Internal Memorandum

Ernst & Young Doradztwo Podatkowe Sp. z o.o.
Rondo ONZ 1
00-124 Warszawa
+48 (0) 22 557 70 00
+48 (0) 22 557 70 01
www.ey.com/pl
MEMORANDUM
Temat:
Parametryzacja zasad pobierania opłaty przejściowej – ocena w świetle
prawa pomocy publicznej Unii Europejskiej
Do:
Ministerstwo Energii,
Hutnicza Izba Przemysłowo-Handlowa
Od:
Katarzyna Kłaczyńska, Grzegorz Pizoń, EY
Data:
23 maja 2016 r.
Celem niniejszego Memorandum jest zaprezentowanie analizy parametryzacji opłaty przejściowej, o
której mowa w ustawie 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 (Dz.U.2007.130.905, dalej: “Ustawa o KDT”) oraz jej możliwości jej zmiany
pozwalającej na objęcie zmniejszonym wymiarem tej opłaty większej niż obecnie liczby dużych
odbiorców.
1. Wnioski
►
Zasady parametryzacji opłaty przejściowej nie były przedmiotem postępowania przed Komisją
Europejską. W szczególności, Komisja nie dokonała ich analizy w ramach postępowania w
wyniku którego zatwierdzony został schemat rekompensat na pokrycie kosztów związanych z
przedwczesnym rozwiązaniem kontraktów długoterminowych.
►
Uprzywilejowanie grupy odbiorców co do wysokości opłaty przejściowej wprowadzone zostało
wraz z wejściem w życie Ustawy o KDT, a w 2011 r. na mocy nowelizacji (a więc prawie cztery
lata po wejściu w życie pierwotnej regulacji) zmieniona została parametryzacja tego
przywileju. Nowelizacja nie była przedmiotem notyfikacji.
►
Zmiana parametryzacji opłaty przejściowej nie powinna być traktowana jako wymagająca
notyfikacji zmiana schematu pomocy publicznej.
►
Komisja Europejska dotychczas nie analizowała kwestii zróżnicowanych stawek opłat
sieciowych w poszczególnych państwach Unii Europejskiej. Stawki te nie są również
przedmiotem żadnych wytycznych, w szczególności wytyczne EEAG 2014-2020 wprost
przewidują brak ich zastosowania do kwestii związanych z rozwiązaniem kontraktów
długoterminowych.
►
Ulgi w opłatach sieciowych związanych z dostawami energii i eksploatacją systemów
krajowych nie zostały dotychczas uznane za pomoc publiczną, pomimo ich szerokiego
zastosowania w całej Unii Europejskiej. Z dotychczasowej praktyki wynika raczej możliwość
EY w Polsce jest Członkiem Globalnej Praktyki EY
2
uzasadnienia zróżnicowanych stawek w związku ze zróżnicowanymi kosztami dostaw energii
i ekonomią skali.
2. Akty prawne będące podstawą analizy
2.1 Niniejsza analiza została przeprowadzona w oparciu o następujące akty prawne:
► Ustawa 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 (Dz.U.2007.130.905, dalej: “Ustawa o KDT”);
► Rozporządzenie Rady (UE) 2015/1589 z dnia 13 lipca 2015 r. ustanawiające szczegółowe
zasady stosowania art. 108 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (Dz. Urz. UE L 248 z
24.9.2015);
► Rozporządzenie Komisji (WE) nr 794/2004 z dnia 21 kwietnia 2004 r. w sprawie wykonania
rozporządzenia Rady (WE) nr 659/1999 ustanawiającego szczegółowe zasady stosowania
art. 93 Traktatu WE (Dz. Urz. UE L 140 z 30.4.2004).
2.2 Analiza uwzględnia również zapisy następujących aktów tzw. soft law wydanych przez Komisję
Europejską:
► Komunikat Komisji- Dotyczący metodologii analizy pomocy państwa związanej z kosztami
osieroconymi (List Komisji SG (2001) D/290869 z dnia 6.8.2001);
► Komunikat Komisji – Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele
związane z energią w latach 2014-2020 (Dz. Urz. UE C z 28.6.2014, s. 1);
► Komunikat Komisji – Wytyczne wspólnotowe w sprawie pomocy państwa na ochronę
środowiska (uchylony, obowiązujący w latach 2008-2014; Dz. Urz. UE C 81 z 01.04.2008,
s. 1).
2.3 Akty te nie mają mocy aktów powszechnie obowiązujących, jednak zgodnie z orzecznictwem
Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej są wiążące dla organu, który je wydał. Komisja
Europejska jest natomiast jedynym organem administracji posiadającym uprawnienia decyzyjne w
zakresie pomocy publicznej, dlatego tym bardziej akty te posiadają kluczowe znaczenie przy
ocenie analizowanej regulacji.
2.4 Analiza uwzględnia również kwestie prawno-porównawcze, w tym regulacje z wybranych innych
jurysdykcji europejskich, a także bieżącą praktykę decyzyjną Komisji Europejskiej.
3. Regulacja w zakresie redystrybucji obciążeń wynikających z rekompensat na
pokrycie kosztów osieroconych
3.1 Kosztami wynikającymi z wprowadzonego w 2008 r. schematu pomocy publicznej przeznaczonej
na pokrycie kosztów osieroconych powstałych u wytwórców energii w związku z
przedterminowym rozwiązaniem kontraktów długoterminowych zostali obciążeni odbiorcy
energii, jako płatnicy opłaty przejściowej.
EY w Polsce jest Członkiem Globalnej Praktyki EY
3
3.2 Zgodnie z art. 10 ust. 1 stawki tej opłaty kalkuluje się odrębnie w odniesieniu do odbiorców
końcowych:
1) pobierających energię elektryczną w gospodarstwie domowym, zużywających rocznie:
a) poniżej 500 kWh energii elektrycznej,
b) od 500 kWh do 1.200 kWh energii elektrycznej,
c) powyżej 1.200 kWh energii elektrycznej;
2) niewymienionych w pkt 1, których instalacje są przyłączone do sieci elektroenergetycznej:
a) niskiego napięcia,
b) średniego napięcia,
c) wysokich i najwyższych napięć;
3) których instalacje są przyłączone do sieci elektroenergetycznej wysokich i najwyższych napięć
i którzy w roku kalendarzowym poprzedzającym o rok dany rok kalendarzowy, w którym są
stosowane stawki opłaty przejściowej, zużyli nie mniej niż 400 GWh energii elektrycznej z
wykorzystaniem nie mniej niż 60% mocy umownej, dla których koszt energii elektrycznej
stanowi nie mniej niż 15% wartości ich produkcji.
3.3 Wysokość opłaty przejściowej ustalana jest corocznie przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Jak wynika z Ustawy o KDT oraz z dotychczasowej praktyki tego organu, ostatnia spośród
wymienionych w art. 10 ust. 1 Ustawy o KDT grupa odbiorców uprawniona jest do ponoszenia
opłaty przejściowej w zmniejszonym wymiarze, wynoszącym zwykle około 30% opłaty ponoszonej
przez pozostałych odbiorców, których instalacje przyłączone są do sieci elektroenergetycznej
wysokich i najwyższych napięć.
3.4 Warto zauważyć, że przepisy dotyczące tej uprzywilejowanej grupy odbiorców zostały
wprowadzone w życie razem z innymi postanowieniami ustawowymi, ale parametryzacja ulgi
została następnie zmieniona na mocy późniejszej nowelizacji1. Zmiana ta nie była przedmiotem
postępowania notyfikacyjnego.
3.5 W obecnej rzeczywistości gospodarczej przepis ten uprzywilejowuje wyłącznie kilka
przedsiębiorstw, które na mocy prawa uzyskują znaczącą przewagę w stosunku do swoich
konkurentów operujących na tych samych rynkach właściwych.
4. Decyzja Komisji Europejskiej w sprawie schematu dotyczącego rekompensaty
za rozwiązanie kontraktów długoterminowych, a kwestia oceny parametryzacji
opłaty przejściowej
4.1 Schemat pomocy publicznej dotyczący rekompensat z tytułu dobrowolnego rozwiązania
długoterminowych umów sprzedaży mocy i energii elektrycznej był przedmiotem decyzji Komisji
Europejskiej z dnia 25 września 2007 r.
1
Art. 10 ust. 1 pkt 3 Ustawy o KDT zmieniony został na mocy art. 42 ustawy z dnia 15 kwietnia 2011 r. o
efektywności energetycznej (Dz.U.11.94.551) z dniem 11 sierpnia 2011 r.;
EY w Polsce jest Członkiem Globalnej Praktyki EY
4
4.2 Komisja nie przeprowadziła analizy parametryzacji opłaty przejściowej pod kątem występowania
elementów pomocy państwa w ramach postępowania notyfikacyjnego, natomiast odniosła się do
kwestii redystrybucji kosztów schematu jedynie w taki sposób, że:
►
(pkt 41. Decyzji; cytat): „Rekompensaty będą wypłacane przez PSE lub jej spółki zależne w
pełni kontrolowane przez państwo i zostaną sfinansowane poprzez wprowadzenie opłaty
nakładanej na odbiorców, proporcjonalnej do mocy umownej przyłącza do sieci elektrycznej
(podkr. EY). Aby móc sfinansować znaczną płatność wstępną, PSE i/lub jej spółka zależna
dokonują sekurytyzacji należności z tytułu opłat”;
►
W kontekście kwalifikacji opłaty jako środków państwowych: (pkt. 331. Decyzji; cytat): „Po
pierwsze, opłata jest świadczeniem obowiązkowym, narzuconym przez państwo wszystkim
odbiorcom” oraz (pkt. 332 Decyzji) Po drugie, wpływy z opłaty są przelewane na rachunek
należący do państwowej spółki Zarządca Rozliczeń S.A. Jest to spółka należąca w całości do
państwa. Spośród 7 członków rady nadzorczej Zarządcy Rozliczeń S.A. czterech, w tym
prezes, powoływanych jest przez ministrów, dwóch przez prezesów organów administracji
publicznej (URE i Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów), a jeden jest wybierany przez
walne zgromadzenie akcjonariuszy, to znaczy państwowego PSE Operator S.A. Komisja
stwierdza, że Zarządca Rozliczeń S.A. jest spółką pozostającą w całości pod kontrolą
państwa. Przemawia za tym także fakt, że Zarządca Rozliczeń S.A. działa pod kontrolą URE,
które jest agencją państwową. Wpływy z opłat są więc zarządzane przez organ, który w
całości kontrolowany jest przez państwo.
4.3 Z powyższej decyzji wynika zatem, że Komisja uznała (pierwotne) zróżnicowanie poziomu opłaty
przejściowej za uprawnione, uzasadnione ze względu na obiektywne kryteria i niewiążące się z
przyznawaniem pomocy.
4.4 Jak wspomnieliśmy jednak w punkcie (3.[-]) niniejszego Memorandum, uprzywilejowanie dla
określonej grupy odbiorców wprowadzone zostało dopiero w 2011 r., a zatem niespełna cztery
lata po zatwierdzeniu pierwotnego schematu przez Komisję Europejską. Jak wynika jednak z
Komunikatu dot. pomocy państwa związanej z kosztami osieroconymi, Komisja na bieżąco
monitoruje kwestie redystrybucji kosztów wynikających z rekompensat na pokrycie kosztów
osieroconych.
Parametryzacja opłaty a zapisy Komunikatu dot. pomocy państwa związanej z kosztami
osieroconymi
4.5 Decyzja zatwierdzająca notyfikowany przez Polskę schemat pomocy państwa została wydana z
uwzględnieniem zapisów Komunikatu Komisji dotyczącego metodologii analizy pomocy państwa
związanej z kosztami osieroconymi. Warto zauważyć, że zgodnie z punktem 4.3 tego Komunikatu,
Komisja pełni bieżącą kontrolę nad pokrywaniem kosztów osieroconych a także nad redystrybucją
wynikających stąd uciążliwości. Zgodnie z tym zapisem „Państwo członkowskie musi zapewnić
przesłanie do Komisji raportu rocznego, który w szczególności opisuje postępy w sytuacji
konkurencyjnej na jego rynku energii elektrycznej poprzez wskazanie m.in. zmian obserwowanych
w odpowiednich wskaźnikach ilościowych. Raport ten będzie przedstawiał szczegóły kalkulacji
kosztów osieroconych uwzględnionych w danym roku oraz będzie wyszczególniał sumy
wypłaconej pomocy.”
EY w Polsce jest Członkiem Globalnej Praktyki EY
5
4.6 W dalszej części Komunikatu Komisja wprost wskazuje na możliwość dodatkowego
uprzywilejowania niektórych odbiorców. Zgodnie z punktem 5. Komunikatu: „Komisja zapewni
również, żeby systemy finansowania pomocy przeznaczonej na wyrównanie kosztów osieroconych
skutkowały sprawiedliwym traktowaniem uprawnionych i nieuprawnionych konsumentów. W tym
celu raport roczny, o którym mowa w punkcie 4.3, będzie podawał rozbicie źródeł finansowania
przeznaczonego na wyrównanie kosztów osieroconych na uprawnionych i nieuprawnionych
konsumentów.”
4.7 Co więcej, zgodnie z Komunikatem, państwa członkowskie mogą dowolnie wybierać metody
finansowania pomocy finansowej przeznaczonej na wyrównanie kosztów osieroconych, jakie
uważają za najwłaściwsze.
4.8 Reasumując, zasady redystrybucji opłaty przejściowej nie były przedmiotem decyzji Komisji.
Ponadto, pomimo późniejszej możliwości wglądu w funkcjonowanie schematów obejmujących
pokrycie kosztów osieroconych Komisja nie wszczęła dotychczas postępowania dotyczącego
parametryzacji opłaty przejściowej.
5. Możliwość zmiany zasad parametryzacji opłaty przejściowej w świetle prawa
pomocy publicznej – ocena proceduralna
5.1 Prawną konsekwencją braku analizy zasad funkcjonowania opłaty przejściowej przez Komisję w
ramach postępowania notyfikacyjnego dotyczącego rekompensat jest brak możliwości uznania tej
kwestii za istotny (zatwierdzony przez Komisję) element schematu pomocy publicznej.
5.2 Argument, zgodnie z którym modyfikacja zasad redystrybucji kosztów wynikających ze schematu
prowadzi do zmiany istniejącego środka pomocy publicznej należy uznać za chybiony. Trafność
tego argumentu oznaczałaby konieczność notyfikacji nowej pomocy, gdyż zgodnie z
rozporządzeniem proceduralnym 2015/1589 (zastępującym rozporządzenie 659/1999) takie
konsekwencje pociąga za sobą zmiana istniejącego środka pomocy publicznej.
5.3 Kwestia zmiany schematu pomocy publicznej została doprecyzowana w rozporządzeniu
wykonawczym 794/2004 w wersji zmienionej nowym rozporządzeniem proceduralnym. Zgodnie
z art. 4 tego rozporządzenia, za zmianę schematu pomocy nie zostaną uznane modyfikacje:
► nie wpływające na zgodność schematu ze wspólnym rynkiem oraz
► nie powodujące wzrostu budżetu schematu o ponad 20%.
Modyfikacje takie mogą zostać dokonane bez przeprowadzania postępowania notyfikacyjnego.
5.4 Zmiana zasad redystrybucji kosztów wynikających ze schematu pokrywania kosztów
osieroconych nie wpływa na zgodność głównego schematu ze wspólnym rynkiem, gdyż nie była
przedmiotem oceny w postępowaniu przed Komisją. Co więcej, modyfikacja zasad redystrybucji
kosztów nie wpłynie na budżet schematu głównego.
5.5 Reasumując, zmiana zasad parametryzacji opłaty przejściowej nie powinna być traktowana
jako wymagająca notyfikacji zmiana schematu pomocy publicznej.
EY w Polsce jest Członkiem Globalnej Praktyki EY
6
6. Brak przesądzenia pomocowego charakteru zróżnicowania opłat sieciowych
6.1 Warto zauważyć, ze pomimo funkcjonowania zróżnicowanych opłat sieciowych, uwzględniających
również ulgi dla określonych podmiotów w całej Unii Europejskiej (o czym w punkcie 7.
niniejszego Memorandum), Komisja w swojej praktyce decyzyjnej do tej pory nie określiła, że
zróżnicowanie to wiąże się z udzielaniem pomocy państwa.
6.2 O takim charakterze nie przesądzają również unijne wytyczne. Wytyczne EEAG 2014-2020
stanowią wprost, że nie znajdują one zastosowania do kosztów osieroconych w rozumieniu
komunikatu Komisji w sprawie metod analizy pomocy państwa związanej z kosztami osieroconymi.
Podobnie zresztą kwestie związane z pomocą udzielaną w związku z rozwiązaniem kontraktów
długoterminowych nie mieściły się w zakresie przedmiotowym poprzednich wytycznych
środowiskowych z 2008 r.
7. Zróżnicowanie opłat związanych z eksploatacją sieci energetycznej w różnych
jurysdykcjach europejskich – studium prawno-porównawcze
7.1 Upusty w zakresie opłat sieciowych występują w wielu jurysdykcjach europejskich.
7.2 Uprzywilejowane bywają następujące grupy odbiorców:
► autoproducenci,
► podmioty przyłączone do sieci w kilku miejscach,
► podmioty energochłonne (zwyczajowo – roczna konsumpcja na poziomie minimum 100
GWh),
► spełniający określone kryteria techniczne,
► kwalifikujące się do określonych grup (użyteczność publiczna, armia, odbiorcy wrażliwi).
7.3 Co się tyczy upustów dla podmiotów energochłonnych, występują one w następujących
jurysdykcjach europejskich2:
► Dania (m.in. podmioty zużywające ponad 100 GWh rocznie na jedno miejsce odbioru –
redukcja kosztów dotyczy dostaw powyżej 100 GWh oraz podmioty dysponujące własnymi
transformatorami 132 kV);
► Niemcy (odbiorcy zużywający pomad 10 GWh rocznie pod warunkiem że zużycie to
przekracza czas 7.000 godzin pełnego obciążenia, odbiorcy o zmiennym zużyciu,
uzależnionym od pory roku, odbiorcy w przypadku których szczyt zapotrzebowania
występuje bez korelacji ze szczytowym zapotrzebowaniem w systemie krajowym);
► Islandia (odbiorcy u których czas pełnego obciążenia przekracza 4.500 godzin rocznie płacą
około 35% opłaty za utrzymanie mocy w systemie);
► Holandia (odbiorcy przyłączeni w więcej niż jednym miejscu – na drugie przyłącze pod
warunkiem obciążenia przez mniej niż 600 godzin rocznie);
2
Źródła: ENTSO-E, Overview of Transmission Tariffs in Europe: Synthesis 2015, czerwiec 2015 oraz ECOFYS,
Fraunhofer ISI, Electricity Costs of Energy Intensive Industries – An international comparison, lipiec 2015.
EY w Polsce jest Członkiem Globalnej Praktyki EY
7
►
►
Norwegia (odbiorcy o zapotrzebowaniu na moc powyżej 15 MW oraz o zużyciu powodującym
przekroczenie 7.000 godzin pełnego obciążenia ponoszą około 50% kosztów sieciowych);
Słowacja (odbiorcy przyłączeni bezpośrednio do sieci przesyłowej – upust na poziomie 95%
(!) przy wykorzystaniu mocy umownej na poziomie ponad 77,63% oraz pracy przy pełnym
obciążeniu przez minimum 6.800 godzin rocznie).
7.4 Żaden z powyższych środków nie był przedmiotem postępowania przed Komisją Europejską.
Obniżka narzutów w powyższym zakresie uzasadniona jest przede wszystkim ekonomią skali oraz
wynikającymi stąd niższymi kosztami zaopatrywania w energię, stąd brak przesądzenia odnośnie
istnienia pomocy publicznej.
EY w Polsce jest Członkiem Globalnej Praktyki EY