Czy koncepcja derogacji dla elektroenergetyki okaże się jedną wielką fikcją?
Pytań bez odpowiedzi, a nawet dotychczas nie postawionych, jest bardzo wiele, gdy dotykamy sedna zagadnienia. Jeżeli na szczeblu krajowym mają bowiem powstać przepisy prawne regulujące przepływy finansowe wynikające z rozbieżności wartości nieodpłatnej alokacji z wartością inwestycji ujętych dla danego przedsiębiorstwa w krajowym planie inwestycyjnym to rozważmy np.:
a) czy EUA mają być przekazywane pomiędzy przedsiębiorstwami „w naturze”, czy muszą najpierw zostać spieniężone,
b) jeżeli spieniężone, to w jaki sposób i przez kogo (patrz aktualne bardzo intensywne, trudne i dotychczas nie rozstrzygnięte analizy, co do sposobu, w jaki Europejski Bank Inwestycyjny ma spieniężyć EUA należące do tzw. rezerwy NER 300 na finansowanie projektów demonstracyjnych CCS i OZE),
c) kto poniesie koszty i ryzyko takiego spieniężenia - spieniężenie EUA to usługa inwestycyjna, która kosztuje i jest związana z ryzykiem (wybór rynku: giełda, transakcje bilateralne, wybór typu transakcji: spot, forward, futures, wybór kontrahenta, wybór konkretnej daty transakcji, sposób jej zawarcia: jednorazowo, w transzach, określenie dat transz itp.).
Poniżej przechodzę do dalszych konkretnych szczegółów i uwarunkowań związanych z ewentualnym funkcjonowaniem z praktyce systemu derogacyjnego. Pytanie postawione w tytule uzasadnia natomiast okoliczność, iż z doniesień medialnych nie wynika, aby założenia do przepisów wspomnianych na wstępie, dotyczące tych szczegółów, nawet zaczęły być tworzone – nie mówiąc już o wszczęciu formalnego procesu legislacyjnego.
W dotychczasowych uwagach dotyczących opublikowanego przez Komisję Europejską Komunikatu „Wytyczne w zakresie nieobowiązkowego stosowania art. 10c dyrektywy 2003/87/WE” (2011/C 99/03) (Dz.U. C 99 z 31.3.2011, s. 9 – dalej: „Wytyczne”) wspomniałem, iż jedno z najtrudniejszych prawnie zagadnień związanych z derogacją stanowi skonstruowanie na poziomie krajowym gorsetu prawnego zapewniającego „dopasowanie” wartości nieodpłatnej alokacji do wartości inwestycji ujętych dla danego przedsiębiorstwa w krajowym planie oraz prawne oprzyrządowanie związanych z ww. „dopasowaniem” transferów funduszy pomiędzy przedsiębiorstwami.
I. „Dopasowanie” wartości inwestycji do wartości nieodpłatnie alokowanych uprawnień do emisji
Postanowienia dyrektywy 2003/87/WE są niejasne co do poziomu, na którym wartość inwestycji wymienionych w krajowym planie powinna odpowiadać wartości nieodpłatnie alokowanych uprawnień do emisji – czy należy tu uwzględnić każde przedsiębiorstwo z osobna, czy też istotne są wartości zagregowane na szczeblu całego kraju (patrz: “Art. 10c dyrektywy 2003/87/WE – niepewne odpowiedzi na frapujące pytania”). Rozliczenie na poziomie całego kraju byłoby konstrukcyjnie niewątpliwie łatwiejsze, niż dla każdego przedsiębiorstwa z osobna. To drugie ujęcie pociąga za sobą również dalsze komplikacje.
Jednak w Wytycznych Komisja doprecyzowała ten aspekt i w punkcie 30 określiła cztery kategorie informacji, które muszą się znaleźć w krajowym planie inwestycyjnym (dalej: KPI).
Są to:
1) wykaz instalacji podejmujących inwestycje określone w KPI,
2) wykaz zaplanowanych inwestycji będących wynikiem przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji,
3) specyfikacja określająca, w jakim stopniu wskazane inwestycje będą finansowane z przychodów uzyskanych z bezpłatnie przydzielonych uprawnień do emisji,
4) określenie, w którym roku cyklu inwestycyjnego będzie to miało miejsce.
Komisja dalej argumentuje, iż jeżeli przedsiębiorstwa otrzymają bezpłatne uprawnienia do emisji bez podejmowania takich inwestycji, lub jeżeli otrzymają większą liczbę bezpłatnych uprawnień, niż liczba wymagana do podjęcia stosownych inwestycji określonych w KPI, muszą one zostać zobowiązane do przekazania wartości nadmiarowych uprawnień właściwemu podmiotowi przeprowadzającemu inwestycję (punkt 42 Wytycznych).
Z tego względu wg Wytycznych odbiorca uprawnień do emisji przydzielonych bezpłatnie na mocy art. 10c dyrektywy 2003/87/WE musi wykorzystać wartość bezpłatnych uprawnień do emisji poprzez podjęcie inwestycji określonej w KPI zgodnie z art. 10c ust. 1.
Powyższe niestety rozstrzyga istniejącą dotychczas wątpliwość, na rzecz stanowiska, iż KPI musi przyporządkować wartości nieodpłatnych alokacji zarówno na szczeblu przedsiębiorstw jak i zagregowanym w skali kraju. Musi ponadto być rozpisany harmonogramowo na poszczególne lata. Jest to zasadniczy problem związany z derogacją. Pomijając bowiem, iż jest to rozwiązanie niekorzystne systemowo dla potencjalnych beneficjentów derogacji, mając na uwadze skalę wartości, jakie wchodzą w grę, zadanie postawione przez Komisję w Wytycznych stanowi przede wszystkim wyzwanie organizacyjne – dla którego realizacji zostało bardzo niewiele czasu.
II. Zaprojektowanie rozwiązań prawnych dla transferów EUA pomiędzy podmiotami objętymi systemem handlu uprawnieniami do emisji i przedsiębiorstwami pozostającymi poza systemem – końcowe wyzwanie
1. Zakładając, jak chce Komisja, iż każdy odbiorca uprawnień do emisji przydzielonych bezpłatnie na mocy art. 10c dyrektywy 2003/87/WE musi wykorzystać wartość bezpłatnych uprawnień do emisji poprzez podjęcie inwestycji określonych w KPI zgodnie z art. 10c ust. 1 dyrektywy 2003/87/WE, pojawia się rozbieżność pomiędzy zakresami podmiotowymi zbiorów:
a) przedsiębiorstw objętych systemem EU ETS, którym mogą potencjalnie na podstawie art. 10c być przyznane uprawnienia do emisji oraz
b) przedsiębiorstw, które potencjalnie mogłyby realizować inwestycje określone w krajowym planie inwestycji.
Jeżeli chodzi o drugi z wymienionych zbiorów, to Komisja przypomina, iż w świetle tytułu i ogólnego kontekstu art. 10c dyrektywy 2003/87/WE inwestycje kwalifikujące się na mocy tego przepisu powinny dotyczyć sektora energii elektrycznej oraz powinny być podejmowane od dnia 25 czerwca 2009 r. (jednakże zasadniczo nie wyklucza inwestycji w innych sektorach energetycznych, „pod warunkiem że są one należycie uzasadnione na podstawie art. 10c dyrektywy 2003/87/WE”). Artykuł 10c ust. 1 literalnie i enumeratywnie wymienia rodzaje inwestycji, które mogą być objęte przedłożonym Komisji KPI. Należą tu inwestycje z zakresu:
a) modernizacji i poprawy infrastruktury,
b) czystych technologii,
c) dywersyfikacji struktury energetycznej i źródeł dostaw.
Natomiast przedsiębiorstwami objętymi systemem EU ETS, którym mogą potencjalnie na podstawie art. 10c być przyznane uprawnienia do emisji są w świetle art. 10c dyrektywy „instalacjom wytwarzającym energię elektryczną”. Termin ten nie został doprecyzowany w dyrektywie 2003/87/WE, lecz Wytyczne utożsamiają go z terminem „wytwórca energii elektrycznej” którego definicję zawarto w art. 3 lit. u) dyrektywy, z zastrzeżeniem, iż w przypadku instalacji wytwarzających energię elektryczną i ciepło, instalacje, dla których pod uwagę bierze się wyłącznie stosowne emisje związane z wytwarzaniem energii elektrycznej.
Problem rozbieżności zakresów podmiotowych oczywiście dotyczy w praktyce operatorów systemów (przesyłowego i dystrybucyjnych), którzy nie są uczestnikami systemu handlu emisjami i nie są uprawnieni do otrzymania uprawnień do emisji na podstawie art. 10c dyrektywy, natomiast są podmiotami, których może potencjalnie dotyczyć bardzo istotna część KPI biorąc pod uwagę stan polskiej infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej a także nowe potrzeby sieciowe wynikające z konieczności absorpcji przez system wzrastających mocy farm wiatrowych i słonecznych. Ta sama kwestia dotyczy generacji w OZE.
2. Z całości powyższych uwag wynika, iż aby skorzystać z derogacji, na szczeblu krajowym muszą zostać skonstruowane – w zgodności z zasadami pomocy publicznej – mechanizmy prawne, które umożliwią transfery funduszy powiedzmy pomiędzy takim wytwórcą energii elektrycznej, dla którego nie przewidziano żadnych inwestycji w KPI a który otrzymał nieodpłatną alokację EUA oraz np. operatorem systemu przesyłowego realizującym inwestycję sieciową, który jednak na mocy dyrektywy nie jest uprawniony do otrzymania nieodpłatnej alokacji EUA.
Niestety, Komisja w Wytyczny ogranicza się do zaawizowania wskazanego zagadnienia i pozostawia szczegóły koniecznych przepisów prawnych (i w konsekwencji rozwiązanie tego trudnego problemu prawnego) do kompetencji legislacji na poziomie krajowym.
Lecz tutaj dotykamy sedna zagadnienia, w którym niestety otwiera się „worek z problemami”.
Niektóre z nich to:
a) czy EUA mają być przekazywane pomiędzy przedsiębiorstwami „w naturze”, czy muszą najpierw zostać spieniężone,
b) jeżeli spieniężone, to w jaki sposób i przez kogo (patrz aktualne bardzo intensywne i trudne analizy, co do sposobu, w jaki Europejski Bank Inwestycyjny ma spieniężyć EUA należące do tzw. rezerwy NER 300 na finansowanie projektów demonstracyjnych CCS i OZE),
c) kto poniesie koszty takiego spieniężenia - spieniężenie EUA to usługa inwestycyjna, która kosztuje i jest związana z ryzykiem dotyczącym formy (wybór rynku: giełda, transakcje bilateralne, wybór typu transakcji: spot, forward, futures, wybór kontrahenta, wybór konkretnej daty transakcji, sposób jej zawarcia: jednorazowo, w transzach, określenie dat transz itp.),
d) jeżeli uprawnienia do emisji miałyby być przekazywane „w naturze” pomiędzy ww. podmiotami w wyniku ww. rozliczeń powstają pytania co do formy umowy prawnej jaka powinna być zastosowana w tym przypadku (darowizna? sprzedaż, inna?),
e) jak wskazane transakcje powinny być księgowane,
f) jak będzie wyglądać opodatkowanie transakcji: pod względem podatku dochodowego, podatku VAT, i wreszcie
g) jaki będzie wpływ wszystkich powyższych czynników na wynik finansowy przedsiębiorstw, z których niektóre mogą być podmiotami notowanymi na giełdzie.
3. Warto także dodać, iż przedsiębiorstwami podejmującymi inwestycje wskazane w KPI będą najczęściej spółki prawa handlowego (często z udziałem prywatnych akcjonariuszy), które to spółki (co wynika z przepisów) są podmiotami nastawionymi na zysk.
Hipotetycznie powyższa spółka może przeformułować swoje cele inwestycyjne biorąc pod uwagę np. zmienioną analizę zyskowności i wycofać się z inwestycji wymienionej w KPI – po otrzymaniu jednakże alokacji nieodpłatnych uprawnień do emisji.
Teoretyczna możliwość takiej sytuacji stawia nowe pytania pod adresem legislatorów: jak powinna być ona odzwierciedlona w umowach pomiędzy podmiotem przekazującym nieodpłatne uprawnienia (którym może być Państwo ale także inna spółka uprawniona do alokacji ale nie podejmująca inwestycji wskazanych w KPI) a takim podmiotem wycofującym się z inwestycji wskazanej w KPI, który otrzymał nieodpłatne EUA. Czy powinny być w ogóle zawierane jakieś umowy dotyczące warunków nieodpłatnej alokacji (w pierwszym i drugim okresie rozliczeniowym ich nie było).
Co w sytuacji gdy taka spółka np. zbankrutuje – wydaje się, iż powinna być przez przepisy zapewniona możliwość prawna odzyskania wskazanych nieodpłatnych uprawnień do emisji, bowiem brak takiego mechanizmu mógłby narazić na szwank cały system w przypadku nieuczciwości beneficjentów.
W tym kontekście pojawia się także temat udzielenia przez beneficjenta zabezpieczenia finansowego na wypadek powstania ww. roszczeń i cała skala problematyki w zakresie określenia jego formy, wysokości, sytuacji uprawniających do uruchomienia zabezpieczenia i wszelkich innych detali.
To wszystko staje się dużo bardziej skomplikowane od 2013 r. w porównaniu z okresem 2005 – 2012 (tj. fazą pierwszą i drugą EU ETS), gdzie ogólną zasadą była nieodpłatna alokacja. W fazie trzeciej ogólna zasada jest przeciwna – i to zmienia wszystko.
Nie jest intencją niniejszego artykułu rozwiązanie powyżej wymienionych problemów. Warto jednak zauważyć, iż mają one skomplikowany i bezprecedensowy charakter i narażają przedsiębiorstwa będące uczestnikami analizowanego systemu na uwikłanie w kosztowne i ryzykowne spory podatkowe z organami fiskalnymi lub z Komisją Europejską egzekwującą wymogi reżimu dopuszczalnej pomocy publicznej. Komisja wszak jasno wyraziła swoje stanowisko, iż cały system prawny, który musiałby powstać, aby derogacja mogła być uznana, musi być zgodny z unijnymi zasadami pomocy publicznej.
Aby zatem móc mówić o derogacji jako o potencjalnie realnej korzyści należałoby niezwłocznie uruchomić szeroko zakrojone prace analityczne oraz legislacyjne – bez żadnej gwarancji, że zakończą się one sukcesem.