Trojpak energetyczny

Tró j p a k
e n e rg et yc z ny
P rawo e n e rg e t yc z n e / P rawo g a zowe / O d n aw i a l n e ź ró d ł a e n e rg i i

P o stę p c zy k ro k w ste c z ?

dr Jerzy Baehr , radca prawny
Rafał Przystański , adwokat
dr Jakub Pokrzywniak , radca prawny
Maciej Szambelańczyk , radca prawny

T ró j p a k e n e rg e t yc z ny

WPROWADZENIE …3

STRESZCZENIE …4
C zy n owe p r ze p i sy o b n i ż a j ą r y zy ko re g u l a c y j n e ?…4
C zy n owe p r ze p i sy za p ew n i a j ą l u b z w i ę k sza j ą p ew n o ść o b ro t u ?…5
C zy n owe p r ze p i sy s ł u ż ą p o d e j m owa n i u i nwe st yc j i d ł u g o te r m i n ow yc h ?…6
C zy n owe p r ze p i sy we w ł a śc i w y s p o só b rów n owa żą i n te re sy o d b i o rców
i p r ze d s i ę b i o r st w e n e rg e t yc z nyc h ?…7
C zy n owe p r ze p i sy w ł a śc i w i e w y ra ża j ą ko m p e te n c j e P reze s a URE?…7

NOWE PRAWO ENERGETYCZNE …9
C zy n owe p r ze p i sy s ł u ż ą p o d e j m owa n i u i nwe st yc j i , w t y m d ł u g o te r m i n ow yc h ?…14
C zy n owe p r ze p i sy we w ł a śc i w y s p o só b rów n owa żą i n te re sy o d b i o rców
C zy n owe p r ze p i sy w ł a śc i w i e w y wa ża j ą ko m p e te n c j e P reze s a URE?…18

PRAWO GAZOWE …20
C zy n owe p r ze p i sy s ł u ż ą p o d e j m owa n i u i nwe st yc j i , w t y m d ł u g o te r m i n ow yc h ?…23
C zy n owe p r ze p i sy we w ł a śc i w y s p o só b rów n owa ż ą i n te re sy o d b i o rców
C zy n owe p r ze p i sy w ł a śc i w i e w y wa ża j ą ko m p e te n c j e P reze s a URE? 28
…

USTAWA O ODNAWIALNYCH ŹRÓDŁACH ENERGII
(„USTAWA OZE”) …30
C zy n owe p r ze p i sy s ł u ż ą p o d e j m owa n i u i nwe st yc j i d ł u g o te r m i n ow yc h ?…33
C zy n owe p r ze p i sy we w ł a śc i w y s p o só b rów n owa ż ą i n te re sy o d b i o rców
C zy n owe p r ze p i sy w ł a śc i w i e w y ra ża j ą ko m p e te n c j e P reze s a URE?…35


WPROWADZENIE

O
d szeregu miesięcy trwa publiczna debata nad projektami nowych regulacji prawnych kluczowych dla sektora
energetycznego: Prawem energetycznym, Prawem gazowym i Ustawą o odnawialnych źródłach energii1, zwanymi
potocznie „Trójpakiem”. Należy mieć nadzieję, że wkrótce projekty tych ustaw trafią do Sejmu. Z formalnego
punktu widzenia, istotne jest, aby jak najszybciej dokonać spóźnionej już implementacji dyrektyw unijnych do polskiego
prawa. W kontekście jednak kryzysu gospodarczego, procesów prywatyzacyjnych i rangi sektora energetycznego w Polsce,
oczekiwania wobec powyższych aktów prawnych są dalej idące. Ważne jest, aby wspomniane ustawy zmniejszyły ryzyko
regulacyjne oraz zwiększyły pewność obrotu, bowiem te kwestie mają fundamentalne znaczenie, między innymi przy
prywatyzacji spółek energetycznych należących do Skarbu Państwa.
W związku z potrzebą wielomiliardowych inwestycji w sektorze energetycznym, konieczne jest przyjęcie takich rozwiązań
prawnych, aby usunięte zostały wszelkie zbędne bariery dla realizacji tych inwestycji. W końcu, należy dążyć do optymalnego
wyważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorów oraz zapewnić wyposażenie Regulatora w skuteczne, lecz
i nie nadmierne narzędzia.
W kontekście powyższego, mam przyjemność zaprezentować Państwu Raport Kancelarii WKB Wierciński, Kwieciński,
Baehr Sp. k., w którym analizujemy, na ile wspomniane ustawy odpowiadają na powyższe postulaty2 . Projekty analizowanych
ustaw zawierają wiele dobrych rozwiązań, niemniej wiele nowych przepisów budzi liczne kontrowersje i wymaga dalszej
debaty oraz weryfikacji.
Rzeczowa dyskusja przedstawicieli rządu, parlamentu, przedsiębiorstw energetycznych, przedstawicieli odbiorców oraz
ekspertów powinna doprowadzić do wypracowania rozwiązań, które będą korzystne dla dalszego rozwoju naszego kraju.

dr Jerzy Baehr
starszy partner
Warszawa, listopad 2012

1 Przedmiotem naszej analizy są: wersja 1.24 projektu ustawy Prawo energetyczne z dnia 8 października 2012 r., wersja 2.004 projektu
ustawy Prawo gazowe z dnia 9 października 2012 r. oraz wersja 2.0.2. projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii z dnia
9 października 2012 r.
2 Niniejszy raport stanowi wyraz poglądów autorów – nie jest opinią prawną, w oparciu o którą byłoby zasadne podejmowanie
jakichkolwiek decyzji biznesowych.

3


STRESZCZENIE

1. Czy nowe przepisy obniżają ryzyko regulacyjne?
W stę p
Ryzyko regulacyjne w sektorze energetycznym w Polsce często oceniane jest jako wysokie. Nowe przepisy w pewnych
obszarach je zmniejszają, jednak w wielu innych nie dokonano żadnych zmian lub wręcz wprowadzono nowe regulacje
zwiększające poziom ryzyka regulacyjnego. Kwestia ta ma kluczowe znaczenie zarówno przy wycenie przedsiębiorstw
energetycznych, w kontekście ich prywatyzacji, jak i przy finansowaniu nowych inwestycji.
Należy zauważyć, iż sam fakt opóźnienia i przedłużania się prac nad implementacją dyrektyw unijnych wpływa na
poziom ryzyka regulacyjnego w Polsce. Brak jasności, co do spodziewanych rozwiązań prawnych, w praktyce spowodował
wstrzymanie wielu projektów, w szczególności w sektorze energetyki odnawialnej.
Poniżej przedstawiamy istotne, choć niewyczerpujące, konkluzje dotyczące analizy ryzyka regulacyjnego w świetle
projektowanych przepisów prawnych.

K o n ce s j o n owa n i e
Pozytywnie należy ocenić przyjęcie rozwiązania, zgodnie z którym koncesje będą wydawane przez Prezesa URE na
czas nieoznaczony. Obniży to ryzyko regulacyjne związane z koniecznością cyklicznego ubiegania się o nową koncesję.
Z drugiej strony, nie sposób nie zauważyć rozszerzenia w nowej ustawie prawo gazowe (dalej jako „PG”) koncesjonowania
na nowe rodzaje działalności. Koncesjonowaniem objęto bowiem m.in. sprzedaż gazu ziemnego (poprzednio obrót), co,
w powiązaniu z obowiązkiem przedkładania taryf do zatwierdzenia w zakresie działalności koncesjonowanej, zacieśnia
gorset regulacyjny.

S to s u n e k p rawa e n e rg e t yc z n e g o d o p rawa ko n ku re n c j i
Kluczową kwestią, z punktu widzenia obniżenia ryzyka regulacyjnego, jest zapewnienie spójności działania różnych organów
państwa dotyczących tych samych przedsiębiorstw, w szczególności zapewnienie spójności działań Prezesa URE oraz Prezesa

4


UOKiK. Niewątpliwie bezpieczeństwa prawnego uczestnikom rynku energetycznego nie zapewnia dopuszczenie do takiej
sytuacji, w której działania zgodne z sektorową regulacją prawną, będące w ocenie jednego wyspecjalizowanego organu,
odpowiedzialnego za regulację tego rynku, zgodne z prawem, mogą być kwestionowane przez inny organ, na gruncie
przepisów ustawy o ochronie konkurencji i konsumentów. Tymczasem, projekty nowej ustawy Prawo energetyczne (dalej
jako „Nowe PE”) i PG wprost dopuszczają taką sytuację.

R e g u l owa n i e se k to ra e n e rg e t y k i o d n aw i a l n e j
Projektowane przepisy Ustawy o odnawialnych źródłach energii (dalej jako „Ustawa OZE”) przyznają Ministrowi
Gospodarki szereg kompetencji, które będą miały wpływ na kształt rynku. Dotyczy to w szczególności kwestii ustalania
współczynników korekcyjnych oraz wywierania wpływu na liczbę świadectw pochodzenia dostępnych na rynku. Powoduje
to dużą niepewność odnośnie rozwoju sektora w najbliższych latach.

2. Czy nowe przepisy zapewniają
lub zwiększają pewność obrotu?
W stę p
Kwestia zagwarantowania pewności obrotu gospodarczego jest w znacznym stopniu powiązana z zagadnieniem ryzyk
regulacyjnych. O ile jednak kwestie regulacyjne w większym wymiarze odnoszą się do form władczych działania państwa, to
problem pewności obrotu związany jest również z rozwiązaniami dotyczącymi relacji kontraktowych między uczestnikami
obrotu. Nie ulega przy tym wątpliwości, iż zagwarantowanie pewności obrotu powinno być jednym z celów i głównych
zadań planowanego pakietu ustaw. Analiza nowych przepisów prowadzi jednak do wniosku, iż postulat ten nie został
w pełni zrealizowany. Poniższe podsumowanie wskazuje na przykładowe zagadnienia, które będą miały wpływ na relacje
kontraktowe przedsiębiorstw energetycznych.

„P rawo ” o d b i o rc y d o z a ku p u e n e rg i i l u b g a zu o d w y b ra n e g o s p r ze d awc y
Niejasne jest, jak należy rozumieć przyznane odbiorcy w Nowym PE oraz PG prawo zakupu energii elektrycznej lub gazu
od wybranego przez siebie sprzedawcy. W szczególności może powstać wątpliwość, czy przepis ten nakłada na sprzedawców
generalny obowiązek zawierania umowy sprzedaży z każdym odbiorcą, który wystąpi do nich z takim żądaniem, bez
względu na okoliczności (taka teza może wynikać z dosłownej redakcji analizowanego przepisu). Takie rozwiązanie nie
jest zgodne z przepisami dyrektyw 2009/72/WE oraz 2009/73/WE, stanowiącymi, że państwa członkowskie zapewniają
wszystkim odbiorcom prawo do zakupu – odpowiednio - energii elektrycznej lub gazu od dostawcy, z zastrzeżeniem jego
zgody. Tego ostatniego sformułowania zabrakło jednak w projektach polskich ustaw.

W y p ow i a d a n i e u m ów zawa r t yc h n a c za s n i e oz n a c zo ny
Pozytywnie należy ocenić wprowadzenie w Nowym PE zasady, iż odbiorca ma, z mocy prawa, uprawnienie do
wypowiedzenia wyłącznie umowy zawartej na czas nieoznaczony. Dotychczasowe rozwiązania – dotyczące również umów
zawartych na czas oznaczony – godziły w bezpieczeństwo obrotu. Tym większe zdziwienie budzi fakt, iż w PG utrzymano
takie właśnie zasady wypowiadania umów (możliwość wypowiedzenia umowy na czas oznaczony). Rozbieżność rozwiązań
przewidzianych w przepisach Nowego PE i PG jest niezrozumiała.

Mechanizm u t ra t y św i a d e c t w p o c h o d ze n i a p r zez w y t wó rców
Jedną z bardziej kontrowersyjnych i szeroko dyskutowanych zmian w systemie wsparcia energii odnawialnej jest powiązanie
mechanizmu przyznawania świadectw pochodzenia z uzyskaną przez wytwórcę ceną z tytułu sprzedaży „zielonej” energii.
Rozwiązanie, zakładające utratę świadectw pochodzenia w przypadku sprzedaży energii elektrycznej za cenę przekraczającą
105% ceny „urzędowej”, zawiera szereg nieścisłości i w praktyce może budzić istotne wątpliwości interpretacyjne.

5


3. Czy nowe przepisy służą podejmowaniu inwestycji
długoterminowych?
W stę p
Polska energetyka wymaga wielomiliardowych inwestycji. Są one niezbędne praktycznie we wszystkich jej obszarach,
m.in. w zakresie przesyłania i dystrybucji oraz wytwarzania (zarówno w zakresie jednostek konwencjonalnych, jak i źródeł
odnawialnych). Z punktu widzenia zadań inwestycyjnych kluczowe, jest zagwarantowanie potencjalnym inwestorom
stabilnego otoczenia prawnego, umożliwiającego podejmowanie decyzji o długofalowym charakterze. Kwestia ta ma
w szczególności istotne znaczenie z punktu widzenia instytucji finansujących. Wprowadzenie w życie nowych regulacji
powinno zasadniczo zwiększyć przewidywalność otoczenia regulacyjnego. Niemniej przygotowywany pakiet ustaw nadal
zawiera propozycje, które mogą utrudnić – lub wręcz uniemożliwić – długofalową politykę inwestycyjną. Poniżej wskazano
niektóre z nich.

C h a ra k te r wa r u n ków p r zy ł ą c ze n i a
Pozytywnie należy ocenić wprowadzenie w przepisach Nowego PE oraz PG regulacji w jednoznaczny sposób przesądzających
skutki wydania warunków przyłączenia. Zgodnie z tym rozwiązaniem, warunki przyłączenia do sieci, w okresie ich
ważności, stanowią (bezwarunkowe) zobowiązanie przedsiębiorstwa energetycznego do zawarcia umowy o przyłączenie
do sieci z podmiotem, któremu zostały wydane, lub z jego następcą prawnym. Skutki wydania warunków przyłączania
należały dotąd do najbardziej kontrowersyjnych zagadnień Prawa energetycznego. Jednoznaczne określenie tych skutków
w ustawie zasługuje na pozytywna ocenę (choć może być sporne, czy przyjęty kierunek zmian jest optymalny).

Z wo l n i e n i e z o b l i g a g i e łd owe g o
Na pozytywną ocenę zasługuje przepis art. 54 ust. 2 Nowego PE, dający Prezesowi URE uprawnienie do zwolnienia,
na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, z obowiązku sprzedaży określonej ilości energii na giełdzie, w części
dotyczącej wytwarzania energii elektrycznej sprzedawanej na potrzeby wykonywania długoterminowych zobowiązań,
wynikających z umów zawartych z instytucjami finansowymi, w celu realizacji inwestycji związanych z wytwarzaniem
energii elektrycznej, jeżeli nie spowoduje to istotnego zakłócenia warunków konkurencji na rynku energii elektrycznej,
a realizacja tego obowiązku spowoduje trudności w realizacji tych zobowiązań. Z drugiej jednak strony, wadą tego przepisu
jest to, iż nie przesądza się jednoznacznie, czy może on znaleźć zastosowanie także przed zawarciem długoterminowych
umów z instytucjami finansowymi. Mając na uwadze sprzyjanie inwestycjom długoterminowym, powinna istnieć taka
możliwość.
Z kolei w przepisach PG przewidziano obowiązek sprzedaży na giełdzie części gazu ziemnego, wprowadzonego do sieci
przesyłowej przez danego sprzedawcę w danym roku kalendarzowym. Rozwiązanie to, mimo że z założenia ma prowadzić
do uwolnienia cen gazu, z wielu względów zasługuje na krytykę. Przede wszystkim z brzmienia art. 36 ust. 3 PG wynika,
że w istocie znajdzie ono zastosowanie wyłącznie do jednego sprzedawcy gazu ziemnego, jakim jest PGNiG S.A (dalej jako
„PGNiG”). Ponadto zastrzeżenia budzi wolumen obliga giełdowego, który został określony na poziomie 70%. Pojawiają się
obawy, czy tak wysoki poziom obliga nie będzie stanowił zagrożenia dla zobowiązań kontraktowych PGNiG. PGNiG ma
bowiem zawarte umowy sprzedaży gazu ze swoimi odbiorcami, na mocy których jest zobligowany do sprzedaży im 100%
gazu ziemnego, którym dysponuje. Wykonanie tych zobowiązań może być trudne do pogodzenia z obligiem giełdowym.

D ł u g o ść o k re s u w s p a rc i a d l a OZE
Ustawa OZE zakreśla ramy czasowe systemu wsparcia w Polsce (do 31 grudnia 2035 r.). Pozornie, można argumentować,
iż takie rozwiązanie umożliwia inwestorom podejmowanie określonych decyzji inwestycyjnych w dłuższej perspektywie
czasu. Niemniej wydaje się, że to ograniczenie czasowe de facto daje możliwość skorzystania z pełnego okresu wsparcia
jedynie dla instalacji wybudowanych w okresie najbliższych ośmiu lat. Instalacje oddawane do użytku po roku 2020 nie

6


będą bowiem mogły w pełni wykorzystywać 15-letniego wsparcia dla „zielonych” inwestycji. Odrębnym zagadnieniem jest
to, czy 15-letni okres wsparcia będzie - w odniesieniu do wszystkich rodzajów źródeł energii odnawialnej - wystarczający,
aby uzyskać zwrot z zaangażowanego kapitału.

4. Czy nowe przepisy we właściwy sposób równoważą
interesy odbiorców i przedsiębiorstw energetycznych?
W stę p
Regulacje objęte projektowanym pakietem ustaw dotykać będą nie tylko przedsiębiorstw energetycznych, lecz również
będą wywierały istotny wpływ na odbiorców energii. Dlatego jest bardzo istotne, aby proponowane rozwiązania
w należyty sposób równoważyły interesy wszystkich podmiotów, na które będą oddziaływać. Wydaje się, iż przygotowane
przez Ministerstwo Gospodarki projekty w wystarczającym stopniu uwzględniają interesy odbiorców i przedsiębiorstw
energetycznych, a ich wzajemne relacje są, co do zasady, właściwie wyważone. Niemniej nadal pozostają kwestie, które
wymagałyby uwagi Projektodawcy.

S p r ze d a ż awa r y j n a
Do ustawy Prawo gazowe, podobnie jak do Nowego PE, wprowadzono instytucję sprzedaży awaryjnej, mającą na celu
zapewnienie dostarczania gazu ziemnego do odbiorcy w sytuacji, gdy jego dotychczasowy sprzedawca zaprzestał realizacji
sprzedaży z przyczyn niezależnych od odbiorcy. Zgodnie z PG, w sektorze gazowniczym sprzedaż awaryjna ma następować
na podstawie taryfy zatwierdzanej przez Prezesa URE, natomiast zgodnie z Nowym PE – ma się to odbywać na podstawie
algorytmów ustalanych przez ten ostatni organ. Sposób ustalania tych algorytmów rodzi wiele wątpliwości.
Na gruncie PG, odmiennie niż w przypadku ogólnych zasad kalkulacji taryfy sprzedawcy gazu ziemnego, przy kalkulacji
taryfy sprzedawcy awaryjnego nie uwzględnia się wymogu ochrony interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem
cen i poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa gazowniczego. Wydaje się, że tą regulacją ustawodawca dąży
do wprowadzenia zasady, iż odbiorca ma co prawda komfort otrzymywania gazu ziemnego, nawet w sytuacji, gdy jego
sprzedawca zaprzestanie realizacji umowy sprzedaży, niemniej jednak, odbiorca ten musi się liczyć z faktem, iż cena za
gaz ziemny otrzymywany w trybie sprzedaży awaryjnej będzie wyższa niż cena za gaz ziemny otrzymywany w normalnym
trybie.

N i e l e g a l ny p o b ó r e n e rg i i
Na pozytywną ocenę zasługuje rozszerzenie uprawnień przedsiębiorcy energetycznego związanych z pobieraniem opłat
za nielegalne pobieranie energii, również na przypadki, w których samego nielegalnego poboru wprawdzie nie ustalono,
ale stwierdzono ingerencję w układ pomiarowy prowadzącą do zafałszowania jego wskazań. Zasługuje ono na uznanie ze
względu na wzmocnienie uprawnień przedsiębiorstw energetycznych względem nieuczciwych odbiorców.

5. Czy nowe przepisy właściwie wyrażają
kompetencje Prezesa URE?
W stę p
Zasadniczo należy zauważyć, iż regulacje unijne kładą istotny nacisk na potrzebę zagwarantowania silnej pozycji
niezależnego Regulatora na rynku energii elektrycznej i gazu. Wydaje się, iż proponowane przez Ministerstwo Gospodarki
rozwiązania wychodzą naprzeciw takiemu właśnie podejściu. Niewątpliwie bowiem Prezes URE, w świetle projektowanych

7


regulacji, będzie się cieszył szerokim katalogiem uprawnień. W niektórych aspektach, pozycja Prezesa URE nadal wydaje
się jednak zbyt słaba. W szczególności, zlikwidowane powinno być uprawnienie organu antymonopolowego do oceny,
pod kątem prawa konkurencji, działań przedsiębiorstw energetycznych, dokonywanych w granicach określonych w Prawie
energetycznym, a przesądzona winna zostać wyłączna kompetencja Prezesa URE w tym zakresie. Z drugiej jednak strony,
wydaje się, iż w niektórych wypadkach kompetencje Regulatora idą za daleko i wymagałyby zweryfikowania.

S y ste m ka r
Katalog uprawnień Prezesa URE, związanych ze stosowaniem wobec przedsiębiorstw energetycznych sankcji za rozmaite
przewinienia, jest zbyt daleko idący. Zarówno w Nowym PE jak i PG, przyjęto bardzo szeroki katalog penalizowanych
czynów; co więcej, wymierzane kary mogą, a czasami muszą, być bardzo wysokie. Ponadto, między powyższymi projektami
występują pewne rozbieżności. Na gruncie Nowego PE, Prezes URE może odstąpić od wymierzenia kary, zarówno
w sytuacji, gdy stopień szkodliwości czynu jest znikomy, jak również wtedy, gdy podmiot zaprzestał naruszania prawa
(alternatywne przesłanki). W PG możliwość tego odstąpienia występuje tylko wtedy, gdy stopień szkodliwości czynu
jest znikomy, a podmiot zaprzestał naruszania prawa lub zrealizował obowiązek (łączne spełnienie tych przesłanek). Brak
jest uzasadnienia dla takich różnic. Z kolei wydaje się, że wprowadzenie do PG jako zasady, że minimalna wysokość
kary pieniężnej, wymierzanej przez Prezesa URE, wynosi 1% przychodów karanego przedsiębiorcy (w Nowym PE
rozszerzenie katalogu czynów zagrożonych taką karą do 34), jest niebezpiecznym pozbawieniem Prezesa URE kompetencji
do wymierzania kary poniżej tego progu. W konsekwencji powoduje to nadmierną sankcyjność przepisów karnych,
np. kara pieniężną za wydanie warunków przyłączenia do sieci gazowniczej z jednodniowym opóźnieniem będzie wynosiła
co najmniej 1% przychodów karanego przedsiębiorcy (!).

R oz st r zyg a n i e s p o rów
Na gruncie Nowego PE została utrzymana kompetencja Prezesa URE do rozstrzygania sporów dotyczących odmowy
zawarcia określonych umów. Zgodnie z art. 43 ust. 1 Nowego PE, Prezes URE na wniosek strony rozstrzyga w sprawach
spornych, dotyczących m.in. odmowy zawarcia umowy o przyłączenie do sieci, umowy o świadczenie usług przesyłania
lub dystrybucji energii, ale również umowy sprzedaży, czy umowy kompleksowej, co do których ustawa nie przewiduje
obowiązku ich zawarcia. Zbyt szerokie wydaje się zatem uprawnienie Prezesa URE do rozstrzygnięcia sporu dotyczącego
odmowy zawarcia umowy, jeżeli żadna ze stron takiej umowy nie jest zobowiązana do jej zawarcia.

I n st r u m e n t y re g u l a c y j n e
Projektowane rozwiązania przewidują w określonych wypadkach możliwość nałożenia przez Prezesa URE rozmaitych
obowiązków na przedsiębiorstwa energetyczne. Przykładowo, w świetle przepisów PG, istnieje możliwość zobowiązania
przedsiębiorstwa do określonych działań, w przypadku, gdy posiada ono określoną „siłę rynkową”. Regulację tę należy
ocenić jako nieuzasadnioną i nadmiernie rozszerzającą zakres dopuszczalnych działań Prezesa URE. Wprowadza on
wysoce nieostre pojęcie „siły rynkowej, która może zagrażać prawidłowemu funkcjonowaniu mechanizmów rynkowych”.
Rozwiązanie to stoi również w sprzeczności z przepisami ustawy o ochronie konkurencji i konsumentów, która nie zabrania
samego posiadania pozycji dominującej na rynku, ale sankcjonuje dopiero jej nadużywanie. Taka regulacja może prowadzić
do nieuzasadnionej ingerencji w działalność podmiotu, którego zachowaniu nie można postawić żadnego zarzutu odnośnie
nadużywania swojej, silnej pozycji.

8


NOWE PRAWO
ENERGETYCZNE

C za s o b ow i ą zy wa n i a ko n ce s j i
Uzyskanie koncesji jest, co do zasady, podstawą prowadzenia przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności. Pozytywnie
należy zatem ocenić wprowadzenie w art. 69 Nowego PE reguły, iż koncesje energetyczne wydawane będą na czas
nieoznaczony. Takie rozwiązanie znacznie obniży ryzyko regulacyjne związane z koniecznością ponownego ubiegania się
o koncesję po wygaśnięciu obecnie obowiązującej. Z przepisem art. 69 koresponduje art. 23 ustawy wprowadzającej
ustawę – Prawo energetyczne, ustawę – Prawo gazowe oraz ustawę o odnawialnych źródłach energii (dalej jako „Ustawa
wprowadzająca”), na mocy którego obecne koncesje, z mocy prawa ulegają przekształceniu w koncesje wydane na czas
nieoznaczony, bez konieczności podejmowania jakichkolwiek czynności ze strony koncesjonariusza. Dzięki niemu
przedsiębiorcy energetyczni nie będą zmuszeni, po wejściu w życie Nowego PE, do ponownego ubiegania się o nowe
koncesje.

O b ow i ą ze k P reze s a URE o p ra cowa n i a i sto t nyc h i n fo r m a c j i d o t yc z ą c yc h ksz t a ł towa n i a i ka l ku l a c j i t a r y f
Istotne znaczenie, z punktu widzenia interesów przedsiębiorstwa energetycznego, w kontekście zatwierdzania taryf, odgrywa
znajomość polityki taryfowej prowadzonej przez Regulatora. Pewnym ułatwieniem dla przedsiębiorstw energetycznym
będzie w tym zakresie obowiązek nałożony na Prezesa URE na mocy art. 174 ust. 2 pkt 22 Nowego PE1. Jego realizacja
zapewni przedsiębiorstwom energetycznym z kilkuletnim wyprzedzeniem wiedzę, o tym, jakie kryteria należy wziąć pod
uwagę opracowując taryfę, a polityka taryfowa Prezesa URE stanie się bardziej przewidywalna. Wprowadzenie takiego
rozwiązania może również sprzyjać planowaniu przez przedsiębiorstwa energetyczne inwestycji długoterminowych.

1 „Art. 174. 2. Do zakresu działania Prezesa URE należy w szczególności: (…)
22) opracowywanie i zamieszczanie w Biuletynie Informacji Publicznej URE, co dwa lata, informacji;
a) istotnych dla kształtowania i kalkulacji taryf dla energii elektrycznej i ciepła na okres kolejnych 6 lat,
b) o istotnych czynnikach i ich parametrach, branych pod uwagę przy ustalaniu wysokości uzasadnionego zwrotu
z kapitału dla przedsiębiorstwa energetycznego przedkładającego taryfy do zatwierdzenia”

9


S to s u n e k p rawa e n e rg e t yc z n e g o d o p rawa ko n ku re n c j i
Kluczową kwestią, z punktu widzenia obniżenia ryzyka regulacyjnego, jest zapewnienie spójności działania różnych
organów państwa dotyczących tych samych przedsiębiorstw, w szczególności zapewnienie spójności działań Prezesa URE
oraz Prezesa UOKiK. Znane nam są sytuacje kiedy Prezes URE oraz Prezes UOKiK zajmowali różne stanowiska w tej samej
materii, a nawet kiedy Prezes UOKiK nakładał kary na przedsiębiorstwo energetyczne, mimo że zdaniem Prezesa URE
działania tego przedsiębiorstwa były zgodne z przepisami Prawa energetycznego. Niewątpliwie nie zapewnia bezpieczeństwa
prawnego uczestnikom rynku energetycznego dopuszczenie do takiej sytuacji, w której działania, będące w ocenie jednego
wyspecjalizowanego organu, odpowiedzialnego za regulację tego rynku, zgodne z prawem, mogą być kwestionowane
przez inny organ. Aktualnie obowiązujące przepisy nie wykluczają takiego ryzyka. Natomiast projektowany art. 1 ust. 4
Nowego PE potwierdza wręcz, że tego typu sytuacje będą możliwe2 .W świetle tego przepisu nie można bowiem wykluczyć,
że przedsiębiorstwo energetyczne, które będzie wykonywać swoją działalność zgodnie z przepisami Nowego PE, w tym
zgodnie z decyzjami Prezesa URE, i tak będzie narażone na sankcje ze strony PUOKiK. W praktyce ryzyko polegać będzie
na tym, że działania przedsiębiorstwa energetycznego aprobowane przez Regulatora, a wręcz zgodne z jego oczekiwaniami,
będą mogły być kwestionowane przez organ antymonopolowy. Co więcej, istnieje ryzyko nakładania podwójnych kar za
to samo przewinienie, gdyż wiele przepisów karnych Nowego Prawa energetycznego dotyczy w gruncie rzeczy również
praktyk antykonkurencyjnych. Można sobie zatem wyobrazić sytuację, kiedy za ten sam czyn, przedsiębiorca energetyczny
zostanie ukarany przez Prezesa URE, na podstawie Nowego Prawa energetycznego oraz odrębnie przez Prezesa UOKiK, na
podstawie przepisów ustawy o ochronie konkurencji i konsumentów. Wskazane wyżej ryzyka wydają się nie do przyjęcia
z punktu widzenia celów regulacji sektorowej i zasady zaufania jednostek do państwa.
Niezależnie od powyższego, trzeba wskazać, że zgodnie z art. 1 ust. 2 Nowego PE, celem ustawy jest między innymi rozwój
konkurencji oraz przeciwdziałanie skutkom naturalnym monopoli. A zatem, już samo Nowe PE realizuje cele przepisów
o ochronie konkurencji i konsumentów, tyle, że w sposób szczególny, bowiem w odniesieniu do sektora energetycznego.
Można zatem twierdzić, że przepisy Nowego PE stanowić powinny regulację szczególną w stosunku do przepisów o ochronie
konkurencji i konsumentów. Przyzwolenie na niezależne stosowanie do oceny działań przedsiębiorstw energetycznych,
podejmowanych w granicach określonych w Nowym PE, przepisów o ochronie konkurencji i konsumentów, stawia wręcz
pod znakiem zapytania sens regulacji sektorowej w ogóle.

A l g o r y t my d l a s p r ze d a ży awa r y j n e j
Instytucja sprzedaży awaryjnej jest nowością w stosunku do obecnych uregulowań. Polega ona na świadczeniu przez
sprzedawcę z urzędu, wyznaczonego przez Prezesa URE, sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom w gospodarstwie
domowym, jeżeli ich dotychczasowy sprzedawca zaprzestał sprzedaży z przyczyn od nich niezależnych, a nie zawarli oni
umowy sprzedaży z nowym sprzedawcą. O ile samą koncepcję sprzedaży awaryjnej należy ocenić pozytywnie, wątpliwości
budzi sposób obliczania wynagrodzenia należnego sprzedawcy z urzędu za jej realizację. Zgodnie z regulacją art. 35 Nowego
PE, sprzedawca z urzędu ustala wysokość opłaty za sprzedaż awaryjną na podstawie algorytmów ustalonych przez Prezesa
URE3. Po pierwsze, art. 35 Nowego PE wprowadza nieznaną dotąd formę działania organu administracji publicznej
(gdyż jak się wydaje, w świetle projektowanych przepisów, ustalenie algorytmu nie następuje w drodze indywidualnej
decyzji). W konsekwencji, nie ma możliwości zakwestionowania na drodze administracyjnej lub sądowej ustalenia

2 „Art. 1. 4. Przepisy ustawy nie naruszają przepisów o ochronie konkurencji i konsumentów.”

3 „Art. 35. 1. Sprzedawca z urzędu ustala wysokość opłaty za sprzedaż awaryjną
na podstawie algorytmów ustalonych przez Prezesa URE.
2. Prezes URE ustalając algorytmy bierze w szczególności pod uwagę:
1) wysokość cen energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym;
2) koszty ponoszone przez sprzedawcę z urzędu.
3. Opłata za sprzedaż awaryjną podlega kontroli Prezesa URE w zakresie jej zgodności z algorytmem.
4. Prezes URE zamieszcza algorytmy w Biuletynie Informacji Publicznej Urzędu Regulacji Energetyki,
zwanym dalej „Biuletynem Informacji Publicznej URE”.”

10


przez Prezesa URE określonego algorytmu. Po drugie, brak jest klarownych zasad i procedury ustalania algorytmów,
w związku z czym działanie Prezesa URE w tym zakresie cechować może znaczna uznaniowość. Wszystko to powoduje, że
zupełnie nieprzewidywalne skutki finansowe może mieć dla przedsiębiorstwa energetycznego wyznaczenie go sprzedawcą
awaryjnym, czego konsekwencją jest obowiązek świadczenia sprzedaży awaryjnej.

G e n e ra l n a u m owa d y st r y b u c j i
Nowe PE w art. 30 wprowadza pojęcie generalnej umowy dystrybucji zawieranej pomiędzy sprzedawcą lub wytwórcą
energii oraz operatorem systemu dystrybucyjnego w celu umożliwienia realizacji umów sprzedaży oraz umów
kompleksowych sprzedaży energii elektrycznej. Jednocześnie ust. 3 tego artykułu przewiduje, że wzór generalnej umowy
dystrybucji, opracowany przez operatora podlega „uzgodnieniu” z Prezesem URE. Niejasnym jest, jak na gruncie
prawa administracyjnego należy rozumieć sformułowanie „uzgodnienie”. W szczególności może być wątpliwe, czy jest
ono równoznaczne z wydaniem przez Prezesa URE decyzji zatwierdzającej GUD, tym bardziej, że w pierwotnej wersji
projektu wzór generalnej umowy dystrybucji miał podlegać nie „uzgodnieniu” lecz „zatwierdzeniu” przez Prezesa URE.
Obecna redakcja przepisu może być źródłem niepewności dla przedsiębiorstw energetycznych, gdyż nie określa precyzyjnie
formy działania organu administracji publicznej, a w świetle zmiany terminologii w kolejnych wersjach projektu zdaje się
sugerować, że nie chodzi o wydanie decyzji administracyjnej.

Zmiana ko n ce s j i
Niezależnie od tego, iż w naszej ocenie pozytywnym rozwiązaniem jest wprowadzenie nieoznaczonego czasu obowiązywania
koncesji, krytycznie należy ocenić art. 72 Nowego PE, który stanowi, że Prezes URE może zmienić przedmiot i warunki
udzielonej koncesji na wniosek lub z urzędu. Przepis ten może być rozumiany w taki sposób, że daje Prezesowi URE
kompetencję do tego, aby bez jakichkolwiek przesłanek, sam z siebie, w dowolnym czasie, zmienił koncesję. Zapewne
zamiarem Projektodawcy było, aby zmiana koncesji następowała po spełnieniu przesłanek określonych w art. 73 Nowego
PE, np. w razie podziału przedsiębiorstwa energetycznego lub jego łączenia z innymi podmiotami. Taka wykładnia nie
jest jednak wcale oczywista, Dlatego też proponowane brzmienie art. 72 Nowego PE może zniweczyć wszelkie pozytywne
skutki związane z nową regulacją czasu obowiązywania koncesji. Koncesja wydana na czas nieoznaczony nie daje bowiem
przedsiębiorcy energetycznemu żadnej pewności prawnej, jeżeli w każdej chwili może być zmieniona z inicjatywy Prezesa
URE. Tego rodzaju rozwiązanie niepotrzebnie zwiększa ryzyko regulacyjne, a co więcej nie służy także pewności obrotu
i nie sprzyja podejmowaniu inwestycji długoterminowych.

Z a b ez p i e c ze n i e m a j ą t kowe
Poszerzeniu, w stosunku do aktualnych uregulowań, uległa, przewidziana w art. 71 Nowego PE, kompetencja Prezesa
URE do żądania złożenia przez przedsiębiorstwo energetyczne, ubiegające się o udzielenie koncesji, zabezpieczenia
majątkowego4. Pomimo pewnych zmian, w stosunku do pierwszego projektu Nowego PE, przepis ten w dalszym ciągu
pozostawia Prezesowi URE całkowitą uznaniowość, nie tylko co do żądania ustanowienia zabezpieczenia, lecz także co do
jego wysokości. Powinien on natomiast oprócz minimalnej, określać także maksymalną wysokość zabezpieczenia. Obecne
jego brzmienie powoduje natomiast, że przedsiębiorca, zamierzający podjąć działalność, w zasadzie nie będzie w stanie
przewidzieć wysokości przyszłego zabezpieczenia przed złożeniem wniosku koncesyjnego. Zwiększa to niepotrzebnie
ryzyko regulacyjne i może także zniechęcać do podejmowania inwestycji.

4 „Art. 71. 1. Udzielenie koncesji może być uzależnione od złożenia przez wnioskodawcę zabezpieczenia majątkowego w celu zaspokojenia
roszczeń osób trzecich, mogących powstać wskutek niewłaściwego wykonywania działalność gospodarczej określonej w koncesji, w tym
szkód w środowisku.
2. Zabezpieczenie majątkowe, o którym mowa w ust. 1, ustanawia się w wysokości nie niższej niż 1/12 planowanych przez wnioskodawcę
rocznych przychodów z wykonywanej działalności gospodarczej, na którą ma być udzielona koncesja, przy czym minimalna kwota tego
zabezpieczenia wynosi 200 000 zł.”

11


Kary
Negatywnie należy ocenić cały system uprawnień Prezesa URE związany z nakładaniem kar na przedsiębiorstwa energetyczne.
W pierwszej kolejności brak jest uzasadnienia dla utrzymywania bezwzględnej, w większości przypadków, odpowiedzialności
za wskazane w nim przewinienia, tj. uniezależnionej od winy przedsiębiorstwa energetycznego. Na przykład art. 228 ust.
1 pkt 10 Nowego PE przewiduje odpowiedzialność za „nieświadczenie sprzedaży awaryjnej”. Z drugiej jednak strony,
w katalogu kar Projektodawca ujął również przewinienia, których karalność uzależniona jest od winy przedsiębiorcy, np.
wprowadzenie w błąd Prezesa URE w zakresie przedstawionych na jego żądanie informacji, dotyczących wykonywanej
przez to przedsiębiorstwo działalności, jest penalizowane tylko jeżeli było działaniem świadomym lub efektem niedbalstwa
(art. 228 ust. 1 pkt 52). Niezależnie od powyższego, szereg czynów wymienionych w art. 228, podlegających karze,
jest ujętych w zbyt ogólny sposób, np. karanie za nieutrzymywanie w należytym stanie technicznym obiektów, instalacji
i urządzeń (nie wiadomo jak należy rozumieć określenie „należyty stan”).
Ponadto utrzymano na wysokim poziomie (przewidzianym w obecnym PE) granicę kary. Niewątpliwie kara w wysokości
15% przychodu jest w stanie doprowadzić do niewypłacalności każde przedsiębiorstwo. Wysokość kar dziwi tym bardziej,
że w innych ustawach regulacyjnych kary są znacznie niższe, tak np. zgodnie z ustawą o transporcie kolejowym maksymalną
wysokość kary stanowi 2% przychodu przedsiębiorstwa, a w przypadku ustawy prawo telekomunikacyjne jest to 3%
przychodu. Co więcej, ustawa o ochronie konkurencji i konsumentów przewiduje maksymalną wysokość na poziomie 10%
przychodu przedsiębiorstwa. W tym świetle utrzymanie w Nowym PE maksymalnej wysokości kary na poziomie 15%
przychodu wydaje się pozbawione racjonalnych podstaw. Trudno bowiem wyobrazić sobie, aby jakiekolwiek przewinienie
przedsiębiorstwa energetycznego miało gorsze skutki niż wykroczenia przeciwko regułom konkurencji, za które kara nie
przekracza przecież 10% przychodu. Dodatkowo zwiększeniu, z dwóch do trzydziestu czterech, uległ katalog przewinień,
za które najniższy wymiar kary wynosi 1% przychodu przedsiębiorcy. W takiej sytuacji, biorąc pod uwagę wysokość
przychodów wiodących polskich przedsiębiorstw energetycznych, nawet minimalny wymiar kary, nałożonej za niekiedy
błahe przewinienie, stanowić może wiele dziesiątek, a nawet setki milionów złotych.

„P rawo ” o d b i o rc y d o z a ku p u e n e rg i i o d w y b ra n e g o s p r ze d awc y
Niejasne jest, jak należy rozumieć, przyznane odbiorcy w art. 31 ust. 1 Nowego PE, prawo zakupu energii elektrycznej od
wybranego przez siebie sprzedawcy. W szczególności może powstać wątpliwość, czy przepis ten nakłada na sprzedawców
energii generalny obowiązek zawierania umowy sprzedaży z każdym odbiorcą, który wystąpi do nich z takim żądaniem,
bez względu na okoliczności - taka teza może wynikać z dosłownej redakcji analizowanego przepisu. W tym brzmieniu
nie jest on zgodny z art. 3 ust. 4 dyrektywy 2009/72/WE, stanowiącym, że państwa członkowskie zapewniają wszystkim
odbiorcom prawo do zakupu energii elektrycznej od dostawcy, z zastrzeżeniem jego zgody. Sprzedawca musi zatem wyrazić
zgodę na zawarcie umowy sprzedaży. W związku z powyższym, regulację art. 31 ust. 1 należy ocenić negatywnie, jako
przepis wprowadzający niepewność, co do rzeczywistego zakresu obowiązków sprzedawców energii elektrycznej.

W y p ow i a d a n i e u m ów zawa r t yc h n a c za s n i e oz n a c zo ny
Aktualnie obowiązujące przepisy dają odbiorcy uprawnienie do wypowiadania wszystkich umów – zawartych zarówno na
czas nieoznaczony, jak i oznaczony. W tym świetle pozytywnie należy ocenić wprowadzenie w art. 32 ust. 1 Nowego PE

12


zasady, iż odbiorca może wypowiedzieć wyłącznie umowę zawartą na czas nieoznaczony5. Po pierwsze, obecnie obowiązujące
uregulowanie jest sprzeczne z naturą umowy na czas nieoznaczony, która, co do zasady, nie podlega swobodnemu
wypowiedzeniu, ponieważ jej celem jest wykreowanie stosunku prawnego, który ma trwać właśnie przez określony czas.
Po drugie, nie służy ono pewności obrotu, ponieważ pomimo zawarcia umowy na czas oznaczony, przedsiębiorstwa
energetyczne i tak pozostają w niepewności co do trwałości stosunku prawnego, skoro odbiorca posiada prawo do ich
wypowiedzenia w każdym czasie. Nowa regulacja będzie pozwalała na zawieranie umów na czas określony, które nie będą
podlegały swobodnemu wypowiedzeniu, i przez to będą służyły pewności obrotu. Takie rozwiązanie przy tym będzie
korzystne nie tylko dla przedsiębiorstw sieciowych, ale także dla odbiorców oraz będzie miało istotne znaczenie w relacjach
z bankami.

M oż l i wo ść u n i ewa ż n i e n i a p r ze t a rg u p o j e g o z a ko ń c ze n i u
Przepis projektowanego art. 56 ust. 3 znacząco obniża pewność obrotu, przyznając Prezesowi URE uprawnienie do
unieważnienia przetargu na wytworzenie energii elektrycznej post factum, przy jednoczesnym zachowaniu ważności umów
zawartych w wyniku takiego przetargu6. Po pierwsze, takie rozwiązanie jest błędne pod względem konstrukcyjnym, nie
można bowiem unieważnić przetargu, który już się zakończył zawarciem umowy. Po drugie, na gruncie projektowanej
regulacji, w przypadku unieważnienia przetargu, z jednej strony pozostają w mocy zawarte wskutek przetargu umowy,
a z drugiej strony sprzedanej na podstawie takiej umowy energii elektrycznej nie zalicza się do wypełnienia „obliga
przetargowego”, za co grozi kara pieniężna. W konsekwencji podmiot zobowiązany znajduje się w sytuacji bez wyjścia.
Z jednej strony jest związany wadliwie zawartą umową, a z drugiej strony jej dalsze wykonywanie zwiększa jeszcze zakres
jego uchybienia.

P r zy m u sowe ko n t y n u owa n i e d z i a ł a l n o śc i p o m i m o b ra ku ko n ce s j i
Obecnie obowiązujące przepisy PE przewidują, że Prezes URE może nakazać przedsiębiorstwu energetycznemu dalsze
prowadzenie działalności gospodarczej objętej koncesją, pomimo jej wygaśnięcia, jeżeli wymaga tego interes społeczny.
Jeżeli wykonanie tego obowiązku przynosi przedsiębiorstwu stratę, należy mu się od Skarbu Państwa pokrycie tej straty
do wysokości uzasadnionych kosztów działalności, przy zachowaniu należytej staranności. Podobne uregulowanie zawarto
w art. 75 Nowego PE, z tym że zmianie uległy zasady wynagrodzenia przedsiębiorstwa energetycznego za wykonywaną
działalność7. Negatywnie skutki dla pewności obrotu przyniesie wprowadzenie rozwiązania, zgodnie z którym, jeżeli
działalność gospodarcza, wykonywana w warunkach, o których mowa w ust. 1 Nowego PE, przynosi stratę, przedsiębiorstwu
energetycznemu należy się pokrycie kosztów w taryfie w wysokości ograniczonej do uzasadnionych kosztów działalności
gospodarczej określonej w koncesji, przy zachowaniu należytej staranności. Nowa redakcja art. 75 ust. 2 powoduje, że
przedsiębiorstwa, które nie przedkładają taryf do zatwierdzenia, nie będą miały faktycznie możliwości pokrycia straty.
Przedsiębiorstwa takie działają bowiem w warunkach konkurencji. A zatem, jeżeli podwyższą ceny i stawki opłat w taryfie
w celu pokrycia strat, to po prostu w warunkach konkurencji stracą klientów i finalnie nie uzyskają pokrycia uzyskanych strat.

5 „Art. 32. 1. Odbiorca końcowy może wypowiedzieć umowę zawartą na czas nieoznaczony, na podstawie której sprzedawca energii
elektrycznej sprzedaje temu odbiorcy energię elektryczną, bez ponoszenia kosztów i odszkodowań innych, niż wynikające z treści umowy,
składając do tego sprzedawcy pisemne oświadczenie.”
6 „Art. 56. 3. W przypadku stwierdzenia, że przetarg został przeprowadzony niezgodnie z przepisami wydanymi na podstawie ust. 5,
Prezes URE może unieważnić przetarg. Unieważnienie przetargu nie uchybia zobowiązaniom przedsiębiorstw energetycznych wynikających
z umów zawartych w wyniku rozstrzygnięcia tego przetargu.”
7 „Art. 75. 1. Prezes URE może nakazać przedsiębiorstwu energetycznemu, pomimo wygaśnięcia koncesji, dalsze wykonywanie działalno-
ści gospodarczej określonej w koncesji przez okres nie dłuższy niż 2 lata, jeżeli wymaga tego interes społeczny.
2. Jeżeli działalność gospodarcza wykonywana w warunkach, o których mowa w ust. 1, przynosi stratę, przedsiębiorstwu energetycznemu
należy się pokrycie kosztów w taryfie w wysokości ograniczonej do uzasadnionych kosztów działalności gospodarczej określonej w koncesji,
przy zachowaniu należytej staranności.
3. Koszty, o których mowa w ust. 2, są zatwierdzane przez Prezesa URE.”

13


B ra k z wo l n i e n i a s p o d t a r y fowa n i a n a p oz i o m i e u st awow y m p ew nyc h ro d z a j ów d z i a ł a l n o śc i

Przepis art. 199 ust. 1 Nowego PE powiela aktualną regulację art. 49 PE8. Nie wykorzystano jednak okazji, jaką jest
tworzenie zupełnie nowej ustawy, aby już na poziomie ustawowym przesądzić o zwolnieniu spod obowiązku przedstawiania
taryf do zatwierdzania określonych rodzajów działalności. Obecna ustawa została uchwalona w 1997 r. Od tamtego czasu
rynek energetyczny w Polsce znacznie się zmienił. Przede wszystkim trzeba zauważyć znaczący wzrost konkurencji na
hurtowym rynku energii elektrycznej. W tym stanie rzeczy nie jest uzasadnione utrzymywanie w mocy anachronicznych
przepisów, przewidujących jako zasadę zatwierdzanie taryf dla wszystkich rodzajów działalności koncesjonowanej,
z wyjątkiem w postaci możliwości uzyskania zwolnienia z tego obowiązku przez Prezesa URE. Przesądzenie już w samej
ustawie o zwolnieniu spod obowiązku taryfowania, np. działalności w zakresie hurtowego obrotu energią elektryczną, jest
o tyle istotne, iż w praktyce zdarzyło się, że Prezes URE cofnął udzielone wcześniej zwolnienia, czym negatywnie wpływał
na pewność obrotu.

P r ze p i sy w p rowa d za j ą ce
Jak wspomniano powyżej, zasadniczo pozytywnie należy ocenić przepisy Ustawy wprowadzającej, ponieważ, co do zasady,
przewidują ciągłość uprawnień, czy decyzji administracyjnych, uzyskanych na gruncie aktualnego PE. Na przykład aktualne
koncesje staną się bezterminowe, a instrukcje ruchu, czy też decyzje wyznaczające operatorów sieci, pozostaną w mocy.
Negatywnie trzeba jednak ocenić przepis art. 45 Ustawy wprowadzającej, który zakłada utratę mocy obowiązującej
aktualnych aktów wykonawczych, jeżeli w określonym terminie nie zostaną wydane nowe. W razie opóźnienia w wydaniu
nowych przepisów może to doprowadzić do powstania luki prawnej, co zresztą miało już miejsce w praktyce. Lepszym
rozwiązaniem byłoby wskazanie daty wydania nowych aktów wykonawczych i przesądzenie, że do czasu ich wydania
(niezależnie kiedy to nastąpi) w mocy pozostają przepisy dotychczasowe.

3. Czy nowe przepisy służą podejmowaniu inwestycji,
w tym długoterminowych?
Opłata z a p r zy ł ą c ze n i e d o s i e c i
Istotne znaczenie, zarówno dla przedsiębiorstw energetycznych, jak i dla odbiorców, zwłaszcza w kontekście określenia
podstaw obliczania opłaty za przyłączenie do sieci, ma interpretacja terminu „rzeczywiste nakłady poniesione na realizację
przyłączenia”. Nakłady te są bowiem podstawą kalkulacji opłat za przyłączanie np. źródeł energii. Pomimo ukształtowania
się w ostatnim czasie orzecznictwa Sądu Najwyższego, potwierdzającego rozumienie kosztów przyłączenia w wąskim
tego terminu znaczeniu, jako tzw. shallow connection, nierzadko dochodziło do sporów pomiędzy przedsiębiorstwami
sieciowymi a podmiotami ubiegającymi się o przyłączenie, właśnie co do wysokości opłaty za przyłączenie. Ponadto, nawet
ugruntowana linia orzecznicza może ulegać zmianom. W tym świetle pozytywnie należy ocenić doprecyzowanie w art.
17 ust. 2 Nowego PE, co należy rozumieć pod pojęciem realizacji przyłączenia i przesądzenie, że opłata za przyłączenie
do sieci ma zapewnić pokrycie kosztów przyłącza tylko w zakresie shallow connection9. Niewątpliwie takie jednoznaczne
stwierdzenie ustabilizuje stan prawny oraz ograniczy przyszłe spory, a tym samym zwiększy pewność i bezpieczeństwo

8 „Art. 199. 1. Prezes URE może:
1) zwolnić przedsiębiorstwo energetyczne z obowiązku przedłożenia taryfy do zatwierdzenia, jeżeli stwierdzi, że przedsiębiorstwo to działa
w warunkach konkurencji lub
2) cofnąć udzielone zwolnienie, w przypadku ustania warunków uzasadniających zwolnienie.”
9 „Art. 17. 2. Przez realizację przyłączenia rozumie się budowę odcinka lub elementu sieci służącego do połączenia urządzeń, instalacji
lub sieci podmiotu ubiegającego się o przyłączenie urządzeń, instalacji lub sieci do sieci elektroenergetycznej lub do sieci ciepłowniczej,
z pozostałą częścią sieci.”

14


nowych inwestycji związanych z przyłączeniem. Z jednej bowiem strony potencjalny inwestor będzie mógł przewidzieć
wysokość kosztów przyłączenia, z drugiej strony koszty te utrzymywane będą na rozsądnym poziomie (ograniczą się tylko
do kosztów „odcinka sieci służącego do przyłączenia”).

C h a ra k te r p raw ny w yd a nyc h wa r u n ków p r zy ł ą c ze n i a
Wiele wątpliwości, na gruncie obecnych uregulowań, budzi określenie charakteru prawnego wydanych warunków
przyłączenia. W tym świetle pozytywnie należy ocenić jednoznaczne przesądzenie w art. 15 ust. 2 Nowego PE skutku
wydania warunków przyłączenia. Zgodnie z tym przepisem, warunki przyłączenia do sieci w okresie ich ważności stanowią
zobowiązanie przedsiębiorstwa energetycznego do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci z podmiotem, któremu zostały
wydane, lub z jego następcą prawnym. W powyższym kontekście należy przypomnieć, że zgodnie z obecnie obowiązującymi
przepisami, warunki przyłączenia stanowią jedynie warunkowe (a więc nie bezwzględne) zobowiązanie do zawarcia umowy
o przyłączenie do sieci. Skutkiem nowego przepisu jest także przesądzenie w art. 23 ust. 2 Nowego PE, że wartość łącznej
dostępnej mocy przyłączenia pomniejsza się o wartość mocy wynikającą z wydanych i ważnych warunków przyłączenia
źródeł do sieci. Wprawdzie może być wątpliwe, czy zasadnie powiązano aż tak daleko idące skutki z wydaniem warunków
przyłączenia. Niemniej zaletą tego rozwiązania jest przynajmniej usunięcie dotychczasowych wątpliwości.
Ponadto, jednoznacznie wskazano, że zawarcia umowy będzie mógł żądać także następca prawny pierwotnego wnioskodawcy,
dzięki czemu podmiot planujący inwestycję uzyska swobodę w zakresie ewentualnego przeniesienia planowanej inwestycji,
nawet na stosunkowo wczesnym etapie rozwoju, na inny podmiot. Dotąd nie była uregulowana w przepisach kwestia
przenoszenia uprawnień wynikających z wydanych warunków przyłączenia.

Z wo l n i e n i e s p o d o b l i g a g i e łd owe g o
W świetle planowania przez przedsiębiorstwo energetyczne długoterminowych inwestycji istotne znaczenie odgrywa
kwestia zapewnienia ich finansowania. Na pozytywna ocenę zasługuje zatem przepis art. 54 ust. 2 Nowego PE, dający
Prezesowi URE uprawnienie do zwolnienia, na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, z obowiązku sprzedaży określonej
ilości energii na giełdzie, w części dotyczącej wytwarzania energii elektrycznej sprzedawanej na potrzeby wykonywania
długoterminowych zobowiązań, wynikających z umów zawartych z instytucjami finansowymi, w celu realizacji inwestycji
związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej, jeżeli nie spowoduje to istotnego zakłócenia warunków konkurencji na
rynku energii elektrycznej, a realizacja tego obowiązku spowoduje trudności w realizacji tych zobowiązań. Z drugiej jednak
strony, wadą tego przepisu jest brak jednoznacznego przesądzenia, czy może on znaleźć zastosowanie także przed zawarciem
długoterminowych umów z instytucjami finansowymi. Mając na uwadze sprzyjanie inwestycjom długoterminowym,
powinna istnieć taka możliwość.

P ro m e s a ko n ce s j i
Sporym ułatwieniem dla przedsiębiorstw energetycznych rozpoczynających prowadzenie działalności jest uregulowanie
zawarte w art. 76 ust. 6 Nowego PE. Zgodnie z nim, podmiotowi posiadającemu dopiero promesę udzielenia koncesji
przysługuje już możliwość złożenia wniosku o zatwierdzenie taryfy. Takie rozwiązanie ułatwi właściwe przygotowanie się
na wczesnym już etapie do rozpoczęcia działalności.

B ra k z w ro t u za l i c z k i n a p o c ze t o p ł a t y za p r zy ł ą c ze n i e d o s i e c i
W niektórych przypadkach podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci są zobowiązane wnieść zaliczkę na poczet opłaty
za przyłączenie do sieci. Nowe PE w art. 14 ust. 1 pkt 4 wprowadza zasadę, iż w razie odmowy przez podmiot ubiegający
się o przyłączenie zawarcia umowy o przyłączenie, kiedy warunki przyłączenia zostały już wydane, przedsiębiorstwo
energetyczne nie jest obowiązane do zwrotu wniesionej zaliczki. Takie rozwiązanie należy ocenić negatywnie. Brak jest
uzasadnienia dla zatrzymania przez przedsiębiorstwo energetyczne zaliczki, gdy podmiot ubiegający się o przyłączenie
z niego zrezygnuje. W istocie wydanie warunków przyłączenia ma dla podmiotu ubiegającego się o przyłączenie

15


walor informacyjny, a kreuje zobowiązanie wyłącznie po stronie przedsiębiorstwa sieciowego. Podmiot ubiegający się
o przyłączenie często dopiero po ich wydaniu może podjąć decyzję, czy chce zawrzeć umowę o przyłączenie. W warunkach
przyłączenia określa się bowiem m.in. zakres prac koniecznych do realizacji przyłączenia, które mogą wpłynąć przykładowo
na aspekt finansowy inwestycji podejmowanej przez podmiot ubiegający się o przyłączenie. W tym świetle warunki
przyłączenia stanowią dokument warunkujący podjęcie przez podmiot ubiegający się o przyłączenie decyzji, co do chęci
kontynuowania zaplanowanej działalności. W związku z tym pozbawienie go prawa do zwrotu zaliczki nie zasługuje na
aprobatę, gdyż może stać się czynnikiem skutecznie zniechęcającym do nowych inwestycji na rynku energii.

U m owa ko m p l e k sowa
Pozytywnie należy ocenić wprowadzenie w Nowym PE zasady, iż dostarczanie energii elektrycznej do odbiorców
w gospodarstwach domowych odbywa się na podstawie umowy kompleksowej. Umowa kompleksowa kreuje bowiem
jeden stosunek prawny pomiędzy odbiorcą a sprzedawcą energii elektrycznej, co jest rozwiązaniem prostym i zrozumiałym
zwłaszcza dla odbiorców w gospodarstwach domowych.
Zarazem należy wskazać na poprawienie, w stosunku do pierwszego projektu Nowego PE, przepisów ogólnych dotyczących
umowy kompleksowej, które w pierwotnie zaproponowanej wersji były stosunkowo nieprzyjazne dla odbiorców (umowa
kompleksowa składała się w gruncie rzeczy z dwóch, rozdzielonych umów).

I n st y t u c j a s p r ze d a ży awa r y j n e j
Jak już wspomniano, regulacja dotycząca sprzedaży awaryjnej stanowi nowość w stosunku do obecnie obowiązujących
przepisów PE, zasługując, co do zasady, na pozytywną ocenę. Z jednej strony gwarantuje ona bowiem odbiorcom
energii elektrycznej w gospodarstwie domowym kontynuację dostarczania energii przez określony czas w przypadku, gdy
dotychczasowy sprzedawca zaprzestał sprzedaży z przyczyn niezależnych od odbiorcy, a odbiorca ten nie zawarł umowy
sprzedaży z nowym sprzedawcą. Z drugiej strony, regulacja ta poprzez jednoznaczne wskazanie podmiotu dokonującego
sprzedaży awaryjnej pozwala zapobiec sytuacji, w której w braku umowy, a przy jednoczesnym kontynuowaniu pobierania
energii przez odbiorcę, trudno wskazać podmiot, którego energia elektryczna została przez takiego odbiorcę pobrana z sieci.
Zyskuje na tym również przedsiębiorstwo sieciowe, ponieważ minimalizuje się różnicę bilansową w sieci spowodowaną
bezumownym pobieraniem energii elektrycznej.

Opłaty z a i n g e re n c j ę w u k ł a d p o m i a rowo - roz l i c ze n i ow y
Na gruncie obecnie obowiązujących przepisów pewną trudność dla przedsiębiorstw energetycznych stanowi praktyczna
realizacja przysługujących im uprawnień z tytułu nielegalnego poboru energii. Obecnie bowiem często do skutecznego
dochodzenia roszczenia nie wystarcza, że przedsiębiorstwo energetyczne stwierdziło ingerencję w układ pomiarowo-
rozliczeniowy. Niekiedy sądy wymagają udowodnienia, że nielegalne pobieranie energii faktycznie miało miejsce,
co bywa niewykonalne (wymagałoby złapania sprawcy „na gorącym uczynku”). Na pozytywną ocenę zasługuje zatem

16


poprawiony, w stosunku do aktualnie obowiązującego art. 57 PE, art. 49 Nowego PE10. Rozszerzona hipoteza przepisu daje
przedsiębiorstwu energetycznemu prawo do pobrania od odbiorcy opłaty dodatkowej, lub dochodzenia odszkodowania
na zasadach ogólnych, nie tylko w przypadku nielegalnego poboru energii elektrycznej, ale także w przypadku ingerencji
w układ pomiarowo-rozliczeniowy prowadzący do zafałszowania jego wskazań.

Te r m i n w y p ow i e d ze n i a u m ów zawa r t yc h n a c z a s n i e oz n a c zo ny
Przede wszystkim należy przypomnieć, iż w naszej ocenie prawidłowym rozwiązaniem jest przyznanie odbiorcom prawa
do swobodnego wypowiadania wyłącznie w odniesieniu do umów zawartych na czas nieoznaczony. Z drugiej jednak
strony ,negatywnie należy ocenić regulację art. 32 ust. 2 Nowego PE, która wprowadza sztywny 21-dniowy termin
wypowiedzenia takich umów11. W aktualnym PE, a także w pierwszej wersji projektu Nowego PE, stosowanie tego
przepisu ograniczone było tylko do odbiorców w gospodarstwach domowych. O ile określenie sztywnego terminu może
mieć uzasadnienie w dążeniu do specjalnej ochrony odbiorców w gospodarstwach domowych, o tyle brak jest takiego
uzasadnienia w przypadku dużych odbiorców. Termin rozwiązania umowy powinien w przypadku dużych odbiorców
zależeć wyłącznie od postanowień umowy lub indywidualnych negocjacji w danym przypadku. W tym przypadku interes
odbiorców i przedsiębiorstw energetycznych nie został właściwie wyważony, a przepis zbytnio ogranicza swobodę umów.

Zmiana za s a d i n fo r m owa n i a o z m i a n a c h ce n w z a t w i e rd zo nyc h t a r y fa c h
W stosunku do obecnych uregulowań zmianie uległ przepis normujący zasady informowania odbiorców o zmianach cen
zatwierdzonych taryf. Dotychczasowy przepis art. 5 ust. 6 PE pozwala na informowanie odbiorców o podwyżce cen lub
stawek opłat za dostarczaną energię elektryczną lub ciepło, określonych w taryfach zatwierdzonych przez Prezesa URE,
w ciągu jednego okresu rozliczeniowego od dnia tej podwyżki. Takie brzmienie przepisu ma swoje uzasadnienie: po pierwsze
w treści Załącznika I dyrektywy 2009/72/WE, zgodnie z którym informacje o zmianach cen w zatwierdzonych taryfach
wystarczy przekazywać w ciągu jednego okresu rozliczeniowego. Co więcej, również Sąd Najwyższy stanął na stanowisku, że
publikacja taryfy i jej zatwierdzenie przez Prezesa URE w wystarczający sposób zabezpiecza interesy odbiorców, i w związku
z tym nie ma konieczności stosowania ogólnych zasad Kodeksu cywilnego (powiadomienie o podwyżce z wyprzedzeniem,
z możliwością wypowiedzenia umowy). Natomiast w przypadku taryf niezatwierdzanych obowiązują określone w kodeksie
cywilnym ogólne zasady zmiany umów lub wzorców umów. Projektowany przepis art. 38 ust. 2 Nowego PE, przewidując
obowiązek informowania jeszcze przed okresem, od którego będą obowiązywać zmienione ceny12, zasługuje zatem na
negatywną ocenę. Idzie bowiem zbyt daleko w przypadku taryf zatwierdzanych i jest niepotrzebny w przypadku taryf
niezatwierdzanych.
Należy również wskazać, że realizacja obowiązku wynikającego z zaprojektowanego art. 38 ust. 2 może okazać się
w praktyce trudna do zrealizowania. Wszak długość okresów rozliczeniowych jest bardzo różna. W przypadku bardzo
krótkich okresów rozliczeniowych trudność może sprawiać poinformowanie o zmianach cen lub stawek opłat dużej
liczby odbiorców w krótkim czasie. Natomiast w przypadku stosunkowo długich okresów rozliczeniowych może znacznie
wydłużyć się okres wejścia w życie nowej taryfy dla konkretnego odbiorcy.

10 „Art. 49. 1. W przypadku nielegalnego pobierania energii elektrycznej lub ciepła, lub ingerencji w układ pomiarowo - rozliczeniowy
prowadzącej do zafałszowania jego wskazań, przedsiębiorstwo energetyczne może:
1) pobierać od odbiorcy, a w przypadku, gdy pobór energii elektrycznej lub ciepła nastąpił bez zawarcia umowy, może pobierać od osoby
lub osób nielegalnie pobierających energię elektryczną lub ciepło opłatę w wysokości określonej w taryfie, chyba że nielegalne pobiera-
nie energii elektrycznej lub ciepła, lub ingerencja w układ pomiarowo - rozliczeniowy wynikało z wyłącznej winy osoby trzeciej, za którą
odbiorca nie ponosi odpowiedzialności albo
2) dochodzić odszkodowania na zasadach ogólnych.”
11 „Art. 32. 2. Umowa, o której mowa w ust.1, ulega rozwiązaniu, w terminie 21 dni od dnia, w którym oświadczenie, o którym mowa
w ust. 1, dotarło do przedsiębiorstwa energetycznego. Odbiorca ten może wskazać późniejszy termin rozwiązania umowy.”
12 „Art. 38. 2. Powiadomienie, o którym mowa w ust. 1, sprzedawca energii elektrycznej lub ciepła jest obowiązany przesłać do odbior-
cy przed okresem rozliczeniowym bezpośrednio poprzedzającym okres, od którego będą obowiązywać zmienione ceny lub stawki opłat
ustalone w taryfie.”

17


Re k l a m a c j e
Przepisy Nowego PE wprowadzają w art. 47 i 48 nowe instrumenty, które w istotny sposób wpływają na uprawnienie
przedsiębiorstwa energetycznego do wstrzymania dostarczania energii elektrycznej. Należą do nich uprawnienie odbiorcy
do uniemożliwienia wstrzymania dostarczania energii w przypadku złożenia reklamacji oraz wystąpienia do sądu
polubownego13. To samo dotyczy braku możliwości wstrzymania dostarczania energii w razie wystąpienia przez odbiorcę
z wnioskiem o rozstrzygnięcie sporu do Prezesa URE. Przepisy te mogą być nadużywane przez nieuczciwych odbiorców.

5. Czy nowe przepisy właściwie wyważają
kompetencje Prezesa URE?

Z jednej strony zrozumiałe jest dążenie do wyposażenia regulatora w niezbędne kompetencje do skutecznego działania.
Z drugiej jednak strony, regulator, działający w warunkach znacznej uznaniowości, może poprzez swoje nieprzewidywalne
zachowania stwarzać niepotrzebne ryzyka dla uczestników rynku. Nie można nie pamiętać np. o komplikacjach
powstałych, gdy Prezes URE zwolnił w całości z obowiązku zatwierdzania taryf obrót energią elektryczną, aby po kilku
dniach obowiązek ten w części przywrócić. Prawo energetyczne musi więc właściwie wyważać kompetencje regulatora.

S ze r sze p r ze s ł a n k i o d st ą p i e n i a o d w y m i e r ze n i a ka r y
Jak wspomniano powyżej, katalog uprawnień Prezesa URE, związanych z stosowaniem wobec przedsiębiorstw
energetycznych sankcji za rozmaite przewinienia, jest zbyt szeroki. Dodatkowo, w obecnie obowiązującym PE, przesłanki
ewentualnego odstąpienia od wymierzenia kary zostały określone bardzo wąsko. Zgodnie z art. 56 ust. 6a, Prezes URE
może zaniechać nałożenia kary na przedsiębiorstwo energetyczne wyłącznie jeżeli łącznie spełnione są następujące
przesłanki: stopień szkodliwości czynu jest znikomy, a podmiot zaprzestał naruszania prawa lub zrealizował obowiązek.
Poprzez zmianę w art. 230 ust. 2 Nowego PE spójnika „a” na spójnik „lub”14, przesłanki odstąpienia od wymierzenia kary
uległy pewnemu złagodzeniu, co zasługuje na pozytywną ocenę.

13 „Art. 47. 1. W przypadku gdy odbiorca energii elektrycznej w gospodarstwie domowym lub odbiorca końcowy ciepła po otrzymaniu
powiadomienia, o którym mowa w art. 46 ust. 2, w okresie do 14 dni od dnia jego otrzymania, złoży w przedsiębiorstwie energetycznym
wykonującym działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, lub przesyłania i dystrybucji ciepła
reklamację, przedsiębiorstwo to nie może wstrzymać dostarczania energii elektrycznej lub ciepła do czasu rozpatrzenia reklamacji.
2. Przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w ust.1, jest obowiązane do rozpatrzenia reklamacji, w terminie 14 dni od dnia jej
złożenia. Jeżeli reklamacja nie została rozpatrzona w tym terminie, uważa się, że została uwzględniona.
3 Jeżeli reklamacja nie została uwzględniona a odbiorca energii elektrycznej w gospodarstwie domowym lub odbiorca końcowy ciepła
wystąpił do sądu polubownego z wnioskiem o rozpatrzenie sporu, przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w ust. 1, nie może
wstrzymać dostarczania energii elektrycznej lub ciepła do czasu wydania wyroku przez ten sąd.
Art. 48. 1. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii
elektrycznej, lub przesyłania i dystrybucji ciepła wstrzymało dostarczanie energii elektrycznej do odbiorcy energii elektrycznej w gospo-
darstwie domowym lub ciepła do odbiorcy końcowego i odbiorca ten złożył reklamację na wstrzymanie dostarczania energii elektrycznej
lub ciepła, przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane wznowić dostarczanie energii elektrycznej lub ciepła, w terminie 3 dni od dnia
złożenia reklamacji przez odbiorcę i kontynuować ich dostarczanie do czasu jej rozpatrzenia, z zastrzeżeniem ust. 2.
2. W przypadku gdy reklamacja nie została pozytywnie rozpatrzona przez przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w ust.1,
i odbiorca wymieniony w ust. 1, wystąpił do Prezesa URE o rozpatrzenie sporu w tym zakresie, przedsiębiorstwo to jest obowiązane
kontynuować dostarczanie energii elektrycznej lub ciepła do czasu wydania decyzji przez Prezesa URE.”
14 „Art. 230. 2. Prezes URE może odstąpić od wymierzenia kary, jeżeli stopień szkodliwości czynu jest znikomy lub podmiot zaprzestał
naruszania prawa.”

18


K a ra d l a k i e row n i ka p r ze d s i ę b i o r st wa e n e rg e t yc z n e g o
Niezależnie od oceny katalogu kar możliwych do nałożenia na przedsiębiorstwo energetyczne, negatywnie należy ocenić
utrzymanie uprawnienia Prezesa URE do wymierzenia kary pieniężnej kierownikowi przedsiębiorstwa energetycznego.
Przede wszystkim należy podkreślić, że narażenie na taką sankcję jest całkowicie uniezależnione od winy kierownika
przedsiębiorstwa. Nierzadko czyn uznany za przewinienie przedsiębiorstwa jest wywołany wystąpieniem takich
okoliczności, na które kierownik nie ma realnego wpływu. Sama zatem konstrukcja tej sankcji nie zasługuje na aprobatę.
Negatywną ocenę potęguje fakt, iż w art. 228 ust. 5 Nowego PE, znacznie zwiększono wymiar kary grożącej kierownikowi
przedsiębiorstwa. W stosunku kwoty 300% jego miesięcznego wynagrodzenia, stanowiącej obecnie górna granicę kary,
projektowana pięćdziesięciokrotność przeciętnego miesięcznego wynagrodzenia w gospodarce narodowej wydaje się
nieproporcjonalnie dolegliwa i pozbawiona racjonalnych podstaw.

K a ra z a z w ło kę w w yd a n i u wa r u n ków p r zy ł ą c ze n i a
Przepisy prawa energetycznego wyznaczają termin na wydanie przez przedsiębiorstwo energetyczne warunków przyłączenia.
Uchybienie temu terminowi naraża przedsiębiorstwo na sankcję. Obecnie obowiązujący art. 56 ust. 2e PE określa jedynie
dolną granicę kary, przewidując, że opłata za niewydanie warunków przyłączenia w terminie wynosi nie mniej niż 3000
zł za każdy dzień zwłoki. W art. 228 ust. 2 Nowego PE złagodzono wymiar sankcji oraz sprecyzowano jej minimalną oraz
maksymalną wysokość15. Taką zmianę, w świetle obecnej, w gruncie rzeczy nieprzewidywalnej regulacji wysokości sankcji
oraz generalnie rygorystycznego systemu kar przewidzianego w Nowym PE, należy ocenić pozytywnie.

K o m p e te n c j a P reze s a URE d o roz st r zyg a n i a s p o rów
Na gruncie Nowego PE została utrzymana kompetencja Prezesa URE do rozstrzygania sporów dotyczących odmowy
zawarcia określonych umów. Zgodnie z art. 43 ust. 1 Nowego PE, Prezes URE, na wniosek strony, rozstrzyga w sprawach
spornych, dotyczących m.in. odmowy zawarcia umowy o przyłączenie do sieci, umowy o świadczenie usług przesyłania
lub dystrybucji energii, ale również umowy sprzedaży czy umowy kompleksowej, co do których ustawa nie przewiduje
obowiązku ich zawarcia. Zbyt szerokie wydaje się zatem uprawnienie Prezesa URE do rozstrzygnięcia sporu dotyczącego
odmowy zawarcia umowy, jeżeli żadna ze stron takiej umowy w ogóle nie jest zobowiązana do jej zawarcia.

P o st a n ow i e n i e t y m c za sowe
Wątpliwości, w stosunku do obecnych uregulowań, budzi określenie kompetencji Prezesa URE w zakresie wydawania
w trakcie trwania sporu postanowień tymczasowych. Aktualnie Prezesowi URE przysługuje uprawnienie do wydania
postanowienia, w którym określa warunki podjęcia lub kontynuowania dostarczania energii do czasu rozstrzygnięcia sporu.
Natomiast w art. 43 ust. 2 Nowego PE, do treści obecnie obowiązującego przepisu, dodano określenie „w szczególności”.
Oznacza to, że Prezes URE może w sprawach spornych, o których mowa w art. 43 ust. 1, wydać na wniosek jednej ze stron
postanowienie, w którym określa nie tylko warunki podjęcia lub kontynuowania dostarczania energii elektrycznej lub
ciepła do czasu ostatecznego rozstrzygnięcia sporu, jak to miało miejsce do tej pory, ale także wszelkie inne zobowiązania.
Zgodnie z projektem, Prezes URE będzie zatem miał w zasadzie całkowitą swobodę, co do zakresu postanowienia
tymczasowego. Wydaje, że tak daleko idące uprawnienie z jednej strony jest niepotrzebnie, a z drugiej strony zwiększa
niepewność obrotu prawnego, bowiem potencjalnych decyzji Prezesa URE, co do kształtu postanowienia tymczasowego,
w zasadzie nie sposób przewidzieć.

15 „Art. 228. 1. Karze pieniężnej podlega ten, kto: (…)
6) nie wydał warunków przyłączenia w terminie, o którym mowa w art. 13; (…)
2. W przypadkach, o których mowa w ust. 1 pkt 1, pkt 4 – 7, pkt 9, pkt 11 i 12, pkt 15, pkt 24, pkt 29, pkt 32 – 35, pkt 46 oraz pkt 49 – 51,
kara pieniężna wynosi od 500 zł do 3000 zł za każdy dzień zwłoki w powiadomieniu podmiotu, lub w wydaniu warunków przyłączenia,
lub w opracowaniu informacji, lub za nierozpatrzenie reklamacji, lub za nieprzekazanie informacji.”

19


PRAWO GAZOWE

N owe ko n ce s j e
Przepisy Prawo gazowego przewidują obowiązek uzyskania koncesji przez przedsiębiorstwa gazownicze prowadzące
działalność gospodarczą w pewnych obszarach nieobjętych dotąd koncesjonowaniem. Zgodnie z art. 47 PG, uzyskania
koncesji wymagać będzie: wywóz gazu ziemnego, transport sieciami gazociągów kopalnianych, transport gazociągami
bezpośrednimi oraz sprzedaż gazu ziemnego. Niewątpliwie sam fakt objęcia określonych dziedzin działalności gospodarczej
koncesjonowaniem zwiększa ryzyko regulacyjne. Koncesje wprowadzają bowiem szereg dodatkowych obowiązków, których
nierealizowanie pociąga za sobą możliwość wymierzenia przez Prezesa URE kary pieniężnej. Najistotniejsze znaczenie
będzie miało z całą pewnością objęcie koncesjonowaniem sprzedaży gazu ziemnego, zamiast jak do tej pory obrotu.
Koncesja ta będzie wymagana również od podmiotów wydobywających gaz ziemny. Rozszerzenie koncesjonowania na
nowe rodzaje działalności, dodatkowo w powiązaniu z objęciem ich (z wyłączeniem wywozu gazu ziemnego) obowiązkiem
przedkładania taryf do zatwierdzenia, zwiększa ryzyko regulacyjne, kreując nowe obowiązki administracyjne dla
przedsiębiorstw gazowniczych.

S to s u n e k P rawa g a zowe g o d o p rawa ko n ku re n c j i
Analogiczne zastrzeżenia do podniesionych w kontekście art. 1 ust. 4 Nowego PE należy zgłosić również w świetle art. 1
ust. 4 PG16. Aktualne w odniesieniu do przedsiębiorstw gazowniczych będą zatem wątpliwości związane przede wszystkim
z brakiem unormowania, zgodnie z którym regulacja sektorowa, w postaci przepisów PG, dotycząca funkcjonowania
rynku gazu w Polsce, wyłącza stosowanie do stanów faktycznych podlegających jej normowaniu przepisu ustawy
o ochronie konkurencji i konsumentów. W konsekwencji wprowadzenia takiego rozwiązania rozgraniczeniu uległyby
zakresy kompetencji Prezesa URE i Prezesa UOKiK, które, w świetle projektowanego przepisu, nakładają się, stwarzając
dodatkowe ryzyko regulacyjne dla przedsiębiorstw gazowniczych, zwłaszcza w kontekście wysokich kar pieniężnych
możliwych do nałożenia zarówno przez jeden, jak i drugi organ.

16 „Art. 1. 4. Przepisy ustawy nie naruszają przepisów o ochronie konkurencji i konsumentów.”

20


Kary
Ze względu na fakt, iż system uprawnień Prezesa URE związany z nakładaniem kar na przedsiębiorstwa gazownicze,
jest w gruncie rzeczy odwzorowaniem regulacji przewidzianej w Nowym PE, krytykę jego mechanizmów, przedstawioną
w pkt. 1.8 pierwszej części niniejszego Raportu, można odnieść również do PG. Na negatywną ocenę zasługuje utrzymanie,
w zdecydowanej większości przypadków, uniezależnionych od winy zasad odpowiedzialności przedsiębiorstw gazowniczych.
Do PG przeniesiono również obecne w PE uregulowanie związane z określeniem górnej granicy kary pieniężnej, możliwej
do nałożenia na przedsiębiorstwo gazownicze, na bardzo wysokim poziomie – 15% przychodu. Ponadto, w odniesieniu do
znacznej większości przewinień, wymienionych w art. 181 ust. 1 PG, wyznaczono minimalną granicę kary na poziomie
1% przychodu. Takie uregulowania, niezależnie od faktu, iż daleko obiegają od wymiaru kary określonego w innych
ustawach regulacyjnych oraz w ustawie o ochronie konkurencji i konsumentów, dziwią także ze względu na fakt, iż
w pierwotnym projekcie PG maksymalną wysokość kary określono na poziomie 10% przychodu przedsiębiorstwa,
z pewnymi wyjątkami nie przewidując w ogóle wysokości kary minimalnej. Należy również wskazać, że katalog przewinień,
za których popełnienie przedsiębiorstwu gazowniczemu grozi nałożenie kary przez Prezesa URE, uległ znacznemu
rozszerzeniu. Przykładowo do nowych czynów zagrożonych karą należą: nierozpatrzenie reklamacji na wstrzymanie
dostarczania gazu ziemnego w terminie (art. 181 ust. 1 pkt 12 PG), czy nieopracowanie prognozy zapotrzebowania na gaz
ziemny na okres 5 lat (art. 181 ust. 1 pkt 38). Wprowadzenie w sumie przeszło dwudziestu nowych czynów, za które grozi
wymierzenie kary pieniężnej, niewątpliwie zwiększa ryzyko regulacyjne. Ponadto wiele z wprowadzonych postanowień jest
po prostu zbędnych. W efekcie jeden czyn jest zagrożony karą pieniężną z różnych punktów art. 181 ust. 1. Przykładowo
nałożenie na operatorów, posiadających certyfikat niezależności, kary pieniężnej za nieprzekazanie informacji o każdej
transakcji, która może mieć wpływ na spełnianie kryteriów niezależności operatora, jest zbędne, bowiem karą pieniężną
jest jednocześnie zagrożone nierealizowanie obowiązków operatora wynikających z ustawy, którego dyspozycja obejmuje
przecież niewypełnianie ww. obowiązku informacyjnego.

R oz b u d owa n i e p ro ce d u r n a w y p a d e k sy t u a c j i k r y zy sow yc h
Na uznanie zasługuje wprowadzenie do projektu PG szeregu procedur mających zastosowanie w wypadku wystąpienia stanu
kryzysowego (art. 95 – 106 PG). Wprowadzono regulacje dotyczące m.in. zawiadamiania przez przedsiębiorstwa energetyczne
operatora systemu przesyłowego, ministra właściwego do spraw gospodarki oraz odbiorców o wystąpieniu zakłóceń w dostarczaniu
gazu ziemnego oraz zdarzeniach, które mogą mieć wpływ na stabilność dostarczania gazu. Ponadto przewidziano ustanowienie
organów o charakterze doradczym - Zespołu do spraw bezpieczeństwa dostarczania gazu ziemnego przy ministrze właściwym
do spraw gospodarki, czy Grupy Koordynacyjnej do spraw Gazu. Takie rozwiązania są wyrazem dążenia Projektodawcy do
zwiększenia bezpieczeństwa na rynku gazu ziemnego i niewątpliwie wpływają na zwiększenie pewności obrotu.

„P rawo ” o d b i o rc y d o z a ku p u g a zu o d w y b ra n e g o s p r ze d awc y
Zastrzeżenia zgłoszone w pierwszej części niniejszego Raportu w kontekście art. 31 ust. 1 Nowego PE, są aktualne również
w odniesieniu do art. 27 ust. 1 PG, który stanowi, że odbiorca ma prawo zakupu gazu ziemnego od wybranego przez siebie
sprzedawcy17. Redakcja tego przepisu, sugerująca istnienie sprzężonego z prawem odbiorcy obowiązku sprzedawcy, zasługuje na
ocenę negatywną. Ponadto wprowadzenie takiego rozwiązania jest niezgodne z art. 3 ust 5 Dyrektywy 2009/73/WE, w którym
przyjęto, iż Państwa członkowskie zapewniają wszystkim odbiorcom podłączonym do sieci prawo do zakupu gazu od dostawcy,
z zastrzeżeniem jego zgody. Przyjęcie innego rozwiązania niż w Dyrektywie może niepotrzebnie obniżać pewność obrotu.

17 „ Art. 27. 1. Odbiorca ma prawo zakupu gazu ziemnego od wybranego przez siebie sprzedawcy.”

21


M oż l i wo ść w y p ow i e d ze n i a u m ow y zawa r te j za rów n o n a c z a s o k re ś l o ny, j a k i n i e o k re ś l o ny
W pkt 2.2 części pierwszej Raportu pozytywnie oceniliśmy zmianę w art. 32 ust. 1 Nowego PE obecnie obowiązującej
regulacji, zgodnie z którą odbiorca może wypowiedzieć każdą umowę, na podstawie której dostarczany jest mu gaz ziemny,
energia czy ciepło, w taki sposób, że uprawnienie to ograniczono jedynie do umów zawartych na czas nieokreślony.
W tym świetle dziwi utrzymanie w PG dotychczasowych zasad wypowiedzenia umów, zgodnie z którymi swobodnemu
wypowiedzeniu przez odbiorcę podlegają też umowy na czas oznaczony. Wprowadzenie art. 27 ust. 2 PG18 w obecnym
brzmieniu z pewnością nie służy pewności obrotu, ponieważ stronom umów zawartych na czas oznaczony będzie
towarzyszyła niepewność odnośnie do faktycznego czasu obowiązywania umowy.

B ra k d o p re c y zowa n i a re g u l a c j i s p r ze d a ży awa r y j n e j
Regulacje zawarte w PG, dotyczące instytucji sprzedaży awaryjnej, aczkolwiek idące w dobrym kierunku, i, co do zasady,
zasługujące na aprobatę, wprowadzają jednak pewne rozwiązania, które nie służą pewności obrotu19. Brak jest bowiem
bliższego określenia, na czym ma polegać „zaprzestanie realizacji umowy sprzedaży gazu ziemnego”. W szczególności mogą
powstać wątpliwości, od którego momentu można mówić o zaprzestaniu realizacji umowy sprzedaży gazu ziemnego.
Przykładowo pojawia się pytanie, czy brak dostarczania gazu ziemnego do sieci przez jedną dobę można już uznać za
spełnienie przesłanki „zaprzestania realizacji umowy”? W praktyce mogą powstać również sytuacje, kiedy dotychczasowy
sprzedawca będzie wprowadzał do sieci gaz ziemny, ale w mniejszej ilości, niż ta, którą zgodnie z zapotrzebowaniem jego
odbiorców powinien wprowadzać. Taka sytuacja może być odczytywana w dwojaki sposób. Po pierwsze można uznać, że
sprzedawca ten realizuje nadal w części wszystkie swoje umowy sprzedaży, tylko, że jest to realizacja w części. Z drugiej
jednak strony ta sytuacja może być także interpretowana jako zaprzestanie realizacji umów sprzedaży do większości jego
odbiorców, przy pełnej realizacji umowy sprzedaży np. do jednego z nich. Brak doprecyzowania zasad prowadzenia
sprzedaży awaryjnej powoduje, iż niewątpliwie ucierpi na tym pewność obrotu gospodarczego.

Obligo g i e łd owe
Na gruncie obecnej ustawy, obligo giełdowe znajduje zastosowanie wyłącznie w odniesieniu do sektora elektroenergetycznego.
W art. 36 PG przewidziano obowiązek sprzedaży na giełdzie także części gazu ziemnego, wprowadzonego do sieci
przesyłowej przez danego sprzedawcę w danym roku kalendarzowym20. Rozwiązanie to, mimo że z założenia ma prowadzić
do liberalizacji rynku, z wielu względów zasługuje na krytykę. Przede wszystkim z brzmienia art. 36 ust. 3 PG wynika, że
w istocie znajdzie ono zastosowanie wyłącznie do jednego sprzedawcy gazu ziemnego, jakim jest PGNiG S.A (dalej jako
„PGNiG”). Ponadto zastrzeżenia budzi wolumen obliga giełdowego, który został określony na poziomie 70%. Pojawiają

18 „Art. 27. 2 Odbiorca może wypowiedzieć umowę sprzedaży gazu ziemnego lub umowę kompleksową w całości lub w części bez
ponoszenia kosztów i odszkodowań innych, niż wynikające z treści umowy oraz kosztów związanych ze zmianą sprzedawcy, składając do
dotychczasowego sprzedawcy pisemne oświadczenie o wypowiedzeniu tej umowy.”
19 „Art. 28. 1. W przypadku gdy dotychczasowy sprzedawca zaprzestał realizacji umowy sprzedaży gazu ziemnego odbiorcy chronionemu
z przyczyn niezależnych od tego odbiorcy, a odbiorca ten nie zawarł umowy sprzedaży gazu ziemnego lub umowy kompleksowej z nowym
sprzedawcą, dokonuje się sprzedaży gazu ziemnego przez wyznaczonego w tym celu sprzedawcę, zwanej dalej „sprzedażą awaryjną”.
2. Sprzedaży awaryjnej dokonuje się od dnia zaprzestania realizacji umowy sprzedaży gazu ziemnego przez dotychczasowego sprzedawcę
do dnia rozpoczęcia jego sprzedaży przez sprzedawcę wybranego przez odbiorcę chronionego, ale nie dłużej niż przez 90 dni.”
20 „Art.36. 1. Sprzedawca dokonuje sprzedaży, nie mniej niż 70% całkowitej ilości gazu ziemnego wysokometanowego wprowadzonego
przez niego w danym roku kalendarzowym do sieci przesyłowej:
1) w punktach wejścia do krajowej sieci przesyłowej na połączeniach z systemami gazowymi innych państw,
2) siecią gazociągów kopalnianych, lub
3) instalacjami regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego
- na giełdach towarowych w rozumieniu ustawy z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych (Dz. U z 2010 r. Nr 48, poz. 284,
z późn. zm.) lub na rynku organizowanym przez podmiot prowadzący na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej rynek regulowany. (…)
3. Z obowiązku, o którym mowa w ust. 1 zwolnione jest przedsiębiorstwo gazownicze, które posiada w danym roku prawo do zdolności
przesyłowych w punktach, o których mowa w ust. 1 pkt 1, w wielkości mniejszej niż 10% sumy zdolności wszystkich tych punktów.”

22


się obawy, czy tak wysoki poziom obliga nie będzie stanowił zagrożenia dla zobowiązań kontraktowych PGNiG, który
mając obecnie zawarte umowy sprzedaży gazu ze swoimi odbiorcami, jest zobowiązany do sprzedania im 100% gazu
ziemnego, którym dysponuje. Wszakże, jeżeli PGNiG spełni obowiązek wynikający z obliga giełdowego, nie ma gwarancji,
że podmiotami, które zakupią sprzedawany przez niego na giełdzie gaz ziemny będą dotychczasowi odbiorcy PGNiG.
Jeżeli nabywcami gazu ziemnego na giełdzie będą inne podmioty, w szczególności zamierzające wyeksportować zakupiony
gaz zagranicę, zagrozi to możliwości zaopatrzenia odbiorców PGNiG. Taka sytuacja, w sposób oczywisty, obniża pewność
obrotu gospodarczego. Ponadto, należy dodać, że przyjęty w PG wolumen obliga giełdowego – na wysokim poziomie 70%
– znacząco odbiega od poziomu przyjętego w innych krajach europejskich oraz nie został w żaden sposób uzasadniony
w Uzasadnieniu do projektu PG.

3. Czy nowe przepisy służą podejmowaniu inwestycji,
w tym długoterminowych?
P r ze s ą d ze n i e c h a ra k te r u p raw n e g o w yd a nyc h wa r u n ków p r zy ł ą c ze n i a
Analizując sposób uregulowania w PG charakteru prawnego wydanych warunków przyłączenia, należy odnieść się do uwag
przedstawionych w części Raportu dotyczącej Nowego PE. W PG przesądzono bowiem, identycznie jak w Nowym PE,
iż w okresie swojej ważności, warunki przyłączenia stanowią zobowiązanie operatora do zawarcia umowy o przyłączenie21.
Może być oczywiście kontrowersyjne, na ile takie rozwiązanie jest, co do zasady, słuszne (może wszakże spowodować
„blokowanie” możliwości rozbudowy systemów gazowych przez wydawanie warunków przyłączenia podmiotom, które
nie będą ich następnie realizować). Niemniej sam fakt normatywnego uregulowania znaczenia „ważności warunków
przyłączenia” (w jakikolwiek sposób) należy ocenić jako element zwiększający pewność obrotu.

Zmiana w y so ko śc i o p ł a t y za p r zy ł ą c ze n i e d o s i e c i
Kwestia wysokości opłaty za przyłączenie do sieci jest zagadnieniem kluczowym, zarówno z punktu widzenia przedsiębiorstw
gazowniczych, jak i podmiotów ubiegających się o przyłączenie. W PG zmieniono, w stosunku do aktualnych uregulowań,
wysokość opłaty za przyłączenie źródeł do sieci. Obecnie opłata ta jest równa rzeczywistym kosztom ponoszonym na
realizację przyłączenia. Zgodnie z art. 18 ust. 1 pkt 3 PG, po wejściu w życie nowej ustawy, ma ona być niższa - równa
połowie kosztów potrzebnych do realizacji przyłączenia. Wprowadzenie takiego rozwiązania zmniejszy koszty przyłączania
nowych kopalń gazu ziemnego do systemu gazowego, a tym samym pozytywnie wpłynie na podejmowanie inwestycji
długoterminowych.

Z wo l n i e n i e zd o l n o śc i sy ste m ów g a zow yc h p r zy z m i a n i e s p r ze d awc y

Przepis art. 27 ust. 6 PG stanowi nowość w stosunku do obecnych uregulowań22 . Wprowadzenie zasady, zgodnie z którą
,w sytuacji dokonania przez odbiorcę zmiany sprzedawcy, dotychczasowy sprzedawca zwalnia wykorzystywaną na rzecz
odbiorcy zdolność systemów gazowych, należy bez wątpienia uznać za służącą pogłębieniu rozwoju rynku gazu ziemnego,
a tym samym wpływającą korzystnie na podejmowanie inwestycji.

21 „Art. 15. 2. Warunki przyłączenia, w okresie ich ważności, stanowią zobowiązanie operatora, o którym mowa w ust. 1, do zawarcia
umowy o przyłączenie do sieci z podmiotem, któremu zostały one wydane, lub z jego następcą prawnym.”
22 „Art. 27. 6. W przypadku dokonania przez odbiorcę zmiany sprzedawcy, dotychczasowy sprzedawca zwalnia wykorzystywaną na rzecz
tego odbiorcy zdolność systemów gazowych. Umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji zawarta przez operatora systemu
przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego z dotychczasowym sprzedawcą ulega rozwiązaniu w części dotyczącej zdolności
wykorzystywanej przez odbiorcę zmieniającego sprzedawcę z dniem rozwiązania umowy sprzedaży gazu ziemnego lub umowy komplekso-
wej.”

23


N owa re g u l a c j a p l a n ów roz wo j u
W obecnym stanie prawnym, zgodnie z art. 16 PE, wszystkie przedsiębiorstwa gazownicze mają obowiązek sporządzania
planów rozwoju, w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na paliwa gazowe, na okresy nie krótsze
niż 3 lata. W art. 122 – 137 PG uregulowano nowe reguły prowadzenia działań planistycznych w sektorze gazowym.
Przede wszystkim wprowadzono zasadę, zgodnie z którą operator systemu przesyłowego sporządza plan rozwoju sieci
przesyłowej na okres 10 lat, a pozostali operatorzy opracowują pięcioletnie plany rozwoju. Wydaje się, że wydłużenie
okresu obowiązywania planów rozwoju powinno, zwłaszcza w odniesieniu do planów sporządzanych przez OSP,
pozytywnie wpłynąć na rozwój inwestycji długoterminowych. Ponadto w art. 122 PG nałożono na sprzedawców oraz
podmioty dokonujące przywozu gazu ziemnego, nowy obowiązek sporządzania pięcioletnich prognoz zapotrzebowania
na gaz ziemny. Prognozy te mają posłużyć operatorom do lepszego opracowywania planów rozwoju sieci lub instalacji.
Pozytywnie należy ocenić również przepisy dotyczące współpracy przy sporządzaniu planów rozwoju, która powinna
obejmować operatorów, sprzedawców, użytkowników systemu, samorządy. Niezależnie od obowiązku współpracy przy
opracowaniu planów rozwoju, przewidziano również wymóg przeprowadzenia konsultacji (co najmniej przez okres
jednego miesiąca) z sprzedawcami, użytkownikami systemu, samorządami. Zatwierdzone plany rozwoju operatorzy będą
udostępniać na swoich stronach internetowych. W tym świetle należy z uznaniem przyjąć jednoznaczne przesądzenie, że
plany rozwoju podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa URE, a nie jak dotąd „uzgodnieniu”. Takie rozwiązanie nie tylko jest
bodźcem do planowania inwestycji, ale przede wszystkim usuwa wątpliwości wywołane obecnym niejasnym uregulowaniem
i sprawia, że uprawnienia regulatora, związane ze sporządzaniem przez przedsiębiorstwa gazownicze planów rozwoju, są
zdecydowanie bardziej przewidywalne.

K o m p e te n c j a P reze s a URE d o n a ka za n i a o p e ra to ro m re a l i z a c j i
p r ze d s i ęw z i ę ć o k re ś l o nyc h w p l a n i e roz wo j u
Jak wskazano powyżej, co do zasady, nowe regulacje w zakresie sporządzania przez przedsiębiorstwa gazownicze planów
rozwoju, zwłaszcza w zakresie ich zasięgów czasowych oraz wprowadzenia procedur konsultacyjnych, zasługują na pozytywną
ocenę. Kontrowersje budzą jednak unormowania zawarte w art. 126 oraz 129 PG23, dające kompetencję Prezesowi URE
do nakazania operatorom realizacji inwestycji zamieszczonych w planach rozwoju. Ocena tej regulacji może być różna.
Z jednej strony, wszystkie objęte planem rozwoju inwestycje powinny być realizowane, a wysokie prawdopodobieństwo
ich przeprowadzenia stanowi niewątpliwie zachętę do działania dla inwestorów, którzy planują przedsięwzięcia ściśle z nimi
powiązane. Niemniej, jeżeli operator danej inwestycji nie realizuje, to zapewne istnieją powody takiego postępowania.
W tym świetle możliwość nakazania przez Prezesa URE prowadzenia tej inwestycji może wydawać się uprawnieniem zbyt
daleko idącym.

Ta r y fowa n i e w yd o byc i a g a zu z i e m n e g o
Jak już wspomniano, przedsiębiorstwo gazownicze zajmujące się sprzedażą gazu ziemnego będzie musiało uzyskać
koncesję na prowadzenie działalności w tym zakresie. Niezależnie od tego, art. 156 ust. 1 i 2 PG24 przewiduje obowiązek

23 „Art. 126. Prezes URE może nałożyć, w drodze decyzji, na operatora obowiązek zrealizowania danej inwestycji w przypadku gdy:
1) operator nie realizuje inwestycji z przyczyn od niego zależnych,
2) inwestycja jest uzasadniona w oparciu o obowiązujący pięcioletni plan rozwoju.
Art. 129. Prezes URE może nałożyć, w drodze decyzji, na operatora systemu przesyłowego obowiązek zrealizowania danej inwestycji
w przypadku gdy:
1) zgodnie z planem rozwoju sieci przesyłowej jej realizacja jest przewidziana na najbliższe trzy lata,
2) operator systemu przesyłowego nie realizuje inwestycji z przyczyn od niego zależnych,
3) inwestycja pozostaje uzasadniona w oparciu o obowiązujący plan rozwoju sieci przesyłowej.”
24 „Art. 156. 1. Przedsiębiorstwo gazownicze ustala taryfy stosownie do wykonywanej działalności gospodarczej, o której mowa w art. 47.
2. Przepisu ust. 1 nie stosuje się do przedsiębiorstwa gazowniczego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie:
1) wywozu gazu ziemnego;
2) sprzedaży gazu ziemnego dokonywanej na giełdzie towarowej lub rynku organizowanym przez podmiot prowadzący na terytorium
Rzeczypospolitej Polskiej rynek regulowany.”

24


opracowania przez przedsiębiorstwo zajmujące się sprzedażą gazu ziemnego (z wyłączeniem sprzedaży dokonywanej na
giełdzie towarowej lub rynku organizowanym przez podmiot prowadzący na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej rynek
regulowany) taryfy i przedstawienia jej Prezesowi URE do zatwierdzenia. Takim przedsiębiorstwem będzie także podmiot
wydobywający gaz ziemny z kopalń. W konsekwencji Prezes URE będzie rozstrzygał po jakiej cenie ma być sprzedawany
gaz pochodzący z wydobycia. Rozwiązanie, to w sposób oczywisty negatywnie, wpłynie na cały sektor wydobycia gazu
ziemnego w Polsce. Co więcej, może być podstawowym elementem zniechęcającym do inwestycji w wydobycie gazu
ziemnego w Polsce. Przedsiębiorcy prowadzący działalność wydobywczą stracą bowiem realny wpływ na ustalenie ceny
wydobywanego gazu, co w konsekwencji może zmniejszyć ich zdolność pozyskania kapitału niezbędnego do rozpoczęcia
i wykonywania działalności. Wprowadzenie takiego rozwiązania może mieć szczególnie dotkliwe skutki w kontekście
rozwoju wydobycia tzw. gazu łupkowego. Na marginesie, warto zauważyć, że podmiot wydobywający gaz ziemny
w kopalniach a następnie wywożący go za granicę, i tam go sprzedający, nie będzie musiał sprzedawać gazu po cenie
taryfowej. Z powyższych względów projektowane rozwiązanie zasługuje na ocenę negatywną.

Zamknięty sy ste m d y st r y b u c y j ny
Pojęcie zamkniętego systemu dystrybucyjnego, wprowadzone w art. 165 PG, jest nowością w stosunku do obecnych
uregulowań25. W tym kontekście pozytywnie należy ocenić przyznanie Prezesowi URE kompetencji do zwolnienia
operatora systemu dystrybucyjnego z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia, jeżeli jego działalność obejmuje
właśnie taki system. Można przypuszczać, że wprowadzenie takiego rozwiązania będzie sporym ułatwieniem i zachęci do
tworzenia zamkniętych systemów dystrybucyjnych.

Ta r y f y n a s p r ze d a ż awa r y j n ą
Do ustawy Prawo gazowe, podobnie jak do Nowego PE, wprowadzono nową instytucję o istotnym znaczeniu, zarówno
dla przedsiębiorstw gazowniczych, jak i odbiorców. Jest nią sprzedaż awaryjna, która ma na celu zapewnienie dostarczania
gazu ziemnego do odbiorcy w sytuacji, gdy jego dotychczasowy sprzedawca zaprzestał realizacji sprzedaży z przyczyn
niezależnych od odbiorcy. W odróżnieniu jednak od rozwiązania przyjętego w Nowym PE, sprzedaż awaryjna będzie

25 „Art. 165. 1. Prezes URE może zwolnić operatora systemu dystrybucyjnego, na jego wniosek, z obowiązku przedkładania taryfy do
zatwierdzenia, w przypadku gdy:
1) wniosek o zwolnienie dotyczy systemu dystrybucyjnego zlokalizowanego na ograniczonym i wyodrębnionym ze względu na zintegro-
wane procesy eksploatacji tego systemu obszarze, w szczególności na terenie zakładu przemysłowego, obiektu handlowego, miejsca
świadczenia usług wspólnych, takiego jak stacje kolejowe, lotniska, szpitale lub innego podobnego obiektu, zwanego dalej „zamkniętym
systemem dystrybucyjnym”;
2) wnioskodawca wykazał, że zwolnienie jest uzasadnione co najmniej jedną z poniższych przesłanek:
a) ze względu na szczególne uwarunkowania techniczne lub względy bezpieczeństwa, procesy eksploatacji lub produkcji użytkowników
zamkniętego systemu dystrybucyjnego są zintegrowane lub
b) zamknięty system dystrybucyjny służy głównie do dystrybucji gazu ziemnego do właściciela tego systemu, jego operatora, lub użytkow-
ników zamkniętego systemu dystrybucyjnego powiązanych kapitałowo z tym właścicielem lub operatorem jego systemu;
3) wnioskodawca wykazał, że zamknięty system dystrybucyjny nie jest wykorzystywany do dystrybucji gazu ziemnego do odbiorców w go-
spodarstwie domowym chyba, że dotyczy miejsc dostarczania położonych na obszarze zamkniętego systemu dystrybucyjnego oraz odbywa
się do osób pozostających w stosunku zatrudnienia z właścicielem zamkniętego systemu dystrybucyjnego.
2. Udzielając zwolnienia, o którym mowa w ust. 1, Prezes URE określa obszar zamkniętego systemu dystrybucyjnego objętego zwolnie-
niem.
3. Prezes URE, na wniosek użytkownika zamkniętego systemu dystrybucyjnego, poddaje przeglądowi i zobowiązuje do przedłożenia do
zatwierdzenia taryfę stosowaną przez operatora zamkniętego systemu dystrybucyjnego”

25

Trojpak energetyczny

Empfohlen

Empfohlen

Weitere ähnliche Inhalte

Mehr von ptwp

Mehr von ptwp (20)

Trojpak energetyczny