Pełny tekst orzeczenia

UZASADNIENIE

Decyzją z dnia 29 lipca 2010 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki na podstawie art. 30 ust. 1 w związku z art. 27 ust. 4, art. 2 pkt 12, art. 6 ust. 1, art. 33 i art. 34 ust. 1 pkt 1 lit. A art. 35 oraz art. 37 ust. 1 ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązywaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz.U. Nr 130, poz. 905 z 2008 r. Nr 58. Poz. 357 oraz z 2009 r. Nr 98, poz. 817) oraz art. 104 ustawy z dnia 14 czerwca 1960 r. Kodeks postępowania administracyjnego (Dz.U. z 2000 r. Nr 98, poz. 1071 z póz. zm.) ustalił dla roku 2009 dla (...)Spółka Akcyjna z siedzibą w miejscowości Ś. wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych jaką (...) SA z siedzibą w miejscowości Ś. otrzyma od (...) SA, która wynosi (+) (...) zł.

W uzasadnieniu decyzji Prezes URE wskazał, że na podstawie art. 24 ust. 3 ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązywaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (dalej „ustawa o rozwiązaniu KDT”) (...)SA przekazała pismem z dnia 27 sierpnia 2008 r. oświadczenie o wyborze sposobu dokonania korekty rocznej kosztów osieroconych za rok 2009 zgodnego z art. 30 ust. 1 tej ustawy oraz wniosek o wypłatę zaliczki na ten rok w kwocie 0 zł (stosownie do art. 24 ust. 1).

Wypełniając obowiązek zawarty w art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu KDT, pismem z dnia 1 marca 2010 roku Prezes URE zgodnie z art. 28 ust. 4 i 5 ustawy przekazał (...) SA „Informację dla wytwórców i innych podmiotów, które wchodzą w skład grupy kapitałowych, o szczegółowym zakresie i sposobie przekazywania informacji i danych niezbędnych do obliczenia korekty rocznej kosztów osieroconych i kosztów powstałych w jednostkach opalanych gazem ziemnym za 2009 r.” wraz z załącznikami tabelarycznymi i jednocześnie zawiadomił o wszczęciu z urzędu postępowania administracyjnego w sprawie ustalenia wysokości korekty rocznej kosztów osieroconych za 2009 r.

W toku postępowania Prezes URE otrzymał informacje i dane dla celów ustalenia wysokości korekty rocznej kosztów osieroconych za 2009 r., dane dotyczące przychodów z tytułu uzyskania świadectw pochodzenia energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii i wysokosprawnej kogeneracji oraz tabele dotyczące zrealizowanych transakcji zakupu uprawnień do emisji CO2 i rzeczywistych kosztów zakupu, dokumenty opisujące politykę sprzedaży energii elektrycznej za lata 2008-2009, wykaz uchwał podjętych przez Zarząd i Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy spółki w okresie od momentu konsolidacji z grupą (...) do końca 2009 r., informacje dotyczące zawartych na 2009 r. kontraktów na sprzedaż energii elektrycznej, wyjaśnienia (...) SA dotyczące odchylenia w zakresie kryterium określonego w art. 37 ust. 1 pkt 3 ustawy o rozwiązaniu KDT.

W myśl art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu KDT, Prezes URE do 31 lipca każdego roku kalendarzowego, w drodze decyzji administracyjnej ustala wysokość kosztów korekty rocznej kosztów osieroconych dla roku poprzedzającego dany rok kalendarzowy dla wytwórcy, który wskazał sposób dokonywania korekty określony tym przepisem.

W celu wykonania tego obowiązku Prezes URE przyjął:

1.  jednostki wytwórcze stosownie do art. 33 ustawy o rozwiązaniu KDT:

(...) – bloki 3, 5 w okresie od 1 stycznia 2009 r. do 31 maja 2009r.

(...) – bloki 9, 10 cały rok 2009.

Pozostałe jednostki wytwórcze wymienione w załączniku nr 7 do ustawy o rozwiązaniu KDT, czyli (...) bloki 1, 2, 4, 6, 7 nie zostały uwzględnione bowiem wartość nakładów inwestycyjnych poniesionych od 1 stycznia 2005 r. przekroczyła ich wartość księgową netto według stanu na 31 grudnia 2004 r. przed dniem 1 stycznia 2009 r.;

2.  klucz podziału na poziomie (...) ustalony w oparciu o udział mocy osiągalnej brutto jednostek uwzględnionych do ustalenia korekty do całkowitej mocy osiągalnej brutto wszystkich jednostek wytwórcy dla roku 2009. W trakcie postępowania administracyjnego przeprowadzono bowiem weryfikację wielkości modelowych przyjętych do ustalenia maksymalnych kosztów osieroconych określonych w załączniku nr 2 do ustawy o rozwiązaniu KDT z rzeczywistymi danymi przedstawionymi przez (...) SA do ustalenia korekty kosztów osieroconych za 2009 r. i zamiast wszystkich jednostek wytwórczych przyjętych do kalkulacji kwoty kosztów osieroconych zmodyfikowano wartości określone w załącznikach 3 i 5 do ustawy o rozwiązaniu KDT odpowiednio dla dwóch jednostek wytwórczych wskazanych przez (...);

3.  kwotę (...) zł podstawianą do wzoru z art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu KDT jako kwotę kosztów osieroconych dla danego wytwórcy określoną w załączniku nr 3 do ustawy, dla roku poprzedzającego dany rok kalendarzowy „i”; uwzględniając klucz podziału (...) dla roku 2009 r.;

4.  kwotę (...) zł podstawianą do wzoru z art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu KDT stanowiącą różnicę między rzeczywistą wartością wyniku finansowego netto z działalności operacyjnej, skorygowanego o amortyzację, dostępnego do obsługi zainwestowanego kapitału własnego i obcego dla roku poprzedzającego dany rok kalendarzowy „i”, w którym jest obliczana korekta roczna kosztów osieroconych (dla roku 2009 wynosząca (...) zł) a prognozowaną wartością tego wyniku dla roku poprzedzającego dany rok kalendarzowy „i”, w którym jest obliczana ta korekta, określona w załączniku nr 5 do ustawy ((...) zł) z uwzględnieniem klucza (...).

5.  wartość wyniku finansowego netto z działalności operacyjnej, skorygowanego o amortyzację dostępnego do obsługi zainwestowanego kapitału własnego i obcego dla 2009 roku ustalony zgodnie z art. 27 ust. 4 ustawy o rozwiązaniu KDT, dla wyliczenia którego przyjęto:

a.  przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych na rynku konkurencyjnym w 2009 r. w wysokości (...) zł. Dla wyliczenia tych przychodów uwzględniono przynależność (...) do grupy (...) oraz średnią cenę sprzedaży w ramach własnej grupy kapitałowej w wysokości 198,68 zł/MWh przyjmując tą cenę sprzedaży energii elektrycznej przez (...) do spółek obrotu z grupy (...) jako relewantną do obliczenia przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym,

b.  koszty działalności operacyjnej związane ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych w kwocie (...) zł uwzględniając:

(...) zł jako koszty stałe wytworzenia z wyłączeniem amortyzacji bilansowej i uwzględnieniem amortyzacji podatkowej,

(...) zł jako koszty zmienne wytworzenia,

(...) zł jako koszty ogólnego zarządu z wyłączeniem amortyzacji bilansowej,

(...)zł jako koszty sprzedaży,

(...) zł jako rzeczywiste wydatki na zakup brakujących uprawnień do emisji CO2, które zostały poniesione w związku z rozliczeniem emisji za 2009 r.,

(...)zł jako koszty związane z rozliczeniem emisji CO2 z operatorem systemu przesyłowego,

6.  weryfikację warunków określonych w art. 37 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu KDT w odniesieniu do (...) SA za 2008 r. porównywanej do grupy przedsiębiorstw o zbliżonych parametrach technicznych wytwarzania energii:

a.  w zakresie kosztów wytworzenia energii elektrycznej przyjęto wskaźnik obliczony jako iloraz kosztów wytworzenia (z działalności polegającej na wytwarzaniu energii elektrycznej i świadczeniu regulacyjnych usług systemowych) oraz produkcji energii elektrycznej brutto I stopnia. Jako produkcję energii elektrycznej brutto I stopnia przyjęto różnice pomiędzy sumą produkcji energii elektrycznej brutto i produkcji energii mechanicznej a zużyciem energii elektrycznej na potrzeby własne związane z wytwarzaniem energii elektrycznej,

b.  w zakresie średniej ceny sprzedawanej energii elektrycznej przyjęto średnią cenę obliczoną jako iloraz przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i regulacyjnych usług systemowych do ilości energii elektrycznej sprzedanej (z wyłączeniem wolumenu oraz wartości przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej realizowanych w ramach kontraktów długoterminowych w I kwartale 2008 r.) wyłączając z tych obliczeń (...) i stwierdzono odchylenie średniej ceny sprzedaży przez (...) o 6,8% (152,60 zł/MWh do 163,79 zł/MWh stanowiącej średnią cenę rynkową w grupie przedsiębiorstw podobnych),

7.  zastosowanie art. 37 ust. 3 ustawy o rozwiązaniu KDT w wyniku przyjęcia odpowiedzialności (...) SA za odchylenie średniej ceny sprzedanej energii elektrycznej i pomniejszenia wartości kosztów osieroconych za 2009 r. o (...)zł. Obliczenie tej kwoty jest iloczynem wskaźnika S oraz kwoty z załącznika nr 3 ustawy o rozwiązaniu KDT za 2008 r. Dla wskaźnika S przyjęto: S1 jako 1,8%, S2 jako (...) za trzy kwartały 2008 r., S3 jako (...).

Po podstawieniu wszystkich zmiennych do wzoru z art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu KDT koszty osierocone wyniosły (...) zł a po skorygowaniu zgodnie z art. 37 ust. 3 ustawy, Prezes URE pomniejszył je o (...) zł i należny wynik rocznej korekty kosztów osieroconych za 2009 r. zamknął się wartością dodaną (...) zł ustaloną decyzją z 29 lipca 2010 r.

(decyzja Prezesa URE z dnia 29 lipca 2010 r. (...), k. 3 – 13).

(...) SA wniosła odwołanie od powyżej decyzji zaskarżając ją w całości i zarzucając naruszenie:

1.  art. 30 ust. 1 w związku z art. 27 ust. 3 i 4 ustawy o rozwiązaniu KDT poprzez błędną wykładnię i niewłaściwe zastosowanie polegające na ustaleniu korekty kosztów osieroconych: (i) z zastosowaniem klucza podziału w wysokości (...) oraz (ii) z uwzględnieniem rzeczywistych kosztów zakupu brakujących uprawnień do emisji CO2 obliczonych w oparciu o najniższe ceny zakupu tych uprawnień, pochodzące z transakcji zawartych przez Spółkę w okresie 1 maja 2009 r. – 30 kwietnia 2010 r., a tym samym bez uwzględnienia średniej ceny zakupu tych uprawnień przez Spółkę z okresu 1 maja 2009 r. – 30 kwietnia 2010 r.;

2.  art. 11 oraz art. 107 §1 k.p.a. poprzez brak uzasadnienia prawnego dla przyjęcia, obliczenia i zastosowania klucza podziału w wysokości (...) dla ustalenia korekty kosztów osieroconych,

3.  art. 37 ust. 1 pkt 3 ustawy o rozwiązaniu KDT poprzez błędną jego wykładnię i nieprawidłowe obliczenie wskaźników „średniej ceny energii elektrycznej sprzedawanej przez (...) w roku 2008 r.” oraz „średniej ceny rynkowej liczonej dla przedsiębiorstw energetycznych, wykonujących działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, o zbliżonych parametrach technicznych wytwarzania energii, w tym samym roku kalendarzowym” z uwzględnieniem m.in. przychodów z tytułu świadczenia przez wytwórców regulacyjnych usług systemowych oraz przychodów wytwórców z I kwartału 2008 r. tj. z okresu poprzedzającego rozwiązanie kontraktów długoterminowych, co skutkowało nieprawidłowym obliczeniem różnicy pomiędzy wskaźnikami,

4.  art. 37 ust. 3 ustawy o rozwiązaniu KDT poprzez błędną wykładnię i niewłaściwe zastosowanie polegające na pomniejszeniu należnej kwoty korekty rocznej o kwotę (...) zł pomimo, że różnica pomiędzy „średnią ceną energii elektrycznej sprzedawanej przez (...) w roku 2008 r.” oraz „średnią ceną rynkową liczoną dla przedsiębiorstw energetycznych, wykonujących działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, o zbliżonych parametrach technicznych wytwarzania energii, w tym samym roku kalendarzowym” była spowodowana okolicznościami, za które (...) nie ponosi odpowiedzialności,

5.  art. 75 §1 k.p.a. w związku z art. 10 ustawy z dnia 29 czerwca 1995 r. o statystyce publicznej poprzez obliczenie „średniej ceny rynkowej liczonej dla przedsiębiorstw energetycznych, wykonujących działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, o zbliżonych parametrach technicznych wytwarzania energii, w tym samym roku kalendarzowym”, o której mowa w art. 37 ust. 1 pkt 3 ustawy o rozwiązaniu KDT na podstawie danych indywidualnych objętych tajemnicą statystyczną, o której mowa w art. 10 ustawy o statystyce publicznej,

6.  art. 9, art. 10 oraz art. 81 k.p.a. poprzez dokonanie przez Prezesa URE rozstrzygnięcia merytorycznego w oparciu o okoliczności faktyczne ustalone na podstawie materiału dowodowego, co do którego Spółka nie mogła się wypowiedzieć,

7.  art. 7, art. 77 oraz art. 107 k.p.a. poprzez zaniechanie wyczerpującego zebrania i wyjaśnienia całego materiału dowodowego,

8.  art. 107 §1 k.p.a. poprzez pominięcie art. 37 ust. 3 ustawy o rozwiązaniu KDT w podstawach prawnych decyzji, a w rezultacie niepełne określenie podstaw prawnych decyzji,

9.  art. 6 k.p.a. poprzez obrazę obowiązku działania na podstawie przepisów prawa.

W oparciu o powyższe zarzuty (...) SA wnosiła o zmianę decyzji w ten sposób, że ustala się dla roku 2009 dla (...) SA z siedzibą w Ś. wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych w kwocie dodanej (+) (...) zł (plus sto jedenaście milionów osiemdziesiąt trzy tysiące osiemset dziewiętnaście złotych), która podlega wypłaceniu (...) SA z siedzibą w Ś. przez (...) SA z siedzibą w W. (tj. w kwocie obliczonej bez uwzględnienia klucza podziału w wysokości (...) oraz nie pomniejszonej o kwotę(...)zł).

(odwołanie od decyzji Prezesa URE z dnia 29 lipca 2010 r. (...), k. 15 – 47).

Pismem z dnia 2 grudnia 2011 roku odwołujący zmienił żądanie w ten sposób, że zamiast podanej kwoty dodanej (+) 111 083 819,00 zł wnosił o ustalenie wysokości korekty rocznej kosztów osieroconych w kwocie dodanej (+) 114 672 169,00 zł dla roku 2009.

(pismo z dnia 2 grudnia 2011 r., k. 208).

Sąd Okręgowy ustalił co następuje:

(...) SA jest podmiotem uwzględnionym w kalkulacji kosztów osieroconych wytwórców i uwzględnianym w korektach kosztów osieroconych według załącznika nr 7 do ustawy o rozwiązaniu KDT.

W rozumieniu art. 2 pkt 7 ustawy o rozwiązaniu KDT (...)SA jest wytwórcą.

Zgodnie z załącznikiem nr 7 uwzględniane dla (...) jednostki wytwórcze w kalkulacji kosztów osieroconych i korekcie kosztów osieroconych obejmują:

⚫

bloki 2, 4

⚫

bloki 9, 10

⚫

bloki 1, 8

⚫

bloki 3, 5

⚫

oraz bloki 6, 7.

(załącznik nr 7 wykaz jednostek wytwórczych uwzględnionych w kalkulacji kosztów osieroconych wytwórców i uwzględniany w korektach kosztów osieroconych).

Stosownie do załącznika nr 2 do ustawy o rozwiązaniu KDT maksymalna wysokość kosztów osieroconych dla (...) na dzień 1 stycznia 2007 r. wynosiła (...) zł. Natomiast na rok 2009 była przewidziana kwota (...) zł dla wyniku finansowego prognozowanego na poziomie (...) zł, a stanowiącego wartość netto z działalności operacyjnej skorygowanego o amortyzację, dostępnego do obsługi zainwestowanego kapitału własnego i obcego.

(Załącznik nr 2 maksymalne wysokości kosztów osieroconych dla poszczególnych wytwórców (w tys. zł na dzień 1 stycznia 2007 r.), załącznik nr (...) prognozowana wartość wyniku finansowego netto z działalności operacyjnej, skorygowanego o amortyzację, dostępnego do obsługi zainwestowanego kapitału własnego i obcego (w tys. zł)

(...) nie otrzymała zaliczki na poczet kosztów osieroconych za rok 2009, stąd zaliczki te dla wytwórcy za 2009 r. stanowiły 0 zł.

(...) SA przekazała pismem z dnia 27 sierpnia 2008 r. oświadczenie o wyborze sposobu dokonania korekty rocznej kosztów osieroconych za rok 2009 odpowiadającemu art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu KDT oraz wniosek o wypłatę zaliczki na ten rok w kwocie 0 zł (stosownie do art. 24 ust. 1).

(bezsporne).

Na żądanie Prezesa URE zostały przekazane przez Elektrownię informacje i niezbędne dane do dokonania obliczeń korekt, o których mowa w art. 30 ust. 1 i 2, art. 31 ust. 1 oraz art. 46 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu KDT.

(pismo z 15 kwietnia 2010 r. (znak: (...)), pismo z dnia 7 maja 2010 r. i pismo z dnia 10 maja2010 r. (ten sam znak: (...)), pismo z dnia 28 maja 2010r. (znak: (...)), pismo z dnia 29 czerwca 2010 r. (znak: (...)), pismo z dnia 9 lipca 2010r. (znak: (...)), pismo z dnia 14 lipca 2010 r. ((...)), pismo z dnia 19 lipca 2010 r. (znak: (...)).

W wyniku kolejnego żądania Prezesa URE zostały przedstawione dokumenty opisujące politykę sprzedaży energii elektrycznej za lata 2008 – 2009, w tym uchwały Zarządu i Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy w okresie od momentu konsolidacji z grupą (...) SA do końca 2009 r. oraz informacje dotyczące zawartych na 2009 r. kontraktów na sprzedaż energii elektrycznej.

(pismo z dnia 25 czerwca 2010 r. (znak: (...)), pismo z dnia 30 czerwca 2010 r. (znak: (...)), pismo z dnia 20 lipca 2010 r. (znak: (...)).

Rozbieżności w zakresie kryterium określonego w art. 37 ust. 1 pkt 3 ustawy o rozwiązaniu KDT, tj. średniej ceny sprzedawanej przez Elektrownię energii elektrycznej za 2008 r. zostały wyjaśnione przez wytwórcę.

(pismo z dnia 30 kwietnia 2010 r. (znak: (...)), pismo z dnia 7 lipca 2010 r. (znak: (...)).

Dla obliczenia korekty rocznej kosztów osieroconych przypadających (...)należało dokonać następujących po sobie działań przewidzianych ustawą o rozwiązaniu KDT a wymagających podstawienia danych liczbowych do wzorów podanych w:

⚫

art. 30 ust. 1

⚫

art. 27 ust. 4

W zależności od stanu faktycznego (tu według Prezesa URE taki stan zaistniał) powyższe działania podlegały skorygowaniu w oparciu o:

⚫

art. 33

⚫

art. 37 ust. 1 pkt 3.

Prezes URE ustalił wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych, oznaczoną symbolem „ΔKO(i-1)”, dla roku 2009 według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

KOZ3(i-1) —kwotę kosztów osieroconych dla danego wytwórcy określoną w załączniku nr 3 do ustawy, dla roku poprzedzającego dany rok kalendarzowy „i”, kwota ta dla 2009 roku wyniosła dla wytwórcy (...) zł (z uwzględnieniem klucza(...),

i — rok, w którym jest obliczana korekta roczna kosztów osieroconych, tutaj rok 2010,

j — kolejne lata między rokiem 2007 a rokiem poprzedzającym dany rok kalendarzowy „i”, tutaj kolejne lata pomiędzy rokiem 2007 a rokiem 2009,

Sj — stopę aktualizacji, o której mowa w art. 18 ust. 2, czyli stopę aktualizacji równą rentowności pięcioletnich obligacji skarbowych emitowanych na najbliższy dzień poprzedzający dzień 30 czerwca danego roku „j”, według danych opublikowanych przez ministra właściwego do spraw finansów publicznych oraz Główny Urząd Statystyczny, powiększonej o różnicę pomiędzy stopą kredytu redyskontowego a stopą depozytową Narodowego Banku Polskiego obowiązującymi w dniu 30 czerwca danego roku „j”; (i) za rok 2007 – (...), (ii) za rok 2008 –(...), (iii) za rok 2009 – (...)

ΔWdk(i-1) — różnicę między rzeczywistą wartością wyniku finansowego netto z działalności operacyjnej, skorygowanego o amortyzację, dostępnego do obsługi zainwestowanego kapitału własnego i obcego dla roku poprzedzającego dany rok kalendarzowy „i”, w którym jest obliczana korekta roczna kosztów osieroconych, a prognozowaną wartością tego wyniku dla roku poprzedzającego dany rok kalendarzowy „i”, w którym jest obliczana ta korekta, określoną w załączniku nr 5 do ustawy, różnica ta wynosiła (...) zł,

K0ZW(i-1) —wypłaconą wytwórcy kwotę zaliczek na poczet kosztów osieroconych w roku poprzedzającym dany rok kalendarzowy „i”, zaliczki wypłacone za 2009 r. wynosiły 0 zł,

r1 — stopę dyskonta, określoną w załączniku nr 6 do ustawy, dla kolejnych lat wynoszącą (...).

Wzór zawierał zmienne, które podlegały ocenie Prezesa URE i tak,

(i)  według załącznika nr 3 kwota kosztów osieroconych dla danego roku dla wyniku finansowego prognozowanego w załączniku nr 5 (w tys. zł na dzień 1 stycznia 2007 r.) dla roku 2009 dla (...) SA wynosiła (...) zł,

(ii)  według załącznika nr 5 prognozowana wartość wyniku finansowego netto z działalności operacyjnej, skorygowanego o amortyzację, dostępnego do obsługi zainwestowanego kapitału własnego i obcego (w tys. zł) dla roku 2009 dla (...) SA wynosiła (...) zł.

Powyższe dane Prezes URE skorygował o klucz podziału w wysokości (...). Klucz podziału został ustalony w oparciu o udział mocy osiągalnej brutto jednostek uwzględnionych do ustalenia korekty (blok 3,5 i blok 9,10) do całkowitej mocy osiągalnej brutto wszystkich jednostek (załącznik nr 7: blok 2,4 blok 9,10 blok 1,8 blok 3,5 blok 6,7).

(iii)

( (...))  ΔWdk(i-1) zawierał rzeczywistą wartość wyniku finansowego netto z działalności operacyjnej, skorygowanego o amortyzację, dostępnego do obsługi zainwestowanego kapitału własnego i obcego dla roku poprzedzającego dany rok kalendarzowy w którym obliczana jest korekta i wynik ten był kalkulowany zgodnie z art. 27 ust. 4 ustawy o rozwiązaniu KDT na podstawie przychodów wytwórcy, osiągniętych w warunkach konkurencyjnego rynku energii elektrycznej ze sprzedaży energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych oraz odpowiadających im kosztów działalności operacyjnej, w tym kosztów stałych, zmiennych, kosztów zarządu i sprzedaży.

Prezes URE uwzględnił w kosztach działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych rzeczywiste wydatki na zakup brakujących uprawnień do emisji CO2, które zostały poniesione przez Elektrownię w związku z rozliczeniem emisji za 2009 r. w kwocie (...) zł.

(iv)  Wartość wyliczonych kosztów osieroconych obniżono z uwagi na przyjęcie odpowiedzialności (...) za sprzedaż energii elektrycznej w 2008 r. po średniej cenie 152,60 zł/MWh co było o 6,8% niższe od średniej ceny rynkowej grupy przedsiębiorstw podobnych ukształtowanej na poziomie 163,79 zł/MWh.

W 2008 roku (...)realizowała sprzedaż energii elektrycznej w ilości:

⚫

88,4% łącznego wolumenu sprzedanej przez spółkę po średniej cenie 141,50 zł/MWh w ramach podstawowej umowy sprzedaży energii elektrycznej nr (...) zawartej z (...) SA dnia 9 listopada 2007 r. obejmującej okres od 1 stycznia 2008 r. do 31 grudnia 2008 r.,

⚫

5,3% łącznego wolumenu sprzedanej przez spółkę po średniej cenie 196,48 zł/MWh w ramach kontraktów krótkoterminowych oraz kontraktów (...) zawieranych przez spółkę z (...) SA w oparciu o umowę długoterminową ramową nr ibee/ (...) zawartą dnia 18 października 2006 r. na czas nieokreślony; realizowanych w okresie od 1 stycznia 2008 r. do 31 grudnia 2008 r.,

⚫

około 5% w ramach sprzedaży na rynku bilansującym.

(bezsporne).

Prezes URE przyjął, że (...) miała możliwość (i) zawarcia umowy z dowolnym podmiotem na rynku energii elektrycznej, ale nie poszukiwała innej, bardziej korzystnej pod względem cen oferty zakupu na rynku energii elektrycznej, (ii) dostosowania cen sprzedaży energii elektrycznej do zmieniających się uwarunkowań rynkowych, poprzez np. zerwanie umowy rocznej z (...) SA bez poniesienia kary umownej, a następnie zawarcia kontraktu na bardziej korzystnych warunkach niż cena 141,50 zł/MWh a takich działań nie podjęła. Uwzględnienie podanych okoliczności przemawiało za przypisaniem odpowiedzialności (...) za powstałe odchylenie średniej ceny sprzedawanej energii elektrycznej 6,8% od dopuszczalnych 5%.

Sąd Okręgowy zważył co następuje:

Odwołanie zasługiwało na uwzględnienie. W niniejszej sprawie należy wyraźnie podkreślić, że stan faktyczny sprawy był bezsporny, natomiast strony prezentują odmienne stanowiska co do interpretacji przepisów ustawy o rozwiązaniu KDT oraz wniosków wysnutych na podstawie zebranego materiału dowodowego.

Przed odniesieniem się do zarzutów merytorycznych w zakresie wydanej przez Prezesa URE decyzji wskazać należy, iż Sąd Najwyższy w wyroku z dnia 13 maja 2004 r. (sygn. akt III SK 44/04), które to orzeczenie należy stosować również w postępowaniu wywołanym odwołaniem od decyzji Prezesa (...), stwierdził, że „ celem postępowania sądowego nie jest przeprowadzenie kontroli postępowania administracyjnego, ale merytoryczne rozstrzygnięcie sprawy, której przedmiotem jest spór między stronami powstający dopiero po wydaniu decyzji przez Prezesa UOKiK. Do Sądu ostatecznie należy zastosowanie odpowiedniej normy prawa materialnego, na podstawie wyjaśnienia podstawy faktycznej, obejmującej wszystkie elementy faktyczne przewidziane w hipotezie tej normy”. Powyższe oznacza, iż nie należy do sądu powszechnego kontrola prawidłowości przeprowadzonego postępowania administracyjnego, chyba, że naruszenie zasad postępowania administracyjnego miało bezpośredni wpływ na naruszenie norm prawa materialnego. Kontrola postępowania administracyjnego i formalna kontrola decyzji nie należy do kompetencji sądu powszechnego. Uwagę powyższą Sąd czyni na początku odniesień do zarzutów podniesionych w odwołaniu od decyzji Prezesa URE, ponieważ odwołanie to zawiera zarzuty naruszenia przepisów kodeksu postępowania administracyjnego. Należy stwierdzić, iż zarzuty w zakresie naruszenia przepisów prawa administracyjnego są nietrafne, w związku z tym, że przywoływane przepisy dotyczą zasad postępowania administracyjnego i jako takie podlegają badaniu jedynie w postępowaniu administracyjnym w zakresie legalności wydanej decyzji. Rozstrzygnięcie Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów musi natomiast dotyczyć nie formalnej strony decyzji, ale merytorycznej. Odwołanie Powoda wszczyna postępowanie przed sądem powszechnym i tym samym podniesione w odwołaniu zarzuty powinny odnosić się do merytorycznej treści zagadnienia objętego decyzją. Do obowiązku Powoda należy więc wykazywanie nie braku legalności decyzji, ale braku podstaw do jej merytorycznego wydania. Z tych też przyczyn zarzuty odnoszące się do naruszenia zasad postępowania administracyjnego, o ile nie dotyczą merytorycznej treści decyzji, nie mogą być przedmiotem odwołania. Należy bowiem ponownie podkreślić, iż nie jest rzeczą sądu powszechnego kontrola legalności postępowania organów administracji.

Odnosząc się do zarzutów merytorycznych należy podkreślić, że pierwsza fundamentalna rozbieżność dotyczyła interpretacji art. 33 ustawy o rozwiązaniu KDT poprzez przyjęcie tzw. klucza podziału. Wskazany klucz podziału przełożył się na sposób wyliczenia kwoty kosztów osieroconych określoną w załączniku nr 3 do ustawy oraz prognozowaną wartość wyniku finansowego netto z działalności operacyjnej dla roku 2009 z załącznika nr 5 do ustawy. W przyjęciu tegoż klucza odwołujący upatruje naruszenia art. 30 ust. 1 w związku z art. 27 ust. 3 i 4 ustawy o rozwiązaniu KDT.

Odwołujący w odwołaniu wskazał, że w świetle obowiązujących przepisów prawa brak jest podstaw do zastosowania takiego wskaźnika w procesie ustalania korekty rocznej kosztów osieroconych, a tym bardziej brak jest podstaw prawnych do obliczenia wysokości tego wskaźnika. Ustawa o rozwiązaniu KDT nie przewiduje ani w art. 30 ust. 1 ani w innym przepisie podstawy do stosowania klucza podziału, a przeciwnie nakazuje stosowanie wielkości określonych w załączniku 3 i 5 z uwzględnieniem postanowień art. 33 ust. 3 ustawy. Zdaniem odwołującego zastosowanie klucza podziału w wysokości (...) zmieniło wzór matematyczny określony w przepisach art. 27 ust. 3 i 4 oraz art. 30 ust. 1 ustawy. Działanie takie narusza zasady państwa demokratycznego a wyeliminowanie wadliwości ustawy (zdaniem Prezesa URE taka wadliwość istnieje) nie może następować w drodze decyzji. Ponadto Prezes URE nie przedstawił dowodów na poparcie swoich twierdzeń o wadliwości ustawy, która to wadliwość sprowadzała się do nieuwzględnienia lub błędnego wyliczenia „danych modelowych” przyjętych na etapie tworzenia projektu ustawy na potrzeby wyliczenia danych zwartych w załącznikach nr 3 i 5 ustawy.

W odpowiedzi na odwołanie Prezes URE podkreślił, że zgodnie z art. 30 ust. 1 ustawy do dnia 31 lipca każdego roku kalendarzowego, w drodze decyzji administracyjnej następuje ustalenie wysokości korekty rocznej kosztów osieroconych dla roku poprzedzającego dany rok kalendarzowy, dla wytwórcy który w oświadczeniu złożonym Prezesowi URE wskazał ten sposób dokonania korekty.

Stosownie do treści art. 33 ust. 1 pkt 1 ustawy, obliczając korekty, o których mowa w art. 30 ust. 1 i 2 oraz art. 31 ust. 1, uwzględnia się tylko jednostki wytwórcze wymienione w załączniku nr 7 do ustawy do czasu, gdy wartość nakładów inwestycyjnych na daną jednostkę wytwórczą, poniesionych od dnia 1 stycznia 2005 r., w przypadku jednostek wytwórczych należących do wytwórcy - nie przekroczy 100% wartości księgowej netto tej jednostki wytwórczej na dzień 1 stycznia 2005 r.

W załączniku nr 7 do ustawy, zawarty jest wykaz jednostek wytwórczych uwzględnionych w kalkulacji kosztów osieroconych wytwórców uczestniczących w programie pomocy publicznej w zakresie kontraktów długoterminowych a następnie w korektach rocznych. W poz. 4 tego załącznika wymienione zostały następujące jednostki wytwórcze (...): bloki nr 2, 4; bloki nr 9, 10; bloki nr 1, 8; bloki nr 3, 5 oraz bloki nr 6, 7.

W oświadczeniu z dnia 14 kwietnia 2010 r. (k. 98 akt administracyjnych) (...) oświadczyła, że dla jednostek wytwórczych, wymienionych w załączniku nr 7 do ustawy, poza blokami 3 i 5 oraz 9 i 10, wartość nakładów inwestycyjnych na daną jednostkę wytwórczą, poniesionych od dnia 1 stycznia 2005 r., przekroczyła 100% wartości księgowej netto tej jednostki wytwórczej przed dniem 1 stycznia 2009 r. W kolejnym oświadczeniu (k. 99 akt administracyjnych), również datowanym na 14 kwietnia 2010 r., Elektrownia oznajmiła, że nakłady poniesione na modernizację bloków energetycznych nr 3 i 5 przekroczyły ich wartość księgową netto ustaloną na dzień 1 stycznia 2005 r. w miesiącu maju 2009 r.

Wobec tego, stosownie do treści powyższych oświadczeń, obliczając korektę roczną kosztów osieroconych za 2009 r. Prezes URE uwzględnił: bloki nr 9 i 10 – za cały rok 2009 oraz bloki 3 i 5 - za okres od dnia 1 stycznia do dnia 31 maja 2009 r.

Prezes URE wskazał, że przyjęte w ustawie o rozwiązaniu KDT dane modelowe: maksymalna wysokość kosztów osieroconych, określona w załączniku nr 2 do ustawy; kwota kosztów osieroconych dla każdego roku kalendarzowego określona w załączniku nr 3 do ustawy; prognozowana wartość wyniku finansowego netto z działalności operacyjnej, skorygowanego o amortyzację, dostępnego do obsługi zainwestowanego kapitału własnego i obcego, określona w załączniku nr 5 do ustawy; uwzględniają wszystkie jednostki wytwórcze odwołującego wymienione w załączniku nr 7 do ustawy. A zatem skoro wielkości modelowe zawarte w ustawie o rozwiązaniu KDT odpowiadają wszystkim jednostkom wytwórczym Elektrowni, poziom kosztów osieroconych za 2009 r. (zał. nr 3 do ustawy) oraz wartość prognozowanego wyniku finansowego za 2009 r. (zał. nr 5 do ustawy) odpowiada wszystkim jednostkom wytwórczym wymienionym w załączniku nr 7. Ponieważ w korekcie kosztów osieroconych za 2009 r. należało uwzględnić tylko bloki nr 9 i 10 (w okresie od 1 stycznia 2009 r. do 31 grudnia 2009 r.) oraz bloki nr 3 i 5 (w okresie od 1 stycznia do 31 maja 2009 r.), Prezes URE zweryfikował dane modelowe przedstawione przez odwołującego. W celu zachowania adekwatności pomocy publicznej dla (...), Prezes URE obliczając korektę roczną za 2009 r. wartości określone w załącznikach nr 3 i 5 do ustawy zmodyfikował w taki sposób, aby odnosiły się do faktycznych kosztów osieroconych, czyli nie zawierały „wyłączonych” jednostek wytwórczych. Dla zachowania porównywalności danych Prezes URE zastosował wskaźnik podziału danych z załączników nr 3 i 5 ustawy, ustalony w oparciu o udział mocy osiągalnej brutto jednostek uwzględnionych do ustalenia korekty w stosunku do całkowitej mocy osiągalnej brutto wszystkich jednostek tego wytwórcy, obliczony na podstawie danych przekazanych przez wytwórcę. Prezes URE obliczył, iż w 2009 r. wskaźnik ten wyniósł (...).

W ocenie Prezesa URE zarzut zastosowania ww. klucza podziału prowadzący do dokonania obliczeń korekty rocznej kosztów osieroconych za 2009 r. w sposób sprzeczny ze wzorami matematycznymi określonymi w art. 27 ust. 3 i 4 oraz art. 30 ust. 1 ustawy jest bezzasadny.

Ocena zarzut odwołującego przez Sąd Okręgowy jest odmienna. Zgodnie z art. 2 pkt 12 ustawy o rozwiązaniu KDT, koszty osierocone to wydatki wytwórcy niepokryte przychodami uzyskanymi ze sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych na runku konkurencyjnym po przedterminowym rozwiązaniu umowy długoterminowej, wynikające z nakładów poniesionych przez tego wytwórcę do dnia 1 maja 2004 r. na majątek związany z wytwarzaniem energii elektrycznej.

Koszty osierocone, to inaczej zobowiązania, jakie ciążą na przedsiębiorstwach energetycznych wynikające z przeprowadzonych inwestycji (np. proekologicznych), długoterminowych umów na zakup paliw lub energii lub umów zawartych z pracownikami. W Polsce, kontrakty długoterminowe (KDT) zawierane były przez elektrownie z (...) S.A. w latach 1994 – 1998. Celem KDT było sfinansowanie inwestycji w elektrowniach, których niewielkie zyski nie zapewniały im zdolności kredytowej. W KDT określono wielkość sprzedaży energii przez elektrownię, wysokość ceny i okres odbioru energii przez (...). Dzięki tym kontraktom elektrownie zaciągnęły ponad 20 mld zł kredytów. Pragnąc zwiększyć konkurencyjność gospodarki europejskiej na rynku globalnym poprzez obniżenie m.in. cen energii, Unia Europejska dążyła i dąży do liberalizacji rynku energii. Wiele państw deklaruje otwarcie swoich rynków w tym zakresie. W Polsce KDT blokowały liberalizację rynku poprzez zablokowanie swobodnego handlu sporą częścią energii. Kontrakty długoterminowe były selektywne i zapewniały korzyści tylko tym elektrowniom, które je podpisały, a więc zakłócały konkurencję (dane z WWW.ure.gov.pl, uzasadnienie projektu www.sejm.gov.pl, LEX).

Zgodnie z ustawą o rozwiązaniu KDT, kontrakty zostały zlikwidowane na podstawie dobrowolnych "umów rozwiązujących". Wytwórcy otrzymali prawo do pokrywania tzw. "kosztów osieroconych", czyli poniesionych nakładów inwestycyjnych, które nie zostaną pokryte przychodami po rozwiązaniu KDT. (...) do dnia 1 kwietnia 2008 r. była stroną umowy na dostawę mocy i energii elektrycznej zawartej z (...) SA w dniu 12 września 1997 roku (bezsporne). W ocenie Sądu słuszne jest stanowisko odwołującego, iż podejmował decyzję o rozwiązaniu KDT w oparciu o gwarancje wynikające z ustawy o rozwiązaniu KDT. W ustawie natomiast sposób korekty jest przewidziany w art. 30 ust. 1 przy zastosowaniu danych podlegających podstawieniu z załącznika nr 3 i nr 5. Przy opisie wzoru K oz3(i-1) ustawodawca odnosi się do „danego wytwórcy”, a nie jednostek danego wytwórcy. Podobnie przy wzorze ∆W dk(i-1) szczegółowo wskazano sposób obliczenia różnicy wartości wyniku finansowego wprowadzając możliwość korygowania, ale tylko o amortyzację a nie o ilość jednostek wytwórczych. Jednostki wytwórcze wymienione w załączniku nr 7 uwzględnia się zgodnie z art. 33 do czasu, gdy wartość nakładów inwestycyjnych na daną jednostkę wytwórczą, poniesionych od dnia 1 stycznia 2005 r. nie przekroczy 100% wartości księgowej netto tej jednostki wytwórczej na dzień 1 stycznia 2005 r. dla jednostek wytwórczych należących do wytwórcy. Wówczas zgodnie z ust. 3 korekta dokonywana za niepełny rok kalendarzowy opiera się na ułamkowych wielkościach z załączników nr 3 i 5 odpowiadająca stosunkowi liczby dni do liczby dni w roku.

Z powyższego uregulowania w ocenie Sądu Okręgowego wynika, że przy korekcie uwzględnia się tylko jednostki z załącznika nr 7 (i żadne inne) i tylko do określonego czasu (wartość nakładów inwestycyjnych od 1 stycznia 2005 r. nie przekracza 100% wartości księgowej netto danej jednostki wytwórczej). Korekta nie zakłada proporcjonalności obliczeń w odniesieniu do ilości jednostek wytwórczych, tylko w odniesieniu do czasu. Zdaniem Sądu nawet stopniowe nieuwzględnianie jednostek wymienionych w załączniku nr 7 z powodu przekroczenia nakładów inwestycyjnych nie zmienia danych z załączników nr 3 i 5, bowiem dane z tych ostatnich załączników zostały przyporządkowane (...) jako wytwórcy, a nie jednostkom wytwórczym wytwórcy. Stanowisko Prezesa URE, iż wartości modelowe odpowiadają wszystkim jednostkom wytwórczym nie ma uzasadnienia ani w ustawie o rozwiązaniu KDT ani załącznikach do ustawy, bowiem wartości modelowe przyporządkowano Elektrowni. Ustawa w art. 33 ust. 3 nie wprowadza metodologii obliczenia korekty za okres, w którym nakłady inwestycyjne na daną jednostkę wytwórczą z załącznika nr 7 poniesione od 1 stycznia 2005 r. przekroczyły 100% wartości księgowej netto tej jednostki na dzień 1 stycznia 2005 r. a takiego wniosku nie można wyprowadzić z wnioskowania a maiori ad minus.

Należy podkreślić, że w toku prac przygotowawczych nad ustawą o rozwiązaniu KDT, Komisja Europejska skierowała w dniu 23 listopada 2005 r. do władz polskich decyzję dotyczącą wszczęcia postępowania określonego w art. 88 ust. 2 Traktatu ustanawiającego Wspólnotę Europejską (TWE) w odniesieniu do notyfikowanego programu pomocowego oraz w odniesieniu do pomocy państwa przyznawanej w ramach KDT. Zastrzeżenia KE zgłoszone w toku notyfikacji i wyrażone w decyzji z dnia 23 listopada 2005 r. (decyzja została w dniu 2 marca 2006 r. opublikowana w Dzienniku Urzędowym UE Nr C 52) dotyczyły m.in. długości okresu monitorowania kosztów osieroconych; okres monitorowania wypłaty kwot na pokrycie kosztów osieroconych powinien być identyczny z okresem przyjętym do kalkulacji kosztów osieroconych. (uzasadnienie projektu www.sejm.gov.pl, LEX). Komisja w swoim stanowisku odwoływała sie do metodologii i ujęła w pkt 2.4, że w okresie trwającym od wejścia w życie projektu ustawy do 2014 r., corocznie wartość rekompensowanej różnicy będzie obliczana na podstawie faktycznych danych ekonomicznych i porównywana z wartością, która była pierwotnie obliczona na podstawie prognozy. Jeżeli rzeczywista wartość będzie różnić się od prognozy, to prowadzić to będzie do korekty, która może być dodatnia lub ujemna, prowadząc tym samym do dodatkowej płatności na rzecz beneficjenta lub do zwrotu przez beneficjenta. Z praktycznych względów, w szczególności ze względu na czas niezbędny do zebrania i opracowania wszystkich danych, obliczenie korekt faktycznie odbywać się będzie dwa lata kalendarzowe po roku, którego dotyczą dane ekonomiczne (Dziennik Urzędowy C 052 , 02/03/2006 P. 0008 – 0020).

Uwagi KE spowodowały reakcje strony polskiej i władze polskie przesłały odpowiedź do KE odnośnie zastrzeżeń do programu pomocowego oraz w zakresie KDT. W przesłanej odpowiedzi władze polskie zobowiązały się do aktualizacji programu pomocowego w zakresie uwzględnienia zastrzeżeń podniesionych przez KE co do zgodności programu z wytycznymi KE, dotyczącymi metodologii kalkulacji kosztów osieroconych. W cytowanym uzasadnieniu projektu ustawy nie przewidziano stopniowego pomijania jednostek wytwórczych (Szczegółowe uzasadnienie projektu, pkt 1 podstawowe założenia projektu). Przy art. 33 w uzasadnieniu wskazano, że artykuł „wprowadza regulacje umożliwiające zachowanie porównywalności kalkulacji kosztów osieroconych w dłuższym okresie, przez zamknięty katalog podmiotów i jednostek, które uwzględniane są w kalkulacjach kosztów osieroconych (ust. 1) oraz pewne rozwiązania mające zastosowanie, gdy okres obliczeniowy obejmuje niepełny rok kalendarzowy (ust. 2)”. Przewidziano, że w korekcie rocznej kosztów osieroconych, obliczanej w danym roku za rok poprzedni, porównywana będzie kwota kosztów osieroconych dla danego wytwórcy, określona w załączniku nr 3 z wypłaconymi zaliczkami na pokrycie kosztów osieroconych i uzyskanymi wynikami finansowymi na rynku konkurencyjnym w stosunku do prognozowanych wyników przy kalkulacji kwot kosztów osieroconych.

Dokumentem, który po raz pierwszy dotyczył pomocy publicznej udzielanej na pokrycie kosztów osieroconych i nadal jest pomocny przy tworzeniu programów rozwiązania tychże kosztów jest Komunikat Komisji dotyczący metodologii analizy pomocy państwa związanej z kosztami osieroconymi (List Komisji (...) z dnia 6.8.2001). List Komisji stanowi pomoc przy ocenie programów związanych z kosztami osieroconymi pod kątem pomocy publicznej. Określa ona kryteria, które muszą zostać spełnione, aby Komisja mogła zaakceptować projekt jako odzyskanie kosztów osieroconych. W pkt 4.1 wskazano, że „pomoc ta ma służyć wyrównaniu odpowiednich kosztów osieroconych, które zostały jasno określone i wydzielone. W żadnych okolicznościach nie może ona przekroczyć sumy tych kosztów”. Tym samym nie można uznać za wiarygodne stanowisko Prezesa URE, że wprowadzenie nowej metodologii wyliczenia „klucza podziału” ma uwzględniać zasady udzielania pomocy publicznej. Wprowadzenie takiego klucza nie było zamiarem twórców ustawy.

Kolejny zarzut oparty na naruszeniu art. 30 ust. 1 w związku z art. 27 ust. 3 i 4 ustawy dotyczył uwzględnienia „rzeczywistych kosztów zakupu brakujących uprawnień do emisji CO2” obliczonych w oparciu o najniższe ceny zakupu tych uprawnień a nie średnie ceny zakupu w okresie 1 maja 2009 r. – 30 kwietnia 2010 r.

Powyższy zarzut również zasługuje na uwzględnienie. Rzeczywiste wydatki na nabycie brakujących uprawnień do emisji CO2 (uprawnienia) stanowiły element przyjętych kosztów działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych podstawianych do wzoru na obliczenie W dkj. z art. 27 ust. 4 a potrzebnego dla obliczenia różnicy między rzeczywistą wartością wyniku finansowego a prognozowaną, czyli ∆W dk(i-1).

Odwołujący zarzucał, że Prezes URE uwzględnił zawarte przez spółkę transakcje zakupu uprawnień z okresu od 1 maja 2009 r. do 30 kwietnia 2010 r. o najniższych cenach jednostkowych (pismo z dnia 5 marca 2010 r., k. 81). Takie przyjęcie spowodowało zniżenie faktycznie poniesionych wydatków przez spółkę w związku z przekroczeniem limitów emisji CO2 w roku 2008 oraz 2009.

W ocenie odwołującego rzeczywiste wydatki powinny być obliczone w uwzględnieniem średniej ceny zakupu przez spółkę uprawnień z okresu od 1 maja 2009 r. do 30 kwietnia 2010 r. Do pokrycia wszystkich brakujących uprawnień za rok 2009 oraz za 2008 zostały wykorzystane uprawnienia pochodzące ze wszystkich transakcji zawartych w okresie od 1 maja 2009 r. do 30 kwietnia 2010 r. Odwołujący podkreślił, że przepisy ustawy z dnia 22 grudnia 2004 r. o handlu uprawnieniami do emisji do powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji (Dz.U. z dnia 29 grudnia 2004 r.) nie przewidują reguł dotyczących kolejności wykorzystania zakupionych uprawnień do rozliczenia poszczególnych okresów rozliczeniowych w zależności od ceny ich zakupu. Nie ma zasady, aby podmiot objęty systemem handlu uprawnieniami miał przedstawić do rozliczenia za dany okres rozliczeniowy jedynie uprawnienia, które zostały nabyte po najniższych cenach. Metodologia przyjęta przez Prezesa URE na potrzeby obliczania korekty za rok 2009 czyniła nieuprawnione założenie, że transakcje o cenach wyższych mogłyby być uwzględnione w korekcie za okresy przyszłe, jeżeli wytwórca wykazałby, że uprawnienia zakupione w ramach tych transakcji były podstawą do rozliczenia brakujących uprawnień w latach następnych. Takie założenie zdaniem odwołującego jest błędne, bowiem rozliczenia kosztów osieroconych dla Elektrowni zakończą się definitywnie wraz z decyzją ustalającą korektę roczną kosztów osieroconych dla roku 2014, co uniemożliwi rozliczenie w kosztach osieroconych z okresu korygowania wszystkich transakcji nabycia uprawnień wykorzystanych przez spółkę do rozliczenia brakujących uprawnień w kolejnych latach rozliczeniowych okresu korygowania, jak np. transakcji zakupionych w 2014 r. faktycznie wykorzystanej, ale nie zaliczonej do najniższych kosztów jednostkowych.

Prezes URE w odpowiedzi na odwołanie wskazał, że bezsporne jest, iż podstawą do obliczenia korekty rocznej kosztów osieroconych za 2009 r. powinny być m.in. rzeczywiście poniesione przez odwołującego wydatki na zakup brakujących uprawnień do emisji C02, których wniesienie na konto Krajowego Administratora Systemu Uprawnień do Emisji było wymagane do kwietnia 2010 r. Bezsporne jest, że wydatki na ten cel były przez spółkę ponoszone w okresie od 01 maja 2009 r. do 30 kwietnia 2010 r. Kolejnym bezspornym faktem było, że zakupione w tym okresie uprawnienia do emisji (EUA) przewyższały ilość, która brakowała w stosunku do limitu uprawnień bezpłatnych. Zatem z ilości zakupionych w tym okresie jednostek emisji, która składała się na obliczenie średniej ceny przez Elektrownię, część nie była wykorzystana na pokrycie istniejącego niedoboru uprawnień. Uprawnienia te spółka mogła wykorzystać w celu osiągnięcia gospodarczych, które nie mogły zostać uwzględnione w kalkulacji kosztów osieroconych tj. powiększyć kwoty należnej pomocy publicznej. Każdy wytwórca może dowolnie uprawnieniami do emisji. To znaczy, że może kupować i sprzedawać dowolne ilości instrumentów, wyłącznie w celu uzyskania korzyści wynikających z różnic pomiędzy ceną zakupu a ceną sprzedaży.

Prezes URE wskazał, że przyjął średnią cenę z najtańszych transakcji zakupu całej ilości uprawnień, którą odwołujący przeznaczył na pokrycie niedoborów wszystkich pięciu jednostek wytwórczych i pominął tylko najdroższe transakcje zakupu dokonane ponad potrzebną ilości uprawnień, które nie służyły pokryciu istniejącego niedoboru.

Prezes URE zaznaczył, że nie ma możliwości skorygowania prawidłowości obliczeń odwołującego zawartych w załączniku nr 9 do odwołania, z którego wynika, iż wnosi o ustalenie rzeczywistych wydatków na zakup uprawnień do emisji C02 w korekcie rocznej kosztów osieroconych na kwotę (...) zł, a nie – jak ustalił Prezes – (...)zł.

Pismem z dnia 9 listopada 2011 roku (...) złożyła wyliczenie (k. 156), do którego prawidłowości Prezes URE nie zajął stanowiska, podnosząc jedynie, że przyjęta w postępowaniu administracyjnym metodologia jest prawidłowa (k. 160 verte).

Przez uprawnienie do emisji zgodnie z ustawą o handlu uprawnieniami do emisji do powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji - rozumie się uprawnienie do wprowadzania do powietrza w określonym czasie ekwiwalentu w przypadku gazów cieplarnianych lub 1 Mg jednej z pozostałych substancji, które może być sprzedane, przeniesione lub umorzone na zasadach określonych w ustawie.

Prowadzący instalację objętą systemem, któremu przyznano uprawnienia do emisji w krajowym planie, może wykorzystać lub sprzedać te uprawnienia po uzyskaniu zezwolenia (art. 24). Jednakże prowadzący instalację, któremu przyznano uprawnienia do emisji, jest obowiązany do monitorowania wielkości emisji i rozliczania uprawnień. Jeżeli z rocznego raportu wynika, że emisja rzeczywista była większa niż emisja wynikająca z liczby posiadanych uprawnień do emisji na dzień 31 grudnia danego roku, na wniosek prowadzącego instalację, organ właściwy do wydania zezwolenia, po zasięgnięciu opinii Krajowego Administratora, może wyrazić zgodę na pokrycie tej różnicy uprawnieniami do emisji przyznanymi wnioskodawcy na następny rok okresu rozliczeniowego. Warunkiem wyrażenia zgody, o której mowa powyżej, jest zobowiązanie się prowadzącego instalację do odpowiedniego zmniejszenia emisji lub do zakupu uprawnień do emisji w następnym roku okresu rozliczeniowego. Do czasu wywiązania się prowadzącego instalację z zobowiązania, nie może on sprzedać uprawnień do emisji przyznanych mu na następny rok okresu rozliczeniowego. Jeżeli prowadzący instalację nie uzyskał zgody, lub nie wywiązał się z zobowiązania, nie może sprzedać uprawnień do emisji przyznanych mu na następny rok okresu rozliczeniowego do czasu uiszczenia kary pieniężnej (art. 47).

Nie można uznać za słuszne stanowisko Prezesa URE, że zakup uprawnień ponad brakującą ilość w stosunku do limitu uprawnień bezpłatnych mógł być wykorzystany w celu osiągnięcia korzyści gospodarczych, tj. powiększenia kwoty należnej pomocy publicznej. Przeczy temu zacytowany powyższej przepis, w którym ustawodawca przewidział kontrolę uprawnień i sankcje za ich brak. Zakup większej ilości uprawnień nie oznacza wprost działania w celu uzyskania korzyści, bowiem celem tym może być stworzenie rezerwy na poczet przyszłych niedoborów. Ponadto w zasadach uwzględniania rzeczywistych wydatków na zakup brakujących uprawnień do emisji CO2 w korekcie kosztów osieroconych za 2009 r. Prezes URE wskazał w pkt 1, że uwzględniane będą jedynie faktyczne wydatki. Następnie w pkt 3 zasad odniesiono się do rzeczywistych wydatków o najniższych cenach jednostkowych. Wreszcie w pkt 10 ustalono, że na podstawie zestawień transakcji zakupu (pkt 9) zostanie dokonana weryfikacja, czy jednostkowe koszty nie przekraczają średnich cen ważonych cen rynkowych spot notowanych na (...) oraz (...) w dniu nabycia. Jeżeli ceny przekraczają średnie ceny rynkowe o min. (...), wówczas podmiot winien przekazać uzasadnienie faktu zakupu uprawnień po zawyżonych cenach. W przypadku, gdy okoliczności będą wskazywały na celowe zawyżanie kosztów transakcji, a była ona przeznaczona na pokrycie brakujących uprawnień, koszty pozyskania danej ilości uprawnień zostaną obliczone z uwzględnieniem średnich cen rynkowych (k 82).

Przyjęta metodologia uwzględnienia „średnich z najtańszych transakcji” nie wynika z cytowanych zasad, bowiem pomiędzy pkt 3 i 10 jest sprzeczność. Stąd też należy mieć na uwadze cel wynikający z uwzględniania kosztów działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych – służą one do wyliczenia rzeczywistej wartości wyniku finansowego. Przyjęcie do wyliczeń tylko transakcji po cenach najniższych nie oddaje tego rzeczywistego wyniku, bowiem rzeczywisty obraz poniesionych kosztów jest średnią ceną wszystkich transakcji zawartych pomiędzy 1 maja 2009 r. a 30 kwietnia 2010 r. Stanowisko Prezesa URE o zamierzonych korzyściach gospodarczych odwołującego nie jest potwierdzone dowodami, jak i nie ma dowodów na celowe zawyżanie kosztów transakcji, dla której to sytuacji przewidziano pkt 10 zasad. Jednak nawet dla sytuacji zawyżania kosztów należałoby przyjąć do wyliczeń ceny średnie rynkowe, a nie najniższe. Nie jest udowodnione stanowisko Prezesa URE, że najdroższe transakcje były niezwiązane z koniecznością pokrycia niedoboru uprawnień do emisji CO2.

Ostatni zarzut materialny – naruszenia art. 37 ust. 1 pkt 3 ustawy o rozwiązaniu KDT – jest również zasadny.

(...) zarzucała, że zarówno średnia cena energii sprzedawanej przez Elektrownię, jak również średnia cena rynkowa energii dla przedsiębiorstw porównywalnych zostały skalkulowane w oparciu o „iloraz przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i regulacyjnych usług systemowych oraz wolumenu energii elektrycznej sprzedanej”. Tymczasem w art. 37 ust. 1 pkt 3 ustawy mowa jest tylko o średniej cenie energii elektrycznej. Odwołujący nie miał danych, jaki procent przychodów uwzględnionych w kalkulacji średniej ceny rynkowej energii dla przedsiębiorstw porównywalnych stanowiły przychody uzyskiwane z tytułu świadczenia usług regulacyjnych. W ocenie odwołującego analiza porównawcza dokonywana w trybie art. 37 ust. 1 pkt 3 powinna obejmować okres po rozwiązaniu KDT, tj. okres II – IV kwartał 2008 r.

Prezes URE wskazał, że uwzględnienie w obliczeniu średnich cen sprzedaży energii elektrycznej przychodów z tytułu świadczenia regulacyjnych usług systemowych nie miało wpływu na fakt zaistnienia odchylenia średniej ceny energii elektrycznej sprzedawanej przez Elektrownię o ponad (...) od średniej ceny rynkowej, o której mowa w art. 37 ust. 1 pkt 3 ustawy. Nawet pominięcie przychodów z tytułu świadczenia regulacyjnych usług systemowych spowodowałoby przekroczenie dopuszczalnego odchylenia. Uwzględnienie przychodów z tytułu świadczenia regulacyjnych usług systemowych miało służyć ocenie stosowanej przez odwołującego strategii sprzedaży na rynku energii elektrycznej w 2008 r., co mogło mieć znaczenie dla ustalenia poziomu pomocy publicznej. Odnośnie przyjętego okresu Prezes URE zaznaczył, że ustawa w omawianym przepisie operuje rokiem kalendarzowym, a weszła w życie 4 sierpnia 2007 r. bez zastrzeżenia późniejszego wejścia w życie art. 37. Kontrakty zawierane przez podmioty na rynku sprzedaży energii elektrycznej są również roczne.

Brzmienie przepisu art. 37 ust. 1 pkt 3 ustawy o rozwiązaniu KDT jest jednoznaczne. Odniesieniem dla oceny rozbieżności przez Prezesa URE jest średnia cena sprzedawanej energii elektrycznej. Tam gdzie ustawodawca uwzględnia przychody w szerszym zakresie, znajduje to odpowiednie odzwierciedlenie w przepisach ustawy jak np. art. 2 pkt 14, art. 27 ust. 4 „energia elektryczna, rezerwy mocy i usługi systemowe”. W tym kontekście nieuzasadnione było więc włączenie przychodów ze sprzedaży usług systemowych w procesie kalkulacji średniej ceny energii sprzedawanej przez (...) oraz średniej ceny rynkowej energii dla przedsiębiorstw porównywalnych.

Na podstawie art. 5 ust. 2 ustawy o rozwiązaniu KDT, 1 kwietnia 2008 r. był dniem, w którym umowy długoterminowe sprzedaży mocy i energii elektrycznej uległy przedterminowemu rozwiązaniu. Z tym dniem uległa rozwiązaniu umowa (...) na dostawę mocy i energii elektrycznej z dnia 12 września 1997 r. Tak też liczony był okres korygowania – okres ustalony dla danego wytwórcy, od dnia rozwiązania umowy długoterminowej do dnia, w którym wygasałaby umowa długoterminowa, której wytwórca ten jest stroną, lecz nie dłuższy niż do dnia 31 grudnia 2025 r. (art. 2 pkt 6). Natomiast w art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu KDT, na podstawie którego ustalano wysokość korekty rocznej dla 2009 r. oraz art. 28 i art. 37 ust. 1 pkt 3 ustawy mowa jest o roku kalendarzowym oraz danym roku kalendarzowym. „Dany rok kalendarzowy” stanowiący ocenę średnich cen sprzedawanej energii elektrycznej (art. 37) jest logicznym nawiązaniem do danego roku kalendarzowego „i” (art. 30). Natomiast dane potrzebne do korekty przedstawia się za rok kalendarzowy poprzedzający rok, w którym są przekazywane (art. 28). Zgodnie z art. 114 k.c. za rok przyjmuje się 365 dni. W ocenie Sądu dokonanie korekty rocznej za rok 2009 wymagało dokonania oceny średnich cen za rok 2009 a nie 2008, albowiem korekta jest ustalana w roku 2010 dla roku 2009 (art. 30 – rok poprzedzający dany rok kalendarzowy i art. 28 wszelkie dane mają być przekazywane w danym roku za rok kalendarzowy poprzedzający rok przekazania).

Niezależnie od powyższego Sąd Okręgowy odmiennie ocenia odpowiedzialność (...) w świetle wytycznych z art. 37 ust. 1 pkt 3 ustawy o rozwiązaniu KDT. Po pierwsze, w momencie zawierania umowy rocznej z (...) w dniu 9 listopada 2007 r. cena średnia nie odbiegała od cen rynkowych. Przyjęta cena 141,50 zł/MWh przewyższała średnie ceny opublikowane przez Prezesa URE na rok 2008 (w dniu 19.12.2007 określono je na 138,00 zł/MWh). W przedziale roku 2008 średnie ceny wzrosły o (...) (18.01.2008 – 142,00 zł/MWh, 23.04.2008 – 147,50 zł/MWh) i uwzględnienia takiego wzrostu cen trudno oczekiwać od Elektrowni. W ocenie Sądu Okręgowego ocena kontraktów w kontekście ustalonych ceny sprzedaży winna odbywać się ex ante a nie ex post. Innymi słowy, można byłoby przypisać Elektrowni odpowiedzialność za powstałe odchylenie w średniej cenie sprzedaży energii elektrycznej gdyby nie dochowała należytej staranności w procesie zawierania umów. Odwołujący podkreślił, że dokonał analizy rynkowej, w ramach której dokonano oceny przewidywanej dynamiki rozwoju rynku energii elektrycznej. Ceny w umowie z (...) zostały ustalone na poziomie rynkowym w oparciu o wiedzę z rynku energii aktualną z chwili podpisywania umowy. Nie zostało udowodnione przez Prezesa URE, że już w roku 2007 roku były prognozy znacznego wzrostu cen i można było przewidzieć wzrost cen o średnio (...)

Sąd Okręgowy nie uwzględnił zmiany żądania wskazanej w piśmie datowanym 2 grudnia 2011 r. bowiem dokument w postaci informacji Prezesa URE z dnia 16 sierpnia 2011 r. , który stanowił podstawę dla tej zmiany został złożony z uchybieniem art. 479 ¹² k.p.c.

Mając powyższe na uwadze, Sąd uznał, iż zarzuty odwołującego są uzasadnione i ich uwzględnienie prowadzi do korekty obliczeń kosztów osieroconych za 2009 rok. Prezes URE nie kwestionował wysokości korekty rocznej kosztów osieroconych żądanej przez (...), a jedynie metodologię zmiany żądania. Biorąc pod uwagę brak wypowiedzenia się do rachunkowych obliczeń odwołującego, Sąd uznał je za przyznane co uzasadnia uwzględnienie odwołania Powoda w części i zmianę decyzji Prezesa URE z dnia 29 lipca 2009 r.

W przedmiocie kosztów postępowania, Sąd na mocy art. 98 § 1 k.p.c. postanowił obciążyć Prezesa URE w całości kosztami opłaty od odwołania oraz kosztami zastępstwa procesowego.

SSO Jolanta de Heij - Kaplińska