Source: http://www.swora.pl/biuletyn/s_2_2013/
Timestamp: 2019-02-16 15:18:03+00:00
Document Index: 32117413

Matched Legal Cases: ['art. 102', 'art. 7', 'art. 81', 'Art. 23', 'art. 9', 'art. 101', 'art. 102', 'art. 9', 'art. 101', 'art. 102', 'art. 23', 'art. 23', 'art. 101', 'art. 102', 'art. 7', 'art. 31', 'art. 12', 'art. 6', 'art. 9', 'art. 101', 'art. 102', 'De lege ferenda']

SworaLegal
Wyświetl newsletter jako strona www
Biuletyn SworaLegal
Kancelaria Adwokacka adw. Mariusza Swory działa na rynku od 2001 r. roku świadczy usługi w zakresie oradztwa prawnego w zakresie prawa gospodar-czego, w tym przede wszystkim prawa energetycznego, prawa dministracyjnego, prawa ochrony konkurencji, prawa nowowoczesnych technologii, ochrony danych osobowych oraz prawa własności intelektualnej
i przemysłowej. Usługi świadczone przez Kancelarię mają charakter wyspecjalizowany, bazujący na unikalnych doświadcze-niach prawników, którzy
ją tworzą lub z nią stale współpracują.
Drugi numer Biuletynu SworaLegal.
Kolejna odsłona biuletynu poświęcona jest przede wszystkim omówieniu raportu FERC
na temat reakcji strony popytowej jako istotnego elementu bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego USA i źródła pokrycia wzrastającego zapotrzebowania na energię. Piszemy również o nowej inicjatywie Komisji Europejskiej dotyczącej paliw alternatywnych
i jej ewentualnych reperkusjach a także o decyzji w sprawie nałożenia kary pieniężnej
na Microsoft.
Zapraszamy do lektury i jednocześnie przypominamy o możliwości jego subskrypcji, do czego gorąco zachęcamy.
Zespół Kancelarii Adwokackiej dr Mariusz Swora
Projekt dyrektywy w sprawie rozmieszczenia infrastruktury paliw alternatywnych >>
Wpływ na reakcje strony popytowej (demand response) w USA – raport Federal Energy Regulatory Commission (FERC) z 2012 r. >>
Decyzja Komisji Europejskiej ws. Microsoft >>
Projekt dyrektywy w sprawie rozmieszczenia infrastruktury paliw alternatywnych
Komisja Europejska ogłosiła w styczniu 2013 r. projekt dyrektywy w sprawie rozmieszczenia infrastruktury paliw alternatywnych. Uzasadnieniem dla podjęcia tej inicjatywy legislacyjnej jest przekonanie, że wykorzystanie paliw alternatywnych oraz funkcjonujących w oparciu o nie środków transportu napotyka na bariery, z których jedną z najistotniejszych jest brak stacji ładowania lub tankowania i uzupełniania takiego paliwa. Projekt dyrektywy jest częścią pakietu pod nazwą „Czysta energia dla transportu”.
Zgodnie z projektem, pojęcie „paliwa alternatywne” obejmuje następujące źródła energii:
wodór, biopaliwa;
paliwa syntetyczne,
gaz ziemny, w tym biometan, w postaci gazowej (sprężony gaz ziemny – CNG) i w postaci ciekłej (skroplony gaz ziemny – LNG), oraz
skroplony gaz ropopochodny (LPG).
Projekt przewiduje nałożenie następujących obowiązków na państwa członkowskie:
przyjęcie i notyfikowanie Komisji Europejskiej tzw. ram polityki krajowej w zakresie paliw alternatywnych – dokument ten ma zawierać konkretne elementy wskazujące na stan rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych, cele do osiągnięcia w tym zakresie, ramy regulacyjne, środki wsparcia przewidziane przez dane państwo członkowskie na rozbudowę tej infrastruktury, ale również na wsparcie działalności badawczo – rozwojowej;
oddanie do użytku do końca 2020 r. określonej liczby punktów ładowania pojazdów elektrycznych (w przypadku Polski planuje się 460.000 takich punktów) zgodnych ze specyfikacjami technicznymi określonymi w załączniku do dyrektywy, przy czym 10% tych punktów ma być publicznie dostępna; ważne jest również, że wszystkie te ogólnodostępne punkty mają być wyposażone w inteligentne opomiarowanie;
dla państw członkowskich, w których istnieje już infrastruktura umożliwiająca tankowanie wodoru – rozbudowy tej infrastruktury w taki sposób, by pojazdy napędzane tym paliwem mogły swobodnie podróżować w po terytorium tych krajów – do końca 2020 r., zgodnie z określonymi specyfikacjami technicznymi;
rozbudowy sieci stacji uzupełniania LNG:
a. w portach morskich transeuropejskiej transportowej sieci bazowej (TEN-T) – dla transportu morskiego i śródlądowego – do końca 2020 r.;
b. w portach śródlądowych transeuropejskiej transportowej sieci bazowej (TEN-T) – dla transportu śródlądowego – do końca 2025 r.;
c. wzdłuż dróg sieci bazowej TEN-T – dla transportu ciężarowego, w odstępach do 400 km – do końca 2020 r.;
rozbudowy sieci stacji uzupełniania CNG w taki sposób, by poszczególne stacje były od siebie oddalone do 150 km, co umożliwi ruch pojazdów napędzanych CNG w całej UE;
zapewnienie dostępności odpowiednich, jasnych i prostych informacji dotyczących kompatybilności wszystkich paliw dostępnych na rynku z pojazdami:
a. na dystrybutorach w punktach uzupełniania paliwa, w punktach sprzedaży pojazdów i w punktach kontroli technicznej na terytorium tych państw;
b. w instrukcjach używania pojazdów;
c. w samym pojeździe.
Konsekwencje dla państw członkowskich:
I. Popularyzacja technologii smart grid i rozwiązań demand response;
Wymóg instalacji określonej ilości stacji ładowania pojazdów elektrycznych wyposażonych w technologię inteligentnego opomiarowania oznacza, że nastąpi istotne zwiększenie i wykorzystanie rozwiązań smart grid, przynajmniej w zakresie instalacji opomiarowania dla minimum 46.000 stacji ładowania pojazdów elektrycznych, które mają być ogólnodostępne. Oczywiście należy się liczyć z tym, że liczba ta może się zmniejszyć w toku prac legislacyjnych, jak również termin instalacji może zostać wydłużony poza grudzień 2020 r. Sama liczba liczników nie jest imponująca, ale ich instalacja i użytkowanie w przypadku ogólnodostępnych stacji ładowania może wpłynąć na wykorzystanie takich rozwiązań również tam, gdzie nie ma takiego obowiązku. Nie bez znaczenia jest fakt, że instalacja inteligentnych liczników będzie dotyczyła wszystkich ogólnodostępnych stacji ładowania w Unii Europejskiej, co oznacza wg obecnego brzmienia projektu dyrektywy konieczność zainstalowania 750.000 inteligentnych liczników, bo tyle mniej więcej ma być ogólnodostępnych stacji ładowania w całej UE. Instalacja takiej ilości urządzeń smart grid będzie prawdopodobnie oznaczać również istotne i korzystne zmiany w kosztach zakupu i użytkowania tej technologii, dzięki uzyskanym efektom skali.
II. Wzrost zapotrzebowania na CNG i LNG
Bezwzględny obowiązek instalowania stacji tankowania CNG i LNG oznaczać będzie – o ile będzie mu towarzyszył wzrost ilości pojazdów wykorzystujących te rodzaje paliwa – wzrost zapotrzebowania na te źródła energii w transporcie kołowym oraz wodnym. Wzrost ten z początku zapewne nie będzie istotny, ale należy liczyć się z tym, że rozwój infrastruktury tankowania w połączeniu z obniżeniem cen technologii i samego LNG oraz CNG może w którymś momencie spowodować relatywnie gwałtowne zwiększenie popytu na te paliwa oraz usługi związane z ich dystrybucją.
III. Obowiązek instalowania punktów ładowania na ogólnodostępnych parkingach oraz pod budynkami mieszkalnymi i biurowcami;
Motyw 11) projektu dyrektywy wskazuje na konieczność uwzględnienia przez państwa członkowskie w regulacjach dotyczących nowych inwestycji mieszkaniowych i biurowych jak i w zakresie zarządzania już istniejącymi, konieczności instalowania odpowiedniej liczby stanowisk
ładowania pojazdów elektrycznych. Komisja Europejska nie wykazała się przy tym konsekwencją, sugerując taką potrzebę jedynie w preambule projektu dyrektywy,w związku z czym zapis z motywu 11) nie ma odzwierciedlenia w jej przepisach normatywnych. Brak takiego obowiązku w części normatywnej projektu może mieć kluczowe znaczenie dla powodzenia planów upowszechnienia infrastruktury służącej pojazdom elektrycznym, w związku z czym, należy się liczyć z korektą powyższej nieścisłości w toku dalszych prac legislacyjnych nad projektem dyrektywy.
IV. Współpraca przedsiębiorstw obrotu energią elektryczną i gazem ziemnym ze stacjami paliwowymi;
Wspomniany wyżej bezwzględny obowiązek równoległego upowszechnienia instalacji służących ładowaniu pojazdów elektrycznych oraz tankowaniu CNG i LNG, może prowadzić do naturalnej w tych warunkach współpracy podmiotów dysponujących siecią stacji paliwowych z podmiotami zajmującymi się dystrybucją i obrotem energią elektryczną oraz gazem ziemnym. Wydaje się oczywistym, że przynajmniej znaczna część infrastruktury służącej do tankowania CNG i LNG będzie wykorzystywać istniejącą sieć stacji paliwowych. To samo może dotyczyć ogólnodostępnych stacji ładowania pojazdów elektrycznych, chociaż te ostatnie będą funkcjonowały głównie na terenie aglomeracji miejskich.
V. Dostępność publicznych środków przeznaczonych na wsparcie inwestycji w zakresie objętym dyrektywą;
Konieczność realizacji tak poważnych inwestycji, które przynajmniej w początkowym okresie nie będą generowały zysków i w związku z tym niechętnie, jeśli w ogóle, będą podejmowane samodzielnie przez przedsiębiorców oznacza, że niezbędne będzie udzielenie przez państwa członkowskie wsparcia finansowego zarówno dla działań inwestycyjnych jak i prac badawczo – rozwojowych. Wsparcie państw członkowskich będzie udzielane zgodnie ze wspólnotowymi zasadami udzielania pomocy publicznej. W związku z powyższym, zakładając akceptację w jakiejś formie przewidzianego w projekcie dyrektywy obowiązku upowszechnienia instalacji dla paliw alternatywnych, należy się spodziewać powstania programów pomocowych mających na celu wsparcie finansowe inwestycji podejmowanych przez przedsiębiorstwa w tym zakresie.
Projekt dyrektywy w sprawie rozmieszczenia infrastruktury paliw alternatywnych w brzmieniu zaproponowanym przez Komisję Europejską może przyczynić się do istotnej zmiany na rynku pojazdów napędzanych alternatywnymi paliwami oraz na rynkach usług związanych z użytkowaniem tych pojazdów. Niewątpliwie oznacza to nowe szanse dla podmiotów mogących dostarczać tego typu usługi. Pionierzy w tej dziedzinie będą dysponować istotną przewagą konkurencyjną, wynikającą z uprzedniej znajomości mechanizmów działania tych rynków. Projekt dyrektywy jest dopiero na wstępnym etapie prac legislacyjnych, na jego końcową treść będą miały wpływ zarówno państwa członkowskie
za pośrednictwem Rady Unii Europejskiej, jak i Parlament Europejski. Trudno zatem przewidzieć ostateczny kształt przepisów dyrektywy i wynikających z niej obowiązków dla państw członkowskich, należy się jednak spodziewać, że przyjęcie dyrektywy oznaczać będzie nowe szanse i nowe wyzwania przed przedsiębiorstwami działającymi w sektorach elektroenergetycznym i paliwowym. Otwartym zaś pozostaje pytanie: czy nasze preferencje i rozwój nowych technologii w zakresie transportu nadążą za regulacjami Unii Europejskiej?
Wpływ na reakcje strony popytowej (demand response) w USA – raport Federal Energy Regulatory Commission (FERC) z 2012 r.
Przyjęty przez Kongres USA Energy Policy Act z 2005 roku (dalej EPA 2005), w sekcji 1252, zawiera szereg zapisów stanowiących podstawę do wprowadzania i wykorzystywania rozwiązań w zakresie sterowania reakcjami strony popytowej (demand response lub DR). Zarówno wprowadzone rozwiązania regulacyjno – prawne, jak i faktyczne wykorzystanie rozwiązań demand response w praktyce działania przedsiębiorstw energetycznych w USA, uzasadniają traktowanie sterowania reakcjami strony popytowej jako „drugiej połowy równania, jakim jest hurtowy rynek energii elektrycznej”* .
Zapisy wspomnianego aktu prawnego dotyczą m. in.:
obowiązku oferowania odbiorcom taryf opartych na czasie korzystania (time-based rate), ze zróżnicowaną ceną w poszczególnych okresach, odzwierciedlającą zróżnicowane koszty wytworzenia lub zakupu energii w obrocie hurtowym (jeśli takie zróżnicowanie występuje); rozwiązanie takie ma dać możliwość zarządzania przez odbiorcę zużyciem energii i jej kosztem z wykorzystaniem technologii zaawansowanego opomiarowania (advanced metering, AM) i komunikacji;
obowiązku instalowania na życzenie odbiorców liczników umożliwiających korzystanie z taryf opartych na czasie użytkowania; obowiązek ten uzupełnia regulację dotyczącą oferowania taryf czasowych i stanowi jej niezbędny składnik.
* Hon. Jon Wellinghoff and David L. Morenoff; “Recognizing the importance of demand response: the second half of the wholesale electric market equation”; w: Energy Law Journal, Volume 28, No. 2, 2007.
EPA 2005 zawiera również przykładowe rozwiązania w zakresie taryf czasowych, które mogą być oferowane przez przedsiębiorstwa energetyczne:
time of use pricing – z góry ustalone ceny na dane okresy, zmiany najwyżej dwa razy w roku (wielostrefowe);
critical peak pricing – taryfa time of use, z wyjątkiem kilku dni (peak days), kiedy ceny odzwierciedlają koszty wytworzenia lub zakupu (taryfa z krytyczną stawką);
real time pricing – zmienna taryfa, odzwierciedlająca koszty wytworzenia lub zakupu energii, zmiany day ahead lub hour ahead (taryfa czasu rzeczywistego).
Amerykańska ustawa przewiduje również szczególną rolę dla FERC, sankcjonując jej kompetencję w zakresie przygotowywania i przedstawiania rocznych raportów oceniających zasoby, zdolności, poziom wykorzystania i obserwowane trendy w zakresie stosowania programów sterowania reakcjami strony popytowej. Raporty te winny w szczególności zawierać informacje dotyczące:
poziomu implementacji technologii AM
funkcjonujących programów DR
szacowanego potencjału DR
barier regulacyjnych dla udziału odbiorców w programach DR.
Raport FERC za rok 2012 – 2012 Assessment of Demand Response and Advanced Metering Staff Report*
Poniżej przedstawiono kluczowe informacje i wnioski wynikające z raportu FERC.
Sterowanie reakcjami strony popytowej jest w raporcie rozumiane zgodnie z następującą definicją:
„zmiany w zwykłej strukturze wykorzystania energii elektrycznej przez stronę popytową (źródła, zasoby popytowe) w reakcji na cenę energii elektrycznej lub zachęty finansowe mające na celu obniżenie zużycia energii elektrycznej w okresie szczytów cenowych lub zagrożenia niezawodności systemu”
Według raportu, najbardziej rozpowszechnionymi programami demand response, stosowanymi w USA w latach 2011 i 2012, które obejmował raport, były programy:
oparte na zachętach (incentive based):
load as a capacity resource – zobowiązanie do dokonania określonych wcześniej redukcji poboru mocy w razie wystąpienia sytuacji awaryjnej w systemie;
direct load control – zdalne sterowanie odbiornikami odbiorcy polegające na ich wyłączaniu lub zmianie cyklu pracy z bardzo krótkim wyprzedzeniem (klimatyzatory, podgrzewacze wody – stosowane w gospodarstwach domowych lub przez drobnych przedsiębiorców);
interruptible load – przerwanie lub ograniczenie poboru mocy w razie wystąpienia sytuacji awaryjnej w zamian za rabat (czasem dokonywane zdalnie przez operatora);
oparte na czasie korzystania (time based, zwane też dynamicznymi):
time of use rate (taryfa wielostrefowa) – cena jednostkowa zróżnicowana w czasie, odzwierciedlająca koszt wytworzenia i dostarczenia.
Powyższe programy DR są najpopularniejsze, jednak poza nimi występują również inne, chociaż na mniejszą skalę. Stosowanych jest w sumie 8 programów motywacyjnych, opartych na zachętach i 6 programów opartych na czasie korzystania.
Zgodnie z raportem, który w dużej części opierał się na informacjach przekazanych przez same przedsiębiorstwa stosujące i korzystające z programów DR, ogólna wielkość zgłoszonej przez przedsiębiorstwa zdolności redukcji szczytowego obciążenia wyniosła ponad 66.000 MW, a doliczając potencjalne możliwości przedsiębiorstw, które nie przesłały ankiet do FERC, nawet 72.000 MW. Ta ostatnia wielkość odpowiada 9,2% szczytowego zapotrzebowania na energię w całych Stanach Zjednoczonych. W porównaniu z 2010 r. nastąpił wzrost o ok. 25%, przy czym największy postęp odnotowano w kategorii odbiorców przemysłowych i hurtowych. Szczególnym przykładem może być program wdrożony przez Oklahoma Gas&Electricity (OG&E), polegający na stosowaniu kilku odmian taryf opartych na czasie korzystania (także ze stawkami krytycznymi), z wykorzystaniem zaawansowanego opomiarowania, dzięki czemu uzyskano 900 MW zdolności redukcji obciążenia w wyniku przystąpienia 1700 uczestników z sektora przemysłowego i handlowego.
Programy oparte na zachętach odgrywają generalnie dużo większą rolę, niż programy oparte na czasie korzystania. Trzy wymienione wcześniej programy motywacyjne (load as a capacity resource, direct load control, interruptible load) mają 80% udziału w potencjalnej zdolności redukcji obciążenia szczytowego, zaś najbardziej rozpowszechniony program cenowy (time of use) odpowiada za 12% całkowitej potencjalnej zdolności redukcji odbioru energii elektrycznej w szczycie.
>Raport zawiera również dane dotyczące rzeczywistego wykorzystania zgłoszonego przez przedsiębiorstwa potencjału DR. Poziom wykorzystania zasobów DR w trakcie realizacji programów motywacyjnych i cenowych sięgnął nieco ponad 20.000 MW i odpowiadał mniej więcej 1/3 potencjału.
Przykłady działań FERC w zakresie DR
Zgodnie z przyjętymi w Stanach Zjednoczonych rozwiązaniami, FERC ma obowiązek czuwać nad tym by urządzenia, które dysponują technicznymi zdolnościami dostarczania usług DR, były traktowane w sposób porównywalny do źródeł wytwórczych.
>W szczególności FERC wychodzi z następującymi inicjatywami, które mają czynić zadość wspomnianemu porównywalnemu traktowaniu źródeł DR i źródeł wytwórczych:
opracowanie wiążących standardów dotyczących sposobów mierzenia i weryfikowania źródeł i zdolności DR (w tej chwili każde przedsiębiorstwo stosuje swoje metodologie, co prowadzi do trudności a nawet niemożności porównywania różnych programów a także weryfikacji ich skuteczności);
wydawanie postanowień dotyczących sposobów wynagradzania dostawców usług DR, np. Order nr 745 – w którym FERC nałożył na operatorów obowiązek zapłaty podmiotom udostępniającym źródła DR i uczestniczącym w hurtowych rynkach day-ahead i spotowych krótkookresowej ceny węzłowej (locational marginal price – LMP), jeśli spełnione są dwa warunki: źródło DR może zbilansować popyt i podaż na rynku hurtowym a skorzystanie z jego usług będzie efektywne kosztowo, łącznie z zapłatą LMP;
rozstrzygnięcia dotyczące propozycji taryfowych operatorów sieciowych, dotyczących korzystania przez nich z usług DR.
Przykłady programów DR w poszczególnych stanach
Zgodnie z informacjami EIA (Energy Information Agency), w 29 stanach przyjęto wymagania dotyczące stosowania taryf opartych na czasie korzystania lub prowadzone są prace nad przyjęciem takich wymagań.
Arizona: 1/3 gospodarstw domowych zaopatrywanych w energię elektryczną przez dwa przedsiębiorstwa (Arizona Public Service i Salt River Project), przystąpiła do programu taryf wielostrefowych. Dostawcy energii oferują portale z przyjaznym interfejsem, umożliwiającym dokonanie wyboru najkorzystniejszej opcji na podstawie wprowadzonych danych dotyczących np. stylu życia.
Kalifornia: wszyscy trzej operatorzy planują wprowadzenie opcji taryf dynamicznych do końca 2012 r. dla wszystkich odbiorców. Od dłuższego czasu są stosowane taryfy dynamiczne w stosunku do dużych odbiorców przemysłowych (z założenia).
* Dostępny na: http://www.ferc.gov/industries/electric/indus-act/demand-response/2012/survey.asp
Maryland: stanowy regulator zatwierdził stosowanie taryf zawierających rabaty dla odbiorców obniżających pobór w czasie szczytowych obciążeń (peak time rebates program). Programy będą oferowane jako opcjonalne taryfy dla odbiorców wyposażonych w inteligentne liczniki (advanced metres, AM)
Teksas: wprowadzono rozwiązania integrujące inteligentne opomiarowanie z dostępem do konkurencyjnego rynku usług demand response oferowanych w sektorze detalicznym. Po zainstalowaniu inteligentnego licznika, odbiorca w gospodarstwie domowym może wybierać spośród wielu opcji usług demand response oraz powiązanych technologii, oferowanych przez różne, konkurujące ze sobą podmioty. Dostawcami takich usług są zarówno przedsiębiorstwa sprzedające bezpośrednio energię elektryczną, jak i pośrednicy, korzystający z zasady TPA. W trakcie prac nad wprowadzaniem tego i innych rozwiązań DR, stanowy regulator rynku energetycznego w Teksasie (Public Utility Commission of Texas) wraz z innym uczestnikami rynku, zidentyfikował następujące bariery dalszego rozwoju usług DR i uczestnictwa w nich odbiorców korzystających z inteligentnych liczników:
krótki czas trwania umów na dostawę energii elektrycznej, który nie pozwala dostawcom usług DR w sektorze detalicznym odzyskać kosztów;
brak wymogów regulacyjnych dla oferowania specyficznych produktów przez dostawców usług DR w sektorze detalicznym;
ograniczone stosowanie zasady TPA w odniesieniu do danych uzyskiwanych za pomocą inteligentnego oprogramowania;
niezawodność sieci komunikacyjnych.
Bariery dalszego rozwoju DR
Również FERC zidentyfikował, na podstawie analizy programów DR wdrażanych w poszczególnych stanach, kluczowe przeszkody, których pokonanie jest konieczne do dalszego, stabilnego rozwoju wdrażania programów DR wraz z inteligentnym opomiarowaniem.
Ograniczona liczba detalicznych odbiorców uczestniczących w programach time based: na podstawie informacji zebranych w kolejnych raportach nt. DR i AM, personel i władze FERC doszły do jednoznacznego wniosku, że konieczne jest wprowadzenie programów cenowych (taryf opartych na czasie korzystania) w całym kraju, a nie jedynie punktowo w poszczególnych stanach czy przez poszczególnych operatorów. Być może będzie zatem konieczne podjęcie w jakiejś formie inicjatywy na szczeblu federalnym. Zgodnie z przewidywaniami FERC, brak ogólnokrajowej „zachęty” do oferowania i korzystania z programów DR, może spowolnić i wydłużyć osiągnięcie momentu całkowitego wykorzystania potencjału DR, a także rozwój nowych technologii.
Mierzalność i efektywność kosztowa osiągniętych redukcji: brak jednolitych zasad pomiaru wielkości i ich weryfikacji osiągniętych redukcji oraz szczególnych narzędzi umożliwiających ocenę efektywności kosztowej DR, utrudnia porównanie efektów różnych programów i wyciągnięcie wniosków co do ich skuteczności. W tym zakresie jednakże dokonuje się stały postęp: NAESB (North American Energy Standards Board) oraz FERC pracują nad standardami dotyczącymi mierzenia i weryfikacji efektywności DR. Ponadto analiza zmian w stosowanych już przez poszczególne przedsiębiorstwa metodologiach w tym zakresie, wykazuje rosnący poziom ich zbieżności.
Brak jednolitych standardów dla komunikowania taryf, sygnałów DR i informacji nt. zużycia: zwykle każde przedsiębiorstwo ma własne standardy, grozi to duplikacją poszczególnych standardów i nieskuteczną komunikacją co do ceny i zużycia między uczestnikami;
Niewystarczające zaangażowanie odbiorców: potrzeba edukacji i informacji nt. korzyści DR i Smart Grid i ich wpływu na sytuację odbiorcy. Brak takich działań może prowadzić do negatywnych reakcji konsumentów w momencie podejmowania przez przedsiębiorstwa decyzji np. co do montażu inteligentnych liczników. Jednocześnie odpowiednie programy edukacyjne i informacyjne, poprzedzające działania inwestycyjne, umożliwią pozyskanie poparcia ze strony odbiorców, co może stanowić istotny atut i element argumentacji pozytywnej za rozwojem programów DR i AM.
Brak narzędzi w zakresie prognozowania i estymacji DR: modelowanie zdolności DR do dostosowywania konsumpcji w czasie zbliżonym do rzeczywistego a także włączenie DR jako elementu zarządzania dostępnymi zdolnościami wymaga rozwoju nowych, dedykowanych narzędzi i metod. Stosowane obecnie narzędzia planowania i przewidywania są niewystarczające by umożliwić wykorzystanie DR jako realnej alternatywy dla nowych inwestycji w wytwarzanie i przesył oraz jako sposób zmniejszenia ograniczeń przesyłowych.
Standardy SmartGrid związane z DR
NIST (National Institute of Standards and Technology) oraz powołana przezeń organizacja SGIP (Smart Grid Interoperability Panel; publiczno – prywatny podmiot, który ma celu koordynowanie rozwiązań z zakresu standardów interoperacyjności, z udziałem szerokiego grona uczestników procesu wdrażania inteligentnych sieci) zidentyfikowały następujące obszary, które są kluczowe, jeśli chodzi o uzyskanie interoperacyjności i użyteczności rozwiązań AM, wykorzystywanych w programach DR:
zestandaryzowane sygnały i informacje DR (ceny, sygnały DR, status urządzeń) wymieniane zarówno między dostawcami energii elektrycznej jak i między nimi a odbiorcami;
zestandaryzowane informacje nt. zużycia – docelowo konieczne jest powstanie standardowego modelu informacji nt. zużycia oraz wdrożenie rynkowych zasad dostępu do danych nt. zużycia z zachowaniem poufności i ochrony prywatności, czemu służyć mają wytyczne i standardy wdrażane na szczeblu federalnym;
protokoły komunikacyjne dot. DR w ujęciu hurtowym, które służyć mają do wymiany danych między regionalnymi OSP a agregatorami DR;
standardy komunikacyjne na poziomie poszczególnych urządzeń mają m.in.	umożliwić współpracę systemów zarządzania energią w budynkach (przekazywanie sygnałów DR od operatora i agregatora, za pośrednictwem systemu zarządzania energią w danym budynku do poszczególnych urządzeń; oraz w drugą stronę – o obciążeniu urządzeń w danym obiekcie do operatora lub innych dostawców usług energii elektrycznej).
Podejście do kwestii Demand Response i Smart Grid w USA jest kompleksowe i ukierunkowane na osiągnięcie jasno zdefiniowanego celu, którym jest: traktowanie rozwiązań DR wspartych przez SG jako równoprawnych z sektorem wytwarzania środków, służących zaspokojeniu zapotrzebowania na energię, utrzymaniu bezpieczeństwa energetycznego, a także obniżeniu kosztów funkcjonowania systemu elektroenergetycznego USA. Pozycja światowego lidera jeśli chodzi o wdrażanie programów DR oraz inteligentnych sieci wynika właśnie z tej konsekwencji, która przejawia się w jasno wytyczonym przez władze celu (ustawodawstwo federalne wskazujące na znaczenie demand response i smart grid),
pokaźnych środkach finansowych wyasygnowanych na ten cel z budżetu federalnego (3 – 4 mld $ na same rozwiązania Smart Grid) oraz wspólnym zaangażowaniu wszystkich zainteresowanych prawidłowym funkcjonowaniem systemu energetycznego, poczynając od władz federalnych, poprzez władze stanowe, przedsiębiorstwa sieciowe, obrotowe, władze lokalne a na szeregowych odbiorcach w gospodarstwach domowych kończąc. Ciągła analiza wprowadzanych rozwiązań na różnym szczeblu pozwala na bieżąco identyfikować przeszkody oraz problemy i podejmować działania prowadzące do ich przezwyciężenia.
W Polsce zaawansowane instrumenty zarządzania popytem póki co się nie przyjęły na szeroką skalę. Przetargi PSE Operator S.A. na redukcję zapotrzebowania nie cieszą się szerokim zainteresowaniem odbiorców – ich warunki nie skłaniają do upowszechniania takich rozwiązań. W Stanach Zjednoczonych rynek demand response (DR) rozwija się dynamicznie
od kilku lat. W Polsce sukces różnych form DR będzie zależał od wypracowania powszechnych i atrakcyjnych finansowo dla odbiorców przemysłowych rozwiązań, co zależy w chwili obecnej głównie od regulatora rynku energii oraz operatora systemu przesyłowego.
Decyzja Komisji Europejskiej ws. Microsoft
6 marca br. Komisja Europejska nałożyła na Microsoft grzywnę w wysokości 561 mln euro w związku z brakiem udostępnienia użytkownikom łatwej metody wyboru przeglądarki internetowej (niekoniecznie wydanej przez Microsoft). Microsoft zobowiązał do stosowania ww. ułatwienia w trakcie postępowania w roku 2009 r., związanego z podejrzeniem nadużywania pozycji dominującej (polegającej na powiązaniu przeglądarki Internet Explorer z systemem operacyjnym Windows), a Komisja Europejska zaakceptowała powyższe zobowiązanie i nakazała jego realizację do roku 2014. Decyzja o nałożeniu grzywny jest zakończeniem postępowania, wszczętego w lipcu 2012 r. w wyniku podejrzenia, że Microsoft nie przestrzega zobowiązań, jakie zostały nałożone przez Komisję. Zobowiązanie Microsoft polegało na udostępnieniu użytkownikom systemu operacyjnego Windows tzw. „ekranu wyboru”, za pośrednictwem którego mogli swobodnie wybrać dowolną przeglądarkę internetową, stosowaną obok lub zamiast przeglądarki Internet Explorer. „Ekran wyboru” był dostępny w systemach operacyjnych Windows począwszy od marca 2010 r. W trakcie postępowania, wszczętego w lipcu 2012 r. Komisja Europejska stwierdziła, że w okresie od maja 2011 r. do lipca 2012 r. „ekran wyboru” nie pojawiał się przy korzystaniu systemu operacyjnego Windows należącego do określonej partii produkcyjnej. Microsoft potwierdził, że taki fakt miał miejsce. Warto zwrócić uwagę, że decyzja Komisji Europejskiej o nałożeniu kary pieniężnej na Microsoft, w związku z niewypełnieniem obowiązków wynikających z tzw. decyzji zobowiązującej (commitment decision), ma charakter precedensowy – nigdy wcześniej Komisja Europejska nie musiała się uciekać do tego typu sankcji, przy okazji weryfikowania realizacji obowiązków, wynikających z takich decyzji. Komisja Europejska wydała dotychczas 29 decyzji zobowiązujących.
Postępowanie Komisji Europejskie z 2009 r. w stosunku do Microsoft, dotyczyło domniemanego nadużycia pozycji dominującej, co stanowi naruszenia art. 102 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE). W przypadku potwierdzenia tego domniemania, zgodnie z art. 7 rozporządzenia nr 1/2003 z 16 grudnia 2002 r. w sprawie wprowadzenia w życie reguł konkurencji ustanowionych w art. 81 i 82 Traktatu (Dz. Urz. WE nr L1 z 4.01.2003 r.), Komisja Europejska nakazuje zaprzestania sprzecznych z prawem praktyk. Art. 23 ust. 2 rozporządzenia 1/2003 daje z kolei Komisji uprawnienie do nałożenia w takiej sytuacji grzywny w wysokości do 10% obrotów karanego przedsiębiorstwa w roku poprzednim. Prowadząc postępowanie, Komisja ma również do dyspozycji kompetencję wynikającą z art. 9 rozporządzenia 1/2003, na podstawie którego może podjąć decyzję nadającą wiążącą moc prawną zobowiązaniom przyjętym na siebie przez przedsiębiorstwa, w stosunku do których prowadzone jest postępowanie o naruszenia art. 101 lub art. 102 TFUE.
Decyzja na podstawie art. 9 rozporządzenia 1/2003 ma taką zaletę dla ww. przedsiębiorstw, że nie potwierdza ona istnienia naruszenia art. 101 lub art. 102 TFUE i nie pociąga za sobą nałożenia grzywny w trybie art. 23 ust. 2 rozporządzenia 1/2003. Zobowiązania zaproponowane przez przedsiębiorstwa muszą jednak uwzględniać zastrzeżenia Komisji w stosunku do działań, co do których istnieje domniemanie ich antykonkurencyjności. Decyzja Komisji o nadaniu mocy wiążącej zobowiązaniom zaproponowanym przez przedsiębiorstwo ma charakter czasowy i oznacza zakończenie postępowania w danej sprawie. Ewentualne wszczęcie postępowania przez Komisję w sprawie zakończonej wydaniem decyzji zobowiązującej może nastąpić m.in. w przypadku podejrzenia niewykonywania przez dane przedsiębiorstwo zaproponowanych przez siebie zobowiązań. Potwierdzenie faktu niestosowania się do własnych zobowiązań może wiązać się z nałożeniem grzywny na podstawie art. 23 ust. 2 lit. c rozporządzenia 1/2003 (analogicznie, jak w przypadku stwierdzenia naruszenia art. 101 lub art. 102 TFUE na podstawie art. 7 rozporządzenia 1/2003), w wysokości do 10% obrotów w roku poprzednim – tak jak to miało miejsce w przypadku decyzji z 6 marca br. dotyczącej Microsoft. Wprawdzie, na podstawie art. 31 rozporządzenia 1/2003, Microsoft może odwołać się od decyzji Komisji w sprawie grzywny do Trybunału Sprawiedliwości UE (TSUE może uchylić, podwyższyć lub obniżyć nałożoną grzywnę), ale biorąc pod uwagę, że firma amerykańska przyznała się do uchybienia zobowiązaniu, oraz współpracowała z Komisją w trakcie wyjaśniania sprawy (co z pewnością miało wpływ na miarkowanie wysokości grzywny), wydaje się to mało prawdopodobne.
Więcej na temat decyzji zobowiązujących w polskim i europejskim prawie ochrony konkurencji:
Swora M., „Jawność i partycypacja przy wydawaniu decyzji zobowiązujących w postępowaniu przed Prezesem Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów”, w: Z. Janku i inni „Europeizacja polskiego prawa administracyjnego”, Wrocław 2005, ss. 581 – 586. Gill A., Swora M., „Decyzja zobowiązująca jako metoda rozwiązywania sporów w postępowaniu przed Prezesem Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów”, Kwartalnik Prawa Publicznego 3/2005, ss. 105 -141.
Na temat starszych spraw Microsoftu patrz również: Swora M., „Zakaz stosowania transakcji wiązanych przez podmioty dominujące na rynku z perspektywy europejskiego, amerykańskiego i polskiego prawa antymonopolowego”, Przegląd Prawa Europejskiego 1/2005, ss. 45 – 66.
Polski organ ochrony konkurencji, na podstawie art. 12 ustawy o ochronie konkurencji i konsumentów również może zobowiązywać przedsiębiorców do podjęcia lub zaniechania określonych działań zmierzających do zapobieżenia naruszeniom prawa ochrony konkurencji (art. 6 albo art. 9 ustawy o ochronie konkurencji i konsumentów, art. 101 albo art. 102 TFUE). Tego typu środek zmierza w stronę realizacji zasady ekonomiki postępowania i jest wykorzystywany m.in w sytuacjach, w których przedsiębiorca nie chce wdawać się w długotrwały
spór antymonopolowy, minimalizując swoje ryzyka prawne. W polskiej procedurze wydawania decyzji zobowiązujących, w odróżnieniu od jej europejskiego pierwowzoru, brak jest elementu partycypacji – możliwości oceny przez rynek projektu decyzji zobowiązującej, co należy uznać za jej istotny mankament. De lege ferenda, należy postulować wprowadzenie stosownych rozwiązań, które pozwalałyby podmiotom zainteresowanym na wyrażanie opinii na temat proponowanych zobowiązań.
Kancelaria Adwokacka DR MARIUSZ SWORA
(adres dla doręczeń)
ul. Rynek 10 62 – 200 Gniezno
Telefon +48 17 850 40 07, Fax +48 17 865 58 05
Mail: sekretariat@swora.pl
adw. Ewa Swora (off counsel)
ul. Rejtana 20 (5. piętro) 35-310 Reszów