Opinia z 31 stycznia 2020 r. o projekcie ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne

(Minister Aktywów Państwowych)

  Rada Legislacyjna                                                                                                2020-01-31

            przy

  Prezesie Rady Ministrów           

     RL-033-2/20

 

Opinia

o projekcie ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne

 

 

I. Uwagi ogólne

 

1. [Przedmiot niniejszej opinii] Przedmiotem niniejszej opinii jest projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne (dalej: „Projekt”), w wersji z dnia 21 listopada 2019 r.[1], przygotowany przez Ministra Aktywów Państwowych i przedstawiony Radzie Legislacyjnej do zaopiniowania przez Wiceprezesa Rządowego Centrum Legislacji[2].

2. [Syntetyczna charakterystyka celów i treści Projektu] Celem Projektu jest implementacja w polskim porządku prawnym przepisów dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/692 z dnia 17 kwietnia 2019 r. zmieniającej dyrektywę 2009/73/WE dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego[3] (dalej: „Dyrektywa 2019/692”)[4]. Dyrektywa 2019/692 – która znowelizowała dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylającą dyrektywę 2003/55/WE[5] (dalej: „Dyrektywa Gazowa”) i która obowiązuje w Unii Europejskiej (UE) od dnia 23 maja 2019 r. – ma z kolei na celu  zapewnienie tego, aby zawarte w Dyrektywie Gazowej zasady prawne mające zastosowanie do linii przesyłowych gazu łączących dwa państwa członkowskie UE lub większą ich liczbę miały również zastosowanie, w obrębie Unii Europejskiej, do linii przesyłowych gazu do i z państw trzecich. Ma to zagwarantować spójność ram prawnych w UE, prowadzić do unikania zakłóceń konkurencji na wewnętrznym rynku energii w UE, eliminować negatywny wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu oraz zwiększać przejrzystość i pewność prawa dla uczestników rynku w odniesieniu do systemu prawnego mającego zastosowanie do danej linii przesyłowej gazu (pkt 3 preambuły do Dyrektywy 2019/692).

Projekt zmierza do implementacji (transpozycji) w prawie polskim wspomnianej Dyrektywy 2019/692, przy czym czyni to poprzez projektowaną nowelizację ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne[6] (dalej: „PrEnerg”). Projekt jest bardzo krótki w sensie objętościowym: liczy sobie zaledwie 2,5 strony tekstu oraz zawiera tylko dwa artykuły: art. 1 Projektu w pięciu punktach przewiduje zmiany brzmienia różnych przepisów PrEnerg lub dodanie w PrEnerg nowych przepisów, zaś art. 2 Projektu jest przepisem o wejściu w życie Projektu (przyszłej ustawy).

Najważniejsze zmiany przewidziane przez Projekt w ustawie PrEnerg są następujące: 1) zmiana brzmienia legalnej definicji pojęcia „gazociąg międzysystemowy” w art. 3 pkt 11d PrEnerg; 2) zmiana brzmienia jednej z przesłanek warunkujących udzielenie przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (dalej: „Prezes URE”) tzw. zwolnienia regulacyjnego odnoszącego się do nowej infrastruktury energetycznej (zmieniany przepis art. 4i ust. 2 pkt 5 PrEnerg) oraz dodanie nowych przepisów normujących współpracę Prezesa URE z organami do spraw regulacji gospodarki paliwami i energią innych państw przy udzielaniu wspomnianego zwolnienia regulacyjnego (nowe przepisy art. 4i ust. 4a i 4b PrEnerg); 3) dodanie przepisu nakładającego na operatora systemu przesyłowego gazowego obowiązek niezwłocznego informowania Prezesa URE o zawarciu umowy dotyczącej eksploatacji gazociągu międzysystemowego łączącego polski system przesyłowy z siecią gazową państwa niebędącego państwem członkowskim UE, wraz z obowiązkowym przesłaniem Prezesowi URE kopii takiej umowy (nowy przepis art. 9g ust. 11a PrEnerg); 4) dodanie przepisu kompetencyjno-zadaniowego zobowiązującego Prezesa URE do współpracy z organami do spraw regulacji gospodarki paliwami i energią lub innymi właściwymi organami państw niebędących państwami członkowskimi UE w sprawach dotyczących gazociągów międzysystemowych, w tym ich eksploatacji (nowy przepis art. 15f ust. 3 PrEnerg); 5) dodanie przepisów nakładających na ministra właściwego do spraw energii określone obowiązki notyfikacyjne względem Komisji Europejskiej w związku z negocjowaniem, zawieraniem i zmienianiem umowy międzynarodowej w sprawie eksploatacji gazociągu międzysystemowego łączącego polski system przesyłowy z siecią gazową państwa niebędącego państwem członkowskim UE (nowe przepisy art. 15h PrEnerg).

3. [Znaczenie dla Polski implementowanej przez Projekt Dyrektywy 2019/692 – kontekst regulacyjny i geopolityczny Projektu] Implementowana przez Projekt Dyrektywa 2019/692 jest bardzo ważna z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego Polski i o jej przyjęcie Polska przez wiele lat mocno zabiegała na forach poszczególnych instytucji Unii Europejskiej, tj. Komisji Europejskiej, Rady UE i Parlamentu Europejskiego. Dyrektywa 2019/692 rozstrzyga jednoznacznie istniejący w okresie przed jej przyjęciem spór prawny (będący jednocześnie sporem politycznym, a nawet geopolitycznym) odnośnie tego, czy przepisy tzw. III unijnego pakietu energetycznego – czyli przepisy unijnych aktów prawnych z 2009 r. (i z lat kolejnych) ukierunkowanych na regulację sektora energetycznego w UE, a konkretnie podsektora gazu ziemnego, w tym zwłaszcza Dyrektywa Gazowa[7] – mają de lege lata zastosowanie do gazociągów przesyłowych łączących UE z państwami trzecimi, czyli do gazociągów przesyłowych, które przekraczają granice Unii Europejskiej i którymi gaz ziemny jest transportowany z państw trzecich do UE lub z UE do państw trzecich (np. gazociągi Nord Stream[8], Green Stream[9], TransMed[10], Medgaz[11], a także dopiero planowane lub budowane gazociągi Nord Stream 2[12] lub europejska odnoga gazociągu TurkStream[13])[14]. Dyrektywa 2019/692 – nowelizująca Dyrektywę Gazową – przyjmuje generalną regułę, w myśl której Dyrektywa Gazowa ma zastosowanie również do linii przesyłowych gazu do i z państw trzecich, choć jedynie na terytorium państw członkowskich, zaś w odniesieniu do morskich linii przesyłowych gazu Dyrektywa Gazowa powinna mieć zastosowanie na morzu terytorialnym tego państwa członkowskiego, w którym znajduje się pierwszy punkt połączenia międzysystemowego z siecią państw członkowskich (zob. pkt 9 preambuły do Dyrektywy 2019/692). Ponadto Dyrektywa 2019/692 przesądza, że kwestie dotyczące eksploatacji gazociągów przesyłowych wiodących do i z państw trzecich powinny być na przyszłość normowane w porozumieniach technicznych zawieranych pomiędzy zainteresowanymi operatorami (przedsiębiorstwami) gazowymi z państw członkowskich i z państw trzecich (art. 48a Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w Dyrektywie 2019/692) lub w umowach zawieranych pomiędzy zainteresowanym państwem członkowskim a państwem trzecim, pod nadzorem Komisji Europejskiej i zgodnie z regułami oraz zasadami określonymi w Dyrektywie Gazowej (art. 49b Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w Dyrektywie 2019/692).

Dla Polski i dla jej bezpieczeństwa energetycznego poddanie gazociągów przesyłowych do i z państw trzecich przepisom Dyrektywy Gazowej – tak jak to przewiduje implementowana przez Projekt Dyrektywa 2019/692 – dlatego jest takie ważne, gdyż dzięki temu gazociągi przesyłowe przebiegające z terytorium Federacji Rosyjskiej na terytoria państw członkowskich UE, transportujące rosyjski gaz do UE i w sensie majątkowym należące do podmiotów kontrolowanych przez Federację Rosyjską (a konkretnie będące własnością spółek kontrolowanych przez rosyjski koncern Gazprom, co ma miejsce także w odniesieniu do odcinków tych gazociągów położonych na terytorium UE, w tym na terytorium Polski) co do zasady muszą być operacyjnie zarządzane na terytorium UE przez operatorów systemów przesyłowych spełniających określone w Dyrektywie Gazowej kryteria niezależności, a mianowicie niezależności od – również rosyjskich – przedsiębiorstw i podmiotów zajmujących się produkcją lub dostawami gazu (zob. przepisy o tzw. unbundlingu operatorów systemów przesyłowych zamieszczone w art. 9, 14 i 17-23 Dyrektywy Gazowej)[15], a przy tym gazociągi te muszą być wówczas zarządzane zgodnie z określonymi w Dyrektywie Gazowej regułami i zasadami, ukierunkowanymi na tworzenie otwartego i konkurencyjnego wewnętrznego rynku gazu w UE, zapewniającego bezpieczeństwo dostaw. Niezależny operator zarządzający danym gazociągiem przesyłowym prowadzącym z Federacji Rosyjskiej do UE i należącym własnościowo do kapitału rosyjskiego ma prawny obowiązek oraz powinien być w sensie faktycznym w stanie podejmować decyzje techniczne i ekonomiczne dotyczące funkcjonowania danego gazociągu (m. in. decyzje o alokacji jego zdolności przesyłowych na rzecz dostawców gazu, decyzje taryfowe, decyzje inwestycyjne dotyczące rozbudowy gazociągu) w oparciu o obiektywne, przejrzyste i niedyskryminacyjne kryteria, uwzględniające również bezpieczeństwo dostaw gazu do UE, bez niepożądanego faworyzowania niektórych tylko dostawców gazu (np. tych dostarczających gaz rosyjski) i bez dyskryminowania tych dostawców gazu, którzy realizują politykę handlową w zakresie dostaw gazu niezgodnie z oczekiwaniami lub interesami rosyjskich producentów lub dostawców gazu ziemnego. Jest to bez wątpienia rozwiązanie korzystne dla bezpieczeństwa energetycznego Polski, w tym dla bezpieczeństwa dostaw i konkurencji w zakresie dostaw gazu do Polski, gdyż rozwiązanie to zapobiega sytuacji, w której zdolności przesyłowe danego gazociągu przesyłowego należącego własnościowo do kapitału rosyjskiego – a w szczególności gazociągu przebiegającego przez Polskę lub w pobliżu granic Polski – byłyby monopolizowane wyłącznie na rzecz dostawców gazu swobodnie (arbitralnie) wybranych przez właściciela gazociągu, zaś decyzje inwestycyjne dotyczące dalszego rozwoju danego gazociągu byłyby podejmowane wyłącznie w interesie jednej kategorii dostawców. Zgodnie ze znowelizowaną Dyrektywą Gazową (w brzmieniu ustalonym w Dyrektywie 2019/692), scharakteryzowane wyżej antydyskryminacyjne, prorynkowe i prokonkurencyjne reguły i zasady zarządzania gazociągami przesyłowymi należącymi własnościowo do podmiotów kontrolowanych przez Gazprom i transportującymi rosyjski gaz do UE będą wprost stosowane do odcinków tych gazociągów zlokalizowanych na terytorium państw członkowskich UE, w tym na morzu terytorialnym państw członkowskich UE (pkt 9 preambuły do Dyrektywy 2019/692), co w kontekście polskim jest szczególnie istotne w przypadku gazociągu Nord Stream i budowanego gazociągu Nord Stream 2[16], natomiast w odniesieniu do odcinków tych gazociągów pozostających poza terytorium UE (tzn. zlokalizowanych na terytorium Federacji Rosyjskiej lub przebiegających morzem przez rosyjską wyłączną strefę ekonomiczną) stosowne kwestie dotyczące eksploatacji tych odcinków (w tym zasad zarządzania nimi, np. alokacji ich zdolności przesyłowej) będą – jak powiedziano wyżej – ustalane w umowach międzynarodowych zawieranych pomiędzy zainteresowanym państwem członkowskim (np. Republiką Federalną Niemiec) i Federacją Rosyjską, pod nadzorem Komisji Europejskiej i przy istnieniu normatywnej gwarancji, że każda taka umowa, aby mogła zostać dozwolona przez Komisję Europejską i legalnie zawarta przez państwo członkowskie, nie może być szkodliwa dla funkcjonowania rynku wewnętrznego gazu ziemnego, konkurencji lub bezpieczeństwa dostaw w jednym z państw członkowskich UE lub ogólnie w UE (zob. art. 49b ust. 3 i 12 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w Dyrektywie 2019/692). Można zasadnie oczekiwać, że tego rodzaju umowy międzynarodowe będą poddawały pozaunijne odcinki omawianych tutaj gazociągów przynajmniej niektórym regułom lub zasadom Dyrektywy Gazowej, gdyż tylko wówczas będzie można uznać, że dana umowa nie jest sprzeczna ze wspomnianymi wyżej wartościami unijnego prawa energetycznego, stanowiącymi kryterium prawnej dopuszczalności zawarcia takiej umowy[17].

W przypadku gazociągów przesyłowych prowadzących z Federacji Rosyjskiej do UE poddanie ich przepisom Dyrektywy Gazowej na terytorium UE, w tym na morzu terytorialnym państw członkowskich, a także ewentualne poddanie ich niektórym przynajmniej regułom lub zasadom Dyrektywy Gazowej poza terytorium UE na podstawie stosownych umów międzynarodowych – tak jak to przewiduje Dyrektywa 2019/692 – jest bardzo adekwatną strategiczną odpowiedzią regulacyjną Unii Europejskiej na rosyjską strategię eksportu gazu do Unii Europejskiej (i ogólnie do Europy). Ta rosyjska strategia – nazywana niekiedy dyplomacją gazociągową (pipeline diplomacy) – zakłada, że gaz rosyjski powinien być eksportowany (transportowany) do UE za pomocą gazociągów będących własnością państwowego kapitału rosyjskiego i kontrolowanych przez Federację Rosyjską, także na terytorium UE, a przy tym gazociągów tych powinna być duża ilość i powinny one mieć w sumie roczne nominalne zdolności przesyłowe znacząco przekraczające te wolumeny gazu, które są rzeczywiście (faktyczne) transportowane corocznie z Federacji Rosyjskiej do UE. Ma to w swoim założeniu dawać Federacji Rosyjskiej i działającym w jej ramach państwowym koncernom gazowym możliwość preferowania pewnych tras przesyłu rosyjskiego gazu do UE kosztem innych istniejących tras (np. preferowanie trasy północnej w postaci gazociągu Nord Stream i Nord Stream 2 kosztem trasy przebiegającej przez Ukrainę w postaci gazociągu Braterstwo), a także ma to wzmacniać siłę przetargową Federacji Rosyjskiej w negocjacjach i sporach gazowych z Ukrainą, innymi państwami Europy Środkowo-Wschodniej oraz z Chinami[18]. Strategia ta jest oczywiście zasadna i zrozumiała w świetle rosyjskich interesów ekonomicznych i geostrategicznych, jednakże symetryczną odpowiedzią UE powinno być w pierwszym rzędzie potwierdzenie jej władzy regulacyjnej na terytorium UE oraz w dalszej kolejności umożliwienie rozciągania (narzucania) unijnych regulacji prawnych poza obszar jurysdykcji UE, tak jak to się właśnie stało na podstawie – implementowanej przez Projekt – Dyrektywy 2019/692. Każdy zresztą blok polityczno-ekonomiczny we współczesnym świecie, taki jak UE, powinien mieć ambicje bycia kreatorem reguł prawnych rozciąganych na inne jurysdykcje[19]. Oceniając przy tym relacje gazowe Rosja-UE z dłuższej perspektywy czasowej nasuwa się refleksja, że w ostatnich latach Federacja Rosyjska zaczęła stopniowo akceptować regulacyjne i rynkowe zasady promowane przez UE na unijnym rynku gazu i dostosowywać do tych zasad swoją działalność w zakresie dostaw gazu[20], nawet jeżeli konkretne unijne środki regulacyjne w tej dziedzinie są przez Rosję niekiedy zaskarżane przy wykorzystaniu różnych procedur prawnych, w tym na forum Światowej Organizacji Handlu[21]. Trzeba się zatem liczyć z możliwością zakwestionowania przez Federację Rosyjską w ten sposób także przepisów Dyrektywy 2019/692. Należy przy tym pamiętać, że omawiane tutaj przepisy Dyrektywy 2019/692 dotyczą gazociągów przesyłowych do i z wszystkich państw trzecich, a nie tylko Federacji Rosyjskiej, aczkolwiek geneza Dyrektywy 2019/692 sprawia, że jest ona postrzegana i określana jako swoista lex Nord Stream 2[22].

Polska już od wielu lat spełniała w sensie normatywnym i faktycznym podstawowe założenie Dyrektywy 2019/692, jakim jest poddanie na terytorium UE przepisom Dyrektywy Gazowej gazociągów przesyłowych z państw trzecich. Dowodzą tego przepisy PrEnerg nie przewidujące żadnych wyjątków w zakresie ich obowiązywania lub zastosowania w odniesieniu do gazociągów, sieci gazowych lub gazowych systemów przesyłowych położonych na terytorium Polski z uwagi na fakt rozpoczynania się danej gazowej infrastruktury przesyłowej na terytorium państwa trzeciego (nieczłonkowskiego), a ponadto dowodzi tego fakt poddania przepisom PrEnerg, implementującym w tym zakresie przepisy Dyrektywy Gazowej, polskiego odcinka tzw. gazociągu jamalskiego. System Gazociągów Tranzytowych Jamał-Europa Zachodnia – dalej: „gazociąg jamalski” – jest to liczący sobie ok. 4000 km długości gazociąg biegnący z Federacji Rosyjskiej, a konkretnie od położonego na północy Rosji Półwyspu Jamalskiego, poprzez Białoruś i Polskę na terytorium Niemiec[23]. Polski odcinek gazociągu jamalskiego już od 2010 r. jest zarządzany w sposób zgodny z Dyrektywą Gazową, a mianowicie operatorem tego odcinka jest niezależny operator systemu przesyłowego, którym jest Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. (dalej: „Spółka Gaz-System”)[24], będąca jednoosobową spółką Skarbu Państwa[25]. W tym też zakresie Polska nie musi obecnie implementować Dyrektywy 2019/692 (a konkretnie nie musi implementować pkt 3 i 9 preambuły do Dyrektywy 2019/692), ponieważ w tej kwestii jest już ona w polskim porządku prawnym efektywnie wdrożona, poprzez przepisy ustawy PrEnerg oraz poprzez podjęte na podstawie tych przepisów działania wykonawcze. Aktualnie implementacji wymagają natomiast różne inne szczegółowe przepisy Dyrektywy 2019/692, co przewiduje Projekt.

4. [Ogólna ocena Projektu] Zdaniem Rady Legislacyjnej Projekt zasługuje generalnie na pozytywną ocenę i powinien być nadal przedmiotem intensywnych prac w ramach rządowego, a następnie parlamentarnego procesu legislacyjnego. W przekonaniu Rady Legislacyjnej Projekt zupełnie słusznie nie dokonuje implementacji całej Dyrektywy 2019/692, tzn. wszystkich jej przepisów, gdyż, po pierwsze, niektóre jej postanowienia są już w prawie polskim skutecznie wdrożone (na ten temat zob. uwagi wyżej w punkcie I.3 niniejszej opinii i uwagi niżej w punkcie II.4 niniejszej opinii) oraz, po drugie, niektóre przepisy Dyrektywy 2019/692 są adresowane w istocie nie do państw członkowskich UE, lecz do Komisji Europejskiej i jako takie nie wymagają implementowania w krajowych porządkach prawnych (zob. w szczególności art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692 w zakresie dodającym nowe przepisy art. 49b ust. 3-8, 10, 12, 13 i 15 Dyrektywy Gazowej). Natomiast te przepisy Dyrektywy 2019/692, które przez państwa członkowskie UE, w tym przez Polskę, powinny być transponowane w ich krajowych porządkach prawnych i które nie są jeszcze w prawie polskim wdrożone, są w swojej większości przez Projekt do prawa polskiego (tzn. do ustawy PrEnerg) implementowane, i to są na ogół implementowane poprawnie.

Równocześnie jednak Rada Legislacyjna zauważa, że kilka przepisów Dyrektywy 2019/692 lub części tych przepisów nie jest niestety przez Projekt w ogóle implementowanych do ustawy PrEnerg, pomimo spoczywania na polskim ustawodawcy takiej powinności, zaś kilka przepisów Dyrektywy 2019/692 jest przez Projekt implementowanych w sposób nieprawidłowy, tzn. niezgodnie z treścią odnośnych przepisów Dyrektywy 2019/692 lub niezgodnie z zamysłem (celem) prawodawcy unijnego ustanawiającego Dyrektywę 2019/692. Ponadto kilka dość poważnych błędów merytorycznych zostało przez twórców Projektu popełnionych w uzasadnieniu Projektu oraz w tzw. tabeli zgodności, czyli w dokumencie wyjaśniającym związki pomiędzy poszczególnymi przepisami Dyrektywy 2019/692 a odpowiadającymi im przepisami Projektu lub ich implementacją w prawie polskim.

W niniejszej opinii Rada Legislacyjna w sposób szczegółowy identyfikuje oraz omawia wspomniane wyżej mankamenty czy też niedoskonałości Projektu i towarzyszących mu dokumentów, a także proponuje sposoby ich wyeliminowania i tym samym poprawienia Projektu i powiązanych z nim dokumentów.

 

II. Szczegółowe zastrzeżenia do Projektu i powiązanych z nim dokumentów oraz postulowane przez Radę Legislacyjną zmiany w tym zakresie

 

1. [Błędne stwierdzenia w uzasadnieniu Projektu na temat przeszłego stanu prawnego] W uzasadnieniu Projektu jego twórcy wypowiadają bardzo nieprecyzyjne czy też wręcz nietrafne stwierdzenie na temat stanu prawnego obowiązującego w okresie przed wejściem w życie Dyrektywy 2019/692 w odniesieniu do gazociągów przesyłowych do i z państw trzecich, a które to stwierdzenie stoi w sprzeczności ze stanowiskiem polskiego rządu zajmowanym w przeszłości w tym zakresie. Mianowicie, w uzasadnieniu Projektu twierdzi się, że w okresie przed wejściem w życie Dyrektywy 2019/692 brak było w prawie UE szczególnych przepisów mających zastosowanie do wspomnianych gazociągów („przed dniem wejścia w życie transponowanej projektem dyrektywy brak było szczególnych przepisów unijnych mających zastosowanie do gazociągów międzysystemowych do i z państw trzecich” – s. 3 uzasadnienia Projektu).

Powyższe stwierdzenie zostało przez twórców Projektu skopiowane właściwie dosłownie z pkt 4 preambuły do Dyrektywy 2019/692, bez zaznaczenia przez nich zresztą rzeczywistego źródła pochodzenia tej myśli. W ten sposób powstaje wrażenie, jakoby twórcy Projektu bezkrytycznie podzielali w tym zakresie to zapatrywanie, które sprowadza się w istocie do stwierdzenia, że w okresie przed wejściem w życie Dyrektywy 2019/692 gazociągi przesyłowe (lub – według terminologii Dyrektywy Gazowej i Dyrektywy 2019/692 – linie przesyłowe gazu) do i z państw trzecich pozostawały na poziomie unijnym w swoistej prawnej próżni i nie podlegały ogólnym przepisom unijnego prawa energetycznego, w tym zwłaszcza Dyrektywie Gazowej. Takie stanowisko było co prawda bronione oficjalnie przez niektóre państwa członkowskie (np. przez Republikę Federalną Niemiec), nieszczególnie niezainteresowane podleganiem leżących na ich terytorium gazociągów przesyłowych z państw trzecich przepisom Dyrektywy Gazowej[26], przez służby prawne Rady UE[27] oraz przez niektórych przedstawicieli doktryny prawa energetycznego[28].

Niemniej jednak akurat stanowisko polskiego rządu w tej sprawie było diametralnie odmienne i sprowadzało się ono do tezy, że przepisy III unijnego pakietu energetycznego, w tym przepisy Dyrektywy Gazowej (i to od samego początku obowiązywania tych przepisów), na ogólnych zasadach obowiązują w odniesieniu do wszystkich regulowanych tymi przepisami linii przesyłowych, w tym gazociągów przesyłowych, także wówczas, gdy dany gazociąg bierze swój początek w państwie trzecim i gdy transportuje gaz lub energię elektryczną z państwa trzeciego do UE, z zastrzeżeniem, że tego rodzaju stosowalność przepisów III pakietu energetycznego do wspomnianych infrastruktur energetycznych z państw trzecich rozciąga się na terytoria państw członkowskich UE, w tym na ich morza terytorialne, a także na obszary ich wyłącznych stref ekonomicznych na morzu, bez obejmowania rzecz jasna swoim zastosowaniem tych odcinków wymienionych infrastruktur, które są położone na terytorium państw trzecich lub na obszarach morskich należących do państw trzecich[29].

Dla poparcia powyższego stanowiska można przytoczyć cały szereg konkretnych prawnych argumentów, odwołujących się w szczególności do pojęcia terytorium Unii Europejskiej[30] i do koncepcji jurysdykcji UE do stanowienia i wdrażania prawa na całym obszarze objętym jej terytorialnym zwierzchnictwem[31], do postanowień Konwencji Narodów Zjednoczonych o prawie morza[32], czy też wreszcie do przepisów i celów samej Dyrektywy Gazowej, i to również w okresie przed wejściem w życie Dyrektywy 2019/692. Przepisy Dyrektywy Gazowej, i to zanim jeszcze weszła w życie Dyrektywa 2019/692, poddawały określonym rygorom regulacyjnym wszystkie gazociągi przesyłowe istniejące na terytorium UE i nie wykluczały bynajmniej z ich zakresu zastosowania gazociągów przesyłowych, które jedynie w części znajdują się na terytorium UE, zaś w pozostałej części wykraczają poza terytorium UE (w tym wykraczają poza terytorium wyłącznych stref ekonomicznych i szelfów kontynentalnych państw członkowskich UE). W przepisach Dyrektywy Gazowej od samego początku jej obowiązywania nie było żadnych podstaw prawnych do uznania tezy, że jej rygory regulacyjne odnoszące się do gazociągów przesyłowych w UE są generalnie niestosowalne w stosunku do gazociągów przesyłowych znajdujących się jedynie w części na terytorium UE i w pozostałej części leżących poza terytorium UE. Przeciwnie, w przepisach Dyrektywy Gazowej można odnaleźć przepisy, z których wynika, że prawodawca unijny od samego początku jej uchwalenia miał pełną świadomość faktu, że na terytorium UE znajdują się i również w przyszłości będą się znajdować takie gazociągi przesyłowe, które jedynie w części leżą na terytorium UE, zaś w pozostałej części są położone poza obszarem UE, w państwach trzecich (zob. pkt 22 i 37 preambuły do Dyrektywy Gazowej, art. 11 Dyrektywy Gazowej – przepis ten jest określany niekiedy mianem lex Gazprom). Pomimo zaś świadomości tego faktu prawodawca unijny nie zwolnił generalnie tego rodzaju gazociągów do i z państw trzecich spod wymogów regulacyjnych ustanowionych w przepisach Dyrektywy Gazowej.

Biorąc powyższe pod uwagę Rada Legislacyjna proponuje, aby w uzasadnieniu do Projektu nie powtarzać bezkrytycznie tezy o nieistnieniu w okresie przed wejściem w życie Dyrektywy 2019/692 szczególnych przepisów unijnych odnoszących się do gazociągów przesyłowych do i z państw trzecich, jako że może to rodzić wrażenie, że zdaniem twórców Projektu gazociągi takie znajdowały się wtedy w swoistej prawnej próżni i nie podlegały prawu unijnemu. Tymczasem w przeszłości gazociągi takie po prostu na ogólnych zasadach podlegały przepisom Dyrektywy Gazowej, czyli szczególnym przepisom regulacji sektorowej odnoszącym się do wszystkich gazociągów w UE, a w każdym bądź razie takie było w przeszłości oficjalne stanowisko polskiego rządu, i nie ma obecnie żadnego powodu, aby od tego stanowiska odstępować, a w szczególności takiego powodu nie wskazano w uzasadnieniu Projektu (zwłaszcza że konsekwentne utrzymywanie przez Polskę tego swojego dotychczasowego stanowiska może mieć ewentualnie znaczenie w przyszłości w ramach określonych sporów prawnych toczonych z udziałem Polski na forum unijnym lub międzynarodowym). Jeżeli zaś twórcy Projektu chcieliby koniecznie utrzymać w uzasadnieniu Projektu przywołane wyżej i krytykowane w tym miejscu stwierdzenie, zamieszczone na s. 3 uzasadnienia Projektu, to powinni oni wyraźnie zaznaczyć, iż jest to teza wypowiedziana przez prawodawcę unijnego w pkt. 4 preambuły do Dyrektywy 2019/692 lub też powinni nieco szerzej wyjaśnić i zniuansować swoje stanowisko. Zdaniem Rady Legislacyjnej, być może dobrym rozwiązaniem byłoby pewne zdystansowanie się w uzasadnieniu Projektu od tej wypowiedzi poprzez podkreślenie, iż pochodzi ona wprost z Dyrektywy 2019/692 i została tam wypowiedziana przez prawodawcę unijnego w pewnym szczególnym kontekście, co jednak nie musi samo w sobie przesądzać o tym, że gazociągi przesyłowe do i z państw trzecich nie podlegały w przeszłości przepisom Dyrektywy Gazowej[33].

2. [Nieprawidłowa implementacja definicji „gazociągu międzysystemowego”] Projektowany art. 3 pkt 11d PrEnerg zawierający legalną definicję „gazociągu międzysystemowego” w nieprawidłowy sposób implementuje przepis art. 1 pkt 1 Dyrektywy 2019/692 wprowadzający do Dyrektywy Gazowej zmienioną definicję „połączenia wzajemnego.           

W Dyrektywie Gazowej, zmienionej w tym zakresie przez Dyrektywę 2019/692, aktualna definicja legalna „połączenia wzajemnego” brzmi następująco: „”połączenie wzajemne” oznacza linię przesyłową przebiegającą przez granicę lub łączącą obie strony granicy między państwami członkowskimi, która ma na celu połączenie krajowego systemu przesyłowego tych państw członkowskich lub linię przesyłową między państwem członkowskim a państwem trzecim do terytorium państw członkowskich lub morza terytorialnego tego państwa członkowskiego” (art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym przez art. 1 pkt 1 Dyrektywy 2019/692). Jak z powyższego wynika, prawodawca unijny w istotny sposób różnicuje treść definiensa połączenia wzajemnego w zależności od tego, czy chodzi o linię przesyłową pomiędzy państwami członkowskimi UE, czy też chodzi o linię przesyłową między państwem członkowskim UE a państwem trzecim. W pierwszym przypadku, tj. w przypadku linii przesyłowej pomiędzy państwami członkowskimi UE, istotą połączenia wzajemnego jest w świetle powyższej definicji cel (przeznaczenie) danej linii przesyłowej, ukierunkowany na to, by łączyć ze sobą systemy przesyłowe wchodzących w grę państw członkowskich. Sformułowanie normatywne mówiące w tym kontekście o łączeniu ze sobą systemów przesyłowych państw członkowskich ma przy tym w sobie konkretne normatywne treści, implikowane tym, że sformułowanie to występowało również w definicji połączenia wzajemnego zawartej w pierwotnym tekście Dyrektywy Gazowej (zob. art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w okresie przed wejściem w życie Dyrektywy 2019/692) i było przedmiotem dość obszernych wypowiedzi Komisji Europejskiej w jej decyzjach udzielających na rzecz niektórych tego rodzaju połączeń wzajemnych zwolnień regulacyjnych z art. 36 Dyrektywy Gazowej[34]. Również więc na gruncie art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu nadanym przez Dyrektywę 2019/692 sformułowanie to posiada konkretne treści normatywne, i to nawet uwzględniając fakt, że w toku tej ostatniej nowelizacji Dyrektywy Gazowej prawodawca unijny odszedł od uznawania za połączenia wzajemne tylko takich linii przesyłowych, dla których połączenie krajowych systemów przesyłowych państw jest celem „wyłącznym”, czyli jedynym (lub w każdym razie celem dominującym). Z kolei w drugim przypadku, tj. w przypadku linii przesyłowej pomiędzy państwem członkowskim UE a państwem trzecim, istotą połączenia wzajemnego jest w świetle art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej (w brzmieniu ustalonym przez Dyrektywę 2019/692) przebieganie danej linii pomiędzy granicą państwa członkowskiego a państwa trzeciego, bez względu na to, czy linia ta łączy systemy przesyłowe wchodzących w grę państw oraz bez względu na to, z jaką konkretnie infrastrukturą gazową po stronie państwa trzeciego dana linia przesyłowa gazu jest połączona, a więc czy jest połączona z systemem przesyłowym państwa trzeciego. Tym samym połączeniem wzajemnym w rozumieniu art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w Dyrektywie 2019/692 jest również taka linia przesyłowa, która przebiega przez granicę państwa członkowskiego i państwa trzeciego, ale nie łączy w sensie techniczno-gospodarczym systemów przesyłowych obu tych państw, gdyż np. po stronie państwa trzeciego dana linia przesyłowa łączy się nie z systemem przesyłowym państwa trzeciego, ale ze zlokalizowanym tam magazynem gazu ziemnego, terminalem gazu lub z gazociągiem kopalnianym, a konkretnie z gazociągiem, który prowadzi od terminalu lub od zakładu oczyszczenia i obróbki gazu do miejsca wydobycia gazu (zob. art. 2 pkt 2 Dyrektywy Gazowej).

Na gruncie PrEnerg odpowiednikiem unijnego pojęcia „połączenie wzajemne” było i nadal ma być pojęcie „gazociągu międzysystemowego” (art. 3 pkt 11d PrEnerg). To odmienne brzmienie wskazanych wyżej określeń nie jest oczywiście samo w sobie żadnym problemem. Problemem jest natomiast to, że zawarta w projektowanym art. 3 pkt 11d PrEnerg definicja „gazociągu międzysystemowego” jest niezgodna treściowo (merytorycznie) z definicją „połączenia wzajemnego” w rozumieniu art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym przez Dyrektywę 2019/692. Ta projektowana polska definicja przede wszystkim dlatego jest zaś niezgodna ze wskazanym unijnym wzorcem odniesienia, gdyż nie zawiera w ogóle wskazanego wyżej treściowego (merytorycznego) rozróżnienia obecnego w art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym przez Dyrektywę 2019/692, tzn. rozróżnienia odnoszącego się do państw członkowskich i nieczłonkowskich, lecz definicja ta jest jednolita treściowo w odniesieniu do wszystkich wchodzących w grę państw: członkowskich i nieczłonkowskich. Projektowany art. 3 pkt 11d PrEnerg stanowi, że „gazociąg międzysystemowy” jest to „gazociąg przesyłowy przebiegający przez granicę Rzeczypospolitej Polskiej mający na celu połączenie systemu przesyłowego z siecią gazową innego państwa”. W uzasadnieniu Projektu jego twórcy wyjaśniają, że „Zmiana definicji stanowi zwięzłą implementację nowej definicji „połączenia wzajemnego” z art. 1 ust. 1 [powinno być: pkt 1, a nie ust. 1 – przyp. RL] dyrektywy 2019/692/UE. Rozwiązanie takie nie pozostawia wątpliwości co do zakresu przyjętej definicji, która obejmuje wszystkie gazociągi przesyłowe przebiegające przez granicę RP, niezależnie od tego, czy łączą one Polskę z systemem gazowym państwa członkowskiego Unii Europejskiej i EFTA czy też państwa nie będącego stroną żadnej z tych umów.” (s. 2 uzasadnienia Projektu). O ile należy w pełni zgodzić się z twórcami Projektu, że projektowana definicja „gazociągu międzysystemowego” jest rzeczywiście zwięzła, to jednak definicja ta nie jest niestety kompatybilna treściowo z definicją połączenia wzajemnego z art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym przez Dyrektywę 2019/692.        

Nawiasem mówiąc, nie jest bynajmniej w pełni prawdą to co piszą twórcy Projektu w jego uzasadnieniu, że „gazociągiem międzysystemowym” jest również (w każdym przypadku) taki gazociąg przesyłowy, który łączy polski system przesyłowy z „systemem gazowym” państwa członkowskiego UE lub nieczłonkowskiego (zob. powołany wyżej cytat na s. 2 uzasadnienia Projektu). Wbrew temu co piszą w tym względzie twórcy Projektu w jego uzasadnieniu, na gruncie projektowanego art. 3 pkt 11d PrEnerg bynajmniej nie zawsze będzie tak, że każdy gazociąg przesyłowy łączący polski system przesyłowy z systemem gazowym państwa członkowskiego UE lub państwa nieczłonkowskiego będzie mógł być kwalifikowany jako „gazociąg międzysystemowy” w rozumieniu tego przepisu[35]. W uzasadnieniu Projektu jego twórcy używają w tym kontekście pojęcia „system gazowy” na oznaczenie tego, z czym musi być połączony w innym państwie gazociąg przesyłowy, jeżeli ma być kwalifikowany jako „gazociąg międzysystemowy” w rozumieniu projektowanego art. 3 pkt 11d PrEnerg. Tymczasem w projektowanym art. 3 pkt 11d PrEnerg występuje w tym względzie nie pojęcie „systemu gazowego” innego państwa (jak na s. 2 uzasadnienia Projektu), lecz pojęcie „sieci gazowej” innego państwa, zaś trzeba pamiętać, że na gruncie PrEnerg pojęcie „systemu gazowego” jest szersze zakresowo niż pojęcie „sieci gazowej”, jako że mogą istnieć infrastruktury gazowe niebędące „siecią gazową”, lecz wchodzące w skład „systemu gazowego” (zob. legalną definicję „systemu gazowego” w art. 3 pkt 23 PrEnerg). Jeżeli zatem dany gazociąg przesyłowy co prawda łączy polski system przesyłowy z systemem gazowym innego państwa, lecz nie z siecią gazową tego innego państwa, to wówczas gazociąg ten – wbrew temu co piszą twórcy Projektu na s. 2 uzasadnienia Projektu – nie jest „gazociągiem międzysystemowym” w rozumieniu projektowanego art. 3 pkt 11d PrEnerg. W istocie zatem zakres definicji „gazociągu międzysystemowego” zamieszczonej w projektowanym art. 3 pkt 11d PrEnerg jest węższy niż to wynika z omówienia (wyjaśnienia) twórców Projektu dokonanego na s. 2 uzasadnienia Projektu. W tym więc zakresie występuje rozbieżność pomiędzy treścią projektowanego art. 3 pkt 11d PrEnerg a treścią powołanych stwierdzeń na s. 2 uzasadnienia Projektu.

W każdym bądź razie podstawowy problem z definicją „gazociągu międzysystemowego” zawartą w projektowanym art. 3 pkt 11d PrEnerg jest taki, że ograniczenie w tej projektowanej definicji zakresu pojęcia „gazociąg międzysystemowy” tylko do gazociągów przesyłowych „łączących” polski system przesyłowy z „siecią gazową” innego państwa jest niezgodne z art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w Dyrektywie 2019/692, i to jest niezgodne zarówno w zakresie odnoszącym się do państw członkowskich UE, jak też w zakresie odnoszącym się do państw trzecich (nieczłonkowskich).

W zakresie odnoszącym się do gazociągów przesyłowych przebiegających przez granicę lub łączących obie strony granicy Polski i państwa członkowskiego UE definicja z projektowanego art. 3 pkt 11d PrEnerg dlatego jest niezgodna ze wskazanym unijnym wzorcem odniesienia, gdyż na gruncie art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w Dyrektywie 2019/692 „połączenie wzajemne” występuje wtedy, gdy dana linia przesyłowa gazu jest ukierunkowana na to, by łączyć krajowe „systemy przesyłowe” tych państw, podczas gdy projektowany art. 3 pkt 11d PrEnerg, definiujący pojęcie „gazociągu międzysystemowego”, mówi w tym kontekście o łączeniu przez dany gazociąg przesyłowy polskiego systemu przesyłowego z „siecią gazową” innego państwa. Występujące w tym ostatnim przepisie pojęcie „sieci gazowej” jest w pewnym zakresie szersze niż występujące w art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej pojęcie „systemu przesyłowego”, gdyż nie wszystkie sieci gazowe należą do systemu przesyłowego (np. do systemu przesyłowego nie należą sieci dystrybucyjne). Teoretycznie może się zatem zdarzyć, że dany gazociąg przesyłowy będzie co prawda łączyć polski system przesyłowy z siecią gazową innego państwa członkowskiego UE i będzie w związku z tym „gazociągiem międzysystemowym” w rozumieniu projektowanego art. 3 pkt 11d PrEnerg, ale równocześnie owa sieć gazowa innego państwa członkowskiego nie będzie należała do systemu przesyłowego tego innego państwa członkowskiego i z tego powodu dany gazociąg przesyłowy nie będzie wówczas „połączeniem wzajemnym” w rozumieniu art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w Dyrektywie 2019/692. W tym więc sensie w odniesieniu do państw członkowskich UE definicja z projektowanego art. 3 pkt 11d PrEnerg jest niezgodna z art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej.

Projektowana definicja legalna „gazociągu międzysystemowego” z projektowanego art. 3 pkt 11d PrEnerg jest niezgodna z art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w Dyrektywie 2019/692 również w zakresie odnoszącym się do gazociągów przesyłowych pomiędzy Polską i państwem nieczłonkowskim UE. Niezgodność w powyższym zakresie występuje przede wszystkim z tego powodu, że definicja z projektowanego art. 3 pkt 11d PrEnerg ogranicza pojęcie „gazociągu międzysystemowego” tylko do takich gazociągów przesyłowych, które mają pewien szczególny (kwalifikowany) cel, polegający na połączeniu polskiego systemu przesyłowego z siecią gazową innego państwa. Tymczasem tego rodzaju ograniczenie, w zakresie odnoszącym się do państw nieczłonkowskich UE, jest niezgodne z unijnym wzorcem odniesienia zawartym w art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej (w brzmieniu ustalonym w dyrektywie 2019/692), gdyż w tym unijnym wzorcu owo ograniczenie celowościowe, w zakresie odnoszącym się do państw nieczłonkowskich UE, nie występuje (o czym była mowa wyżej).

Ponadto trzeba pamiętać, że legalna definicja „połączenia wzajemnego” z art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w Dyrektywie 2019/692, w zakresie dotyczącym linii przesyłowych pomiędzy państwem członkowskim a państwem trzecim, nie tylko nie zawiera stypulacji określającej wymagany cel tych linii przesyłowych (odmiennie niż ma to miejsce w przypadku linii przesyłowych pomiędzy państwami członkowskimi UE), ale także nie przesądza tego, z czym konkretnie po stronie państwa trzeciego, tzn. z jakiego rodzaju infrastrukturą gazową po stronie państwa trzeciego, ma się łączyć dana linia przesyłowa, aby mogła być ona uznana za „połączenie wzajemne”. Teoretycznie zatem dana linia przesyłowa gazu pomiędzy państwem członkowskim UE a państwem trzecim może się łączyć po stronie państwa trzeciego nie z tamtejszą siecią gazową (w ścisłym znaczeniu tego słowa), ale z inną infrastrukturą gazową, np. z magazynem gazu ziemnego lub z terminalem gazu lub z zakładem oczyszczenia i obróbki gazu, a mimo tego nadal taka linia przesyłowa pozostanie „połączeniem wzajemnym” w rozumieniu art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w Dyrektywie 2019/692. Tymczasem na gruncie projektowanego art. 3 pkt 11d PrEnerg „gazociągiem międzysystemowym” będzie tylko taki gazociąg przesyłowy, który będzie łączył – czy też będzie ukierunkowany na to, by połączyć – polski system przesyłowy z „siecią gazową” innego państwa, co wykluczy z zakresu pojęcia „gazociąg międzysystemowy” gazociągi przesyłowe łączące polski system przesyłowy z położonym w państwie nieczłonkowskim np. magazynem gazu ziemnego lub inną infrastrukturą gazową niebędącą siecią gazową w ścisłym znaczeniu tego słowa. W zakresie dotyczącym gazociągów przesyłowych pomiędzy Polską a państwem trzecim (nieczłonkowskim) treść definicji „gazociągu międzysystemowego” zawarta w projektowanym art. 3 pkt 11d PrEnerg jest zatem niezgodna z art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w Dyrektywie 2019/692, i to jest niezgodna z co najmniej dwóch – wskazanych wyżej – powodów, tzn., po pierwsze, z powodu zawarcia w tej definicji wymogu „łączenia” oraz, po drugie, z powodu zamieszczenia w tej definicji wymogu łączenia się z „siecią gazową” innego państwa.

W celu wyeliminowania omówionych wyżej niezgodności – zarówno w zakresie dotyczącym gazociągów przesyłowych pomiędzy państwami członkowskimi UE, jak też w zakresie dotyczącym gazociągów przesyłowych pomiędzy państwem członkowskim UE a państwem nieczłonkowskim – oraz w celu zapewnienia zgodności polskiej definicji „gazociągu międzysystemowego” z unijną definicją „połączenia wzajemnego” Rada Legislacyjna proponuje nadanie przepisowi art. 3 pkt 11d PrEnerg następującego brzmienia: „gazociąg międzysystemowy – gazociąg przesyłowy przebiegający przez granicę lub łączący obie strony granicy państw członkowskich Unii Europejskiej lub państw członkowskich Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) – stron umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym, który ma na celu połączenie krajowych systemów przesyłowych tych państw, lub gazociąg przesyłowy pomiędzy jednym z tych państw a innym państwem (państwem trzecim)”.

3. [Nieprawidłowa implementacja przesłanek zwolnienia regulacyjnego z art. 36 ust. 1 lit. e) Dyrektywy Gazowej] Projektowany art. 4i ust. 2 pkt 5 PrEnerg, ustanawiający normatywne przesłanki zwolnienia regulacyjnego, w nieprawidłowy sposób implementuje przepis art. 1 pkt 5 lit. a) Dyrektywy 2019/692, zmieniający odnośne przesłanki zwolnienia regulacyjnego z art. 36 ust. 1 lit. e) Dyrektywy Gazowej. Art. 36 ust. 1 lit. e) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. a) Dyrektywy 2019/692 określa stosowne przesłanki udzielenia zwolnienia regulacyjnego w odniesieniu do tzw. istotnej nowej infrastruktury gazowej[36], przy czym czyni to w ten sposób, że wymienia kilka konkretnych wartości, na które dane zwolnienie regulacyjne nie może wywierać szkodliwego wpływu, jeżeli ma ono zostać zgodnie z prawem unijnym udzielone. W tym kontekście powołany art. 36 ust. 1 lit. e) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. a) Dyrektywy 2019/692 stanowi, że „zwolnienie nie może mieć szkodliwego wpływu na konkurencję na odpowiednich rynkach, na które inwestycja może mieć wpływ, na skuteczne funkcjonowanie rynku wewnętrznego gazu ziemnego, na skuteczne funkcjonowanie danych systemów podlegających regulacji ani na bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego w Unii”. Jak z powyższego wynika, wszystkie te powyższe wartości, na które dane zwolnienie nie może wywierać szkodliwego wpływu – jeżeli ma zostać zgodnie z prawem unijnym przyznane – zostały w powołanym przepisie wymienione i potraktowane w sposób kumulatywny, tzn. dane zwolnienie nie może wywierać szkodliwego wpływu na żadną z powyższych wartości; świadczy o tym jednoznacznie użycie przez prawodawcę unijnego w omawianym przepisie przecinków przy wymienianiu tych wartości oraz na końcu tego przepisu spójnika „ani”, przy równoczesnym braku użycia w tym przypadku spójnika „lub”. Literalne brzmienie omawianego przepisu Dyrektywy Gazowej wskazuje na to, że jeżeli dane rozważane zwolnienie regulacyjne mogłoby wywierać szkodliwy wpływ na którąkolwiek z wymienionych w powołanym przepisie wartości (np. na skuteczne funkcjonowanie danych systemów podlegających regulacji), to wówczas w świetle art. 36 ust. 1 lit. e) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. a) Dyrektywy 2019/692 udzielenie dla danej infrastruktury gazowej zwolnienia regulacyjnego nie jest prawnie dopuszczalne.

Tymczasem w projektowanym przepisie art. 4i ust. 2 pkt 5 PrEnerg, mającym na celu implementację przepisu art. 1 pkt 5 lit. a) Dyrektywy 2019/692, twórcy Projektu użyli w pewnym momencie spójnika „lub” przy wymienianiu odnośnych wartości, z którymi zgodność ma warunkować prawną dopuszczalność udzielenia zwolnienia regulacyjnego dla określonych infrastruktur gazowych. Mianowicie, projektowany art. 4i ust. 2 pkt 5 PrEnerg stanowi, że zwolnienia regulacyjnego dla danej infrastruktury gazowej można udzielić, jeżeli zwolnienie to „nie będzie wywierać szkodliwego wpływu na konkurencję na rynkach, na które inwestycja może mieć wpływ, efektywność funkcjonowania rynku paliw gazowych w Unii Europejskiej lub systemów gazowych, w których nowa infrastruktura została lub zostanie zbudowana, ani nie wpłynie negatywnie na bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego w Unii Europejskiej”. Użycie przez twórców Projektu w powołanym przepisie spójnika „lub” przed wymienieniem przesłanki w postaci szkodliwego wpływu na efektywne funkcjonowanie systemów gazowych, w których nowa infrastruktura została lub zostanie zbudowana, może prowadzić do wniosku interpretacyjnego, że ta ostatnio wymieniona przesłanka udzielenia zwolnienia regulacyjnego, jako wymieniona w ramach alternatywy zwykłej, ma charakter fakultatywny, a więc jest przesłanką, której brak spełnienia nie blokuje prawnej dopuszczalności udzielenia zwolnienia regulacyjnego, pod warunkiem, że pozostałe wymienione w tym projektowanym przepisie przesłanki są spełnione. Inaczej mówiąc, w świetle projektowanego art. 4i ust. 2 pkt 5 PrEnerg dopuszczalny byłby taki wniosek interpretacyjny, że udzielenie zwolnienia regulacyjnego dla danej infrastruktury gazowej jest dopuszczalne nawet wówczas, gdy zwolnienie będzie wywierać szkodliwy wpływ na efektywne funkcjonowanie systemów gazowych, w których nowa infrastruktura została lub zostanie zbudowana, o ile tylko pozostałe wartości wymienione w projektowanym art. 4i ust. 2 pkt 5 PrEnerg nie zostaną naruszone, a więc dane zwolnienie nie będzie wywierać szkodliwego wpływu na konkurencję na rynkach, na które inwestycja może mieć wpływ, na efektywność funkcjonowania rynku paliw gazowych w Unii Europejskiej ani nie wpłynie negatywnie na bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego w Unii Europejskiej. Jednakże takie rozumienie czy też brzmienie projektowanego przepisu art. 4i ust. 2 pkt 5 PrEnerg byłoby oczywiście niezgodne z art. 36 ust. 1 lit. e) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. a) Dyrektywy 2019/692 i stanowiłoby nieprawidłową implementację tych ostatnio powołanych przepisów unijnych. W świetle art. 36 ust. 1 lit. e) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. a) Dyrektywy 2019/692 brak szkodliwego wpływu zwolnienia regulacyjnego „na skuteczne funkcjonowanie danych systemów podlegających regulacjijest obligatoryjną, a nie jedynie fakultatywną przesłanką udzielenia zwolnienia regulacyjnego dla określonej infrastruktury gazowej. Natomiast użycie w projektowanym art. 4i ust. 2 pkt 5 PrEnerg spójnika „lub” przed wymienieniem tej przesłanki może sugerować, iż przesłanka ta jest jedynie fakultatywna i w związku z tym brak jej spełnienia nie wyklucza eo ipso prawnej dopuszczalności udzielenia zwolnienia regulacyjnego.

Biorąc powyższe pod uwagę Rada Legislacyjna proponuje nadanie projektowanemu przepisowi art. 4i ust. 2 pkt 5 PrEnerg następującego brzmienia: „zwolnienie, o którym mowa w ust. 1, nie będzie wywierać szkodliwego wpływu na konkurencję na rynkach, na które inwestycja może mieć wpływ, efektywność funkcjonowania rynku paliw gazowych w Unii Europejskiej, efektywne funkcjonowanie systemów gazowych, w których nowa infrastruktura została lub zostanie zbudowana, ani nie wpłynie negatywnie na bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego w Unii Europejskiej”.

4. [Błędne stwierdzenia w uzasadnieniu Projektu oraz w tabeli zgodności w kwestii implementacji przez Polskę przepisów art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692] W uzasadnieniu Projektu oraz w tabeli zgodności twórcy Projektu popełnili bardzo poważne błędy merytoryczne przy omawianiu kwestii implementacji przepisów art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692[37]. I tak, w pierwszym rzędzie twórcy Projektu błędnie stwierdzają, że przepisy te w ogóle nie będą przez Polskę implementowane i że nie ma takiej potrzeby (s. 4 uzasadnienia Projektu; s. 1-2 tabeli zgodności). W rzeczywistości pewna część tych przepisów (a konkretnie: przepis art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 w zakresie, w jakim wprowadza do Dyrektywy Gazowej art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 1, a także art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692, w zakresie, w jakim wprowadza do Dyrektywy Gazowej art. 14 ust. 1 akapit 1) zostanie przez Polskę implementowana, a mówiąc precyzyjniej: ich implementacja w prawie polskim – dokonana już w przeszłości na podstawie odnośnych przepisów Dyrektywy Gazowej w brzmieniu pierwotnym – zostanie obecnie utrzymana. Natomiast prawdą jest, że do prawa polskiego nie zostaną implementowane pozostałe przepisy art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692, tzn. art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 oraz art. 14 ust. 1 akapit 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692.

Niezależnie od powyższego, twórcy Projektu wskazują na nieprawdziwą i kontrnormatywną przyczynę (powód) braku potrzeby implementacji przez Polskę przepisów art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692. Mianowicie, twórcy Projektu mylnie stwierdzają, że przyczyną braku potrzeby implementowania przez państwo polskie wskazanych przepisów Dyrektywy 2019/692 jest przyjęcie de lege lata w prawie polskim (tzn. w ustawie PrEnerg) modelu pełnego unbundlingu jako modelu unbundlingu jedynego i wyłącznego w polskim sektorze gazu ziemnego[38] (s. 4 uzasadnienia Projektu; s. 1-2 tabeli zgodności). Generalnie rzecz biorąc, przepisy art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692 dozwalają państwom członkowskim UE przyjmować w odniesieniu do niektórych systemów (gazociągów) przesyłowych lub ich części – w tym w odniesieniu do gazociągów przesyłowych łączących państwo członkowskie z państwem trzecim – inne modele unbundlingu niż model pełnego unbundlingu. Twórcy Projektu nie widzą potrzeby implementowania tych przepisów Dyrektywy 2019/692 do prawa polskiego, gdyż ich zdaniem Polska już przy okazji wdrażania w przeszłości III unijnego pakietu energetycznego przyjęła w swoim prawie (tzn. w ustawie PrEnerg) model pełnego unbundlingu jako model jedyny i wyłączny, a więc – ich zdaniem – nie ma obecnie potrzeby od tej reguły odstępować na rzecz innych modeli unbundlingu, tak jak na to dozwalają przepisy art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692[39].

Tymczasem w rzeczywistości model pełnego unbundlingu nie jest w ustawie PrEnerg modelem unbundlingu jedynym i wyłącznym, jako że obok modelu pełnego unbundlingu w Polsce jest prawnie dopuszczalny również model niezależnego operatora systemu, czyli tzw. model ISO (independent system operator)[40], dozwolony również w określonych okolicznościach przez Dyrektywę Gazową (zarówno w brzmieniu pierwotnym, jak też w brzmieniu znowelizowanym przez Dyrektywę 2019/692)[41]. Model ISO został zresztą już w 2010 r. faktycznie przyjęty i zastosowany jako model unbundlingu na polskim odcinku gazociągu jamalskiego, czyli na gazociągu łączącym Polskę z państwami trzecimi, tj. z Republiką Białorusi i dalej Federacją Rosyjską, w pełnej zresztą zgodności z relewantnymi przepisami Dyrektywy Gazowej (w brzmieniu ówcześnie obowiązującym oraz w brzmieniu ustalonym w Dyrektywie 2019/692). Z uwagi na określone uwarunkowania własnościowe i geopolityczne dotyczące polskiego odcinka gazociągu jamalskiego model ISO jako zastosowany na tym odcinku model unbundlingu jest dla Polski optymalny z punktu widzenia jej bezpieczeństwa energetycznego i interesu narodowego, zaś ewentualne zastosowanie na polskim odcinku gazociągu jamalskiego modelu pełnego unbundlingu – za czym wydają się optować twórcy Projektu poprzez swoje stwierdzenia wypowiedziane na s. 4 uzasadnienia Projektu oraz na s. 1-2 tabeli zgodności – byłoby (może nieco paradoksalnie, ale jednak realnie, ze względu na wspomniane uwarunkowania własnościowe i geopolityczne) bardzo szkodliwe dla bezpieczeństwa energetycznego Polski i dla polskiego interesu narodowego (na ten temat zob. szczegółowe uwagi niżej). Dlatego też w odniesieniu do polskiego odcinka gazociągu jamalskiego zastosowane tam odstępstwo od modelu pełnego unbundlingu w postaci modelu ISO powinno być nadal utrzymane (poprzez kontynuację implementacji odnośnych przepisów Dyrektywy Gazowej i Dyrektywy 2019/692), zarówno na poziomie normatywnym, jak też faktycznym, wbrew błędnemu wyobrażeniu twórców Projektu widzących polski sektor gazu ziemnego jako sferę normatywnego i faktycznego zastosowania tylko i wyłącznie modelu pełnego unbundlingu.

Błędne stwierdzenia twórców Projektu odnośnie implementacji przez Polskę przepisów art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692 wynikają przy tym w pewnej mierze z tego, że twórcy Projektu najwyraźniej traktują art. 1 pkt 2 lit. a) oraz art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692 jako jednostki redakcyjne tekstu prawnego zawierające przepisy jednolite (jednorodne) i nie dostrzegają tego, że art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 zawiera dwa zdania, zaś przepis art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692 zawiera trzy zdania, a przy tym wszystkich tych zdań normatywnych zawartych w powołanych przepisach Dyrektywy 2019/692 nie wolno jest traktować jednolicie z punktu widzenia ich implementacji do prawa polskiego. Art. 1 pkt 2 lit. a) oraz art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692, w zakresie, w jakim te jednostki redakcyjne tekstu prawnego dozwalają państwom członkowskim na odstępstwo od modelu pełnego unbundlingu na rzecz modelu ISO w odniesieniu do systemu przesyłowego gazowego, który należał do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo w dniu 3 września 2009 r., czyli w dacie wejścia w życie Dyrektywy Gazowej (zob. art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 oraz art. 14 ust. 1 akapit 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692), w istocie nie są przepisami nowymi, gdyż oba te przepisy występowały również w art. 9 ust. 8 i w art. 14 ust. 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu pierwotnym. Przepisy te są już w prawie polskim od dawna implementowane, czego twórcy Projektu w ogóle nie dostrzegają. Są one mianowicie transponowane w art. 9h ust. 3a w zw. z ust. 3 pkt 2 PrEnerg, i to w szczególności właśnie te ostatnie przepisy PrEnerg stanowiły podstawę prawną do faktycznego zastosowania modelu ISO do polskiego odcinka gazociągu jamalskiego. Natomiast art. 1 pkt 2 lit. a) oraz art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692, w zakresie, w jakim te jednostki redakcyjne tekstu prawnego dozwalają państwom członkowskim na odstępstwo od modelu pełnego unbundlingu na rzecz modelu ISO w odniesieniu do systemu przesyłowego gazowego łączącego państwo członkowskie z państwem trzecim, w przypadku gdy w dniu 23 maja 2019 r. (czyli w dniu wejścia w życie Dyrektywy 2019/692) system przesyłowy należał do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo (zob. art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 oraz art. 14 ust. 1 akapit 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692), rzeczywiście nie powinny być przez Polskę obecnie implementowane, ale bynajmniej nie dlatego, że – jak to mylnie twierdzą twórcy Projektu na s. 4 uzasadnienia Projektu oraz na s. 1-2 tabeli zgodności – Polska nie powinna w ogóle odchodzić od modelu pełnego unbundlingu jako rzekomo wyłącznego modelu unbundlingu przyjętego w prawie polskim, ale nie powinny być implementowane dlatego, że w tym opisanym wyżej zakresie owe jednostki redakcyjne Dyrektywy 2019/692 po prostu nie pozwolą Polsce w sposób efektywny zastosować modelu ISO (jako modelu unbundlingu) w odniesieniu do całości polskiego odcinka gazociągu jamalskiego, lecz co najwyżej wobec jego pewnej części.

Tak więc model ISO jako dozwolony w Polsce model unbundlingu jak najbardziej powinien być nadal utrzymany w przepisach PrEnerg oraz powinien być faktycznie utrzymany na całym polskim odcinku gazociągu jamalskiego. Modelu ISO nie należy jednak utrzymywać (czy też tworzyć podstawy prawnej do jego utrzymania) poprzez implementację tych części art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692, które dotyczą gazociągów przesyłowych łączących państwo członkowskie z państwem trzecim; chodzi zatem o art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 oraz art. 14 ust. 1 akapit 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692. Te ostatnie przepisy Dyrektywy Gazowej, dodane tam przez przepisy art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692, co prawda dozwalają państwom członkowskim UE na odstępowanie od modelu pełnego unbundlingu na rzecz innych modeli unbundlingu, w tym na rzecz modelu ISO, w odniesieniu do gazociągu przesyłowego łączącego państwo członkowskie z państwem trzecim, ale jednak dozwalają na to odstępstwo tylko w odniesieniu do części wspomnianego wyżej gazociągu, a konkretnie tylko wobec odcinka między granicą tego państwa członkowskiego a pierwszym punktem połączenia tego gazociągu z siecią gazową danego państwa członkowskiego[42]. To zaś w przypadku polskiego odcinka gazociągu jamalskiego byłoby rozwiązaniem prawnym niewystarczającym i nieefektywnym, gdyż pozwoliłoby na zastosowanie modelu ISO w oparciu o tę podstawę prawną jedynie na odcinku pomiędzy punktem wejścia tego gazociągu do Polski w miejscowości Kondratki na granicy polsko-białoruskiej a Włocławkiem, w którym znajduje się fizyczny punkt wyjścia z tego gazociągu stanowiący połączenie polskiego odcinka gazociągu jamalskiego z polską siecią gazową[43]. Na pozostałej części polskiego odcinka gazociągu jamalskiego (tj. pomiędzy Włocławkiem a punktem wyjścia tego gazociągu z Polski na granicy polsko-niemieckiej w pobliżu miejscowości Górzyca, a po stronie niemieckiej: Mallnow) model ISO – niewątpliwie na tym gazociągu bardzo pożądany – trzeba by wówczas stosować w oparciu o inną podstawę prawną. Takie zaś różnicowanie podstaw prawnych i reżimu prawnego stosowania modelu ISO na jednym gazociągu byłoby w sumie rozwiązaniem prawnym niepotrzebnie skomplikowanym i nieefektywnym.     

Model ISO na całości polskiego odcinka gazociągu jamalskiego należy utrzymać poprzez dalsze kontynuowanie implementowania przez Polskę przepisów art. 9 ust. 8 i art. 14 ust. 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu pierwotnym, a także odpowiadających im treściowo przepisów art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 1 oraz art. 14 ust. 1 akapit 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w, odpowiednio, art. 1 pkt 2 lit. a) oraz art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692. W tym ostatnim zakresie twórcy Projektu nie mają zatem racji twierdząc, że przepisy art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692 w ogóle nie powinny być w Polsce implementowane. De lege ferenda należy bowiem utrzymać dotychczasowe polskie podstawy prawne stosowania modelu ISO (tj. art. 9h ust. 3 pkt 2 i ust. 3a oraz art. 9d ust. 1 i 1a-1c PrEnerg), jak najbardziej zresztą zgodne ze wspomnianymi wyżej przepisami Dyrektywy Gazowej, i to zarówno w wersji pierwotnej (zob. art. 9 ust. 8 i art. 14 ust. 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu pierwotnym), jak też w wersji znowelizowanej przez Dyrektywę 2019/692 (zob. art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 oraz art. 14 ust. 1 akapit 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692). Trzeba też oczywiście utrzymać faktyczne (realne) wdrożenie na polskim odcinku gazociągu jamalskiego modelu ISO.

Należy w tym miejscu dodać, że pomimo błędnych stwierdzeń w uzasadnieniu Projektu i w tabeli zgodności na temat konieczności dalszego utrzymania w Polsce modelu pełnego unbundlingu jako modelu wyłącznego, a także na temat braku potrzeby jakichkolwiek odstępstw od tego modelu pełnego unbundlingu, treść normatywna Projektu nie spowoduje bynajmniej, że w odniesieniu do polskiego odcinka gazociągu jamalskiego Polska będzie musiała stosować model pełnego unbundlingu i nie będzie mogła utrzymać tam modelu ISO. Projekt takich niepożądanych skutków prawnych na szczęście nie wywoła, ale nie znaczy to, że mylne stwierdzenia twórców Projektu w jego uzasadnieniu i w tabeli zgodności nie są w ogóle szkodliwe i nie stanowią żadnego problemu. Otóż trzeba pamiętać, że o wskazanej w uzasadnieniu Projektu i w tabeli zgodności przyczynie braku implementacji przepisów art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692, tj. o przyjęciu w prawie polskim modelu pełnego unbundlingu i o braku potrzeby jakichkolwiek odstępstw od tego modelu, zostanie obecnie poinformowana Komisja Europejska (zgodnie z pkt 16 preambuły do Dyrektywy 2019/692, państwa członkowskie mają obowiązek przekazania w tym przypadku tabeli zgodności do Komisji Europejskiej), co z pewnością wywoła po stronie jej urzędników (w Dyrekcji Generalnej do spraw Energii) dużą konsternację odnośnie tego, jaki w istocie model unbundlingu w sektorze gazowym Polska w swoim prawie przyjęła.

W przypadku Polski, a dokładniej: w przypadku polskiego odcinka gazociągu jamalskiego, stworzenie w polskim prawie możliwości odstąpienia od modelu pełnego unbundlingu na rzecz modelu ISO – na takiej lub innej podstawie wynikającej z Dyrektywy Gazowej – jest wręcz bezwzględną koniecznością, dyktowaną rudymentarnymi względami bezpieczeństwa energetycznego i polskiego interesu narodowego. Polska nie może sobie pozwolić na wprowadzenie do swojego porządku prawnego modelu pełnego unbundlingu jako jedynego i wyłącznego modelu unbundlingu w polskim sektorze gazu ziemnego oraz na brak prawnej dopuszczalności jakichkolwiek odstępstw od tego modelu na rzecz modelu ISO, tak jak by tego chcieli twórcy Projektu, a co przynajmniej wynika z ich stwierdzeń na s. 4 uzasadnienia Projektu oraz na s. 1-2 tabeli zgodności. Ewentualny brak w polskim prawie podstaw prawnych do zastosowania odstępstw od modelu pełnego unbundlingu na rzecz modelu ISO byłby dla państwa polskiego bardzo niekorzystny, gdyż w takim przypadku polskim odcinkiem gazociągu jamalskiego zarządzałaby nie – tak jak to ma miejsce obecnie – Spółka Gaz-System (czyli jednoosobowa spółka Skarbu Państwa, będąca w Polsce jedynym operatorem systemu przesyłowego gazowego i wyznaczona w tym charakterze na podstawie PrEnerg przez Prezesa URE), lecz odcinkiem tym musiałby zarządzać, zgodnie z modelem pełnego unbundlingu, właściciel polskiego odcinka gazociągu jamalskiego, w którym obecnie rosyjski PAO Gazprom posiada 48% akcji.

Właścicielem polskiego odcinka gazociągu jamalskiego jest System Gazociągów Tranzytowych EuRoPol GAZ S.A. (dalej: „Spółka EuRoPol Gaz”), która powstała w 1993 r. w szczególności na podstawie zawartego w dniu 25 sierpnia 1993 r. porozumienia między Rządem RP a Rządem Federacji Rosyjskiej o budowie systemu gazociągów tranzytowych dla tranzytu gazu rosyjskiego przez terytorium RP i dostawach gazu rosyjskiego do RP[44]. Wspólnikami (akcjonariuszami) Spółki EuRoPol Gaz są: Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. (dalej: „Spółka PGNiG”) z 48% akcji, PAO Gazprom z 48% akcji i Gas-Trading S.A. z 4% akcji[45]. W świetle przepisów Dyrektywy Gazowej o unbundlingu (czyli o rozdzieleniu działalności przesyłowej gazu od innych rodzajów działalności w zakresie gazu, w tym od produkcji i sprzedaży gazu), Spółka EuRoPol Gaz, będąca właścicielem polskiego odcinka gazociągu jamalskiego, nie mogłaby legalnie pełnić funkcji operatora tego odcinka gazociągu jamalskiego (i to w ramach żadnego modelu unbundlingu), gdyż Spółka EuRoPol Gaz jest w oczywisty sposób przedsiębiorstwem energetycznym pionowo zintegrowanym, powiązanym kapitałowo i personalnie z przedsiębiorstwami energetycznymi zajmującymi się produkcją lub dostawami (sprzedażą) gazu ziemnego (czym zajmują się wszyscy trzej akcjonariusze Spółki EuRoPol Gaz) i nie spełnia niezbędnych kryteriów niezależności, jakie musi spełniać operator gazociągu. Ponieważ w przeszłości Polska chciała zapewnić zgodność reguł zarządzania polskim odcinkiem gazociągu jamalskiego z przepisami o unbundlingu zawartymi w Dyrektywie Gazowej, na co nalegała też zresztą Komisja Europejska, w październiku 2010 r., po negocjacjach ze stroną rosyjską, udało się zmienić wspomniane wyżej porozumienie międzyrządowe pomiędzy Rządem RP i Rządem Federacji Rosyjskiej w sprawie systemu gazociągów tranzytowych: do tego porozumienia wpisano mianowicie postanowienia, w myśl których polskim odcinkiem gazociągu jamalskiego będzie zarządzała – jako jego operator – Spółka Gaz-System[46]. Spółka Gaz-System zawarła następnie stosowną umowę ze Spółką EuRoPol Gaz w sprawie powierzenia tej pierwszej obowiązków operatora na polskim odcinku gazociągu jamalskiego i określającą podział zadań pomiędzy obie te spółki, po czym Spółka Gaz-System została wyznaczona operatorem polskiego odcinka gazociągu jamalskiego na podstawie decyzji Prezesa URE z dnia 17 listopada 2010 r.[47]. W efekcie na polskim odcinku gazociągu jamalskiego został zastosowany model unbundlingu w postaci ISO[48]. Ponadto w ustawie PrEnerg zostały implementowane (wprawdzie nieco później, w roku 2013[49]) przepisy Dyrektywy Gazowej o unbundlingu, co uczyniono w ten sposób, że w myśl przepisów PrEnerg w Polsce są prawnie dopuszczalne dwa modele unbundlingu w sektorze gazu ziemnego: 1) unormowany w art. 9 ust. 1 Dyrektywy Gazowej model pełnego unbundlingu, w którym operatorem systemu przesyłowego jest jego właściciel, dostatecznie rozdzielony od innych rodzajów działalności w zakresie gazu ziemnego (art. 9h ust. 3 pkt 1 oraz art. 9d ust. 1 i 1a-1c PrEnerg), a także 2) unormowany w art. 14 Dyrektywy Gazowej model ISO, w którym operatorem systemu przesyłowego jest niebędące właścicielem systemu przesyłowego przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem gazu ziemnego, dostatecznie rozdzielone od innych rodzajów działalności w zakresie gazu ziemnego, z którym właściciel sieci przesyłowej zawarł umowę powierzającą temu przedsiębiorstwu pełnienie obowiązków operatora z wykorzystaniem sieci lub instalacji będących przedmiotem własności wspomnianego właściciela (art. 9h ust. 3 pkt 2 i ust. 3a oraz art. 9d ust. 1 i 1a-1c PrEnerg).

Zgodnie z przepisami Dyrektywy Gazowej, państwa członkowskie UE powinny co do zasady stosować w swoich sektorach gazu ziemnego model pełnego unbundlingu (art. 9 ust. 1 Dyrektywy Gazowej), zaś inne przewidziane w Dyrektywie Gazowej modele unbundlingu, tj. model ISO lub ITO, mogą one stosować tylko w odniesieniu do systemów przesyłowych, które w dniu 3 września 2009 r. (czyli w dacie wejścia w życie Dyrektywy Gazowej) należały do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo (art. 9 ust. 8 Dyrektywy Gazowej)[50]. Dyrektywa 2019/692 rozszerza prawne możliwości stosowania przez państwa członkowskie modeli ISO i ITO: mianowicie, oba te modele unbundlingu mogą być stosowane przez państwa członkowskie również „W odniesieniu do części systemu przesyłowego łączącego państwo członkowskie z państwem trzecim, przebiegającej między granicą tego państwa członkowskiego a pierwszym punktem połączenia z siecią tego państwa członkowskiego, w przypadku gdy w dniu 23 maja 2019 r. [tj. w dniu wejścia w życie Dyrektywy 2019/692 – przyp. RL] system przesyłowy należy do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo” (art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 oraz art. 9 ust. 8 akapit 2 Dyrektywy Gazowej). W szczególności w odniesieniu do wskazanej wyżej części systemu przesyłowego łączącego państwo członkowskie z państwem trzecim dane państwo członkowskie może wyznaczyć niezależnego operatora systemu, czyli może zastosować model ISO, na wniosek właściciela systemu przesyłowego (art. 14 ust. 1 akapit 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692).

Należy w tym miejscu mocno podkreślić, że polski odcinek gazociągu jamalskiego jak najbardziej spełnia przesłanki, które w świetle powołanych wyżej przepisów art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 2 oraz art. 14 ust. 1 akapit 2 Dyrektywy Gazowej (dodanych przez Dyrektywę 2019/692) warunkują prawną dopuszczalność zastosowania modelu ISO jako dozwolonego tam modelu unbundlingu. I tak, polski odcinek gazociągu jamalskiego dlatego spełnia przesłanki określone w art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 oraz w art. 14 ust. 1 akapit 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692[51], gdyż, po pierwsze, polski odcinek gazociągu jamalskiego łączy Polskę jako państwo członkowskie UE z państwem trzecim (tj. z Republiką Białorusi i następnie z Federacją Rosyjską), po drugie, polski odcinek gazociągu jamalskiego posiada w Polsce punkty połączenia łączące go z polską siecią gazową (mianowicie, takie połączenie jest zapewnione przez 2 fizyczne punkty wyjścia z tego gazociągu istniejące we Włocławku i Lwówku)[52] oraz, po trzecie, w dniu 23 maja 2019 r. polski odcinek gazociągu jamalskiego należał do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo[53], a konkretnie do Spółki EuRoPol Gaz, która zajmuje się eksploatacją polskiego odcinka gazociągu jamalskiego, czyli w określonym zakresie zajmuje się przesyłem gazu, zaś przedsiębiorstwa będące jej akcjonariuszami zajmują się produkcją lub dostawami gazu, co razem jest przejawem integracji pionowej w zakresie działalności gazowej. Tyle tylko, że zastosowanie na tej podstawie prawnej modelu ISO musiałoby być siłą rzeczy ograniczone tylko do pewnej niewielkiej części polskiego odcinka gazociągu jamalskiego, pomiędzy Kondratkami na granicy polsko-białoruskiej a punktem wyjścia (tzw. punktem wzajemnego połączenia) we Włocławku, co ze względów praktycznych byłoby dalece niewystarczające.

Efektywne utrzymanie modelu ISO na całości polskiego odcinka gazociągu jamalskiego zapewniają natomiast przepisy art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 oraz art. 14 ust. 1 akapit 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692. Przepisy te dozwalają państwom członkowskim na stosowanie w ich krajowych porządkach prawnych modelu ISO w odniesieniu do gazowego systemu przesyłowego (gazociągu przesyłowego), który w dniu 3 września 2009 r. należał do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, na wniosek właściciela danego systemu. Polski odcinek gazociągu jamalskiego spełnia te wskazane wyżej kryteria normatywne, gdyż został on oddany do eksploatacji w 1999 r. i już wówczas należał w sensie własnościowym do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, tj. do Spółki EuRoPol Gaz[54], co było aktualne przez te wszystkie lata aż do dnia dzisiejszego. Ta ostatnia spółka zwróciła się też w 2010 r. o ustanowienie na polskim odcinku gazociągu jamalskiego operatora według modelu ISO (czyli Spółki Gaz-System), co też zostało następnie przez Prezesa URE dokonane.

Aktualnie model ISO jest cały czas rzeczywiście na polskim odcinku gazociągu jamalskiego stosowany, gdyż odcinkiem tym zarządza jako jego operator Spółka Gaz-System, która nie jest właścicielem tego odcinka gazociągu jamalskiego, ale jest niezależnym i rozdzielonym przedsiębiorstwem energetycznym (spełniającym przesłanki niezależności i rozdzielenia określone w art. 14 Dyrektywy Gazowej oraz w art. 9d ust. 1 i 1a-1c PrEnerg), które zawarło z właścicielem polskiego odcinka gazociągu jamalskiego, czyli ze Spółką EuRoPol Gaz, umowę powierzającą temu przedsiębiorstwu (tj. Spółce Gaz-System) pełnienie obowiązków operatora z wykorzystaniem sieci lub instalacji będących własnością Spółki EuRoPol Gaz (tak jak to przewiduje i jak to dopuszcza art. 9h ust. 3 pkt 2 i ust. 3a PrEnerg).

Ten model ISO na polskim odcinku gazociągu jamalskiego musi zostać bezwzględnie utrzymany, podobnie jak muszą zostać utrzymane w mocy stanowiące podstawę prawną tego modelu przepisy PrEnerg (a konkretnie przepisy art. 9h ust. 3 pkt 2 i ust. 3a PrEnerg) implementujące w prawie polskim przepisy art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 oraz art. 14 ust. 1 akapit 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692. Ewentualne odstąpienie na polskim odcinku gazociągu jamalskiego od modelu ISO i zdecydowanie się na wdrożenie tam modelu pełnego unbundlingu przewidzianego w art. 9 ust. 1 Dyrektywy Gazowej – a taki właśnie stan rzeczy powstałby, gdyby rzeczywiście ziścił się scenariusz, za którym opowiadają się twórcy Projektu na s. 4 uzasadnienia Projektu oraz na s. 1-2 tabeli zgodności – w konieczny sposób wiązałoby się z tym, że operatorem tego odcinka gazociągu jamalskiego musiałby być jego właściciel, gdyż jest to podstawowym założeniem normatywnym modelu pełnego unbundlingu (zob. art. 9 ust. 1 lit. a) Dyrektywy Gazowej). Obecnie właścicielem polskiego odcinka gazociągu jamalskiego jest, jak już parokrotnie powiedziano, Spółka EuRoPol Gaz, która jest w 48% własnością kapitału rosyjskiego reprezentowanego przez PAO Gazprom i która, będąc przedsiębiorstwem pionowo zintegrowanym, nie spełnia kryteriów niezależności i rozdzielenia wymaganych od operatora systemu przesyłowego w modelu pełnego unbundlingu (kryteria te są określone w art. 9 ust. 1 lit. b)-d) i ust. 2 Dyrektywy Gazowej oraz implementowane w art. 9d ust. 1 i 1a-1c PrEnerg). Gdyby więc, hipotetycznie, w odniesieniu do polskiego odcinka gazociągu jamalskiego Polska nie utrzymała implementacji przepisów art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 oraz art. 14 ust. 1 akapit 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692, lecz chciała zastosować tam model pełnego unbundlingu – co sugerują bardzo niefortunne wypowiedzi twórców Projektu na s. 4 uzasadnienia Projektu oraz na s. 1-2 tabeli zgodności – to wówczas Polska musiałaby uzyskać zgodę PAO Gazprom albo na zmianę akcjonariatu Spółki EuRoPol Gaz, tak aby akcjonariuszami tej spółki zostały wyłącznie podmioty niezaangażowane bezpośrednio ani pośrednio w działalność w zakresie produkcji lub dostaw gazu, albo na sprzedaż przez Spółkę EuRoPol Gaz polskiego odcinka gazociągu jamalskiego na rzecz niezależnego operatora systemu przesyłowego, takiego jak Spółka Gaz-System[55]. Uzyskanie zgody PAO Gazprom na wspomniane wyżej czynności prawne jest oczywiście w obecnych warunkach rynkowych i geopolitycznych całkowicie nierealne i byłoby naiwnością sądzić, iż można ją wynegocjować, jako że zgoda taka byłaby sprzeczna z własnymi interesami ekonomicznymi PAO Gazprom oraz z interesami ekonomicznymi i geopolitycznymi Federacji Rosyjskiej. Nawet wszakże, gdyby strona polska podjęła ze stroną rosyjską rozmowy idące w tym kierunku, to rezygnowanie (wycofanie się) w międzyczasie z implementacji przez Polskę przepisów art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 oraz art. 14 ust. 1 akapit 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692, czyli przepisów umożliwiających Polsce stosowanie na polskim odcinku gazociągu jamalskiego modelu ISO, oraz przejście w przepisach PrEnerg na model pełnego unbundlingu jako na model w Polsce wyłączny – co wydają się sugerować twórcy Projektu na s. 4 uzasadnienia Projektu oraz na s. 1-2 tabeli zgodności – byłoby skrajną nieodpowiedzialnością z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego Polski i polskiego interesu narodowego. Prowadziłoby to bowiem do tego, że Spółka Gaz-System, jako przedsiębiorstwo niebędące właścicielem polskiego odcinka gazociągu jamalskiego, nie mogłaby dłużej pełnić funkcji operatora polskiego odcinka gazociągu jamalskiego i w praktyce odcinek ten byłby w całości zarządzany przez Spółkę EuRoPol Gaz, co byłoby wprawdzie niezgodne z Dyrektywą Gazową, ale byłoby to wówczas wymuszone siłą faktów, skoro odpadłaby w Polsce podstawa prawna do stosowania w tym zakresie modelu ISO.

Ewentualne pełnienie funkcji faktycznego operatora polskiego odcinka gazociągu jamalskiego przez Spółkę EuRoPol Gaz, funkcjonującą w ramach obecnego akcjonariatu, byłoby nie tylko niezgodne z Dyrektywą Gazową, ale uniemożliwiałoby to również efektywne zarządzanie tym gazociągiem i optymalne wykorzystywanie jego zdolności przesyłowych, co byłoby ze szkodą dla wspomnianych wyżej wartości w postaci bezpieczeństwa energetycznego Polski i polskiego interesu narodowego. Praktyka funkcjonowania Spółki EuRoPol Gaz w ostatnich latach pokazuje, że spółką tą jest niezwykle trudno zarządzać i bardzo często powstaje w jej ramach długotrwały pat decyzyjny, a to z uwagi na wynikającą ze statutu tej spółki konieczność jednomyślności członków jej organów w wielu sprawach związanych z jej bieżącym funkcjonowaniem[56]. PAO Gazprom jako akcjonariusz Spółki EuRoPol Gaz oraz przedstawiciele strony rosyjskiej w organach Spółki EuRoPol Gaz wielokrotnie w sposób długotrwały blokowali procesy decyzyjne w tej spółce w sprawach związanych z jej normalnym i bieżącym funkcjonowaniem, jak np. w sprawie wyboru członków zarządu, odbycia i przeprowadzenia walnego zgromadzenia lub zatwierdzenia sprawozdania finansowego[57]. O braku woli dobrej współpracy strony rosyjskiej ze stroną polską w ramach działalności Spółki EuRoPol Gaz świadczy też okoliczność, iż przed upływem terminu końcowego obowiązywania dotychczasowej umowy pomiędzy Spółką EuRoPol Gaz i Spółką Gaz-System powierzającej tej ostatniej spółce pełnienie obowiązków operatora polskiego odcinka gazociągu jamalskiego (ta dotychczasowa umowa, pochodząca jeszcze z 2010 r., wygasała w dniu 31 grudnia 2019 r.) stronom wspomnianej umowy nie udało się uzgodnić warunków zawarcia nowej umowy w tym zakresie, w związku z czym Prezes URE, działając na podstawie przepisów art. 9h ust. 3e-3i PrEnerg, musiał wydać decyzję administracyjną ustalającą treść nowej (kolejnej) umowy w tym względzie, powierzającej Spółce Gaz-System pełnienie obowiązków operatora polskiego odcinka gazociągu jamalskiego[58]. Biorąc pod uwagę te przeszłe niedobre doświadczenia należy wątpić w to, by Spółka EuRoPol Gaz była w stanie efektywnie wykonywać funkcje faktycznego operatora polskiego odcinka gazociągu jamalskiego.

Trzeba koniecznie zaznaczyć, że obecna treść przepisów Projektu nie niesie ze sobą ryzyka, że po wejściu w życie Projektu Polska nie będzie mogła stosować na polskim odcinku gazociągu jamalskiego dotychczas tam obowiązującego i stosowanego modelu ISO oraz że będzie musiała przejść w tym zakresie na praktycznie niedający się tam wdrożyć model pełnego unbundlingu; treść Projektu nie rodzi też groźby przejęcia przez Spółkę EuRoPol Gaz roli faktycznego operatora polskiego odcinka gazociągu jamalskiego. Ryzyko to jest odsunięte dzięki obecnym (aktualnym) przepisom PrEnerg, w tym zwłaszcza dzięki przepisom PrEnerg przewidującym istnienie w polskim sektorze gazowym modelu ISO jako modelu równoległego i alternatywnego względem modelu pełnego unbundlingu (zob. art. 9h ust. 3 pkt 2 i ust. 3a PrEnerg oraz art. 9d ust. 1 i 1a-1c PrEnerg) oraz dzięki przepisom PrEnerg upoważniającym Prezesa URE do wydania decyzji administracyjnej zastępującej kolejną umowę powierzającą Spółce Gaz-System (jako jedynemu w Polsce operatorowi systemu przesyłowego gazowego) pełnienie obowiązków operatora systemu przesyłowego gazowego na sieci przesyłowej gazowej wchodzącej w skład systemu przesyłowego, który w dniu 3 września 2009 r. należał do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo (art. 9h ust. 3e-3i w zw. z ust. 2, 3a i 3b PrEnerg)[59], tak aby na podstawie tej decyzji Spółka Gaz-System mogła na wspomnianej sieci przesyłowej gazowej wykonywać funkcje operatora systemu przesyłowego w ramach modelu ISO. Polski odcinek gazociągu jamalskiego jest systemem przesyłowym, który w dniu 3 września 2009 r. (czyli w dniu wejścia w życie Dyrektywy Gazowej) należał (i wciąż zresztą należy) do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo (tj. do Spółki EuRoPol Gaz) i dlatego Polska jest na podstawie przepisów Dyrektywy Gazowej (zarówno w brzmieniu sprzed wejścia w życie Dyrektywy 2019/692, jak też w brzmieniu nadanym przez przepisy art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692) oraz na podstawie przepisów PrEnerg uprawniona do zastosowania na tym odcinku modelu unbundlingu w postaci modelu ISO, stanowiącego odstępstwo od modelu pełnego unbundlingu przewidzianego w art. 9 ust. 1 Dyrektywy Gazowej. Tego korzystnego dla Polski stanu prawnego Projekt nie zmienia.

Rzecz jednak w tym, że twórcy Projektu absolutnie nie powinni obecnie twierdzić – tak jak to czynią na s. 4 uzasadnienia Projektu oraz na s. 1-2 tabeli zgodności – że Polska nie potrzebuje implementacji i odchodzi od implementacji przepisów art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692, czyli przepisów, które upoważniają państwa członkowskie UE do stosowania na określonych gazowych sieciach przesyłowych modelu ISO w miejsce modelu pełnego unbundlingu. W rzeczywistości Polska jak najbardziej potrzebuje implementacji tych właśnie przepisów Dyrektywy 2019/692, aczkolwiek jedynie części tych przepisów, a mianowicie przepisów art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692 oraz art. 14 ust. 1 akapit 1 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692. Mówiąc zaś precyzyjniej: Polska potrzebuje dalszego utrzymania implementacji tych unijnych przepisów w swoim prawie. Twórcy Projektu nie powinni też przekazywać publicznie mylnej informacji, że w polskim sektorze gazowym jest de lege lata normatywnie obowiązujący model pełnego unbundlingu jako jedyny model unbundlingu. W istocie bowiem w Polsce jest prawnie dopuszczalny oraz faktycznie stosowany również model ISO w tym zakresie, i obecnie nie ma najmniejszego powodu, aby tego rodzaju błędna informacja zawarta na s. 4 uzasadnienia Projektu oraz na s. 1-2 tabeli zgodności została przekazana Komisji Europejskiej. Z tych wspomnianych wyżej niefortunnych i błędnych – a co najmniej dalece nieprecyzyjnych – stwierdzeń twórcy Projektu powinni się wycofać, jednocześnie tłumacząc kwestię implementacji w Polsce przepisów art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692 w sposób dostatecznie precyzyjny oraz zgodny ze stanem faktycznym i prawnym.

Biorąc powyższe pod uwagę Rada Legislacyjna proponuje, aby odnośnym fragmentom uzasadnienia Projektu na s. 4 oraz odnośnemu wyjaśnieniu zamieszczonemu na s. 1-2 tabeli zgodności nadać następującą treść: „Implementacja dozwolonych odstępstw od modelu pełnego unbundlingu przewidzianych w art. 1 pkt 2-3 dyrektywy 2019/692/UE jest dla państw członkowskich fakultatywna. Projektodawca zadecydował, że dopuszczone w tych przepisach odstępstwo od modelu pełnego unbundlingu, w zakresie, w jakim dotyczy gazociągów przesyłowych należących w dniu 3 września 2009 r. do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, powinno być w prawie polskim nadal implementowane, tak jak ma to w Polsce miejsce de lege lata od roku 2013. Odstępstwo to jest bowiem potrzebne dla polskiego odcinka gazociągu Jamał-Europa Zachodnia, co wynika ze szczególnych uwarunkowań własnościowych i geopolitycznych dotyczących tego odcinka gazociągu oraz jest dyktowane bezpieczeństwem gazowym Polski i jej interesem narodowym. Natomiast dopuszczone w powołanych przepisach dyrektywy 2019/692/UE odstępstwo od modelu pełnego unbundlingu, w zakresie, w jakim odnosi się do części systemu przesyłowego łączącego państwo członkowskie z państwem trzecim i należącego do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo w dniu 23 maja 2019 r., nie zostanie przez Polskę implementowane, gdyż tam, gdzie odstępstwo to mogłoby być hipotetycznie przydatne, tj. w odniesieniu do polskiego odcinka gazociągu Jamał-Europa Zachodnia, byłoby ono po prostu zbyt wąskie w sensie przestrzenno-odcinkowym (ograniczając się do odcinka Kondratki-Włocławek) i dlatego nieefektywne.”.

5. [Nieprawidłowa implementacja art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692] Projekt w nieprawidłowy sposób implementuje przepisy art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692, w zakresie, w jakim przepisy te normują przedmiot oraz procedurę współpracy krajowego organu regulacyjnego z odpowiednimi organami państw trzecich (nieczłonkowskich). Art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692 wprowadza do art. 36 ust. 3 Dyrektywy Gazowej przepisy normujące współpracę (konsultacje) krajowego organu regulacyjnego państwa członkowskiego z krajowymi organami regulacyjnymi innych państw członkowskich oraz z odpowiednimi organami państw trzecich (nieczłonkowskich), przed podjęciem przez krajowy organ regulacyjny decyzji o przyznaniu zwolnienia regulacyjnego w odniesieniu do nowej istotnej infrastruktury gazowej. Art. 36 ust. 3 akapit 2 lit. b) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692 stanowi, że przed podjęciem decyzji o zwolnieniu regulacyjnym krajowy organ regulacyjny konsultuje się z odpowiednimi organami państw trzecich „w przypadku gdy dana infrastruktura jest połączona z siecią unijną objętą jurysdykcją państwa członkowskiego i rozpoczyna się lub kończy w państwie trzecim lub w państwach trzecich”. Z takiej stypulacji normatywnej wynika, że wspomniana międzypaństwowa konsultacja właściwych organów musi być obligatoryjnie wdrożona w razie przyznawania przez krajowy organ regulacyjny w państwie członkowskim zwolnienia regulacyjnego dotyczącego każdej „infrastruktury”, tj. każdej istotnej nowej infrastruktury gazowej w rozumieniu art. 36 ust. 1 in principio Dyrektywy Gazowej (spełniającej dodatkowe warunki określone w art. 36 ust. 3 akapit 2 lit. b) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692), a nie tylko w razie udzielania zwolnienia dotyczącego „połączeń wzajemnych” w rozumieniu art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej. Połączenia wzajemne w rozumieniu art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej są tylko jednym z rodzajów nowej istotnej infrastruktury gazowej w rozumieniu art. 36 ust. 1 in principio Dyrektywy Gazowej, niewyczerpującym całego zbioru tej ostatniej. Tak więc w świetle art. 36 ust. 3 akapit 2 lit. b) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692 przedmiotem tych konsultacji między właściwymi organami regulacyjnymi z państwa członkowskiego i nieczłonkowskiego muszą być kwestie zwolnienia regulacyjnego dotyczącego każdej istotnej nowej infrastruktury gazowej w rozumieniu art. 36 ust. 1 in principio Dyrektywy Gazowej, a nie tylko połączenia wzajemnego.

Tymczasem projektowany art. 4i ust. 4a pkt 2 PrEnerg w brzmieniu przewidzianym w Projekcie, mający w swoim założeniu implementować art. 36 ust. 3 akapit 2 lit. b) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692, stanowi, że przed udzieleniem zwolnienia regulacyjnego Prezes URE konsultuje się z odpowiednimi organami do spraw regulacji gospodarki paliwami i energią państwa nieczłonkowskiego „w przypadku gdy zwolnienie dotyczy gazociągu międzysystemowego łączącego system przesyłowy z siecią gazową państwa niebędącego państwem członkowskim Unii Europejskiej lub państwem członkowskim Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stroną umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym”. Z powyższego wynika, że konsultacja między Prezesem URE a właściwym organem państwa trzeciego (nieczłonowskiego) została w projektowanym art. 4i ust. 4a pkt 2 PrEnerg przewidziana dla przypadków (sytuacji) znacznie węziej zakreślonych niż ma to miejsce w art. 36 ust. 3 akapit 2 lit. b) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692. Pojęcie „gazociągu międzysystemowego” używane w projektowanym art. 4i ust. 4a pkt 2 PrEnerg będzie miało swoją legalną definicję w projektowanym art. 3 pkt 11d PrEnerg w brzmieniu przewidzianym w Projekcie. We wcześniejszych uwagach w niniejszej opinii była już mowa o tym, że pojęcie „gazociągu międzysystemowego” w rozumieniu projektowanego art. 3 pkt 11d PrEnerg jest określone węziej zakresowo niż odpowiadające mu unijne pojęcie „połączenia wzajemnego” w rozumieniu art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej, w tym jest zakreślone węziej również w zakresie dotyczącym linii przesyłowych gazu pomiędzy państwem członkowskim a państwem trzecim (zob. uwagi wyżej w punkcie II.2 niniejszej opinii). Już choćby z tego względu projektowany art. 4i ust. 4a pkt 2 PrEnerg będzie zbyt wąski zakresowo – w sensie objętych tym przepisem infrastruktur gazowych – niż odpowiadający mu pierwowzór unijny w postaci art. 36 ust. 3 akapit 2 lit. b) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692. Nawet wszakże gdyby, hipotetycznie, polska definicja „gazociągu międzysystemowego” w projektowanym art. 3 pkt 11d PrEnerg była w pełni zgodna z unijną definicją „połączenia wzajemnego” w rozumieniu art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej (za czym oczywiście Rada Legislacyjna się opowiada), to i tak w dalszym ciągu zakres przypadków aktualizujących obowiązkową konsultację Prezesa URE z właściwym organem państwa trzeciego określony w projektowanym art. 4i ust. 4a pkt 2 PrEnerg (chodzi mianowicie o przypadki dotyczące „gazociągów międzysystemowych”) będzie zbyt wąski zakresowo – w sensie rodzajów infrastruktur gazowych, przed zwolnieniem których z regulacji konsultacja taka jest wymagana – w porównaniu z tymi przypadkami, które są określone w art. 36 ust. 3 akapit 2 lit. b) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692. Jedynie tytułem przykładu można tutaj wspomnieć o przypadku udzielania zwolnienia regulacyjnego wobec magazynu gazu ziemnego lub terminala LNG, który jest położony na granicy Polski i państwa trzeciego (np. Ukrainy) lub jest położony w Polsce i połączony gazociągiem kopalnianym z określoną infrastrukturą gazową w państwie trzecim (np. na Ukrainie). W świetle art. 36 ust. 3 akapit 2 lit. b) Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692 przed udzieleniem zwolnienia regulacyjnego wobec takiej infrastruktury gazowej Prezes URE musiałby się skonsultować z właściwym organem regulacyjnym państwa trzeciego, podczas gdy w świetle projektowanego art. 4i ust. 4a pkt 2 PrEnerg nie będzie on miał takiego obowiązku. Przy czym w przypadku niektórych infrastruktur gazowych Prezes URE nie miałby na gruncie tego ostatniego przepisu obowiązku wspomnianej konsultacji nawet wtedy, gdyby polska definicja „gazociągu międzysystemowego” w projektowanym art. 3 pkt 11d PrEnerg była w pełni zgodna z unijną definicją „połączenia wzajemnego” w rozumieniu art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej.

Biorąc powyższe pod uwagę Rada Legislacyjna proponuje nadanie projektowanemu przepisowi art. 4i ust. 4a pkt 2 PrEnerg następującego brzmienia: „Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, przed wydaniem decyzji, o której mowa w ust. 1, konsultuje się z: (…) 2) w przypadku gdy zwolnienie dotyczy połączonej z polską siecią gazową nowej infrastruktury, która rozpoczyna się lub kończy w państwie niebędącym państwem członkowskim Unii Europejskiej lub państwem członkowskim Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stroną umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym - odpowiednimi organami do spraw regulacji gospodarki paliwami i energią tego państwa.”.

Niezależnie od powyższego projektowany art. 4i ust. 4b PrEnerg w nieprawidłowy sposób implementuje art. 36 ust. 3 akapit 3 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692, w zakresie dotyczącym procedury współpracy właściwych organów z różnych państw. Mianowicie, art. 36 ust. 3 akapit 3 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692 stanowi, że w przypadku gdy konsultowane organy państwa trzeciego nie odpowiedzą w ramach konsultacji dotyczących zwolnienia regulacyjnego na związane z tym zapytanie „w rozsądnym czasie lub w ustalonym terminie nieprzekraczającym trzech miesięcy”, to wówczas krajowy organ regulacyjny, którego to dotyczy, może przyjąć konieczną decyzję dotyczącą zwolnienia regulacyjnego. Z powyższego wynika, że przewidziany w art. 36 ust. 3 akapit 3 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692 sposób procedowania krajowego organu regulacyjnego w razie zwłoki konsultowanego organu z innego państwa dotyczy tylko i wyłącznie przypadków konsultowania się z właściwymi organami państwa trzeciego (nieczłonkowskiego), natomiast tego rodzaju sposób procedowania nie dotyczy przypadków konsultowania się przez krajowy organ regulacyjny z krajowym organem regulacyjnym innego państwa członkowskiego UE. Tymczasem projektowany art. 4i ust. 4b PrEnerg rozciąga tego rodzaju sposób procedowania, polegający na przyjęciu swoistego terminu końcowego na wypowiedzenie się przez konsultowany organ z innego państwa (po którego upływie przyjmuje się fikcję braku zastrzeżeń ze strony organu innego państwa), również na przypadki konsultowania się przez Prezesa URE z krajowym organem regulacyjnym innego państwa członkowskiego UE, czego przepisy art. 1 pkt 5 lit. b) Dyrektywy 2019/692 bynajmniej nie przewidują.

Dlatego też Rada Legislacyjna proponuje nadanie projektowanemu przepisowi art. 4i ust. 4b PrEnerg następującego brzmienia: „Niezajęcie stanowiska przez konsultowane organy, o których mowa w ust. 4a pkt 2, w wyznaczonym terminie, nieprzekraczającym trzech miesięcy, uznaje się za brak zastrzeżeń do wydania decyzji, o której mowa w ust. 1.”.

6. [Nieprawidłowa implementacja art. 1 pkt 6 i 7 Dyrektywy 2019/692] Projekt w nieprawidłowy sposób implementuje przepisy art. 1 pkt 6 i 7 Dyrektywy 2019/692, w zakresie, w jakim przepisy te normują przedmiot i procedurę współpracy krajowego organu regulacyjnego z właściwymi organami państwa trzeciego. W tym sensie te wspomniane tutaj usterki legislacyjne Projektu dotyczą podobnej merytorycznie tematyki jak ta omówiona wyżej w punkcie II.5 niniejszej opinii, z tym, że dotyczą one implementacji innych jednostek redakcyjnych Dyrektywy 2019/692.

Art. 1 pkt 6 Dyrektywy 2019/692 dodaje w art. 41 ust. 1 lit. c) Dyrektywy Gazowej nowy przepis (w postaci drugiego zdania w tej jednostce redakcyjnej) upoważniający krajowy organ regulacyjny do współpracy z odpowiednimi organami państwa trzeciego w odniesieniu do infrastruktury do i z państwa trzeciego, ale z zastrzeżeniem, że tego rodzaju współpraca może mieć miejsce dopiero „po konsultacji z organami regulacyjnymi innych państw członkowskich, których to dotyczy”. Tymczasem projektowany art. 15f ust. 3 PrEnerg (w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 4 Projektu), mający w swoim założeniu implementować w prawie polskim art. 41 ust. 1 lit. c) zd. 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 6 Dyrektywy 2019/692, co prawda upoważnia Prezesa URE do współpracy z organami do spraw regulacji gospodarki paliwami i energią lub innymi właściwymi organami państw trzecich (nieczłonkowskich), ale przedmiot tej współpracy jest określony węziej niż w powołanym wyżej przepisie Dyrektywy Gazowej (w projektowanym art. 15f ust. 3 PrEnerg przedmiot ten jest określony jako: „w sprawach dotyczących gazociągów międzysystemowych łączących system przesyłowy z siecią gazową lub gazociągami kopalnianymi tych państw, w tym ich eksploatacji”, podczas gdy w art.  41 ust. 1 lit. c) Dyrektywy Gazowej przedmiot tej współpracy jest określony następująco: „[w] odniesieniu do infrastruktury do i z państwa trzeciego”). Ponadto projektowany art. 15f ust. 3 PrEnerg, niezgodnie z unijnym pierwowzorem tego projektowanego przepisu, nie wspomina w tym kontekście o tym, że tego rodzaju współpraca wymaga uprzedniego skonsultowania się Prezesa URE z krajowymi organami regulacyjnymi innych państw członkowskich, których dana konsultowana sprawa dotyczy.

Z kolei art. 1 pkt 7 Dyrektywy 2019/692 dodaje do Dyrektywy Gazowej inny jeszcze przepis dotyczący konsultacji i współpracy krajowych organów regulacyjnych z odpowiednimi organami państw trzecich, a mianowicie art. 42 ust. 6 Dyrektywy Gazowej, przy czym w porównaniu z nowym art. 41 ust. 1 lit. c) zd. 2 Dyrektywy Gazowej (dodanym przez art. 1 pkt 6 Dyrektywy 2019/692 i omówionym wyżej), różnice treściowe pomiędzy tymi przepisami są następujące: po pierwsze, konsultacje i współpraca z art. 42 ust. 6 Dyrektywy Gazowej dotyczą konkretnie „eksploatacji” tej infrastruktury, a nie jakichkolwiek innych kwestii z nią związanych; po drugie, art. 42 ust. 6 Dyrektywy Gazowej nie wymaga uprzedniego konsultowania się krajowego organu regulacyjnego państwa członkowskiego z krajowymi organami regulacyjnymi innych państw członkowskich, których dana sprawa – konsultowana z organem państwa trzeciego – dotyczy; po trzecie, celem współpracy nawiązywanej na gruncie art. 42 ust. 6 Dyrektywy Gazowej jest zapewnienie spójnego stosowania Dyrektywy Gazowej tylko na terytorium danego państwa członkowskiego, podczas gdy celem współpracy nawiązywanej w oparciu o art. 41 ust. 1 lit. c) zd. 2 Dyrektywy Gazowej jest zapewnienie spójnego stosowania Dyrektywy Gazowej ogólnie na terytorium państw członkowskich UE. Powołany art. 42 ust. 6 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 7 Dyrektywy 2019/693 nie jest w Projekcie implementowany prawidłowo, chociażby dlatego, że mający go implementować projektowany art. 15f ust. 3 PrEnerg normuje współpracę Prezesa URE z właściwymi organami regulacyjnymi państw trzecich tylko „w sprawach dotyczących gazociągów międzysystemowych łączących system przesyłowy z siecią gazową lub gazociągami kopalnianymi tych państw, w tym ich eksploatacji”, a nie, tak jak to przewiduje art. 42 ust. 6 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 7 Dyrektywy 2019/693, „w odniesieniu do eksploatacji [wszelkiej – przyp. RL] infrastruktury gazowej do i z państw trzecich”. Ponadto pomiędzy omawianymi tutaj przepisami Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 6 i 7 Dyrektywy 2019/692 a projektowanym art. 15f ust. 3 PrEnerg występuje jeszcze kilka innych drobniejszych różnic treściowych.

W celu naprawienia zidentyfikowanych wyżej mankamentów Projektu w zakresie dotyczącym implementacji przepisów art. 1 pkt 6 i 7 Dyrektywy 2019/692 Rada Legislacyjna proponuje nadanie projektowanemu przepisowi art. 15f ust. 3 PrEnerg następującego brzmienia: „Prezes Urzędu Regulacji Energetyki współpracuje z organami do spraw regulacji gospodarki paliwami i energią lub innymi właściwymi organami państw niebędących państwami członkowskimi Unii Europejskiej lub państwami członkowskimi Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) - stronami umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym:

1) w odniesieniu do infrastruktury gazowej do i z państwa trzeciego, jeżeli w Polsce znajduje się pierwszy punkt połączenia międzysystemowego z siecią państw członkowskich Unii Europejskiej, po konsultacji z organami regulacyjnymi innych państw członkowskich Unii Europejskiej, których to dotyczy, mając na celu spójne stosowanie na terytorium państw członkowskich prawa Unii Europejskiej w odniesieniu do tej infrastruktury;

2) w odniesieniu do eksploatacji infrastruktury gazowej do i z państw trzecich w celu zapewnienia spójnego stosowania w granicach Rzeczypospolitej Polskiej prawa Unii Europejskiej w odniesieniu do danej infrastruktury.”.

7. [Brak lub nieprawidłowa implementacja przepisów art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692 w zakresie dotyczącym art. 49b Dyrektywy Gazowej] Wbrew obowiązkowi wynikającemu z prawa unijnego Projekt nie dokonuje w ogóle implementacji niektórych wymagających tego przepisów art. 49b Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692, względnie też implementuje te przepisy nieprawidłowo. Art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692 dodaje do Dyrektywy Gazowej nowe przepisy art. 49b regulujące tzw. procedurę upoważnienia, a konkretnie procedurę upoważniania państwa członkowskiego UE przez Komisję Europejską do: 1) rozpoczęcia negocjacji z państwem trzecim w celu zmiany, rozszerzenia, dostosowania, odnowienia lub zawarcia z państwem trzecim umowy w sprawie eksploatacji linii przesyłowej w odniesieniu do kwestii wchodzących – całkowicie lub częściowo – w zakres stosowania Dyrektywy Gazowej; 2) podpisania i zawarcia takiej umowy z państwem trzecim.

Co do zasady, przepisy art. 49b Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692 mają być implementowane w projektowanym art. 15h PrEnerg w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 5 Projektu. Jakkolwiek projektowane przepisy art. 15h PrEnerg na ogół prawidłowo implementują przepisy art. 49b Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692, to jednak twórcy Projektu nie ustrzegli się w tym zakresie pewnych błędów, polegających albo na braku implementacji niektórych wymagających tego przepisów art. 49b Dyrektywy Gazowej, albo też na ich nieprawidłowej implementacji.

Jeżeli chodzi o zaniechanie przez Projekt implementowania w art. 15h PrEnerg niektórych przepisów art. 49b Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy, to w tym zakresie należy zwrócić uwagę na następujące kwestie.

Po pierwsze, w projektowanych przepisach art. 15h PrEnerg nie przesądzono, że minister właściwy do spraw energii może rozpocząć negocjacje z państwem trzecim (w celu zmiany, rozszerzenia, dostosowania, odnowienia lub zawarcia z państwem trzecim umowy w sprawie eksploatacji linii przesyłowej w odniesieniu do kwestii wchodzących – całkowicie lub częściowo – w zakres stosowania Dyrektywy Gazowej) dopiero po uzyskaniu ze strony Komisji Europejskiej upoważnienia, o którym jest mowa w art. 49b ust. 3 i 5 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692, oraz nie postanowiono, że minister właściwy do spraw energii nie może rozpocząć tych negocjacji z państwem trzecim po przekazaniu przez Komisję Europejską odmowy upoważnienia, o której mowa w art. 49b ust. 6 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692.

Po drugie, w projektowanych przepisach art. 15h PrEnerg nie przesądzono, że minister właściwy do spraw energii może podpisać stosowną umowę z państwem trzecim dopiero po otrzymaniu upoważniającej zgody Komisji Europejskiej, o której mowa w art. 49b ust. 12 i 13 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692, oraz nie przesądzono wyraźnie, że minister właściwy do spraw energii nie może podpisać stosownej umowy z państwem trzecim po uzyskaniu odmowy Komisji Europejskiej, o której mowa w art. 49b ust. 13 i 15 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692.

Po trzecie, w projektowanych przepisach art. 15h PrEnerg nie przesądzono, że minister właściwy do spraw energii musi przekazać Komisji Europejskiej informację o „wejściu w życie umowy”, tak jak to przewiduje art. 49b ust. 14 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692. Ten ostatni przepis wyraźnie odróżnia od siebie „zawarcie umowy” oraz „wejście w życie umowy”, wymagając notyfikowania do Komisji Europejskiej obu tych zdarzeń.

Należy podkreślić, że sygnalizowany tutaj przez Radę Legislacyjną brak wymaganej implementacji niektórych przepisów art. 49b Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w Dyrektywie 2019/692 dotyczy ewidentnie tych przepisów, które są adresowane do państw członkowskich i dlatego też de lege ferenda powinny one zostać w prawie polskim wdrożone. Odrębną kwestią są natomiast te przepisy art. 49b Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w Dyrektywie 2019/692, które są adresowane do samej Komisji Europejskiej i których Polska oczywiście wdrażać nie musi (i tego zresztą Projekt nie czyni – na ten temat zob. też uwagi wyżej w punkcie I.4 niniejszej opinii).

Z kolei jeśli chodzi o te przepisy art. 49b Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692, które w projektowanych przepisach art. 15h PrEnerg są implementowane nieprawidłowo, to w tym względzie należy zauważyć, że w świetle art. 49b ust. 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692 jest wątpliwe, aby państwu członkowskiemu było prawnie dozwolone powiadamianie Komisji Europejskiej o zamiarze rozpoczęcia negocjacji z państwem trzecim (w celu zmiany, rozszerzenia, dostosowania, odnowienia lub zawarcia z państwem trzecim umowy w sprawie eksploatacji linii przesyłowej w odniesieniu do kwestii wchodzących – całkowicie lub częściowo – w zakres stosowania Dyrektywy Gazowej) w terminie późniejszym niż  pięć miesięcy przed planowanym rozpoczęciem tych negocjacji. Art. 49b ust. 2 akapit 2 in fine Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692 wyraźnie bowiem stanowi, że wzmiankowane powiadomienie musi zostać przekazane Komisji Europejskiej „co najmniej pięć miesięcy przed planowanym rozpoczęciem negocjacji”. Tymczasem projektowany art. 15h ust. 1 in fine PrEnerg dozwala ministrowi właściwemu do spraw energii powiadamiać Komisję Europejską o tymże zamiarze rozpoczęcia negocjacji z państwem trzecim w terminie późniejszym niż owe pięć miesięcy, a mianowicie „niezwłocznie, jeżeli do rozpoczęcia negocjacji pozostało mniej niż pięć miesięcy”. Otóż należy uznać, że tego rodzaju implementacja odnośnych przepisów Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w Dyrektywie 2019/692 jest nieprawidłowa, gdyż każde państwo członkowskie UE powinno planować termin rozpoczęcia negocjacji z państwem trzecim z na tyle dużym wyprzedzeniem, aby w każdym przypadku możliwe było wywiązanie się przez to państwo członkowskie z minimalnego terminu uprzedniego powiadomienia Komisji Europejskiej przewidzianego w art. 49b ust. 2 akapit 2 in fine Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692. Tym samym w projektowanym art. 15h ust. 1 in fine PrEnerg należy de lege ferenda zrezygnować z przewidzianego tam obecnie wyjątku.

8. [Błędna kwalifikacja przepisów Projektu jako niezawierających przepisów technicznych] W uzasadnieniu Projektu błędnie stwierdza się, że Projekt nie zawiera przepisów technicznych (s. 4 uzasadnienia Projektu). Projekt w oczywisty sposób zawiera przepisy techniczne w rozumieniu dyrektywy (UE) 2015/1535 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 9 września 2015 r. ustanawiającej procedurę udzielania informacji w dziedzinie przepisów technicznych oraz zasad dotyczących usług społeczeństwa informacyjnego[60] (dalej: „Dyrektywa 2015/1535”). Mianowicie, Projekt zawiera przepisy określające „inne wymagania” nałożone na produkt (tu: na gazociągi lub na inne elementy infrastruktury gazowej), które dotyczą warunków jego użytkowania (w rozumieniu art. 1 ust. 1 lit. d) Dyrektywy 2015/1535) lub zawiera nawet „specyfikacje techniczne” określające procedury oceny zgodności (tu: gazociągów lub innych elementów infrastruktury gazowej) w rozumieniu art. 1 ust. 1 lit. c) Dyrektywy 2015/1535, z tym wszakże zastrzeżeniem, iż tego rodzaju zawarte w Projekcie przepisy techniczne nie podlegają obowiązkom notyfikacji do Komisji Europejskiej i odroczenia ich wejścia w życie przewidzianym w art. 5 i 6 Dyrektywy 2015/1535, a to z uwagi na to, iż są to przepisy „dzięki którym państwa członkowskie (…) przestrzegają wiążących aktów prawnych Unii, które skutkują przyjęciem specyfikacji technicznych” w rozumieniu art. 7 ust. 1 lit. a) Dyrektywy 2015/1535.

Rada Legislacyjna proponuje zatem, aby tę powyższą kwestię przepisów technicznych prawidłowo doprecyzować w uzasadnieniu Projektu.

 

III. Konkluzje

 

W przekonaniu Rady Legislacyjnej Projekt zasługuje ogólnie na pozytywną ocenę i powinien być nadal procedowany w toku rządowego procesu legislacyjnego, a następnie w ramach prac parlamentarnych. Projekt dokonuje implementacji niezwykle ważnej dla Polski Dyrektywy 2019/692, która nowelizując Dyrektywę Gazową przesądziła w sensie pozytywnym (afirmatywnie) sporny dotychczas dla wielu interesariuszy problem dotyczący tego, czy przepisy Dyrektywy Gazowej dotyczące gazociągów przesyłowych i innych infrastruktur gazowych mają zastosowanie do tego rodzaju gazociągów i innych infrastruktur łączących państwa członkowskie UE z państwami trzecimi. Polska od wielu lat opowiadała się na forum instytucji UE za zasadnością stosowania Dyrektywy Gazowej do tego rodzaju infrastruktur do i z państw trzecich. Takie właśnie infrastruktury gazowe przebiegają przez Polskę oraz w pobliżu granic Polski (a dodatkowo budowany jest jeszcze kolejny tego typu gazociąg pod nazwą Nord Stream 2) i dla bezpieczeństwa dostaw gazu do Polski oraz dla konkurencji w zakresie dostaw gazu na rynku polskim oraz w całej UE jest to bardzo pożądane, aby do wspomnianych infrastruktur gazowych zlokalizowanych na terytorium UE były na ogólnych zasadach stosowane antydyskryminacyjne, prokonkurencyjne i prorynkowe przepisy Dyrektywy Gazowej dotyczące eksploatacji gazociągów przesyłowych i innych infrastruktur gazowych. Polska była więc żywo zainteresowana przyjęciem przez instytucje unijne Dyrektywy 2019/692 rozstrzygającej omawiany tutaj spór prawny i obecnie tym bardziej jest pożądane, aby tę dyrektywę prawidłowo oraz terminowo implementować w polskim porządku prawnym.

Zdaniem Rady Legislacyjnej, Projekt na ogół dobrze implementuje w prawie polskim przepisy wspomnianej Dyrektywy 2019/692. Równocześnie jednak Rada Legislacyjna zauważa, że niektóre przepisy Dyrektywy 2019/692 lub części tych przepisów nie są niestety przez Projekt w ogóle implementowane, pomimo spoczywania na polskim ustawodawcy takiej powinności (np. niektóre przepisy art. 1 pkt 9 Dyrektywy 2019/692 w zakresie dotyczącym tzw. procedury upoważnienia), zaś kilka przepisów Dyrektywy 2019/692 jest przez Projekt implementowanych w sposób nieprawidłowy, tzn. niezgodnie z treścią lub celem odnośnych przepisów Dyrektywy 2019/692 (np. art. 1 pkt 1 Dyrektywy 2019/692 w zakresie dotyczącym definicji „połączenia wzajemnego” lub art. 1 pkt 5 lit. b) i pkt 6-7 Dyrektywy 2019/692 w zakresie dotyczącym współpracy krajowego organu regulacyjnego z właściwymi organami państwa trzeciego). Ponadto kilka dość poważnych błędów merytorycznych zostało przez twórców Projektu popełnionych w uzasadnieniu Projektu oraz w tzw. tabeli zgodności, co dotyczy w szczególności błędnych stwierdzeń twórców Projektu na temat braku potrzeby implementacji w prawie polskim przepisów art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692.

Rada Legislacyjna postuluje, aby wszystkie te zidentyfikowane przez nią mankamenty i niedoskonałości Projektu oraz towarzyszących mu dokumentów zostały przez twórców Projektu wyeliminowane, zgodnie ze szczegółowymi wskazówkami dostarczonymi w niniejszej opinii. Rada Legislacyjna zwraca też uwagę na konieczność w miarę szybkiego postępu prac nad Projektem, jako że zgodnie z art. 2 ust. 1 akapit 1 Dyrektywy 2019/692 państwa członkowskie mają obowiązek transponować tę dyrektywę w prawie krajowym do dnia 24 lutego 2020 r. 

 

 

 

Na podstawie projektu opinii przygotowanej przez prof. dra hab. Marka Szydło Rada Legislacyjna przyjęła na posiedzeniu w dniu 31 stycznia 2020 r.

 

 

 


[2] Pismem z dnia 19 grudnia 2019 r., RCL.DPG.550.60/2019.

[3] Dz. Urz. UE 2019, L 117/1.

[4] To, że celem Projektu jest implementacja w prawie polskim przepisów Dyrektywy 2019/692 wynika w sensie materialnym z analizy treściowej przepisów Projektu oraz z porównania ich z odpowiadającymi im przepisami Dyrektywy 2019/692, zaś w sensie czysto formalnym wynika to z informacji zamieszczonej w odnośniku nr 1 do tytułu Projektu (nota bene, zamieszczenie takiej informacji w tym właśnie miejscu jest w pełni zgodne z § 19a ust. 1 Zasad techniki prawodawczej, stanowiących załącznik do rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 20 czerwca 2002 r. w sprawie „Zasad techniki prawodawczej”, tekst jedn. Dz. U. z 2016 r. poz. 283) oraz z informacji zawartej już w pierwszym zdaniu uzasadnienia Projektu (zob. uzasadnienie Projektu, s. 1).

[5] Dz. Urz. UE 2009, L 211/94, ze zm.

[6] Tekst jedn. Dz. U. z 2019 r. poz. 755, ze zm.

[7] Oprócz Dyrektywy Gazowej, na III unijny pakiet energetyczny, w zakresie dotyczącym gazu ziemnego, składają się jeszcze m. in. rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr 715/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1775/2005 (Dz. Urz. UE 2009, L 211/36, ze zm.), rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr 713/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. ustanawiające Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (Dz. Urz. UE 2009, L 211/1) oraz kilka rozporządzeń Komisji Europejskiej (z lat 2014-2017) ustanawiających kodeksy sieci dotyczące różnych szczególnych aspektów pracy sieci gazowych. Ogólnie na temat źródeł prawa tworzących III unijny pakiet energetyczny zob. np. R. Zajdler, Kodeksy sieci rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego w porządku prawnym postlizbońskiej Unii Europejskiej, Warszawa 2019, s. 67 i n., 117 i n.; A. Stanic, An Overview of EU Energy Law [w:] Legal Aspects of EU Energy Regulation. The Consolidation of Energy Law Across Europe, red. P. Cameron, R. Heffron, Oxford 2016.

[8] Przebiegający z Federacji Rosyjskiej do Niemiec przez Morze Bałtyckie.

[9] Łączący Libię z Włochami przez Morze Śródziemne.

[10] Przebiegający z terytorium Tunezji przez Morze Śródziemne na terytorium Włoch.

[11] Prowadzący z Algierii do Francji przez Morze Śródziemne.

[12] Mający prowadzić z Federacji Rosyjskiej do Niemiec, niemal równolegle do obecnie istniejącego gazociągu Nord Stream.

[13] Gazociąg TurkStream (uruchomiony w dniu 8 stycznia 2020 r.) prowadzi z Federacji Rosyjskiej do Turcji przez Morze Czarne, zaś jego planowana europejska odnoga (tzw. TurkStream 2) ma łączyć lądem Turcję z Bułgarią.

[14] Przebieg obecnie istniejących i planowanych lub budowanych gazociągów w Unii Europejskiej, łącznie z gazociągami do i z państw trzecich, jest uwidoczniony na stronie: https://www.entsog.eu/sites/default/files/2019-12/ENTSOG_GIE_SYSDEV_2018-2019_1600x1200_FULL_062_clean_website.pdf (jest to strona internetowa ENTSOG, czyli organizacji grupującej operatorów gazowych systemów przesyłowych z państw członkowskich UE).

[15] Na temat unbundlingu w sektorze energetycznym, w tym jego celów i przejawów (postaci), zob. szerzej np. M. Radziński, Rozdział przedsiębiorstw energetycznych zintegrowanych pionowo jako instrument regulacyjny w sektorze energii elektrycznej, Łódź 2015, passim; T. M. Dralle, Ownership Unbundling and Related Measures in the EU Energy Sector: Foundations, the Impact of WTO Law and Investment Protection, Cham 2018, passim; A. Ming-Zhi Gao, Regulating Gas Liberalization: A Comparative Study on Unbundling and Open Access Regimes in the US, Europe, Japan, South Korea and Taiwan, Alphen aan den Rijn 2010, passim; A. Szafrański, Prawo energetyczne. Wartości i instrumenty ich realizacji, Warszawa 2014, s. 186 i n.; M. Szydło, Unbundling własnościowy (ownership unbundling) jako instrument regulacyjny w sektorze energetycznym. Część I, Przegląd Ustawodawstwa Gospodarczego 2007, nr 2, s. 2 i n.; tenże, Unbundling własnościowy (ownership unbundling) jako instrument regulacyjny w sektorze energetycznym. Część II, Przegląd Ustawodawstwa Gospodarczego 2007, nr 3, s. 2 i n.

[16] Odrębną kwestią są określone zwolnienia czy też wyłączenia spod niektórych przepisów Dyrektywy Gazowej, które mogą zostać indywidualnie przyznawane dla poszczególnych gazociągów lub ich zdolności przesyłowych, na zasadach określonych w Dyrektywie Gazowej (zob. art. 36 i art. 49a Dyrektywy Gazowej w brzmieniu ustalonym w Dyrektywie 2019/692).

[17] Ponadto przy założeniu, że unijne odcinki omawianych tutaj gazociągów będą na mocy Dyrektywy Gazowej (w brzmieniu ustalonym Dyrektywą 2019/692) obligatoryjnie podlegały Dyrektywie Gazowej, same już względy praktyczne i pragmatyczne mogą wymuszać, by również pozaunijne odcinki tych gazociągów poddawać we wspomnianych umowach międzynarodowych regułom i zasadom analogicznym do tych przewidzianych w Dyrektywie Gazowej, gdyż w przeciwnym wypadku – tj. w sytuacji ewentualnej dywergencji i niejednolitości regulacyjnej dotyczącej jednego i tego samego gazociągu – danym gazociągiem niezwykle trudno byłoby efektywnie zarządzać, co nie byłoby w interesie żadnej ze stron danej umowy międzynarodowej.

[18] A. Vatansever, Is Russia building too many pipelines? Explaining Russia’s oil and gas export strategy, Energy Policy 2017, vol. 108, s. 1 i n.; G. V. Niculescu, The Geopolitics of Energy in the South Caucasus and the Prospects for Regional Energy Security Cooperation [w:] Addressing Emerging Security Risks for Energy Networks in South Caucasus, red. J. Novogrockiene, E. Siaulyte, Amsterdam-Washington 2017, s. 54; A. Grigas, The New Geopolitics of Natural Gas, Harvard 2017, s. 108; T. Mitrova, The New Russian Gas Export Strategy After the Ukraine Crisis [w:] The European Gas Markets: Challenges and Opportunities, red. M. Hafner, S. Tagliapietra, London 2017, s. 220; A. Vavilov, G. Kovalishina, G. Trofimov, The New Export Routes and Gazprom’s Strategic Opportunities in Europe [w:] Gazprom: An Energy Giant and Its Challenges in Europe, red. A. Vavilov, London 2015, s. 180; M. Szydło, Disputes Over the Pipelines Importing Russian Gas To the EU: How To Ensure Consistency in EU Energy Law and Policy?, Baltic Journal of Law & Politics 2018, vol. 11, nr 2, s. 107-108.

[19] Na temat tego rodzaju swoistego eksportu unijnych reguł prawnych w zakresie energetyki do państw trzecich zob. np. H. Prange-Gstöhl, Enlarging the EU's internal energy market: Why would third countries accept EU rule export?, Energy Policy 2009, vol. 37, nr 12, s. 5296 i n.; K. Talus, EU Energy Law and Policy: A Critical Account, Oxford 2013, s. 244 i n.; K. Schulze, Exporting the Energy Acquis: The External Agenda Shaping Power of the EU [w:] Energy Policy Making in the EU: Building the Agenda, red. J. Tosun, S. Biesenbender, K. Schulze, London 2015, s. 63 i n.; ogólnie na temat fenomenu rozciągania (eksportu) unijnego porządku prawnego na państwa trzecie zob. np. S. Lavenex, EU external governance in ‘wider Europe’, Journal of European Public Policy 2004, vol. 11, nr 4, s. 680 i n.; S. Lavenex, F. Schimmelfennig, EU rules beyond EU borders: theorizing external governance in European politics, Journal of European Public Policy 2009, vol. 16, nr 6, s. 791 i n.

[20] M. Siddi, The Role of Power in EU–Russia Energy Relations: The Interplay between Markets and Geopolitics,  Europe-Asia Studies 2018, vol. 70, nr 10, s. 1552 i n.

[21] Por. K. Talus, M. Wüstenberg, WTO Panel Report in the EU – Energy Package dispute and the European Commission Proposal to amend the 2009 Gas Market Directive, Journal of Energy & Natural Resources Law 2019, vol. 37, nr 3, s. 327 i n.

[22] N. Zafoschnig, The “Lex Nord Stream 2” and its Potential Impact, Review of Central and East European Law 2019, vol. 44, nr 2, s. 148 i n.

[23] Polski odcinek gazociągu jamalskiego posiada fizyczny punkt wejścia na granicy polsko-białoruskiej w rejonie wsi Kondratki, zaś jego fizyczny punkt wyjścia z terytorium Polski znajduje się na granicy polsko-niemieckiej w rejonie miejscowości Górzyca (po stronie niemieckiej: Mallnow). Na temat podstawowych parametrów i danych dotyczących polskiego odcinka gazociągu jamalskiego zob. informacje dostępne na stronie: https://www.gaz-system.pl/strefa-klienta/sgt-gazociag-jamalski/system-gazociagow-tranzytowych-sgt/ oraz na stronie: https://www.europolgaz.com.pl/o-gazociagu/fakty-i-liczby.

[24] Spółka Gaz-System jest operatorem systemu przesyłowego gazowego w odniesieniu do polskiego odcinka gazociągu jamalskiego na podstawie decyzji administracyjnej Prezesa URE z dnia 17 listopada 2010 r. wydanej w oparciu o przepisy PrEnerg; tekst tej decyzji jest dostępny na stronie: https://www.gaz-system.pl/fileadmin/pliki/o_firmie/pl/101117_URE_Decyzja_na_wyznaczenie_naoperatora_Jamal.PDF.

[25] W Polsce operator systemu przesyłowego gazowego (a także elektroenergetycznego i połączonego) obligatoryjnie działa w formie spółki akcyjnej, której jedynym akcjonariuszem jest Skarb Państwa (art. 9k w zw. z art. 3 pkt 24 PrEnerg). Obecnie takim operatorem systemu przesyłowego gazowego jest właśnie Spółka Gaz-System. Podstawowe informacje na temat tej spółki są dostępne na stronie: https://www.gaz-system.pl/o-firmie/informacje-podstawowe/.

[26] Zob. pismo Jochena Homanna, szefa niemieckiego regulatora sieciowego (Bundesnetzagentur), w którym pisze on o takim właśnie stanowisku niemieckiego rządu federalnego i do którego to stanowiska on też się przyłącza, dostępne na stronie: https://euractiv.eu/wp-content/uploads/sites/2/2017/03/German-regulator-on-Nord-Stream-2.pdf.

[27] Zob. opinię prawną służb prawnych Rady UE z dnia 27 września 2017 r., s. 7-11, dostępną na stronie: http://www.politico.eu/wp-content/uploads/2017/09/SPOLITICO-17092812480.pdf.

[28] K. Talus, Application of Certain EU energy and national laws of the Baltic Sea countries to the Nord Stream pipeline project 2, Journal of World Energy Law & Business 2017, vol. 10, s. 30 i n.

[29] Zob. opinię prawną polskiego Ministerstwa Spraw Zagranicznych dotyczącą stosowania III Pakietu Energetycznego do morskiej części gazociągu Nord Stream 2, dostępną na stronie:  https://biznesalert.pl/nord-stream-2-analiza-prawna-polska-2/. Opinia ta była prezentowana jako stanowisko polskiego rządu na posiedzeniach właściwych instytucji UE.

[30] Zgodnie z art. 52 ust. 1 Traktatu o Unii Europejskiej (dalej: „TUE”), Traktaty stosuje się do wymienionych w tym przepisie 28 państw członkowskich, zaś w myśl art. 52 ust. 2 TUE, szczegółowy terytorialny zakres obowiązywania Traktatów jest określony w art. 355 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (dalej: „TfUE”). Przepisy zawarte we wspomnianym art. 355 TfUE potwierdzają obowiązywanie i stosowalność Traktatów na terytoriach wszystkich państw członkowskich, a ponadto przepisy te określają niektóre szczególne obszary lub terytoria (np. wyspy lub terytoria zamorskie), w odniesieniu do których Traktaty posiadają moc obowiązującą i stosowalność lub też takiej mocy i stosowalności nie mają. W ślad za Trybunałem Sprawiedliwości Unii Europejskiej (dalej: „TSUE”) należy stwierdzić, że przepisy art. 52 TUE i art. 355 TfUE określają w istocie terytorium UE (wyrok TSUE w sprawie C‑17/16, Oussama El Dakkak i Intercontinental SARL p. Administration des douanes et droits indirects, ECLI:EU:C:2017:341, pkt 22). W obrębie tego terytorium, czyli w obrębie wszystkich państw członkowskich, instytucje UE mają prawo do wykonywania przysługującej im jurysdykcji, w tym jurysdykcji do stanowienia i wdrażania aktów prawa wtórnego w dziedzinach energetyki i rynku wewnętrznego energii, co dotyczy również Dyrektywy Gazowej. W swoim utrwalonym orzecznictwie TSUE wielokrotnie już potwierdził, że terytorialny zakres obowiązywania i stosowania aktów prawa wtórnego UE  należy określać czy też ustalać na podstawie przepisów art. 52 TUE i art. 355 TfUE (jeżeli co innego nie wynika wyraźnie z przepisów konkretnego aktu prawa wtórnego), ponieważ prawo wtórne ma co do zasady taki sam zakres obowiązywania i stosowania jak Traktaty i stosuje się w tym zakresie ipso iure (wyroki TSUE w sprawach: 61/77, Komisja p. Irlandii, ECLI:EU:C:1978:29, pkt 46; C‑132/14 do C‑136/14, Parlament Europejski i Komisja Europejska p. Radzie Unii Europejskiej, ECLI:EU:C:2015:813, pkt 76-77; C‑17/16, Oussama El Dakkak i Intercontinental SARL p. Administration des douanes et droits indirects, ECLI:EU:C:2017:341, pkt 22-23).

[31] W prawie międzynarodowym publicznym przyjmuje się, że jurysdykcja jest określoną władzą lub prawną kompetencją państwa, ściśle powiązaną z jego suwerennością (M. N. Shaw, International Law, Cambridge 2003, s. 572; I. Brownlie, Principles of Public International Law, Oxford 2008, s. 299), umożliwiającą państwu wpływanie na osoby, na przedmioty własności oraz na określone okoliczności. Jurysdykcja daje państwu możliwość wykonywania władzy, przy pomocy której może ono tworzyć, modyfikować i rozwiązywać stosunki prawne oraz zobowiązania. Tę władzę (kompetencję) określaną mianem jurysdykcji państwo może wykonywać przy wykorzystaniu środków legislacyjnych, wykonawczych (egzekucyjnych) lub sądowych (M. N. Shaw, International Law, op. cit., s. 572). Jurysdykcja państwa ma przy tym charakter terytorialny (zob. w powyższym zakresie uwagi na temat jurysdykcji w pracy M. Szydło, Jurysdykcja krajowa w transgranicznych sprawach upadłościowych w Unii Europejskiej, Warszawa 2009, s. 5). Terytorialność jurysdykcji państwa oznacza, że państwo może wykonywać jurysdykcję wobec wszystkich osób, przedmiotów własności lub procesów występujących czy też obecnych na jego terytorium (J. Scott, Extraterritoriality and Territorial Extension in EU Law, American Journal of Comparative Law 2014, vol. 62, s. 90-91). To terytorialne zakotwiczenie jurysdykcji państwowej sprawia, że może być ona również określana mianem zwierzchnictwa terytorialnego państwa, będącego przejawem wykonywania suwerenności państwa w obrębie jego terytorium. Zwierzchnictwo terytorialne państwa w ramach jego terytorium korzysta z ochrony gwarantowanej przez prawo międzynarodowe (J. Białocerkiewicz, Prawo międzynarodowe publiczne. Zarys wykładu, Olsztyn 2003, s. 156-157). W ramach Unii Europejskiej wypływająca z suwerenności poszczególnych państw członkowskich jurysdykcja – tak jak została ona wyżej zdefiniowana – przysługuje Unii Europejskiej, tzn. jej instytucjom, w tych mianowicie dziedzinach, w których stosowne kompetencje zostały przez państwa członkowskie przekazane na rzecz UE. W ślad bowiem za tym, jak państwa członkowskie UE przekazały lub przekazują UE kompetencje w określonych dziedzinach (np. w dziedzinie energetyki), jurysdykcja przysługująca w tych dziedzinach dotychczas państwom członkowskim przechodzi na rzecz UE i jest wykonywana przez UE – w zależności od wchodzącej w grę dziedziny – bądź jako jurysdykcja wyłączna UE, bądź jako jurysdykcja UE dzielona z państwami członkowskimi. Uzyskana przez UE jurysdykcja do stanowienia prawa i jego wdrażania w dziedzinach energetyki i rynku wewnętrznego energii ma charakter terytorialny, tak samo jak terytorialny charakter ma jurysdykcja w tychże dziedzinach przysługująca państwom członkowskim UE, przekazana uprzednio na rzecz UE. Ponieważ pierwotnie przysługująca państwom członkowskim UE jurysdykcja do stanowienia prawa i jego wdrażania w dziedzinach energetyki i rynku wewnętrznego energii miała i ma (w zakresie, w jakim tym państwom nadal przysługuje) charakter terytorialny, rozciągając się na całe terytoria tychże państw, również po jej przekazaniu na rzecz UE jurysdykcja ta zachowuje swój terytorialny charakter. To zaś z kolei oznacza, że akty prawa wtórnego stanowione przez instytucje UE w ramach wykonywania jej jurysdykcji w dziedzinach energetyki i rynku wewnętrznego energii – w tym Dyrektywa Gazowa – posiadają moc obowiązującą i powinny być stosowane na terytoriach wszystkich państw członkowskich, a więc w sensie walidacyjnym i aplikacyjnym wspomniane akty rozciągają się na całe terytoria wszystkich państw członkowskich.

[32] Konwencja sporządzona w Montego Bay dnia 10 grudnia 1982 r., jej polski tekst znajduje się w Dz. U. z 2002 r. Nr 59, poz. 543 (jako załącznik). Z przepisów Konwencji o prawie morza wynika w szczególności, że morze terytorialne każdego państwa jest zaliczane do integralnych składników terytorium danego państwa i stanowi inherentny element tego terytorium, objęty suwerennością danego państwa (zob. art. 2 powołanej Konwencji). W orzecznictwie TSUE jednoznacznie potwierdza się, że morza terytorialne państw członkowskich UE oraz dno i podglebie mórz terytorialnych państw członkowskich stanowią – zwłaszcza w myśl prawa międzynarodowego – część terytorium państw członkowskich (w rozumieniu art. 52 TUE i art. 355 TfUE) i dlatego też na morza terytorialne państw członkowskich oraz na dno i podglebie mórz terytorialnych państw członkowskich rozciąga się moc obowiązująca i stosowanie aktów unijnego prawa wtórnego (co należy odnosić również do Dyrektywy Gazowej). W rezultacie, państwa członkowskie mają obowiązek stosowania aktów unijnego prawa wtórnego (i wynikających z nich wszelkich konsekwencji prawnych) w obrębie swoich mórz terytorialnych oraz na dnie i podglebiu swoich mórz terytorialnych (wyroki TSUE w sprawach: 3, 4 i 6/76, Cornelis Kramer i inni, ECLI:EU:C:1976:114, s. 1295-1296; C-331/94, Komisja p. Grecji, ECLI:EU:C:1996:211, pkt 10; C‑111/05, Aktiebolaget NN p. Skatteverket, ECLI:EU:C:2007:195, pkt 55-58). Z Konwencji o prawie morza wynika ponadto, że państwu przysługuje cały szereg suwerennych praw w odniesieniu do wyłącznej strefy ekonomicznej i szelfu kontynentalnego, w tym w odniesieniu do znajdujących się tam podmorskich rurociągów (zob. np. art. 56 ust. 1 lit. a), art. 58 ust. 3 i art. 79 Konwencji o prawie morza). W doktrynie twierdzi się, że wyłączne strefy ekonomiczne państw członkowskich UE oraz szelfy kontynentalne tych państw, w zakresie roszczeń wysuwanych w tym względzie przez państwa członkowskie UE – tzn. w zakresie, w jakim państwa członkowskie wykonują lub chcą wykonywać na tych swoich morskich lub podmorskich obszarach przysługujące im na mocy Konwencji o prawie morza suwerenne prawa i jurysdykcję – stanowią terytoria państw członkowskich w rozumieniu art. 52 TUE i art. 355 TfUE, a więc są one tym samym terytorium Unii Europejskiej w rozumieniu art. 52 TUE i art. 355 TfUE (K. Lenaerts, P. Van Nuffel, Constitutional Law of the European Union, London 1999, s. 269; W. Sadowski [w:] Traktat ustanawiający Wspólnotę Europejską. Komentarz. Tom III z uwzględnieniem Traktatu z Lizbony, red. A. Wróbel, Warszawa 2010, s. 955). W sytuacji zatem, gdy państwo członkowskie UE wykonuje w obszarze swojej wyłącznej strefy ekonomicznej lub na swoim szelfie kontynentalnym prawa suwerenne lub jurysdykcję przysługujące temu państwu na podstawie przepisów Konwencji o prawie morza, to wówczas te morskie obszary państwa członkowskiego stają się terytorium państwa członkowskiego w rozumieniu art. 52 TUE i art. 355 TfUE, zaś dane państwo członkowskie jest wtedy przy wykonywaniu tychże swoich suwerennych praw lub jurysdykcji w pełni związane prawem unijnym; w tym też zakresie prawo unijne obowiązuje oraz musi być stosowane na obszarze wyłącznej strefy ekonomicznej i na szelfie kontynentalnym danego państwa członkowskiego UE (K. Schmalenbach [w:] EUV/EGV. Das Verfassungsrecht der Europäischen Union mit Europäischer Grundrechtecharta. Kommentar, red. C. Calliess, M. Ruffert, München 2007, s. 2400-2401 oraz wskazane tam orzecznictwo TSUE; M. Szydło, Stosowanie dyrektywy gazowej Unii Europejskiej do podmorskich części gazociągów importowych z państw trzecich – uwagi z punktu widzenia prawa międzynarodowego i unijnego, Wrocławsko-Lwowskie Zeszyty Prawnicze 2019, nr 10, s. 197). Pogląd ten ma swoje wsparcie i jest podzielany w orzecznictwie TSUE (wyroki TSUE w sprawach: C-37/00, Herbert Weber v. Universal Ogden Services Ltd, ECLI:EU:C:2002:122, pkt 31-36; C‑6/04, Komisja p. Zjednoczonemu Królestwu Wielkiej Brytanii i Irlandii Północnej, ECLI:EU:C:2005:626, pkt 115-121; C‑347/10, A. Salemink p. Raad van bestuur van het Uitvoeringsinstituut werknemersverzekeringen, ECLI:EU:C:2012:17, pkt 33-37; C‑266/13, L. Kik p. Staatssecretaris van Finaciën, ECLI:EU:C:2015:188, pkt 40-42; C‑111/05, Aktiebolaget NN p. Skatteverket, ECLI:EU:C:2007:195, pkt 59-61). Tym samym jeżeli w odniesieniu do swojej wyłącznej strefy ekonomicznej i szelfu kontynentalnego dane państwo członkowskie UE wykonuje swoje suwerenne uprawnienia lub jurysdykcję związaną z podmorskim gazociągiem, tak jak mu to przysługuje i tak jak ma do tego uprawnienia na podstawie Konwencji o prawie morza (np. dane państwo realizuje gospodarczą eksploatację wyłącznej strefy ekonomicznej, w tym w zakresie energii, lub określa reguły ochrony środowiska w związku z układaniem tam podmorskich rurociągów), to wówczas w tym zakresie dane państwo członkowskie jest związane Dyrektywą Gazową i ma w tym względzie obowiązek zapewnienia jej przestrzegania.

[33] W tym kontekście Rada Legislacyjna proponuje zamieszczenie w ostatnim akapicie na stronie 3 uzasadnienia Projektu następującego tekstu: „W punkcie 4 preambuły do dyrektywy 2019/692/UE prawodawca unijny stwierdza, że z uwagi na fakt, iż przed dniem wejścia w życie transponowanej projektem dyrektywy brak było szczególnych przepisów unijnych mających zastosowanie do gazociągów międzysystemowych do i z państw trzecich, państwa członkowskie powinny mieć możliwość udzielenia odstępstw od niektórych przepisów dyrektywy 2009/73/WE w odniesieniu do takich gazociągów międzysystemowych z państwami trzecimi, które zostały wybudowane przed dniem wejścia w życie niniejszej dyrektywy (tj. 23.05.2019 r.). Zdaniem projektodawcy, powyższego stwierdzenia o braku w przeszłości szczególnych przepisów unijnych mających zastosowanie do gazociągów międzysystemowych do i z państw trzecich nie można jednak rozumieć w ten sposób, że gazociągi te w ogóle nie podlegały dyrektywie 2009/73/WE. Jeżeli zaś chodzi o te dopuszczalne w świetle dyrektywy 2019/692/UE odstępstwa, to (…)”. Istotnego przeredagowania wymaga też następujący bezpośrednio potem fragment uzasadnienia Projektu, a to z uwagi na powody wskazane niżej w punkcie II.4 niniejszej opinii.

[34] Na temat wykładni przez Komisję Europejską normatywnego sformułowania mówiącego o celu linii przesyłowej, który polega na łączeniu ze sobą krajowych systemów przesyłowych państw członkowskich zob. np. decyzja Komisji Europejskiej z dnia 12 czerwca 2009 r. w sprawie zwolnienia regulacyjnego dla gazociągu OPAL, C(2009)4694, SG-Greffe (2009)D/3322, pkt 24-25 decyzji, dostępna na stronie: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/2009_opal_decision_de.pdf; decyzja Komisji Europejskiej z dnia 20 maja 2011 r. w sprawie zwolnienia regulacyjnego dla gazociągu Gazelle, C (2011) 3424, pkt 19-23 preambuły do decyzji, dostępna na stronie: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/2011_gazelle_decision_en.pdf; decyzja Komisji Europejskiej z dnia 16 maja 2013 r. w sprawie zwolnienia regulacyjnego dla gazociągu Trans Adriatic, C(2013) 2949 final, pkt 53-56 preambuły do decyzji, dostępna na stronie: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/2013_tap_decision_en.pdf; decyzja Komisji Europejskiej z dnia 25 lipca 2018 r. w sprawie zwolnienia regulacyjnego dla interkonektora Grecja-Bułgaria, C(2018) 5058 final, pkt 35-37 preambuły do decyzji, dostępna na stronie: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/2018_igb_decision_en.pdf.

[35] Choćby nawet dany gazociąg przesyłowy był wówczas „połączeniem wzajemnym” w rozumieniu art. 2 pkt 17 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w Dyrektywie 2019/692.

[36] Na temat zwolnień regulacyjnych z art. 36 Dyrektywy Gazowej zob. szerzej L. Hancher, Cross Border Infrastructure Projects: The EU Exemption Regime, Tilburg Law School Research Paper No. 10/2011, January 2011, tekst dostępny na stronie: http://ssrn.com/abstract=1749117; M. Szydło, Regulatory Exemptions for New Gas Infrastructure. A Key Challenge for European Energy Policy, European Energy and Environmental Law Review 2009, vol. 18, s. 254 i n.

[37] Należy tu wyjaśnić, że twórcy Projektu traktują poszczególne punkty w art. 1 Dyrektywy 2019/692 jako ustępy tego artykułu, a więc oznaczają te powołane wyżej jednostki redakcyjne Dyrektywy 2019/692 jako art. 1 ust. 2 lit. a) i art. 1 ust. 3, co jest zabiegiem nieprawidłowym. W niniejszej opinii prawnej ten nieprawidłowy zabieg twórców Projektu nie jest powielany, lecz jedynie odnotowany.

[38] A także w sektorze elektroenergetycznym, co wszakże pozostaje poza przedmiotem i zakresem niniejszej opinii prawnej.

[39] We wskazanych dokumentach dołączonych do Projektu napisano w tym kontekście co następuje: „Implementacja odstępstw wyrażonych w art. 1 ust. 2-3 dyrektywy 2019/692/UE, dotyczących rozdzielenia działalności przesyłowej oraz dystrybucyjnej od działalności wytwórczej oraz działalności obrotowej jest fakultatywna. Projektodawca zdecydował o odejściu od implementacji tych przepisów, które zezwalają państwom członkowskim na stosowanie modeli rozdziału innych niż rozdział własnościowy wobec gazociągów międzysystemowych z państwem trzecim powstałych przed 23 maja 2019 r. ze względu na dokonany wybór modelu pełnego unbundlingu operatora systemu przesyłowego w momencie wdrażania do polskiego prawa III pakietu energetycznego.” (s. 4 uzasadnienia Projektu; s. 1-2 tabeli zgodności).

[40] Zob. przepisy art. 9h ust. 3 pkt 2 i ust. 3a oraz art. 9d ust. 1 i 1a-1c PrEnerg.

[41] Zob. art. 9 ust. 8 i art. 14 Dyrektywy Gazowej w wersji pierwotnej i znowelizowanej.

[42] W tym miejscu nasuwa się uwaga, że to stosunkowo wąskie w sensie przestrzenno-odcinkowym odstępstwo przewidziane w art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 2 Dyrektywy Gazowej (w brzmieniu nadanym przez art. 1 pkt 2 lit. a) Dyrektywy 2019/692) oraz przewidziane w art. 14 ust. 1 akapit 2 Dyrektywy Gazowej (w brzmieniu nadanym przez art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692) zostało w Dyrektywie 2019/692 wyraźnie skrojone pod istniejący gazociąg Nord Stream (jako gazociąg przesyłowy już istniejący i w dniu 23 maja 2019 r. – czyli w dniu wejścia w życie Dyrektywy 2019/692 – wchodzący w skład przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, tak jak to jest przewidziane w hipotezie przepisów art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 2 i art. 14 ust. 1 akapit 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w art. 1 pkt 2 lit. a) i art. 1 pkt 3 Dyrektywy 2019/692), gdyż niewątpliwie Niemcy będą żywo zainteresowane niestosowaniem modelu pełnego unbundlingu na odcinku tego gazociągu pomiędzy punktem jego wejścia na morze terytorialne Niemiec a punktem połączenia się tego gazociągu z niemiecką siecią gazową w miejscowości Lubmin. Jest to niemal pewne chociażby dlatego, że obecny właściciel i operator gazociągu Nord Stream, czyli Nord Stream AG, jest przedsiębiorstwem energetycznym pionowo zintegrowanym (na temat szczegółowej struktury akcjonariatu w spółce Nord Stream AG, w której PJSC Gazprom posiada 51% akcji, zob. informacje dostępne na stronie: https://www.nord-stream.com/about-us/.) i jako takie przedsiębiorstwo to nie może być operatorem systemu przesyłowego gazowego w ramach modelu pełnego unbundlingu przewidzianego w art. 9 ust. 1 Dyrektywy Gazowej. Obecnie przedsiębiorstwo to dlatego jest operatorem gazociągu Nord Stream, w tym jego części zlokalizowanej na terytorium morskim i lądowym Niemiec, gdyż wskutek okoliczności opisanych wyżej w punkcie I.3 niniejszej opinii Dyrektywa Gazowa w ogóle nie była do tego gazociągu stosowana. W aktualnym stanie prawnym, po wejściu w życie Dyrektywy 2019/692, Niemcy zapewne albo rozważą przyznanie tej niemieckiej części gazociągu Nord Stream zwolnienia regulacyjnego z art. 36 lub art. 49a Dyrektywy Gazowej albo będą poszukiwać operatora tego właśnie odcinka gazociągu Nord Stream w ramach modelu ISO lub ITO, co przepisy art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 2 i art. 14 ust. 1 akapit 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w Dyrektywie 2019/692 jak najbardziej im umożliwią. Gazociąg Nord Stream kończy się w Niemczech na połączeniu z tamtejszą niemiecką siecią gazową w miejscowości Lubmin i nie przebiega już dalej jako gazociąg Nord Stream, lecz jako inne gazociągi: OPAL (wzdłuż zachodniej granicy Niemiec na południe, do granicy niemiecko-czeskiej) i NEL (wzdłuż północnej granicy Niemiec w kierunku zachodnim). Z punktu widzenia pożądanego dla Niemiec wyjęcia gazociągu Nord Stream spod modelu pełnego unbundlingu dopuszczalne odstępstwo przewidziane w przepisach art. 9 ust. 8 akapit 1 zd. 2 i art. 14 ust. 1 akapit 2 Dyrektywy Gazowej w brzmieniu przewidzianym w Dyrektywie 2019/692 jest więc jak najbardziej wystarczające w sensie przestrzenno-odcinkowym.

[43] Oba te punkty na polskim odcinku gazociągu jamalskiego, tj. punkt wejścia na granicy polsko-białoruskiej w Kondratkach oraz fizyczny punkt wyjścia we Włocławku, są zaznaczone na mapie tego gazociągu dostępnej na stronie: https://swi.gaz-system.pl/swi/public/#!/gis/map/preview?id=10072&lang=pl.

[44] Porozumienie to jest opublikowane w: M. P. z 2011 r. Nr 46, poz. 512. Prawnie relewantne są tutaj również późniejsze protokoły zmieniające wspomniane wyżej porozumienie międzyrządowe z 1993 r., pochodzące z lat 1995 (M. P. z 2011 r. Nr 46, poz. 514), 2003 (M. P. z 2011 r. Nr 46, poz. 516) i 2010 (M. P. z 2011 r. Nr 46, poz. 518 i 519).

[45] Na temat akcjonariatu Spółki EuRoPol Gaz zob. informacje dostępne na stronie: https://www.europolgaz.com.pl/o-firmie/wladze-spolki. Należy też dodać, że obecnie Gas-Trading S.A. należy do grupy kapitałowej Spółki PGNiG: http://www.gas-trading.com.pl/gas-trading-sa.html.

[46] Zob. art. 4 ust. 1 porozumienia między Rządem RP a Rządem Federacji Rosyjskiej o budowie systemu gazociągów dla tranzytu rosyjskiego gazu przez terytorium RP i dostawach rosyjskiego gazu do RP (z dnia 25 sierpnia 1993 r.), w brzmieniu nadanym przez protokół zmieniający podpisany w Warszawie dnia 29 października 2010 r.

[47] Na temat tej decyzji była już mowa wyżej w punkcie I.3 niniejszej opinii, gdzie zamieszczono również stosowny link internetowy do tej decyzji.

[48] Zob. np. dokument zatytułowany: „Raport Krajowy Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki”, lipiec 2019, s. 50, dostępny na stronie: https://www.ceer.eu/documents/104400/6693346/C19_NR_Poland_NL.pdf/7c08a671-7fde-b2fa-f28b-ce1dd823c217.

[49] Zob. ustawę z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, Dz. U. z 2013 r. poz. 984.

[50] Prawodawcy unijnemu – który ustanowił ten swoisty terminus ante quem dotyczący uruchomienia danego gazociągu przesyłowego oraz dozwolił na niestosowanie modelu pełnego unbundlingu w przypadku gazociągów przesyłowych należących do przedsiębiorstw pionowo zintegrowanych przed tym terminem – chodziło w tym przypadku o uniknięcie konieczności zbyt daleko idącej ingerencji w prawo własności już istniejących przedsiębiorstw energetycznych pionowo zintegrowanych, w tym o uniknięcie zmuszania przedsiębiorstw energetycznych pionowo zintegrowanych będących w dniu 3 września 2009 r. właścicielami systemów przesyłowych do zbywania tych systemów na rzecz niezależnych operatorów (co musiałoby mieć miejsce, gdyby te przedsiębiorstwa zostały objęte obowiązkiem zastosowania pełnego unbundlingu, bez możliwości zastosowania modelu ISO lub ITO). Na temat prawnej dopuszczalności ustanawiania przez prawodawcę unijnego różnych postaci unbundlingu z punktu widzenia przysługującego przedsiębiorstwom energetycznym prawa własności, gwarantowanego im jako unijne prawo podstawowe, zob. szeroko J. F. Baur, K. U. Pritzsche, S. Klauer, Ownership Unbundling. Wesen und Vereinbarkeit mit Europarecht und Verfassungsrecht, Baden-Baden 2006, s. 66 i n.

[51] Tj. przesłanki warunkujące zastosowanie w jego przypadku, na odcinku od granicy polsko-białoruskiej do pierwszego punktu jego połączenia z polską siecią gazową, modelu ISO, będącego odstępstwem od modelu pełnego unbundlingu z art. 9 ust. 1 Dyrektywy Gazowej.

[52] Lokalizacja i podstawowe parametry charakteryzujące oba te punkty wyjścia z polskiego odcinka gazociągu jamalskiego są zaznaczone w tabeli charakteryzującej wszystkie punkty polskiego odcinka gazociągu jamalskiego dostępnej na stronie: https://swi.gaz-system.pl/swi/public/#!/sgt/points?lang=pl oraz na mapie dostępnej na stronie: https://swi.gaz-system.pl/swi/public/#!/gis/map/preview?id=10072&lang=pl. W przeszłości Komisja Europejska potwierdziła, że oba te fizyczne punkty wyjścia z polskiego odcinka gazociągu jamalskiego (we Włocławku i Lwówku) należy uznać za rozwiązania infrastrukturalne zapewniające połączenie gazociągu jamalskiego z polską siecią gazową – zob. opinię Komisji Europejskiej z dnia 9 września 2014 r. w sprawie certyfikacji Gaz-System jako operatora polskiego odcinka gazociągu Jamał-Europa, C(2014) 6463 final, s. 3, dostępną na stronie: https://ec.europa.eu/transparency/regdoc/rep/3/2014/PL/C-2014-6463-F1-PL-MAIN.PDF.

[53] Na potrzeby Dyrektywy Gazowej legalna definicja przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo znajduje się w art. 2 pkt 20 Dyrektywy Gazowej.

[54] Zob. informacje o historii budowy polskiego odcinka gazociągu jamalskiego dostępne na stronie: https://www.europolgaz.com.pl/o-gazociagu/historia-budowy.

[55] Uzyskanie zgody ze strony PAO Gazprom na wskazane wyżej czynności prawne – o ile czynności te miałyby zostać rzeczywiście dokonane i być prawnie skuteczne – jest prawną koniecznością wynikającą z ogólnych zasad polskiego prawa spółek i polskiego prawa cywilnego, a ponadto konieczność ta wynika expressis verbis z art. 4 ust. 2 porozumienia między Rządem RP a Rządem Federacji Rosyjskiej o budowie systemu gazociągów dla tranzytu rosyjskiego gazu przez terytorium RP i dostawach rosyjskiego gazu do RP (z dnia 25 sierpnia 1993 r.), w brzmieniu nadanym przez protokół zmieniający podpisany w Warszawie dnia 29 października 2010 r.

[56] Tego rodzaju statutowe postanowienia o konieczności jednomyślności zostały wprowadzone do statutu Spółki EuRoPol Gaz w następstwie podpisania w roku 2010 przez Rząd RP i Rząd Federacji Rosyjskiej protokołu zmieniającego porozumienie z dnia 25 sierpnia 1993 r. między Rządem RP a Rządem Federacji Rosyjskiej o budowie systemu gazociągów dla tranzytu rosyjskiego gazu przez terytorium RP i dostawach rosyjskiego gazu do RP. W tym protokole zmieniającym z 2010 r. zostało ustalone, że Polska i Federacja Rosyjska będą sprzyjać temu, by do dnia 1 marca 2011 r. PAO Gazprom i Spółka PGNiG wprowadziły w statucie Spółki EuRoPol Gaz zmiany gwarantujące m. in. to, że w zakresie reprezentacji Spółki EuRoPol Gaz członkowie jej zarządu wyznaczeni przez PAO Gazprom i Spółkę PGNiG będą działali łącznie, zaś zarząd tej spółki będzie podejmował uchwały we wszystkich sprawach jednogłośnie, bez stosowania zasady głosu decydującego prezesa zarządu – zob. art. 2.1 lit. b) porozumienia między Rządem RP a Rządem Federacji Rosyjskiej o budowie systemu gazociągów dla tranzytu rosyjskiego gazu przez terytorium RP i dostawach rosyjskiego gazu do RP (z dnia 25 sierpnia 1993 r.), w brzmieniu nadanym przez protokół zmieniający podpisany w Warszawie dnia 29 października 2010 r.

[57] Tego rodzaju praktyki strony rosyjskiej w ramach Spółki EuRoPol Gaz zostały szczegółowo przedstawione przez Najwyższą Izbę Kontroli w informacji o wynikach kontroli zatytułowanej: „Nadzór PGNiG SA nad Europol Gaz SA w latach 2011-2017”, Nr ewid. 192/2018/P/18/014/KGP, czerwiec 2019, dokument dostępny na stronie: https://www.nik.gov.pl/plik/id,20679,vp,23308.pdf.

[59] Przepisy art. 9h ust. 3b-3o PrEnerg, upoważniające Prezesa URE do wydania wspomnianej wyżej decyzji administracyjnej, zostały wprowadzone do ustawy PrEnerg ustawą z dnia 4 lipca 2019 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne, Dz. U. z 2019 r. poz. 1435.

[60] Dz. Urz. UE 2015, L 241/1.