Ceny i stawki stosowane przez przedsiębiorstwa energetyczne

Zawarte w Rozdziale 10 Projektu ogólne zasady dotyczące kalkulacji i stosowania taryf przez przedsiębiorstwa energetyczne nie zmieniają generalnych zasad obecnie obowiązującej ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne („Prawo energetyczne”). Autorzy projektu doprecyzowali na poziomie ustawowym sposób kalkulacji zwrotu z kapitału stanowiącego koszt uzasadniony działalności, jak również podstawowe zasady kalkulacji taryf na ciepło i rozliczeń z tytułu dostaw ciepła do budynków wielolokalowych, co samo w sobie, niezależnie od szczegółów tych regulacji, należy ocenić pozytywnie.

Należy jednakże zwrócić uwagę na art. 194 Projektu, nie mający odpowiednika w Prawie energetycznym, uprawniający Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki („Prezes URE”) do weryfikacji cen i stawek stosowanych przez przedsiębiorstwo energetyczne zwolnione przezeń uprzednio z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia jeżeli Prezes URE uzna takie ceny lub stawki za „zawyżone”. Rozwiązanie to wprowadza istotne dodatkowe ryzyko, dla którego trudno znaleźć uzasadnienie, dla przedsiębiorstw działających, w ocenie samego Prezesa URE, na rynku konkurencyjnym. Pojęcie „zawyżenia” cen i stawek opłat jest niejasne, a Projekt nie precyzuje, w odniesieniu do jakich parametrów i na jakich przesłankach Prezes URE uprawniony jest do stwierdzenia jego wystąpienia. Niejasny jest również szczegółowy mechanizm zastosowania art. 194 Projektu – Prezes URE uprawniony jest do dokonania weryfikacji taryfy w terminie 3 miesięcy od jej publikacji, pomimo tego, że Projekt nie nakłada na przedsiębiorstwa energetyczne ogólnego obowiązku publikacji taryf (za wyjątkiem zamieszczania na stronie internetowej informacji o cenach sprzedawanej energii dla odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej lub ciepłowniczej – art. 31 Projektu). Przedsiębiorstwo energetyczne, które zdaniem Prezesa URE stosuje stawki i ceny zawyżone, zobowiązane byłoby do „zwrotu” określonej przez Prezesa URE różnicy. Należy domniemywać, że zwrot ten następowałby na rzecz odbiorców, którym przedsiębiorstwo energetyczne sprzedało uprzednio energię (zgodnie z literalnym brzmieniem art. 189 ust. 1 Projektu, odnoszącym się wyłącznie do taryf dla „energii elektrycznej i ciepła”, taryfy przesyłowe i dystrybucyjne nie podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa URE, co jednakże najprawdopodobniej jest wynikiem błędu pisarskiego w Projekcie). W przypadku wielości odbiorców czy zwłaszcza obrotu giełdowego tego rodzaju rozliczenie byłoby niezwykle trudne do przeprowadzenia w praktyce. Niejasna pozostaje także podstawa cywilistyczna (bezpodstawne wzbogacenie?) i skutki podatkowe (zwłaszcza w zakresie podatku VAT) takiego zwrotu. Dodatkowo, stosowanie cen i stawek zawyżonych w ocenie Prezesa URE podlegałoby również na mocy art. 207 Projektu karze pieniężnej w wysokości do 15% przychodu z danej działalności koncesjonowanej w poprzednim roku podatkowym. Wydaje się, że powyższe uprawnienie Prezesa URE obowiązku wykracza poza zakres art. 37 ust. 4 Dyrektywy, zgodnie z którym ustawodawca powinien zapewnić organowi regulacyjnemu niezbędne i proporcjonalne środki na rzecz wspierania skutecznej konkurencji i zapewniania właściwego funkcjonowania rynku, nie zaś - możliwość ingerencji w działające mechanizmy rynkowe. W tym celu Dyrektywa (również w art. 37 ust. 4) przewiduje współpracę pomiędzy Prezesem URE a Prezesem Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów.

Biorąc pod uwagę wszystkie wskazane wyżej wątpliwości, jak również dotychczasową praktykę działania Prezesa URE w sprawach taryfowych i innych przypadkach wymagających kompleksowej oceny otoczenia ekonomicznego, w jakim funkcjonuje przedsiębiorstwo energetyczne (w szczególności w stosowaniu ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej) należy mieć nadzieję, że powyższy przepis zostanie usunięty z Projektu w toku dalszych prac legislacyjnych.

W Projekcie nie wykorzystano szansy zmiany istniejących regulacji szczegółowych stwarzających zagrożenia dla ekonomiki działalności przedsiębiorstw energetycznych lub wyraźnie odbiegających od ustalonej praktyki sektora. Przykładowo można tu wskazać przeniesienie do Projektu przepisu, zgodnie z którym bieg procedur odwoławczych od decyzji Prezesa URE odmawiającej zatwierdzenia nowej taryfy nie wstrzymuje wygaśnięcia taryfy poprzedniej jeżeli odmowa Prezesa URE uzasadniona jest „koniecznością obniżenia stawek zawartych w dotychczasowej taryfie i wynika z udokumentowanych i opisanych zmian zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej” (art. 190 ust. 5 Projektu). Art. 193 Projektu również powtarza poprzednią regulację, nie odnosząc się do stosowanej przez Prezesa URE praktyki wprowadzania zwolnień z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia w trybie stanowiska publikowanego na stronie internetowej Urzędu Regulacji Energetyki. Być może tego rodzaju rozbieżności zostaną usunięte w wyniku prowadzonych konsultacji Projektu.


Przyłączenie do sieci

Także w odniesieniu do zasad przyłączania do sieci elektroenergetycznych i ciepłowniczych Projekt co do zasady powtarza przepisy istniejące. Skutkiem tego niestety nie pojawiły się definicje legalne pojęć „warunków technicznych” i „warunków ekonomicznych” przyłączenia do sieci, ani też „przyłączenia” lub „odcinków sieci służących do przyłączenia” danego podmiotu, których interpretacja ma znaczenie decydujące dla kalkulacji opłat przyłączeniowych. Nie wskazano również wyraźnie skutków wycofania się z inwestycji przez podmiot planujący przyłączenie do sieci dla rozliczenia wpłaconej juz zaliczki na poczet opłaty przyłączeniowej. Nie doprecyzowano pojęcia „spełnienia warunków przyłączenia do sieci i odbioru”, co obecnie prowadzi do niepewności co do terminu, od którego podmiot przyłączany może domagać się od operatora zawarcia umowy przyłączeniowej, zwłaszcza, że usługa przesyłowa lub dystrybucyjna jest wymagana do weryfikacji spełnienia pełnego zakresu parametrów technicznych określonych w warunkach przyłączenia. Nie uregulowano także budzącej obecnie w praktyce wiele wątpliwości kwestii zmiany lub przeniesienia wydanych już warunków przyłączenia, a w szczególności wpływu tych czynności na ważność takich warunków i zawartą na ich podstawie umowę przyłączeniową, oraz uprawnienia innych podmiotów, które złożyły wnioski o wydanie warunków przyłączenia lub o zawarcie umowy przyłączeniowej.

Pozostawienie powyższych wątpliwości, z uwagi na ich wpływ na sytuację podmiotów przyłączanych, można uznać za naruszenie wynikającej z art. 23, art. 32 ust 1 oraz art. 37 ust. 6 Dyrektywy zasady zapewnienia użytkownikom systemu dostępu do sieci na zasadach obiektywnych i stosowanych bez dyskryminacji. Projekt nie zawiera również regulacji odzwierciedlających art. 23 Dyrektywy, zgodnie z którym operator systemu przesyłowego nie może odmówić przyłączenia źródła z uwagi na możliwe przyszłe ograniczenia systemowe lub dodatkowe koszty zwiększenia zdolności przesyłowej elementów systemu położonych w pobliżu tego źródła. Wprowadzono co prawda wyraźny przepis (art. 13 ust. 1) nakazujący operatorowi rozpatrywanie wniosków o wydanie warunków przyłączenia według kolejności ich wpływu. Z uwagi na bardzo ograniczony zakres uprawnień podmiotów przyłączanych oraz wskazany wyżej brak regulacji dotyczących zmiany wydanych warunków przyłączenia nie wydaje się to jednak wystarczające, aby zapewnić przejrzystość procedur przyłączeniowych. W art. 25 Projekt nakłada na operatorów sieci odpowiadające aktualnym obowiązki publikowania informacji co do istniejących i planowanych w okresie kolejnych pięciu lat mocy przyłączeniowych, wydanych warunków przyłączenia i zawartych umów, jednakże nie wiąże żadnych sankcji ze zmianami powyższych danych (zwłaszcza w zakresie mocy planowanych) ani nie daje podmiotom przyłączanym możliwości weryfikacji tych informacji, czy roszczeń w przypadku zaniechania ich publikacji czy aktualizacji.

Dodatkowo należy zauważyć, że zgodnie z art. 8 ust. 2 Projektu wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego albo inne akty planistyczne stanowić miałyby wymagany załącznik do każdego wniosku o wydanie warunków przyłączenia, nie zaś, jak obecnie, tylko do wniosku dotyczącego przyłączenia nowego źródła. W świetle art. 8 ust. 5 Projektu należy to uznać za błąd, który powinien zostać sprostowany w toku dalszych prac.


Plany rozwoju sieci, funkcjonowanie sieci

Projekt poświęca działalności planistycznej w energetyce odrębny rozdział (Rozdział 8), określający rodzaje i zakres planów rozwoju sieci, do przygotowywania których obowiązani są operatorzy. Pozytywnie należy ocenić przejęty z Dyrektywy przepis zapewniający konsultacje z użytkownikami systemu dziesięcioletnich planów rozwoju sieci przesyłowej. Projekt nie przewiduje jednakże publikacji planów rozwoju sieci, ani też sankcji dla operatorów za ich niezrealizowanie, nawet z przyczyn zależnych od operatora. Dyrektywa przewiduje odpowiedni mechanizm (art. 22 ust. 7 i 8 Dyrektywy) przynajmniej dla planów rozwoju sieci przesyłowej. Projekt przewiduje jedynie sankcję, w postaci kary pieniężnej w kwocie do 15% przychodu danego przedsiębiorstwa z danej działalności koncesjonowanej w poprzednim roku podatkowym, za nieprzestrzeganie przez operatorów sieci dystrybucyjnych programów niedyskryminacyjnego traktowania użytkowników systemu ustalanych zgodnie z art. 78 Projektu.

W zakresie przygotowywania instrukcji ruchu i eksploatacji sieci elektroenergetycznych, obowiązek rozważenia i uwzględnienia przez operatorów uwag zgłoszonych przez użytkowników systemu do projektów instrukcji ruchu i eksploatacji sieci wynika jedynie pośrednio z obowiązku poinformowania Prezesa URE o sposobie ich uwzględnienia (art. 92 oraz art. 95 Projektu). Projekt nie reguluje skutków ograniczeń systemowych ogłaszanych przez operatorów z przyczyn innych niż zagrożenia równowagi lub bezpieczeństwa dostaw, o których mowa w art. 125 i następnych Projektu, pozostawiając tę kwestię operatorowi (art. 94). Może to prowadzić do sprzeczności z powołanym wyżej art. 23 Dyrektywy, zabraniającym operatorowi sieci przesyłowej odmowy przyłączeń z uwagi na takie ograniczenia, w sytuacjach, w których przyłączenie co prawda nastąpi, ale operator będzie uprawniony do ograniczania pracy źródeł zgodnie z własnymi potrzebami, nie ponosząc za to odpowiedzialności.

Projekt kopiuje pozostałe w Prawie energetycznym zaszłości z poprzednich regulacji, sprzeczne z zasadą rozdziału działalności operatorskiej od wytwarzania i obrotu oraz innych rodzajów działalności. W szczególności można tu wskazać art. 46 Projektu, dotyczący wstrzymania dostarczania energii elektrycznej lub ciepła jeżeli odbiorca zwleka z zapłatą za pobraną energię przez operatora sieci, nie będącego przecież stroną umowy sprzedaży energii. Podobnie, art. 90 Projektu nakłada na operatorów sieci obowiązek odbioru energii wytworzonej w źródłach odnawialnych i wysokosprawnej kogeneracji, pomimo ustawowego rozdzielenia działalności przesyłu od sprzedaży i obrotu energią elektryczną. Pojęcie „odbioru” nie zostało w Projekcie zdefiniowane, jeżeli jednak art. 90 ma być regulacją odpowiadającą art. 9a ust. 6 obecnego Prawa energetycznego to narusza on powyższy rozdział.


Źródła kogeneracyjne

Projekt powiela, z niewielkimi zmianami, dotychczasowy system wsparcia, oparty na obrocie prawami majątkowymi wynikającymi ze świadectw pochodzenia energii z wysokosprawnej kogeneracji. Zawarte w Projekcie regulacje pozostawiają, jak dotychczas, określenie wysokości kwot opłat zastępczych w każdym roku kalendarzowym uznaniu administracyjnemu Prezesa URE, w granicach progów procentowych odnoszonych do średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym (art. 110 Projektu). Szczegółowy zakres obowiązku uzyskiwania świadectw pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (czyli wymagany procent wolumenu sprzedaży do odbiorców końcowych) nadal określało będzie rozporządzenie Ministra Gospodarki. Rodzi to istotne ryzyko dla inwestorów planujących budowę źródeł kogeneracyjnych, jak również podmiotów już eksploatujących takie źródła, wynikające z niepewności prognoz przyszłego przychodu z systemu wsparcia.

Projekt utrzymuje zwolnienie z obowiązku sprzedaży przez wytwórców co najmniej 15% energii elektrycznej wytworzonej w danym roku na giełdach towarowych jedynie dla tych wytwórców, których instalacje wytworzą energię elektryczną w kogeneracji ze średnioroczną sprawnością przemiany wynoszącą ponad 52,5 %. Stanowi to dodatkowe ryzyko działalności dla tej kategorii podmiotów, zwłaszcza, że nadal nie uregulowano wyraźnie skutków rozbieżności pomiędzy sprawnością kogeneracji w danej instalacji przewidywaną w ciągu danego roku oraz wyliczoną wedle danych rzeczywistych po jego zakończeniu. Niewykonanie obowiązku giełdowego zagrożone jest karą pieniężną z art. 207 Projektu.


Wdrożenie Dyrektywy

Wybrane przykłady wskazane wyżej wskazują, że jeden z celów Projektu, czyli należyte wdrożenie Dyrektywy do polskiego porządku prawnego, nie został w pełni osiągnięty. W niektórych przypadkach Projekt nie odzwierciedla pełnego zakresu przepisów Dyrektywy. Można tu wskazać wspomniany już art. 23 Dyrektywy oraz przewidzianą w art. 209 Projektu maksymalną kwotę kar pieniężnych za nieprzestrzeganie przepisów ustawy, wynoszącą 15% rocznego przychodu. W odniesieniu do naruszeń obowiązków operatorów sieci przesyłowych i przedsiębiorstw pionowo zintegrowanych art. 37 ust. 4 Dyrektywy ogranicza taką karę do 10% rocznego przychodu. Czasami przepisy Projektu odbiegają od Dyrektywy – na przykład, art. 83 Projektu umożliwiający operatorowi sieci przesyłowej eksploatację źródeł interwencyjnych w praktyce może, choć nie musi, wkraczać poza ramy dozwolone wyłączeniem z art. 44 Dyrektywy. W innych przypadkach pojawia się wątpliwość co do tego, czy przeniesione dosłownie z Dyrektywy jej przepisy rzeczywiście zapewnią osiągnięcie wyznaczonego w Dyrektywie skutku. Projekt, podobnie jak obecnie obowiązujące Prawo energetyczne, zawiera odzwierciedlający art. 3 Dyrektywy ogólny nakaz równoprawnego i niedyskryminacyjnego traktowania użytkowników sieci i odbiorców przez przedsiębiorstwa energetyczne. Art. 18 pkt. 10 oraz art. 27 ust. 6 Projektu stanowi, iż umowy przyłączeniowe i umowy sprzedaży energii powinny określać zasady odpowiedzialności stron za niedotrzymanie warunków umowy, zaś art. 37 Projektu powtarza istniejące uregulowanie co do kosztów związanych ze zmianą dostawcy przez odbiorcę. Powyższe przepisy nie wpływają jednak na możliwość umownego ograniczenia odpowiedzialności operatora sieci czy sprzedawcy, jak również obciążania odbiorcy kosztami i odszkodowaniami w związku ze zmianą sprzedawcy. W niektórych przypadkach autorzy Projektu nie skorzystali z możliwości wprowadzenia regulacji dopuszczonych, choć nie wymaganych Dyrektywą, jak na przykład przyznanie, w pewnym zakresie, pierwszeństwa przesyłu także instalacjom wykorzystującym paliwa krajowe (art. 15 ust. 4 Dyrektywy). Projekt powinien zatem podlegać dalszej dyskusji publicznej również w odniesieniu do prawidłowej transpozycji Dyrektywy.


Powyższe uwagi nie wyczerpują oczywiście zakresu zmian wprowadzanych Projektem. Przykłady te wskazują jednak wyraźnie na konieczność szerokich konsultacji zaproponowanych rozwiązań i dalszej pracy nad Projektem przed nadaniem mu dalszego biegu.