W celu świadczenia usług na najwyższym poziomie stosujemy pliki cookies. Korzystanie z naszej witryny oznacza, że będą one zamieszczane w Państwa urządzeniu. W każdym momencie można dokonać zmiany ustawień Państwa przeglądarki. Zobacz politykę cookies.

Opinia z 21 lutego 2020 r. o projekcie ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych

  Rada Legislacyjna                                                                                                2020-02-21

przy

Prezesie Rady Ministrów

          RL-033-7/20

(Minister Aktywów Państwowych)

 Opinia

o projekcie ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych

 

I. Uwagi ogólne

 

1. Ogólna charakterystyka treści opiniowanego projektu ustawy

 

Projekt ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych[1] (dalej: „Projekt”) – przedłożony do zaopiniowania Radzie Legislacyjnej na wniosek Prezesa Rządowego Centrum Legislacji – ma na celu przede wszystkim ułatwienie procesu inwestycyjnego w morskich farmach wiatrowych. Projektodawca w uzasadnieniu obszernie przedstawia potrzebę nowej regulacji odmiennej od ogólnych zasad wspierania produkcji energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii. Proponowana regulacja powinna, zdaniem Projektodawcy, doprowadzić do przyspieszenia inwestycji, niezbędnego z punktu widzenia realizacji unijnego celu 21% udziału odnawialnych źródeł energii w finalnym zużyciu energii netto do 2030 r. (określonym w Krajowym planie na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030[2]).

Cele te zostały przedstawione w Projekcie na 63 stronach maszynopisu, obejmującego 101 jednostek redakcyjnych. Poniżej zostaną przedstawione uwagi szczegółowe dotyczące Projektu. Zanim jednak to nastąpi, warto zwrócić uwagę na stan faktyczny. Pod koniec stycznia 2019 r. PSE wydały kilku przedsiębiorstwom warunki przyłączenia morskich farm wiatrowych o łącznej mocy 4848 MW. Oznacza to, że na koniec stycznia 2019 moc morskich farm wiatrowych, które uzyskały warunki przyłączenia bądź miały już podpisane umowy przyłączeniowe sięgnęła w sumie blisko 7100 MW[3]. Dla porównania łączna moc bloków energetycznych elektrowni Bełchatów wynosi 5102 MW. Plany wobec morskiej energetyki wiatrowej są zatem ambitne i zasadniczo mogą się przyczynić do zwiększenia OZE w miksie energetycznym Polski. W uzasadnieniu Projektu wskazano, że trzy najbardziej zaawansowane projekty morskich farm wiatrowych mają moc zainstalowaną na poziomie 1200-1440 MW, 1045 MW oraz 350 MW i jedynie dla jednej z tych instalacji proces inwestycyjny jest na tyle zaawansowany, że mogłaby wziąć udział w aukcjach, otwierających drogę wsparciu finansowemu planowanych inwestycji. Zdaniem Projektodawcy należy przyspieszyć rozwój morskiej energetyki wiatrowej uwzględniając wyjątkowość jej procesu inwestycyjnego oraz znaczenie dla osiągnięcia unijnych celów udziału OZE w finalnym zużyciu energii brutto.

2. Ogólna ocena Projektu

 

            2.1. Zrozumieniu zmian proponowanych w Projekcie powinno posłużyć przedstawienie obecnego systemu wsparcia odnawialnych źródeł energii, zawartych w ustawie z 20.02.2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2018 r., poz. 2389 ze zm.). Zgodnie z tą ustawą od 1 lipca 2016 r. wprowadzono system aukcyjny, odchodząc tym samym od systemu wsparcia opartego na świadectwach pochodzenia. Ustawodawca zdecydował przy tym, że instalacje działające w oparciu o regulacje sprzed 1 lipca 2016 r. będą korzystały z dotychczasowego systemu wsparcia przez 15 lat od dnia pierwszego wprowadzenia energii elektrycznej do sieci. Dla nowych instalacji, które rozpoczęły wytwarzanie energii elektrycznej po 1 lipca 2016 r. określono następujący system wsparcia:

– Gwarantowaną cenę energii elektrycznej w postaci taryf gwarantowanych (feed-in tariffs - FiT) dla małych instalacji i mikroinstalacji biogazowych i wodnych (o mocy mniejszej niż 500 kW) lub prawo do uzyskania pokrycia ujemnego salda w postaci taryf premium (feed-in premium tariffs - FiP) dla średniej wielkości instalacji biogazowych i wodnych (o mocy większej niż 500 kW, ale mniejszej niż 1 MW);  

– Kontrakty różnicowe (Contracts for Differences - CfD) dla Instalacji OZE o mocy co najmniej 500 kW.

            W celu uzyskania wsparcia, niezależnie od wielkości instalacji, wytwórcy energii elektrycznej w OZE biorą udział w aukcjach, pod warunkiem dopuszczenia do ich udziału. Dopuszczenie do udziału ma miejsce na podstawie zaświadczenia wydanego przez Prezesa URE, ważnego przez 12 miesięcy, o ile wytwórca przedstawi następujące dokumenty:

– prawomocne pozwolenie na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp,

– prawomocną decyzję o uwarunkowaniach środowiskowych,

– warunki przyłączenia do sieci lub umowę o przyłączenie do sieci.

– harmonogram realizacji budowy.   

            Po przejściu tzw. prekwalifikacji wytwórca energii elektrycznej w OZE może wziąć udział w aukcji w jednym z 5 koszyków aukcyjnych:   

– Koszyk 1: instalacje biogazowe i instalacje spalania biomasy;

– Koszyk 2: instalacje wodne, instalacje geotermalne, instalacje wykorzystujące biopaliwa ciekłe i morskie farmy wiatrowe;

– Koszyk 3: instalacje wykorzystujące biogaz rolniczy;  

– Koszyk 4: lądowe farmy wiatrowe i farmy słoneczne;

– Koszyk 5: hybrydowe instalacje OZE.

            Dodatkowo w każdym koszyku istnieją podkoszyki w zależności od wielkości instalacji oraz chwili pierwszego wprowadzenia energii elektrycznej do sieci.

            Ze względu na wielkość farm wiatrowych, biorą one udział w aukcjach koszyka 2 w celu uzyskania wsparcia w ramach kontraktów różnicowych (CFD). Warto zatem wyjaśnić, na czym polegają kontrakty różnicowe.

             Instalacja OZE, która wygra aukcję na CfD ma prawo otrzymywać „ujemne saldo”, czyli miesięczne płatności stanowiące różnicę między ceną aukcyjną, oferowaną przez tę instalację, a ceną rynkową energii elektrycznej, z zastrzeżeniem maksymalnej ilości energii elektrycznej oferowanej podczas aukcji. Ujemne saldo jest wypłacane przez spółkę Zarządca Rozliczeń S.A., jednoosobową spółkę Skarbu Państwa pełniącą funkcję operatora rozliczeń. W przypadku jednak, gdy cena rynkowa przewyższy cenę aukcyjną, dodatnie saldo będzie rozliczane przez właściciela instalacji OZE ze spółką Zarządca Rozliczeń S.A. w postaci potrącenia z kolejnym ujemnym saldem. Jeżeli dana instalacja wytworzy więcej energii elektrycznej niż zaoferuje podczas aukcji, nie otrzyma za nadwyżkę energii elektrycznej kwoty stanowiącej różnicę między cenami (ale będzie mogła uzyskać obowiązującą cenę rynkową). Przez cały okres wsparcia gwarantowana cena aukcyjna przyznana instalacji OZE jest corocznie waloryzowana polskim wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych.

Do końca października każdego roku Rada Ministrów określa maksymalną ilość i wartość energii elektrycznej, którą można kupić na każdej z wyżej wymienionych (oddzielnych) aukcji. Zgodnie z ustawą o odnawialnych źródłach energii minister właściwy ds. energii (obecnie Minister Aktywów Państwowych) ma obowiązek ustalić maksymalną cenę zakupu (cenę referencyjną), której oferenci nie mogą przekroczyć podczas aukcji. Instalacja OZE ma obowiązek wytworzyć i sprzedać co najmniej 85% energii elektrycznej zadeklarowanej podczas aukcji. Ilość wytworzonej i sprzedanej energii elektrycznej jest weryfikowana w okresach trzyletnich, a pierwsza weryfikacja następuje po upływie trzech pełnych lat korzystania ze wsparcia w postaci CfD. Na właściciela instalacji OZE, który nie osiągnie tego progu nakładana jest kara pieniężna. Warto też wspomnieć, że nowelizacją ustawy z 2018 r. wprowadzono wymóg, że ilość energii elektrycznej objętej ofertami przyjętymi w ramach danej aukcji nie może przekroczyć 80% łącznej ilości energii elektrycznej zaoferowanej w tej aukcji. Ten mechanizm ma się przyczynić do wzrostu konkurencji między oferentami, ponieważ 20% ofert (tych najdroższych) nie zostanie wybranych.

            Wytwórca energii elektrycznej, który wytworzył energię elektryczną w instalacji OZE innej niż mikroinstalacja lub mała instalacja, ma wprowadzić energię elektryczną do sieci i sprzedawać ją na giełdzie towarowej lub na rynku organizowanym przez podmiot prowadzący w Polsce rynek regulowany.

 

            2.2. Zdaniem Projektodawcy „gorset” założony przez Ustawodawcę na wszystkich wytwórców OZE nie odpowiada morskim farmom wiatrowym do tego stopnia, że należy uchwalić odrębną ustawę, nie zmieniając dotychczasowej w ten sposób, by ją uzupełnić o odrębny rozdział poświęcony morskim farmom wiatrowym. W rezultacie w systemie prawa obowiązywałyby regulacje ogólne dotyczące systemu wsparcia dla wytwórców energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii i odrębnie dla wytwórców energii w morskich farmach wiatrowych. W uzasadnieniu Projektodawca przywołał następujące argumenty przemawiające za tak daleko idącymi zmianami:  

– pomimo wydania już 7 lat temu pozwoleń na wznoszenie i wykorzystanie sztucznych wysp, do tej pory nie uruchomiono farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej; 

– koszyk aukcyjny, w którym znajdują się morskie farmy wiatrowe (wraz z elektrowniami wodnymi, instalacjami wykorzystującymi biopłyny albo energię geotermalną do wytwarzania energii elektrycznej charakteryzuje się niską podażą projektów;  

– proces inwestycyjny w przypadku farm wiatrowych jest tak rozbudowany, że nie mogą one być dopuszczone do aukcji ze względu na brak kompletu właściwych dokumentów; 

– konieczność złożenia co najmniej trzech ważnych ofert aukcyjnych dla rozstrzygnięcia danej aukcji oraz obowiązywanie zasady, zgodnie z którą wsparcie może zostać przyznane w odniesieniu do nie więcej niż 80% wolumenu energii elektrycznej zaoferowanego w danej aukcji jest nieadekwatne wobec morskich farm wiatrowych;

– okres obowiązywania obecnego systemu wsparcia OZE kończy się w połowie 2021 r., a w związku z tym zorganizowanie aukcji dla morskich farm wiatrowych w najpóźniejszym możliwym terminie dałoby szanse jedynie trzem najbardziej zaawansowanym projektom;

– przyjęte obecnie rozwiązania dotyczące długości okresu wsparcia, wielkości wsparcia, możliwości etapowania projektu, wartości przyjmowanych w celu obliczania ujemnego salda ograniczeń sieciowych wynikających z poleceń ruchowych operatora nie przystają do rzeczywistych warunków budowy i funkcjonowania morskich farm wiatrowych. Uznaje się tu przy tym, że 15-letni okres wsparcia jest za krótki, aby nastąpił odpowiedni zwrot z kapitału. Ponadto twierdzi się, że ryzyko inwestycyjne jest tak duże, że nie pozwala na wstępnym etapie na jasną deklarację w aukcji, jaki wolumen powinien być przedstawiony w ofercie. Etapowanie projektu wydaje się koniecznością ze względu na krótkie okresy, w których na podstawie decyzji środowiskowych możliwe jest prowadzenie na morzu montażu turbin.

 

            Wskazane powyżej argumenty w połączeniu z okolicznością znaczenia i rozmiaru możliwej morskiej energetyki wiatrowej (energia elektryczna wytworzona w morskich farmach wiatrowych ilością może docelowo przewyższyć ilości energii elektrycznej produkowanej we wszystkich pozostałych źródłach odnawialnych razem wziętych) uzasadniają odrębną regulację dla morskich farm wiatrowych. Nie ma wątpliwości, że uchwalenie ustawy jest niezbędne dla stworzenia właściwego otoczenia regulacyjnego, ułatwiającego proces inwestycyjny. Warto przy tym wskazać, że na Bałtyku powstały już farmy wiatrowe w niemieckiej, duńskiej, szwedzkiej i fińskiej wyłącznej strefie ekonomicznej. Wschodnia część Bałtyku wykazuje do tej pory przede wszystkim wysoki potencjał rozwojowy. Warto przy tym wskazać na argument komparatystyczny. W Niemczech odrębny akt prawny dotyczący morskich farm wiatrowych obowiązuje od początku 2017 r.[4], przy jednoczesnym obowiązywaniu ogólnych regulacji prawnych dotyczących pozostałych odnawialnych źródeł energii.

            W branży energetyki wiatrowej wskazuje się na trzy podstawowe warunki o charakterze prawnym, które umożliwią rozwój morskich farm wiatrowych. Są to:

– konieczność zagwarantowania morskim farmom wiatrowym miejsca w planie zagospodarowania przestrzennego Morza Bałtyckiego;     

– przygotowanie i rozwijanie infrastruktury portowej oraz naziemnej, która zapewni dostęp do energii z morskich farm wiatrowych;

– stworzenie odpowiedniego systemu wsparcia dla morskich farm wiatrowych, w jasno określonym horyzoncie czasowym, w tym w formie specjalnej ustawy dotyczącej wyłącznie rozwoju morskiej energetyki wiatrowej[5].

            Należy zatem oceniając Projekt wziąć pod uwagę postulaty płynące z branży i zastanowić się, do jakiego stopnia brane są pod uwagę.  

           

2.3. W Projekcie wsparcie dla morskich farm wiatrowych oparto o obecną koncepcję dwustronnego kontraktu różnicowego (CfD), ale wyróżniono dwa etapy tego wsparcia:

– w pierwszej fazie systemu, który potrwa do 31 grudnia 2022 r. dla morskich farm wiatrowych o łącznej mocy zainstalowanej 4,6 GW, wsparcie będzie przyznawane w drodze decyzji administracyjnej.  

– w drugiej fazie wsparcie będzie przyznawane w oparciu o konkurencyjne aukcje w jednym koszyku dla wszystkich farm wiatrowych.

            W pierwszej fazie wsparcie otrzymałyby te inwestycje, które pozostają na najwyższym poziomie zaawansowania. O pierwszeństwie przyznania w ramach określonego w projekcie limitu będzie decydowało pierwszeństwo zgłoszeń. Warto przy tym zauważyć, że decyzja Prezesa URE o możliwości skorzystania ze wsparcia w pierwszej fazie będzie się wiązała z udzieleniem pomocy publicznej w formie pomocy indywidualnej, wymagającej jej notyfikacji do Komisji Europejskiej. W drugiej fazie konkurencyjny sposób wyłaniania ofert w trybie konkurencyjnym, zdaniem Projektodawcy, odpowiada wymogom prawa UE o pomocy publicznej i nie będzie wymagało notyfikacji.

 

II. Szczegółowe uwagi krytyczne i postulaty de lege ferenda w odniesieniu do niektórych rozwiązań prawnych przewidzianych w Projekcie

 

1. Przepisy ogólne

 

1.1. Projekt przewiduje regulację „zasad i warunków” przygotowania oraz realizacji inwestycji w zakresie budowy morskich farm wiatrowych oraz „mechanizmy i instrumenty” wspierające wytwarzanie energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych. Potrzeba regulacji, jak już wyżej była mowa, nie budzi wątpliwości. Zakres projektowanych regulacji skłania do zadania pytania, czy zgłaszana przez branżę potrzeba regulacji dotyczących planów zagospodarowania wyłącznej strefy ekonomicznej Polski na Bałtyku celowo nie została dostrzeżona przez Projektodawcę. Wydaje się, że mimo wagi sprawy dla rozwoju morskich farm wiatrowych pozostawienie uregulowania planów zagospodarowania obszarów morskich na podstawie ustawy o obszarach morskich[6] w formie rozporządzenia w gestii ministra właściwego ds. gospodarki morskiej jest właściwym rozwiązaniem. Jak wiadomo, kwestia określenia w planach zagospodarowania obszarów morskich lokalizacji morskich farm wiatrowych jest kluczowa dla ich powstania. Poważne zmiany legislacyjne w tym obszarze mogłyby być jednak przeciwskuteczne wobec zapowiedzi rządowych o dużym zaawansowaniu prac dotyczących rozporządzenia o planach zagospodarowania obszarów morskich[7]

 

1.2. W słowniczku Projektu zawarto wiele odwołań do istniejących już definicji, zwłaszcza z ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz ustawy Prawo energetyczne. Odniesienia te są prawidłowe. Nowością są definicje morskiej farmy wiatrowej i morskiej turbiny wiatrowej. Nie budzą one wątpliwości. Nowością w systemie prawa jest zdefiniowanie sposobu obliczania mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej. Zgodnie z uzasadnieniem podany w słowniczku sposób obliczania mocy odpowiada praktyce stosowanej w Urzędzie Regulacji Energetyki. Ponieważ Prezes URE zobowiązany jest informować o mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii, warto rozważyć umieszczenie analogicznej definicji w odniesieniu do wszystkich odnawialnych źródeł energii w ustawie o odnawialnych źródłach energii. W ten sposób obie regulacje pozostawałyby paralelne regulacyjnie, a Projekt nie byłby „o krok do przodu” przed ustawą dotyczącą wszystkich odnawialnych źródeł energii.     

 

1.3. W przepisach ogólnych Projektu zawarto również sposób określania ceny będącej podstawą do rozliczenia ujemnego salda, wskazując że należy przy jej określaniu nie zawierać podatku od towarów i usług. Analogiczny przepis znajduje się w ustawie o odnawialnych źródłach energii, dzięki czemu zachowana jest spójność w systemie prawa.  

Na koniec warto zwrócić uwagę na stosowany język. Zwroty „warunki i zasady” oraz „mechanizmy i instrumenty” z art. 1 Projektu odpowiadają zwrotom zawartym w ustawie o odnawialnych źródłach energii. Należy się jednak zastanowić, czy Projektodawca byłby w stanie odróżnić zasady od warunków oraz mechanizmy od instrumentów. Jeśli nie byłby w stanie tego dokonać, to może lepiej byłoby stosować brzytwę Ockhama i nie mnożyć bytów. Podobnie można by uczynić przy tytułach poszczególnych rozdziałów, gdzie wielokrotnie użyto zwrotu „zasada”, wydaje się, niekiedy go nadużywając. Dla przykładu rozdział 6 Projektu zatytułowany ”Plan udziału materiałów i usług lokalnych” jest lapidarny i zrozumiały, a mógłby być zatytułowany „Zasady określania planów udziału materiałów i usług lokalnych”, tracąc na lapidarności. Być może podobnego zabiegu a rebours należałoby dokonać w tytule rozdziału 2, nadając mu brzmienie: „Prawo do pokrycia ujemnego salda przez wytwórców energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych”. Konsekwentnie tytuły rozdziału 3, 4, 5 Projektu mogłyby zaczynać się słów: „Wnioski o wydanie decyzji…”; „Aukcje dla morskich farm wiatrowych…”; „Rozliczenia ujemnego salda”.

 

2. Prawo do pokrycia ujemnego salda przez wytwórców energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych 

 

2.1. W rozdziale 2 Projektu określono reguły, zgodnie z którymi wytwórcy energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej [dalej: wytwórca] przysługuje prawo do pokrycia ujemnego salda. Możliwość ubiegania się o wsparcie ograniczono do projektowanych regulacji, wyłączając korzystanie przez wytwórcę ze wsparcia w ramach systemu ogólnego wsparcia projektów w energetyce odnawialnej. Dla wsparcia w ramach I etapu (przyznawanego decyzją Prezesa URE) wprowadzono limit mocy, dla której wytwórcy otrzymają wsparcie. Określono jednocześnie, że o kolejności przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda rozstrzygać będzie kolejność złożenia kompletnych wniosków. Wydłużono okres wsparcia do 25 lat (w porównaniu do 15 lat w ogólnym systemie) i wskazano ilość energii wyrażonej w MWh, dla której wytwórca ma prawo wystąpić o pokrycie ujemnego salda. Dla uzyskania wsparcia w I etapie wskazano na obowiązek, przed złożeniem wniosku, o wydanie urzędowego potwierdzenia zachęty przez Prezesa URE. Wreszcie uregulowano w tym rozdziale obowiązek skorygowania ceny przez wytwórcę o pomoc inwestycyjną, którą otrzymał na realizację inwestycji w zakresie morskiej farmy wiatrowej oraz o wynagrodzenie z tytułu świadczenia na rzez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego. Dzięki temu Projektodawca ogranicza wsparcie, nie prowadząc do kumulacji korzystania z pomocy publicznej z różnych tytułów.   

Popierając rozwiązania zawarte w rozdziale 2 warto wymienić pewne uwagi, mogące przysłużyć się poprawie jakości Projektu.

 

2.2. W słowniczku w rozdziale 1 Projektu zdefiniowano pojęcie wytwórcy (art. 3 pkt 9), wskazując że jest nim podmiot, który wytwarza lub zamierza wytwarzać energię elektryczną z energii wiatru na morzu w morskiej farmie wiatrowej[8]. Dzięki temu zabiegowi nie trzeba za każdym razem pisać w Projekcie o wytwórcy energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej, lecz wystarczy posługiwać się pojęciem wytwórcy tout court. Projektodawca nie jest jednak konsekwentny i w wielu miejscach Projektu czuje się zobowiązany po wyrazie „wytwórca” dodawać „energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej”. Wydaje się, że najlepiej byłoby przyjąć konsekwentną nomenklaturę i używać w Projekcie wyłącznie wyrazu „wytwórca” w specyficznym, wąskim, na gruncie Projektu znaczeniu.

2.3. W uzasadnieniu Projektu i w samym Projekcie wielokrotnie powtarza się podstawowa dla udzielania wsparcia zasada, zgodnie z którą w I etapie wsparcia, uzależnionego od decyzji Prezesa URE, koniecznym jest otrzymanie decyzji Komisji o zgodności pomocy publicznej ze wspólnym rynkiem (np. art. 6 pkt 1 Projektu). Projektodawca w uzasadnieniu wyraża pogląd, iż wsparcie udzielane w ramach systemu aukcyjnego jest zgodne z prawem o pomocy publicznej i nie wymaga notyfikacji. Natomiast wsparcie w oparciu o decyzję, niepoprzedzaną systemem aukcyjnym wymaga notyfikacji i decyzji Komisji. Jednocześnie Projektodawca przesądza, że Projekt nie wymaga notyfikacji jako program pomocowy, lecz każdorazowa pomoc udzielona w ramach I etapu będzie wymagała notyfikacji.    

W uzasadnieniu i w Projekcie Projektodawca nie wyjaśnia na czym oparte jest przekonanie, że decyzja o udzieleniu wsparcia w ramach I etapu będzie uznana za zgodną z rynkiem wewnętrznym przez Komisję. Nie ma wątpliwości, że jednym z podstawowych założeń proponowanych regulacji jest rozdzielenie wsparcia na dwa etapy w celu przyspieszenia procesu inwestycyjnego. Brak w uzasadnieniu wyjaśnienia zagadnień związanych z pomocą publiczną budzi niepokój co do powodzenia przedsięwzięcia. Należy zatem postulować wyjaśnienie w uzasadnieniu dwóch zagadnień. Po pierwsze należałoby wyjaśnić, dlaczego Projekt nie jest notyfikowany jako program pomocowy. Po wtóre należałoby wyjaśnić, na czym oparte jest przekonanie, że pomoc publiczna udzielona na podstawie decyzji Prezesa URE w trybie przewidzianym w Projekcie (a więc w ramach limitu mocy, kolejność zgłoszeń) powinna być uznana przez Komisję za zgodną ze wspólnym rynkiem.

2.4. Jak już była o tym mowa, wytwórca, chcący wystąpić z wnioskiem o przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda w ramach I etapu składa do Prezesa URE wniosek o wydanie urzędowego potwierdzenia efektu zachęty (art. 10 Projektu). Projektowany przepis wzorowany jest na art. 47a ustawy o odnawialnych źródłach energii, w którym przewidziano analogiczny mechanizm w odniesieniu do wsparcia dla biogazu rolniczego.

Między projektowanym przepisem a art. 47a ustawy o odnawialnych źródłach energii dwie różnice wydają się wymagać komentarza i prośby o wyjaśnienie lub skorygowanie.

Po pierwsze, zgodnie z projektowanym art. 10 ust. 1 wytwórca składa do Prezesa URE wniosek o wydanie urzędowego potwierdzenia efektu zachęty przed uzyskaniem promesy koncesji. Przepis ten sugerowałby, że wnioskodawca powinien ubiegać się o promesę koncesji, a następnie o koncesję. Tymczasem wydaje się, że jest to tylko możliwość. Należałoby zatem rozważyć albo skreślenie wyrazów „przed uzyskaniem promesy koncesji” lub też sformułować obowiązek uzyskania efektu zachęty w przypadku ubiegania się o promesę koncesji, także przed jej wydaniem.

Po drugie, w art. 47a ust. 6 ustawy o odnawialnych źródłach energii wskazano, że od postanowienia o efekcie zachęty służy odwołanie do Sądu Okręgowego w Warszawie – sądu ochrony konkurencji i konsumentów, w terminie 7 dni od dnia doręczenia postanowienia. Treść przepisu art. 10 ust. 6 Projektu przewiduje natomiast możliwość złożenia zażalenia na postanowienie. Nawet nie rozstrzygając o prawidłowości jednego z przyjętych rozwiązań, należałoby zauważyć, że projektowany przepis wprowadza niezrozumiałą niespójność systemową. W jednym przypadku (biogazu rolniczego) przysługiwałoby odwołanie do SOKiK, w drugim zażalenie. Dobrze byłoby, uchwalając Projekt, doprowadzić zarazem do uspójnienia przepisów.

2.5. Ostatnia uwaga dotycząca rozdziału 2 ma charakter przede wszystkim redakcyjny. W art. 11 ust. 9 Projektu stwierdza się, że należy złożyć oświadczenie o nieudzieleniu pomocy inwestycyjnej. Wydaje się, że poprawniej byłoby domagać się oświadczenia o nieotrzymaniu pomocy inwestycyjnej. Wytwórca jest bowiem we wskazanych w Projekcie przypadkach beneficjentem, a nie benefaktorem.

 

3. Decyzja o przyznaniu prawa do pokrycia ujemnego salda dla wytwórców energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej

           

3.1. W rozdziale 3 Projektu określono prawnie I etap wsparcia, a więc etap, który dotyczy najbardziej zaawansowanych inwestycji w morskie farmy wiatrowe i który wiąże się z wydawaniem decyzji przez Prezesa URE. Przepisy projektowanego rozdziału określają zatem treść wniosku o wydanie decyzji, możliwość zmiany wniosku, termin na wydanie decyzji. Ponadto w Projekcie dano możliwość wydłużenia okresu 7 lat od chwili otrzymania decyzji, w jakim wytwórca powinien wprowadzić do sieci po raz pierwszy energię elektryczną. Wreszcie projektowany rozdział zawiera delegację do wydania rozporządzenia przez ministra właściwego ds. energii w sprawie określenia ceny referencyjnej za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej.

Projektowane przepisy należy ocenić pozytywnie. Można jednakże rozważyć uzupełnienia w następujących kwestiach.

 

3.2. W art. 13 ust. 3 pk 2 i 3 Projektu wskazano, że do wniosku o wydanie decyzji w sprawie udzielenia wsparcia dla wytwórcy należy dołączyć kopie m.in. ostatecznej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla danej morskiej farmy wiatrowej oraz prawomocnego pozwolenia na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich dla przedsięwzięć zlokalizowanych w wyłącznej strefie ekonomicznej. W jednym przypadku Projektodawca sugeruje, aby decyzja była ostateczna, w innym prawomocna, nie podając w uzasadnieniu do Projektu wyjaśnienia dla takiego rozróżnienia. Być może zakłada się, że decyzja o uwarunkowaniach środowiskowych jest bardziej podatna na zaskarżenie i w przypadku skargi do sądu administracyjnego, postępowaniem przed sądem administracyjnym nie powinno blokować się inwestycji w farmę wiatrową. Jeśli tak jest w rzeczywistości, warto byłoby o tym wspomnieć w uzasadnieniu. Jeśli to rozwiązanie jest jednak przypadkowe, nie mające wyraźnych podstaw racjonalnych, to dobrze byłoby je usunąć i żądać od wytwórcy załącznika w postaci kopii prawomocnych decyzji środowiskowych. Nie jest w tym przypadku dostatecznym wyjaśnieniem obecna treść przepisu art. 75 ust. 5 pkt 5 ustawy o odnawialnych źródłach energii, zwierająca analogiczne rozwiązanie do projektowanego rozdziału. Nota bene warto zauważyć, że poprzestanie wyłącznie na decyzji ostatecznej może budzić wątpliwości co do poprawności rozwiązania. Dopiero prawomocna decyzja daje pewność do tego, że treść decyzji nie ulegnie zmianie.

 

3.3. W art. 13 ust. 7 Projektu wskazano, że nie stosuje się art. 31 Kodeksu postępowania administracyjnego. Pomijając skrótowość tego zdania, która każe się domyślać, że chodzi o postępowanie w sprawie decyzji dotyczącej wsparcia dla wytwórcy w ramach etapu I, to należy podkreślić, że wyłączenie art. 31 kpa jest nowe. Nie ma bowiem analogii w obecnej treści przepisów ustawy o odnawialnych źródłach energii. W art. 31 kodeksu postępowania administracyjnego określono możliwość udziału organizacji społecznych jako strony w postępowaniach administracyjnych. Zamiarem Projektodawcy jest więc pozbawienie możliwości udziału organizacji społecznych w postępowaniach I etapu wydania decyzji przez Prezesa URE. Takie rozwiązanie budzi wątpliwości, skoro jak wiadomo, przepis art. 31 kodeksu postępowania administracyjnego ma swój cel i wyłączenie go ze stosowania powinno być co najmniej wyjaśnione w uzasadnieniu. Przedstawienie argumentu na rzecz wyłączenia stosowania art. 31 kodeksu postępowania administracyjnego leży po stronie Projektodawcy.

 

3.4. W art. 18 ust. 1 pkt 3 Projektu przewidziano, że wytwórca, któremu wydano decyzję w ramach I etapu, może wystąpić do Prezesa URE z wnioskiem o wyrażenie zgody na wydłużenie terminu 7-letniego na pierwsze wprowadzenie energii elektrycznej do sieci od chwili otrzymania decyzji, gdy Komisja wydała decyzję w sprawie zgody pomocy publicznej ze wspólnym rynkiem, w terminie późniejszym niż sześć miesięcy. Jak wiadomo, postępowanie w sprawie udzielenia pomocy publicznej prowadzi państwo a nie wytwórca. Należałoby zatem rozważyć, czy wydłużenie nie powinno następować ex lege bez potrzeby działania ze strony wytwórcy.

 

3.5. W art. 13 ust. 5 Projektu nakazano wytwórcom określić zabezpieczenie finansowe. Może ono budzić wątpliwości, skoro zasadą w prawie Unii Europejskiej jest, aby zabezpieczenia finansowe były czymś wyjątkowym w odniesieniu do wydawania decyzji administracyjnych. W tym przypadku, ze względu na wagę inwestycji dla całej gospodarki i bezpieczeństwa energetycznego, takie zabezpieczenie wydaje się konieczne. Byłoby też wyrazem konsekwencji ustawodawcy, gdyż podobne zabezpieczenia są stosowane obecnie w prawie energetycznym i w ustawie o odnawialnych źródłach energii.

 

4. Aukcja dla morskiej farmy wiatrowej

 

4.1. W rozdziale 4 Projektu uregulowany został sposób przeprowadzenia aukcji oraz warunki dopuszczenia do niej. W porównaniu z systemem ogólnym zawartym w ustawie o odnawialnych źródłach energii, sposób przeprowadzania aukcji określony w Projekcie wydaje się być bardziej elastyczny dla wytwórców (możliwość zmiany oferty po rozstrzygnięciu aukcji) oraz mniej elastyczny dla regulatora ze względu na określone ustawowo lata, w których przeprowadzona powinna być aukcja oraz limity łącznej mocy zainstalowanej w morskich farmach wiatrowych w odniesieniu do poszczególnych lat. Oba kierunki zmian ogólnego systemu należy uznać za słuszne. Zwłaszcza uwzględnienie ryzyka inwestycyjnego po rozstrzygnięciu aukcji i możliwości zmiany oferty przez wytwórcę zasługują na aprobatę. Drobne uwagi przedstawione poniżej wymagają rozważenia.

 

4.2. W art. 23 ust. 3 pkt 3 Projektu wskazano, że w latach innych niż wymienione w art. 23 ust. 3 pkt 1-2 aukcje przeprowadza się, jeżeli „decyzję” o przeprowadzeniu aukcji podejmie Rada Ministrów. Zgodnie z nomenklaturą przyjętą w języku prawnym właściwszym wyrazem od decyzji, byłaby w tym przypadku „uchwała”.

 

4.3. Zgodnie z art. 26 Projektu wytwórca może dokonać zmiany oferty, przy czym obniżenie mocy zainstalowanej morskiej farmy wiatrowej nie może łącznie przekroczyć 25% wartości mocy zainstalowanej podanej w ofercie. Takie zmiany mogą doprowadzić ostatecznie do niewykorzystania części mocy w aukcjach, co powinno prowadzić do możliwości przeniesienia ich na lata następne. Należy zatem rozważyć uregulowanie tej kwestii w Projekcie.     

 

5. Rozliczenie ujemnego salda oraz plan udziału materiałów lokalnych    

 

5.1. W rozdziale 5 Projektu uregulowano prawo do rozliczenia ujemnego salda oraz sposób jego obliczania. Zasadą uczyniono waloryzację cen, umożliwiającą coroczną waloryzację średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem z poprzedniego roku kalendarzowego. Ponadto uregulowano sytuacje niezawinionego przez wytwórcę braku możliwości wytwarzania energii elektrycznej na skutek ograniczeń sieciowych wynikających z poleceń ruchowych operatora systemu przesyłowego oraz sytuacje występowania ujemnych cen.  

Regulacje tego rozdziału mają charakter techniczny, zwłaszcza w odniesieniu do sposobu obliczania ceny oraz ilości energii elektrycznej. Uwagi do tego rozdziału zapewne zgłoszą przedstawiciele branży i one, bardziej niż uwagi o charakterze legislacyjnym, będą miały tu znaczenie.

 

5.2. Kolejny rozdział Projektu dotyczy planu udziału materiałów i usług lokalnych. Na mocy przepisów tego rozdziału wytwórca jest zobowiązany przedstawić plan udziału materiałów i usług lokalnych oraz przedstawiać sprawozdania Prezesowi URE z jego wykonania. Ponadto przepisy rozdziału zobowiązują wytwórcę do przeprowadzenia dialogu z potencjalnymi dostawcami materiałów i usług wykorzystywanych w toku budowy i eksploatacji morskiej farmy wiatrowej. 

W uzasadnieniu Projektu oraz w dyskursie publicznym dotyczącym morskich farm wiatrowych podnosi się, że budowa farm może pobudzić polski przemysł, zwłaszcza hutniczy, o ile materiały do wybudowania farm zostaną dostarczone przez polską gospodarkę. Budowa morskich farm wiatrowych stanowi więc okazję do rozwoju przemysłu oraz myśli technicznej. Wszystko to będzie jednak możliwe, o ile wytwórcy zdecydują się skorzystać z oferty polskich przedsiębiorstw. Plan udziału materiałów i usług oraz nakaz dialogu stanowią instrumenty, które mogą posłużyć do realizacji oczekiwań politycznych.  

Trzeba jednak podkreślić, że plan i dialog muszą zostać przygotowane i sporządzone (przeprowadzone), ale nie musi z nich wynikać, że polski przemysł skorzysta na budowie morskich farm wiatrowych. Projektodawca przygotował środki stymulujące wytwórców do zaangażowania, ale nie może ich zmusić do tego, aby usługi i materiały nabywali od polskich przedsiębiorstw. Ewentualny nakaz udziału materiałów i usług pochodzących z polskiej gospodarki mógłby być sprzeczny z prawem Unii Europejskiej, gdzie zasada niedyskryminacji towarów i usług stanowi jeden z filarów wspólnego rynku.

 

6. Obowiązki wytwórcy

 

W rozdziale 8 uregulowano obowiązki wytwórcy, które dotyczą przede wszystkim udostępnienia dokumentacji do kontroli przez upoważnionych pracowników Urzędu Regulacji Energetyki, gromadzenia dokumentacji i sprawozdawczości, a także możliwości przejścia praw i obowiązków na nabywcę morskiej farmy wiatrowej od wytwórcy.

Przepisy projektowanego rozdziału nie budzą zastrzeżeń, z wyjątkiem treści art. 46 ust. 3 Projektu, gdzie przewidziano, że Prezes URE odmawia wydania zgody na przejście praw i obowiązków na nabywcę morskiej farmy wiatrowej, jeżeli podmiot zamierzający nabyć instalację nie złoży oświadczenia o wytwarzaniu energii elektrycznej z wiatru na morzu (zgodnie z art. 46 ust. 2 Projektu). Wydaje się oczywistym, że Prezes URE odmawia zgody na przejście praw i obowiązków na nabywcę instalacji także wtedy, gdy nie dopełnione zostały inne obowiązki, choćby wskazane w art. 46 ust. 1 Projektu, a dotyczące przedłożenia dokumentacji określonej odpowiednio w art. 13 ust. 3 pkt 4 lub art. 20 ust. 5 pkt 4 Projektu. Należałoby zatem rozważyć uzupełnienie art. 46 ust. 3 Projektu o inne obowiązki, choćby ogólnie określone (bez konieczności wskazywania przepisów), tak aby nie powstało wyzwanie interpretacyjne powodujące konieczność odwoływania się do wykładni systemowej.

 

7. Postępowanie administracyjne dla realizacji inwestycji w zakresie morskich farm wiatrowych

 

W rozdziale 9 uregulowano odrębności postępowania w sprawach dotyczących inwestycji w zakresie morskich farm wiatrowych. Zgodnie z przyjętym paradygmatem przyjęto, że od decyzji Prezesa URE odwołanie służy do Sądu Okręgowego w Warszawie – sądu ochrony konkurencji i konsumentów, a postępowanie przed sądem toczy się według przepisów kodeksu postępowania cywilnego o postępowaniu w sprawach z zakresu regulacji energetyki.

Dalej przepisy Projektu wskazują, że do postępowania przed Prezesem URE w zakresie nieuregulowanym w Projekcie stosuje się przepisy Kodeksu postępowania administracyjnego.

Przepisy Projektu dotyczące postępowania każą postawić pytania o:

- potrzebę regulacji wyrażonej w art. 58 ust. 4 Projektu, gdzie wrażono myśl, że odwołanie od decyzji administracyjnych (o środowiskowych uwarunkowaniach, zgodzie wodnoprawej, pozwolenia na budowę, pozwolenia na użytkowanie) powinno zawierać zarzuty odnoszące się do decyzji, określać istotę i zakres żądania będącego przedmiotem odwołania oraz wskazywać dowody uzasadniające to żądanie. Wydaje się, że w tym przypadku mamy do czynienia z przeregulowaniem, skoro przepisy dotyczące wymienionych decyzji same określają, co może być podstawą odwołania.

- potrzebę zawarcia w odpowiednich przepisach dotyczących decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, zgodzie wodnoprawnej, pozwoleniu na budowę i pozwoleniu na użytkowanie odniesień do specjalnego trybu określonego w Projekcie.

Należy podkreślić, że przepisy Projektu odnoszące się do postępowań administracyjnych związanych z realizacją inwestycji w zakresie morskich farm wiatrowych przewidują co prawda szereg specyficznych rozwiązań prawnych w porównaniu z ogólną (generalną) regulacją w Polsce procesów inwestycyjnych (zob. zwłaszcza art. 58 i art. 59 Projektu), ale specyfika ta nie idzie jednak aż tak daleko, jak to ma miejsce w przypadku niektórych innych obowiązujących w Polsce tzw. specustaw infrastrukturalnych. W szczególności, w Projekcie specyfika ta nie sięga tak daleko jak to występuje chociażby na gruncie ustawy z dnia 24 lipca 2015 r. o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych[9], czyli na gruncie ustawy, która i tak będzie w pewnym zakresie stosowana do inwestycji związanych z morskimi farmami wiatrowymi, a mianowicie ta ostatnia ustawa będzie stosowana do zadania inwestycyjnego w zakresie sieci przesyłowych lub instalacji służącej do wyprowadzenia mocy z morskiej farmy wiatrowej, wraz z wykonaniem niezbędnych robót budowlanych (art. 61 Projektu). Ustawa o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych m. in. bardzo istotnie ogranicza możliwość stwierdzania nieważności w trybie nadzwyczajnym oraz uchylania przez sąd administracyjny decyzji o pozwoleniu na budowę dla strategicznej inwestycji w zakresie sieci przesyłowej oraz decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach realizacji strategicznej inwestycji w zakresie sieci przesyłowej, a także decyzji o ustaleniu lokalizacji strategicznej inwestycji w zakresie sieci przesyłowej (zob. art. 27 powołanej ustawy). Projekt w ogóle nie przewiduje wydawania decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie morskiej farmy wiatrowej, ale przewiduje dla tych inwestycji decyzje o środowiskowych uwarunkowaniach, zgody wodnoprawne, pozwolenie na budowę i pozwolenie na użytkowanie (zob. art. 58 ust. 1 Projektu, w związku z odnośnymi ustawami odrębnymi). Zgodnie z Projektem, te ostatnio wymienione decyzje nie będą podlegały aż tak daleko idącym ograniczeniom w zakresie stwierdzania ich nieważności lub uchylania przez sąd administracyjny, jak to ma miejsce np. na podstawie wspomnianej wyżej ustawy o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych (lub na podstawie innych tzw. specustaw infrastrukturalnych), ale jednak pewnym ograniczeniom w tym zakresie wspomniane wyżej decyzje będą podlegały, co może budzić pewne wątpliwości co do zgodności tych ograniczeń z relewantnym w tym zakresie prawem unijnym.

Mówiąc zaś bardziej konkretnie, art. 59 ust. 1 Projektu stanowi, że do skarg na decyzje administracyjne, o których mowa w art. 58 Projektu (nota bene, w art. 59 ust. 1 Projektu występuje w tym zakresie błędne odesłanie do decyzji z art. 53 Projektu, podczas gdy prawidłowo powinno znajdować się tam odesłanie do decyzji z art. 58 Projektu) nie stosuje się art. 61 § 3 ustawy z dnia 30 sierpnia 2002 r. Prawo o postępowaniu przed sądami administracyjnymi[10] (dalej: „p.p.s.a.”), co oznacza, że w przypadku zaskarżenia do sądu administracyjnego m. in. decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, pozwolenia na budowę lub pozwolenia na użytkowanie dotyczących morskiej farmy wiatrowej sąd administracyjny nie będzie mógł na podstawie art. 61 § 3 p.p.s.a. wstrzymać tymczasowo wykonania zaskarżonej decyzji administracyjnej[11]. Takie zaś wyłączenie prawnej możliwości czasowego wstrzymywania wspomnianej wyżej decyzji administracyjnej, zwłaszcza pozwolenia na budowę lub pozwolenia na użytkowanie morskiej farmy wiatrowej, może naruszać przepisy dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2011/92/UE z dnia 13 grudnia 2011 r. w sprawie oceny skutków wywieranych przez niektóre przedsięwzięcia publiczne i prywatne na środowisko[12] (dalej: „dyrektywa 2011/92/UE”). Art. 11 dyrektywy 2011/92/UE mówi o konieczności zapewniania przez państwa członkowskie sądowych (i przedsądowych) procedur odwoławczych w sprawie decyzji, działań lub zaniechań dotyczących przedsięwzięć mogących spowodować znaczące skutki w środowisku, co obejmuje również procedurę sądową dotyczącą zezwolenia na daną inwestycję mogącą spowodować takie skutki (zob. art. 1 ust. 2 lit. c) oraz art. 2 ust. 1 dyrektywy 2011/92/UE), a do takich przedsięwzięć (inwestycji) należą m. in. morskie farmy wiatrowe (zob. pkt 3 lit. i) w załączniku II do dyrektywy 2011/92/UE w zw. z art. 4 dyrektywy 2011/92/UE). W orzecznictwie sądów unijnych stwierdza się, że sąd krajowy rozpatrujący jakikolwiek spór, który podlega prawu Unii Europejskiej – co dotyczy również sporów na tle inwestycji mogących znacząco oddziaływać na środowisko i toczonych na podstawie dyrektywy 2011/92/UE – winien mieć możliwość zarządzenia środków tymczasowych w celu zapewnienia całkowitej skuteczności przyszłemu orzeczeniu w przedmiocie istnienia uprawnień dochodzonych na podstawie prawa Unii[13]. Polskie sądy administracyjne nie chcą stosować środków tymczasowych na podstawie art. 61 § 3 p.p.s.a. w odniesieniu do decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach zgody na realizację określonego przedsięwzięcia oddziaływującego znacząco na środowisko (a więc sądy te nie chcą wstrzymywać wykonania wspomnianych decyzji na podstawie art. 61 § 3 p.p.s.a.), w przypadku gdy tego rodzaju decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach jest wydawana na podstawie ustawy środowiskowej. Sądy administracyjne swoją odmowę w tym względzie motywują tym, że decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach wydawana na podstawie ustawy środowiskowej nie jest jeszcze zgodą na daną inwestycję (nie jest to zatem zezwolenie na inwestycję w rozumieniu dyrektywy 2011/92/UE) i nie stanowi ona samoistnej podstawy do realizacji danego przedsięwzięcia znacząco oddziaływującego na środowisko. Przedsięwzięcie takie może być realizowane dopiero na podstawie dalszej decyzji, np. pozwolenia na budowę[14] (lub pozwolenia na użytkowanie obiektu budowlanego). To zatem dopiero ta dalsza decyzja wyrażająca zgodę na inwestycję (np. pozwolenie na budowę) mogłaby zostać wstrzymana przez sąd administracyjny w ramach stosowania środków tymczasowych na podstawie art. 61 § 3 p.p.s.a., tak aby uczynić w ten sposób zadość wymogowi wynikającemu ze wspomnianego wyżej orzecznictwa sądów unijnych[15]. Problem polega jednak na tym, że w przypadku decyzji udzielających pozwolenia na budowę lub pozwolenia na użytkowanie w zakresie dotyczącym morskich farm wiatrowych przepis art. 59 ust. 1 w zw. z art. 58 ust. 1 pkt 3-4 Projektu wyraźnie wyłącza taką możliwość (tzn. możliwość stosowania środków tymczasowych na podstawie art. 61 § 3 p.p.s.a.). To zaś może naruszać prawo unijne. W związku z tym Rada Legislacyjna postuluje rezygnację z wyłączania w omawianym zakresie (tzn. w art. 59 ust. 1 Projektu) przepisu art. 61 § 3 p.p.s.a., a co najmniej postuluje ponowne przemyślenie przez Projektodawcę tego wyłączenia.

 

8. Podatek od morskich farm wiatrowych

 

W rozdziale 11 Projektu uregulowano podatek od morskich farm wiatrowych. Przedmiotem opodatkowania jest zgodnie z art. 62 ust. 1 Projektu prowadzenie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej, a obowiązek podatkowy (art. 65 ust. 1 Projektu) powstaje od pierwszego miesiąca następującego po miesiącu, w którym podatnik uzyskał koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej. Można rozważyć w związku z tym zmianę Projektu w odniesieniu do przedmiotu opodatkowania. Samo wydanie koncesji wytwórcy nie musi spowodować, że będzie prowadził faktycznie działalność gospodarczą miesiąc po otrzymaniu koncesji. Można zatem rozważyć albo zmianę redakcji przepisu art. 62 ust. 1 Projektu albo też powiązać obowiązek podatkowy z chwilą pierwszego wprowadzenia energii elektrycznej do sieci, do którego to momentu Projektodawca słusznie przywiązuje w Projekcie wagę, określając terminy rozpoczęcia działalności morskich farm wiatrowych.

W uzasadnieniu Projektu wskazano, że: „Morskie farmy wiatrowe nie podlegają opodatkowaniu podatkiem od nieruchomości (którego uiszczanie jest obowiązkowe w przypadku technologii OZE rozwijanych na lądzie). Z tego względu, zasadne jest nałożenie na wytwórców wytwarzających energię elektryczną z energii wiatru na morzu odrębnego podatku.” (s. 33). Wydaje się, że w świetle powyższego stanowiska celem Projektodawcy jest wprowadzenie podatku, który obciążałby posiadanie majątku wykorzystywanego do wytwarzania energii elektrycznej z energii wiatru na morzu. Uzasadniając swoje stanowisko wskazuje się, choć nie wprost, że de lege lata posiadanie majątku w postaci turbin wiatrowych posadowionych na lądzie, który służy do wytwarzania energii elektrycznej siłą wiatru, jest obciążane podatkiem od nieruchomości. Podkreśla się natomiast, że posiadanie turbin wiatrowych na morzu, które mają służyć wytwarzaniu energii elektrycznej, nie jest opodatkowane podatkiem od nieruchomości. Z tego względu, mając na uwadze cel jaki przyświeca Projektodawcy, wydaje się, że Projekt ma ustanowić jednolity podatek majątkowy obciążający posiadaczy turbin wiatrowych usytuowanych na morzu, które służą prowadzeniu działalności gospodarczej w zakresie wytwarzana energii elektrycznej siłą wiatru morskiego.

Tymczasem, analiza projektowanych przepisów art. 62-69 Projektu, nasuwa odmienny wniosek. Proponowane regulacje przewidują wprowadzenie podatku o niejednoznacznym charakterze. Można go bowiem zakwalifikować zarówno do podatków przychodowych, jak podatków majątkowych typu nominalnego. O przychodowym charakterze podatku od morskich farm wiatrowych świadczy projektowane unormowanie jego przedmiotu. Stosownie do treści przepisu art. 62 ust. 1 Projektu przedmiot opodatkowania podatkiem od morskich farm wiatrowych ma stanowić prowadzenie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej. Określenie przedmiotu tego podatku wskazuje, że ma on obciążać prowadzenie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej przy użyciu turbin wiatrowych posadowionych na morzu, które tworzą morską farmę wiatrową, i tym samym potencjalnie uzyskiwane przychody uzyskiwane w wyniku wykonywania takiej działalności. W świetle tego przepisu nie jest więc celem Projektodawcy opodatkowanie samego faktu posiadania majątku w postaci składającej się z turbin wiatrowych morskiej farmy wiatrowej, lecz obciążenie podatkiem potencjalnego przychodu mogącego powstać w wyniku wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej.

Natomiast projektowane unormowania tego podatku dotyczące podstawy opodatkowania oraz stawki podatkowej świadczą o jego majątkowym charakterze. Chodzi przy tym o podatek majątkowy typu nominalnego. W nauce prawa podatkowego przyjmuje się, że podatki majątkowe typu nominalnego są co prawda nakładane na majątek podmiotu zobowiązanego do ich uiszczenia, lecz ponoszone są z uzyskanego przez niego dochodu (przychodu). Za takim charakterem projektowanego podatku przemawia sposób ustalenia podstawy opodatkowania. Ma ją stanowić moc zainstalowana elektryczna morskiej farmy wiatrowej wynikająca z koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w danej morskiej farmie wiatrowej. Jak widać, taka konkretyzacja przedmiotu opodatkowania nie sprowadza się do określenia dochodu (przychodu) mogącego powstać w wyniku prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej na morskiej fermie wiatrowej, lecz do wskazania w sposób swoisty wartości majątku wykorzystywanego do prowadzenia takiej działalności. Jest nią moc zainstalowana elektryczna morskiej farmy wiatrowej. Nie jest więc ona sumą wartości części budowlanych i niebudowlanych poszczególnych turbin wiatrowych tworzących morska fermę wiatrowa, lecz jej „wartością wytwórczą”. Przedkłada się ona bowiem na potencjalną ilość energii elektrycznej wytworzonej na morskiej fermie wiatrowej.

Z kolei, zgodnie z art. 65 ust. 1 Projektu, wysokość podatku za dany rok stanowi iloczyn mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej wyrażonej w MW wynikającej z koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w tej morskiej farmie wiatrowej oraz kwoty 23 000 zł. Wychodząc z założenia, że źródłem podatku może być albo dochód podatnika, który kryje się także w przychodzie, albo jego majątek, należy przyjąć, że podatek ten będzie ponoszony nie z uszczerbkiem dla majątku podatnika w postaci morskiej farmy wiatrowej, lecz z dochodu (przychodu), jaki uzyska on w wyniku wykorzystania tego majątku. Projektodawca wiąże bowiem wysokość podatku z potencjalnym dochodem (przychodem) będącym pochodną mocy wytwórczej elektrowni wiatrowej. Wiadome jest, że większa moc farmy wiatrowej pozwala na wytworzenie większej ilości prądu elektrycznego i tym samym uzyskanie wyższych potencjalnie dochodów (przychodów) w wyniku jej sprzedaży. Regulacje Projektu zakładają, że im większa będzie moc zainstalowana elektryczna morskiej farmy wiatrowej, tym wyższa będzie kwota podatku ponoszonego z potencjalnie uzyskanego dochodu (przychodu) przez podatnika. Jednocześnie, w świetle analizowanych unormowań, wykluczone jest uznanie tego podatku za podatek majątkowy typu realnego. Nie będzie on przecież ponoszony z uszczupleniem majątku podatnika w postaci morskiej farmy wiatrowej. Dlatego, przez wzgląd na przedmiot tego podatku oraz jego źródło, należy uznać, że w świetle Projektu nosi on cechy zarówno podatku przychodowego (z powodu braku występowania kosztów uzyskania przychodów nie można go bowiem zaliczyć do podatku typu dochodowego), jak podatku majątkowego typu nominalnego.

Pomimo niejednoznacznego charakteru tego podatku nie wydaje się, aby projektowane regulacje pozostawały w sprzeczności z prawem Unii Europejskiej. Chodzi tu o regulacje dyrektywy Rady 2008/118/WE z dnia 16 grudnia 2008 r. w sprawie ogólnych zasad dotyczących podatku akcyzowego, uchylającej dyrektywę 92/12/EWG oraz dyrektywy Rady 2003/96/WE z dnia 27 października 2003 r. w sprawie restrukturyzacji wspólnotowych przepisów ramowych dotyczących opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej. Choć energia elektryczna wytwarzana na farmach wiatrowych podlega, co do zasady, takim samym regułom opodatkowania jak energia elektryczna z innych źródeł, projektowane regulacje nie będą obciążać tego rodzaju wyrobu akcyzowego. W myśl przepisu art. 1 ust. 2 dyrektywy Rady 2008/118/WE z dnia 16 grudnia 2008 r. w sprawie ogólnych zasad dotyczących podatku akcyzowego, uchylającej dyrektywę 92/12/EWG, dla szczególnych celów państwa członkowskie mogą nakładać na wyroby akcyzowe inne podatki pośrednie pod warunkiem, że podatki te są zgodne ze wspólnotowymi przepisami podatkowymi dotyczącymi podatku akcyzowego lub podatku od wartości dodanej. Chodzi tu przy tym o zgodność w zakresie określenia podstawy opodatkowania, obliczania podatku, wymagalności i monitorowania podatku, z wyłączeniem przepisów dotyczących zwolnień. Tymczasem proponowany podatek, po pierwsze, nie będzie obciążał bezpośrednio energii elektrycznej pochodzącej z farm wiatrowych. Będzie za to ona opodatkowana podatkiem akcyzowym przy wykonywaniu czynności opodatkowanych tym podatkiem, np. sprzedaży na rzecz nabywcy końcowego energii elektrycznej. Po drugie, uznanie projektowanego podatku za podatek przychodowy oraz zarazem podatek majątkowy typu nominalnego wyklucza zakwalifikowanie go do podatków pośrednich. Ekonomiczny ciężar tego podatku poniesie bowiem ten sam podmiot, tj. ten, który prowadzi działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej na morskiej farmie wiatrowej.

 

9. Pozostałe przepisy

 

W pozostałym zakresie przepisy Projektu nie budzą wątpliwości.

 

III. Podsumowanie

 

Przedstawiona przez Projektodawcę ocena obecnego stanu prawnego i faktycznego przemawia za odrębnym unormowaniem inwestycji w zakresie morskich farm wiatrowych. Projekt przedłożony Radzie Legislacyjnej charakteryzuje się wysokim poziomem legislacyjnym, stąd też większość uwag nie ma charakteru zasadniczego. Rada Legislacyjna pozytywnie oceniając konstrukcję projektu, przyjęte rozwiązania merytoryczne i legislacyjno-techniczne postuluje, po rozważeniu uwag, przekazanie Projektu do dalszych etapów legislacyjnych.

 

 

Na podstawie projektu opinii

przygotowanego przez dra hab. Adama Szafrańskiego

Rada Legislacyjna przyjęła na posiedzeniu w dniu 21 lutego 2020 r.

 

 

       

 

 


[1] Przygotowany przez Ministra Aktywów Państwowych, w wersji z dnia 23 grudnia 2019 r., dostępny na stronie: https://legislacja.gov.pl/docs//2/12329105/12656009/12656010/dokument434588.pdf

[2] Krajowy Plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030, przyjęty przez Komitet do Spraw Europejskich 18.12.2019 r., dostępny na stronie: https://www.gov.pl/web/aktywa-panstwowe/krajowy-plan-na-rzecz-energii-i-klimatu-na-lata-2021-2030-przekazany-do-ke

[3] Portal informacyjny WNP, wiadomość z 8.02.2020 r., dostępny 10.02.2020 na stronie: https://www.wnp.pl/energetyka/zobacz-gdzie-stana-polskie-morskie-farmy-wiatrowe,339521.html

[4] Gesetz vom 13.10.2016 zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See, BGBl I S, 2258, 2310 ze zm.

[5] Raport Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, Przyszłość morskiej energetyki wiatrowej w Polsce, maj 2019, dostępny 10.02.2020 r. na stronie: http://psew.pl/wp-content/uploads/ 2019/06/Przysz%C5%82o%C5%9B%C4%87-morskiej-energetyki-wiatrowej-w-Polsce-raport.pdf

[6] Ustawa z 21.03.1991 r. o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej (Dz. U. tekst jedn. z 2019 r., poz. 2169 ze zm.)

[7] Za informatorem BiznesAlert z 23.01.2020 r, dostępny 11.02.2020 r. na stronie: https://biznesalert.pl/offshore-zagospodarowanie-ue-korytarze-dyrektywy-energetyka/

[8] Dodatkowo wskazano, że wytwórca może mieć siedzibę lub miejsce zamieszkania na terytorium państwa członkowskiego UE, Konfederacji Szwajcarskiej lub państwa członkowskiego Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) – strony umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym.

[9] Tekst jedn. Dz. U. z 2020 r. poz. 191.

[10] Tekst jedn. Dz. U. z 2019 r. poz. 2325.

[11] Art. 61 § 3 p.p.s.a. stanowi, że „Po przekazaniu sądowi skargi sąd może na wniosek skarżącego wydać postanowienie o wstrzymaniu wykonania w całości lub w części aktu lub czynności, o których mowa w § 1 [chodzi m. in. o decyzje administracyjne – przyp. RL], jeżeli zachodzi niebezpieczeństwo wyrządzenia znacznej szkody lub spowodowania trudnych do odwrócenia skutków, z wyjątkiem przepisów prawa miejscowego, które weszły w życie, chyba że ustawa szczególna wyłącza wstrzymanie ich wykonania.”.

[12] Dz. Urz. UE 2012, L 26/1, ze zm.

[13] Wyroki TSUE w sprawach: C-213/89, Factortame Ltd i inni, ECLI:EU:C:1990:257, pkt 21; C‑432/05, Unibet (London) Ltd, Unibet (International) Ltd przeciwko Justitiekanslern, ECLI:EU:C:2007:163, pkt 67; C-226/99, Siples Srl, ECLI:EU:C:2001:14, pkt 19; C‑416/10, Jozef Križan i inni, ECLI:EU:C:2013:8, pkt 107; C‑530/11, Komisja Europejska przeciwko Zjednoczonemu Królestwu Wielkiej Brytanii i Irlandii Północnej, ECLI:EU:C:2014:67, pkt 65.

[14] Zob. np. postanowienie NSA z dnia 18 października 2017 r., II OZ 1226/17; postanowienie NSA z dnia 7 grudnia 2017 r., II OZ 1518/17; postanowienie NSA z dnia 30 stycznia 2018 r., II OZ 27/18; postanowienie NSA z dnia 10 kwietnia 2018 r., II OZ 288/18.

[15] M. Szydło, Opinia prawna na temat projektu ustawy o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w sektorze naftowym, Zeszyty Prawnicze BAS 2019, nr 1, s. 129-132.