Granice i sens deregulacji sektorów strategicznych. Czy deregulacja w sektorze energetycznym jest na pewno potrzebna?

Dyskusja nad zakresem władzy regulacyjnej państwa należy do najbardziej fundamentalnych sporów we współczesnej ekonomii politycznej. W obliczu dynamicznych przemian technologicznych, transformacji klimatycznej oraz kryzysów geopolitycznych powraca pytanie: czy deregulacja jest na pewno potrzebna, a w szczególności – czy jej stosowanie w sektorach o krytycznym znaczeniu dla funkcjonowania państwa nie stwarza zbyt dużego ryzyka?

Sektor energetyczny przez dziesięciolecia był ściśle związany z domeną państwową. Energię elektryczną postrzegano niemal wyłącznie jako dobro publiczne, którego dostarczanie wymaga monopoli państwowych, sztywnych taryf oraz stałego nadzoru organów administracji.

Wprowadzanie mechanizmów rynkowych i znoszenie kolejnych barier regulacyjnych budzi jednak uzasadnione obawy:

• Czy uwolnienie rynku od bezpośredniej kontroli państwa nie doprowadzi do niekontrolowanego wzrostu cen dla najsłabszych uczestników obrotu?
  
• Czy rynek zareaguje właściwie w sytuacjach skrajnych (np. klęsk żywiołowych, kryzysów surowcowych), zapewniając ciągłość dostaw?
  
• Gdzie leży granica między uzasadnionym tworzeniem konkurencji a brakiem odpowiedzialności państwa za bezpieczeństwo energetyczne obywateli?

Pojęcie sektora strategicznego

Aby odpowiedzieć na te pytania, należy w pierwszej kolejności zdefiniować, czym w istocie jest sektor strategiczny (krytyczny). W literaturze^[1] sektory strategiczne definiuje się poprzez zespół następujących cech:

1. Obecność infrastruktury krytycznej i monopolu naturalnego: Fizyczna sieć (np. linie wysokiego i średniego napięcia, rurociągi) wymaga ogromnego kapitału do wybudowania i utrzymania, a stworzenie alternatywy jest praktycznie niemożliwe. Budowa drugiej, redundantnej sieci dystrybucyjnej jest ekonomicznie nieracjonalna.
2. Niewrażliwość popytu i brak łatwych substytutów: Energia elektryczna jest dobrem pierwszej potrzeby. Odbiorcy, zarówno gospodarstwa domowe, jak i przemysł, nie mogą z niej z dnia na dzień zrezygnować, co rodzi ryzyko nadużywania pozycji dominującej przez dostawców.
3. Brak możliwości magazynowania w skali systemowej: Energii elektrycznej nie da się, inaczej niż większości towarów, gromadzić na zapas w ilościach istotnych dla bilansu krajowego. Podaż i popyt muszą być równoważone w czasie rzeczywistym, co czyni ten rynek szczególnie podatnym na gwałtowne skoki cen w chwilach niedoboru mocy.
4. Podatność na czynniki zewnętrzne: Przestoje w dostawach prądu generują straty w całej gospodarce, przewyższające bezpośrednie straty samej branży energetycznej (bezpieczeństwo publiczne, funkcjonowanie szpitali, przemysłu, transportu).
5. Asymetria informacji: Struktura ceny energii, obejmująca koszty wytwarzania, przesyłu i dystrybucji oraz kilkanaście opłat o charakterze systemowym i podatkowym, pozostaje dla przeciętnego odbiorcy nieczytelna. Nie potrafi on samodzielnie ocenić, czy proponowana mu oferta jest korzystna, co osłabia dyscyplinujące działanie konkurencji i uzasadnia nakładanie na sprzedawców obowiązków informacyjnych.

Stwierdzenie, że dany sektor ma charakter strategiczny, oznacza, że państwo nie może całkowicie wycofać się z jego nadzorowania. Nie oznacza to jednak konieczności utrzymywania ręcznego sterowania cenami czy monopolizowania obrotu. Nowoczesna teoria regulacji (np. prace noblisty Jeana Tirole’a, Economics for the Common Good, Princeton 2017) wskazuje, że celem rygorystycznej regulacji powinna być przede wszystkim infrastruktura sieciowa (monopol naturalny) oraz standardy niezawodności systemu, podczas gdy segmenty obrotu i wytwarzania mogą, a wręcz powinny, podlegać mechanizmom rynkowym i deregulacji w celu podnoszenia efektywności i stymulowania innowacji.

Ręka rynku czy państwa?

Doskonałym zilustrowaniem wpływu podejścia regulacyjnego na funkcjonowanie sektora energetycznego jest zestawienie dwóch odmiennych modeli rynkowych: modelu głęboko zrestrukturyzowanego i zderegulowanego po stronie obrotu detalicznego (na przykładzie Teksasu, USA – rynek ERCOT) oraz modelu opartego na państwowej kontroli ceny wytwarzania i dominacji podmiotu publicznego (na przykładzie Francji i grupy EDF).

Cecha analizy	Model zderegulowany po stronie obrotu (Teksas – ERCOT)	Model z regulowaną ceną wytwarzania (Francja – EDF)
Główna filozofia	Wolny rynek, cenowy mechanizm bilansujący (energy-only market), brak państwowych płatności za moc rezerwową.	Państwowa kontrola cen, ścisła ochrona odbiorców, gwarancja dostępu do energii jądrowej (ARENH).
Bariery wejścia i konkurencja	Bardzo niskie bariery; setki niezależnych sprzedawców i wytwórców; wysoka dynamika cen.	Lider państwowy (EDF); skomplikowane mechanizmy osłonowe.
Ceny w warunkach stabilnych	Silna presja konkurencyjna i szeroka oferta; ocena skutków cenowych pozostaje jednak przedmiotem sporu w literaturze.	Stabilne, przewidywalne ceny, finansowane przez państwo.
Reakcja na sytuacje skrajne	Zmienność cen (tzw. price spikes); ryzyko blackoutu (np. zima w 2021 r. – Winter Storm Uri).	Mechanizmy utrzymujące poziom cen, koszty finansowe przenoszone na podatnika lub zwiększające dług publiczny. Mechanizm ARENH wygasł 31 grudnia 2025 r.

Zestawienie to wymaga jednak ostrożnej interpretacji, oba modele różnią się bowiem nie tylko stopniem regulacji, lecz także jej przedmiotem: w Teksasie uwolniono obrót detaliczny, we Francji przez lata regulowano cenę energii jądrowej.

Wnioski z porównania rynków

Teksas – doświadczenie tego rynku bywa przywoływane jako dowód na ryzyko skrajnej deregulacji, jednak ustalenia organów nadzoru prowadzą do wniosku bardziej precyzyjnego. We wspólnym raporcie Federal Energy Regulatory Commission oraz North American Electric Reliability Corporation stwierdzono, że w czasie burzy zimowej Uri w lutym 2021 r. system utracił 61 800 MW mocy, przy czym 44 proc. awarii wytwórczych spowodowały zamarznięcia urządzeń, a 31 proc. problemy paliwowe, z czego blisko 87 proc. dotyczyło dostaw gazu ziemnego. Zasadnicza rekomendacja raportu dotyczyła wprowadzenia obowiązkowych standardów przygotowania jednostek wytwórczych do mrozu. Zawiodła zatem warstwa techniczna, poniewaz zabrakło wiążących standardów.

Ocena skutków cenowych tego modelu pozostaje sporna. Analiza „Wall Street Journal” z lutego 2021 r. wykazała, że odbiorcy indywidualni korzystający z rynku zderegulowanego zapłacili w latach 2004-2019 o 28 mld USD więcej, niż zapłaciliby według stawek tradycyjnych przedsiębiorstw energetycznych. Metodologia tego wyliczenia bywa jednak kwestionowana, między innymi z uwagi na oparcie się na średniej ważonej oraz pominięcie części opłat składających się na rachunek. Ostrożność nakazuje więc przyjąć, że jednoznacznego dowodu na trwałą korzyść cenową z pełnej deregulacji detalu w tym przypadku brakuje.

Francja z kolei, chroniąc obywateli poprzez sztywne mechanizmy cenowe i kontrolę państwową, zapewniła stabilność cen, ponosząc jednak znaczący koszt publiczny. Bank Francji oszacował wydatki na tarczę taryfową dla gospodarstw domowych w latach 2022-2023 na około 60 mld euro, czyli mniej więcej 1,1 proc. PKB rocznie, a Senat, uwzględniając całość instrumentów wsparcia, mówił o kwocie rzędu 80-90 mld euro. Warto przy tym pamiętać, że stabilność francuskich cen wynikała przede wszystkim z posiadania floty jądrowej, a nie z samej regulacji. Gdy w 2022 r. korozja naprężeniowa wyłączyła ponad połowę reaktorów, regulacja cenowa nie ochroniła państwa przed skutkami ryzyka technicznego, lecz jedynie przesunęła je w czasie na podatnika.

Model francuski przeszedł zresztą w ostatnim czasie zasadniczą zmianę. Mechanizm ARENH, zobowiązujący EDF do odsprzedaży części produkcji jądrowej konkurentom po cenie regulowanej, wygasł 31 grudnia 2025 r. Zastąpiło go porozumienie państwa z EDF przewidujące sprzedaż całości produkcji jądrowej po cenie referencyjnej rzędu 70 euro za MWh, uzupełnione mechanizmem przechwytywania nadmiarowej renty przy wysokich cenach hurtowych.

To prowadzi nas do głównego wniosku. Nowoczesna deregulacja powinna być pojmowana jako mądra regulacja (smart regulation) – likwidacja zbędnej biurokracji, barier prawnych i nieprzejrzystości po stronie obrotu detalicznego, przy jednoczesnym zachowaniu mocnych ram prawnych chroniących konsumenta przed nadużyciami i asymetrią informacji oraz twardych, egzekwowalnych standardów niezawodności po stronie infrastruktury.

Deregulacja w polskim sektorze energii

Wprowadzane w Polsce zmiany w wielu aspektach wpisują się w opisany powyżej model „mądrej deregulacji”. Z jednej strony znoszą one przestarzałe wymogi formalne i ułatwiają dalszą cyfryzację sektora, z drugiej zaś nakładają na dostawców rygorystyczne obowiązki informacyjne, które wyrównują szanse konsumenta w starciu z profesjonalnym uczestnikiem rynku.

Jednym z najistotniejszych obszarów funkcjonowania państwa, tak z punktu widzenia przedsiębiorców, jak i konsumentów, jest branża energetyczna. Zawirowania w tym sektorze powodują zazwyczaj dużą niepewność gospodarczą, a co za tym idzie niezadowolenie społeczne. Wynika to nie tylko z braku przejrzystej i stałej koncepcji rozwoju rynku energetycznego w rozumieniu globalnym, ale także z nieprzejrzystości samych regulacji i trudności w ich zrozumieniu przez konsumentów.

Doskonałym przykładem takiego zjawiska mogą być zawiłe rachunki, których liczba pozycji sięgająca kilkunastu punktów powodowała niejeden zawrót głowy. Kierunek zmian, które zachodzą obecnie w polskim porządku prawnym, jest zbieżny z priorytetami wyznaczonymi na poziomie unijnym. Komisja Europejska opublikowała 10 marca 2026 r. pakiet Citizens’ Energy Package, uzupełniony 30 kwietnia 2026 r. czterema rekomendacjami:

1. O ochronie odbiorców wrażliwych przed odłączeniem,
2. O ujednoliconym podsumowaniu warunków umowy,
3. O ochronie konsumentów przed skutkami bankructwa dostawcy,
4. O wzmocnieniu społeczności energetycznych i autokonsumpcji.

Rekomendacje te nie mają charakteru wiążącego, wyznaczają jednak wspólną oś myślenia o odbiorcy końcowym jako aktywnym uczestniku rynku, a nie wyłącznie jego biernym adresacie. Właściwym instrumentem transpozycji prawa unijnego na gruncie krajowym pozostaje odrębny akt, mianowicie ustawa z dnia 13 marca 2026 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. 2026 poz. 516), która wdraża dyrektywę (UE) 2024/1711 z dnia 13 czerwca 2024 r. w sprawie struktury rynku energii elektrycznej. Ustawa ta weszła w życie 30 kwietnia 2026 r., przy czym część jej przepisów zacznie obowiązywać 16 października 2026 r.

Powrót ceny rynkowej

Zanim jednak przejdziemy do analizy nowych obowiązków informacyjnych, warto odnotować zdarzenie, które dla polskiego odbiorcy ma znaczenie najbardziej wymierne. Rok 2026 jest pierwszym od czterech lat, w którym gospodarstwo domowe płaci za energię cenę wynikającą z taryfy, a nie z ustawy o mrożeniu. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził 17 grudnia 2025 r. taryfy, ustalając średnią cenę energii czynnej dla gospodarstw domowych na poziomie 495,16 zł/MWh, czyli o około 14 proc. niższym niż w czwartym kwartale 2025 r.

Zestawienie tej liczby z pozostałymi elementami rachunku dostarcza chyba najlepszego dowodu na trafność koncepcji mądrej regulacji. Cena energii, kształtowana na rynku konkurencyjnym, spadła. Stawki dystrybucyjne, ustalane w warunkach monopolu naturalnego i podlegające zatwierdzeniu przez regulatora, wzrosły o około 9,4 proc. W rezultacie przeciętny rachunek gospodarstwa domowego w grupie taryfowej G11 zwiększył się o mniej więcej 3 proc. Granica między obszarem, który należy uwolnić, a obszarem, który trzeba nadal regulować, przebiega zatem dokładnie tam, gdzie wyznacza ją teoria.

Wygaszenie powszechnego mrożenia cen nie oznaczało przy tym rezygnacji z ochrony odbiorców. Bon ciepłowniczy, przysługujący po spełnieniu kryteriów dochodowych. Z punktu widzenia ekonomii transferów jest to przejście od instrumentu powszechnego do adresowanego, a więc rozwiązanie tańsze dla budżetu i lepiej trafiające do gospodarstw rzeczywiście zagrożonych ubóstwem energetycznym.

Krajowy impuls deregulacyjny

Nowe przepisy zostały wprowadzone ustawą z dnia 11 czerwca 2026 r. o zmianie niektórych ustaw w celu dokonania deregulacji w zakresie energetyki (Dz.U. 2026 poz. 900), przygotowaną przez Ministerstwo Energii i podpisaną przez Prezydenta RP 2 lipca 2026 r.

Warto podkreślić, że ze względu na konieczność dostosowania systemów teleinformatycznych i procedur biznesowych, nie wszystkie rozwiązania zaczęły obowiązywać jednocześnie:

• Zasadnicza część ustawy weszła w życie 21 lipca 2026 r.
• Przepisy dotyczące ujednoliconej korespondencji oraz podsumowania rachunku zaczną obowiązywać od 30 czerwca 2027 r.

Przejrzystość rozliczeń i standaryzacja rachunków

Z punktu widzenia konsumentów najbardziej widoczne i odczuwalne zmiany nastąpią 30 czerwca 2027 r. Przedsiębiorcy energetyczni otrzymali odpowiedni czas na dostosowanie procedur i sposobu komunikacji, tak by odbiorcy otrzymywali wraz z fakturą zrozumiałe i zwięzłe podsumowanie zawartych w niej informacji.

Ustawodawca wprost wskazał, że dokument ten ma spełniać następujące kryteria:

• Być sporządzony w języku niespecjalistycznym (zrozumiałym dla przeciętnego konsumenta, bez zbędnego żargonu techniczno-prawnego),
• Obejmować w sposób przejrzysty łączną kwotę do zapłaty,
• Wyodrębniać wprost kwotę za obrót energią elektryczną,
• Wyodrębniać kwotę za usługi dystrybucji,
• Jasno wskazywać okres obowiązywania umowy.

Rozwiązanie to zostało przy tym skonstruowane z dużą ostrożnością prawno-podatkową: podsumowanie nie stanowi integralnej części faktury ani jej załącznika w rozumieniu przepisów o podatku od towarów i usług (VAT), lecz odrębny dokument informacyjny towarzyszący rozliczeniu. Celem jest umożliwienie konsumentom pełnego zrozumienia, za jakie dokładnie elementy związane z dystrybucją i dostawą prądu płacą. Zmianę tę należy uznać za absolutnie kluczową, gdyż dotychczasowe, coraz bardziej skomplikowane sposoby komunikacji sprawiały, że odbiorcy po prostu gubili się we własnych rachunkach, co uniemożliwiało im weryfikację ewentualnych błędów.

Domyślna cyfryzacja i ochrona przed wykluczeniem cyfrowym

Kolejna prokonsumencka zmiana, która również wejdzie w życie 30 czerwca 2027 r., dotyczy wzmocnienia cyfryzacji komunikacji pomiędzy przedsiębiorstwami, a odbiorcami.

Korespondencja, także ta prowadzona z organami administracji publicznej oraz innymi podmiotami rynku, ma być domyślnie wymieniana za pomocą środków komunikacji elektronicznej albo w portalu internetowym przeznaczonym do obsługi odbiorców. Ustawodawca odwrócił zatem dotychczasową zasadę: to forma elektroniczna staje się regułą, a nie wyjątkiem.

Jednocześnie pomyślano o grupie odbiorców zagrożonych wykluczeniem technologicznym:

1. Odbiorca zachowuje prawo do zażądania korespondencji w formie papierowej.
2. Przedsiębiorstwo energetyczne musi wyraźnie poinformować o tym prawie konsumenta już w momencie zawierania umowy.
3. Wniosek o zachowanie papierowego kanału komunikacji można zgłosić w sposób elastyczny: pisemnie, elektronicznie albo w formie dokumentowej. Sprawia to, że rezygnacja z cyfrowego kanału nie powinna nastręczać żadnych trudności osobom starszym czy słabiej cyfryzowanym.

Przewidywalność kosztów wyjścia z umowy

Nie należy jednak zapominać, że część kluczowych rozwiązań korzystnych dla odbiorców działa już teraz. Od 21 lipca 2026 r. sprzedawca energii elektrycznej lub paliw gazowych ma ustawowy obowiązek precyzyjnego określenia w umowie zawieranej z gospodarstwem domowym, mikroprzedsiębiorcą oraz małym lub średnim przedsiębiorcą (MŚP):

• Sposobu wyliczenia strat ekonomicznych ponoszonych przez przedsiębiorstwo w razie przedterminowego rozwiązania umowy przez klienta,
• Maksymalnej wysokości odszkodowania – w przypadku umów zawieranych na czas oznaczony z gwarancją stałej ceny.

Znaczenie tego przepisu bywa niedoceniane w debacie publicznej, choć trudno o lepszy przykład regulacji, która przekłada się bezpośrednio na poziom konkurencji rynkowej. Dopóki odbiorca nie potrafi dokładnie oszacować finansowego kosztu wyjścia z umowy przed czasem, dopóty jego teoretyczne prawo do zmiany sprzedawcy energii pozostaje uprawnieniem pozornym. Jasne sprecyzowanie tych opłat nie znosi wprawdzie samego efektu przywiązania do dostawcy (lock-in effect), pozwala jednak wycenić koszt odejścia i dopiero na tej podstawie racjonalnie porównać go z korzyścią płynącą z oferty konkurencyjnej.

Liberalizacja ciepłownictwa

Ustawa z 11 czerwca 2026 r. zawiera również rozwiązania będące deregulacją w klasycznym rozumieniu tego pojęcia, a więc rzeczywistym wycofaniem się państwa z określonych obszarów nadzoru, a dokładniej ciepłownictwa. Ustawodawca dopuścił odstąpienie od taryfy zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki oraz od obowiązku koncesyjnego przy dostawach ciepła na potrzeby przemysłowych procesów technologicznych, wprowadził ustawowe ramy zwrotu z zaangażowanego kapitału, oparte na stopie wolnej od ryzyka powiększonej o premię za ryzyko, a także pozwolił uwzględniać w przychodach przedsiębiorstw wartość 30 proc. dodatkowych darmowych uprawnień do emisji powiązanych z inwestycjami realizowanymi w latach 2026-2030.

Rozwiązania te dobrze ilustrują granicę, o którą pytamy w tytule niniejszego tekstu. Państwo rezygnuje z ustalania ceny tam, gdzie po obu stronach umowy stoją profesjonalni uczestnicy obrotu, dysponujący porównywalną wiedzą i siłą negocjacyjną, pozostaje zaś przy niej tam, gdzie po drugiej stronie znajduje się gospodarstwo domowe.

Granice skuteczności, czyli bariera po stronie popytu

Rzetelna ocena opisywanych zmian wymaga jednak wskazania ich naturalnego ograniczenia. Nowe obowiązki informacyjne usuwają barierę po stronie podaży, czyniąc ofertę porównywalną, a koszt odejścia policzalnym. Nie usuwają natomiast bariery po stronie popytu, którą jest zwyczajna bierność odbiorcy.

Dane w tym zakresie są wymowne. Choć polski rynek detaliczny formalnie otwarto w 2007 r., łączna liczba odbiorców grupy taryfowej G, którzy od tego czasu zmienili sprzedawcę, wyniosła na koniec 2025 r. nieco ponad 800 tys. Dla porównania, średnia roczna stopa zmiany sprzedawcy w gospodarstwach domowych w Unii Europejskiej sięgała 7,15 proc., a w Niemczech 12 proc. Badanie Eurobarometru wykazało z kolei, że 43 proc. Polaków nigdy nie zmieniło dostawcy energii, a 40 proc. uznaje otrzymywany rachunek za nieczytelny, przy średniej unijnej wynoszącej 22 proc.

Przejrzystość rozliczeń jest zatem warunkiem koniecznym realnej konkurencji, lecz sama w sobie niewystarczającym. Dopiero gdy odbiorca zrozumie własny rachunek, ma sens oczekiwanie, że zacznie porównywać oferty, a sprzedawcy odczują presję wymuszającą obniżkę marż.

Zdrowa deregulacja

Wszystkie wskazane zmiany stanowią istotny element podnoszenia przejrzystości polskiego rynku energetycznego. Pozwolą one konsumentom oraz sektorowi MŚP na zdecydowanie bardziej świadome wybieranie dostawców energii, porównywanie ofert oraz skuteczne prowadzenie sporów w przypadku jakichkolwiek wątpliwości dotyczących rozliczeń.

Odpowiadając na wstępne pytanie o sens deregulacji w sektorach strategicznych: deregulacja jest nie tylko potrzebna, ale nieunikniona, pod warunkiem że nie jest mylona z anarchią rynkową. Przykład ewolucji prawa energetycznego pokazuje, że nowoczesne ustawodawstwo odchodzi od ciężkiego interwencjonizmu cenowego na rzecz tworzenia czytelnych zasad gry, a polska taryfa na 2026 r. dowodzi, że mechanizm ten potrafi działać na korzyść odbiorcy.

Zniesienie zbędnych obciążeń biurokratycznych, połączone z twardym wymogiem przejrzystości informacyjnej oraz standardami niezawodności infrastruktury, wydaje się najbardziej obiecującą drogą do stworzenia bezpiecznego, konkurencyjnego i odpornego na kryzysy rynku energii XXI wieku.

---

^[1] P. L. Joskow, Restructuring, Competition and Regulatory Reform in the U.S. Electricity Sector, „Journal of Economic Perspectives” 1997, nr 11(3);, Markets for Power in the United States: An Interim Assessment, „The Energy Journal” 2006, nr 27(1); J. E. Stiglitz, Regulation and Failure, [w:] New Perspectives on Regulation, Cambridge 2009)

---

Paulina Grochowska CEO, Członkini Zarządu Europol Gaz S.A, liderka Woman Forward

Radczyni prawna i menedżerka z wieloletnim doświadczeniem w sektorze energetycznym. Łączy wiedzę prawniczą z perspektywą zarządczą w procesach inwestycyjnych, strategii rozwoju oraz kluczowych decyzjach korporacyjnych spółek o strategicznym znaczeniu.