Wersja [15926]
To jest stara wersja EwolucjaRegulacjiCieplownictwaSzczegolyProjektu utworzona przez WojciechLisiewicz, 2012-03-24 14:16:46.
Ewolucja systemu regulacji polskiego ciepłownictwa w zakresie tworzenia cen ciepła systemowego
Rozdział 3: Szczegóły projektu ustawy prawo energetyczne
W dniu 21 grudnia 2011 roku Ministerstwo Gospodarki przedłożyło i skierowało do konsultacji społecznych projekt nowej ustawy - prawo energetyczne (zwany dalej Projektem). Do projektu organizacje branżowe i inne zainteresowane podmioty wniosły tysiące uwag, które są obecnie weryfikowane przez ministerstwo. Projekt w znanym dotychczas kształcie przynajmniej w zakresie reguł stanowienia cen w ciepłownictwie sprawia - mimo wielu niedociągnięć - wrażenie, że istnieje wola zmian idących dalej, niż tylko kosmetyka. Jednak niektóre regulowane w Projekcie kwestie wymagają jeszcze dopracowania. Problematyczne kwestie są poruszane na forum publicznym, jednak te z nich, które dotyczą przede wszystkim ciepłownictwa, nie są dyskutowane zbyt intensywnie (Jeden z niewielu głosów w tej sprawie: Kamila Tarnacka, Oskar Waluśkiewicz, cire.pl w dniu 01.02.2012, http://www.cire.pl/item,60195,2,0,0,0,0,0,nowelizacja-prawa-energetycznego-w-kontekscie-branzy-cieplowniczej
dobry-kierunek-szczegoly-do-poprawki.html). Niniejsza część opracowania odnosi się do tych tematów, które zdaniem autora zasługują na szczególną uwagę ze względu na ich doniosłe znaczenie.
A. Definicje
Szereg definicji ustawowych, które mają wpływ na ciepłownistwo, został zmieniony. Jednak zamieszczona w art. 2 pkt 24) Projektu definicja kosztów uzasadnionych nie została poddana żadnej zmianie. Zapis ten budził wiele wątpliwości interpretacyjnych i stanowił sporą przeszkodę na drodze do ustalenia, jak tak naprawdę taryfy dla energii (w tym oczywiście dla ciepła) powinny być sporządzane. Duża ilość przesłanek o niejasnym stosunku logicznym do siebie wymaga stanowczo korekty.
Według przepisu koszt jest kosztem uzasadnionym, jeśli jest on niezbędny z punktu widzenia działalności (niezbędne do wykonania zobowiązań powstałych w związku z prowadzoną przez przedsiębiorstwo energetyczne działalnością) i przyjmowany jest do kalkulacji cen w sposób ekonomicznie uzasadniony (przyjmowane (...) do kalkulacji (...) w sposób ekonomicznie uzasadniony). W szczególności przesłanka niezbędności jest problematyczna, ponieważ nie pozwala ona na stwierdzenie, czy dany koszt musi być niezbędny jedynie do podtrzymania działalności w danym momencie, czy też mogą być w ogóle podejmowane koszty jakiejkolwiek poprawy jakości usługi czy optymalizacji. Jakiekolwiek usprawnienie procesu technologicznego, który jeszcze (jakoś) funkcjonuje nie jest w słownikowym znaczeniu niezbędne.
Jednak również odniesienie ekonomicznego uzasadnienia danego kosztu do procesu kalkulacji jest problematyczne. Nie sankcjonuje ono bowiem generowania kosztów w sposób nieprawidłowy - o ile koszt został skalkulowany zgodnie z regułami ekonomicznymi, jest to koszt uzasadniony. Na ile faktyczne wydatki przedsiębiorstwa są prawidłowe i byłyby ponoszone przez gospodarnego przedsiębiorcę - w tym punkcie definicja milczy.
Ponadto przepis odwołuje się do należytej staranności. Odwołanie do należytej staranności jest oczywiście słuszne. Jest to bowiem pojęcie - w szczególności w prawie cywilnym, art. 355 § 1 KC
art. 355 KC
§ 1. Dłużnik obowiązany jest do staranności ogólnie wymaganej w stosunkach danego rodzaju (należyta staranność).
§ 2. Należytą staranność dłużnika w zakresie prowadzonej przez niego działalności gospodarczej określa się przy uwzględnieniu zawodowego charakteru tej działalności.
- doskonale znane i określone. Jednak sposób odniesienia do tego pojęcia budzi poważne zastrzeżenia. Według definicji, należyta staranność ma zmierzać do ochrony interesów odbiorców. Jednak należyta staranność jest cechą danego zachowania, czyli kalkulowania czy też generowania kosztów, a nie samym zachowaniem, które może do czegokolwiek zmierzać. § 1. Dłużnik obowiązany jest do staranności ogólnie wymaganej w stosunkach danego rodzaju (należyta staranność).
§ 2. Należytą staranność dłużnika w zakresie prowadzonej przez niego działalności gospodarczej określa się przy uwzględnieniu zawodowego charakteru tej działalności.
Problemem jest również sam fakt, iż definicja nakazuje uwzględnienie interesu odbiorców. Wiele inwestycji lub działań przedsiębiorstwa energetycznego nie jest i nie może być wcale zgodne z interesem danego odbiorcy czy jego grupy. Wiele obowiązków przedsiębiorstw energetycznych ma na celu zapewnienie funkcjonowania całości systemów energetycznych - a nie interes odbiorcy jako takiego. Kolizja tego typu nie powinna być zawarta już w centralnej definicji regulacyjnej.
Definicja kosztów uzasadnionych powinna odwoływać się raczej do:
- ponoszenia kosztów,
- w oparciu o zasady ekonomicznie słusznego działania, o gospodarność,
- a jeśli powyższe punkty (ekonomiczna słuszność kosztów, ponoszenie ich w ramach prawidłowego gospodarowania) są celem, to przedsiębiorstwa w zakresie działalności regulowanej powinny dążyć do osiągnięcia tych celów z zachowaniem należytej staranności.
W tym kontekście należy również wskazać na fakt, że regulator jest organem, którego zadaniem jest doprowadzenie sytuacji na rynku nie do końca wolnym do sytuacji takiej, jakiej można by oczekiwać od sprawnie, prawidłowo funkcjonującego rynku. Stąd też definicja kosztów uzasadnionych powinna się odwoływać przede wszystkim do mechanizmu rynkowego a nie do innych pojęć. Dlatego wskazane jest mierzenie przedsiębiorcy w branży energetycznej taką miarą, którą każdego innego przedsiębiorcę mierzy sprawnie funkcjonujący rynek. Przedsiębiorca może generować takie koszty, jakie są słuszne z punktu widzenia poprawiania konkurencyjności i atrakcyjności dla klienta. W takim zakresie możliwe jest również odniesienie do pojęć ekonomicznego uzasadnienia i działania z zachowaniem należytej staranności.
B. Zasada TPA
Tematem nie mającym bezpośredniego związku ze stanowieniem cen w ciepłownictwie, jednak bardzo istotnym dla rynków ciepła w ogóle i jednocześnie aktualnie dyskutowanym w kraju (Por. planowana budowa nowego źródła przez operatora sieci ciepłowniczej we Wrocławiu.) jest temat dostępu do sieci, tzw. third party access (TPA). O ile oczywistym jest, że zasada wolnego dostępu do sieci w zakresie elektroenergetyki czy gazownictwa musi być elementem polskiego prawa (wynika to bowiem z dyrektyw europejskich), tak w wypadku ciepłownictwa jest to zasada problematyczna. Mimo to według art. 4 Projektu wszystkie przedsiębiorstwa dysponujące sieciami przesyłowymi i dystrybucyjnymi - zarówno elektroenergetycznymi jak i ciepłowniczymi - mają obowiązek udostępniania swych sieci według zasad równego traktowania wszystkim odbiorcom, producentom czy dostawcom energii. Ta praktykowana w elektroenergetyce oraz w sektorze gazowym (w oparciu o stosowne dyrektywy europejskie) zasada napotyka w wypadku sieci ciepłowniczych na dwa zasadnicze problemy:
- po pierwsze, techniczna wykonalność dostępu jest w dalekim stopniu sporna;
- po drugie, wykonalność zasady TPA wymaga ustalenia szeregu zasad rozliczania i współpracy między operatorem sieci (przedsiębiorstwo przesyłowe / dystrybucyjne) a podmiotem korzystającym z zasady TPA (wytwórca, sprzedawca, odbiorca itd.); zasady takie istnieją w zakresie energii elektrycznej czy gazu; dla ciepła reguł takich nie ma.
Na temat technicznej wykonalności realizacji zasady TPA w ciepłownictwie pisano już sporo przed laty i trudno jest stwierdzić, aby wolny dostęp do sieci ciepłowniczej spotkał się kiedykolwiek z wyraźną aprobatą fachowców. Wszelkie zaistniałe w tym zakresie spory były zazwyczaj kończone stwierdzeniem, że ustawowy warunek zastosowania zasady TPA - brak negatywnego wpływu na ceny i standardy jakości - w przypadku sieci ciepłowniczej praktycznie nigdy nie może być spełniony.
Jedno jest pewne: pozostawienie w przepisach zasady TPA wobec ciepłownictwa bez precyzyjnego uregulowania, kto ponosi koszty i konsekwencje zastosowania tejże zasady i stworzenia dokładnych reguł współdziałania uczestników rynku (bilansowania, zapewniania równomiernego rozprzestrzeniania się w sieci, rozliczeń - również w zależności od odległości, na jaką ciepło miałoby być przesyłane itd.) będzie generowało spory i nie przyniesie nigdy pożądanego efektu. Ustawodawca musi zdecydować, czy wdraża zasadę TPA w ciepłownictwie ze wszystkimi tego posunięcia konsekwencjami i wraz z szeregiem przepisów szczegółowych albo powinien z niej zrezygnować.
Rozwiązaniem alternatywnym w tym zakresie jest - z punktu widzenia istniejących i funkcjonujących obecnie rynków ciepła w Polsce - pozostawienie współpracy między operatorami sieci a sprzedawcami czy wytwórcami oraz odbiorcami ciepła sieciowego do dyspozycji tychże podmiotów. Regulacja specyficznych przypadków, w których potrzeba wolnego dostępu do sieci w jakikolwiek sposób się pojawi, możliwa jest w umowie cywilnoprawnej między zainteresowanymi podmiotami. Ewentualne nadużycie pozycji przez operatora sieci na lokalnym rynku spełnia zawsze przesłanki art. 9 UOKK
art. 9 UOKK
1. Zakazane jest nadużywanie pozycji dominującej na rynku właściwym przez jednego lub kilku przedsiębiorców.
2. Nadużywanie pozycji dominującej polega w szczególności na:
1) bezpośrednim lub pośrednim narzucaniu nieuczciwych cen, w tym cen nadmiernie wygórowanych albo rażąco niskich, odległych terminów płatności lub innych warunków zakupu albo sprzedaży towarów;
2) ograniczeniu produkcji, zbytu lub postępu technicznego ze szkodą dla kontrahentów lub konsumentów;
3) stosowaniu w podobnych umowach z osobami trzecimi uciążliwych lub niejednolitych warunków umów, stwarzających tym osobom zróżnicowane warunki konkurencji;
4) uzależnianiu zawarcia umowy od przyjęcia lub spełnienia przez drugą stronę innego świadczenia, niemającego rzeczowego ani zwyczajowego związku z przedmiotem umowy;
5) przeciwdziałaniu ukształtowaniu się warunków niezbędnych do powstania bądź rozwoju konkurencji;
6) narzucaniu przez przedsiębiorcę uciążliwych warunków umów, przynoszących mu nieuzasadnione korzyści;
7) podziale rynku według kryteriów terytorialnych, asortymentowych lub podmiotowych.
3. Czynności prawne będące przejawem nadużywania pozycji dominującej są w całości lub w odpowiedniej części nieważne.
, przez co istnieje już ustawowy zapis pozwalający zapobiec sytuacji patowej i zmusić operatora sieci do rozmowy.1. Zakazane jest nadużywanie pozycji dominującej na rynku właściwym przez jednego lub kilku przedsiębiorców.
2. Nadużywanie pozycji dominującej polega w szczególności na:
1) bezpośrednim lub pośrednim narzucaniu nieuczciwych cen, w tym cen nadmiernie wygórowanych albo rażąco niskich, odległych terminów płatności lub innych warunków zakupu albo sprzedaży towarów;
2) ograniczeniu produkcji, zbytu lub postępu technicznego ze szkodą dla kontrahentów lub konsumentów;
3) stosowaniu w podobnych umowach z osobami trzecimi uciążliwych lub niejednolitych warunków umów, stwarzających tym osobom zróżnicowane warunki konkurencji;
4) uzależnianiu zawarcia umowy od przyjęcia lub spełnienia przez drugą stronę innego świadczenia, niemającego rzeczowego ani zwyczajowego związku z przedmiotem umowy;
5) przeciwdziałaniu ukształtowaniu się warunków niezbędnych do powstania bądź rozwoju konkurencji;
6) narzucaniu przez przedsiębiorcę uciążliwych warunków umów, przynoszących mu nieuzasadnione korzyści;
7) podziale rynku według kryteriów terytorialnych, asortymentowych lub podmiotowych.
3. Czynności prawne będące przejawem nadużywania pozycji dominującej są w całości lub w odpowiedniej części nieważne.
C. Zadania / kompetencje URE
Uregulowane w dotychczasowym art. 23 PrEnerg
art. 23 PrEnerg
1. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i polityką energetyczną państwa, zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
2. Do zakresu działania Prezesa URE należy:
1) udzielanie i cofanie koncesji;
2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach;
3) ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
b) okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych, o których mowa w lit. a,
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału, o którym mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1, dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładających taryfy do zatwierdzenia,
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla poszczególnych grup odbiorców w taryfach dla paliw gazowych i energii, w przypadkach gdy wymaga tego ochrona interesów odbiorców,
e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a,
f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
3a) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniających jednolitą formę planów, o których mowa w art. 16 ust. 1;
4) kontrolowanie wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a;
4a) kontrolowanie wykonywania obowiązków, o których mowa w art. 49a ust. 1 i 2;
5) uzgadnianie projektów planów, o których mowa w art. 16;
6) wyznaczanie operatorów systemu, o których mowa w art. 9h ust. 1, 3 i 9, oraz publikowanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki i zamieszczanie na swojej stronie internetowej w Biuletynie Informacji Publicznej informacji o danych adresowych, obszarze działania i okresie, na który zostali wyznaczeni operatorami systemu;
7) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 i art. 4e ust. 1;
8) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o których mowa w art. 9g;
9) organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej i realizacji przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną;
10) kontrolowanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowanie na wniosek odbiorcy dotrzymania parametrów jakościowych paliw gazowych i energii elektrycznej;
11) kontrolowanie realizacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu połączonego elektroenergetycznego oraz innych uczestników rynku energii elektrycznej obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, a także wykonywanie innych obowiązków organu regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia;
11a) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego (Dz.Urz. UE L 289 z 3.11.2005) oraz:
a) zatwierdzanie informacji podawanych do wiadomości publicznej przez operatorów systemów przesyłowych gazowych, o których mowa w art. 6 tego rozporządzenia, oraz wyrażanie zgody na ograniczenie zakresu publikacji tych informacji,
b) opiniowanie wniosków operatorów systemów przesyłowych gazowych o wykorzystanie przez użytkowników sieci przesyłowych niewykorzystanych zdolności przesyłowych tych sieci, w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,
c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przez operatorów systemów przesyłowych gazowych przychodów uzyskiwanych z tytułu udostępniania przez nich niewykorzystanej a zarezerwowanej zdolności sieci przesyłowych;
12) rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1;
13) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonych w ustawie;
14) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczającym konkurencję;
14a) współdziałanie z organem właściwym w sprawach nadzoru nad rynkiem kapitałowym, o którym mowa w art. 1 ust. 2 pkt 4 ustawy z dnia 21 lipca 2006 r. o nadzorze nad rynkiem finansowym (Dz. U. Nr 157, poz. 1119, z późn. zm.) w zakresie niezbędnym do właściwego wykonywania zadań określonych w ustawie;
15) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych;
16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf;
17) publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii;
18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku:
a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1-2,
b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposób jej obliczenia,
c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji:
- opalanych paliwami węglowymi,
- opalanych paliwami gazowymi,
- opalanych olejem opałowym,
- stanowiących odnawialne źródła energii
- w poprzednim roku kalendarzowym;
19) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnych będących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanie ich do Komisji Europejskiej, w terminie do dnia 15 kwietnia każdego roku, oraz przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
19a) przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
20) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i elektroenergetycznego w zakresie:
a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia, we współpracy z właściwymi organami państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
b) mechanizmów bilansowania systemu gazowego lub systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie gazowym i elektroenergetycznym,
c) warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci,
d) wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych,
e) warunków świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, usług skraplania gazu ziemnego oraz innych usług świadczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,
f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowych i energii elektrycznej,
g) wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,
h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczne obowiązków wymienionych w art. 44;
21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie;
22) wykonywanie innych zadań określonych w ustawie lub ustawach odrębnych.
2a. Prezes URE w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 19 i 20, w szczególności sporządza raport przedstawiający i oceniający:
1) warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
2) realizację planów, o których mowa w art. 16 ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnych wynikających ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2b. Raport, o którym mowa w ust. 2a, może zawierać także propozycje zmian przepisów określających warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, o których mowa w art. 9 ust. 3, i szczegółowych zasad kształtowania taryf dla energii elektrycznej, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 3, służących rozwojowi zdolności wytwórczych i przesyłowych energii elektrycznej, zgodnie z przyjętą polityką energetyczną państwa, o której mowa w art. 15a, i wnioskami wynikającymi ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2c. Prezes URE przekazuje raport, o którym mowa w ust. 2a, ministrowi właściwemu do spraw gospodarki, co 2 lata, w terminie do dnia 30 czerwca danego roku.
2d. Raport, o którym mowa w ust. 2a, podlega publikacji w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
3. W sprawach, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 5, z wyjątkiem spraw wymienionych w art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 5, niezbędna jest opinia właściwego miejscowo zarządu województwa.
4. Nieprzedstawienie przez zarząd województwa opinii w sprawach wymienionych w ust. 2 pkt 1 i 5, w terminie 14 dni od dnia wpłynięcia sprawy do zaopiniowania, jest równoznaczne z wydaniem pozytywnej opinii.
a w projekcie nowej ustawy w art. 167 zadania Prezesa URE są w praktyce przywoływane przez regulatora jako podstawa prawna konkretnych działań organu administracji publicznej. Niezależnie od tego, na ile taka praktyka regulatora jest zgodna z prawem (co do zasady norma przyznająca pewne zadania i kompetencje nie jest jeszcze podstawą działań organu administracji w rozumieniu konstytucyjnym i administracyjnoprawnym), wskazane jest sformułowanie tego zapisu w sposób uwzględniający wytyczne konstytucyjne. Przekazanie URE kompetencji w zakresie ustalania reguł działalności gospodarczej (chronionej w art. 22 Konstytucji) nie jest dopuszczalne, ponieważ ograniczanie swobody działalności gospodarczej jest dopuszczalne wyłącznie na podstawie ustawy.1. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i polityką energetyczną państwa, zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
2. Do zakresu działania Prezesa URE należy:
1) udzielanie i cofanie koncesji;
2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach;
3) ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
b) okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych, o których mowa w lit. a,
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału, o którym mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1, dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładających taryfy do zatwierdzenia,
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla poszczególnych grup odbiorców w taryfach dla paliw gazowych i energii, w przypadkach gdy wymaga tego ochrona interesów odbiorców,
e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a,
f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
3a) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniających jednolitą formę planów, o których mowa w art. 16 ust. 1;
4) kontrolowanie wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a;
4a) kontrolowanie wykonywania obowiązków, o których mowa w art. 49a ust. 1 i 2;
5) uzgadnianie projektów planów, o których mowa w art. 16;
6) wyznaczanie operatorów systemu, o których mowa w art. 9h ust. 1, 3 i 9, oraz publikowanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki i zamieszczanie na swojej stronie internetowej w Biuletynie Informacji Publicznej informacji o danych adresowych, obszarze działania i okresie, na który zostali wyznaczeni operatorami systemu;
7) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 i art. 4e ust. 1;
8) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o których mowa w art. 9g;
9) organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej i realizacji przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną;
10) kontrolowanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowanie na wniosek odbiorcy dotrzymania parametrów jakościowych paliw gazowych i energii elektrycznej;
11) kontrolowanie realizacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu połączonego elektroenergetycznego oraz innych uczestników rynku energii elektrycznej obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, a także wykonywanie innych obowiązków organu regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia;
11a) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego (Dz.Urz. UE L 289 z 3.11.2005) oraz:
a) zatwierdzanie informacji podawanych do wiadomości publicznej przez operatorów systemów przesyłowych gazowych, o których mowa w art. 6 tego rozporządzenia, oraz wyrażanie zgody na ograniczenie zakresu publikacji tych informacji,
b) opiniowanie wniosków operatorów systemów przesyłowych gazowych o wykorzystanie przez użytkowników sieci przesyłowych niewykorzystanych zdolności przesyłowych tych sieci, w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,
c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przez operatorów systemów przesyłowych gazowych przychodów uzyskiwanych z tytułu udostępniania przez nich niewykorzystanej a zarezerwowanej zdolności sieci przesyłowych;
12) rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1;
13) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonych w ustawie;
14) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczającym konkurencję;
14a) współdziałanie z organem właściwym w sprawach nadzoru nad rynkiem kapitałowym, o którym mowa w art. 1 ust. 2 pkt 4 ustawy z dnia 21 lipca 2006 r. o nadzorze nad rynkiem finansowym (Dz. U. Nr 157, poz. 1119, z późn. zm.) w zakresie niezbędnym do właściwego wykonywania zadań określonych w ustawie;
15) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych;
16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf;
17) publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii;
18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku:
a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1-2,
b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposób jej obliczenia,
c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji:
- opalanych paliwami węglowymi,
- opalanych paliwami gazowymi,
- opalanych olejem opałowym,
- stanowiących odnawialne źródła energii
- w poprzednim roku kalendarzowym;
19) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnych będących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanie ich do Komisji Europejskiej, w terminie do dnia 15 kwietnia każdego roku, oraz przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
19a) przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
20) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i elektroenergetycznego w zakresie:
a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia, we współpracy z właściwymi organami państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
b) mechanizmów bilansowania systemu gazowego lub systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie gazowym i elektroenergetycznym,
c) warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci,
d) wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych,
e) warunków świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, usług skraplania gazu ziemnego oraz innych usług świadczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,
f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowych i energii elektrycznej,
g) wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,
h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczne obowiązków wymienionych w art. 44;
21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie;
22) wykonywanie innych zadań określonych w ustawie lub ustawach odrębnych.
2a. Prezes URE w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 19 i 20, w szczególności sporządza raport przedstawiający i oceniający:
1) warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
2) realizację planów, o których mowa w art. 16 ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnych wynikających ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2b. Raport, o którym mowa w ust. 2a, może zawierać także propozycje zmian przepisów określających warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, o których mowa w art. 9 ust. 3, i szczegółowych zasad kształtowania taryf dla energii elektrycznej, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 3, służących rozwojowi zdolności wytwórczych i przesyłowych energii elektrycznej, zgodnie z przyjętą polityką energetyczną państwa, o której mowa w art. 15a, i wnioskami wynikającymi ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2c. Prezes URE przekazuje raport, o którym mowa w ust. 2a, ministrowi właściwemu do spraw gospodarki, co 2 lata, w terminie do dnia 30 czerwca danego roku.
2d. Raport, o którym mowa w ust. 2a, podlega publikacji w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
3. W sprawach, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 5, z wyjątkiem spraw wymienionych w art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 5, niezbędna jest opinia właściwego miejscowo zarządu województwa.
4. Nieprzedstawienie przez zarząd województwa opinii w sprawach wymienionych w ust. 2 pkt 1 i 5, w terminie 14 dni od dnia wpłynięcia sprawy do zaopiniowania, jest równoznaczne z wydaniem pozytywnej opinii.
Art. 22 Konstytucji RP oznacza, iż wszelkie istotne reguły funkcjonowania przedsiębiorstw i wykonywania działalności gospodarczej muszą bezwzględnie być uregulowane w ustawie. Nie mogą one natomiast być blankietowo delegowane do rozporządzeń lub - tym bardziej - do dyspozycji urzędników. Ponieważ art. 167 ust. 2 pkt 4) projektu ustawy w jego proponowanym brzmieniu przewiduje, że Prezes URE ustala szereg czynników działalności przedsiębiorstwa energetycznego (takich, jak współczynniki korygujące wysokość cen, wysokość zwrotu z kapitału - czyli w uproszczeniu zysku przedsiębiorstwa i szereg innych), przepis ten budzi poważne wątpliwości co do jego zgodności z konstytucją. Nie jest to nic nowego, ponieważ zgodność obowiązującego dotychczas art. 23 PrEnerg
art. 23 PrEnerg
1. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i polityką energetyczną państwa, zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
2. Do zakresu działania Prezesa URE należy:
1) udzielanie i cofanie koncesji;
2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach;
3) ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
b) okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych, o których mowa w lit. a,
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału, o którym mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1, dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładających taryfy do zatwierdzenia,
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla poszczególnych grup odbiorców w taryfach dla paliw gazowych i energii, w przypadkach gdy wymaga tego ochrona interesów odbiorców,
e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a,
f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
3a) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniających jednolitą formę planów, o których mowa w art. 16 ust. 1;
4) kontrolowanie wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a;
4a) kontrolowanie wykonywania obowiązków, o których mowa w art. 49a ust. 1 i 2;
5) uzgadnianie projektów planów, o których mowa w art. 16;
6) wyznaczanie operatorów systemu, o których mowa w art. 9h ust. 1, 3 i 9, oraz publikowanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki i zamieszczanie na swojej stronie internetowej w Biuletynie Informacji Publicznej informacji o danych adresowych, obszarze działania i okresie, na który zostali wyznaczeni operatorami systemu;
7) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 i art. 4e ust. 1;
8) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o których mowa w art. 9g;
9) organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej i realizacji przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną;
10) kontrolowanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowanie na wniosek odbiorcy dotrzymania parametrów jakościowych paliw gazowych i energii elektrycznej;
11) kontrolowanie realizacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu połączonego elektroenergetycznego oraz innych uczestników rynku energii elektrycznej obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, a także wykonywanie innych obowiązków organu regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia;
11a) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego (Dz.Urz. UE L 289 z 3.11.2005) oraz:
a) zatwierdzanie informacji podawanych do wiadomości publicznej przez operatorów systemów przesyłowych gazowych, o których mowa w art. 6 tego rozporządzenia, oraz wyrażanie zgody na ograniczenie zakresu publikacji tych informacji,
b) opiniowanie wniosków operatorów systemów przesyłowych gazowych o wykorzystanie przez użytkowników sieci przesyłowych niewykorzystanych zdolności przesyłowych tych sieci, w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,
c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przez operatorów systemów przesyłowych gazowych przychodów uzyskiwanych z tytułu udostępniania przez nich niewykorzystanej a zarezerwowanej zdolności sieci przesyłowych;
12) rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1;
13) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonych w ustawie;
14) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczającym konkurencję;
14a) współdziałanie z organem właściwym w sprawach nadzoru nad rynkiem kapitałowym, o którym mowa w art. 1 ust. 2 pkt 4 ustawy z dnia 21 lipca 2006 r. o nadzorze nad rynkiem finansowym (Dz. U. Nr 157, poz. 1119, z późn. zm.) w zakresie niezbędnym do właściwego wykonywania zadań określonych w ustawie;
15) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych;
16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf;
17) publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii;
18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku:
a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1-2,
b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposób jej obliczenia,
c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji:
- opalanych paliwami węglowymi,
- opalanych paliwami gazowymi,
- opalanych olejem opałowym,
- stanowiących odnawialne źródła energii
- w poprzednim roku kalendarzowym;
19) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnych będących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanie ich do Komisji Europejskiej, w terminie do dnia 15 kwietnia każdego roku, oraz przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
19a) przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
20) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i elektroenergetycznego w zakresie:
a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia, we współpracy z właściwymi organami państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
b) mechanizmów bilansowania systemu gazowego lub systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie gazowym i elektroenergetycznym,
c) warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci,
d) wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych,
e) warunków świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, usług skraplania gazu ziemnego oraz innych usług świadczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,
f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowych i energii elektrycznej,
g) wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,
h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczne obowiązków wymienionych w art. 44;
21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie;
22) wykonywanie innych zadań określonych w ustawie lub ustawach odrębnych.
2a. Prezes URE w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 19 i 20, w szczególności sporządza raport przedstawiający i oceniający:
1) warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
2) realizację planów, o których mowa w art. 16 ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnych wynikających ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2b. Raport, o którym mowa w ust. 2a, może zawierać także propozycje zmian przepisów określających warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, o których mowa w art. 9 ust. 3, i szczegółowych zasad kształtowania taryf dla energii elektrycznej, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 3, służących rozwojowi zdolności wytwórczych i przesyłowych energii elektrycznej, zgodnie z przyjętą polityką energetyczną państwa, o której mowa w art. 15a, i wnioskami wynikającymi ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2c. Prezes URE przekazuje raport, o którym mowa w ust. 2a, ministrowi właściwemu do spraw gospodarki, co 2 lata, w terminie do dnia 30 czerwca danego roku.
2d. Raport, o którym mowa w ust. 2a, podlega publikacji w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
3. W sprawach, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 5, z wyjątkiem spraw wymienionych w art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 5, niezbędna jest opinia właściwego miejscowo zarządu województwa.
4. Nieprzedstawienie przez zarząd województwa opinii w sprawach wymienionych w ust. 2 pkt 1 i 5, w terminie 14 dni od dnia wpłynięcia sprawy do zaopiniowania, jest równoznaczne z wydaniem pozytywnej opinii.
z konstytucją jest tak samo wątpliwa. 1. Prezes URE reguluje działalność przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z ustawą i polityką energetyczną państwa, zmierzając do równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.
2. Do zakresu działania Prezesa URE należy:
1) udzielanie i cofanie koncesji;
2) zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 44, 45 i 46, w tym analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach;
3) ustalanie:
a) współczynników korekcyjnych określających projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków wykonywania przez to przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej,
b) okresu obowiązywania taryf i współczynników korekcyjnych, o których mowa w lit. a,
c) wysokości uzasadnionego zwrotu z kapitału, o którym mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1, dla przedsiębiorstw energetycznych przedkładających taryfy do zatwierdzenia,
d) maksymalnego udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla poszczególnych grup odbiorców w taryfach dla paliw gazowych i energii, w przypadkach gdy wymaga tego ochrona interesów odbiorców,
e) jednostkowych opłat zastępczych, o których mowa w art. 9a ust. 8a,
f) wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w art. 47 ust. 2f;
3a) opracowywanie wytycznych i zaleceń zapewniających jednolitą formę planów, o których mowa w art. 16 ust. 1;
4) kontrolowanie wykonania obowiązków, o których mowa w art. 9a;
4a) kontrolowanie wykonywania obowiązków, o których mowa w art. 49a ust. 1 i 2;
5) uzgadnianie projektów planów, o których mowa w art. 16;
6) wyznaczanie operatorów systemu, o których mowa w art. 9h ust. 1, 3 i 9, oraz publikowanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki i zamieszczanie na swojej stronie internetowej w Biuletynie Informacji Publicznej informacji o danych adresowych, obszarze działania i okresie, na który zostali wyznaczeni operatorami systemu;
7) udzielanie i cofanie zwolnienia z obowiązku świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, art. 4c, art. 4d ust. 1 i art. 4e ust. 1;
8) zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji sieci, o których mowa w art. 9g;
9) organizowanie i przeprowadzanie przetargów dotyczących:
a) wyłaniania sprzedawców z urzędu,
b) budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej i realizacji przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną;
10) kontrolowanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz kontrolowanie na wniosek odbiorcy dotrzymania parametrów jakościowych paliw gazowych i energii elektrycznej;
11) kontrolowanie realizacji przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operatora systemu połączonego elektroenergetycznego oraz innych uczestników rynku energii elektrycznej obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, a także wykonywanie innych obowiązków organu regulacyjnego wynikających z tego rozporządzenia;
11a) kontrolowanie realizacji obowiązków wynikających z przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1775/2005/WE z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego (Dz.Urz. UE L 289 z 3.11.2005) oraz:
a) zatwierdzanie informacji podawanych do wiadomości publicznej przez operatorów systemów przesyłowych gazowych, o których mowa w art. 6 tego rozporządzenia, oraz wyrażanie zgody na ograniczenie zakresu publikacji tych informacji,
b) opiniowanie wniosków operatorów systemów przesyłowych gazowych o wykorzystanie przez użytkowników sieci przesyłowych niewykorzystanych zdolności przesyłowych tych sieci, w przypadkach, o których mowa w art. 5 ust. 4 tego rozporządzenia,
c) zatwierdzanie sposobu wykorzystania przez operatorów systemów przesyłowych gazowych przychodów uzyskiwanych z tytułu udostępniania przez nich niewykorzystanej a zarezerwowanej zdolności sieci przesyłowych;
12) rozstrzyganie sporów w zakresie określonym w art. 8 ust. 1;
13) nakładanie kar pieniężnych na zasadach określonych w ustawie;
14) współdziałanie z właściwymi organami w przeciwdziałaniu praktykom przedsiębiorstw energetycznych ograniczającym konkurencję;
14a) współdziałanie z organem właściwym w sprawach nadzoru nad rynkiem kapitałowym, o którym mowa w art. 1 ust. 2 pkt 4 ustawy z dnia 21 lipca 2006 r. o nadzorze nad rynkiem finansowym (Dz. U. Nr 157, poz. 1119, z późn. zm.) w zakresie niezbędnym do właściwego wykonywania zadań określonych w ustawie;
15) ustalanie metod kontroli i podejmowanie działań dla poprawy efektywności przedsiębiorstw energetycznych;
16) określanie i publikowanie wskaźników i cen wskaźnikowych istotnych dla procesu kształtowania taryf;
17) publikowanie informacji służących zwiększeniu efektywności użytkowania paliw i energii;
18) zbieranie i przetwarzanie informacji dotyczących przedsiębiorstw energetycznych, w tym obliczanie i ogłaszanie w terminie do dnia 31 marca każdego roku:
a) średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji obliczonych oddzielnie dla energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1 pkt 1-2,
b) średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz sposób jej obliczenia,
c) średnich cen sprzedaży ciepła, wytworzonego w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji:
- opalanych paliwami węglowymi,
- opalanych paliwami gazowymi,
- opalanych olejem opałowym,
- stanowiących odnawialne źródła energii
- w poprzednim roku kalendarzowym;
19) gromadzenie informacji o projektach inwestycyjnych będących w obszarze zainteresowania Unii Europejskiej i przekazywanie ich do Komisji Europejskiej, w terminie do dnia 15 kwietnia każdego roku, oraz przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
19a) przekazywanie do Komisji Europejskiej informacji, o których mowa w art. 9c ust. 11;
20) monitorowanie funkcjonowania systemu gazowego i elektroenergetycznego w zakresie:
a) zasad zarządzania i rozdziału przepustowości połączeń międzysystemowych, z którymi istnieją wzajemne połączenia, we współpracy z właściwymi organami państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
b) mechanizmów bilansowania systemu gazowego lub systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami w krajowym systemie gazowym i elektroenergetycznym,
c) warunków przyłączania podmiotów do sieci i ich realizacji oraz dokonywania napraw tej sieci,
d) wypełniania obowiązku publikowania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych informacji dotyczących połączeń międzysystemowych, korzystania z sieci i rozdziału zdolności przesyłowych stronom umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii, z uwzględnieniem konieczności traktowania tych informacji jako poufnych ze względów handlowych,
e) warunków świadczenia usług magazynowania paliw gazowych, usług skraplania gazu ziemnego oraz innych usług świadczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne,
f) bezpieczeństwa dostarczania paliw gazowych i energii elektrycznej,
g) wypełniania przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych ich zadań,
h) wypełniania przez przedsiębiorstwo energetyczne obowiązków wymienionych w art. 44;
21) wydawanie świadectw pochodzenia, o których mowa w art. 9e ust. 1, i świadectw pochodzenia z kogeneracji, o których mowa w art. 9l ust. 1, oraz ich umarzanie;
22) wykonywanie innych zadań określonych w ustawie lub ustawach odrębnych.
2a. Prezes URE w zakresie, o którym mowa w ust. 2 pkt 19 i 20, w szczególności sporządza raport przedstawiający i oceniający:
1) warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
2) realizację planów, o których mowa w art. 16 ust. 2a, z uwzględnieniem zamierzeń inwestycyjnych wynikających ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2b. Raport, o którym mowa w ust. 2a, może zawierać także propozycje zmian przepisów określających warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, o których mowa w art. 9 ust. 3, i szczegółowych zasad kształtowania taryf dla energii elektrycznej, określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 3, służących rozwojowi zdolności wytwórczych i przesyłowych energii elektrycznej, zgodnie z przyjętą polityką energetyczną państwa, o której mowa w art. 15a, i wnioskami wynikającymi ze sprawozdania, o którym mowa w art. 15b ust. 3.
2c. Prezes URE przekazuje raport, o którym mowa w ust. 2a, ministrowi właściwemu do spraw gospodarki, co 2 lata, w terminie do dnia 30 czerwca danego roku.
2d. Raport, o którym mowa w ust. 2a, podlega publikacji w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
3. W sprawach, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 5, z wyjątkiem spraw wymienionych w art. 32 ust. 1 pkt 4 i ust. 5, niezbędna jest opinia właściwego miejscowo zarządu województwa.
4. Nieprzedstawienie przez zarząd województwa opinii w sprawach wymienionych w ust. 2 pkt 1 i 5, w terminie 14 dni od dnia wpłynięcia sprawy do zaopiniowania, jest równoznaczne z wydaniem pozytywnej opinii.
W celu eliminacji tychże wątpliwości należy skorygować wszelkie zapisy projektu, które blankietowo upoważniają rozporządzeniodawcę czy urzędników do arbitralnego ustalania reguł funkcjonowania przedsiębiorstw energetycznych. Decyzję co do zakresu ograniczania wolności działalności gospodarczej musi podjąć sam parlament i sformułować w postaci przepisów i reguł powszechnie obowiązujących. W szczególności organy administracji państwowej mogą być powoływane nie do tworzenia zasad, a jedynie do stosowania reguł ustawy w tym zakresie, w innym wypadku będzie miało miejsce naruszenie art. 22 Konstytucji.
Konkretnie w przypadku art. 167 projektu oznacza to, iż ust. 2 punkt 4) tego przepisu powinien otrzymać zupełnie inne brzmienie - powinien on nakładać na regulatora obowiązek ale i prawo kontrolowania spełniania przez przedsiębiorstwa pewnych reguł. Natomiast to, jakie to reguły w szczegółach są (np. jak wysoki ma być zwrot z kapitału) musi ustalić ustawodawca - w razie potrzeby przy pomocy odpowiedniej delegacji stworzenia szczegółowych reguł w rozporządzeniu wykonawczym. Jednak rozporządzenie jest - o ile spełnia ono wymogi delegacji w ustawie - aktem o najniższej dopuszczalnej randze, jeśli chodzi o ograniczanie praw przedsiębiorcy wynikających z art. 22 Konstytucji.
Oczywiście zmiana prowadząca do poszerzenia kompetencji i możliwości działania Prezesa URE ("w szczególności ..." w art. 167 projektu) jest tendencją w zupełnie odmiennym kierunku, niż wymaga tego cytowany wyżej przepis konstytucji. Należy zatem stwierdzić, iż przypisane tu regulatorowi kompetencje w obecnym kształcie świadczą o zbyt niedbałym podejściu autora projektu do obowiązujących również ustawodawcę ram konstytucyjnych. Wskazana jest tu wyraźna korekta.
D. Zasady tworzenia taryf
Jedną z centralnych zmian proponowanych w projekcie nowego prawa energetycznego są z punktu widzenia regulacji ciepłownictwa nowe zasady tworzenia taryf dla ciepła uregulowane w art. 179 i nast. projektu. Najważniejsze zmiany w zakresie regulacji cen można zebrać w następujących punktach:
- oddzielenie ustawowych reguł kalkulacji taryfy dla ciepła (art. 181 projektu) od reguł dla elektroenergetyki (art. 180 projektu),
- uszczegółowienie reguł ustalania zwrotu z kapitału,
- nowa możliwość proceduralna wdrażania taryfy bez zatwierdzania przez regulatora - i tym samym niejako "proceduralne premiowanie" efektywności przedsiębiorstwa,
- możliwość kontroli taryfy ex post.
1. Odrębna regulacja cen ciepła
Na pewno wskazanym jest oddzielenie regulacji elektroenergetyki od ciepła. Szczególny charakter lokalnych rynków ciepła, możliwość substytucji ciepła (w odróżnieniu od energii elektrycznej) i przez to konkurencja między ciepłem systemowym a gazem, kotłem węglowym itp. powodują, że trudno jest porównywać działalność przedsiębiorstwa ciepłowniczego z działalnością przedsiębiorstwa elektroenergetycznego czy gazowniczego. Ponadto należy pamiętać, że regulacja elektroenergetyki i gazownictwa powstała z dość precyzyjnym przesłaniem europejskiego ustawodawcy. Dyrektywy 2009/72/WE oraz 2009/73/WE (podobnie jak już czyniły to akty prawne, które obowiązywały wcześniej) miały zawsze na celu stworzenie rynku energii elektrycznej i gazu w zakresie wytwarzania i sprzedaży, natomiast operator sieci ma podlegać ścisłej regulacji. W zakresie ciepłownictwa rozróżnienia takiego nie ma - na poziomie prawa europejskiego nie istnieje żadna jego regulacja. Natomiast polski ustawodawca dotychczas nie zauważył, że dotychczas reguluje wytwórcę ciepła, jego sprzedawcę i przedsiębiorstwo sieciowe zupełnie tak samo. Oznacza to, że pojmowana ogólnie działalność przedsiębiorstw ciepłowniczych, obejmuje różne czynności, które mogą zostać adekwatnie uregulowane tylko wtedy, gdy zostaną wobec nich zastosowane inne mechanizmy, niż wobec przedsiębiorstw elektroenergetycznych czy gazowniczych (W tym miejscu pozostaje bez komentarza kształt regulacji samej elektroenergetyki czy gazownictwa, które również pozostawiają wiele do życzenia w zakresie prawidłowości implementacji prawa europejskiego do prawa polskiego. Nie jest to przedmiotem niniejszego opracowania, które koncentruje się na zmiany regulacji ciepłownictwa.).
Sam fakt, że ustawodawca podejmuje próbę odrębnej regulacji ciepłownictwa, należy oceniać pozytywnie. Słusznym jest również doprecyzowanie reguł tworzenia taryfy i - przynajmniej co do zasady - uwzględnienie w cenach ciepła możliwości inwestowania w działalność ciepłowniczą oraz poprawy efektywności funkcjonowania (art. 181 projektu). Wskazanie w tym przepisie na elementy, które w taryfie mają być uwzględniane, redukuje zakres dyskusji z regulatorem zapobiegając jednocześnie nadużywaniu przepisów przez przedsiębiorstwa. Przepis ten i jego poszczególne elementy wymagają jednak w dalekim stopniu doprecyzowania. W zapisach projektu takiego - nie wystarczającego, ale zauważalnego - doprecyzowania dokonano jedynie w zakresie zwrotu z kapitału (art. 181 ust. 4 projektu).
To, jak możliwe będzie uwzględnienie w taryfie poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa i czy w ogóle taka poprawa będzie premiowana, ustawodawca pozostawia do dyspozycji rządu przewidując w delegacji ustawowej art. 188 ust. 2 pkt 11) projektu, że w rozporządzeniu wykonawczym zostanie określony sposób uwzględniania w taryfach poprawy efektywności przedsiębiorstwa. Należy mieć nadzieję, że rozporządzenie wprowadzi wreszcie konkretny system premiowania poprawy efektywności działalności po to, aby powstał bodziec zachęcający przedsiębiorstwa do gospodarnego funkcjonowania. Przykładowo wskazane byłoby podzielenie pozytywnych efektów działalności optymalizującej funkcjonowanie przedsiębiorstwa między przedsiębiorstwo a odbiorców i częściowe uwzględnienie takiego efektu jako element wynagradzany w cenie ciepła.
Na pewno wskazanym jest oddzielenie regulacji elektroenergetyki od ciepła. Szczególny charakter lokalnych rynków ciepła, możliwość substytucji ciepła (w odróżnieniu od energii elektrycznej) i przez to konkurencja między ciepłem systemowym a gazem, kotłem węglowym itp. powodują, że trudno jest porównywać działalność przedsiębiorstwa ciepłowniczego z działalnością przedsiębiorstwa elektroenergetycznego czy gazowniczego. Ponadto należy pamiętać, że regulacja elektroenergetyki i gazownictwa powstała z dość precyzyjnym przesłaniem europejskiego ustawodawcy. Dyrektywy 2009/72/WE oraz 2009/73/WE (podobnie jak już czyniły to akty prawne, które obowiązywały wcześniej) miały zawsze na celu stworzenie rynku energii elektrycznej i gazu w zakresie wytwarzania i sprzedaży, natomiast operator sieci ma podlegać ścisłej regulacji. W zakresie ciepłownictwa rozróżnienia takiego nie ma - na poziomie prawa europejskiego nie istnieje żadna jego regulacja. Natomiast polski ustawodawca dotychczas nie zauważył, że dotychczas reguluje wytwórcę ciepła, jego sprzedawcę i przedsiębiorstwo sieciowe zupełnie tak samo. Oznacza to, że pojmowana ogólnie działalność przedsiębiorstw ciepłowniczych, obejmuje różne czynności, które mogą zostać adekwatnie uregulowane tylko wtedy, gdy zostaną wobec nich zastosowane inne mechanizmy, niż wobec przedsiębiorstw elektroenergetycznych czy gazowniczych (W tym miejscu pozostaje bez komentarza kształt regulacji samej elektroenergetyki czy gazownictwa, które również pozostawiają wiele do życzenia w zakresie prawidłowości implementacji prawa europejskiego do prawa polskiego. Nie jest to przedmiotem niniejszego opracowania, które koncentruje się na zmiany regulacji ciepłownictwa.).
Sam fakt, że ustawodawca podejmuje próbę odrębnej regulacji ciepłownictwa, należy oceniać pozytywnie. Słusznym jest również doprecyzowanie reguł tworzenia taryfy i - przynajmniej co do zasady - uwzględnienie w cenach ciepła możliwości inwestowania w działalność ciepłowniczą oraz poprawy efektywności funkcjonowania (art. 181 projektu). Wskazanie w tym przepisie na elementy, które w taryfie mają być uwzględniane, redukuje zakres dyskusji z regulatorem zapobiegając jednocześnie nadużywaniu przepisów przez przedsiębiorstwa. Przepis ten i jego poszczególne elementy wymagają jednak w dalekim stopniu doprecyzowania. W zapisach projektu takiego - nie wystarczającego, ale zauważalnego - doprecyzowania dokonano jedynie w zakresie zwrotu z kapitału (art. 181 ust. 4 projektu).
To, jak możliwe będzie uwzględnienie w taryfie poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa i czy w ogóle taka poprawa będzie premiowana, ustawodawca pozostawia do dyspozycji rządu przewidując w delegacji ustawowej art. 188 ust. 2 pkt 11) projektu, że w rozporządzeniu wykonawczym zostanie określony sposób uwzględniania w taryfach poprawy efektywności przedsiębiorstwa. Należy mieć nadzieję, że rozporządzenie wprowadzi wreszcie konkretny system premiowania poprawy efektywności działalności po to, aby powstał bodziec zachęcający przedsiębiorstwa do gospodarnego funkcjonowania. Przykładowo wskazane byłoby podzielenie pozytywnych efektów działalności optymalizującej funkcjonowanie przedsiębiorstwa między przedsiębiorstwo a odbiorców i częściowe uwzględnienie takiego efektu jako element wynagradzany w cenie ciepła.
2. Bardziej szczegółowe reguły ustalania zwrotu z kapitału
Doprecyzowanie reguł obliczania zwrotu z zaangażowanego w działalność kapitału, który przedsiębiorstwa mają uwzględnić w taryfie zgodnie z art. 181 ust. 2 pkt 2) projektu, ustawodawca ograniczył w art. 181 ust. 4 projektu do podania podstawy obliczania tej wielkości: średnioważonego kosztu kapitału oraz wartości aktywów, która mają być wynagrodzone. Doprecyzowanie obydwu wartości - czyli tego, jak wyznaczyć słuszną wysokość kosztu kapitału oraz to, które aktywa wchodzą w zakres aktywów podlegających wynagrodzeniu - ustawodawca deleguje do rozporządzenia (art. 188 ust. 2 pkt 5) projektu).
Z pewnością słuszna jest droga możliwie daleko idącego doprecyzowania reguł kalkulacji zwrotu z kapitału, ponieważ tylko takie podejście zapewni przedsiębiorstwom konieczną przewidywalność ich działań z jednej a odbiorcom ochronę przed zawyżaniem zysku przez dostawców ciepła z drugiej strony. Zapisanie odpowiednich reguł nie powinno być trudne z dwóch względów:
Wobec przedsiębiorstw ciepłowniczych mogą być z powodzeniem zastosowanie podobne reguły kalkulacji zwrotu z kapitału, ponieważ jest to podsektor energetyki o porównywalnej charakterystyce, jeśli chodzi o dynamikę rozwoju i ryzyka związane z działalnością. Należy jedynie zwrócić uwagę na to, aby stosowane przez regulatora wobec operatorów systemów elektroenergetycznych (stanowiących bezsprzecznie monopole naturalne) metody wyliczenia zwrotu z kapitału nie były dla przedsiębiorstw ciepłowniczych krzywdzące ze względu na fakt, iż przedsiębiorstwa te nie są ani monopolami naturalnymi ani też nie posiadają na rozczłonkowanych rynkach lokalnych nigdy tak silnej pozycji, jak jest to w wypadku operatorów sieci elektroenergetycznych. Poza tym przedsiębiorstwa ciepłownicze często są zarówno dostawcami ciepła jak i ich producentami. To oznacza dość istotną strukturalną różnicę między monopolami sieciowymi a obarczonymi ryzykami lokalnych rynków ciepła przedsiębiorstwami ciepłowniczymi.
Doprecyzowanie reguł obliczania zwrotu z zaangażowanego w działalność kapitału, który przedsiębiorstwa mają uwzględnić w taryfie zgodnie z art. 181 ust. 2 pkt 2) projektu, ustawodawca ograniczył w art. 181 ust. 4 projektu do podania podstawy obliczania tej wielkości: średnioważonego kosztu kapitału oraz wartości aktywów, która mają być wynagrodzone. Doprecyzowanie obydwu wartości - czyli tego, jak wyznaczyć słuszną wysokość kosztu kapitału oraz to, które aktywa wchodzą w zakres aktywów podlegających wynagrodzeniu - ustawodawca deleguje do rozporządzenia (art. 188 ust. 2 pkt 5) projektu).
Z pewnością słuszna jest droga możliwie daleko idącego doprecyzowania reguł kalkulacji zwrotu z kapitału, ponieważ tylko takie podejście zapewni przedsiębiorstwom konieczną przewidywalność ich działań z jednej a odbiorcom ochronę przed zawyżaniem zysku przez dostawców ciepła z drugiej strony. Zapisanie odpowiednich reguł nie powinno być trudne z dwóch względów:
- po pierwsze: metody wyliczania zwrotu z kapitału są metodami powszechnie stosowanymi w naukach ekonomicznych; konieczne jest zatem jedynie zaczerpnięcie do odpowiednich opracowań z dziedziny ekonomii;
- po drugie: Urząd Regulacji Energetyki dysponuje materiałami tego typu i już od lat stosuje je wobec przedsiębiorstw elektroenergetycznych (aktualnie materiał ten istnieje pod nazwą KOSZT KAPITAŁU DLA OPERATORÓW SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH na lata 2011 - 2015).
Wobec przedsiębiorstw ciepłowniczych mogą być z powodzeniem zastosowanie podobne reguły kalkulacji zwrotu z kapitału, ponieważ jest to podsektor energetyki o porównywalnej charakterystyce, jeśli chodzi o dynamikę rozwoju i ryzyka związane z działalnością. Należy jedynie zwrócić uwagę na to, aby stosowane przez regulatora wobec operatorów systemów elektroenergetycznych (stanowiących bezsprzecznie monopole naturalne) metody wyliczenia zwrotu z kapitału nie były dla przedsiębiorstw ciepłowniczych krzywdzące ze względu na fakt, iż przedsiębiorstwa te nie są ani monopolami naturalnymi ani też nie posiadają na rozczłonkowanych rynkach lokalnych nigdy tak silnej pozycji, jak jest to w wypadku operatorów sieci elektroenergetycznych. Poza tym przedsiębiorstwa ciepłownicze często są zarówno dostawcami ciepła jak i ich producentami. To oznacza dość istotną strukturalną różnicę między monopolami sieciowymi a obarczonymi ryzykami lokalnych rynków ciepła przedsiębiorstwami ciepłowniczymi.
Ponadto w zakresie regulacji zwrotu z kapitału ustawodawca czy rozporządzeniodawca powinien mieć zawsze na uwadze pierwotny cel regulacji: celem tym nie jest - jak jest to często błędnie przyjmowane w dyskusjach politycznych - zapewnienie możliwie taniego zaopatrzenia w ciepło. Nowoczesna regulacja ma na celu przede wszystkim maksymalne zbliżenie sposobu funkcjonowania danej branży do reguł rynkowych. W uproszczeniu zadanie regulatora w zakresie tworzenia cen można określić jako eliminacja renty monopolowej. W przypadku cen ciepła nie mamy właściwie do czynienia z monopolami, tylko z rynkami, na których istnieje możliwość substytucji produktu "ciepło sieciowe" innymi źródłami ogrzewania. Stąd też zarówno ustawodawca jak i regulator mają w przypadku regulacji cen ciepła zadanie stosunkowo łatwe: powinni oni odnosić się do ceny ogrzewania lokali itp. możliwych do uzyskania innymi metodami, niż ciepło sieciowe. Porównanie cen ciepła sieciowego z cenami innych metod ogrzewania powinno tudzież może być również elementem kontroli cen przedsiębiorstw ciepłowniczych.
3. Procedura wdrażania taryfy
Całkowitym novum na gruncie prawa energetycznego jest zawarta w art. 189 ust. 3 projektu możliwość zastosowania taryfy dla ciepła bez jej zatwierdzania przez regulatora. Nowością tego zapisu jest zarówno sam fakt rezygnacji (w pewnych okolicznościach) z zatwierdzania taryfy jak i sam warunek, jaki w tym celu musi być spełniony - tzw. warunek efektywności przedsiębiorstwa. Stąd też procedura wdrażania taryf i związane z nią zasadnicze zmiany wymagają bliższej analizy.
Całkowitym novum na gruncie prawa energetycznego jest zawarta w art. 189 ust. 3 projektu możliwość zastosowania taryfy dla ciepła bez jej zatwierdzania przez regulatora. Nowością tego zapisu jest zarówno sam fakt rezygnacji (w pewnych okolicznościach) z zatwierdzania taryfy jak i sam warunek, jaki w tym celu musi być spełniony - tzw. warunek efektywności przedsiębiorstwa. Stąd też procedura wdrażania taryf i związane z nią zasadnicze zmiany wymagają bliższej analizy.
a. Obowiązek zatwierdzania taryfy
Co do zasady ustawodawca w art. 190 projektu pozostawia konieczność zatwierdzenia taryfy przez regulatora bez zmian. Przepis ten odpowiada zatem mniej więcej zapisom obowiązującego dotychczas art. 47 PrEnerg
Co do zasady ustawodawca w art. 190 projektu pozostawia konieczność zatwierdzenia taryfy przez regulatora bez zmian. Przepis ten odpowiada zatem mniej więcej zapisom obowiązującego dotychczas art. 47 PrEnerg
art. 47 PrEnerg
1. Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje ustalają taryfy dla paliw gazowych i energii, które podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa URE, oraz proponują okres ich obowiązywania. Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje przedkładają Prezesowi URE taryfy z własnej inicjatywy lub na żądanie Prezesa URE.
2. Prezes URE zatwierdza taryfę bądź odmawia jej zatwierdzenia w przypadku stwierdzenia niezgodności taryfy z zasadami i przepisami, o których mowa w art. 44-46.
2a. Prezes URE, na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, zatwierdza, na okres nie dłuższy niż 3 lata, taryfę zawierającą ceny i stawki opłat w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat obowiązujące przed jej przedłożeniem Prezesowi URE, jeżeli są spełnione łącznie następujące warunki:
1) zawarte w taryfie warunki stosowania cen i stawek opłat nie uległy zmianie;
2) udokumentowane i opisane we wniosku zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, której dotyczy taryfa, nie uzasadniają obniżenia cen i stawek opłat zawartych w taryfie;
3) dla proponowanego we wniosku okresu obowiązywania taryfy lub dla części tego okresu nie został ustalony współczynnik korekcyjny, o którym mowa w art. 23 ust. 2 pkt 3 lit. a.
2b. W przypadku udokumentowanej zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej Prezes URE może ustalić z urzędu, w drodze decyzji, współczynniki korekcyjne, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 3 lit. a, wynikające wyłącznie ze zmiany warunków zewnętrznych, które przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane stosować w odniesieniu do cen i stawek opłat określonych w taryfie, o której mowa w ust. 2a, do czasu wejścia w życie nowej taryfy wprowadzonej w trybie określonym w ust. 2.
2c. W przypadku upływu okresu, na jaki została ustalona taryfa, do dnia wejścia w życie nowej taryfy stosuje się taryfę dotychczasową, jeżeli:
1) decyzja Prezesa URE nie została wydana albo
2) toczy się postępowanie odwoławcze od decyzji Prezesa URE.
2d. Taryfy dotychczasowej, o której mowa w ust. 2c, nie stosuje się, jeżeli decyzja Prezesa URE odmawiająca zatwierdzenia taryfy jest uzasadniona koniecznością obniżenia cen i stawek opłat poniżej cen i stawek opłat zawartych w dotychczasowej taryfie i wynika z udokumentowanych i opisanych zmian zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej.
2e. Prezes URE analizuje i weryfikuje koszty uzasadnione, o których mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1 i 2, w zakresie ich zgodności z przepisami ustawy, na podstawie sprawozdań finansowych i planów rzeczowo-finansowych przedsiębiorstw energetycznych, biorąc pod uwagę tworzenie warunków do konkurencji i promocji efektywności wykonywanej działalności gospodarczej, a w szczególności stosując metody porównawcze oceny efektywności przedsiębiorstw energetycznych wykonujących w zbliżonych warunkach działalność gospodarczą tego samego rodzaju.
2f. Planowane przychody ze sprzedaży ciepła przyjmowane do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie dla ciepła dla jednostek kogeneracji, oblicza się przy zastosowaniu wskaźnika referencyjnego ustalanego przez Prezesa URE zgodnie z metodologią określoną w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 5 i 6 i średnich cen sprzedaży ciepła, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c.
2g. W terminie do dnia 31 marca każdego roku Prezes URE ogłasza w Biuletynie URE wysokość wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w ust. 2f.
3. Prezes URE:
1) ogłasza w Biuletynie URE, na koszt przedsiębiorstwa energetycznego, zatwierdzone taryfy dla paliw gazowych i energii elektrycznej - w terminie 14 dni od dnia zatwierdzenia taryfy,
2) kieruje do ogłoszenia, na koszt przedsiębiorstwa energetycznego, we właściwym miejscowo wojewódzkim dzienniku urzędowym zatwierdzone taryfy dla ciepła - w terminie 7 dni od dnia zatwierdzenia taryfy.
4. Przedsiębiorstwo energetyczne wprowadza taryfę do stosowania nie wcześniej niż po upływie 14 dni i nie później niż do 45 dnia od dnia jej opublikowania.
. Zamierzone w art. 190 ust. 2 projektu (jak należy przypuszczać) uproszczenie przesłanek zatwierdzania taryfy przez Prezesa URE jest - przy uwzględnieniu brzmienia ust. 1 i 2 przepisu - mylące. Ponieważ obydwa przepisy stosują sformułowanie "Prezes URE zatwierdza ...", możliwa jest interpretacja, że zatwierdzenie taryfy może być zawsze uzależnione od warunków wskazanych w ust. 2. Z pewnością zapis ten wymaga jeszcze korekty. Konieczne jest tu rozróżnienie między regułą ogólną, kiedy Prezes URE zatwierdza taryfę (warunkiem może być wyłącznie spełnienie przesłanek ustawowych, czyli prawidłowe, zgodne z przepisami sporządzenie taryfy) a regułą szczególną, w wypadku której Prezes URE ma bezwarunkowy obowiązek zatwierdzenia taryfy bez dalej idących kompetencji kontrolnych, jeśli taryfa spełni pewne warunki ramowe. W innym wypadku zapis ust. 2 jest po prostu zbędny.1. Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje ustalają taryfy dla paliw gazowych i energii, które podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa URE, oraz proponują okres ich obowiązywania. Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje przedkładają Prezesowi URE taryfy z własnej inicjatywy lub na żądanie Prezesa URE.
2. Prezes URE zatwierdza taryfę bądź odmawia jej zatwierdzenia w przypadku stwierdzenia niezgodności taryfy z zasadami i przepisami, o których mowa w art. 44-46.
2a. Prezes URE, na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, zatwierdza, na okres nie dłuższy niż 3 lata, taryfę zawierającą ceny i stawki opłat w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat obowiązujące przed jej przedłożeniem Prezesowi URE, jeżeli są spełnione łącznie następujące warunki:
1) zawarte w taryfie warunki stosowania cen i stawek opłat nie uległy zmianie;
2) udokumentowane i opisane we wniosku zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, której dotyczy taryfa, nie uzasadniają obniżenia cen i stawek opłat zawartych w taryfie;
3) dla proponowanego we wniosku okresu obowiązywania taryfy lub dla części tego okresu nie został ustalony współczynnik korekcyjny, o którym mowa w art. 23 ust. 2 pkt 3 lit. a.
2b. W przypadku udokumentowanej zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej Prezes URE może ustalić z urzędu, w drodze decyzji, współczynniki korekcyjne, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 3 lit. a, wynikające wyłącznie ze zmiany warunków zewnętrznych, które przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane stosować w odniesieniu do cen i stawek opłat określonych w taryfie, o której mowa w ust. 2a, do czasu wejścia w życie nowej taryfy wprowadzonej w trybie określonym w ust. 2.
2c. W przypadku upływu okresu, na jaki została ustalona taryfa, do dnia wejścia w życie nowej taryfy stosuje się taryfę dotychczasową, jeżeli:
1) decyzja Prezesa URE nie została wydana albo
2) toczy się postępowanie odwoławcze od decyzji Prezesa URE.
2d. Taryfy dotychczasowej, o której mowa w ust. 2c, nie stosuje się, jeżeli decyzja Prezesa URE odmawiająca zatwierdzenia taryfy jest uzasadniona koniecznością obniżenia cen i stawek opłat poniżej cen i stawek opłat zawartych w dotychczasowej taryfie i wynika z udokumentowanych i opisanych zmian zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej.
2e. Prezes URE analizuje i weryfikuje koszty uzasadnione, o których mowa w art. 45 ust. 1 pkt 1 i 2, w zakresie ich zgodności z przepisami ustawy, na podstawie sprawozdań finansowych i planów rzeczowo-finansowych przedsiębiorstw energetycznych, biorąc pod uwagę tworzenie warunków do konkurencji i promocji efektywności wykonywanej działalności gospodarczej, a w szczególności stosując metody porównawcze oceny efektywności przedsiębiorstw energetycznych wykonujących w zbliżonych warunkach działalność gospodarczą tego samego rodzaju.
2f. Planowane przychody ze sprzedaży ciepła przyjmowane do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie dla ciepła dla jednostek kogeneracji, oblicza się przy zastosowaniu wskaźnika referencyjnego ustalanego przez Prezesa URE zgodnie z metodologią określoną w przepisach wydanych na podstawie art. 46 ust. 5 i 6 i średnich cen sprzedaży ciepła, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c.
2g. W terminie do dnia 31 marca każdego roku Prezes URE ogłasza w Biuletynie URE wysokość wskaźnika referencyjnego, o którym mowa w ust. 2f.
3. Prezes URE:
1) ogłasza w Biuletynie URE, na koszt przedsiębiorstwa energetycznego, zatwierdzone taryfy dla paliw gazowych i energii elektrycznej - w terminie 14 dni od dnia zatwierdzenia taryfy,
2) kieruje do ogłoszenia, na koszt przedsiębiorstwa energetycznego, we właściwym miejscowo wojewódzkim dzienniku urzędowym zatwierdzone taryfy dla ciepła - w terminie 7 dni od dnia zatwierdzenia taryfy.
4. Przedsiębiorstwo energetyczne wprowadza taryfę do stosowania nie wcześniej niż po upływie 14 dni i nie później niż do 45 dnia od dnia jej opublikowania.
b. Uproszczona procedura w wypadku spełnienia warunku efektywności
Zatwierdzanie taryfy przez regulatora nie jest jednak konieczne zawsze. Ustawodawca przewiduje w art. 189 ust. 3 projektu uproszczoną procedurę wdrażania taryfy bez zatwierdzania ex ante. Nie oznacza to jednak rezygnacji w takich przypadkach z regulacji jako takiej. Przedsiębiorstwo również w przypadku spełnienia warunku efektywności musi tworzyć taryfę zgodnie z wytycznymi art. 181 projektu oraz odpowiedniego rozporządzenia wykonawczego. Nie oznacza to również rezygnacji z nadzoru regulatora nad tym, jak przedsiębiorstwo taryfę tworzy. Zapis ten oznacza jedynie, że w przypadku spełnienia warunku "efektywności" ustawodawca przewidział zmiany w procedurach wejścia taryfy w życie. Nie ma wtedy już wprawdzie miejsca zatwierdzanie taryfy, ale możliwa jest jej kontrola ex post.
Konsekwencje takiej - odmiennej od dotychczasowej - procedury wdrażania taryf są dwojakie:
Zatwierdzanie taryfy przez regulatora nie jest jednak konieczne zawsze. Ustawodawca przewiduje w art. 189 ust. 3 projektu uproszczoną procedurę wdrażania taryfy bez zatwierdzania ex ante. Nie oznacza to jednak rezygnacji w takich przypadkach z regulacji jako takiej. Przedsiębiorstwo również w przypadku spełnienia warunku efektywności musi tworzyć taryfę zgodnie z wytycznymi art. 181 projektu oraz odpowiedniego rozporządzenia wykonawczego. Nie oznacza to również rezygnacji z nadzoru regulatora nad tym, jak przedsiębiorstwo taryfę tworzy. Zapis ten oznacza jedynie, że w przypadku spełnienia warunku "efektywności" ustawodawca przewidział zmiany w procedurach wejścia taryfy w życie. Nie ma wtedy już wprawdzie miejsca zatwierdzanie taryfy, ale możliwa jest jej kontrola ex post.
Konsekwencje takiej - odmiennej od dotychczasowej - procedury wdrażania taryf są dwojakie:
- po pierwsze - odpowiedzialność za ewentualne błędy przy tworzeniu taryfy spada na przedsiębiorstwo; ewentualne nieprawidłowości nie mogą w tym przypadku zostać "zamiecione pod dywan" decyzji administracyjnej, która zgodnie z regułami prawa administracyjnego jest po upływie terminu odwołania zasadniczo niepodważalna; jest to niewątpliwie - jeśli uwzględnić możliwość kontroli ex post - dyscyplinujący element takiej procedury;
- po drugie - przedsiębiorstwo uzyskuje większą swobodę przy określaniu czasu, w którym dokonuje ono korekt w cenach; czas wejścia w życie taryfy nie jest uzależniony od formalnej procedury administracyjnej, a jedynie od wewnętrznej procedury przedsiębiorstwa, w której taryfa jest tworzona.
O ile sam kierunek opisanych powyżej zmian (przeniesienie odpowiedzialności na przedsiębiorstwo i kontrola ex post) można ocenić pozytywnie, tak zastanawiające jest to, że nowa procedura ma być jedynie "proceduralną premią" za efektywność przedsiębiorstwa. Projekt przewiduje bowiem, że taki odmienny od dotychczasowego tryb wdrażania taryf ma obowiązywać wyłącznie przedsiębiorstwa, które będą spełniały warunek efektywności (zarówno energetycznej jak i ekonomicznej mierzonych jako suma kwot oszczędności). Premiowanie przedsiębiorstw efektywnych pod względem zużycia paliw czy też strat energii w sieci ciepłowniczej oraz pod względem ekonomicznym (czyli przedsiębiorstw funkcjonujących po prostu sprawnie i gospodarnie) jest z pewnością słuszną drogą. I niezależnie od konieczności doprecyzowania użytych w projekcie pojęć wokół warunku efektywności w rozporządzeniu (delegację przewidziano w art. 188 ust. 2 pkt 3 projektu) należy poprzeć główny zamysł ustawodawcy.
Jednocześnie wydaje się, że rezygnacja z zatwierdzania taryfy i jej kontrola ex post jest formułą kontroli ogólnie bardziej wskazaną, jeśli uwzględnić fakt, iż wiele przedsiębiorstw ciepłowniczych dąży raczej do administracyjnego zabezpieczania swej polityki cenowej (przy pomocy decyzji regulatora o zatwierdzeniu taryfy), niż dba o pozytywny stosunek umowny z klientem. Rezygnacja z administracyjnoprawnej weryfikacji taryfy przed jej wejściem w życie i jedynie kontrola nadużyć na ryzyko przedsiębiorstwa doprowadziłaby do większej rzetelności przy tworzeniu taryfy - nie tylko w wypadku przedsiębiorstw efektywnych. W szczególności przedsiębiorstwa funkcjonujące nieefektywnie powinny zdaniem autora zostać zmuszone do przejęcia większej odpowiedzialności za prawidłowe tworzenie taryfy. Tak więc należy życzyć ustawodawcy więcej odwagi przy wdrażaniu nowych procedur. Regulator jako sprawnie funkcjonująca policja rynkowa wykona swoje zadania znacznie skuteczniej, ponieważ będzie się on mógł skoncentrować na "czarnych owcach" rynku i zweryfikować zgodność z prawem ich taryf znacznie dokładniej, niż ma to miejsce obecnie podczas zatwierdzania taryf, które - o ile nie odbiegają znacznie od taryf zatwierdzonych wcześniej - mogą zawierać wszelkie możliwe nadużycia bez ryzyka poniesienia prawnych konsekwencji. Jedyne ryzyko, jakie ponosi nierzetelne przedsiębiorstwo, to ewentualna weryfikacja na etapie zatwierdzania.
Na marginesie uwag o procedurach należy wskazać, że zapisana w art. 191 projektu regulacja ogłaszania taryf zawiera jeszcze szereg nieścisłości i błędów (w szczególności w odniesieniach do innych przepisów). Tu konieczne jest jeszcze wprowadzenie poprawek zapewniających:
- klarowność w zakresie reguł publikacji w wypadku zastosowania procedury art. 189 ust. 3 projektu,
- sankcje na wypadek bezprawnego zaniechania publikacji przez regulatora; najprostszym rozwiązaniem byłoby w tej kwestii przeniesienie kompetencji do publikacji taryfy na samo zainteresowane przedsiębiorstwo, jeśli regulator publikacji takiej nie dokona.
4. Możliwość kontroli ex post - art. 189 ust. 3 w związku z art. 194 projektu
Zapis art. 194 Projektu wywołał sporo kontrowersji w środowisku prawniczym oraz w szczególności wśród sprzedawców energii elektrycznej (Por. np. cire.pl, http://cire.pl/item,59623,1,0,0,0,0,0,kontrola-nad-uwolnionymi-cenami-energii-8211-ure-i-odbiorcy-vs-sprzedawcy.html w dniu 12.01.2012; podobnie Karolina Siedlik, http://www.nowe-pe-pg-i-ustawa-o-oze.cire.pl/st,45,343,item,59516,6,0,0,0,0,0,projekt-nowej-ustawy-prawo-energetyczne-opublikowany-22-grudnia.html, 08.01.2012.). Wydaje się jednak, że kontrowersje te są wynikiem nieporozumienia, ponieważ odniesienie do art. 190 Projektu jest w tym zapisie najwyraźniej błędne (powinno być do art. 189 ust. 3). Oznacza to, że kontrola ex post na mocy tego przepisu jest przewidziana wyłącznie wobec przedsiębiorstw ciepłowniczych nie przedkładających taryf do zatwierdzenia w związku z faktem, iż spełniły warunek efektywności przewidziany w art. 189 ust. 3 Projektu. Tak więc kontrowersja prowadzona na forum publicznym odbywa się nie na temat. Należy jedynie wskazać, że słuszne są spostrzeżenia, które pojawiły się w dyskusji zarówno ze strony podmiotów branży jak i kierownictwa regulatora: rynek regulowany oznacza uprawnienia kontrolne. Natomiast rynek konkurencyjny takich uprawnień przewidywać nie może - chyba że są to uprawnienia związane z nadzorem nad sprawnym funkcjonowaniem rynku (czyli kontrola nadużycia pozycji na rynku etc.). Tak więc oczywiste jest, że w przypadku działań na rynku konkurencyjnym kontroli ex post i jakiejkolwiek innej być nie powinno - ceny weryfikowane są wtedy wyłącznie przez rynek, nawet jeśli oznaczać by to miało ceny początkowo wyższe - jest to nieuniknione, ponieważ ceny rynkowe zawierają zawsze premię za ryzyko.
Zapis art. 194 Projektu wywołał sporo kontrowersji w środowisku prawniczym oraz w szczególności wśród sprzedawców energii elektrycznej (Por. np. cire.pl, http://cire.pl/item,59623,1,0,0,0,0,0,kontrola-nad-uwolnionymi-cenami-energii-8211-ure-i-odbiorcy-vs-sprzedawcy.html w dniu 12.01.2012; podobnie Karolina Siedlik, http://www.nowe-pe-pg-i-ustawa-o-oze.cire.pl/st,45,343,item,59516,6,0,0,0,0,0,projekt-nowej-ustawy-prawo-energetyczne-opublikowany-22-grudnia.html, 08.01.2012.). Wydaje się jednak, że kontrowersje te są wynikiem nieporozumienia, ponieważ odniesienie do art. 190 Projektu jest w tym zapisie najwyraźniej błędne (powinno być do art. 189 ust. 3). Oznacza to, że kontrola ex post na mocy tego przepisu jest przewidziana wyłącznie wobec przedsiębiorstw ciepłowniczych nie przedkładających taryf do zatwierdzenia w związku z faktem, iż spełniły warunek efektywności przewidziany w art. 189 ust. 3 Projektu. Tak więc kontrowersja prowadzona na forum publicznym odbywa się nie na temat. Należy jedynie wskazać, że słuszne są spostrzeżenia, które pojawiły się w dyskusji zarówno ze strony podmiotów branży jak i kierownictwa regulatora: rynek regulowany oznacza uprawnienia kontrolne. Natomiast rynek konkurencyjny takich uprawnień przewidywać nie może - chyba że są to uprawnienia związane z nadzorem nad sprawnym funkcjonowaniem rynku (czyli kontrola nadużycia pozycji na rynku etc.). Tak więc oczywiste jest, że w przypadku działań na rynku konkurencyjnym kontroli ex post i jakiejkolwiek innej być nie powinno - ceny weryfikowane są wtedy wyłącznie przez rynek, nawet jeśli oznaczać by to miało ceny początkowo wyższe - jest to nieuniknione, ponieważ ceny rynkowe zawierają zawsze premię za ryzyko.
Niestety, czego w publicznej dyskusji nie podjęto, to kwestie na tle tego przepisu bardziej istotne:
- czy należy w ogóle rezygnować z zatwierdzania taryfy dla ciepła?
- czy w przypadku rezygnacji z przedkładania taryf do zatwierdzenia kontrola ex post jest wskazana?
- jeśli tak - czy kontrola ex post powinna odbywać się na zasadach zaproponowanych przez projektodawcę w art. 194?
Na pierwsze z postawionych powyżej pytań odpowiedziano już wcześniej - ponieważ rezygnacja z kontroli ex ante wbrew pozorom bardziej dyscyplinuje przedsiębiorstwa, niż udzielanie im administracyjnoprawnego tytułu do stosowania określonych cen, rezygnacja z zatwierdzania taryf jest słuszna. Jednak rezygnacja z zatwierdzania taryf może oznaczać różne mechanizmy stanowienia cen, które należy od siebie odróżnić. Po pierwsze - możliwe jest oddanie negocjacji cen do dyspozycji stron i rynku. Takie mechanizmy funkcjonują bez problemów przykładowo w Niemczech. Możliwość wzajemnej substytucji różnych metod "ogrzewania lokali" powoduje, że ciepło systemowe podlega (wbrew twierdzeniom polskiego regulatora i wielu fachowców wyciągających pochopne wnioski z porównania sieci elektroenergetycznych z ciepłowniczymi) mechanizmom rynkowym. W przypadku poddania cen ciepła mechanizmom rynkowym jakakolwiek kontrola cen (również kontrola ex post) nie ma już sensu.
Jeśli jednak polski ustawodawca skieruje się ku mechanizmowi takiemu, jaki przewidział w omawianym tu projekcie ustawy prawo energetyczne, kontrola ex post jest konieczna. Projekt przewiduje bowiem, że wszelkie ceny ciepła będą tworzone w oparciu o ustawowe wytyczne, co oznacza, że ma istnieć nadal rynek regulowany i ceny mają być wynikową ustawowej regulacji. Przedstawione w projekcie rozwiązania nie są zatem liberalizacją rynku a jedynie przewidują (niekiedy) zmiany proceduralne. Jeśli ceny mają nadal podlegać regułom ustawowym, nie jest możliwa rezygnacja z jakiejkolwiek kontroli, ponieważ w innym wypadku nie będzie istniała jakakolwiek możliwość weryfikacji, czy dane przedsiębiorstwo stosuje obowiązujące je reguły prawne.
Jeśli jednak polski ustawodawca skieruje się ku mechanizmowi takiemu, jaki przewidział w omawianym tu projekcie ustawy prawo energetyczne, kontrola ex post jest konieczna. Projekt przewiduje bowiem, że wszelkie ceny ciepła będą tworzone w oparciu o ustawowe wytyczne, co oznacza, że ma istnieć nadal rynek regulowany i ceny mają być wynikową ustawowej regulacji. Przedstawione w projekcie rozwiązania nie są zatem liberalizacją rynku a jedynie przewidują (niekiedy) zmiany proceduralne. Jeśli ceny mają nadal podlegać regułom ustawowym, nie jest możliwa rezygnacja z jakiejkolwiek kontroli, ponieważ w innym wypadku nie będzie istniała jakakolwiek możliwość weryfikacji, czy dane przedsiębiorstwo stosuje obowiązujące je reguły prawne.
O ile zrozumiałe jest, że kontrola taryf w proponowanym kształcie regulacji jest konieczna, tak sam kształt kontroli ex post przewidziany w art. 194 projektu, wymaga w jego obecnym kształcie krytyki w kilku zasadniczych kwestiach. Po pierwsze, przewidziane w art. 194 ust. 1 projektu "stwierdzenie zawyżenia cen i stawek opłat" nie może być warunkiem wszczęcia postępowania kontrolnego. Jeśli już wszczęcie postępowania kontrolnego miałoby wymagać stwierdzenia czegokolwiek, pojawiają się dwa problemy:
- w jakim celu ma być jeszcze toczone postępowanie kontrolne, jeśli regulator wiedzę taką by już posiadał?
- jak regulator ma powziąć wiedzę, jeśli dopiero w postępowaniu kontrolnym ma możliwość wyjaśnienia sprawy?
Stąd też wszczęcie postępowania kontrolnego powinno być wynikiem zaistnienia wątpliwości lub konkretnych podejrzeń - warunkiem nie powinno być już samo stwierdzenie nadużyć.
Ponadto oczywistym jest, że regulator nie może kontrolować nic, poza zgodnością taryf z prawem. Dlatego też celem postępowania kontrolnego nie powinno być stwierdzenie zawyżenia cen czy temu podobnego, subiektywnego faktu, a jedynie naruszeń obowiązujących przepisów, reguł tworzenia taryfy. W konsekwencji zapis art. 194 ust. 2 projektu wymaga również zasadniczej korekty - decyzja stwierdzająca nieprawidłowości i nakazująca zwrot nadwyżek pobranych opłat może być wynikiem wyłącznie naruszenia reguł art. 181 i nast. projektu.
powrót do całości artykułu
Na tej stronie nie ma komentarzy
