opłatyzastępczej,3) wysokość jednostkowej opłaty zastępczej,4) współczynniki sprawności procesów przetworzeniaenergii,136)Rozporządzenie Ministra Finansów z 14 września 2011 r.w sprawie obowiązkowego ubezpieczenia odpowiedzialności cywilnejaudytora efektywności energetycznej (Dz. U. Nr 210, poz. 1248).5) warunki i tryb organizowania i przeprowadzaniaprzetargu, w tym powoływania i pracykomisji przetargowej oraz wzór deklaracjiprzetargowej,6) szczegółowy wykaz przedsięwzięć służącychpoprawie efektywności energetycznej,7) szczegółowy zakres i sposób sporządzaniaaudytu efektywności energetycznej, sposóbi tryb jego weryfikacji oraz wzór karty tegoaudytu,8) dane i metody, które mogą być wykorzystywaneprzy określaniu i weryfikacji uzyskanychoszczędności energii,9) sposób przeprowadzenia i zakres programowyszkolenia dla osób ubiegających się o nadanieuprawnień audytora efektywności energetycznejoraz samego egzaminu,10) kryteria, jakie powinny spełniać jednostki organizacyjne,przy których powołuje się komisjekwalifikacyjne, oraz tryb ich powoływania,11) sposób dokumentowania kwalifikacji niezbędnychdo powołania w skład komisji kwalifikacyjnej.Zaznaczenia wymaga, że ze względu na wagęzagadnień wymagających uregulowania w aktachwykonawczych, ich brak skutkuje praktyczną blokadąfunkcjonowania ustawy o efektywności energetycznej,w tym w szczególności również w zakresieobowiązków spoczywających na Prezesie URE.Dodatkową przeszkodą mającą wpływ na możliwośćrealizacji przez Prezesa URE nałożonych nańobowiązków, wynikających z ustawy o efektywnościenergetycznej, jest również nieprzedstawienie154 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011w 2011 r. przez Ministra Gospodarki do zatwierdzeniaRadzie Ministrów krajowego planu działańdotyczącego efektywności energetycznej 137) . Planten powinien zawierać w szczególności informacjeo postępie w realizacji krajowego celu w zakresieoszczędnego gospodarowania energią, co ma podstawoweznaczenie dla Prezesa URE przy określaniuwartości świadectw efektywności energetycznejprzewidzianych do wydania w organizowanymprzezeń przetargu. Zgodnie bowiem z regulacjamizawartymi w ustawie o efektywności energetycznej,przy określaniu tej wartości Prezes URE winienobowiązkowo uwzględnić ww. stopień realizacjicelu w zakresie oszczędnego gospodarowaniaenergią, co uznać należy za niemożliwe do wypełnieniawobec sygnalizowanego mankamentu.Jednocześnie w uzasadnieniu do ustawy o efektywnościenergetycznej, w związku z licznymi zadaniamiprzewidzianymi do realizacji przez PrezesaURE, przewidziano konieczność zatrudnieniaw Urzędzie <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> dodatkowych20 osób. Mając powyższe na uwadze w 2011 r.Prezes URE wystąpił do Rady Ministrów o etatyna ten cel. Do końca 2011 r. etaty te nie zostałyjednak Prezesowi URE przydzielone, co wobeccałkowitego wykorzystania potencjału osobowegourzędu do realizacji dotychczasowych zadań PrezesaURE, niemal całkowicie ograniczyło możliwościsprawnego podjęcia intensywnych działańprzygotowawczych oraz wykonawczych. Na po-137)Wg stanu na 31 grudnia 2011 r., prace nad krajowym planemdziałań dotyczącym efektywności energetycznej znajdowałysię w stadium projektu.wyższe kwestie nałożył się również wspomnianybrak aktów wykonawczych regulujących kluczoweobszary, dodatkowo potęgując wspomniane ograniczenie.Tym niemniej w 2011 r. Prezes URE, kosztemrealizacji innych zadań, podejmował szereg działańo charakterze przygotowawczym, mających skutkowaćsprawnym podjęciem w przyszłości przewidzianychdla niego zadań, w tym, w pierwszejkolejności, przystąpieniem do powoływania komisjikwalifikacyjnych, które wyłonią audytorów efektywnościenergetycznej, oraz przygotowaniem doorganizacji w 2012 r. pierwszych przetargów, w wynikuktórych wyłonione zostaną przedsięwzięcia, zaktóre Prezes URE przyzna świadectwa efektywnościenergetycznej. Ze względu na sygnalizowany brakaktów wykonawczych do ustawy o efektywnościenergetycznej oraz nieprzydzielenie określonychw uzasadnieniu do tej ustawy dodatkowych środków,ww. działania przygotowawcze musiały byćprowadzone w ograniczonym zakresie i objęły:• uczestnictwo w opiniowaniu projektu krajowegoplanu działań na rzecz efektywności energetycznejoraz projektów aktów wykonawczych,co do których prace zostały już podjęte przezwłaściwe resorty,• przygotowanie formalnoprawne i wdrażanie odpowiednichzmian w strukturze organizacyjnejurzędu,• działania o charakterze informacyjnym, w tymudzielanie odpowiedzi na liczne zapytania orazwyjaśnianie wątpliwości zgłaszanych do Urzędu,a dotyczących przepisów ustawy o efektywnościenergetycznej.Prezes URE podjął również działania mającena celu określenie potencjalnego zainteresowaniaw obszarze skorzystania z instrumentów zawartychw ustawie o efektywności energetycznej.Jednakże ze względu na duży poziom niepewnościco do możliwości jej skutecznej realizacji, spośród31 zapytanych przez Prezesa URE podmiotówi organizacji w których obszarze zainteresowaniaznajduje się lub powinna znajdować się (np. zewzględu na statutowe ramy działalności) szerokorozumiana efektywność energetyczna odpowiedziudzieliło jedynie 30%. Może to zatem świadczyćo oczekiwaniu na bardziej szczegółowe regulacje(przepisy wykonawcze) przed podjęciem działańlub brak zrozumienia mocno restrykcyjnej ustawy.Biorąc natomiast pod uwagę, że ustawa ta macharakter epizodyczny 138) , przedstawiona wyżejobserwacja musi budzić niepokój, co do faktycznegojej wpływu na gospodarkę Polski.5.13. Działania na rzecz wdrożeniainteligentnych sieciNiezależnie od przedstawionych powyżej zadańrealizowanych na podstawie aktualnie obowiązującychprzepisów prawa, wychodząc naprzeciw procesomtoczącym się na poziomie Komisji Europejskiej,ale przede wszystkim w obliczu ryzyk, przedjakimi stoi system elektroenergetyczny w Polsce,138)Całkowity okres jej obowiązywania zawiera się w przedzialeczasowym 11 sierpnia 2011 r. − 31 grudnia 2016 r. (art. 48 i 49ustawy o efektywności energetycznej).nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>155
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄPrezes URE podjął i prowadzi prace studialnei edukacyjne na rzecz ukształtowania warunkówniezbędnych dla wdrożenia nowego sposobufunkcjonowania systemu elektroenergetycznegoi opartego na nim rynku energii, w literaturze tematuokreślanego mianem „inteligentnej sieci”.Problem ten już obecnie dotyka zakresu ustawowychobowiązków Prezesa URE w obszarzeuzgadniania planów rozwoju OSD i znalazł równieżswój wyraz w projektowanych przepisach nowejustawy − Prawo energetyczne, kreujących nowebyty na rynku energii (OIP) i nakładających naPrezesa URE kolejne obowiązki, do których realizacjitrzeba się przygotować.Z punktu widzenia Prezesa URE kluczowymi kwestiamiw tym zakresie jest stworzenie właściwychram dla realizacji polityki energetycznej, wyrażonejpakietem klimatyczno-energetycznym (3 × 20) a takżewypracowanie efektywnych narzędzi pozyskiwaniainformacji kluczowych dla oceny jakości zaopatrzeniaodbiorców w energię oraz dla optymalizowaniai weryfikowania jakości planów inwestycyjnych.Podstawą do realizacji tak sformułowanego celujest uruchomienie programu wyposażenia odbiorcówkońcowych, ale także sieci dystrybucyjnych,w układy pomiarowo-rozliczeniowe oraz urządzeniapomiarowe i wykonawcze o określonych zakresachfunkcjonalności, w tym komunikacyjnych, oraz stworzeniewarunków dla efektywnego rozwoju generacjirozproszonej i mikrogeneracji nie stanowiącej działalnościgospodarczej, wykorzystującej lokalne zasobyenergii pierwotnej. Drugim krokiem jest zapewnienieefektywnego wykorzystania tak pozyskanychinformacji, na które składa się stworzenie mechanizmuich udostępniania oraz wyposażenie odbiorcówkońcowych w kompetencję do ich interpretacji z korzyściądla siebie i dla całego systemu.Realizując przedstawione powyżej cele, Prezes UREw 2011 r. przygotował następujące dokumenty, kierunkowookreślające pożądane rozwiązania systemowe:• „Stanowisko Prezesa URE w sprawie niezbędnychwymagań wobec wdrażanych przez OSDinteligentnych systemów pomiarowo-rozliczeniowychz uwzględnieniem funkcji celu orazproponowanych mechanizmów wsparcia przypostulowanym modelu rynku” – dokument, podyskusji publicznej, opublikowany na stronieURE 2 czerwca 2011 r.,• „Koncepcja dotycząca modelu rynku opomiarowaniaw Polsce, ze szczególnym uwzględnieniemwymagań wobec Operatora InformacjiPomiarowej” – dokument przygotowywanydo opublikowania w związku z zakończeniemw 2011 r. dyskusji publicznej,• „Stanowisko Prezesa URE w sprawie szczegółowychreguł regulacyjnych w zakresie stymulowaniai kontroli wykonania inwestycji w AMI”– dokument w trakcie dyskusji środowiskowej,• „Stanowisko Prezesa URE w sprawie niezbędnychwymagań funkcjonalnych wobec współpracującejz Infrastrukturą AMI Infrastruktury SieciDomowej (HAN), stanowiącej rozszerzenie wdrażanychprzez OSD E inteligentnych systemówpomiarowo-rozliczeniowych, z uwzględnieniemzastosowania jej dla usług pozaenergetycznychcelem wykorzystania efektu synergii” – dokumentpo dyskusji środowiskowej, przygotowanydo wystawienia do dyskusji publicznej.Ponadto, wykorzystując środki finansowez bezzwrotnej pożyczki oferowanej przez BankŚwiatowy w formule Global Environment Facility,uruchomiona została praca studialna, wspierającapowyższe działanie, pt.: „Analiza uwarunkowańtechnicznych, ekonomicznych, społecznych i prawnychwdrożenia współpracującej ze Smart Grid infrastrukturyHome Area Network (HAN), z uwzględnieniemzastosowania jej dla usług pozaenergetycznychcelem wykorzystania efektu synergii”.5.14. Współdziałanie w zakresiezapobiegania kradzieżominfrastrukturyOd listopada 2011 r. przedstawiciel PrezesaURE bierze udział w spotkaniach grupy roboczejds. kradzieży infrastruktury powołanej przy UrzędzieKontroli Elektronicznej. Celami działania tejgrupy są:• zacieśnienie współpracy organów ścigania, prokuraturyoraz właścicieli infrastruktury,• zwiększenie wrażliwości społecznej na problemkradzieży,• wprowadzenie zmian legislacyjnych mającychułatwić ściganie, karanie i zapobieganie przestępstwompolegającym na dewastacji i kradzieżyinfrastruktury,• rozwój i popularyzacja wykorzystania zabezpieczeńtechnicznych.W spotkaniach grupy biorą udział przedstawicielem.in. firm telekomunikacyjnych, firm energetycznych(PTPiREE), transportu kolejowego.156 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 20115.15. Współpraca międzynarodowa urzęduGłównym zadaniem URE w sferze współpracymiędzynarodowej w 2011 r. była kontynuacja praczwiązanych z procesem integracji europejskichrynków energii elektrycznej i gazu. Drugim, równoległympriorytetem Prezesa URE była realizacjaobowiązków regulatora, wynikających z prawodawstwakrajowego i europejskiego. W 2011 r.Prezes URE aktywnie uczestniczył w pracach nowopowstałejAgencji ds. Współpracy Organów <strong>Regulacji</strong><strong>Energetyki</strong> (ACER) oraz kontynuował dotychczasowąwspółpracę z Komisją Europejską (KE).Kontynuowane były także prace i zaangażowanieurzędu w strukturach Stowarzyszenia EuropejskichRegulatorów <strong>Energetyki</strong> (CEER) oraz RegionalnymStowarzyszeniu Regulatorów <strong>Energetyki</strong> (ERRA),a także udział w szeregu innych inicjatyw o charakterzeregionalnym i europejskim. Rok 2011przyniósł URE również zupełnie nowe wyzwania,związane z przygotowaniem i sprawowaniem przezPolskę przewodnictwa w Radzie Unii Europejskiej.Współpraca z Komisją EuropejskąBieżąca współpraca z Komisją Europejską jeststałym i niezwykle ważnym elementem europejskiejwspółpracy Prezesa URE. Udzielanie informacjiczy przygotowywanie i przekazywanie KE corocznegoRaportu Krajowego Prezesa URE to tylkoniektóre z aspektów współpracy między URE a KE.Obok stałych działań związanych z wypełnianiemobowiązków sprawozdawczych, przedstawicielePrezesa URE uczestniczą także w szeregu innychinicjatyw Komisji.W marcu 2011 r. z oficjalną wizytą w Warszawieprzebywał unijny Komisarz ds. Energii, GüntherOettinger. W programie wizyty Komisarza znalazłosię spotkanie z Prezesem URE. W trakcie spotkaniaporuszane były kwestie związane z wejściemw życie III pakietu, integracją rynków energii orazprzygotowaniami Polski do sprawowania przewodnictwaw Radzie UE.W związku z pracami nad tzw. pakietem infrastrukturalnym,zakładającym rozbudowę infrastrukturyenergetycznej w i pomiędzy państwamiczłonkowskimi UE, w I kwartale 2011 r. KE powołałado życia Grupę Wysokiego Szczebla (HLG) dlakorytarza Północ-Południe – jednego z priorytetowychprojektów infrastrukturalnych. W skład grupyweszli również eksperci URE ds. gazu ziemnegooraz energii elektrycznej. Głównym zadaniem grupyw 2011 r. było opracowanie Planu rozbudowypołączeń do 2020 r. dla sektorów energii elektrycznej,gazu oraz ropy. Celem inicjatywy było wzmocnienieregionalnej współpracy w regionie EuropyŚrodkowo-Wschodniej, stworzenie i zintegrowanieinfrastruktury energetycznej, dywersyfikacjaźródeł oraz wzmocnienie bezpieczeństwa dostawi rozwój rynku.We wrześniu 2011 r., podczas nieformalnegospotkania ministrów odpowiedzialnych za energetykę,przy KE powołana została tzw. grupa koordynacyjnads. energii elektrycznej. Grupa powstaław celu poprawy koordynacji polityk energetycznychposzczególnych krajów UE. Ma ona stanowićplatformę wymiany informacji na temat decyzjipodejmowanych w państwach członkowskich, któremogą mieć wpływ na funkcjonowanie i bezpieczeństwosystemów innych krajów. W skład grupywchodzą przedstawiciele KE, państw członkowskich,operatorów i organów regulacyjnych, w tymrównież przedstawiciele Prezesa URE. Pierwszespotkanie grupy miało miejsce w grudniu 2011 r.W ramach współpracy Prezesa URE z KE przedstawicieleurzędu uczestniczyli także w spotkaniacheuropejskich forów energetycznych − ForumFlorenckiego, Madryckiego oraz Forum Londyńskiego.Fora te są wysokiego szczebla konferencjami,poświęconymi – w przypadku Forum Florenckiegoi Madryckiego − stworzeniu i rozwojowijednolitego europejskiego rynku energii elektryczneji gazu. Tematyka Forum Londyńskiego dotyczykwestii konsumenckich.Współpraca z ACERRok 2011 był pierwszym rokiem działalnościACER, która została powołana do życia 3 marca2011 r. Jednocześnie, wraz z ukonstytuowaniemsię nowej unijnej agencji, rozwiązana zostałaEuropejska Grupa Regulatorów Energii i GazuERGEG), która swoją działalność zakończyła 1 lipca2011 r. Polski regulator aktywnie uczestniczyłw pracach ACER, zarówno na etapie jej konstytuowaniasię, jak i – po uzyskaniu przez nią pełnejoperacyjności − w bieżących pracach Agencji.W 2011 r. Prezes URE uczestniczył w pracachRady Regulatorów ACER, która jest ciałemo charakterze opiniodawczym i doradczym wobecnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>157
SPRAWOZDANIE 2011REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄdyrektora Agencji. W związku ze sprawowaniemprzez Polskę Prezydencji w Radzie UE, PrezesURE był gospodarzem jednego ze spotkań RadyRegulatorów, które odbyło się 11 października,w Krakowie, w ramach konferencji „Konkurencyjnyi zintegrowany rynek jako gwarant bezpieczeństwaenergetyczne go UE”. W trakcie współorganizowanejprzez urząd konferencji, Prezes URE poprowadziłtakże panel poświęcony 6-miesięcznej działalnościACER.W ramach Agencji powołane zostały do życiadwie grupy robocze – ds. energii elektryczneji gazu. W ich skład wchodzą eksperci z krajowychorganów regulacyjnych, przedstawiciele ACERi KE. Zadaniem grup jest wspieranie i uczestniczeniew pracach nad wspólnymi rozwiązaniami dlaosiągnięcia IEM (m.in. wytyczne ramowe, kodeksysieciowe), dzięki czemu w uchwalanych na poziomieunijnym procedurach uwzględniane są krajoweuwarunkowania poszczególnych państw członkowskich.W pracach obu grup udział brali takżeeksperci URE.Przedstawiciele Prezesa URE byli zaangażowaniponadto w prace na poziomie regionalnym. NowopowstałaAgencja przejęła również część kompetencjiERGEG, w tym m.in. nadzór nad inicjatywamiregionalnymi. Mają być one etapem pośrednimw tworzeniu wewnętrznego rynku energii w Europie– od integracji rynków krajowych na poziomieregionalnym do wspólnego dla całej UE jednolitegorynku energii elektrycznej i gazu. Zgodnie z przyjętympodziałem, Polska jest pełnym uczestnikiemw trzech rynkach regionalnych (dla elektroenergetykijest to Rynek Europy Środkowo-Wschodniejoraz Rynek Północny, dla gazu − Rynek EuropyPołudniowej/Południowo-Wschodniej). Dodatkowo,polski regulator uczestniczył także w pracachgrupy NWE, realizującej pilotażowy projekt wdrażaniaeuropejskiego docelowego modelu rynkuenergii elektrycznej. Wypracowane w NWE rozwiązaniamają być następnie wdrażane w pozostałychregionach UE.Wraz z konstytuowaniem się ACER, a takżestopniowym nakładaniem na Agencję coraz to nowychobowiązków poprzez nowe akty legislacyjne(jak np. REMIT), pod koniec 2011 r. pojawiła siękonieczność dopasowania struktury Agencji do nowychzadań i obowiązków. W ramach ACER powołanezostały nowe zespoły robocze, często o charakterzead hoc (jak np. zespół ds. implementacjiREMIT), w których aktywny udział biorą eksperciURE. Na początku 2012 r. w ACER powstały dwiedodatkowe grupy robocze, a Prezes URE zostałpowołany na przewodniczącego jednej z nich −Grupy Roboczej ds. Implementacji, Monitoringui Procedur.Współpraca z CEEROprócz zaangażowania w prace agencji ACER,Prezes URE kontynuował współpracę z regulatoramiw ramach stowarzyszenia CEER. Od momentupowstania ACER działalność CEER była powiązanaz nową Agencją. Stowarzyszenie ściśle współpracujez ACER, zapewniając jej pomoc i merytorycznewsparcie. CEER koncentruje się również nad tymiobszarami, które znalazły się poza zakresem kompetencjiACER, jak np. sprawy konsumenckie, zrównoważonyrozwój, współpraca z regulatorami spozaUE czy rozwój nowych technologii (smart grids).W 2011 r. pozycja polskiego regulatora w Stowarzyszeniuwzmocniła się. W lutym Prezes UREzostał wybrany na wiceprzewodniczącego RadyDyrektorów stowarzyszenia. Jest on jedynym regulatoremz nowych krajów członkowskich Unii,który jest w składzie kierownictwa CEER. RoląRady Dyrektorów CEER jest kierowanie działalnościąStowarzyszenia oraz jego reprezentacjaw kontaktach zewnętrznych z innymi organizacjamii instytucjami. Prezes URE jest także stałymuczestnikiem spotkań Zgromadzenia OgólnegoCEER, a w październiku 2011 r. był gospodarzemjednego ze spotkań Zgromadzenia Ogólnego CEERi Rady Regulatorów ACER, które odbyły się w ramachpolskiej Prezydencji.Podobnie jak w ubiegłych latach, eksperci UREuczestniczyli w spotkaniach grup roboczych i zespołówzadaniowych CEER. Przedstawiciele PrezesaURE brali udział w konsultacjach nowych unijnychaktów prawnych, opracowywaniu raportówi analiz dotyczących różnych aspektów sektoraenergetycznego, w tym m.in. jakości dostaw energiielektrycznej, warunków inwestycyjnych w krajacheuropejskich czy docelowego modelu rynkugazu w UE. W 2011 r. duże znaczenie miały takżekwestie konsumenckie. Przedstawiciele PrezesaURE brali udział w pracach grupy roboczej CEERds. rynku detalicznego i odbiorców, a jedno zespotkań grupy odbyło się w Warszawie. PracownicyURE zaangażowani byli również w prace grupyds. instrumentów finansowych, która zajmowała158 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
REALIZACJA ZADAŃ Z ZAKRESU REGULACJI GOSPODARKI PALIWAMI I ENERGIĄSPRAWOZDANIE 2011się kwestiami związanymi z REMIT oraz innymiaspektami handlu na hurtowym rynku energii.W 2011 r. CEER był również organizatorem warsztatów,konferencji oraz innych inicjatyw służącychpogłębianiu wiedzy, wymianie doświadczeń i promowaniuwspółpracy europejskich organów regulacyjnych.W wydarzeniach tych aktywnie uczestniczyliprzedstawiciele również polskiego regulatora.Zwiększone zaangażowanie Prezesa UREw CEER w 2011 r. wpłynęło na wzmocnienie pozycjipolskiego regulatora w Stowarzyszeniu. Napoczątku 2012 r. Prezes URE został wybrany przewodniczącymGrupy Roboczej CEER ds. Implementacji,Benchmarkingu i Monitoringu.Współpraca z ERRAW 2011 r. Prezes URE kontynuował też swojądziałalność w stowarzyszeniu ERRA. Udział UREw pracach w ERRA ma na celu przede wszystkimwymianę informacji i dzielenie się praktykami regulacyjnychz krajami spoza UE. PrzedstawicieleURE wspierali prace komitetów ERRA – ds. koncesjonowania/konkurencjioraz ds. taryf. Oprócz tegoeksperci URE uczestniczyli w szeregu warsztatówi seminariów ERRA organizowanych w ramach programuINOGATE. W marcu 2011 r., w Warszawie,URE i ERRA zorganizowały seminarium poświęconepolityce regulacyjnej na rzecz zrównoważonegorozwoju energetycznego. W trakcie spotkaniaeksperci URE wygłosili szereg wykładów i prezentacji,m.in. z zakresu efektywności energetyczneji wzmacniania pozycji odbiorcy na rynku energii.W kwietniu w Budapeszcie odbyły się warsztatypoświęcone inteligentnym sieciom elektroenergetycznym.W czerwcu, w Tbilisi, ERRA zorganizowałaseminarium na temat odbiorcy wrażliwegospołecznie, a następnie − również w ramach tegosamego projektu − powstała publikacja ERRA poświęconaodbiorcy wrażliwemu społecznie, którejwspółautorem jest ekspert URE.Przedstawiciele URE wzięli także udziałw corocznej konferencji regulacyjno-inwestycyjnejERRA, zwieńczającej obchody 10-tej rocznicy powstaniaStowarzyszenia. W trakcie dwudniowegowydarzenia Prezes URE wziął udział w dyskusjina temat zaangażowania regulatorów w monitoringrynków energii. Jednym z szeregu wydarzeńtowarzyszących konferencji było także spotkanieZgromadzenia Ogólnego ERRA, w trakcie któregoczłonkowie ERRA wybrali władze Stowarzyszenia.W wyniku głosowania członkiem Prezydium ERRAzostał Prezes URE.Prezydencja1 lipca 2011 r. rozpoczął się pierwszy w historiinaszego członkostwa w UE okres sprawowaniaprzez Polskę Prezydencji w Radzie Unii Europejskiej.Prace przygotowawcze do sprawowaniaPrezydencji rozpoczęły się w URE wiele miesięcywcześniej. W trakcie półrocznego polskiego przewodnictwaPrezes URE uczestniczył w realizacjipriorytetów polskiej Prezydencji dla energetyki,poprzez merytoryczne wsparcie organów rządowychoraz organizację istotnych wydarzeń.We wrześniu URE było gospodarzem spotkaniaGrupy Roboczej CEER ds. Rynku Detalicznegoi Odbiorców (Retail Markets and Customer WorkingGroup − RMC WG). Członkowie grupy – ekspercido spraw konsumenckich z instytucji regu lacyjnychz krajów UE oraz Sekretariatu CEER, spotkali sięw War szawie, aby kontynuować dotychczasoweprace na rzecz unijnych odbiorców energii.Na półmetku Prezydencji odbyła się współorganizowanaprzez URE międzynarodowa konferencja„Konkurencyjny i zintegrowany rynek jako gwarantbezpieczeństwa energetyczne go UE” – największei jednocześnie jedno z najważ niejszych dla UREwydarzeń z dziedziny energetyki w ramach polskiejPrezydencji. Spotkanie, współorganizowane przezMinisterstwo Gospodarki, Ministerstwo SkarbuPaństwa, Ministerstwo Spraw Zagranicznych orazURE, we współpracy z Komisją Europejską, byłopoświęcone kluczowym dla polityki energetycznejzagadnieniom takim jak zwiększenie konkurencjii bezpieczeństwa na wspólnotowym rynku energiipoprzez rozwój współpracy regionalnej i projektówinfrastrukturalnych. W konferencji, która zgromadziław Krakowie około 300 uczestników, udziałwzięły wszystkie zainteresowane podmioty uczestniczącew procesie tworzenia wspólnotowego rynkuenergii. W drugim dniu konferencji odbyło sięposiedzenie Zgromadzenia Ogólnego CEER i RadyRegulatorów ACER z udziałem przedstawicielieuropejskich organów regulacyjnych, którego gospodarzembyło URE.Trzecim, i jednocześnie ostatnim, organizowanymprzez URE wydarzeniem w ramach polskiejPrezydencji były polsko-duńskie warsztaty. Na prze-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>159
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011zaliczyć należy do kategorii tzw. działań miękkich,które Prezes URE ocenia jako koniecznedla realizacji celu. Za działanie na rzecz promowaniakonkurencji uznać należy tu szeroko prowadzonądziałalność informacyjną Prezesa URE,w tym zakończoną w 2011 r. kampanię edukacyjnąpod hasłem „Prąd to też towar. Zdecydujod kogo go kupujesz”. Celem akcji ukierunkowanejna uświadomienie praw odbiorcom energiiw gospodarstwach domowych i zwiększenieich kompetencji, jako uczestników rynku, byłowzmocnienie strony popytowej rynku, którejrozbudzone oczekiwania przyczyniłyby się dorozwoju konkurencji na rynku energii.Miernikiem rozwoju konkurencyjnego rynkuenergii (prostym, ale miarodajnym) jest liczbazmian sprzedawcy. Prezes URE systematyczniemonitoruje stopień rzeczywistego korzystaniaz prawa wyboru sprzedawcy przez odbiorcówuprawnionych. Rozwój zasady TPA w ujęciu ilościowymprzedstawiony jest szczegółowo w rozdziałachpoświęconych omówieniu rynków: elektroenergetycznegoi gazowego.Istotnym uzupełnieniem starań Prezesa UREw zakresie kształtowania konkurencyjnego rynkuenergii jest wejście w życie 3 marca 2011 r.tzw. III pakietu energetycznego. Intensywneprace legislacyjne, mające na celu wdrożenietych regulacji prawa europejskiego, które wymagająimplementacji, przyczyni się z pewnościądo poprawy konkurencyjności rynku energiielektrycznej i gazu.2. Działania na rzecz likwidacjibarier konkurencji2.1. Zatwierdzanie instrukcji ruchui eksploatacji sieciElektroenergetykaInstrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci PrzesyłowejDecyzją z 28 czerwca 2011 r. Prezes URE zatwierdziłzmianę Instrukcji Ruchu i EksploatacjiSieci Przesyłowej w części dotyczącej warunkówkorzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowaniarozwoju sieci w formie Karty aktualizacjinr CK/1/2011 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji SieciPrzesyłowej – Warunki korzystania, prowadzeniaruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieciustalając datę wejścia w życie zmiany na 1 lipca2011 r. Zmiana związana była z dokonaniemprzez operatora systemu przesyłowego (dalejtakże: „OSP”) rozdzielenia działań realizowanychprzez służby ruchowe od działań realizowanychprzez służby eksploatacyjne. W związku z tymw przedsiębiorstwie PSE Operator SA utworzonokomórkę organizacyjną Centrum Nadzoru (zwanądalej „CN”), której zadaniem jest bieżący nadzórnad funkcjonowaniem poszczególnych elementówsieci Operatora i pracami wykonywanymi na tychelementach. Analogiczne komórki organizacyjne −Regionalne Centra Nadzoru (zwane dalej „RCN”)− zostały utworzone w działających w imieniu i narzecz Operatora spółkach obszarowych Operatora(odpowiednio: RCN Warszawa, RCN Radom, RCNKatowice, RCN Poznań i RCN Bydgoszcz). W relacjachz kontrahentami OSP, których urządzenia,instalacje i sieci są przyłączone do sieci przesyłowej,nie nastąpiły zmiany podmiotu odpowiedzialnegoza prowadzenie koordynacji prac. OSPwykonując zadania operatora sieci przesyłowejrealizuje program wdrażania nowego modelufunkcjonowania służb nadzoru eksploatacji. Zmianaw tym zakresie polega na wskazaniu innej niżdotychczas komórki organizacyjnej upoważnionejdo prowadzenia koordynacji prac w rozumieniuprzepisów BHP, tj. właściwego RCN funkcjonującegow strukturach danej spółki obszarowej OSP.Aktualizacja wykazu osób upoważnionych ze stronyOSP do wykonywania czynności łączeniowychw powyższym zakresie, została dokonana w ramachaktualizacji instrukcji i procedur organizacyjnychi technicznych, o których mowa w pkt I.C.1.4Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej −Część ogólna.Ponadto, decyzją z 15 grudnia 2011 r. PrezesURE zatwierdził zmianę Instrukcji Ruchu i EksploatacjiSieci Przesyłowej w części dotyczącej warunkówkorzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacjii planowania rozwoju sieci, ustalając terminich wejścia w życie na 1 stycznia 2012 r. Powyższazmiana dotyczyła: (i) odstąpienia od obowiązkusporządzania i uzgadniania z operatorem systemuprzesyłowego harmonogramów dostosowania dospełnienia wymagań technicznych w odniesieniudo tych urządzeń, instalacji i sieci, które nie spełniająwymagań określonych w IRiESP-Korzystanie,(ii) zmiany postanowień w zakresie dotyczącymnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>161
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJIwymagań i zaleceń technicznych dla konwencjonalnychjednostek wytwórczych przyłączonych dosieci zamkniętej oraz (iii) uszczegółowienia zapisówokreślających zakres przedmiotowy wymagańtechnicznych. Pozostałe zaproponowane zmianymiały charakter redakcyjny (zmiany dokonanez uwagi na potrzebę doprecyzowania dotychczasowychpostanowień, w szczególności postanowieńo ochronie informacji) lub zmiany w zakresie numeracjipunktów instrukcji.Instrukcje Ruchu i Eksploatacji SieciDystrybucyjnychUstawa zmieniająca nadała nowe brzmienieart. 9g ust. 7 i 8 oraz art. 23 ust. 2 pkt 8 ustawy −Prawo energetyczne. Po nowelizacji, zatwierdzeniuprzez Prezesa URE podlegają opracowane przezoperatorów systemów instrukcje ruchu i eksploatacjisieci przesyłowej i dystrybucyjnych (IRiESPi IRiESD) w całości, nie jak dotychczas tylko w częścidotyczącej bilansowania systemu i zarządzaniaograniczeniami systemowymi. Jednocześniezgodnie z ustawą zmieniającą operator systemuprzesyłowego został zobowiązany do przedłożeniacałej instrukcji do zatwierdzenia w terminie 3 miesięcyod dnia wejścia w życie ustawy zmieniającej.IRiESP w części dotyczącej warunków i sposobukorzystania z sieci oraz prowadzenia ruchu sieciowegozostała zatwierdzona przez Prezesa UREdecyzją z 30 grudnia 2010 r. i ogłoszona w BiuletynieURE w tym samym dniu. Mając na względzieart. 9g ust. 8 ustawy – Prawo energetyczne, z któregowynika, że operator systemu dystrybucyjnegoma obowiązek przedłożenia do zatwierdzeniainstrukcji ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej,w terminie 60 dni od dnia ogłoszenia zatwierdzonejIRiESP, z końcem lutego 2011 r. sześciu operatorówsystemów dystrybucyjnych, których siecisą przyłączone do sieci przesyłowej (OSDp) przedłożyłoPrezesowi URE do zatwierdzenia IRiESD.Projekty instrukcji zgodnie z art. 9g ust. 2 ustawybyły konsultowane z użytkownikami systemu. Proceskonsultacji trwał 14 dni. Prezes URE wszcząłpostępowania w sprawie zatwierdzenia tych instrukcji.Po przeanalizowaniu proponowanejprzez operatorów treści dokumentów oraz uwagużytkowników systemu, które były załączone doprojektów IRiESD Prezes URE wezwał operatorówdo dokonania zmian w projektach. Jednocześniez uwagi na fakt, że użytkownikami systemu,którzy są zobowiązani do stosowania IRiESD sąnie tylko duże przedsiębiorstwa czy sprzedawcyenergii elektrycznej, ale również mniejsze zakładyprzemysłowe oraz odbiorcy w gospodarstwachdomowych, a instrukcje są dokumentami technicznymi,skomplikowanymi z punktu widzeniaużytkowników systemu oraz ze względu na niewielkąilość uwag w zakresie części dot. warunkówi sposobu korzystania z sieci oraz prowadzeniaruchu sieciowego, operatorzy zostali wezwanido ponownego przeprowadzenia procesu konsultacjitrwającego nie krócej niż 30 dni. Po przeprowadzeniuwymaganych konsultacji operatorzyponownie przedłożyli do zatwierdzenia projektyIRiESD. Są one przedmiotem analizy Prezesa UREw toku postępowania administracyjnego.Niezależnie od powyższego w 2011 r. wpłynęłodo Prezesa URE 48 projektów instrukcji opracowanychi przedłożonych do zatwierdzenia przez operatorówsystemów dystrybucyjnych, których siecinie są bezpośrednio przyłączone do sieci przesyłowej(OSDn) oraz dwa projekty instrukcji przedłożonejprzez operatorów, których sieci są przyłączonedo sieci przesyłowej. Postępowania w sprawiezatwierdzenia tych instrukcji są w toku.Ponadto, w 2011 r. Prezes URE zatwierdziłzmianę obowiązujących IRiESD w części dotyczącejbilansowania systemu i zarządzania ograniczeniamisystemowymi trzech operatorów systemówdystrybucyjnych: RWE Stoen Operator Sp. z o.o.,ENEA Operator Sp. z o.o. i ENERGA-OPERATOR SA.Zmiany IRiESD-Bilansowanie polegały na zmianiezasad wyznaczania, przydzielenia i weryfikacjistandardowych profili zużycia energii elektrycznejwykorzystywanych w bilansowaniu handlowymmiejsc dostarczania energii elektrycznej dla odbiorcówo mocy umownej nie większej niż 40 kW,w tym aktualizacji profili na rok 2012.GazownictwoZatwierdzenie instrukcji ruchu i eksploatacjisieci przesyłowejW 2010 r. nastąpiły zmiany dotyczące zatwierdzaniainstrukcji operatorów przesyłowych. Zgodniez art. 14 ust. 1 ustawy zmieniającej w terminie3 miesięcy od dnia wejścia w życie tej ustawy, tj.do 11 marca 2010 r. Operator Sytemu przesyło-162 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011wego został zobowiązany przedłożyć PrezesowiURE do zatwierdzenia dwie części Instrukcji Ruchui Eksploatacji sieci Przesyłowej: cz. I − Ogólnewarunki korzystania z systemu przesyłowego orazcz. II – Bilansowanie i Zarządzanie OgraniczeniamiSystemowymi.W celu realizacji obowiązku wynikającego z nowegobrzmienia art. 9g ust. 1 i 2 ustawy – Prawoenergetyczne, OGP Gaz-System SA opracowałprojekt Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowejoraz poinformował użytkowników systemu,w formie elektronicznej poprzez umieszczonyna stronie internetowej Operatora komunikat,o publicznym dostępie do projektu Instrukcji orazo możliwości zgłaszania do niego uwag. Proceskonsultacji projektu Instrukcji został zakończony14 marca 2011 r. Następnie wypełniając obowiązekwynikający z art. 9g ust. 7 ustawy – Prawoenergetyczne, Operator poinformował użytkownikówsystemu o przedłożeniu Prezesowi URE dozatwierdzenia, w drodze decyzji, Instrukcji wrazz informacją o zgłoszonych przez użytkownikówuwagach oraz o sposobie ich uwzględnienia, poprzezzamieszczenie na swojej stronie internetowejstosownej informacji.Realizując obowiązek wynikający z art. 9g ust. 7ustawy – Prawo energetyczne, w czerwcu 2011 r.Operator wystąpił do Prezesa URE z wnioskiemo zatwierdzenie Instrukcji Ruchu i Eksploatacji SieciPrzesyłowej (zwanej dalej: Instrukcja). Do wnioskuzostał dołączony projekt Instrukcji oraz zestawienieuwag zgłoszonych przez użytkowników systemupodczas procesu konsultacji wraz z informacjąo sposobie ich uwzględnienia przez Operatora.W trakcie prowadzonego postępowania PrezesURE wezwał Operatora do dokonania w Instrukcjizmian m.in. w zakresie:• wprowadzenia zapisów wdrażających wirtualnypunkt handlowy,• wprowadzenia odesłania do strony internetowej,na której OGP Gaz-System SA będzie publikowałzastępcze ciepło spalania,• wprowadzenia zapisu określającego terminna powiadomienie służb dyspozytorskich OSPo awarii sieci dystrybucyjnej wywołanym działaniemosoby trzeciej,• wprowadzenia zapisów obejmujących procedurępostępowania na wypadek pojawieniasię sporów związanych z poprawnościąpomiarów i wyliczania wartości rozliczeniowych,• doprecyzowania przyjętego sposobu (automatyzmu)przydzielania przepustowości w punkciewejścia na połączeniu z instalacją terminaluLNG podmiotom, które uzyskały przydział zdolnościregazyfikacyjnych,• określenia części przepustowości technicznejjako dostępnej na okresy krótsze niż na okresroku gazowego,• zmiany przepisów przejściowych uzależniającychstosowanie zapisów Instrukcji dotyczącychbilansowania w jednostkach energii od wprowadzeniarozwiązań taryfowych,• zmian w zakresie usprawnienia procedury zmianysprzedawcy.We wrześniu 2011 r. Operator przedstawił projektInstrukcji, w którym uwzględnił większośćuwag Prezesa URE i dokonał stosownych zmianzapisów zakresie:• wprowadzenie 1 lipca 2012 r. doby gazowejzgodnej ze standardami CBP EASEE-gas rozpoczynającejsię o godzinie 6:00,• wprowadzenie 1 lipca 2012 r. bilansowaniasystemu przesyłowego w jednostkach energii(kWh), co implikuje wprowadzenie nominacjiw jednostkach energii oraz wyrażania ceny referencyjnejgazu dla ilości gazu w kWh,• szczegółowa procedura zmiany sprzedawcyw cz. I IRiESP, zgodnie z którą moc umowna nawyjściu z sieci przesyłowej podąża za odbiorcą,tzw. „zasad plecaka”,• wprowadzenie świadczenia usług przesyłaniazwrotnego, w tym z punktów wyjścia na połączeniachz systemami dystrybucyjnymi, do którychprzyłączone są źródła paliwa gazowego,• określenie w cz. I IRiESP, że maksymalnie 90%przepustowości technicznej danego punktuwejścia jest udostępniane w ramach umów długoterminowychi co najmniej 10% przepustowościjest udostępniana na okres nie dłuższyniż jeden rok gazowy,• regularne badanie market screening w zakresiepotrzeb budowy nowych połączeń międzysystemowych,• przepustowość nowobudowanych lub rozbudowywanychpunktów wejścia lub wyjścia, na połączeniachmiędzysystemowych jest udostępnianaprzez OSP w ramach niedyskryminacyjnej i przejrzystejprocedury typu Open Season, na warunkachkażdorazowo określonych w regulaminie,który został uzgodniony z Prezesem URE,nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>163
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJI• odejście od zasady first come first served narzecz bardziej rynkowych zasad przydzielaniazdolności przesyłowych,• możliwość ubiegania się o niewykorzystywanąprzez innego shippera przepustowość w sposóbbardziej efektywny,• doprecyzowania automatyzmu w przydzielaniuprzepustowości punktu wejścia na połączeniuz instalacją terminalu LNG podmiotom któreuzyskały przydział zdolności regazyfikacyjnych,• rozszerzone obowiązki OSP w zakresie dostarczaniashipperom informacji o statusie niezbilansowania,• usprawnienie i uszczegółowienie procedur wymianyi udostępniania danych,• wprowadzenia zapisu wprowadzającego terminna powiadomienie służb dyspozytorskich OSPo awarii sieci dystrybucyjnej wywołanym działaniemosoby trzeciej.Odnośnie zapisów, które nie zostały uwzględnioneprzez Operatora w instrukcji Prezes UREprzyjął jako zasadne następujące wyjaśnieniaOperatora:1. Systemowe opracowanie i skonsultowanie modelupozwalającego na wdrożenie wirtualnegopunktu handlowego wymaga dopracowaniai dlatego powinno zostać poddane szczegółowymkonsultacjom z użytkownikami systemui zostać odłożone w czasie.2. Określenie dolnej i górnej granicy parametrówjakościowych, zgodnie z art. 2 ust. 1 pkt 9 rozporządzenia715/2009, nie wymaga dodatkowychzapisów, gdyż OGP Gaz-System SA powołującsię na zasadę bezpośredniej stosowalnościi bezpośredniego obowiązywania normyprawnej zawartej w rozporządzeniu 715/2009w wewnętrznym porządku prawnym wskazał,iż jako operator jest uprawniony do określeniaparametrów jakościowych i ciśnienia gazu ziemnegoprzesłanego systemem przesyłowym dla,którego został wyznaczony operatorem.3. Przekazywanie w trybie on-line informacji o zbilansowaniupoprzedniej doby gazowej odbywasię zgodnie z dotychczasowymi zapisami Instrukcji,według których OSP udostępnia ZleceniodawcyUsługi Przesyłowej do godziny 12:00informacje dotyczące poprzedniej doby gazowejw zakresie statusu niezbilansowania ZUP tj.ilości niezbilansowania ZUP oraz realizacji nominacjiZUP dla punktów wejścia oraz punktówwyjścia dla których OSP posiada te dane.4. Zapis zobowiązujący Wnioskodawcę do określeniawe wniosku o zawarcie umowy przesyłowejtakiej samej sumy mocy umownej w punkciewejścia i punkcie wyjścia (punktach wyjścia)zostanie wdrożony wraz z wprowadzeniempunktu wirtualnego.5. Podstawą do pobierania opłat z tytułu niedotrzymanianominacji jest ustawa – Prawo energetyczne,w której znajdują się odpowiednie zapisyodnoszące się do ograniczeń systemowychi rozliczania kosztów tych ograniczeń. Ponadtowskazano zapisy rozporządzenia taryfowego,według których koszty związane z zarządzaniemograniczeniami w systemie gazowym są przenoszonena odbiorców paliwa gazowego poprzeztaryfę przedsiębiorstwa obrotu, a zatemdają możliwość Zleceniodawcy Usługi Przesyłowejobciążania odbiorców kosztami związanymiz zarządzania ograniczeniami, które powstaływ związku z niedotrzymaniem zgłoszeń zapotrzebowaniana paliwa gazowe w miejscach ichdostarczania lub przekraczania mocy umownej,wynikającej z działania lub zaniechania działańtych odbiorców.Zgodnie z wnioskiem Operatora termin wejściaw życie postanowień Instrukcji Ruchu i EksploatacjiSieci Przesyłowej został ustalony na 1 października2011 r.Zatwierdzenie instrukcji ruchu i eksploatacjisieci przesyłowej w części dotyczącejpolskiego odcinka SGT Jamał – EuropaDecyzją Prezesa URE z 17 listopada 2010 r.OGP Gaz-System SA został wyznaczony operatoremsystemu przesyłowego (dalej: OSP, Operator)gazowego na majątku stanowiącym własność SGTEuRoPol Gaz SA. W celu realizacji obowiązkówwynikających z art. 9g ust. 1 i 2 ustawy – Prawoenergetyczne, Operator opracował projekt Instrukcjioraz przeprowadził ustawowo wymaganekonsultacje, a następnie wystąpił do Prezesa UREz wnioskiem z 27 czerwca 2011 r. o zatwierdzenieInstrukcji. Po przeprowadzeniu postępowania administracyjnegoPrezes URE decyzją z 31 sierpnia2011 r. zatwierdził Instrukcję Ruchu i EksploatacjiSieci Przesyłowej w części dotyczącej polskiegoodcinka Systemu Gazociągów Tranzytowych Jamał– Europa. Zgodnie z wnioskiem Operatora, termin164 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011wejścia w życie postanowień Instrukcji został ustalonyna 31 sierpnia 2011 r.Operator zamieścił w treści Instrukcji wszystkieelementy zawarte w art. 9g ust. 3 ustawy –Prawo energetyczne, w szczególności dotyczące:przyłączania do SGT, wymagań technicznych dlaurządzeń, instalacji i sieci wraz z niezbędną infrastrukturąpomocniczą, kryteriów bezpieczeństwafunkcjonowania systemu gazowego, współpracypomiędzy operatorami systemów gazowych, przekazywaniainformacji oraz parametrów jakościowychpaliw gazowych i standardów jakościowychobsługi użytkowników systemu. Poza tym, przedłożonaprzez Operatora Instrukcja zawiera, zgodniez art. 9g ust. 6 ustawy – Prawo energetyczne,wyodrębnioną część dotyczącą bilansowania systemui zarządzania ograniczeniami systemowymi.Zgodnie z zapisami Instrukcji Operator oferowaćbędzie (w ramach zaoferowanej mu przezWłaściciela dostępnej zdolności SGT):• długo- i krótkoterminowe ciągłe usługi przesyłania,• długo- i krótkoterminowe przerywane usługiprzesyłania oraz długo- i krótkoterminowe usługiprzesyłania zwrotnego (reverse flow – jakousługa przerywana na 4 poziomie niezawodnościdostaw).Zatwierdzenie Instrukcji umożliwiło Operatorowirozpoczęcie świadczenia usług przesyłania na postawieumów zawartych z nowymi użytkownikami polskiegoodcinka SGT Jamał − Europa, doprowadzając dozwiększenia liczby uczestników na polskim rynkugazu. Rewers wirtualny umożliwił dostawy gazuz kierunku zachodniego, od innych niż dotychczasowidostawcy. Przyczynia się to do dywersyfikacjidostaw gazu, a w konsekwencji do zwiększeniabezpieczeństwa energetycznego Polski. Szczegółoweinformacje dotyczące poziomu wykorzystania rewersuwirtualnego znajdują w rozdziale II pkt 2.3.2.2.2. Zatwierdzanie programówzgodności operatorów systemówdystrybucyjnychW związku ze zmianą ustawy – Prawo energetycznew marcu 2010 r. Prezes URE otrzymał kompetencję,polegającą na zatwierdzaniu w drodzedecyzji programów, w których operatorzy systemówdystrybucyjnych określają przedsięwzięcia,jakie należy podjąć w celu zapewnienia niedyskryminacyjnegotraktowania użytkowników systemu,w tym szczegółowe obowiązki pracowników wynikającez tych programów, tzw. Programów Zgodności.Nowe narzędzie pozwoliło Prezesowi UREw pewnym zakresie wpływać na treść, sposóbwdrożenia i realizacji, jak również monitorowaniefunkcjonowania programu oraz sprawozdawczość.We wrześniu 2010 r. Prezes URE przygotowałi opublikował na stronie internetowej „Ramowewytyczne do treści Programów zgodności opracowywanychprzez operatorów sieci dystrybucyjnych(OSD) i operatorów sieci przesyłowych (OSP)”,które – choć nie miały mocy wiążącej – przyjętezostały jako wskazówka i stały się podstawą doopracowania i przedstawienia przez operatorównowych Programów zgodności.W 2011 r. po przeprowadzeniu postępowań administracyjnychPrezes URE zatwierdził Programyzgodności dla siedmiu największych operatorówsystemów dystrybucyjnych elektroenergetycznychoraz sześciu operatorów systemów dystrybucyjnychgazowych. W zatwierdzonych programachoperatorów uregulowano w sposób jednolity następującekwestie w zakresie:1) zawartości (treści) w tym:––wyszczególnienie podmiotów zobowiązanychdo jego przestrzegania,––obszary, w których zapewnia się niedyskryminacjęi równe traktowanie,––wyszczególnienie, jakie zachowanie uznanejest za dyskryminacyjne i sprzeczne z zasadąrówności,––wyszczególnienie informacji sensytywnych,sposób ich traktowania oraz przyjęte przezOperatora zasady zachowania poufności informacjisensytywnych,––obowiązki pracowników Operatora związanez uczestniczeniem w szkoleniach, mającychna celu zapoznanie ich z „Programem Zgodności”i sankcjami za jego nieprzestrzeganie,––opis działań dających gwarancję niezależnościOperatora;2) wdrożenia i realizacji:––wyszczególnienie działań na rzecz wdrażaniaprogramu,––wykaz działań i procedur,––zdefiniowanie stanowiska organu odpowiedzialnegow szczególności za wdrożenie,interpretację i przestrzeganie „ProgramuZgodności” – Inspektora ds. zgodności,––zakres kompetencji i niezależności Inspektorads. zgodności;nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>165
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJI3) monitorowania funkcjonowania programui sprawozdawczości:––zakres i tryb gromadzenia danych na tematjego realizacji,––występujące w przedsiębiorstwie naruszeniaprogramu i ewentualne zagrożenia,––procedury postępowania w przypadku wystąpienianaruszeń,––zawartość sprawozdania uwzględniającądane z prowadzonego przez Operatora monitoringu.Prezes URE zatwierdził terminy wykonaniaProgramów Zgodności dla poszczególnychoperatorów od 3 do 6 miesięcy od daty podpisaniadecyzji. W zatwierdzonych Programach zgodnościoperatorzy zobowiązali się także do przeszkoleniaswoich pracowników w zakresie bezwzględnegoprzestrzegania postanowień tych programów.2.3. Monitorowanie niezależnościfunkcjonowania OSDRola operatora systemu dystrybucyjnego − naturalnegomonopolisty w obszarze wyznaczonymeksploatowaną przez niego siecią – jest szczególnieważna. To operator jest w dużej mierze organizatoremi zarządcą „infrastruktury” rynkowej i stądtaką rangę ma postulat jego całkowitej niezależności.Dlatego też przewidziano w prawie europejskim,a za nim – w prawie polskim (ustawa − Prawoenergetyczne) – obowiązek prawnego rozdziałudziałalności operatorskiej od innych rodzajówdziałalności energetycznej. Przy tym jednak nietylko formalna, ale przede wszystkim faktycznaniezależność operatorów, leży w interesie odbiorcówenergii. Dodać należy, że restrykcyjne przestrzeganiezasady niezależności operatora i nadzórregulatora (zarówno sektorowego – Prezesa URE,jak i ogólnego − w zakresie ochrony konkurencjii konsumenta − Prezesa UOKiK) są tym ważniejsze,im silniejsze są kapitałowe relacje OSD z niektórymisprzedawcami energii.Kryteria formalne 139) niezależności OSDPo konsolidacji dystrybucji w GK TAURON mamysześciu operatorów systemów dystrybucyjnych.W pięciu OSD wykonywana jest działalność gospodarczanie związana stricte z zadaniami operatora.OSD prowadzą działalność z zakresu konserwacjioświetlenia ulicznego, odzyskiwania surowców,naprawy i konserwacji pojazdów samochodowych,dzierżawią lub wynajmują nieruchomości i środkitransportu. Spółki te prowadzą także działalnośćw zakresie usług technicznych, informatycznychoraz telekomunikacyjnych oraz inne. Wszyscy operatorzysystemów prowadzą rozliczenia przychodówi kosztów, w sposób umożliwiający wydzielenieczęści kosztów nie związanych z działalnościąoperatorską.139)Zgodnie z art. 9d ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne od1 lipca 2007 r. operator systemu dystrybucyjnego będący w strukturzeprzedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo powinien pozostawaćniezależny pod względem formy prawnej i organizacyjnejoraz podejmowania decyzji.Niezależność majątkowa i w zakresiepodejmowania decyzjiProcedury związane z podejmowaniem przezOSD decyzji w zakresie zarządzania majątkiemsieciowym, w tym w szczególności dotyczącychbudowy, eksploatacji remontów lub rozbudowysieci, są w większości przypadków realizowanezgodnie z IRiESD, Planem Rozwoju, Instrukcjamiplanowania zadań inwestycyjnych i remontowych.Żadne z sześciu przedsiębiorstw nie wykazałow ankiecie sytuacji, w której kierownictwoprzedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo wydałobyOSD polecenie dotyczące bieżącego funkcjonowania.Trzech OSD posiada spółki zależne,które zajmują się m.in. działalnością w zakresieszkoleniowo-wypoczynkowym, gastronomicznym,poligraficznym oraz działalnością usługowo--eksploatacyjną. Trzech operatorów posiadaudziały/akcje w innych spółkach.Zarządzanie informacją przez OSDSystem ochrony informacji sensytywnych posiadająwszyscy przedsiębiorcy. Dane osoboweklientów przechowywane są m.in. w sieci lokalnejna serwerach należących do OSD. Dostęp dotych informacji posiadają uprawnieni pracownicy.Udostępnienie danych o klientach odbywa się nazasadach zawartych w polityce bezpieczeństwainformacji, określonej instrukcjami w przedsiębiorstwie,w systemach zarządzania bezpieczeństwemoraz w regulaminach wewnętrznych.166 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011Niezależność OSD z punktu widzeniaużytkowników systemówCzynnikiem odgrywającym bardzo ważną rolęw zapewnieniu równego traktowania użytkownikówsystemu, jest zmiana wizerunku przedsiębiorstwenergetycznych, tak aby odbiorcyprzestali utożsamiać operatora systemu dystrybucyjnegoi przedsiębiorstwo obrotu, wydzielonez przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo,a tym samym dostrzegać w wydzielonym przedsiębiorstwieobrotu jedynego sprzedawcę energiina terenie działania danego operatora systemu.Osiągnięciu tego celu służy m.in. rozdzieleniesiedzib obydwu przedsiębiorstw i utworzenieodrębnych punktów obsługi klienta. Wyniki badaniawskazują, że rozdzielenia siedziby operatorasystemu od siedziby spółki obrotu dokonaliwszyscy OSD.Czterech operatorów utworzyło własnepunkty obsługi klienta. Punkty obsługi niektórychOSD świadczą usługi kompleksowej obsługiklientów detalicznych rozumianej jakoobsługa zarówno w zakresie działalności dystrybucyjnej,jaki i w zakresie działalności związanejz obrotem realizowanym przez wybranychsprzedawców.W przypadku przedsiębiorstw pionowo zintegrowanychniewątpliwie zarówno z punktu widzeniaklientów, jak i ekonomiki funkcjonowania tychprzedsiębiorstw zasadne jest utworzenie centrówtak rozumianej kompleksowej obsługi klienta.Jednakże wobec regulacji zawartych w ustawie– Prawo energetyczne, tak zdefiniowane centrakompleksowej obsługi nie mogą być ulokowanew strukturach OSD.W przypadku struktur powstałych w rezultaciewydzielenia prawnego OSD optymalnymrozwiązaniem jest ulokowanie szeroko rozumianychczynności w zakresie obsługi klientaw podmiocie odrębnym od OSD i spółki zajmującejsię obrotem energią elektryczną. Takalokalizacja najlepiej umożliwia − w przypadkuprzedsiębiorstw zintegrowanych pionowo − realizacjęcelu wydzielenia OSD tj. zapewnienieskutecznego i niedyskryminacyjnego dostępudo sieci w warunkach funkcjonowania zasadyTPA. Z kolei z punktu widzenia przedsiębiorstwapozwala w sposób ekonomicznie uzasadnionyrealizować jego cele. Niemniej jednakwybór konkretnego modelu biznesowego, z zastrzeżeniemograniczeń wynikających z ustawy− Prawo energetyczne, należy do poszczególnychzarządów.Niezależność OSD w ocenie regulatoraWyniki badań wykazują, że większość OSDpodejmuje działania zmierzające do skutecznegowydzielenia operatora w ramach grupy kapitałowej.Regulator oczekuje, że OSD będącyw grupach kapitałowych będą skutecznie realizowaćdziałania mające na celu zapewnienierównego traktowania użytkowników systemuelektroenergetycznego i realizacji zasady równegodostępu do sieci wszystkich uczestnikówrynku.2.4. Monitorowanie mechanizmówbilansowania systemuElektroenergetykaZasady bilansowania systemu i zarządzaniaograniczeniami w KSE określane są przez operatorówsystemów (przesyłowego i dystrybucyjnego)i podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa UREw instrukcji ruchu i eksploatacji sieci elektroenergetycznej.W ramach posiadanych uprawnień PrezesURE monitoruje ich działanie analizując publikowaneprzez operatora systemu przesyłowegoinformacje i okresowe sprawozdania. Prezes UREocenia także prawidłowość funkcjonowania przyjętychzasad na podstawie monitorowania zjawiskwystępujących na rynku, jak również na podstawieprac analitycznych nad przyczynami ewentualnychzakłóceń.Informacje o wolumenie i cenach energii bilansującejna Rynku Bilansującym są jednym z obszarówpodlegających monitorowaniu przez PrezesaURE. Dane te przedstawia rys. 29 (str. 168).W 2011 r. wolumen zakupu energii elektrycznejna Rynku Bilansującym (EBNO) zmalał w porównaniudo 2010 r. z 5,23 TWh do 4,48 TWh,tj. o blisko 14%. Zwiększył się średni poziom cenenergii bilansującej dostarczonej poprzez RynekBilansujący, jak również zakres ich wahań, którybył najwyższy w sierpniu i grudniu 2011 r., zbliżającsię do górnej granicy (1 500 zł/MWh) cenofertowych, jakie mogą być zgłaszane na RynkuBilansującym. W związku z tym, że formuła wyznaczaniacen na Rynku Bilansującym opiera sięnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>167
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJIRysunek 29. Energia odebrana (EBNO) i ceny sprzedaży energii z rynku bilansującego(CROs) w 2011 r.Rysunek 30. Całkowite koszty pokrycia zapotrzebowania w obszarze Rynku Bilansującego(KCZ) w poszczególnych miesiącach 2011 r.60016001471,001450,0050014001211,611200Energia przyrostowa [GWh]400300200474,00700,001032,80650,00802,601000800600Ceny CROs [zł/MWh]100196,83213,75213,22225,32353,80219,36400,00216,46290,00192,01197,54409,23202,56231,14285,86214,524002000128,38 133,23 140,55148,63115129,46 122,69 128,92 132,67 119,64 108,3870Styczeń Luty Marzec Kwiecień Maj Czerwiec Lipiec Sierpień Wrzesień Październik Listopad Grudzień0Źródło: http://www.pse-operator.pl/index.php?dzid=171&did=1054.EBNO Cena CROs Max Cena CROs Min Cena CROsŹródło: URE na podstawie danych PSE Operator SA.Rysunek 31. Koszty usuwania ograniczeń (KO) w poszczególnych miesiącach 2011 r.na cenach krańcowych z wykorzystanych ofert bilansującychskładanych przez wytwórców, należyprzypuszczać, że w niektórych godzinach rezerwymocy dostępne w systemie były niewielkie, a PSEOperator SA musiał korzystać z najdroższych ofert.W procesie monitorowania zarządzania ograniczeniamisystemowymi analizie podlegająm.in. koszty związane z działaniami podejmowanymiprzez operatora systemu przesyłowego.Koszty ponoszone w obszarze Rynku Bilansującegozostały zaprezentowane na rys. 30 i 31.W porównaniu do 2010 r. całkowite kosztypokrycia zapotrzebowania oraz koszty usuwaniaograniczeń uległy istotnejzmianie. Całkowite kosztypokrycia zapotrzebowaniaw obszarze Rynku Bilansującegoznacząco spadływ stosunku do roku poprzedniego.Jednocześniekoszty usuwania ograniczeńw odniesieniu do2010 r. spadły w pierwszychtrzech kwartałach,a następnie wzrosły w ostatnimkwartale.Źródło: http://www.pse-operator.pl/index.php?dzid=171&did=1054.168 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011GazownictwoNa rynku gazu ziemnego, podobnie jak ma tomiejsce w przypadku rynku energii elektrycznej,zasady bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniamisą opracowywane zgodnie z art. 9 ust. 1ustawy − Prawo energetyczne, przez operatorasystemu przesyłowego i operatorów dystrybucyjnychi podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa UREw instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.W 2011 r. Prezes URE w ramach posiadanychuprawnień wynikających z przytoczonej wyżejustawy oraz przepisów rozporządzenia 715/2009monitorował działania w zakresie bilansowaniasystemu, analizując publikowane przez operatorasystemu przesyłowego informacje i sprawozdaniaokresowe. Prezes URE oceniał również prawidłowośćfunkcjonowania przyjętych zasad na podstawiemonitorowania zjawisk występujących na rynku,jak również na podstawie prac analitycznychnad przyczynami ewentualnych zakłóceń.Mając na uwadze przyjęcie przez Agencję ds.Współpracy Organów <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> (ang.Agency for the Cooperation of Energy Regulators− ACER), Kodeksów Sieci oraz Wytycznych Ramowychw zakresie bilansowania systemu (FrameworkGuidelines), Prezes URE prowadził prace nadwprowadzeniem do krajowego systemu rozwiązań,w oparciu o które możliwe będzie zastosowanierynkowych mechanizmów bilansowania. Jednocześnie,aby zapewnić zbieżność zasad operatorasystemu przesyłowego z Wytycznymi RamowymiACER, Prezes URE odbył w 2011 r. szereg spotkańroboczych z przedstawicielami OGP Gaz-SystemSA oraz Towarową Giełdą Energii SA, podczasktórych dyskutowane były możliwości wdrożenianarzędzi i rozwiązań opartych o zasady rynkowe,m.in.: obrót gazem na giełdzie, punkt wirtualny(ang. Virtual Trade Point – VTP), itp.2.5. Monitorowanie warunkówprzyłączania podmiotówdo sieci i ich realizacjioraz dokonywanie napraw tej sieciMonitorowanie funkcjonowania systemu elektroenergetycznegow zakresie warunków przyłączaniapodmiotów do sieci i ich realizacji orazdokonywania napraw tych sieci jest, tak jakw poprzednim roku sprawozdawczym, dokonywanew URE na bieżąco i odbywa się m.in. w drodzeweryfikacji i analizy informacji pochodzącychod przedsiębiorstw energetycznych, ich odbiorcóworaz innych interesariuszy. Realizacja zadaniaokreślonego w art. 23 ust. 2 pkt 20 lit. c ustawy– Prawo energetyczne odbywa się w szczególnościpoprzez monitorowanie wywiązywania się przezprzedsiębiorstwa energetyczne z obligatoryjnegoobowiązku powiadamiania Prezesa URE o każdymprzypadku odmowy przyłączenia do sieci elektroenergetycznej,podczas rozstrzygania spraw spornychz art. 8 ust. 1 ustawy – Prawo energetycznedotyczących odmowy zawarcia umowy o przyłączeniedo sieci elektroenergetycznej oraz rozpatrywaniaskarg odbiorców na działalność przedsiębiorstwenergetycznych i rozeznawania innychspraw niezaliczonych do powyższych kategorii,które docierają do URE i dotyczą warunków przyłączaniapodmiotów do sieci i ich realizacji orazdokonywania napraw tych sieci.Monitorowanie prowadzone jest w URE takżew ramach postępowań koncesyjnych (w tym przyzmianach koncesji) oraz w trakcie zatwierdzaniataryf dla przedsiębiorstw, w których działalnośćw zakresie zaopatrzenia odbiorców w energięelektryczną nie stanowi podstawowej działalności(tzw. przemysłówek).W 2011 r. do urzędu wpłynęły zawiadomieniagłównie przedsiębiorstw gazowniczych informująceo wydaniu odmów przyłączenia do sieci gazowej,a ponadto zawiadomienia przedsiębiorstwelektroenergetycznych informujących o odmowachprzyłączenia: farm wiatrowych, biogazowi, źródełgazowych, małych elektrowni wodnych, źródełwęglowych oraz odbiorców zaliczonych do V grupyprzyłączeniowej do sieci elektroenergetycznej zewzględu na brak warunków technicznych przyłączenia.W przypadku odbiorców zakwalifikowanychdo V grupy przyłączeniowej odmowy spowodowanebyły brakiem warunków ekonomicznych. Z załączonychekspertyz i obliczeń wynika, iż odmowyprzyłączenia z przyczyn technicznych wydawanogłównie ze względu na niespełnienie wymagańjakościowych energii, ze względu na zagrożeniazwarciowe sieci SN, ze względu na niezachowanielokalnego charakteru źródła oraz ze względu naprzeciążenia sieci.W badanym okresie także przedsiębiorstwaciepłownicze odmówiły przyłączenia do sieciciepłowniczej.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>169
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJIZgodnie z ustawą zmieniającą, Prezes UREod 10 marca 2010 r. nie posiada kompetencji dozgłaszania zastrzeżeń do odmów przyłączania dosieci. Natomiast koncesjonowane przedsiębiorstwaenergetyczne w dalszym ciągu składają raporty informująceo wydanych odmowach przyłączenia dosieci. Po przeprowadzeniu wnikliwej analizy tychodmów i skarg odbiorców urząd podejmował decyzjeodnośnie dalszego prowadzenia postępowania,natomiast na wniosek odbiorców dotyczącyodmowy przyłączenia do sieci prowadzone byłypostępowania administracyjne. W 2011 r. prowadzonopostępowania dotyczące gazu i dotycząceodmowy przyłączenia do sieci elektroenergetycznej.W przypadku gazu w jednej sprawie stwierdzono,że na przedsiębiorstwie gazowniczym nieciąży publicznoprawny obowiązek zawarcia umowyo przyłączenie do sieci gazowej nieruchomości odbiorcy,w innym przypadku postępowanie zostałozawieszone do czasu wyjaśnienia zagadnień wstępnych.W przypadku odmowy przyłączenia do siecielektroenergetycznej, na 31 grudnia 2011 r. jednasprawa nie została rozstrzygnięta i pozostała w toku.W okresie sprawozdawczym urząd prowadziłsystematyczny monitoring napraw sieci ciepłowniczeji analizował wielkość strat ciepła występującychpodczas przesyłania ciepła. Na etapie rozpatrywaniawniosków o zatwierdzenie nowych taryfwnikliwie analizowane były nakłady przeznaczanena remonty sieci, a także każdorazowo sprawdzanebyło wykonanie tych nakładów zaplanowanychw roku poprzedzającym pierwszy rok stosowaniataryfy. Należy także wskazać, że przedsiębiorstwaciepłownicze przeznaczają coraz większe nakładyna poprawę stanu technicznego sieci oraz niezawodnośćdostaw, szczególnie w okresie zimowym.Informacje na temat liczby decyzji wydanychprzez Prezesa URE w kwestiach związanych z odmowązawarcia umowy o przyłączenie do siecielektroenergetycznej oraz sieci gazowej w podzialena poszczególne oddziały terenowe URE znajdująsię w Aneksie do sprawozdania.2.6. Monitorowanie zmianysprzedawcy (TPA)ElektroenergetykaSzczegółowa procedura zmiany sprzedawcy zawartajest w obowiązujących dla operatorów systemówdystrybucyjnych Instrukcjach Ruchu i EksploatacjiSieci Dystrybucyjnych. W 2011 r. nie było zmianw dokumentach Instrukcji, związanych z procedurązmiany sprzedawcy w części dot. bilansowania systemudystrybucyjnego i zarządzania ograniczeniamisystemowymi. Pomimo zapisów zawartych w Instrukcjachprzewidujących, iż proces zmiany nie przekroczy30 dni w przypadku pierwszej zmiany i 14 dniw przypadku kolejnej zmiany sprzedawcy (a w trzechprzypadkach: Vattenfall Distribution Poland SA, RWEStoen Operator Sp. z o.o. i POLENERGIA DystrybucjaSp. z o.o. spółki zawarły w swoich instrukcjachprocedurę umożliwiającą zmianę sprzedawcy odpierwszego dnia miesiąca następującego po miesiącu,w którym nastąpiło zgłoszenie, przy zachowaniuokna czasowego umożliwiającego zgłoszenie zmianyod pierwszego do dziesiątego dnia roboczego) od3 marca 2011 r. wszyscy operatorzy systemów dystrybucyjnychsą zobowiązani do realizacji proceduryzmiany sprzedawcy w ciągu trzech tygodni oddnia złożenia przez odbiorcę (lub upoważnionegoprzez niego sprzedawcę) formularza powiadomieniao zmianie sprzedawcy 140) . Zgodnie z obowiązującymiprocedurami do odbiorcy należy zawarcie umowysprzedaży z nowym sprzedawcą i rozliczenie się zestarym sprzedawcą. Wszystkie pozostałe formalności,łącznie z wypowiedzeniem umowy staremusprzedawcy, może wykonać nowy sprzedawca, jeślitylko zostanie do tego upoważniony przez odbiorcę.Nie ma także ograniczeń w liczbie zmian sprzedawcy.W instrukcjach operatorzy zobowiązali się także doopracowania i zamieszczenia na swoich stronach internetowychwzorów wniosków o zmianę sprzedawcyoraz do publikowania listy sprzedawców mającychpodpisane generalne umowy dystrybucyjne. Ponadtozgodnie z instrukcjami operatorzy mają obowiązekudzielania odbiorcom informacji o warunkach świadczeniausług dystrybucji oraz możliwości zmianysprzedawcy energii elektrycznej, w tym o procedurzezmiany sprzedawcy. Na stronie internetowej URE140)Regulacja ta wynika z zapisów art. 3 ust. 5 dyrektywy2009/72/EC z 13 lipca 2009 r., dotyczącej wspólnych zasad rynkuwewnętrznego energii elektrycznej i uchylającej dyrektywę2003/54/WE oraz załącznika I „Środki z zakresu ochrony konsumentów”.Przepisy dyrektywy są bowiem w tym zakresie precyzyjnei bezwarunkowe oraz nastąpił upływ terminu transpozycjidyrektywy do prawa krajowego, określone przez ETS i potwierdzonew Ogłoszeniu Prezesa Rady Ministrów z 11 maja 2004 r.w sprawie stosowania prawa Unii Europejskiej (M.P. z 2004 r.Nr 20, poz. 359).170 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011www.masz.wybor.pl odbiorcy mogą także uzyskaćwszystkie niezbędne informacje, związane z procesemzmiany sprzedawcy.Prezes URE prowadzi monitoring zjawiska zmianysprzedawcy, analizując informacje otrzymywane odOSD w cyklach miesięcznych. Na podstawie prowadzonegomonitoringu można stwierdzić, iż 2011 rokbył okresem znaczącego zwiększenia liczby odbiorców,którzy podjęli decyzję o zmianie sprzedawcy i tozarówno wśród odbiorców komercyjnych (stan naXII 2010 r. − 7 611 odbiorców, stan na XII 2011 r.– 21 716 odbiorców), jak i odbiorców w gospodarstwachdomowych (stan na XII 2010 r. −1 340 odbiorców, stan na XII 2011 r. – 14 341 odbiorców).Przyczyną wzrostu liczby odbiorcówzmieniających sprzedawcę w grupie gospodarstwdomowych była przede wszystkim wzmożonaaktywność akwizycyjna niektórych sprzedawców.Warto przy tym wskazać, iż w 2011 r.w stosunku do 2010 r. nastąpił wzrost zawartych GeneralnychUmów Dystrybucji o 74 sztuki (aktualniezawartych jest 641) między sprzedawcami a OSD,co świadczy o zwiększonych możliwościach działaniasprzedawców na terenie różnych OSD i możliwościachpozyskiwania nowych odbiorców. Rozwójzasady TPA w 2011 r. jednocześnie ujawnił niedoskonałości,związane z jej praktyczną realizacją. Choćsama procedura zmiany sprzedawcy jest prosta, tow trakcie jej stosowania dochodziło do nieprawidłowościze strony przedsiębiorstw energetycznych.W 2011 r. w porównaniu z rokiem poprzednim odnotowanowzrost liczby skarg i zapytań odbiorców,dotyczących procesu zmiany sprzedawcy. Sprawyte dotyczyły głównie sposobu postępowania sprzedawcóworaz operatorów systemów dystrybucyjnych.Zdarzało się, że dotychczasowy sprzedawcawywierał na odbiorcę naciski, aby ten wycofał sięz wypowiedzenia umowy. Niekiedy OSD podejmowalistarania w celu zniechęcenia odbiorców do zmianysugerując gorsze warunki dostaw energii u nowegosprzedawcy. Niektóre z firm energetycznych kwestionowałyskuteczność wypowiedzenia umowy przezklienta doszukując się rzekomych błędów formalnych.Najczęściej wskazywanym „błędem” był „brakpodania numeru wypowiadanej umowy”, co zgodniez prawem nie może być samoistnym powodemuznania bezskuteczności wypowiedzenia. NiekiedyOperatorzy Systemów Dystrybucyjnych dopuszczalisię niedozwolonych praktyk utrudniając realizacjęprawa zmiany sprzedawcy poprzez nieuzasadnioneprzeciąganie procedury (np. OSD informował nowegosprzedawcę o problemach z dostosowaniem układówpomiarowo-rozliczeniowych u odbiorcy po kilkumiesiącach) lub poprzez nieuzasadnione wymagania(np. konieczność notarialnego poświadczania pełnomocnictwadla nowych sprzedawców, wymaganiadotyczące przedstawiania aktualnych wyciągówz KRS, analizowanie i ocenianie tych dokumentówprzez OSD). Odnotowano przypadki, kiedy przedsiębiorstwadezinformowały odbiorców (np. w sprawieliczby możliwych/bezpłatnych zmian sprzedawcy)oraz posuwały się do gróźb zaprzestania realizacjidostaw energii, jeżeli odbiorcy nie podpiszą nowychumów ze sprzedawcą z danej grupy energetycznej.Doświadczenia płynące z monitorowania zjawiskazmiany sprzedawcy, ujawniły koniecznośćpodjęcia prac na rzecz doprecyzowania proceduryzmiany sprzedawcy oraz standaryzacji dokumentówzwiązanych ze zmianą sprzedawcy, w szczególnościwniosku (powiadomienia) o zmianiesprzedawcy. Brak stosowania standardów oraztransparentnych zasad oceny formalnych dokumentówprzez operatorów systemów dystrybucyjnychi sprzedawców prowadzi często do nierównoprawnegotraktowania uczestników systemu.W niektórych przypadkach może stanowić takżebarierę utrudniającą możliwość realizacji proceduryzmiany sprzedawcy.GazownictwoOd 1 lipca 2007 r. wszyscy odbiorcy gazu, podobniejak odbiorcy energii elektrycznej uzyskaliprawo do swobodnego wyboru i zmiany sprzedawcy,w praktyce jednak uprawnienie do zmiany sprzedawcyna rynku gazu jest realizowane w niewielkimstopniu. W 2011 r. odnotowano kilka przypadkówzmiany sprzedawcy (cztery na terenie MazowieckiejSpółki Gazownictwa Sp. z o.o.), co należy ocenićjako pozytywny zwiastun w tym zakresie.W związku z powyższym w 2011 r. przygotowanezostały ankiety kwartalne, monitorujące proceszmiany sprzedawcy na rynku gazu. Ankiety te zostałyskierowane do operatorów systemów dystrybucyjnychgazowych w styczniu 2012 r.W celu zapewnienia odbiorcom realnej możliwościzmiany sprzedawcy, w 2011 r. nastąpiłyzmiany w IRiESP przedłożonej do zatwierdzeniaprzez Prezesa URE. Szczególnie istotne było wskazaniesposobu realizacji, zawartej w art. 4j ustawy– Prawo energetyczne, tzw. zasady plecaka pole-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>171
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJIgającej na tym, że moc umowna przypisana jestdo odbiorcy gazu (prawo odbiorcy do zachowaniaprzydzielonej mocy umownej).Po zatwierdzeniu przez Prezesa URE, na podstawiedecyzji z 27 września 2011 r. IRiESP, OSDzobowiązani byli do przedłożenia do zatwierdzeniaIRiESD, w zapisach których obowiązkowo znaleźćmusi się procedura zmiany sprzedawcy, dostosowanado zasad przewidzianych w IRiESP. W związkuz tym, w 2012 r. spodziewać należy się zatwierdzeniaprzez Prezesa URE IRiESD zawierającychuszczegółowioną procedurę zmiany sprzedawcy.2.7. Zaangażowanie Prezesa UREw prace nad wprowadzeniemsystemu taryfowego entry-exitStosownie do postanowień art. 13 ust. 1 rozporządzenia715/2009, które – na mocy art. 249TWE – stosuje się wprost, OGP Gaz-System SAnajpóźniej po 3 września 2011 r. zobowiązany byłdo prowadzenia rozliczeń za świadczoną usługęprzesyłania paliw gazowych (zarówno swoją sieciąjak i siecią, której właścicielem jest SGT EuRoPolGaz SA), według stawek entry-exit.Tym samym zatwierdzenie w 2011 r. nowychtaryf ustalanych przez OGP Gaz-System SA orazSGT EuRoPol Gaz SA, które nie uwzględniałyby postanowieńrozporządzenia 715/2009 nie było możliwe.Zważywszy na to, że obowiązujące rozporządzenietaryfowe nie określało zasad kształtowaniai kalkulacji wskazanych stawek, przewidując prowadzenierozliczeń za usługi przesyłowe wedługstawek dystansowych lub grupowych, Prezes URE– po analizie stawek ustalonych przez operatorówprzesyłowych w innych krajach Unii Europejskiej –i po wielu konsultacjach przeprowadzonych z OGPGaz-System SA – podjął decyzję o zatwierdzeniu,ustalonych przez to przedsiębiorstwo oraz SGT Eu-RoPol Gaz SA, stawek w systemie entry-exit.W przypadku OGP Gaz-System SA były to:• stałe stawki opłat dla punktów wejścia do i wyjściaz systemu przesyłowego,• stałe stawki opłat dla punktów wejścia do i wyjściaz magazynów,• zmienne stawki opłat dla punktów wyjściaz systemu przesyłowego.Kalkulacja tych stawek przewidywała strukturępodziału kosztów na punkty wejścia i wyjściaw proporcji 50:50, redukcję stawek do/z magazynów,utworzenie jednej grupy taryfowej dla punkówwejścia do systemu przesyłowego i dwóchdla punków wyjścia z tego systemu oraz osobnejgrupy dla punktów wejścia i wyjścia z magazynów.Taryfa ustalona przez SGT EuRoPol Gaz SA –wzorem operatorów niemieckich – zawiera jedyniestałe stawki opłat dla punktów wejścia do i wyjściaz systemu przesyłowego.2.8. Zaangażowanie Prezesa UREw prace nad Mapą drogowąuwolnienia cen gazu ziemnego10 listopada 2009 r. Rada Ministrów przyjęładokument pt. „Polityka energetyczna Polskido 2030 roku”. Wsparciem dla realizacji zadańz zakresu sektora gazu wyznaczonych w tymdokumencie było powołanie w grudniu 2010 r.przy Ministrze Gospodarki Zespołu Doradczegodo spraw związanych z liberalizacja rynku gazuziemnego w Polsce (dalej: Zespół), któregoczłonkiem został m.in. Prezes URE. Do zadańZespołu przypisano m.in. opracowanie właściwejpolityki taryfowej, zachęcającej do inwestowaniaw infrastrukturę liniową (przesył i dystrybucjagazu) oraz opracowanie zmiany mechanizmówregulacji rynkowej w zakresie kształtowania censprzedaży gazu. W ramach Zespołu w 2011 r.Prezes URE zainicjował prace nad opracowaniemzmian w dojściu do konkurencyjnego rynku gazu,przedstawiając propozycje następujących działań:1. Przeprowadzenie ankiety wśród obecnych i potencjalnychuczestników rynku, której celembyło uzyskanie opinii na temat uruchomieniaProgramu Uwalniania Gazu (ang. Gas RealaseProgram) będącego krokiem pośrednim dla liberalizacjirynku gazu.2. Przedstawienie mapy drogowej dojścia do konkurencyjnegorynku gazu uwzględniającej wynikiankiety.3 sierpnia 2011 r. Prezes URE opublikował nastronie internetowej urzędu ankietę, której celembyło rozpoznanie potrzeb uczestników co do zakresui sposobu przyspieszenia liberalizacji rynkugazu ziemnego w Polsce z wykorzystaniem narzędzia,jakim jest program uwalniania gazu, ocenymożliwości i warunków zwolnienia przedsiębiorstwzajmujących się sprzedażą gazu ziemnego do odbiorcówz obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzeniai oczekiwań w zakresie nadzoru admi-172 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011nistracyjnego nad realizacją tego programu. Głównymelementem ankiety były pytania dotyczącewarunków przeprowadzenia programu uwalnianiagazu (będącego w dyspozycji PGNiG SA a pochodzącegozarówno z importu, jak i wydobycia krajowego),aby program ten spełniał oczekiwania rynkui był podstawą do zwolnienia przedsiębiorstwobrotu gazem ziemnym z obowiązku przedstawianiaPrezesowi URE do zatwierdzenia taryf nagaz sprzedawany odbiorcom końcowym. Ankieta,opublikowana w języku polskim i angielskim, byłaskierowana do wszystkich osób prawnych i fizycznych,krajowych i zagranicznych, którzy w terminiedo 30 września 2011 r. mogli udzielić odpowiedzina dziewięć pytań, wraz z uzasadnieniem i z możliwościądodania własnych propozycji i komentarzy.Udział w badaniu był dobrowolny. Odpowiedzi naankietę udzieliły 24 podmioty. Odpowiedzi udzieloneprzez uczestników badania były wykorzystaneprzez Prezesa URE w przygotowaniu założeńdo programu uwalniania gazu oraz Mapy drogowejuwolnienia cen gazu ziemnego w Polsce. Badaniaankietowe potwierdziły słuszność wyboruPUG jako stymulatora powstania rynku hurtowegoi przyspieszenia procesów liberalizacji rynku gazuziemnego w Polsce. Oczekiwania uczestników codo wolumenów gazu, który powinien być uwolnionyoraz ścieżki jego uwalniania były zróżnicowanew zależności od profilu działalności respondentów,wielkości przedsiębiorstwa oraz planów wejścia narynek polski. Przeważał pogląd o stopniowej liberalizacji,pozwalającej na dostosowanie się przedsiębiorstwomi odbiorcom z zastrzeżeniem, żepierwszy etap PUG powinien przynieść wymierneefekty rynkowe, aby możliwe było uwolnienie cendla odbiorców przemysłowych w całości lub znaczącejczęści. Preferowane były kontrakty roczne,propozycja kontraktów wieloletnich i wolumenówuwalnianego gazu powyżej 50% rocznej krajowejsprzedaży gazu była preferowana przez przedsiębiorstwaplanujące wejście na rynek detalicznyi sprzedaż gazu do odbiorców końcowych. W komentarzachdo udzielanych odpowiedzi wskazywanoryzyko dla efektywnego przeprowadzenia PUG,z uwagi na różnice cen regulowanych i nieregulowanychoraz cen gazu w programie PUG i cenwynikających z notowań na rynku europejskim.Zdaniem uczestników ankiety gaz uwalniany przezPGNiG SA w ramach PUG powinien zostać zaoferowanyw punkcie wirtualnym, po wdrożeniu systemuentry-exit, dostosowaniu zasad bilansowaniaoraz dostępu TPA do mocy przesyłowych w krajowymsystemie przesyłowym i dystrybucyjnymzgodnie z tzw. zasadą plecaka. Rozwiązanie oparteo punkt wirtualny będzie miało, zdaniem respondentów,pozytywny wpływ nie tylko na warunkiPUG, ale także na dalszy rozwój rynku z zastrzeżeniem,że w przypadku braku możliwości wdrożeniatego systemu w krótkim czasie, powinny być takżedopuszczone inne możliwości np. gaz mógłby byćudostępniany w określonych punktach wejściado systemu. Uczestnicy wyrażali oczekiwanie, żew ramach PUG zostaną zaoferowane kontraktygłównie roczne, ale z możliwością wykorzystaniaoferty rynkowej opartej o standardowe produktyznane na innych rynkach europejskich. Jednocześnienie będą wprowadzone ograniczenia warunkująceprzeprowadzenie PUG liczbą podmiotów,które zechcą wziąć w nim udział z tym zastrzeżeniem,że w PUG nie powinni uczestniczyć odbiorcykońcowi, którzy mogą zakupić gaz na potrzebywłasne i tym samym ograniczyć płynność rynkujuż w tej wstępnej fazie. Wraz z uwolnieniem gazupodkreślano konieczność uwolnienia cen dla odbiorców− w pierwszym etapie odbiorców przemysłowycha następnie odbiorców w gospodarstwachdomowych. Respondenci dopuszczali możliwośćdalszego utrzymania takiego obowiązku w stosunkudo PGNiG SA, jako środka ograniczania jego siłyrynkowej i do czasu uzyskania pełnej liberalizacjirynku w Polsce. Dość powszechny był pogląd, żeutrzymanie regulacji taryf dla odbiorców możezniechęcić przedsiębiorstwa do udziału w PUG, alejednocześnie blisko 70% respondentów wskazywałona potrzebę utrzymania cen regulowanychdla odbiorców w gospodarstwach domowych.W ocenie uczestników badania, PUG miał pozytywniewpłynąć na wykorzystanie nowych inwestycjizwiązanych z rozbudową sieci przesyłowych, magazynówgazu ziemnego i budową terminala LNG.Podmioty wskazywały również, że warunki programuuwalniania gazu powinny być publicznie znanena co najmniej 2-4 miesiące przed jego realizacją,tak aby potencjalni uczestnicy mieli czas naprzygotowanie swojej strategii rynkowej i podjęciedecyzji o udziale w programie. Uczestnicy badaniapodkreślali potrzebę zapewnienia transparentnościtego procesu i nadzoru organów regulacji, w tymok. 60% z nich wyraziło przekonanie, że podstawąrealizacji PUG powinna być decyzja administracyjnaURE lub UOKiK, z tym że podmioty zagranicznewskazywały Prezesa UOKiK jako organ właściwynr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>173
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJIdo nałożenia zobowiązań na przedsiębiorstwo oferującegaz w ramach PUG.22 grudnia 2011 r., po przeprowadzeniu badaniaankietowego, Prezes URE przedłożył na posiedzeniuZespołu doradczego ds. liberalizacji rynkugazu ziemnego projekt Mapy drogowej dojścia dokonkurencyjnego rynku gazu, który był realizacją:• działania 5.6. określonego w „Polityce energetycznejPolski do 2030 roku” (przyjętej przezRadę Ministrów 10 listopada 2009 r.) w załączniku3, Priorytet V, które zobowiązuje PrezesaUrzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> do opracowaniai opublikowania mapy drogowej dojścia do konkurencyjnegorynku gazu ziemnego, określającejpakiet działań eliminujących bariery rynkowei zapewniających faktyczny rozwój rynkugazu ziemnego, w tym zmianę mechanizmówregulacji wspierających konkurencję na rynkugazu ziemnego i wprowadzenia rynkowych metodkształtowania cen gazu ziemnego,• rekomendacji zawartych w Informacji PrezesaURE na posiedzenie Zespołu ds. Realizacji Politykienergetycznej Polski do 2030 r. w sprawieprzeprowadzania badania ankietowego na tematwarunków liberalizacji rynku gazu ziemnegow Polsce,• zobowiązania Polski przedstawionego w odpowiedzina uzasadnioną opinię Komisji Europejskiej141) dotyczącą naruszenia dyrektyw ryn-141)Uzasadniona opinia skierowana do Rzeczpospolitej Polskiejna podstawie art. 258 TFUE w związku z naruszeniem art. 3 ust. 1w związku z art. 3 ust. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiegoi Rady 2003/55/WEkowych. Polska zobowiązała się do przyspieszeniazmian na polskim rynku gazu ziemnegoumożliwiających uwolnienie cen gazuziemnego z obowiązku przedkładania ich dozatwierdzania. Istotą tego zobowiązania byłoprzygotowanie i wdrożenie programu uwalnianiagazu ziemnego (PUG), opracowanegoz uwzględnieniem oczekiwań uczestników rynkugazu ziemnego zgromadzonych w ramachprzeprowadzonego przez Prezesa URE badaniarynku.Projekt Mapy drogowej zawierał:1) Ocenę stanu rynku gazu ziemnego w Polscew 2011 r.;2) Propozycje programu działań niezbędnych doosiągnięcia zmian systemowych na krajowymrynku gazu ziemnego prowadzące do rozwojukonkurencji i w konsekwencji uwolnienia cengazu ziemnego dla wszystkich odbiorców przyuwzględnieniu:––wymagań określonych w art. 49 ustawy −Prawo energetyczne, na podstawie którychPrezes URE ocenia stan rozwoju konkurencjii podejmuje decyzję o uwolnieniu cen;3) Propozycję programu działań niezbędnych doosiągnięcia harmonizacji krajowego rynku gazuziemnego z rynkiem europejskim, prowadzącejdo wzrostu bezpieczeństwa energetycznego nawarunkach konkurencyjnych w ramach UE przyuwzględnieniu:––konkluzji Rady Europejskiej z 4 lutego 2011 r.zobowiązujące państwa członkowskie do zakończeniado 2014 r. procesu pełnej integracjieuropejskiego rynku energii elektryczneji gazu ziemnego, tak by umożliwić swobodnyprzepływ gazu ziemnego i energii elektrycznejw granicach UE,––wykonania postanowień III pakietu energetycznego,w tym działania europejskich regulatoróww ramach struktury ACER i europejskichoperatorów systemów przesyłowychw ramach ENTSO-G dotyczące ujednoliceniazasad funkcjonowania europejskich rynkówgazu ziemnego;4) Monitorowanie realizacji programu działań i wynikówtych działań oraz osiąganych celów.Konsultacje dotyczące projektu Mapy drogowejnie zostały zakończone w 2011 r.2.9. Działania w zakresie zmianlegislacyjnych na rynku energiielektrycznej i gazuPrezes URE nie posiada inicjatywy ustawodawczej,nie jest również organem upoważnionym dowydawania rozporządzeń, jednak aktywnie włączasię w prace nad zmianami aktów prawnych,dotyczących regulowanego sektora. W obszarzedotyczącym gazownictwa warto przede wszystkimpodkreślić udział przedstawicieli Prezesa URE w zespoleMinisterstwa Gospodarki, opracowującegoprojekt ustawy − Prawo gazowe. W toku prac UREzwracało szczególną uwagę na kwestie związanez: możliwością nakładania, w drodze decyzji administracyjnej,obowiązków regulacyjnych, w tymtzw. programów uwalniania gazu, uregulowanieminstytucji sprzedawcy z urzędu i zapewnieniem174 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011ochrony tzw. odbiorców wrażliwych, ułatwieniemfunkcjonowania rynku hurtowego i detalicznego,w tym na możliwość odsprzedaży zamówionych,lecz nieodebranych ilości gazu bez obowiązku uzyskiwaniakoncesji. Zwrócono również uwagę napotrzebę tworzenia regulacji ułatwiających odejścieod regulacji cen, a nie doskonalenie regulacjicenowych np. poprzez wprowadzenie metodologiitaryfowych.Poza tym, Prezes URE brał udział w pracachnad zmianą rozporządzenia systemowego 142) ,w tym zgłosił propozycję w zakresie wprowadzeniapojęcia punktu wirtualnego − jako miejscadostarczania paliwa gazowego, zlokalizowanegowewnątrz systemu przesyłowego o niesprecyzowanejfizycznej lokalizacji, w którym następujerealizacja sprzedaży paliwa gazowego − wrazz określeniem zasad jego funkcjonowania. Koncepcjapunktu wirtualnego opiera się na założeniu,że paliwo gazowe znajdujące się w systemieprzesyłowym może być przedmiotem obrotuhurtowego bez określania jego fizycznej lokalizacji.Wprowadzenie postulowanych zmian ułatwiobrót paliwami gazowymi i przyczyni się dostworzenia rynku hurtowego. Brak możliwościoferowania przez operatora systemu przesyłowegozdolności przesyłowych z wykorzystaniemmechanizmu obrotu w punkcie wirtualnym oznaczagorszą pozycję polskiego OSP do sytuacjiOSP z innych państw.142)Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 2 lipca 2010 r.w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemugazowego (Dz. U. Nr 133, poz. 891).W zakresie zagadnień regulowanych rozporządzeniemtaryfowym 143) , Prezes URE wielokrotniewskazywał na konieczność wprowadzenia systemutaryfowego entry-exit, zgodnie z którymzdolności przesyłowe dla każdego punktu wejściai wyjścia z systemu są oferowane i wycenianew sposób odrębny, tak, że każdy punktposiada swoją stawkę za skorzystanie z usługitransportu. Zmiana ta jest wymagana przepisamiunijnego rozporządzenia 715/2009. Jednocześnienależy podkreślić, że zatwierdzaneprzez Prezesa URE w 2011 r. taryfy dla usługprzesyłania paliw gazowych zostały opracowanezgodnie unijnymi wymaganiami i zawierająstawki entry-exit. Poza tym, Prezes URE wskazywałna konieczność wprowadzenia do rozporządzeniasystemowego zmiany sposobu alokacjikosztów przesyłania i dystrybucji, co jestod dawna postulowaną, kluczową kwestią dotyczącąfunkcjonowania polskiego rynku gazu,która umożliwi uwzględnienie kosztów przesyłui magazynowania (w części wynikającej z obowiązkówustawowych) w stawkach dystrybucyjnych.Wielokrotnie podkreślana była równieżkonieczność wprowadzenia systemu rozliczeńw jednostkach energii, co związane jest z rozwiązaniemprzyjętym w rozporządzeniem systemowym,zgodnie z którym istnieje obowiązekbilansowania systemu przesyłowego w jednostkachenergii − zasadnym jest docelowe143)Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 6 lutego 2008 r.w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf orazrozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (Dz. U. Nr 28, poz. 165).prowadzenie wszystkich rozliczeń związanychze sprzedażą i dostawą paliw gazowych w jednostkachenergii, co jest powszechnie stosowanew państwach UE.W ramach prac nad nowelizacją ustawy o zapasach144) Prezes URE brał udział już we wczesnychfazach prac nad projektem ustawy. Wśród głównychpostulatów przyjętych w ostatecznej wersjiprojektu ustawy, Prezes URE, mając na uwadzechęć uniknięcia faktycznego różnicowania podmiotówze względu na miejsce utrzymywania zapasówobowiązkowych gazu ziemnego (w Polsce lub zagranicą) oraz usprawnienie procesu ich monitorowania,proponował m.in. zmiany w sposobie kontroliprzez Prezesa URE wypełniania przez określonepodmioty obowiązku utrzymywania obowiązkowychzapasów gazu ziemnego, zawężenie zakresupodmiotów podlegających pod ww. obowiązekoraz rozszerzenie zakresu podmiotów, które mogąubiegać się o zwolnienie z tego obowiązku.W obszarze elektroenergetyki Prezes URE podejmowałdziałania na rzecz doprecyzowaniaprocedury zmiany sprzedawcy oraz standaryzacjidokumentów związanych ze zmianą sprzedawcy,w szczególności wniosku (powiadomienia) o zmianiesprzedawcy. W marcu 2011 r. rozpoczęły siękonsultacje międzyresortowe nad projektem rozporządzeniaMinistra Gospodarki w sprawie funkcjonowaniasystemu elektroenergetycznego re-144)Ustawa z 16 września 2011 r. o zmianie ustawy o zapasachropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadachpostępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowegopaństwa i zakłóceń na rynku naftowym oraz o zmianieniektórych innych ustaw (Dz. U. Nr 234, poz. 1392).nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>175
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJIgulującego m.in. procedurę zmiany sprzedawcy.W trakcie procesu zgłaszania uwag Prezes UREprzygotował nową procedurę zmiany sprzedawcy,doprecyzowując przede wszystkim te elementy,które stanowiły pole do nadużyć w trakcie ichstosowania przez zaangażowane w proces zmianysprzedawcy przedsiębiorstwa energetyczne.Międzyresortowe konsultacje ujawniły ponadtorozbieżności w ocenie propozycji procedury zmianysprzedawcy przygotowanej przez URE międzysprzedawcami energii elektrycznej, a operatoramisystemów dystrybucyjnych. Rozbieżności te stałysię początkiem podjęcia współpracy między TOEa PTPiREE przy aktywnym patronacie URE na rzeczwypracowania procedury zmiany sprzedawcy,uwzględniającej uwagi sprzedawców i operatorów,biorących udział w procesie zmiany sprzedawcy.W październiku 2011 r. ostatecznie osiągnięte zostałoporozumienie miedzy TOE i PTPiREE w kluczowychkwestiach dotyczących funkcjonowaniazasady TPA w Polsce. W dwóch rozbieżnych kwestiachdotyczących zasad zawierania umów dystrybucyjnychoraz terminów odczytów wskazańukładów pomiarowo-rozliczeniowych Prezes UREwyraził swoje stanowisko, podtrzymując dotychczasobowiązujące zasady w tym zakresie.Z uwagi na fakt, iż w międzyczasie MinisterstwoGospodarki zawiesiło prace nad projektem rozporządzeniaw sprawie funkcjonowania systemuelektroenergetycznego – przygotowana procedurawraz załącznikiem, służące poprawie funkcjonowaniazasady TPA i oczekiwane przez uczestnikówrynku, nie znalazły się w przepisach obowiązującegoprawa.2.10. Udzielanie informacji o rynkachenergii elektrycznej i gazuPrezes URE odbył w 2011 r. szereg spotkańz przedsiębiorcami krajowymi i zagranicznymi, zainteresowanymirozpoczęciem działalności na polskimrynku gazu, w tym prowadzącymi działalnośćw zakresie poszukiwania niekonwencjonalnychzłóż gazu ziemnego w Polsce. Pytania kierowanedo Prezesa URE w trakcie tych spotkań dotyczyłyprzede wszystkim kwestii związanych z uzyskaniemkoncesji, wydawanych przez Prezesa URE,taryfowaniem i możliwością zwolnienia z obowiązkuprzedkładania taryf do zatwierdzenia. Pozatym, poruszane były zagadnienia związane z wypełnianiemobowiązków przewidzianych w ustawieo zapasach, w tym w szczególności na tle zmianwynikających z nowelizacji tej ustawy 145) .Ponadto, mając na uwadze potrzebę zmianna hurtowym rynku gazu w kierunku dynamizacjiprocesów liberalizacji rynku, w tym promowaniei zwiększanie konkurencji poprzez wdrożenieProgramu Uwalniania Gazu (ang. Gas RealaseProgram), stanowiącego element Mapy drogowejuwolnienia cen gazu ziemnego w Polsce, PrezesURE prowadził w 2011 r. liczne spotkania i dyskusjez uczestnikami rynku m.in. operatorem systemuprzesyłowego OGP Gaz-System SA, TGE SA,PGNiG SA i innymi.145)Ustawa z 16 września 2011 r. o zmianie ustawy o zapasachropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadachpostępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowegopaństwa i zakłóceń na rynku naftowym oraz o zmianieniektórych innych ustaw (Dz. U. Nr 234, poz. 1392).Prezes URE spotykał się również z odbiorcamii ich reprezentantami, zainteresowanymi zmianąsprzedawcy gazu. W wyniku przeprowadzonychrozmów, zgodnie z postulatami zgłaszanymiprzez wiele podmiotów, w zatwierdzonej w 2011 r.IRiESP znalazły się zapisy, zgodnie z którymi mocumowna zostaje „przypisana” odbiorcy, a od lipca2012 r. doba gazowa liczona będzie od godz. 6:00.Udzielanie informacji przez Prezesa URE o funkcjonowaniurynku energii elektrycznej odbywałosię w ramach wielu spotkań z przedsiębiorcamikrajowymi i zagranicznymi, a także w ramach rozmówtelefonicznych oraz wymiany korespondencji.Kierowane do Prezesa URE pytania dotyczyły m.in.zasad podejmowania działalności gospodarczejzwiązanej z uczestnictwem w rynku energii elektrycznej,w tym warunków i zasad uzyskania stosownychkoncesji, niezbędnych dokumentów orazprocedury administracyjnej w tym zakresie. Innymczęsto poruszanym zagadnieniem były zasadyfunkcjonowania oraz ogólna sytuacja na rynkuenergii elektrycznej, związane z możliwością wejściana rynek nowych podmiotów, kształtowaniasię cen energii elektrycznej na rynku, a także bezpieczeństwodostaw energii elektrycznej i związanez tym inwestycje w sektorze elektroenergetyki.W tym kontekście często pojawiały się pytania dotycząceuwarunkowań i harmonogramu dalszej liberalizacjirynku energii elektrycznej. Szczególnymzagadnieniem poruszanym przez przedsiębiorcówbyły warunki uczestnictwa i zasady funkcjonowaniaRynku Bilansującego, w tym zasady wyznaczaniacen za niezbilansowanie, uczestnictwo w tym176 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011rynku za pośrednictwem podmiotów odpowiedzialnychza bilansowanie handlowe, a także zasadyplanowania pracy KSE oparte na centralnym dysponowaniujednostkami wytwórczymi.W związku ze zmieniającą się sytuacją na rynkuenergii elektrycznej i postępującym procesemintegracji tych rynków w UE pojawiały się częstopytania dotyczące zasad dostępu do transgranicznychsieci przesyłowych, w szczególności umożliwiającychimport energii elektrycznej z sąsiednichpaństw.W zakresie funkcjonowania detalicznego rynkuenergii elektrycznej pytania odbiorców i przedsiębiorcówdotyczyły przede wszystkim warunkówi procedur zmiany sprzedawcy, a także ogólnejsytuacji na rynku mającej wpływ na opłacalnośćwyboru nowego sprzedawcy energii.2.11. Działania na rzecz poprawyfunkcjonowania rynków energiielektrycznej i gazuElektroenergetykaRealizacja założeń dokumentu „Mapa drogowauwolnienia cen dla wszystkich odbiorców energiielektrycznej. W drodze ku prawom odbiorców i efektywnejkonkurencji w sektorze energetycznym”Podjęcie decyzji przez Prezesa URE w sprawiezwolnienia sprzedawców z obowiązku przedstawianiataryf do zatwierdzenia dla gospodarstwdomowych uzależnione zostało od spełnienia warunkówwskazanych w dokumencie programowym„Mapa drogowa…”, którą regulator przygotowałi opublikował w 2008 r. Stan i stopień realizacji„Mapy drogowej…” w 2011 r. podlegał stałemumonitoringowi i podejmowaniu aktywnych działańprzez regulatora na rzecz wypełnienia przedewszystkim kluczowych warunków, służących właściwemufunkcjonowaniu rynku drobnych odbiorców.Jednym z warunków przedstawionych w dokumenciebyło przygotowanie przez URE narzędzia,umożliwiającego porównywanie ofert sprzedawców,skierowanych do odbiorców w gospodarstwachdomowych. W czerwcu 2011 r. na stronieinternetowej URE zamieszczono Cenowy ENergetycznyKalkulator Internetowy (CENKI). Narzędzieto umożliwiło odbiorcom porównanie ofert wszystkichzainteresowanych podmiotów, oferującychenergią elektryczną dla gospodarstw domowych.Jest to narzędzie pomocnicze dla odbiorców, którzychcieliby zmienić sprzedawcę, jednocześnie niestanowiące oferty w rozumieniu kodeksu cywilnego.W 2011 r. kluczowym zadaniem dla Prezesa UREbyło wparcie działań na rzecz wypełnienia warunkudokumentu „Mapy drogowej…”, zapewniającegopowszechność stosowania umów kompleksowychw ofertach alternatywnych sprzedawców. Dotychczasodbiorcy w gospodarstwach domowych, którzychcieliby skorzystać z prawa do zmiany sprzedawcy,w praktyce nie mają możliwości zawieraniaumów kompleksowych. Możliwość wyboru sprzedawcy(skorzystanie z jego oferty) jest możliwetylko wtedy, gdy posiada on podpisaną generalnąumowę dystrybucji z operatorem systemu dystrybucyjnego,do sieci którego jesteśmy przyłączeni(tzw. GUD). Umowa ta określa warunki funkcjonowaniasprzedawcy na terenie operatora oraz jegowspółpracy z tym operatorem. Umowy kompleksowełączą w sobie postanowienia umowy sprzedażyenergii elektrycznej z postanowieniami umowyświadczenia usług dystrybucji. Zmiana sprzedawcywiąże się z koniecznością rozdzielenia tych umów,co z kolei wiąże się z otrzymywaniem dwóch rachunków(od sprzedawcy i od operatora systemudystrybucyjnego). Przy korzyściach wynikającychze zmiany sprzedawcy odbiorca jednocześnie ponosikoszt związany z opłaceniem dwóch rachunków,co w części konsumuje oszczędności. Otrzymywanieprzez odbiorców dwóch rachunków możebyć barierą w procesie zmiany sprzedawcy i stawiaw uprzywilejowanej pozycji dotychczasowegosprzedawcę (sprzedawcę zasiedziałego, oferującegousługę kompleksową). W kwietniu 2011 r.TOE przygotowało wzorzec umowy kompleksowejdla odbiorców w gospodarstwach domowych.Wzorzec ten został poddany konsultacjom zeStowarzyszeniem Konsumentów Polskich (SKP)i zmodyfikowany tak, żeby odpowiadał wymogomuzyskania certyfikatu SKP „Dobra Umowa”. Zewzględu na fakt, że umowa kompleksowa, zawieranamiędzy Sprzedawcą a Odbiorcą, określającszczegółowe zasady świadczenia usługi kompleksowej,determinuje świadczenie usług dystrybucji,za co odpowiedzialność ponoszą OSD, Prezes UREwezwał Operatorów Systemów Dystrybucyjnych doaktywnego włączenia się w wypracowanie wzorcaGUD kompleksowego (Informacja Prezesa UREw tej sprawie – Nr 14/2011 – została opublikowanana stronie internetowej URE 29 kwietnia 2011 r.).nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>177
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJIW lipcu 2011 r. odbyły się spotkania międzyPTPiREE i TOE mające na celu przyjęcie dalszegotoku postępowania odnośnie stosowania GUD--kompleksowej oraz wzorca umowy kompleksowejdla gospodarstw domowych. Z uwagi na brak porozumieniasprzedawców i operatorów oraz kontrowersjetowarzyszące uzgodnieniu wzajemnychpraw i obowiązków stron, Prezes URE podjął sięroli mediatora (inicjatora) między towarzystwamireprezentującymi sprzedawców i OSD w tej sprawie.W związku z powyższym w listopadzie i grudniu2011 r. z inicjatywy Prezesa URE odbyły sięspotkania z TOE i PTPiREE, mające na celu ocenęprac, jak i pomoc w rozstrzygnięciu rozbieżnościdot. regulacji wzorca umowy kompleksowej dlaodbiorców w gospodarstwach domowych orazGUD kompleksowy.Ostatecznie w styczniu 2012 r. Prezes URE zostałpoinformowany o zakończeniu wspólnych prac nadww. dokumentami z rekomendacjami towarzystwdo praktycznego ich stosowania przez przedsiębiorstwaenergetyczne. Uzgodnione dokumenty,choć niewątpliwie stanowią sukces, przyczyniającysię do dalszego rozwoju konkurencyjnego rynkuenergii w Polsce, jednocześnie ujawniły koniecznośćkontynuowania prac nad uregulowaniem obszaruzasad sprzedaży awaryjnej.GazownictwoPoza innymi działaniami wymienionymi w częściIII w pkt 2 niniejszego sprawozdania, mającymina celu poprawę funkcjonowania rynku gazu(w tym m.in. opracowanie Mapy drogowej uwolnieniacen gazu ziemnego, przygotowanie IRiESPsystemu krajowego oraz IRiESP SGT, a także pracenad zmianami w rozporządzeniach systemowymi taryfowym oraz nad nowelizacją ustawy o zapasach),Prezes URE przeprowadził również analizęzagadnień dotyczących problemów związanychz rozdzielaniem umów kompleksowych, zgłaszanychprzez odbiorców, która przyczyniła się do wypracowaniapropozycji zmian w rozporządzeniach:systemowym i taryfowym. Z uwagi na fakt, iżw zatwierdzonej 17 maja 2010 r. taryfie dla paliwgazowych PGNiG SA usunięty został zapis pkt 1.1.,zgodnie z którym taryfa dotyczyła dostarczania paliwaw oparciu o umowę kompleksową lub zawartąprzed dniem wejścia w życie taryfy umowę sprzedażypaliwa gazowego, której realizacja wymagazlecenia przez Sprzedawcę transportu paliwa gazowegosiecią przesyłową lub dystrybucyjną lubkorzystania z magazynów, odbiorcy zyskali realnąmożliwość rozdzielenia umowy kompleksowej.Jednak, po dokonaniu kalkulacji kosztów dostawygazu na podstawie umów: przesyłowej lub przesyłoweji dystrybucyjnej oraz ewentualnych kosztówmagazynowania wydaje się to nieopłacalne z ekonomicznegopunktu widzenia. Wśród innych mankamentów,co do których Prezes URE postulowałzmianę, należy podkreślić możliwość zawieraniaumów przesyłowych wyłącznie na przesyłanie z fizycznychpunktów wejścia do fizycznych punktówwyjścia z systemu przesyłowego, wskazanych naschemacie sieci przesyłowych operatora. Konsekwencjączego są znaczne trudności w rozdzieleniuumowy kompleksowej, towarzyszące zmianiesprzedawcy, w związku czym mamy do czynieniaz arbitralnym przypisaniem odbiorców do punktówwejścia o różnej jakości. Umowy kompleksowe niewskazują przy tym żadnych punktów wejścia, gdyżnie mogą być one wskazane w zobiektywizowanysposób, podobnie jak to ma miejsce w przypadkupunktów wyjścia. Ponadto niektóre punkty wejścianie gwarantują stabilnych dostaw i dostępudo alternatywnego sprzedawcy. W związku z tym,Prezes URE opracował propozycje zmian rozporządzeń:systemowego i taryfowego, które wprowadzającm.in. punkt wirtualny i zintegrowaną usługętransportową mogą w znaczącym stopniu wpłynąćna opłacalność rozdzielenia umowy kompleksowejczy zmiany sprzedawcy. Projekt zmian do rozporządzeniasystemowego, zawierający propozycjePrezesa URE przeszedł konsultacje społecznei czeka na podpis Ministra Gospodarki, projektrozporządzenia systemowego do końca 2011 r.nie został opublikowany.3. Współdziałanie z właściwymiorganami w przeciwdziałaniupraktykom przedsiębiorstwenergetycznych ograniczającymkonkurencjęDo zadań Prezesa URE należy współdziałaniez właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykomprzedsiębiorstw energetycznych ograniczającymkonkurencję (art. 23 ust. 2 pkt 14 ustawy − Prawoenergetyczne). Mając na względzie kompetencje178 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011Prezesa UOKiK w zakresie ochrony konkurencji i konsumentówwynikające z ustawy z 16 lutego 2007 r.o ochronie konkurencji i konsumentów 146) , PrezesURE przekazał wiele pism od odbiorców z gospodarstwdomowych, którzy skarżyli się na działaniafirmy Energia dla Firm Sp. z o.o. w związku zezmianą sprzedawcy − odbiorcy podpisywali niekorzystnedla nich umowy. Umowy te na ogół łącząsię z obowiązkowym ubezpieczeniem medycznym,o czym odbiorcy nie byli poinformowani przy podpisywaniuumów. Wskazane czyny mogą stanowićpraktyki naruszające zbiorowe interesy konsumentówpoprzez naruszenie obowiązku udzielaniakonsumentom rzetelnej, prawdziwej i pełnej informacjioraz nieuczciwe praktyki rynkowe lub czynynieuczciwej konkurencji, zatem kompetentnym organemw tym zakresie jest właśnie Prezes UOKiK.W styczniu 2011 r. Prezes URE przedstawił PrezesowiUOKiK szczegółowe informacje na tematwykonania zadań wyszczególnionych w PolityceKonkurencji 2008−2011 oraz działań planowanychna lata 2011−2013, prezentując przede wszystkimdziałania konieczne do podjęcia w celu implementacjido rozwiązań krajowych regulacji wynikającychz III pakietu energetycznego.W marcu 2011 r. Prezes URE zgłosił uwagi doprojektu dokumentu „Polityka konkurencji na lata2011−2013”, przyjmując jednocześnie przedstawionyprojekt dokumentu z zadowoleniem, jakozbieżny z oceną koniecznych do podjęcia działańdla zwiększenia konkurencyjności. W październiku2011 r., na prośbę Prezesa UOKiK, Prezes URE146)Dz. U. z 2007 r. Nr 50, poz. 331, z późn. zm.przygotował materiał analityczny przedstawiającyjego opinię, dotyczącą wpływu planowanej koncentracjiTAURON Polska Energia SA i GZE SAna stan konkurencji w krajowym systemie elektroenergetycznym.W materiale tym Prezes UREszczegółowo opisał wpływ koncentracji na rynekhurtowy i detaliczny energii elektrycznej w Polsce,przedstawiając jednocześnie negatywne skutki,jak i możliwe do zastosowania środki ograniczająceewentualną siłę rynkową przedsiębiorstwa przydecyzji o wydaniu zgody przez Prezesa UOKiK.W 2011 r. Prezes URE kontynuował współpracęz Prezesem UOKiK, rozpoczętą w 2009 r. w związkuz otrzymanymi od wielu odbiorców informacjamio możliwości występowania w przygotowanychprzez PGNiG SA projektach tzw. umów aktualizujących147) , postanowień niezgodnych z przepisamiobowiązującego prawa. Prezes UOKiK, po zakończeniu4 lipca 2011 r. postępowania wyjaśniającego,wszczął postępowanie antymonopolowew sprawie nadużywania przez PGNiG pozycji dominującejna krajowym rynku sprzedaży detalicznejpaliwa gazowego oraz na krajowym rynku sprzedażyhurtowej paliwa gazowego poprzez ukształtowaniemożliwości rozwiązania za wypowiedzeniemumowy kompleksowej dostarczania paliwagazowego w ten sposób, że złożenie oświadczeniao wypowiedzeniu umowy po 30 września danegoroku powoduje, że umowa ulega rozwiązaniu147)Obowiązek dostosowania umów zawartych przed 1 lipca2007 r. do wymagań określonych w art. 5 ustawy – Prawo energetycznewynika z art. 4 ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne(Dz. U. Nr 115, poz. 790).z końcem roku, w którym złożono to oświadczenie,co może stanowić naruszenie art. 9 ust. 2 pkt 5ustawy o ochronie konkurencji i konsumentów.Współpraca Prezesa URE i Prezesa UOKiK polegałam.in. na udzielaniu stosownych wyjaśnień,niezbędnych organowi ochrony konkurencji dowyjaśnienia sprawy. Do końca 2011 r. sprawa niezostała zakończona.Prezes URE, w 2011 r. współpracował z PrezesemUOKiK w toku prowadzonego przez ten organpostępowania wyjaśniającego dotyczącego możliwościnadużywania pozycji dominującej przezprzedsiębiorstwo energetyczne ze względu na podejrzeniepodejmowania działań mających na celuograniczanie podaży energii elektrycznej na rynku.4. Upowszechnianie wiedzyo rynku konkurencyjnymi prawach konsumenta4.1. Działalność informacyjno--edukacyjnaCztery i pół miliona odwiedzin strony internetowejwww.ure.gov.pl, tysiące rozmów z odbiorcamienergii, udział ekspertów Urzędu <strong>Regulacji</strong><strong>Energetyki</strong> w blisko 200 spotkaniach, konferencjachi warsztatach adresowanych do odbiorcówpaliw i energii, świata nauki, samorządów, sektoraenergetycznego – to wymierne dane o skali edukacyjnegoi informacyjnego zaangażowania UREw 2011 r.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>179
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJIW 2011 r. Prezes URE wspólnie z partneramispołecznymi tworzył miejsce wymiany wiedzymiędzy uczestnikami rynku. Podczas spotkańz odbiorcami przedstawiciele URE informowalio zmieniającym się otoczeniu prawnym sektoraenergetycznego, przygotowaniach do wdrożeniaprogramu inteligentnych sieci elektroenergetycznych,konsultacjach dotyczących uwolnienia rynkuenergii, udzielali porad dotyczących sytuacjispornych i korzystania z procedur dochodzeniaroszczeń.Informacje o działalności edukacyjnej PrezesaURE w Roku Prezydencji Polski w Radzie UEW roku polskiej Prezydencji w Radzie UE efektywnośćenergetyczna, inteligentne sieci elektroenergetycznei odnawialne źródła energii konstytuowałymerytoryczny charakter działań edukacyjnychprowadzonych przez Prezesa URE.Dobrym przykładem międzynarodowego charakterudziałań edukacyjnych URE był udziałprzedstawicieli regulatora w kampanii edukacyjnej„Danish sustainable living – duński sposób na życiew równowadze z naturą i rozwojem technologiczno-ekonomicznym”,przygotowanej przez AmbasadęKrólestwa Danii w Warszawie.W organizowanych w ramach kampanii warsztatachdotyczących efektywności energetycznejudział wzięło około 120 uczestników, w tymprzedstawiciele polskiego i duńskiego regulatora,operatorzy sieci dystrybucyjnych i przesyłowej,przedstawiciele organizacji branżowych,reprezentanci sektora ICT, sektora finansowego,przedstawiciele świata akademickiego, a takżepolskie i duńskie przedsiębiorstwa energetyczne.Regulacja, Przemysł, Nauka − podczas trzechsesji Warsztatów rozmawiano o związkach inteligentnychtechnologii w energetyce z celamiefektywności energetycznej zapisanymi w acquiscommunautaire, o zmieniającym się otoczeniuprawnym, zwłaszcza w świetle przygotowywanejprzez KE dyrektywy dot. efektywności energetyczneji zobowiązań Polski zapisanych w pakiecieenergetyczno-klimatycznym UE.Również w ramach Prezydencji, 11−12 października2011 r. odbyła się międzynarodowa konferencjaministerialna „Konkurencyjny i zintegrowany rynekjako gwarant bezpieczeństwa energetycznego UE”,organizowana przez URE wspólnie z MinisterstwemGospodarki, Ministerstwem Spraw Zagranicznychi Ministerstwem Skarbu Państwa. W konferencji,która zgromadziła około 300 uczestników, udziałwzięły wszystkie zainteresowane podmiotyuczestniczące w procesie tworzenia wspólnotowegorynku energii: państwa członkowskie, instytucjeeuropejskie, europejskie organy regulacyjne oraznowopowstała Agencja ds. Współpracy Organów<strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> (ACER), a także operatorzysystemów przesyłowych i firmy energetyczne.Uczestnicy debatowali m.in. na temat perspektywrozwoju Europejskiego Rynku Energii, infrastrukturyenergetycznej w UE, integracji EuropejskiegoRynku Energii, w tym o roli, jaką ma do odegraniaw tym obszarze nowopowstała Agencja regulatoróweuropejskich − ACER.Działania edukacyjne Prezesa URE skierowane dodzieci, młodzieży szkolnej i młodzieży akademickiejW 2011 r. Prezes URE kontynuował współpracęedukacyjną ze szkołami i uczelniami wyższymi promującwiedzę o rynku energii.Wśród inicjatyw edukacyjnych podejmowanychprzez regulatora znalazły się m.in.:• ósma edycja ogólnopolskiego projektu edukacyjnego„Bezpieczne Praktyki i Środowisko” −największe wydarzenie edukacyjne w 2011 r.z udziałem ekspertów URE. W ramach projektukilka tysięcy uczniów szkół ponadpodstawowychi studentów uczestniczyło w warsztatachpoświęconych m.in. racjonalnemu wykorzystaniuenergii elektrycznej. Szkolenia odbywały sięw terminie 16 maja − 9 czerwca w: Gnieźnie,Kaliszu, Koninie, Lesznie, Łodzi, Pile, Poznaniu,Szczecinie, Warszawie, Wrocławiu. Przedstawicielepięciu oddziałów terenowych URE (OCWarszawa, OT Wrocław, OT Łódź, OT Szczecin,OT Poznań) wystąpili z cyklem wykładówpropagujących energooszczędność i wykorzystywanieodnawialnych źródeł energii wśróduczniów i studentów szkół technicznych,• projekt edukacyjny „MPEC − Rzeszów dla młodychodbiorców” − rozpoczął się w październiku2010 r. i zakończył w kwietniu 2011 r. PatronatHonorowy nad wydarzeniem objął Prezes URE.Szkolenia dla uczniów siedmiu rzeszowskichszkół prowadzili eksperci URE z Południowo--Wschodniego Oddziału Terenowego URE z Krakowa.Projekt od początku cieszył się dużym zainteresowaniemspołeczności lokalnej. Warszta-180 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011ty prowadzone przez ekspertów URE dotyczyłym.in. efektywności energetycznej oraz wyborusprzedawcy energii elektrycznej,• kurs Struktury Rynku i ich Regulacje na PolitechniceWrocławskiej. W ramach kursu eksperciURE z Południowo-Zachodniego OddziałuTerenowego URE we Wrocławiu w roku akademickim2010/2011 prowadzili wykłady dotyczącem.in. promowania konkurencji na rynkuenergii elektrycznej, udzielania koncesji, zatwierdzaniataryf,• szkolenia na Zachodniopomorskim UniwersytecieTechnologicznym. Pracownicy Północno-ZachodniegoOddziału Terenowego UREz siedzibą w Szczecinie w ramach porozumieniaPrezesa URE z Zachodniopomorskim UniwersytetemTechnologicznym prowadzili szkolenia dlastudentów uczelni. Tematyka zrealizowanychw 2011 r. szkoleń dotyczyła regulacji rynkuenergii, kompetencji Prezesa URE, koncesji i taryforaz procedury zmiany sprzedawcy energiielektrycznej. W trakcie zajęć podkreślano znaczenieaktywności konsumenckiej dla pobudzaniakonkurencji na rynku energii. W ramachporozumienia o współpracy przewidziano m.in.poprowadzenie zajęć dla studentów obejmującychtematy związane ze smart grids i smartmetering, zmianą sprzedawcy (TPA), społecznąodpowiedzialnością przedsiębiorstw energetycznych,efektywnością energetyczną i proceduramiwsparcia OZE,• w marcu 2011 r. Oddział Centralny URE z siedzibąWarszawie prowadził spotkania dla studentówUniwersytetu Stefana Kardynała Wyszyńskiegodotyczące promowania prawa do zmianysprzedawcy. Cykl spotkań planowany jest takżew 2012 r.,• w maju 2011 r. Prezes URE, reprezentowanyprzez dyrektora Wschodniego Oddziału TerenowegoURE z siedzibą w Lublinie podpisał umowęz lubelskim Kuratorem Oświaty w sprawierealizacji w szkołach województwa lubelskiegokampanii informacyjno-edukacyjnej promującejefektywne i oszczędne gospodarowanie energią,• już w 2010 r. z inicjatywy Prezesa URE rozpoczęłasię współpraca Północnego Oddziału TerenowegoURE w Gdańsku z Komunalnym ZwiązkiemGmin „Dolina Redy i Chylonki” poświęcona edukacjiekologicznej, realizowana w ramach projektu„Lider lokalnej ekologii”. W roku szkolnym2010/2011 eksperci URE z Północnego OddziałuTerenowego w Gdańsku wzięli udział w spotkaniachz uczniami gimnazjów i liceów na terenieRedy, Gdyni i Sopotu. W sumie w ramach projektu„Lider lokalnej Ekologii” pracownicy PółnocnegoOddziału Terenowego z Gdańska przeprowadziliosiem spotkań edukacyjnych, w którychuczestniczyło ponad 300 uczniów pomorskichplacówek oświatowych,• także w 2010 r. rozpoczęła się współpraca PołudniowegoOddziału Terenowego URE w Katowicachz Centrum Edukacji Ekologicznej przyMiejskim Ogrodzie Botanicznym w Zabrzu.W 2011 r. Centrum Edukacji Ekologicznejwe współpracy z URE oferowało młodzieży,uczniom szkół gimnazjalnych i liceów możliwośćuczestnictwa w seminariach dotyczącychrynku energii,• w 2011 r. Prezes URE po raz kolejny objął patronatemprogram edukacyjny „Bezpieczniej z prądem”.W konkursach literackim, plastycznymi fotograficznym wzięły udział setki uczniów zeszkół podstawowych i gimnazjów. Celem przedsięwzięciajest podnoszenie świadomości właściwegokorzystania z urządzeń elektrycznychwśród dzieci i młodzieży oraz promowanie bezpiecznegoi racjonalnego korzystania z energiielektrycznej.Administracja w sieci. Ponad cztery i pół miliona odwiedzinportali internetowych regulatora w 2011 r.– statystyki odwiedzin stron internetowych Urzędu<strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>Narzędziem informacji o rynku energii jest stronainternetowa URE. Informacje i opracowaniadotyczące działalności regulatora zamieszczane sąna stronie głównej − w aktualnościach, na podstronachadresowanych do odbiorców i przedsiębiorstwenergetycznych, specjalnie dedykowanymodbiorcom „Poradniku Odbiorcy”, w ramach któregodostępny jest wyodrębniony dział „Jak oszczędzaćenergię elektryczną”. Oddzielne podstronydedykowane są m.in. działaniom URE w obszarzeinteligentnych sieci/inteligentnego opomiarowaniaoraz zmianie sprzedawcy energii elektrycznej.W 2011 r. strony www URE z informacjamiprzygotowanymi dla odbiorców energii odwiedziłoprawie półtora miliona unikalnych użytkowników(1 476 009). Suma odsłon wszystkich serwisówURE zbliża się do czterech i pół milionanr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>181
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJI(4 448 989 odsłon w 2011 r.). Każdego miesiącastrony URE były odwiedzane 370 tysięcy razy tj.150 tysięcy razy więcej niż w roku 2010. Wzrosłatakże liczba Czytelników korzystających z informacjiprzygotowanych przez regulatora − z 80 tysięcymiesięcznie w 2010 r. − do 123 tysięcy (unikalnychużytkowników) w 2011 r.Ponad dwa miliony odsłon zanotowała stronagłówna URE www.ure.gov.pl (2 064 955 odsłoni 724 117 tysięcy unikalnych użytkowników). Nastronie głównej publikowane są aktualności URE,strona stanowi także wirtualne drzwi do innychserwisów − w tym do drugiego pod kątem liczbyodwiedzin − serwisu „URE dla przedsiębiorstw” −prawie milion „kliknięć”: 266 577 unikalnych użytkownikówi 974 804 odsłon w 2011 r. W serwisie„Dla przedsiębiorstw koncesjonowanych” zamieszczamym.in. Stanowiska i Informacje Prezesa URE− w 2011 r. opublikowaliśmy ich 37.• BIP − informacja dla obywateliTrzecim najchętniej odwiedzanym serwiseminternetowym URE jest Biuletyn Informacji Publicznejstworzony zgodnie z regulacjami ustawyz 6 września 2011 r. o dostępie do informacji publicznej(Dz. U. Nr 112, poz. 1198, z późn. zm.)z bazami danych koncesjonariuszy, operatorówsystemów dystrybucyjnych (OSD) elektroenergetycznychi gazowych, a przede wszystkim z opublikowanymi2011 r. Biuletynami Branżowymi UREz decyzjami taryfowymi. W 2011 r. przygotowaliśmy184 wydania Biuletynu Branżowego URE− Energia elektryczna i 78 edycji Biuletynu BranżowegoURE − Paliwa gazowe − z taryfami orazinnymi decyzjami Prezesa URE. W 2011 r. BiuletynInformacji Publicznej Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>odwiedziło 215 206 unikalnych użytkowników(767 712 odsłon).• URE dla odbiorców energiiSerwis internetowy „URE dla odbiorców energii”jest narzędziem informacji o rynku energii, o prawachi obowiązkach konsumentów oraz możliwościachdziałania Prezesa URE w trosce o odbiorców,zgodnie z wielokrotnie podkreślaną przez regulatorazasadą, że wszyscy jesteśmy odbiorcamienergii. To czwarty z kolei, najczęściej odwiedzanyserwis URE, z którego w ubiegłym roku skorzystałoponad 100 tysięcy odbiorców (116 925 unikalnychużytkowników, prawie 280 tysięcy odsłon).Informacje i opracowania dotyczące działalnościregulatora na rzecz odbiorców energii zamieszczanesą m.in. w specjalnie dedykowanym konsumentom„Poradniku Odbiorcy” (5 355 unikalnychużytkowników, 6 637 odsłon), w ramach któregodostępne są casusy − studia przypadków − wyjaśniającenajczęściej i najbardziej typowe problemyzgłaszane do Prezesa UREprzez odbiorców energii −FAQ: najczęściej zadawanepytania.Portale dla odbiorcówz informacjami dotyczącymiracjonalnego wykorzystaniaenergii: URE dla OdbiorcyEnergii i Poradnik odbiorcy −jak oszczędzać energię elektrycznąodwiedziło ponad6 tysięcy gości (5 355 unikalnych wejść oraz6 637 odsłon serwisu). W tym samym czasie poradnikowyfilm edukacyjny URE „Bądź Świadom ZaCo Płacisz?” obejrzało prawie 3 i pół tysiąca widzów(2 920 − unikalnych użytkowników, 3 444 odsłonserwisu).• Wirtualny transfer wiedzy − Biuletyny URERealizując postulaty e-administracji, czołowewydawnictwo URE − Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong><strong>Energetyki</strong>, w celu zapewnienia wolnego dostępudo informacji, dla komfortu Czytelników, od początku2011 r. ukazuje się wyłącznie w przestrzeniwirtualnej.W 2011 r. opublikowano cztery wydania BiuletynuURE w nowej szacie graficznej z artykułami przygotowanymiprzez ekspertów rynku energetycznego:Nr 1/20011 − z pełnym tekstem raportu PrezesaURE − przedstawiającego i oceniającego:warunki podejmowania i wykonywania działalnościgospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłanialub dystrybucji energii elektrycznej oraz realizacjęprzez operatorów systemu elektroenergetycznegoplanów rozwoju uwzględniającychzaspokojenieobecnego i przyszłego zapotrzebowaniana energięelektryczną.Nr 2/2011 − Sprawozdaniez działalności PrezesaURE w 2010 r.Nr 3/2011 − Nowe instrumentyi inicjatywy społecznejodpowiedzialności182 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011biznesu, Społeczna odpowiedzialność przedsiębiorstwenergetycznych w świetle trzeciej edycji badańankietowych − Raport z badań oraz raport z badańankietowych przedsiębiorstw ciepłowniczych.Nr 4/2011 − Polska Prezydencja w URE −podsumowanie półrocznego przewodnictwa Polskiw Radzie UE, Analiza sprawozdań z realizacji programówzgodności w spółkach operatorów systemówdystrybucyjnych za rok 2009, ustawa o efektywnościenergetycznej.• Konsultacje społeczne Prezesa UREW 2011 r. za pomocą strony internetowej PrezesURE prowadził liczne konsultacje społecznew sprawie m.in.:1) Stanowiska w sprawie niezbędnych wymagańwobec inteligentnych systemów pomiarowo--rozliczeniowych w formule smart grid readyW lutym 2011 r. regulator rozpoczął konsultacjespołeczne na temat Stanowiska PrezesaURE w sprawie niezbędnych wymagań wobecinteligentnych systemów pomiarowo-rozliczeniowychw formule smart grid ready. Przedumieszczeniem na stronie projekt StanowiskaSzefa URE został szczegółowo przedyskutowanyi uzgodniony w gronie powołanego przez MinistraGospodarki Zespołu Doradczego do sprawzwiązanych z wprowadzeniem inteligentnychsieci elektroenergetycznych w Polsce, złożonegoz przedstawicieli Ministra Gospodarki, PrezesaURE, PSE Operator SA, Operatorów SystemówDystrybucyjnych (PTPiREE) oraz Sprzedawców(TOE). Tak przygotowany dokument opublikowanona stronach URE umożliwiając tym samymszerokie konsultacje społeczne w groniezainteresowanych podmiotów. W ocenie PrezesaURE poprawne wdrożenie systemu AMI (ang.Advanced Metering Infrastructure) jest nie tylkokorzystne dla uczestników rynku energetycznego,ale i kluczowe z punktu widzenia użytecznościpowstającej infrastruktury. Uwarunkowane jest tojednak zapewnieniem przez system niezbędnychfunkcjonalności. W związku z tym Prezes UREpostanowił określić zarówno minimalne funkcjonalności,jakie powinny posiadać systemy AMIwdrażane przez dystrybutorów energii, jak i wymaganiaco do sposobu, w jaki powinny przebiegaćwdrożenia.W trakcie konsultacji swoje opinie zgłosili m.in.PSE Operator SA, ENERGA-OPERATOR SA, PGEDystrybucja SA, TOE, Główny Inspektor OchronyDanych Osobowych, PGNiG SA, Izba GospodarczaGazownictwa, Instytut Nafty i Gazu, PolskaWytwórnia Papierów Wartościowych, HP-Polska,AT KEARNEY, Ernst & Young, PTPiREE, KrajowaIzba Gospodarcza Elektroniki i Telekomunikacji,Komitet Energia Polskiej Izby Informatykii Telekomunikacji, APATOR, IBM oraz Accenture.W opinii regulatora zgłoszone uwagi miały konstruktywnycharakter, a biorący udział w konsultacjachwyrazili poparcie dla idei podjętej przezurząd. Stanowisko zostało również zaaprobowaneprzez powołany przez Ministra Gospodarki ZespółDoradczy ds. wdrożenia inteligentnych sieci,który zdecydował zaproponowane przez PrezesaURE rozwiązania techniczne zarekomendowaćMiędzyresortowemu Zespołowi ds. Polityki EnergetycznejPolski do 2030 r.2) koncepcji dotyczącej modelu rynku opomiarowaniaw Polsce, ze szczególnym uwzględnieniemwymagań wobec Niezależnego OperatoraPomiarówPrzedłożony do konsultacji dokument ws. NOPstanowił drugą część zbioru dokumentów powiązanych,składających się na całość opisu systemuSmart Metering / Smart Grid Ready i wymagańwobec jego elementów konstytuujących system,z punktu widzenia Prezesa URE.Konsultowany dokument określał strukturę rynkudanych pomiarowych, w szczególności przesłankina rzecz postulowanego modelu tego rynkuoraz rolę nowego podmiotu − Niezależnego OperatoraPomiarów. Podstawową cechą proponowanegoprzez regulatora modelu jest upodmiotowienieodbiorcy energii elektrycznej. Odbiorca, mającdostęp do informacji o zużyciu mediów, będziedysponować wiedzą pozwalającą mu prowadzićdziałania w zakresie bardziej efektywnego wykorzystaniaenergii.Uwagi nadesłały: PTPiREE, Konsorcjum SmartPower Grids – Polska, PGE Dystrybucja SA, PGEPolska Grupa Energetyczna SA, PSE Operator SA,PricewaterhouseCoopers, SAP Polska, TOE, TelekomunikacjaPolska SA, Zarządca Rozliczeń SA,Apator SA, Dominik Gluza Kancelaria Prawna, Ernst&Young,Krajowa Izba Gospodarcza Elektronikii Telekomunikacji, Izba Gospodarcza Gazownictwa.3) liberalizacji rynku gazuDo pierwszego etapu w przygotowaniu „Mapydrogowej uwolnienia rynku gazu” zaproszonowszystkich Interesariuszy rynku. Przeprowadzononr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>183
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJIbadanie ankietowe w celu pozyskania opinii na tematwdrożenia Programu Uwalniania Gazu (PUG).W konsultacjach publicznych na temat liberalizacjirynku gazu wzięły udział 24 podmioty, w tym:PGNiG SA, PKN Orlen SA, RWE Polska SA, PolskaKonfederacja Pracodawców Prywatnych Lewiatan,TAURON Polska Energia SA, Exxon Mobil InternationalLtd., GDF SUEZ Energia Polska SA, KRI SA,Handen Sp. z o.o., VerbundentetzGas AG, EWEenergia Sp. z o.o., Shell Energy Europe, G.EN.GAZ ENERGIA SA, Entrade Grupa, CP ENERGIASA, Energetyczne Centrum SA, LUMIUS PolskaSp. z o.o., ENERGA- Obrót SA, Statoil, EFET, BPGas Marketing Ltd., DUON (odpowiedź zastrzeżona),ERNOI (odpowiedź zastrzeżona). Osiąprzeprowadzanego badania ankietowego był tzw.Program uwalniania gazu stosowany na innychrynkach europejskich i światowych oraz rekomendowanyw przepisach unijnych jako środek demonopolizacjii pobudzania rozwoju konkurencji.Wyniki konsultacji opublikowano na stronie internetowejurzędu.Ponadto:4) Prezes URE wspierał informacyjnie europejskiei międzynarodowe instytucje działające na rzeczodbiorców rynku energii, udostępniając stronęinternetową URE dla konsultacji dokumentóweuropejskiej agencji regulacyjnej ACER, dotyczącychm.in. mechanizmów alokacji zdolnościprzesyłowych w zakresie gazu i przyłączania dosieci elektroenergetycznych;5) 18 stycznia 2011 r. za pośrednictwem stronyinternetowej Prezes URE rozpoczął badaniaankietowe 25 przedsiębiorstw energetycznychsektora gazowego, realizując zapisy zawartew art. 23 ust. 2 pkt 20 i art. 28 ustawy − Prawoenergetyczne, w związku z obowiązkiem informowaniaKomisji Europejskiej o funkcjonowaniupolskiego rynku gazu;6) w 2011 r. Prezes URE monitorował przedsiębiorstwaciepłownicze w związku z nowelizacjąustawy − Prawo energetyczne. Przedsiębiorstwaprowadzące koncesjonowaną działalnośćciepłowniczą mają obowiązek składania do1 marca każdego roku sprawozdania z realizacjiplanów rozwoju, o których mowa w art. 16 ust. 1ustawy− Prawo energetyczne.Promowanie prawa do zmiany sprzedawcy energiielektrycznejPodstawą działań edukacyjnych Prezesa UREjest przekonanie o tym, że tylko odpowiednio poinformowanyodbiorca może skutecznie dbać o własneinteresy na rynku energii. Na koniec 2011 r.,m.in. dzięki informacjom przekazywanym przezekspertów URE, liczba odbiorców, którzy skorzystaliz prawa do zmiany sprzedawcy energii elektrycznejod początku wprowadzenia prawa do zmiany sprzedawcytj. od 1 lipca 2007 r. wyniosła 21 tysięcy odbiorcówkomercyjnych (21 716) i ponad 14 tysięcyodbiorców w gospodarstwach domowych (14 341).Przypomnijmy, że jeszcze rok temu − według stanuna 31 grudnia 2010 r. − konsumentów, którzyskorzystali z prawa do zmiany sprzedawcy wśródodbiorców komercyjnych było 7 611, natomiastodbiorców w gospodarstwach domowych zaledwie1 340. Według wyników badań społecznychTNS OBOP „Świadomość energetyczna Polaków”z grudnia 2011 r., czyli już po zakończeniu kampaniiedukacyjnej URE „Prąd to też towar. Zdecydujod kogo go kupujesz”, 58% respondentówzna przysługujące im prawo. Jednak prawo to jestjeszcze ciągle nieznane co trzeciemu Polakowi(33% ankietowanych), co wymaga dalszego zaangażowaniaURE w działania edukacyjne.W I połowie 2011 r. urząd kontynuował ogólnopolskąkampanię „I ty możesz zmienić sprzedawcęprądu”. Słuchacze „Trójki”, Programu I i IV PolskiegoRadia w porze największej słuchalności poszczególnychprogramów usłyszeli reklamę zachęcającądo zmiany sprzedawcy energii elektrycznej.Reklamowy spot radiowy przygotowany przez UREwyemitowano 240 razy do 29 marca 2011 r. Początekkampanii radiowej URE towarzyszył obchodomŚwiatowego Dnia Praw Konsumenta, obchodzonegona całym świecie 15 marca 2011 r.Większość działań w ramach kampanii URE,w tym warsztatów dla odbiorców wrażliwych, zrealizowanodo końca 2010 r. w ramach projektu„Aktywizacja strony popytowej rynku energii –promocja praw odbiorców energii elektryczneji gazu wynikających z acquis communautaire”,współfinansowanego ze środków NorweskiegoMechanizmu Finansowego.Solidnym informacyjnym wsparciem odbiorcówokazał się nowy serwis URE − Cenowy ENergetycznyKalkulator Internetowy − CENKI. Od uruchomieniaportalu, tj. od 30 maja do końca roku184 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011stronę z kalkulatorem cenowym URE odwiedziłoponad 30 tysięcy wirtualnych gości. Strona zanotowała116 tysięcy odsłon. Natomiast ponad80 tysięcy gości odwiedziło stronę www.maszwybor.ure.gov.plz informacjami dla odbiorców indywidualnychi komercyjnych dotyczącymi możliwościzmiany sprzedawcy energii (81 630 unikalnychużytkowników, 222 509 odsłon w 2011 r.).• Kampanie edukacyjne skierowane do odbiorcówenergiiZe względu na ograniczenia budżetoweURE większość działań edukacyjnych urzędufinansowana jest ze środków pozyskiwanychz Unii Europejskiej lub innych źródełpozabudżetowych. W 2011 r. URE przygotowałprojekt następnej ogólnopolskiej kampaniiedukacyjnej i pozyskał finansowanie ześrodków Narodowego Funduszu OchronyŚrodowiska i Gospodarki Wodnej. URE złożyłprojekt na ogólnopolską kampanię edukacyjnąpromującą zachowania związane z racjonalnymwykorzystaniem energii. Projekt URE o nazwie„Kampania edukacyjno-informacyjna promującaefektywne i oszczędne gospodarowanie energiąz pożytkiem dla środowiska naturalnego orazbudżetów domowych” został pozytywniezaopiniowany przez Zarząd Funduszu. Jednymz najważniejszych elementów kampanii będziespot telewizyjny „Uwolnij Swoją Energię!”– „Gospodarstwa Domowe – Świadomymi Aktywnym Podmiotem Rynku Energetycznegow Polsce”, który zgodnie z harmonogramem projektubędzie emitowany w II kwartale 2012 r.Doradztwo – Prezes URE wspiera indywidualnychodbiorców energiiW 2011 r. indywidualni odbiorcy energii otrzymywalipomoc podczas indywidualnych spotkańoraz rozmów telefonicznych prowadzonych przezdoradców z Punktu Informacyjnego dla OdbiorcówPaliw i Energii. Punkt Informacyjny powstałzgodnie z wymogami III pakietu energetycznegow Urzędzie <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> i wypełnia zadaniaprzewidziane w tym Pakiecie dla kompleksowegopunktu kontaktowego. To kolejne działanieregulatora w stronę wzmocnienia pozycji odbiorcówenergii, zapisane w przyjętym do polskiego porządkuprawnego ustawodawstwie Unii Europejskiej.Punkt Informacyjny dla Odbiorców Energii działaw ramach Departamentu Komunikacji Społeczneji Informacji w URE. Przekształcenia organizacyjnew strukturze urzędu wynikały z potrzeby wypełnieniawymogów III pakietu energetycznego. Zmianyokreślił znowelizowany statut urzędu wprowadzonyZarządzeniem Ministra Gospodarki z 7 września2011 r. zmieniającym zarządzenie w sprawie nadaniastatutu Urzędowi <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>, któreweszło w życie 26 września 2011 r.Warszawski Oddział URE (Oddział Centralny UREw Warszawie) zapoczątkował w 2009 r. i kontynuowałw 2011 r. stałe dyżury eksperckie, w ramachktórych eksperci z URE udzielają porad i praktycznegowsparcia tym odbiorcom energii, którzy mająproblemy w relacjach ze sprzedawcami energiielektrycznej, gazu i ciepła. W każdy poniedziałekw godz. 12:00 – 14:00 oraz dodatkowo w pierwszeponiedziałki miesiąca w godz. 16:30 – 18:00 pracownicyOddziału Centralnego zapraszali mieszkańcówwojewództwa mazowieckiego, którzychcieliby uzyskać pomoc na przykład w prawidłowymsformułowaniu lub zanalizowaniu problemuz zakresu prawa energetycznego, poprawnymsformułowaniu reklamacji do przedsiębiorstwaenergetycznego lub wniosku/skargi do URE.Targi Wiedzy Konsumenckiej z udziałem URE i innedziałania edukacyjne podejmowane we współpracyz organizacjami konsumenckimi2011 – to kolejny rok, w którym URE kontynuowałoi rozwijało współpracę z organizacjamii stowarzyszeniami zrzeszającymi konsumentów.Z powiatowymi i miejskimi rzecznikami konsumentóworaz organizacjami statutowo zajmującymisię ochroną interesów konsumentów współpracowałRzecznik Odbiorców Paliw i Energii − pozmianie statutu urzędu − eksperci URE z PunktuInformacyjnego dla Odbiorców Paliw i Energiioraz oddziały terenowe URE. Eksperci URE wzięliudział w kolejnej edycji Targów Wiedzy Konsumenckiej,zorganizowanych przez StowarzyszenieKonsumentów Polskich w Centrum Handlowym„Arkadia” w Warszawie, 12 marca 2011 r., na dwadni przed Światowym Dniem Praw Konsumenta.Oprócz doradców z URE w Targach Wiedzy Konsumenckiejwzięli udział m.in. przedstawiciele UrzęduKomunikacji Elektronicznej, Europejskiego CentrumKonsumenckiego, Urzędu Ochrony Konkurencjii Konsumentów, Rzecznika Ubezpieczonych,Miejskiego Rzecznika Konsumentów w Warszawie,nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>185
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJIWojewódzkiego Inspektoratu Inspekcji Handlowejw Warszawie.Na stoisku URE do dyspozycji odbiorców byływydawnictwa regulatora, w tym broszury informacyjneprzygotowane w ramach kampanii społecznej„I Ty możesz zmienić sprzedawcę prądu”oraz wydawnictwa z serii „Biblioteka Regulatora”,poświęcone m.in. Prawom konsumenta na rynkuenergii w ocenie europejskich regulatorów energiioraz Polskiej polityce energetycznej. Przy stoiskuURE odbiorcy energii uzyskali pomoc w rozwiązaniuwielu istotnych problemów. Najwięcej pytańkierowanych do przedstawicieli Prezesa URE dotyczyłorachunków za energię elektryczną i gaz, którew opinii wielu odbiorców są nieczytelne i przeładowaneniejednoznacznymi informacjami. Jednaz ważniejszych kwestii, o którą pytano ekspertówURE, dotyczyła tzw. rachunków prognozowanych,które często, zdaniem odbiorców, są wyższe niżrzeczywiste zużycie energii.W 2011 r. URE po raz pierwszy wziął udział w akcjiinformacyjnej „Przed wakacjami − co warto wiedzieć?”prowadzonej wspólnie z UOKiK oraz kilkudziesięciomainnymi partnerami. Latem 2011 r. 27 instytucji,urzędów i organizacji wspólnie informowałoo bezpieczeństwie, prawach i obowiązkach ważnychdla konsumentów, odbiorców energii przed długimurlopem wypoczynkowym, w tym o zachowaniachpromujących racjonalne wykorzystanie energii. Poradydla odbiorców energii opublikowano w aktualnościachna stronie głównej URE oraz w serwisach dlaodbiorców, a teksty przygotowane przez specjalistówURE przedrukowywała prasa i portale internetowe.Prezes URE na rzecz Smart GridsW 2011 r. regulator kontynuował współpracęz partnerami społecznymi i branżowymi, administracjąpubliczną, środowiskami naukowymi,przedsiębiorstwami energetycznymi – przygotowującrynek energii do technologicznych innowacjizwiązanych ze Smart Grids oraz komponentem SG– inteligentnym opomiarowaniem − Smart Metering.Prezes URE brał udział w pracach powołanegow grudniu 2010 r. Zespołu Doradczego do sprawzwiązanych z wprowadzeniem inteligentnych siecielektroenergetycznych w Polsce. W ubiegłym rokueksperci URE uczestniczyli w pracach powołanychw 2010 r. konsorcjów SG i SM, prezentowali stanowiskoregulatora na konferencjach, prowadziliwarsztaty na temat nowych technologii. Istotnympunktem publicznej debaty na temat Smart Meteringbyły ogłoszone przez regulatora konsultacjespołeczne w sprawie AMI, opublikowane w czerwcu2011 r. na stronach internetowych URE („Stanowiskoregulatora w sprawie niezbędnych wymagańwobec inteligentnych systemów pomiarowo--rozliczeniowych”). Z kolei do 15 grudnia 2011 r.trwały konsultacje społeczne dotyczące Koncepcjimodelu rynku opomiarowania w Polsce, ze szczególnymuwzględnieniem wymagań wobec NiezależnegoOperatora Pomiarów, drugiej części zbiorudokumentów powiązanych, składających się nacałość opisu systemu Smart Metering / Smart GridReady i wymagań wobec jego elementów konstytuującychsystem, z punktu widzenia Prezesa URE.Zdaniem Prezesa URE implementacja inteligentnychsieci jest conditio sine qua non dlautrzymania rozwoju gospodarczego kraju orazwzmocnienia pozycji odbiorców energii, a w 2011 r.służyła temu m.in. inicjatywa regulatora w postaci„Stanowiska w sprawie niezbędnych wymagańwobec wdrażanych przez OSD E inteligentnychsystemów pomiarowo-rozliczeniowych…”,którego celem jest zdefiniowanie minimalnychwymagań dla instalowanej infrastruktury w takisposób, by stanowiła realny wstęp do budowyinteligentnej sieci, wg formuły Smart Metering /Smart Grid Ready. Ostatecznym beneficjentemwprowadzonych zmian będzie odbiorca energii,który uzyska pełną, łatwo dostępną informacjęo rzeczywistym zużyciu energii. Warunkiem koniecznym,by infrastruktura komunikacyjno-pomiarowa,będąca przedmiotem „Stanowiska PrezesaURE ws. AMI” opublikowanego 2 czerwca2011 r. spełniła stawiane przed nią oczekiwania,jest zapewnienie warunków do pełnego, właściwegoa zarazem bezpiecznego wykorzystaniajakościowo nowego zjawiska, jakim będzieinformacja dostarczana przez ww. infrastrukturęAMI.Wybrane działania URE w obszarze promocjiSmart Grids i Smart Metering w 2011 r.:• 1 marca 2011 r. Seminarium „Smart Cities”zorganizowane w ramach kampanii AmbasadyKrólestwa Danii w Polsce − „DANISH SUSTA-INABLE LIVING − Duński Sposób na Życiew Równowadze z Naturą i Rozwojem Technologiczno-Ekonomicznym”.Patronat honorowy nadkampanią objął Prezes URE.186 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011• 16–17 marca 2011 r. w Warszawie odbyło sięForum Energetyczne „Rzeczpospolitej”, na którymURE zaprezentowało referat pt. Inteligentnesieci i liczniki. Szansa na zwiększenie efektywnościw energetyce czy zbędny koszt, któryponiosą odbiorcy?• 31 marca 2011 r. o inteligentnych innowacjachw energetyce Prezes URE rozmawiał z KomisarzemUE ds. Energii Güntherem Oettingerem.• 4 kwietnia 2011 r. z inicjatywy Starosty Nowosądeckiegooraz przewodniczącego Podkomisji Stałejds. <strong>Energetyki</strong>, Posła na Sejm RP − AndrzejaCzerwińskiego − w Nowym Sączu zorganizowanokonferencję pt. „Inteligentne Systemy PomiaruZużycia Energii − szansą na obniżenie kosztówdziałalności podmiotów z terenu Powiatu Nowosądeckiego”.URE prezentowało samorządowyaspekt smart grid „Smart community – wykorzystaniepotencjału smart grids przez gminę”.• 5 maja 2011 r. eksperci URE wzięli udziałw konferencji SymbioCity poświęconej budowieprzyjaznego dla środowiska i atrakcyjnego dlaludzi miasta zrównoważonego rozwoju z efektywnąprodukcją i ekonomicznym wykorzystaniemenergii.• 25 maja 2011 r. efektywności energetycznej,współpracy przy tworzeniu gminnych planówzaopatrzenia w energię elektryczną poświęconoEnergetyczne Forum Samorządów.• 9−12 maja 2011 r. w Kazimierzu Dolnym UREpoprowadziło warsztaty dotyczące inteligentnegoopomiarowania w trakcie XVII KonferencjiNaukowo-Technicznej Rynek Energii Elektrycznej2011 − „Rynek a polityka”.• 10−12 maja 2011 r. Prezes URE wziął udziałw III Forum Gospodarczym TIME: Telekomunikacja– Internet – Media – Elektronika. W wystąpieniu„Program działań URE stymulującyrozwój energetyki rozproszonej w ramach koncepcjismart grids” − Prezes URE przedstawiłinformacje o istotnych elementach wsparcia dlarozwoju energetyki opartej na odnawialnychźródłach energii oraz zwrócił uwagę na główneelementy koncepcji smart grids, które powinnybyć brane pod uwagę przy planowaniu działańmodernizacyjnych.• 24−26 maja 2011 r. eksperci URE przedstawialistanowisko regulatora w obszarze smart gridsi smart metering podczas konferencji „smart--UTILITIES 2011”.• 2 czerwca 2011 r. Prezes URE opublikowałstanowisko regulatora w sprawie niezbędnychwymagań wobec inteligentnych systemów pomiarowo-rozliczeniowych.Stanowisko to określazarówno minimalne funkcjonalności, jakiepowinny posiadać systemy AMI (ang. AdvancedMetering Infrastructure) wdrażane przezdystrybutorów energii, jak i wymagania co dosposobu, w jaki powinny przebiegać wdrożenia.• 16 czerwca 2011 r. Prezes URE oraz kierownictwoKrajowej Izby Gospodarczej Elektronikii Telekomunikacji (KIGEiT) podpisali porozumienieNajważniejsze uzgodnienia dotyczącerekomendowanych działań KIGEiT i URE narzecz budowy energetyki rozproszonej. Dokumentnawiązuje do społecznych konsultacjiw sprawie AMI prowadzonych przez regulatorai zawiera postulaty oraz rekomendacje w sprawiewykorzystania potencjału przemysłu ICT dobudowy warstwy teleinformatycznej i teletransmisyjnejzgodnie z koncepcją smart grids.• 27 czerwca 2011 r. Prezes URE wziął udziałw panelu Rola innowacji w strategii firm energetycznych,zorganizowanym w trakcie KongresuEnerga Operator SA. Szef URE zwrócił uwagęna konieczność uwzględnienia w strategiachprzedsiębiorstw energetycznych wysokiej jakościusług oraz na uwarunkowania zewnętrznezwiązane m.in. z III pakietem energetycznym.• 1 lipca 2011 r. z udziałem Prezesa URE odbyłosię XX spotkanie Forum „Energia − Efekt – Środowisko”,na którym zaprezentowano przeglądprac nad Programem Pilotażowym InteligentneSieci Elektroenergetyczne. Budżet PP ISE szacowanyjest na 320 milionów złotych. Prace nad ProgramemPriorytetowym Inteligentne sieci energetycznezainaugurowano w lutym 2010 r. podczasspotkania Forum z udziałem Prezesa URE.• 19 lipca 2011 r. z udziałem regulatora odbyłasię debata „Urealnianie Marzeń. Nowe technologiew energetyce pozwalające zamknąć bilansenergetyczny kraju do 2015”.• 1–4 września 2011 r. w Świnoujściu, Malmö,Kopenhadze odbywała się konferencja BalticSmart Grid Meeting zorganizowana przez KonsorcjumSmart Power Grids − Polska. PrzedstawicielPrezesa URE zaprezentował perspektywypowstania systemu energetycznego opartegona smart grids, mówiąc o zmianie podejścia doprocesu inwestycyjnego i koniecznym wsparciusegmentu prosumentów, otwarciu rynku dlausług efektywnego zarządzania wykorzysta-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>187
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJIniem energii oraz optymalizacji ryzyk i kosztówzapewnienia bezpieczeństwa na trzech zintegrowanychrynkach − energii elektrycznej, ciepłai transportu.• 13 września 2011 r. przedstawiciel Prezesa UREzaprezentował przegląd działalności regulatoraw zakresie smart grids/smart metering podczas51. spotkania Grupy Roboczej ds. Rynku Detalicznegoi Odbiorców (Retail Markets and CustomerWorking Group) pracującej w ramach EuropejskiejRady Regulatorów <strong>Energetyki</strong> (CEER).W spotkaniu zorganizowanym przez URE wzięliudział przedstawiciele instytucji regulacyjnychz Węgier, Austrii, Belgii, Irlandii, Danii, Szwecji,Czech, Francji, Niemiec, Norwegii, Holandii orazSekretariatu CEER.• Udział przedstawiciela URE w konferencjiEUROPOWER 2011 – 13 września 2011 r. z prezentacjądotychczasowych i planowanych działańregulatora w obszarze smart grid/smartmetering.• 15–17 września 2011 r., „Energetyka przyszłości– II Ogólnopolska Konferencja Prawa energetycznego”.Prezes URE poprowadził panelkonferencji − „W poszukiwaniu innowacyjnościw energetyce”. Eksperci URE wygłosili wystąpieniana tematy: „Rola polityki konkurencjiw sektorze energetycznym w UE”, „Systemywsparcia bezpośredniego źródeł odnawialnychi kogeneracyjnych − wczoraj, dziś, jutro”.• Podczas odbywającego się 22–23 września2011 r. XVII Forum Teleinformatyki, przedstawicielURE omawiał kwestie „Elektroenergetycznychsieci inteligentnych w agendzie cyfrowejEuropy”. Podkreślił, że infrastruktura smartgrids może być z powodzeniem wykorzystanado realizacji (wspierania) kolejnych, wymienianychw Agendzie usług około- i pozaenergetycznych,takich jak poprawa efektywnościtransportu oraz zapewnienie integracji osóbniepełnosprawnych.• 28–30 września 2011 r. Prezes URE wziął udziałw Europejskim Forum Nowych Idei w Sopocie.W panelu poświęconym smart grids SzefURE mówił o nowych wyzwaniach europejskiejsmart regulacji, w tym o kluczowych dla rozwojuinteligentnych sieci w Polsce zmianach legislacyjnychoraz dalszym wzmocnieniu współpracyInteresariuszy rynku.• 15 listopada 2011 r. Prezes URE rozpoczął konsultacjespołeczne w sprawie Koncepcji dotyczącejmodelu rynku opomiarowania w Polsce, zeszczególnym uwzględnieniem wymagań wobecNiezależnego Operatora Pomiarów. Przedkładanydo konsultacji dokument ws. NOP stanowiłdrugą część zbioru dokumentów powiązanych,składających się na całość opisu systemu SmartMetering / Smart Grid Ready i wymagań wobecjego elementów konstytuujących system,z punktu widzenia Prezesa URE.• Podczas X Konferencji Systemy Informatycznew Energetyce SIwE’11, Prezes URE przedstawiłobraz otoczenia prawnego UE − w tym dyrektywIII pakietu liberalizacyjnego, rekomendacjizawartych w kolejnych dokumentach KomisjiEuropejskiej: „Energy Efficiency Plan 2011”i „Smart Grids: from innovation to deployment”.Na mapie drogowej SG, którą w 2011 r. opublikowałaMiędzynarodowa Agencja <strong>Energetyki</strong>,współpraca międzynarodowa (wymiana technologii,kompatybilność systemów, inwestycjetransgraniczne) i odpowiednia polityka regulacyjnauważane są za kluczowe elementy sukcesudziałań na rzecz inteligentnych sieci.• W 2011 r. Prezes URE przyznał Patronat Honorowykolejnej, czwartej edycji Krajowego KonkursuEnergetycznego − Inteligentna energiadla inteligentnego społeczeństwa − któregocelem jest rozbudzenie pasji badawczych orazpromowanie wiedzy o energetyce wśród młodzieży,jak również zaktywizowanie młodychludzi do działań na rzecz poprawy efektywnościenergetycznej.• Integralnym elementem działań promocyjnychdotyczących inteligentnych sieci elektroenergetycznych(smart grids) oraz inteligentnego opomiarowania(smart metering) podejmowanychprzez Prezesa URE i ekspertów urzędu jest obszarzwiązany z problemem infrastruktury energetycznejdla pojazdów elektrycznych. PrezesURE jest obecnie jedynym regulatorem, któryzostał zaproszony do współpracy w ramach projektuElektryczne Pojazdy w Miejskiej Europie −EVUE. W 2011 r. przedstawiciele Prezesa UREbrali udział w pracach Lokalnej Grupy Wsparciaprojektu: Elektryczne Pojazdy w Miejskiej Europie− EVUE. Liderem projektu jest WestminsterCity Council z Wielkiej Brytanii. Pozostali partnerzyprojektu to: Lizbona oraz Beja w Portugalii,Madryt, Frankfurt, Oslo, Sztokholm, Suceavaz Rumunii, Zografou z Grecji oraz Miasto Katowice.Zadaniem projektu jest stworzenie zinte-188 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011growanych, zrównoważonych strategii i założeńdynamicznego „przodownictwa technicznego”dla wybranych miast europejskich w celu promocjii użytkowania samochodów elektrycznych(EV). Inicjatywy miast wspierają sektor publicznyi prywatny w tworzeniu odpowiedniej infrastrukturyi organizacji masowego użytkowaniasamochodów elektrycznych. Wdrożenie rozwiązańEVUE na dużą skalę przyczyni się do skokowejzmiany technologicznej i sukcesu samorządóww działaniach na rzecz ochrony środowiskanaturalnego. Tematem prac są m.in. istniejącebariery i zagrożenia w tym opór społeczny, brakniezbędnej infrastruktury, szybki rozwój technologiioraz przestarzałe modele ekonomiczne.W 2011 r. odbyło się sześć spotkań roboczychw ramach grupy.Konferencje, debaty i panele dyskusyjne – przeglądinicjatyw z udziałem Prezesa UREKonferencje i debaty organizowane przez urządsą istotnym elementem polityki edukacyjno--informacyjnej oraz skuteczną formą kreowaniai promocji wizerunku URE, jako instytucji dbającejo prawidłowe funkcjonowanie rynku i popularyzacjęwiedzy na temat rynku i praw odbiorcy. Wybranekonferencje naukowe i spotkania z udziałemURE poświęcono poniższym tematom:• Efektywność energetyczna. Projekt edukacyjny„MPEC − Rzeszów dla młodych odbiorców” rozpocząłsię w październiku 2010 r. i zakończyłw kwietniu 2011 r. Patronat Honorowy nad wydarzeniemobjął Prezes URE, a eksperci z oddziałówterenowych URE prowadzili szkolenia.Projekt adresowany do uczniów siedmiu rzeszowskichszkół, od początku cieszył się dużymzainteresowaniem. Warsztaty dotyczyły m.in.efektywności energetycznej oraz wyboru sprzedawcyenergii elektrycznej.• Polityka energetyczno-klimatyczna Unii Europejskiej.27 stycznia 2011 r. odbyła się debata „Jakwygrać najpoważniejszą w wojnę nowoczesnejEuropie? Polski sposób na derogację”. Organizatoramiprzedsięwzięcia byli: „Procesy Inwestycyjne”,Instytut im. E. Kwiatkowskiego orazStowarzyszenie na rzecz Efektywności − ETA.• Regulacja na rynku ciepła. 25−27 stycznia 2011 r.w Puławach odbyło się XXVII Spotkanie Producentów,Dystrybutorów i Odbiorców Ciepła.W konferencji wziął udział ekspert WschodniegoOddziału Terenowego URE w Lublinie, którywygłosił referat pt.: „Opłaty stałe i zmiennew taryfach dla ciepła − uwarunkowania prawne,doświadczenia regulatora”.• Strategiczne inwestycje w sektorze energetycznym.Prezes URE wziął udział w debacie poświęconejnowemu kształtowi sektora i rynkuenergetycznego w Polsce. Paneliści dyskutowalim.in. o tym, jak na kształt rynku wpłynąstrategiczne projekty inwestycyjne (energetykajądrowa, połączenia międzysystemowe) orazo skutkach zmian własnościowych dla inwestycji,konkurencji i odbiorców.• Edukacja ekologiczna. W 2010 r. z inicjatywyPrezesa URE rozpoczęła się współpraca PółnocnegoOddziału Terenowego URE w Gdańskuz Komunalnym Związkiem Gmin „Dolina Redyi Chylonki”, poświęcona edukacji ekologicznej.W 2011 r. odbyły się wykłady, gdzie prezentowanozadania realizowane przez Prezesa URE,oraz metody oszczędzania energii elektryczneji cieplnej. W wykładach uczestniczyli uczniowieszkół biorących udział w projekcie „Lider lokalnejekologii”. W ramach współpracy z KomunalnymZwiązkiem Gmin „Dolina Redy i Chylonki”zorganizowano także warsztaty – prezentacjedla nauczycieli z regionu Pomorza. W marcu2011 r. w Oddziale Terenowego URE w Gdańskuodbyły się szkolenia nauczycieli ZSH w Sopocie.• Bezpieczeństwo energetyczne kraju. 27 stycznia2011 r. Prezes URE wziął udział w paneludyskusyjnym pt. „Perspektywy i opłacalnośćrozwoju rynku gazu łupkowego (shale gas)w Polsce”, podczas Kongresu Energetycznego„Forbesa”.• Efektywność energetyczna. 7 lutego 2011 r.– Zwiększeniu efektywności na rynku ciepłapoświęcono międzynarodowe warsztaty „Third--party-access on heat networks – future solutionfor higher efficiency and customer benefis?”z udziałem ekspertów URE.• Wybór sprzedawcy. 1 marca 2011 r. odbyły sięwarsztaty dla słuchaczy Uniwersytetu III Wiekuw Gliwicach na temat możliwości wyboru sprzedawcyenergii elektrycznej.• Najlepsze praktyki regulacyjne. 3−4 marca2011 r. w Warszawie eksperci URE prowadzilimiędzynarodowe seminarium poświęconepolityce regulacyjnej na rzecz zrównoważonegorozwoju energetycznego. W warsztatachnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>189
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJIwzięło udział 25 przedstawicieli regulatorówz Armenii, Gruzji, Mołdawii, Ukrainy, Kazachstanui Azerbejdżanu. Spotkanie odbywało sięw ramach programu INOGATE, przygotowanegoprzez Stowarzyszenie ERRA, którego celemjest promowanie i wspieranie wśród krajówpartnerskich najlepszych wzorów praktyk regulacyjnychze szczególną uwagą skierowaną nawzmacnianie metod pomiaru i kontroli efektywnościenergetycznej (EE), wykorzystanie odnawialnychźródeł energii (RES) i gospodarowaniaenergią cieplną (district heating − DH).• Efektywność energetyczna i nowe technologie.9–10 marca 2011 r. miał miejsce OgólnopolskiKongres Energetyczno-Ciepłowniczy POWERPOLz udziałem Prezesa URE.• Prawa odbiorcy energii. 12 marca 2011 r. eksperciURE wzięli udział w Targach Wiedzy Konsumenckiejw Warszawie.• Efektywność energetyczna i promowanie prawodbiorców energii. 16–17 marca 2011 r. odbyłasię IX Konferencja Odbiorcy na Rynku Energiiz udziałem ekspertów URE. IX KOnRE poświęconom.in. optymalizacji gospodarki energetycznejw zakładach przemysłowych.• Nowe technologie i zmiana sprzedawcy energii.16–17 marca 2011 r. podczas Forum Energetycznego„Rzeczpospolitej” eksperci URE mówilina temat zmiany sprzedawcy energii elektrycznejoraz inteligentnych technologii w energetyce.• Zrównoważony rozwój w energetyce. W 2011 r.odbywały się spotkania i warsztaty poświęconeefektywności energetycznej w ramach kampanii„DANISH SUSTAINABLE LIVING − Duński Sposóbna Życie w Równowadze z Naturą i RozwojemTechnologiczno-Ekonomicznym” organizowanymprzez Ambasadę Królestwa Danii. Trwającącały rok kampanię honorowym patronatemobjął Prezes URE.• Bezpieczeństwo energetyczne. 18 marca 2011 r.zespół ekspertów URE wziął udział w paneludyskusyjnym debaty na temat podniesieniabezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznegoaglomeracji warszawskiej.• Inwestycje w energetyce. 30 marca 2011 r.udział URE w konferencji „Inwestycje w źródławytwarzania energii w przemyśle”, w paneludyskusyjnym poświęconym ocenie szans i zagrożeń,związanych z inwestycjami we własneźródła energii.• Efektywność energetyczna w samorządach.31 marca 2011 r. udział w konferencji „Samorządefektywny energetycznie – jak robią toinni?”. Celem konferencji było przybliżenie efektywnościenergetycznej oraz zaprezentowaniepolskich i zagranicznych doświadczeń w realizacjidziałań, których celem jest poprawa efektywnościenergetycznej w sektorze publicznym.• Odnawialne źródła energii. 7 kwietnia 2011 r.o zrównoważonym wykorzystaniu biogazuw Europie Środkowo-Wschodniej rozmawialiuczestnicy międzynarodowej konferencji „Biogas– Targets, Potential and Promotion withinCentral Europe” z udziałem eksperta URE.• E – mobility. 7–8 kwietnia 2011 r. ExpertSeminar 2 w Katowicach zorganizowanow ramach projektu Elektryczne Pojazdyw Miejskiej Europie – EVUE. O oszczędnym,niskoemisyjnym transporcie miejskim dyskutowalim.in. przedstawiciele branży elektrycznychpojazdów − EV, naukowcy oraz przedstawicielepartnerów projektu. Liderem projektu jestWestminster City Council z Wielkiej Brytanii.• Bezpieczeństwo energetyczne kraju. 12 kwietnia2011 r. pracownicy Oddziału TerenowegoURE w Krakowie prezentowali stanowisko regulatoradotyczące polityki regulacyjnej podczasforum „Zmiany i rozwój elektroenergetyki w PolscePołudniowo-Wschodniej w aspekcie poprawybezpieczeństwa energetycznego kraju”.• Zmiana sprzedawcy energii. 13 kwietnia 2011 r.o możliwościach zmiany sprzedawcy i działaniachregulatora w kontekście bezpieczeństwadostaw energii informowali eksperci UREw trakcie konferencji Powiatu Wrocławskiegoi Agencji Rozwoju Przemysłu − „Redukcja kosztówenergii elektrycznej w jednostkach samorządowych”.• Efektywność energetyczna. 15 kwietnia 2011 r.Poprawie efektywności energetycznej gospodarstwdomowych z obszarów wiejskich dotyczyłakonferencja „Innowacje w energii odnawialnej.Doświadczenia Europy i ich wykorzystaniuna Lubelszczyźnie”.• Efektywność energetyczna. 18 kwietnia 2011 r.eksperci URE prezentowali stanowisko regulatorapodczas I Seminarium szkoleniowego „Nowoczesnai efektywna energetycznie gmina –realizacja Pakietu 3 × 20”.• Efektywność energetyczna. 25 maja 2011 r.Efektywności energetycznej oraz współpracyprzy tworzeniu gminnych planów zaopatrzenia190 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011w energię elektryczną poświęcono EnergetyczneForum Samorządów, z udziałem ekspertów URE.• Regionalna strategia rozwoju energetyki.W latach 2010–2011 eksperci URE brali udziałw projekcie unijnym pt. „Strategia rozwojuenergetyki na Dolnym Śląsku metodami foresightowymi”.Konferencja podsumowująca projektodbyła się 1 czerwca 2011 r. we Wrocławiu.• Efektywność energetyczna. O nowych energooszczędnychtechnologiach dotyczących ciepłownictwarozmawiali uczestnicy OgólnopolskiegoKongresu Energetyczno-CiepłowniczegoPOWERPOL HEAT (1−3 czerwca 2011 r.).• Nowe technologie w energetyce. 16 czerwca2011 r. Stanowisko Prezesa URE dotyczącepolityki regulacyjnej w obszarze efektywnościenergetycznej i nowych technologii w energetycepodczas VII Międzynarodowej KonferencjiNEUF 2011 – „New Energy User Friendly. Białaksięga − Narodowy Program Redukcji Emisji”.Dzięki transmisji on-line w wydarzeniu uczestniczyłook. 3 000 internautów.• Energetyka w samorządach. 17 czerwca 2011 r.eksperci URE wzięli udział w VIII Ekoenergetycznejkonferencji poświęconej energetycerozproszonej w samorządach. Spotkanie − „Aktywizacjagminy za pomocą innowacyjnej energetykirozproszonej” – zorganizował InstytutTechniki Cieplnej oraz Instytut Elektroenergetykii Sterowania Układów Politechniki Śląskiejw Gliwicach.• Dobre praktyki sprzedawców energii elektrycznej.W czerwcu 2011 r. eksperci URE powadziliszkolenia dla odbiorców energii podczas trzechspotkań zorganizowanych w ramach projektuStrefa Odbiorcy w Energetyce. Podczas spotkańz odbiorcami energii dyskutowano nad opracowanymiw URE dokumentami Dobre PraktykiSprzedawców energii elektrycznej i OperatorówSystemów Dystrybucyjnych.• Zmiana sprzedawcy energii. W czerwcu eksperciURE w Zespole Szkół Łączności w Szczeciniepoprowadzili szkolenie dotyczące zmiany sprzedawcyenergii elektrycznej. Młodzież z zainteresowaniemprzyjęła kolorowe ulotki informacyjnez kampanii „Prąd to też towar. Zdecyduj, odkogo go kupujesz”.• Inwestycje w nowe technologie. 20−21 czerwca2011 r. eksperci URE prezentowali stanowiskoregulatora w trakcie konferencji „Gaz w energetyce– realizacja inwestycji, technologie, finansowanie”(Stalowa Wola).• Efektywność energetyczna w samorządach.Eksperci URE wzięli udział w pierwszej edycjiForum „Redukcja kosztów energii elektrycznejw jednostkach samorządowych”, zorganizowanegoprzez Starostę Powiatu Wrocławskiegoprzy współpracy z Agencją Rozwoju PrzemysłuOddział we Wrocławiu oraz firmą DB Energy.Spotkanie odbyło się w Krzyżowicach w gminieKobierzyce (woj. dolnośląskie).• Efektywność energetyczna. 25 i 26 sierpnia2011 r. Krakowski Holding Komunalny SAw Krakowie zorganizował dla przedsiębiorstwdziałających w ramach holdingu konferencjępn. „Warsztaty Efektywności Energetycznej”.W dyskusji podsumowującej warsztatyprzedstawiciele firm wchodzących w składholdingu przedstawili działania wynikająceze specyfiki firm, takie jak: wytwarzaniebiogazu w oczyszczalniach ścieków, wytwarzanieenergii elektrycznej wykorzystującróżnicę poziomu w ramach dostarczaniawody wodociągowej czy termiczną utylizacjęodpadów komunalnych w ramach projektowanejspalarni śmieci, w kontekście działańwynikających z ustawy − Prawo energetyczneoraz ustawy o efektywności energetycznej.Ponadto tematyka zmiany sprzedawcyenergii elektrycznej, tak w odniesieniu do rachunkówindywidualnych osób, jak równieżdla poszczególnych spółek czy grup kapitałowych,była przedmiotem wyjaśnień ze stronyekspertów URE.• Efektywność energetyczna w ciepłownictwie.6−8 września 2011 r. przedstawiciele PrezesaURE prezentowali stanowisko regulatora podczasXIII Sympozjum Naukowo-Technicznego„Energetyka Bełchatów 2011”.• Efektywność energetyczna i zmiana sprzedawcy.17 września 2011 r. pracownicy URE przedstawiliprezentacje i prowadzili warsztaty dlasamorządów podczas III Forum Ekoenergetycznegow Polkowicach.• Odnawialne źródła energii. 28 września 2011 r.w Zabrzu z udziałem przedstawicieli PrezesaURE odbyła się konferencja poświęcona OdnawialnymŹródłom Energii oraz efektywnościenergetycznej.• Odnawialne źródła energii. 3 października 2011 r.w Tychach, Okręgowa Izba Przemysłowo-Handlowaoraz Towarzystwo Obrotu Energią zorga-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>191
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJInizowały konferencję „Wyzwania i inwestycjew obszarze energetyki i ciepła a Polska Prezydencjaw Radzie Unii Europejskiej”. Podczasspotkania przedstawiciel URE omawiał „Kierunkii zasady zmian funkcjonowania systemówwsparcia odnawialnych źródeł energiii kogeneracji”.• Efektywność energetyczna w samorządach.Z udziałem ekspertów URE 11 października2011 r. odbyło się w Poznaniu II Seminarium„Zrównoważony rozwój gminy: Odpady − Wodai ścieki − Energia elektryczna − Ciepło − Transportekologiczny − Oszczędzanie i efektywnośćenergetyczna”. Seminarium objął patronatemPrezydent Miasta Poznania, a ekspert UREzwrócił uwagę na realizację ustawowych obowiązkówi realizacji pakietu klimatyczno-energetycznegow obszarze zwiększania efektywnościenergetycznej, odnawialnych źródeł energii,redukcji emisji gazów cieplarnianych oraz promowanianajnowszych rozwiązań i technologiienergooszczędnych, które mogą być wykorzystaneprzez samorządy.• Nowe technologie, gospodarka niskoemisyjna.Szef URE wziął udział w trwającym 19 i 20 października2011 r. VIII Kongresie Nowego Przemysłu.W Warszawie przedstawiciele rządu,administracji publicznej i przedsiębiorstw energetycznychrozmawiali o barierach i szansachrozwoju polskiej gospodarki, polityce energetycznejUnii Europejskiej i procesie liberalizacjirynku energii w Polsce.• Odbiorca na konkurencyjnym rynku energii.Z udziałem przedstawiciela Prezesa URE,26−27 października 2011 r., w Londynie, odbyłosię 4. Roczne Spotkanie Obywatelskiego ForumEnergetycznego.• Bezpieczeństwo energetyczne. I Kongres Energetycznyw Małopolsce. To regionalna konferencjazamykająca projekt POWER Low CarbonEconomies, organizowany przez MałopolskąAgencję Energii i Środowiska Sp. z o.o. Podczaskonferencji przedstawiciel Prezesa URE wygłosiłwykład pt. „Kwestie bezpieczeństwa energetycznegow kontekście zadań realizowanychprzez Prezesa URE”.• Nowe technologie. 14 i 15 listopada 2011 r.,pod honorowym patronatem Prezydenta RzeczypospolitejPolskiej Bronisława Komorowskiegoodbyło się I Forum Nowej Gospodarkipod hasłem „Z nową energią ku przyszłości”.Forum organizowali wspólnie przedstawicieleświata nauki (UJ i AGH), administracji(województwo Małopolskie) oraz otoczeniabiznesu. Forum towarzyszyły wystawy prezentującenajlepsze przykłady wdrożeń orazprojekty dla zielonej energetyki, a także ekspozycjamodelowych rozwiązań „inteligentnegomiasta”.• Efektywność energetyczna. 21 listopada 2011 r.przedstawiciel Prezesa URE wziął udział w seminarium„Sympozjum efektywności energetycznejEuroActiv”.• Regulacja koncesjonowanych przedsiębiorstwciepłowniczych. 22 listopada 2011 r. Prezes UREwziął udział w debacie „Ciepłownictwo − usługapubliczna czy biznes?” transmitowanej przezTVN CNBC.Patronaty HonoroweW 2011 r. patronat Prezesa URE otrzymało39 wydarzeń o charakterze edukacyjnym.Ponad połowa wydarzeń objętych PatronatemHonorowym Prezesa URE dotyczyła efektywnościenergetycznej i nowych technologii. Przyznaniepatronatu oznacza pomoc Zespołu UREw organizacji wydarzeń. Eksperci urzędu biorąudział w spotkaniach, dzieląc się bezpłatniewiedzą na temat rynku energetycznego i działańregulatora. Zespół URE przygotowuje informacjena temat przedsięwzięć objętych PatronatemHonorowym i publikuje komunikaty na stronachinternetowych URE. Wydarzenia obejmowanepatronatem Prezesa URE dotyczyły m.in.:Efektywność energetyczna, racjonalne wykorzystywanieenergii, ochrona środowiska:• Konferencja „Energia w gminie. Poprawa efektywnościenergetycznej JST”, Warszawa, 26 stycznia2011 r., organizator: Presspublica Sp. z o.o.;• Konferencja „Lokalne aspekty efektywnościenergetycznej”, Rzeszów, 24 lutego 2011 r., organizator:Podkarpacka Agencja Energetyczna;• XI Ogólnopolski Kongres Energetyczno-CiepłowniczyPOWERPOL, Kazimierz Dolny, 9–10 marca2011 r., organizator: Europejskie Centrum Biznesu;• Konkurs „Sieć Dobrych Pomysłów”, 10 lipca2011 r. − 30 czerwca 2012 r., organizator: PSEOperator SA we współpracy z Fundacją NaszaZiemia;• Program „Bezpieczniej z prądem”, wrzesień2011 r. − styczeń 2012 r., ogólnopolski etap192 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJISPRAWOZDANIE 2011konkursów: plastycznego, fotograficznego, literackiego,zorganizowały PSE Operator SA wewspółpracy z PTPiREE;• Ogólnopolska kampania informacyjna „PolskaEfektywna Energetycznie”, 3 października 2011 r.− maj 2012 r., organizator: Grupa PTWP SA;• IV Konkurs na Najbardziej Efektywną EnergetycznieGminę w Polsce, październik 2011 r. −kwiecień 2012 r., organizator: Krajowa AgencjaPoszanowania Energii SA;• Kampania edukacyjna Stowarzyszenia PolskichEnergetyków „Efektywność energetyczna”, październik2011 r. − czerwiec 2012 r., organizator:Stowarzyszenie Polskich Energetyków.Tydzień Zrównoważonej Energii Unii Europejskiej:• Warsztaty szkoleniowe i konkursy plastyczne− „Tydzień zrównoważonej energii”, Rzeszów,11−15 kwietnia 2011 r. Warsztatyszkoleniowe i konkursy plastyczne − „Tydzieńzrównoważonej energii”, Rzeszów. W związkuz Tygodniem Zrównoważonej Energii UniiEuropejskiej Firma MPEC − Rzeszów Sp. z o.o.wspólnie z Oddziałem Terenowym URE z siedzibąw Krakowie zrealizowała następująceprojekty: Warsztaty szkoleniowe „OdnawialneŹródła Energii w Mieście Rzeszowie” dlauczniów szkół gimnazjalnych, Konkurs plastycznydla uczniów szkół podstawowych −„Odnawialne Źródła Energii w oczach dziecka”,Konkurs plastyczny dla uczniów szkółgimnazjalnych i średnich − „Projekt naklejkiściennej: „Zgaś światło”, „Oszczędzaj wodę”lub „Oszczędzaj ciepło”;• „Młodzi Myślą dla Europy − Young Ideas for Europe”,Warszawa, 14−18 marca 2011 r., organizator:Fundacja Partners Polska;• Tydzień Zrównoważonej Energii Unii Europejskiejw Zespole Szkół Energetycznych w Rzeszowie,9−17 kwietnia 2011 r., RzeszówW związku z przypadającą w okresie 9−17 kwietnia2011 r. kampanią Tydzień ZrównoważonejEnergii Unii Europejskiej (EUSEW 2011 − EuropeanUnion Sustainable Energy Week) ZespółSzkół Energetycznych im. gen. Władysława Sikorskiegow Rzeszowie, mając na celu propagowaniewiedzy i szerzenie świadomości o źródłachenergii odnawialnej i jej zastosowaniu w życiuczłowieka, zorganizował następujące przedsięwzięciapod Patronatem Prezesa URE:a) Sympozjum popularno-naukowe nt. „Naturabogata energią” dla uczniów szkół ponadgimnazjalnych(11.04.2011 r.),b) Konkurs plastyczny „Energia jest wśród nas”dla uczniów szkół ponadgimnazjalnych (rozstrzygnięciekonkursu 11.04.2011 r.),c) Ciekawa lekcja „Na tropie czystej energii” przeznaczonadla uczniów gimnazjów, przygotowanaprzez nauczycieli ZSEn (15.04.2011 r.),d) Konkurs wiedzy o odnawialnych źródłachenergii pt. „Energii szukaj w naturze” przeznaczonydla uczniów gimnazjów, przygotowanyprzez nauczycieli ZSEn (finał 15.04.2011 r.).Prawo energetyczne i polityka regulacyjna:• Ogólnopolska Konferencja Naukowa „Urządzeniaprzesyłowe na prywatnym gruncie, a prawowłasności”, Katowice, 9 marca 2011 r., organizator:Europejskie Stowarzyszenie StudentówPrawa ELSA Poland;• International Conference on Energy Law, Poznań,31 marca − 1 kwietnia 2011 r., organizator:Europejskie Stowarzyszenie StudentówPrawa ELSA Poland;• Konferencja − „Modele regulacji energetycznejw krajach Unii Europejskiej”, Warszawa,13 kwietnia 2011 r., organizator: PTPiREE;• Debata: Liberalizm czy leseferyzm? Uwarunkowaniaprawne rynku gazu i energii elektrycznej,Warszawa, 30 czerwca 2011 r., organizator:Procesy Inwestycyjne Sp. z o.o., Stowarzyszeniena rzecz Efektywności − ETA;• Energetyka Przyszłości − II Ogólnopolska KonferencjaPrawa Energetycznego w Krakowie,15−17 września 2011 r., organizator: SekcjaPrawa Publicznego Gospodarczego TowarzystwaBiblioteki Słuchaczów Prawa UniwersytetuJagiellońskiego.Odnawialne źródła energii:• Ogólnopolska Konferencja „INWESTYCJEW BIOGAZ”, Szczyrk, 17−18 lutego 2011 r., organizator:Ekologus Sp. z o.o.;• Konferencja „Biogaz − praktyczne aspekty inwestycjiw zieloną energię”, Warszawa, 16 marca2011 r., organizator: Progress Group;• Konferencja „Energia, prawo i pieniądze − Inwestowaniew odnawialne źródła energii. OZE2011”, Warszawa, 20 kwietnia 2011 r., organizator:Dziennik Gazeta Prawna;• III Forum Ekoenergetyczne w Polkowicach,16−17 września 2011 r., Polkowice, organiza-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>193
SPRAWOZDANIE 2011PROMOWANIE KONKURENCJItor: Fundacja na Rzecz Rozwoju Ekoenergetyki„Zielony Feniks” i Gmina Polkowice.Innowacje i nowe technologie w energetyce,inteligentne sieci elektroenergetyczne, gospodarkaniskoemisyjna:• DANISH SUSTAINABLE LIVING − Duński Sposóbna Życie w Równowadze z Naturą i RozwojemTechnologiczno-Ekonomicznym, ogólnopolska,trwająca cały 2011 r., kampania edukacyjnazorganizowana przez Ambasadę KrólestwaDanii w Warszawie;• III Forum Gospodarcze TIME − Telekomunikacja− Internet − Media – Elektronika, Rawa Mazowiecka,10−12 maja 2011 r., organizator: KrajowaIzba Gospodarcza Elektroniki i Telekomunikacji;• Smart Metering Central & Eastern Europe, Warszawa,17–18 maja 2011 r., organizator: SynergyEvents;• Debata: Urealnianie marzeń. Nowe technologiew energetyce pozwalające zamknąć bilansenergetyczny kraju do 2015 r., Warszawa,19 lipca 2011 r., organizator: Procesy InwestycyjneSp. z o.o., Stowarzyszenie na rzeczEfektywności − ETA, Instytut im. EugeniuszaKwiatkowskiego;• XIII Sympozjum Naukowo-Techniczne „ENER-GETYKA-BEŁCHATÓW 2011”, Bełchatów,6−8 września 2011 r., organizator: BMPSp. z o.o., redakcja „Energetyka Cieplna i Zawodowa”oraz PGE Górnictwo i EnergetykaKonwencjonalna SA;• XVII Forum Teleinformatyki „Cyfrowa Europawyzwaniem dla polskiej prezydencji w UE”, Miedzeszyn,22−23 września 2011 r., organizator:BizTech Konsulting SA;• Forum Nowej Gospodarki, Kraków, 14–15 listopada2011 r., organizator: Euro InnoPark;• POWER RING 2011 − Energy Roadmap 2050− Europejska polityka energetyczno-klimatycznaa polskie cele gospodarki niskoemisyjnej;16 grudnia 2011 r., Warszawa;Bezpieczeństwo energetyczne:• Debata „Stabilizacja sieci − bezpieczeństwoenergetyczne metropolii, Warszawa, 29 września2011 r., organizator: Procesy InwestycyjneSp. z o.o., Stowarzyszenie Efektywności– ETA.Rynek energii elektrycznej:• „Forum Energetyczne Rzeczpospolitej. Rynekenergii w Polsce − perspektywy rozwoju, konkurencyjność,ceny”, Warszawa, 16−17 marca2011 r., organizator: Presspublica Sp. z o.o.;• XVII Konferencja Naukowo-Techniczna RynekEnergii Elektrycznej „Rynek a polityka”, KazimierzDolny, 9−12 maja 2011 r., organizator:Stowarzyszenie Elektryków Polskich Oddziałw Lublinie;• XIV Międzynarodowa Konferencja EnergetycznaEuroPOWER, Warszawa, 20–21 września 2011 r.,organizator: MM Conferences SA oraz KancelariaGospodarcza Euro-Infor;• Debata: Konkurencyjność na rynku energii,Warszawa, 17 listopada 2011 r., organizator:Procesy Inwestycyjne Sp. z o.o., Stowarzyszeniena rzecz Efektywności − ETA;Odbiorca na rynku energii:• IX Konferencja Naukowo-Techniczna „Odbiorcyna Rynku Energii”, Sosnowiec, 16−17 marca2011 r., organizator: BMP Sp. z o.o. wspólniez redakcją miesięcznika „Energetyka Cieplnai Zawodowa”;• „Bezpieczne Praktyki i Środowisko 2011”, Gniezno,Kalisz, Konin, Leszno, Łódź, Piła, Poznań, Szczecin,Warszawa, Wrocław, 16 maja − 9 czerwca 2011 r.Społeczna odpowiedzialność biznesu energetycznego:• III Konferencja „Odpowiedzialna energia” −„Wartości, relacje biznesowe i społeczne”, Warszawa,14 czerwca 2011 r., organizator: PolskieGórnictwo Naftowe i Gazownictwo oraz PricewaterhouseCoopers.Rynek Paliw Płynnych:• XVIII Międzynarodowe Targi „Stacja Paliw”2011. Technika. Paliwa. Ekologia. Energia, Warszawa2011 r., 11−13 maja 2011 r., Warszawa,Centrum Wystawiennicze EXPO XXI;• Jubileusz 20-lecia Polskiej Izby Paliw Płynnych,Warszawa, 29 września 2011 r.W 2011 r. Urząd <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> w celurozpowszechniania dostępu podmiotów zainteresowanychdo „statystycznej” wiedzy na tematźródeł energii odnawialnej zlokalizowanych na tereniePolski aktualizował internetową mapę Polskiz naniesionymi instalacjami wytwarzającymi energięelektryczną w źródłach odnawialnych. Mapa tazrealizowana została w ramach projektu pt: „Opra-194 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
PROMOWANIE KONKURENCJI / WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYSPRAWOZDANIE 2011cowanie i rozpowszechnienie narzędzi oraz procedurregulacyjnych stosowanych w stosunku dosektora odnawialnych źródeł energii oraz energiielektrycznej wytwarzanej w kogeneracji” realizowanegow ramach projektu Transition Facility2006/018-180.02.04 „Wdrażanie konkurencyjnegorynku energii”, współfinansowanego ze środkówpolskich i Unii Europejskiej.Uaktualnione zostały także wszystkie tzw. „Pakietyinformacyjne” stanowiące przewodnik dla przyszłychinwestorów zamierzających prowadzić działalnośćgospodarczą na rynku paliw i energii. Pakietyte, oprócz przydatnej wiedzy na temat zasad koncesjonowaniatakich działalności, zawierają równieżzałączniki w postaci wzorów niezbędnych oświadczeń,a także wzory wniosków o wydanie świadectwpochodzenia i świadectw pochodzenia z kogeneracji.4.2. Współpraca ze środkamimasowego przekazuPodstawowym celem współpracyURE ze środkami masowego przekazujest dotarcie z informacją do szerokiejopinii publicznej, a tym samymlepsze zrozumienie reguł działaniarynków energii przez wszystkich ichuczestników. Aby zapewnić konsumentomrzetelną i pełną informację,urząd aktywnie – wzorem lat ubiegłych− współpracował z mediami ogólnopolskimi,regionalnymi i lokalnymi –kluczowymi pośrednikami w przekazieinformacji bezpośrednio do odbiorców energii.W 2011 r. ukazało się ponad 31 tysięcy artykułówprasowych dotyczących szeroko pojętej elektroenergetyki(w tym m.in. energii cieplnej, gazu ziemnego,paliw i biopaliw ciekłych, energii słoneczneji wiatrowej, energii atomowej czy prywatyzacji sektoraenergetycznego), z czego prawie tysiąc dwieścieartykułów dotyczyło bezpośrednio działalnościPrezesa URE i powstało we współpracy z urzędem.Wyemitowanych zostało także ponad 600 informacjiw radio i telewizji dotyczących kwestii istotnychdla uczestników rynku energii, z czego 84%było prezentowanych w mediach o zasięgu ogólnopolskim,a 16% informacji znalazło się w mediachregionalnych.Urząd wydał prawie 230 komunikatów prasowychi udzielił przedstawicielom mediów okołoŹródło: URE.600 odpowiedzi na bieżące pytania dotyczącerynku elektroenergetycznego oraz działań podejmowanychprzez regulatora. Ponadto urząd rozpowszechniałwiedzę na temat funkcjonowania rynkuelektroenergetycznego również poprzez liczne wywiadykierownictwa urzędu.Część IV. Wzmocnieniepozycji odbiorcy1. Formalne środki prawne1.1. Kontrolowanie standardówjakościowych obsługi odbiorcówEnergia elektrycznaZgodnie z zapisami ustawy – Prawo energetyczne,przedsiębiorstwa energetyczne są odpowiedzialneza zapewnienie ciągłości dostaw energiielektrycznej, pewności zasilania oraz odpowiedniejjakości dostarczanej energii elektrycznej.Do zakresu działania Prezesa URE należy m.in.kontrolowanie standardów jakościowych obsługiodbiorców i kontrolowanie dotrzymania parametrówjakościowych dostarczanej energii. Kontrolata winna mieć na celu ochronę odbiorców przedskutkami dostarczania przez przedsiębiorstwanr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>195
SPRAWOZDANIE 2011WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYenergii elektrycznej o nieodpowiednich parametrach,bądź skutkami stosowania praktyk odbiegającychod określonych w przepisach standardówobsługi odbiorców.Jednak w praktyce w Polsce nie istnieje systemumożliwiający polskiemu regulatorowi prowadzenie– w sposób skuteczny – nadzoru dotrzymywaniastandardów i parametrów jakościowych przezprzedsiębiorstwa energetyczne.Zgodnie z brzmieniem art. 23 ust. 2 pkt 10ustawy – Prawo energetyczne kontrolowanie dotrzymywaniaprzez przedsiębiorstwo energetyczneparametrów jakościowych dostarczanej energiielektrycznej odbywa się na wniosek odbiorcy,a więc ewentualna interwencja Prezesa URE następujepo otrzymaniu sygnału od odbiorcy. Działaniaregulacyjne Prezesa URE w zakresie kontrolistandardów przejawiają się również – pośrednio– w procesie zatwierdzania taryf dla energii elektrycznej.Przedsiębiorstwo, przedkładając taryfę dozatwierdzenia gwarantuje realizację dostaw energiiprzy uwzględnieniu parametrów jakościowychenergii elektrycznej określonych w rozporządzeniuMinistra Gospodarki z 4 maja 2007 r. w sprawieszczegółowych warunków funkcjonowania systemuelektroenergetycznego 148) . Jednocześnie, w taryfachdla energii elektrycznej zawarte są zapisyinformujące odbiorców o przysługujących im bonifikatachw przypadku niedotrzymania stosownychstandardów lub o sposobie ich obliczania. PrezesURE, egzekwując powyższe w postępowaniu taryfowym,zapewnia więc wyposażenie odbiorców148)Dz. U. z 2007 r. Nr 93, poz. 623, z późn. zm.w narzędzia niezbędne do dochodzenia ich racjiw przypadku niedotrzymania przez przedsiębiorstwoparametrów jakościowych energii lub obsługihandlowej.Paliwa gazoweKontrolowanie standardów jakościowych obsługiodbiorców oraz parametrów jakościowych paliwgazowych są działaniami mającymi chronić odbiorcówprzed obniżeniem – przez przedsiębiorstwagazownicze działające na rynku monopolistycznym– zarówno jakości dostarczanych paliw (ichciepła spalania), standardów świadczonych usług(przerwy w dostawach), jak i standardów obsługiodbiorców.Działania regulacyjne Prezesa URE w zakresiekontroli standardów przejawiają się podobnie jakw odniesieniu do energii elektrycznej w procesiezatwierdzania taryf dla paliw gazowych. Zawartew taryfach ceny i stawki opłat są – zgodnie z deklaracjąprzedsiębiorstwa – skalkulowane przy uwzględnieniuparametrów jakościowych określonych w rozporządzeniuMinistra Gospodarki z 2 lipca 2010 r.w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowaniasystemu gazowego (Dz. U. Nr 133, poz. 891).Za niedotrzymanie parametrów jakościowych paliwgazowych określonych w ww. rozporządzeniu,odbiorcy przysługują bonifikaty, których sposóbustalenia określa taryfa. Ponadto, w taryfie ustalonesą bonifikaty w opłatach za dostawę gazuz tytułu niedotrzymania standardów jakościowychobsługi odbiorców, tj. z tytułu: odmowy udzieleniainformacji o przewidywanym terminie wznowieniadostaw gazu, przerwanego z powodu awarii sieci,niepowiadomienia z wyprzedzeniem o terminachi czasie planowanych przerw w dostawie gazu,odmowy odpłatnego podjęcia czynności, umożliwiającychbezpieczne wykonanie prac w obszarzeoddziaływania tej sieci, jak również nieudzieleniainformacji w sprawie rozliczeń oraz aktualnych taryf.1.2. Rozstrzyganie sporów i skargdotyczących elektroenergetyki,gazownictwa i ciepłownictwaW drugiej połowie 2011 r. spółka Entrade GrupaSp. z o.o. wystąpiła do Prezesa URE z wnioskiemo podjęcie w trybie pilnym mediacji pomiędzyEntrade Grupa Sp. z o.o., Mazowiecką SpółkąGazownictwa Sp. z o.o. i PGNiG SA w celu określeniastanu faktycznego i osiągnięcia porozumienia,a w przypadku nie osiągnięcia porozumieniao rozstrzygnięcie sporu i wydania decyzji określającejpodjęcie stosownych działań ze skutkiem od1 października 2011 r. w celu zapobieżenia wstrzymaniudostaw gazu ziemnego do odbiorcy końcowego,który skorzystał z prawa do zmiany sprzedawcy.Prezes URE, mając na uwadze ewentualnekonsekwencje dla odbiorcy końcowego, wszcząłpostępowanie administracyjne o rozstrzygnięciesporu pomiędzy Entrade Grupa Sp. z o.o. a MazowieckąSpółką Gazownictwa Sp. z o.o. dotyczącenieuzasadnionego wstrzymania dostarczania paliwgazowych oraz rozpoczął działania mające nacelu wyjaśnienie zaistniałej sytuacji. Kwestie spor-196 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYSPRAWOZDANIE 2011ne dotyczyły problemów związanych z zawarciemumowy dystrybucyjnej pomiędzy ww. stronami,w konsekwencji czego także problemów z zawarciemumowy kompleksowej przez wnioskodawcęz PGNiG SA. W trakcie trwania postępowaniastrony sporu doszły do porozumienia w kwestiachbędących przyczyną zaistniałego sporu i podpisaływw. umowy, w następstwie czego, Prezes URE wydałdecyzję o umorzeniu postępowania. W związkuz powyższym należy podkreślić, że na rynku gazuzaistniały w 2011 r. realne warunki do zmianysprzedawcy, chociaż oczywiście procedury w tymzakresie wymagają dalszego doskonalenia.W 2011 r. prowadzone było jedno postępowanieadministracyjne z art. 8 ust. 1 ustawy – Prawoenergetyczne w sprawie odmowy świadczeniausługi przesyłowej na zasadach ciągłych, któredotyczyło podmiotu, Entrade Grupa Sp. z o.o.Podmiot ten będąc uprawnionym do korzystaniaz zasady TPA zwrócił się do OGP Gaz-System SAo przesłanie paliwa gazowego siecią przesyłowąz punktu wejścia Lasów w celu zrealizowaniaumowy z odbiorcą końcowym przyłączonym dosieci dystrybucyjnej. Z uwagi na to, że odbiorcakońcowy pobierał paliwo gazowe od PGNiG SA,OGP Gaz-System SA zwrócił się do PGNiG SAz wnioskiem o zmniejszenie mocy zamówionej napunkcie wejścia Lasów. W odpowiedzi PGNiG SApoinformowało OGP Gaz-System SA, że nie widzimożliwości rezygnacji z zarezerwowanej mocywe wskazanym punkcie, w związku z czym OGPGaz-System SA przeprowadził analizę technicznąmożliwości przesłania dodatkowej ilości paliwagazowego na rzecz Entrade Grupa Sp. z o.o., którawykazała, że brak jest możliwości świadczeniausługi przesyłania paliwa gazowego na zasadachciągłych i zaproponował Entrade Grupa Sp. z o.o.przesłanie paliwa gazowego na zasadach przerywanych.Entrade Grupa Sp. z o.o. nie zgodził sięz tą propozycją uważając, że operator w sposóbnierzetelny rozpatrzył jego wniosek, ponieważspółka nie zamierza przesyłać dodatkowej ilościpaliwa gazowego tylko żąda przesłania paliwa dlaodbiorcy końcowego w ramach procedury zmianysprzedawcy, czyli przesłania tej samej ilości paliwagazowego tylko przez innego sprzedawcę. Rozstrzygającspór Prezes URE powołał się na zapisyInstrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowejdotyczące procedury zmiany sprzedawcy uwzględniającesytuację w której znalazły się strony sporu,a mianowicie kiedy w chwili złożenia przez nowegosprzedawcę wniosku, brak jest wolnych zdolnościprzesyłowych. W takim przypadku, zgodnie z zapisempkt 6.12.1.7.1 Instrukcji Ruchu i EksploatacjiSieci Przesyłowej z dniem rozpoczęcia sprzedażypaliwa gazowego przez nowego sprzedawcę: jeżeliz przyczyn technicznych nie jest możliwe jednoczesnerealizowanie umowy z ZUP (dotychczasowymsprzedawcą i nowym sprzedawcą) zmianieulega umowa przesyłowa zawarta przez OSP z ZUP(dotychczasowym sprzedawcą), w ten sposób,iż zmniejszeniu ulega moc umowna w punkcie wyjścia,w którym Odbiorca pobierał paliwo gazowe,o ilość określoną w umowie przesyłowej zawartejz ZUP (nowym sprzedawcą), nie więcej jednak, niżo ilość mocy określonej w umowie przesyłowej zawartejz ZUP (dotychczasowym sprzedawcą) dlatego punktu wyjścia. OSP oraz ZUP (dotychczasowysprzedawca) potwierdzą zmianę umowy przesyłowejpoprzez podpisanie aneksu, w terminieczternastu (14) dni (tzw. „zasada plecaka”). PrezesURE podkreślił, że przepis powyższy zapewnianowemu sprzedawcy możliwość rezerwacji mocyprzesyłowej, na rzecz odbiorcy końcowego orazzapewnia realizację umowy przesyłowej z dniemrozpoczęcia sprzedaży paliwa gazowego przez nowegosprzedawcę a zatem OGP Gaz-System SAbył zobowiązany do zawarcia umowy przesyłowejna zasadach ciągłych z Entrade Grupa Sp. z o.o.,będącym nowym sprzedawcą dla klienta pobierającegopaliwo gazowe w punkcie wyjścia z sytemudystrybucyjnego. OGP Gaz-System SA nie zgodziłsię z decyzją Prezesa URE i złożył odwołanie dosądu od tej decyzji.W sierpniu 2011 r. Prezes URE umorzył postępowaniesporne dotyczące odmowy zawarcia umowyo świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznejpomiędzy RWE Stoen Operator Sp. z o.o. a PKPEnergetyka SA. Kwestią sporną było pobieranieopłat za świadczenie usług dystrybucji energiielektrycznej, w przypadku gdy odbiorca jest przyłączonydo rozdzielni elektroenergetycznej, którejwłaścicielem nie jest operator systemu dystrybucyjnego,a której część została udostępnionatemu operatorowi zgodnie z art. 9c ust. 5 ustawy– Prawo energetyczne, natomiast z części tej rozdzielnikorzysta odbiorca. Z uwagi na koniecznośćustalenia zakresu odpłatnego wykorzystania urządzeńrozdzielni przez operatora systemu, PrezesURE w 2010 r. zawiesił postępowanie i zobowiązałoperatora do wystąpienia do sądu powszechnegonr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>197
SPRAWOZDANIE 2011WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYo ustalenie treści umowy łączącej go z właścicielemrozdzielni. Operator zaskarżył postanowienieo zawieszeniu postępowania do SOKiK. W grudniu2010 r. Sąd oddalił zażalenie. Strony sporu podjęłynegocjacje i w 2011 r. zawarły umowę o świadczenieusług dystrybucji. Następnie wystąpiły doPrezesa URE o umorzenie postępowania administracyjnego.W związku tym Prezes URE podjąłzawieszone postępowanie, a następnie umorzył topostępowanie jako bezprzedmiotowe.W grudniu 2010 r. zostało wszczęte kolejnepostępowanie sporne w sprawie odmowy zawarciaumowy o świadczenie usług przesłania energiielektrycznej. Z uwagi na dużą liczbę punktów spornychpostępowanie to miało charakter szczególnieskomplikowany. Głównym punktem spornym jestzmiana dotychczasowych zapisów umowy dotyczącychwypłaty bonifikat za każdą niedostarczonąjednostkę energii elektrycznej, w związku ze zmianąrozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawieszczegółowych zasad kształtowania i kalkulacjitaryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną.Z związku z rozwiązaniem się dotychczasowejumowy 31 grudnia 2011 r. i brakiem zakończeniapostępowania do tego dnia, Prezes URE na wniosekobu stron wydał postanowienie, w którym nakazałkontynuowanie dostaw do czasu ostatecznegorozstrzygnięcia sporu. W 2011 r. strony podjęłynegocjacje, w toku których uzgodniły wiele kwestiispornych o charakterze technicznym. Postępowanienie zostało zakończone w 2011 r.Kwestie skarg na działalność przedsiębiorstwenergetycznych, jakie wpłynęły do urzędu zostałyopisane w punkcie 5.1.2. dotyczącym działań interwencyjnych.2. Działalność Rzecznika OdbiorcówPaliw i Energii oraz PunktuInformacyjnego dla OdbiorcówPaliw i Energii2.1. Zadania Rzecznika OdbiorcówPaliw i Energii oraz PunktuInformacyjnegoW związku z nowelizacją statutu urzędu wprowadzonąZarządzeniem Ministra Gospodarki z 7 września2011 r. zmieniającym zarządzenie w sprawienadania statutu Urzędowi <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>, któreweszło w życie 26 września 2011 r., zlikwidowanazostała komórka organizacyjnej URE pod nazwąRzecznik Odbiorców Paliw i Energii.Przekształcenia organizacyjne w strukturzeurzędu wynikły z potrzeby wypełnienia wymogówIII pakietu energetycznego, zgodnie z którymiw Urzędzie <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> powstał PunktInformacyjny dla Odbiorców Paliw i Energii wypełniającyzadania przewidziane w tym Pakieciedla kompleksowego punktu kontaktowego. PunktInformacyjny działa w ramach Departamentu KomunikacjiSpołecznej i Informacji URE.Likwidacja komórki Rzecznika Odbiorców Paliwi Energii w URE wynikała z faktu, że nigdy nie pełniłi nie mógłby pełnić roli przewidzianej dla RzecznikaPraw Odbiorców Energii w III pakiecie energetycznymz uwagi na brak prawnych możliwościrealizacji przypisanych uprawnień w odniesieniudo ustawowych kompetencji Prezesa URE. RzecznikOdbiorców Paliw i Energii pozostający w strukturzeURE nie mógł bowiem korzystać z szerszychkompetencji niż te przyznane ustawowo organowi,jakim jest Prezes URE. W istniejącym stanieprawnym przy Prezesie URE nie może funkcjonowaćinstytucja wypełniająca funkcję przewidzianąw III pakiecie energetycznym dla Rzecznika PrawOdbiorców Energii, z przypisanym mu zakresemuprawnień (tj.: m.in. kompetencjami do rozstrzyganiaskarg odbiorców oraz do rozstrzygania sporóww ramach procedur pozasądowych). Ponadtoistotnym jest, że dotychczasowa nazwa tej komórkiorganizacyjnej powodowała liczne nieporozumieniaw relacjach z odbiorcami energii, ponieważnazwa komórki tj. „Rzecznik Odbiorców Paliwi Energii” sugerowała, iż komórka ta ma charakterinstytucji, która w relacjach odbiorca – przedsiębiorstwoenergetyczne, reprezentować będzieinteres odbiorców oferując im wsparcie prawne,łącznie z zastępstwem procesowym (analogiado rzecznika konsumentów).2.1.1. Realizacja zadań Rzecznika OdbiorcówPaliw i Energii w okresie styczeń− wrzesień 2011 r.Wzrastająca liczba spraw kierowanych doRzecznika była efektem kilku zjawisk. Jednymz nich był fakt ciągłego upowszechniania się informacjio istnieniu Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>198 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYSPRAWOZDANIE 2011i działania w ramach jego struktury wyspecjalizowanegostanowiska Rzecznika 149) . Innym, bardzoistotnym czynnikiem, było zwiększenie wśródodbiorców energii elektrycznej, gazu oraz ciepłaświadomości swoich praw. Nie bez znaczenia byłatakże duża zmienność prawnych uwarunkowańdziałalności przedsiębiorstw energetycznych, m.in.możliwość zmiany sprzedawcy energii elektrycznej,zawieranie umów i zmiana umów – szczególnieumów tzw. kompleksowych, dostosowywaniestarych umów do nowych regulacji, rozliczenia,częstotliwość wystawiania faktur i sposoby ichregulowania, realizacja umów o przyłączenie dosieci, co przysparzało odbiorcom wielu problemów.Rysunek 32. Liczba spraw skierowanych do Rzecznikaw latach 2002–2011350030002500200015001000500108Źródło: URE.43660990013171452247925983264300902002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011149)Było to następstwo przekazywania tej informacji przezrzeczników konsumentów, organizacje konsumenckie, a takżepowszechniejsze korzystanie przez odbiorców ze strony internetowejURE oraz Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów.Do podstawowych zadań Rzecznika należało informowanieodbiorców o przysługujących im prawach,ale też o ich obowiązkach względem przedsiębiorstwenergetycznych. Rzecznik mógł takżezwrócić się, w imieniu odbiorcy, do przedsiębiorstwaenergetycznego z prośbą o wyjaśnienia, niemiał jednak możliwości ich weryfikowania w trybiepostępowania administracyjnego.Należy wyraźnie stwierdzić, że do kompetencjiRzecznika nie należało rozstrzyganie sporów,o których mowa w art. 8 ust. 1 ustawy – Prawoenergetyczne. To zadanie Prezesa URE realizowałyinne komórki organizacyjne URE, w tym oddziałyterenowe URE 150) .Oczekiwania odbiorców wobec Rzecznika stalerosły, co nie oznaczało, że wszystkie one mogłybyć spełnione. Odbiorcy oczekiwali bowiem odRzecznika już nie tylko informacji na temat podstawprawnych działania przedsiębiorstwa energetycznegow danej sprawie, czy wyjaśnieniawzajemnych praw i obowiązków, lecz zwracali sięo aktywne włączenie się Rzecznika w prowadzenieprzekazanej sprawy, np. wnosząc o napisaniew ich imieniu pisma do przedsiębiorstwa czy pismprocesowych do sądu, reprezentowania ich przedprzedsiębiorstwem, reprezentowania ich przedsądem czy pomoc prawną podczas procesu sądowego.150)Regulamin Organizacyjny Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>, dostępnyna www.ure.gov.pl w zakładce Biuletynu Informacji Publicznej– Status prawny i kompetencje.2.1.2. Formy działania RzecznikaJak pokazuje analiza spraw napływających doRzecznika, w każdym roku wzrastała ich liczba.W 2002 r., pierwszym roku działania Rzecznika,było ich 108, w 2006 r. – liczba ta przekroczyła tysiąci osiągnęła 1 317 spraw, w 2008 r. przekroczyładwa tysiące – i wyniosła 2 479, a w 2010 r. liczbata przekroczyła trzy tysiące – i były to 3 264 sprawy,jakimi zajmował się Rzecznik. Do 26 września2011 r. do Rzecznika wpłynęło 3 009 spraw.Dane uzyskane za 2011 r. wskazują, że w stosunkudo 2010 r., nie uległa zasadniczej zmianiestruktura zarówno podmiotowa, jak i przedmiotowazałatwianych spraw odbiorców oraz formy pracyRzecznika.Rzecznik realizował swoje zadania w różnychformach: bezpośrednio udzielając odpowiedzi nazgłaszane przez odbiorców problemy (o którychmowa poniżej) oraz pośrednio upowszechniającinformacje adresowane do szerszego grona odbiorców,zamieszczane na stronie internetowejURE w zakładce „Dla odbiorcy energii” – „RzecznikOdbiorców Paliw i Energii” oraz „Poradnik Odbiorcy”,o którym mowa dalej.Bezpośredni kontakt z odbiorcą w pracy Rzecznikabył dominujący, to ponad 70% wszystkichspraw, podczas gdy tylko ponad 20% spraw byłazałatwianych w formie pisemnie udzielanych informacjii wyjaśnień.Sposób pracy Rzecznika polegał także, w większymstopniu niż to miało miejsce poprzednio, nawspółpracy z przedsiębiorstwami energetycznymi.Rzecznik coraz częściej wykorzystywał możliwośćnr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>199
SPRAWOZDANIE 2011WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYuzyskania informacji w sprawie przedstawionejprzez odbiorcę, bezpośrednio w przedsiębiorstwieenergetycznym. Odbiorcy zwracali się bowiem doRzecznika z prośbą o pomoc w wyjaśnieniu, czywręcz rozwiązaniu problemu powstałego w kontaktachz przedsiębiorstwem energetycznym. Dlaudzielenia odbiorcy pełnej i rzetelnej odpowiedzina poruszone przez niego kwestie, konieczne byłozatem pozyskanie informacji od przedsiębiorstwaenergetycznego w przedmiotowej sprawie. Podejmowaneprzez Rzecznika działania miały na celuwzmocnienie pozycji odbiorcy wobec przedsiębiorstwaenergetycznego.2.1.3. Charakterystyka spraw i podsumowaniedziałań RzecznikaNajczęściej pomocy u Rzecznika szukaliodbiorcy energii elektrycznej (75%),rzadziej gazu (14%) i ciepła (7%).Jednocześnie byli to głównie odbiorcyz gospodarstw domowych, chociażrównież osoby prowadzące działalnośćgospodarczą (małe firmy), przedstawicieleprzedsiębiorstw, spółdzielni orazwspólnot mieszkaniowych zwracali siędo Rzecznika ze swoimi problemami.Na rys. 33 została przedstawionacharakterystyka przedmiotowa problemów,z jakimi odbiorcy zgłaszali się doRzecznika.W strukturze przedmiotowej rozpatrywanychspraw wyróżniały się:Źródło: URE.fakturowanie (21%), czyli wszystko to, co wiążesię z wystawieniem rachunku i zawartymi na niminformacjami, różne aspekty zawartej czy też zawieranejumowy z przedsiębiorstwem energetycznym(14%) oraz zagadnienia związane ze zmianąsprzedawcy energii elektrycznej (12%). Łączącpokrewne zagadnienia jak fakturowanie i cena,okazało się, że odbiorców najbardziej interesowałykwestie ekonomiczne. W następnej kolejnościistotną sprawą był status odbiorcy, stąd wielepytań i problemów związanych z treścią umówa także możliwością zmiany sprzedawcy energiielektrycznej.Wiele spraw kierowanych do Rzecznika dotyczyłoumów zawartych i sporów powstałych na tle ichrealizacji oraz umów zawieranych; tych pierwszychRysunek 33. Problemy odbiorców w 2011 r.zmiana sprzedawcy12% podział kosztów ciepła3%warunki umowy zawartej13%warunki umowyniezawartej1%urządzenia4%układy pomiarowe6%problemy z dostawązwiązanez przyczynamitechnicznymi2%problemy z dostawązwiązanez płatnościami4%odmowa przyłączeniado sieci3%cena7%obsługa odbiorców3%fakturowanie21%inne10%jakość energii2%jakość gazu0%kwalifikacja do grupytaryfowej3%nielegalny pobór6%było dużo więcej a niestety poza bardzo ogólnąinformacją prawną Rzecznik nie miał instrumentów,aby w takich sprawach pomagać. Wynika toz braku kompetencji Prezesa URE w tym zakresie.Prezes URE nie może bowiem orzekać w sprawachdotyczących umów już zawartych, ponieważ nieposiada stosownej jurysdykcji w sprawach umówjuż zawartych a zatem nie ma uprawnień do zmieniania,na wniosek strony, postanowień umowy,gdyż wyłączną kompetencję w tym zakresie posiadasąd powszechny 151) .Oczekiwania odbiorców powodowały duży napływspraw, których jednak z braku kompetencjiregulatora nie można było rozstrzygnąć. Były towłaśnie często sprawy będące w wyłącznej właściwościsądu powszechnego. Do najbardziej dotkliwychdla odbiorców tego typu spraw, należałym.in.: nielegalny pobór energii elektrycznej lubpaliw gazowych 152) czy też zasadność opłaty żądanejprzez przedsiębiorstwo energetyczne z tegotytułu 153) ; niemożność nakazania zmiany postanowieńzawartej umowy, nawet wtedy, kiedy odbiorcynarzucone zostały wskutek stosowania praktyki151)Wyrok Sądu Najwyższego z 12 września 2003 r., sygn. aktI CKN 504/01 (wyrok niepublikowany) oraz z 7 października 2004 r.,sygn. akt III SK 56/04; Wyrok Sądu Okręgowego w Warszawie– Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów z 24 marca 2005 r.,sygn. akt XVII Ame 14/04; Wyrok Sądu Okręgowego w Warszawie– Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów z 13 listopada2003 r., sygn. akt XVII Ame 100/02.152)Postanowienie Naczelnego Sądu Administracyjnego w Warszawiez 6 grudnia 2000 r., sygn. akt III SAB 174/00.153)Postanowienie Naczelnego Sądu Administracyjnego w Warszawiez 6 grudnia 2000 r., sygn. akt III SAB 174/00.200 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYSPRAWOZDANIE 2011monopolistycznej uciążliwe warunki umowy 154) ;wysokość wzajemnych wierzytelności stron umowyo dostarczenie energii elektrycznej 155) ; wewnętrznespory pomiędzy współwłaścicielamiwspólnej nieruchomości, co do stanu technicznegowewnętrznych urządzeń, za pośrednictwemktórych rozprowadzane są nośniki energii w tejnieruchomości 156) ; spory o stan techniczny instalacjiwewnętrznej doprowadzającej gaz, powstałemiędzy lokatorami oraz między lokatorami a administratoramibudynków 157) ; zmiana umowy pomiędzyprzedsiębiorstwem energetycznym a odbiorcąw przedmiocie przesunięcia go z grupy taryfowejC do grupy taryfowej B, gdy uzależnioneto jest od uprzedniego ustalenia, czyją własnośćstanowią urządzenia energetyczne 158) ; sporyo usunięcie z posesji urządzeń elektroenergetycznych;rozliczenia pomiędzy przedsiębiorstwamienergetycznymi i odbiorcami, z tytułu posadowieniaurządzeń energetycznych należących doprzedsiębiorstwa energetycznego na nieruchomościgruntowej odbiorcy; pielęgnacja drzewostanupod liniami energetycznymi; indywidualnerozliczenia z lokatorami kosztów ciepła w spółdzielniachi wspólnotach mieszkaniowych.154)Wyrok Sądu Najwyższego z 7 października 2004 r., sygn.akt III SK 56/04.155)Wyrok Sądu Najwyższego z 4 marca 2004 r., sygn. aktIII SK 8/04.156)Wyrok Sądu Okręgowego w Warszawie – Sądu Antymonopolowegoz 26 kwietnia 2000 r., sygn. akt XVII Ame 52/99.157)Wyrok Sądu Najwyższego z 25 września 2002 r., sygn. aktI CKN 964/00.158)Wyrok Sądu Okręgowego w Warszawie – Sądu Antymonopolowegoz 20 czerwca 2001 r., sygn. akt XVII Ame 90/00.W tego rodzaju sprawach Rzecznik mógł jedyniepomóc w wyjaśnieniu sprawy poprzez ustaleniestanu prawnego i faktycznego oraz poinformowanieodbiorcy o sposobie/drodze rozstrzygnięciasporu i przysługujących mu prawach.Do Rzecznika kierowane były także sprawydotyczące prośby o wyrażenie opinii na tematprawidłowości zapisu proponowanego klientowiw umowie przez przedsiębiorstwo energetyczne.Rzecznik nie miał jednak uprawnień do wyrażaniaopinii prawnej dotyczącej treści zawieranejumowy. Mógł natomiast poinformować odbiorcę,że w przypadku braku osiągnięcia porozumieniaodnośnie brzmienia przepisów umowy, może onskierować sprawę do rozstrzygnięcia przez PrezesaURE 159) . Orzekając o zawarciu umowy Prezes UREma bowiem obowiązek rozstrzygnąć o wszystkichspornych postanowieniach umowy 160) . Prezes UREkształtując treść umowy będzie jednak miał nauwadze równoważenie interesów obu stron, doczego jest zobowiązany na mocy art. 23 ust. 1ustawy – Prawo energetyczne. Oznacza to, że postanowieniaumowy zawartej przed Prezesem UREnie zawsze mogą być zgodne z tymi, jakich oczekiwałwnioskodawca 161) .159)Na podstawie art. 8 ust. 1 ustawy z 10 kwietnia 1997 r.– Prawo energetyczne.160)Wyrok Sądu Okręgowego w Warszawie − Sądu Antymonopolowegoz 4 grudnia 2000 r., sygn. akt XVII Ame 27/00.161)„(…) złożenie wniosku wszczynającego postępowanie administracyjnew sprawie zawarcia decyzją administracyjnąspornej umowy nie daje stronie prawa do uzyskania decyzjiw pełni uwzględniającej jej propozycje. Musi się ona bowiem liczyćz ewentualnością, że wobec braku zgody drugiej strony naproponowane postanowienia umowy, rozstrzygając spór PrezesNa uwagę zasługuje fakt, że problemy, dominującena początku pracy Rzecznika, jak np. związanez nielegalnym poborem energii elektrycznejczy gazu, stopniowo traciły na znaczeniu (sprawyte w 2006 r. stanowiły 19% całości spraw, podczasgdy w latach 2009−2011 – już tylko 6%). Pojawiłysię natomiast nowe zagadnienia, w ubiegłych latachwprawdzie występujące, lecz w znacznie mniejszymstopniu, jak np. związane: z możliwością zmianysprzedawcy energii elektrycznej, ze zmianą zawartejjuż z przedsiębiorstwem energetycznym umowy,czy też realizacją jej postanowień.Do Rzecznika zwracali się także odbiorcyw konkretnej sytuacji, mając kłopoty w opłacaniurachunków, z prośbą o umożliwienie pomocyw ich opłacaniu lub podjęcie decyzji o bezpłatnymdostarczaniu im energii elektrycznej, z uwagi naszczególną sytuację życiową. W tych przypadkachRzecznik szczególnie nie mógł spełnić oczekiwańodbiorcy. W 2011 r. nadal brak było bowiem prawno-systemowychrozwiązań określających zasadyudzielania tego rodzaju pomocy 162) . Jedynie sameURE weźmie pod uwagę szerszy kontekst gospodarczy wiążącysię z zaspokojeniem określonych potrzeb energetycznych,a w szczególności zaś kryteria wskazane w art. 1 ust. 2 Prawaenergetycznego (…)” – Wyrok Sądu Okręgowego w Warszawie– Sądu Antymonopolowego z 7 kwietnia 1999 r., sygn. akt XVIIAma 85/98/E; z 12 stycznia 2000 r., sygn. akt VII Ame 49/99oraz Wyrok Sądu Okręgowego w Warszawie – Sądu OchronyKonkurencji i Konsumentów z 25 czerwca 2009 r., sygn. aktXVII AmE 206/08.162)Rada Ministrów 11 maja 2010 r. przyjęła założenia do aktówprawnych wprowadzających system ochrony odbiorcówwrażliwych energii elektrycznej. Z informacją na ten temat możnazapoznać się na www.kprm.gov.pl/rzad/decyzje_rzadu/id:4734.Prace nad prawnym rozwiązaniem ustawowym nie zostały do →nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>201
SPRAWOZDANIE 2011WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYprzedsiębiorstwa energetyczne, w ramach przyjętychprzez siebie programów lub ośrodki pomocyspołecznej mogły takiej pomocy udzielić.2.1.4. Działalność informacyjna RzecznikaSą to przede wszystkim informacje praktycznezamieszczane na stronie internetowej URE w zakładce„Dla odbiorcy energii” – „Rzecznik OdbiorcówPaliw i Energii” oraz „Poradnik Odbiorcy”.W Poradniku zamieszczano informacje dotyczącetematów, jakie najczęściej poruszane były przezodbiorców energii elektrycznej, paliw gazowychoraz ciepła. Szczególną uwagę zwrócono na edukacjęprawną odbiorcy, za pomocą przytaczaniapełnych nazw aktów prawnych oraz miejsca ichpublikacji, zaś omawiane kwestie przedmiotoweopatrzone zostały odniesieniem do stosownegoprzepisu prawnego.Oddzielnym działem „Poradnika” było „Oszczędzanieenergii”, w którym poza praktycznymi informacjamidotyczącymi oszczędzania energii w gospodarstwachdomowych, zamieszczono informacjeo organizacjach zajmujących się racjonalizacjązużycia energii, które dysponują literaturą facho-→ końca 2011 r. zakończone. Ministerstwo Gospodarki 22 grudnia2011 r. zaprezentowało pakiet trzech ustaw, w tym: nowe Prawoenergetyczne i Prawo gazowe, czym rozpoczęło konsultacje społeczne.Zarówno w projekcie nowej ustawy Prawo energetyczne,jak i Prawo gazowe, przewidziane są rozwiązania prawne mającena celu pomoc tzw. odbiorcom chronionym w uniknięciu wstrzymaniadostaw energii elektrycznej i gazu ziemnego, ww.mg.gov.pl oraz www.cire.pl.wą, mają własne bazy danych, niekiedy ułatwiająkontakty między przedsiębiorcami, świadczą usługidoradcze, prowadzą audyt energetyczny orazszkolenia.2.1.5. Współpraca z innymi urzędami,organizacjami i instytucjamikonsumenckimiWspółpraca Rzecznika z innymi urzędami, organizacjamii instytucjami konsumenckimi byłazróżnicowana i dotyczyła wielu zagadnień orazprzebiegała na różnych polach.W 2011 r. Rzecznik współpracował ze StowarzyszeniemKonsumentów Polskich, Federacją Konsumentów,CSRinfo, Pracodawcami RP oraz KrajowąAgencją Poszanowania Energii SA w sprawachdotyczących ochrony odbiorców, których przedstawicielebyli członkami Zespołu do Spraw KoordynacjiPrac nad Odpowiedzialnością PrzedsiębiorstwEnergetycznych wobec Odbiorcy – „STREFA OD-BIORCY W ENERGETYCE”, któremu więcej miejscapoświęcono w innej części sprawozdania.Rzecznik współpracował z Urzędem OchronyKonkurencji i Konsumentów w zakresie: dokumentukonsultacyjnego Komisji Europejskiejnt. mechanizmów pozasądowego rozstrzyganiasporów konsumenckich tzw. ADR oraz w związkuz zagadnieniami zawartymi w Polityce Konsumenckiejna lata 2010–2030; otrzymywanychskarg i zapytań konsumentów; oraz badania poziomuochrony interesów konsumentów na rynkuenergii elektrycznej.Wziął także udział w spotkaniu z Bankiem Światowym,które poświęcone było sytuacji prawnej i formalnejodbiorcy wrażliwego społecznie w Polsce.Rzecznik współpracował z sygnatariuszami Deklaracjizrównoważonego rozwoju w branży energetycznejw Polsce. Podczas pierwszej konferencjina temat odpowiedzialności w branży energetycznej,która miała miejsce 17 czerwca 2009 r.,pierwsze firmy podpisały Deklarację. Inicjatywa tajest kontynuowana przez sygnatariuszy Deklaracjii corocznie przystępują do Deklaracji nowe firmyz branży energetycznej 163) .Wziął także udział w oficjalnym otwarciu nowegopunktu obsługi klienta RWE w Warszawie.Współpracując z organizacjami konsumenckimiRzecznik wziął udział w drugich Targach WiedzyKonsumenckiej, imprezie organizowanej z okazjiŚwiatowego Dnia Praw Konsumenta 164) przez StowarzyszenieKonsumentów Polskich. Targi miałyna celu umożliwienie bezpośredniego spotkania,wymianę informacji i doświadczeń z trzech śro-163)www.odpowiedzialna-energia.pl164)„Konsumenci to, z definicji, my wszyscy. Jest to największagrupa ekonomiczna, mająca wpływ i równocześnie poddanawpływom niemal każdej publicznej i prywatnej decyzji ekonomicznej.Mimo to, jest to jedyna ważna grupa (...), której opiniesą rzadko brane pod uwagę.”− Fragment orędzia PrezydentaJohna F. Kennedy’ego z 15 marca 1962 r. W 1962 r. amerykańskiprezydent John F. Kennedy jako pierwszy sformułował czterypodstawowe prawa konsumentów: Prawo do rzetelnej informacji,Prawo do bezpieczeństwa, Prawo do wyboru, Prawo dobycia wysłuchanym (prawo do reprezentacji). W rocznicę tegopamiętnego wystąpienia 15 marca corocznie obchodzony jestŚwiatowy Dzień Praw Konsumenta. To właśnie z okazji tego dniaStowarzyszenie Konsumentów Polskich organizuje Targi WiedzyKonsumenckiej, www.targiwiedzykonsumenckiej.pl.202 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYSPRAWOZDANIE 2011dowisk: konsumentów, organizacji/instytucji pro--konsumenckich i przedsiębiorstw. Dla konsumentów,w tym także odbiorców paliw i energii orazciepła, była to okazja do poznania swoich praw,ale także obowiązków. Targi dały konsumentommożliwość bezpośredniej rozmowy z ekspertamiz wielu instytucji państwowych, organizacji pro--konsumenckich oraz zrzeszeń przedsiębiorców.Uczestniczył także w międzynarodowej konferencjipn. Polityka konsumencka w nowych państwachczłonkowskich UE: jej wpływ i przyszłewyzwania, zorganizowanej wspólnie przez BEUC −Europejską Organizację Konsumentów, FederacjęKonsumentów oraz Stowarzyszenie KonsumentówPolskich.Wziął także udział w spotkaniu zorganizowanymprzez Pracodawców RzeczypospolitejPolskiej, które odbyło się w ramach budowaniaKoalicji na rzecz odpowiedzialnego biznesu, podczasktórego miał możliwość zapoznania się z Kodeksemodpowiedzialnego biznesu i Poradnikiemdo jego wdrażania. Podczas spotkania zwracałszczególną uwagę na zagadnienia związane z pozycjąodbiorcy na rynku, w tym zwłaszcza odbiorcyindywidualnego i konieczność ustawicznegowzmacniania tej pozycji 165) .2.1.6. Inne sfery aktywności RzecznikaBardzo ważną inicjatywą Prezesa URE, w którejRzecznik miał swój znaczący udział jest prze-165)www.pracodawcyrp.pl, www.koalicjacr.plwodniczenie i uczestnictwo w pracach powołanegow 2011 r. Zespołu do Spraw Koordynacji Pracnad Odpowiedzialnością Przedsiębiorstw Energetycznychwobec Odbiorcy – „STREFA ODBIORCYW ENERGETYCE”, któremu więcej miejsca poświęconow dalszej części sprawozdania.Rzecznik brał także udział, w charakterzeobserwatora, w pracach Zespołu do sprawSpołecznej Odpowiedzialności Przedsiębiorstw,prowadzonego pod kierunkiem podsekretarzastanu w Ministerstwie Gospodarki 166) . ZadaniemZespołu jest przygotowanie rekomendacji dlaprzedsiębiorców ale także dla administracji rządowej,związanych z promocją i wprowadzeniemw życie zasad społecznej odpowiedzialnościprzedsiębiorstw. W 2011 r. Zespół ten opracował„Rekomendacje w zakresie wdrażania założeńkoncepcji społecznej odpowiedzialnościprzedsiębiorstw w Polsce”, „Zrównoważony biznes.Podręcznik dla małych i średnich przedsiębiorstw”a także „Zarządzanie ryzykiem w procesiezrównoważonego rozwoju biznesu. Poradnikdla małych i średnich przedsiębiorstw”, które zostałyzamieszczone na uruchomionej przez MinisterstwoGospodarki rządowej stronie internetowejdedykowanej społecznej odpowiedzialnościprzedsiębiorstw − www.csr.gov.pl.166)Zespół ten został powołany na mocy Zarządzenia nr 38Prezesa Rady Ministrów z 8 maja 2009 r. w sprawie powołaniaZespołu do spraw Społecznej Odpowiedzialności Przedsiębiorstw,jako organ pomocniczy Prezesa Rady Ministrów.2.2. Realizacja zadań Punktu Informacyjnegodla Odbiorców Paliwi Energii w okresiepaździernik − grudzień 2011 r.Regulamin organizacyjny URE w części określającejzadania Punktu Informacyjnego dla OdbiorcówPaliw i Energii wskazuje, że jednym z głównychzadań jest „prowadzenie działań informacyjnychi edukacyjnych adresowanych do odbiorców energiii paliw gazowych, w tym udzielanie informacjiprzez kompleksowy punkt informacyjny”. Zgodniez zakresem kompetencji Punkt Informacyjny dlaOdbiorców Paliw i Energii stara się wspierać odbiorcówudzielając im porad i informacji dotyczącychtrudnych niekiedy relacji z przedsiębiorstwamienergetycznymi, jednak w istocie sprowadza sięto do pomocy informacyjnej. Podstawowym zatemzadaniem Punktu Informacyjnego jest informowanieodbiorców o przysługujących im prawach, aleteż o ich obowiązkach względem przedsiębiorstwenergetycznych.Od czasu powstania Punktu Informacyjnego (tj.od 26 września 2011 r.) do końca 2011 r. odbiorcyzgłosili ogółem 620 spraw, z czego 30% stanowiłyzapytania pisemne, a 70% problemy zgłoszonetelefonicznie bądź podczas wizyt osobistych.Pośród zgłaszanych zapytań dominowały problemyz zakresu podsektora energetycznego (83%),a następnie gazowego (8%) i ciepłowniczego(6%). W strukturze przedmiotowej rozpatrywanychspraw najwięcej było zapytań dotyczącychzmiany sprzedawcy (26%) oraz warunków umowyjuż zawartej (18%). Odbiorcy zgłaszali się rów-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>203
SPRAWOZDANIE 2011WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYnież z problemami dotyczącymi m.in. fakturowania(12%), cen (6%) oraz układów pomiarowych (np.wymiana, uszkodzenie lub kontrola licznika − 4%).Rysunek 34. Struktura przedmiotowa spraw zgłaszanychdo Punktu Informacyjnego dla Odbiorców Paliwi Energii w IV kwartale 2011 r.podział kosztówciepła3%zmiana sprzedawcy26%warunki umowyzawartej18%warunki umowyniezawartej1%Źródło: URE.urządzenia4%cena6%fakturowanie12%układy pomiarowe4%inne16%jakość energii2%kwalifikacja dogrupy taryfowej2%nielegalny pobór1%obsługa odbiorców2%problemyz dostawązwiązane zpłatnościami3%3. Szczególna ochrona odbiorcywrażliwego społecznieW okresie transformacji rynków energii, w tympostępujących procesów liberalizacji nowe dyrektywyenergetyczne w szczególny sposób podkreślająkonieczność wzmocnienia pozycji odbiorcy narynku w celu wyrównania jego szans, a w szczególnościkonieczność wprowadzenia w ramach politykispołecznej programu ochrony odbiorcy wrażliwego,zagrożonego ubóstwem energetycznym.Postulat ten wskazany został w działaniu 5.5 ProgramuDziałań Wykonawczych 2009–2012 do „Politykienergetycznej Polski do 2030 roku” przyjętej10 listopada 2009 r. W dokumencie tym za przygotowaniei wdrożenie odpowiedniego rozwiązaniaw ramach krajowego systemu pomocy społecznejdla najsłabszych ekonomicznie grup odbiorcówenergii elektrycznej w gospodarstwach domowychwskazano Ministra Gospodarki oraz Ministra Pracyi Polityki Społecznej, bez nadania roli PrezesowiURE w tym zakresie.W grudniu 2009 r. Minister Gospodarki przekazałdo Komitetu Rady Ministrów projekt „Założeńdo aktów wprowadzających system ochrony odbiorcywrażliwego energii elektrycznej, będący wynikiemprac Grupy roboczej do opracowania projekturozwiązania prawnego dotyczącego ochronywrażliwych odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwachdomowych na konkurencyjnym rynkuenergii elektrycznej w ramach krajowego systemupomocy społecznej, w skład której wszedłtakże przedstawiciel Prezesa URE. W 2010 r. nadaltoczyły się prace nad projektem założeń z uwagina fakt, że koncepcja wzbudzała liczne kontrowersjew zakresie przyjętych w niej rozwiązań dotyczącymsystemu wsparcia. W lutym 2010 r. MinisterGospodarki ponownie przekazał do KomitetuRady Ministrów projekt „Założeń do aktów wprowadzającychsystem ochrony odbiorcy wrażliwegoenergii elektrycznej”. Projekt ten zawierał nową(całkiem odmienną od tej wypracowanej w Grupieroboczej) koncepcję wprowadzającą ryczałtw płatności za energię elektryczną oraz związanyz nim system rekompensat dla przedsiębiorstwenergetycznych, polegający na udzielaniu im dotacjiprzedmiotowych.11 maja 2010 r. projekt założeń (…) został przyjętyprzez Radę Ministrów. W konsekwencji w październiku2010 r. przygotowany został projektustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczneoraz niektórych innych ustaw, będący wykonaniem„Założeń do aktów prawnych wprowadzającychsystem ochrony odbiorcy wrażliwego energii elektrycznej”.Prezes URE zgłaszał uwagi do samychzałożeń systemu wsparcia odbiorców wrażliwych,jak i do projektu ustawy, konsekwentnie wyrażającpogląd, że zgodnie z brzmieniem dyrektyw, ochronatych odbiorców powinna być elementem systemupomocy społecznej a zaangażowanie w tensystem przedsiębiorstw energetycznych ocenił zazbyteczne utrudnienie, zdecydowanie obniżająceefektywność tego systemu.Ministerstwo Gospodarki 22 grudnia 2011 r. zaprezentowałopakiet trzech ustaw, w tym: nowePrawo energetyczne, Prawo gazowe 167) . Dokumentyte znajdują się na etapie konsultacji społecznych.Zarówno w projekcie nowej ustawy Prawoenergetyczne, jak i Prawo gazowe, przewidzianesą rozwiązania prawne mające na celu pomoc tzw.odbiorcom chronionym w uniknięciu wstrzymaniadostaw energii elektrycznej i gazu ziemnego.167)A także projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii.Z dokumentami tymi można zapoznać się na stronach ww.mg.gov.ploraz www.cire.pl W specjalnym serwisie na stronie www.cire.pl gromadzonesą informacje, publikacje i komentarze związane z nowymiustawami oraz dotyczącymi ich konsultacjami społecznymi.204 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYSPRAWOZDANIE 2011Niezależnie od powyższego warto podkreślić, żePrezes URE w 2011 r. podejmował prace na rzecztematu odbiorcy wrażliwego społecznie w ramachdziałalności powołanego w URE zespołu, o czymmowa poniżej (patrz pkt 4).4. Działania na rzecz społecznejodpowiedzialności przedsiębiorstwenergetycznychi STREFA ODBIORCYW ENERGETYCEWspieranie konkurencyjności w sektorze energetycznymoraz równoważenie interesów przedsiębiorstwi odbiorców energii to misja i zasadniczecele Prezesa URE. Z tego powodu Prezes UREaktywnie angażuje się w wiele przedsięwzięć promującychkoncepcję społecznej odpowiedzialnościprzedsiębiorstw energetycznych (SOP). W opiniiPrezesa URE realizacja idei SOP jest potrzebnazarówno konsumentom, jak i przedsiębiorstwomenergetycznym. W ramach propagowania tej koncepcjiw 2011 r. Prezes URE kontynuował działaniarozpoczęte w 2010 r., ze szczególnym zwróceniemuwagi na „STREFĘ ODBIORCY W ENERGETYCE”.Prezes URE, decyzją Nr 4/2011 z 17 marca1. 2011 r., powołał Zespół do Spraw KoordynacjiPrac nad Odpowiedzialnością PrzedsiębiorstwEnergetycznych wobec Odbiorcy – STREFA OD-BIORCY W ENERGETYCE. Zespół zakończył swojeprace 31 grudnia 2011 r.W skład Zespołu weszli wybrani pracownicykomórek organizacyjnych URE, przede wszystkimz oddziałów terenowych URE, oraz przedstawiciele:PricewaterhouseCoopers Polska, Forum OdpowiedzialnegoBiznesu, CSRinfo, StowarzyszeniaKonsumentów Polskich, Federacji Konsumentów,Det Norske Veritas Poland Sp. z o.o., PracodawcówRP, Krajowej Agencji Poszanowania EnergiiSA. W pracach Zespołu brał także udział przedstawicielInstytutu Pracy i Spraw Socjalnych.Zadaniem Zespołu była: 1) identyfikacja i poszukiwanierozwiązań typowych problemów odbiorcówpaliw i energii w tym prace, we współpracyz przedsiębiorstwami energetycznymi, na rzeczpodnoszenia standardów jakościowych obsługiodbiorców, w szczególności odbiorców w gospodarstwachdomowych; 2) współdziałanie z przedsiębiorstwamienergetycznymi oraz organizacjamikonsumenckimi na rzecz rekomendowanych przezPrezesa URE Dobrych Praktyk, w kierunku tworzeniawłasnych kodeksów dobrych praktyk przezposzczególne przedsiębiorstwaenergetyczne,w tymw szczególnościzbieranie danychdotyczących stosowaniaprzez przedsiębiorstwaenergetycznedobrychpraktyk w celu ichupowszechniania;3) prace na rzeczpomocy odbiorcom,Rysunek 35. Tematy przedsięwzięć podejmowanych przez członkówZespołustandardy obsługiodbiorców13%inne prace23%Źródło: URE.ochrona środowiska8%Dobre PraktykiPrezesa URE3%efektywnośćenergetyczna13%zmiana sprzedawcy15%popularyzacjakoncepcji SOB25%w tym odbiorcom wrażliwym społecznie, w uniknięciuwstrzymania dostaw energii elektrycznej,paliw gazowych oraz ciepła; 4) współpracaz przedsiębiorstwami energetycznymi i ich organizacjamiw zakresie wykorzystania koncepcjispołecznej odpowiedzialności przedsiębiorstwenergetycznych do ochrony interesów odbiorców;5) współpraca z instytucjami i organizacjami zajmującymisię ochroną konsumentów; 6) współpracaz organizacjami zajmującymi się koncepcjąspołecznej odpowiedzialności biznesu, w zakresieochrony interesów odbiorców; 7) upowszechnianiewiedzy na temat praw odbiorcy na rynku energiielektrycznej, paliw gazowych oraz ciepła a takżeupowszechnianie wiedzy z zakresu prac Zespołupoprzez uczestniczenie w konferencjach, przygotowywanieszkoleń lub materiałów do publikacji.W 2011 r. członkowie Zespołu wzięli udziałw 87 przedsięwzięciach.Podejmowane działania dotyczyły wielu tematów,adresowane były do licznych grup adresatów i realizowanebyły w zróżnicowanychformach.Głównymi tematamiprac Zespołuw 2011 r. były: popularyzacjaogólnejkoncepcji społecznejodpowiedzialnościprzedsiębiorstw, zmianasprzedawcy energiielektrycznej, standardyobsługi odbiorców,świadomość efektyw-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>205
SPRAWOZDANIE 2011WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYnego użytkowania paliw i energii, popularyzacjaDobrych Praktyk Prezesa URE oraz ochrona środowiskaa także działania mające na celu upowszechnianiewiedzy o rynku energii i jego uwarunkowaniach,co przedstawia rys. 35 (str. 205).W 2011 r. Zespół podjął się przede wszystkimpopularyzacji ogólnej koncepcji społecznej odpowiedzialnościprzedsiębiorstw (SOP), mającej nacelu propagowanie i wymianę doświadczeń w zakresieSOP oraz wdrażanie tej koncepcji do praktykiprzedsiębiorstw energetycznych.W ramach prac poświęconych odbiorcy paliwi energii, znaczące miejsce w pracach Zespołu zajęłyzagadnienia związane z podnoszeniem przezprzedsiębiorstwa energetyczne standardów obsługiodbiorców oraz popularyzacją Dobrych PraktykPrezesa URE 168) . Poruszane w tym zakresie zagadnieniadotyczyły: standardów obsługi odbiorcóww zakresie przyłączania do sieci oraz obowiązkówwypełniania obowiązków w sposób ciągły i niezawodny;ochrony odbiorców przed nieuzasadnionympoziomem cen, poprzez ustalanie cen i stawekopłat oraz ich stosowanie; ochrona interesówodbiorców przed nieuzasadnionym wstrzymaniemdostaw nośników energii oraz zapewnienie prawidłowegorozliczania dostaw.Pracom na tę rzecz sprzyjały nie tylko okazjonalnespotkania, ale także bieżące działania pracownikówoddziałów terenowych URE oraz stano-168)Dobre praktyki sprzedawców energii elektrycznej i paliwgazowych oraz Operatorów Systemów Dystrybucyjnych, opublikowane27 września 2010 r. oraz Dobre praktyki sprzedawcówpaliw gazowych i Operatorów Systemów Dystrybucyjnych, opublikowane13 października 2010 r., www.ure.gov.pl.wiska Rzecznika Odbiorców Paliw i Energii, służąceodbiorcom radą i pomocą.Zespół prowadził zróżnicowane akcje edukacyjnew zakresie racjonalnego użytkowania energiielektrycznej i promowania idei jej oszczędzania.Propagując mechanizmy wdrażające efektywnośćenergetyczną próbowano zaszczepić nawykioszczędzania energii wśród jej odbiorców, ale takżewśród młodzieży i studentów.W związku z prowadzoną przez URE kampaniąedukacyjno-informacyjną „I Ty możesz zmienićsprzedawcę prądu” Zespół prowadził działaniamające na celu przybliżenie odbiorcom końcowymenergii elektrycznej problematyki związanejz ekonomicznymi i prawnymi aspektami zmianysprzedawcy, koncentrując się na praktycznychwskazówkach jak dokonać wyboru sprzedawcyi zawrzeć umowę sprzedaży.Z efektywnym użytkowaniem paliw i energii bliskozwiązane są zagadnienia dotyczące ochronyśrodowiska, którym Zespół także poświęcił wieleuwagi, np.: w cyklu spotkań odbywanych w ramachprogramu Naczelnej Organizacji Technicznejpt. „Bezpieczne Praktyki i Środowisko”, odbywającegosię w dziesięciu miastach w Polsce: Gnieźnie,Kaliszu, Koninie, Lesznie, Łodzi, Pile, Poznaniu,Szczecinie, Warszawie i Wrocławiu. Podczas spotkańw ramach tego programu Zespół upowszechniałwiedzę na temat oszczędzania energii i odnawialnychźródeł energii. Zespół wziął także udziałw projektach ekologicznych, jak: „Patrz i zmieniaj”– podczas którego uczniom zespołu szkół ogólnokształcącychzaprezentowano zagadnienia związanez oszczędnością energii i wynikającymi z tegokorzyściami dla środowiska naturalnego; „LiderLokalnej Ekologii” – to inny projekt edukacyjno--promocyjny o charakterze ekologicznym, któregoorganizatorem jest Komunalny Związek Gmin„Dolina Redy i Chylonki”, a jego celem aktywizacjaspołeczności lokalnych do działań na rzeczochrony środowiska, zrównoważonego rozwojui bezpieczeństwa ekologicznego; podczas Międzynarodowejkonferencji ECOFORUM „Po pierwsześrodowisko”, zorganizowanej w Lublinie po razdrugi. Zainicjowana w ubiegłym roku przez PrezydentaMiasta Lublina, konferencja była okazjądo wymiany pomysłów oraz doświadczeń w zakresieskutecznej ochrony środowiska. Tegorocznaedycja konferencji poświęcona została zagadnieniomekologii w górnictwie i ciepłownictwie orazpromowaniu nowych rozwiązań technologicznychw energetyce odnawialnej.Oprócz wymienionych wcześniej grup tematów,pracownicy oddziałów terenowych URE braliudział w przedsięwzięciach, w trakcie których upowszechnianowiedzę na temat: roli i zadań PrezesaURE; rynku paliw i energii, zachodzących na nimprocesów, praw i obowiązków odbiorców; zasadrozliczeń za energię, paliwa gazowe, ciepło; ustawy– Prawo energetyczne i jej wpływu na kształtrynku energetycznego w Polsce; zagrożeń ciągłeji niezawodnej dostawy mediów energetycznych doodbiorców; zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego;odnawialnych źródeł energii; energetykijądrowej; oświetlenia drogowego.Inne prace podejmowane przez oddziały terenoweURE polegały na współpracy z: Zespołemds. zarządzania kryzysowego województwa mazo-206 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYSPRAWOZDANIE 2011wieckiego; Urzędem Miejskim w Katowicach w ramachprogramu URBACT II; Radą Konsultacyjnąprzy Marszałku Województwa Małopolskiego ds.Przygotowania planu energetycznego dla województwamałopolskiego; Wojewódzką Radą ds.Bezpieczeństwa Województwa Pomorskiego; Zespołemds. Bezpieczeństwa Energetycznego WojewództwaWarmińsko-Mazurskiego.W celu oszacowania wpływu podwyżek cenenergii elektrycznej na skalę ubóstwa energetycznegooraz podjęcia próby zdefiniowania grupspołecznych których to zjawisko może dotyczyć,współpracowano z Instytutem Pracy i Spraw Socjalnychw zakresie wykonania analizy dotyczącejdanych na temat wydatków gospodarstw domowychna energię (nie tylko elektryczną, ale takżegaz, centralne ogrzewanie, opał i inne źródłaogrzewania możliwe do wymienienia) za 2008 r.Zespół dzielił się także zdobytymi informacjamii doświadczeniami z prac Zespołu na łamach BiuletynuURE 169) .Adresatami podejmowanych działań były przedewszystkim przedsiębiorstwa energetyczne oraz or-169)I. Figaszewska − Nowe instrumenty i inicjatywy społecznejodpowiedzialności biznesu, Biuletyn URE nr 3/2011; Zespół dospraw Koordynacji Prac nad Problematyką Społecznej OdpowiedzialnościPrzedsiębiorstw Energetycznych Wobec Odbiorcy– „Strefa Odbiorcy w Energetyce” − Społeczna odpowiedzialnośćprzedsiębiorstw energetycznych w świetle trzecich badańankietowych. Raport, Warszawa, sierpień 2011 r., Biuletyn UREnr 3/2011; Zespół do spraw Koordynacji Prac nad ProblematykąSpołecznej Odpowiedzialności Przedsiębiorstw EnergetycznychWobec Odbiorcy – „Strefa Odbiorcy w Energetyce” – Raport z badańankietowych przedsiębiorstw ciepłowniczych, Biuletyn UREnr 3/2011.gany władzy i administracji terenowej, a także:młodzież szkolna i studenci szkół wyższych, odbiorcypaliw i energii, stowarzyszenia, organizacjespołeczne, jednostki badawcze i doradcze.Rysunek 36. Adresaci przedsięwzięć podejmowanych przez członków Zespołujednostki badawcze/doradcze5%organizacje społeczne6%Źródło: URE.Do podstawowych form realizacji poszczególnychprzedsięwzięć zaliczono: spotkania i posiedzenia,konferencje, szkolenia, wygłaszane referaty,wykłady i udział w panelach dyskusyjnych.Rysunek 37. Forma realizacji wszystkich podjętychprzez Zespół przedsięwzięćkongreskonferencje15%odbiorcy11%foradebatysympozja8%referatywykładypanele10%zarządcy nieruchomości1%szkoły/uczelnie14%seminaria5%stowarzyszenia/spółdzielcy9% przedsiębiorstwaenergetyczne29%organy władzyi administracji terenowej21%szkolenia13%spotkaniaposiedzenia40%pracownicy URE2%warsztatytargi3%współpraca6%Źródło: URE.W ramach prac Zespołu zostały przygotowane2. oraz przeprowadzone trzecie badania ankietowedotyczące społecznej odpowiedzialnościprzedsiębiorstw energetycznych, których wynikizawarto w raporcie pt. „Społeczna odpowiedzialnośćprzedsiębiorstw energetycznychw świetle trzecich badańankietowych. Raport” 170) .Badanie stanowiło kontynuacjębadań przeprowadzonych w 2009i 2010 r. 171) Rezultaty badania mająistotne znaczenie dla działań PrezesaURE na rzecz wdrożenia koncepcjispołecznej odpowiedzialności przedsiębiorstw(SOP) do sektora elektroenergetycznego.Trzeci sprawdzian stosowania społecznejodpowiedzialności przedsiębiorstw w energetycejest potwierdzeniem starań Prezesa UREo wzmocnienie pozycji odbiorcy na rynku energii,a szczegółowe wnioski potrzebne są regulatorowido podejmowania stosownych działań aplikacyjnychw sferze szeroko rozumianych standardówrzecznicy konsumentów1%uniwersytety trzeciego wieku1%170)Warszawa, sierpień 2011 r., Biuletyn URE nr 3/2011.171)Społeczna odpowiedzialność przedsiębiorstw energetycznychw świetle badań ankietowych. Raport, Zespół do Przeprowadzeniai Opracowania Badań Ankietowych DotyczącychProblematyki Społecznej Odpowiedzialności PrzedsiębiorstwEnergetycznych, Urząd <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>, Warszawa, 30czerwca 2009 r., Biuletyn URE nr 5/2009; Społeczna odpowiedzialnośćprzedsiębiorstw energetycznych w świetle drugichbadań ankietowych. Raport, Zespół do spraw Prac nad ProblematykąSpołecznej Odpowiedzialności Przedsiębiorstw Energetycznychw URE – „Strefa Odbiorcy”, Urząd <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>,Warszawa, 4 sierpnia 2010 r., Biuletyn URE nr 5/2010.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>207
SPRAWOZDANIE 2011WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYobsługi odbiorcy energii (np. programy edukacyjne,kodeksy); jest to również dowód, że zainteresowaniesię regulatora tą problematyką nie macharakteru okazjonalnego, wręcz przeciwnie są tosprawy, do których Prezes URE przywiązuje dużąuwagę. Jest to o tyle istotne, że środki protekcjiodbiorcy, którymi dysponuje w obecnym stanieprawnym są bardzo ograniczone.Ankiety podzielone były na cztery części dotycząceogólnie SOP: strategii SOP; zarządzaniaSOP; całościowych procedur SOP; konkretnychdziałań SOP podejmowanych przez zarządy spółekw odniesieniu do środowiska pracowniczego, środowiskanaturalnego, społeczności lokalnej orazrynku, oraz szczegółowo ujętej problematyki tzw.odbiorcy wrażliwego społecznie.Pojawiły się nowe pytania, które dotyczyły narzędziautoregulacji zawartych w „Dobrych PraktykachSprzedawców energii elektrycznej i OperatorówSystemów Dystrybucyjnych” i „Dobrych PraktykachSprzedawców gazu ziemnego i Operatorów SystemówDystrybucyjnych” 172) oraz w systemie zarządczym ISO26000:2010, Guidance on social responsibility 173) .Ankietami objęto okres 1 stycznia 2010 r. –31 grudnia 2010 r., co pozwoliło na porównaniez danymi uzyskanymi z analizy ankiet za okresywcześniejsze.172)Dokumenty opublikowane 27 września 2010 r. oraz13 października 2010 r. na www.gov.pl.173)1 listopada 2010 r. − data opublikowania przez ISO normyISO 26000:2010, Guidance on social responsibility. Normaobecnie jest dostępna odpłatnie, np. w j. angielskim, na stroniewww.iso.org, za 192 CHF. Trwają prace nad przetłumaczeniemnormy na j. polski. W Polsce będzie dostępna także odpłatnie.Ankiety zostały skierowane przez Prezesa UREna ręce prezesów 34 zarządów przedsiębiorstwenergetycznych i zostały rozesłane w połowie marca2011 r., a ich zwrot, prawie w całości, nastąpiłdo końca kwietnia.W porównaniu z poprzednimi badaniamizwrot ankiet nastąpił od prawie wszystkichprzedsiębiorstw. Zwrot ankiet otrzymano bowiemod 97% całej próby badawczej (stanowito wzrost o 20 punktów procentowych w porównaniuz ubiegłym badaniem i 37 w stosunku dopierwszego), co należy uznać za sukces. Odpowiedziudzielone przez zarząd grupy kapitałowejw imieniu jej członków spowodowały, że ostatecznapróba badawcza ankiety objęła 29 podmiotów.Termin przewidziany do wypełnienia ankiety− miesięczny, krótszy o połowę niż w 2010 r. −okazał się wystarczający. Można z tego wyciągnąćoptymistyczny wniosek, że treść ankiety przestałaprzedsiębiorstwom sprawiać trudności i miałyczym się pochwalić.Badaniem objęto przedsiębiorstwa energetyczne,znajdujące się w bazie udzielonych koncesjiURE, tj. uwzględniające kryteria art. 32ustawy − Prawo energetyczne, reprezentującetrzy podstawowe rodzaje mediów energetycznychoraz wszystkie zakresy działalności energetycznej.Przedmiotem badania był poziom percepcjii stan praktycznych wdrożeń koncepcji SOPw przedsiębiorstwach energetycznych.Jak pokazują wyniki trzecich badań ankietowych,w środowisku przedsiębiorców zajmującychsię biznesem energetycznym koncepcja SOP sięzadomowiła: jej zasady oraz idee związane z, szerokomówiąc: filantropią, zachowaniami ekologiczniepoprawnymi, troską o sprawy pracownicze sącoraz lepiej znane i obecne w strategiach biznesowychfirm. Nie jest rzadkością tworzenie specjalnejstrategii SOP. Z praktyką jest różnie, jednak i w tejmierze zaangażowanie firm jest wyraźne i na pewnowiększe niż w latach poprzednich. Natomiast to,co jest istotą „SOPE”, czyli społecznej odpowiedzialnościprzedsiębiorstw energetycznych i jest zawartew definicji Prezesa URE 174) – trochę inne traktowanieSOP w dziedzinach monopolu naturalnego −zaczyna być zauważalnym motywem działań w tejsferze. Nadal dominuje logika: filantropia (w szerokimznaczeniu) i ekologia wizerunek korzyśćfirmy, co nie budziło by zdziwienia w zachowaniachfirm na rynkach konkurencyjnych. W sytuacji polskiegorynku energii, na którym pozycja odbiorcyjest dużo słabsza niż dostawcy i sprzedawcy, sytuacjata wymaga dopełnienia szczególną wobecodbiorcy rzetelnością w dochowaniu standardówobsługi odbiorców. Pomocą w tym są podejmowaneinicjatywy Prezesa URE na rzecz poszanowaniai wzmocnienia praw odbiorcy energii, jak rekomendowanieprzez regulatora w ww. „Dobrych PraktykSprzedawców energii elektrycznej i OperatorówSystemów Dystrybucyjnych” i „Dobrych PraktykSprzedawców gazu ziemnego i Operatorów SystemówDystrybucyjnych”.174)Zob. w Prezes Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> a społecznaodpowiedzialność przedsiębiorstw energetycznych. Raport końcowy,Zespół ds. Prac badawczych nad Problematyką SpołecznejOdpowiedzialności Przedsiębiorstw Energetycznych, Warszawa1 września 2008 r., Biuletyn URE nr 6/2008.208 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYSPRAWOZDANIE 2011Państwa członkowskie UE − przepisami dyrektywyIII pakietu energetycznego 175) dotyczącejochrony odbiorców − zostały zobowiązane dopodejmowania właściwych środków dla ochronyodbiorców końcowych, a w szczególności dowprowadzenia odpowiednich zabezpieczeń chroniącychodbiorców wrażliwych społecznie, łącznieze środkami pomagającymi tym odbiorcom uniknąćodłączenia od sieci. W celu wypełnienia przezPolskę tego zobowiązania, w „Polityce energetycznejPolski do 2030 roku” 176) , Program DziałańWykonawczych na lata 2009–2012, działanie 5.5.– Ochrona najgorzej sytuowanych odbiorcówenergii elektrycznej przed skutkami wzrostu centej energii, przyjęto następujący sposób realizacjitego zadania:1) przygotowanie i wdrożenie odpowiedniego rozwiązaniaw ramach krajowego systemu pomocyspołecznej dotyczącego ochrony najsłabszychekonomicznie grup odbiorców energii elektrycznejw gospodarstwach domowych. Zadanie tomiało zostać zrealizowane w 2010 r.,2) przygotowanie i wdrożenie dodatkowego rozwiązania,polegającego na świadczeniu pomocynajuboższym grupom odbiorców energii elektrycznejprzez przedsiębiorstwa energetyczne175)Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WEz 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznegoenergii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE,Dz. U. UE L211/55; Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady2009/73/WE z 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynkuwewnętrznego gazu ziemnego i uchylająca dyrektywę 2003/55/WE,Dz. U. UE L211/94.176)Dokument przyjęty przez Radę Ministrów 10 listopada2009 r.w ramach opracowywanych przez nie programówpomocy (tzw. zasada odpowiedzialnościspołecznej biznesu CSR – Corporate SocialResponsibility) w sektorze elektroenergetykiw warunkach konkurencyjnego rynku energiielektrycznej. Realizacja i tego zadania miałanastąpić także w 2010 r.Odpowiedzialnymi za realizacje tych zadań sąminister właściwy ds. gospodarki i minister właściwydo spraw zabezpieczenia społecznego.Dotychczas nadal brak jest systemowych rozwiązańpowyższej kwestii i Ministerstwo Gospodarkipracuje nad wdrożeniem III pakietu 177) .W świetle powyższego, utrzymano specjalnączęść ankiety temu poświęconą aby dowiedziećsię, czy przedsiębiorstwa energetyczne przygotowująsię do realizacji tego zadania, czy też możeprzyjęły „pozycję wyczekującą”, spodziewając sięogólnych rozwiązań prawno-systemowych.Ogólnie zmniejszyła się liczba spółek planującychprzyjęcie definicji „odbiorcy wrażliwegospołecznie”. Środowisko przedsiębiorców energetycznychczeka bowiem na rozwiązanie praw-177)11 maja 2010 r. Rada Ministrów przyjęła założenia do aktówprawnych wprowadzających system ochrony odbiorcówwrażliwych energii elektrycznej. Z informacją na ten temat możnazapoznać się na www.kprm.gov.pl/rzad/decyzje_rzadu/id:4734”.Prace nad prawnym rozwiązaniem ustawowym nie zostały dokońca 2011 r. zakończone. Ministerstwo Gospodarki 22 grudnia2011 r. zaprezentowało pakiet trzech ustaw, w tym: nowe Prawoenergetyczne i Prawo gazowe, czym rozpoczęło konsultacje społeczne.Zarówno w projekcie nowej ustawy Prawo energetyczne,jak i Prawo gazowe, przewidziane są rozwiązania prawne mającena celu pomoc tzw. odbiorcom chronionym w uniknięciu wstrzymaniadostaw energii elektrycznej i gazu ziemnego, ww.mg.gov.ploraz www.cire.pl.no-systemowe, wtedy będą mogli uregulować tęsprawę dodatkowo wewnętrznymi przepisami.Niektóre spółki zakładają przyjęcie definicji odbiorcywrażliwego społecznie w sytuacji wprowadzeniataryfy socjalnej, czyli takiej, która zawierałabypreferencyjne stawki cen i opłat dla odbiorcówznajdujących się w trudnej sytuacji ekonomiczno--społecznej takich, jak rodziny wielodzietne, osobystarsze korzystające z doraźnej bądź stałej opiekiOśrodków Pomocy Społecznej (OPS). Precyzyjnadefinicja odbiorcy wrażliwego społecznie powinnabyć wtedy wprowadzona do tekstu zatwierdzonejtaryfy dla energii elektrycznej.Analiza udzielonych odpowiedzi skłania do podobnejopinii co w latach ubiegłych, że bez zdefiniowaniabeneficjentów programów pomocy, pomoctaka nadal jest udzielana.Okazało się, że współpracę z OPS podjęły lubplanują podjąć praktycznie wszyscy sprzedawcyw elektroenergetyce, gazownictwie i nielicznespółki ciepłownicze − z powodu odmiennegocharakteru odbiorców (wspólnoty mieszkaniowe,spółdzielnie itp.), a zatem te firmy, które mają bezpośredniąstyczność z odbiorcą. W przytaczanychprzez przedsiębiorstwa energetyczne sposobachangażowania się OPS w pomoc odbiorcom paliwi energii występują podobne działania co w poprzednichlatach, i tak m.in.: regulowanie przezOPS za odbiorcę należności: na pokrycie zadłużenia,za wznowienie dostarczania energii elektrycznej,za przyłączenie do sieci, opłacanie fakturodbiorcom, którym przysługuje okresowa pomocsocjalna, w wielu przypadkach w formie ratalnej;opłacanie przez OPS za odbiorcę zaległych należ-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>209
SPRAWOZDANIE 2011WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYności, głównie w sytuacji zagrożenia wstrzymaniadostarczania energii elektrycznej w ramach prowadzonychdziałań windykacyjnych; ustalanie terminówpłatności, które reguluje za odbiorców OPS.W gazownictwie dotyczy to każdego klienta, któryzgłosi, że za niego rachunek reguluje OPS; składanieprzez OPS wniosków (jako pełnomocnicy odbiorców)o wznowienie dostarczania energii elektryczneji zastosowanie w rozliczeniach przedpłatowegosystemu rozliczeń; pośredniczenie przezOPS w przypadku rozłożenia należności na raty,w przesunięciu terminu płatności; uzgadnianie stanuzadłużenia oraz wpłat dokonywanych przez odbiorców,którzy otrzymują świadczenia; uczestniczenieOPS w długoterminowych planach ratalnejspłaty zadłużenia. Generalnie można stwierdzić, żefirmy podejmowały współpracę z OPS dla zapobieganiawstrzymaniu dostaw gazu, czy energii.Na uwagę zasługuje to, że nie tylko utrzymywanokontakty z OPS, ale także z innymi organizacjamipomocowymi działającymi w ramachNGO, czy też związków wyznaniowych, ze stronyktórych było też dofinansowanie tzw. odbiorcówwrażliwych.Wnioski, które można wyprowadzić z trzeciegobadania są wyraźnie odmienne do poczynionychobserwacji w pierwszym i drugim badaniu.W szczególności warto zwrócić uwagę na następującesprawy: duże zainteresowanie przedsiębiorstwenergetycznych koncepcją SOP (zgłaszanagotowość wypełnienia ankiety także przez firmyz poza listy adresatów); wyraźna akceptacja obecnościSOP w firmie; wzrost adekwatnych działań;upowszechnianie się przyjmowania formalnej strategiina rzecz SOP; szczególnie duże jest zaangażowaniefirm w sferę spraw pracowniczych i ekologię;rosnące rozumienie SOP jako SOPE; DobrePraktyki Prezesa URE – dosyć dobrze wykorzystywanenarzędzie, co potwierdzałoby coraz większerozumienie SOP jako SOPE, szczególnie w sferzerelacji z odbiorcami; Wytyczne ERGEG coraz lepiejwykorzystywane narzędzie SOPE, szczególnie dlatworzenia standardów dobrych relacji z odbiorcami;utrzymywanie się przewagi pochodnych systemówISO wśród wykorzystywanych przez firmyprocedur zarządczych poszczególnymi sferamiSOP; ujednolicanie podejścia do rozumienia i praktykiSOP w ramach grup kapitałowych.Wyraźny postęp, można odnotować w przedsiębiorstwachelektroenergetycznych, które nadrabiajązaległości w stosunku do gazowniczychi ciepłowniczych, dotyczy to zarówno obecnościzasad i celów SOP w strategii biznesowej, posiadaniastrategii SOP, jak i stosowanych narzędzi (m.in.dobrowolne inicjatywy/autoregulacja).Regres, jeszcze mniejszy stopień zaangażowaniarespondentów, niż w poprzednich edycjach ankiety,wystąpił w udzielaniu odpowiedzi na częśćdotyczącą odbiorcy wrażliwego społecznie. Dotyczyto w szczególności kwestii: braku zdefiniowaniaodbiorcy wrażliwego i braku jakichkolwiek ichrejestrów; liczebności zjawiska; skali i rodzajówudzielanej pomocy finansowej odbiorcom; wykorzystanialiczników przedpłatowych jako narzędziazapobiegającemu wstrzymaniu dostaw, zwłaszczaenergii elektrycznej.Wyraźnie mniejsze zaangażowanie się przedsiębiorstww udzielaniu odpowiedzi na tę część ankietynie oznacza, że sprawa dla nich nie istnieje.Przeciwnie, w odpowiedziach są informacje wskazującena „intuicyjne” wyczucie problemu odbiorcywrażliwego i zatem na utrzymywanie pewnychdziałań zapobiegających wstrzymaniu dostaw,zwłaszcza energii elektrycznej. Dominuje jednakpowszechne oczekiwanie na rozwiązanie prawno--systemowe.Z odpowiedzi wynika potwierdzenie uprzednio– w dwóch poprzednich badaniach – zdiagnozowanegopoglądu, że po pierwsze − firmy energetycznenadal oczekują od regulatora pełnieniaprzede wszystkim funkcji edukatora: wsparcieedukacyjne, upowszechnianie przykładów najlepszychpraktyk i już w znacznie mniejszym stopniupromotora – co wiąże się ze współtworzeniempewnych wytycznych, czy grupową współpracą;po drugie − zdecydowanie się obawiają zewnętrznegoklasyfikowania, rankingów tworzonych przezregulatora. Można to także interpretować, że firmynie dopuszczają możliwości biernej postawy regulatorawobec koncepcji SOP.W ramach prac Zespołu zostały także przygotowaneoraz przeprowadzone pierwsze bada-3.nia ankietowe dotyczące społecznej odpowiedzialnościprzedsiębiorstw ciepłowniczych, których wynikizostały zawarte w raporcie pt. Raport z badańankietowych przedsiębiorstw ciepłowniczych 178) ,obejmujące zarówno zagadnienia społecznej odpowiedzialnościprzedsiębiorstw ciepłowniczych, jak178)Raport z badań ankietowych przedsiębiorstw ciepłowniczych,Łódź, sierpień 2011 r., Biuletyn URE nr 3/2011.210 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
WZMOCNIENIE POZYCJI ODBIORCYSPRAWOZDANIE 2011i problemy związane z odbiorcami wrażliwymi społecznie.Celem badania było udzielenie odpowiedzi,czy przedsiębiorstwa ciepłownicze dostrzegająkoncepcję SOP oraz czy w ciepłownictwie występujezagadnienie odbiorcy wrażliwego społeczniei w przypadku odpowiedzi twierdzącej znalezieniedefinicji takiego odbiorcy, właściwej dla sektora ciepłowniczego.Zgodnie bowiem z definicją odbiorcyzawartą w ustawie – Prawo energetyczne odbiorcąjest każdy kto otrzymuje lub pobiera paliwa napodstawie umowy z przedsiębiorstwem energetycznym.W ciepłownictwie najczęściej mamy doczynienia z odbiorcami instytucjonalnymi takimijak spółdzielnie czy wspólnoty mieszkaniowe. Nieoznacza to jednak, że odbiorcy indywidualni tacyjak przykładowo właściciele domków jednorodzinnychnie zawierają umów z przedsiębiorstwami ciepłowniczymi.Należy jednak ustalić, czy ci odbiorcyciepła będący jednocześnie właścicielami nieruchomościspełniają kryteria odbiorców wrażliwychspołecznie. W badaniu ankietowym zwrócono takżeuwagę na problematykę odbiorcy wrażliwego w budynkachwielolokalowych.Badaniem ankietowym objęto okres od 1 stycznia2010 r. do 31 grudnia 2010 r. Ankietę wysłanodo 27 przedsiębiorstw ciepłowniczych na tereniecałego kraju. Największe przedsiębiorstwo ciepłowniczebiorące udział w badaniu posiadało zawarteumowy sprzedaży ciepła z 1 612 odbiorcamii w ciągu roku sprzedawało 1 821 181 GJ ciepła,najmniejsze odpowiednio − 232 umowy i sprzedażciepła w wysokości 274 058 GJ.Ankiety, skierowane przez Prezesa Urzędu<strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> na ręce prezesów zarządówprzedsiębiorstw ciepłowniczych, zostały rozesłanepod koniec kwietnia 2011 r. Większośćprzedsiębiorstw udzieliła odpowiedzi w terminie,do końca maja 2011 r. Zwrot ankiet otrzymanow 93% próby badawczej.Informacje uzyskane na podstawie badań ankietowychwskazują na istniejącą świadomośćSOP oraz wolę wdrażania tej koncepcji w działalnośćprzedsiębiorstw ciepłowniczych. Wprawdzienie są to działania systemowe ale możnazaobserwować pewne zaczątki tej dzielności.Spośród badanych przedsiębiorstw 64% posiadastrategię biznesową i wdrożyło w swoich przedsiębiorstwachsystemy zarządcze, procedury lubwytyczne w zakresie realizacji społecznej odpowiedzialnościw biznesie. Ankietowane przedsiębiorstwawskazywały na znaczne zaangażowaniew obszarze realizacji zadań dotyczących wpływuna rynek. Do głównych zadań realizowanychprzez przedsiębiorstwa ciepłownicze w zakresieSOP dotyczących wpływu na rynek należą przedewszystkim cykliczne spotkania z odbiorcami,promocja ciepła systemowego, przeprowadzaniebadań ankietowych wśród odbiorców ciepłamających na celu poznanie ich opinii i oczekiwańw zakresie standardów jakościowych obsługi,a także edukowanie odbiorców poprzez ulotki informacyjneczy doradztwo techniczne. Aktywnośćw tym obszarze jest ściśle związana z funkcjonowaniemprzedsiębiorstw ciepłowniczych na rynkulokalnym. Przedsiębiorstwa ciepłownicze potrzebująjednak wsparcia edukacyjnego Prezesa URE,upowszechniania przykładów najlepszych praktykoraz współtworzenia wytycznych.Nagrody i wyróżnienia przyznane przedsiębiorstwomciepłowniczym potwierdzają ich współdziałaniez różnymi grupami interesariuszy – odbiorcamiciepła, pracownikami, społecznościami lokalnymi,parterami biznesowymi i środowiskiem naturalnym.Odpowiedzialny biznes polega bowiemna prowadzeniu dialogu ze wszystkim grupamiinteresariuszy. Zasadnym jest poznanie oczekiwańspołecznych i włączenie ich w strategię zarządzaniai ciągłym monitorowaniu zachodzących zmian.Wdrożenie idei społecznej odpowiedzialnościprzedsiębiorstw do zarządzania wszystkich przedsiębiorstwciepłowniczych powinno przyczynićsię do ochrony odbiorców wrażliwych społecznie.Jest to problem szczególnie istotny ze względu nawzrost cen energii, ciepła i paliw gazowych. Należypodkreślić, że przedsiębiorstwa ciepłownicze pełniąważną rolę w pomocy tym odbiorcom podejmującinicjatywy zmierzające do ograniczenia lubnawet całkowitego wyeliminowania wstrzymaniadostaw ciepła. Na 25 przedsiębiorstw objętych badaniem,19 przedsiębiorstw nie skorzystało z przysługującegoim uprawnienia wstrzymania dostawciepła. Były to inicjatywy dobrowolne, podejmowanew ramach realizacji koncepcji społecznejodpowiedzialności przedsiębiorstw. Nie wynikałyone jednak ani z przyjętych programów ani wdrożonychkodeksów dobrych praktyk.Zakończenie prac przez Zespół nie oznacza zakończeniaprac przez Prezesa URE na rzecz wspieraniakonkurencyjności w sektorze energetycznymoraz równoważenia interesów przedsiębiorstwi odbiorców a także promowania koncepcji społecznejodpowiedzialności przedsiębiorstw ener-nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>211
SPRAWOZDANIE 2011FUNKCJONOWANIE URZĘDUgetycznych. W celu kontynuacji podjętych prac,lecz w zmienionej formule organizacyjnej, zostałoutworzone w strukturze nowego DepartamentuKomunikacji Społecznej i Informacji, samodzielnestanowisko do spraw edukacji służącej zwiększeniuefektywności użytkowania paliw i energii orazpromowania społecznej odpowiedzialności przedsiębiorstwenergetycznych.Prace na rzecz kontynuacji upowszechnianiakoncepcji społecznej odpowiedzialności przedsiębiorstwwśród przedsiębiorstw energetycznychoraz implementacji przez przedsiębiorstwa energetyczneww. Dobrych Praktyk Prezesa URE, będąnadal prowadzone przez oddziały terenowe URE.Część V. Funkcjonowanieurzędu1. Organizacja i funkcjonowanieurzęduPrezes Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> jest centralnymorganem administracji rządowej realizującymzadania z zakresu spraw regulacji gospodarkipaliwami i energią oraz promowania konkurencji,działającym na podstawie przepisów ustawy – Prawoenergetyczne. Prezes URE wykonuje zadaniaprzy pomocy Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> (URE),który powstał na podstawie art. 21 ust. 4 ustawy –Prawo energetyczne oraz Zarządzenia Ministra Gospodarkiz 1 października 2007 r. w sprawie nadaniastatutu Urzędowi <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> w celuobsługi Prezesa URE 179) . Na mocy ww. przepisóworaz Zarządzenia Prezesa URE z 14 października2011 r. w sprawie ustalenia regulaminu organizacyjnegoUrzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> (Zarządzenienr 7/2011), w skład urzędu wchodzą następującekomórki organizacyjne:1) departamenty i biura:• Departament Komunikacji Społecznej i Informacji,• Departament Przedsiębiorstw Energetycznych,• Departament Taryf,• Departament Promowania Konkurencji,• Biuro Prawne,• Biuro Dyrektora Generalnego;2) wyodrębnione stanowiska:• Stanowisko do Spraw Ochrony InformacjiNiejawnych,• Stanowisko do Spraw Współpracy Międzynarodowej,• Stanowisko do Spraw Audytu Wewnętrznego;3) oddziały:• Oddział Centralny w Warszawie,• Południowo-Wschodni Oddział Terenowyz siedzibą w Krakowie,• Zachodni Oddział Terenowy z siedzibą w Poznaniu,• Środkowo-Zachodni Oddział Terenowy z siedzibąw Łodzi,179)M. P. z 2007 r. Nr 71, poz. 769 oraz z 2011 r. Nr 84, poz. 879.• Wschodni Oddział Terenowy z siedzibą w Lublinie,• Północny Oddział Terenowy z siedzibąw Gdańsku,• Północno-Zachodni Oddział Terenowy z siedzibąw Szczecinie,• Południowy Oddział Terenowy z siedzibąw Katowicach,• Południowo-Zachodni Oddział Terenowyz siedzibą we Wrocławiu.2. Zatrudnienie i kwalifikacje(szkolenia)31 grudnia 2011 r. w Urzędzie <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>zatrudnionych było 311 osób, z czego282 osoby to członkowie korpusu służby cywilneja 29 osób to pracownicy urzędu, do których niemają zastosowania przepisy ustawy o służbie cywilnej(tj. pracownicy zatrudnieni na stanowiskachrobotniczych i obsługi, dyrektorzy oddziałów terenowych,kierownicze stanowiska państwowe).168 osoby pracowały w departamentach i biurach„Centrali” urzędu oraz 143 osoby były zatrudnionew oddziałach terenowych URE.Spośród osób zatrudnionych w URE, na 31 grudnia2011 r. 63 osoby posiadały status urzędnikasłużby cywilnej, w tym 53 osoby, które pomyślnieprzeszły postępowanie kwalifikacyjne (w 2011 r.– 2 osoby) oraz 10 osób to absolwenci KrajowejSzkoły Administracji Publicznej. Urzędnicy służbycywilnej stanowili 20% osób zatrudnionych w URE.212 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
FUNKCJONOWANIE URZĘDUSPRAWOZDANIE 2011W 2011 r. przyjęto do pracy 35 osób, natomiastz 25 osobami został rozwiązany stosunek pracy,w tym:• na podstawie porozumienia stron – 4 osoby,• na podstawie wypowiedzenia przez pracownika– 4 osoby,• na podstawie wypowiedzenia przez pracodawcę– 1 osoba,• z upływem czasu, na który była zawarta umowa– 6 osób,• w związku z przejściem na rentę lub emeryturę– 8 osób,• przeniesienie służbowe do innego urzędu – 1 osoba,• odwołanie ze stanowiska – 1 osoba.Pracownicy z wykształceniem wyższym – 294osoby (tj. 94,5% zatrudnionych), w tym:• doktor – 7 osób,• magister inżynier – 72 osoby,• magister – 201 osób,• inżynier – 5 osób,• licencjat – 9 osób.Pracownicy z wykształceniem średnim stanowili4,5% ogółu pracowników urzędu tj. 14 osób, natomiastpracownicy z wykształceniem policealnym− 1% tj. 3 osoby.Struktura wykształcenia przedstawia się następująco:• ekonomiści – 15,75%,• prawnicy – 19,6%,• energetycy i elektrycy – 7,4%,• mechanicy – 4,5%,• specjaliści z zakresu zarządzania − 7,7%,• specjaliści z zakresu ochrony środowiska – 2%,• administratywiści – 7,7%,• inne zawody – 35,35%.Według stanu na 31 grudnia 2011 r. w urzędziezatrudnionych było 187 kobiet i 124 mężczyzn.3. BudżetPlan dochodów i wydatków na 31.12.2011 r.dla części 50 – Urząd <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> (URE)wynosił:• dochody – 86 070 tys. zł,• wydatki – 35 391 tys. zł.Wykonanie budżetu URE ukształtowało się następująco:• dochody wyniosły 91 228 tys. zł, tj. 106,0%planu,• wydatki wyniosły 34 867 tys. zł, tj. 98,5% planupo zmianach.3.1. DochodyW 2011 r. łączne wykonanie dochodów URE wyniosło91 228 tys. zł co stanowiło 106,0% planuna rok 2011. Dochody uzyskane w 2011 r. byłyo 4,8% niższe niż w roku 2010.Opłaty z tytułu uzyskania koncesjiPodstawowe źródło dochodów, tak jak w ubiegłychlatach, stanowiły opłaty z tytułu uzyskaniakoncesji wnoszone przez przedsiębiorstwa energetyczne,zgodnie z art. 34 ust. 1 ustawy – Prawoenergetyczne, w wysokości określonej przepisamirozporządzenia Rady Ministrów z 5 maja 1998 r.w sprawie wysokości i sposobu pobierania przezPrezesa URE corocznych opłat wnoszonych przezprzedsiębiorstwa energetyczne, którym zostałaudzielona koncesja 180) .Z tytułu opłat koncesyjnych do budżetu państwawpłynęło 91 112 tys. zł, co stanowiło 105,9%planowanych na 2011 r. dochodów z tego tytułu.W 2011 r. w celu wyegzekwowania należnościz tytułu opłat koncesyjnych oraz kar pieniężnychnałożonych na przedsiębiorstwa energetyczne,prowadzono następujące działania windykacyjne:• wysłano 1 050 wezwań do zapłaty, do koncesjonariuszy,którzy nie wnieśli opłat, ani nieprzesłali formularzy,• 219 wezwań do zapłaty, do koncesjonariuszy,którzy nie wnieśli opłat, a przesłali formularze,• 679 pozostałych potwierdzeń sald i wezwań dozapłaty,• w stosunku do 305 przedsiębiorstw energetycznychwszczęto z urzędu postępowanie administracyjnew sprawie obliczenia opłaty, w związkuz uregulowaniem opłat umorzono 82 tychpostępowań,• na podstawie § 6 ust. 3 rozporządzenia RadyMinistrów z 5 maja 1998 r. w sprawie wysokościi sposobu pobierania przez Prezesa URE corocznychopłat wnoszonych przez przedsiębiorstwa180)Dz. U. z 1998 r. Nr 60, poz. 387 i z 1999 r. Nr 92, poz. 1049.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>213
SPRAWOZDANIE 2011FUNKCJONOWANIE URZĘDUenergetyczne, którym została udzielona koncesja– ustalono dla 69 przedsiębiorstw energetycznychcoroczne opłaty koncesyjne,• w trybie art. 15 ustawy z 17 czerwca 1966 r.o postępowaniu egzekucyjnym w administracji– wysłano 124 upomnień,• zgodnie z przepisami ww. ustawy wystawiono69 tytułów wykonawczych do urzędówskarbowych (w tym 53 dotyczące kar pieniężnych).Pozostałe dochodyPozostałe dochody URE ukształtowały się następująco:• odsetki za nieterminowe wniesienie opłat –84 tys. zł,• wpływy z różnych dochodów – 20 tys. zł,• wpływy ze sprzedaży składników majątkowych– 12 tys. zł.3.2. WydatkiW 2011 r. Urząd <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> realizowałwydatki budżetowe w rozdziale 75001 Urzędynaczelnych i centralnych organów administracjirządowej oraz w rozdziale 76076 Przygotowaniei sprawowanie przewodnictwa w Radzie UniiEuropejskiej. W planie po zmianach środki na wydatkiwyniosły 35 391 tys. zł. Wykonanie wydatkówogółem wyniosło 34 867 tys. zł, tj. 98,5%planu po zmianach, z tego:• wydatki bieżące: 34 749 tys. zł,w tym:––na wynagrodzenia i pochodne: 26 046 tys. zł;––na pozostałe wydatki bieżące: 8 703 tys. zł,• wydatki na świadczenia na rzecz osób fizycznych:5 tys. zł,• wydatki na zakupy inwestycyjne: 113 tys. zł.Podobnie jak w latach ubiegłych największągrupą były wydatki bieżące jednostek budżetowych– 34 749 tys. zł. Stanowiły one 99,7% ogółuwydatków URE.Rysunek 38. Wydatki URE w 2011 r.Wynagrodzeniai pochodne74,7%Wydatki majątkowe0,3%Źródło: URE.STRUKTURA WYDATKÓW URE W ROKU 2011Inne wydatki bieżące8,4%Norweski MechanizmFinansowy0,6%Związane z najmempomieszczeń biurowych13,5%Składki do organizacjimiędzynarodowych0,8%Inne obligatoryjne1,7%Największą pod względem wielkości realizacjipozycją wydatków URE były wynagrodzenia wrazz pochodnymi, które wyniosły 26 046 tys. zł i stanowiły74,7% poniesionych wydatków ogółemoraz wydatki związane z najmem pomieszczeńbiurowych w wysokości 4 696 tys. zł tj. 13,5% wydatkówogółem.Pozostałe wydatki bieżące dotyczyły:• składek do organizacji międzynarodowych(289 tys. zł − 0,8%),• projektu realizowanego w ramach NorweskiegoMechanizmu Finansowego (194 tys. zł − 0,6%),• różnych wydatków związanych z pracownikami,w tym składki na PFRON, odpisy na ZFŚS, badaniawstępne i okresowe, szkolenia (604 tys. zł −1,7%),• innych wydatków bieżących, w tym wynagrodzeńbezosobowych, zakupu materiałów (m.in.biurowych, papieru, tonerów, paliwa, częścizamiennych i eksploatacyjnych) i wyposażenia,zakupu usług remontowych, zakupu usługpozostałych (m.in. informatyczne, monitoring,usługi czystości), zakupu usług telekomunikacyjnychi pocztowych, tłumaczeń, analiz i opinii,podróży służbowych krajowych i zagranicznych,różnych opłat i składek, kosztów postępowaniasądowego (2 920 tys. zł − 8,4%).Wydatki majątkowe wyniosły 113 tys. zł i stanowiły0,3% ogółu poniesionych wydatków. Dotyczyłygłównie wydatków związanych z zakupemsprzętu komputerowego i oprogramowania.Wydatki osobowe nie zaliczane do wynagrodzeń(zwroty za okulary) wyniosły 5 tys. zł.Wszystkie wydatki dokonywane były w sposóbcelowy i oszczędny, zgodnie z przyjętymi w UREprocedurami umożliwiającymi terminową realizacjęzadań oraz w granicach kwot ustalonych w planiepo zmianach. Umowy, których przedmiotembyły dostawy towarów lub usług zawierane były214 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
KONTROLA DZIAŁALNOŚCI PREZESA URESPRAWOZDANIE 2011na zasadach określonych w ustawie − Prawo zamówieńpublicznych.Warto w tym miejscu zwrócić szczególną uwagęna fakt, że na przestrzeni 14 lat działalnościregulatora na polskim rynku energetycznym, budżeturzędu, jakim dysponuje na regulację, jest naprawie niezmienionym poziomie od początku istnieniaURE (w ostatnich trzech latach pozostawałpraktycznie bez żadnych zmian), natomiast dochodybudżetu państwa (w cz. 50 − URE) uzyskiwanez regulacji rokrocznie zwiększały się i są ok.3-krotnie wyższe niż wydatki urzędu (rys. poniżej).Rysunek 39. Wykonanie dochodów i wydatków Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>w latach 1998−2011 w ujęciu nominalnymwartość w tys. zł100 00090 00080 00070 00060 00050 00040 00030 00020 00010 000021 62218 995Źródło: URE.28 81829 01244 85332 41957 93135 17558 06230 25661 71729 73371 97131 3391998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Rokdochody78 48132 85086 58232 697wydatki92 02337 14086 654Część VI. Kontroladziałalności Prezesa URE1. Sądowa kontrola działalnościPrezesa UREW 2011 r. Prezes URE wydał łącznie 4 610 decyzjiI. administracyjnych, z czego odwołania do SąduOkręgowego w Warszawie – Sądu Ochrony Konkurencjii Konsumentów wniesiono od 171 decyzji. Oznaczato, że zaskarżono 3,70% wydanych decyzji.35 91493 61634 63795 80434 86291 22834 867Dla porównania: w poprzednimroku wydano 4 869decyzji administracyjnychi wniesiono 209 odwołań (costanowiło 4,30% wydanychdecyzji), w 2009 r. wydano5 494 decyzji administracyjnychi wniesiono 189 odwołań(co stanowiło 3,44%wydanych decyzji), w 2008 r.wydano 6 254 decyzji administracyjnychi wniesiono215 odwołań (co stanowiło3,44% wydanych decyzji),z kolei w 2007 r. wydano5 651 decyzji administracyjnychi wniesiono 181 odwołań(co stanowiło 3,20%wydanych decyzji). Dokonując– na przestrzeni kilkupoprzednich lat – porównaniaprocentowego zestawienia ilości wniesionychśrodków zaskarżenia do ilości podjętych decyzji,należy zauważyć, że odsetek odwołań od wydanychdecyzji pozostaje na zbliżonym poziomiez nieznaczną tendencją wzrostową, przy czymw ubiegłym roku współczynnik ten po raz pierwszyod kilku lat zmalał.Do Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentówprzekazane zostało 168 odwołań, a w 3 przypadkachPrezes URE zmienił decyzję w trybie samokontrolina podstawie art. 479 48 § 2 ustawy z 17 listopada1964 r. − Kodeks postępowania cywilnego 181) .Ponadto od postanowień Prezesa URE wniesiono44 zażalenia.Do 31 grudnia 2011 r. Sąd Ochrony Konkurencjii Konsumentów wydał łącznie 66 wy-II.roków, w tym w 49 przypadkach oddalił odwołaniaod decyzji Prezesa URE, w 11 uchylił zaskarżonedecyzje, a w 6 zmienił zaskarżone decyzje.W 2011 r. Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentówwydał 65 postanowień, w tym w 9 przypadkachoddalił zażalenia na postanowienia PrezesaURE, a w 3 uchylił zaskarżone postanowienie.Z kolei w 12 sprawach umorzył postępowaniesądowe, w 22 przypadkach odrzucił odwołanie,a w 18 odrzucił zażalenie. Jedno postanowieniedotyczyło odrzucenia apelacji Powoda.Ponadto Sąd ten wydał 175 postanowieńw przedmiocie zawieszenia i podjęcia postępowaniasądowego.181)Dz. U. z 1964 r. Nr 43, poz. 296, z późn. zm.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>215
SPRAWOZDANIE 2011KONTROLA DZIAŁALNOŚCI PREZESA UREW 2011 r. w 34 przypadkach orzeczeniaIII. Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentówzostały zaskarżone do Sądu Apelacyjnegow Warszawie, przy czym w 9 sprawach apelacjezostały wniesione przez Prezesa URE, zaś w pozostałych– przez strony.Sąd Apelacyjny w Warszawie rozpoznał 37 apelacjiwniesionych od wyroków Sądu Ochrony Konkurencjii Konsumentów, przy czym w 2 sprawachapelację wniósł zarówno Prezes URE, jak i strona.Zatem w 2011 r. Sąd Apelacyjny wydał 35 wyroków.W 26 przypadkach Sąd Apelacyjny apelacje oddalił,uwzględniając stanowisko Sądu Ochrony Konkurencjii Konsumentów, przy czym w 20 przypadkachoddalone zostały apelacje wniesione przezstrony, zaś w 6 przez Prezesa URE, w tym w jednejsprawie Sąd Apelacyjny oddalił apelacje obydwustron). Ponadto w 4 sprawach wyroki Sądu I instancjizostały uchylone, a sprawy zostały przekazanetemu Sądowi do ponownego rozpatrzenia,uwzględniając w 3 przypadkach apelacje strony(w jednej sprawie na skutek apelacji obydwustron). Z kolei w 5 sprawach Sąd Apelacyjny zmieniłzaskarżone wyroki.Sąd ten rozpoznał także 25 zażaleń wniesionychna postanowienia wydane przez Sąd OchronyKonkurencji i Konsumentów. Spośród tych zażaleń6 (pochodzących od stron) zostało przez Sąd oddalonych,w 13 przypadkach Sąd odrzucił zażaleniestron wniesione na postanowienie Sądu I instancji,w 6 sprawach – na skutek zażalenia strony − Sąduchylił postanowienie Sądu Ochrony Konkurencjii Konsumentów. Sąd Apelacyjny wydał również2 postanowienia w przedmiocie sprostowaniaoczywistej omyłki.Niezależnie od powyższego Sąd Apelacyjny wydał37 postanowień w przedmiocie zawieszeniai podjęcia postępowania sądowego.Od wyroków Sądu Apelacyjnego wniesionoIV. 10 skarg kasacyjnych. W 2 przypadkachskargę wniósł Prezes URE, zaś w pozostałych przypadkach– strony.W 2011 r. Sąd Najwyższy rozpoznał 22 skargikasacyjne, przy czym 10 z nich wniósł Prezes URE,a pozostałe strony.Sąd Najwyższy w 12 przypadkach odmówiłprzyjęcia skargi kasacyjnej do rozpoznania,w 2 sprawach skarga kasacyjna została oddalona,a w 7 przypadkach Sąd uchylił zaskarżonewyroki, przy czym w jednej sprawie skargę kasacyjnąwniósł zarówno Prezes URE, jak i strona(zatem Sąd Najwyższy wydał 21 orzeczeń).W 2011 r. Sąd Najwyższy wydał również 7 postanowieńw przedmiocie przyjęcia skargi kasacyjnejdo rozpoznania.Do Wojewódzkiego Sądu AdministracyjnegoV. w 2011 r. zostały przekazane 4 skargi na bezczynnośćPrezesa URE.W 2011 r. Wojewódzki Sąd Administracyjny(WSA) wydał 3 orzeczenia, przy czym wszystkiedotyczyły skarg na bezczynność Prezesa URE.W jednym przypadku Sąd umorzył postępowanieprzed Wojewódzkim Sądem Administracyjnym,natomiast w pozostałych 3 sprawach wniesioneskargi odrzucił.W 2011 r. Naczelny Sąd AdministracyjnyVI. rozpoznał 3 sprawy w przedmiocie bezczynnościorganu, których stroną był Prezes URE.W 2 sprawach dotyczących bezczynności PrezesaURE w przedmiocie rozstrzygnięcia sporu dotyczącegoodmowy zawarcia umowy o przyłączeniedo sieci oraz zmiany decyzji o zatwierdzeniutaryfy dla usług dystrybucji energii elektrycznejNaczelny Sąd Administracyjny oddalił skargi. Natomiastw sprawie skargi na bezczynność PrezesaURE polegającą na zaniechaniu wydania decyzjio korekcie końcowej kosztów osieroconych – naskutek skargi kasacyjnej strony wniesionej na postanowienieWSA odrzucające skargę − NaczelnySąd Administracyjny uchylił postanowienie SąduI instancji i przekazał sprawę do ponownego rozpoznaniatemu Sądowi.W odniesieniu do znacząco niższej – w porównaniuz poprzednimi latami – liczby rozstrzygnięćzarówno Sądu Okręgowego, jak również Sądu Apelacyjnegowyjaśnić należy, że okoliczność ta jest wynikiemsukcesywnego zawieszania przez te Sądy postępowańsądowych począwszy od stycznia 2011 r.W ocenie Sądów okoliczność odwołania 21 grudnia2010 r. dr. Mariusza Swory ze stanowiska PrezesaURE uniemożliwiał działanie tego organu. Wobec powyższegoSądy, działając na podstawie art. 174 § 1pkt 2 Kpc zawieszały z urzędu postępowania odwoławcze.W okresie zawieszenia Sądy podejmowaływszakże niezbędne czynności procesowe, w szczególnościwzywały Prezesa URE do udzielania odpowiedzina odwołania. Zarówno Prezes URE, jak i stronyprzeciwne wnosiły środki zaskarżenia od wyroków216 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
KONTROLA DZIAŁALNOŚCI PREZESA URESPRAWOZDANIE 2011zapadłych przed tym okresem. Stan taki utrzymywałsię do 1 czerwca 2011 r., czyli do dnia powołania nastanowisko Prezesa URE Marka Woszczyka.Jednocześnie nadmienić należy, iż od kilku latobserwować można wydłużenie postępowań sądowych.Wydaje się, że zaistniała sytuacja jest konsekwencjącoraz większego stopnia skomplikowania(zarówno pod względem prawnym, jak i faktycznym)prowadzonych przez Prezesa URE postępowań.W niektórych sprawach występują dużewątpliwości interpretacyjne, co skutkuje niejednokrotnierozbieżnością w orzecznictwie. W innychprzypadkach, ustalenie stanu faktycznego sprawywymaga wiadomości specjalnych (zwłaszcza technicznych,ekonomicznych), dlatego też Sądy corazczęściej korzystają z wiedzy specjalistów lub powołujądodatkowe dowody, co nie pozostaje bezwpływu na termin zakończenia sprawy.Statystyka spraw rozstrzygniętych w SądzieOkręgowym w Warszawie – Sądzie Ochrony Konkurencjii Konsumentów w 2011 r., przedstawiasię następująco: Prezes URE wygrał 111 spraw 182) ,a przegrał 20 183) .Odnosząc się do spraw przegranych godzi sięwyjaśnić, że zmiana decyzji Prezesa URE przez Sąd182)Przez co należy rozumieć: oddalenie odwołania od decyzjiPrezesa URE, oddalenie zażalenia na postanowienie PrezesaURE, odrzucenie tych odwołań i zażaleń, odrzucenie apelacji Powoda,umorzenie postępowania odwoławczego oraz odrzucenieapelacji Powoda.183)Przez co należy rozumieć: uchylenie zaskarżonej decyzjiPrezesa URE, uchylenie zaskarżonego postanowienia PrezesaURE, zmianę zaskarżonej decyzji.Okręgowy jest konsekwencją kontynuacji przyjętejw ostatnim okresie przez ten Sąd polityki łagodzeniakar, co oznacza, iż Sąd wzorem lat poprzednich, częściejobniża ich wysokość. Druga kategoria spraw,w której Sąd zmienił zaskarżone decyzje, jest konsekwencjązmiany stanu prawnego zaistniałego jużpo wydaniu decyzji. Mianowicie, jest to efekt wprowadzeniado ustawy – Prawo energetyczne instytucjiodstąpienia od wymierzenia kary (art. 56 ust. 6a– dodany ustawą zmieniającą). Nadmienić równieżnależy, że w 3 przypadkach Sąd Okręgowy uchyliłdecyzje Prezesa URE wydane w sprawie odmowyprzyłączenia do sieci elektroenergetycznych odnawialnychźródeł energii, ponieważ w jego ocenie brakobiektu na dzień orzeczenia umowy o przyłączenie(rozumiany jako brak wybudowania źródła) skutkujebrakiem publicznoprawnego obowiązku przyłączeniapo stronie przedsiębiorstwa energetycznego.Wyjaśnić należy, że w większości przypadkówniekorzystne rozstrzygnięcia zostały zaskarżoneprzez Prezesa URE do Sądu Apelacyjnego. Zatem,spraw tych – wbrew dotychczasowej statystyce –nie można uznać za przegrane, ponieważ apelacjewniesione przez Prezesa URE nie zostały jeszczerozstrzygnięte przez Sąd Apelacyjny.Statystyka spraw rozstrzygniętych w SądzieApelacyjnym w Warszawie w 2011 r., przedstawiasię następująco: Prezes URE wygrał 41 sprawy 184) ,184)Przez co należy rozumieć: oddalenie apelacji Powoda, oddaleniezażalenia Powoda, zmianę wyroku SOKiK na skutek apelacjiPrezesa, odrzucenie zażalenia strony.przegrał 19 spraw 185) , w 2 przypadkach sąd wydałpostanowienie w przedmiocie sprostowania oczywistejomyłki.W odniesieniu do spraw przegranych przezPrezesa URE wyjaśnienia wymaga, że równieżSąd Apelacyjny wyznaje politykę liberalizacji kar,co skutkuje niejednokrotnie obniżaniem ich wysokości.Kolejne rozstrzygnięcia Sądu Apelacyjnegoniekorzystne dla Prezesa URE są wynikiemodmiennej interpretacji przepisów Prawa energetycznegodokonanej przez ten Sąd niż przez organregulacyjny, skutkujące zastosowaniem nowychregulacji prawnych, które nie obowiązywały w daciewydania zaskarżonych decyzji.Statystyka spraw rozstrzygniętych w SądzieNajwyższym w 2011 r., przedstawia się następująco:Prezes URE wygrał 10 spraw 186) , przegrał 11 187) .Przy czym, jak wyżej wspomniano w jednej sprawieskargę kasacyjną wniosły obydwie strony.Wyjaśnienia wymaga, iż rozstrzygnięcia niekorzystnedla Prezesa URE – w większości przypad-185)Przez co należy rozumieć: oddalenie apelacji Prezesa URE,zmianę wyroku SOKiK poprzez uchylenie decyzji Prezesa URE,uchylenie wyroku i przekazanie sprawy do ponownego rozpatrzeniaSOKiK na skutek apelacji Powoda.186)Przez co należy rozumieć: oddalenie skargi kasacyjnej Powoda,uchylenie zaskarżonego wyroku SA i przekazanie sprawytemu sądowi do ponownego rozpoznania, odmowę przyjęciaskargi kasacyjnej Powoda do rozpoznania.187)Przez co należy rozumieć: oddalenie skargi kasacyjnej Pozwanego,uchylenie zaskarżonego wyroku SA i przekazanie sprawydo ponownego rozpoznania, odmowę przyjęcia skargi kasacyjnejPozwanego do rozpoznania.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>217
SPRAWOZDANIE 2011KONTROLA DZIAŁALNOŚCI PREZESA UREków − są wynikiem odmiennej interpretacji przepisówPrawa energetycznego dokonanej przez sądyniż przez organ regulacyjny, w związku z ich zmianądokonaną w okresie pomiędzy wydaniem zaskarżonychdecyzji a rozpoznaniem skarg kasacyjnych.Wydatki Prezesa URE z tytułu kosztów procesóww 2011 r. wyniosły 2 610 zł. Uzyskany przychódw postaci zwrotu kosztów procesów w tymroku wyniósł natomiast 12 660 zł. Zauważyć przytym należy, że w większości przypadków PrezesURE jest reprezentowany przez pracowników urzędunie będących radcami prawnymi, w związkuz tym nie w każdej wygranej sprawie zasądzanesą koszty procesu.2. Kontrola działalności PrezesaURE przez Najwyższą IzbęKontroli oraz inne instytucjekontrolneW 2011 r. działalność Prezesa URE podlegałapięciu kontrolom, z tego:• dwie kontrole przeprowadziła Najwyższa IzbaKontroli w zakresie „Wykonania budżetu państwaw roku 2010 w części 50” − której dysponentemjest Prezes URE oraz „Rozwoju i wykorzystaniaodnawialnych źródeł energii”;• jedną kontrolę przeprowadził przedstawicielPaństwowej Inspekcji Pracy w zakresie „Prawnejochrony pracy, w tym bezpieczeństwa i higienapracy”;• jedną kontrolę przeprowadzili przedstawicieleBiura Audytu i Kontroliw Ministerstwie Gospodarki w zakresie„Realizacji zadań w wybranychobszarach działalności ustawowejprzez Prezesa Urzędu <strong>Regulacji</strong><strong>Energetyki</strong> w okresie od 1.01.2010 r.do 30.06.2011 r.”;• jedną kontrolę przeprowadził przedstawicielArchiwum Akt Nowych „Funkcjonowaniaarchiwum zakładowego i postępowaniaz dokumentacją”.Wskazane wyżej kontrole zakończonebyły ocenami pozytywnymi.W odniesieniu do wniosków pokontrolnychdotyczących kontroli „Wykonaniabudżetu państwa w roku 2010w części 50”, Prezes URE stosownie do art. 61 ust. 1i 2 ustawy o NIK, skorzystał z przysługującego muprawa zgłoszenia do Kolegium Najwyższej IzbyKontroli umotywowanych zastrzeżeń w sprawieocen, uwag i wniosków zawartych w Wystąpieniu.W odpowiedzi, Prezes URE otrzymał UchwałęKolegium NIK w sprawie zastrzeżeń do wystąpieniapokontrolnego, którą oddalono zgłoszone zastrzeżenia.W stosunku do uwag i zaleceń wynikającychz przeprowadzonych w 2011 r. kontroli, ujętychw wystąpieniach pokontrolnych, Prezes URE odniósłsię w obowiązujących w tym zakresie trybachi terminach, przychylając się do wskazanych w wystąpieniachpokontrolnych wniosków i zaleceń, informującjednocześnie organa kontroli o podjętychdziałaniach w kierunku realizacji zaleceń.Dokumenty kontroli udostępniane są na wniosek,zgodnie z przepisami ustawy z 6 września2001 r. o dostępie do informacji publicznej 188) .Z „Informacjami o wynikach kontroli” przeprowadzonychprzez NIK można zapoznać się nastronach Biuletynu Informacji Publicznej NIK −www.bip.nik.gov.pl, natomiast szczegółowe informacjedotyczące poszczególnych kontroli przeprowadzanychw urzędzie dostępne są na stroniewww.bip.ure.gov.pl.188)Dz. U. z 2001 r. Nr 112, poz. 1198, z późn. zm.218 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
ANEKSSPRAWOZDANIE 2011Aneks. Działalność regulacyjna UREi Oddziałów Terenowych URETabela 1. Działalność URE w zakresie koncesjonowania − liczba koncesjonowanychprzedsiębiorstw – stan na 31 grudnia 2011 r.Koncesjonowane przedsiębiorstwa*elektroenergetyka gazownictwo ciepłownictwo paliwa ciekłe1 485 92 478 8 414* Dotyczy urzędu jako całości – wszyscy koncesjonariusze.Tabela 2. Działalność OT w zakresie koncesjonowania − w 2011 r.Wnioski w sprawachkoncesyjnychogółemrozpatrywanew 2011 r.w tymzwrotwnioskuDecyzje w sprawach koncesyjnychPostanowieniakończącepostępowaniaw sprawachkoncesyjnychw tym:cofnięcie, odmowaogółem udzielenielub wyga- zmiany lubuchylenie udzielenia,ogółemzmiana*promesy-śnięcie cofnięcia3 000 21 2 269 908 763 428 41 69 125* W tym zmiany promes.Tabela 3. Działalność OT na rynku energii elektrycznej, gazu i ciepła − w 2011 r.KoncesjonowaneprzedsiębiorstwaDecyzje o udzieleniu koncesji na działalnośćciepłowniczą, zaopatrzenie w energię elektrycznąi gazz tego:ogółemnawytwarzaniena przesyłaniei/lub dystrybucjęna obrótzatwierdzeniataryfy* dla energiielektrycznej**,gazu i ciepłaDecyzje w sprawiezmian dotychczasstosowanych taryf naenergię elektryczną,gaz i ciepło*1 875 107 84 16 7 508 492* Wszystkie decyzje w sprawie zatwierdzenia bądź zmiany taryf (zatwierdzenie, odmowa, umorzenie).** Obejmuje decyzje zwalniające z obowiązku przedkładania taryf w zakresie obrotu energią elektryczną dla grupinnych niż G.Tabela 4. Działalność OT na rynku paliw ciekłych − w 2011 r.Koncesjonowaneprzedsiębiorstwaprowadzące działalnośćw zakresieobrotu paliwamiciekłymi*Wnioski w sprawachkoncesji na obrótpaliwami ciekłymirozpatrywanew 2011 r.ogółemDecyzje w sprawach koncesyjnychw tym:udzieleniezmianaodmowaudzielenia8 396 2 140 1 604 844 367 31 3* Dotyczy urzędu jako całości – wszyscy koncesjonariusze.odmowazmianyTabela 5. Efekty regulacyjne z procesu zatwierdzania taryf w ciepłownictwie − w 2011 r.wnioskowane przezprzedsiębiorstwaciepłowniczePrzychody rocznezatwierdzonew taryfachObniżkaprzychodówWnioskowany przezprzedsiębiorstwaśredni wzrost opłatw taryfach na ciepłoWzrost opłatw taryfach na ciepłozatwierdzonych przezPrezesa URE[tys. zł] [%]11 112 208 10 799 629 312 579 8,29 5,24Tabela 6. Efekty regulacyjne z procesu zatwierdzania taryf dla energii elektrycznej −w 2011 r.wnioskowane przezprzedsiębiorstwaelektroenergetycznePrzychody rocznezatwierdzonew taryfachObniżkaprzychodówWnioskowany przezprzedsiębiorstwa średniwzrost opłat w taryfachna energię elektrycznąWzrost opłat w taryfachna energię elektrycznązatwierdzonychprzez Prezesa URE[tys. zł] [%]218 197 212 298 5 899 4,87 2,04Tabela 7. Efekty regulacyjne z procesu zatwierdzania taryf dla gazu − w 2011 r.wnioskowane przezprzedsiębiorstwagazowniczePrzychody rocznezatwierdzonew taryfachObniżkaprzychodówWnioskowany przezprzedsiębiorstwaśredni wzrost opłatw taryfach dla gazuWzrost opłat w taryfachdla gazu zatwierdzonychprzez Prezesa URE[tys. zł] [%]284 874 284 146 728 5,21 4,94Tabela 8. Skargi i kary − w 2011 r.SkargiNałożone karyz tego dotyczące:ogółemciepła energii elektrycznej gazu paliw ciekłych ilość łączna wysokość [zł]1 094 146 759 120 11 74 379 465,38nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>219
SPRAWOZDANIE 2011ANEKSTabela 9. Realizacja kompetencji Prezesa URE w zakresie rozstrzygania przez OTspraw spornych na podstawie art. 8 ust. 1 ustawy − Prawo energetyczne − w 2011 r.Wnioskio wydaniedecyzjiogółemwstrzymaniedostawDecyzjeodmowazawarciaumowysprzedażyz tego:odmowazawarciaumowyo przyłączeniedo sieciodmowazawarciaumowyo świadczenieusługprzesyłanialub dystrybucjiWnioskio wydaniepostanowieniao podjęciulub kontynuowaniudostawPostanowieniao podjęciulub kontynuowaniudostaw146 105 26 8 70 1 18 6Tabela 10. Działalność dotycząca monitorowania i kontroli OT* , ** − w 2011 r.przestrzeganiawarunkówprowadzeniadziałalności koncesjonowanejDziałalność dotycząca monitorowania i kontroli w zakresie:stosowania taryfsposobu prowadzeniaewidencjiksięgowejzgodnie z art. 44ustawy – Prawoenergetycznei udostępnianiasprawozdańfinansowychdotrzymywaniaparametrówjakościowychpaliw gazowychi energii elektrycznejrealizacji obowiązkuświadczeniausługdystrybucji paliwgazowych, energiielektrycznejoraz ciepłakwalifikacjiosób zatrudnionychprzyeksploatacjisieci i urządzeń966 725 551 184 34 622* Dotyczy wszelkich postępowań, w których OT dokonał czynności o charakterze monitoringu lub czynności kontrolnych.** Wewnętrzna procedura kontroli wskazuje, że tylko kontrola, o której mowa w ustawie o swobodzie działalnościgospodarczej może być traktowana jako postępowanie kontrolne.Tabela 11. Pozostała działalność OT − w 2011 r.Sprawy nie wymienione w poprzednich tabelach wymagające od Prezesa URE podjęcia stosownych działańz tego dotyczące:ogółemciepła* energii elektrycznej gazu paliw ciekłych1 910 1 101 328 82 399* W tym sprawozdania URE–C1 i sprawozdania z realizacji planów rozwoju, o których mowa w art. 16 ustawy –Prawo energetyczne.220 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
INFORMACJE PREZESA UREINFORMACJE I KOMUNIKATYWarszawa, dnia 12 stycznia 2012 r.Warszawa, dnia 8 lutego 2012 r.Warszawa, dnia 13 kwietnia 2012 r.Informacja Prezesa Urzędu<strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> Nr 1/2012Informacja Prezesa Urzędu<strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> Nr 3/2011Informacja Prezesa Urzędu<strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> Nr 11/2012w sprawie średniej kwartalnej cenyenergii elektrycznej sprzedanejna zasadach innych niż wynikające z art. 49aust. 1 i 2 ustawy – Prawo energetyczneDziałając na podstawie art. 49a ust. 8 ustawy z dnia10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r.Nr 89, poz. 625, ze zm.),informuję,że średnia cena energii elektrycznej sprzedawanejna zasadach innych niż określone w art. 49aust. 1 i 2 tej ustawy, za IV kwartał 2011 r.wyniosła 197,58 zł/MWh.W obliczeniu ww. ceny uwzględniono dane z realizacjiumów sprzedaży energii elektrycznej do spółek obrotuzawartych przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmującesię wytwarzaniem energii elektrycznej, zobowiązanychdo sprzedaży części wytworzonej energii elektrycznejw sposób określony w art. 49a ust. 1 i 2 ustawy– Prawo energetyczne. Cena nie uwzględnia podatków(VAT, akcyza), opłat niezwiązanych z ilością sprzedanejenergii elektrycznej oraz zobowiązań związanych zeświadectwami pochodzenia. Cenę obliczono na podstawiedanych przekazanych przez wytwórców i obejmującychsprzedaż energii elektrycznej w tym okresie o łącznymwolumenie 12,95 TWh.w sprawie zwaloryzowanej jednostkowejopłaty zastępczej, jaką należy stosowaćw celu obliczenia opłaty zastępczejprzy realizacji obowiązku,o którym mowa w art. 9a ust. 1 i 2ustawy – Prawo energetyczne za 2012 r.Działając na podstawie art. 9a ust. 3 i 4 ustawyz dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne(Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, Nr 104, poz. 708,Nr 158, poz. 1123 i Nr 170, poz. 1217, z 2007 r.Nr 21, poz. 124, Nr 52, poz. 343, Nr 115, poz. 790i Nr 130, poz. 905, z 2008 r. Nr 180, poz. 1112 i Nr 227,poz. 1505, z 2009 r. Nr 3, poz. 11, Nr 69, poz. 586,Nr 165, poz. 1316 i Nr 215, poz. 1664, z 2010 r. Nr 21,poz. 104 i Nr 81, poz. 530 oraz z 2011 r. Nr 94, poz. 551,Nr 135, poz. 789, Nr 205, poz. 1208, Nr 233, poz. 1381i Nr 234, poz. 1392), w związku z Komunikatem PrezesaGłównego Urzędu Statystycznego z dnia 13 stycznia2012 r., w sprawie średniorocznego wskaźnika cen towarówi usług konsumpcyjnych ogółem w 2011 r. (M. P.poz. 23) informuję, iż w 2012 r. jednostkowa opłata zastępczapo jej waloryzacji wynosi 286,74 zł.w sprawie średniej kwartalnej cenyenergii elektrycznej sprzedanejna zasadach innych niż wynikające z art. 49aust. 1 i 2 ustawy – Prawo energetyczneDziałając na podstawie art. 49a ust. 8 ustawy z dnia10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r.Nr 89, poz. 625, ze zm.),informuję,że średnia cena energii elektrycznej sprzedawanejna zasadach innych niż określone w art. 49aust. 1 i 2 tej ustawy, za I kwartał 2012 r.wyniosła 203,40 zł/MWh.W obliczeniu ww. ceny uwzględniono dane z realizacjiumów sprzedaży energii elektrycznej do spółek obrotuzawartych przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmującesię wytwarzaniem energii elektrycznej, zobowiązanychdo sprzedaży części wytworzonej energii elektrycznejw sposób określony w art. 49a ust. 1 i 2 ustawy– Prawo energetyczne. Cena nie uwzględnia podatków(VAT, akcyza), opłat niezwiązanych z ilością sprzedanejenergii elektrycznej oraz zobowiązań związanych zeświadectwami pochodzenia. Cenę obliczono na podstawiedanych przekazanych przez wytwórców i obejmującychsprzedaż energii elektrycznej w tym okresie o łącznymwolumenie 11,90 TWh.nr 2 (80) 29 czerwca 2012Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong>221
INFORMACJE I KOMUNIKATYINFORMACJE PREZESA UREWarszawa, dnia 29 maja 2012 r.Informacja Prezesa Urzędu<strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> Nr 15/2012w sprawie jednostkowych opłat zastępczychdla kogeneracji obowiązujących w 2013 rokuDziałając na podstawie art. 9a ust. 8b i 8c ustawy z dnia10 kwietnia 1997 r. − Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r.Nr 89, poz. 625, Nr 104, poz. 708, Nr 158, poz. 1123 i Nr 170,poz. 1217, z 2007 r. Nr 21, poz. 124, Nr 52, poz. 343, Nr 115,poz. 790 i Nr 130, poz. 905, z 2008 r. Nr 180,poz. 1112 i Nr 227, poz. 1505, z 2009 r. Nr 3, poz. 11,Nr 69, poz. 586, Nr 165, poz. 1316 i Nr 215,poz. 1664, z 2010 r. Nr 21, poz. 104 i Nr 81, poz. 530oraz z 2011 r. Nr 94, poz. 551, Nr 135, poz. 789, Nr 205,poz. 1208, Nr 233, poz. 1381 i Nr 234, poz. 1392),ogłaszamjednostkowe opłaty zastępcze oznaczone symbolamiOzg, Ozk i Ozm, o których mowa w art. 9a ust. 8austawy – Prawo energetyczne, obowiązujące w 2013 r.w wysokości:Ozg = 149,30 [zł/MWh], tj. 75,06% średniej cenysprzedaży energii elektrycznejna rynku konkurencyjnym;Ozk = 29,84 [zł/MWh], tj. 15,00% średniej cenysprzedaży energii elektrycznejna rynku konkurencyjnym;Ozm = 60,00 [zł/MWh], tj. 30,17% średniej cenysprzedaży energii elektrycznejna rynku konkurencyjnym.Prezes Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> ustalił jednostkoweopłaty zastępcze oznaczone symbolami Ozg, Ozk i Ozmna podstawie średniej ceny sprzedaży energii elektrycznejna rynku konkurencyjnym, o której mowa w art. 23ust. 2 pkt 18 lit. b, z roku poprzedzającego rok ustaleniajednostkowej opłaty zastępczej, biorąc pod uwagę:1) ilość energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji,2) różnicę między kosztami wytwarzania energii elektrycznejw wysokosprawnej kogeneracji i cenami sprzedażyenergii elektrycznej na rynku konkurencyjnym,3) poziom cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych,4) poziom zagospodarowania dostępnych ilości metanuuwalnianego i ujmowanego przy dołowych robotachgórniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanychkopalniach węgla kamiennego oraz gazuuzyskiwanego z przetwarzania biomasy w rozumieniuart. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r.o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (Dz. U.Nr 169, poz. 1199, z 2007 r. Nr 35, poz. 217 i Nr 99,poz. 666 oraz z 2009 r. Nr 3, poz. 11).Jednocześnie przypominam, że w myśl art. 11 ustawyz dnia 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy − Prawoenergetyczne oraz o zmianie niektórych innych ustaw(Dz. U. z 2010 r. Nr 21, poz. 104) obowiązek, o którymmowa w art. 9a ust. 8-8d ustawy – Prawo energetyczne,w odniesieniu do jednostek kogeneracji, o którychmowa w art. 9l ust. 1 pkt 1 i 2 ustawy – Prawo energetyczne,stosuje się do dnia 31 marca 2013 r. Natomiastdo świadectw pochodzenia z kogeneracji wydanych dlaenergii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracjiw jednostkach kogeneracji, o których mowaw art. 9l ust. 1 pkt 1a ustawy – Prawo energetyczne,obowiązek, o którym mowa w art. 9a ust. 8-8d ustawy –Prawo energetyczne stosuje się do dnia 31 marca 2019 r.www.maszwybor.ure.gov.pl222 Biuletyn Urzędu <strong>Regulacji</strong> <strong>Energetyki</strong> nr 2 (80) 29 czerwca 2012
Change language