Prawo energetyczne 2013 - ebook

Komentarz do ustawy

Celem ustawy z 26 lipca nowelizującej Prawo energetyczne jest zapewnienie pełnej transpozycji przepisów prawa Unii Europejskiej, w tym w szczególności dyrektyw wchodzących w skład tzw. trzeciego pakietu liberalizacyjnego. 25 listopada 2011 r. Komisja Europejska wszczęła w stosunku do Rzeczypospolitej Polskiej dwa postępowania w związku z niewykonywaniem obowiązków w zakresie dostosowania swojego środowiska regulacyjnego do postanowień wspomnianych dyrektyw. W związku z tym zdecydowano się na możliwie najszybsze wdrożenie podstawowych zmian wymaganych prawem UE do prawa krajowego, niejako w oderwaniu od zaplanowanej reformy prawa energetycznego, polegającej na przyjęciu trzech ustaw – Prawa energetycznego, Prawa gazowego oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii, których rozpatrzenie zostało tymczasowo odłożone.

A. Wpływ nowelizacji na sektor wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych i konwencjonalnych

a) System wsparcia

Nowelizacja nie wprowadza zasadniczych zmian dotyczących wsparcia wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych. Wprowadzenie instytucji tzw. gwarancji pochodzenia, będących w istocie zaświadczeniem, że dana ilość „zielonej” energii została wprowadzona do krajowego systemu energetycznego, stanowi transpozycję przepisów dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z 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 do krajowego systemu prawnego. To, na ile system gwarancji pochodzenia będzie stanowić efektywne wsparcie, zależy przede wszystkim od trendów proekologicznych wśród odbiorców energii, które stanowią jedyny bodziec pobudzający popyt na gwarancje.

Problem nadpodaży zielonych certyfikatów ustawodawca usiłuje rozwiązać rozszerzeniem grona podmiotów zobowiązanych do ich umarzania o kategorię odbiorców przemysłowych energochłonnych, jednocześnie określając procentowe progi obowiązku, uzależniając poziom realizacji tego wymogu od relacji pomiędzy kosztem pozyskania energii elektrycznej i wartością produkcji przedsiębiorstwa. Brak dalej idących rozwiązań dotyczących systemu wsparcia wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych może wynikać z oczekiwania na rozwój ogólnoeuropejskiej regulacji dotyczącej racjonalizowania systemów wsparcia w energetyce, których wyrazem są przede wszystkim trwające prace nad przyszłymi wytycznymi w sprawie pomocy państwa na rzecz sektora energetycznego i na ochronę środowiska.

Wydawanie gwarancji pochodzenia energii elektrycznej
wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii (Rozdział 2a)

Obowiązek implementacji gwarancji pochodzenia do krajowego systemu prawnego wynika z przepisów dyrektywy 2009/28/WE. Gwarancje te mają stanowić potwierdzenie odbiorcy końcowemu, że dana ilość energii elektrycznej do krajowego systemu elektroenergetycznego pochodzi ze źródeł odnawialnych.

Charakter prawny gwarancji pochodzenia (art. 11g)

Jak stanowi Prawo energetyczne w obecnym brzmieniu, gwarancja pochodzenia jest dokumentem stanowiącym potwierdzenie odbiorcy końcowemu, że określona w tym dokumencie ilość energii elektrycznej wprowadzonej do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej została wytworzona z odnawialnych źródeł energii (OZE). Ponadto, zgodnie z ustawą, z gwarancji pochodzenia nie wynikają prawa majątkowe.

Jak przewidziano w ust. 4, gwarancja pochodzenia z chwilą przekazania odbiorcy końcowemu nie podlega obrotowi. Nie oznacza to, że gwarancje te w ogóle nie mogą być przedmiotem obrotu. Zgodnie bowiem z postanowieniami art. 11l ust. 1, podmiot prowadzący giełdę towarową lub rynek regulowany w rozumieniu ustawy o obrocie instrumentami finansowymi organizuje obrót gwarancjami pochodzenia. Zasady dotyczące organizacji i funkcjonowania obrotu gwarancjami pochodzenia zostały opisane w dalszej części opracowania.

Dodatkowo, w celu zapobieżenia możliwości podwójnego liczenia i okazywania gwarancji pochodzenia, należy zapewnić, że jednostka energii pochodząca z odnawialnego źródła jest uwzględniana jako taka wyłącznie raz. Energia ze źródeł odnawialnych, której gwarancja pochodzenia została zbyta przez producenta osobno, chociażby za pośrednictwem podmiotu prowadzącego giełdę towarową, nie powinna być sprzedawana odbiorcy końcowemu jako energia ze źródeł odnawialnych.

Ponadto przeniesienie gwarancji pochodzenia następuje w sposób niezależny od przeniesienia praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii. Rozwiązanie takie znalazło się w ustawie przede wszystkim po to, by podkreślić niezależność dwóch zupełnie odrębnych form wsparcia wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych. Należy jednak zauważyć, że z tej perspektywy gwarancja pochodzenia jest niestandardowym mechanizmem wsparcia, bowiem z prawem ubiegania się o jej wystawienie i możliwością jej zbywania nie wiąże się obowiązek umarzania jej przez jakiekolwiek podmioty. Wydaje się zatem, że popyt na gwarancje pochodzenia będzie kreowany przede wszystkim poprzez narastające trendy prośrodowiskowe i wzrastającą świadomość ekologiczną odbiorców. Dodatkowo podmiotami zainteresowanymi kwestią pochodzenia energii zużywanej w procesach przemysłowych mogą być zainteresowane przedsiębiorstwa biorące udział w nieobowiązkowych systemach zarządzania środowiskowego, takich jak system EMAS.

Gwarancje pochodzenia wydawane są w formie dokumentu elektronicznego, opatrzonego bezpiecznym podpisem elektronicznym weryfikowanym za pomocą ważnego kwalifikowanego certyfikatu. Okres ważności gwarancji pochodzenia wynosi 12 miesięcy od dnia zakończenia wytwarzania energii elektrycznej w odnawialnym źródle. Po upływie tego okresu gwarancja pochodzenia wygasa i zostaje wykreślona z rejestru gwarancji pochodzenia.

Tryb wydawania gwarancji pochodzenia (art. 11g)

Gwarancje pochodzenia wydawane są w ciągu 30 dni od przedłożenia Prezesowi URE wniosku w tym względzie przez podmiot pośredniczący w imieniu zainteresowanego przedsiębiorstwa energetycznego. Wnioski te będą przedkładane przez wytwórców energii za pośrednictwem Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD) lub Operatora Systemu Przesyłowego (OSP), na którego obszarze działania zostało przyłączone źródło odnawialne, w terminie 7 dni od zakończenia wytworzenia objętego wnioskiem wolumenu energii. W ciągu 14 dni od przekazania wniosku przedsiębiorstwo sieciowe ma obowiązek weryfikacji informacji w nim zawartych i przekazania wniosku Prezesowi URE. Ilość energii wytworzonej w źródle weryfikowana będzie w oparciu o wskazania układu pomiarowo-rozliczeniowego. Podobnie jak w przypadku świadectw pochodzenia, gwarancje wydawane będą przez Prezesa URE zgodnie z procedurą zawartą w Kodeksie postępowania administracyjnego dotyczącą wydawania zaświadczeń. Organ może odmówić wydania gwarancji wydając postanowienie, na które służy wnioskodawcy zażalenie do Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów. Prezes URE odmawia wydania gwarancji pochodzenia w przypadku naruszenia siedmiodniowego terminu, o którym mowa w art. 11h ust. 2.

Obrót gwarancjami pochodzenia (art. 11l – 11k)

Gwarancje pochodzenia są przenaszalne, co oznacza, że mogą one być przedmiotem obrotu. Powiązany z gwarancjami pochodzenia mechanizm wsparcia wytwarzania energii z odnawialnych źródeł polega w istocie na możliwości odpłatnego ich zbywania przez podmioty je uzyskujące.

Zgodnie z nowym brzmieniem Prawa energetycznego, obrót gwarancjami pochodzenia prowadzi podmiot prowadzący giełdę towarową w rozumieniu ustawy z 26 października 2000 r. o giełdach towarowych lub rynek regulowany w rozumieniu ustawy z 29 lipca 2005 r. o obrocie instrumentami finansowymi. Wydaje się, że najbardziej prawdopodobnym rozwiązaniem w tym zakresie jest powierzenie prowadzenia platformy obrotu gwarancjami pochodzenia Towarowej Giełdzie Energii S.A., której reprezentanci stwierdzili możliwość niemal bezkosztowego utworzenia podobnej platformy jeszcze na etapie uwag wnoszonych do projektu o odnawialnych źródłach energii w trakcie prowadzonych konsultacji społecznych.

Uznawanie obcych gwarancji pochodzenia

Dodatkowo znowelizowane Prawo energetyczne zawiera postanowienia dotyczące uznawania gwarancji pochodzenia wydanych w innym państwie członkowskim UE, Konfederacji Szwajcarskiej lub państwie członkowskim EFTA – stronie umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym. W przypadku wątpliwości co do autentyczności lub wiarygodności gwarancji pochodzenia Prezes URE może odmówić jej uznania w drodze postanowienia, na które służy zażalenie, o czym niezwłocznie informuje Komisję Europejską. Jeżeli organ ten uzna odmowę uznania gwarancji pochodzenia za nieuzasadnioną, może przyjąć decyzję zobowiązującą państwo członkowskie do uznania gwarancji pochodzenia.

Rozszerzenie kręgu podmiotów zobowiązanych do umarzania świadectw
pochodzenia energii z OZE

W wyniku nowelizacji, krąg podmiotów zobowiązanych do umarzania świadectw pochodzenia energii ze źródeł odnawialnych został rozszerzony. Nowym podmiotem zobowiązanym do umarzania świadectw pochodzenia został odbiorca przemysłowy, tj. każdy, kto pobiera energię od przedsiębiorstwa energetycznego na własny użytek i którego główna działalność zalicza się do kategorii wyliczonych w ustawie, obejmujących m.in. produkcję papieru, szkła, chemikaliów lub metali, a także wydobycie węgla kamiennego. Ustawa zawęża jednak krąg odbiorców przemysłowych, którzy wykonywać będą przedmiotowy obowiązek do tych podmiotów, które w roku kalendarzowym poprzedzającym rok realizacji obowiązku zużyły nie mniej niż 100 GWh energii elektrycznej i dla których koszt pozyskania energii elektrycznej wyniósł nie mniej niż 3% wartości ich produkcji. Należy zwrócić uwagę na fakt, że podmioty te zostały objęte obowiązkiem pozyskiwania i umarzania certyfikatów bez względu na to, czy zaopatrują się w energię elektryczną na podstawie kontraktów terminowych, czy za pośrednictwem giełdy towarowej. Więcej informacji na ten temat zostało zawarte w podrozdziale E. a) niniejszego opracowania, w całości poświęconym problematyce odbiorców przemysłowych.

Z zakresu obowiązku zostały wyłączone przedsiębiorstwa energetyczne wykonujące
działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej lub obrotu tą
energią i sprzedające tą energię odbiorcom przemysłowym. W związku z tym, iż pod-
mioty sprzedające energię odbiorcom innym niż przemysłowi nadal podlegają
obowiązkowi umarzania zielonych certyfikatów należy przyjąć, że w istocie zwolnienie to obowiązuje nie w stosunku do przedsiębiorstw, a raczej do wolumenów energii sprzedawanej odbiorcom przemysłowym. Obowiązek ten pozostaje niezmieniony w stosunku do odbiorców końcowych będących członkami giełdy towarowej oraz towarowych domów maklerskich i domów maklerskich będących członkami giełdy towarowej. Odnośnie jednak do domów maklerskich, obowiązek ten został ograniczony wyłącznie do transakcji realizowanych na zlecenie odbiorców końcowych innych niż odbiorcy przemysłowi.

b) Nowe źródła energii – mikro- i małe instalacje (art. 3 pkt 20b i 20c)

Znowelizowane Prawo energetyczne wyróżnia dwie dodatkowe kategorie wytwórców energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, mianowicie mikroinstalację i małą instalację. Nazwą mikroinstalacji ustawa określa odnawialne źródła energii, o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 40 kW lub o łącznej mocy zainstalowanej cieplnej nie większej niż 70 kW. Małą instalacją jest w świetle ustawy odnawialne źródło energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej od 40 kW do 200 kW lub o łącznej mocy zainstalowanej cieplnej od 70 kW do 300 kW.

Pojęcia te zostały wprowadzone do krajowego systemu prawnego przede wszystkim po to, by stworzyć podstawy prawne do funkcjonowania energetyki rozproszonej oraz nowej kategorii odbiorców / wytwórców energii - prosumentów, pokrywających swoje zapotrzebowanie na energię z własnego źródła odnawialnego i posiadających możliwość sprzedaży nadwyżki wytworzonej energii elektrycznej do systemu. Wprowadzenie rozwiązań mających na celu stworzenie ram prawnych dla funkcjonowania prosumentów wynika z postanowień dyrektywy 2009/28, promującej energetykę rozproszoną i niewielkie inwestycje w źródła wytwórcze. Należy stwierdzić jednak, że poziom wsparcia zapewniony prosumentom przez nowelizację jest niewielki. Dopiero na etapie zgłaszania poprawek senackich do projektu ustawy nowelizującej zwrócono jednak uwagę, że działalność prosumencka w głównej mierze nie będzie nastawiona na zysk, w związku z czym wytwórca energii w mikroinstalacji nie będzie podlegał obowiązkowi rejestracji działalności gospodarczej, a w konsekwencji – również obowiązkowi uzyskania koncesji. Ponadto stwierdzenie zaistnienia nadwyżki uzależnione jest od uprzedniego zainstalowania licznika inteligentnego, a wprowadzenie jej do krajowego systemu elektroenergetycznego możliwe będzie dopiero w przypadku pełnej implementacji sieci inteligentnych. Tym bardziej zatem wydaje się, że obecna regulacja ma raczej charakter przygotowawczy i tworzy podwaliny pod funkcjonowanie energetyki prosumenckiej i sieci inteligentnych, których skuteczne funkcjonowanie uzależnione będzie m.in. od przyjęcia kolejnych przepisów w tym zakresie.

Najistotniejsze ułatwienia funkcjonowania energetyki rozproszonej wprowadzone nowelizacją dotyczą zwolnienia mikroźródeł z ponoszenia opłaty za przyłączenie do sieci (a co za tym idzie – również zaliczki na poczet opłaty za realizację przyłączenia). Odnawialne źródła energii o mocy elektrycznej zainstalowanej nie wyższej niż 5 MW oraz jednostki kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW skorzystają natomiast z ograniczenia wysokości opłaty o połowę.

c) Ułatwienia dla źródeł odnawialnych w zakresie przyłączania do sieci (art. 7
pkt 3, art. 7 ust. 8d oraz art. 7 ust. 8d1 – 8d6) oraz sztywnej ceny odsprzedaży energii (art. 9v)

Za przyłączenie odnawialnych źródeł energii o mocy zainstalowanej nieprzekraczającej 5 MW, jak również jednostki kogeneracji o zainstalowanej mocy elektrycznej mniejszej niż 1 MW wytwórca zobowiązany będzie do poniesienia jedynie połowy opłaty za przyłączenie do sieci.

Przedsiębiorstwo sieciowe zostało zobowiązane do określenia w warunkach przyłączenia, wydawanych na wniosek operatora odnawialnego źródła energii, harmonogramu przyłączenia odnawialnego źródła, uwzględniającego kolejne etapy rozbudowy sieci i zestawienie planowanych prac. W okresie ich ważności warunki przyłączenia stanowią zobowiązanie przedsiębiorstwa sieciowego do zawarcia umowy przyłączeniowej o treści określonej w warunkach, wydaje się zatem, że na mocy nowego przepisu częścią tego zobowiązania będzie również zawarcie w umowie przyłączeniowej harmonogramu prac uwzględniającego etapy rozbudowy sieci. Konsekwentnie zmianie uległo również brzmienie art. 7 ust. 2 Pr.e. określającego essentialia negotii umowy przyłączeniowej. Nowelizacja dodała bowiem do zawartego we wspomnianym przepisie katalogu obowiązkowych elementów umowy o przyłączenie również harmonogram realizacji przyłączenia. W przypadku, w którym zadeklarowany przez przedsiębiorstwo sieciowe w warunkach przyłączenia, a następnie uwzględniony w umowie przyłączeniowej harmonogram prac byłby nieprzestrzegany, po stronie podmiotu przyłączanego powstaje roszczenie wynikające z niewykonania lub nieprawidłowego wykonania przedmiotu umowy. Należy również zwrócić uwagę na zamieszczenie w nowelizacji regulacji intertemporalnej, dającej podstawę do odstąpienia od umów przyłączeniowych, których nie dostosowano do nowych wymogów prawnych. Możliwość odstąpienia dotyczy umów zawartych przed dniem wejścia w życie nowelizacji, które nie zostały do niej dostosowane w terminie 6 miesięcy, i na podstawie których do momentu wejścia w życie ustawy nie zostały zrealizowane przyłączenia. Uprawnienie do odstąpienia przysługuje każdej ze stron, o ile nie ponosi ona odpowiedzialności za niedopełnienie obowiązku renegocjacji. Powszechnie wskazywanym ratio legis powyższego rozwiązania jest konieczność odblokowania mocy przyłączeniowych OSD i OSP poprzez weryfikację zadeklarowanych zamierzeń inwestycyjnych i wyeliminowanie tych przedsięwzięć, co do których zostały zawarte umowy przyłączeniowe, lecz ich realizacja jest niepewna lub wręcz nierealistyczna. Niezależnie od adekwatności wprowadzonego rozwiązania dla osiągnięcia tak określonego celu należy zwrócić uwagę na problemy prawne i praktyczne, jakie w naszej ocenie mogą wiązać się ze stosowaniem wspomnianego przepisu. W szczególności, komentowany przepis pozostawia duże pole uznaniowości co do możliwości przypisania którejś ze stron odpowiedzialności za niedostosowanie umowy przyłączeniowej w wyznaczonym terminie. W praktyce można się zapewne będzie spotkać z wieloma zachowaniami, których kwalifikacja nie będzie jednoznaczna (np. brak możliwości uzgodnienia terminu negocjacji z uwagi na nieobecność umocowanych przedstawicieli jednej ze stron). Ponadto 6-miesięczny termin może umknąć uwadze np. inwestora, a operator systemu może nie wykazać inicjatywy w zakresie poinformowania go o nowych okolicznościach, w ten sposób zyskując mocną pozycję do renegocjacji umowy także w zakresie innych jej warunków. Należy przy tym mieć na względzie, że trwałość umów przyłączeniowych ma wielkie znaczenie z perspektywy pewności obrotu, np. w kontekście uzyskanego dla danej inwestycji finansowania, które może zostać wycofane w sytuacji, kiedy jeden z podstawowych dokumentów w procesie inwestycyjnym przestaje obowiązywać. W naszej ocenie regulacja obwarowana tak dotkliwą sankcją jak przewidziana w komentowanym przepisie powinna minimalnie wskazywać na pośrednie kroki dyscyplinujące strony do podjęcia i skutecznego zakończenia negocjacji, poprzez ustanowienie np. terminów, w których operatorzy zawiadamiają inwestorów o nowych wymogach i wyznaczają termin na przedstawienie harmonogramu itp.

Realizacja przyłączenia zgodnie z harmonogramem może zostać zabezpieczona postanowieniami w zakresie kary umownej za niedotrzymanie warunków realizacji przyłączenia. Do rozstrzygnięcia ewentualnego sporu na tle wykonania umowy o przyłączenie właściwy będzie sąd cywilny1.

Dodatkowo w przypadku, w którym podmiot ubiegający się o przyłączenie mikroinstalacji do sieci jest już przyłączony do niej jako odbiorca, a moc zainstalowana instalacji nie jest większa niż określona w uprzednio wydanych warunkach przyłączenia, przyłączenie mikroinstalacji odbywa się na podstawie jednostronnego oświadczenia (zgłoszenia), przedłożonego przedsiębiorstwu sieciowemu. Do zgłoszenia podmiot zainteresowany powinien załączyć oświadczenie o posiadaniu tytułu prawnego do nieruchomości, na której planowana jest inwestycja, oraz do mikroinstalacji określonej w przedkładanym zgłoszeniu. Oświadczenie to zostało objęte rygorem za podanie nieprawdziwych informacji przewidzianym w art. 233 Kodeksu karnego2. Realizacja przyłączenia następuje po zainstalowaniu odpowiednich układów zabezpieczających i układu pomiarowo-rozliczeniowego3. Koszt instalacji wspomnianych układów w całości ponosi właściwy OSD. W przypadku, w którym dany podmiot nie był przyłączony do danej sieci jako odbiorca lub moc zainstalowana mikroinstalacji przekracza moc określoną w uprzednio wydanych warunkach przyłączenia, przyłączenie następuje na podstawie umowy przyłączeniowej.

Ponadto, na mocy art. 7 ust. 8d znowelizowanego Pr.en., podmioty ubiegające się o przyłączenie mikroinstalacji zostały zwolnione z obowiązku przedstawiania wypisu i wyrysu z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego lub decyzji o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu w trakcie procedury przyłączeniowej.

W zakresie pewności zbytu energii elektrycznej wytworzonej w mikroinstalacji, nowelizacja stanowi, że mikroinstalacje przyłączone do sieci dystrybucyjnej znajdującej się na terenie działania sprzedawcy z urzędu, należące do osób fizycznych niebędących przedsiębiorcami, uzyskują gwarancję zakupu wyprodukowanej energii po cenie równej 4/5 średniej rynkowej ceny prądu z ubiegłego roku. Z jednej strony zatem, na sprzedawcę z urzędu nałożony jest obowiązek w zakresie zakupu energii od operatora mikroinstalacji, z drugiej jednak, regulacja ta ustanawia sztywną cenę tej energii.

Brak rozwiązań dotyczących sieci inteligentnych – wstrzymanie prac legislacyjnych nad wdrażaniem filozofii smart grid do momentu kontynuowania prac nad dużym trójpakiem

Zgodnie z postanowieniami dyrektywy 2008/29 państwa członkowskie UE powinny zapewnić implementację systemów inteligentnego opomiarowania końcowego zużycia energii. Wdrożenie tych systemów mogło być poprzedzone wykonaniem długoterminowej analizy potencjalnych korzyści z funkcjonowania inteligentnych rozwiązań pomiarowych i kosztów z nim związanych. W zależności od wyników tej analizy państwo członkowskie zobowiązane jest opracować plan implementacji inteligentnego opomiarowania. Jeżeli wyniki analizy kosztów są pozytywne, to co najmniej 80% odbiorców do końca 2020 r. powinno zostać wyposażonych w inteligentne liczniki. Jak wyjaśnia w jednej z wypowiedzi zawartych na oficjalnej stronie internetowej Prezes URE4, Polska nie zdecydowała się na przeprowadzenie analizy, co w sensie faktycznym oznacza deklarację do wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania bez żadnych zastrzeżeń. Stanowisko wyrażone w wypowiedzi Prezesa URE zostało oparte na spostrzeżeniu, że wdrożenie smart metergingu okazało się opłacalne na gruncie prognoz przeprowadzonych w prawie wszystkich pozostałych państwach członkowskich UE oraz fakt, że bez efektywnego wdrożenia smart metergingu nie jest możliwe stworzenie optymalnego środowiska funkcjonowania prosumenckiej energetyki rozproszonej.

Projekt ustawy nowelizującej, który wpłynął do Sejmu 19 października 2012 r., odwoływał się do kwestii inteligentnego opomiarowania m.in. w przepisach mówiących o przyłączaniu mikroinstalacji do sieci czy dotyczących weryfikacji ilości energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych dla celów wydania gwarancji pochodzenia. Nowelizacja w brzmieniu, w jakim ostatecznie weszła w życie, nie odwołuje się do pojęcia liczników inteligentnych. Jedyne wymagania dotyczące inteligentnego opomiarowania, będącego jednym z filarów inteligentnych sieci, dotyczą opracowywania planów zaspokojenia zapotrzebowania na energię, w których zawarte powinny być między innymi planowane przedsięwzięcia związane z przetwarzaniem i transmisją danych pomiarowych z liczników zdalnego odczytu. Ponadto w art. 9c, określającym obowiązki operatorów systemów dystrybucyjnych, przewidziano, że operatorzy systemów dystrybucyjnych instalujący u odbiorców końcowych przyłączonych do ich sieci liczniki zdalnego odczytu są obowiązani chronić dane pomiarowe dotyczące tych odbiorców, na zasadach określonych w ustawie o ochronie danych osobowych5 (art. 9d ust. 5a) oraz zawarto definicję liczników zdalnego odczytu jako zespołu urządzeń służących do pozyskiwania danych pomiarowych, umożliwiającego dwustronną komunikację z systemem teleinformatycznym (art. 9c ust. 5b). Należy zwrócić uwagę na fakt, że wspomniane przepisy nie nakładają na operatorów systemu dystrybucyjnego obowiązku instalowania liczników inteligentnych, a jedynie zawierają podstawowe uregulowania dotyczące obowiązku ochrony pozyskanych danych w przypadku, gdyby takie liczniki zostały zainstalowane.

B. Zmiany dotyczące regulacji funkcjonowania przedsiębiorstw sieciowych

a) Unbundling

Przepisy ustawy dotyczące wydzielenia operatorów systemu przesyłowego i dystrybucyjnego zostały rozbudowane i doprecyzowane zarówno w stosunku do przepisów sprzed nowelizacji, jak również w stosunku do tych zaproponowanych w projekcie ustawy – Prawo energetyczne, wchodzącym w skład tzw. dużego trójpaku.

Udostępnianie przez OSP środków trwałych innym podmiotom (art. 9d ust. 1 – 12)

W stosunku do OSP ustawodawca dodał zapis, zezwalający na udostępnianie posiadanych środków trwałych innym podmiotom, jeśli warunki techniczne i wymagania bezpieczeństwa nie stoją temu na przeszkodzie oraz jeżeli udostępnienie to nie będzie obniżać zdolności przedsiębiorstwa sieciowego do świadczenia usług wynikających z pełnionych przez nie funkcji. Ponadto, jak stanowi analizowany przepis, udostępnienie to powinno następować na zasadach równego traktowania.

Określając zakres przedmiotowy uprawnienia, ustawodawca odwołuje się do pojęcia środków trwałych oznaczającego, zgodnie z przepisami o rachunkowości, rzeczowe aktywa trwałe i zrównane z nimi, o przewidywanym okresie ekonomicznej użyteczności dłuższym niż rok, kompletne, zdatne do użytku i przeznaczone na potrzeby jednostki organizacyjnej6. Do środków trwałych zalicza się w szczególności prawa do nieruchomości, w tym własność, prawo użytkowania wieczystego7, budowle i budynki, instalacje, maszyny i środki transportu. Istotnym ograniczeniem możliwości udostępniania środków trwałych jest to, by udostępnianie następowało na cele niezwiązane z produkcją, wytwarzaniem, obrotem, dystrybucją, przesyłaniem, magazynowaniem, skraplaniem gazu i regazyfikacją.

Co się tyczy charakteru udostępnienia przez OSP środków trwałych innemu podmiotowi, w naszej ocenie fakt, że ustawa odwołuje się do konieczności racjonalnego użytkowania środków trwałych przemawia na korzyść twierdzenia, że udostępnienie to powinno następować na podstawie czynności prawnej odpłatnej, takiej jak np. dzierżawa lub najem.

Regulacja w zakresie niezależności OSP (art. 9d ust. 1a – 1c)

Jak wskazano w ust. 1a, w celu zapewnienia niezależności OSP ta sama osoba lub podmiot nie może bezpośrednio lub pośrednio wywierać decydującego wpływu lub wykonywać innych praw względem przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się produkcją, wytwarzaniem lub obrotem paliwami gazowymi albo wytwarzaniem lub obrotem energią elektryczną oraz bezpośrednio lub pośrednio wywierać decydującego wpływu lub wykonywać innych praw względem operatora systemu przesyłowego lub połączonego ani wywierać decydującego wpływu na system przesyłowy lub system połączony. Dodatkowo, jak sprecyzowano w ust. 1c, pojęcie „wywierania decydującego wpływu” należy utożsamiać z

Darmowy fragment