ENERGIA XIX – Gaz III
Dodatek reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 227 (5392) 28 września 1999 r.

Proces integracji polskiego przemysłu gazowniczego z Unią Europejską – przykład Gaz de France
Wypowiedź Andrzeja J. Piwowarskiego, eksperta międzynarodowego ds. przemysłu gazowniczego

Termin zamierzanego przez rząd polski przystąpienia do Unii Europejskiej już na początku 2003 roku zbliża się szybkimi krokami i integracja we wszystkich dziedzinach działalności polegająca na dostosowywaniu polskiego ustawodawstwa do ustawodawstwa unijnego oraz proces przeznaczania unijnych środków pomocowych wchodzą w decydującą fazę. Dotyczy to również sektora energii i znajdującego się w nim przemysłu gazowniczego, reprezentowanego dotąd przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A.

Szczęśliwie dla tego podsektora gazowego proces integracji jest znacznie łatwiejszy niż dla takich gałęzi gospodarki narodowej, jak rolnictwo, górnictwo czy hutnictwo. Niemniej jednak, na obecnym etapie negocjacji, zachodzi pilna potrzeba skoordynowania integracyjnych działań przygotowawczych. Polegać to będzie głównie na określeniu zobowiązań implementacyjnych, czyli wdrożeniowych, wynikających między innymi z przedstawionego stanowiska negocjacyjnego strony polskiej w podsektorze gazowniczym. Innymi słowy chodzi tu o harmonogram prac dostosowawczych w zakresie górnictwa naftowego i gazownictwa do wymogów ustawodawstwa UE składającego się z dyrektyw, rozporządzeń komisji i Rady Ministrów. Prace dostosowawcze mają polegać na nowelizacji istniejących aktów prawnych lub na opracowaniu i wydaniu nowych ustaw i rozporządzeń.

Najważniejszym dokumentem prawnym UE, do którego nasz przemysł gazowniczy musi się w pierwszym rzędzie dostosować, jest Europejska Dyrektywa Gazowa z 22 czerwca 1998 r., dotycząca wspólnych zasad wewnętrznego rynku gazu ziemnego. Poprzedzającymi tę dyrektywę ważnymi dokumentami prawnymi, ale o mniejszym znaczeniu są: Dyrektywa o przejrzystości cen gazu i energii elektrycznej z 1990 roku, Dyrektywa o tranzycie gazu ziemnego z 1991 roku oraz Dyrektywa o węglowodorach (o warunkach przyznawania koncesji na poszukiwania i wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego) z 1994 r.

Jeżeli chodzi o nowelizacje istniejących aktów prawnych, to przedmiotem jej będą trzy podstawowe ustawy: Prawo energetyczne z 1997 r. i Prawo geologiczne i górnicze z 1994 r. oraz Ustawa o normalizacji z 1993 r. Zajdzie jednak potrzeba w procesie dostosowawczym wydania nowych ustaw. Proponuje się zatem wydanie tylko jednej nowej, ale bardzo potrzebnej ustawy, zwanej Prawo rurociągowe.

Ze względu na to, że nasze ustawodawstwo jest zgodne z wymogami dyrektyw poprzedzających Europejską Dyrektywę Gazową, ograniczymy się tutaj do jej bardziej szczegółowego omówienia i do działań dostosowawczych naszego prawodawstwa do tej dyrektywy.

Europejska Dyrektywa Gazowa

Europejska Dyrektywa Gazowa, w pełnym brzmieniu Dyrektywa 98/30/EC Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej z dnia 22 czerwca 1998 roku, dotycząca wspólnych zasad wewnętrznego rynku gazu ziemnego, stanowi jeden z filarów polityki Unii Europejskiej realizowanej w celu tworzenia jednolitego wewnętrznego rynku energetycznego, a rozpoczętego już ponad 10 lat temu.

Kluczowe działania polityki energetycznej Unii Europejskiej oraz dotychczasowe zdobycze znane powszechnie jako „acquis communautaire” opierają się o trzy główne cele:

 

• zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii, a w sektorze gazowym stworzenie dobrych perspektyw dla penetracji gazu ziemnego na scenie energetycznej,
• utworzenie wspólnego, jednolitego rynku energii, będącego odpowiedzią na rosnącą potrzebę konkurencji,
• ochrona środowiska poprzez zmniejszenie szkodliwego działania na nie, pochodzącego od wytwarzania i użytkowania różnych nośników energii.

 

Tym celom odpowiadają zapisy Dyrektywy Gazowej, która stanowi olbrzymi krok w kierunku liberalizacji unijnego rynku gazowego, prowadzącej do osiągnięcia dwu zasadniczych celów:

 

• stworzenia realnych możliwości obniżenia cen gazu ziemnego dla odbiorców,
• zmniejszenia kosztów własnych funkcjonowania przedsiębiorstw gazowniczych.

Jej cele?

Ustala ona podstawowe, wspólne zasady i przepisy dotyczące transportu, dystrybucji, dostaw i magazynowania gazu ziemnego, natomiast nie obejmuje poszukiwań i wydobycia gazu ziemnego. Ustanawia też zasady i przepisy w odniesieniu do organizacji i funkcjonowania sektora gazu ziemnego z uwzględnieniem skroplonego gazu ziemnego (LNG), w odniesieniu do rozdzielenia i przejrzystości kont, dostępu do rynku, w tym stopnia otwierania rynku, wielkości poboru gazu przez uprawnionych odbiorców, gazociągów dla bezpośrednich dostaw itd. Przewidywane jest stopniowe otwieranie rynków w ciągu 10 lat.

Dyrektywa definiuje również kryteria i procedury udzielania odstępstw na dostęp do sieci (Third Party Access – TPA), m.in. ze względu na kontrakty długoterminowe typu „bierz lub płać”, zobowiązania z tytułu funkcji przedsiębiorstwa użyteczności publicznej, niskiego stopnia dywersyfikacji dostaw, sytuacji finansowej przedsiębiorstw i poziomów konkurencji na rynku krajowym.

Dyrektywa Gazowa nie stanowi bezpośredniego aktu prawnego i jej postanowienia winny być wprowadzane i realizowane poprzez ustawodawstwa krajowe.

Do interesujących nas zagadnień zawartych w Dyrektywie Gazowej należą niewątpliwie:

 

• otwieranie rynku gazowego i dostęp do systemu gazowniczego,
• stosowanie i odstępstwa na dostęp do systemu,
• wypełnienie przez przedsiębiorstwa gazownicze zobowiązań z tytułu ich usług użyteczności publicznej,
• rozdzielenie i przejrzystość kont na prowadzenie działalności.

Historia Europejskiej Dyrektywy Gazowej

Historia przygotowania, opracowania i opublikowania tej, jak się później okazało, bardzo kontrowersyjnej dyrektywy była bardzo długa; potrzeba było bowiem aż 6 lat trudnych negocjacji, czasem politycznych nacisków, aby wreszcie w połowie 1998 r. ujrzała ona światło dzienne i stała się dokumentem obowiązującym. Ten długi okres potrzebny był do znalezienia konsensusu przez kraje członkowskie i wynikał z dużego zróżnicowania struktur rynków gazowych (np. rynki dojrzałe, czy tzw. wschodzące) i ich złożoności, w zależności od tego czy dany kraj jest producentem gazu ziemnego, czy też wyłącznie importerem.

A oto najważniejsze wydarzenia w historii Europejskiej Dyrektywy Gazowej:

 

• luty 1992: Komisja Europejska zwraca się do krajów członkowskich z propozycją Dyrektywy Gazowej;
• lata 1993-1996: Rada Ministrów UE przygotowuje Dyrektywę Elektryczną; lipiec 1996 r. osiągnięcie wspólnego porozumienia dotyczącego sektora elektroenergetycznego; 19 grudnia 1996 przyjęcie dyrektywy;
• lipiec-wrzesień 1996: prowadzenie szerokich konsultacji dotyczących sektora gazowego;
• marzec 1997: kompromisowa propozycja Prezydentury Holenderskiej; 27 maja 1997 – kolejne wnioski Rady Energetycznej UE odnośnie tej propozycji; 18 lipca 1997 – kolejna, kompromisowa tym razem propozycja Prezydentury Luksemburga;
• 8 grudnia 1997: drugie decyzyjne posiedzenie Rady Energetycznej – znalezienie wspólnego stanowiska i osiągnięcie politycznego porozumienia
• styczeń – kwiecień 1998: drugie czytanie dyrektywy w Parlamencie Europejskim; ożywione dyskusje, naniesienie poprawek lingwistycznych;
• 11 maja 1998: Parlament Europejski i Rada Ministrów przyjmują Dyrektywę Gazową, a w dniu 22 czerwca zostaje promulgowana i otrzymuje numer 98/30/EC;
• 21 lipca 1998: opublikowanie Dyrektywy Gazowej w Dzienniku Urzędowym Wspólnoty Europejskiej (Official Journal of the European Communities L 204 Volume 41);
• 10 sierpnia 1998: Dyrektywa Gazowa wchodzi w życie;
• 10 sierpnia 2000: termin wprowadzenia Dyrektywy Gazowej do ustawodawstwa poszczególnych krajów.

Dlaczego należy liberalizować rynek gazowy Unii Europejskiej?

Wdrażana obecnie Dyrektywa Gazowa, pomyślana jest jako podstawowy instrument liberalizacji unijnych rynków gazowych. Potrzeba liberalizacji rynku energii, w tym rynku gazowego jest w pewnym sensie wynikiem pozytywnych doświadczeń z realizacji innych rynków unijnych. Powstało więc pytanie, dlaczego rynek gazowy miałby stanowić wyjątek w polityce Unii Europejskiej dążącej do stworzenia Jednolitego Europejskiego Rynku (Single European Market). W rynek ten wpisana też została idea utworzenia Jednolitego Rynku Energetycznego (Internal Energy Market), którego cząstkową pochodną byłby Jednolity Rynek Gazowy (Internal Gas Market).

Realne prace nad powstaniem Jednolitego Europejskiego Rynku zapoczątkował w 1985 r. dokument zwany Białą Księgą, w którym sektor energii nie został uwzględniony. Dopiero w roku 1988 Komisja Europejska opublikowała dokument roboczy Jednolity Rynek Energetyczny, który uzasadniał włączenie sektora energii do Jednolitego Europejskiego Rynku i przedstawiał listę specyficznych barier do usunięcia przed jego utworzeniem. Rzeczywisty proces tworzenia Jednolitego Rynku Gazowego zapoczątkowało dopiero opublikowanie przez Komisję Europejską z początkiem 1995 roku Zielonej Księgi o potrzebie Polityki Energetycznej w UE, a następnie Białej Księgi Polityka Energetyczna dla UE (koniec 1995). W listopadzie 1998 utworzono Komitet Konsultacyjny ds. Energii, który opublikował Komunikat o ogólnym spojrzeniu na działania w sektorze energetycznym, dotyczącym współpracy w zakresie realizacji uzgodnionych celów.

Droga do liberalizacji rynku energii została otwarta. Potrzebne teraz już były tylko akty prawne, które taką liberalizację mogły zapoczątkować i wprowadzić, przede wszystkim w sektorze elektroenergetycznym i gazowniczym.

Potrzeba liberalizacji rynku gazowego Unii Europejskiej wynikała przede wszystkim z zaostrzającej się międzynarodowej konkurencji w różnych gałęziach przemysłu, zwłaszcza w przemysłach energochłonnych, w których koszt energii (np. w postaci gazu ziemnego) jest bardzo znaczący. Drugim powodem był fakt, że ceny gazu w krajach UE są znacznie wyższe od cen gazu w USA i w Kanadzie, gdzie proces liberalizacji rynku gazowego i wzmożonej konkurencji powiązany jest z procesem pełnej deregulacji. Poprzez liberalizację rynku gazowego w UE spodziewane są wymierne korzyści dzięki wzmożonej i rosnącej konkurencji, a zakończone powodzeniem przykłady liberalizacji innych rynków unijnych są bodźcem do przeprowadzenia tego samego na rynku gazowym.

Wspólne cechy rynku gazowego Unii Europejskiej

Rynek gazowy krajów członkowskich UE jest niezwykle dynamicznie rozwijającym się rynkiem. Świadczy o tym przewidywany bardzo duży wzrost zapotrzebowania na gaz, rzędu 70% od roku 1997 do roku 2020. W liczbach bezwzględnych zużycie gazu ziemnego w 15 krajach unijnych ma wzrosnąć z 290 mln ton równoważnych ropy naftowej (mtoe), czyli z ok. 330 mld m3 w 1997 roku, do 500 mtoe (ok. 570 mld m3) w roku 2020. Natomiast udział gazu w zużyciu energii pierwotnej w UE wzrosnąć ma z obecnych 22% do 30% w 2020 roku.

Europejska Dyrektywa Gazowa
Sposób otwierania rynku

Gaz ziemny w UE staje się preferowanym paliwem dla produkcji elektryczności i ciepła. Pojawiają się też w Unii nowe rynki, jak np. rynek grecki czy portugalski. Następuje stała integracja gazowych systemów przesyłowych, mająca na celu zwiększenie bezpieczeństwa dostaw gazu oraz poprawę konkurencyjności, dla której zwiększenia podstawowym instrumentem stała się Europejska Dyrektywa Gazowa. Inną wspólną cechą unijnego rynku gazowego jest fakt, że inwestycje infrastruktury gazowej stanowią bariery wejściowe dla tego rynku.

Stosowaną politykę cenową i taryfową za gaz cechuje podejście oparte o wartość rynkową lub o tzw. wartość retroaktywną netto (netback value). Jeżeli zaś chodzi o rodzaje stosowanych kontraktów na dostawy gazu, to w krajach członkowskich UE przeważają długoterminowe kontrakty typu bierz-lub-płać (take-or-pay).

W większości krajów UE występują w odniesieniu do przemysłów gazowniczych zobowiązania z tytułu usług użyteczności publicznej. Transport gazu ziemnego i obrót gazem są prawie wszędzie zintegrowane na poziomie tego samego przedsiębiorstwa.

Na terenie przeważającej części Unii Europejskiej występują ochraniane rynki gazowe i monopole. W odniesieniu do zagadnienia monopoli, jak się okazuje, ramię wykonawcze UE, tj. Komisja Europejska zajmuje pozycję zupełnie neutralną, dotyczącą istniejącego prywatnego czy państwowego statusu firm gazowniczych i nie zwraca się ona nigdy z żądaniem o zmianę formy własności tych firm, np. poprzez prywatyzację – co jest zgodne z art. 222 Traktatu Rzymskiego mówiącego, że rolą Wspólnoty Europejskiej nie jest określanie formy własności wybranej przez dany kraj członkowski.

Ważną wspólną cechą unijnego rynku gazowego jest też duża, wynosząca w 1997 roku 40% i stale rosnąca, zależność krajów UE od importowanego gazu ziemnego. Ta zależność wzrośnie do 50% w 2005 r., do 56% w 2010 r. i osiągnie ponad 70% w roku 2020. W związku z tą rosnącą zależnością, UE z uwagą analizuje w sposób ciągły wszystkie środki i sposoby dla zwiększenia bezpieczeństwa dostaw poprzez symulację zagrożeń, tj. ograniczeń i przerw w dostawach, opracowanie podręcznika zachowania się poszczególnych krajów w sytuacjach awaryjnych czy kryzysowych.

UE dysponuje całą gamą środków ograniczających do minimum ryzyko ograniczania dostaw lub przerw w dostawach gazu, do których należą m.in.: dywersyfikacja dostaw, zapasy gazu w podziemnych zbiornikach magazynowych, dostawy uzupełniające (tzw. back-up), złoża gazowe uruchamiane w sytuacjach kryzysowych (np. złoża holenderskie), czy też odbiorcy dwupaliwowi z dostawami przerywanymi.

Kluczowe uzgodnienia i wymagania Europejskiej Dyrektywy Gazowej

Otwieranie rynku gazowego i dostęp do sieci

Jednym z podstawowych zapisów Dyrektywy Gazowej jest otwieranie rynku gazowego, z którym nieodłącznie związany jest dostęp stron trzecich do sieci oraz prawo do korzystania przez uprawnionych odbiorców z dostępu do sieci zintegrowanych lub prawo do uzyskiwania zezwoleń na budowę gazociągów.

Odnośnie otwierania rynku w dyrektywie zastosowano podwójne podejście: jakościowe – charakteryzujące ilość gazu dla uprawnionego odbiorcy i ilościowe – wyrażające w procentach stopień otwarcia rynku gazowego.

Przewidziano stopniowe otwieranie rynku w ciągu 10 lat, a następnie przegląd wyników stosowania dyrektywy. Przy otwarciu początkowym kraje członkowskie winny określić uprawnionych odbiorców, którymi bez ograniczeń zużycia są elektrownie i elektrociepłownie, a następnie odbiorcy zużywający ponad 25 mln m3/rok. Minimalne otwarcie rynku wyniesie 20%; a opcyjne maksymalne do 30%.

Po 5 latach uprawnionymi odbiorcami będą dalej wszystkie elektrownie oraz odbiorcy zużywający więcej aniżeli 15 mln m3/rok, a minimalne otwarcie rynku wyniesie 28%, natomiast maksymalne 38%.

Po 10 latach uprawnionymi odbiorcami będą wszystkie elektrownie oraz odbiorcy zużywający więcej niż 5 mln m3/rok. Minimalne otwarcie rynku wyniesie 33%, a maksymalne 43%.

Na rysunku zilustrowano sposób otwierania rynku gazowego Unii Europejskiej zgodnie z wymaganiami Dyrektywy Gazowej.

Zapisy dotyczące dostępu stron trzecich TPA (Third Party Access) stwierdzają, że kraje członkowskie muszą umożliwić firmom gazowniczym i uprawnionym odbiorcom dostęp do sieci w oparciu o publikowane taryfy. Dopuszczalne są dwa rodzaje dostępu: dostęp negocjowany i dostęp regulowany.

Dostęp negocjowany oparty będzie na dobrowolnych porozumieniach handlowych. Przedsiębiorstwa gazownicze będą musiały też publikować każdego roku orientacyjne przedziały opłat taryfowych lub inne warunki korzystania z ich systemów.

Dostęp regulowany oparty ma być również na publikowanych opłatach taryfowych lub na innych warunkach korzystania z systemu.

Odmowa dostępu do sieci

Dyrektywa Gazowa przewiduje możliwość odmowy dostępu do sieci. Może to nastąpić z następujących powodów:

 

• z powodu braku przepustowości sieci kraje członkowskie mogą poprosić przedsiębiorstwa gazownicze o jej zwiększenie, jeżeli jest to ekonomicznie uzasadnione i jeżeli odbiorca jest gotowy zapłacić za tę inwestycję. W przypadku braku warunków dla udzielenia dostępu, kraje członkowskie powinny udzielać zezwoleń na budowę gazociągów bezpośrednich (direct lines);
• jeżeli dostęp uniemożliwi przedsiębiorstwu wypełnianie jego zobowiązań z tytułu usług przedsiębiorstwa użyteczności publicznej lub ze względu na poważne trudności ekonomiczne i finansowe związane z kontraktami bierz-lub-płać.

 

W obydwu przypadkach muszą zostać podane i uzasadnione dokładne przyczyny odmowy dostępu do sieci.

Dyrektywa przewiduje specjalną możliwość odstępstw dla nowych, tzw. wschodzących rynków gazowych, np. może z nich skorzystać kraj członkowski, w którym pierwsze handlowe dostawy gazu na podstawie pierwszego długoterminowego kontraktu miały miejsce mniej niż 10 lat temu (w UE takimi krajami są Portugalia i Grecja). Innym przykładem jest odstępstwo dla krajów członkowskich nie mających bezpośrednich połączeń z sieciami innych krajów członkowskich, lecz posiadających jednego głównego, zewnętrznego dostawcę gazu, który pokrywa powyżej 75% zapotrzebowania kraju (np. Finlandia i Grecja). W przypadku odstępstwa brany jest również pod uwagę poziom potrzebnych nakładów inwestycyjnych, przewidywany zwrot nakładów, dojrzałość przemysłów gazowniczych oraz specyficzne cechy regionu.

Dyrektywa Gazowa mówi też o odstępstwach z tytułu dotrzymywania zobowiązań kontraktowych typu bierz-lub-płać (take-or-pay). W każdym z wymienionych przypadków trzeba dokonać rozróżnienia pomiędzy zawartymi już kontraktami i kontraktami przyszłościowymi. Toteż dla każdego z nich stosuje się metodę porównań (benchmarking).

UE przewiduje jednak potrzebę pewnych osłon zabezpieczających kontrakty typu bierz-lub-płać. Przewiduje się elastyczność porozumień kontraktowych, np. możliwość renegocjacji cen i zmiany niektórych warunków kontraktowych.

Poniżej przedstawiono kryteria, jakie mogą być brane pod uwagę przy udzieleniu odstępstwa ze względu na zobowiązania kontraktowe typu bierz-lub-płać:

 

• jeżeli chodzi o stworzenie rynku konkurencyjnego;
• gdy zachodzi potrzeba wypełnienia zobowiązań przedsiębiorstwa użyteczności publicznej i zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu;
• ze względu na sytuację przedsiębiorstwa na rynku gazowym i na obecny stan konkurencji;
• z powodu poważnych trudności ekonomicznych i finansowych przedsiębiorstwa gazowniczego;
• ze względu na datę podpisania i warunki kontraktu, włączając w nie uzupełnienia z tytułu zmian zachodzących na rynku;
• ze względu na poziom połączeń systemów gazowniczych oraz poziom ich współdziałania;

oraz generalnie

• jeżeli odstępstwo wpłynie pozytywnie na funkcjonowanie rynku gazowego.

Rozstrzyganie sporów

Kraje członkowskie muszą zagwarantować, że negocjacje stron odbywają się w dobrej wierze i że nie nadużywają one swej pozycji w negocjacjach. Dlatego muszą być stosowane różne mechanizmy obronne dla uniknięcia każdej możliwości nadużywania pozycji dominującej. Kraje członkowskie wyznaczyć powinny niezależną instytucję do rozstrzygania i łagodzenia sporów, szczególnie dotyczących negocjacji i odmowy dostępu do systemu. Ich decyzje powinny być przedstawiane w ciągu dwunastu tygodni. Istnieje prawo odwołania, stosownie do prawodawstwa Wspólnoty Europejskiej.

Zobowiązania firm gazowniczych z tytułu usług przedsiębiorstwa użyteczności publicznej

Kraje członkowskie mogą narzucić przedsiębiorstwom gazowniczym tego rodzaju zobowiązanie, jeżeli jest to w ogólnym interesie ekonomicznym kraju. Zobowiązania te mogą być związane ze sprawami bezpieczeństwa energetycznego kraju, w tym zabezpieczenia dostaw gazu, regularności dostaw, jakości i cen dostarczanego gazu oraz z ochroną środowiska. Muszą być one jasno zdefiniowane, przejrzyste, nie dyskryminacyjne, sprawdzalne oraz powinny być opublikowane. Zobowiązania z tytułu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu mogą być wdrażane w procesie długoterminowego planowania dostaw gazu.

Przedsiębiorstwa gazownicze mogą odmówić dostępu do systemu, jeżeli taki dostęp mógłby im zaszkodzić w wypełnianiu zobowiązań przedsiębiorstwa użyteczności publicznej.

Rozdzielenie i przejrzystość kont

Według Dyrektywy Gazowej zintegrowane przedsiębiorstwa gazownicze powinny w swych wewnętrznych księgach rachunkowych prowadzić oddzielnie konta dla przesyłu, dystrybucji i magazynowania paliw gazowych oraz dla działalności pozagazowniczych.

Prawo dostępu do kont w księgach rachunkowych przedsiębiorstw gazowniczych powinny posiadać kompetentne władze, w tym instytucje do rozstrzygania sporów.

Jak odbywać się będzie wdrażanie Dyrektywy Gazowej do ustawodawstwa krajów członkowskich?

Pytanie to jest dla nas szczególnie interesujące i bardzo ważne, ponieważ w momencie naszego wejścia do UE przewidywanego na początek 2003 roku wszystkie (tzw. acquis communautaire) zdobycze ustawodawcze UE dotyczące sektora gazowniczego, a przede wszystkim Dyrektywa Gazowa oraz dyrektywy poprzednie, takie jak Dyrektywa o węglowodorach, tranzycie i o przejrzystości cen za gaz i energię elektryczną muszą być zaadaptowane do polskiego ustawodawstwa. Dlatego powinniśmy śledzić już teraz z uwagą metody wdrożeniowe, przede wszystkim tego fundamentalnego dokumentu, jakim jest Dyrektywa Gazowa i przygotować nasz przemysł gazowniczy do sprostania wymogom UE.

Promulgowanie Dyrektywy Gazowej przez Parlament Europejski Rady Unii w dniu 22 czerwca, jej opublikowanie w Dzienniku Urzędowym Wspólnot Europejskich 21 lipca 1998 r. i wejście jej w życie 10 sierpnia 1998 r. stały się punktami wyjściowymi do jej wdrażania, tj. do jej wprowadzenia do ustawodawstwa poszczególnych krajów.

Kraje członkowskie UE powinny zakończyć wprowadzanie Dyrektywy Gazowej do ustawodawstwa krajowego nie później niż 10 sierpnia 2000 roku. W tym czasie odbywać się będzie monitorowanie rynków gazowych, a szczególnie kontrolowanie stopni otwierania rynku i zabezpieczenia dostaw gazu.

Dalszym kluczowym zagadnieniem jest wzajemna wymiana doświadczeń i informowanie krajów członkowskich o poziomie zabezpieczenia dostaw gazu, zwłaszcza w przypadku zaistnienia sytuacji awaryjnych, tj. związanych z nagłymi ograniczeniami i przerwami w dostawach gazu.

Do następnych bardzo ważnych zagadnień unijnej polityki gazowej należą: rola gazu ziemnego w aspekcie protokołu z Kioto o globalnej ochronie środowiska i wynikających z niego zobowiązaniach oraz wyzwaniach, rozszerzenie jednolitego rynku gazowego na kraje Europy Środkowej i Wschodniej i zewnętrzne stosunki UE, zwłaszcza z krajami dostawcami gazu ziemnego.

A jak praktycznie przebiegał będzie proces wdrażania Dyrektywy Gazowej?

Celem Dyrektywy Gazowej jest stworzenie jednolitego rynku gazowego i uniknięcie powstania piętnastu mniej lub bardziej zliberalizowanych narodowych rynków gazowych. Dyrektywa zakłada progresywną liberalizację, w trakcie której możliwe będą w niektórych przypadkach: wspomagająca rola państwa oraz uwzględnienie specyficznych okoliczności i warunków narodowych poszczególnych krajów członkowskich. Ponadto możliwe będą czasowe odstępstwa i odroczenia od niej w postaci przyznawania okresów przejściowych. Komisja Europejska i kraje członkowskie pomimo przekonania o pozytywnych i znaczących skutkach liberalizacji nie ignorują wszelkiego rodzaju ryzyka, dlatego prawidłowe rozwiązania wymagane są od początku wdrażania Dyrektywy Gazowej. W związku z tym podjęto ścisłą współpracę krajów członkowskich i Komisji Europejskiej w celu osiągnięcia konsekwentnego i skutecznego wprowadzenia dyrektywy do prawodawstwa narodowego. Trzeba dodać, że niektóre kraje unijne, takie jak Wielka Brytania, Hiszpania, Holandia, Irlandia, Niemcy, Dania rozpoczęły proces liberalizacji swych rynków gazowych w duchu dyrektywy jeszcze przed jej ukazaniem się.

Transpozycja postanowień Dyrektywy Gazowej na teren ustawodawczy każdego kraju już się rozpoczęła i przebiega w następujący sposób:

 

• poprzez organizowanie multilateralnych, czyli wielostronnych zebrań ze wszystkimi krajami członkowskimi; ostatnie miało miejsce 22 października 1998 r.;
• organizowanie bilateralnych, czyli dwustronnych spotkań Komisji Europejskiej z poszczególnymi krajami członkowskimi;
• poprzez seminaria z krajowymi urzędami regulacji;
• poprzez bezpośrednie spotkania i dyskusje z przemysłami gazowniczymi.

 

Z wprowadzeniem Dyrektywy Gazowej do poszczególnych prawodawstw krajów członkowskich związane są następujące kluczowe zagadnienia:

 

• zobowiązania z tytułu wypełniania przez dane przedsiębiorstwo gazownicze funkcji użyteczności publicznej (która najczęściej wiąże się z zagadnieniem bezpieczeństwa ciągłości dostaw dla odbiorców);
• rozdzielenie kont na poszczególne działalności przemysłu gazowniczego i związana z tym ekscesywna ochrona informacji – tworzenie tzw. Muru Chińskiego;
• ustalenie i publikowanie taryf, opłat i innych warunków za dostęp do sieci oraz opłat z tytułu przygranicznych usług na ogół dostaw gazu;
• zdefiniowanie przez każdy kraj członkowski podstawowych warunków handlowych, ekspedycyjnych;
• dostęp (m.in. warunki, opłaty) do podziemnych magazynów gazu i do gazociągów złożowych – te ostatnie są dalej różnie interpretowane w różnych krajach;
• kontrakty typu bierz-lub-płać już zawarte i będące zawieranymi w przyszłości;
• współpraca operatorska na poziomie krajowych dyspozycji gazu i pomiędzy operatorami gazociągów;
• zorganizowanie przepisów technicznych i norm ciągle jeszcze nie całkiem zuniformizowanych, tj. niejednolitych w unijnych przemysłach gazowniczych;
• inne problemy zaliczane do kluczowych, takie jak: zagadnienia elektrowni, ciepłowni i bardzo dużych ciepłowni (jako uprawnieni odbiorcy?), wschodzące rynki czy regiony, zezwolenie na prowadzenie dystrybucji gazu i definicja przedsiębiorstwa gazowniczego jako uprawnionego odbiorcy, ustalenia dotyczące bezpieczeństwa dostaw gazu i harmonizacja działań w tym zakresie.

Jaka będzie rola przemysłów gazowniczych w nowych, po wprowadzeniu Dyrektywy Gazowej, strukturach rynkowych?

Na to pytanie odpowiedź jest stosunkowo łatwa. Otóż przemysły gazownicze krajów członkowskich przyjmą współodpowiedzialność za praktyczne i w sposób konstruktywny wdrożenie Dyrektywy Gazowej.

W okresie wdrażania dyrektywa i później przemysły gazownicze będą musiały dostosować się do zmieniających się warunków rynkowych:

 

• będzie to polegało na działaniach skierowanych bardziej w stronę odbiorcy i w stronę usług, ponieważ odbiorcy spodziewają się teraz zmian na lepsze i większych korzyści;
• przemysł i odbiorcy są bardziej świadomi ponoszonych kosztów.

 

Przemysły gazownicze będą miały mniej okazji do nadużywania swych pozycji dominujących na rynku.

Działania dostosowawcze do wymogów Unii Europejskiej w polskim sektorze gazowniczym

Działania dostosowawcze są konsekwencją podpisanego przez Polskę w 1991 r. Porozumienia o Stowarzyszeniu z Europą, zw. też Układem o Stowarzyszeniu z UE, opartego o art. 238 Traktatu Rzymskiego. Układ ten zobowiązuje Polskę do dostosowania obecnego i przyszłego ustawodawstwa do wymogów ustawodawstwa UE do roku 2004.

W art. 78 tego Porozumienia zdefiniowane zostały ramowe zasady współpracy w sektorze energii, dotyczące m.in. modernizacji infrastruktury, dywersyfikacji dostaw, zagospodarowania zasobów energetycznych, promowania efektywności użytkowania energii, ochrony środowiska, łączenia systemów gazowniczych i elektroenergetycznych oraz otwierania rynków i stwarzania ułatwień dla tranzytu.

Acquis communautaire UE obejmują prawie 4000 dyrektyw, kilkanaście tysięcy decyzji i rozporządzeń przygotowanych przez organ wykonawczy UE – Komisję Europejską. Cały zakres ustawodawstwa kraje przystępujące do UE będą musiały przyjąć z chwilą wejścia do niej. Wyjątkiem będą te dziedziny, dla których uzyskają tzw. okresy przejściowe.

W marcu 1998 roku UE zapoczątkowała proces poszerzania Wspólnoty. Z dziesięciu stowarzyszonych krajów: Polska, Czechy, Węgry, Słowenia, Estonia, Cypr, Litwa, Łotwa, Rumunia, Bułgaria zaproszono sześć pierwszych do konkretnych negocjacji w sprawie członkostwa. Dla Polski proces negocjacyjny rozpoczął się 31 marca 1998 roku, a w końcu kwietnia rozpoczęto tzw. screeningi, czyli przeglądy ustawodawstwa pod kątem zgodności z acquis communautaire. W ich wyniku każdy akt prawny UE, znajdujący się na tzw. liście A przesłanej krajowi kandydującemu, zostaje zakwalifikowany do jednej z trzech następujących grup:

 

• akty już obowiązujące w polskim ustawodawstwie lub akty, których przyjęcie nie stanowi dla Polski problemu; do tej grupy UE wstępnie zaliczyła sektor energii;
• akty, których przyjęcie będzie możliwe stosunkowo szybko dzięki dostosowaniom o charakterze technicznym;
• akty, których przyjęcie będzie utrudnione lub niemożliwe do chwili wejścia do UE; do tej grupy należy np. ochrona środowiska.

 

Posiedzenia screeningowe składają się z dwóch części: multilateralnej, w której uczestniczą wszystkie kraje kandydujących i przedstawiciele UE, oraz bilateralnej, w której spotyka się pojedynczy kandydat z reprezentantem unijnym. Po screeningach rozpoczynają się zasadnicze negocjacje, w których sprecyzowane będą warunki wejścia Polski do UE. Nastąpi to najprawdopodobniej w połowie tego roku. W trakcie negocjacji dla niektórych dziedzin mogą zostać przyznane okresy przejściowe lub czasowe odstępstwa od wymogów unijnych. Ten etap negocjacji powinien zakończyć się najpóźniej w 2001 r., aby umożliwić dotrzymanie daty ratyfikacji umowy o przystąpieniu naszego kraju do UE na początku 2003 r.

Jak wyglądają od strony organizacyjnej przygotowania do prowadzenia negocjacji z UE?

Organizacją przygotowań zajmuje się Komitet Integracji Europejskich, z ramienia którego głównym negocjatorem jest prof. J. Kułakowski.

W 1997 r. powołany został międzyresortowy zespół z 26 podzespołami negocjacyjnymi, kierowanymi przez szefów urzędów centralnych. Podstawowym obowiązkiem tych podzespołów jest przygotowanie niezbędnych do negocjacji dokumentów i materiałów oraz opracowań dotyczących udziału Polski w instytucjach związanych z UE, m.in. z Sekretariatem Traktatu Karty Energetycznej.

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. (PGNiG S.A.) uczestniczy w pracach podzespołu nr 14 – Energia, któremu przewodniczy podsekretarz stanu w Ministerstwie Gospodarki. Natomiast kierownikiem Zespołu ds. Screeningów i Negocjacji jest wiceminister gospodarki. W ramach tego zespołu utworzono cztery grupy robocze, z których jedną stanowi Grupa Robocza ds. Gazu.

Proces przygotowań polskiego przemysłu gazowniczego, reprezentowanego przez PGNiG S.A. rozpoczął się z chwilą przekazania przez UE tzw. Listy A, zawierającej 154 pozycje dotyczące sektora energii (w tym 16 dotyczących przemysłu gazowniczego) oraz dokumentów screeningowych i negocjacyjnych, tzw. dossiers. Trzy rodzaje dossier wymagały wypełnienia przez Grupę Roboczą ds. Gazu: dossier dla zebrania uzgodnionego, screeningu wielostronnego i rozmów dwustronnych.

Materiały opracowane przez naszą grupę stanowiły punkt wyjściowy dla przeprowadzenia spotkań screeningowych. Przeanalizowano głównie dyrektywy unijne związane z przemysłem gazowniczym, a przede wszystkim Europejską Dyrektywę Gazową pod kątem zgodności z naszym Prawem energetycznym.

W dniach 24-27 listopada 1998 r. odbyły się w Brukseli dwa spotkania screeningowe: multi- i bilateralne. W trakcie pierwszego, Dyrektoriat Generalny Energii DG XVII przedstawił osiągnięcia ustawodawcze UE w sektorze energii. Zaprezentowano sześć zasadniczych grup tematycznych: zarys polityki energetycznej, bezpieczeństwo dostaw, stosunki zewnętrzne UE (m.in. Traktat Karty Energetycznej, SYNERGY), unijny konkurencyjny rynek energetyczny (w tym tranzyt, przejrzystość cen, transeuropejskie sieci energetyczne – tzw. TEN, ciągły rozwój sektora (efektywne wykorzystanie energii, energie odnawialne, nowe technologie itp.) oraz energia jądrowa.

Na drugim spotkaniu – bilateralnym, prowadzonym z ramienia Komisji Europejskiej UE przez Francoise Gaudenzi, główną negocjatorkę Komisji Europejskiej w sprawie przystąpienia naszego kraju do Unii, dokonano przeglądu ustawodawstw, UE i Polski. W trakcie tego screeningu delegacja polska dokonała krótkiej prezentacji sektora gazowniczego i przedstawiła swoje stanowisko dotyczące spełnienia jednego z najważniejszych wymogów Europejskiej Dyrektywy Gazowej – zapewnienia dostępu stron trzecich do sieci i związanego z tym otwierania rynku gazowego dla uprawnionych odbiorców.

Ustawodawstwo polskie
Sposób otwierania rynku gazowego

Powyższy rysunek ilustruje zapisy naszego ustawodawstwa dotyczące procesu otwierania rynku gazowego w Polsce.

Polskie ustawodawstwo jest bardzo liberalne, jeżeli chodzi o otwieranie rynku (wyprzedza wymagania Dyrektywy Gazowej UE), a jednocześnie konserwatywne, jeżeli chodzi o dostęp do sieci oraz brak uprzywilejowania odbiorców gazu sektora elektroenergetycznego (tak jak w Dyrektywie Gazowej), pomimo że z tym sektorem przemysł gazowniczy wiąże wiele nadziei na znaczny wzrost ogólnego zużycia gazu ziemnego w kraju.

Dla stosowania ograniczonego dostępu stron trzecich do sieci delegacja polska postulowała o uzyskanie 3-letniego okresu przejściowego (pocz. 2003 – koniec 2005), argumentując tę potrzebę m.in. okresem kosztownej i czasochłonnej restrukturyzacji, sytuacją finansową przemysłu gazowniczego i koniecznością modyfikacji i opomiarowania systemu gazowniczego, umożliwiającym zarazem dywersyfikację dostaw gazu, jak i dostęp do niego stron trzecich. Natomiast, jeżeli chodzi o inne wymagania Dyrektywy Gazowej UE, to harmonizując z nią swe ustawodawstwo polski przemysł gazowniczy jest w stanie łatwo dostosować się do nich.

Dalsze prace przystosowawcze do wymogów UE wynikały z ustaleń z ww. spotkania dwustronnego i z potrzeby przygotowania stanowiska negocjacyjnego. W pierwszej kolejności polegały one na przeanalizowaniu i wypełnieniu nadesłanej przez Komisję Europejską listy kontrolnej (check list), dotyczącej jednolitego rynku gazowego (Internal Gas Market). Zobowiązała ona do udzielenia wyjaśnień i komentarzy do sześciu wybranych zagadnień Dyrektywy Gazowej, takich jak: zezwolenia na budowę obiektów, na dostawy gazu, dostępy do sieci i odbiorcy uprawnieni, dostęp do sieci złożowych i ekspedycyjnych, odmowa dostępu, rozdzielenie kont, rozdzielenie zarządzania operatora systemu, odstępstwa z tytułu kontraktów bierz-lub-płać, działania towarzyszące, przejrzystość i dostęp do informacji.

W ramach dalszych działań dostosowawczych do wymogów UE w sektorze gazowniczym opracowany został harmonogram dostosowania polskich przepisów ustawodawczych do unijnych dyrektyw, decyzji, rozporządzeń przygotowanych przez Komisję Europejską. Opracowanie harmonogramu było ponowną okazją do przeanalizowania aktów prawnych UE pod kątem konieczności ich wprowadzenia do polskiego ustawodawstwa, a także okazją do przeglądu polskich aktów wymagających nowelizacji lub wprowadzenia nowych ustaw czy rozporządzeń. Określono terminy wprowadzenia do polskiego ustawodawstwa, które za wyjątkiem zapisu odmowy dostępu do sieci upływają przed proponowanym naszym wejściem do UE, tj. pod koniec 2002 roku.

Po przedstawieniu oficjalnie przez stronę polską w połowie 1999 roku – naszego stanowiska negocjacyjnego dotyczącego dostępu stron trzecich do sieci, otrzymaliśmy w dniu 12 lipca 1999 r. projekt tzw. Wspólnego stanowiska w sprawie negocjacji wejścia do UE dotyczącego Rozdziału nr 14, Energia. W dokumencie tym Komisja Europejska potwierdza żądanie naszego okresu przejściowego i odmowy wdrażania artykułów 17 i 18 Europejskiej Dyrektywy Gazowej, przytaczając również główny nasz argument o braku przygotowania gazownictwa do konkurencji na zliberalizowanym krajowym rynku energetycznym. UE zachęca jednak Polskę do przedstawienia na Konferencji Akcesyjnej jasnego i realistycznego harmonogramu przyjmowania i wdrażania acquis communautaire zamiast ogólnych stwierdzeń o przystosowaniu się do wymogów UE do końca 2002 roku. Odnośnie gazownictwa strona polska powinna wyjaśnić powody swego żądania i rozważyć ponownie swoją pozycję negocjacyjną. Powinno to odbyć się do końca września 1999 r.

Należy stwierdzić, że postulowany przez Polskę okres przejściowy nie zwalnia nas od przygotowywania się do wdrożenia całości acquis communautaire dotyczących przemysłu gazowniczego i od gotowości ich przyjęcia najpóźniej do daty wejścia do UE.

Dla ułatwienia wprowadzenia ustawodawstwa unijnego do ustawodawstw krajów kandydujących Komisja Europejska przygotowała w ramach programu Phare krótkoterminowy program pomocowy TAIEX oraz podpisała z Bankiem Światowym specjalne Memorandum dla wspierania akcesyjnych działań przystosowawczych. Bank Światowy, postrzegający integrację bardziej z punktu widzenia działań restrukturyzacyjnych w sektorze energii, opracował w tym celu wspólny plan działań z Komisją Europejską.

Polski przemysł gazowniczy (PGNiG S.A.) powinien wykorzystać okazję uzyskania tej pomocy, np. w postaci finansowania zewnętrznego doradztwa dla działań dostosowawczych, przygotowania przepisów technicznych i norm, opomiarowania systemu gazowniczego ułatwiającego m.in. dostęp do sieci, wprowadzenia skroplonego gazu ziemnego i przygotowania nowoczesnego systemu taryfowego.

Niewątpliwą pomocą, zwłaszcza przy wdrażaniu Dyrektywy Gazowej, byłaby dla naszego przemysłu gazowniczego możliwość korzystania z doświadczeń krajów członkowskich, posiadających przemysły gazownicze o strukturach podobnych do naszego. Wielką korzyścią z kolei byłaby dla nas możliwość uczestniczenia, i to od zaraz, w seminariach i spotkaniach z unijnymi przemysłami gazowniczymi, organizowanymi przez Komisję Europejską w ramach procesu wdrożeniowego.

Przykład Gaz de France wdrażania postanowień Europejskiej Dyrektywy Gazowej

Przy przygotowaniach do wejścia polskiego przemysłu gazowniczego do rodziny przemysłów unijnych, wdrażania dyrektyw, rozporządzeń, wspólnych stanowisk, norm i przepisów, niezwykle ważnymi dla nas będą doświadczenia UE z rozwiniętymi, tzw. dojrzałymi przemysłami gazowniczymi, jak np. Francji, Włoch, Hiszpanii czy też Niemiec.

Szczególnie interesującym dla naszego przemysłu będzie wykorzystanie doświadczeń francuskich, a to ze względu na występujące podobieństwa pomiędzy sytuacjami, w jakich znajdują się polski i francuski przemysł gazowniczy. Tak więc obecne i przyszłe zaopatrzenie krajów w gaz ziemny oparte jest na imporcie i na dywersyfikacji dostaw, w której to ostatniej Francja przoduje na świecie. Gaz de France stał się również firmą uczestniczącą w poszukiwaniach i wydobywaniu gazu. Francja staje się, podobnie jak Polska, krajem tranzytowym. Bezpieczeństwo dostaw gazu do odbiorców Gaz de France realizuje za pomocą podziemnych magazynów gazu – my również prowadzimy podobną politykę.

Masowe zastosowanie gazu ziemnego w sektorze elektroenergetycznym jest na razie ograniczone – we Francji ze względu na lobby elektroenergetyki jądrowej, u nas ze względu na lobby węglowe. Sytuacja tak u nas, jak i we Francji wykazuje jednak wolę rządów do zmian w tej dziedzinie, ze względu na ochronę środowiska. Wreszcie Gaz de France, podobnie jak i Polskiemu Górnictwu Naftowemu i Gazownictwu, przykleja się etykietkę monopolisty, chociaż obie firmy przygotowują się powoli do procesu prywatyzacji.

W trakcie długotrwałych negocjacji dotyczących opracowania wymogów Europejskiej Dyrektywy Gazowej, Francja broniła stanowiska umiarkowanego i stopniowego otwierania rynku, co odpowiada też naszym interesom, gdyż gwałtowne otwarcie naszego rynku gazowego mogłoby spowodować stratę bardzo dużych odbiorców gazu. Z powyższych względów wybór przykładu francuskiego wydaje się nam zupełnie uzasadniony.

We Francji, podobnie jak w innych krajach UE, sektory energii przechodzą ewolucję polegającą na stopniowym wchodzeniu konkurencji do przemysłów gazowniczych, mających do tej pory charakter firm państwowych. Aby sprostać tej konkurencji już o charakterze międzynarodowym, którą wprowadza Europejska Dyrektywa Gazowa, rząd francuski i francuski przemysł gazowniczy zareagowały już nawet przed jej ukazaniem się w połowie 1998 roku. I tak francuskie Zgromadzenie Narodowe (parlament) uchwaliło 2 lipca 1998 r. Ustawę o postanowieniach ekonomicznych i finansowych, której art. 50 dotyczy zaopatrzenia kraju w gaz; te zapisy w ustawie uwzględniają niektóre wymogi Dyrektywy Gazowej.

Antycypując wprowadzenie dostępu stron trzecich do sieci (TPA) Gaz de France już w lutym ubiegłego roku zawarł wstępne porozumienie z firmą Elf, określającą warunki dostępu do swej sieci przesyłowej. Jak wiadomo Francja przyjęła formułę negocjowanego TPA. Trzeba też pamiętać, że przed uzgodnieniami w łonie UE problemu TPA, Francja proponowała formułę pojedynczego kupca (single buyer), która po długich debatach została odrzucona.

Ale najciekawszy dla nas jest z pewnością proces wprowadzania postanowień Europejskiej Dyrektywy Gazowej, który jak wiadomo winien zakończyć się 10 sierpnia 2000 roku i w związku z tym dostosowanie się Gaz de France do nowego europejskiego otoczenia ekonomicznego i instytucjonalnego.

Aby sprostać tym wyzwaniom Gaz de France dokonał modyfikacji w strukturach organizacyjnych, zwłaszcza w oddziale głównym oraz wprowadził zasadnicze zmiany w swojej polityce handlowej. Te ostatnie wynikają ze zmian w otoczeniu instytucjonalnym, przejawiających się w otwieraniu rynku gazowego w różnym stopniu i w różnym czasie, w naciskach na ograniczenie monopoli, w pojawianiu się konkurencyjnych firm i nowych aktorów na scenie energetycznej (firmy zajmujące się obrotem gazu, negocjatorzy itp.) oraz w zmianie wzajemnych stosunków pomiędzy tradycyjnymi przedsiębiorstwami gazowniczymi.

Jaki będzie wpływ wymagań Dyrektywy Gazowej na francuski przemysł gazowniczy następnej dekady? Otóż otwieranie rynku zgodnie z Dyrektywą Gazową spowoduje wzrost uprawnionych odbiorców ze 100 w 2000 r. do 650 w 2008 r. i potencjał dostawy gazu na zasadach TPA, kolejno od 8,5 do 14,1 mld m3/rok. Jeżeli chodzi o definicje uprawnionych odbiorców, Gaz de France stosuje się do wymogów Dyrektywy Gazowej, pozostawiając sobie prawo do nieuznawania zakładów dystrybucyjnych jako odbiorców uprawnionych.

Do tego otwarcia unijnego rynku gazowego Gaz de France przeprowadza następujące działania:

 

• dostosowanie organizacji służb handlowych i marketingowych do nowych struktur rynkowych: zorganizowanie specjalnych grup do spraw sprzedaży gazu, 8 agencji dla przemysłu, 22 dla odbiorców domowych i handlowych i 98 grup dla szerokiej publiczności oraz organizacji dla europejskich dużych projektów przemysłowych;
• opracowywanie zwłaszcza dla dużych odbiorców przemysłowych oferowanych cen modulowanych, czyli dostosowywanych do charakteru odbiorcy, tzw. personalizowanych;
• oferowanie całego pakietu usług, których oczekuje odbiorca (stosownie do Dyrektywy działalności gazowniczej firma winna być skierowana w stronę odbiorcy);
• pojawienie się nowych produktów (oprócz gazu, nowe oferowane technologie użytkowania, jak skojarzona produkcja ciepła i elektryczności, klimatyzacja gazem, gaz dla pojazdów mechanicznych, ogniwa paliwowe itp.);
• wykorzystanie dywersyfikacji dostaw i bardzo dużego potencjału podziemnych magazynów gazu dla zdobywania rynku unijnego.

 

Polityka cenowa (ceny stałe na 1 rok lub na 2 lata, ceny indeksowane i maksymalne) połączona z dyskusjami z rządem oraz z pozycją reaktywną Gaz de France, polegającą na kwartalnej rewizji cen oraz połączona z usługami Gaz de France w zakresie pomocy technicznej, doradztwa, audytów energetycznych, szkolenia itp., jak również organizacja dla Dużych Projektów Przemysłowych mają ułatwić Gaz de France zwiększenie swego udziału w sprzedaży gazu ziemnego na gazowym rynku unijnym. Na zakończenie przykład otwierania unijnego rynku gazowego: sierpniowy przetarg na dostawę gazu dla zakładów General Motors w krajach UE i na Węgrzech – Gaz de France uczestniczył w nim z dużymi szansami.

Andrzej J. Piwowarski

---

Autor jest ekspertem międzynarodowym ds. przemysłu gazowniczego z ponad 23-letnią zagraniczną karierą zawodową: w firmie ds. skroplonego gazu ziemnego – GAZOCEN w Paryżu, w Banku Światowym w Waszyngtonie, w ONZ ds. Rozwoju Przemysłowego – UNIDO w Wiedniu i Kamerunie, w Sofregaz – Gaz de France w Paryżu, w Dyrektoriacie Energii DG XVII Komisji Europejskiej UE w Brukseli. Po powrocie do kraju w 1993 r. ekspert międzynarodowej grupy ds. restrukturyzacji sektora energii sponsorowanej przez Unię Europejską Energy Restruktury Group w Warszawie. Obecnie główny doradca ds. gazownictwa i integracji z Unią Europejską, Oddział Główny Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A.

 

• Strona Unii Europejskiej