Trojpak energetyczny

Tró j p a k energetyczny

Prawo energ et ycz n e / Prawo gazowe / odnawialne źródła en e rgi i

Postę P czy kro k wstecz?

dr Jerzy Baehr, radca prawnyRafał Przystański, adwokatdr Jakub Pokrzywniak, radca prawnyMaciej Szambelańczyk, radca prawny

Trójpak energetyczny

WPROWADZENIE…3

STRESZCZENIE…4czy nowe Prze P isy obn iżają r yzyko regulacyjne?…4czy nowe P rze P isy zaPew n iają lub zwiększają Pewność obrotu?…5czy nowe P rze P isy służą Pod e jmowan iu inwe stycj i długoterminowych?…6czy nowe P rze P isy we właściwy sPosób równoważą interesy odbiorców i Pr zedsiębiorstw ene rg et yc z nyc h?…7czy nowe P rze P isy właściwie w y rażają komPete n cje Prezesa ure?…7

NOWE PRAWO ENERGETYCZNE…9czy nowe Prze P isy obn iżają r yzyko regulacyjne?…9czy nowe P rze P isy zaPew n iają lub zwiększają Pewność obrotu?…12czy nowe P rze P isy służą Pod e jmowan iu inwe stycj i , w tym długoterminowych?…14czy nowe P rze P isy we właściwy sPosób równoważą interesy odbiorców i Pr zedsiębiorstw ene rg et yc z nyc h?…16czy nowe P rze P isy właściwie w y ważają komPete n cje Prezesa ure?…18

PRAWO GAZOWE…20czy nowe P rze P isy obn iżają r yzyko regulacyjne?…20czy nowe Prze P isy zaPew n iają lub zwiększają Pewność obrotu?…21czy nowe Prze P isy służą Pod e jmowan iu inwe stycj i , w tym długoterminowych?…23czy nowe Prze P isy we właściwy sPosób równoważą interesy odbiorców i Pr zedsiębiorstw ene rg et yc z nyc h?…25czy nowe Prze P isy właściwie w y ważają komPete n cje Prezesa ure? …28

USTAWA O ODNAWIALNYCH ŹRÓDŁACH ENERGII („USTAWA OZE”)…30czy nowe Prze P isy obn iżają r yzyko regulacyjne?…30czy nowe Prze P isy zaPew n iają lub zwiększają Pewność obrotu?…31czy nowe Prze P isy służą Pod e jmowan iu inwe stycj i długoterminowych?…33czy nowe Prze P isy we właściwy sPosób równoważą interesy odbiorców i Pr zedsiębiorstw ene rg et yc z nyc h?…34czy nowe Prze P isy właściwie w y rażają komPete n cje Prezesa ure?…35


3

WPROWADZENIE

Od 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 Baehrstarszy partnerWarszawa, 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.


4

STRESZCZENIE

1. Czy nowe przepisy obniżają ryzyko regulacyjne?

wstę 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.

koncesjonowanie

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.

stosunek Prawa e n e rgetycz n e go do Prawa konkurencj 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


5

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.

regulowanie sek tora e n e rgetyk i odnawialnej

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?

wstę 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.

„Prawo” odbio rcy do zakuPu e n e rgi i lub gazu od wybranego sPrzedawcy

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.

wyP owiadanie u mów zawar t ych na czas nieoznaczony

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.

mec h anizm utra t y świad ec tw Poch od ze n ia Przez wy twórców

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.


6

3. Czy nowe przepisy służą podejmowaniu inwestycji

długoterminowych?

wstę 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.

charakter warunków Przyłączenia

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).

zwolnienie z obl iga gie łdowego

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.

długość okresu ws Parcia dla ozeUstawa 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


7

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?

wstę 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.

sPrzedaż awar yjn 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.

nieleg alny P obór e n e rgi 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?

wstę 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


8

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.

system kar

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 (!).

rozstrzyg anie sPorów

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.

instrumenty regulacyjne

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.

9


NOWE PRAWO ENERGETYCZNE


czas obowiązywan ia kon 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.

obowiązek Prezesa ure oPracowan ia istotnych informacj i dotyczących kształ towania i kalkulacj i tar 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”

NaSze atuty:

10


stosunek Prawa e n e rgetycz n e go do Prawa konkurencj 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.

alg or y tmy dla sPrzedaży awar yjn 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”.”

11


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.

generalna um owa dystr ybucj 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 koncesj 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.

zabezP ieczenie mająt 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.”

12


kar y

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.

2. Czy nowe przepisy zapewniają

lub zwiększają pewność obrotu?

„Prawo” odbio rcy do zakuPu e n e rgi i od wybranego sPrzedawcy

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.

wyP owiadanie u mów zawar t ych na czas nieoznaczony

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


13

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.

możliwość unieważnienia Przetargu Po jego zakończeniu

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.

Przym usowe kontynuowanie d z iałal n ości Pomimo braku koncesj 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.”


14

brak zwolnienia sPod t ar y fowan ia na Poziomie ustawowym Pewnych rodzajów działalności

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.

Prze P isy wProwad zające

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?

oP łata za P rzyłączenie do s iec 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 lub2) 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.”


15

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”).

charakter Prawny wyd anych warunków Przyłączenia

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.

zwolnienie sPod obl iga gie łdowego

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.

Promesa konces 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.

brak zwrotu zal icz k i na Poczet oPłat y za Przyłączenie do s iec 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


16

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.



um owa kom Pleksowa

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).

insty tucja sP rzedaży awar yjn 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.

oP łaty za ingerencję w układ Pomiarowo-rozl iczeniowy

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


17

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.

termin wy P owied zenia u mów zawar t ych na czas nieoznaczony

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 zasad i nformowania o z mian ach cen w zatwierdzonych tar y fach

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 albo2) 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.”


18

reklamacje

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


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.

szersze Przesłanki odstą Pienia od wymie r ze nia kar 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.”


19

kara dla k ierownika Pr ze d s i ę bi or st wa e n e rgetycznego 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.

kara za zwłokę w wydaniu warunków Przyłączenia

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.

kom P etencja Prezesa ure do rozstrzygania sPorów

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.

Postanowienie tymczasowe

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.”


20

PRAWO GAZOWE


nowe koncesje

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.

stosunek Prawa gazowego do Prawa konkurencj 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.”


21

kar y

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.



rozbudowanie Procedur na wyPadek sy tuacj i kr yzysowych

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.

„Prawo” odbio rcy do zakuPu gazu od wybranego sPrzedawcy

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.”


22

możliwość wy Powiedzenia umowy zawar te j zarówno na czas określony, jak i n ieokreślony

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.

brak doPrecyzowania regulacj i sPrzedaży awar yjnej

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.

obl i g o g ie łdowe

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, lub3) 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.”


23

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?

Przesądzenie ch arak te r u Prawnego wyd anych warunków Przyłączenia

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 wysoko ści oPłat y za Przyłączenie do s iec 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.

zwolnienie zdo l n ości syste mów gazowych Przy zmianie sPrzedawcy

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.”


24

nowa regulacj a Planów roz woju

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.

kom P etencja Prezesa ure do n akazan ia oPeratorom real izacj i Przedsięwzięć o k re ś l onych w Planie roz woju 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.

tar y fowanie wyd obycia gazu z ie mn e go

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.”


25

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 dystr ybucyjny

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.



tar y f y na sP rzedaż awar yjn 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 lubb) 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”


26

następować na podstawie taryfy zatwierdzanej przez Prezesa URE, a nie na podstawie algorytmów. Odmiennie niż w przypadku zasad kalkulacji taryfy sprzedawcy gazu ziemnego, przy kalkulacji taryfy sprzedawcy awaryjnego nie uwzględnia się wymogu dążenia do ochrony interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa gazowniczego. Wydaje się, że Projektodawca zakłada tym samym, iż odbiorca powinien mieć co prawda komfort otrzymywania gazu ziemnego, nawet w sytuacji, gdy jego sprzedawca zaprzestanie realizacji umowy sprzedaży, niemniej jednak 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. Rozwiązanie to z pewnością próbuje pogodzić zapewnienie odbiorcy pewności zaopatrzenia w gaz ziemny z koniecznością zapewnienia sprzedawcy awaryjnemu przychodów pokrywających z nawiązką koszty takiej formy sprzedaży. Projektowany mechanizm, szczególnie w porównaniu z pozbawionym racjonalnych podstaw systemem algorytmów przyjętym w Nowym PE, z całą pewnością zasługuje na aprobatę. Wątpliwości w tym kontekście budzi jednak niekonsekwencja w działaniu Projektodawcy.

uzależnienie Poz iomu obowiązkowych zaPasów gazu z iemnego od ilości odbiorców chronionych

Nowością w stosunku do obecnego stanu prawnego jest wprowadzenie do PG pojęcia „odbiorcy chronionego”, pod którym należy rozumieć odbiorcę w gospodarstwie domowym lub podmiot świadczący podstawowe usługi użyteczności publicznej (art. 2 pkt 18 PG). Odbiorca taki jest beneficjentem pewnych nowych uregulowań przyjętych w PG, np. sprzedaży awaryjnej. Z jego wyróżnieniem powiązane są także nowe obowiązki przedsiębiorstw gazowniczych. Należy do nich art. 110 PG uzależniający poziom zapasów obowiązkowych konieczny do zapewnienia przez danego sprzedawcę, od ilości i zapotrzebowania zaopatrywanych przez tego sprzedawcę odbiorców chronionych. Rozwiązanie takie wydaje się właściwie równoważyć interesy odbiorców z interesami przedsiębiorstw gazowniczych. Skoro bowiem beneficjentem utrzymywanych zapasów mają być odbiorcy chronieni, obciążenia związane z obowiązkiem utrzymywania tych zapasów winny być adresowane tylko do przedsiębiorstw gazowniczych zaopatrujących tych odbiorców.

możliwość P obierania oPłat za s amo stworzenie warunków do nielegalnego Pobierania gazu z iemnego

Jak już wspomniano, na gruncie analizy rozwiązań przewidzianych w Nowym PE, na pozytywną ocenę zasługuje rozszerzenie uprawnień przedsiębiorcy energetycznego związanych z pobieraniem opłat za nielegalne pobieranie energii również na stany faktyczne, w których samego nielegalnego poboru nie ustalono, ale stwierdzono ingerencję w układ

pomiarowy, prowadzącą do zafałszowania jego wskazań. Rozwiązanie takie przyjęto również w art. 41 ust. 1 PG26. Zasługuje ono na uznanie, nie tylko ze względu na wzmocnienie uprawnień przedsiębiorstw gazowniczych względem nieuczciwych odbiorców. Pozytywnie ocenić należy także spójność działań Projektodawcy, który nie różnicuje uprawnień przedsiębiorstw energetycznych i gazowniczych.

termin wy P owied zenia u mów zawar t ych na czas nieoznaczony

Jak już wspomniano, mechanizm wypowiadania umów przez odbiorcę został uregulowany odmiennie w Nowym PE oraz PG. O ile na pozytywną ocenę zasługuje ograniczenie możliwości wypowiedzenia umowy jedynie do umów zawartych na czas nieoznaczony przyjęte w Nowym PE, krytycznie trzeba ocenić uprawnienie do wypowiadania umów zawartych na czas nieoznaczony, jak i oznaczony proponowane w PG. Natomiast sztywny termin wypowiedzenia wprowadzono

26 „Art. 41. 1. W przypadku nielegalnego pobierania gazu ziemnego lub ingerencji w układ pomiarowy prowadzącej do zafałszowania wskazań, operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego może:1) pobierać od odbiorcy, a w przypadku, gdy pobór gazu ziemnego nastąpił bez zawarcia umowy od osoby lub osób nielegalnie pobie-rających gaz ziemny, opłatę w wysokości określonej w taryfie, chyba że nielegalne pobieranie gazu ziemnego lub ingerencja w układ pomiarowy wynikało z wyłącznej winy osoby trzeciej, za którą odbiorca nie ponosi odpowiedzialności albo2) dochodzić odszkodowania na zasadach ogólnych.”


27

do obu projektów27. W związku z tym, krytyka takiego rozwiązania przedstawiona w pkt. 4.4 części pierwszej Raportu w odniesieniu do art. 32 ust. 1 Nowego PE, będzie aktualna również w kontekście art. 27 ust. 3 PG. Warto jednak wspomnieć, że w art. 27 ust. 5 wprowadzono rozwiązanie, którego brak w Nowym PE. Zgodnie z tym przepisem, operatorzy systemów przesyłowego lub dystrybucyjnego, stosując obiektywne i przejrzyste zasady, zapewniające równe traktowanie użytkowników systemu, umożliwiają odbiorcy, bez ponoszenia kosztów, zmianę sprzedawcy w terminie 21 dni od dnia otrzymania wypowiedzenia. Ten mechanizm jest zgodny z postanowieniami Dyrektywy 2009/73/WE, na nim należało poprzestać w celu ich implementacji.

zmiana zasad i nformowania o Pod wyżce cen w zatwierdzonych tar y fach

Podobnie jak w przypadku art. 38 ust. 2 Nowego PE, krytycznie należy ocenić analogiczne rozwiązanie przyjęte w art.

32 ust. 2 PG28. Wprowadzenie obowiązku informowania o podwyżce cen lub stawek opłat za dostarczony gaz ziemny przez okresem rozliczeniowym bezpośrednio poprzedzającym okres, od którego będą obowiązywać zmienione ceny, nie znajduje uzasadnienia na gruncie prawa unijnego, a ponadto spowoduje trudności w praktycznym wykonaniu przez przedsiębiorstwa gazownicze tego obowiązku.

reklamacje

Przepis art. 40 PG wprowadza nowe instrumenty – możliwość złożenia przez odbiorcę reklamacji oraz wniesienia sprawy do sądu polubownego, które w istotny sposób wpłyną na uprawnienie przedsiębiorstwa gazowniczego do wstrzymania

dostarczania gazu ziemnego29. Rozwiązania takie dotyczą również skierowania sporu do rozstrzygnięcia przez Prezesa URE. Są one analogiczne do rozwiązań przewidzianych w art. 47-48 Nowego PE. Zasadę, zgodnie z którą, jeżeli odbiorca w gospodarstwie domowym zalega z zapłatą za otrzymany gaz ziemny i operator wstrzymuje mu jego dostarczanie, a odbiorca ten złoży reklamację do przedsiębiorstwa gazowniczego lub wystąpi do Prezesa URE o rozstrzygnięcie sporu w zakresie tego wstrzymania, operator jest zobowiązany kontynuować dostarczanie gazu ziemnego do czasu wydania decyzji przez Prezesa URE, należy niewątpliwie ocenić negatywnie, jako naruszającą równowagę interesów pomiędzy przedsiębiorstwem gazowniczym a odbiorcą. Jej wprowadzenie spowoduje bowiem, iż odbiorcy bez żadnych negatywnych konsekwencji będą mogli występować do Prezesa URE tylko po to, aby przedłużyć czas, w którym przedsiębiorstwo gazownicze będzie musiało zaopatrywać ich w gaz ziemny. W konsekwencji może wywołać lawinę spraw administracyjnych, do których rozpoznania Prezes URE będzie zobowiązany.

27 „Art. 27. 3. Odbiorca końcowy może wypowiedzieć umowę sprzedaży gazu ziemnego lub umowę kompleksową na zasadach okre-ślonych w ust. 2, z zachowaniem trzytygodniowego terminu wypowiedzenia. Odbiorca ten może wskazać późniejszy termin rozwiązania umowy.”

28 Art. 32 2. Powiadomienie, o którym mowa w ust. 1, sprzedawca jest obowiązany przesłać do odbiorcy przed okresem rozliczenio-wym bezpośrednio poprzedzającym okres, od którego będą obowiązywać zmienione ceny lub stawki opłat oraz poinformować o prawie wypowiedzenia umowy sprzedaży gazu ziemnego lub umowy kompleksowej w terminie trzech tygodni od dnia otrzymania tej informacji w przypadku braku akceptacji zmiany ceny. Powiadomienie może nastąpić poprzez wykorzystanie środków komunikacji elektronicznej.

29 „Art. 40 1. Operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego nie może wstrzymać dostarczania gazu ziemnego do odbiorcy w gospodarstwie domowym, jeżeli istnienie przesłanek, o których mowa w art. 39 ust. 1 pkt 2 lit. a lub pkt 3 jest przedmiotem postępowania reklamacyjnego, do czasu jego rozstrzygnięcia lub do czasu rozstrzygnięcia przez stałe polubowne sądy konsumenckie przy wojewódzkich inspektorach, o których mowa w art. 37 ustawy z dnia 15 grudnia 2000 r. o Inspekcji Handlowej (Dz. U. z 2009 r. Nr 151, poz. 1219 z pózn. zm.), jeżeli odbiorca ten wystąpi z odpowiednim wnioskiem po otrzymaniu powiadomienia, o którym mowa w art. 39 ust. 2.2. Operator, o którym mowa w ust. 1 jest obowiązany do rozpatrzenia reklamacji, w terminie 14 dni od daty jej złożenia. Jeżeli reklamacja nie została rozpatrzona w terminie, uważa się, że została uwzględniona.3. W przypadku, gdy wstrzymanie dostarczania gazu ziemnego nastąpiło z powodu zwłoki z zapłatą za dostarczony gaz ziemny, operator, o którym mowa w ust. 1 przekazuje reklamację do rozpatrzenia sprzedawcy. Bieg terminu, o którym mowa w ust. 2 rozpoczyna się od dnia otrzymania reklamacji przez tego sprzedawcę.4. Jeżeli odbiorca, o którym mowa w ust. 1 wystąpił do Prezesa URE o rozstrzygnięcie sporu w zakresie wstrzymania dostarczania gazu ziemnego, operator jest obowiązany kontynuować dostarczanie gazu ziemnego do czasu wydania decyzji przez Prezesa URE.5. Jeżeli, w przypadku, o którym mowa w ust. 1 lub ust. 4 operator wstrzymał dostarczanie gazu ziemnego, jest on obowiązany wznowić dostarczanie gazu ziemnego w terminie 3 dni od daty złożenia reklamacji przez odbiorcę i kontynuować jego dostarczanie do czasu rozpa-trzenia reklamacji, o której mowa w ust. 2.”


28

5. Czy nowe przepisy właściwie wyważają


uPrawnienie do nałożenia na Pr ze d s i ę bi or stwo Posiadające „siłę r ynkową” określonych obowiązków

Niektóre z nowych uprawnień Prezesa URE są źródłem kontrowersji. Niewątpliwie należy do nich zaliczyć określoną

w art. 147 PG30 kompetencję do nakładania określonych obowiązków na podmiot prowadzący działalność gospodarczą tylko dlatego, że podmiot ten posiada, tzw. „siłę rynkową”. Projektowaną regulację należy ocenić jako nieuzasadnioną i nadmiernie rozszerzającą zakres dopuszczalnych działań Prezesa URE. Przede wszystkim wprowadza ona wysoce nieostre pojęcie „siły rynkowej, która może zagrażać prawidłowemu funkcjonowaniu mechanizmów rynkowych”. Ponadto ocenę, czy przedsiębiorstwo gazownicze taką „siłę” posiada pozostawiono dowolnemu uznaniu Prezesa URE. Wydaje się, że tak daleko idące uprawnienie może być uznane nawet za niezgodne z art. 2 Konstytucji, który stanowi, że Rzeczpospolita Polska jest demokratycznym państwem prawnym. Stoi ono 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 jego silnej pozycji. Z powyższych względów przepis art. 147 PG należy ocenić jako unormowanie kreujące w istotnym stopniu nieproporcjonalne uprawnienia regulatora i stwarzające zagrożenie dla bezpieczeństwa i stabilności rynku gazu w Polsce.

utrzymanie obe cnych Pr ze słan e k odstą Pienia od wymierzenia kar y

Zarówno w projekcie Nowego PE, jak i w PG, rozszerzono katalog przewinień, za których popełnienie na przedsiębiorstwo energetyczne lub gazownicze Prezes URE może nałożyć wysoką karę pieniężną. O ile jednak, jak wspomniano w pkt. 5. 1 części pierwszej Raportu, w Nowym PE w szerszy sposób uregulowano przesłanki odstąpienia przez Prezesa URE od wymierzenia

kary, o tyle w PG pozostawiono obecnie obowiązujące, węższe przesłanki31. Zgodnie z regulacją zaproponowaną w Nowym PE, Prezes URE może odstąpić od wymierzenia kary, zarówno w sytuacji, gdy stopień szkodliwości czynu jest znikomy, jak również gdy podmiot zaprzestał naruszania prawa. W PG możliwość odstąpienia występuje tylko wtedy, gdy stopień szkodliwości czynu jest znikomy, a podmiot zaprzestał naruszania prawa lub zrealizował obowiązek. Brak złagodzenia przesłanek karnych, przy jednoczesnym zwiększeniu katalogu czynów podlegających karze oraz utrzymaniu wysokich granic wymiaru kary, na pewno nie wpłynie pozytywnie na poczucie bezpieczeństwa przedsiębiorstw energetycznych. Negatywnie należy ocenić również niekonsekwencję w działaniu Projektodawcy, który poprzez wprowadzenie takich uregulowań, istotnie różnicuje sytuacje prawną przedsiębiorstw elektroenergetycznych i gazowniczych.

30 Art. 147 2. Jeżeli w wyniku badania rynku gazu ziemnego Prezes URE stwierdzi, że przedsiębiorstwo gazownicze posiada siłę rynkową która może zagrażać prawidłowemu funkcjonowaniu mechanizmów rynkowych, może nałożyć na to przedsiębiorstwo co najmniej jeden z obowiązków, o których mowa w ust. 4.4. W celu wspierania skutecznej konkurencji i ochrony odbiorców końcowych Prezes URE może nałożyć na przedsiębiorstwo gazownicze, na czas określony, nie dłuższy niż 2 lata, obowiązek:1) sprzedaży:a) określonej ilości gazu ziemnego,b) określonych zdolności systemu gazowego,c) określonych pojemności magazynowych– na warunkach określonych przez Prezesa URE;2) niestosowaniu cen wyższych, niż określone przez Prezesa URE;3) zastąpieniu ceny sprzedaży gazu ziemnego ustalonej przez przedsiębiorstwo gazownicze w taryfie niepodlegającej zatwierdzeniu, cenę określoną przez Prezesa URE.

31 Art. 181. 3. Prezes URE może odstąpić od wymierzenia kary, jeżeli stopień szkodliwości czynu jest znikomy, a podmiot zaprzestał naru-szania prawa lub zrealizował obowiązek.


29

kara za zwłokę w wydaniu warunków Przyłączenia

Przepis art. 181 ust. 1 pkt 4 stanowi, że niewydanie warunków przyłączenia w terminie podlega karze pieniężnej. Na gruncie obecnie obowiązującego PE, karę za takie przewinienie, w wymiarze co najmniej 3000 zł na każdy dzień opóźnienia, przewidziano wyłącznie w odniesieniu do przedsiębiorstw działających w sektorze elektroenergetycznym. Możliwość nałożenia kary na przedsiębiorstwo gazownicze jest zatem nowością Jak już wspomniano, w Nowym PE złagodzono wymiar sankcji grożącej za niewydanie warunków przyłączenia w terminie oraz doprecyzowano jej wysokość od 500 do 3000 zł za każdy dzień opóźnienia, co należy ocenić pozytywnie. W tym świetle na krytykę zasługuję brak wprowadzenia analogicznych granic zagrożenia karą w PG. Co więcej, nie przeniesiono na grunt PG nawet obecnej regulacji odnoszącej się do przedsiębiorstw elektroenergetycznych. W takiej sytuacji wysokość kary za niewydanie warunków przyłączenia w terminie należy określać na zasadach ogólnych, a zatem zgodnie art. 181 ust. 2 PG minimalna kara możliwa do nałożenia

przez Prezesa URE, wynosi co najmniej 1 % przychodu32. Z całą pewnością wprowadzenie takiego mechanizmu nie wpłynie pozytywnie na bezpieczeństwo finansowe przedsiębiorstw gazowniczych. Wyznaczenie minimalnej granicy kary, za błahe skądinąd przewinienie, na tak wysokim poziomie to niewątpliwie znaczne naruszenie zasady proporcjonalności. W związku z powyższym, brak w art. 181 PG mechanizmu analogicznego do przewidzianego w Nowym PE, nawet jeżeli powstał w wyniku niedopatrzenia Projektodawcy, należy ocenić negatywnie.

uPrawnienie do żąd an ia Pr ze d stawie n ia ok reślonych informacj i

Na gruncie obecnych przepisów, Prezesowi URE przysługuje kompetencja do żądania od przedsiębiorstwa gazowniczego przedstawienia informacji wyłącznie dotyczących wykonywanej przez to przedsiębiorstwo działalności. Przepis art. 144 PG rozszerza to uprawnienie, przewidując, że Prezes URE może zażądać informacji niezbędnych dla realizacji jego działań. Taką kompetencję należy ocenić negatywnie i uznać za zbyt daleko idącą. Może ona bowiem prowadzić do żądania przez Prezesa URE informacji, której przedsiębiorstwo gazownicze nie posiada, a dla wypełnienia żądania Prezesa URE, i zdobycia żądanych informacji, będzie musiało ponieść koszty jej opracowania.

kara dla k ierownika Pr ze d s i ę bi or st wa gazowniczego

Niezależnie od negatywnej oceny systemu kar możliwych do nałożenia na przedsiębiorstwo gazownicze, na krytykę zasługuje również, podobnie jak w Nowym PE, podwyższenie górnej granicy kary pieniężnej możliwej do nałożenia na

kierownika przedsiębiorstwa gazowniczego33. W świetle tego, iż narażenie kierownika na sankcję jest w istocie niezależne od elementu zawinienia, zwiększenie wysokości kary jest niewątpliwie pozbawione racjonalnych podstaw.

uPrawnienie do d okon an ia z mian w t ar y f ie

Nowym uprawnieniem Prezesa URE jest określona w art. 164 ust. 6 PG kompetencja do dokonania zmian w obowiązującej taryfie przedsiębiorstwa gazowniczego, jeżeli przedsiębiorstwo to „w sposób nieuzasadniony” zwleka z jej zmianą. Regulację tę należy uznać za zdecydowanie zbyt daleko idącą i niewłaściwą. Nie wiadomo bowiem, jak rozumieć przesłankę nieuzasadnionej zwłoki w zmianie taryfy. W gruncie rzeczy regulacja ta podważa trwałość decyzji administracyjnych zatwierdzających taryfy.

32 Art. 181. 2. W przypadkach, o których mowa w ust. 1 kara pieniężna wynosi od 1% do 15%przychodu, w rozumieniu przepisów o rachun-kowości, osiągniętego w roku rozliczeniowym poprzedzającym rok nałożenia kary na przedsiębiorstwo gazownicze.

33 Art. 181. 6. Niezależnie od kary pieniężnej określonej w ust. 2-5 Prezes URE może nałożyć karę pieniężną na kierownika przedsiębior-stwa gazowniczego, z tym, że kara ta może być wymierzona w kwocie nie większej niż pięćdziesięciokrotność przeciętnego wynagrodzenia w gospodarce narodowej w roku poprzednim, ogłaszanego przez Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego.


30

USTAWA O ODNAWIALNYCH ŹRÓDŁACH ENERGII („USTAWA OZE”)


Przedłużające s ię Prace legislacyjne

Jednym z celów projektowanej ustawy o odnawialnych źródłach energii („Ustawa OZE”) jest implementacja dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE, z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, zmieniającej i w następstwie uchylającej dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE („Dyrektywa OZE”). Z całą pewnością można stwierdzić, iż sam fakt ostatecznej transpozycji powyższej dyrektywy powinien docelowo obniżać ryzyko regulacyjne w Polsce. Problem polega jednak na tym, że w świetle Dyrektywy OZE jej implementacja do krajowego porządku prawnego powinna była nastąpić do 31 grudnia 2010 r. Przedłużające się prace nad Ustawą OZE oraz Nowym PE i PG spowodowały, iż w ostatnich latach Polska stała się krajem wysokiego ryzyka inwestycyjnego, przynajmniej jeżeli chodzi o rozwój odnawialnych źródeł energii. Również duża liczba istotnie zmieniających się projektów ustawy nie wpływa korzystnie na zaufanie inwestorów do Państwa. Przykładowo, w pierwotnym projekcie Ustawy OZE zakładano również nowelizację ustawy o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej, w celu wprowadzenia ułatwień dla morskiej energetyki wiatrowej. Z niejasnych przyczyn najnowsza wersja projektu (oraz Przepisów wprowadzających) takich rozwiązań nie zawiera.

ramy czasowe nowych regulacj i

Ustawa OZE nie wykracza zakresem regulacji poza rok 2035. Zarówno bowiem obowiązek zakupu energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych przez sprzedawcę zobowiązanego, jak i okres wydawania świadectw pochodzenia kończy się

z dniem 31 grudnia 2035 r.34 Niemniej należy zakładać, iż w tych ramach czasowych daje ona pewną gwarancję stabilności

34 „ Art. 58. 2. Obowiązek zakupu od danego podmiotu energii elektrycznej, o której mowa w ust. 1, powstaje od pierwszego dnia wprowadzenia energii elektrycznej do sieci dystrybucyjnej lub sieci przesyłowej i trwa przez kolejnych 15 lat, przy czym okres ten jest liczony od dnia oddania do użytkowania instalacji odnawialnego źródła energii, w której została wytworzona ta energia elektryczna, nie dłużej jednak niż do dnia 31 grudnia 2035 roku.Art. 84. 1. Świadectwo pochodzenia lub świadectwo pochodzenia biogazu rolniczego, wraz z określonym na stałym poziomie współczynni-kiem korekcyjnym, o którym mowa w przepisach wydanych na podstawie art. 85 ust. 1, przysługuje przez okres kolejnych 15 lat, licząc od dnia oddania do użytkowania instalacji odnawialnego źródła energii, w której została wytworzona energia elektryczna lub biogaz rolniczy, z zastrzeżeniem ust. 2 – 9, nie dłużej niż do dnia 31 grudnia 2035 r.”


31

regulacyjnej w zakresie sytemu wsparcia energii odnawialnej w Polsce. Z drugiej strony proponowany w Ustawie OZE mechanizm współczynników korekcyjnych nie daje jednak pewności, co do określonego poziomu wsparcia w dłuższej perspektywie czasu. Ustawa wprowadzająca pozwala oszacować wysokość współczynników na najbliższe pięć lat. Nie umożliwia jednak długofalowej polityki inwestycyjnej, uzależniając poziom wsparcia od każdorazowej oceny Ministra Gospodarki. Niepewność dotyczy też zakresu objęcia wsparciem dotychczas zrealizowanych inwestycji.



mec h anizm utra t y świad ec tw Poch od ze n ia Przez wy twórców

Projekt Ustawy OZE zasadniczo zakłada utrzymanie mechanizmu przyznawania świadectw pochodzenia energii ze źródeł odnawialnych. Wprowadza jednak przy tym szereg niezwykle istotnych modyfikacji. Jedną z bardziej kontrowersyjnych i szeroko dyskutowanych jest powiązanie mechanizmu przyznawania świadectw pochodzenia z uzyskaną przez wytwórcę ceną z tytuł sprzedaży „zielonej” energii. Proponowany art. 61 ust. 2 Ustawy OZE przewiduje, iż „w przypadku, gdy sprzedaż energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii lub energii elektrycznej wytworzonej z biogazu rolniczego w instalacji odnawialnego źródła energii przyłączonej do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej znajdującej się na terenie obejmującym obszar działania tego sprzedawcy zobowiązanego, oferowanej przez przedsiębiorstwo energetyczne lub wytwórcę (…), następuje po cenie wyższej niż 105% ceny zakupu określonej w art. 58, świadectwa pochodzenia nie wydaje się dla energii elektrycznej sprzedanej po wyższej cenie”. Przepis art. 58 określa cenę, po której sprzedawca zobowiązany jest do zakupu energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii oraz energii elektrycznej z biogazu rolniczego. Przyjmuje się, iż cena ta wynosi 198,90 zł za 1 MWh i podlega corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych, przy czym nie może być wyższa od średniej ceny sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym,

ogłaszanej przez Prezesa URE na podstawie przepisów Nowego PE35. Tak więc, art. 58 tej ustawy reguluje dwojakie ścieżki cenowe: kwotę 198,90 zł (podlegającą waloryzacji) oraz średnią cenę sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym w roku poprzednim. Nie w pełni wiadomo, do której z powyższych kwot odnosi się opisywany mechanizm z art. 61 ust. 2. W uzasadnieniu do projektu ustawy czytamy: „ustalenie ww. przedziału cenowego, 105 % średniej ceny energii elektrycznej rynku konkurencyjnego z poprzedniego roku, po której może odbyć się sprzedaż energii elektrycznej wytworzonej z OZE bez utraty prawa do otrzymania świadectwa pochodzenia stanowi kompromis pomiędzy koniecznością wyeliminowania nadwsparcia związanego ze sprzedażą energii elektrycznej z OZE po cenie wyższej niż średnia cena gwarantowana rynku konkurencyjnego z poprzedniego roku, a możliwością rozwoju rynku energii elektrycznej.” Treść uzasadnienia sugeruje zatem jakoby utrata świadectw miała miejsce wyłącznie w przypadku przekroczenia granicy 105% średniej ceny na rynku konkurencyjnym (a niekoniecznie kwoty 198,90 zł). Uzasadnienie nie ma jednak wartości normatywnej, w związku z tym krytycznie należy ocenić niedoprecyzowanie tej kwestii w przepisie.

ośw iadc zenia s k ład an e Pr zez wy twórcę

Warto również odnotować, iż w świetle art. 62 ust. 1 projektu Ustawy OZE wnioskodawca, ubiegając się o świadectwa pochodzenia, musi złożyć szereg oświadczeń (pod rygorem odpowiedzialności karnej). Wśród nich jest m.in. zapewnienie, iż „sprzedaż energii wytworzonej w instalacji odnawialnego źródła energii przyłączonej do sieci dystrybucyjnej lub sieci przesyłowej znajdującej się na terenie obejmującym obszar działania danego sprzedawcy zobowiązanego nastąpiła po cenie

35 „Art. 58.3. Cena zakupu energii elektrycznej, o której mowa w ust. 1, wynosi 198,90 zł za 1 MWh.4. Cena zakupu energii elektrycznej, o której mowa w ust. 3, podlega corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem z roku poprzedniego, określonym w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski”, przy czym nie może być wyższa niż średnia cena sprzedaży energii elek-trycznej na rynku konkurencyjnym, ogłoszona przez Prezesa URE na podstawie art. 174 ust. 2 pkt 23 lit. b ustawy - Prawo energetyczne.”


32

zakupu, określonej w art. 58”. Norma ta sugeruje, jakoby cena zakupu wskazana w art. 58 była ceną sztywną, a nie maksymalną. Co jednak najistotniejsze, uzależnia ona wydanie świadectwa pochodzenia od sprzedaży energii elektrycznej po cenie urzędowej (określonej w art. 58), podczas gdy art. 61 ust. 2 wyraźnie przewiduje margines 5% odstępstwa od tej ceny. Sprzeczność ta wymaga usunięcia.

ogłaszanie „ceny u r zę d owe j” Pr zez re gu l atora

Jak wskazano wyżej, cena zakupu „zielonej energii” podlega corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem z roku poprzedniego, przy czym nie może być wyższa niż średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na ryku konkurencyjnym, ogłoszona przez Prezesa URE na podstawie art. 174 ust. 2 pkt 23 lit. b Nowego PE. Warto jednak odnotować, iż ogłoszenie tej średniej ceny przez regulatora odbywa się – zgodnie z Nowym PE – do 31 marca danego roku. Wytwórca „zielonej” energii, aby nie utracić praw do świadectw pochodzenia, nie może przekroczyć 105% tej ceny i to w sytuacji, gdy – co oczywiste – sprzedaż odbywa się już od początku danego roku. Tymczasem w kontekście mechanizmu ogłaszania średniej ceny energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym (art. 58 ust. 4), dopiero na przełomie marca lub kwietnia danego roku wytwórca energii odnawialnej będzie miał pełną wiedzę na temat dopuszczalnej ceny sprzedaży (tj. takiej, która pozwoli utrzymać uprawnienie do otrzymania świadectw pochodzenia). Z reguły transakcje sprzedaży energii elektrycznej są zawierane przed danym okresem wytwarzania a nie po jego upływie. Przyjęty w Ustawie OZE mechanizm utrudnia zatem prowadzenie stabilnej polityki cenowej i wpływa na bezpieczeństwo obrotu.

Proces wyboru sPrze d awcy zobow iązan e g o

Przewidziany w Ustawie OZE mechanizm wsparcia zakłada obowiązek zakupu „zielonej” energii przez sprzedawcę

zobowiązanego36. Rozwiązanie to stanowi analogię do obecnie obowiązującej zasady zakupu energii odnawialnej przez sprzedawcę z urzędu. Niewątpliwie podmiot zobowiązany do zakupu energii odnawialnej musi być wybierany cyklicznie. Wadą takiego rozwiązania jest jednak jego wpływ na pewność obrotu gospodarczego. W praktyce bowiem wyklucza to możliwość zawierania wieloletnich umów sprzedaży energii elektrycznej. Należy również zwrócić uwagę, iż zarówno Ustawa OZE, jak i Ustawa wprowadzająca, nie zawierają regulacji odnośnie wyznaczenia sprzedawcy zobowiązanego na okres pierwszych miesięcy po wejściu Ustawy OZE w życie. Tym samym istnieje ryzyko powstania „luki” czasowej, podczas której brak będzie podmiotu zobowiązanego do nabywania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.

Prze P isy Przejśc iowe a och ron a inte re sów w toku

Odrębną kwestią jest zagadnienie właściwej konstrukcji przepisów przejściowych dla Ustawy OZE. Ministerstwo Gospodarki częściowo zidentyfikowało ten problem, przyznając instalacjom oddanym do użytkowania przed wejściem w życie Ustawy OZE współczynnik o wartości jeden. Wydaje się, iż kwestia ta jednak nie wyczerpuje ogółu zagadnień związanych z modyfikacją systemu wsparcia. Przede wszystkim nie odniesiono się do sytuacji prawnej tych projektów, co do których decyzja o realizacji zapadła jeszcze przed wejściem w życie nowego systemu, a które zostaną ukończone

36 „Art. 40. 1. Podmiotem realizującym obowiązki w zakresie zakupu wytworzonej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w instalacjach odnawialnego źródła energii oraz wytworzonej energii elektrycznej z biogazu rolniczego w instalacjach odnawialnego źródła energii, na zasadach określonych w ustawie, jest sprzedawca zobowiązany.2. Sprzedawcą zobowiązanym jest sprzedawca energii elektrycznej zaopatrujący w energię elektryczną największą liczbę odbiorców końcowych tej energii elektrycznej, w odniesieniu do liczby odbiorców końcowych energii elektrycznej przyłączonych do sieci dystrybucyjnej lub sieci przesyłowej danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego lub operatora systemu przesyłowego elektroener-getycznego, na obszarze jego działania, według stanu na dzień 30 września poprzedniego roku. W przypadku równej liczby odbiorców końcowych energii elektrycznej, sprzedawcą zobowiązanym jest sprzedawca o największym wolumenie sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom końcowym w pierwszym półroczu poprzedniego roku.3. Sprzedawcę zobowiązanego wyznacza, w terminie do dnia 31 października każdego roku na następny rok, Prezes URE na podstawie informacji w zakresie określonym w ust. 2, przekazanych przez operatorów systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego lub operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w terminie do dnia 15 października każdego roku.4. Sprzedawcę zobowiązanego Prezes URE wyznacza z urzędu, w drodze decyzji, dla poszczególnych systemów elektroenergetycznych. Wniesienie odwołania od decyzji nie wpływa na obowiązek sprzedawcy zobowiązanego w zakresie realizacji obowiązku zakupu energii elektrycznej, o którym mowa w art. 41 ust. 1 i art. 58 ust. 1.”


33

już po wejściu w życie Ustawy OZE. Należy uznać, iż nowe regulacje prawne w większym stopniu powinny odnosić się do ochrony interesów w toku. Ustawa wprowadzająca w ogóle nie reguluje również kwestii konieczności modyfikacji długoterminowych umów sprzedaży energii elektrycznej oraz umów sprzedaży świadectw pochodzenia (co w kontekście zmienionego systemu wsparcia wydaje się nieuniknione).

kom P leksowość regulacj i

Projektowane przepisy powinny zmierzać do tego, aby w jak największym stopniu pogłębiać zaufanie obywateli i potencjalnych inwestorów do Państwa. Postulat ten jest jednak w Ustawie OZE realizowany w różnym stopniu. Przykładowo można wskazać, iż projekt zupełnie pomija instalacje fotowoltaiczne o mocy wytwórczej przekraczającej 10 MW. Brak jest delegacji ustawowej dla Ministra Gospodarki do określenia współczynników korekcyjnych dla tej kategorii instalacji. W efekcie nie jest jasne, czy intencją projektodawców było w ogóle pozbawienie wsparcia takich jednostek wytwórczych (brak świadectw pochodzenia), czy przyznanie im współczynnika korekcyjnego w wysokości 1.0.

3. Czy nowe przepisy służą podejmowaniu

inwestycji długoterminowych?

długość okresu ws Parcia

Ustawa OZE zakreśla ramy czasowe systemu wsparcia w Polsce (do 31 grudnia 2035 r.). Można argumentować, iż takie rozwiązanie umożliwia inwestorom podejmowania 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 będą bowiem mogły w pełni wykorzystywać 15-letniego wsparcia dla „zielonych” inwestycji. W przypadku planowania dużych projektów taka perspektywa czasowa może być zbyt krótka. Ustawodawca powinien dążyć do wprowadzenia długofalowych zmian, które zapewnią stabilność inwestycyjną dla sektora.

równe traktowan ie uczestników r ynku

Niezależnie od powyższego, zasadna wydaje się refleksja nad tym, czy 15-letni okres wsparcia (okres, w trakcie którego inwestor może ubiegać się o przyznanie świadectw pochodzenia) powinien być taki sam w odniesieniu do wszystkich źródeł energii. Przykładowo, w przypadku inwestycji w hydroenergię, przewidywany okres zwrotu z inwestycji jest znacznie dłuższy niż w porównaniu np. z instalacjami fotowoltaicznymi.

mec h anizm wyboru sPrze d awcy zobow iązan ego oraz system feed- in tariff

Przyjęty w Ustawie OZE system wyboru sprzedawcy zobowiązanego w praktyce oznacza, iż de facto co roku konieczna będzie weryfikacja podmiotu, na którym ciążyć będzie obowiązek zakupu energii ze źródeł odnawialnych. Analogiczna sytuacja kształtuje się w odniesieniu do systemu cen gwarantowanych (feed-in tariff). Ceny te bowiem będą ogłaszane przez Ministra Gospodarki do dnia 30 września każdego roku kalendarzowego. Te rozwiązania powodują, iż zarówno w sektorze małych instalacji i mikroinstalacji, jak i przypadku jednostek o większej mocy, w praktyce nie będzie możliwe zawieranie umów długoterminowych ze sprzedawcą zobowiązanym.

liczba świadec tw Poch od ze n ia na r ynku

Wsparcie energetyki odnawialnej w Polsce jest i (w świetle Ustawy OZE) będzie oparte na systemie świadectw pochodzenia. Z tego względu liczba tych certyfikatów na rynku, a w konsekwencji ich cena, ma istotne znaczenie dla efektywności


34

ekonomicznej rozwijanych projektów. Fakt ten został zidentyfikowany przez Ministerstwo Gospodarki. Projekt przewiduje, że jeżeli średnie ceny praw majątkowych, wynikających ze świadectw pochodzenia, będą przez okres co najmniej dwóch kolejnych kwartałów niższe niż 75% wartości opłaty zastępczej, Minister Gospodarki, po przeprowadzeniu analiz, będzie mógł w drodze rozporządzenia zwiększyć wielkość udziału energii elektrycznej, wytwarzanej w instalacjach odnawialnego

źródła energii, w sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom końcowym37. Pozostaje jednak pytanie, czy tak przygotowany mechanizm w pełni eliminuje ryzyko inwestycyjne. Po pierwsze, nie jest jasne, czy poziom 75% jest wystarczający dla ochrony inwestycji w toku. Po drugie, powyższe rozwiązanie nie nakłada na Ministra Gospodarki obowiązku reakcji, przyznając mu jedynie taką możliwość (i to nawet w sytuacji, gdy interwencja na rynku będzie obiektywnie niezbędna). Rodzi to ryzyko braku właściwej reakcji na zmieniające się otoczenie rynkowe.



koszty funkcjonowania syste mu

Przepisy Ustawy OZE jedynie w ograniczonym stopniu, i w sposób pośredni, odnoszą się do relacji pomiędzy odbiorcami a przedsiębiorstwami energetycznymi. Kwestie te bowiem w znacznie większym stopniu zostały uregulowane w Nowym PE oraz PG. Nie sposób nie zauważyć jednak, iż zaproponowany przez Ministerstwo Gospodarki mechanizm wsparcia odnawialnych źródeł energii ma na celu m.in. obniżenie kosztów funkcjonowania całego systemu. Tymczasem docelowo koszty rozwoju energii odnawialnej, poprzez ceny energii elektrycznej są przenoszone na odbiorców końcowych.

rozwój g eneracj i roz Proszon e j

Zagadnieniem, które może mieć znaczenie dla odbiorców energii, jest wprowadzenie ułatwień dla wytwarzania energii elektrycznej, ciepła lub chłodu z odnawialnych źródeł energii lub biogazu rolniczego w mikroinstalacjach. Projekt ustawy stwarza możliwość sprzedaży, po gwarantowanej cenie, energii elektrycznej wytwarzanej przez tzw. prosumenta w mikroinstalacji. Działalność taka nie będzie stanowiła działalności gospodarczej w rozumieniu ustawy o swobodzie

działalności gospodarczej38. Obecnie, prosument wytwarzający energię elektryczną, aby sprzedać nawet najmniejszą ilość tej energii elektrycznej, musi zarejestrować działalność gospodarczą. Uregulowanie tej kwestii pozwala w większym stopniu i bardziej aktywnie zaangażować się odbiorcom w rynek energii w Polsce.

37 „Art. 77. 1. Podmiot, o którym mowa w art. 80 ust. 1, monitoruje ceny, po jakiej zbywane są na giełdzie towarowej, lub na rynku orga-nizowanym przez podmiot prowadzący na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej rynek regulowany, o których mowa w art. 74 ust. 1, prawa majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia lub świadectw pochodzenia biogazu rolniczego.2. W przypadku gdy średnie ceny, o których mowa w ust. 1, będą przez okres co najmniej dwóch kolejnych kwartałów niższe niż 75% war-tości opłaty zastępczej, o której mowa w art. 73, podmiot, o którym mowa w ust. 1, przekazuje zbiorczy raport ministrowi właściwemu do spraw gospodarki w terminie 14 dni po zakończeniu kwartału.3. Jeżeli w wyniku analizy raportu, o którym mowa w ust. 2, minister właściwy do spraw gospodarki ustali, że dla zagwarantowania ceny praw majątkowych z tytułu świadectw pochodzenia lub świadectw pochodzenia biogazu rolniczego powyżej 75% wartości opłaty zastęp-czej, konieczna jest zmiana wielkości udziału energii elektrycznej wytwarzanej w instalacjach odnawialnego źródła energii, o której mowa w art. 76 pkt 4, minister właściwy do spraw gospodarki może zwiększyć wielkość tego udziału w drodze rozporządzenia, o którym mowa w art. 76 - biorąc pod uwagę bieżący stopień realizacji celu krajowego, o którym mowa w art. 94 ust. 2 pkt 1 oraz wyniki analizy raportu, o którym mowa w ust. 2.”

38 Art. 4. 1. Wytwórca energii elektrycznej, ciepła lub chłodu z odnawialnych źródeł energii w mikroinstalacji będący osobą fizyczną nie prowadzącą działalności gospodarczej, który wytwarza energię elektryczną, ciepło lub chłód w celu zużycia na własne potrzeby, może sprzedać nadwyżkę niewykorzystanej energii elektrycznej wytworzonej przez niego w mikroinstalacji i wprowadzonej do sieci dystrybucyjnej.2. Sprzedaż, o której mowa w ust. 1, nie stanowi działalności gospodarczej w rozumieniu ustawy z dnia 2 lipca 2004 r. o swobodzie działalności gospodarczej (Dz. U. z 2010 r. Nr 220, poz.1447, z późn. zm.5), zwanej dalej „ustawą o swobodzie działalności gospodarczej”.”


35

zrównoważenie inte re sów wy twórców „z ie l onej energi i” z innymi uczestnikami r ynku

Odrębną kwestią wartą analizy jest pytanie, czy projektowana Ustawa OZE we właściwy sposób równoważy interesy poszczególnych uczestników rynku. Zagadnienie to w oczywisty sposób jest dyskusyjne i w dużej mierze zależy od punktu widzenia poszczególnych interesariuszy. Przykładowo należy odnotować, iż najnowszy projekt Ustawy OZE odstępuje od propozycji przyznania źródłom odnawialnym pierwszeństwa w procesie przyłączania do sieci (pomimo faktu, iż Dyrektywa OZE przewiduje taką możliwość). Niezależnie od tego warto, aby Ustawa OZE w większym stopniu identyfikowała uwarunkowania technologiczne związane z budową różnych źródeł energii odnawialnej. Dla przykładu, zarówno Ustawa OZE, jak i Ustawa wprowadzająca, nie zawiera szczegółowych uregulowań odnoszących się do rozwoju sektora morskiej energetyki wiatrowej w Polsce. Nie uwzględniają również faktu, iż np. instalacje wykorzystujące do wytwarzania energii elektrycznej hydroenergię pełnią również istotną rolę w gospodarce wodnej. Ich ewentualna likwidacja, na skutek ograniczenia systemu wsparcia, może mieć znaczący wpływ np. na politykę przeciwpowodziową w Polsce.

koszty rozwoju e n e rget yk i odnawialnej

W obecnym stanie prawnym, w szczególności w zakresie energetyki wiatrowej, koszty rozwoju sektora rozłożone są nierównomiernie pod względem geograficznym. Wynika to z uwarunkowań naturalnych (tzw. „wietrzność” w poszczególnych regionach kraju) i w praktyce powoduje, że niektórzy operatorzy systemów dystrybucyjnych muszą ponosić znacznie większe koszty rozwoju energetyki odnawialnej od innych. Koszty te, w ostatecznym rozrachunku, przenoszone są na odbiorców w taryfach przedsiębiorstw energetycznych. Projekt Ustawy OZE nie odnosi się do tego zagadnienia i to pomimo faktu, iż pierwotnie zakładano przenoszenie omawianych kosztów równomiernie na wszystkich mieszkańców Polski za pomocą taryfy operatora systemu przesyłowego.

5. Czy nowe przepisy właściwie wyrażają


zakres kom P ete n cj i Prezesa ureZakres kompetencji i rola Prezesa URE w funkcjonowaniu sektora energetyki odnawialnej nie ulegnie, co do zasady, istotnym zmianom w porównaniu z obecnie obowiązującymi regulacjami. W dużym uproszczeniu, będą one nadal sprowadzały się do procedur koncesyjnych lub rejestracyjnych oraz udziału w mechanizmie przyznawania i umarzania świadectw pochodzenia (lub świadectw pochodzenia z biogazu rolniczego). Zadania te wzbogacone zostaną o kwestie związane z procesem wyznaczania sprzedawcy zobowiązanego oraz przyznawaniem gwarancji pochodzenia. Nie wydaje się, aby należało uznać przepisy Ustawy OZE za przyznające Prezesowi URE nadmierny zakres kompetencji lub wyrażające te kompetencje w sposób niewłaściwy. Zwraca jednak uwagę nacisk projektowanych przepisów na system kar nakładanych na podmioty zaangażowane w sektor energii odnawialnej. Widoczna jest w tym zakresie daleko idąca analogia do obecnie obowiązujących przepisów, jak i do Nowego PE. Zasadniczo bowiem system kar w Ustawie OZE został szeroko zakreślony oraz – co istotne – nie powiązany z winą sprawcy (wina może mieć jedynie wpływ na wysokość ewentualnej kary, lecz nie jest przesłanką karalności).

organy zaanga żowan e w regulację se k tora energi i odnawialnej

W kontekście kompetencji Prezesa URE nie sposób nie zauważyć, iż Ustawa OZE rozszerza katalog organów zaangażowanych w regulację w sektorze energii odnawialnej. Tak jak ma to miejsce w przypadku wszystkich przedsiębiorstw energetycznych, organem koncesyjnym pozostaje Prezes URE. Organ ten jest również podmiotem odpowiedzialnym za prowadzenie rejestru wytwórców energii w małej instalacji. Tymczasem zadania związane z prowadzeniem rejestry wytwórców biogazu rolniczego prowadzić ma Prezes Agencji Rynku Rolnego (ARR). Rozwiązanie to dziwi o tyle, iż kompetencje Prezesa


36

URE ,związane z prowadzeniem rejestru wytwórców energii w małej instalacji, praktycznie pokrywają się z analogicznymi kompetencjami Prezesa ARR. Nie ulega wątpliwości, iż w oparciu o wieloletnie doświadczenia, Urząd Regulacji Energetyki posiada niezbędny potencjał techniczny i kadrowy, umożliwiający prowadzenie postępowań koncesyjnych i rejestrowych w odniesieniu do wszystkich rodzajów źródeł energii odnawialnej. Wyłączanie sektora wytwarzania biogazu rolniczego spowoduje jedynie duplikowanie analogicznych zadań przez dwa podmioty (URE i ARR) reprezentujące Państwo w relacjach z inwestorem.

rola ministra właściwe go do sPraw gos Podarki

Obok kompetencji Prezesa URE w sektorze energetyki odnawialnej zwraca uwagę znacząca rola Ministra Gospodarki jako organu quasi-regulacyjnego. Przyznane Ministrowi, na podstawie Ustawy OZE ,kompetencje w istotny sposób umożliwiają mu ingerowanie w kształt rynku „zielonej” energii. Do najważniejszych z nich należy zaliczyć możliwość wpływania na liczbę świadectw pochodzenia dostępnych na rynku oraz prawo określania wysokości współczynników korekcyjnych. Te narzędzia umiejętnie stosowane zdecydują o kształcie rynku energetyki odnawialnej w Polsce w najbliższych latach. Należałoby się zastanowić, czy organem posiadającym większą wiedzę o rynku energii, a zarazem potrafiącym szybciej reagować na zmieniającą się sytuacje na rynku, nie jest Prezes URE i czy jemu nie należałoby przypisać wspomnianych kompetencji Ministra Gospodarki.

[email protected]

osoba do kontaktu:

dr Jerzy Baehr, radca prawny, starszy partner

[email protected]

t: 22 201 00 00


SiedziBa w waRSzawieul. Polna 11

00-633 Warszawa

t: 22 201 00 00

F: 22 201 00 99

BiuRo w PozNaNiuul. Paderewskiego 7

61-770 Poznań

t: 61 855 32 20

F: 61 851 32 52

Trojpak energetyczny

Documents

Transcript of Trojpak energetyczny