text_structure.xml 84.4 KB

Edit Raw Blame History

<?xml version='1.0' encoding='utf-8'?>
<teiCorpus xmlns="http://www.tei-c.org/ns/1.0" xmlns:xi="http://www.w3.org/2001/XInclude">
  <xi:include href="PPC_header.xml" />
  <TEI>
    <xi:include href="header.xml" />
    <text>
      <body>
        <div xml:id="div-1">
          <u xml:id="u-1.0" who="#MarekSawicki">Otwieram posiedzenie Komisji. Wobec nie wniesienia uwag do protokołu z poprzedniego posiedzenia Komisji uważam go za przyjęty. Serdecznie witam przybyłych gości i panie oraz panów posłów. Porządek posiedzenia został państwu doręczony, zapytuję, czy są do niego uwagi? Jeśli nie ma, proponuję, abyśmy przystąpili do realizacji pkt. 1. O przedstawienie informacji na temat oceny sytuacji w przemyśle naftowym z uwzględnieniem procesu restrukturyzacji proszę przedstawiciela Ministerstwa Skarbu Państwa.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-2">
          <u xml:id="u-2.0" who="#RafałMania">Chciałbym pokrótce przedstawić sytuację w sektorze naftowym. Celem prowadzonego procesu restrukturyzacji i prywatyzacji sektora naftowego jest stworzenie podstaw do trwałego rozwoju w warunkach wolnego rynku, z uwzględnieniem zobowiązań przyjętych przez Polskę na mocy Układu Europejskiego oraz zapewnienie wchodzącym w jego skład spółkom sektora naftowego ekonomicznej i organizacyjnej konkurencyjności po wygaśnięciu instrumentów ochronnych. Realizacja programu powinna w szczególności zagwarantować efektywną działalność polskich rafinerii i sieci detalicznej CPN S. A., Rafinerii Gdańskiej S. A., Centrali Produktów Naftowych S.A. i tzw. rafinerii południowych, poprzez dokapitalizowanie tych spółek oraz doprowadzenie, w dalszej perspektywie czasowej, do wzrostu wartości polskich rafinerii. Nie bez znaczenia jest również wzrost bezpieczeństwa energetycznego kraju, będący efektem wzmocnienia logistycznego dostaw ropy i paliw płynnych.</u>
          <u xml:id="u-2.1" who="#RafałMania">W ramach tej strategii zostały wyszczególnione punkty dotyczące poszczególnych przedsiębiorstw wchodzących w skład sektora paliwowego.</u>
          <u xml:id="u-2.2" who="#RafałMania">Przyjęta przez Radę Ministrów w dniu 14 maja 1998 r. „Aktualizacja programu restrukturyzacji i prywatyzacji sektora naftowego” zakładała prywatyzację Rafinerii Gdańskiej S.A., poprzez sprzedaż istniejących i nowych akcji spółki inwestorowi strategicznemu, tak aby mógł on łącznie objąć ponad 50% kapitału akcyjnego spółki. W celu wzmocnienia zainteresowania inwestorów strategicznych akcjami Rafinerii Gdańskiej, miała ona uzyskać prawo opcji do zakupu od CPN S.A. do 200 stacji benzynowych. Transakcja sprzedaży akcji Rafinerii Gdańskiej S.A. inwestorowi strategicznemu miała się odbyć przed sprzedażą na giełdzie akcji Koncernu Naftowego, czyli połączonych: Petrochemii Płock S.A. i CPN S.A.</u>
          <u xml:id="u-2.3" who="#RafałMania">Proces poszukiwania inwestora dla Rafinerii Gdańskiej w zasadniczej części przebiegał bez zakłóceń i zgodnie z wizją wskazaną przez Radę Ministrów. Wszelkie analizy przedprywatyzacyjne zostały przygotowane do dnia 21 lipca 1998 r., zaproszenia do składania ofert rozesłane do inwestorów strategicznych - a było to łącznie 56 firm - do dnia 28 lipca 1998 r. oraz dodatkowo 17 i 19 sierpnia 1998 r., a memoranda informacyjne zostały rozesłane do 12 zainteresowanych i zweryfikowanych inwestorów w dniach 6 sierpnia - 16 września 1998 r.</u>
          <u xml:id="u-2.4" who="#RafałMania">Umowa opcji pomiędzy Rafinerią Gdańską S.A. i CPN S.A. dotycząca zakupu przez rafinerię 160 stacji benzynowych podpisana została w dniu 3 września 1998 r., po czym zlecono wycenę przedmiotu opcji niezależnej firmie konsultingowej. Odbioru wyceny dokonano w dniu 1 marca 1999 r. Ponieważ nie wybrano inwestora, nie przedstawiono też wyceny do zatwierdzenia Ministerstwu Skarbu Państwa.</u>
          <u xml:id="u-2.5" who="#RafałMania">Zainteresowanie inwestorów strategicznych zakupem akcji Rafinerii Gdańskiej okazało się dużo mniejsze, niż przewidywano w momencie uchwalania aktualizacji. Wstępne oferty złożyły jedynie trzy firmy, a proces due dilligence podjęła już tylko jedna. W rezultacie Nafta Polska S.A. uzyskała tylko jedną ofertę ostateczną.</u>
          <u xml:id="u-2.6" who="#RafałMania">Przyczyn tak niskiego zainteresowania inwestorów można upatrywać również w samej spółce - w lokalizacji Rafinerii Gdańskiej, w jej stosunkowo niskiej kapitalizacji, wysokim zadłużeniu oraz w braku odpowiednio rozwiniętej sieci dystrybucji w zestawieniu z wieloletnim opóźnieniem prywatyzacji tej firmy i związanym z tym rozwojem własnych sieci dystrybucyjnych przez głównych konkurentów. Ponadto atrakcyjność polskiego rynku okazała się zbyt mała w stosunku do istniejących w Europie nadwyżek produkcyjnych powodujących zamykanie niektórych istniejących rafinerii w Szwecji czy we Francji.</u>
          <u xml:id="u-2.7" who="#RafałMania">Przyczyną tak drastycznego obniżenia zainteresowania zakupem Rafinerii Gdańskiej jest też najcięższy od kilkunastu lat kryzys w sektorze naftowym na świecie. Odzwierciedleniem skali kryzysu jest spadek cen samej ropy naftowej, która z poziomu 18 USD za baryłkę obniżyła się do poziomu 10 USD za baryłkę. Są to jedne z najniższych notowań, biorąc pod uwagę ostatnie 30 lat. Światowe koncerny naftowe reagując na tę sytuację drastycznie ograniczyły swoje plany inwestycyjne, redukując równocześnie swoje zaangażowanie w kapitałochłonną i mało rentowną w obecnej sytuacji działalność rafinacyjną. Koncerny te postanowiły równocześnie szukać oszczędności i wzmocnienia swojej pozycji w procesie wzajemnych fuzji. Spowodowało to skierowanie całego wysiłku zarządów tych firm na tego rodzaju działania i w efekcie przyniosło brak czasu i chęci do zainteresowania się akcjami Rafinerii Gdańskiej.</u>
          <u xml:id="u-2.8" who="#RafałMania">Nafta Polska S.A., biorąc pod uwagę powyższe przesłanki i rekomendacje Konsorcjum Doradczego, uznała proces poszukiwania inwestora strategicznego na bazie memorandum informacyjnego za zakończony bez rozstrzygnięcia. Jednocześnie Konsorcjum Doradcze zostało upoważnione do prowadzenia dalszych wyjaśnień z potencjalnymi inwestorami strategicznymi, co do możliwości ich zaangażowania w prywatyzację Rafinerii Gdańskiej na bazie skorygowanego procesu oraz do równoległego przygotowania alternatywnych scenariuszy wraz z odpowiednim komentarzem i rekomendacją.</u>
          <u xml:id="u-2.9" who="#RafałMania">Rada Nadzorcza Nafty Polskiej przyjęła w dniu 4 lutego 1999 r. zaproponowane przez Zarząd Nafty Polskiej S.A. dalsze kierunki prywatyzacyjne dla Rafinerii Gdańskiej S.A., tj: kontynuowanie poszukiwań inwestorów strategicznych dla Rafinerii Gdańskiej S.A, oraz opracowanie przez zespół zadaniowy i doradcę ścieżki wprowadzania Rafinerii Gdańskiej S.A. na Giełdę Papierów Wartościowych, a także opracowanie metod prowadzących do poprawy rentowności spółki.</u>
          <u xml:id="u-2.10" who="#RafałMania">W przypadku niepowodzenia powyższych opcji prywatyzacyjnych Nafta Polska S.A. przygotuje projekt korekty „Aktualizacji programu restrukturyzacji i prywatyzacji sektora naftowego”.</u>
          <u xml:id="u-2.11" who="#RafałMania">Teraz chciałbym przedstawić w krótkich słowach sytuację w Petrochemii Płockiej. Strategia restrukturyzacji i prywatyzacji Petrochemii Płock S.A. i Centrali Produktów Naftowych CPN S.A. zakłada połączenie tych spółek w jeden koncern naftowy w drodze in-korporacji CPN S.A. do Petrochemii Płock S.A., zgodnie z art. 463 pkt. 1 Kodeksu Handlowego. Naszym zdaniem pozwoli to na wyeliminowanie szkodliwej, z punktu widzenia Skarbu Państwa, konkurencji pomiędzy tymi firmami i zahamuje dalszą erozję pozycji rynkowej CPN S.A. W wyniku połączenia powstanie silny krajowy koncern naftowy, zdolny do konkurowania w warunkach wolnego rynku w skali regionu środkowoeuropejskiego, realizujący własny program rozwoju. Wprowadzenie akcji koncernu naftowego na giełdę pozwoli na maksymalizację dochodów skarbu państwa z prywatyzacji, natomiast przewidziana postanowieniami „Aktualizacji” oferta publiczna umożliwi udział polskiego społeczeństwa w prowadzonej prywatyzacji koncernu oraz w korzyściach płynących z tego rozwoju. Rozpoczęcie pierwszych działań w zakresie inkorporacji było możliwe dopiero po podwyższeniu kapitału akcyjnego Nafty Polskiej S.A., poprzez wniesienie w dniu 30.07.1998 r. akcji Centrali Produktów Naftowych S.A. Terminy realizacji poszczególnych zadań procedury inkorporacji są związane bezpośrednio z terminem przyznającym uprawnionym pracownikom CPN S.A. prawa do nabycia nieodpłatnie akcji CPN S.A.</u>
          <u xml:id="u-2.12" who="#RafałMania">Akcje zostaną wprowadzone w pierwszym etapie na giełdzie w Warszawie oraz na giełdach zagranicznych, np. w Londynie, poprzez zaoferowanie tzw. kwitów depozytowych. Do obrotu zostanie zatem dopuszczonych, oprócz akcji pracowniczych, do 30% akcji sprzedanych w ofercie przez Naftę Polską.</u>
          <u xml:id="u-2.13" who="#RafałMania">W ostatnim okresie, realizując postanowienia „Aktualizacji” w zakresie restrukturyzacji i prywatyzacji CPN S.A. i Petrochemii Płock S.A., podjęto szereg działań. Ustalono parytet wymiany akcji CPN S.A i Petrochemii Płock S.A. Zwołano nadzwyczajne walne zgromadzenie akcjonariuszy na dzień 19 maja 1999 r., na którym została podjęta uchwała o inkorporacji CPN S.A. do Petrochemii Płock S.A. Zarządy CPN S.A. i Petrochemii Płock S.A. opracowują zasady połączenia i strategii działania Polskiego Koncernu Naftowego. Rozpoczęły się prace nad opracowaniem prospektu emisyjnego Polskiego Koncernu Naftowego. Ostateczna wersja prospektu emisyjnego tego koncernu naftowego powinna być zakończona, zgodnie z planami, na przełomie sierpnia i września 1999 r. Realizacja pierwszej oferty publicznej Koncernu Naftowego przewidziana jest na IV kwartał 1999 r.</u>
          <u xml:id="u-2.14" who="#RafałMania">W dniu 9 marca 1999 r. Minister Skarbu Państwa powołał Komisję Konkursową, której zadaniem było wyłonienie kandydata na prezesa zarządu Polskiego Koncernu Naftowego. W dniu 26 marca br. Komisja zakończyła pracę nad wyłanianiem kandydata. Został nim pan Andrzej Modrzejewski. W dniu 16.04. br. odbyły się nadzwyczajne walne zebrania akcjonariuszy Petrochemii Płock S.A. i CPN S.A., podczas których do zarządów obu spółek zostały powołane osoby zaproponowane przez kandydata na prezesa zarządu Polskiego Koncernu Naftowego. Kandydat na prezesa, do czasu powstania koncernu pełni funkcję Prezesa Zarządu Petrochemii Płock S.A.</u>
          <u xml:id="u-2.15" who="#RafałMania">W skład sektora paliwowego w naszym kraju wchodzą również spółki zajmujące się przesyłem i infrastrukturą. Jest realizowana strategia rządowa dotycząca tych kwestii, wszystko odbywa się zgodnie z planem. Odnosząc się do sprawy ochrony konkurencji trzeba zaznaczyć, że w sektorze naftowym w wyniku połączenia Petrochemii Płock S.A. i CPN S.A. powstanie silny polski koncern naftowy, zdolny do konkurowania w warunkach wolnego rynku w skali regionu środkowoeuropejskiego, realizujący własny program rozwoju. Utworzenie Polskiego Koncernu Naftowego drogą pionowej integracji nie wpłynie na pogorszenie warunków konkurencji na polskim rynku. Udział koncernu w detalicznym rynku paliw, zgodnie z posiadanymi przez nas informacjami, uzyskanymi od Nafty Polskiej i badaniami rynku detalicznego, ukształtuje się prawdopodobnie na poziomie 30–35%. Będzie to udział dominujący, ale daleki od pozycji monopolistycznej. Można wymienić co najmniej 4 kraje o rozwiniętym rynku, w których udział dominujących firm jest podobny, albo nawet większy. Na przykład w Holandii udział w rynku firmy Shell wynosi 35%, we Włoszech udział firmy Agip wynosi 47%. Nie można też zapominać o tym, że wprowadzenie akcji na giełdę umożliwi społeczeństwu, drobnym akcjonariuszom, udział w prywatyzacji i korzyściach płynących z tego procesu.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-3">
          <u xml:id="u-3.0" who="#MaciejPowroźnik">Chciałbym przede wszystkim przeprosić za nieobecność mojego szefa, pana Andrzeja Szczęśniaka, któremu obłożna choroba uniemożliwiła przybycie na dzisiejsze obrady, niemniej upoważnił mnie on do zaprezentowania stanowiska Izby Paliw na dyskutowany dziś temat.</u>
          <u xml:id="u-3.1" who="#MaciejPowroźnik">Przy tworzeniu kolejnych wersji rządowego programu restrukturyzacji sektora nie brano w ogóle pod uwagę struktury rynku, jaka powstanie po zrealizowaniu tego procesu. Przynajmniej mnie nie jest znany taki projekt, który wskazywałby, jak będzie wyglądał wówczas rynek paliw. Szczególnie chciałbym podkreślić, że w żadnym z projektów nie było w ogóle mowy o firmach prywatnych, operujących już na polskim rynku. Jedna z wersji projektu restrukturyzacji sektora, zgłoszona na obrady Komitetu Ekonomicznego Rady Ministrów w marcu 1998 r., zakładała całkowite zmonopolizowanie rynku paliw, poprzez połączenie w jeden organizm gospodarczy Petrochemii Płock, CPN oraz Rafinerii Gdańskiej. Na szczęście nie dopuszczono do realizacji takiego scenariusza, jednak jest on nadal aktualny poprzez fakt, iż nie sprywatyzowano Rafinerii Gdańskiej, gdyż nadal nie ma jasno sprecyzowanego stanowiska, jak mają wyglądać dalsze losy tej spółki. Aktualny projekt restrukturyzacji zakłada powstanie dwóch centrów produkcyjno-dystrybucyjnych, skupionych wokół Petrochemii Płock i Rafinerii Gdańsk. Założenie, że te centra będą konkurencyjne jest jednak błędne, czego dowodzi sytuacja z początku bieżącego roku, gdy Petrochemia Płock, z powodów prestiżowo-politycznych, nie podwyższała ceny paliw, narażając się na straty. Taką samą politykę cenową stosowała Rafineria Gdańska, tłumacząc się polityką cenową Płocka. Wskazuje to na ewidentnie dominująca pozycję Petrochemii Płock na polskim rynku paliw. W załączniku do materiałów, które państwo otrzymali, znajdą państwo opisy zaskarżonych przez Polską Izbę Paliw Płynnych praktyk monopolistycznych Petrochemii Płock. Aktualnie Petrochemia kontynuuje praktykę zawłaszczania rynku. Niektóre z jej praktyk są przedmiotem postępowania antymonopolowego. Chodzi na przykład o ujednolicenie cen w bazach hurtowych i w samym Płocku. Systematycznie powiększana jest liczba stacji paliw operujących logo Płocka oraz liczba tzw. regionalnych operatorów rynkowych. W połączeniu z CPN uzyskujemy podmiot nie mający sobie równych na polskim rynku paliw. Łączna liczba stacji operujących pod logo Petrochemii wynosi 423. Do tego trzeba dodać 1410, bo przynajmniej tyle było na początku roku, stacji Centrali Produktów Naftowych. Dodatkowo ten nowy podmiot jest osłaniany przez politykę państwa polegającą na stosowaniu ceł na paliwa importowane, jak również żmudnych procedur biurokratycznych, związanych ze sprowadzaniem paliwa do Polski, tworzeniem przepisów podatkowych, sprzyjających producentom paliw oraz negocjowaniu przesunięcia terminu otwarcia polskiego rynku na paliwa importowane. Wprawdzie, jeśli chodzi o tworzenie przepisów podatkowych, to być może jest to już historia, ale jest to element na tyle istotny, że wart przypomnienia. Takie praktyki miały bowiem miejsce. Wymienione działania są wykorzystywane do niszczenia polskiej prywatnej konkurencji. Naftobazy, jeden z najistotniejszych elementów polskiego sektora paliwowego, znajdują się w rękach tego samego właściciela, co Petrochemia Płock. Chciałbym podkreślić, że naftobazy nie spełniają kryterium równego dostępu wszystkich stron do świadczonych przez nie usług. Petrochemia Płock posiada w naftobazach kilkudziesięcioprocentowe upusty na świadczone przez nie usługi, co podbudowuje ich monopol. Polityka państwa powoduje, że Petrochemia Płock nie ma zbytnich problemów z kontynuowaniem praktyk monopolistycznych.</u>
          <u xml:id="u-3.2" who="#MaciejPowroźnik">Nawet w przypadku złożenia skargi do Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów postępowanie trwa średnio od ośmiu do ponad dwunastu miesięcy tylko w pierwszej instancji. W jednej z trzech zaskarżonych spraw, chodziło o ujednolicenie cen w bazach hurtowych i w samym Płocku, sprawa jest aktualnie w Sądzie Antymonopolowym, w postępowaniu w drugiej instancji. W drugiej ze spraw, o umowy patronackie, zostało podpisane porozumienie między Petrochemią a Izbą Paliw po, bagatela, trzynastu miesiącach negocjacji. Nawet jeżeli dochodziło do wydawania decyzji stwierdzających stosowanie przez Petrochemię Płock praktyk monopolistycznych, Urząd nie decydował się na nałożenie jakiejkolwiek sankcji, co powodowało absolutną nieskuteczność wydanej decyzji, a tym samym prawa antymonopolowego. Mamy do czynienia z wyjątkową sytuacją, gdy sprawę przeciwko podmiotowi, którego właścicielem jest państwo, rozpatruje organ będący narzędziem tegoż państwa. Można to interpretować, jako naruszenie maksymy, że nikt nie może być sędzią we własnej sprawie. Petrochemia Płock, jeszcze przed połączeniem z CPN, wykorzystywała i nadal wykorzystuje, jako jedyny zintegrowany podmiot w sektorze, manipulacje marżą hurtową do niszczenia polskiej prywatnej konkurencji. Mam tu na myśli firmy hurtowe. Dla wyjaśnienia dodajmy, że koncerny zachodnie, operujące w Polsce, nie prowadzą działalności polegającej na hurtowym obrocie paliwami. Tak więc polskie prywatne firmy są praktycznie jedynym konkurentem dla sprzedaży hurtowej dokonywanej przez Petrochemię Płock. Nowy podmiot, Polski Koncern Naftowy, będzie sprzedawał szacunkowo około 45% paliw sprzedawanych w Polsce w detalu. Zyska w ten sposób nowe narzędzie: możliwość manipulowania marżą i ceną detaliczną. Żywione są obawy o dołączenie do Petrochemii i CPN także Rafinerii Gdańsk. Wprawdzie rząd cały czas zapewnia, że do tego połączenia nie dojdzie, jednakże takie obawy można żywić.</u>
          <u xml:id="u-3.3" who="#MaciejPowroźnik">Petrochemia Płock zawłaszcza rynek. Przykładem może być przejmowanie firm prywatnych. Na ich bazie powstały takie spółki, jak: Petroprofit, Petrozachód. Ostatnio Petrochemia Płock rozpoczęła wykupywanie stacji działających pod jej znakiem, tzw. patronackich. Mamy tu do czynienia z przejściem od własności prywatnej do własności państwowej, czyli od stacji paliw, które zostały zbudowane przez prywatnych właścicieli, z ich własnego kapitału, do stających się własnością Petrochemii Płock, będącej z kolei własnością państwa. Taka „efektywna” konkurencja nie jest w stanie stać na straży interesów konsumentów. A przecież zasady konkurencji są w stanie obronić mniejsze przedsiębiorstwa przed gigantami. Obrona ich istnienia powinna być priorytetem działań państwa, jak również ochrona polskiego kapitału prywatnego, który gwarantuje prawa konsumenta. Przy założonym obecnie modelu prywatyzacji powstanie monopol, który nie będzie kontrolowany przez żadną znaczącą konkurencję. Utworzenie jednego potentata na polskim rynku jest niekorzystne dla konsumentów, ponieważ uzależnia od niego cały rynek. Utrudni to również znacznie prywatyzację takiej firmy. Tego typu prywatyzacja uniemożliwi zbudowanie zdrowego rynku paliw w naszym kraju, co uderzy w klientów poprzez jakość i cenę paliw.</u>
          <u xml:id="u-3.4" who="#MaciejPowroźnik">W wielu krajach, takich jak np. Wielka Brytania, Australia lub Stany Zjednoczone, przedsiębiorstwa małe i średnie są poddawane szczególnej ochronie państwa. W Polsce, pomoc ze środków publicznych przyznawano w poprzednich latach przedsiębiorstwom państwowym i faworyzowano je względem polskich prywatnych konkurentów. Niszczono zasady równej i uczciwej konkurencji. Państwo nie stosuje polityki zapobiegania powstawaniu monopoli. Powoduje to większe wpływy do budżetu, będące jednakże efektem krótkofalowym. W dłuższej perspektywie obciąży to konsumentów kosztami zmonopolizowanych struktur gospodarczych. W ten sposób zrestrukturyzowane przedsiębiorstwa uzyskają zbyt dużą władzę nad rynkiem, którą wykorzystają dla własnych celów. Trudno raczej się spodziewać, że Petrochemia Płock będzie dbała o dobro konsumentów, ponieważ przede wszystkim będzie dbała o własny zysk. Dobro konsumenta jest jedynie środkiem służącym do osiągnięcia tego celu. Dlatego przekazywanie takich narzędzi, jakie wymieniłem przed chwilą, w ręce Polskiego Koncernu Naftowego, czy póki co Petrochemii Płock S.A. jest bardzo niebezpieczne, gdyż ten koncern będzie je wykorzystywał do celów własnych, a nie po to, by obrócić je na dobro konsumentów.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-4">
          <u xml:id="u-4.0" who="#MarekSawicki">Przepraszam bardzo, ale ze względu na rozpoczynające się obrady Sejmu, ogłaszam 30 minutową przerwę.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-5">
          <u xml:id="u-5.0" who="#MaciejPowroźnik">Żaden z dotychczasowych programów restrukturyzacji nie wspominał o przyszłej roli, jaką na rynku paliw mają pełnić przedsiębiorstwa prywatne. Do dziś, mimo wielu niekorzystnych działań, skupiają one gros sprzedaży detalicznej. Wydawałoby się, że o tak znaczną część sektora państwo powinno zabiegać. Jednak dotychczasowe działania dowodzą, że prywatne firmy są raczej „solą w oku”, niż integralną częścią sektora naftowego w Polsce. Już dzisiejsza struktura rynku wytworzyła sytuację, w której jeden podmiot, Petrochemia Płock S.A. może narzucić innym uczestnikom rynku jednostronne, korzystne dla siebie warunki. Przykładem są umowy patronackie. Na szczęście ta sprawa zakończyła się już podpisaniem porozumienia pomiędzy Polską Izbą Paliw Płynnych a Petrochemią Płock S.A. Toczy się walka o dostęp do rynku, którą wygrywa podmiot najsilniejszy kapitałowo. Jednakże ta przewaga kapitałowa nie została stworzona w wyniku walki konkurencyjnej z innymi podmiotami, lecz wskutek działań państwa, protekcji celnej, biurokratycznej - mam tu na myśli koncesje na import oraz pozwolenia przywozu.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-6">
          <u xml:id="u-6.0" who="#JacekWróblewski">Pozwolę sobie dokonać pewnego skrótu materiałów, które dostarczyłem państwu wcześniej. Zacznę od krótkiego przedstawienia organizacji, którą reprezentuję. Powstała w 1996 r. i działa w oparciu o ustawę o organizacjach pracodawców. Zrzesza ona firmy sektora paliwowo - energetycznego działające w Polsce: AGIP, ARAL, CIECH, CONOCO, ESSO, NESTE, PREEM, SHELL, STATOIL, TEXACO. Firmy te posiadają obecnie 496 stacji paliw, zatrudniają ponad 8 tys. osób i poniosły nakłady inwestycyjne przekraczające 1,5 mld dolarów. Proces przekształceń sektora energetyczno - paliwowego i zmiany zachodzące na polskim rynku paliw są przez firmy członkowskie uważnie śledzone. Niepokoi nas powolność procesu przekształceń, jego częste zmiany, gdyż odsuwa to w czasie powstanie rynku konkurencyjnego, korzystnego dla konsumenta. Do dnia dzisiejszego program realizowany jest z opóźnieniem, był wielokrotnie zmieniany i w najbliższym czasie czeka nas kolejna zmiana. Program przekształceń sektora paliwowego został, jak dotychczas, ograniczony do komercjalizacji i zmian własnościowych w obrębie firm należących w całości do skarbu państwa.</u>
          <u xml:id="u-6.1" who="#JacekWróblewski">Jaka jest ocena obecnego stanu rynku paliw? Rynek jest duży i wart inwestowania ze względu na liczbę ludności i potencjalnych konsumentów paliw, coroczny przyrost samochodów, bogacenie się społeczeństwa. Można oczekiwać zwiększającego się popytu na paliwa. Rynek jest trudny, wymagający dużych nakładów i cierpliwości, gdyż funkcjonuje szereg barier blokujących efektywne prowadzenie działalności gospodarczej. Najistotniejsze z nich to: obowiązek otrzymywania zezwoleń importowych, mimo funkcjonowania koncesji, które mogą skutecznie zablokować terminową dostawę paliwa z zagranicy, skomplikowane procedury administracyjne, dotyczące między innymi zdobywania gruntów, pozwoleń na budowę itp., brak rzeczywistej konkurencji ze względu na monopolistyczną pozycję polskich firm, a w szczególności głównego producenta i dostawcy paliw na rynku polskim - Petrochemii Płock S. A. Wykorzystywanie pozycji monopolistycznej, to między innymi brak jasnych zasad przydziału paliwa i ograniczania dostaw, selektywność przydziałów, stosowanie jednolitych cen hurtowych, niezależnie od miejsca odbioru paliwa. Niejasny jest też mechanizm kształtowania cen. Kolejnym elementem jest system tworzenia zapasów obowiązkowych paliw płynnych.</u>
          <u xml:id="u-6.2" who="#JacekWróblewski">Te i inne bariery powodują, że uzyskanie zakładanych wyników finansowych, gwarantujących zwrot poniesionych nakładów, jest dla firm inwestujących znaczne kwoty bardzo trudne. Aktualnie polski rynek paliw, na tle innych krajów, jest mało konkurencyjny. Dla dużych firm zagranicznych jest niedochodowy, osiągane marże są dużo niższe, niż w krajach ościennych. W takiej sytuacji firmy prowadzące znaczące inwestycje nie osiągają zysków, które pozwalałyby na osiągnięcie zwrotu poniesionych nakładów i prowadzenie dalszych inwestycji. Jest to ze szkodą nie tylko dla inwestujących firm, ale także dla budżetu państwa, gdyż brak dochodów oznacza brak wpływów z podatku dochodowego. Mimo to większość firm jest zainteresowana dalszymi inwestycjami, jednak coraz silniej zgoda na dalsze inwestycje uzależniona jest od zmiany sytuacji na polskim rynku paliw, czyli od wprowadzenia reguł gospodarki wolnorynkowej, zapewnienia równego dla wszystkich firm sektora dostępu do infrastruktury, zniesienia ograniczeń administracyjnych, wprowadzenia europejskich reguł prowadzenia działalności w sektorze.</u>
          <u xml:id="u-6.3" who="#JacekWróblewski">Chciałbym teraz przejść do oceny rynkowej skutków powstania Polskiego Koncernu Naftowego na drodze połączenia Petrochemii Płock S.A. i Centrali Produktów Naftowych S.A.</u>
          <u xml:id="u-6.4" who="#JacekWróblewski">Powstanie koncernu - to stworzenie przedsiębiorstwa wielozakładowego, o połączeniach typu pionowego, którego poszczególne zakłady stanowią kolejne ogniwa powstawania produktu i wprowadzania go na rynek. Polski Koncern Naftowy powstaje poprzez połączenie dwóch najsilniejszych podmiotów działających na rynku paliwowym w Polsce. Petrochemia Płock S.A. - to główny producent paliw. Pokrywa 65% zapotrzebowania krajowego. Centrala Produktów Naftowych S.A. - to największa firma dystrybucyjna paliw. Posiada 1410 stacji paliw. Łącznie podmioty te posiadają około 30% stacji paliw, a ich udział w rynku oceniany jest na 40%. Powstanie koncernu oznacza pojawienie się bardzo silnego organizmu działającego na rynku paliwowym, który, biorąc pod uwagę stan dzisiejszej ochrony polskiego rynku, nie będzie miał skutecznej konkurencji. Stacje paliw zorganizowane w system sieci, należące do prywatnych dystrybutorów, są bardzo nieliczne. Funkcjonują też one zazwyczaj na rynkach lokalnych i tylko w tym zakresie mogłyby stanowić konkurencję dla połączonych Petrochemii Płock S.A. i CPN S.A. W chwili obecnej przeciwwagi dla stacji Polskiego Koncernu Naftowego nie stanowią również stacje należące do koncernów zagranicznych; aktualnie stanowią one 8% ogólnej liczby stacji. Najsilniejsze koncerny działające na tym rynku to British Petroleum, Statoil i Shell, które posiadają odpowiednio: 94, 88 i 83 stacje paliw. Liczba tych stacji nie jest wystarczająca do tego, aby skutecznie konkurować z koncernem. Powstanie Polskiego Koncernu Naftowego może doprowadzić do znaczącego ograniczenia sprzedaży hurtowej, gdyż w pierwszej kolejności koncern będzie zaopatrywał około 200 własnych stacji. Dalszy wzrost liczby stacji koncernu może doprowadzić do sytuacji, w której koncern będzie dysponował liczbą stacji zapewniającą mu sprzedaż własnej produkcji we własnych stacjach. W aktualnych warunkach, przy obecnych zasadach importu paliwa, stwarza to zagrożenie dla rozwoju rynku i konkurencji. Ze względu na realizowaną dotychczas przez Petrochemię Płock S.A. politykę cenową i obowiązujące stawki celne, paliwo importowane jest przeważnie niekonkurencyjne względem paliwa krajowego, co daje w rezultacie możliwość pobierania cen wyższych, niż miałoby to miejsce w przypadku wolnego importu paliwa z zagranicy. Jednocześnie Petrochemia Płock S.A. była w stanie w zeszłym roku nie podnosić cen paliw, mimo wzrostu akcyzy, powodując nieopłacalność importu. Paliwa importowane obarczane są dodatkowymi obciążeniami finansowymi, które nie występują przy sprzedaży paliwa krajowego, takimi jak np. cła, konieczność opłacenia podatku w momencie przekroczenia granicy, a nie w momencie sprzedaży. Jest to klasyczna renta monopolowa. W sytuacji utrzymania obecnie obowiązującego stanu prawnego w zakresie importu paliwa, przy ograniczonej dostępności paliwa importowanego, jak i jego niekonkurencyjnej ceny, funkcjonowanie koncernu może doprowadzić do znacznego zdominowania przez niego rynku. Obecnie większość podmiotów działających na rynku stacji paliwowych w Polsce, także podmioty zagraniczne, zaopatruje się w paliwo pochodzące z Płocka. Połączenie dominującego na rynku producenta paliw z dominującym na rynku sprzedawcą doprowadzi do dalszej monopolizacji rynku.</u>
          <u xml:id="u-6.5" who="#JacekWróblewski">Stacje koncernu będą sprzedawały paliwa z pominięciem hurtowników. Tym samym paliwo to byłoby najtańsze, tańsze niż na innych stacjach, gdyż nie musiałoby korzystać z pośrednictwa firm hurtowych. W efekcie może to doprowadzić do eliminacji konkurencji, rozszerzenia pozycji rynkowej Polskiego Koncernu Naftowego i uzyskania przez niego ponad 40% udziału w rynku detalicznej sprzedaży w Polsce. Taki udział rynkowy w polskim prawie antymonopolowym, jak też i w europejskim, stwarza domniemanie pozycji dominującej na rynku. Powstanie koncernu poprzez połączenie Petrochemii Płock S.A. i CPN S.A. może nie wpłynąć negatywnie na konkurencję w sektorze paliwowym, ale tylko pod warunkiem zniesienia ochrony polskiego rynku paliw. W innym przypadku powstanie koncernu praktycznie zniszczy obecną konkurencję, jaką są prywatni dystrybutorzy, a konkurencja, w postaci zachodnich koncernów, nie będzie miała możliwości skutecznego rozwinięcia się.</u>
          <u xml:id="u-6.6" who="#JacekWróblewski">Podsumowując trzeba stwierdzić, że powstanie koncernu na drodze połączenia dwóch najsilniejszych podmiotów działających na polskim rynku paliw stanowi z jednej strony podstawę do dalszego rozwoju firmy, do konkurowania z innymi koncernami naftowymi na rynkach Środkowej i Wschodniej Europy oraz daje szansę ekspansji na rynki sąsiednie, do inwestowania w przyszłości w produkcję ropy naftowej dla zabezpieczenia własnych dostaw. Z drugiej strony, powstanie koncernu doprowadzi do ukształtowania się bardzo silnego organizmu działającego na rynku stacji paliw, który, biorąc pod uwagę stan dzisiejszej jego ochrony, nie będzie miał skutecznej konkurencji. Jednocześnie naturalny układ gazociągów i baz magazynowych stwarza naturalny układ monopolistyczny dla koncernu naftowego. W takiej sytuacji funkcjonowanie koncernu może prowadzić do znacznego zdominowania rynku przez ten koncern. Jednym z warunków istnienia konkurencji na polskim rynku paliw jest praktyczna, a nie tylko formalna niezależność firm zarządzających infrastrukturą, takich jak naftobazy, przedsiębiorstwa eksploatacji rurociągów naftowych, od polskiego koncernu naftowego oraz to, że usługi świadczone przez te firmy będą dostępne dla wszystkich podmiotów działających na rynku. Istnieje niebezpieczeństwo, że koncern będzie generował zyski na poziomie obrotu hurtowego, minimalizując się w handlu detalicznym, krzyżowo subsydiując działalność w ramach koncernu. Zyskami generowanymi z innych obszarów działalności mogą być pokrywane koszty związane z produkcją, dystrybucją i sprzedażą paliw. To doprowadzi do nieopłacalności handlu detalicznego, prowadzonego przez firmy konkurencyjne. Może je to zmusić do rozważenia celowości dalszego inwestowania w Polsce, a nawet obecności na polskim rynku. Zakładamy, że nie jest to intencją polskich władz, szczególnie, że nie byłoby to w interesie konsumentów. Tak więc powstanie Polskiego Koncernu Naftowego, przy aktualnie obowiązującym stanie prawnym, w świetle dotychczasowych doświadczeń praktycznie może zniszczyć obecną konkurencję i nie pozwolić rozwinąć się zagranicznej konkurencji. Jedynie w warunkach zniesienia ochrony polskiego rynku paliw i jednocześnie wprowadzenia zasad konkurencji rynkowej powstanie koncernu może nie wpłynąć negatywnie na konkurencję w tym sektorze. Wydaje się, że dla ochrony konkurencji na polskim rynku paliwowym konieczne będzie wprowadzenie przejrzystej polityki kształtowania cen hurtowych przez koncern i kosztów transportu paliwa w obrębie koncernu.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-7">
          <u xml:id="u-7.0" who="#MarekSawicki">Dziękuję bardzo panu dyrektorowi Wróblewskiemu. Otwieram dyskusję i proszę o zabieranie głosu.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-8">
          <u xml:id="u-8.0" who="#JerzyZając">Prosiłbym, aby przedstawiciel Ministerstwa Skarbu Państwa ustosunkował się do tych zarzutów, które skierowane były zarówno przez Polską Organizację Przemysłu i Handlu Naftowego, jak i przez Polską Izbę Paliw Płynnych, ponieważ oba materiały przygotowane przez instytucje zrzeszające inne podmioty gospodarcze są druzgocące dla pomysłu utworzenia Polskiego Koncernu Naftowego.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-9">
          <u xml:id="u-9.0" who="#TadeuszPawlus">Panie przewodniczący, zwracam się z pytaniem do pana przewodniczącego, czy rząd polski ma obowiązek dbać o zagranicznych przedsiębiorców?</u>
        </div>
        <div xml:id="div-10">
          <u xml:id="u-10.0" who="#MarekSawicki">Uchylam się od odpowiedzi. Trzeba zadać to pytanie rządowi. Czy są jeszcze jakieś pytania?</u>
        </div>
        <div xml:id="div-11">
          <u xml:id="u-11.0" who="#RafałMania">Chciałbym pokrótce ustosunkować się do wypowiedzi moich przedmówców. Z tego, co usłyszeliśmy, wydaje się, iż najlepszym rozwiązaniem byłaby likwidacja Petrochemii Płock S.A., gdyż zostałyby w ten sposób rozwiązane poruszone tu problemy i zapewniono by wzrost sektora prywatnego i rozwój innych spółek. Udział Petrochemii Płock S.A. w dostawach na rynek paliw wynosi około 60–70%, dostarcza ona paliwa wszystkim, którzy są tymi dostawami zainteresowani. Taki jej udział w rynku jest faktem, niezależnie od tego, czy dojdzie do połączenia z CPN S.A., czy też nie. Taki jest po prostu udział Petrochemii Płock S.A. w rynku krajowym ze względu na jej zdolności przerobowe. Jeśli chodzi o CPN S.A., to jej udział w rynku wynosi około 30% lub trochę mniej i ten fakt jest niezależny od tego, czy połączy się ona z Petrochemią Płock S.A., czy też nie. Obie spółki są w 100% własnością skarbu państwa, teraz oczywiście poprzez strukturę holdingową, w postaci Nafty Polskiej. Tak więc ministerstwo, z punktu widzenia właściciela, które dba o interesy tych spółek, uważa to połączenie, ze względów ekonomicznych, za jak najbardziej wskazane, ponieważ wyzwala to pewne rezerwy proste i koordynuje działanie tych spółek. Jest rzeczą prostą zmniejszenie udziału czy to CPN S.A., czy Petrochemii Płock S.A. Spowoduje to jednak spadek wartości tych spółek, jest więc działaniem przeciwko ministerstwu, jako właścicielowi. My dbamy o dobór i wzrost wartości tych spółek, koordynując, restrukturyzując. Jest rzeczą oczywistą, że proces konsolidacji na rynku światowym spółek czysto prywatnych jest procesem jak najbardziej korzystnym z ekonomicznego punktu widzenia.</u>
          <u xml:id="u-11.1" who="#RafałMania">Jeżeli chodzi o Petrochemię Płock S.A. i zakup prywatnych spółek, to zarzut taki jest co najmniej chybiony, bowiem jest to normalny przejaw działalności gospodarczej. Każdy, kto ma pieniądze, może u nas coś kupić, także Petrochemia Płock S.A., której jedyną „wadą” jest to, że jest państwowa. Wydaje mi się, że sprawą niewartą polemiki jest to, że spółka działa dla własnego dobra i kreuje własność dla akcjonariuszy, w tym wypadku dla skarbu państwa. Pominięcie zaś zbędnych struktur jest działaniem korzystnym z punktu widzenia ochrony konsumenta. Odbija się to wprawdzie na konkurencji, ale znajduje wyraz w niższych cenach. Jeśli mówimy o podwyżkach cen paliw, to dotykają one bezpośrednio konsumentów, więc upraszczanie struktur powoduje mniejsze obciążenia konsumenta finalnego. Oferowanie lepszej oferty cenowej, lepszego asortymentu, stanowi normalny element gry rynkowej, który każda firma, także Petrochemia Płock S.A., może stosować celem pozyskania klientów. Ze swojej strony uważam, że jest rzeczą oczywistą, iż Petrochemia Płock S.A., z racji swojej pozycji dominującej, zawsze w jakiś sposób będzie kreowała trend docelowy, jeśli chodzi o produkcję, asortyment itp. To jest sprawa naturalna także w innych krajach o gospodarce wolnorynkowej, wysokorozwiniętej. Jeżeli chodzi o ochronę konsumenta, to trzeba stwierdzić, że udział poszczególnych firm w rynku bywa nawet trochę większy w poszczególnych krajach. Mają na to wpływ takie elementy, jak ekonomia skali. Dopiero przy pewnym poziomie opłaca się inwestować i działać i ta „masa krytyczna” musi być osiągnięta. Tak właśnie zdarzyło się w tym przypadku: Petrochemia Płock z CPN będzie miała taki, a nie inny udział.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-12">
          <u xml:id="u-12.0" who="#ElżbietaOstrowska">Chciałabym się odnieść do tych wątków dyskusji, które dotyczyły sytuacji konkurencyjnej na rynku paliwowym, a także osłony antymonopolowej. Rząd, konstruując program rekonstrukcji tego sektora, stanął przed koniecznością bardzo trudnych do pogodzenia celów. Po pierwsze, takiego wzmocnienia krajowych producentów, aby w sytuacji zbliżającego się zakończenia celnej ochrony naszego rynku paliwowego uzyskali oni potencjał umożliwiający im skuteczną i efektywną konkurencję z zagranicznymi dystrybutorami, którzy już funkcjonują na naszym rynku, a za moment będą tu jeszcze bardziej obecni. Po drugie, chodziło o zagwarantowanie pewnego, choćby minimalnego, poziomu konkurencji wewnątrzsektorowej, zapobiegającej zjawiskom wynikającym z nadmiernej pozycji monopolistycznej. Rozwiązaniem tych trudnych do pogodzenia celów jest przyjęty program restrukturyzacji, który zakłada utworzenie dwóch konkurujących ze sobą centrów: jednego, skupionego wokół Rafinerii Gdańskiej, drugiego - wokół Petrochemii Płock połączonej z CPN. Czy jest to rozwiązanie w pełni satysfakcjonujące z punktu widzenia zapewniania warunków rozwoju konkurencji i ochrony konsumentów? Powiem szczerze - nie. Rodzi ono pewne zagrożenia. Mamy świadomość nierówności potencjałów Rafinerii i Polskiego Koncernu Naftowego. Jest to natomiast rozwiązanie jedyne możliwe i optymalne w tych realiach, ale oznacza to po prostu, że organ do tego powołany, w tym wypadku Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów, musi niesłychanie pilnie śledzić poczynania nowo utworzonego koncernu i reagować na wszelkie próby wykorzystywania jego przewagi rynkowej. Natomiast jest to, powtarzam, rozwiązanie jedyne możliwe i optymalne w tych realiach rynkowych, w jakich jesteśmy i z którymi będziemy mieli do czynienia za rok czy półtora, w momencie zniesienia ochrony naszego rynku.</u>
          <u xml:id="u-12.1" who="#ElżbietaOstrowska">Trudno mi zgodzić się z oceną zawartą w wystąpieniu Polskiej Izby Paliw Płynnych, że ochrona jest nieskuteczna. Proszę tego, co powiem nie traktować jako obrony mojego urzędu, chcę się odnieść zarówno do rozwiązań prawnych, które funkcjonują w naszym systemie, jak i do ich egzekwowania. Otóż polskie prawo antymonopolowe jest prawem odpowiadającym wszystkim standardom unijnym. W związku z tym trudno mówić o nieskuteczności egzekwowania tego prawa. To prawda, że postępowanie przed urzędem antymonopolowym w sprawie praktyk monopolistycznych trwa niekiedy parę miesięcy. Często ten okres jest wydłużany nawet do kilkunastu miesięcy, przede wszystkim z powodu niedotrzymywania terminów przez strony. Tak było dokładnie w przypadku postępowań prowadzonych z wniosku Polskiej Izby Paliw Płynnych, co byliśmy uprzejmi przedstawić kiedyś państwu na piśmie. Otóż pozwolę sobie przypomnieć, że postępowanie antymonopolowe jest postępowaniem parasądowym, wymaga zgromadzenia dowodów, przesłuchania stron, niekiedy powołania biegłych. Każde opóźnienie, na przykład spowodowane przez stronę postępowania, w przedstawieniu materiału dowodowego, opóźnia o wiele tygodni, a nawet miesięcy to postępowanie. Natomiast decyzje, które są podejmowane, reakcje Urzędu na przejawy wykorzystywania pozycji monopolistycznej, wydaje mi się, że tworzą gwarancję eliminowania tych negatywnych zjawisk. Skądinąd rynek paliwowo - naftowy nie jest rynkiem, na którym występowałyby szczególnie nasilone praktyki monopolistyczne. Wbrew temu, co tutaj słyszeliśmy, postępowań dotyczących akurat tego rynku Urząd prowadzi niewiele. Poza trzema decyzjami, dotyczącymi Petrochemii Płockiej, niewiele więcej spraw mogłabym przypomnieć.</u>
          <u xml:id="u-12.2" who="#ElżbietaOstrowska">Mamy świadomość zagrożeń, które wiążą się z pojawieniem się silnego podmiotu na rynku paliw, ale mamy też świadomość, że ten podmiot jest potrzebny z uwagi na interesy tego rynku, interesy państwa, a w perspektywie - interesy konsumentów. Będziemy „patrzeć koncernowi na ręce” i na pewno reagować na wszelkie przejawy zachowań monopolistycznych. Chciałabym też powiedzieć, że to nie jest tak, jak przedstawiono to w informacji Polskiej Izby Paliw Płynnych, iż jedynie kapitał prywatny jest gwarantem przestrzegania praw konsumentów, a kapitał państwowy, z samej swej istoty, stwarza zagrożenia w tej dziedzinie. To nie jest tak. Naprawdę mogę podać bardzo wiele przykładów, że zarówno firmy prywatne, jak i państwowe naruszają interesy konsumentów bądź ich nie naruszają. Źródłem naruszeń praw konsumenta nie jest forma kapitału, nie to decyduje. Dlatego też nie szukajmy zagrożeń wyłącznie w formie własności, jaką miałby mieć tworzony koncern.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-13">
          <u xml:id="u-13.0" who="#MaciejPowroźnik">Poczułem się w obowiązku ustosunkować się do stwierdzeń, które padły przed chwilą. Chciałem sprostować parę nieścisłości. Główną tezą naszego wystąpienia nie było twierdzenie, że praktyki monopolistyczne zależą od takiej lub innej formy własności. Starałem się powiedzieć, że jeżeli w wyniku realizacji programu restrukturyzacji sektora naftowego dojdzie do zniknięcia firm prywatnych, to będziemy mieli do czynienia z pełnym monopolem, a w naszej opinii ten program może do tego doprowadzić. Nie jest też tak, jak powiedział pan dyrektor Wróblewski, że uważamy, iż najlepiej byłoby, gdyby wszystko było prywatne. Tego też w naszym wystąpieniu nie było. Powiem szczerze, że nie znam przykładów innych krajów, szczególnie tych, które pan dyrektor był łaskaw wymienić. Wiem za to, że na całym świecie stacje prywatne stanowią o tym, że wielkie organizmy gospodarcze, koncerny, etc. zmuszone są na przykład do korygowania swoich cen w dół. Małe firmy prywatne nie są obciążone bagażem biurokratycznym i one sprawiają na rynku paliw, że właśnie ci duzi są zmuszeni do walki konkurencyjnej o klienta, szczególnie na rynkach lokalnych, gdzie małe firmy lokalne znają warunki lepiej, niż duże firmy naftowe. Natomiast byłbym szczerze zobowiązany, gdyby przedstawiciel skarbu państwa zechciał się odnieść do wątku, który powtarzałem dość często, a który umknął jego uwadze, a mianowicie, że w programie restrukturyzacji sektora nie jest napisane co de facto stanie się z firmami prywatnymi. Mamy pełne podstawy do obaw, że te firmy, w wyniku prowadzonej aktualnie i w przyszłości polityki Polskiego Koncernu Naftowego będą znikały z rynku.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-14">
          <u xml:id="u-14.0" who="#ZbigniewGryglas">Chciałbym uspokoić przedstawiciela Polskiej Izby Paliw Płynnych, nie grozi nam wyeliminowanie z polskiego rynku podmiotów prywatnych, przeciwnie: jak państwo zapewne pamiętają, celem rządowego programu restrukturyzacji i prywatyzacji sektora naftowego jest właśnie prywatyzacja i działania skarbu państwa zmierzają do tego celu. Obecnie mamy wstępną fazę procesu, przygotowawczą, restrukturyzacyjną, która poprzedza prywatyzację. Efektem więc nie będzie wyeliminowanie podmiotów prywatnych z tego sektora, a spowodowanie, że liczba podmiotów pozostających pod kontrolą bezpośrednią, bądź pośrednią skarbu państwa będzie mniejsza. Na jesieni bieżącego roku akcje Polskiego Koncernu Naftowego pojawią się na warszawskiej Giełdzie Papierów Wartościowych i na giełdach zagranicznych. To wprowadzi kolejny element konkurencyjności na polskim rynku. Chciałbym namawiać panów z Polskiej Izby Paliw Płynnych, aby nie patrzyli na problem w kontekście bardzo zaściankowym, wyłącznie naszego podwórka, bo nie jesteśmy na samotnej wyspie. W roku 2001 nie będzie już żadnych barier celnych. Wokół Polski funkcjonują bardzo silne koncerny, granica nasza jest gęsto usiana rafineriami obcych podmiotów, które będą chciały sprzedawać paliwa na terenie Polski i nie ma tutaj żadnego zagrożenia ze strony Petrochemii Płock S.A., a przeciwnie zagrożone jest funkcjonowanie tych podmiotów, a więc utrzymanie miejsc pracy w kraju, zarówno w produkcji, jak i w handlu hurtowym i dystrybucji. To jest, jak dobrze to ujęła pani prezes Ostrowska, pewien kompromis, który został przyjęty i tylko jego konsekwentna realizacja doprowadzi do ziszczenia się dwóch podstawowych celów, a nie wyłącznie jednego z nich.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-15">
          <u xml:id="u-15.0" who="#MarekSawicki">Mam obawy dotyczące prywatyzacji i tworzonego koncernu, czy okres emisji akcji - jesień bieżącego roku - zbiegający się z dekoniunkturą na rynkach naftowych, stanowi dobry pomysł. Czy skarb państwa, decydując się na prywatyzację akurat w tym momencie, robi dobrze? Chciałbym, aby tę kwestię rozważyło Ministerstwo Skarbu Państwa. Czy może jednak nie należałoby przeczekać tę dekoniunkturę i dopiero wówczas rozpocząć sprzedaż akcji? Jeśli nie ma więcej pytań, ani głosów w dyskusji, zamykam punkt pierwszy porządku dziennego. Przechodzimy do rozpatrywania punktu drugiego. Serdecznie witam prezesa Urzędu Regulacji Energetyki i proszę go o zabranie głosu i przedstawienie informacji o sytuacji na rynku energetycznym po urynkowieniu cen ciepła.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-16">
          <u xml:id="u-16.0" who="#LeszekJuchniewicz">Omówienie sytuacji na rynku energii i ciepła po urynkowieniu cen z dniem 1 stycznia br. należałoby poprzedzić krótkim komentarzem, dotyczącym istoty i zasad nowego cenotwórstwa i podstawowych regulacji prawnych, które temu towarzyszyły. Jeśli jest taka potrzeba - mogę ten wątek rozwinąć, jeśli zaś panie i panowie posłowie są wprowadzeni w istotę sprawy, to będę czuł się zwolniony z takiego obowiązku. Ale może dla sprawozdawczej rzetelności warto odnotować, iż z dniem 1 stycznia 1999 r. nastąpiła istotna zmiana w zakresie stanowienia cen energii cieplnej i elektrycznej. Te dwie kategorie nośników energii przestały być objęte cenami urzędowymi, ustanowionymi przez ministra finansów, a stały się cenami regulowanymi, to znaczy kalkulowanymi w oparciu o szczegółowe rozporządzenie ministra gospodarki, dotyczące kalkulacji i kształtowania taryf. Podstawą cenotwórstwa stały się koszty uzasadnione każdego pojedynczego przedsiębiorstwa energetycznego. Jest to zupełnie nowa sytuacja, w której nie ma mowy o jakichkolwiek średnich, mamy natomiast do czynienia z kosztami i cenami ukształtowanymi przez konkretne przedsiębiorstwo energetyczne. To właśnie przedsiębiorstwo energetyczne jest autorem taryfy zarówno na ciepło, jak i na energię elektryczną. Ono je kształtuje, odpowiada za wielkości przyjęte do kalkulacji, natomiast w gestii prezesa Urzędu Regulacji Energetyki pozostaje decyzja, czy taką taryfę przyjąć, czy też nie. W tym roku taryfy przygotowane przez przedsiębiorstwa były tworzone w dużym pośpiechu, pod presją czasu, bowiem odpowiednie rozporządzenia taryfowe ministra gospodarki, zarówno w zakresie ciepła, jak i energii elektrycznej, zostały ustanowione stosunkowo późno. Taryfowe ciepłownicze - pod koniec października, taryfowe w zakresie energii elektrycznej podpisane zostało 3 grudnia, a opublikowane 17 grudnia 1998 r. Na dodatek, Rada Ministrów dopiero 15 grudnia 1998 r. podjęła decyzję o urynkowieniu cen ciepła i energii elektrycznej z datą 1 stycznia 1999 r. I to rozporządzenie ukazało się 28 grudnia 1998 r. Mówię o tym dlatego, że jest to istotna informacja w kontekście samego procesu sporządzania taryf, bowiem taryfy sporządza się w oparciu o dane z ostatnich miesięcy, poprzedzających miesiąc złożenia taryfy do oceny.</u>
          <u xml:id="u-16.1" who="#LeszekJuchniewicz">Teraz pozwólcie państwo, że przejdę do kwestii bardziej branżowych. Mamy bowiem nieco inną sytuację w zakresie ciepła i nieco inną w zakresie energetyki. Zaczynając od ciepła, które miało stać się prekursorem zmian, trzeba by rozpocząć od następującego stwierdzenia. Tylko niewielka cześć podmiotów gospodarczych jest zobowiązana do przedkładania taryf do zatwierdzenia. Taryfa, zarówno w cieple, jak i w elektroenergetyce, to zbiór opłat, cen i warunków ich stosowania. Istotne jest to, że podmiotami uprawnionymi do składania taryfy są tylko przedsiębiorstwa koncesjonowane, a więc przedsiębiorstwa posiadające koncesje na określoną działalność energetyczną. I tak na przykład, na wytwarzanie ciepła, takich uprawnionych podmiotów mamy prawie 800 w skali kraju, a na przesyłanie i dystrybucję ciepła - 840, zaś na obrót ciepłem - 251 podmiotów. Oznacza to, że zaledwie mniej więcej jedna trzecia podmiotów podlega obowiązkowi koncesjonowania. Według danych Ministerstwa Gospodarki, w Polsce działa ponad 3000 przedsiębiorstw zajmujących się wytwarzaniem ciepła, przy czym trzeba pamiętać, że te 800 podmiotów koncesjonowanych w ciepłownictwie, dostarcza prawie 90% ciepła, reszta ma charakter wybitnie lokalny. Tak, jak wspomniałem, podmioty samodzielnie kształtują swoją taryfę, składając ją do odpowiedniego oddziału terenowego Urzędu Regulacji Energetyki.</u>
          <u xml:id="u-16.2" who="#LeszekJuchniewicz">Z grona tych blisko 800 uprawnionych podmiotów, do 14 czerwca br. taryfy do zatwierdzenia łącznie złożyły zaledwie 192 podmioty, z tego 85 taryf mamy już zatwierdzonych, 107 jest nie zatwierdzonych. Charakteryzują się one określoną dynamiką wzrostu opłat. Trzeba pamiętać, że minister gospodarki w rozporządzeniu taryfowym wprowadził przepisy przejściowe, mianowicie ograniczył tempo wzrostu cen ciepła w pierwszym roku obowiązywania taryfy do poziomu nie wyższego, niż 15 punktów procentowych. Tylko w niektórych przypadkach, regulowanych rozporządzeniem, ceny mogą wzrastać ponad ten wskaźnik. Może to mieć miejsce wówczas, gdy przedsiębiorstwo poniosło na działalności koncesjonowanej w roku poprzednim udokumentowaną stratę. W zatwierdzonych taryfach ceny ciepła różnią się o bardzo różny procent. Zresztą są nie tylko wzrosty, w dwóch przypadkach na 85 zatwierdzonych taryf, odnotowaliśmy spadek cen w stosunku do ostatnio stosowanych. Oznacza to, że przedsiębiorstwa te w swoich kalkulacjach nie miały tzw. kosztów uzasadnionych, które uzasadniałyby jakąkolwiek podwyżkę. Generalnie rzecz ujmując, wskaźniki dynamiki cen ciepła na obszarze całego kraju kształtują się wśród zatwierdzonych taryf mniej więcej od 4 do 18%. Zastanawiające jest, dlaczego tak wiele przedsiębiorstw nie składa wniosków taryfowych. Tłumaczyć to należy albo niewiedzą, albo nieumiejętnością przygotowania taryfy według rozporządzenia ministra gospodarki, lub też obawami przed tym, że dotychczas stosowane ceny nie mają uzasadnionych podstaw kosztowych. Wiele przedsiębiorstw stosuje jeszcze w swojej działalności ciepłowniczej opłaty ryczałtowe, które z reguły należałoby uznać za zawyżone, nie mające uzasadnienia w kosztach ponoszonych przez przedsiębiorstwo. To chyba sprawia, że przedsiębiorstwa nie chcą składać wniosków taryfowych. Z rozmów, prowadzonych przez Urząd na terenie całego kraju, często również wynika, że wiele przedsiębiorstw nie wie, iż taki wniosek taryfowy powinny złożyć. To „świadectwo” znajomości przepisów prawa. Niektóre z tych przedsiębiorstw charakteryzują się wysokimi opłatami stałymi. Te opłaty również stanowią powód do obaw przed zmianą. Wiele przedsiębiorstw obawia się, że u progu nowego sezonu grzewczego mogłoby w ich przypadku nastąpić skorygowanie stałych opłat w dół, a więc mogłoby to mieć wpływ na płynność finansową przedsiębiorstwa.</u>
          <u xml:id="u-16.3" who="#LeszekJuchniewicz">Innym problemem związanym z ciepłownictwem są spory wówczas, gdy przedsiębiorstwo ponosiło straty i oczekuje zwielokrotnionej podwyżki cen, czasami trzykrotnie lub więcej, przewyższającej pułap określony w rozporządzeniu ministra gospodarki. My się na to nie godzimy i w tej chwili mamy z województwa poznańskiego jedną sprawę skierowaną do sądu.</u>
          <u xml:id="u-16.4" who="#LeszekJuchniewicz">Przytoczone przeze mnie wskaźniki wzrostu cen mają oczywiście wymiar statystyczny, odnoszą się do przeciętnych grup odbiorców, grup taryfowych w poszczególnych przedsiębiorstwach ciepłowniczych. Miara średnia, jak wiadomo, jest taką miarą, która nie zawsze ujawnia indywidualne zróżnicowania w skali działania jednego przedsiębiorstwa. Często występują, lub mogą wystąpić, wzrosty większe, niż wskaźnik 15% i będzie to miało miejsce wówczas, gdy dana grupa odbiorców będzie często przechodzić z opłat jednoczłonowych na dwuczłonowe, czyli za zamówioną moc i zamówione ciepło. Generalnie staramy się tego pilnować i przeprowadzamy symulacje wzrostu cen ciepła, aż do pojedynczego mieszkańca. Jednakże często nie dysponujemy stosowną wiedzą, ponieważ taką wiedzą nie dysponują również przedsiębiorstwa ciepłownicze. Z przeprowadzonych przez nas analiz wynika, że jednostkowy koszt wytworzenia ciepła w złotych za KJ zaczyna powoli ulegać spłaszczeniu w skali kraju, przynajmniej dzieje się tak w tej próbie 85 zatwierdzonych taryf. Jest to o tyle istotne, że dotychczas, w starym układzie wojewódzkim, w roku 1997, a potem w 1998 roku, obserwowaliśmy bardzo znaczne dysproporcje w kosztach wytwarzania i w konsekwencji w cenach ciepła. Największe zróżnicowanie kosztów wytwarzania i cen sprzedaży ciepła występowało w grupie przedsiębiorstw produkcyjno-dystrybucyjnych i ta relacja wynosiła jak 1: 3. W grupie elektrowni i ciepłowni zawodowych już była mniejsza i wynosiła 1: 2, a w grupie ciepłowni zawodowych, jak 1:1,5. To pozytywna, jak się wydaje tendencja, która, jeśli się będzie utrzymywać, powinna wyrównywać warunki finansowe dostawy ciepła do poszczególnych odbiorców, bez względu na ich miejsce przestrzennej alokacji.</u>
          <u xml:id="u-16.5" who="#LeszekJuchniewicz">Teraz chciałbym odnieść się do elektroenergetyki, gdzie proces taryfowania skon-centrowany był w krótkim okresie czasu, gdyż chodziło o jak najszybsze zatwierdzenie taryf przedsiębiorstw elektroenergetycznych w związku z rozpoznanym niedoborem, deficytem tego sektora.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-17">
          <u xml:id="u-17.0" who="#JerzyZając">Panie przewodniczący. Miałbym prośbę, abyśmy może najpierw dokończyli dyskusję o cieple, a dopiero potem przeszli do problemów elektroenergetycznych.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-18">
          <u xml:id="u-18.0" who="#MarekSawicki">Proszę bardzo, jeśli jest taka wola posłów. Jak rozumiem, chciałby pan, panie pośle, odnieść się do wcześniej poruszonych spraw.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-19">
          <u xml:id="u-19.0" who="#JerzyZając">Pan prezes ma możliwości wymuszenia na dystrybutorach energii cieplnej tego, aby wystąpili oni o taryfy. Z liczb, które tu pan przytoczył, można wysnuć hipotezę, iż dlatego nie zmieniają oni taryf, gdyż mają wystarczającą taryfę, w którą włożyli pewne koszty nieuzasadnione. Poza tym: nie wiem, co będzie w przyszłym roku, jak to ma być, ale można się spodziewać, że zniesienie ograniczenia 15% może spowodować bardzo duży skok cen. Czy można pana prezesa prosić o opinię, jak to może być w przyszłym roku i czy nie należałoby wymóc, jeśli to prawnie dopuszczalne, na koncesjonowanych przedsiębiorcach przedstawienie taryf do zatwierdzenia?</u>
        </div>
        <div xml:id="div-20">
          <u xml:id="u-20.0" who="#LeszekJuchniewicz">Otóż takich możliwości prawnych nie ma, niestety. Wynika to z tego, iż żaden przepis nie precyzuje, kiedy przedsiębiorstwo energetyczne ma złożyć swoją taryfę do zatwierdzenia. Co więcej, rozporządzenie Rady Ministrów uwalniające ceny ciepła i energii elektrycznej, wprowadziło zapis taki, iż do czasu zatwierdzenia nowej taryfy, obowiązują taryfy i cenniki dotychczasowe. Nie mam podstaw wkroczenia w tę sferę i zażądania przedstawienia taryfy. Robimy akcję - upominamy, dzwonimy do wszystkich przedsiębiorstw koncesjonowanych i przypominamy im, że mają obowiązek przedłożyć taryfy do zatwierdzenia. Póki co, przedsiębiorstwa te deklarują, że zrobią to w lipcu, sierpniu lub we wrześniu br. Czy możliwy jest taki szok cenowy, jeśli przestanie działać przepis przejściowy ministra gospodarki? Przepis wprowadza ten pułap 15% dla pierwszej taryfy, stosowanej wedle nowych zasad. W związku z tym, jeśli przedsiębiorstwo nie zastosowało się dotychczas do nowych przepisów i nie złożyło taryfy, stosując stawki dotychczasowe, to być może pierwszą taryfę będzie miało pod koniec tego roku lub w roku przyszłym. Wówczas nadal istniało będzie dla niego to ograniczenie 15%, a więc nadal istnieje gwarancja systemowego bezpieczeństwa. Natomiast co z tymi, którzy już mają zatwierdzoną taryfę? Te taryfy są zatwierdzone na rok. Terminy ich ekspirują w marcu, kwietniu, maju lub czerwcu przyszłego roku i zgodnie z przepisami - jeśli nie ulęgną one zmianie - kolejne taryfy zatwierdzane będą na okres od jednego do pięciu lat i musi też być ustalony dla każdego przedsiębiorstwa ciepłowniczego indywidualny parametr poprawy efektywności gospodarowania, czyli tzw. „X” w formule regulacyjnej: RPI minus X, gdzie RPI - to stopa wzrostu cen detalicznych, a X - to normatyw efektywności. Jeśli już jestem przy tej formule, to pozwolę sobie dodać, że w tym roku, za sprawą rozporządzenia ministra gospodarki zarówno w cieple, jak i w energii elektrycznej ten „X” jest dodatni, bowiem cały wzrost jest dopuszczalny w granicach 15% w cieple i 13% w elektroenergetyce. Z prostego obliczenia wynika, że przykładowo dla elektroenergetyki ten „X” wynosi 4,4%, gdyż zeszłoroczna stopa inflacji wynosiła 8,6%.</u>
          <u xml:id="u-20.1" who="#LeszekJuchniewicz">To jest wyraz potrzeb tego sektora i pewnych priorytetów rządu, który uznał, że na progu programu reformowania sektora energetycznego trzeba stworzyć szansę rozwojową przedsiębiorstwom sektora i odpowiednio go doinwestować, gdyż charakteryzuje się on ogromnie przestarzałym majątkiem wymagającym modernizacji.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-21">
          <u xml:id="u-21.0" who="#TadeuszPawlus">Chciałbym zapytać o następującą kwestię: w większości lokalnych kotłowni przesyłających ciepło lokalnie są stosowane opłaty ryczałtowe za dany rok, do których nikt dotąd nie rościł pretensji. Dopiero w tym roku, na przełomie kwietnia i maja okazało się, że trzeba wnosić dopłaty do poniesionych kosztów wykorzystania ciepła, równe lub nawet wynoszące 150% sum, które wpłacali lokatorzy spółdzielni mieszkaniowych. Zwracałem się w tej sprawie do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki i otrzymałem odpowiedź, że Urząd na te sprawy nie ma żadnego wpływu. Dla mieszkańców jest to kwestia bardzo bulwersująca, gdyż okazało się, że w ciągu dwóch tygodni mają uiścić sumy rzędu 1000 lub 1500 zł, tytułem dopłaty do opłaty ryczałtowej. Obawiają się, że w przyszłym roku będą te kwoty jeszcze wyższe. Okazuje się, że nikt na tę sytuację nie może mieć wpływu. Spółdzielnie, ani lokalne kotłownie nie mają obowiązku przedstawiać swoich kosztorysów Urzędowi, jednostkowa opłata brana jest „z powietrza”. Na moim terenie spółdzielnia mieszkaniowa wysłała 1 czerwca br. pismo, w którym stwierdza, że albo lokatorzy dokonają dopłaty, albo zostaną pozbawieni ciepła i ciepłej wody. Nie mogę pojąć, że Urząd Regulacji Energetyki nie ma na takie działania żadnego wpływu. To kto go ma?</u>
        </div>
        <div xml:id="div-22">
          <u xml:id="u-22.0" who="#JerzyZając">Chciałem zapytać o to, jakiego typu jest tych 85 przedsiębiorstw, których taryfy zatwierdził Urząd Regulacji Energetyki? Czy są to przedsiębiorstwa małe, czy duże, chodzi mi o krótką ich charakterystykę.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-23">
          <u xml:id="u-23.0" who="#LeszekJuchniewicz">Są to przedsiębiorstwa bardzo różne. Na przykład w Warszawie są to elektrociepłownie warszawskie w tym SPEC, a także Mazowieckie Zakłady Rafineryjne, Petrochemia, Przedsiębiorstwo Energetyki Ciepłej w Żyrardowie, a także Elektrociepłownia Zabrze, Zakład Energetyki Cieplnej w Katowicach, elektrociepłownie w Łodzi, a w Szczecinie Przedsiębiorstwo Gospodarki Komunalnej itd. To są duże przedsiębiorstwa, bo małe nie są koncesjonowane. A zależność jest taka, że zatwierdzania taryf wymagają te przedsiębiorstwa, które posiadają koncesję. Jeśli przedsiębiorstwo jest małe, wytwarza mniej, niż 5,8 MW cieplnego, to jest zwolnione z obowiązku posiadania koncesji i to właśnie w takich przedsiębiorstwach rodzą się te problemy, o których mówił pan poseł. Bo prawda jest taka: przepisy rozporządzenia ministra gospodarki są także obowiązujące dla przedsiębiorstw nie posiadających koncesji, które również powinny kształtować swoje taryfy nie na zasadzie „sufitologii”, tylko według tej metodyki, która jest opisana w rozporządzeniu. Nie ma natomiast nad nimi weryfikatora, gdyż nie muszą one składać taryf do zatwierdzenia.</u>
          <u xml:id="u-23.1" who="#LeszekJuchniewicz">Z tego, co pamiętam, problem wynika z tego, że my rozpatrujemy relacje pomiędzy energetyką, a odbiorcami. Jeśli na przykład odbiorcą ciepła jest spółdzielnia mieszkaniowa, to my nie mamy potem żadnego wpływu na to, w jaki sposób rozlicza się ona ze swoimi spółdzielcami. Tego nam prawo zabrania. Znane są nam przypadki, gdy władze spółdzielcze obciążają swoich członków nadmiernymi opłatami, większymi, niż wynikałoby to ze wzrostu cen ciepła, które pokrywa spółdzielnia. My działamy w pewnym ograniczonym zakresie i nie wszędzie.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-24">
          <u xml:id="u-24.0" who="#ElżbietaOstrowska">W niektórych przypadkach takich cen nadmiernie wygórowanych, stosowanych przez niewielkie kotłownie lub zakłady ciepłownicze, które nie mają koncesji, a tym samym nie mają obowiązku zatwierdzenia taryf, tego typu sprawy mogą być rozpatrywane przez nasz Urząd, na gruncie ustawy o przeciwdziałaniu praktykom monopolistycznym. Natomiast nie dotyczy to tego typu działań stosowanych przez spółdzielnie wobec swoich członków, bo one rządzą się innymi prawami.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-25">
          <u xml:id="u-25.0" who="#MarekSawicki">Dziękuję bardzo za tę część relacji. Ponieważ omówiliśmy już sprawy związane z ciepłownictwem, przechodzimy do elektroenergetyki.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-26">
          <u xml:id="u-26.0" who="#LeszekJuchniewicz">Sytuacja wygląda trochę inaczej w elektroenergetyce. Trzeba by, choć w dwóch zdaniach przybliżyć kontekst, w jakim przyszło elektroenergetyce działać w tym roku. Są dwa istotne czynniki. Po pierwsze, zaszłości związane z polityką cenową w latach 1994–1998. W tym okresie tempo wzrostu cen energii elektrycznej kształtowało się poniżej stopy inflacji. Druga istotna okoliczność, to problem kontraktów długoterminowych. W latach 1994–1998 Polskie Sieci Elektroenergetyczne podpisały kontrakty na dostawę energii i mocy z elektrowni zawodowych, systemowych. Takich kontraktów było 35. Z tymi kontraktami wiązały się pewne przedsięwzięcia inwestycyjne podjęte w sektorze, głównie o charakterze modernizacyjno - ekologicznym i połączone z tym kredytowanie kredytem bankowym. Jest to istotne, gdyż na dziś to powoduje olbrzymie zadłużenie sektora elektroenergetycznego w stosunku do banków, które finansowały lub finansują przedsięwzięcia ekologiczno - modernizacyjne. W związku z kontraktami długoterminowymi, w grudniu ubiegłego roku szacowano, że przy wprowadzonym ograniczeniu cen energii elektrycznej w grupie taryfowej G, wystąpi deficyt w wysokości 2,6 mld zł. A więc o tyle wyższe były koszty funkcjonowania całego sektora, począwszy od wytwarzania przez przesył, a skończywszy na dystrybucji, od wartości podpisanych kontraktów długoterminowych. Tymi kontraktami objętych jest 68% dostaw energii, przewidzianej na ten rok. Gdyby chcieć doprowadzić do sytuacji, że wzrost cen pokrywa koszty funkcjonowania sektora w całości, to ceny energii musiałyby wzrosnąć tylko w tym roku o 30–32%. Wiadomo, że z różnych względów na to sobie pozwolić nie można. Minister gospodarki wprowadził zatem stosowne ograniczenia, zakładając, że ceny energii elektrycznej dla ostatecznych odbiorców w lokalach nie wzrosną więcej, jak o 13%. W dniach od 29 stycznia do 2 lutego 1999 r. 33 spółki dystrybucyjne złożyły swoje projekty taryf, posługując się danymi z końca grudnia 1998 r. Widać zatem, że od momentu opublikowania rozporządzenia taryfowego ministra gospodarki, te przedsiębiorstwa miały niespełna półtora miesiąca czasu na przygotowanie taryfy według zupełnie nowej logiki, według nowych zasad. Tak, jak mówiłem, podstawową zasadą cenotwórstwa stały się koszty uzasadnione, ale to nie one powodują pewne perturbacje w sektorze dystrybucji i w zatwierdzonych taryfach. Dzieje się tak za sprawą nieporównywalności cen i stawek opłat według rozporządzenia taryfowego i według zasad obowiązujących w dobie cen urzędowych. Rozporządzenie ministra gospodarki wprowadziło zupełnie nowe rozwiązania, które wcześniej nie funkcjonowały, nie były zatem uwzględniane, a często nie miały podstawy kosztowej i zrodziły wiele problemów. Podstawową kategorią regulacyjną dla elektroenergetyki jest cena wskaźnikowa. Jest to średnia będąca ilorazem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii dla danej grupy odbiorców i ilości sprzedanej im energii. Rozporządzenie Ministra Gospodarki wprowadziło obowiązek utrzymania dotychczasowych grup taryfowych, a więc od A,B, C do G.</u>
          <u xml:id="u-26.1" who="#LeszekJuchniewicz">Zatwierdzone taryfy zostały przeanalizowane w okresie dwóch tygodni. Chodziło o czas, o to, by w jak najszybszym terminie weszły one w życie. Przepisy ustawy mówią, że taryfa musi być rozpatrzona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w ciągu 30 dni, w ciągu 2 tygodni opublikowana i w ciągu dwóch kolejnych tygodni od momentu opublikowania może wchodzić w życie. Oznacza to, jeśli dodać te terminy, że od momentu złożenia wniosku taryfowego do wejścia w życie nowych taryf upływa nie mniej niż 58 dni. Staraliśmy się taryfy sektora dystrybucyjnego przeanalizować szybko, jak najszybciej po to, aby te taryfy weszły w życie jak najprędzej. W jakimś sensie się to udało, ponieważ w okresie od 15 do 19 lutego br., w ciągu dwóch tygodni od złożeniu wniosków, podpisałem wszystkie decyzje o zatwierdzaniu taryf. Wszystkie te decyzje zostały opublikowane i zaczęły sukcesywnie wchodzić w życie od 2 marca br.</u>
          <u xml:id="u-26.2" who="#LeszekJuchniewicz">Z chwilą wejścia w życie ujawniły się pewne niedoskonałości zatwierdzonych taryf. Okazało się, że przy wzroście ceny wskaźnikowej, koszty odbiorców mogą bardzo odbiegać od tego 13% wskaźnika. Zidentyfikowaliśmy wzrosty kilkusetprocentowe, czasami nawet rzędu 600–700%, które występowały głównie tam, gdzie był zerowy pobór energii. Odnotowaliśmy również spadki opłat, maksymalnie dotyczyły one obniżki kwot rzędu 39% w stosunku do ostatnio płaconych rachunków. Można byłoby postawić pytanie, jak doszło do takiej sytuacji? Zadziałała cena wskaźnikowa, która jest średnia dla całej grupy taryfowej, a nie uwzględnia, bo nie może, wewnętrznego zróżnicowania w danej grupie. Te przypadki nadmiernych wzrostów oraz spadków zidentyfikowaliśmy przede wszystkim w grupie taryfowej C 11. Jest to grupa taryfowa dla drobnego biznesu, z określoną mocą przyłączeniową i rocznym zużyciem energii. W grupie taryfowej C może się on kształtować od zera do 6666 Kwh miesięcznie, czyli mniej więcej 80 MWh w skali roku. Co to jest ta grupa C 11, sądzę, że nie trzeba na tym się dłużej zatrzymywać. To, jak mówiłem grupa małej przedsiębiorczości, która w niektórych rejonach odczuła bardzo dotkliwie wzrost opłat, bowiem rozporządzenie wprowadziło nowe elementy, których poprzednio nie było. Poprzednio klient płacił za energię i ponosił koszty opłaty eksploatacyjnej. W tej chwili klient płaci za energię i ponosi koszty opłat przesyłowych, które mogą być stałe lub zmienne, miesięczne lub w odniesieniu do przyłączonych kilowatów. To właśnie opłaty stałe, zwykle w wymiarze miesięcznym, albo w stosunku do mocy przyłączeniowej, spowodowały wzrost rachunków, bo pewne opłaty muszą być pobierane zawsze, bez względu na to, czy ktoś pobiera energię czy też nie. Z chwilą, gdy problem został zidentyfikowany, a wystąpił on w 13 spółkach dystrybucyjnych, w których te wzrosty cen były wysokie oraz w 23 innych spółkach, w których nastąpiły spadki pobieranych opłat, zwróciłem się do wszystkich spółek dystrybucyjnych o przeprowadzenie bardzo szczegółowych analiz wewnętrznego zróżnicowania grup odbiorców, aby prześledzić, jak kształtuje się wewnętrzne zróżnicowanie poszczególnych grup taryfowych. Chodziło o to, aby można było podjąć jakieś działania zaradcze. Te działania zostały podjęte, większość spółek zmodyfikowała swoje taryfy, nastąpił jakby pierwszy etap weryfikowania taryf i opłaty stałe uległy bądź spłaszczeniu bądź uzmiennieniu. Klient płaci więcej, jeśli pobiera więcej energii.</u>
          <u xml:id="u-26.3" who="#LeszekJuchniewicz">Dziś mamy sytuacją następującą: 16 spółek ma zweryfikowane taryfy w zakresie zbyt wysokich wzrostów opłat w taryfach C.</u>
          <u xml:id="u-26.4" who="#LeszekJuchniewicz">Innym problemem, który ujawnił się już po zatwierdzeniu taryf, choć na etapie procedowania mieliśmy pewną świadomość tego zjawiska - to opłaty za przyłączenie do sieci. Analiza tego problemu wykazała, że przedsiębiorstwa bardzo różnie podeszły do tego zagadnienia i różnie, w indywidualny sposób je rozwiązują, ponieważ minister gospodarki nie doprecyzował tzw. standardu przyłączeniowego. Nie było wiadomo, co wchodzi w jego zakres, jakie są stosowane typowe złączki, kable itp. To spowodowało, iż opłaty za przyłączenie zaczęły się różnicować.</u>
          <u xml:id="u-26.5" who="#LeszekJuchniewicz">Drugim elementem różnicującym opłaty za przyłączenie, stały się stawki opłat za rozwój sieci. Rozporządzenie ministra gospodarki stanowi, że przyłączany odbiorca ponosi koszty rozwoju sieci, ale kalkulowane w oparciu o nakłady inwestycyjne, poniesione przez spółkę dystrybucyjną. W spółkach dystrybucyjnych nastąpiło jakby pomieszanie pojęcia nakładów inwestycyjnych i kosztów inwestycyjnych. Przepisy ministra gospodarki były źle interpretowane. Doprowadziło to do takiego zróżnicowania, że przyłączenie nowego odbiorcy do sieci w grupie taryfowej 4 i 5 różnicowało się w skali kraju od 500 zł do 13 tys. zł. Dopiero wówczas, gdy Ministerstwo Gospodarki jasno określiło kryteria klasyfikacji kosztów, co jest nakładem inwestycyjnym, a co jest kosztem wynikającym z tych nakładów, wypracowaliśmy wspólnie nowy standard przyłączeniowy. Wspólnie, to znaczy pracował nad tym Urząd Regulacji Energetyki i Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej. Wypracowaliśmy ten standard przyłączeniowy, określając dokładnie, co wchodzi w jego zakres, jakie rodzaje przyłączy itp. itd. Doprowadziło to do wypracowania tzw. optymalnego nakładu inwestycyjnego. Dla grup przyłączeniowych 4 i 5 wielkość nakładów przyłącza kablowego została wyszacowana w ten sposób, że dla grupy 4 wynosi ona 3357 zł, dla grupy 5 - 3000 zł. Uznaliśmy, że jest to optymalny nakład inwestycyjny, jaki musi ponieść spółka, aby przyłączyć danego odbiorcę do sieci. Opłaty za to przyłączenie są teraz kalkulowane na podstawie tych optymalnych nakładów. Spółki będą udzielać upustów w wysokości 50% wymienionych przeze mnie kwot i będzie to nowy koszt przyłączenia odbiorcy do sieci w grupie 4 i 5.</u>
          <u xml:id="u-26.6" who="#LeszekJuchniewicz">Jeśli chodzi o drugi czynnik istotny dla kosztów przyłączenia w zakresie nakładów na rozbudowę sieci, to wspólne prace doprowadziły do uznania, że optymalny nakład na rozbudowę sieci wynosi 255 zł od jednego przyłączonego KW. Tutaj spółki będą stosowały 90% upust, czyli podmiot przyłączany do sieci będzie ponosił opłaty za rozbudowę sieci zaledwie w wysokości 25 zł za każdy KW przyłączeniowy.</u>
          <u xml:id="u-26.7" who="#LeszekJuchniewicz">W tej chwili wszystkie spółki dystrybucyjne, oprócz dwóch, złożyły odpowiednie wnioski o stosowanie tego optymalnego nakładu inwestycyjnego i udzielanie upustu w wysokości 50% za wykonanie przyłączeń i przyłączenie oraz 90% za rozbudowę sieci. Z problemem przyłączeniowym wiąże się jeszcze inna kwestia. Chodzi o czysto fizyczne wykonanie instalacji, położenie kabla, postawienie słupów itd. Mieliście państwo zapewne okazję słyszeć krytyczne głosy o postępującej monopolizacji, o tym, że energetyka pozbawia szans zarobkowania drobną przedsiębiorczość, gdyż do tej pory obojętnie kto mógł wykonywać przyłącza, a teraz spółki dystrybucyjne zmonopolizowały wykonawstwo. Takie głosy są, ale one nie do końca odpowiadają prawdzie, gdyż każdy eksponuje w swoich opiniach tylko te elementy, które są dla niego wygodne. A jaka jest prawda? Prawda jest następującą. Przepisy Prawa energetycznego i rozporządzeń wykonawczych do tej ustawy sprawiły, że zerwaliśmy z dotychczasową praktyką budowania przyłączy przez zainteresowanego i przekazywania ich w skład majątku elektroenergetyki. Dziś obowiązek wykonania przy-łączenia, rozbudowy sieci spoczywa na przedsiębiorstwie energetycznym. Ono zatem jest inwestorem. Inwestor ma prawo dokonywać wyboru, kto, na jakich warunkach wykona fizyczne prace związane z położeniem kabla, zainstalowaniem urządzeń pomiarowych i przyłączeniem do sieci. Wiele spółek dystrybucyjnych posiada własny potencjał wykonawczy i kieruje go do takich zadań. W większości spółek, bo w 19 na 33, przyłącza wykonywane są częściowo przez brygady własne, a częściowo w trybie zlecania prac wykonawcom zewnętrznym. Dobrze byłoby, aby zlecanie prac wykonawcom zewnętrznym odbywało się w trybie przetargu publicznego. Jeszcze lepiej byłoby, gdyby w takim przetargu również brały udział struktury wewnętrzne spółki dystrybucyjnej. A najlepiej byłoby, gdyby przedsiębiorstwo energetyczne potraktowało swój potencjał wykonawczy w podobny sposób, jak zleceniobiorców zewnętrznych i zgłosiło go do przetargu. Wówczas byłyby oczywiste i jasne kryteria wyboru wykonawcy na zasadzie: niech wygrywa najlepszy i najtańszy. Optowałbym za takim rozwiązaniem i namawiałbym prezesów spółek dystrybucyjnych, by przetargi publiczne uczynili rzeczą powszechną, a tylko w jednym przypadku mieli prawo zlecać wykonawstwo swoim zespołom - tylko wówczas, gdy stawki wykonawstwa zaproponowane przez własny zakład wykonawczy byłyby niższe niż te, które można byłoby uzyskać z przetargu publicznego. Własne wykonawstwo przyłączy w pełni wykonywane jest na obszarze 9 zakładów dystrybucyjnych. W 19 zaś dzieje się to przy użyciu częściowo swego potencjału, a częściowo obcego. W 4 spółkach: w Elblągu, Rzeszowie, Krakowie i Zielonej Górze nie ma żadnego własnego potencjału wykonawczego i wszystkie prace są zlecane siłom zewnętrznym.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-27">
          <u xml:id="u-27.0" who="#MarekSawicki">Panie prezesie, bardzo mi przykro, ale nasz czas, przeznaczony na posiedzenie Komisji w dniu dzisiejszym już się kończy. Dlatego proponowałbym, aby zmierzał pan do zakończenia wypowiedzi, ewentualnie może są jakieś pytania?</u>
        </div>
        <div xml:id="div-28">
          <u xml:id="u-28.0" who="#ElżbietaOstrowska">Chciałabym tylko przekazać pewne uzupełnienie do informacji, którą przekazał pan prezes Juchniewicz, w części dotyczącej skarg konsumentów na nowo wprowadzone opłaty i zasady ich wprowadzenia. Do Urzędu, na przestrzeni ostatniego półrocza, a dokładniej w ciągu ostatnich trzech miesięcy, bo właściwie w grę wchodzi okres od połowy marca br., wpłynęło ponad 300 skarg. Przy czym różnica pomiędzy tą liczbą, a podaną w pisemnej informacji wynika stąd, że informacja była przygotowywana 3 dni temu i w ciągu tych trzech dni wpłynęło już kilkadziesiąt nowych skarg. To nie oddaje skali problemu, bo po pierwsze wiele skarg ma charakter zbiorowy, to znaczy są pisane w imieniu pewnych zbiorowości lokalnych, czy to mieszkańców, czy związków konsumenckich bądź organizacji gospodarczych, po drugie trzy razy tyle skarg jest zgłaszanych telefonicznie. Wówczas udzielamy porad i odsyłamy skarżących do pana prezesa Juchniewicza. Dzieje się tak dlatego, że najczęściej przedmiotem skarg jest zasadność wprowadzenia dodatkowych opłat, chodzi tu o opłatę stałą i przesyłową, wysokość tych opłat oraz relacje pomiędzy opłatą, a kosztem samej energii. Pan prezes Juchniewicz już o tym mówił, ale również ze skarg wynika, że wzrost faktycznie ponoszonych kosztów energii wyniósł w niektórych przypadkach 600–700%. Dysponuję skargami, udokumentowanymi skargami, że ten wzrost wyniósł nawet 1500%. Tyle realnie więcej płaci odbiorca energii, po wprowadzeniu nowych taryf. Nie jestem przygotowana, aby podać kwoty, ale służymy dokumentacją. Ludzie najczęściej nie rozumieją, że podawany w rozporządzeniu ministra gospodarki i nagłośniony w mediach dopuszczalny 13% pułap wzrostu cen dotyczył tylko opłat za samą energię. Czują się oszukani, że ten wzrost tak dalece odbiega od tego, który oni rozumieli, jako zapowiadany. Chcę powiedzieć, że rozumiejąc dolegliwość tego typu działań dla poszczególnych odbiorców, nie traktujemy jednak takich zachowań przedsiębiorców, jako praktyk monopolistycznych, jako cen nadmiernie wygórowanych, ponieważ są to ceny wynikające z zatwierdzonych taryf, a zatem legalne. To samo dotyczy legalności stosowania opłat przesyłowych i opłaty zmiennej.</u>
          <u xml:id="u-28.1" who="#ElżbietaOstrowska">Odmienną grupę skarg stanowią skargi związane z przyłączeniami. Tutaj nie do końca zgodziłabym się z interpretacją przedstawioną przez mego przedmówcę. Otóż zwracają się do nas przede wszystkim przedsiębiorcy wskazując, że pewna nadinterpretacja art. 7 Prawa energetycznego, dokonywana przez zakłady energetyczne i przypisywanie sobie przez nie monopolu na fizyczne dokonywanie przyłączy prowadzi po pierwsze, do eliminowania z rynku tych firm, które te prace wykonywały, a po drugie do 4,5, a nawet 6 krotnego wzrostu opłat za wykonanie tych przyłączy. W naszej ocenie jest to efekt antykonkurencyjny i antykonsumencki, niezgodny z duchem Prawa energetycznego. Badamy te sprawy. W jednym przypadku rozpoczęliśmy sformalizowane postępowanie. Sądzimy, że tego typu zachowania nie mają oparcia w prawie i mogą być przejawem nadużywania posiadanej przez zakłady pozycji, przejawem praktyk monopolistycznych.</u>
          <u xml:id="u-28.2" who="#ElżbietaOstrowska">To są te główne obszary skarg, które do nas spływają. W ostatnim okresie kwestionowany też jest sam sposób wprowadzenia podwyżek. Odbiorcy wskazują, że zostali zaskoczeni podwyżkami, że odbyło się to bez żadnego okresu przystosowania do nowych, istotnie przecież różniących się cen. Również tego typu przypadki badamy, ponieważ takie działania zakładów i spółek energetycznych mogą nosić znamiona praktyk monopolistycznych, polegających na stwarzaniu konsumentom uciążliwych warunków dochodzenia ich praw. A zatem leży to również w naszym obszarze zainteresowań, chociaż postępowanie sformalizowane nie zostało jeszcze wszczęte.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-29">
          <u xml:id="u-29.0" who="#MarekSawicki">Ponieważ temat jest ważny, a chętnych do zabrania głosu jest jeszcze sporo, proponowałbym, abyśmy dokończyli ten temat w przyszły czwartek, gdyż wówczas również odbędzie się posiedzenie Komisji.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-30">
          <u xml:id="u-30.0" who="#JerzyZając">Miałbym prośbę, aby na następne posiedzenie Komisji, na dokończenie tej dyskusji, doprosić ministra gospodarki, ponieważ, jak wynika z dotychczasowych rozważań, dużą rolę odgrywają tu rozporządzenia wydawane przez niego. Wygląda na to, że coś w tych rozporządzeniach należałoby zmienić. Wedle mojej oceny wina jest nie tylko po stronie zakładów energetycznych, które wprowadzają ceny, po stronie Urzędu, który taryfy zatwierdził, lecz także litery rozporządzenia. Dobrze byłoby otrzymać taką mini -informację na piśmie, która byłaby odpowiedzią na pytanie, czy zdaniem Ministerstwa Gospodarki, czy wręcz zdaniem pana ministra Szlązaka, w którego gestii są te sprawy, naprawdę wszystko jest w porządku.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-31">
          <u xml:id="u-31.0" who="#MarekSawicki">Sądzę, że do przyszłego czwartku jest wystarczająco dużo czasu, by zaprosić przedstawicieli Ministerstwa Gospodarki, tak więc będziemy tę dyskusję kontynuować na najbliższym posiedzeniu Komisji.</u>
          <u xml:id="u-31.1" who="#MarekSawicki">Dobrze byłoby, aby państwo posłowie złożyli do następnego posiedzenia Komisji propozycje planu pracy. To istotna kwestia, bo do końca czerwca br. musimy ten plan zatwierdzić.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-32">
          <u xml:id="u-32.0" who="#AndrzejSkorulski">Odbiorcy energii się skarżą, elektrownie pracują na 20–30% mocy. Chciałbym uzyskać odpowiedź, jaka firma w Polsce, w rankingu firm tego typu, ma największy dochód i skąd się on bierze oraz jakich inwestycji dokonuje się, jeśli chodzi o linie przesyłowe oraz na ile prowadzony ze Szwecji kabel obniży nam cenę energii, a także, czym jest spowodowane to, że akurat na rzeszowski zakład energetyczny jest najwięcej skarg?</u>
        </div>
        <div xml:id="div-33">
          <u xml:id="u-33.0" who="#AntoniTyczka">Pan prezes Juchniewicz mówił o nowym standardzie przyłączeniowym. Sądzę, że to ciekawe rozwiązanie. Gdybyśmy uzyskali materiał na ten temat to byłoby bardzo dobrze.</u>
        </div>
        <div xml:id="div-34">
          <u xml:id="u-34.0" who="#MarekSawicki">Dziękuję wszystkim obecnym za uczestnictwo w posiedzeniu. Oczekuję, że otrzymamy odpowiedź na zadane pytania na następnym spotkaniu. Zamykam posiedzenie Komisji.</u>
        </div>
      </body>
    </text>
  </TEI>
</teiCorpus>