Gdyby to ode mnie zależało, wszystkie pieniądze zainwestowałbym w kontrolerów NIK. W wielu miejscach warto by ich zainstalować nawet na stałe. Ich raporty są tak frapujące i szczegółowe, że można tam znaleźć takie rzeczy, których nie dostrzegli rozjuszeni posłowie opozycji w kulminacji swojego wzburzenia. Zdaje się to świadczyć o wyjątkowej hermetyczności energetycznej materii oraz zawiłości stosowanych procedur. Najświeższy, ciepły jeszcze raport dotyczy dystrybucji energii elektrycznej.

Najwyższa Izba Kontroli z własnej inicjatywy skontrolowała Urząd Regulacji Energetyki oraz 14 przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się dystrybucją i obrotem energią elektryczną: w Białymstoku, Gdańsku, Jeleniej Górze, Kaliszu, Krakowie, Lublinie, Łodzi (Łódź – Teren), Poznaniu, Rzeszowie, Tarnowie, Warszawie (Warszawa - Teren), Wrocławiu, Zamościu i Zielonej Górze. Zasięgnięto także informacji w Urzędzie Ochrony Konkurencji i Konsumentów o rozpatrzonych przez Urząd skargach dotyczących obsługi odbiorców energii elektrycznej. Ponadto wykorzystano ustalenia kontroli rozpoznawczej, przeprowadzonej w spółkach w Łodzi (Łódź – Miasto) i Płocku. Kontrola objęła okres od 1 stycznia 1999 roku do 30 czerwca 2002 roku.

Monitorowały tylko napięcie

Ustalono, że wszystkie kontrolowane spółki dystrybucyjne na bieżąco monitorowały kształtowanie się tylko napięcia w eksploatowanej sieci rozdzielczej. Wartość tego parametru, stosownie do postanowień Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczych, była mierzona w ustalonych okresach (np. w sieciach niskich napięć w okresach pięcioletnich) oraz interwencyjnie (np. w przypadku reklamacji). Badano ponadto obciążenia poszczególnych odcinków sieci. Niektóre z kontrolowanych spółek dystrybucyjnych (np: ENERGA Gdańska Kompania Energetyczna S.A., Energetyka Kaliska S.A., Lubelskie Zakłady Energetyczne S.A., ZE Kraków S.A.) prowadziły bieżącą rejestrację poziomu częstotliwości i jej odchyleń od ustalonej wartości 50 Hz. Inne spółki (np. ZE Zielona Góra S.A., ZE Rzeszów S.A.). nie dokonywały pomiarów tego parametru, tłumacząc, że jego poziom nie zależy od działania operatora sieci rozdzielczej Tylko nieliczne spółki (np. ZE Płock S.A. oraz Gdańska Kompania Energetyczna S.A.) prowadziły systematyczny monitoring takich parametrów jak odkształcenie napięcia czy zawartość poszczególnych wyższych harmonicznych. Pozostałe nie prowadziły takich badań, przede wszystkim ze względu na brak stosownej aparatury lub prowadziły je w przypadkach wymagających zbadania zasadności reklamacji odbiorcy (np: ZE Jelenia Góra S.A., ZE Zielona Góra, czy ZE Kraków S.A.). We wszystkich kontrolowanych spółkach dystrybucyjnych odnotowano w badanym okresie przypadki dostarczania odbiorcom energii elektrycznej o zaniżonych parametrach jakościowych. Miały one na ogół charakter przejściowy i wynikały z zakłóceń w pracy sieci rozdzielczych. Tylko w 3 spółkach stwierdzono przypadki względnie trwałego dostarczania energii o napięciu niższym niż znamionowe. Dotyczyło to jednak relatywnie małych grup odbiorców. Na przykład: w Lubelskich Zakładach Energetycznych S.A., w II półroczu 2002 r., szczególnie narażona na okresowy pobór niewłaściwej jakościowo energii była grupa 1317 odbiorców. Od 1999 r. jej liczebność zmniejszyła się o 286. W Rzeszowskim Zakładzie Energetycznym w latach 1999-2001 odnotowano w 29 miejscowościach ciągłe dostarczanie energii o zaniżonym napięciu (178V-179V). W miejscowościach tych mieszkało łącznie 666 odbiorców.
Najczęstsze przyczyny dostarczania energii o niewłaściwych parametrach (zaniżone napięcie), wskazywane przez przedstawicieli kontrolowanych spółek to: eksploatowanie, zwłaszcza na wsiach i osiedlach linii energetycznych niskich napięć nadmiernie wydłużonych lub o niewłaściwych przekrojach; eksploatowanie odbiorników energii o relatywnie dużej mocy przez odbiorców przyłączonych do sieci nieprzystosowanych do takich obciążeń czy nie uzgodnione z dostawcą przyrosty mocy u odbiorców.

Okresowe przerwy

We wszystkich kontrolowanych spółkach odnotowywano okresowe przerwy w dostawach energii dla odbiorców. Przerwy te spowodowane były awariami lub koniecznymi wyłączeniami, związanymi z wykonywaniem określonych prac sieciowych. Z ustaleń kontrolerów NIK wynika, że tylko 5 spośród 14 skontrolowanych spółek dysponowało systemami rejestracji czasu przerw, umożliwiającymi bieżące ich monitorowanie. W pozostałych spółkach ustalenie rzeczywistego czasu trwania przerw (jednorazowej i łącznej) było możliwe wyłącznie w drodze żmudnych obliczeń na podstawie posiadanej dokumentacji. Przedstawiciele spółek wyjaśniali, że czasy te ustala się tylko w wyjątkowych przypadkach, tj. zgłoszenia reklamacji przez odbiorcę.
Zdaniem NIK, dopuszczalny czas wyłączeń awaryjnych jest na tyle ważnym (z punktu widzenia odbiorców) parametrem jakościowym dostaw, że powinien on być monitorowany na bieżąco, bez względu na fakt złożenia reklamacji. Niedotrzymanie tego parametru obliguje bowiem przedsiębiorstwo energetyczne do udzielania odbiorcom określonych upustów. Na niską świadomość odbiorców, co do możliwości dochodzenia swoich uprawnień, wskazuje bardzo mała liczba wniosków o udzielenie bonifikaty za niedotrzymanie standardów jakościowych dostaw energii. Do 14 skontrolowanych spółek, w okresie od 1 stycznia 1999 r. do 30 czerwca 2002 r., wpłynęło zaledwie 414 wniosków o udzielenie bonifikaty. Spośród nich 198 uznano za zasadne, udzielając upustów (bądź innych form rekompensaty pieniężnej) w łącznej wysokości 109 tys. zł.

Zaiskrzyło także w URE

Taryfa dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. zatwierdzona została przez Prezesa URE później niż taryfy spółek dystrybucyjnych i w wysokości zagrażającej ich sytuacji ekonomicznej. Taryfa dla przedsiębiorstwa przesyłowego, będącego podstawowym dostawcą energii dla spółek dystrybucyjnych, została zatwierdzona w maju 2000 r. i zaczęła obowiązywać od 1 czerwca 2000 r. Wzrost średniej ceny w zatwierdzonej taryfie PSE S.A. był wyższy niż wzrost (zatwierdzonych wcześniej) średnich cen spółek dystrybucyjnych. Tak więc koszty usług przesyłowych kupowanych przez spółki w PSE S.A. okazały się znacznie wyższe od zakładanych. Niektóre z tych spółek zaczęły ponosić stratę zagrażającą stabilności finansowej. W konsekwencji 29 spośród 33 spółek dystrybucyjnych wystąpiło do Prezesa URE z wnioskami o korektę zatwierdzonych taryf. W grudniu 2000 r. Prezes URE zatwierdził korektę drugiej taryfy dla dziewięciu spośród nich (m.in. Lubelskim Zakładom Energetycznym S.A., Zamojskiej Korporacji Energetycznej S.A., Zakładowi Energetycznemu Jelenia Góra S.A.). Korektą dopuszczono wzrost średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej w stosunku do uprzednio zatwierdzonej ceny w przedziale od 1,5 proc do 7,76 proc. Oznaczało to faktycznie wzrost obciążenia odbiorców energii elektrycznej dodatkowymi kosztami. W styczniu 2001 r. Prezes URE dokonał korekty drugiej taryfy dla kolejnych 6 spółek dystrybucyjnych, m.in. dla ZE Warszawa – Teren S.A., ZE Łódź – Teren S.A., ZE Wrocław S.A. Podstawowym założeniem tej korekty było utrzymanie wyniku finansowego na koniec grudnia 2000 r., co oznaczało konieczność zrównoważenia przychodów z planowanymi kosztami w okresie od 1 stycznia do 30 czerwca 2001 r.

Tarnów skarży

ZE Tarnów SA., którego taryfa nie została zmieniona wskutek odmowy Prezesa URE wystąpił do Sądu Antymonopolowego z powództwem, szacując wartość sporu w postaci zwiększonych kosztów zakupu energii od PSE S.A. na kwotę 12,8 mln zł. Istotnym elementem czwartego procesu zatwierdzania taryf było stworzenie spółkom możliwości wydłużenia okresu regulacji (tj. okresu obowiązywania współczynnika korekcyjnego określającego projektowaną poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa energetycznego oraz zmianę warunków prowadzenia przez nie danego rodzaju działalności gospodarczej w zakresie działalności przesyłowej i dystrybucyjnej na trzy – cztery lata, co miało zapewniać stabilniejszą perspektywę prowadzenia koncesjonowanej działalności. Z rozwiązania tego skorzystały trzy spółki, tj. STOEN S.A. – 3 lata, Łódzki Zakład Energetyczny S.A. oraz Zielonogórskie Zakłady Energetyczne S.A. – 4 lata. Jednakże dla wszystkich trzech spółek ustalona została ujemna wartość współczynników korekcyjnych na powyższe lata. Ujemną wartość współczynników korekcyjnych zastosowano w IV Taryfie dla 25 spośród 32 spółek, dla których taryfy zostały zatwierdzone, co oznacza, że w obszarze działania większości dystrybutorów energii ceny i opłaty za energię mogą wzrosnąć w stopniu większym niż ubiegłoroczna inflacja.

Minus czyli plus

Zdaniem NIK, zawarta w rozporządzeniach taryfowych definicja współczynnika korekcyjnego wskazuje, że co do zasady, powinien on mieć wartość dodatnią, skoro odzwierciedlać ma planowaną poprawę efektywności przedsiębiorstwa energetycznego, a wartość ujemna jest dopuszczalna w sytuacji zmiany warunków prowadzenia przez przedsiębiorstwo danego rodzaju działalności gospodarczej, np. gdy pokrycie uzasadnionych kosztów przedsiębiorstwa wymaga wzrostu przychodów ponad przyjęty średnioroczny wskaźnik inflacyjny. Ustalenie ujemnych wartości na okresy wieloletnie należy więc kwalifikować jako założenie, że w całym tym okresie zachodzić będą zmiany pogarszające warunki działalności podmiotu. Prowadzenie przez przedsiębiorstwo „inwestycji i innych działań w zakresie modernizacji i rozwoju, wynikających z planu rozwoju”, czym uzasadniono ujemną wysokość współczynników np. w decyzji Prezesa URE z dnia 15 czerwca 2002 r. o zatwierdzeniu taryfy dla ZE Zielona Góra, nie jest zmianą warunków prowadzenia działalności gospodarczej. Działalność inwestycyjna i rozwojowa jest bowiem nieodłącznym elementem każdej prawidłowo prowadzonej działalności gospodarczej. Takie samo uzasadnienie zawarte było w decyzji wydanej dla równocześnie przygotowywanej do prywatyzacji spółki STOEN S.A. Tak więc zagraniczny nabywca STOENU „na dzień dobry” dostał niezły bonus, czego nie wytropiła nawet część opozycyjnych posłów przeciwnych sprzedaży tego zakładu w obce ręce.

Tani prąd dla pracownika

Prezes URE pozwolił także zaliczyć do kosztów uzasadnionych, przyjmowanych do kalkulacji taryf, bonifikaty w cenie sprzedaży energii elektrycznej z tytułu taryfy pracowniczej. Według opracowanych przez Prezesa URE założeń do taryfikacji dla spółek dystrybucyjnych na lata 2002-2003, koszty bonifikaty z tytułu taryfy pracowniczej szacowane są na 2,73 zł za 1 MWh energii elektrycznej. Przykładowo, w IV Taryfie ustanowionej dla ZE STOEN S.A. przyjęto je sumarycznie w wysokości – 3.849.200 zł, a dla Zakładu Energetycznego Warszawa – Teren S.A. - w wysokości 4.879.000 zł. Taryfa pracownicza stanowi jeden ze sposobów wynagradzania – i bez tego bardzo dobrze opłacanych pracowników zatrudnionych w energetyce - wynikający z układów zbiorowych pracy. Zdaniem NIK, przepisy rozporządzeń taryfowych nie dają podstawy prawnej do zaliczania bonifikaty z tytułu taryfy pracowniczej, w tym m.in. osób nie będących pracownikami spółki dystrybucyjnej (np. pracownicy sprywatyzowanych przedsiębiorstw energetycznych lub pracownicy urzędów państwowych, upoważnieni do korzystania z ulgowej taryfy) do kosztów uzasadnionych tej spółki. Nie ma więc żadnego uzasadnienia, aby odbiorcy w cenie za energię elektryczną pokrywali koszty z tego tytułu.

Zaległości dynamiczne

Istotnym problemem ekonomicznym skontrolowanych spółek była dynamicznie powiększająca się liczba i wartość zaległości płatniczych od odbiorców z tytułu zużytej energii elektrycznej. W całej zbadanej grupie przedsiębiorstw energetycznych (łącznie z objętymi kontrolą rozpoznawczą), liczba zaległości (liczba odbiorców, którzy mają zaległości w płatnościach rachunków za energię) wzrosła z 923,2 tys. w dniu 1 stycznia 1999 r. do 1620,7 tys. na koniec 2001 r. (o 75,5 proc.) Wartość zaległości w tym okresie zwiększyła się natomiast z 283,4 mln zł do 749,9 mln zł, tj. o 164,6 proc. Do najważniejszych przyczyn powyższego stanu rzeczy – w świetle wyników kontroli - zaliczyć należy:

• wzrost kosztów energii i usług przesyłowych w stopniu przewyższającym przyrost dochodów odbiorców;
• wzrastające bezrobocie i ubożenie społeczeństwa;
• zjawisko zatorów płatniczych, oznaczające w praktyce finansowanie przez przedsiębiorców swojej działalności zobowiązaniami, m.in. wobec dystrybutorów energii elektrycznej;
• wynikający ze złej sytuacji gospodarczej wzrost ilości postępowań układowych i upadłościowych.

• w Zakładzie Energetycznym Wrocław S.A. w dniu 30 czerwca 2002 r. zaległości od PKP oraz służby zdrowia wyniosły łącznie 20,2 mln zł, stanowiąc 42,7 proc. łącznej kwoty zaległości (47,5 mln zł ), przy czym zaległości PKP to 11,1mln zł (23,3 proc.), a służby zdrowia 9,2 mln zł (19,4 proc.).
• W ZE Zielona Góra w 2002 r. największymi dłużnikami były również koleje państwowe oraz jednostki ochrony zdrowia. Suma zaległości od PKP wyniosła prawie 2 mln zł, tj. 15 proc. łącznej kwoty przeterminowanych należności, a od ZOZ-ów –1,4 mln zł, tj.10,5 proc.
• Największymi dłużnikami Rzeszowskich Zakładów Energetycznych S.A. – wg stanu na koniec 2001 r. - były Huta Stalowa Wola – 14,3 mln zł oraz Kopalnie i Zakłady „Siarkopol” – 5,9 mln zł.
• Konsekwencją utrzymywania się wysokiego stanu „trudnych” należności było tworzenie rezerw obciążających wyniki finansowe oraz dokonywanie odpisów należności w ciężar kosztów kontrolowanych spółek. Np:
• obciążenie wyniku finansowego Zakładu Energetycznego Kraków S.A. z tytułu nieściągalnych należności wyniosło w badanym okresie ponad 3,7 mln zł, w tym w wyniku postępowań układowych, upadłościowych i likwidacyjnych – 1,8 mln zł.
• wg stanu na dzień 31 grudnia 2001 r. objęte rezerwami, tzw. trudne należności Zakładu Energetycznego Łódź – Teren S.A. wyniosły łącznie ponad 8,9 mln zł, w tym od upadłych podmiotów gospodarczych ponad 4,8 mln zł.
• Zakład Energetyczny S.A. w Jeleniej Górze w okresie od 1 stycznia 1999 r. do 30 czerwca 2002 r. umorzył łącznie prawie 1,8 mln zł nieściągalnych należności.

• konieczność skomplikowanego prognozowania i planowania danych i informacji niezbędnych do prowadzenia ruchu sieciowego przez operatora sieci rozdzielczej;
• specyfika procesów technologicznych lub niepewność co do skali produkcji nie pozwala na ścisłe zaplanowanie wielkości dostaw w ujęciu godzinowym na całą dobę, a ewentualne odchylenia od planu przy zakupie energii na rynku bilansującym mogą powodować istotne podwyższenie kosztu zużytej energii;
• nieuregulowany przepisami prawa problem tzw. odbiorców rozproszonych, to jest podmiotów posiadających punkty odbioru energii na terenie różnych spółek dystrybucyjnych.

• nieopłacalność zakupu energii na ryku bilansującym, określanym przez niektóre podmioty jako rynek spekulacyjny, na którym prawie połowa energii dla odbiorcy rozliczana będzie w ramach Minimalnej Ilości Energii, a więc po cenach znacznie wyższych niż oferowane przez dotychczasowych dostawców;
• wysokie koszty adaptacji urządzeń pomiarowych i oprogramowania współpracującego z systemami używanymi przez spółkę dystrybucyjną, a niekiedy także układów teletransmisji danych z punktów odbioru do układu sumującego (niezbędne nakłady wyceniane są przez niektóre podmioty nawet na 90 mln zł);
• niekorzystne dla uprawnionych odbiorców zmiany stawek opłat w zatwierdzanych taryfach, powodujące wzrost cen za usługi przesyłowe;
• zadowolenie z dotychczasowego dostawcy.